氢能设备专题研究：碳中和需“氢”装上阵_新浪财经

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（报告出品方/作者：招商证券，刘荣，时文博）

一、碳中和背景下，能源领域剩者为王

2020 年 9 月，中国宣布将在 2030 年前实现碳达峰，在 2060 年前实现碳中和。这是基于全球碳排放量在工业革命以来显著提高的必然举措。截至 2011 年，全球已使用 52%的二氧化碳排放额度，若不采取行动，则 2045 年全球碳排放将超标，全球平均气温上升 2 摄氏度以上，届时将对全球生态系统造成不可逆的损害。通常来看，碳排放的主要形式来自于化石燃料的燃烧，在工业化早期，粗放式经济发展模式下，往往带来较低的能源利用率和极高的废料排放。中国的二氧化碳排放量在上世纪 90 年代以后快速攀升，到 2012 年二氧化碳排放量达到 90 亿吨，此后中国碳排放速度放缓，2019 年累计排放二氧化碳 98.9 亿吨。

碳中和背景下，如何选用更清洁的能源成为各国面临的现实问题。包括锂电、光伏、风能、氢能的新型能源渠道也得到广泛拓展。氢能是拓展程度相对较低、但环保效果极佳的新型能源。氢元素是全球元素分布中比例极大的元素，来源极为广泛，且通过可再生能源产生的绿氢，可以实现从制气到放能全链条的零碳排放。除来源广泛和清洁环保外，氢能本身具有极高的能量密度，从热值来看，氢气的热值达到 142.5MJ/kg，相比之下，锂电池的热值仅为 0.72 MJ/kg，煤炭、石油、天然气等直接燃料的热值也仅为 30~50 MJ/kg。

其次，氢气应用的另一个短板是销售价格相对较高。一般来说，当前市场的氢气大多为工业生产的中间品，灰氢、蓝氢比例较大，且氢气本身能量密度较高，因此单位能量的制造成本并不高。但受累于氢气的供应链网络较弱，且氢气本身较为活跃、易逃逸以及容易造成金属产生氢脆的特性，氢气的运输成本极高，因此尽管氢气出厂价格低于燃油高于天然气，但氢气的终端销售价格远高于其他类型的直接燃料。

氢能作为未来极富成长空间的能源，近几年以来在成本端的努力已卓有成效，且其应用也已经受到主要国家政府的重视，包括美国、欧盟、日韩和中国等主要经济体，均发布了对未来氢能应用的规划。规划内容主要包括电解槽装机量、制氢方式及对应的比例、减排吨位等等。中国早年对新能源方向的政策主要以促进纯电充汽车、混合动力汽车以及燃料电池汽车的销售为主，2015 年在《关于 16-20 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》中，提及对于燃料电池外的其他车型补助标准适当退坡；2016 年开始独立提出发展氢能和燃料电池技术创新，在氢的制取储运及加氢站等方面展开研发；在“十四五规划”中，进一步提出要在 2025 年以工业副产氢为主，可再生能源制氢进入试点运营；2035 年以可再生能源半集中式制氢为主，工业副产氢为辅；2050 年实现零排放制氢，可再生能源集中化制氢为主。

与此同时，省域地区也陆续推出了促进氢能发展的政策文件。到 2025 年建成 15 座加氢站，氢燃料电池车规模达到 1500 辆；河北省则提出要在 2022 年使氢产业链年产值达到 150 亿元，到 2025 年培育国内先进的企业 10-15 家，氢产业链年产值达到 500 亿元；北京在 8 月 16 日推出《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）》，提出到 2025 年之前，要培育 10-15 家国际氢能产业链龙头，京津冀地区累计实现氢能产业链规模 1000 亿元以上，减少碳排放 500 万吨。

政策的倾斜也带来氢能产业的蓬勃发展。2018 年以来相关公司的注册量呈现大幅度增长，由 2018 年 243 的注册数上升至 2019 年 416 的注册数，且 2021 年继续保持良好态势，一季度氢能企业的注册量达到 143，同比 2020 年同期增长了 123%，二季度氢能企业的注册量达到 196 家，同比增长了 70%。

氢能企业层面迎来的不仅是注册数量的大幅度增长，也迎来包括央企在内的诸多核心企业的关注。中国未来的氢能发展目标包括氢需求量、产业产值、终端销售价格、加氢站数量、氢燃料电池汽车保有量，以及从产业链环节的储氢路径、储运路径和加注模式的演化。具体来看，这一目标要求中国在 2050 年氢的需求总量达到约 6000 万吨，产值达到 12 万亿元，氢终端价格明显下降，加氢站数量达到 12000 座，是当前数量的 50 倍以上，氢燃料汽车保有量达到 3000 万辆。从最终的能源结构来看，当前中国氢气供应结构中有接近 70%为化石能源制氢，未来更环保的可再生能源电解制氢以及生物制氢的途径将得到更大范围地普及与渗透，预计到 2050 年，电解制氢的比例将达到 70%，生物制氢比例达到 20%，而化石能源制氢比例将下降到 20%。

二、制氢端：燃料制氢仍为主力，水解制氢渐入佳境

1、化石燃料制氢：仍为主流工艺，依赖集中化装置

目前的制氢技术依然是化石能源制氢为主，国内占比超过 99%。这主要包括煤制氢和天然气制氢，其中天然气制氢全球范围内占比大约 70%，在天然气资源较为丰富的地区，制氢成本大约为 1.35 元/千方米；煤制氢则在我国多煤少气的资源格局下得到广泛应用，在山西、内蒙古等煤炭资源丰富的地区，煤制氢的成本可能低至 0.34 元/千方米；此外化石能源制氢还包括化工副产物制氢，如丙烷脱氢项目和乙烷裂解项目，均可实现副产并量售氢气。

从煤制氢的角度来看，中国当前通过煤化工的方式制氢的手段已经比较成熟，生产方式主要为煤气化炉利用变压吸附（PSA）技术提纯到燃料电池用氢需求。煤制氢对于资源的密集度和投入规模都有要求，在煤炭资源丰富的地区，煤炭价格可能低至 200 元/吨，这种情况下煤制氢成本大约 6.77 元/kg，而当煤炭价格涨至 1000 元/kg 时，煤制氢成本会达到 12.14 元/kg。此外煤制氢项目一般初期投入巨大，单位投资成本在 1~1.7 万元/（千方米/小时），因此只有大规模生产的条件下，才能有效摊薄资本投入。（报告来源：未来智库）

2、水电解制氢：极富潜力的绿氢源泉，设备端仍处初步成长期

除化石燃料制氢外，电解水制氢是另一重要途径，且将是未来制作绿氢的主流方式。目前电解水制氢占全球制氢规模的 4%，而在中国尚且不足 1%。电解水制氢主要包括碱性制氢、PEM 制氢和 SOEC 制氢三种方式。碱性电解水制氢（AEC）是目前较为成熟的方式，并且已步入早期商业化阶段。AEC 一般以碱性溶液（氢氧化钾或氢氧化钠）为电解质，以石棉作为隔膜，起分离气体的作用。阴极与阳极主要由金属合金构成，如 Ni-Mo 合金。碱性电解的优势在于成本较低，具体来看，受益于碱性条件下如锰、镍等非贵金属的催化剂的广泛使用和规模化生产的经济性，在过去的 4 年中，电解槽成本已经下降了 40%，如今已经占据绿氢制备成本的不足 50%比例，且预计未来会进一步下降。

PEM 电解技术是近几年以来快速发展的技术，主要采用 PEM 传导质子，并隔绝电极两侧的气体，相比碱性电解水制氢，PEM 电解技术的氢气渗透率极低，因而产生的氢气纯度极高；此外电解槽一般采用零间距结构，欧姆电阻较低，可提升电解过程中的使用效率，并且一定程度上降低电力功耗；且压力调控范围较大，氢气输入压力可达数兆帕，可以适应快速变化的可再生能源的电力输入环境。鉴于 PEM 相比碱性电解水与可再生能源更为优良的匹配效果，欧盟规划了以 PEM 电解水逐步替代碱性电解水的路线，且通过立法，如规定电解槽制氢响应时间小于 5 秒进而达到这一要求。

美国能源部也提出 H2@Scale 规划，支持 Giner、Proton Onsite 等公司开展 PEM 电解槽制造与规模化技术研发，资助金额均超过 400 万美元。然而，相比碱性电解水，PEM 电解的劣势在于成本过高以及使用寿命较短。在成本方面，制约 PEM 电解规模化使用的关键在于较高的双极板成本（约占电解槽的 48%）和膜电极成本（约占 10%），且质子交换膜技术长期被国外少数企业垄断，难以大规模推广；在使用寿命方面，PEM 水电解当前的堆寿命低于 5 万小时，系统寿命处于 10-20 年之间，均低于碱性水电解。然而，因更大的降本空间和更低的能耗，支持全脱碳的 PEM 技术未来有望成为水电解技术的重要核心，目前 PEM 水电解制氢已迈入 10 MW 级别示范应用阶段，100 MW 级别的 PEM 电解槽正在开发，自 2017 年以来，PEM 水电解的项目数量就大幅提升，且额定装机功率的平均值也在 2020 年得到了大幅提高。

聚焦到设备端，电解水制氢主要的设备为电解槽。中国当前的水电解市场主要以碱性水电解技术路线为主，装机总量约为 1500~2000 套，多数用于电厂冷却用氢的制备，且碱性制备市场的集中度较高，主要集中在 718 所、苏州竞立和天津大陆三家，三者合计占据 60%以上的市场份额。PEM 技术路线当前仅 718 所、阳光电源和中电丰业等公司具备，且较为核心的质子交换膜一般都是全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被科慕、陶氏、戈尔等企业垄断，国内东岳集团也已研制出短链全氟磺酸膜，可用于水电解制氢和燃料电池。

2019 年，全球碱性电解器在全球水电解市场中占据了 58%的份额，到 2026 年，该产品细分市场的规模有望从 2019 年的 1.48 亿美元增长至 2.26 亿美元，与此同时，整体水电解槽市场规模将达到 4.31 亿美元，碱性电解槽的占比将下滑至 52.4%。预计到 2050 年，碱性电解槽和 PEM 电解槽的能源转化率将分别达到 78%和 74%，PEM 电解槽的规模占比达到 40%，设备价格将降低到 800~2000 元/kW，碱性电解槽的价格降低到 600~1000 元/kW，届时电解水制氢的比例也将达到 70%，装机量大于 500GW，市场规模大于 7000 亿元。（报告来源：未来智库）

三、储氢端：降本普及用氢的必争之地，设备端技术迭代将左右战局

1、运送与储备环节：氢价降低的瓶颈，期待进一步的技术突破

相比其他能源形式，氢气的高成本往往来自于储氢端而非制氢端，因此尽管制氢端的电解水制氢成本较高，且技术突破的路径较长，但传统化石燃料制氢的整体成本仍然并不高，这体现在氢气的出厂价和终端消费价的巨大差异，导致这一差异的主要瓶颈就在于储运氢的高成本。氢是元素周期表中的首位元素，气体状态下密度极小，因此必须加以压缩，使其呈现高密度气态或固态、有机态的形式，才能大规模运送，因此压缩和储运过程本身就会耗费较大的成本。

此外，类似天然气的管道运输方式也得到考虑，然而现有的天然气管道不能直接用于运输氢气，因为钢管运氢容易产生氢脆，即氢分子溶于钢中，造成应力集中，甚至超出钢的强度极限，所以要采用管道运输，需采用含碳量极低的材料，一般会是天然气管道材料的两倍，或者可采用天然气和氢气混合运输的方式，但氢气的含量占比不得超过 20%。鉴于以上种种限制，氢的储运环节一直是降本的难点，在我国今年 1-7 月的 80 多起氢能产业投资事件中，涉及制氢事件的投资依然是主流，达到 30 多起，然而涉及储运氢的投资占比则仅有 3%，未来技术攻关和降本增效的空间很大。

在下游消费市场，氢气主要分为燃料氢、化工氢、工业氢、能源氢和高纯电子氢。不同种类的氢气有各自的制造来源，以及对应的储运成本。一般来说，管道氢和化工氢分别来自于焦炉煤气、氯碱尾气和煤制天然气的副产物，纯度较低，且采用管道运输的方式，因此到货价格较低，分别约为 0.6 元/千方米和 1~1.5 元/千方米。工业氢、能源氢和高纯电子氢主要来自甲醇制氢、水电解或其他形式能源制氢（如光伏、核电、风电等），纯度一般高于 99.9%，运输距离也相对较远，主要采用长管拖车运输，因此到货价格较高，工业氢和能源氢分别约为 3~4 元/千方米、5 元/千方米，高纯电子氢价格则更高。

为了将以上各类氢运送到使用端，需要对氢气进行变相存储，形成高压氢、液氢、金属固氢、有机液氢、管道氢的形态。常压下，液态氢的密度能达到气态氢密度的将近 800 倍，而即使将气态氢的压力增加到 70Mpa，其密度也不到液态氢密度的 60%，因此，但从储能密度的角度来看，低温液氢运输更有经济性。然而现实技术存在制约，氢气的液化温度低至-252.76 摄氏度，即使全力加压也只能使这一温度要求降低至-240 摄氏度，因此技术难度极大。

此外，氢液化的过程中，能耗也很大，理论上液化 1kg 氢的能耗约为 14.4MJ，仅占其自身能量的 10%，然而实际能耗却高出 3 倍以上。能够提供氢气液化并付诸商业化用途的主要为气体领域的国际巨头，如德国林德、法国液化空气、美国普莱克斯等，而这些公司提供的氢气液化装置，液化过程也会损耗氢气本身超过 1/3 的能量，相比天然气液化仅损失 6%~8%的能量，氢气液化的成本依然过高。

因此，从技术上来说，相对更成熟的储运方式还是气态运输。对于加氢站来说，当前市场消费端的氢气使用量不大，且加氢站比较分散，采用集装格拖车一次性无法充分运输足够量的氢气，经济性不强，因此主要采用长管拖车运输。长管拖车由牵引车和管束车组成，自重约为 36 吨，满载氢气的重量约为 0.32 吨，管束内的氢气卸载率一般达到 70%~85%，是相对方便且便宜的运输方式。

总体来说，在短距离运输中，相对成熟的长管拖车的气态运输尚有一定经济性，然而长距离运输中，因长管拖车的氢气运输重量仅占自重的 1%，因此成本很高，只有期待氢气液化的可行性进一步提高，从而使用液氢槽罐车运输才能更有效地降本。此外，管道运输尽管成本极低，但初期投入巨大，且初期设备的利用率也较低，将液化气管道用来输送氢气，管道的腐蚀性和强度变化仍有待进一步研究。（报告来源：未来智库）

2、加氢站：规划建设推动网络密度提高，规模效应逐渐显现

我国加氢站分布呈现较为明显的产业聚集效应，这主要归因于当前行业规模较小，分散的分布会使得氢气供应链拉长，大大提高储运成本。截至 2020 年底，全国共建成 118 座加氢站，同比增加了 49 座，主要集中在长三角、珠三角和环渤海地区。环渤海地区形成了较为完备的产业链基础，且科研基础实力较强，到 2025 年有望在张家口、济南、聊城等地建设超过 60 座加氢站；长三角地区截至 2019 年底共有 15 座加氢站，主要集中在上海和江苏，未来将进一步于张家港、嘉善、如皋等地兴建新加氢站，预计到 2025 年将达 100 余座；珠三角地区截至 2019 年底已有 24 座加氢站，建设数量居于领先，主要分布于佛山、中山和深圳等地。

从成本结构来看，加氢站的成本主要包括压缩机、土地购置费、储氢罐、加氢机、工程设计及施工、工艺设计、设备安装和售后服务等。其中，压缩机成本和土地购置费的成本占比最高，分别为 34%和 27%。从设备层面来看，压缩机、储氢罐和加氢机三者占比合计达到 55%，因此设备端技术的突破和广泛使用将是加氢站降本的关键所在。此外，加氢站的成本还与本身的加注能力有关，一般一座加注能力达到 500kg/d 的 35Mpa 的固定加氢站，投资规模大约为 1200 万元（不包括土地成本），其中设备购置费用约为 480 万元，占比 40%，而对于达到 2000kg/d 的 35MPa 的固定加氢站，投资规模大约 2180 万元，设备购置费用约为 1200 万元，占比 55%

目前来看，加氢站的广泛推广建设仍存在瓶颈，这主要包括在：1）当前国内的加氢站建设审批缺乏标准，在规划、立项、审批和运营监管层面的相关制度也不健全，目前国内加氢站的规划建设主要依靠地方政府，审批流程少则半年，长则两年，且部分地方政府易受氢能发展大方向驱动而盲目规划，后续加氢站运营存在问题；2）氢气居于我国《危险化学品名录》中，相应的管理标准也依然匮乏，且出于安全考虑，燃料车加氢过程中，在车进入离开之前必须接受检查以保证不存在漏气现象，由此降低了周转速度，普通燃料电池汽车加氢时间在 3~5 分钟，中大型客车则长达 10~15 分钟；3）加氢站成本仍然较为高昂，且当前下游应用并不充足，扩大加氢站建设并不能带来规模效应，为应对此问题，学界提出两种方案，第一种是建设油氢合建站，这一方案可以作为氢能普及的过渡阶段使用，降低加氢站单独建设的规模不经济性；另一种方案是采用分布式制氢，即在加氢站内同时进行氢气制造，这一方案可以有效降低氢气的运输成本和途中损耗。此外站内储氢规模大幅度下降，储氢罐投资明显减少，完全可以抵消制氢环节增加的成本。最后，因分布式制氢是小规模制氢，往往采用电解水制氢和甲醇制氢的方案，相比污染性较重的煤制氢更加环保，且终端价格也更低。

伴随着氢能在能源链条中的作用越发凸显，各地行政单位也积极推出对于氢气的终端价格的补贴。大连的氢气价格补贴幅度最大，70Mpa 的加氢站补贴力度为 50 元/kg，35Mpa 的加氢站补贴力度为 40 元/kg。此外，潍坊、成都、济南、张家港等城市也有相应的补贴政策。我们认为，伴随氢能技术的拓展、成本的下降和政策的持续推动，未来加氢站的数量有望迎来可观的增长。赛迪顾问预计到 2025 年，中国将建成 391 座加氢站，加氢站设备市场规模将达到 5.2 亿元，2030 年加氢站数量将达 945 座，设备市场规模将达 8.7 亿元。

在规模效应下，加氢站的设备成本也将呈现不断下降的趋势。加氢站的总投资成本也将下降 26.7%。由此可见，规模效应显著提高了加氢站建设的经济性，且设备端的降本空间极大，更是加氢站普及应用的重中之重。

氢气完成制取后，需要经过压缩、储存、运输和加氢的步骤，实现从制备向应用的转化。在这一过程中，氢气首先从最原始的气体状态，经过压缩机转化为高压气体，注入储氢瓶，随后通过拖车运输抵达各加氢站或应用网点，最后，因国内加氢站大多为 35MPa，而通过加氢机将氢气输送至车载储氢瓶的原理是压力差，因此加氢站的储氢容器的设计压力往往超过 40MPa。

对于传统加氢站而言，压缩机和加氢机的建设成本比重最大，二者合计超过 61%，而储氢罐的建设成本比重约为 11.7%，居于第三，然而储氢罐并不仅限于加氢站这一中间产物上，在应用端口的车载供氢系统中，储氢瓶组的成本比重高达 53%，占比第二和第三的分别为瓶口阀和减压调压阀组（18%和 13%）。

首先关注压缩机设备，压缩机可分为机械式压缩和非机械式压缩两种，机械式压缩主要包括活塞式压缩、隔膜式压缩、线性压缩和离子压缩，目前仍然是氢气压缩的主流方式。非机械式压缩分为低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附性压缩机四类。机械式压缩中，活塞压缩机和隔膜压缩机是最常用的两种机型。活塞式压缩机出气量大，然而活塞反复运动的过程中可能会污染氢气，甚至造成氢气泄漏，因此更常见的仍然是隔膜压缩机，具有不受污染、无泄漏、压缩比大和排气压力大的特点。（报告来源：未来智库）

隔膜压缩机的特别之处在于压缩方式以及对应的密封部件。相比活塞式压缩机，隔膜压缩机也有往复运动的活塞，但这个活塞主要作用于液压油，液压油进而推动膜片往复运动从而压缩气体。由此可见，隔膜压缩机将活塞本身较低的密封性问题转移到膜片去解决，因此这种金属膜片本身需要超薄、密封且抗压性强。

氢气压缩机的主要供应商包括美国 PDC，英国豪顿华工程有限公司、德国 Andreas Hofer，国内具备隔膜压缩机生产能力的厂商主要有中鼎恒盛、北京天高和恒久机械。目前来看，氢气的大规模应用的集中爆发点往往体现在下游的能源替代，因此传统的化工用氢份额将逐步被加氢站用氢替代，而国内加氢站使用的隔膜压缩机主要是海外产品，尤其是美国 PDC 几乎占据全球隔膜加氢机的 70%-75%的份额，全球近一半的加氢站采用了美国 PDC 的压缩机

目前看来，国内氢气压缩机市场的国产替代仍任重道远。首先是国产氢气压缩机的设计压力不够大，平均在 30MPa 以下，无法满足加氢站的技术要求；其次是尽管部分国内厂商已经具备隔膜压缩机的制造技术，但设备内部的阀门和传感器等部件仍需外购；最后是国内加氢站数量少，下游需求基数低，因此加氢站为节省成本，不会让机器一直处于工作状态，而在没有缓冲罐的情况下频繁启停，对压缩机内部的金属膜片伤害极大，国产的隔膜压缩机很容易达到寿命上限（约 2000 小时），而 PDC 的隔膜压缩机往往能达到 6000 小时的寿命。

目前 PDC 在国内有两种销售渠道，即直销和授权国内的成橇商。后者主要为 PDC 将核心压缩模板出售给国内厂商，由厂商自行集成，相比国内直接采购成品，成本下降了 30%。国内的富瑞特装、PERIC 也都通过这一方式在国内实现生产供货。

尽管仍有较大的差距，但国产隔膜压缩机也正竞力提升自身的产品力，缩小和海外产品的差距。以中鼎恒盛为例，目前已经做到在 45MPa 级别的氢气压缩机对海外产品的进口替代，且在国内氢气充装厂大流量压缩机的市占率达到 90%。此外，北京天高、恒久机械也在隔膜压缩机领域有了探索和应用。

加氢机是储氢设备的重要组成部分，成本占比接近 10%。加氢机是指实现氢气加注的设备，一般装配有压力传感器、温度传感器、计量装置、安全装置等，其工作原理和加油站中的加油枪类似，压缩后的氢气经输送管道进入加氢机，经过各类阀门、计量器和软管，最终进入燃料电池车的气瓶中。当前国产加氢机的重要部件依然严重依赖进口，主要为相关的管道阀门、流量计和加氢枪等，且鉴于当前国内市场应用面较窄，加氢机生产缺乏规模效应，加氢机厂商没有进行零部件国产替代的动力，因此成本依然高居不下。国内生产加氢机主要的上市公司有厚普股份，公司的业务涵盖车用、船用、民用、核心零部件、互联网和氢能，其中氢能相关的产品主要包括加氢机、E 系列、S 系列、C 系列加氢站、加氢撬装设备等。当前公司已成功研发 70Mpa 的加氢机，而目前国内的高压氢气加注压力普遍是 35MPa，单车加注量和续航里程较短；此外公司研发的氢气质量计量计已经处于样品试制阶段，成功量产后将打破国外在该领域的垄断。

储氢设备的另一重要部分是储氢容器，贯穿从制氢端到用氢端的全部环节，且是燃料电池车载供氢系统的重要组成部分。2019 年全国储氢设备市场有 64.9%应用于车载供氢系统，剩余 35.1%应用于加氢站设备，事实上，储氢设备中占比极大的一类便是储氢容器，尽管在加氢站中的占比相对较低，但在大量燃料电池车中，储氢容器毫无疑问是最份额最大的一类容器，其可靠性直接决定了燃料电池车的安全性、稳定性和续航能力。

目前来看，储氢容器领域领先的生产技术仍由海外厂商把控，而国内厂商也在奋起直追。业内代表性的厂商较多，主要有法国的弗吉亚（通过收购国内最大的高压氢瓶制造商斯林达从而大幅提高市占率）、挪威的海克斯康（世界领先的Ⅳ型瓶制造商，已与中集安瑞科合作建立合营公司）、德国的 NAPOXX、韩国的 ILJIN Composite、天海工业（京城机电的所属主要骨干企业）、中集安瑞科、奥扬科技等。相比于海外公司，国内储氢瓶的生产公司主要产品仍为Ⅲ 型瓶，主要存在的问题为：国内碳纤维、树脂短缺，性能不能满足Ⅳ型瓶的发展。经过国内外相关公司储氢瓶性能的比较，可见国内的制造企业仍存在代差，以及由此衍生的在重容比、储能密度等指标层面的相对落后，未来仍存在较大的改进空间。

四、应用端：工业用氢渐淡，民用氢将崛起

1、氢燃料电池车打开民用需求瓶颈

在第一章我们提到，我国的氢气产量并不低，然而主要以工业副产氢、天然气制氢、煤制氢为主，通过水电解制氢产生的氢气产量比例极低；与此同时，在氢气的需求端，也是以对化石燃料制氢的灰氢需求为主，主要应用于合成氨、合成甲醇、石油炼化等领域，而民用氢气比例极低，目前可以想象的最大的应用场景便是氢燃料电池车，然而比例也甚至不足 1%。（报告来源：未来智库）

有鉴于此，氢燃料电池相比纯电动车，车体存在真实的供能装置，而纯电动车仅仅是依靠外部供电转化为蓄电池内部储存的化学能，使用时转化为电能，这也使得氢燃料电池无需像纯电动车一样背负庞大的电池系统以保证续航，车载储氢瓶内的氢气能直接用于产生电能，驱动电机运转。因此在这个视角上，氢燃料电池不仅和传统油车一样，加氢加油极为快捷（纯电动车充电效率慢得多），且因存在直接供能装置，因此续航也多有保证（相反对于纯电动车，锂电池的能量密度已经扩大到很高的位点，继续向上突破往往意味着放弃安全性，因此承载较大电池系统的车辆往往难以长距离续航行驶）。

然而，氢燃料电池虽然优点颇多，但技术水平的限制依然是“硬伤”。首先，化石燃料制取的氢气是灰氢，内部含杂质较多，因此需要进一步提纯方可作为燃料电池的原料使用，这提高了氢气的使用成本；其次，氢能尽管在液化状态下的能量密度高于燃油，远远高于锂电池，但氢气液化难度大，成本高，当前车用氢气仍主要是气态，需要极高的注射压力以及强度极高且能防止氢逃逸的储氢瓶材料；此外，氢燃料电池的发展仍相对滞后，国内自制的氢燃料电池的寿命较短，仅能满足数千小时的行驶，且包括膜电极等材料严重依赖进口；最后，氢燃料电池车主要为物流车、公交车等商用车，乘用车比例极少，这主要归因于加氢站的网络仍不够普及，因此当前氢燃料电池车更适用于具有固定路线，且具备一定商业性质以冲减高成本的车型。

从燃料电池的视角来看，当前国内的氢燃料电池主要去向有三个，分别是氢燃料电池客车（43.9%）、加氢站（35.1%）和氢燃料电池专车（21.0%）。我们认为，伴随用氢成本的不断下降以及加氢站网点的扩张，氢能将首先在氢燃料电池端多点开花，使得民用的氢能乘用车得到更大程度的普及。当前氢轿车在燃料单价上甚至低于柴油车的 L 柴油与汽油车的 L 汽油，但行驶的百公里费用依然高于油车，更远远高于电动车。

尽管未来乘用车成本会下降到与锂电池车近似的水平，但制约乘用车推广的重要因素在于氢燃料电池车最初的推广便是车规级的，缺少其他低层级消费品的消费铺垫（如智能手机、电瓶车在早年的市场发展）以及缺少基础设施的支撑（需要大量加氢站才能形成规模效应，而锂电池车本身的充电过程就可以依赖电网基础），因此未来氢能源燃料汽车的增长虽是大势所趋，但其渗透率的提高可能相对缓慢，纯电动乘用车的渗透率从 2015 年的 1%上升到 2021 年截至 10 月的接近 15%的水平。（报告来源：未来智库）

尽管燃料电池乘用车渗透率提升速度较缓，我们认为氢燃料电池在商用车上的优势依然先天存在。当下燃料电池车便以物流车、货车和公交客车为主，在碳减排乃至碳中和的背景下，油车的使用率将逐步降低，取而代之的是新能源车辆。然而锂电池本身能量密度极低，且一旦用于长距离工作，进行频繁的充电任务将导致经济性大幅下滑，否则即使承载重量极大的电池组也无法支撑更远的续航，因此氢燃料电池商用车的渗透率提高的确定性更强。

2、多方需求增长促氢能晋升“全民能源”

事实上，氢能切入交通运输领域是氢能晋升“全民能源”的第一步，而交通运输领域的碳排放占比仅占总的碳排放比重的大约 7.7%，相应的，电力和热水、热气供应仍然是碳排放的主力军，占比达到 46.9%，为占比最大的碳排放部门。因此，如何促使氢能进一步向其他的应用部门切入，全面减少各行业碳排放才是实现“碳中和”的必由之路。

首先在工业减排方面，首先当前超过 95%的氢气来自工业制氢，也即非可再生能源制氢，而非可再生能源本身的消耗就是碳排放的过程，因此为工业部门供氢需要保证可再生能源的有效利用，如电解水制氢技术的发展。然而工业部门用氢的难点在于相比民用，工业的成本敏感度高，且当前无论是炼油、钢铁还是化工行业，对工业用氢的质量要求并不算高，灰氢亦可满足条件，因此工业部门往往缺乏高成本替换蓝氢甚至绿氢的动机，未来在该领域的推广仍有赖于制氢技术的进步。

此外，储能领域也是未来氢能可以应用的主要方向。光伏、风电、乃至微生物发电也是新能源的另一条脉络，但此类可再生能源的发电存在间歇性、周期性以及能量密度低的特点，然而现实用电具有供需平衡以及难以大规模存储的特点，传统的电力系统又难以平衡可再生能源发电的波动性，因此如何通过储能来平衡光伏、风电等方式发电的波动性，也是当前业界关注的重点。当前通过储能调峰的思路有储气（存储氢气、天然气等）、储热/储冷、储电以及短期的储能方式（如电容储能等）。氢能兼具储能和清洁能源的双重属性，因此在风能和光伏发电量较大的地区，同步采用氢气存储具有较强的可行性，进而足以解决可再生能源发电的不稳定和地域不平衡的问题。

另外，在能源企业方面，氢能的应用空间也比较广阔。氢能得以应用于能源企业，主要可通过使氢气成为燃气轮机或燃料电池的燃料，进而成为能源企业的备用电源；转化成氨，与煤粉共燃，降低传统火力发电厂的碳排放强度；与氨气、天然气等形成混合气体，平衡电力波动。最后，氢气还有实现建筑热电联供的思路，即借助燃料电池实现小规模的供暖和供电服务。目前美日均已实现燃料电池微型热电联供的商业化，如美国 BloomEnergy 生产的固体燃料电池就可用于自身大楼内部的电力和暖气供应。相应的，中国的燃料电池微型热电联供仍处于初步研发阶段，然而诸如河北省、广州市、上海市等地方政府单位已经规划提出热电联供小范围试点项目。

鉴于氢能可应用空间极为广阔，然而能源比例占比依然较低，这一蓝海领域也诞生了诸多试探性的项目，从研究早期逐步验证氢能的使用边界。其中位于中国的对于氢能的建设项目有兆瓦级制氢综合利用示范工程（深入探究电解制氢、储氢、售氢、氢能发电等功能）以及中法油氢合建项目（探究油氢合建站的可行性，通过提供多元化能源来弥补纯加氢站建设早期的亏损），未来伴随更多项目的开发与旧项目的建成与应用，世界各国对氢能的认知和使用将更上一步台阶。

五、公司端：春风已至，花期将近

1、厚普股份：加氢领域的破局者

厚普股份主要业务为开发、销售压缩天然气、液化天然气加气站设备和成套设备。公司成立于 2005 年，2008 年成立安迪生，实现核心零部件的国产化。此后，在经历初期的发展后，厚普于 2015 年在深交所创业板上市，上市后的厚普开启了较为密集的收购计划，主要包括 2015 年 12 月收购科瑞尔、2016 年收购宏达、并购欣雨。2018 年公司首次考虑进入氢能领域，成立了厚普氢能，2019 年厚普与全球工业气体龙头，法液空，成立液空厚普，公司持股 49%，构成厚普的联营企业。2021 年公司继续展开氢能业务的步伐更加紧凑，相继成立了北京厚普氢能科技有限公司、成都厚普氢能科技有限公司、成都厚普氢能装备有限公司。

厚普极为重视研发，这也是当前厚普已逐渐实现氢能相关的部分核心设备进口替代的关键。公司研发人员的数量占比从 2018 年的 14.8%提升到 2020 年的 16.9%，研发投入占营业收入的比例达到 6.7%。且厚普股份在加氢站领域内的先发优势较为明显，2020 年全国新增加氢站 49 座，上半年公司氢能业务仅实现 978.75 万元，新签订单 1300 万元，联营公司液空厚普受益于法液空全面的气体供应网络，氢能业务实现 4439 万元，新签订单 2000 万元。公司持续多年的氢能技术积淀将贡献成果，而加氢站作为氢能供应链网络的重要枢纽，未来相关市场的快速增长确定性极强。（报告来源：未来智库）

雪人股份成立于 2000 年，2011 年挂牌上市，2017 年认购加拿大 Hydrogenics 公司 17.6%的股权，并合作发展燃料电池电堆, 水电解制氢和加氢站相关技术。当前公司拥有制冰机及制冷系统产业和压缩机及机组两大产业园，此外公司正筹划在意大利建造压缩机研发和制造基地。公司主要业务包括制冷设备、压缩机产品及系统应用、油气服务和氢能相关业务（当前占比还很低），从产品结构来看，2016 年至今呈现的趋势是公司压缩机产品比重逐年提高，从 2016 年的 21.3%提升到 21H1 的 42.6%，比例翻倍，与之对应的是制冰成套系统的收入占比持续下滑，21H1 占比约为 24%。压缩机业务保持较高的增速，原因在于应用于食品化工、工业气体、超低温领域的压缩机高度依赖进口，雪人积极发展核心技术+通过收并购整合提高压缩机技术（如 2010 年引进瑞典 SRM 螺杆压缩机、2015 年收购瑞典 OPCON 公司 2 大核心业务、认购美国 CN 公司 5%股份，并合作发展离心压缩机及透平机械技术），逐步实现自主品牌的进口替代

除氢能相关配套设备外，雪人股份还提供完整的氢燃料电池系统。目前已开发出 12 个型号的燃料电池系统，为克莱斯勒、奔驰、通用、沃尔沃等众多汽车生产商提供过燃料电池系统。2020 年底，雪人宣布将在氢燃料电池领域和丰田展开合作。日本是全球氢燃料乘用车普及程度最高的国家，而丰田是这一战略的重要执行者，从 1992 年就开始，丰田就已经展开了对氢能源汽车的研究，甚至早于其对油电混动技术的研究。1996 年已生产出第一款燃料电池汽车。2014 年，丰田发布了量产版氢燃料电池车 Mirai，该品牌成为了氢燃料电池乘务车量产的标杆。本次合作，主要为雪人股份引进丰田汽车燃料电池堆等零件，为国内研发制造氢燃料电池冷藏车和重卡提供解决方案，而这类车型也将是交通运输领域预计最快实现渗透率提升的氢能车型。

3、冰轮环境：氢能业务起步，未来 CCUS+氢能贡献业绩增量

冰轮环境历史悠久，成立于 1956 年，早年主要生产各类压缩机，在经历股份制改革、国企改制以及经历的行业变化后，公司发展成为多元化的综合性装备企业。当前公司的主营业务涵盖低温冷冻、中央空调、环保制热、能化装备、精密铸件、智慧服务、氢能开发等产业集群。公司总部位于烟台，国内的生产基地主要集中在烟台市，包括莱山、古现和芝罘工业园，在河北保定同样建有工业园。此外，公司在全球范围内的布局较为完善，共在 40 多个国家地区建有生产基地。

公司依靠核心传统业务的基础，朝新业务板块扩张的战略将在未来带来正向反馈。我们认为，未来 CCUS 和氢能业务均是公司的增长亮点，有望引领公司进入下一个周期增长曲线。首先，无论是 CCUS 还是氢能，均是双碳目标下的重要路径。CCUS 是指二氧化碳捕集利用与封存技术，包括二氧化碳捕集、输送、利用和封存阶段。全球陆上理论封存容量为 6~42 万亿吨的二氧化碳，海底理论封存容量为 2~13 万亿吨的二氧化碳，封存容量极为可观。

除 CCUS 以外，公司在氢能领域的发展同样值得关注。目前公司的氢能业务尚处于研发和小规模销售阶段，但公司研发的起点较高，注重对当前国内氢能产业链的薄弱环节实现突破。如 2020 年冰轮环境实现了氢用隔膜压缩机的研发、2021 年上半年公司又突破了喷油螺杆氢气压缩机、燃料电池空压机（效率达到 60%以上，寿命达到 3000h）、氢气循环泵（效率达到 60%以上，噪音不超过 70dB，寿命可达 25000h）、加氢机等技术，其中，前两项技术均填补了国内的空白，后两项技术在部分性能指标上达到了国际先进水平。我们认为，伴随公司 CCUS 业务的逐步成型以及氢能板块的快速扩大并切入产业链痛点，公司后续的业绩将驶往下一个增长曲线。（报告来源：未来智库）

4、富瑞特装：高压氢阀突破海外产品围堵，有望攻占加氢站设备最后一片高地

富瑞特装位于江苏省张家港市，成立于2003年，2011年6月在深交所创业板登陆上市。公司主要从事液化天然气（LNG）的液化、储存、运输、装卸及终端应用全产业链一站式整体解决方案，非标重型压力容器，汽车发动机油改气、制造，以及 LNG 产业物联网等领域的高新技术企业。产品包括 LNG 液化成套装置、LNG/L-CNG 汽车加气站、LNG 车用供气系统、低温液体运输半挂车、LNG 输液臂及装车撬、系列低温成套阀门、氢阀以及海水淡化、气体分离液化等高端能源装备。

后续年度，公司在 2017 年技术积累的基础上，进一步将 35Mpa 的氢用瓶口阀加氢阀的压力拓展到 70Mpa，进展迅猛。2019 年，除加氢站用氢阀外，公司进一步研发基于液氢技术下的新型重卡供气系统以及燃料电池汽车的配套阀门。截至 2020 年，公司的全系列氢阀已经在国内主要整车企业开展广泛路试，性能稳定；2019 年进入研发的车载供氢系统已经实现试制，并针对密封问题作出改进设计完成新一代 HPDI 气瓶，此外针对该系统的 500L 液氢气瓶样瓶也已试制完成；燃料电池车配套氢用阀门亦在持续研发中。

此外，公司在 2021 年初发布了非公开发行 A 股的募集说明，拟募资 4.7 亿元，投入四个项目中，分别为新型 LNG 智能罐箱及小型可移动液化装置产业化项目、常温及低温 LNG 船用装卸臂项目、LNG 高压直喷供气系统项目、氢燃料电池车用液氢供气系统及配套氢阀研发项目。第四个项目直击氢能，且该项目的最终目标是实现重要设备的进口替代或填补国内空白（如 70Mpa/100Mpa 汽车氢用阀门以及液氢技术的突破）。项目预计建成期为 3 年，3 年后将获得一系列研发成果，包括液氢供气系统和氢燃料电池车配套氢阀。