氫能源行業深度報告：“氫能時代”大幕拉開
來源：國聯證券 2020-12-21
1、“氫能時代”大幕拉開
1.1氫能是第三次能源變革的重要媒介
全球能源行業正經歷著以低碳化、無碳化、低污染為方向的第三次能源變革，隨著全球能源需求不斷增加，全球電氣化趨勢明顯，未來以可再生能源增長幅度最大的電力能源結構將持續變化，進一步形成以石油、天然氣、煤炭、可再生能源為主的多元化能源結構。
氫能作為一種清潔、高效、安全、可持續的二次能源，可通過一次能源、二次能源及工業領域等多種途徑獲取，氫能將成為第三次能源變革的重要媒介。氫能可以用于交通運輸，作為石油精煉、氨生產的原料，以及金屬精煉和住宅部門的加熱和烹飪等方方面面。而且，氫氣有潛力成為整合不同基礎設施的能源載體，以提高經濟效率、可靠性、靈活性，而且其中許多用途將有助于減少電力和交通部門的碳排放。氫還可以為電力部門提供大規模的長期能量存儲。此外，氫能源存儲系統可以提供輔助電網服務，如應急、負荷跟蹤和調節儲備，這些服務可以提供額外的能量來源，從而降低電解制氫的成本。氫還可以成為VRE和交通部門之間的另一座橋梁。
1.2投資總結：“政策扶持”&“技術進步”雙引擎驅動氫能產業發展
2019年氫能源首次寫入《政府工作報告》，將氫能納入中國能源體系之中，我國真正開啟氫能大發展元年，按照白皮書路線規劃，預計到2050年氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫氣需求量接近6000萬噸，年經濟產值超過10萬億元，全國加氫站達到10000座以上，燃料電池汽車年產量達到520萬輛。
氫能產業鏈分為制氫、儲運、加氫站、氫燃料電池應用等多個環節。與鋰電池產業鏈相比，氫能源與燃料電池產業鏈更長，復雜度更高，理論經濟價值含量更大。從氫能實際應用來看，氫燃料電池汽車是氫能高效利用的最有效途徑，當前氫能產業鏈已初具雛形，且燃料電池系統性能已滿足商業化需求，但燃料電池汽車的大規模商業化應用依然受經濟性及實用性制約。因此，產業發展初期的政策扶持顯得尤為重要，政策扶持下產業進入規模化-降本-開拓市場的良性內循環，此外，持續的技術進步也將反哺解決各環節核心技術的成本制約，進一步提升商業化競爭力。
從經濟性及技術進步角度來看，各環節都將分階段發展滿足商業化需求：
制氫產業：短期優先選用工業副產氫，中期采用化石能源制氫結合碳捕捉技術，長期采用可再生能源電解水制氫；
氫能儲運：將按照“低壓到高壓”“氣態到多相態”的技術發展方向，逐步提升氫氣的儲存和運輸能力；
燃料電池系統：將持續圍繞功率、性能、壽命、成本四大要素而發展。具體應用集中在交通領域，從商用車切入、乘用車跟進。
2、氫能是中國構建多元化能源體系關鍵一環
2.1氫能開發利用是能源清潔化的大勢所趨
氫能大儲量、零污染、高效率
氫（H）是宇宙儲量最豐富的元素，它構成了宇宙質量的75%，在地球上排第三，大儲量保證其作為能源供給的充足性。氫元素主要以水的形式存在，原料非常容易獲取。此外，氫氣的供能方式主要是和氧氣反應生成水釋放化學能，其產物除了水無其他中間產物，整個供能過程無浪費、零污染。
氫能源生產和使用形成可循環閉環，實現可持續發展
1970年通用汽車首次提出“氫經濟”的概念。近年來，隨著燃料電池的迅速發展，氫能作為最適宜的燃料也隨之進入一個高速發展階段。氫能來自于水用，使用后的產物仍為水，由此形成一個可循環閉環系統，具有可持續性。
氫氣比能量高，易于實現輕量化和高續航
氫氣是常見燃料中熱值最高的（142KJ/g），約是石油的3倍，煤炭的4.5倍。這意味著消耗相同質量的石油、煤炭和氫氣，氫氣所提供的能量最大，這一特性是滿足汽車、航空航天等實現輕量化的重要因素之一。
現階段來看，氫氣作為能量載體的最大競爭對手是鋰電池。目前電池市場發展已經很成熟，然而氫能具備電池所不能比擬的優勢，氫氣的比能量遠遠超過電池，并且沒有工作溫度限制（電池工作溫度范圍在-20℃~60℃）。
2.2能源短缺和環境惡化，加速推動全球氫能開發
脫碳加氫和清潔高效是百年來能源科技進步的趨勢
縱觀能源的發展歷史，從最初使用固態的木柴、煤炭，到液態的石油，直至氣態的天然氣，不難看出其H/C比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比在1:3～10之間，煤為1:1，石油為2:1，天然氣為4:1。在18世紀中葉至今，氫碳比上升超過6倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高，可以預見未來能源利用形式中，氫能的占比將會繼續提高。
氫雖然主要用作化工基礎原料，但在能源轉型過程中，其更重要的是作為一種清潔能源和良好的能源載體，具有清潔高效、可儲能、可運輸、應用場景豐富等特點。氫能能夠幫助工業、建筑、交通等主要終端應用領域實現低碳化，包括作為燃料電池汽車應用于交通運輸領域，作為儲能介質支持大規模可再生能源的整合和發電，應用于分布式發電或熱電聯產為建筑提供電和熱，為工業領域直接提供清潔的能源等。
目前全球用氫量約1.15億噸，其中約61%用于煉油和生產化肥等，39%用于生產甲醇和其他化學品以及燃料等。預計2050年氫能將承擔全球18%的能源需求，氫能產業將創造3000萬個工作崗位，減少60億噸CO2排放，創造2.5萬億美元的市場價值。日本、美國、歐洲等主要工業國家均將氫能列入國家能源發展戰略，氫能產業的發展已初具規模，但發展重點有所不同。
日本政府大力推進氫能全產業鏈發展，致力實現“氫能社會”
為解決過度依賴進口化石能源、核電重啟困難以及國內可再生能源稟賦一般等問題，日本政府高度重視氫能產業的發展。日本經濟產業省（METI）2019年提出了《氫能與燃料電池戰略路線圖》，其目標是：第一階段創造需求，到2025年加速推廣和普及氫能交通、民用市場；第二階段解決供應問題，到2030年實現氫燃料發電和通過擴大氫能進口解決大規模供給；到2040年，建立起零碳排放的供氫體系，使氫加入傳統的“電、熱”系統構建全新的二次能源結構。截至2018年底，日本建有加氫站113座，氫燃料車2839輛，家用氫燃料電池22萬臺。
美國重點開展燃料電池研究和布局加氫站建設
2014年美國頒布的《全面能源戰略》確定了氫能在交通轉型中的引領作用，并規劃2030~2040年將全面實現氫能源經濟。美國能源部2019年提出了《國家氫能發展路線圖》。目前美國氫能重點發展領域一是開展燃料電池系統研發，各級政府均提供大量資金資助科研機構進行氫能和燃料電池關鍵零件研發工作。二是布局建設加氫站，如美國加州每年計劃撥款2000萬美元用于加氫站建設，直到加州至少有100座加氫站；到2025年建立200座加氫站。截至2018年底，美國建有加氫站42座，氫燃料車5899輛。
德國重視氫能交通工具的開發和氫能與可再生能源的協同發展
德國是歐洲氫能發展較快的國家，已在通信基站、加氫站、燃料電池車、氫能列車、氫源建設等方面有所應用。德國聯邦交通和數字基礎設施部等正在編制《國家氫能發展戰略》，目標是將氫能與大力發展可再生能源戰略相結合，大力推進低碳轉型發展。其重點發展領域一是開發零排放氫能交通工具，如清潔巴士、氫能列車等（德國鐵路電氣化程度較低，約59%的火車未實現電氣化，德國政府試圖使用燃料電池火車來解決環境和電氣化程度低的問題）；二是投資可再生能源綠色制氫工藝及設施建設。2019年上半年部分德國企業在德國發起了GETH2倡議，目標是利用氫能促進能源轉型。合作企業計劃在德國埃姆斯蘭地區建立氫能基礎設施，將該地區的能源、工業、運輸和供熱部門聯系起來，建造105兆瓦的電制氫（PowertoGas）設施，利用風能生產“綠色氫氣”，并利用現有基礎設施運輸、儲存及應用氫氣。截至2018年底，德國建有加氫站60座，氫燃料車500輛。
韓國氫能發展目標是氫能產業與傳統制造業結合促進經濟增長
韓國政府發展氫能的目標是通過發展氫經濟減少對石油進口的依賴，同時將氫技術與汽車、航運和石油化工等傳統制造業聯系起來，為鋼鐵生產、石油化工和機械工程等傳統行業帶來新的投資和就業機會，形成新的經濟增長點。韓國政府2019年初發布《氫能發展路線圖2040》，計劃到2040年，氫氣供應量達到526萬噸，累計生產氫燃料電池汽車620萬輛（含出口330萬輛），建設1200座。截至2018年底，韓國建有加氫站14座，氫燃料車300輛。
2.3中國減排任務艱巨，發展清潔能源迫在眉睫
中國承諾到2060年實現“碳中和”，減排任務艱巨
我國減排任務艱巨，年排放量位居世界第一。根據聯合國數據，2018年中國碳排放達到137億噸，同比增長1.6%。盡管我國碳排放的增速已經放緩，但從總量看，占全球總排放量的1/4以上，仍是全球排名第一的碳排放國。作為世界工廠，在產業鏈日趨完善、國產制造加工能力與日俱增的同時，我國的碳排放量也快速攀升。作為負責任的大國，走低碳節能發展之路既是我國的責任所系，亦是使命所向。
應對氣候變化要求我國持續大規模開發可再生能源
根據既定的能源戰略，未來我國將構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，顯著特征之一是大幅提高可再生能源在一次能源消耗中的占比。為應對全球氣候變化，履行《巴黎協議》中碳減排目標，據國家可再生能源中心測算，我國既定能源政策仍需降低化石能源使用占比來達成氣候變化低于2℃的目標。
根據《中國可再生能源展望2018》的預測，2020-2030年間，中國將迎來光伏與風電大規模建設高峰。其中，新增光伏裝機容量約80-160GW/年，新增風電裝機約70-140GW/年。到2050年，從我國一次能源需求來看，非化石能源的總體比例將達到70%，風能和太陽能成為我國能源系統的絕對主力，在可再生能源中的占比將分別達到44%和27%。
得益于未來產業經濟結構調整，能效水平的大幅提升和工業與交通領域的電氣化提升，2050年的我國終端能源需求總量得到控制，化石能源消費大幅縮減，電力消費顯著上升。
2.4氫&電耦合是構建我國現代能源體系的重要途徑
氫&電耦合體系可突破可再生能源發展的限制
目前，我國能源發展逐步從總量擴張向提質增效轉變，能源效率、能源結構、能源安全已成為影響我國能源高質量發展的三大關鍵所在。相比其他轉型方式，氫能與電能結合將成為構建現代能源體系的重要途徑。電能是多種能源間靈活高效轉化的關鍵媒介，能量轉換效率通常在90%以上。
電氣化水平的提升，有利于提升能源利用效率、降低化石能源在終端能耗中的占比，并緩解我國能源資源與負荷中心逆向分布的問題。據國網能源研究院預測，到2050年電力在我國終端能源消費的比重將增長至47%，超出全球平均水平。
氫能與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯互通的現代能源網絡。更為重要的是，氫能可實現不連續生產和大規模儲存，這將顯著增加電力網絡的靈活性。
在可再生能源方面，目前光伏與風電行業均已處于平價前夕，平價后行業發展將由政策驅動轉變為消納驅動，電網消納能力將成為制約行業發展的首要因素。與基于化石能源的電能和石油制品生產方式相比，可再生能源具有明顯的分布和不穩定生產的特征，且區別于電網與石油網絡相互獨立的特征，氫能與電能的深度耦合恰能支撐更高份額的可再生能源電力的發展，主要表現為兩點：1）氫能可滿足可再生能源規模化、長周期儲能需求；2）氫能可作為燃料，通過燃料電池為交通和工業領域提供電能、熱能，有效降低化石能源的使用，繼續提升電力在能源系統中的比重。據中國氫能聯盟預測，2050年氫能將在我國能源體系中的占比達到10%。
同時，可再生能源制氫與氫儲運、氫應用技術的不斷進步，有望使部分優勢地區的可再生能源擺脫電網設施及消納條件的限制。通過大規模開發風、光等可再生能源電站，以較低的發電成本就地制氫，通過氫能儲運網絡實現可再生能源高效、低成本的區域輸送調配，而豐富的氫能應用場景和電、氫深度耦合體系將有力支持大規模氫氣的消納。屆時，氫能有望成為我國重要的出口能源重構世界能源格局。這為突破可再生能源發展瓶頸提供了新的思路和空間。電氫耦合將成為現代能源體系的重要特征，電氫能源體系將為開發我國豐富的可再生能源提供可靠的載體并培育適合的產業生態，可再生能源有望突破現階段各種約束，迎來巨大的發展空間。
此外，將氫氣應用于儲能領域，可以同時兼顧以下優勢：
1）具備更低的儲能成本：固定式儲能電池成本比儲氫容器成本大約高10倍，單車在儲能優勢下降到3~5倍（燃料電池的效率導致儲能量比車在動力電池高一倍，同時，儲氫體積能量密度低需要更高壓力）；
2）與儲電的互補性：相比動力電池的高頻調節，氫儲能屬于低頻調節，兩者互補性強；
3）靈活的制運儲方式：長管拖車經濟運輸半徑300公里以內；1千公里以上可長途輸電-當地制氫，或天然氣管道摻氫等。
2.5中國氫能兼具產業基礎及應用市場，綜合優勢顯著
中國具有豐富的氫能供給經驗和產業基礎。經過多年的工業累計，中國已是世界上最大制氫國，初步評估現有工業制氫產能為2500萬噸/年，可為氫能及燃料電池產業化發展初期階段提供低成本的氫源。富集的煤炭資源輔之以二氧化碳捕捉與封存技術可提供穩定、大規模、低成本的氫源供給。同時，中國是全球第一大可再生能源發電國，每年僅風電、光伏、水電等可再生能源棄電約1000億千瓦時，可用于電解水制氫約200萬噸，未來隨著可再生能源規模的不斷壯大，可再生能源制氫有望成為中國氫源供給的主要來源。
中國氫能應用市場潛力巨大。氫能在能源、交通、工業、建筑等領域具有廣闊的應用前景，尤其以燃料電池車為代表的交通領域是氫能初期應用的突破口與主要市場。中國汽車銷量已連續十年居全球第一，其中新能源汽車銷量占全球總銷量的50%。工信部在新發布的《新能源汽車產業發展規劃2021-2035年》中，將以新能源汽車高質量發展為主線，探索新能源汽車與能源、交通、信息通信等深度融合發展的新模式，重點向燃料電池車拓展。在工業領域，中國航貼、水泥、化工等產品產量連續多年居世界首位，氫氣可為其提供高品質的燃料和原料。在建筑領域，氫氣通過發電、直接燃燒、熱電聯產等形式為居民住宅或商業區提供電熱水冷多聯供。未來，隨著碳減排壓力的增大與氫氣規模化應用成本的降低，氫能有望在建筑、工業能源領域取得突破性進展。
中國氫能與燃料電池技術基本具備產業化基礎。經過多年科技攻關，中國已掌握了部分氫能基礎設施與一批燃料電池相關核心技術，制定出臺了國家標準86項次，具備一定的產業裝備與燃料電池整車的生產能力；中國燃料電池車經過多年研發積累，已形成自主特色的電-電混合技術路線，并經歷規模示范運行。
根據中國氫能聯盟的預計，到2030年，中國氫氣需求量將達到3500萬噸，在終端能源體系中占比5%。到2050年氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，氫氣需求量接近6000萬噸，可減排約7億噸二氧化碳，產業鏈年產值約12萬億元。
3產業發展基礎先行，國產化同步推進
2019年氫能源首次寫入《政府工作報告》，政府工作任務中明確“將推動充電、加氫等設施建設”。自2011年以來有關部門已經從戰略、產業結構、科技、財政等方面相繼發布了一系列政策，引導鼓勵氫燃料電池等氫能產業發展。按照2019年發布的《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》，國內氫能從制氫到用氫發展路徑逐漸清晰，有助于我國提早進入能源自給自足的氫能社會：
制氫產業：短期優先選用工業副產氫，中期采用化石能源制氫結合碳捕捉技術，長期采用可再生能源電解水制氫；
氫能儲運：將按照“低壓到高壓”“氣態到多相態”的技術發展方向，逐步提升氫氣的儲存和運輸能力；
燃料電池系統：將持續圍繞功率、性能、壽命、成本四大要素而發展。具體應用集中在交通領域，從商用車切入、乘用車跟進。
3.1制氫：大規模低成本氫氣是關鍵，路線由“灰氫”向“綠氫”發展
目前制氫技術路線按原料來源主要分為化石原料制氫、化工原料制氫、工業尾氣制氫和電解水制氫幾種。常規的制氫技術路線中以傳統化石能源制氫為主，全球范圍內主要是使用天然氣制氫，我國由于煤炭資源比較豐富，因此主要使用煤制氫技術路線，占全國制氫技術的60%以上。
為了區分制氫途徑的清潔度（碳排放量），我們將可再生能源電解水得到的氫氣稱為“綠氫”，生產過程做到零碳排放；將以化石能源為原料，通過蒸汽甲烷重整或自熱重整等方法制造的氫氣稱為“灰氫”，灰氫的成本較低，但是碳強度較高；在甲烷蒸汽重整與自熱重整制氫過程中增加碳捕捉和貯存環節（CCS），這樣制出的氫氣被稱為“藍氫”。藍氫可以降低碳排放量，但無法消除所有碳排。
化石原料制氫。化石原料制氫是通過煤炭、天然氣、石油和頁巖氣等能源通過重整生成氫氣，目前技術路線十分成熟，平均價格也相對較低。我國煤炭資源豐富，化石原料制氫主要以煤或者煤焦作為原料，通過重整反應得到以H2和CO為主要成份的混合氣，再經過凈化和提純等環節產生成品氫氣。而天然氣制氫價格掛鉤天然氣價格，中國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦特點，僅有少數地區可以探索開展，天然氣制氫平均成本明顯高于煤氣化制氫。國際上主要是以天然氣和頁巖氣等以甲烷水蒸氣為主要成份的原料進行重整。
化工原料制氫。使用甲醇等化工原料在一定溫度和壓力條件下，在催化劑作用下發生裂解反應產氫氣和CO等含碳氣體。CO和水蒸氣可以繼續發生變換反應，最終生成H2和CO2，之后再通過變壓吸附去除CO2，得到高純度H2。甲醇裂解技術工藝系統比使用化石能源制氫簡單，運行更加穩定，產品氣中不含污染物或有害氣體，特別適用于中小規模制氫。但生產成本受甲醇價格影響明顯，制氫成本明顯高于化石能源制氫或工業副產物制氫。
工業副產制氫。工業副產制氫是在工業生產的過程中，利用富含氫氣的終端廢棄物或副產物作為原料，采用變壓吸附法（PSA）回收提純制氫。工業副產主要來自以下兩個來源：焦爐煤氣制氫和氯堿副產品氣制氫。焦爐煤氣中，氫氣含量占50%以上，除此還含有大量甲烷，經過壓縮、提純和脫氧等工藝可以制取高濃度氫氣。但現實問題是目前焦爐煤氣在鋼鐵企業中，已經被充分利用為燒結、煉鐵和煉鋼等工序的燃料，工藝流程之間配合成熟，采用焦爐煤氣制氫發展空間有限。氯堿副產物制氫是指在通過電解飽和NaCl溶液的方法來制取NaOH的過程中，會生成Cl2和H2副產物，副產物氣體雜質含量低，在提純前氫氣濃度已經大于99%，提純難度比較小。據資料統計，目前30%以上的副產物氫氣直接被放空排放，沒有得到有效利用。回收使用氯堿行業氫氣副產物可快速滿足國內氫氣需求，同時具有經濟優勢。
電解水制氫。電解水制氫是原理最為簡單的制氫方法，將正負電極插入水中并通直流電，水中的氫離子在陰極發生還原反應析出氫氣，氫氧根離子在陽極發生氧化反應析出氧氣。電解水制氫技術設備簡單，工藝流程穩定可靠，產生的氫氣純度極高，可以滿足高純度的氫氣需求，同時不產生污染。但缺點是能耗大，制氫成本是目前工業化制氫領域最高的，單位制氫成本是煤制氫的4~5倍。而且規模較小，制氫量一般小于200m3/h。目前電解成本高是制約電解水制氫技術推廣使用的最重要原因。但同時，在我國三北地區，大量可再生能源電力如風電和光伏發電還存在不能并網的情況。由于電能不能大規模儲存，棄風棄光一方面造成了能源的浪費，另外還會造成設備的損耗。因此采用可再生能源如風能和太陽能發電，再進行電解制氫，可極大降低制氫成本，是目前制氫領域的研究熱點，具有技術可行性和經濟優勢。
制氫路線上將由化石能源制氫逐步過渡至可再生能源制氫。隨著氫能在社會發展中的需求量越來越大，制氫作為氫產業鏈的最上游也將會得到飛速發展。選取具有經濟優勢的技術路線，降低制氫成本，是氫能推廣使用的關鍵。在現有的制氫技術中，使用煤或天然氣制氫具有顯著的成本優勢，而且我國具有豐富的煤炭資源。但使用化石能源作為原料終究不可持續，而且會產生新的污染。使用甲醇等化工原料制氫受上游產品約束，產量和價格浮動較大，難以形成穩定有效的氫能供給。使用工業尾氣制氫同樣存在原料少，來源不穩定的問題。目前看來，可以支撐未來巨大氫能需求量，原料來源穩定的制氫方式應為電解水制氫。雖然目前由于成本太高，電解水在氫能制備產業中只占4%左右，與其它方式相比暫時不具備競爭優勢。但如果能考慮利用我國每年大量不能上網的風能和光伏等可再生能源電力作為能源，可以極大地降低制氫用電成本，推動電解水技術推廣使用，同時可有效解決可再生電力消納問題。
相比通過大規模的輸電設施建設來分配可再生能源電力，將可再生能源電力就地制氫，再通過管道和公路等方式儲存和運輸，就近消納，應該是更貼近市場需求和解決可再生能源消納的措施。
3.2儲運氫：氫氣的儲存和運輸效率亟待提高
氫氣的可大規模存儲和運輸是其區別于化學電池儲能的重要特性，在資源總量不受約束，制備成本中遠期可控的前提下，氫氣的儲存性能和運輸效率是氫能網絡建設的瓶頸問題。
儲氫技術
目前，氫氣的儲存主要有氣態儲氫、液態儲氫和固體儲氫三種方式、高壓氣態儲氫已得到廣泛應用，低溫液態儲氫在航天等領域得到應用，有機液態儲氫和固態儲氫尚處于示范階段。
氣態儲氫。高壓氣態儲氫具有充放氫氣速度快、容器結構簡單等優點，是現階段主要的儲氫方式，氛圍高壓氫瓶和高壓容器兩大類。其中鋼制氫瓶和鋼制壓力容器技術最為成熟，成本較低。20MPa鋼制氫瓶已得到廣泛的工業應用，并于45MPa鋼制氫瓶、98MPa鋼帶纏繞式壓力容器組合應用于加氫站中。碳纖維纏繞高壓氫瓶的開發應用，實現了高壓氣態儲氫瓶由固定式應用向車載儲氫應用的轉變。70MPa碳纖維纏繞4型瓶已經是國外燃料電池乘用車車載儲氫的主流技術，35MPa碳纖維纏繞3型瓶目前仍是我國燃料電池商用車的車載儲氫方式，70MPa碳纖維纏繞3型瓶已少量用于我國燃料電池乘用車中。
液態儲氫。液態儲氫具有儲氫密度高等優勢，可分為低溫液態儲氫和有機液體儲氫。低溫液態儲氫將氫氣冷卻至-253℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達70.6kg/m3，但裝置一次性投資較大，液化過程中能耗較高，儲存過程中有一定的蒸發損失，其蒸發率與處請關注容積有關，大儲罐的蒸發率遠低于小儲罐。國內產能液氫已在航天工程中成功使用，民用缺乏相關標準。
有機液體儲氫利用某些不飽和有機物（如烯烴、炔烴或芳香烴）與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應，實現氫的儲存，加氫后形成的液體有機氫化物性能穩定，安全性高，儲存方式與石油產品相似。但存在著反應溫度較高、脫氫效率較低、催化劑易被中間產物毒化等問題。國內已有燃料電池客車車載儲氫示范應用案例。
固體儲氫。固態儲氫是以金屬氫化物、化學氫化物或納米材料等作為儲氫載體，通過化學吸附和物理吸附的方式實現氫的存儲。固態儲氫具有儲氫密度高、儲氫壓力低、安全性好、放氫純度高等優勢，其體積儲氫密度高于液氫。但主流金屬儲氫材料質量儲氫率仍低于3.8wt%，質量儲氫率大于7wt%的輕質儲氫材料還需解決吸放氫溫度偏高、循環性能較差的問題、國外固態儲氫已在燃料電池潛艇中商業應用，在分布式發電和風電制氫規模儲氫中得到示范應用：國內固態儲氫已在分布式發電中得到示范應用。
氫輸運技術
氫氣在常溫常壓下為氣態，密度僅為0.0899千克/立方米。作為易燃氣體，它屬于?類危險品（非燃料），與空氣混合能形成爆炸性混合物，遇熱即發生爆炸，因此對運輸安全要求較高。目前氫氣的輸運方式主要有氣態運輸、液態輸運和固體輸運三種方式。
氣態輸氫。高壓氣態輸運可分為長管拖車和管道輸運2種方式。高壓長管拖車是氫氣近距離輸運的重要方式，技術較為成熟，國內常以20MPa長管拖車運氫，單車運氫約300公斤，國外則采用45MPa纖維纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車運氫可提至700公斤。
管道運輸是實現氫氣大規模、長距離運輸的重要方式，管道運行壓力一般為1.0~4.0MPa，具有輸氫量大、能耗小和成本低等優勢，但建造管道一次性投資較大。美國已有2500公里的輸氫管道，歐洲已有1598公里的輸氫管道，我國則僅有100公里的輸氫管道（法規限制）。
液態輸氫。液態輸氫通常適用于距離較遠、運輸量較大的場合。其中，液氫罐車可運7噸氫，鐵路液氫罐車可運8.4-14噸氫，專用液氫駁船的運量可達70噸。采用液氫儲運能夠減少車輛運輸頻次，提高加氫站單站供應能力。日本、美國已將液氫罐車作為加氫站運氫的重要方式之一。我國僅在航空航天有運用液氫技術。
固態輸氫。輕質儲氫材料（如鎂基儲氫材料）兼具高的梯級儲氫密度和質量儲氫率，作為運氫裝置具有較大潛力。將低壓高密度固態儲罐僅作為隨車輸氫容器使用，加熱介質和裝置固定放置于充氫和用氫現場，可以同步實現氫的快速充裝及其高密度高安全輸運，提高單車運氫量和輸氫安全性。
目前，我國氫能示范應用主要圍繞工業副產氫和可再生能源制氫地附近（小于200公里）布局，氫能儲運以高壓氣態方式為主。氫能市場滲入前期，車載儲氫將以70MPa氣態方式為主，輔以低溫液氫和固態儲氫，氫的運輸將以45MPa長管拖車、低溫液氫、管道（示范）輸運等方式，因地制宜，協同發展。中期（2030年），車載儲氫將以氣態、低溫液態為主，多種儲氫技術相互協同，氫的輸運將以高壓、液態氫罐和管道輸運相結合，針對不同細分市場和區域同步發展。遠期（2050年）氫氣管網將密布于城市、鄉村，車載儲氫將采用更高儲氫密度、更高安全性的儲氫技術。
3.3加氫站：核心設備依賴進口，國產化逐步開啟
加氫站是氫能源產業上游制氫和下游用戶的聯系樞紐，是產業鏈的核心。加氫站的建設數量和普及程度，在很大程度上決定了氫燃料電池汽車的產業化進程。
中國加氫站氫源絕大部分來自于外供高壓氫氣
加氫站的技術路線主要站內制氫技術和外供氫技術。站內制氫技術又包括天然氣重整制氫和電解水制氫。其中，電解水制氫已經應用廣泛且技術已十分成熟，歐洲大多數加氫站都采用這種技術。據不完全統計，當前國內正在運營的加氫站中，僅大連新源加氫站、北京永豐加氫站具備站內制氫能力，其余加氫站的氫氣主要來源于外部供氫，使用氫氣長管拖車（運輸高壓氣態氫）、液氫槽車（運輸低溫液態氫）往返加氫站與氫源之間。由于燃料電池汽車還沒有實現大規模運營，目前加氫站建設成本和運營成本遠遠高于傳統加油站、加氣站。從全球范圍內來看，政府和整車企業是加氫站建設的主體，政府補貼的幅度均超過50%。
中國加氫站目前都尚未盈利，能否盈利取決于運營成本、投資額、運行負荷
截至2019年底，全國累計已建成的加氫站共有61座，已經投入運營的有52座，在建/擬建加氫站數量為72座。按照《節能與新能源汽車技術路線圖》規劃，到今年底，我國計劃燃料電池汽車規模達到5000輛，建成加氫站至少100座；到2025年，建成加氫站至少300座。但是中國加氫站目前都尚未盈利，從加氫站的營運模式來看，能否盈利主要取決于運營成本（氫氣的價格）、投資額（設備）、加氫站運行負荷（燃料電池汽車保有量）。
氫氣的大規模、低成本、高效的制備和運輸是降低氫氣價格的首要解決難題
當前氫氣交貨成本遠大于同等能量水平下的汽柴油成本。我們對氫氣與汽柴油做簡單經濟性對比，汽車行駛每100公里，需要消耗1kg氫氣或6-7升汽油，每升汽油價格為6.5~7元左右（對應布倫特油價55美元/桶），因此每百公里的汽油成本為39-49元，即只要氫氣的成本降至40元/kg以下，氫氣能源較之傳統汽油就有成本優勢。但現階段國內氫站氫氣零售價格普遍為60-70元/kg，明顯高于傳統汽柴油的交貨成本，如果氫燃料電池公交車運行成本要達到和柴油車同等水平，加氫站氫氣售價需要大幅降低。
從氫氣售價結構來看，主要由氫氣原材料、氫氣的生產運輸成本、加氫站的固定和可變成本以及加氫站運營維護幾個部分組成。其中涉及到氫氣的制備和儲運的成本占到70%。而對比看來，汽油售價的重要組成部分則是汽油的消費稅。因此從降低氫氣售價角度，氫氣的大規模、低成本、高效的制備和運輸是首先要解決的關鍵性難題。
加氫站主要設備倚靠進口，關鍵技術國產化進程有待加速
典型的外供氫的高壓氣氫加氫站投資組成中，除去土建及，設備費用占據最大比例，主要是壓縮機、儲氫瓶、加氫和冷卻系統，由于國內缺乏成熟量產的加氫站設備廠商，進口設備推高了加氫站建設成本。目前建設一座35MPa，500kg/d固定式加氫站的投資成本約為1500-2000萬元，即使扣除政府補貼的300-500萬元，加氫站投資成本依然是傳統加油站的2~3倍。雖然中國所生產的加氫站設備各項技術指標仍有欠缺，但是目前國產化已經開啟，業內企業在各領域均推出自主產品。
4、氫燃料電池汽車拉開氫能商業化利用序幕
4.1燃料電池是氫能高效利用的重要途徑，交通領域成長性最強
氫燃料電池原理是氫與氧結合生成水的同時將化學能轉化為電能和熱能，該過程不受卡諾循環效應的限制，理論效率可達90%以上，具有很高的理論經濟性。氫氣進入燃料電池的陽極，在催化劑的作用下分解成氫離子和電子。隨后，氫離子穿過隔膜到達陰極，在催化劑作用下與氧氣結合生成水，電子則通過外部電路向陰極移動形成電流。不同于鉛酸、鋰電等儲能電池，燃料電池類似于“發電機”，且整個過程不存在機械傳動部件，沒有噪聲和污染物排放。
交通領域氫能成長性最強
燃料電池在交通領域具有最強增長潛力。從全球來看，燃料電池主要運用于固定式電源、交通運輸和便攜式電源三大類領域。既適用于集中發電，建造大中型電站和區域性分散電站，也可用作各種規格的分散電源。交通運輸領域包括為乘用車、巴士/客車、叉車以及其他以燃料電池作為動力的車輛，目前來看，隨著國家氫能產業的推進和技術的成熟，交通領域應用的商業化進程正在加速，且交通運輸領域成長性最強。據E4Tech數據，2019年全球交通運輸用燃料電池出貨量為0.908GW，近五年年均復合增速達41.2%，其占全球燃料電池出貨量的比例從2015年的38.2%提升至80.3%，燃料電池在交通運輸領域的應用保持高速增長。
中國燃料電池汽車銷量高速增長，但保有量仍處于較低水平
受補貼退坡的影響，2019年中國新能源汽車整體產銷出現大幅收縮，但燃料電池汽車卻呈現高速增長的局面，2019年燃料電池汽車銷量為2737輛，同比增加79.2%。2020上半年，我國燃料電池汽車銷量為403輛，同比下降63.4%。由于目前燃料電池汽車在我國仍處于試點示范階段，訂單來自政府采購，且以商用為主，保有量相比同為新能源的純電動車，基數仍處于較低水平。按照燃料電池發展白皮書，到2030年，我國燃料電池汽車保有量達到200萬輛水平，到2050年，保有量水平達到1000萬輛水平。
乘用車發展緩慢，發展集中于商用車
我國車載燃料電池車以商用車和專用車主導。從今年初至今11個批次新能源汽車推廣目錄來看，其中燃料電池汽車車型以客車及專用車為主，燃料電池乘用車車型僅1款。
與國際燃料電池汽車發展相比，國內燃料電池乘用車產業化發展緩慢。主要由于兩方面的原因，一方面，我國燃料電池堆的技術水平還達不到乘用車的水準，經濟性方面仍無法與目前的燃油車、純電車相媲美。另一方面，燃料電池車的推廣離不開加氫站的建設。加氫站配套的不足直接導致下游需求的弱化，車企沒有動力向乘用車領域進行研發和推廣。
4.2燃料電池系統期待技術突破和規模效應
電堆是燃料電池心臟，占據燃料電池系統一半成本
在燃料電池車中，燃料電池系統由燃料電池組和輔助系統組成。燃料電池堆是核心部件，它將化學能轉化為電能為汽車提供動力。燃料電池系統除燃料電池堆外，還有四個輔助系統：供氫系統、供氣系統、水管理系統和熱管理系統。供氫系統將氫從氫氣罐輸送到燃料電池堆；由空氣過濾器、空氣壓縮機和加濕器組成的供氣系統為燃料電池堆提供氧氣；水熱管理系統采用獨立的水和冷卻劑回路來消除廢熱和反應產物（水）。通過熱管理系統，可以從燃料電池中獲取熱量來加熱車輛的駕駛室等，提高車輛的效率。燃料電池系統產生的電力通過動力控制單元（“PCU”）傳到電動機，在電池的輔助下，在需要時提供額外的電力。
從成本端來看，系統中最核心的部分是燃料電池電堆和空壓機，根據DOE對80KW系統的成本測算，在年產50萬套的規模化條件下，電堆已占據燃料電池系統約一半成本，而空壓機占比超過四分之一，這兩部分也是降低燃料電池系統綜合成本的關鍵。
燃料電池堆與關鍵材料：國內電堆技術水平存在差距
對比國內外燃料電池電堆，國內電堆在核心材料與關鍵技術方面仍存在短板，也是造成燃料電池電堆成本居高不下的主要原因，其中膜電極層三大關鍵材料P/t催化劑、質子交換膜、碳紙主要依賴進口，國產材料尚無法滿足高性能燃料電池電堆使用需求；集流體雙極板方面，石墨雙極板經過多年開發已以國外技術水平相當，但低成本、輕薄的金屬雙板開發仍為空白。
1）催化劑（catalyst）
催化劑是膜電極的關鍵材料之一，其作用是降低反應的活化能，促進氫、氧在電極上的氧化還原過程、提高反應速率。目前，燃料電池中常用的商用催化劑是Pt/C催化劑，由Pt的納米顆粒分散到碳粉（如XC-72）載體上的擔載型催化劑。
在降低催化劑成本的方面，目前有兩條路徑，一條是降低鉑的使用量，另一條則是研發非鉑催化劑，兩者都已有所進展。鉑使用量的降低現在已有所成效，縱觀燃料電池發展史，每平方厘米需要的鉑已經從最初的50mg降低到了現在的不足0.2mg。而非鉑催化劑也在研究中，雖然無鉑催化劑尚未進入工業應用的階段，但很可能是未來大幅降低燃料電池成本的關鍵。
在工業化生產方面，日本、英國、比利時等國外供應商的催化劑制備技術處于絕對的領先地位，已經能夠實現批量化生產（＞10公斤/批次），而且性能穩定，可靠性高。國內目前幾乎沒有產業化催化劑制造企業，催化劑產品也比較單一。
2）質子交換膜（ProtonExchangeMembrane，PEM）
質子交換膜是一種固態電解質膜，其作用是隔離燃料與氧化劑、傳遞質子（H+）。目前常用的商業化質子交換膜是全氟磺酸膜，其碳氟主鏈是疏水性的，而側鏈部分的磺酸端基（-SO3H）是親水性的，膜內會產生微相分離，當膜在潤濕狀態下，親水相相互聚集構成離子簇網絡，傳導質子。
3）氣體擴散層（GasDiffusionLayer，GDL）
氣體擴散層位于流場和催化層之間，其作用是支撐催化層、穩定電極結構，具有質/熱/電的傳導功能。因此GDL必須具備良好的機械強度、合適的孔結構、良好的導電性、高穩定性。通常GDL由支撐層和微孔層組成，支撐層材料大多是憎水處理過的多孔碳紙或碳布，微孔層通常是由導電炭黑和憎水劑構成，作用是降低催化層和支撐層之間的接觸電阻，使反應氣體和產物水在流場和催化層之間實現均勻再分配，有利于增強導電性，提高電極性能。
國外大多數制造廠商都已實現氣體擴散層的規模化生產，且都有多款適應不同應用場景的產品銷售，包括日本東麗、德國SGL和加拿大AVCarb等。國內氣體擴散層還處于初級碳微孔層的制備階段，性能均一性和穩定性尚未得到實際驗證。
4）雙極板（BipolarPlate，BP）
雙極板是燃料電池的陰極板和陽極板，其作用是傳導電子、分配反應氣并帶走生成水。功能上，雙極板材料應是電與熱的良導體、具有一定的強度以及氣體致密性等；穩定性方面要求雙極板在燃料電池酸性（pH=2~3）、電位（E=1.1V）、濕熱（氣水兩相流，約80℃）環境下具有耐腐蝕性且對燃料電池其他部件不材料的相容無污染性；商業化方面要求雙極板材料要易于加工、成本低。燃料電池常采用的雙極板材料包括石墨碳板、復合雙極板、金屬雙極板三大類，由于車輛空間限制（尤其是乘用車），要求燃料電池具有較高的功率密度。因此相對較薄的金屬雙極板有更好的應用前景。
國內石墨雙極板技術近年來發展迅速，技術水平與國外相當，但厚度通常在2mm以上。復合膜壓碳板在國外已突破0.8mm薄板技術，具備與金屬板同樣的體積功率密度。目前國內薄碳板開發方面，國鴻有來自于加拿大巴拉德公司的授權技術。純國產復合膜壓碳板處于研制開發階段，預計2021年1mm薄板開始批量生產。
在金屬雙極板基材方面，目前是以不銹鋼和鈦合金板為主。不銹鋼基材開發鋼鐵企業為代表，而國內金屬極板專用基材的發開方面仍為空白。
燃料電池系統：基本性能滿足商業化需求，降本是重點
對比《節能與新能源汽車技術路線圖（2016年）》提出的技術目標，截止到今年，我國乘用車、商用車用燃料電池系統的性能研發，系統性能已滿足使用需求，但成本在現有規模下距離目標要求依然還有很大差距，成本仍然是制約燃料電池汽車大規模商業化的主要因素。
規模效應下，燃料電池系統成本有望下降至40美元/kW
美國能源部（DOE）對燃料電池汽車的成本進行了預估，規模效應將對燃料電池及燃料電池汽車的成本形成重要影響。隨著生產規模的擴大化，燃料電池系統的成本將大幅下降。基于2020年的技術水平，在年產50萬套80kW電堆的規模下，質子交換膜燃料電池系統成本可降低到40美元/kW，即80kW燃料電池汽車的電池系統總價約3200美元（約2萬人民幣）。
未來燃料電池車成本有望比動力電池汽車更低
燃料電池成本下降速率將明顯高于鋰離子電池：鋰離子電池產業成本下降速率已趨于穩定，而燃料電池產業仍處在發展初期，成本具有巨大下降潛力；燃料電池電堆中除鉑催化劑外，其他材料包括石墨、聚合物膜、鋼等，幾乎不存在類似于鋰、鈷、鎳等稀缺材料對鋰電池成本的剛性限制。同時，單位功率鉑用量大幅下降，豐田Mirai燃料電池鉑含量僅約0.2g/kW，未來有望降低至0.1g/kW以下，且鉑可以回收利用，可以有效降低電堆成本。
4.3“以獎代補”新政引導產業進入規模化-降本-技術提升良性循環
2020年9月，財政部、工業和信息化部、科技部等5部門聯合發布了《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》，明確燃料電池汽車示范期間，將采取“以獎代補”方式，對入圍示范的城市群按照其目標完成情況給予獎勵。
區別于早期購置補貼政策，“以獎代補”新政采取了考核+獎勵的新形式，以結果為導向，將獎勵資金統籌用于燃料電池汽車關鍵核心技術產業化，人才引進及團隊建設，最大化避免早期單純補貼政策帶來騙補等弊端。
補貼扶持下，燃料電池汽車進入“規模化-降本-技術提升”的良性循環，加速進入氫能平價時代。在4年補貼扶持期間，補貼后燃料電池汽車基本實現對標燃油車平價，刺激市場化整車采購需求，推動產業邁出規模化第一步，進入降本放量的良性循環，加速平價階段的到來。
新政策引導燃料電池汽車向重卡方向發展
從評價體系內容來看，燃料電池推廣方案扶持重載貨運車型傾向明顯，尤其是大功率、大載重車型獲得政策扶持力度更大。主要是由于重卡燃料消耗高，對減排和能源安全意義重大。2019年國內汽車銷量2577萬輛，其中重卡117萬輛，占比5%。雖然重卡產銷占比不高，但由于負荷重，運營時間長，其燃油消耗量占比超過30%，顆粒物、NOX排放量占比分別達到52%、74%，實現重卡電動化對推動節能環保意義重大。在重卡的電動化推進過程中，鋰電由于功率密度受限，且充電時長較長，并不適用于重載長續航領域，燃料電池則剛好彌補了鋰電的應用劣勢。
新補貼政策模式下，燃料電池重卡初購成本與柴油車持平。按照燃料電池汽車初購落地價=指導價-國補（初始獎勵積分*權益增量（倍）*標準車折算系數（倍）*10）-地補。選取補貼方案最受益車型，目前45~50噸配套100kW燃料電池系統的重卡車型銷售價格約為140~150萬元，依據最新補貼方案，可獲得國家獎勵54.6萬元（重型商用車（≥31t）2020年最高獎勵：1.3*1.5*2.8*10=54.6萬（P≥110）），考慮地補1:1，扣除補貼后的燃料電池重卡落地價在30~40左右。對比同規格的柴油重卡銷售價格，實施完補貼后的氫燃料重卡在初次購買成本上獲得了明顯優勢。
新政策推動中上游核心零部件及材料國產化，持續降低成本
目前在下游系統、電堆環節，國產企業已經實現產品批量供應，隨著膜電極國產化的逐步深入，燃料電池產業鏈已經基本實現國產化。但產業鏈中質子交換膜、碳紙等材料環節仍處于研發或小批量試制階段，持續引導國產化推進，實現技術獨立可控對成本下降意義重大。此外由于產業規模尚小，同時MEA等部件國產化時點較晚，造成目前除了系統、電堆龍頭企業外，大部分國產化產品尚未能形成大規模，長周期應用，政策扶持期將提供國產部件的規模化應用及技術提升的空間。
新政策鼓勵氫氣資源優勢區域率先進入平價
氫氣價格對氫燃料電池全周期成本影響顯著，目前國內各地區氫氣來源不同，終端氫氣售價存在較大差異。政策要求具備燃料電池產業推廣條件的城市群自發申報成為扶持區域。對區域優勢可以從三方面理解，其一是指有氫氣基礎：燃料電池對氫氣的依賴性決定了選擇有供氫基礎條件的區域展開示范是最佳解決方案。其二是指有燃料電池產業基礎。國內燃料電池產業化已經經過了3年左右，形成了一批初步具備自主技術實力的產業企業，在已有產業基礎地區開展示范直接減少重復投資和無效競爭，同時也利好領先企業形成規模化產銷。此外，現階段政策是產業發展的主要推動，地方財政實力成為推動區域內FCV產業的必要條件。
