建議收藏！2023年氫能產業關注這3大層面和12大關鍵點！
來源：高新院 achie.org 日期：2023-01-28 點擊：次
全球氫能已進入產業化快速發展新階段，歐美日韓等20多個主要經濟體已將發展氫能提升到國家戰略層面，相繼制定發展規劃、路線圖以及相關扶持政策，加快產業化發展進程，氫能產業熱度持續上升。本文將從政策、市場、技術3大層面出發，全面梳理氫能產業發展現狀并對2023年發展趨勢作出展望。
NO.1
政策
國家層面：頂層設計使氫能發展路徑預期更為清晰
回顧2022年的氫能政策，從中央到地方政策不斷疊加，政策框架不斷完善，體系漸趨豐富。目前的政策框架大致可分為三個維度：
中央的產業頂層設計
正在推行的燃料電池示范應用補貼政策
各地方的氫能產業政策規劃
國家發改委2022年3月23日發布《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）》（簡稱“行業中長期規劃”），體現出政策對未來氫能產業的發展定位，也明確了政策鼓勵的應用場景和領域，勾勒出氫能中長期藍圖，有助于強化投資者對氫能產業發展信心，提振產業參與者的長期預期。
行業中長期規劃對投資而言主要有三大核心要點，包括氫能定位、未來發展目標以及應用方向。
在產業定位中，氫能被正式確定能源，且是能源體系的重要組成部分，此外氫能產業鏈相關環節也被納入國家戰略新興產業的范疇。
相關的量化發展目標主要對應2025年的目標，一大目標是氫能車保有量達到5萬輛，另一目標是可再生能源制氫量在10～20萬噸。
對于未來的應用方向，政策規劃了包括交通、儲能、分布式能源以及工業領域的減碳四大領域。
在交通領域中，政策提到燃料電池車在商用車型上的優勢，也提出氫能車是對鋰電車的互補；儲能領域中，氫能儲能的優勢主要在長周期、大規模場景中；分布式能源的應用可以看作是儲能領域的拓展，主要是利用氫能在不同能源間靈活轉換的特性；氫能在工業領域中的減碳主要是替代傳統的化石能源作為燃料或者化工原料，預計在“碳中和”的階段會得到普遍的推廣。
地方層面：各地政策陸續推出，至2025年各地FCEV規劃累計推廣量超10萬
示范城市群方面，上海城市群2021年率先落實了2025年推廣規劃與補貼細則，2022年8月，廣東省的推廣規劃與補貼細則出臺，至此第一批入選的上海、京津冀、廣東城市群對應規劃和補貼細則已經全部出臺。
第二批入選示范城市群的河北、河南分別于2021年8月和2022年9月明確了省級推廣規劃。
2022年也是非示范城市群政策“井噴”的一年。
山東、山西、陜西、內蒙古、川渝、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出臺了中長期推廣規劃，非示范城市群中，政策的完善程度有所不同，山東、內蒙、湖北等地的部分地級市還出臺了補貼政策，但并不意味著沒有推出補貼的省份就會更差，例如山西、四川等地可以依靠自身較為廉價的氫氣實現FCEV的低成本運營，市場機制的推動作用也不可小覷，2022年四川、山西的良好的上險量表現就說明了這一點。
當前氫能各領域產業化的領頭羊在于FCEV，FCEV增長空間在于各地規劃的推廣數量，補貼政策的落地速度與基礎設施完善程度則是決定增長速度的兩個核心因素。
從各地規劃的推廣目標來看，僅示范城市群2025年的目標就超過3.5萬輛，這只是省級文件中明確的推廣量，實際上示范城市群內部的地級市推廣量加總大概在5萬輛左右，其中廣東的額外增量最大，其內部地級市推廣量加總已經超過2萬輛。非示范城市群規劃的推廣數量已經超過示范城市群，累加起來全國范圍2025年的規劃量可超過10萬輛。
影響推廣速度的兩個因素之一的補貼政策已經在2021年9月開始落地推行，另一個影響因素就是氫能供給及其基礎設施，即氫氣來源與加氫站建設。
氫氣來源方面，當下綠氫滲透率不高，所以氫氣主要還是依靠工業副產氫或化石能源制氫，并且受制于運輸成本，加氫站氫氣基本都來源于本地。
山西、陜西、內蒙等傳統化石能源豐富省份有大量的副產氫，具備天然優勢。
之前，由于氫氣還是作為危險化工品被監管，各地政府對于制氫與加氫站建設都持謹慎態度，但是2022年中央頂層設計發布之后，部分地區政府開始出臺相關政策逐步放松對制氫和加氫站建設的要求，允許在非化工園區制氫、建制氫加氫一體站，比如廣東。
此外，2022年12月14日，中共中央、國務院印發了《擴大內需戰略規劃綱要（2022-2035年）》，明確提出“推進汽車電動化、網聯化、智能化，加強停車場、充電樁、換電站、加氫站等配套設施建設”，我們預計這一信號或使得地方政府對加氫站建設的謹慎態度進一步放松。
此外，河南等地還提出加氫站適當超前建設的政策。加氫站建設建設周期并不長，若政策進一步放松，其建設和投運也會加速。
國際層面：合作逐漸展開，國內企業有望依靠成本優勢出海
全球氫能發展相對領先的地區有美國、歐洲、日韓，而沙特阿拉伯、阿聯酋等中東國家也瞄準了氫能，沙特阿拉伯雖未發表書面文件，但是已經提出了氫能戰略目標。
全球氫能發展的主要邏輯有：
第一，從環保的角度出發實現清潔能源轉型，典型如歐洲，歐盟在碳市場（EU ETS）的框架之下，各國都肩負著脫碳的任務；
第二，能源安全角度，本國化石能源稟賦較差，希望通過氫能革命擺脫對化石能源的的嚴重依賴，典型如日韓，俄烏沖突使得歐盟也將發展氫能作為能源安全的重要方向；
第三，出于經濟原因想要保持產業領先地位或者希望通過氫氣出口賺取經濟收益，典型如美國、澳大利亞以及沙特阿拉伯等中東國家。
沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口國，也擁有地球上最優異的太陽能和風能資源。優異的風光稟賦有望使得沙特未來成為制取綠氫最為便宜的國家，沙特計劃2030年達到年出口400萬噸氫氣，其光伏、風電設備和電解槽將會是一個巨大的市場。
而我國的堿性電解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有顯著的成本優勢。同時我國強勢的光伏產業有望帶動電解槽的出貨，光伏企業本就與氫能行業關系緊密，隆基、天合、協鑫等皆跨界氫能，海外市場的打開，或使得光伏企業與電解槽企業合作更加緊密，攜手出海。
基于以上兩點優勢，我國電解槽具備搶占國際市場的能力，光伏電解槽一體、電解槽企業有望率先受益。
總結而言，2022年氫能政策東風強勁，國內政策框架逐步完善，官方推動的國際合作也開始展開。
展望2023年，我們判斷市場預期關注的焦點會從政策催化本身切換到各地方政策實際落地效果以及數量目標的實現進度，若各地方政策落實有效，各層面產業政策疊加共振，產業擴張速度有可能超預期。
NO.2
市場
2022年氫能車數據回顧：高速增長，仍待突破
根據中汽協統計，2022年前11月，氫車產/銷/上險量分別為2969/2789/3755輛。1~11月整車廠上險量前三的廠家分別是：北汽福田634輛、宇通客車584輛、佛山飛馳449輛。
工信部推薦車型目錄方面，2022年第1~11批總共入圍車型272款，較2021年全年12批的車型增加29%，入圍的燃料電池廠商68家，較2021年全年12批的廠商增加13家。
入圍車型延續了高功率化的趨勢。車型結構方面，根據中信保上險量數據，顯示2022年1~11月客車占比從1月的83%逐漸縮減到11月的9%，重卡占比從1月的9%逐漸增加到11月的51%，并且2022年1~3Q重卡主要在氫能源較為豐富的地區推廣，我們認為重卡有望繼續保持主導地位并率先實現經濟性。
前11月FCEV上險量近4000輛，工信部推薦車型同比增加近3成
根據中汽協以及中信保數據，2022年前11月FCEV產量為2969輛，銷量為2789輛，上險總數為3755輛。2022年上半年產量一直大于銷量，主要系2021年下半年確定燃料電池示范城市群政策，業內熱情與預期較高。但是受制于疫情與補貼落地速度，銷量推進速度較慢，形成了一定的庫存壓力。
據數據統計，2021年年底庫存量為280輛左右，今年7月庫存增加到750輛，導致8月開始減產去庫存。
從上險量數據看，2022年前5月上險量數據欠佳，6月上險量陡增，一方面是因為6月疫情相對緩和，前期被延遲的訂單出現了集中交付的情況；另一方面也與示范城市群首年推廣考核臨近（2022年8月）有關，但是除京津冀城市群以外，其他城市群第一年推廣進度并不理想，2022年跟計劃相比“拖欠”的量，或在2023年釋放。
車企份額方面，根據中信保數據，2022年1-11月市場份額TOP5分別是北汽福田、宇通客車、佛山飛馳、蘇州金龍、上汽大通，對比2021年TOP5名單，僅有一席發生變化，2021年第二名的南京金龍換成了2022年第五名的上汽大通，上汽大通主要是得益于2022年10月80臺MPV在上海的投運。
總體來看，兩年比較下來，TOP5的車企較為穩定，而TOP5之外的變化較大，說明雖然整車市場當下市場格局并未穩定，但是頭部車企已經具備了一定的市場地位，有望在接下來的示范城市群推廣階段繼續保持領先優勢。
工信部推薦車型目錄方面，2022年，前11批車型目錄總共入圍272款車型，相比2021年全年的210款增加了29%。同時，2022年入圍的燃料電池系統廠商有68家，相比去年的55家增加了13家。
配套份額方面，第一名是重塑科技，配套34款，占比12%；其次是億華通，配套31款，占比11%；第三是國鴻科技，配套24款，占比9%。
而2021年僅有兩家配套超過20款的企業，入圍廠商數量、入圍車型數量和頭部企業配套數量的全方位增加說明了氫車產業熱度的持續增加。
在系統廠商與整車廠商配套方面，以上榜車型最多的四家燃料電池廠商來看，重塑科技共與9家整車廠配套，和鄭州宇通配套率最高，達62%，為其配套21款車型；億華通與14家整車廠商配套，和鄭州宇通配套率最高，達26%，為其配套8款車型；國鴻科技與8家整車廠商配套，和佛山飛馳配套率最高，達38%，為其配套9款車型；捷氫科技與8家整車廠商配套，和上汽集團配套率最高，達31%，為其配套5款車型。
工信部推薦車型高功率化趨勢明顯，這與燃料電池快速的產品迭代與使用需求相關，當下主要的應用場景是長途客運、干線物流、礦山、港口等場景，主流的燃料電池廠商都在不斷推高新產品的功率，打造燃料電池汽車大功率的優勢以滿足下游應用場景的需求，在鋼鐵廠、礦山等短途倒轉場景下，120～130kW的系統即可滿足類似需求，但是長途重載、干線物流由于路況和地形條件更為復雜，則需要系統功率提升至250～300kW。
自2021年年底億華通發布了240kW的系統，率先開啟200kW時代后，氫晨、國鴻、愛德曼、捷氫、重塑等緊跟步伐發布了200kW+的系統，預計頭部企業高功率產品增加的趨勢會在2023年得到延續。
但考慮到補貼的功率上限在110kW，同時也兼顧配套重卡需求，中小型氫能企業的產品功率可能集中于120～130kW附近。
重卡占比逐漸增加，銷售流向氫源豐富的城市
從車型結構來看，主要車型是重卡與客車，客車份額上半年占據優勢，但下半年逐漸萎縮，從1月的83%減少到了11月的9%，與之相反，重卡比例逐漸增加，從1月的9%增長到了11月的51%。
2022年1~3Q，各種車型之中，重卡的銷售流向較為集中，上海占據了29%，北京27%，太原14%，嘉興10%，鄂爾多斯7%，臨汾4%，其他地區9%。
在各類車型中，重卡的比例進一步提升，《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》與《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》中傾向于中重型車輛的政策效應開始顯現。
當下FCEV依舊面臨整車購置成本過高的問題，但是如果將運營成本計入，在某些氫氣價格較低的地方，氫能重卡可以依靠廉價氫燃料的優勢在全生命周期成本（運營成本+車價）上打敗燃油重卡，重卡是FCEV未來最可能率先實現經濟性的車型。
在重卡的流向地區上也能夠體現出這一點。2022年1~3Q，重卡去向最多的6個城市就占據91%的份額，除了北京與上海，太原、嘉興、鄂爾多斯、臨汾的共同點是本地都有豐富的氫氣來源，可以實現低成本用氫。
例如鯤華科技與其在山西的合作伙伴自建加氫站，可以實現25元/kg的氫氣價格，在此價格水平之下，49t氫氣重卡在補貼的情況下全生命周期成本就已經接近燃油重卡。
多地FCEV首批投運與單次大批量投運頻現，或開啟FCEV與加氫站的良性循環
2022年的另一趨勢是各地FCEV的投運增加，具體表現在：
一方面是多地首批氫車投運逐步加快，另一方面是單批次投運的氫車數量較多。
首批氫車投運大概率意味著首座加氫站的投入運營，單次投運氫車數量增加意味著加氫站的負荷率會上升，能夠很大程度上緩解當下加氫站營運不加、投資回報率低的問題。
2022年FCEV投運集中于下半年，對應到數據上就是上險量下半年數量增加。
從地域來看，涉及的地域較廣，但是主要還是集中于示范城市群與山西等地，其中還有一大亮點在上海的80輛網約車投運，這是氫能源車首次在乘用車上的規?；哆\。
2022年氫能車整體數據低于預期，主要原因有：
1）補貼落地慢，庫存高，企業資金壓力大，行業運轉緩慢。
2）上半年疫情對燃料電池的生產與推廣都帶來較大阻力，同時疫情也造成了氫能車供應鏈和地方財政對產業鏈的支持補貼力度。
展望2023年，國家已經提出了擴大內需穩經濟的戰略，而且大概率會將氫能產業作為一個著力點，預計后期補貼財政資金將會較快到位。
另外，隨著近期國內疫情防控的逐漸放開，對經濟環境預期的改善同樣也會拉動氫能產業的增長，預計2023年氫能車可實現8000-10000輛的產銷量。2023年氫能車輛降本有望再接再厲。
燃料電池重卡目前增長趨勢向好，但經濟性未占優勢
2022年3月，國家發改委發布的《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，提出“立足本地氫能供應能力、產業環境和市場空間等基礎條件，結合道路運輸行業發展特點，重點推進氫燃料電池中重型車輛應用，有序拓展氫燃料電池等新能源客、貨汽車市場應用空間，逐步建立燃料電池電動汽車與鋰電池純電動汽車的互補發展模式”。
我們認為無論是從政策規劃，還是經濟性角度，未來氫能在交通車輛領域的重點還是重型商用車，從目前的市場推廣看，氫能重卡的發展前景也值得期待。
為什么我們中短期優先看好氫能重卡市場前景？從車輛運行原理而言，氫燃料電池車和鋰電池車都是電力驅動，電機和電控系統類似，區別就在于電力來源上。
氫燃料電池可以看作小型“發電機”，而鋰電池則更類似于“儲電”的裝置。
氫電和鋰電相比，在一些應用場景有明顯的優勢：
充能時間較短，對重卡司機使用體驗較為友好：純電動重卡的充能時間普遍在1.5小時左右，而氫燃料重卡的充能時間普遍在10分鐘以內，具有明顯優勢。
雖然電動汽車目前也在推廣換電，可以節省充能時間，但續航里程短和頻繁的換電次數會明顯影響重卡運營效率和使用經濟性，因此從清潔電動車型看，氫燃料重卡更適合長距離運輸。
適合于低溫環境：鋰電池的最佳工作溫度一般在20℃以上，一般放電工作溫度在-20～60℃。重卡常用的磷酸鐵鋰電池在0℃時放電效率只有85%，在-20℃時放電效率只有將近一半。雖然針對鋰離子動力電池低溫性能也有改進措施，但會對其它一些技術指標如循環性和能量密度等帶來較大的負面影響，并且增加電芯成本。
氫燃料電池雖然有“冷啟動”的問題，但國內已普遍實現-30℃低溫啟動，在低溫環境下并不會出現明顯的電量衰減，可滿足北方冬季絕大多數的應用場景。
單次充能續航里程長：目前國內重卡普遍配置10個儲氫罐，單罐儲氫重量在3.5～4kg氫氣，至少可以驅動31噸載重的重卡運行約400公里，而鋰電重卡充電一次，續航里程僅在100～200公里。
既然氫能重卡有諸多優勢，為什么氫能重卡的推廣數量還比較有限？最主要的還是成本上的劣勢。
我們按照燃油、氫電、鋰電三種不同能源類型的車輛，分別測算客車、重卡、乘用車三類用途車輛的成本，考慮的成本主要包括：
1）車輛購置成本按照汽車使用年限計算的“折舊”成本
2）年度燃料使用成本
3）年度維修保養成本
4）年度保險及停車等稅費
單位能源假設分別是燃油成本8元/L、氫氣成本35元/kg、電費為0.5元/kwh。從我們推算的結論而言，在目前的技術路線下，無論是客車、重卡還是乘用車，鋰電都有絕對的成本優勢，我們測算鋰電類型的客車/重卡/乘用車年度成本分別為23/35/3萬元，而氫電類型的客車/重卡/乘用車成本分別為43/72/7萬元，氫電的成本基本比鋰電成本高1倍以上。
因此從經濟性而言，鋰電是目前最有競爭優勢的車型。
如果考慮燃料電池示范應用城市的補貼金額和覆蓋期限，氫能車目前考慮補貼下，我們測算實際的年度成本為33/62/4萬元，依然明顯高于鋰電。
如果將氫能重卡與燃油重卡成本比較，從初始購車費用和日常維護成本的角度，兩者差異不大，主要的差別在于燃料成本。
我們按照行業平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氫燃料重卡每百公里消耗氫氣約12kg，按照8元/L和35元/kg的單位燃料成本測算，百公里燃料成本分別為280/420元。
因此，以目前的成本體系和水平，若要在運行過程中實現平價，則需氫氣的價格降至25元/kg左右。
燃料電池商用車降本路徑展望：2025年成本有望較目前下降30%
那么未來氫能大型商用車降本的節奏如何？我們先從車輛構成開始拆分（測算），目前一輛氫能重卡或者大巴車的制造成本大約120～130萬元，比例而言，電池系統占比最高，大約占到60%，即一套電池系統的成本大約70萬～80萬元，汽車車骨、零部件成本大約分別占比10%，電控、電驅系統各占8%～10%。
如果再將電池系統拆分，其中核心的成本占比是電池電堆，其次是儲氫系統，之后是壓力、增濕系統等。電堆本身大約占到整個車輛成本的33%。
可見，燃料電池系統是氫能車成本構成占比最大的一部分，因此未來如果燃料電池電堆成本能夠不斷下降，對燃料電池車的降本也有積極效果。
從過去幾年的產業發展看，國內電堆以及電池系統的價格已經出現了明顯的下降，根據行業內龍頭公司國鴻氫能的招股書中披露數據，國鴻氫能2019年平均銷售電堆價格為3441元/KW，至2022年上半年價格已降至1554元/KW，四年成本累計下降55%。
同樣，電堆價格自2019年的15213元/KW降至2022年的4117元/KW，降幅超過70%。
國內龍頭企業降本也帶動了整個行業降本，從行業平均水平看，2016-2017年，國內剛開始銷售燃料電池車時，電堆成本大約在7000～8000元/KW，至2020年成本實現了減半，我們預計2022年成本有望再次實現減半，降至1500～2000元/KW。
電池系統而言，剔除電堆成本以外的價格也出現了快速下降。以國鴻氫能披露的數據，剔除電堆之外的價格，2019-2022年上半年電池系統BOP價格也有70%～80%的下降。
電堆和電池系統成本的持續下降主要得益于兩大路徑：
一是技術進步帶來的材料國產化；二是制造規模化和自動化帶來的規模效應。
以電堆成本而言，主要由雙極板和膜電極兩大部分組成，其中成本又以膜電極為主，約占電堆成本的60%～65%。
膜電極核心的材料有三類：質子交換膜、催化劑和氣體擴散層。
質子交換膜與氣體擴散層國產化率還非常低，一方面量產的產線很少，氣體擴散層材料還沒有大規模量產的產線；另一方面，國內龍頭電堆企業對國產的兩類材料驗證比例較低，產品的升級和迭代都受到很大的制約，所以這兩類產品的成本過去幾年降本效果并不明顯，未來如果國產化有突破，預計還會有比較大的降本空間。
催化劑材料而言，目前國內企業產品性能已經達到了國際一流水平，但是貴金屬鉑金類的材料占比相對還比較高，未來如果鉑金材料的用量下降50%，預計催化劑的成本也可以下降30%。
從膜電極部件整體角度考慮，雖然核心材料在國產化和成本下降方面依然有空間，但是過去兩年，隨著膜電極產品批量化的需求增加，膜電極生產加工的工藝升級（如自動化的雙面涂布、更合理的材料配比設計）、規模化效應也幫助膜電極制造環節實現有效降本。
根據國鴻氫能招股書中的預期，膜電極產品的價格在2022年預計會下降到860元/KW，2025年有望下降到510元/KW，成本下降的幅度或超過40%，按照國鴻氫能預計相應的商用車型如果用150KW的電堆，單車的膜電極成本有望累計降低5萬元左右。
對于雙極板而言，國內目前的主流路線還是以石墨雙極板為主，其典型的特征就是易于加工、耐腐蝕壽命長，根據高工氫電的統計，目前石墨板的成本構成大致包括30%的材料成本，30%的人工成本，35%的刀具成本，5%的其他制造費用，未來石墨板降本途經包括：
1）優化流場設計、減少流槽數量；
2）適當降低流槽機械加工精度；
3）提高加工設備自動化程度；
4）通過材料升級的方式來提升加工效率，降低成本。
比如國鴻氫能的采用低成本的柔性膨脹石墨板路線，減輕了石墨板的脆性，也有效降低了成本。
另外一類雙極板的路線是金屬雙極板，優勢就是厚度薄，可進一步提升電堆的單位體積效率，適合大功率高效電堆使用。
金屬雙極板的主要加工工序有開模、沖壓、涂層、封裝，其中涂層是最重要的環節，直接影響雙極板的壽命，同時也是成本最高的環節（占整個成本的50~60%），其生產設備組占據總成本的大部分，現階段國內的大部分廠商采用的是進口設備，設備折舊金額大，因此金屬板的規?；当拘浅ｏ@著。
石墨雙極板國內技術已比較成熟，金屬板在國外制造設備的引進下，規模降本也逐步顯現，未來雙極板降本的效果預計主要來源于設計工藝的改良以及生產規模的進一步擴大。
除了上述電堆相關材料端自身的技術進步之外，規?；瘜当镜呢暙I到底有多大？
我們以動力電池龍頭寧德時代的成本數據做參考，我們將公司動力電池成本拆分為材料成本和非材料成本，非材料成本包含人工、折舊及制造費用等，這一項目的變化可以在一定程度上體現出規模效應對成本下降的影響，2015-2021年，寧德時代電池銷量從2.19GWH上升到133.41GW，CAGR為98%，單位非材料成本的年均復合變動率為-14.6%，可見規模效應對降本推動非常顯著。
我們預測2022年全國燃料電池出貨量為0.35GW，且到2025年出貨量或達到2.6GW，對應2022-2025年CAGR為95%，預計燃料電池費材料類的降本速度也可參考動力電池龍頭公司的降本速度，對應2022-2025年CAGR在14%～15%之間。
我們預計，隨著國內技術進步以及規模化效應的疊加，未來國內氫能車成本或有持續的降本，目前氫能重卡的成本約140萬元/輛，預計2025年可以降至100萬元/輛，至2030年可降至80萬元/輛，基本可以實現與鋰電、柴油相應車型的平價。
對于主要明細項目的下降幅度，預計電堆成本2025年成本累計下降25%～30%，2030年成本累計下降20%；儲氫系統成本至2025年累計下降30%，2030年成本累計下降15%。
我們預計隨著氫能車的降本疊加經濟的恢復，2023年銷量或超過9000輛，其中大型客車及大型卡車銷量分別為1250、2000輛左右；輕型貨車或物流車由于種類多、應用場景豐富，依然是銷量最多的車型，預計銷量接近6000輛。
我們按照上述車輛假設，預測2023年單日新增氫氣需求量約為42噸，假設單站平均加氫能力在500kg/日，預計新增加氫站約為84座。
從另一個角度來預估，按照當下比較常見的車、站比例100：1計算，預計2023年合理新增的加氫站應該在100座，由此預計2023年加氫站新增量或在85～100座。
一座加氫站建設費用1600萬左右，分為三大部分：土建施工費用、設備費用和其他系統費用。
加氫站中主要設備包括儲氫系統、壓縮系統、加注系統、站控系統等，核心設備有壓縮機、儲氫瓶組和加氫機，三者加起來的成本占設備總成本的8成左右，其中壓縮機占設備總成本是最高的，約占整個建站費用的25%～30%。按照2023年新增加氫站100座的假設，對應的加氫站主要設備（壓縮機、加氫機、儲氫瓶組）需求規模約5.6～6億元。
展望“十四五”，國內氫能源車有望完成從產業導入期到量產的階段，結合各地方政府的氫能源規劃，我們預計2025年全國燃料電池車保有量有望達到8萬輛，其中預計乘用車、客車、重卡、物流車保有量將分別達到4500、10000、16000、47500輛左右，相應的燃料電池需求預計將從目前的0.35GW左右上升至2025年的2.6GW；預計2050年燃料電池車保有量將達430萬輛?？稍偕茉粗茪漤椖吭龆?，商業模式漸趨完善。
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技術
電解槽技術路線分析：堿性電解槽是目前主流，PEM電解槽降本是關鍵
國家發改委發布的《氫能中長期發展規劃》提出至2025年可再生能源制氫量達到10～20萬噸/年的目標，將“綠氫”作為新增氫能消費的重要組成部分，實現CO?減排100～200萬噸/年。
因為之前市場普遍認為綠氫成本實現平價是在2030年前后，進入“碳中和”階段“綠氫”才會大規模上量。
但隨著2025年政策目標的明確，預計可再生能源制氫的推進也將提速。
目前全球成熟的電解水制氫技術，主要是堿性電解和PEM電解兩種方式。兩者的成本構成也有明顯的區別，PEM電解水制氫的絕對成本高，主要是雙極板、膜材料以及鉑、銥等貴金屬催化劑材料，成本明顯高于堿性電解槽。
比較目前主流的電解水制氫技術以及有發展潛力的技術，我們按照技術路線演進的時間線進行展望：堿性電解水技術憑借成本低、技術成熟度高的優勢，目前在國內是主流路線，預計將會長期占據電解水制氫技術的主導地位。
PEM電解水技術目前已經初步形成產業化并在部分地區建設示范應用，隨著技術的進步和成本的下降，預計最快將在2025～2030年形成規?；瘧?。
固體氧化物水電解技術（SOEC）目前理論上能量轉換效率最高，采用固體氧化物作為電解質材料，可在400~1000℃高溫下工作，可以利用熱量進行電氫轉換，具有能量轉化效率高且不需要使用貴金屬催化劑等優點，也有望成為未來技術的發展方向，預計在2030年之后可逐步應用于規?；目稍偕茉粗茪洹?/div>
“綠氫”技術路線分析：生產降本路徑明確，2030年有望全行業實現平價
現行技術條件下電解水制氫成本較高，其中主要包括電費成本，設備折舊成本、人工費用等。
隨著技術的進步以及自動化生產，設備成本會逐漸下降；提升設備使用時長從而提升氫氣產量的方式也可以攤薄設備的折舊成本和其他固定費用。
此外，占比電解水成本較高的電價也會隨著光伏、風電等可再生能源的發展持續下降。
2021年在“雙碳”目標提出之后，國內電解水制氫項目規劃和推進逐步加快。目前國內的電解水制氫路線以堿性電解槽為主，主要是堿性電解槽技術路線成熟，成本具有顯著優勢。
PEM電解槽由于成本高，商業推廣依然需要時間，而且從目前的國內商業模式下，PEM槽的技術優勢并不明顯。
從國內項目規劃而言，綠氫的下游應用主要包括化工、燃料電池車、熱電聯供等儲能領域。
從經濟性和現有市場規?？矗ぴ鲜蔷G氫最主要的利用途徑，這是因為：
首先，綠氫制取在大部分還是在化工園區進行。安全監管層面，氫氣歷史上長期作為危險化工品被管理，因此在大部分省份氫氣的生產只能在化工園區進行，將制取的氫氣直接提供給園區化工企業使用，減少了運輸成本，經濟性可以最大化。
其次，化工用氫需求大，商業模式穩定。傳統上部分化工生產路線生產需要加氫，之前都是化石能源制取的氫氣作為氫源，替換成綠氫既可以幫助化工生產過程減碳，又不需要額外的轉換工藝，因此有穩定的市場需求。而綠氫其它領域的應用，目前的經濟性和商業模式還在探索過程中。
由于新能源發電的波動性以及電解槽響應時間的缺陷，且電網目前很難為化工園區的制氫項目接入專線，所以目前國內堿性電解槽較為理想的應用模式還是直接利用網電作為電解槽用電來源，同時利用配套新能源電站的電量對沖網電成本，類似模擬結算的方式確認用電成本。
這樣一方面可以保證電解槽運行的持續性，另一方面通過自身低成本的新能源發電來降低電解綜合用電成本，有助于降低綠氫的制取成本。
在這種模式下，我們測算目前堿性槽平均的電解電價約0.35元/kwh，對應制氫成本在24.07元/kg。
如果制氫項目配套的新能源電站發電小時數較高，比如風光互補的新能源電站，向電網貢獻的電量更多，電解綜合用電成本也會更低，預計較低的電價成本可以達到0.25元/kwh，對應的成本大約可降到20元/kg以內，大約對應17.07元/kg，基本與化石能源制氫中的高成本路線持平，但目前僅有少部分企業可以達到這一水平。
我們判斷至2030年，行業平均的用電成本可以降至0.25元/kwh，實現與化石能源制氫成本的平價。
但上述模式（化工園區制氫+新能源電站與制氫項目位置分離）對PEM電解槽制氫并不友好，因為直接采用網電制氫無法發揮PEM電解槽響應快的優點。
不過長期看，隨著現場制氫的逐步松綁、特殊場景下制氫項目（如海上風電或者邊遠地區氫儲一體等）的增加以及未來制氫項目配套電網專線等場景的推廣，預計PEM電解槽的效率和利用小時的優勢都將得到有效發揮。
我們預計至2030年PEM電解制氫成本也有望回到20元/kg內。
總結而言，堿性電解槽降本的主要方式是增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的比表面積以及改進使用傳輸層(PTLs)，綜合延長設備使用時間，降低電價等；PEM電解槽降本的主要方式是降低貴金屬催化劑載量以及尋找其他高比表面積的催化劑、改進膜技術、擴大生產規模等。
我們預計兩類綠氫制取路線的制氫成本在2030年前后都可以實現與化石能源制氫成本的平價。
目前國內主流電解槽企業規劃產能接近9.5GW。
我們將交通、工業等主要耗氫領域的氫能需求進行分拆測算（交通領域的預測主要以前文氫能車、船舶、飛機數量為基礎，按照目前單位交通設備耗氫量加總預測；工業領域耗氫主要假設2025/2045年化工領域對氫能需求保持不變，2045年氫能對傳統工業用化石能源替代率達到20%），預計2025/2045年氫氣需求分別為0.27/1億噸，假設綠氫占比分別在3%/50%，對應的電解槽需求量分別為11/900GW，假設兩個階段電解槽單價分別為2500/1500元/kw（堿性電解槽和PEM電解槽價格加權），對應電解槽的市場規模分別為281/13505億元，預計電解槽市場規模在2025年可接近300億元，2040～2045年可破萬億元。因此電解槽賽道也成為2022年以來一級股權投資的新熱點領域。
氫能儲能分析：經濟性尚未顯現，但大規模、長周期場景下具備可行性
氫能是一種理想的能量儲存介質，主要的優勢在于可以為多種能源之間的能量與物質轉換提供解決方案。通過PTG（Power to Gas）技術，可在一定程度上解決可再生能源消納及并網穩定性問題。
在風力條件好或者光照時間長的季節，如夏季，將多余的電量電解水制氫，在電力供應不足的季節，則使用儲存的氫通過燃料電池發電，提供電能。
此外，氫氣也可直接作為燃料，混入天然氣中進行混燒或在純氫燃氣輪機中直燃。
作為儲能的中間載體，氫能儲存再釋放能量的過程可以用多種形式：燃料電池發電、氫燃氣機組發電或者氫氣直接燃燒釋放能量。
但各種轉化方式對應的效率不同，也造成了儲能經濟性的差別。
我們認為，未來在大型新能源電站等大規模的儲能場景下，通過固體氧化物燃料電池（SOFC）發電或是儲能轉化的理想途徑。
SOFC與其他技術相比具有四大優勢：
原材料成本低：SOFC電池材料無需使用鉑、銥等貴金屬催化劑，對氫氣的純度要求也不高，綜合原材料成本相較于質子交換膜電池低；發電效率高，SOFC的能量轉換效率高，目前國內研發的電池產品，效率可達到60%以上，高于質子交換膜；余熱可利用，SOFC發電產生大量余熱，可用于熱電聯供，整體效率可達到80%以上；安全可靠，SOFC使用全固態組件，不存在漏液、腐蝕等問題，因此電池的工作表現更加穩定可靠。
目前SOFC還處于商業化初期，國外領先廠商主要包括美國的Bloom Energy公司、日本三菱日立電力系統公司、日本京瓷、德國博世等。
國內廠商中，最早開始研發生產SOFC的是潮州三環（集團）股份有限公司，公司于2004年開始開發生產SOFC隔膜，2012年開始批量生產SOFC單電池，2017年推出SOFC電堆產品，其領先產品2022年6月已通過第三方認證機構SGS檢驗，交流發電效率達到64.1%，熱電聯供效率達到91.2%，主要技術指標已達到國際先進水平。
如果按照上述SOFC的發電效率，以“電—氫—電”的轉化過程計算，整個流程的效率約為45%。
假設新能源發電成本為0.35元/kwh，經過電解水制氫，度電的成本變為0.78元/kwh(考慮電解水制氫70%的轉化效率及SOFC64%的發電效率)，電解過程中的制造費用及折舊成本度電大約承擔0.07元/Kwh，度電分攤的壓縮儲存成本約為0.006元/Kwh，氫氣儲存成本對應為度電0.05元/Kwh；此外假設發電用燃料電池功率為250kw，利用小時數為2000小時，最低成本預期對應的利用小時數在3000小時。
由此測算，目前技術下，氫氣儲能的成本在1.48元kwh左右；如果度電成本降至0.2元/kwh，氫能儲能的成本可以降至0.88元/Kwh。
如果使用棄風、棄光的電量，并考慮SOFC發電過程中的余熱回收，氫能儲電的經濟性和可行性還有望進一步強化。
我們預計2023年在政策的推動下，綠氫項目將從示范項目逐步向商用拓展。
在“雙碳”目標的減碳場景下，綠氫有豐富的應用場景。一方面可以與新能源電站配合，發揮氫能儲能的作用，另一方面，在工業領域，氫能也可以作為減碳的工具。
工信部發布的《“十四五”工業綠色發展規劃》明確提到了推進“綠氫開發利用”等新型污染物治理技術裝備基礎研究，以及在煉化工業中推廣“綠氫煉化等綠色低碳技術”。
我們預計隨著綠氫成本的不斷降低和供給的不斷增加，2023年綠氫需求將有顯著擴張，主要增量來自于化工企業和工業領域大型國企減碳的示范項目。
綠氫項目的增加有望直接帶動對電解槽的采購需求，我們預測2023年電解槽需求量有望達到3GW的規模，對應市場空間在50～60億元，有望成為除FCEV之外的氫能第二大子行業。
