申万宏源：氢能源时代有望开启下一个万亿级市场

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　　来源：申万宏源

　　申万宏源：氢能源时代有望开启 下一个万亿级市场——氢能源行业深度报告

　　本期投资提示：

　　氢能源具备成为主流能源的基础条件，有望成为我国实现碳减排战略的重要抓手。氢能源具有来源丰富、安全性高、热值高、应用广泛等优点，在我国工业应用历史悠久，具备成为主流能源的基础条件。我国能源相对短缺，能源结构仍待改善，发展氢能源不仅有利于缓解能源短缺的问题，也有益于改善化石能源燃烧副产品带来的环境污染问题。2016 年我国加入巴黎协定，习近平主席承诺中国坚持承担减排责任，氢能源有望成为我国实现减排大战略的重要抓手。我们对比美国、日本、欧洲的氢能发展现状与对氢能的重视程度，认为中国仍有较大差距，需要加速追赶。

　　国家重点支持氢燃料电池汽车，推动产业化发展，未来开创更多应用场景。氢能利用由最初的燃料电池汽车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。我国 2009年开始通过新能源汽车推广应用补贴氢燃料电池汽车，2016-2019 年，我国氢燃料电池汽车产量从 629 台提升至 2737 台，复合增长率达到 63%。根据我们的测算，2030、2050年氢燃料电池汽车市场空间分别突破 3000 亿、7000 亿，系统关键零部件市场空间突破2000 亿、3000 亿，氢燃料电池+系统市场空间有望在 2050 年突破万亿。同时随着氢燃料电池汽车产业化的成熟，未来在船舶、无人机等交通领域以及储能、电力等民生领域有望开创更多应用场景。

　　氢能产业链上游供给充分，中游制造实力期待突破。我国制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，目前主流为化石能源重整制氢，未来向可再生能源制氢领域发展；储氢领域目前主流是高压气态储氢，我国目前达到全球领先水平的 70MPa 氢瓶已经有小规模应用，未来液态、固态储氢有望多路线发展；运氢角度目前以长管拖车为主，主要是规模尚小，长期看规模化后管网发展可能是必然趋势。加氢领域目前加氢站建设、运营成本远高于传统加油站，短期以政府补贴带动基础设施配套，未来规模化后成本有望大幅降低；发电领域质子交换膜燃料电池是应用主流，我国产品在体积功率密度、耐久性能、低温性能等方面与国际一流仍有差距，部分核心零部件国产化率仍低，制造实力提升与成本下降期待突破。

　　推荐逻辑：氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为 2050 年左右率先产业化的氢燃料电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广阔。我们认为产业链上下游中，核心零部件国产化各细分领域龙头最优先受益，推荐关注雪人股份、贵研铂业、富瑞特装、东岳集团；其次上下游配套为传统公司带来新业务扩张弹性，推荐关注厚普股份、深冷股份、北方稀土、瀚蓝环境；最后，我们认为长期来看，电堆及系统环节也将走出具有长期竞争力的公司，推荐关注电堆及系统生产商潍柴动力、东方电气、大洋电机、腾龙股份、雄韬股份。

　　风险提示：燃料电池关键零部件国产化及成本下降不及预期，政策支持力度大幅减弱风险。

　　投资案件

　　结论和投资建议

　　氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为 2050 年左右率先产业化的氢燃料电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广阔。我们认为产业链上下游中，核心零部件国产化各细分领域龙头最优先受益，推荐关注雪人股份、贵研铂业、富瑞特装、东岳集团；其次上下游配套为传统公司带来新业务扩张弹性，推荐关注厚普股份、深冷股份、北方稀土、瀚蓝环境，最后，我们认为长期来看，电堆及系统也将走出具有长期竞争力的公司，推荐关注电堆及系统生产商潍柴动力、东方电气、大洋电机、腾龙股份、雄韬股份。

　　原因及逻辑

　　2019 年美国、日本、欧洲等发达国家与地区纷纷推出了氢能源相关战略的更新，国内也在各地方层面出台了产业规划政策与细则，但我国始终没有一个上而下的宏观规划。我们认为氢能源低碳高效、来源广泛、应用场景丰富的禀赋使其具备成为主流能源体系一员的潜力，随着产业化的推进，新的万亿市场正在产生。

　　国家从 2009 年开始补贴氢能源汽车，在产业发展不够成熟的阶段始终用政策支持支持产业发展，2015-2019 年氢燃料电池汽车销量从 10 台增长至 2737 台，逐渐体现规模化效应。以氢燃料电池汽车为产业化助推力量，整个氢能产业链将逐渐走出一批优质公司，这些公司有望形成合力，进一步解决氢能源技术与成本的落后问题，推动氢能源向主流能源进军。

　　有别于大众的认识

　　市场可能认为经过多年发展，我国在氢能源领域的制造技术、国产化水平、降本能力都没有达到国际领先水平，由此得出氢能源不是我国比较优势产业的结论。但我们认为，我国过去氢能源的发展以小型民营企业为主，发展达不到国外以汽车巨头与能源巨头为主导的产业水平是正常现象。我们观察到近几年国内的能源巨头如两桶油、国家能源集团，商用车巨头如潍柴动力，电力巨头如东方电气都已进入氢能产业，未来氢能有望通过产业链上下游的合力加速发展，逐步达到进入我国主流能源体系的发展水平，届时氢能源产业将迎来更大的爆发。

　　1．氢能源是安邦利民的战略性能源

　　1.1 氢能源环保高效，有望纳入主流能源体系

　　氢能源来源广泛。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。

　　氢能源清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。

　　氢能源灵活高效。氢热值高（142.5MJ/kg），是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的 3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率 90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式（气、电、热等）的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。

　　氢能源应用广泛。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。

　　氢能源安全可控。氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体，比重远低于空气，扩散系数是汽油的 12倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。因此在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄漏扩散规律仍有待研究。

　　氢气工业使用历史悠久。氢气作为工业气体已有很长的使用历史。目前，化石能源重整是全球主流的制氢方法，具各成熟的工艺和完善的国家标准规范，涵盖材料、设备以及系统技术等内容。电解水制氢技术历经百年发展，在系统安全、电气安全、设备安全等方面也已经形成了比较完善的设计标准体系和管理规范，涵盖氢气站、系统技术、供配电系统规范等内容。

　　多种优势并举，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。综合以上，我们认为氢能源具有来源广泛、安全可控、高效灵活、低碳环保的多种优势，同时产业发展上百年有一定成熟度，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。

　　1.2 氢能源符合我国落实碳减排国际责任的战略方向

　　氢能源可帮助改善我国能源结构现状。我国长期以来能源相对短缺，能源消费量高于生产量，进口依赖度较高。化石能源在能源生产与消费中所占比例过高，能源转化效率较低。相比化石能源，氢能源高效环保，可缓解我国能源紧张以及化石燃料燃烧副产品导致的环境污染问题，对于我国节能减排，走低碳环保之路至关重要。

　　我国碳排放形势严峻，节能低碳为大势所趋。低碳化转型发展是中国应对内外部新形势、新挑战的共同要求。目前，化石能源燃烧产生的二氧化碳排放是最主要的温室气体排放源。国际上看，中国碳排放量在 2003 年超过欧盟，2006 年超过美国，连续多年成为最大碳排放国，这使得中国在国际上承受的碳减排压力与日俱增。2018 年，我国二氧化碳排放量增长 2.3 亿吨，增量占全球能源相关的二氧化碳排放增长量的 41%；排放总量达到 92亿吨，占全球二氧化碳排放总量的 27.8%。从国内来看，在能源资源、生态环境容量等多重约束下，有效加强碳排放管控越来越成为推动高质量发展、推进供给侧结构性改革的有力抓手。

　　国际责任所系，使我国选择低碳节能发展之路。2015 年，习近平总书记在巴黎气候大会上代表中国政府向国际社会承诺：中国将在 2030 年左右二氧化碳排放达峰并力争尽早达峰。2016 年 9 月 3 日，全国人大常委会批准我国加入《巴黎气候变化协定》，该协定指出，各方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在 2 摄氏度之内，并为把升温控制在 1.5 摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。作为负责任的大国，走低碳节能发展之路既是我国的责任所系，亦是使命所向，氢能依托自身低碳清洁的特点有望成为我国实现碳减排大战略的重要抓手。

　　1.3 重视氢能源战略地位，各国争相发展氢能源

　　美国最先将氢能纳入能源战略，DOE 主导产学研合作。美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家。早在 1920 年便提出“氢经济”的概念，并出台《1920 年氢研究、开发及示范法案》，布什政府提出氢经济发展蓝图，奥巴马政府发布《全面能源战略》，特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，并开展前沿技术研究。2018 年美国宣布 10 月 8 日为美国国家氢能与燃料电池纪念日。

　　美国政府对氢能和燃料电池给予持续支持，近十年的支持规模超过 16 亿美元，并积极为氢能基础设施的建立和氢燃料的使用制定相关财政支持标准和减免法规。美国氢能计划的实施以美国能源部（DOE）为主导，将资金集中用于解决氢能产业所面临的技术难题，保持美国在世界范围内的领先地位。DOE 通过资金的投人与引导，构建了以 DOE 所属国家实验室为主导，大学、研究所及企业为辅的研发体系。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专利数量上，两国的技术占比总和均超过 50%。美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球第一。

　　截至 2018 年底，美国在营加氢站 42 座，计划 2020 年建成 75 座，2025 年达到 200座，燃料电池乘用车数量达到 5899 辆。全年固定式燃料电池安装超过 100 兆瓦，累计固体式燃料电池安装超过 500 兆瓦。

　　日本高度重视氢产业，立志第一个实现氢能社会。日本高度重视氢能产业的发展，提 出“成为全球第一个实现氢能社会的国家”。政府先后发布了《日本复兴战略》《能源战略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略的技术路线。2018 年，日本召开全球首届氢能部长级会议，来自全球 20 多个国家和欧盟的能源部长及政府官员参加会议。未来日本将以 2020 东京奥运会为契机推广燃料电池车，打造氢能小镇。

　　日本过去 30 年累计投入数千亿日元用于研发推广，在氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一。在过去的 30 年里，日本政府先后投入数千亿日元用于氢能及燃料电池技术的研究和推广，并对加氢基础设施建设和终端应用进行补贴。日本氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一，已实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广。2014 年量产的丰田 Mirai 燃料电池车电堆最大输出功率达到 114 千瓦，能在零下 30 摄氏度的低温地带启动行驶，一次加注氢气最快只需 3 分钟，续航超过 500 干米，用户体验与传统汽车无差别，已实现累计销量约 7000 辆，占全球燃料电池乘用车总销量的 70%以上。储能领域，EneFarm 家用燃料电池项目累计部署 27.4 万套，成本 94 万日元，相比 2019 年下降 69%。2017 年，日本在神户港口岛建造了氢燃料 1 兆瓦燃气轮机，是世界上首个在城市地区使用氢燃料的热电联产系统。为解决氢源供给问题，日本经济产业省下属的新能源与产业技术联合开发发机构（NEDO）出资 300 亿日元支持网内企业探索在文莱和澳大利亚利用化石能源重整制氢并液化海运至本土。

　　截止 2018 年底，日本在营加氢站 113 座，计划 2020 年建成 160 座，2025 年建成320 座，2030 年达到 900 座。燃料电池乘用车保有量达到 2839 辆，计划保有量 2025 年20 万辆，2030 年 80 万辆，2040 年实现燃料电池车的普及。

　　政策、资金助力欧洲向氢能社会转型，氢能有望向建筑、工业、交通等多领域渗透。欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障。在能源战略层面提出了《2005 欧洲氢能研发与示范战略》《2020 气候和能源一揽子计划》《2030 气候和能源框架》《2050 低碳经济战略》等文件，在能源转型层面发布了《可再生能源指令》《新电力市场设计指令和规范》等文件。此外，欧盟燃料电池与氢联合行动计划项目（FCHJU）对欧洲氢能及燃料电池的研发和推广提供了大量的资金支持，2014-2020 年间预算总额为 6.65 亿欧元。

　　欧洲如今恰逢能源转型发展期，发展氢能源在建筑、工业、交通运输、电力、就业等多领域促进欧洲的发展。其中，到 2030 年，氢气可以取代估计的 7%的天然气（按体积计算），到 2040 年可以取代 32%。它将在 2030 年和 2040 年分别覆盖约 250 万户和超过 1100万户家庭的供暖需求，此外还包括商业建筑。同时，到 2040 年，部署超过 250 万台燃料电池将提高能源效率，同时大约有 45，000 辆燃料电池卡车和公共汽车上路，燃料电池列车也可能取代大约 570 辆柴油列车；包括炼油厂和制氨厂在内的所有应用都可以实现向三分之一超低碳氢气生产的转变；此外，具有较大减排潜力的应用，如直接还原炼钢，将可以进行大规模的可行性试验。

　　德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。氢能与可再生能源融合发展是德国可持续能源系统和低碳经济的重要组成部分，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术中心（NOW-GmbH）推进相关领域工作，并在 2006 年启动了氢能和燃料电池技术国家发展计划（NIP），从 2007 年至 216 年共计投资 14 亿欧元，资助了超过 240 家企业/50 家科研和教育机构以及公共部门；2017-2019 年开展第二阶段的工作，计划投资 2.5 亿欧元。通过 FCUJU 和 NIP 项目支持，德国确立了氢能及燃料电池领域的优先地位，可再生能源制氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三。

　　德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术（PowertoGas），通过氢气连接天然气管网，并利用现有成熟的天然气基础设施作为巨大的储能设备。液体有机载体储氢技术（LOHC）已成功应用于市场，可以实现氢气在传统燃料基础设施中的储存。德国运营着世界第二大加氢网络，共有加氢站 60 座，仅次于日本。全球首列氢燃料电池列车已在德国投入商业运营，续航里程接近 1000 公里，计划 2021 年增加氢燃料电池列车 14 列。

　　尽管英国是最早发现氢气及制造氢燃料电池车的国家，但相较于欧洲其他国家如德国等，英国政府对氢能及燃料电池的政策支持缺乏整体性，直到 2016 年英国才出台了第一个氢能发展整体战略。2014 年，E4tech 及元素能源发布了氢能及燃料电池路线图，其中包括了氢气供应链路线图（如氢气的生产及运输）、终端消费路线图（如运输工具）等 11 个子路线图。这份路线图，作为零排放战略的一部分，旨在加快氢能及燃料电池的发展速度。2017 年 1 月，欧盟的 JIVE 项目资助了欧洲 5 个国家部署 139 辆零排放燃料电池客车，其中 56 辆在英国。

　　我国氢能供给基础雄厚，未来有望在能源、交通、工业多领域应用。中国具有丰富的氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为 2500 万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术（CCS）可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约 1000 亿千瓦时，可用于电解水制氢约 200 万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。

　　发展氢能源对于中国战略意义深远。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的 50%。工业和信息化部已经启动《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》编制工作，将以新能源汽车高质量发展为主线，探索新能源汽车与能源、交通、信启、通信等深度融合发展的新模式，研究产业化重点向燃料电池车拓展。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突破性进展。

　　中国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础，政策持续推动行业发展。经过多年科技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家标准 86 项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。截至 2018 年底，累计入选工信部公告《新能源汽车推广应用推荐车型目录》的燃料电池车型接共计 77 款（剔除重复车型），并在上海、广东、江苏、河北等地实现了小规模全产业链示范运营，为氢能大规模商业化运营奠定了良好的基础。2018 年，中国氢能源及燃料电池产业战略创新联盟正式成立，成员单位涵盖氢能制取、储运、加氢基础设施建设、燃料电池研发及整车制造等产业链各环节头部企业，标志着中国氢能大规模商业化应用已经开启。

　　中国高度关注氢能及燃料电池产业发展。2011 年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012~2020 年）》《中国制造 2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。此外，全国各地区也纷纷出台相关政策鼓励氢能及燃料电池的发展。

　　2． 氢能产业化：交通领域应用为主，多种综合方式为辅

　　氢能目前最广泛应用与交通领域，储能、军事等领域具备多种应用场景。作为清洁能源，氢能被列为人类能源危机和环境污染的终极解决方案，其产业化应用也进入高速发展阶段。目前，应用最为广泛的领域为燃料电池汽车领域，丰田、本田、现代等著名车企都推出了各自的燃料电池汽车。随各国环保要求的不断提高，氢能利用由最初的燃料电池汽车逐渐向其他交通领域扩展，燃料电池船舶、燃料电池无人机也成为发展重点，德国、美国、日本、韩国等国家均较为重视氢能在交通领域的产业化进程。此外，氢能也可用于家用电站、军事领域、便携电器等领域，应用场景较为广泛，具有较大发展前景。

　　2.1 财政持续补贴燃料电池汽车，政府政策多面支持产业发展

　　燃料电池汽车补贴由于成本高，补贴力度更大。2015 年以前，纯电动汽车、混合动力汽车、燃料电池汽车的财政补贴政策支持比较同步。财政部、科技部 2009 年发布的《节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》中，每辆燃料电池汽车和客车分别可拿到 25 万元和 60 万元补贴，虽然分别高出纯电动乘用车 19 万元和 10 万元，但补贴额度较高主要是考虑到燃料电池汽车较高的成本而制定；2013 年发布的《关于继续开展新能源汽车推广应用工作的通知》提出 2014-2015 年的补贴退坡政策，燃料电池汽车也包含在内。

　　2015 年以后，电动汽车与燃料电池汽车的补贴政策开始分化。2015 年发布的《关于2016-2020 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》中，对纯电动和插电混动汽车的补贴大幅退坡，而燃料电池汽车的补贴“不退坡”，体现了在燃料电池产业成熟度不够高，降本尚未到位的情况下的特殊政策支持。

　　政策持续扶持燃料电池汽车，氢能与燃料电池有望快速发展。我们国家对新能源汽车的发展提“三横三纵”，其中三纵指混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车三条路线并行发展。目前混合动力、纯电动两条路线发展较为成熟，氢能源有望在政策的持续扶持下，吸引更多资本、技术、人才，推动产业快速发展。2016-2019 年，我国氢燃料电池汽车产量从 629 台提升至 2737 台，复合增长率达到 63%，政策扶持初见成效。

　　2.2 燃料电池汽车打开万亿应用市场，规模化有望降低成本

　　2.2.1 国外氢燃料电池汽车发展先行，国内紧跟国际技术进步潮流

　　燃料电池汽车的诞生最早可追溯到 1966 年通用汽车公司的创造性开发，但该车型并未得到商业化应用；2013 年，H2USA 联盟成立，旨在促进燃料电池汽车商业化以及氢气相关基础设施开发，合作伙伴包括了福特、日产、戴姆勒、通用和丰田；2014 年，丰田推出首款商用燃料电池车 Mirai，正式打开燃料电池汽车的商用市场。

　　国内外皆已推出燃料电池汽车，但总体应用程度较低。国外主流车厂较为关注燃料电池汽车生产，多家车企推出量产计划。其中，丰田、本田、现代已经推出了量产版的燃料电池乘用车，奔驰、日野推出了燃料电池客车，国内虽然已推出燃料电池乘用车但尚未实现市场化销售。从应用程度上来看，国内上汽刚刚实现燃料电池汽车商业化，市场化程度较低，美国、欧洲和日本虽然市场化程度较高，但采购量仍然有限，燃料电池汽车全球范围内应用程度普遍较低。

　　丰田 Mirai 实现成本突破，量产燃料电池汽车首次投放市场。燃料电池汽车由于成本较高，投入消费市场较为困难，丰田的燃料电池汽车 Mirai 的正式投放标志着燃料电池汽车进入市场化阶段。Mirai 是丰田 FCV（Fuel Cell Vehicle）计划的产物。1992 年丰田开始进行氢燃料电池汽车研究，2013 年在东京车展展出 FCV 概念车，2014 年 FCV 概念车完成技术验证，得名 Mirai 并在日本正式上市，售价 723 万日元（约 44 万人民币），补贴后仅售 520 万日元（约 31 万人民币）。Mirai 整套系统的核心为其燃料电池堆栈，即其动力系统 TFCS（Toyota FC Stack）。

　　本田推出 Clarity，电堆体积功率密度全球领先。日系车企中，丰田对燃料电池汽车的投入最大，本田次之。本田自 1996 年开始研究燃料电池技术，1999 年开始进行燃料电池车用实验工作，2016 年在日本推出正式销售的燃料电池汽车 Clarity Fuel Cell，售价 766万日元（约 45 万人民币）。Clarity 所搭载的电堆体积功率密度约为 3.1 kW/L 左右，达到全球领先水平。

　　现代 NEXO 续航里程超越 Mirai、Clarity，成最大里程燃料电池乘用车。NEXO 是现代汽车第二代燃料电池汽车，1998 年，现代汽车成立麻北新能源技术研究院，专注于研究燃料电池技术，2013 年 ix35 FCEV 实现量产，成为全球首款量产的燃料电池汽车，2018年推出第二代量产氢燃料电池车 NEXO。NEXO 动力系统搭载了现代第四代燃料电池技术，加速时间、续航里程均实现新突破，其中，续航里程达 370 英里（592km），超过丰田 Mirai的 312 英里（502km）以及本田 Clarity 的 365 英里（587km），成为目前最大里程的燃料电池乘用车。

　　上汽推出荣威 950，率先实现国内燃料电池汽车商业化。上汽集团于 2001 年启动燃料电池汽车研究，是国内最早从事燃料电池技术研发的车企，也是国内唯一实现燃料电池汽车公告、销售和上牌的整车企业。2010 年，上汽 174 辆燃料电池车参加世博会运行， 2017 年大通 FCV80 燃料电池轻客开启商业化运营，2018 年上汽成立上海捷氢科技有限公司，负责上汽燃料电池电堆和系统技术开发。上汽荣威 950 是国内唯一具有公告、实现销售和完成上牌的燃料电池乘用车，最大续航里程达到 430 公里，已实现产销 50 台，累计运营里程超过 50 万公里。

　　国内燃料电池汽车性能与国外差距较大，未来仍有进步空间。上汽集团虽然实现了中国燃料电池汽车的从无到有，但荣威 950 各项指标仍远低于国际领先标准。其中，续航里程距离国际先进水平差距较大，仅能达到 430km，最高车速、百公里加速、驱动电机功率、电堆功率密度等指标也低于国际水平，作为中国首款燃料电池汽车，上汽荣威 950 未来改进空间较大。

　　2.2.2 燃料电池技术难度高，产业化发展需更大投入

　　能量密度等指标角度，燃料电池具备优势。与锂电池相比，燃料电池系统是发电装置，系统所带能量的大小取决于氢罐中能存储多少氢气燃料，而锂电则是储能装置，存储能量的极限受制于电池包的大小，因此氢燃料电池天然具有高质量能量密度的优势。此外，燃料电池还具备重量较轻、充电时间短、性能提升空间大等性能优点。

　　燃料电池技术难度较大，锂电池成本更优。从技术难度和成本角度来看，锂电池产业发展比较成熟，已经实现规模化生产，成本较低；燃料电池汽车技术难度较大，规模化程度低，成本高昂，而国内燃料电池关键材料，如催化剂、质子交换膜等尚无法实现规模化生产，部分材料依赖进口且多数为国外垄断，价格更高。故从成本以及市场化角度来看，锂电池具备更大优势。

　　燃料电池更为环保，安全性能各有优劣。除性能、技术难度与成本外，燃料电池与锂电池在环保、安全等方面也有一定差异。电动汽车虽然也是响应环保号召而诞生，但美国环境保护局认为用于制造锂金属电解质和电池阴极的强效熔剂能导致包括癌症在内的多种疾病，且用来制造压缩型高功率锂电池的钴金属具有高致癌性。而燃料电池的排放物为水，相较而言更为环保。

　　从安全性上看，锂电池在材料、结构等方面对电池组进行了控制，安全性得到提升，但随电池使用寿命的消耗，不安全因素也会增加。燃料电池最大的安全风险在于原料的易燃性，由于氢气加压才能变为液体，故燃料电池汽车多携有高压气瓶，在碰撞、加氢气时均容易引发氢气泄漏，为降低碰撞后气瓶的破裂风险，目前车用储氢装置大多采用碳纤维材料，在一定程度上保证了燃料电池汽车的安全性。

　　燃料电池产业链环节多、技术不成熟，燃料电池汽车发展需更大投入。与锂电池产业链相比，燃料电池产业链上下游环节更多，对投入的要求更大。上游燃料电池堆主要由膜电极（由催化剂、质子交换膜、气体扩散层组成）与双极板构成，但国内上游关键材料的研发与国外水平存在较大差距。其一，关键材料无法实现国产化，催化剂等大多采用进口材料，国内尚未实现规模化生产，导致上游成本过高；其二，制造技术落后，双极板等制造质量不稳定，运维成本较高；其三，制氢方法处于过渡阶段，现阶段，国内主要采用成本较低、氢气产物纯度较高的氯碱工业副产氢方法，天然气与煤炭制氢也在备用之列，制氢流程无法实现完全环保，原料成本较高。目前，国内燃料电池上游相关材料以及相关技术的研发仍处于起步阶段，需更大投入。

　　与锂电池相比，燃料电池下游需配备加氢站，而锂电池则需配备充电站。目前国内充电站普及度较高，电动汽车充电可采用公共充电站也可采用家庭充电桩，充电更为便捷，但出于安全性考虑，与普通汽车相似，燃料电池汽车仅能在公共站点补充燃料。因此，为促进燃料电池下游应用，必须推动加氢站的建设，但加氢站的投资远高于普通汽车的加油站，回收成本时间较长，需要更多财政支持，投资成本和时间成本在一定程度上抑制了燃料电池的下游应用。因此，从上、下游来看，燃料电池产业链发展整体仍不成熟，未来还需要更大的资金支持和研发支持。

　　2.2.3 商用车为主要产业化方向，应用优势明显

　　虽然燃料电池乘用车在国际上已经实现商业化应用，但使用量仍然较低，燃料电池商用车由于对空间要求低，对质量能量密度要求高，是更适用氢燃料电池的重要发展方向，在燃料电池商用车领域，公交车、轻型和中型卡车一直处于应用前沿。

　　国际上燃料电池商用车应用更为广泛的原因主要有以下两点：

　　第一，基础设施依赖性高，运营集中使用具备优势。燃料电池汽车的商业化推广与加氢站的建设程度联系密切，由于加氢站成本过高，国际上普遍存在着加氢站建设不足的问题。燃料电池乘用车与燃油车比较类似，需要成熟的基础设施网建设，对加氢站依赖度较高，而商用车则仅需保障固定用途，且多为点对点移动，只需少量加氢站的建设，较适合于国际上氢能基础设施不完备的现状。

　　第二，质量能量密度带动续航里程，在商用车领域体现性价比优越性。从性能上来看，燃料电池汽车由于电池能量密度较高，故能实现较长的续航里程，更适合于商用车。此外，燃料电池汽车目前的成本较高，乘用车不仅需承担高昂成本且未能充分利用电池的性能优势，故性价比较低，比较而言，商用车更能发挥燃料电池优势，实现较高性价比。

　　与国际情况相同，目前国内燃料电池汽车发展的主要产业化方向也集中在商用车领域。从新能源汽车的财政补贴政策上来看，2010 年发布的《私人购买新能源汽车试点财政补助资金管理暂行办法》并未将燃料电池汽车包括在内，即自燃料电池汽车发展初期，国家对燃料电池汽车的补贴就主要集中在商用车领域，这一政策思路也延续至今。

　　我国现阶段以商用车作为燃料电池汽车主要产业化方向除考虑到上述国际共性问题外，还有出于我国国情的考量。

　　第一，储氢技术限制。我国目前燃料电池汽车的储氢技术远落后于国外水平，商用车可以简单地通过增加储氢瓶增加续航能力，对储氢技术的要求不高，而乘用车由于空间较小，对燃料电池体积要求较高，技术难度大，成本高，故先发展商用车较适合我国技术发展现状。

　　第二，商用车领域环保需求。国内商用车环保技术水平较低，导致商用车保有量虽低于乘用车，但污染物排放反而较高。纯电动汽车虽然可实现环保要求，但纯电动商用车电池搭载量较大性价比较低，环保作用有限，推广燃料电池商用车则更易满足环保需求。

　　第三，产业化长期规划。国内燃料电池商用车现阶段发展水平好于乘用车，以商用车为先导可培育起燃料电池汽车较为完整的产业链。其一，可以利用商用车发展逐步提升我国燃料电池技术，弥补技术劣势，降低成本，为乘用车积累技术软实力；其二，商用车对于加氢站的依赖程度较低，可以平滑我国的加氢站建设投入，不会由于短期基础设施投入过大带来产业发展不平衡情况，同时加氢站网络的逐步建设完善也将为长期乘用车推广奠定良好基础；其三，商用车社会推广效果较好，便于未来乘用车的市场化。

　　2.2.4 规模化有望降低成本，商用车过渡到乘用车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 5000 辆全部为商用车，2025 年的 50000辆中 60%为商用车，2030 年的 100 万辆中 40%为商用车，2050 年 500 万辆中 20%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、30 万元； 2025 年，分别为 100 万元、20 万元；2030 年，分别为 60 万元、18 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。

　　根据测算，我们认为燃料电池汽车整车市场空间 2030 年将超过 3000 亿，2050 年有望突破 7000 亿。

　　将整车结构进行拆分，分别估计各组成部件未来市场空间。燃料电池系统是燃料电池汽车的主要构成，燃料电池系统主要包括电堆和气体循环系统，其中，电堆由膜电极（由质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成）、双极板及密封件等组成。

　　在电堆的各个组成部件中，质子交换膜、气体扩散层以及膜电极组件则受规模化生产影响显著，随产能上升价值占比降低，催化剂、双极板分别需要铂和不锈钢材料，成本以商品材料成本为主，对产量不敏感，规模化生产后价值占比提升；

　　基于以上分析，我们分别对 2020-2030 年燃料电池系统成本、使用成本进行假设，对燃料电池汽车各个组成部件未来市场空间进行估计。

　　根据测算，我们预计 2030 年燃料电池汽车系统关键零部件的市场空间将超过 2000 亿，2050 年将超过 3000 亿。预计到 2050 年，燃料电池汽车整车加各零部件市场空间将突破万亿。

　　2.3 低污染、高续航促进交通领域应用，清洁船舶、无人机应用前景广阔

　　船舶污染物排放标准更加严格，燃料电池成为绿色船舶首选。自 2015 年起，国际海事组织对船舶燃料含硫量、氮氧化物的排放提出了更为严格的要求，中国船舶污染物排放标准也陆续出台，2016 年交通运输部发布《船舶发动机排气污染物排放限值及测量方法》，对船舶排放的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物和颗粒物提出了明确要求，2017 年中国船级社制定《船舶应用替代燃料指南 2017》，对燃料电池系统进行了详细描述。随着船舶环保要求的提高，动力系统采用清洁能源大势所趋，燃料电池系统作为能源高效、零污染、震动噪声低的动力系统，是未来船舶动力装置发展的首选。

　　国外燃料电池船舶领先，国内重视度不断提升。欧洲对清洁船舶研究的支持力度最大，相关技术国际领先，德国于 2008 年研制出世界首款燃料电池游船“Alsterwasser”号；日本燃料电池技术领先，清洁船舶起步较晚但发展较快，2009 年制定《船舶行业中长期科研计划》，提出采用燃料电池动力系统减少船舶污染排放，2015 年推出燃料电池渔船，三菱重工等企业也持续投入研究；韩国 2010 年发布《造船产业中长期发展战略规划》，提出发展燃料电池系统的要求，三星重工、STX 造船等企业均参与到燃料电池船舶项目。

　　国内船舶动力系统以柴油机为主，存在着能量转化率低、燃料需求高，环境污染严重等问题，随着环保需求的上升，国内对清洁船舶的重视度不断提高。目前国内清洁船舶研制工作主要集中在中船重工第七一二研究所，2019 年底，七一二所在上海国际海事会展上展出自主研发的 500kW 级船用氢燃料电池系统，关键性能指标已达到国际先进水平，我国燃料电池清洁船舶研究已取得重大突破。据中船重工披露，2016 年电动船市场规模达 56.3亿，预计到 2021 年将达近百亿，并逐步向长江经济带、珠江流域、环渤海地区推广。

　　无人机动力系统要求高，燃料电池技术有望突破无人机续航瓶颈。由于无人机“无人”性质的特殊性，除大型军用外，其在环境监测、农业、运输等方面应用较为广泛，而对于这些应用，无人机有效载荷需求较高，对动力系统的可控性和续航里程要求更为严格。现有的小型无人机采用的动力系统主要是锂电池和内燃机。锂电池主要应用于起飞重量 10kg以下的小型无人机，拥有噪声低、有效载荷灵活、零排放等优点，但受制于能量密度，锂电池推进系统续航能力和耐久性不足，难以满足无人机技术更新要求；小型内燃机的液态碳氢化合能量密度较高，续航能力好，但其高热量、高污染、高噪音、载荷灵活性差的缺陷也无法适应无人机应用场景的扩展。

　　燃料电池动力系统则综合了锂电池和内燃机动力系统的优点，其耐用性和续航能力等已经在军用无人机上得到了证实，未来消费级、工业级应用场景将更为广阔。

　　我国燃料电池无人机技术发展迅速，处于国际领先地位。2015 年，中国首架氢燃料电池无人机“飞跃一号”在第三届中国（上海）国际技术进出口交易会上展出，成为继美国、德国后第三个可自主生产燃料电池无人机的国家，燃料电池无人机技术国际领先。随着无人机在国内应用场景的扩展，燃料电池动力系统有望在无人机领域得到规模化应用。

　　2.4 技术与成本突破为关键，家庭储能等领域应用空间广阔

　　除在交通领域的产业化应用外，燃料电池在移动式应用和固定式应用领域也有广阔前景。移动式应用主要是燃料电池型移动充电装置，固定式应用则包括家用燃料电池、偏远地区独立电站等发电装置。

　　能量密度等优势促成燃料电池在移动充电装置领域的应用。燃料电池具有较高的能量密度，续航时间长，更为满足笔记本电脑、手机等移动设备的移动充电需求。目前，Intelligent Energy 公司已经开发出首款燃料电池移动电源“Upp”，并投入非洲市场以解决非洲部分地区存在的供电基础设施不稳定问题。但目前燃料电池移动电源仍待解决成本高、质量重、不稳定等问题，难以实现完全市场化。我国相关领域研究仍处于空白阶段，未来随着燃料电池技术的进步，有望进驻移动电源领域。

　　家庭储能应用环境简单，技术突破难度小，应用前景广阔。根据松下电器数据，对于单个家庭来说，使用燃料电池家庭储能系统直接发电可比传统间接发电每年节约3734kW·h 电量，家用燃料电池节能效果突出。此外，燃料电池家用环境简单，技术突破难度较小，目前技术水平与成本控制较为平衡，可以被大多数家庭所接受。

　　日本家庭储能系统已经非常成熟，根据日本经济产业省报告，截止 2017 年底，燃料电池家庭储能系统安装量已达 23 万，欧洲、韩国也在加大燃料电池家用储能系统部署。我国相关技术成本仍较高，目前还未在国内开展应用，但我国人口基数大、家庭用电需求高，未来相关领域发展空间巨大。

　　3．氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突破

　　3.1 制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡

　　我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。

　　化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的 50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能 54 万方合成气的装置，在原料煤（6000 大卡，含碳量 80%以上）价格 600 元/吨的情况下，制氢成本约 8.85 元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加 CCS后以上设定条件下的没制氢成本约为 15.85 元/千克。今后，随着国内 CCS 技术的进一步开发，煤制氢此方面成本将下降。

　　天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达 70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。

　　工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯碱厂回收副产氢制氢等。 对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。

　　中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约 350-450 立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达 54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉煤气制氢成本较低，目前为 11 元/千克左右。中国烧碱年产量基本在 3，000 万-3，500 万吨之间，其产生的副产氢气 75-87.5 万吨约有 40%能剩余，合计约 28-34 万吨。甲醇及合成氨工业、PDH 项目的合成气含氢量达 60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用的氢气。中国目前的甲醇产能约为 8，351 万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约 1.5 亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约 100 万吨/年。中国 PDH 项目目前副产含氢量约 37 万吨/年。

　　当前工业副产提纯制氢的提纯成本为 0.3-0.6 元/千克，加副产气体成本的综合制氢成本在 10-16 元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期提供相对低成本、分布式氢源。

　　可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE）技术，最为成熟，国内单台最大产气量为 1，000 立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM）技术能效较高，国内单台最大产气量为 50 立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采用水蒸气点解，能效最高，但尚处于实验阶段。

　　电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本高的主要原因，电价占其总成本的 70%以上。采用市电生产，制氢成本高达 30-40 元/千克。利用“谷电”电价，低于 0.3 元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢 1 千克的碳排放高达 35.84 千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的 3-4 倍。若使用富余的可再生能源电力 （水电、风电、太阳能等）的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。

　　供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其最高电价分别限定为 0.3 元/千瓦时和 0.26 元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会使此技术路线成本下降。

　　目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。整体而言，氢气供给充足，来源由由化石能源向可再生能源过渡。预计 2030 年左右，可再生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展；2050年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合 CCS 技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等技术将会成为氢能源供给的重要补充。

　　3.2 储氢：高压氢罐接近全球领先水平，固、液储氢仍处示范应用阶段

　　氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久性等。 当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是最广泛的应用形式，低温液态储氢主要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。

　　高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa 钢制氢瓶已经在工业中广泛应用，且与 45MPa 钢制氢瓶、98MPa 钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前 70MPa 碳纤维缠绕 IV 型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以 35MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶为主，70MPa 碳纤维缠绕 III 型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。70Mpa 的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg 的储氢系统价格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。

　　液态储氢投入与损耗大，目前未投入商用。液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达 70.6kg/m³，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失 1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。

　　我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前主流金属储氢材料重量储氢率低于 3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发点中得以示范应用。

　　3.3 运氢：短期长管拖车为主，规模化后长期管网发展是必然趋势

　　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。

　　高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。国内 20MPa 长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为 300 千克，而国外领先技术采用45MPa 纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达 700 千克。

　　液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。

　　输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至 2019年，美国已有约 2600 公里的输氢管道，欧洲已有 1598 公里，而我国还停留在“百公里级“。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道设施。

　　目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同发展。

　　3.4 加氢：各地发布建设规划，加强基础设施配套

　　加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘用车在商业运行中氢气加注时间在 3-5 分钟之间。

　　加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。

　　国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其中设备成本占到 70%左右，单个加氢站投资成本在 1，000 万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在 13-18 元/千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。

　　根据规划，在 2020 年，中国将建成 100 座加氢站，日本建成 160 座加氢站，韩国建成 80 座加氢站，德国也预计达到 100 座加氢站的规模。截至 2018 年底我国加氢站共有23 座，占全球加氢站的比例约为 6.23%。其中加氢规模在 500 公斤以上的有 9 座，手续齐备的商用加氢站仅 6 座。这距离我国 2020 年建设 100 座加氢站的目标还有很大距离，同时也表明，未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴。2019 年 3 月，“推动充电、加氢等设施建设”增补进入《政府工作报告》。政策支持将有力推动加氢站建设，进一步明确加氢站审批流程，推动装备自主化，与燃料电池车协同发展。

　　3.5 发电：质子交换膜电池为主流，技术进步与成本下降任重而道远

　　燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。

　　质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，适用于交通和固定式电源领域，成为现阶段国内外主流的应用技术。熔融碳酸盐燃料电池的优点有工作温度较高，反应速度较快、不需贵金属催化剂、提高燃料有效利用率等，但也存在高温条件下液体电解质较难管理，长期腐蚀和渗漏现象严重等问题。其中小型电站可应用于通讯、气 象电站和水面舰船、机车等的热电联供。固体氧化物燃料电池燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、零污染、模块化组装，常在大型集中供电、中型分电、小型家用电热联供领域作为固定电站使用。

　　国内燃料电池产业链未全面布局，核心零部件技术仍待突破。质子交换膜燃料电池使用铂及其合金作为催化剂，其高昂的成本制约燃料电池的规模量产和商业化推广，我国尚处实验研究阶段。核心零件质子交换膜对性能要求高，开发生产难度大，现阶段主流产品多为美国、日本制造；气体扩散层极大影响燃料电池成本和性能，主流生产企业分布于日本、加拿大、德国等。其他部件，如金属双极板和电堆已在国内实现多企业布局。

　　我国电燃料电池多指标落后国际水平，技术进步亟待解决。中国的燃料电池技术研发和产业化集中于质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池两类。近年来在国家政策和重点项目支持下，燃料电池技术取得了既定的进步，初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、动力系统与核心部件等核心技术，部分技术指标接近国际先进水平，但仍有许多关键技术指标较为落后，且工程化、产业化水平低，总体技术较日本、韩国等技术相对成熟的国家有一定差距。

　　就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额定功率等级为 36kW/L，体积功率密度为 1.8 kW/L，耐久性为 5000h，低温性能为-20℃，应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分 别为 60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著优于国内水平。

　　在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为 1.5A/cm²，空压机为 30kW 级实车验证，储氢系统为 35MPa-III 型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅 30kW 级引射器可以实现量产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度 2.5A/cm²，完成空压机 100kW 级实车验证，使用 70MPa-IV 型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和 100kW 级燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。

　　在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约 0.4g/kW，且只能进行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂载量达 0.2g/kW 且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产品化、批量化生产阶段。固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。

　　燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产品性能，通过策略优化提高差您寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到2050 年左右，平均制氢成本将不高于 10 元/千克，储氢密度达到 6.5wt%，系统体积功率密度达到 6.5kW/L，乘用车系统寿命超过 10，000 小时，商用车达到 30，000 小时，固定式电源寿命超过 100，000 小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至 300 元/kW。燃料电池的技术进步与成本下降依然任重而道远。

　　4． 氢能有望纳入国家主流能源管理体系，产业链相关公司打开成长空间

　　4.1 国家队进场，氢能有望纳入我国主流能源管理体系

　　在氢能源发展初期阶段，中小企业参与居多。我国对氢能的研究与开发可追溯到 20 世 纪 60 年代。2000 年科技部启动 973 基础研究项目，内容为氢能的规模制备、储运和燃料电池的相关研究，该项目针对氢能领域的若干科学命题的核心技术开展基础性研究。2001年-2005 年，国家科技部 863 电动汽车重大专项设立课题，以期在燃料电池、燃料电动发动机以及整车系统方面形成一套拥有自主知识产权的核心技术，最终开发成功燃料电池公交车和燃料电池轿车。早期的氢燃料电池行业发展以民企自发行为居多，资金、技术、人才积累有限。

　　2011 年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴企业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016~2030 年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012~2020 年）》《中国制造 2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2012 年，清华大学、同济大学、中科院大连物理化学研究所、上汽、一汽等发起成立中国燃料电池汽车技术创新战略联盟。2016 年 10 月 26 日，在中国汽车工程学会年会上，国家强国战略咨询委员会、清华大学教授欧阳明高作为代表发布了备受关注的节能与新能源汽车技术路线图，其中燃料电池的规划如下：

　　近几年大央企不断加入，以与地方政府合作、发展城市氢能源产业为出发点，逐步将氢能源领域发展提上日程。

　　进入 2019 年，广东、山西等 10 个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、浙江等省份陆续发布本地氢能产业发展规划。随着国有企业的进驻与发展，更多的会议和组织开始关注重视氢能源。我们认为，我国氢能的发展已经进入关键期，前期基础的产业化配套能力已经具备，现在需要的是加强氢能在各个领域的规模化应用，从而拉伸产业链配套能力，提高整个产业的成熟度。

　　4.2 推荐逻辑及相关受益公司分析

　　推荐逻辑：氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为 2050 年左右率先产业化的氢燃料电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广阔。我们认为产业链上下游中，核心零部件国产化各细分领域龙头最优先受益，推荐关注空压机、铂催化剂、氢罐、膜领域龙头：雪人股份、贵研铂业、富瑞特装、东岳集团；其次上下游配套的加氢设备、加氢站建设也为传统公司带来新业务扩张弹性，推荐关注厚普股份、深冷股份、北方稀土、瀚蓝环境；最后，我们认为长期来看，电堆及系统也将走出具有长期竞争力的公司，推荐关注电堆及系统生产商潍柴动力、东方电气、大洋电机、腾龙股份、雄韬股份。

责任编辑：田原