（报告出品方/作者：开源证券，张绪成）
1、氢能
氢能是重要的工业原料和二次能源载体。氢能是公认的清洁能源，也是21世纪最具有发展前景的二次能源。氢能具有众多优秀的特点：
（1）清洁低碳。氢能利用无论是直接燃烧还是燃料电池转化，最终仅会生成水，不会产生污染物以及温室气体；
（2）制氢途径多样化。氢能的制备可以通过化石能源重整、化工产业副产、电解水制氢等多种途径。因此，在节能减排、提高利用效率的能源发展趋势下，氢能有着不可或缺的作用。
（3）高热值高转化率。氢气热值可达MJ/kg，是同质量化石燃料的3~4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率达90%以上；
氢能产业链包含了上游制氢、中游储运氢及下游用氢等众多环节。其中上游制氢环节根据路线不同可分为化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，中游储运氢根据氢能储运状态的不同可分为气态、液态、固态储运；下游主要用氢主要包括工业用氢及燃料电池产业，其中工业用氢主要用作化工、冶金等产业原材料以及能源使用，燃料电池产业则包含了加氢基础设施建设、燃料电池制造以及燃料电池车整车制造，氢燃料电池的应用是目前氢能产业发展的主要方向。
2、全产业链发展，我国氢能前景广阔
2.1、制氢路线多样，灰氢仍是主要氢能来源
氢气可以通过多种工艺路线制备，主要包括：
（1）化石能源制氢：煤气化制氢、天然气重整制氢、石油焦和渣油制氢等；
（2）电解水制氢：电力来源主要包括火电、水电、风电、光电以及核电等，其中可再生能源是理想的电力来源；
（3）工业副产氢：主要包括氯碱工业、煤焦化、合成氨、丙烷脱氢等；
（4）光催化制氢、生物发酵制氢等其他路线：尚处于实验与开发阶段，暂未达到规模制氢要求。其中煤气化制氢、天然气重整制氢以及电解水制氢是最主要的制氢方法。
近年来，伴随着国内氢能产业的持续发展，中国氢气总产量保持着稳定增长的态势，根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，截至年我国氢气产能约达万吨/年。由于中国丰富的煤炭资源特点，煤制氢是最首要的制氢来源，不同于全球范围内18%左右的比重，煤制氢在国内占比可达六成以上，其次为工业副产氢、天然气制氢、电解水制氢。根据中国氢能联盟研究院数据，年中国氢气产量共计万吨，其中煤制氢产量万吨，占比达63.6%；其次为工业副产氢、天然气制氢，产量分别为、万吨，占比分别为21.2%、13.8%；电解水制氢产量相对较少，仅50万吨，占比1.5%。
2.1.1、煤制氢：富煤资源优势下的制氢首选，灰氢难题有待解决
煤制氢是将煤气化产生的以一氧化碳、氢气为主要从成分的粗煤气，经过水煤气变换、酸性气体脱除、氢提纯等处理而获得一定纯度的产品氢。
煤制氢原料丰富、成本较低，是我国规模化制氢首选。煤制氢历史悠久，发展至今已有约年历程，由于其技术路线成熟稳定、制备成本较低，在各类制氢工艺路线当中最具经济性，是目前工业大规模制氢的首选方式。在中国目前的氢能路线中占据着重要地位，年煤制氢产量万吨，占比已达到63.6%，目前全球投入运营的煤气化厂达座，其中80%以上位于中国。煤制氢成本相对其他路线较低，原料煤占据最主要成本，占总成本1/3以上，其次为氧气，占总成本约1/4。根据中国氢能联盟测算，在原料煤价格元/吨的条件下，制氢成本约为8.85元/kg。并且在主要的煤炭价格运行区间内，煤制氢成本均远低于天然气制氢成本。
高碳排放，煤制氢存在“灰氢难题”。由于生产过程中存在较大的二氧化碳排放量，煤制氢被视为最典型的灰氢。根据IEA数据，煤制氢单位碳排放量约为/2，是天然气制氢的两倍。因此，当下作为制氢主导的煤制氢路线与清洁低碳的氢能发展路线存在一定矛盾。为解决这一问题，利用CCUS技术（碳捕获、利用与封存技术）降低煤制氢过程中的碳排放是其未来发展前景的关键，即由灰氢向蓝氢转化，以推动煤制氢走向真正的清洁化。根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图》规划，年我国CCUS技术成本约在~元/吨，因此在煤制氢过程中增加成本约7元/kg，在原成本的基础上增加约80%。
2.1.2、天然气制氢：原料依赖进口，经济性低于煤制氢
天然气重整制氢是将天然气通过蒸汽重整反应得到以氢气、一氧化碳为主要成分的混合气体，再经过净化提纯得到高纯度的氢气。
规模化应用受到原料进口依赖限制。同煤制氢路线一样，天然气制氢工艺技术也十分成熟，工业化生产经验丰富，是全世界范围内最主要的制氢方法，全球每年产量约达万吨，占全球总产量约三分之二。但由于我国天然气主要依赖进口（年进口依赖度43.5%），成本相对较高，因此在国内该路线制氢的经济性则受到一定约束，制氢成本远高于富产油气国家。年我国天然气制氢产量万吨，占比13.8%，远低于煤制氢及工业副产氢。
碳排放低于煤制氢，但仍属灰氢。天然气制氢仍无法避免在重整反应完成后产生二氧化碳排放，根据IEA数据，天然气制氢单位碳排放量约为/2，虽低于煤制氢碳排放量，但仍未能达到清洁能源标准，属于灰氢。因此同样面临低碳减排的要求，其发展前景也依赖于制氢过程中CCUS技术规模应用与成本下降。
2.1.3、电解水制氢：清洁电力制氢，最理想的绿氢路线
电解水即通过电解将水分解为氢气与氧气的过程。目前较为常见的电解水技术主要包括：碱性水电解技术、质子交换膜（PEM）水电解技术以及固体氧化物电解槽技术（SOECs）三种。其中碱性水电解技术是最为成熟且已实现商业化应用的技术，发展至今已有近年历程，本质上氯碱工业使用的就是该技术，相较其他技术成本较低；PEM技术则较为先进，可有效解决电解液回收与循环利用的问题，体积较小且操控灵活，更适用于人口密集的城市地区以及分布式使用，是目前最有发展前景的电解水工艺，但由于催化剂及膜材料昂贵成本较高，大范围推广应用仍依赖于技术进步与成本下降；SOECs技术使用陶瓷作为电解质，在高温下对蒸汽进行电解，目前技术尚不成熟，高温热源需求也限制了其经济性，尚处于研发阶段。
电解水耗电量大、成本较高，规模化应用的障碍尚未扫除。电解水对电能的消耗量较大，单位能耗约4~5/3。根据国际能源署计算，如果全球氢气产量均采用电解水技术，其电能消耗可达3万亿瓦时，已超过欧盟年度发电总量。电解水成本中，电力成本占总成本七成以上。根据中国氢能联盟测算，如果采用市电生产，制氢成本约30-40元/kg，是煤制氢成本的四倍以上，经济性相对较弱。因此，电解水制氢技术仍处于发展阶段，尚未得到规模化应用。目前，电解水制氢产量在全球氢气总产量占比在0.1%以下，在国内氢气产量中占比约1.5%。
清洁能源快速发展，电解水制氢迎来曙光。除成本问题以外，利用传统网电制氢还存在严重的全周期内高碳排放的问题。由于国内电力供应七成为火电，若直接采用网电制氢，单位氢气碳排放量可达35.84kg，是煤制氢的近两倍，天然气制氢的3倍以上。而近年来清洁能源的快速发展为电解水制氢创造了良机：一方面，可再生能源发电制氢可实现全周期内的零碳排放，实现真正的绿氢生产；另一方面，随着风电、光电等成本下降以及平价上网，制氢成本也将持续下降。
2.2、用氢：燃料电池发展前景较大，传统产业顺势转型
氢能的下游利用途径多种多样，主要包括交通运输领域以及冶金、化工等工业领域。其中交通领域是氢能消费的重要突破口，燃料电池车的发展前景较大，根据中国氢能联盟预测，到年中国氢气需求量将接近0万吨，其中交通运输领域用氢可达万吨，占比约40%；工业领域，化工行业是当前主要用氢场景，而钢铁冶金行业或将贡献氢能消费增量，预计到年钢铁、化工领域氢能消费总量可超过1.6亿吨标准煤。
2.2.1、加氢站：氢能产业关键基础设施，国内进入快速建设期
加氢站的主要技术路线有站内制氢技术和外供氢技术。欧美采用站内制氢的比例较国内多。站内加氢技术是用天然气或者其他原料在加氢站内自己制氢然后加注至燃料电池汽车中，或者通过电解水制氢然后压缩，再加注到氢能源燃料电池汽车中。天然气重整制氢法由于设备便于安装、自动化程度较高，且能够依托现有油气基础设施建设发展，因而在站内制氢加氢站中应用最多，因此在欧洲、美国，站内制氢加氢站主要采用这种制氢方式。
氢的储运方式是影响加氢站业态设计的重点与技术难点。中国作为产氢大国，氢原料储备充足，但由于运输和储存条件苛刻，储运环节成为了氢产业链上的难关，也直接影响了加氢站的模式设计。根据氢气存储方式的不同，外供氢加氢站又可进一步分为高压气氢站和液氢站两大类。外供氢加氢站中的高压气氢站建设成本最低，是全球应用最广泛的加氢站模式，目前中国的加氢站均为高压气氢站。液氢储运加氢站主要分布在美国和日本，在中国也得到了初步探索，由中科富海和美国空气产品公司(AirProducts)合作的首座液氢储运加氢站正在建设中。
国内加氢站建设进入快速发展期。在国家层面积极的氢能发展战略指引下，近两年来各地纷纷出台氢能产业发展规划及实施方案，其中关于氢能基础设施建设相关的规划则重点提到加快加氢站的建设，并制定了具体的建设目标，国内加氢站建设进入了快速发展期。截至年底，我国国内累计建成加氢站座，建成并运营加氢站座，待运营17座，建设中和规划建设的加氢站约座。
2.2.2、燃料电池：氢能下游最关键应用，商用车是短期发展重点
燃料电池是一种能量转化装置，按照原电池工作原理，等温的把贮存在燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能。从理论上来讲，只要连续供给燃料，燃料电池便能连续发电，已被誉为是继水力、火力、核电之后的第四代发电技术。燃料电池装置有助于实现氢能的移动化、轻量化和大规模普及，在氢能下游应用领域发展潜力十足。
车用领域为核心应用，商用车是发展重点。燃料电池下游应用十分广泛，除了交通运输领域，还包括便携式电池、发电、建筑储能以及工业、军事等领域。在氢能产业发展初期，由于氢燃料电池系统成本性相对较高，电堆功率较低等经济性与技术方面原因，燃料电池对现有的电池设备替代性有限，尚未能得到规模化的应用。但道路车辆与当前燃料电池发展方向相匹配，预计氢燃料电池将以车用领域为核心应用。其中商用车存在较多相对固定路线的场景，对加氢站等基础设施需求较少，更适合当前燃料电池技术特点与产业基础，因此商用车将成为氢燃料电池的主要发展重点。
2.2.3、工业用氢：氢能助力传统工业低碳化转型
氢气在工业中的应用十分广泛，主要包括以下四大用途：炼油、生产合成氨、生产甲醇、冶金炼钢。截至年，在全球范围内四大途径耗氢量占比分别为33%、27%、11%、3%。在炼油过程中，氢气可用于去除原油中的杂质（如硫），并对稠油进行连化，小部分用于油砂和生物燃料的开发；合成氨与甲醇生产中，氢是其最终化学品分子结构的重要组成部分之一；而在钢铁生产过程中，可利用氢气替代焦炭作为主要还原剂对铁矿石进行还原生产钢铁。
当前工业用氢主要氢源为灰氢。为满足上述行业的需求所生产的氢气往往具有一定的商业规模，基本上是使用天然气、煤炭和石油等化石能源进行制备，因此会产生一定碳排放，对环境造成影响。
炼油行业用氢需求增长，低碳氢替代空间较大。炼油厂将氢气用作原料、试剂和能量来源，全球每年在炼油行业需要消耗万吨氢气，占全球氢气需求量的33%，其中约三分之二的氢气是通过炼油厂的配套专用设备生产，因而使用灰氢而生产的外排气体占炼油厂总气体排放量的20%左右，年碳排放量达2.3亿吨。根据IEA，未来炼油行业用氢需求将会持续增长，到年与空气污染物相关的标准将更为严格，从而会使炼油领域的氢气使用量提高7%。因此，以更清洁的方式生产氢气对于减少炼油过程中碳排放至关重要，使用低碳氢替代原有的灰氢空间较大。
2.3、氢储运：高压气态储运占主导，非气态储运前景较大
氢能的储运根据氢或储氢材料形态的不同主要分为四种方式：
（1）气态储运，主要包括近距离运输的高压长管拖车以及长距离运输的管道运输，其中管道运输适用于大规模氢气运输；
（2）液态储运，低温液态储氢是将氢气冷冻至零下.72℃以变为液体加注到绝热容器中进行储运，储运工具主要为用于长距离、大规模运输的液氢槽罐车；
（3）固态储运，是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式进行氢储运，对储运工具并无特殊要求；
（4）有机液体储运，是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物并形成稳定的氢有机化合物液体，最终以液体槽罐车进行储运。
高压气态储运占主导。在主要的氢储运技术中，最成熟的是高压气态储运，也是现阶段国内最主要的氢储运方式。气态储运常温即可实现快速充放氢，成本较低，因此得到广泛应用，但储氢量较低，且对高压储氢罐存在较高的技术要求。目前国内主要采用35MPa的储氢瓶，相较于国际主流的70MPa高压储氢瓶仍存在一定的技术差距，伴随着国内储氢瓶技术的发展，国产70MPa的IV型储氢瓶有望迎来突破进展。另一方面，管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，能耗小且成本较低。
非气态储运前景较大。由于高压气态储氢在长距离运输上不具优势，其运输成本对距离的敏感性高，因此为进一步提高储运效率、降低长距离储运成本，非气态储运技术的发展具备必要性。低温液态储运在中国主要应用于军事与航天工业，而在民用领域由于受到法规限制，目前无法得到应用。理论上液态氢密度远高于高压气态，单位容器能储存的低温液态储氢更多，大大提高运输效率，降低储运成本，氢气纯度也可以在液化过程中大大提高。液氢技术和装备的突破对氢能产业的可持续发展具有深远影响，民用领域的发力将推进国产化进程，对国内氢能产业布局具有重要意义。
3、全球氢能势头迅猛，各国发展各行其道
目前全球氢能产业处于快速发展阶段，欧盟、日本、美国、澳大利亚、韩国等经济体和国家均出台相关政策，将发展氢能产业提升到国家（地区）战略高度，一批重大项目陆续启动，全球氢能产业市场格局进一步扩大。根据文章《全球氢能发展的四种典型模式及对我国的启示》，从不同国家发展氢能产业的出发点、侧重点、着力点等方面看，全球各国实践大致可总结为四大类型：
（1）德国模式：把氢能作为深度脱碳的重要工具，法国、英国、荷兰等欧盟国家做法类似；
（2）日本模式：把氢能作为新兴产业制高点，韩国做法类似；
（3）美国模式：把氢能作为中长期战略技术储备，加拿大做法类似；
（4）澳大利亚模式：把氢能作为资源出口创汇新增长点，新西兰、俄罗斯等国做法类似。
4、“碳中和”时代来临，氢能发展获政策大力支持
4.1、氢能产业发展政策力度加大
年国务院在《“十四五”规划及年远景目标纲要》中提到，在包括氢能与储能在内的前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。同时在碳中和政策背景下，各个省份均在“十四五”规划当中强调积极发展清洁能源利用，推动碳达峰、碳中和行动，从长期目标来看氢能产业的发展是其中关键之一。燃料电池车方面，中国自年起确立了“计划电动汽车重大专项”项目，确定了三纵三横战略，以纯电动、混动和燃料电池汽车为三纵，以多能源动力总成控制、驱动电机和动力蓄电池为三横。随着燃料电池产业发展逐渐成熟，中国在燃料电池领域的规划纲要和战略定调已经出现苗头，支持力度逐渐加大。
各地政府积极出台氢能产业发展规划。地方政策出台较多的区域主要集中在北京、上海、广东、河北、山东等区域，主要聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴车和物流车）的推广、燃料电池核心技术研发、加氢基础设施建设以及氢能示范城区的打造。
4.2、“以奖代补”，补贴政策扶持燃料电池发展
随着燃料电池技术的进步，我国正在实施各种财政政策补贴扶持燃料电池汽车商业化发展。年9月起，我国对氢燃料电池汽车开始为期4年的“以奖代补”政策，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况拨付奖励资金。具体而言，有以下几个特点：
（1）补贴领域：燃料电池汽车的推广+氢能供应，利好燃料电池核心零部件国产化。燃料电池汽车推广方面，除了对整车进行奖励，同时对国产的电堆、膜电极、质子交换膜、碳纸、催化剂等燃料电池关键核心零部件环节进行积分奖励，促进零部件的国产化替代。氢能供应方面，主要对车用氢气实际加注量给予积分奖励，其中，绿氢的补贴额高于灰氢。
（2）补贴方式：“以奖代补”，而非大面积补贴。氢燃料电池汽车的补贴将由面向全国大范围式的购置补贴方式，转为面向入围城市群的燃料电池汽车商用补贴。同时，补贴需项目完成并达标后，经专家评审通过，对示范城市予以奖励。
（3）补贴额度：对入选城市群，每个城市群最多获17亿奖励。补贴采用积分制，对获批的城市群组，燃料电池汽车的商业应用补贴上限为15亿元，氢能供应补贴上限为2亿元。
5、多个降本潜力点，氢能平价可期
一直以来，经济性是氢能商业化面临的最大挑战，实现氢能成本的下降以及氢能平价应用对于整个氢能产业的发展至关重要。除了上文第二章具体提到的各环节关键性技术性的降本潜力点以外，低/零碳氢能实现平价的途径还包括以下几个方面：
全产业链的规模化是降本最大动力。在不考虑技术突破影响的情况下，扩大规模是降低氢能应用成本的最大驱动力。在非运输行业，氢能供应的成本占全产业链周期成本的70%以上，根据国际氢能委员会预测，预计到年，低碳氢能的交付成本将大幅下降，降幅比例预计可达60%，这将主要得益于可再生能源发电成本的下降以及电解槽设备的制造规模扩大；在运输行业，终端应用设备生产规模扩大将带来高达70%的成本削减，包括燃料电池、储氢罐等，大规模的工业化组件生产和车辆集成，将在规模扩大初期使车辆的总体拥有成本降低一半，其中设备生产规模因素将贡献其中的70%。
CCUS技术应用对于制氢环节的降本较为关键。化石能源制氢的低碳化离不开CCUS技术的应用，我国CCUS项目的捕集技术已经比较成熟，地质利用和封存部分核心技术也取得了重大突破。二氧化碳驱油提高石油采收率等已进入商业化应用初期阶段，但经济成本仍是制约我国CCUS规模化发展的关键。目前CCUS示范工程投资额都在数亿元人民币的规模，投资主体基本是国内大型能源集团，全流程初始投资及维护成本之和每吨2超千元，其中捕集过程成本约-元/吨2，低浓度二氧化碳捕集成本更高达近元/吨。罐车运输成本约0.9-1.4元/吨公里。驱油封存技术成本差异较大，但因驱油封存可以提高石油采收率，补偿CCUS成本。
大规模管网与加氢站建设是氢能供应链环节的降本关键。管网建设：无论从煤制氢还是可再生能源制氢角度来看，中国氢能资源更多的向西部地区集中，而随着燃料电池车产业发展，氢能的主要消费区域集中在东部及南部沿海地区。因此氢能长距离运输的经济性决定了终端氢能的成本表现，大规模的氢气管网建设是降本关键之一。当前我国氢气管网长度仅以百公里为单位，相较于美国2公里输氢管道长度仍有较大差距，因此实现管网建设仍有较大空间，同时对于运输环节降本作用也十分显著。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：。