2024年氫能源產(chǎn)業(yè)鏈設(shè)備梳理：產(chǎn)業(yè)趨勢逐漸明朗-氫能設(shè)備迎來機遇

2024年氫能源產(chǎn)業(yè)鏈設(shè)備梳理：產(chǎn)業(yè)趨勢逐漸明朗_氫能設(shè)備迎來機遇1.氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提速，設(shè)備端有望優(yōu)先受益本文從氫能產(chǎn)業(yè)鏈出發(fā)，重點梳理各環(huán)節(jié)涉及的設(shè)備及制造公司。氫能產(chǎn)業(yè)鏈長，涉及裝備眾多，可從制氫、儲運、加注，用氫四個環(huán)節(jié)拆分來看：1）制氫：根據(jù)工藝和二氧化碳排放量的不同可分為灰氫、藍氫和綠氫三種：①灰氫：包括化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，相關(guān)設(shè)備有制取過程的反應(yīng)設(shè)備（氣化爐、轉(zhuǎn)化爐）以及提純設(shè)備（PSA設(shè)備、空分設(shè)備）；②藍氫：在化石能源制氫的基礎(chǔ)上配備CCUS設(shè)備，核心設(shè)備是壓縮機；③綠氫：當(dāng)前主要為水電解制綠氫，反應(yīng)場所為電解槽。2）儲運：是鏈接氫氣生產(chǎn)與需求的關(guān)鍵橋梁，長管拖車運輸適合200km以內(nèi)的短途小規(guī)模運輸，相關(guān)設(shè)備為高壓氣態(tài)儲氫瓶；液氫槽車適合200km以上的大規(guī)模長距離運輸，相關(guān)設(shè)備為氫氣液化設(shè)備；輸氫管道需要高昂的管道鋪設(shè)投資為基礎(chǔ)，相關(guān)設(shè)備為管材；3）加注：氫氣零售依靠加氫站建設(shè)，主要涉及壓縮機、站用儲氫罐、加氫機，部分廠商提供上述集成設(shè)備。根據(jù)香橙會研究院統(tǒng)計，截止2023年底國內(nèi)累計建成加氫站407座；4）用氫：氫氣下游應(yīng)用廣泛，可用于交通、電力、工業(yè)、儲能等領(lǐng)域，在燃料電池汽車、風(fēng)光消納等場景下具備廣闊前景，相關(guān)裝備包括燃料電池電堆及BOP系統(tǒng)、檢測設(shè)備、氫燃氣輪機等。設(shè)備將成為氫能發(fā)展的優(yōu)先受益方。目前，我國已初步掌握氫能制備、儲運、加注等主要技術(shù)和生產(chǎn)工藝，但產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍處于初期階段，其核心制約因素在于氫氣作為能源使用，相對于替代方案（如鋰電、燃油）沒有實現(xiàn)成本優(yōu)勢，而設(shè)備在氫能生產(chǎn)、應(yīng)用各環(huán)節(jié)中成本構(gòu)成中占比較高。梳理產(chǎn)業(yè)鏈可以發(fā)現(xiàn)：1）上游：以大安風(fēng)光制綠氫項目為例，電解槽成本約占項目總投資額的24%；2）中游：根據(jù)李妍等《外供氫與現(xiàn)場制氫加氫站的氫氣成本分析》，加氫站設(shè)備占設(shè)備投資總額71%左右，其中壓縮機占比30%左右；3）下游：根據(jù)能景研究，捷氫科技招股書，當(dāng)前燃料電池系統(tǒng)占整車成本的52%。因此，通過政策推動（包括加氫站、燃料電池汽車補貼）及規(guī)模效應(yīng)（電解槽、燃料電池電堆規(guī)?；a(chǎn)）實現(xiàn)設(shè)備降本，從而降低氫價與氫能車輛的成本，是實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)爆發(fā)的關(guān)鍵。國家發(fā)改委提出，以關(guān)鍵核心技術(shù)和裝備攻關(guān)為抓手，點面結(jié)合、以點帶面，構(gòu)建氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展格局。1.1政策端：央地出臺多項政策鼓勵氫能發(fā)展國家規(guī)劃和支持政策相繼出臺，頂層設(shè)計體系初步搭建完畢。近年來，中國政府高度重視氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在政府工作報告、雙碳工作以及汽車、儲能等領(lǐng)域均對氫能進行安排，不斷予以指導(dǎo)和支持。從政策的規(guī)劃演進角度看，“十四五”前的規(guī)劃內(nèi)容多以燃料電池汽車及配套產(chǎn)業(yè)建設(shè)為核心，“十四五”以來明確統(tǒng)籌推進氫能“制儲輸用”全鏈條發(fā)展。2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》，首次明確了氫能作為國家能源的戰(zhàn)略地位，并提出一系列產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)。2023年8月，國家層面首個氫能全產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)準(zhǔn)指南發(fā)布，系統(tǒng)構(gòu)建了氫能“制儲輸用”全產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)準(zhǔn)體系，為氫能行業(yè)規(guī)范化、規(guī)?；l(fā)展奠定基礎(chǔ)。2024年3月5日，氫能作為前沿新興產(chǎn)業(yè)首次進入《政府工作報告》。全國多地政府出臺氫能相關(guān)產(chǎn)業(yè)支持政策，搶先布局氫能產(chǎn)業(yè)，促進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。根據(jù)我們統(tǒng)計，截至2024年2月底，除黑龍江、云南、西藏及港澳臺外，全國其他28個省、自治區(qū)和直轄市均出臺了省級氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃。多地將交通應(yīng)用作為氫能行業(yè)突破口，支持氫燃料電池汽車推廣與加氫站建設(shè)。根據(jù)各地區(qū)提出的目標(biāo)，到2025年，我國將建設(shè)加氫站超1000座（根據(jù)香橙會研究院，截止2023年底為407座），燃料電池汽車應(yīng)用規(guī)模超過11萬輛（截止2022年底為12,682輛），氫能總產(chǎn)值近萬億元。1.2產(chǎn)業(yè)端：應(yīng)用場景廣闊，需求穩(wěn)定擴張我國制氫產(chǎn)能主要集中在西北、華東和華北地區(qū)，以煤制氫技術(shù)為主。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，2022年我國氫氣產(chǎn)量約為3533萬噸，以化石能源制氫為主：其中煤制氫產(chǎn)量達到1985萬噸，占比56%；其次為天然氣制氫，占比21%（見圖4）。從地區(qū)上看，西北、華東、華北位居國內(nèi)氫氣產(chǎn)量的前三名，合計占比達到74%，我們認(rèn)為主要是由于西北、華北地區(qū)礦產(chǎn)資源豐富，而華東地區(qū)化工園區(qū)聚集，均在制氫方面存在優(yōu)勢。當(dāng)前氫氣整體消費領(lǐng)域集中在化工和煉化行業(yè)。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院數(shù)據(jù)，全球氫氣需求約為10,500萬噸，其中工業(yè)、煉化占據(jù)較大比例，分別約為6500萬噸、4000萬噸。2022年中國氫氣消費量在化工及煉化領(lǐng)域達到2,851萬噸，其中合成甲醇、合成氨的氫氣消費量占細分領(lǐng)域前兩位，分別為988萬噸和973萬噸，占比28.0%和27.5%；交通領(lǐng)域占比小于0.1%。未來交通出行有望成為氫能的重要消費場景。根據(jù)國際氫能委員會2021年發(fā)布的《氫能實現(xiàn)凈零排放》（Hydrogen-for-Net-Zero），至2050年，交通出行領(lǐng)域?qū)⑾M氫氣達2.85億噸，占預(yù)計當(dāng)年國際氫氣總產(chǎn)量的43.18%。由于氫氣能量質(zhì)量密度大，能大幅提高運輸設(shè)備的載貨能力，因此重卡為氫氣重要消費場景，消耗氫氣達1.1億噸。碳中和愿景下，氫氣產(chǎn)量存在較大缺口。根據(jù)國際氫能委員會《氫能實現(xiàn)凈零排放》，預(yù)計在2050年之前，通過更大規(guī)模的普及，氫能源將大約占總能源消耗量的22%，可使當(dāng)年的CO2排放量較現(xiàn)在減少約70億噸，相當(dāng)于維持當(dāng)前全球變暖趨勢所對應(yīng)CO2排放量的20%。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟及相關(guān)機構(gòu)數(shù)據(jù)，到2050年，若要實現(xiàn)凈零排放，全球?qū)錃獾男枨罅繉⑦_到6.6億噸，其中中國約為1.95億噸，占比近30%。從增速看，2020-2050年間每10年中國氫氣產(chǎn)量平均復(fù)合增速為4.8%、10.6%、5.9%。2.上游：綠氫制取潛力較大，電解槽為核心設(shè)備根據(jù)制取及碳排放量不同，制氫可分為灰氫、藍氫、綠氫三種。1）灰氫：化石能源制氫設(shè)備拓展空間有限，主要受益方為提純設(shè)備商，包括PSA（昊華科技）、深冷分離（杭氧股份、中泰股份）；2）藍氫：碳捕集過程中，壓縮機為核心動力設(shè)備，根據(jù)中國CCUS年度報告（2023）至2025年需增設(shè)年捕集量為2000萬噸的CCUS設(shè)備，廠商主要包括冰輪環(huán)境、冰山冷熱；3）綠氫：當(dāng)前主要通過水電解制取，勢銀（TrendBank）在《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》中預(yù)計2024-2025年電解槽新增裝機量分別為4.8GW、8.2GW，按當(dāng)前均價計算分別達到66億元、112億元。低碳零碳的藍氫和綠氫將成為重點發(fā)展的制氫方式。1）國內(nèi)方面，在2022年3月發(fā)布的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》中，已經(jīng)明確提出：到2025年，“初步建立以工業(yè)副產(chǎn)氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應(yīng)體系，可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年”；到2030年，“形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應(yīng)體系”；到2035年，“可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升”。2）國際方面，國際氫能委員會在2023年12月發(fā)布的《氫能洞察2023》（HydrogenInsights2023）中指出，到2030年清潔氫氣產(chǎn)量將達到4,500萬噸/年，占預(yù)計當(dāng)年氫氣產(chǎn)量的32.14%，其中可再生能源制氫占70%，低碳制氫占30%；《凈零氫報告》（HydrogenforNetZero）中指出，到2050年，灰氫將被完全替代，可再生能源制氫將占氫氣總產(chǎn)量的60-80%。2.1灰氫：制備工藝成熟，提純環(huán)節(jié)存在潛力化石能源制氫技術(shù)成熟，成本相對較低，是目前大規(guī)模制氫的主要手段。我國煤炭資源豐富，煤制氫技術(shù)成熟，因此是我國最主要的制氫技術(shù)之一，而由于資源稟賦的差異，當(dāng)前國外以天然氣制氫為主。1）煤制氫的方式包括煤氣化、煤液化以及煤干餾，以煤氣化為主，設(shè)備投資氣化爐、變換器、吸附裝置等。根據(jù)《氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)概論》，當(dāng)原料煤價格在600元/噸時，煤氣化制氫成本為6.09元/kg；2）天然氣制氫以天然氣蒸汽重整法為主，設(shè)備投資包括原料加氫反應(yīng)器、氧化鋅脫硫反應(yīng)器、中溫變換反應(yīng)器、提氫吸附塔、PSA吸附塔、轉(zhuǎn)化爐，冷換設(shè)備和壓縮機充裝裝置等。根據(jù)《氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)概論》，當(dāng)天然氣價格為2.5元/m3時，天然氣制氫成本為17.9元/kg?；茉粗茪洵h(huán)節(jié)拓展空間有限。根據(jù)上文（圖7&9）中的預(yù)測數(shù)據(jù)，2030年中國氫氣需求量為4000萬噸，化石能源制氫占比為60%，即約2400萬噸，而2022年煤制氫及天然氣制氫總產(chǎn)量已超過2700萬噸，不排除產(chǎn)能更新帶來的增量投資，但預(yù)計拓展空間較為有限。工業(yè)副產(chǎn)氫額外投入少，成本較低，能夠成為氫氣供應(yīng)的有效補充。工業(yè)副產(chǎn)氫可分為焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫、氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫、丙烷脫氫副產(chǎn)氫以及合成氨副產(chǎn)氫。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，2022年我國工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)量約為712萬噸，占氫氣總產(chǎn)量的20%，其中焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫約為490萬噸，占副產(chǎn)氫比例為68.82%。設(shè)備投資方面，以焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫為例，主要涉及壓縮機、TSA變溫吸附工藝設(shè)備、PSA變壓吸附設(shè)備等。工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)量受相關(guān)產(chǎn)業(yè)規(guī)模限制，遠期來看難以成為主流。一方面，結(jié)合《氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)概論》中對工業(yè)副產(chǎn)供氫效率的描述，測算可知2023年四種主流副產(chǎn)氫技術(shù)的潛在氫氣供應(yīng)能力合計約為1,231萬噸；另一方面，在化工行業(yè)去產(chǎn)能的背景下，工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)量難有增長潛力，無法單獨滿足我國的氫氣需求。具體來看：1）焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫：根據(jù)《氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)概論》，煤焦化過程中每1噸焦炭可產(chǎn)生約400Nm3的焦?fàn)t煤氣，其中氫氣含量約44%；我國是全球最大的焦炭生產(chǎn)國，根據(jù)Wind數(shù)據(jù)，2023年我國煉焦煤總供給量為5.94億噸，理論可副產(chǎn)氫氣約939萬噸。2）氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫：每生產(chǎn)1噸燒堿大約可獲得副產(chǎn)氫氣280m3；根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，2023年我國燒堿產(chǎn)量4,101萬噸，理論可副產(chǎn)氫氣約103萬噸。3）丙烷脫氫副產(chǎn)氫：僅PDH法（直接脫氫法）的丙烷脫氫工藝可產(chǎn)生副產(chǎn)氫，根據(jù)PDH反應(yīng)方程式計算可知，每生產(chǎn)1kg丙烯，理論可同時產(chǎn)出0.05kg氫氣；根據(jù)隆眾資訊數(shù)據(jù)，2023年P(guān)DH總產(chǎn)能為1,732萬噸，潛在氫氣供應(yīng)量為82萬噸。4）合成氨副產(chǎn)氫：理論上每合成1噸氨，耗氫量為176.47kg，但實際根據(jù)工廠的物料平衡，在不做任何尾氣處理時，每噸耗氫量將包含合成反應(yīng)消耗、合成放空氣和馳放氣三個部分，實際消耗量約為193.53kg。據(jù)金聯(lián)創(chuàng)化肥統(tǒng)計，2023年全國累計生產(chǎn)合成氨約6200萬噸，若將合成放空氣和馳放氣中的氫氣回收，理論可副產(chǎn)氫氣約106萬噸。氫氣提純是傳統(tǒng)工業(yè)制氫流程中的重要環(huán)節(jié)，變壓吸附和深冷分離設(shè)備商是主要參與者?，F(xiàn)階段氫氣的應(yīng)用領(lǐng)域主要為工業(yè)領(lǐng)域，氫氣純度要求在99%以上（GB/T3634.1-2006），而質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）汽車對燃料氫氣的純度要求在99.97%以上（GB/T37244-2018），且其對雜質(zhì)含量的要求遠比工業(yè)用高純氫、超純氫更為嚴(yán)格，因此提純環(huán)節(jié)至關(guān)重要。目前工業(yè)上大多采用物理法中的變壓吸附法（PSA）提純氫氣，也是目前最成熟的氫氣提純技術(shù)，可以得到純度為99.999%的氫氣；而當(dāng)前工業(yè)生產(chǎn)中最成熟的氣體分離工藝為深冷分離，適用于大規(guī)模生產(chǎn)。此外常用的還有膜分離法，三種技術(shù)各有優(yōu)劣，應(yīng)用中一般需要綜合采用兩種或多種分離技術(shù)。1）變壓吸附：以多孔性固體物質(zhì)（吸附劑）內(nèi)部表面對氣體分子的物理吸附為基礎(chǔ)，其基本原理是基于在不同壓力下，吸附劑對不同氣體的選擇性吸附能力不同，利用壓力的周期性變化進行吸附和解吸，從而實現(xiàn)氣體的分離和提純。吸附劑是PSA工藝的基礎(chǔ)和核心，當(dāng)前世界三大變壓吸附技術(shù)供應(yīng)商包括美國UOP、德國林德和我國西南化工研究設(shè)計院（上市主體為昊華科技）。2）深冷分離：利用原料氣中不同組分的相對揮發(fā)度的差異來實現(xiàn)氫氣的分離和提純，投資成本高且能耗高，僅適用于大規(guī)模生產(chǎn)，而其優(yōu)勢在于得到產(chǎn)物氫氣的同時能夠得到富含乙烷、C4+等烴類副產(chǎn)物。深冷設(shè)備采用大型成套設(shè)備，由冷箱、換熱器、精餾塔等組成，設(shè)備企業(yè)掌握深冷工藝及設(shè)備制造能力，可提供整體解決方案，國內(nèi)主要參與者包括中泰股份、杭氧股份等。3）膜分離法：通過膜選擇性滲透和擴散特定氣體組分的特性達到分離和純化氣體的目的，具有操作靈活、能源效率高、結(jié)構(gòu)緊湊、占地面積小、環(huán)境友好、運行成本低與現(xiàn)有工業(yè)化簡單集成等優(yōu)點。2.2藍氫：應(yīng)對碳減排需求，CCUS設(shè)備不可或缺化石燃料制氫碳排放量過高，未來生產(chǎn)中將逐漸結(jié)合CCS（碳捕集與封存）以及CCUS（碳捕集、利用與封存）等技術(shù)，降低碳排放。根據(jù)北理工能源與環(huán)境政策研究中心發(fā)布的《碳中和背景下煤炭制氫的低碳發(fā)展》，未結(jié)合CCS的煤制氫技術(shù)，每制備1kg氫氣，CO2的排放量為22.65kg；而根據(jù)《氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)概論》，天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫每生產(chǎn)1kg氫氣，CO2的排放量為11.90kg。假設(shè)按2022年中國煤制氫和天然氣制氫的產(chǎn)量計算，將分別排放二氧化碳4.5、0.9億噸，約占全國當(dāng)年總排放量（121億噸，IEA（國際能源署）數(shù)據(jù)）的4.45%。碳捕集是指將CO2從工業(yè)或相關(guān)能源的排放源中捕集分離出來并加以利用或輸送到一個封存地點長期與大氣隔絕，流程包括捕獲分離、凈化和壓縮等操作工藝，本質(zhì)上是一種氣體分離過程。CCUS技術(shù)可以實現(xiàn)化石能源大規(guī)?？沙掷m(xù)低碳利用，幫助構(gòu)建低碳工業(yè)體系，同時與生物質(zhì)或空氣源結(jié)合可具有負(fù)排放效應(yīng)，是中國碳中和技術(shù)體系不可或缺的重要組成部分。根據(jù)《碳中和背景下煤炭制氫的低碳發(fā)展》，結(jié)合CCS技術(shù)后，煤炭制氫的生命周期碳足跡顯著下降，每生產(chǎn)1kg氫氣伴隨排放CO210.59kg，降幅53.3%，有利于煤炭制氫低碳發(fā)展?？紤]碳減排目標(biāo)，增加CCS后煤制氫成本約增加4.82元/kg，仍低于部分工業(yè)副產(chǎn)氫的成本。根據(jù)《中國CCUS年度報告（2023）》，當(dāng)前國內(nèi)制氫項目的捕集成本約為400元/噸，按煤氣化制氫工藝下每kg氫氣實現(xiàn)二氧化碳減排量12.06kg計算，適用CCS后制氫成本約增加4.82元/kg，即達到10.91元/kg，仍低于部分副產(chǎn)氫提純成本?！吨袊疾都门c封存技術(shù)發(fā)展路線圖（2019）》中，預(yù)計2030年和2050年國內(nèi)CCS成本分別控制在210元/噸、150元/噸，未來將進一步加強成本優(yōu)勢。目前我國CCUS仍處于發(fā)展早期，在減排潛力與需求方面，我國理論封存容量和行業(yè)減排需求極大。根據(jù)《中國CCUS年度報告（2023）》預(yù)測，在碳達峰碳中和目標(biāo)下中國CCUS減排需求較大，2025年約為2400萬噸/年（1400～3100萬噸/年），2030年將增長到近1億噸/年（0.58～1.47億噸/年），2040年預(yù)計達到10億噸/年左右（8.85～11.96億噸/年），2050年將超過20億噸/年（18.7～22.45億噸/年），2060年約為23.5億噸/年（21.1～25.3億噸/年）。當(dāng)前我國CCUS碳捕捉能力約為400萬噸，至2025年需增設(shè)處理量達2000萬噸/年CCUS設(shè)備。未來CCUS相關(guān)設(shè)備存在放量空間。根據(jù)《二氧化碳捕集、封存與利用技術(shù)應(yīng)用狀況》數(shù)據(jù)，中國已建成投產(chǎn)、在建及擬建的碳捕集與封存設(shè)施數(shù)量占全球總量的7.7%，占比遠低于美國的50.8%。賽迪顧問數(shù)據(jù)顯示，2021年我國捕集規(guī)模在30萬噸/年以下的CCUS項目數(shù)量占比達88.9%，捕集規(guī)模超過60萬噸/年的項目僅占3.7%，而美國CCUS單項年均碳捕集規(guī)模約241.4萬噸/年。碳捕集過程涉及眾多通用設(shè)備，核心動力設(shè)備為螺桿壓縮機。在捕集過程中涉及的通用設(shè)備包括分離器、換熱器等，而由于在該環(huán)節(jié)需要對二氧化碳加壓、液化，因此需要用到壓縮機組、液化機組。根據(jù)冰輪環(huán)境微信公眾號，其生產(chǎn)的冰輪螺桿壓縮機現(xiàn)已成功應(yīng)用在油田伴生氣、合成氨、沼氣提純、天然氣處理、煙道氣及干冰生產(chǎn)的二氧化碳尾氣捕集回收中，生產(chǎn)出的二氧化碳產(chǎn)品（氣體、液體、干冰）可達到國家關(guān)于工業(yè)級、食品級二氧化碳的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)；冰山冷熱可提供CCUS核心CO2預(yù)冷、增壓、液化機組及全鏈條工藝解決方案，已助力約300萬噸CO2捕集利用。2.3綠氫：短期成本制約，長期趨勢明確2.3.1四種技術(shù)路線各有優(yōu)劣通過可再生能源電力進行水電解制取綠氫，過程可實現(xiàn)零碳排放。水電解制氫是指當(dāng)施加足夠大的電壓時，水分子將在陰極上發(fā)生還原反應(yīng)產(chǎn)生氫氣，在陽極上發(fā)生氧化反應(yīng)產(chǎn)生氧氣。根據(jù)電解質(zhì)材料和工作原理的不同，當(dāng)前主流的水電解技術(shù)路線可分為四類，包括：堿性水電解（ALK）、質(zhì)子交換膜水電解（PEM）、固體氧化物水電解（SOE）和陰離子交換膜水電解（AEM）；其中，ALK和PEM已進入商業(yè)化階段，且ALK占據(jù)市場主流（根據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計ALK約占93%，PEM約占6%），而SOE和AEM仍處于實驗室階段。電解槽是水電解反應(yīng)的核心設(shè)備。通常情況下，水電解制氫需要一套完整的水電解系統(tǒng)，由電解槽、整流系統(tǒng)（AC/DC）、純化系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、附屬系統(tǒng)等多個部件組成。其中，電解槽作為水電解反應(yīng)的主要場所，是系統(tǒng)的核心部件；整流系統(tǒng)是將交流電轉(zhuǎn)化為直流電的系統(tǒng)（水電解需要直流電，而電網(wǎng)提供交流電）；純化系統(tǒng)是將水純化的系統(tǒng)。對比四種技術(shù)路線的優(yōu)劣，ALK成本更低，PEM啟停靈活，SOE與AEM尚有技術(shù)難題。1）ALK：電解槽已實現(xiàn)國產(chǎn)化，電極材料為鎳或鎳合金，裝置成本較低，壽命長達15年，易于實現(xiàn)大規(guī)模制氫；而其缺點為能源轉(zhuǎn)化效率低、堿液不環(huán)保、占地面積大，尤其是裝置啟停時間過長（往往長達數(shù)十分鐘），不適用波動電源，故與可再生能源電力的適配性較差，因此大部分單一的堿性水電解制氫技術(shù)還是以穩(wěn)定的電網(wǎng)電力制氫為主。2）PEM：工作電流密度更大，因此設(shè)備體積相對較小，啟停速度快，但其需要用鉑和銥等貴金屬做催化劑，質(zhì)子交換膜也主要依賴于進口，整體成本高昂。3）SOE：是目前制氫效率最高的技術(shù)，但工作溫度高，壽命較短，且設(shè)備啟停不便。4）AEM：是近兩年為了解決ALK和PEM存在的缺點而研發(fā)的新技術(shù)，電解質(zhì)采用了比ALK濃度低的弱堿性溶液和固體電解質(zhì)（聚合物）膜，電極采用了較PEM價格更低的鎳基或鈦材料，但目前陰離子交換膜的服役壽命和離子電導(dǎo)率尚需攻關(guān)。同等制氫規(guī)模下，當(dāng)前PEM電解槽價值約為ALK的5倍。2023年12月，中國能建公布了2023年制氫設(shè)備集中采購的中標(biāo)結(jié)果，預(yù)計采購1000Nm3/h堿性電解槽110套，200Nm3/hPEM電解槽15套。其中ALK電解槽中標(biāo)企業(yè)11家，均價為683萬元/套，PEM電解槽中標(biāo)企業(yè)5家，均價756萬元/套。若按1000Nm3/h對應(yīng)5MW功率計算，單位中標(biāo)均價分別為1366元/kW、7558元/kW。不同技術(shù)路線并非對立，合理配比可兼顧各自優(yōu)勢。相比于早期大型綠氫項目基本只采用ALK電解水制氫技術(shù)方案，2023年以來部分大型綠氫項目已經(jīng)在積極探索“ALK+PEM”組合制氫方案，旨在通過ALK和PEM的合理配比，在兼顧成本的同時，提升對波動性可再生能源的適應(yīng)性。根據(jù)勢銀能鏈統(tǒng)計，2023年已公開制氫路線的項目中，有12個項目采取“ALK+PEM”路線，占比約10%，不同項目ALK:PEM規(guī)模配比差異較大，均處于前期探索階段。2.3.2成本制約因素：電價、設(shè)備價值及產(chǎn)能利用率當(dāng)前水電解制氫成本相對較高。一般制氫成本分為固定成本和可變成本，固定成本包括設(shè)備折舊、人工、運維成本等，可變成本包括制氫過程的電耗、水耗，假設(shè)不考慮土地土建及其他占比較低的輔料，由此得到水電解制氫成本的計算公式為：制氫成本=電價×單位電耗+水價×單位水耗+（每年折舊+每年運維）/每年制氫量。我們參考大安風(fēng)光制綠氫示范項目的運營數(shù)據(jù)、新疆電網(wǎng)大工業(yè)銷售電價數(shù)據(jù)（平價在0.31-0.38元間），對關(guān)鍵指標(biāo)進行假設(shè)并測算，當(dāng)電價為0.3元/kWh、年開工時間為3000hr時，堿性水電解制氫成本約為19.58元/kg，PEM水電解制氫成本約為29.46元/kg。從分子端看，水電解制氫的成本主要受電價、設(shè)備價值的制約。根據(jù)馮云等《分布式制氫技術(shù)進展及成本分析》，《大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項目環(huán)境影響報告書》，新疆統(tǒng)計局，庫車市人民政府，中國能建，拆分成本的構(gòu)成項目可以看出，堿性水電解中電耗成本占比85.2%，設(shè)備折舊占比8.6%；而PEM水電解中由于設(shè)備價值量較高，電耗成本占比降至56.6%，設(shè)備折舊占比31.7%。兩者均占據(jù)整體制氫成本的90%左右。從分母端看，提高產(chǎn)能利用率可增加制氫量，以攤薄制氫成本。根據(jù)我們的測算，假設(shè)設(shè)備年開工時長為3000小時，堿性水電解制氫和PEM水電解制氫成本分別為19.58元/kg、29.46元/kg，而隨著氫能需求大幅提高，且可再生能源儲能取得突破時，可通過延長電解槽工作時間，制取更多綠氫以攤薄固定成本，當(dāng)年開工時長達到8000小時，堿性水電解制氫和PEM水電解制氫成本將進一步下降至21.54元/kg及17.83元/kg。長期來看，水電解制氫成本下降空間較大，未來將更具備競爭性。1）電價方面，通過風(fēng)光儲氫電一體化建設(shè)能夠有效降低用電成本，同時緩解棄風(fēng)、棄光等現(xiàn)象。根據(jù)《中國2050年光伏發(fā)展展望（2019）》，至2035年和2050年光伏發(fā)電成本預(yù)計下降至0.2元/kWh和0.13元/kWh。2）設(shè)備方面，根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》的預(yù)測，至2035年、2050年ALK電解槽價格將分別為1,125元/kW和800元/kW，PEM電解槽設(shè)備價格分別為4,125元/kW和1,400元/kW。根據(jù)以上預(yù)測，至2035、2050年，ALK制氫成本將分別為12.16元/kg、8.12元/kg；PEM制氫成本將分別為14.39元/kg、9.23元/kg。對比煤制氫成本的6.09元/kg，當(dāng)碳價超過90元/噸時，水電解制氫將更具經(jīng)濟性。2.3.3電解槽行業(yè)發(fā)展迅速，競爭格局未定綠氫項目激增，電解槽裝機需求火熱。據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，截至2023年12月31日，全國共有337個綠氫項目，其中332個項目處于規(guī)劃、在建、建成狀態(tài)，5個項目處于廢止?fàn)顟B(tài)。剔除廢止項目，并對部分綠氫項目進行折算，測得當(dāng)前已公開綠氫規(guī)模約為489萬噸/年，對應(yīng)電解槽需求近86GW。根據(jù)《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》對各應(yīng)用場景的經(jīng)濟性測算和分析，樂觀情況下2025、2030年電解槽累計裝機量分別為16GW和142GW。國內(nèi)企業(yè)加速布局電解槽。據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，國內(nèi)已布局或規(guī)劃堿性電解槽的企業(yè)近200家，而具備PEM電解槽生產(chǎn)能力的企業(yè)和機構(gòu)有30家左右。經(jīng)勢銀實地調(diào)研，2023年國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能為11.5GW，且在2025年均有擴產(chǎn)計劃，保守預(yù)計2025年全國產(chǎn)能超40GW。行業(yè)競爭激烈，市場集中度進一步下降。從出貨量來看，根據(jù)高工氫電，2023年國內(nèi)電解槽出貨量達1.2GW（含出口），CR5為54%，同比大幅下降25%，且兩年出貨量TOP10名單出現(xiàn)較大變化，說明當(dāng)前競爭格局尚未穩(wěn)定。從國內(nèi)中標(biāo)情況來看，2023年全年已宣布中標(biāo)規(guī)模為1055.5MW，派瑞氫能、陽光氫能、隆基氫能躋身前三，CR3為50%，而腰部以下企業(yè)很難拿到新訂單，競爭激烈。2.3.4內(nèi)卷破局：大標(biāo)方、高電密、低能耗ALK電解槽由多個電解小室構(gòu)成，極板、電極為核心部件。根據(jù)《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》數(shù)據(jù)，ALK制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構(gòu)成：電解槽主體通常呈圓柱形，包括數(shù)十至上百個電解小室，由螺桿和端板把這些電解小室壓在一起，每個電解小室包括極板、電極、隔膜、密封墊片等核心部件，成本占整個系統(tǒng)的57%左右。其中，極板是堿性電解槽的支撐組件，同時發(fā)揮導(dǎo)電作用；電極是電化學(xué)反應(yīng)的場所，國內(nèi)大多采用鎳基電極，是決定制氫效率的關(guān)鍵。BOP系統(tǒng)包含電源系統(tǒng)、分離純化系統(tǒng)、堿液循環(huán)系統(tǒng)等，占比43%左右。ALK電解槽工藝已趨向成熟，商業(yè)化推廣的關(guān)鍵在于性能提升帶來的全生命周期成本下降。當(dāng)前堿槽都以高產(chǎn)氫量作為主攻方向，攤薄設(shè)備成本與運維成本。根據(jù)高工氫電引用國內(nèi)一家堿性電解槽企業(yè)技術(shù)負(fù)責(zé)人的表述，一臺2000標(biāo)方的堿性電解槽成本相當(dāng)于2臺1000標(biāo)方產(chǎn)品的80%左右，但制氫能力幾乎是其2倍，因此大標(biāo)方更具優(yōu)勢。據(jù)《2023勢銀氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)年度藍皮書》顯示，2022年堿性電解槽新品的平均單槽最大產(chǎn)氫量為1006Nm3/h；而2023年堿槽新品的平均單槽規(guī)模已進一步增至1589Nm3/h，派瑞氫能、隆基氫能和三一氫能均已發(fā)布3000Nm3/h電解槽，呈現(xiàn)明顯的大標(biāo)方趨勢。提升單槽產(chǎn)氫量的方法包括增加電解槽體積或提高電流密度。從法拉第定律可知，26.8A.h電荷量能產(chǎn)生0.5mol的氫氣，在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下，0.5mol氫氣占有的體積是11.2L，則1A.h電荷量在一個電解小室的產(chǎn)氣量應(yīng)為0.000418m3的氣體，如果考慮電流效率，那么每臺電解槽實際產(chǎn)氫量為0.000418×電解小室數(shù)×電流×電流效率×通電時間，其中電流=電流密度×電極面積，由此可以看出單位時間內(nèi)產(chǎn)氫量與電解小室數(shù)，電極面積和電解槽的運行電流密度有關(guān)。增加電解小室數(shù)、電極面積都會增大槽的體積，在生產(chǎn)、運輸以及安裝使用方面帶來新的難題，如占地面積大，運輸困難，甚至出現(xiàn)安全事故等。因此，提高電流密度是業(yè)界關(guān)注的焦點，主要方式包括調(diào)整電極、隔膜材料優(yōu)化和結(jié)構(gòu)優(yōu)化等。以材料優(yōu)化為例，傳統(tǒng)堿性電解槽（石棉布）電流密度只能達2000A/㎡，改良型非石棉可以達到4000A/㎡，極大改善了堿性電解槽的性能。然而，提高電流密度會帶來電解小室電壓上升，從而帶來單耗提高，增大設(shè)備的運行成本，故最終仍需兼顧兩者性價比。PEM設(shè)備材料依賴進口，成本較高。PEM制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構(gòu)成，電解槽主體成本占整個系統(tǒng)的76%左右，主要由膜電極（質(zhì)子交換膜+催化劑）、雙極板及多孔傳輸層組成。絕大部分工業(yè)級PEM電解槽的質(zhì)子交換膜采用全氟磺酸質(zhì)子膜，依賴進口，主要來自美國杜邦、陶氏和日本旭硝子，這些進口膜的供應(yīng)不穩(wěn)定、交貨周期長、價格高，限制了質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)在國內(nèi)的發(fā)展。此外，催化劑所需貴金屬原料國內(nèi)儲量較少，也以進口為主。國產(chǎn)關(guān)鍵材料的突破推動PEM電解槽降本路線。未來PEM制氫系統(tǒng)的降本，主要依賴膜電極性能、降低銥用量、降低雙極板及多孔傳輸層的貴金屬涂層厚度、使用性價比較高的本土原材料以及規(guī)?；a(chǎn)后帶來的生產(chǎn)和供應(yīng)優(yōu)勢等。近年來國產(chǎn)質(zhì)子交換膜廠商的技術(shù)逐漸提升，有了可替代進口膜的能力（如萬潤股份、泛亞微透等），催化劑企業(yè)正在拓展布局PEM制氫部材（如中科科創(chuàng)、濟平新能源等）。2023年4月，嘉庚創(chuàng)新實驗室發(fā)布了PEM制氫裝備新品，在額定功率下電流密度2.5A/cm2、直流電耗4.3kWh/Nm3，具有高安全性、低成本等特點，處于行業(yè)領(lǐng)先水平，并且設(shè)備材料國產(chǎn)化率超過90%。3．中游：基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)加速，帶動相關(guān)設(shè)備需求儲運和加注環(huán)節(jié)是連接氫能供需端的關(guān)鍵橋梁。1）從地域上看，我國氫能資源供應(yīng)和需求呈逆向分布：西北地區(qū)煤、天然氣資源豐富，工業(yè)副產(chǎn)氫優(yōu)勢大，同時由于地域廣闊，風(fēng)能、太陽能潛力巨大，適合綠氫生產(chǎn)；而東部地區(qū)風(fēng)光等自然資源有限，但人口密度大，對能源需求旺盛。針對氫氣資源與需求區(qū)域分布的不平衡問題，大規(guī)模、遠距離的儲運方案存在較大的發(fā)展空間。2）從價格上看，生產(chǎn)側(cè)與消費側(cè)氫氣價差較大。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院從產(chǎn)業(yè)一線統(tǒng)計得到的“中國氫價指數(shù)”顯示，2024年2月，燃料電池汽車高純氫的生產(chǎn)側(cè)全國均價為33.6元/kg，消費側(cè)為56.4元/kg，體現(xiàn)了中游儲運及加注環(huán)節(jié)的高額成本。儲運和加注環(huán)節(jié)主要設(shè)備包括高壓儲氫瓶、壓縮機及加氫站集成設(shè)備。根據(jù)高工氫電數(shù)據(jù)，2025、2030年車載高壓儲氫瓶市場規(guī)模將達到34億元、722億元，我們據(jù)此測算可知其中閥門市場分別為2.8億元、58.5億元（詳見3.1節(jié)）。此外，加氫站設(shè)備約占建設(shè)投資總額的70%，我們根據(jù)地方政策目標(biāo)及當(dāng)前已建成加氫站數(shù)量之間的差額，測算可知在政策目標(biāo)全部完成的情況下，2024-2025年加氫站集成設(shè)備增量將達到69.18億元（含站用儲氫瓶組），其中壓縮機為29.23億元。目前氫氣儲運主要有四種路徑，適用于不同的運氫場景。四種路徑分別為：高壓氣氫、低溫液氫、有機液氫和金屬固氫。后兩種屬于化學(xué)儲氫技術(shù)，目前仍處于起步階段；而前兩種屬于物理儲氫技術(shù)，已被大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用，發(fā)展較為成熟，其中高壓氣氫儲運又可分為長管拖車和管道輸運兩種方式。長管拖車與低溫液氫運輸相繼發(fā)展，管道輸氫遠期存在優(yōu)勢。我們參考高工氫電的部分假設(shè)，以全長25km，年輸氫量10.04萬噸的濟源-洛陽氫氣管道為例對管道輸氫成本進行測算，假設(shè)管道壽命20年，運輸損耗率為8%，每年維護費用為當(dāng)年折舊額15%，當(dāng)運力達到100%時，管道輸氫可以將運輸環(huán)節(jié)成本降至每百公里0.5元/kg以內(nèi)，可見管道輸氫是遠期實現(xiàn)大規(guī)模、遠距離輸氫的重要渠道。然而，由于管道建設(shè)初始投資大（該管道每公里投資達到584萬元）、建設(shè)周期長，且在當(dāng)前氫源生產(chǎn)端與氫的終端應(yīng)用尚未形成穩(wěn)定、規(guī)模的供給與需求的情況下，其發(fā)展與應(yīng)用不會在短時間內(nèi)占據(jù)主流。長管拖車在小規(guī)模、短距離的儲運情況下經(jīng)濟性優(yōu)勢顯著，也是其目前作為主流儲運方式的原因之一。而在輸氫管道尚未形成規(guī)模前，200km以上運輸距離的場景中，液氫槽車將發(fā)揮較大作用。根據(jù)《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》預(yù)測，至2030年，液氫運輸占氫氣運輸規(guī)模的比例將接近20%，管道輸氫比重約占20%。3.1氣態(tài)儲運：高壓儲氫瓶為主流，管道建設(shè)明顯提速高壓儲氫瓶貫穿全產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)，具備廣闊市場空間。高壓氣氫涉及的裝備包括制氫廠儲氫罐、長管拖車、站用儲氫瓶組及車載儲氫瓶等，分別對應(yīng)“制、運、加、用”環(huán)節(jié)，市場空間廣闊。根據(jù)高工氫電數(shù)據(jù)，2021年國內(nèi)車載儲氫瓶價格在1~4萬元/支（包含35MPa及70MPa各種容積儲氫瓶，常用為140L、165L、210L）。由于車載儲氫系統(tǒng)往往配備2-8組儲氫瓶（例如49噸重卡多配6~8支210L瓶組），高工氫電預(yù)計2025、2030年車載儲氫瓶需求量將分別達到23萬支、224萬支，市場規(guī)模分別達到34億元、722億元；此外，預(yù)計2025年中國站用儲氫容器規(guī)模將達到5.6億元。四類儲氫瓶區(qū)適用不同場景，I型瓶是當(dāng)前氫氣運輸?shù)闹髁鞣绞健Ｔ趦\方面，據(jù)GGII調(diào)研，配套I型瓶的氫氣長管拖車市場占比在90%左右，目前國內(nèi)常以20MPa長管拖車運氫，結(jié)合集裝格小范圍補充，單車運氫約300kg；而國外則采用45MPa纖維全纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車運氫可提至700kg。在車載儲氫瓶方面，國內(nèi)以III型瓶為主，IV型瓶處于起步階段；而歐洲市場已將III型瓶和IV型瓶的市場格局突破到儲運領(lǐng)域。隨著應(yīng)用端的應(yīng)用需求不斷提高，高壓儲氫瓶朝著輕質(zhì)高壓的方向發(fā)展。國內(nèi)儲氫瓶領(lǐng)域玩家正加緊推進IV型瓶產(chǎn)品的生產(chǎn)驗證和產(chǎn)能建設(shè)。2023年5月23日，國家標(biāo)準(zhǔn)《車用壓縮氫氣塑料內(nèi)膽碳纖維全纏繞氣瓶》正式發(fā)布，意味著IV型瓶即將正式有標(biāo)可依，統(tǒng)一的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)無疑將推動未來IV型瓶的市場應(yīng)用。目前，我國已基本建成配套齊全的碳纖維產(chǎn)業(yè)鏈體系，碳纖維（占IV型瓶成本比例高達70%-80%，根據(jù)中科院寧波材料所），主流儲氫瓶企業(yè)如中材科技（蘇州）、中集氫能、天海工業(yè)等正加緊推進IV型瓶產(chǎn)品的生產(chǎn)驗證和產(chǎn)能建設(shè)。除碳纖維材料外，瓶口閥也是高壓儲氫瓶中的重要部件。瓶口閥也可稱氫氣瓶口閥組，一般由多個閥門串聯(lián)或并聯(lián)而成，用于保證高壓儲氫瓶安全和正常充/供氣。2023年5月23日，適用70MPa儲氫瓶的《車用高壓儲氫氣瓶組合閥門》國標(biāo)發(fā)布，對儲氫瓶閥門提出規(guī)范化標(biāo)準(zhǔn)。1）從市場規(guī)模來看，根據(jù)中科院寧波材料所特種纖維事業(yè)部，閥門約占70MPa儲氫IV型瓶成本總額的8.1%，按上文高工氫電預(yù)測規(guī)模，儲氫瓶閥門的市場規(guī)模將在2025、2030年分別達到2.8億元、58.5億元。2）從市場格局來看，根據(jù)勢銀（TrendBank）聯(lián)合中材科技、國富氫能在2022年發(fā)布的《2022車載供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展藍皮書》，2022年國內(nèi)瓶口閥市場主要由外資品牌占據(jù)，市占率在75%以上，而近一兩年涌入氫能閥門的國內(nèi)企業(yè)增多。輸氫管道項目建設(shè)明顯提速。管道輸氫運輸量大、邊際成本低，是遠期實現(xiàn)大規(guī)模國外管道輸氫技術(shù)發(fā)展較早，全球范圍內(nèi)的輸氫管道總里程已超過6,000km，而國內(nèi)在管道輸氫方面的研究起步較晚，技術(shù)發(fā)展仍處于初級階段，當(dāng)前輸氫管道規(guī)模較小，總里程約400km，在用管道僅有百公里左右。目前，國內(nèi)在管道輸氫領(lǐng)域已有所突破，多條管道項目被提上日程。在天然氣摻氫管道輸送方面，國內(nèi)也已開展多項天然氣管道摻氫輸送項目的研究與實施。傳統(tǒng)油氣設(shè)備公司積極布局輸氫管道，解決“氫脆”難題。目前純氫管道主要采用的是鋼材質(zhì)，而碳鋼在高壓氫環(huán)境中服役時，氫分子能夠分解成氫原子滲透進金屬材料內(nèi)部，造成材料性能劣化（即氫脆），導(dǎo)致管道開裂泄漏。為應(yīng)對該問題，天然氣摻氫運輸與管材研發(fā)為主要攻克方向?，F(xiàn)階段，輸氫管道加工技術(shù)布局企業(yè)主要為國家管網(wǎng)、石化機械、渤海裝備等國央企油氣設(shè)備企業(yè)；此外，東宏股份與浙大氫能研究院及東海實驗室合作，積極拓展高性能非金屬管道在輸氫方面的應(yīng)用。3.2液態(tài)儲運：液化核心設(shè)備實現(xiàn)國產(chǎn)化突破低溫液氫具有較高的質(zhì)量儲能密度，單次運輸規(guī)模大。低溫液態(tài)儲氫是在20K（-253℃）左右溫度下，利用壓縮機將氫氣液化并儲存在低溫絕熱的真空容器中。從儲存能力看，在標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下，低溫液態(tài)儲氫瓶中的液氫密度為70.75kg/m3，是35MPa高壓氣態(tài)儲氫瓶中氫氣密度（約20kg/m3）的3倍多，70MPa高壓氣態(tài)儲氫瓶中氫氣密度（約38kg/m3）的1.8倍左右，并且液化過程使液氫純度更高，據(jù)勢銀能鏈了解，目前液氫儲罐單體容積可達4730m3，儲氫量達282噸。從運輸能力看，高工氫能數(shù)據(jù)顯示目前常用的液氫槽罐車溶劑大約65m3，一次可運輸液氫4000kg，儲重比(儲氫量與儲氫系統(tǒng)質(zhì)量之比）一般可超過10%，運輸能力是20MPa長管拖車的10倍以上。液化能耗及核心設(shè)備受限是液氫儲運技術(shù)的關(guān)鍵制約因素。根據(jù)高工氫電，目前液化1kg氫氣需要耗電12~17kwh，遠高于高壓氣氫的壓縮能耗。若電力成本按0.6元/kWh，每kg綜合耗能12kWh計算，不考慮設(shè)備折舊，液化成本也高達7.2元/kg。同時，噸級液化裝置與國外先進水平還存在一定的差距。目前我國具備液氫生產(chǎn)能力的文昌基地、西昌基地和航天101所均服務(wù)于航天發(fā)射領(lǐng)域，未來隨著透平壓縮機、透平膨脹機等核心設(shè)備技術(shù)進步，有望將氫液化能耗降低至6kW·h/kg。國內(nèi)民用液氫領(lǐng)域不斷取得突破。長期以來，國內(nèi)氫液化設(shè)備主要由美國空氣產(chǎn)品、普萊克斯、德國林德等廠商提供，近年來液氫國產(chǎn)裝備的自主化取得了一定進步：2021年9月，我國自主研制的首套噸級氫液化裝置在航天101所調(diào)試成功，產(chǎn)能達到1.7t/d，實現(xiàn)90%以上的國產(chǎn)化；2023年9月，5噸/天大型氫液化裝置成功研制，標(biāo)志著中科富海已完全掌握自主知識產(chǎn)權(quán)的大型氫液化裝備設(shè)計、制造、集成技術(shù)，核心部件及設(shè)備已實現(xiàn)國產(chǎn)化。3.3加注環(huán)節(jié)：加氫站集中建設(shè)，設(shè)備投資占70%加氫站是氫燃料電池汽車等用氫技術(shù)推廣的必備基礎(chǔ)設(shè)施。對于氫燃料電池汽車大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用而言，加氫站的網(wǎng)絡(luò)化分布是基本保障。我國也重點布局加氫站建設(shè)，根據(jù)香橙會研究院數(shù)據(jù)，2023年全國新建成加氫站62座，累計建成407座；按各地區(qū)提出的氫能發(fā)展目標(biāo)，到2025年，我國將建設(shè)加氫站超1000座，按此推算未來兩年年將進入加速建設(shè)期。加氫站設(shè)備主要包括壓縮機、加氫機及固定儲氫設(shè)施，這三大設(shè)備的性能參數(shù)決定了加氫站的整體加注能力和儲氫能力。1）壓縮機：作為加氫站內(nèi)的核心設(shè)備，承擔(dān)了氫氣增壓的重要作用。國內(nèi)加氫站常用的氫氣壓縮機主要有隔膜式壓縮機、液驅(qū)式壓縮機、離子液壓縮機。2）加氫機：為氫燃料電池汽車的車載儲氫瓶進行加注，基本部件包括箱體、用戶顯示面板、加氫口、流量計、閥門、安全系統(tǒng)等；由于加氫機加注時存在“焦耳-湯姆森效應(yīng)”，會導(dǎo)致氫氣溫度上升，因此加注過程中防止氫氣溫度不斷升高時加氫機的關(guān)鍵性能之一。3）固定儲氫設(shè)施：目前國內(nèi)建成或在建的加氫站主要采用高壓儲氫瓶組和高壓儲氫罐，儲存系統(tǒng)的工作壓力越高或該工作壓力與氫燃料電池汽車充氫壓力差越大，氫燃料電池汽車充氫時間越短；從壓力范圍看，目前國內(nèi)加氫站的加注工作壓力通常分為35MPa和70MPa兩個等級，其中35MPa加氫站通常采用最高儲氫壓力位50MPa的儲氫罐，70MPa加氫站通常還要增設(shè)最高儲氫壓力位103MPa的儲氫罐。加氫站投資成本較高，其中設(shè)備占比約71%。加氫站根據(jù)氫氣來源不同，可分為外供氫加氫站和現(xiàn)場制氫加氫站，根據(jù)李妍等《外供氫與現(xiàn)場制氫加氫站的氫氣成本分析》，一座供氫能力為500kg/天的外供氫加氫站的投資成本約為1450萬元，其中壓縮機占比30%，儲氫瓶及加氫系統(tǒng)占比28%，設(shè)備合計占比達到71%。按2024-2025年需建設(shè)672座加氫站計算（地方政策目標(biāo)加總1079座，減去2023年已建成407座），未來兩年內(nèi)加氫站設(shè)備增量市場空間為69.18億元，其中壓縮機為29.23億元。國內(nèi)加氫站設(shè)備集成商市場集中度較高。根據(jù)高工氫電，截止2021年底，國內(nèi)已建成的加氫站中CR5設(shè)備集成商市占率合計近90%，2022年有所下降，但仍超過70%。其中，截止2022年累計建成加氫站中，TOP10設(shè)備集成商分別為國富氫能（2021年市占率28.4%）、海德利森、舜華新能源、厚普股份、氫楓能源、正星氫電、康普銳斯/航天雷特機電、中集氫能、伯肯節(jié)能/派瑞華氫/豫氫裝備、優(yōu)捷特。2023年新建成加氫站設(shè)備集成商整體分布較為分散，主要集成商除上述名單外新增中集安瑞科。4．下游：氫燃料電池空間巨大氫能下游有交通、電力、化工、冶金四大應(yīng)用場景，主要設(shè)備包括氫燃料電池和氫燃氣輪機。在交通領(lǐng)域，氫燃料電池可與鋰電池協(xié)同推動實現(xiàn)全面電動化；在電力領(lǐng)域，通過燃料電池或氫燃氣輪機實現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)，將有助于降低建筑的碳排放；也可與大規(guī)模的可再生能源耦合，解決調(diào)峰消納難題，主力構(gòu)建綠色低碳的新型電力系統(tǒng)；在化工、冶金等工業(yè)領(lǐng)域，氫能作為原料或燃料代替品有助于使這些領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)深度脫碳。4.1從應(yīng)用場景看，氫能在交通及電力領(lǐng)域具備潛力4.1.1交通領(lǐng)域：燃料電池商用車已初具經(jīng)濟性交通應(yīng)用中，氫燃料電池商用車率先發(fā)展。目前，我國燃料電池汽車商業(yè)化運營主要集中在公交和物流領(lǐng)域，于現(xiàn)階段燃料電池汽車的中長途、中重載、固定路線運載定位相符。一方面，在400-800km的中長途里程中燃料電池汽車的續(xù)航優(yōu)勢較純電動汽車更為明顯；另一方面，燃料電池及儲氫系統(tǒng)質(zhì)量能量密度遠高于純電動汽車動力電池，大幅提升了中重型貨車載貨能力。國內(nèi)有限推廣商用車輛發(fā)展，在固定路線運營帶動加氫站等配套設(shè)施的布局，從而進一步拉動乘用車領(lǐng)域市場需求。當(dāng)氫價達到25元/kg時，氫燃料電池重卡TCO可與傳統(tǒng)燃油車打平。根據(jù)嘉興市長三角氫能產(chǎn)業(yè)促進會數(shù)據(jù)，當(dāng)前購置一臺氫能重卡、鋰電重卡與燃油重卡的費用分別約為150萬元、100萬元與30萬元，2023年“以獎代補”政策給予燃料電池重卡補貼37.80萬元，假設(shè)地方政府按照與國補1:1配套補貼（如上海市《關(guān)于支持本市燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干政策》），初始購車成本將低于純電動重卡。此外，假設(shè)車輛日行里程400km，其中高速路段300km，高速收費按2元/噸公里計算，當(dāng)能源價格分別為25元/kg、1.3元/kwh、7.5元/L時，分別計算可知氫能重卡、鋰電重卡與燃油重卡的年運維成本分別為52.50萬元、43.75萬元、60.90萬元，此時從全生命周期成本看，氫燃料電池重卡基本與傳統(tǒng)燃油車持平。2024年2月，山東省三部門發(fā)布通知，自2024年3月1日起，對本省高速公路安裝ETC套裝設(shè)備的氫能車輛免收高速公路通行費，試行兩年，在此基礎(chǔ)上氫能重卡將每年節(jié)省21萬元高速通行費，占當(dāng)年運行成本的31.5%。此時氫能重卡TCO將下降至228.18萬元，低于鋰電重卡。4.1.2電力領(lǐng)域：氫能發(fā)電、儲能與熱電聯(lián)產(chǎn)具備前景氫發(fā)電解決火電低碳轉(zhuǎn)型問題?；鹆Πl(fā)電是目前世界上主要的電力來源之一，但其煤炭和天然氣的使用導(dǎo)致大量二氧化碳排放。以氫為基礎(chǔ)的綠氫、綠氨，是解決火電低碳轉(zhuǎn)型問題的有效途徑之一，通過煤電摻氨燃燒至純氨燃燒和氣電摻氫燃燒至純氫燃燒，實現(xiàn)火電向低碳調(diào)節(jié)電廠的轉(zhuǎn)變。根據(jù)中科院工程熱物理研究所先進燃氣輪機實驗室張宏武主任在第十屆燃氣輪機聚焦大會上的主題分享，預(yù)測2030年，我國總發(fā)電裝機容量38億千瓦時，其中氣電裝機容量1.8億千瓦時，假設(shè)全年平均發(fā)電時間2400小時，按全部氣電摻氫30%計算，氣電行業(yè)需消耗320萬噸綠氫，實現(xiàn)2300萬噸碳減排。氫儲能是解決風(fēng)光發(fā)電消納問題的重要途徑。新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、季節(jié)不均衡性等特性，這給電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行帶來了挑戰(zhàn)，因此需要發(fā)展相應(yīng)的儲能技術(shù)以實現(xiàn)不同時間尺度上功率與能量平衡。氫儲能技術(shù)基于“氫-電”轉(zhuǎn)化，通過儲氫、儲氨、儲醇等方式，實現(xiàn)能量的長時儲存和調(diào)節(jié)，再借助燃料電池或燃氣輪機等發(fā)電設(shè)備重新轉(zhuǎn)化為電。與其他儲能技術(shù)如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能、飛輪儲能以及熔巖儲能相比，氫儲能技術(shù)能夠完全實現(xiàn)跨季節(jié)性的長時儲能，為能源存儲領(lǐng)域帶來新的解決方案。當(dāng)前，我國多省份積極推進光（風(fēng)）儲氫電一體化項目，并開展了相關(guān)示范項目。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計總院，2022年10月26日“氫動吉林”行動暨大安風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項目啟動，該項目將建設(shè)風(fēng)電項目700MW，光伏項目100MW，并配有一套40MW/80MWh儲能裝置。熱電聯(lián)產(chǎn)為建筑提供電能和熱能，是一種極具潛力、低碳高效的聯(lián)合生產(chǎn)方式。燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)主要使用質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）和固體氧化物燃料電池（SOFC）作為發(fā)電系統(tǒng)，發(fā)電效率可達40%，廢熱利用率達40%，能源綜合利用率超過80%，與傳統(tǒng)的活力發(fā)電輸電相比，總效率提升2倍左右。根據(jù)人民網(wǎng)數(shù)據(jù)，2021年11月，全國首座氫能進萬家智慧能源示范社區(qū)項目在佛山市南海區(qū)丹灶鎮(zhèn)正式投運，該項目專注燃料電池分布式熱電聯(lián)產(chǎn)裝備產(chǎn)業(yè)化，包括家用和商用燃料電池分布式熱電聯(lián)產(chǎn)裝備。社區(qū)一期項目將依托現(xiàn)有城市氣網(wǎng)開展混氫天然氣示范，家庭部分將安裝394套家用燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)設(shè)備，商業(yè)部分將安裝4套（440kw/套）商用燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)設(shè)備，總裝機容量約2MW，投資19.1億元。4.2從相關(guān)設(shè)備看，燃料電池與氫燃氣輪機空間廣闊4.2.1燃料電池：運輸+固定式，產(chǎn)業(yè)鏈玩家眾多氫燃料電池的應(yīng)用主要包括運輸應(yīng)用和固定式應(yīng)用。如上文所述，氫燃料電池既可用于燃料電池汽車、有軌電車、船舶等交通運輸領(lǐng)域，也可用于固定電站、儲能項目等固定式應(yīng)用場景。目前，在氫燃料電池汽車推廣的政策背景下，運輸應(yīng)用幾乎占據(jù)氫燃料電池市場的全部份額。據(jù)弗若斯特沙利文預(yù)測，至2030年，中國氫燃料電池系統(tǒng)的運輸應(yīng)用和固定式應(yīng)用按銷售量計算的市場規(guī)模將分別達到70.02GW和13.35GW，占整體市場規(guī)模的84%和16%，對應(yīng)總市場規(guī)模達到1167億元。氫燃料電池系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，電堆為核心部件。相較于傳統(tǒng)燃油車或純電動汽車動力系統(tǒng)，燃料電池系統(tǒng)結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，主要由電堆及BOP輔助系統(tǒng)構(gòu)成，其中電堆是發(fā)動機系統(tǒng)的核心部件，主要部件包括膜電極和雙極板。從成本結(jié)構(gòu)來看，一輛49噸燃料電池重卡中燃料電池系統(tǒng)約占整車成本的52%，而電堆約占整個電池系統(tǒng)成本的65-70%。國內(nèi)廠商積極布局燃料電池電堆，部分性能達到國際領(lǐng)先水平。燃料電池電堆的技術(shù)水平?jīng)Q定了燃料電池系統(tǒng)性能、可靠性和壽命，是燃料電池企業(yè)技術(shù)先進性的體現(xiàn)。當(dāng)前主流廠商主要從材料體系、結(jié)構(gòu)設(shè)計、電堆集成、量產(chǎn)工藝和質(zhì)量控制等多維度進行優(yōu)化和迭代，以實現(xiàn)現(xiàn)功率密度、輸出功率和使用壽命的提升。國內(nèi)目前已基本掌握其開發(fā)、生產(chǎn)及應(yīng)用等技術(shù)，在單堆功率、體積功率密度及冷啟動溫度等方面突破較快，部分達到國際（巴拉德、豐田）領(lǐng)先水平。燃料電池市場火熱，車用CR5達到62%。根據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2023年上牌車輛電堆裝機量為931.2MW，同比增長51.2%，裝機平均單堆功率達到121.7kW，與2022