万亿蓝海市场，氢能蓄势待发
1.1氢能源是化石燃料的理想替代品
氢资源丰富、容易获取，具有可持续发展性。氢是宇宙中含量多的元素，在地球所有元素储量中排第三，如此充足的资源使其具有能源供给的充足性。其次，大部分氢 元素以水的形式存在于大自然，原料容易获取。此外，早在1970年，通用汽车就 提出“氢经济”的概念，其核心就是利用氢的化学性质实现循环利用。氢气产自于水， 通过和氧气反应生成水释放化学能，而且使用后的产物仍为水。整个过程无其他中间 产物，无浪费，零污染。由此形成一个可循环闭环系统，具有巨大的可持续性优势。在我国“碳中和，碳达峰”的大背景下，氢能的商业化利用逐渐成为市场关注的热点。
氢气热值高，是现有化石燃料的理想替代品。根据氢气的化学性质，我们发现它的热 值是常见燃料中高的(142KJ/g)，约是石油的3倍，煤炭的4.5倍。这意味着如果消 耗相同质量各种燃料，氢气所提供的能量是大的。热值高的特点将在交通工具实现 轻量化方面发挥重要作用。
1.2我国氢能产业链复杂，理论经济价值含量大
氢能产业链分为制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。相比锂电池产业 链而言氢能产业链更长，复杂度更高，理论经济价值含量更大。我国氢能产业链正处 于导入期，政策扶持显得尤为重要，政策扶持下产业进入“规模化-降本-开拓市场” 的量价循环。此外，持续的技术进步也将反哺解决各环节核心技术的成本制约，进一 步提升商业化竞争力。
01.制氢：由“灰氢”向“绿氢”发展，大规模低成本是发展方向
为了区分制氢途径的清洁度(碳排放量)，我们将可再生能源电解水得到的氢气称为 “绿氢”，包括可再生能源制氢和电解水制氢等，核心特点为生产过程可以做到零碳 排放。“灰氢”是指以化石能源为原料，通过甲烷蒸气重整或自热重整等方法制造的 氢气，虽然成本较低，但是碳强度较高。清洁度介于“绿氢”和“灰氢”的是“蓝氢”， 其核心技术是在生产过程中增加了碳捕捉和贮存环节(CCS)，降低了生产过程中的碳 排放量，但是无法消除所有碳排，是一种相对适中的制氢方式。
我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。光伏龙头隆基股份进军光伏制 氢，是我国光伏产业探索电解水制氢综合发展道路上标志性的一步。由于电费占整个 水电解制氢生产费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面 通过开发PEM及SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展 低成本制氢。据国家能源局统计数据显示，2020年全年新增风电装机7167万千瓦、太 阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。根据国网能源研究院数据， 2019年我国光伏系统度电成本约0.29—0.80元每千瓦时，到2025年度电成本在0.22—0.462元每千瓦时。陆上风电度电成本约0.315—0.565元每千瓦时，且在未来仍有一定 的下降空间，预计到2025年度电成本在0.245—0.512元每千瓦时。
工业副产氢制氢技术成熟且成本低廉，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产 氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式，主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、 炼厂干气、合成甲醇及合成氨等，利用效率低，有较高比例的富余。我国工业副产氢 资源丰富，其中以美锦能源为代表的炼焦企业正是利用焦炉煤气来制取灰氢，工业副 产氢是短期内为经济可行的制氢方式。
02.储氢：高压气态储氢已广泛应用，液态和固态储氢尚处于研究和示范阶段
作为氢气从生产到利用过程中的桥梁，储氢技术的核心是将氢气以稳定形式的能量 储存起来以便后续的使用。氢气的储存主要分为三种方式，包括气态储氢、液态储氢 和固体储氢。在国内目前高压气态储氢应用相对广泛，低温液态储氢在航天等领域得 到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。目前国内主要有深冷股份、富瑞 特装、京城股份、中材科技等企业布局了储氢环节。
03.运氢：以长管拖车运输高压气态氢为主，未来规模化后将向长期管网发展
氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主 流运输方式。目前运氢以高压气态运输短期长管拖车为主，但其加压与运力仍待提高;液态氢运输在国外技术成熟地区广泛运用，我国尚未达到民用水平。
根据氢云链对氢气管道和天然气管道的对比分析， 输氢管道在建设现状、规范标准、 材料选择、设计制造、事故后果和安全间距等方面存在许多进步空间：
(1)建设现状：相较于天然气管道，氢气管道建设量较少，管道直径和设计压力较 低，相关标准体系仍不完善，目前国内仍没有适用于氢气长输管道的设计标准，应重点加强长距离氢气管道输送技术的标准化工作。
(2)规范标准：由于环境氢脆的影响，氢气管道选材具有更严格的限制，材料需满 足高压氢环境相容性试验要求，ASMEB31.12—2014推荐使用X42，X52等低强度管线钢， 且规定必须考虑低温性能转变等问题。
(3)材料选择：为降低管道发生“氢致失效”的概率，相较于天然气管道，氢气管 道设计公式里增加了“材料性能系数”，提高了管道的整体壁厚水平，同时氢气管道 对焊前预热和焊后热处理的要求更为严格。
(4)设计制造：与天然气泄漏相比，管道内高压氢气泄漏形成的危险云团较大且集 中，扩散高度增加较快，在近地面区产生的危险后果较小，但氢气影响范围区间 更广，更易扩散，且达到同样火焰热辐射水平时，氢气的热辐射距离更近，能量相对 更强。
(5)事故后果：氢气管道小埋地厚度与天然气管道差异较小，但氢气管道与地下 其他管道、建筑物之间的小间距要求明显高于天然气管道，以避免高压氢气泄漏事 故发生后引发多米诺效应。
我国氢气运输管道建设仍处于起步阶段。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管 道，欧洲已有1598公里，而我国氢气管道，仍停留在“百公里”级别，总里程约400km， 主要分布在环渤海湾、长三角等地，位于河南省的济源与洛阳之间的氢气管道是我国 目前里程长、管径大、压力高、输送量大的氢气管道，其管道里程为25km， 管道直径508mm，输氢压力4MPa，年输氢量达到10.04万吨。按照《中国氢能产业基础 设施发展蓝皮书》预计，到2030年，我国氢气管道将达到3000km。
04.加氢：核心设备依赖进口，国产化进程逐步开启
加氢站的技术路线主要分为站内制氢技术和外供氢技术，中国加氢站的氢源绝大部 分来自于外供高压氢气。据OFweek统计，当前国内正在运营的加氢站中，仅大连新源 加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其余加氢站的氢气主要来源于外部供氢， 使用氢气长管拖车(运输高压气态氢)、液氢槽车(运输低温液态氢)往返加氢站与 氢源之间。站内制氢技术又包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中，电解水制氢已 经应用广泛且技术已十分成熟，为大多数的欧洲加氢站所采用。
广东河北湖北包揽前三，大型加氢站仍然匮乏。据GGII不完全统计，截至2020年12月 31日，全国在建和已建加氢站共181座，已经建成124座，其中2020年总计建成加氢站 55座。在2020年国内建成的124座加氢站中，105座有明确的加注能力。而进一步分析 这105座加氢站，大多数为加氢能力500kg/d(12h)的加氢站，共50座，占比47.26%;1000kg/d(12h)的加氢站有20座，占比19.05%，加氢能力超过1000kg/d(12h)的加 氢站有仅有7座，占比6.67%。截至2021年3月，我国加氢站布局数量多的前三名为 广东、河北和湖北，在运数量分别为61/44/36座。
从加氢站的功能来看，国内合建站占比逐年提高。根据《加氢站技术规范(国标 GB50516-2010)》，加氢站可以单站建设， 但具有需要重新选址、投入成本高等弊端而 建设综合加注站可以降低运营成本。国内目前正积极探索“油、氢、气、电”的联合 建设运营模式，中石油、中石化等央企已开始进行相关的研发和建设。
05.燃料电池：进入产业化初期，具有广阔发展前景
国家能源集团、中石化、中石油等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。截止 2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆，我国燃料电池汽车已进入商业化初期。
电堆占据燃料电池系统的一半成本，国产化仍然存在短板。根据美国能源部的测算， 系统成本中核心的部分是燃料电池电堆和空压机。对80KW系统的成本测算，在年产 50万套的规模化条件下，电堆占据了燃料电池系统成本的44%，而空压机占比超过四 分之一。电堆和空压机两部分也是降低燃料电池系统综合成本的关键。催化剂、质子 交换膜、膜电极等核心零部件未实现国产化，生产效率较低，成本居高不下，仍然是 燃料电池发展中的核心问题。
燃料电池系统基本性能满足需求，降低成本是未来的发展重点。对比《节能与新能源 汽车技术路线图(2016年)》提出的技术目标，目前我国乘用车、商用车用燃料电池 系统的研发和性能已满足使用需求，但成本距离目标要求依然还有很大差距，仍然制 约着燃料电池汽车的商业化进程。根据美国能源部对燃料电池汽车成本的预估，生产 规模的扩大化将使燃料电池系统的成本将大幅下降。基于2020年的技术水平，在年产 50万套80kW电堆的规模下，质子交换膜燃料电池系统成本可降低到40美元/kW，即80kW 燃料电池汽车的电池系统总价约3200美元(约2万人民币)。
2道阻且长行则将至，中国氢能的挑战与机遇
2.1顶层设计逐渐清晰，燃料电池商业化路径进一步明确
国家能源局发布的《能源法(征求意见稿)》将氢能与煤、石油、天然气和风能等传 统能源归类为能源范畴。年12020 月，《新时代的中国能源发展》白皮书指出，开发 利用非化石能源是推进能源绿色低碳转型的主要途径。未来将加速绿氢的制取、储运 和应用等氢能产业链技术装备的发展，推动氢能燃料电池技术链和氢燃料电池汽车 产业链的发展。“十四五”规划纲要中将氢能及储能作为未来产业进行前瞻规划，从国家战略高度引领氢能产业未来发展。而国务院发布的《新能源汽车发展规划(2021— 2035年)》和中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图(2.0版)》更 是为我国氢能发展道路提出了更为明确的要求与指引。随着国家“碳中和”、“碳达峰” 任务的推进，氢能这一绿色能源受到国家的重视和大力推动。上述文件，对于氢气的 “制”,“储”，“运”，“加”，“用”各环节都有所布局。核心利好的板块包括 风光能电解水制氢，加氢站等基础设施建设，氢燃料电池汽车等。
财政部等五部委联合发文，“以奖代补”推动氢燃料电池汽车发展。《关于开展燃料 电池汽车示范应用的通知》规定的燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系分 两个方面：在燃料电池汽车推广应用领域，考核的关键指标是推广应用车辆技术和数 量;在氢能供应领域，考核的关键指标为氢能供应及经济性。“以奖代补”示范政策 核心：以中重型商用车、以城市群为引领，强化燃料电池产业链的强链、补链。以往 补贴政策下，燃料电池汽车的应用落地主体主要为车企，此次《通知》将发展的核心 任务交给了示范城市群。《通知》还指出示范城市群还可获得更多奖励，示范结束后 超额完成任务的超额完成部分予以额外奖励。以上种种政策极大地鼓舞了各省市对氢能行业的发展和对申请成为示范城市群的动力。氢燃料电池汽车示范城市群政策 发布后，全国有近20个城市群申报氢燃料电池汽车示范，国内多地掀起氢电产业发展 热。随着未来示范城群名单的公布，氢能行业的发展将更上一层楼。
2.2地方氢能政策相继发布，各省政府对氢能行业热情高涨
受到国家大方向的指引，以及“以奖代补”等有关激励政策的出台，各地政府也纷纷 响应国家号召，发布相关的氢能政策指导工作。其中2021年一个季度，有不少地方 政府纷纷对未来几年内氢能行业发展提出具体规划。
2.3中国减排任务艰巨，双碳承诺为氢能发展带来机遇
根据我国的承诺，到2030年和2060年，将分别实现“碳达峰”和“碳中和”两个宏大 目标。然而就目前来看，中国的减排任务依然十分艰巨。根据联合国《Emission Gap Report 2020》数据，2019年中国碳排放约140亿吨，从总量看，占全球总排放量的1/4 以上，仍是全球排名第一的碳排放国。为应对全球气候变化，履行《巴黎协议》中碳 减排目标，据国家可再生能源中心测算，我国既定能源政策仍需降低化石能源使用占比来达成气候变化低于2℃的目标。由此可见，构建清洁低碳、安全高效的现代能源 体系迫在眉睫。
氢电耦合是构建我国现代能源体系的重要途径。目前，我国能源发展逐步从重量扩张 向提质增效转变，能源效率、能源结构、能源安全已经成为影响我国能源高质量发展 的三大关键所在。相比其他转型方式，氢能与电能结合将成为构建现代能源体系的重 要途径。
我国兼具发展氢能的产业基础和应用市场。根据中国氢能联盟的预计，到2030年，中 国氢气需求量将达到3,500万吨，在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国 终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6,000万吨，可减排约7亿吨二氧 化碳，产业链年产值约12万亿元。其中，交通运输领域用氢2,458万吨，约占该领域 用能比例19%，相当于减少8,357万吨原油或1,000亿立方米天然气;工业领域用氢 3,370万吨，建筑及其他领域用氢110万吨，相当于减少1.7亿吨标准煤。
2.4制运氢成本高企是我国氢能普及所面临的首要挑战
氢气的大规模、低成本生产是降低氢气价格的首要解决难题。根据能链的数据，当前 德国氢价为9.5欧/kg(折合人民币约74.4元/kg)，而油价情况则是1.53美金/升(折 合人民币10.85元/升)。美国目前氢气价格15美金/公斤(折合人民币约106.35元/kg)。高价的核心原因在于只有33%的氢目前来源于二次能源，67%的氢还是要被征收碳税， 而油价情况美国目前是0.77美金/升(折合人民币5.46元/升)。日本当前的氢气价格 为70元人民币/kg。国内目前氢气出售价格每公斤约60-70元(均价、无补贴)，公交 车跑100公里，需要约8公斤，也就是480—560元。对比使用柴油的100公里只需220元， 使用氢气成本仍然较高。而普通乘用车跑100公里需要约1公斤氢气，相对应就是60—70元，与普通汽油车成本差不多。
运氢成本是中国加氢站成本的重要一环，也是降低加氢价格的关键。根据 《International Journal of Hydrogen Energy》对上海加氢站成本的研究，站内制 氢的加氢站与外供高压氢气的加氢站相比，加氢的成本更低，主要原因是运送到加氢 站的“原料”工业氢卡车的成本相对较高，这也是发达国家加氢价格较低的原因之一。由于中国大部分加氢站没有站内制氢的能力，因此充分利用长管拖车的运输能力变 得十分重要。降低运氢成本可以弥补与发达国家的成本差距，使加氢的价格降低。
3海阔凭鱼跃天高任鸟飞，下半年氢能产业中的投资机会
3.1氢燃料电池汽车销量将爆发式增长，2021 或成为氢燃料电池发展元年
2020年受疫情和政策影响，自2016年连续4年增长的氢燃料电池汽车迎来了首次产销 下降。据中汽协数据显示，2020年全年燃料电池汽车生产1199辆，销售1177辆，同比 分别下降57.5%和56.8%。数据显示，今年2月，汽车产销分别完成150.3万辆和145.5 万辆，环比分别下降37.1%和41.9%，同比分别增长4.2倍和3.6倍。其中，新能源汽车 产销分别完成12.4万辆和11万辆，同比分别增长7.2倍和5.8倍，新能源汽车已连续8 个月刷新当月产销历史记录。
随着疫情散去以及燃料电池政策示范通知政策在下半年的出台，预计全国燃料电池 汽车产销量将有较大幅度提升。2020年之前，由于燃料电池持续在补贴政策不明朗， 市场的观望态度明显。下半年氢能示范城市群的正式公布，将会大力促进当地燃料电 池汽车产业链的快速发展，零部件国产化研发进程也会得到奖励政策等的有力支撑。而在基础建设支撑方面，就目前各地公布的在建拟建加氢站数量来看，预计2021年加 氢站数量将有新的突破，或将达到150—200座，也给氢燃料电池汽车提供了“血液”。
氢燃料电池汽车产销数据的增长潜力有望在下半年爆发。因为氢燃料电池全产业链 一般在第一、二季度与下游厂商商讨技术方案、制定商务合同、订单备货，第三季度 采购生产第四季度确认交付。若“十城千辆”政策在三季度能顺利落地，2021年氢燃 料电池汽车有突破1万辆的潜力。从车型来看，氢燃料客车与重卡将占据2021年氢燃 料电池汽车市场的主要份额。这主要是由于2021年我国将为2022年北京冬奥会做准 备，我们预计氢燃料重卡将在2021年下半年开始逐步落地进行示范运营。
3.2赛道广阔前景明朗，挖掘细分环节中的经济价值
氢能供应端市场空间广阔，拥有千亿级市场潜能。氢能供应端包括氢气的制、储、运。根据中国氢能联盟的预计，到2030年，中国氢气需求量将达到3500万吨，在终端能源 体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求 量接近6000万吨。
我国目前灰氢占比高，未来将被绿氢蓝氢取代。根据全国能源信息平台的调研显示， 我国目前制氢原料超过90%均来源于对传统能源的化学重整。其中，48%来自于天然气 重整、30%来自于醇类重整、18%来自于焦炉煤气重整，仅有约4%来自于电解水。我们 预计随着环保监管的逐步提高，未来无CCUS技术的化石燃料制氢(灰氢)将逐步被电 解水制氢(绿氢)和结合碳处理CCUS技术的化石燃料制氢(蓝氢)所取代。
绿氢方面预测：
我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。由于电费占整个水电解制氢生产 费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面通过开发PEM及 SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展低成本制氢。当 用电价格低于0.50元每千瓦时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。目前电价下， 电解水制氢的成本在20-40元每千克，随着我国光伏及风电的逐渐扩张，电解水制氢 在未来有望达到平价，当电价下降到0.1-0.2元每千瓦，电解水制氢成本可下降至10—20元每千克。根据国网能源研究院数据， 2019年我国光伏系统度电成本约0.29—0.80 元每千瓦时，到2025年度电成本在0.22—0.462元每千瓦时。陆上风电度电成本约 0.315—0.565元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到2025年度电成本在 0.245—0.512元每千瓦时。我们预测30/40/50年绿氢成本分别为21.56/14.46/9.70元每千克。
蓝氢灰氢方面：
我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势。目前我国煤制氢成本约在 0.8—1.2元/标方，存在大规模制氢的基础，且我国煤炭资源充足，煤制氢是我国当前 主要的制氢方式。我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原 煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为600元时，大规模煤气化生产氢气的成 本为1.1元/Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至200元/吨时，制氢气 的成本可能降低为0.34元/N m3。 但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已 形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。然而煤制氢也存在碳排放问题，虽然未 来CCS有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的 气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。在我 国碳中和、碳达峰的目标下，CCUS技术的应用将逐渐被普及，我们预计2030—2040年 灰氢将逐渐被蓝氢取代，我们预计随着蓝氢渗透率的提升，2020—2050年化石燃料制 氢的综合制氢成本将逐步提升至18.32元每千克。
根据《2019中国氢能源及燃料电池产业白皮书》对中国氢气供给侧结构预测，按照绿 氢、蓝灰氢进行归类，可以得出平均制氢成本。综合来看，短期内由于蓝氢对灰氢的 替代，制氢成本在2020—2040年有一定程度上的增长，但随着光伏制氢项目的逐渐投 产与普及，2050年绿氢占比80%的目标若能实现，我国平均制氢成本有望下降到11.42 元每千克。由于目前行业仍处在导入发展期，氢气的价格可能受到供需波动的影响， 在此假设毛利率为10%，预测氢气平均价值。再结合氢气需求量，我们预测氢气供应 端市场空间30/40/50年将有望达到572.75/5850.38/7615.90亿元。
加氢站建设势头迅猛，市场空间可达千亿级别 。根据我国《节能与新能源汽车技术路 线图》中对加氢站数量的规划，2025年预计达到1000座，2035年预计达到5000座，预 测到2050年或将建成10000座加氢站。中商产业研究院的数据显示，氢气成本约占加 氢价格的70%。依据《节能与新能源汽车技术路线图(2.0版)》的要求,预计2050年加氢能力有望达到4000kg每天。我们推测出加氢站的市场空间在25/35/50年分别为 68.26/871.59/2647.43亿元。
氢燃料电池汽车规模化有望降低成本，或将打开万亿级市场空间。根据我国《节能与 新能源汽车技术路线图》中对燃料电池汽车总体技术路线的规划，2020年，计划实现 燃料电池汽车在特定地区公共服务用车领域的小规模示范应用，达到5000辆规模;2025年在城市私人用车、公共服务用车领域实现大批量应用，达到5万辆规模;2030 年在私人乘用车、大型商用车领域实现大规模商用化推广，达到百万辆规模。根据以 上数据，结合我国燃料电池汽车商用车、乘用车发展现状，我们预计2050年燃料电池 汽车市场规模将达到500万辆，假设2020年10000辆全部为商用车，2025年的50000辆 中70%为商用车，2030年的100万辆中50%为商用车，2050年500万辆中40%为商用车。
此外，根据《节能与新能源汽车技术路线图》中对单车成本的规划，我们采用单车最 大成本进行保守估计，即2020年燃料电池汽车商用车、乘用车成本分别为150万元、 50万元;2025年，分别为100万元、30万元;2030年，分别为50万元、20万元，根据 技术发展情况，我们估计2050年两种车型成本将进一步下降，分别降为30万元和10万 元。以上数据为基础，我们对单车价值量进行了估计，并由此推算出燃料电池汽车的 整车市场空间。预计21/25/35/50年燃料电池汽车空间规模将达到165/869/3850/9900 亿元。
