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我们以氢能重卡的经济性评估作为行业研究框架搭建的起点，对氢价和整车购置成本等主要变量的降本路径进行拆分并做预测性分析。我们认为支撑氢能重卡对燃油重卡实现平价的要求可能较为苛刻。纵观全产业链，氢气降本具有迫切性，氢储运环节降本潜力较大。
我们认为氢能重卡对燃油重卡实现平价的条件可能较为苛刻。我们认为氢能重卡是完成氢能商业模式闭环较有潜力的终端场景之一，闭环的前提是对燃油重卡实现平价。我们测算当前49t燃油重卡的全生命周期成本322万元，氢能重卡无补贴和有补贴的全生命周期成本目前分别为567万元和386万元，氢价和整车购置成本是决定其能否实现平价的关键变量。根据我们敏感性测算，当氢价下降至21元/kg以下且用户侧承担的整车购置成本下降至49万元时，氢能重卡才有可能对燃油重卡实现平价，在不考虑政府补贴的情况下，这个条件短期内在国内大部分区域可能较难实现。
我们认为当前氢储运环节降本潜力较大。（1）氢气降本路径：燃料费用占氢能重卡全生命周期成本的54%。我们认为绿氢总成本到2030年有望降至30.6元/kg，与灰氢和蓝氢成本基本打平，其中制氢环节14.2元/kg（CAGR-8.8%）、运氢环节7.0元/kg（CAGR-14.8%）、加注环节9.4元/kg（CAGR-6.0%）。我们认为2030年前氢气总成本的下降主要依赖于化石能源制氢+储运环节降本来实现。目前国内运氢主要以气氢拖车为主，成本在21.8元/kg（距离500km），液氢和管道运氢发展潜力较大，我们预计到2030年国内运氢方式中液氢槽车和管道运输占比有望达到80%。（2）整车降本路径：整车购置成本占氢能重卡全生命周期成本的14%。我们认为到2030年整车购置成本或将保持8%左右的年均降幅，到2030年49t氢能重卡整车购置成本在70万元左右。
建议沿着氢储运环节降本的主线来寻找投资机会。
政策推广不及预期；燃料电池技术进展不及预期；基础设施布局不及预期；测算可能存在误差。
氢能重卡经济性评估：平价要求较为苛刻
重卡是氢燃料电池下游主要应用场景
参考锂电池产业的发展逻辑，我们认为氢能产业化的顺利推进，须在商业模式上完成闭环，即找到能落地的终端场景，并通过规模效应放量，加快全产业链的降本速度，产业的发展才具有可持续性。目前，燃料电池是氢能下游目前重要的应用场景，而重卡是燃料电池下游主要的应用场景。我们本文以氢能重卡的经济性评估作为行业研究框架搭建的起点，对氢气成本和整车购置成本等主要变量的降本路径进行拆分并做预测性分析，以此寻找产业链的投资机会。
氢能重卡经济性：对燃油车实现平价的要求较为苛刻
根据我们测算，在目前的补贴政策环境下，氢能重卡相对燃油重卡仍未实现经济性。全生命周期成本（TotalCostofOwnership）是用来评估经济性的核心依据，我们分别针对燃油重卡、纯电动重卡以及氢能重卡进行TCO测算。根据我们测算，以49t氢能重卡为例，其初始购置费用为130万元，考虑整车政府补贴（金额为76万元）和氢气补贴（零售价按30元/kg）来测算，假设行驶70万公里后报废，其全生命周期成本为386万元，比燃油重卡和纯电动重卡的成本分别高出20%/16%。
我们根据以下主要假设进行测算：
1）车辆购置成本：我们以49t重卡为例，燃油车及电动车分别选取中国重汽HOWOT7H重卡6x2牵引车、陕汽重卡德龙M3000S6x4纯电动牵引车，并参考了卡车之家的厂商指导价；氢燃料汽车我们参考了1H23各地氢能49t牵引车的中标价格，约为130万元左右。
2）政府补贴：我们根据《燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系》[1]，以上海市具体补贴为例，计算2023年购置氢燃料重卡的补贴金额。
3）能源成本：a）燃油重卡：我们选取0号柴油当前市场价格7.7元/L，而满载后的百公里油耗则根据地形条件、用车习惯等有所差异，我们选取30L/百公里的油耗进行测算。b）纯电动重卡：纯电动重卡的充电价格因充电桩所在区域、充电峰谷时段等有所差异，我们选取1元/kWh进行测算，以陕汽重卡德龙M3000S6x4纯电动牵引车为例，我们根据其电池容量及续航水平估算百公里电耗约为188kWh。c）氢燃料电池重卡：加氢价格依据制氢方式、所处区域等差异较大，根据《中国氢能产业发展报告2020》，在张家口在站电解水制氢一体站约30元/kg，而在上海外供氢加氢站则达到60-70元/kg，我们依据后文选取30元/kg作为补贴后的加氢价格进行测算，而百公里氢耗依据地形条件等亦有所差异，根据飞驰汽车，在浙江嘉兴运营百公里氢耗约8.2kg，但是在内蒙古矿山运营则达到14kg，我们选取10kg/百公里进行测算。
图表1：燃油重卡、纯电动重卡及氢能重卡的全生命周期成本
注：假设全生命周期行驶70万公里后报废
资料来源：《基于TCO分析氢气价格对燃料电池重卡经济性的影响》（卢兵兵等，2021），卡车之家，中金公司研究部
图表2：2023年氢能重卡在补贴的情况下尚未实现平价
资料来源：《基于TCO分析氢气价格对燃料电池重卡经济性的影响》（卢兵兵等，2021），卡车之家，中金公司研究部
图表3：2023年氢能重卡一半以上成本来自能源成本
注：在政府补贴的前提下，仅考虑用户承担的TCO构成
资料来源：《基于TCO分析氢气价格对燃料电池重卡经济性的影响》（卢兵兵等，2021），卡车之家，中金公司研究部
我们认为提升氢能重卡经济性的两条路径来自降低加氢成本及整车购置成本。根据我们测算，在政府补贴情况下，若仅考虑用户承担的成本构成，氢能重卡中54%的成本来自加氢成本，14%的成本来自整车购置成本。即使针对整车购置及加氢站进行补贴的情况下，氢能重卡目前想要针对燃油重卡实现平价仍比较困难，而整车购置补贴还存在逐年退坡，因此，我们认为提高氢能重卡的经济性需要从降低加氢成本以及整车购置成本入手。
我们认为氢能重卡若要实现对燃油车平价的条件较为苛刻。我们针对加氢成本及整车购置成本进行了敏感性分析。假设其他条件不变，我们认为当氢价下降至21元/kg以下（年均降幅需达到17.2%）且用户侧承担的整车购置成本需下降至49万元（年均降幅需达到15%）时，氢能重卡才有可能实现针对燃油重卡的平价（目前不考虑补贴的绿氢成本约为63.8元/kg，整车购置成本高达130万元）。根据后文测算，我们预计到2030年绿氢成本有望下降至30.6元/kg，23-30年年均降幅有望达-6%；我们预计2023年到2030年燃料电池成本年均降幅有望达到14.3%，其中电堆成本年均降幅有望达到12.9%。
图表4：氢能重卡TCO敏感性分析——氢价&氢耗
注：包含政府补贴；阴影为氢能重卡TCO低于燃油重卡的部分
资料来源：《基于TCO分析氢气价格对燃料电池重卡经济性的影响》（卢兵兵等，2021），卡车之家，中金公司研究部
图表5：氢能重卡TCO敏感性分析——车辆购置&氢价
注：包含政府补贴；阴影为氢能重卡TCO低于燃油重卡的部分
资料来源：《基于TCO分析氢气价格对燃料电池重卡经济性的影响》（卢兵兵等，2021），卡车之家，中金公司研究部
图表6：氢能重卡国家补贴政策
资料来源：《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》（国家能源局，2020），中金公司研究部
降本路径一：储运是氢气降本主要环节
2030年前氢气降本主要依靠储运环节降本实现
核心结论：我们认为绿氢总成本在2030年左右才有可能与化石能源制氢成本实现平价，2030年之前氢气的降本主要依靠传统化石能源制氢+储运环节降本实现。
核心假设：1）制氢：根据后文，我们假设至2030年煤制氢和天然气制氢成本维持在10.8/13.8元，碱性电解水制氢成本可降至约14.2元/kg，PEM电解水制氢成本可降至18.8元/kg，2023-2030年CAGR分别为-9%和-7%。2）储运：根据后文，我们假设2023年至2030年氢气储运成本有望由21.6元/kg降至7.0元/kg，CAGR达-15%。3）加氢：根据后文，我们假设2023-2030年氢气加注成本有望由14.5元/kg线性降至9.4元/kg，CAGR达6%。4）政策补贴：根据广东省和上海市的补贴政策（见附录），我们假设加氢站补贴从2023年的15元/kg降至2030年的0元/kg。
图表7：我们预计至2030年绿氢成本有望降至30.6元/kg，23-30年CAGR达-6%
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《氢能供应链成本分析及建议》（张轩等，2021），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部
图表8：氢气成本拆分逻辑图
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《氢能供应链成本分析及建议》（张轩等，2021），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部
制氢：2030年碱性电解水制氢成本可降至14.2元/kg
我们认为制氢成本短期跟随化石能源价格波动，长期内降本取决于绿氢平价。2020年我国化石能源制氢占67%，工业副产制氢占30%，电解水制氢仅占3%。我们认为未来可再生能源电解水制绿氢为主要发展方向，经济性为制约其发展的关键，我们对绿氢制备成本的各个环节进行分析：
绿氢成本=电力成本（单位电耗×电价）+设备成本+水成本（单位水耗×水价）
电力成本和设备成本为绿氢成本的两大环节，我们认为技术路线、电价、设备成本三大要素共同决定绿氢制氢成本，其中，我们认为电价为外生变量，单位电耗由技术路线决定，电价、技术路线和设备成本共同决定绿氢制氢成本。
图表9：当前我国主要制氢方式现状及成本
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），中金公司研究部
电力成本：至2030年电力成本下降推动绿氢制氢成本降至16.2元/kg
电力成本由单位电耗和电价两个因素决定，我们先固定单位电耗，研究电价与制氢成本的关系，再固定电价，研究单位电耗对制氢成本的影响，最后叠加两个因素得到电力成本下降对制氢成本的影响。
#1电价对绿氢制氢成本的影响机制
我们建立得到其他条件不变时电价与制氢成本的函数关系式。根据《中国氢能产业发展报告2020》，当电价在0.1-0.6元/kWh范围而其他条件不变时，碱性电解水制氢成本为9.2-40元/kg，PEM电解水制氢成本为20.5-48.5元/kg。我们拟合得到电价与制氢成本的函数关系为：
碱性电解水：制氢成本=61.6×电价+3.07
PEM电解水：制氢成本=56.0×电价+14.9
当前成本：我们假设当前并网电价约0.39元，离网电价约0.3元/kWh，测算得到对应碱性电解水和PEM电解水的制氢成本分别为27.1元/kg和31.7元/kg。
核心结论：我们预计至2030年并网电价降至0.26元/kWh，离网电价降至0.2元/kWh，则对应碱性电解水和PEM电解水制氢成本分别为19.1元/kg和26.1元/kg。
核心假设：1）电源适配：我们按照“碱性电解水+并网制氢”和“PEM电解水+离网制氢”技术路线进行计算。根据《中国氢能产业发展报告2020》，碱性电解水适用于可再生能源并网制氢，PEM电解水适用于可再生能源离网制氢。2）离网电价：我们用光伏发电成本来表示可再生能源离网电价，假设从2023年的0.3元/kWh线性降至2030年的0.2元/kWh。根据《中国氢能产业发展报告2020》，当前光伏度电成本约0.3元/kWh，至2030年可降至约0.2元/kWh。3）并网电价：我们假设2023年约0.39元/kWh，线性降至2030年的0.26元/kWh。我们在光伏发电成本基础上，假设电网的毛利率为30%，则并网电价即为离网电价的1.3倍。
图表10：我国光伏风电成本未来趋势
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），中金公司研究部
图表11：当前条件下不同电价对应的电解水制氢成本
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），中金公司研究部
#2单位电耗对绿氢制氢成本的影响机制
当前成本：根据《中国氢能产业发展报告2020》，碱性电解水单位电耗4.5-5.5kWh/Nm3，PEM电解水单位电耗3.8-5.0kWh/Nm3。我们认为碱性电解水短期内应用较广，长期内PEM电解水占比有望提高。
核心结论：我们认为技术进步是单位电耗下降的主要路径，固定电价因素不变，我们预计至2030年单位电耗下降推动碱性电解水制氢成本可降低约15%，PEM电解水制氢成本可降低约10%。我们对至2030年电解槽单位电耗下降幅度做出预测，在电价不变的情况下即为电力成本下降幅度，将其与电力成本占制氢成本比重相乘即得到制氢成本下降幅度。
核心假设：1）参考电解槽新产品单位电耗下降幅度，我们保守假设至2030年单位电耗可下降约20%。根据隆基绿能公告，2023年公司发布碱性电解槽新品ALKHi1，将耗电量降低至4.0-4.3kWh/Nm3，相比目前4.5-5.5kWh/h的电耗降低约17%。2）根据前文，我们假设碱性电解水中电力成本占74.9%，PEM电解水中电力成本占50.6%。
图表12：不同电解水技术路线对比
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩，2021），中金公司研究部
图表13：固定电价不变，单位电耗下降即为电力成本下降，进而降低制氢成本
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），中金公司研究部
#3电力成本小结
我们以当前条件下不同电价对应的制氢成本为基础，叠加单位电耗对制氢成本的降本影响，测算得到至2030年电力成本降本下制氢成本为：碱性电解水16.2元/kg，PEM电解水23.5元/kg，CAGR分别为-7.1%和-4.2%。
►第一步：只考虑电价因素，根据前文中我们对并网电价、离网电价和电价与制氢成本函数的假设，我们计算得到碱性电解水和PEM电解水的制氢成本从2023年的27.1/31.7元/kg降至2030年的19.1/26.1元/kg，CAGR分别为-4.9%和-2.7%。
►第二步：引入单位电耗变量，我们计算得到单位电耗下降后的制氢成本：2030年碱性电解水16.2元/kg，PEM电解水23.5元/kg，CAGR分别为-7.1%和-4.2%。根据前文，我们预计至2030年碱性电解水制氢成本可降低约15%，PEM电解水制氢成本可降低约10%，在第一步结果中计算降本比例即可得到电力成本下降后的制氢成本。
图表14：考虑电力成本下降因素下电解水制氢成本下降趋势测算
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），中金公司研究部
设备成本：电解槽环节推动绿氢制氢成本下降约12.5%-20%
当前成本：根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前国内1000Nm3/h碱性电解槽价格约1000万元，而PEM电解槽由于部件依赖贵金属且依赖进口，成本约为同规模碱性电解槽的3-5倍。
核心结论：我们认为至2030年期间国产化与规模化推动电解槽设备成本下降，导致碱性电解水制氢成本下降约12.5%，PEM电解水制氢成本下降约20%。根据《中国氢能产业发展报告2020》和前文数据，碱性电解槽2020-2030年成本降幅为50%，电解槽成本占比24.7%，则电解槽成本下降导致制氢成本降低50%×24.7%≈12.5%；PEM电解槽2020-2030年成本降幅约42%，电解槽成本占比49.2%，则电解槽成本下降导致制氢成本降低42%×49.2%≈20%。
►国产化：根据《电解水制氢成本分析》，碱性电解槽国产化率高，隔膜完全国产化成本有一定下降空间；PEM电解槽目前核心材料及部件目前依赖进口。我们预计至2030年电解槽的国产化可降低制氢成本约5-10%。
►规模化：根据《电解水制氢成本分析》，1台1000Nm3/h电解槽的成本是2台500Nm3/h电解槽成本的70-75%，规模化降本空间较大，至2030年规模扩张，碱性电解槽成本可降低40%，对应制氢成本可降低约5-10%。
图表15：碱性电解槽基本国产化，PEM电解槽核心部件依赖进口
资料来源：《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022）,中金公司研究部
图表16：2020-2030年电解槽降本预测
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），中金公司研究部
小结：至2030年预计碱性电解水可基本与化石能源制氢平价
核心结论：1）综合考虑电力成本和设备成本下降，我们测算至2030年碱性电解水制氢成本可降至约14.2元/kg，PEM电解水制氢成本可降至18.8元/kg，2023-2030年CAGR分别为-8.8%和-7.2%。2）根据前文，目前天然气制氢成本约13.8元/kg，我们认为碱性电解水制氢至2030年可基本与化石能源制氢平价。
核心假设：1）根据前文电力成本下降对制氢成本影响测算，我们假设至2030年电力成本降本下制氢成本为：碱性电解水16.2元/kg，PEM电解水23.5元/kg，CAGR分别为-7.1%和-4.2%；2）根据前文，我们假设至2030年碱性电解槽降本可降低制氢成本12.5%，PEM电解槽降本可降低制氢成本20%。
图表17：2023E-2030E电解水制氢成本测算
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022）,中金公司研究部
图表18：2023E-2030E电解水制氢成本预测
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022）,中金公司研究部
储运：氢气较大降本环节，我们预计至2030年管道气氢为主要储运方式
我们认为储运成本可以分为出厂前成本和运输中成本两大环节，由储运方案和距离两大因素决定：
储运成本=出厂前成本（压缩/液化）+运输中成本
我们认为短期内高压气氢拖车仍为主要储运方式，依靠技术进步降本；长期管道气氢成为主要储运方式，依赖政策推动基建工程降本；液氢槽车方案适合在管道建设未触及的大规模长距离储运场景中使用。
气氢拖车：仍为短期内主要储运方式
根据《氢能供应链成本分析及建议》，距离为50-500km下，气氢拖车当前成本约4.9-21.75元，我们认为短期内可实现气氢拖车工作压力由20Mpa向50Mpa升级，运氢成本降至3.8-9.6元/kg，降幅达22-56%。根据《氢能供应链成本分析及建议》，当运输距离为50-500km时，20Mpa高压气氢拖车储运成本为4.9-21.8元/kg，50Mpa高压气氢拖车储运成本为3.8-9.6元/kg。
升高储氢瓶压力需要采用III型瓶，国内已初步实现商业化。根据《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》国家标准，目前车载高压储氢瓶分为I、II、III、IV四类，级别越高工作压力越高、储氢密度越大。根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前国内主要采用I型瓶和II型瓶，工作压力20Mpa，单车满载载氢量约350kg，国际上已有50Mpa高压气氢拖车，需采用III型瓶，单车满载载氢量为1200kg。目前京城股份、中集安瑞科等企业正大力发展储氢瓶业务，京城股份所生产的70MpaIV型储氢瓶已批量应用。
图表19：目前国内主要储运方案特点及经济性
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部
图表20：不同运输距离下20Mpa和50Mpa单位运氢成本（15%毛利）
资料来源：《氢能供应链成本分析及建议》（张轩等，2021），中金公司研究部
管道气氢：长期内有望成为主要储运方式
管道气氢方案成本最低，受益于政策推动基建工程，我们预计至2030年国内纯氢管道总里程或将达到3000km以上，距离为50-500km下，运氢成本有望降至1.25-2.91元。根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前由于前期投资成本大和氢脆等技术难点的原因，国内在役纯氢管道总里程不足100km，而国外已近5000km。目前国家正积极推动纯氢管道建设，根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》数据，2030年我国氢气管道总里程将达到3000公里。
图表21：2023年不同运输距离下管道气氢储运成本
资料来源：《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），中金公司研究部
液氢槽车：适合在管道建设未触及且长距离大规模储运场景中应用
当前成本：根据《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》，距离为500km下，液氢槽车储运成本约20.9元/kg。液氢槽车储运成本对距离不敏感，我们认为适合在管道建设未触及且长距离大规模储运场景中应用。根据《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》，距离为200-1500km下，当前成本约20.4-22.7元/kg，出厂前液化成本19.3元/kg，占总储运成本90%以上。我们认为液化设备的规模效应可推动液氢储运成本至2030年降至12-15元/kg（距离为500km）。根据《中国氢能产业发展报告2020》，500km运输距离下液氢储运成本至2025年有望降至15-20元/kg，至2030年有望降至12-15元/kg。
规模效应：我们预计液氢广泛应用有望推动液氢的生产和储运成本快速下降。根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前我国液氢主要应用于航空航天。2021年11月1日国家标准委批准的三项液氢国家标准正式实施[2]，我们预计国内液氢的生产与运输有望快速推广，由此释放规模效应推动液氢储运成本下降。
国产化：我们认为的透平膨胀机的国产化获奖推动液氢降本。氢气液化过程主要用到压缩机、换热器、透平膨胀机和正仲氢转化器等设备，其中透平膨胀机为国产化攻克难点。根据《氢液化装置产业化与研究进展》（孙潇等，2023），目前国外德国林德集团、美国空气产品公司和法国液化空气集团已掌握成熟的透平膨胀机技术，国内低温透平膨胀机的研制起步较晚，目前北京航天六院101所、中科富海和国富氢能等企业或机构具备自主知识产权并开发出相关产品。我们认为液氢的广泛应用或将为国产透平膨胀机打开市场空间，从而推动国产替代。
图表22：液氢储运成本未来变化趋势（距离为500km）
资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，2020），中金公司研究部
小结：储运为氢气降本较大环节，预计至2030年储运成本可降至7.0元/kg
核心结论：我们认为2030年气氢拖车、液氢槽车、管道气氢的占比约为20%、30%、50%，2023年至2030年氢气平均储运成本由21.6元/kg降至7.0元/kg，CAGR达-14.8%，储运是氢气降本较大的环节。储运成本受储运方案和距离两大因素影响，我们认为短期内气氢拖车为主要储运方案，长期内管道气氢成为主要储运方式，液氢槽车适用于管道建设未触及的大规模长距离储运，我们以运输距离500km为例，对三种储运方案的成本和占比进行预测，加权得到储运平均成本。
核心假设：1）根据前文，当前500km下20Mpa气氢拖车储运成本为21.8元/kg，我们假设至2030年气氢拖车储氢瓶全部升级为50Mpa，对应储运成本为9.6元/kg，2023-2030年期间成本按线性下降；2）根据前文，目前500km下液氢槽车储运成本约20.9元/kg，根据《中国氢能产业发展报告2020》的降本数据，我们取平均值假设2025、2030年平均储运成本降至17.5、13.5元，期间成本按线性下降。3）根据前文，我们假设500km下管道气氢储运成本为2.9元/kg。4）根据BP数据，2021年全球天然气58%通过管道运输，42%通过LNG船运输。综合考虑天然气在成熟阶段的储运方式和氢气储运的特点，我们假设目前气氢拖车、液氢槽车、管道气氢的占比为99%、0%、1%，至2030年均匀变化至20%、30%、50%。
图表23：2023E-2030E储运成本测算
注：距离为500km
资料来源：《中国氢能产业发展报告》，《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022）,中金公司研究部
图表24：2023E-2030E储运环节降本趋势
注：距离为500km
资料来源：《中国氢能产业发展报告》，《电解水制氢成本分析》（张轩等，2021），《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》（李敬法等，2023），《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》（势银，2022）,中金公司研究部
加氢：至2030年加注成本可降至约9.4元/kg
当前成本：根据《中国氢能产业发展报告2020》，当前加氢站加注成本约为11-18元/kg，平均为14.5元/kg。
核心结论：我们认为规模化、国产化与采取新商业模式为加氢站主要降本路径，预计至2030年可降本约35%，平均加注成本约9.4元/kg。
►规模化：我们预计至2030年可降本约21%。当前氢燃料电池汽车数量不多，每日加氢量有限，造成折旧及公摊成本较高。根据《中国氢能产业发展报告2020》，规模效应下压缩机、储氢罐的单位投资成本有望大幅下降，总投资成本可下降约21%。
►国产化：我们预计至2030年可降本约10%。压缩机、储氢瓶及加氢系统是加氢站的核心成本构成，约占58%，压缩机约占30%，目前主要依赖进口。1）加氢机：国产化在即。根据《加氢站发展现状与新模式探析》，当前国内已有多家企业可生产加氢机，已取得突破性进展。2）压缩机：需继续研发。根据《加氢站发展现状与新模式探析》，当前国产氢压缩机核心技术未能完全突破，可靠性不足。我们预计随着国产化研发的继续进行，至2030年加氢站用压缩机有望实现国产。
图表25：各类氢气压缩机对比及相关企业
资料来源：《加氢站用氢气压缩机研发现状与思考》（郝加封等，2020），《加氢站发展现状与新模式探析》（李凤迪等，2023），中金公司研究部
►新商业模式：我们认为现场制氢加氢站与合建站有望成为加氢站新商业模式，未来有望大规模推广，有望进一步降低加氢成本。1）现场制氢加氢站：根据《中国氢能产业发展报告2020》，目前我国示范项目氢气成本约30元/kg，远低于外供氢加氢站的60-80元/kg。在站现场制氢由于免去储运环节，氢气损耗率低，长期看具有经济优势。2）合建站：加氢站与加油站、天然气加气站、充电站等联合建设的站称为合建站。合建站可以节省土地成本、简化建站审批流程、降低运营成本，容易推广。根据《中国氢能产业发展报告2020》，中国石化已提出在“十四五”期间拟布局1000座加氢站或油氢合建站，推动加油站逐步向“油、气、氢、电、服”综合加能站转型。
降本路径二：电堆是燃料电池主要降本环节
根据车百智库的数据，氢能重卡的成本结构中燃料电池占比超过50%，我们主要研究燃料电池降本路径来推测氢能重卡整车购置成本的降本情况。
我们认为燃料电池降本靠电堆，预计到2030年年均降幅达14.3%
我们认为电堆是燃料电池降本的关键。根据亿华通招股说明书，燃料电池成本结构包括电堆（60%），车载氢系统（15%），空气供给系统（8%），直流电压变化器（8%），氢气供给系统（3%）。
►我们认为电堆降本依靠国产替代+规模化+技术进步：根据后文，质子交换膜国产化率较低，目前主要使用进口Nafion膜，其成本较高，各研究机构正在探索其他类型的膜材料。双极板国产化率较高，我们认为随着产能规模扩大和技术进步（例如金属双极板非贵金属涂层开发），成本会进一步降低。
►我们认为其他环节降本依靠规模化：根据后文，氢气供给系统、空气供给系统、车载氢系统、直流电压变换器的国产化率已经较高，未来主要依靠规模化降本。
我们推算，到2030年燃料电池成本年均降幅或将达到14.3%，其中电堆成本年均降幅达到12.9%，推算过程如下：
►根据亿华通招股说明书，2020年电堆/氢气供给系统/空气供给系统/车载氢系统/直流电压变换器占燃料电池成本比例分别为60%/3%/8%/15%/8%，其中，膜电极/双极板占电堆成本比例分别为65%/30%。
►据Frost&Sullivan预测，2022-2030年，若中国氢燃料电池系统出货量由602.8兆瓦提升至83367.2兆瓦，氢燃料电池/电堆/膜电极/双极板每千瓦平均价格有望从4800/2000/860/270元降至1400/660/270/130元，对应CAGR为-14.3%/-12.9%/-13.5%/-13.1%。
►假设其他部分降本CAGR=燃料电池降本CAGR×各部分成本占比，我们推算出2022-2030年，氢气供给系统/空气供给系统/车载氢系统/直流电压变换器降本CAGR为-0.4%/-1%/-2%/-1%。
图表26：2020年燃料电池成本结构及核心零部件降本路径
资料来源：亿华通招股说明书，Frost&Sullivan，中金公司研究部
图表27：2020年燃料电池汽车整车成本结构
资料来源：亿华通招股说明书，中金公司研究部
1#电堆：膜电极与双极板占比65%/30%，我们预计至2022-2030年CAGR达-12.9%
电堆核心结构为膜电极与双极板，电堆CR6为80%
成本结构：根据国鸿氢能H股招股书，电堆中膜电极/双极板成本占比65%/30%。其中膜电极由质子交换膜（22%）、催化剂（22%）、气体扩散层（20%）组成，成本分布较为均衡。
竞争格局：根据GGII，2021年国内电堆市场CR6为80%。2021年我国燃料电池电堆市占率前六的企业分别为清能股份（25%）、巴拉德（16%）、神力科技（16%）、国鸿氢能（9%）、捷氢科技（8%）、韵墨科技（6%），六家企业共占据了80%的份额。
图表28：燃料电池电堆成本结构
资料来源：国鸿氢能H股招股书，中金公司研究部
图表29：2021年国内燃料电池电堆竞争格局
资料来源：GGII，亿渡数据，中金公司研究部
1）电极的核心部件—质子交换膜：主要功能为质子移动和运输提供通道、分离气体反应物并阻隔电解液。
技术路线：根据华经产业研究院，目前海外Nafion膜应用较多。目前海外厂家已研发出Nafion膜、Flemion膜、Groe-select复合膜等产品，产品在稳定性及安全性上表现优异，但成本较高。我国目前仅研发出DF988及复合质子交换膜等产品，产品种类相对较少，核心技术暂未掌握。
竞争格局：根据GGII的数据，质子交换膜国产化率仅为12%。
图表30：国内外主要质子交换膜厂商和产品
资料来源：华经产业研究院，中金公司研究部
图表31：2021年氢燃料电池质子交换膜国产化率
资料来源：GGII，中金公司研究部
2）双极板：主要功能为分配反应气体、导电导热及支撑膜电极，是燃料电池的骨架与基础。
技术路线：根据燃料电池发动机工程技术研究中心，目前石墨和金属双极板占主流。
竞争格局：根据治臻股份招股书，我国燃料电池双极板国产化率较高。
我们预计电堆成本2022-2030年年均降幅为-12.9%
核心结论：根据Frost&Sullivan数据，我们认为电堆降本核心依赖技术进步与规模化，预计电堆成本从2022年2000元/千瓦降至2030年660元/千瓦，年均降幅为-12.9%。
►双极板降本：我们预计从2022年400元/千瓦降至2030年130元/千瓦，年均降幅为-13.1%。
►膜电极降本：我们预计从2022年860元/千瓦降至2030年270元/千瓦，年均降幅为-13.5%。
图表32：中国氢燃料电池电堆、双极板、膜电极（从左至右）平均价格
资料来源：Frost&Sullivan，中金公司研究部
1）双极板降本依靠规模化与技术进步
►规模化：据美国能源部测算，随着金属双极板生产规模由1000套/年增长到10000套/年，成本会显著降低（绝大部分降幅来自涂层成本和制造成本），生产规模达到10000套/年以后，规模化效应不再显著。
►技术进步：我们认为金属双极板非贵金属涂层开发成为降本的关键途径。
图表33：规模效应对金属双极板成本的影响
资料来源：美国能源部，中金公司研究部
图表34：金属双极板结构
资料来源：艾邦氢科技网，中金公司研究部
2）膜电极降本：依靠质子交换膜的规模化、技术进步和国产替代
►规模化：根据美国能源部数据，当生产规模由1000套/每年增长至10000套/年时,质子交换膜的制造成本可降低77%，总成本可降低70%。
►技术进步：根据《氢燃料电池关键材料发展现状及研究进展》，Nafion膜的性能存在一系列缺陷，且成本较高，世界各研究机构正在探索其他类型的膜材料，比如加拿大的巴拉德公司研制的第三代部分氟化的磺酸型质子交换膜BAM3G实验寿命已经超过4500h，价格为Nafion膜的1/10。
►国产替代：根据我们在阿里巴巴官网查询到的产品数据，目前国产质子交换膜价格比国外低1/3。
2#空气供给系统：核心环节空压机国产化率高，竞争格局较为集中
空气供给系统核心零部件为空压机。空压机的主要功能在于压缩气体，在做功过程中，效率、进出压缩比是压缩机性能的重要指标。
技术路线：根据《中国氢燃料电池车行业亟待破题》，离心式空压机是主要发展方向，目前燃料电池系统使用的空压机主要包括离心式空压机、罗茨式空压机和螺杆式空压机。
竞争格局：根据《中国氢燃料电池车行业亟待破题》，空压机国产化程度极高，接近100%。
3#车载氢系统：储氢瓶面临技术升级需求，国产化率较高
根据《车载70MPa氢系统设计》（袁殿等，2022），车载氢系统核心零部件为储氢瓶（主要包括铝内胆、碳纤维、玻璃纤维）、阀件（瓶口组合阀、安全阀、限流阀）、管路、减压器。
技术路线：
►储氢瓶：根据艾邦氢能技术网，储氢瓶根据材质的不同可以分为四类，目前Ⅲ型及Ⅳ型瓶是车载储氢瓶的主流解决方案，Ⅳ型储氢瓶性能更优，成本和技术壁垒更高。
►阀件：根据《氢能储运关键技术研究进展及发展趋势探讨》，阀件是用于开闭管路、控制流向、调节和控制输送介质的参数（温度、压力和流量）的管路附件，在氢气的制备、储运、输送、加注和燃料电池使用环节均需使用。氢气分子小，易渗透发生氢脆，且具备爆炸性，使得氢产业相关阀件质量要求很高。
技术升级方向：
►储氢瓶：我们认为短中期储氢瓶向Ⅳ型70MPa发展，长期向液氢存储方案升级。目前我国车截储氢瓶主要为35MPaⅢ型瓶为主，IV型70MPa储氢瓶尚未实现技术突破，但IV型储氢瓶已是国外主流应用方案。长期来看，液氢由于具备更高的能量密度，是更高效的车载储氢方案。
►阀件：我们认为国产化为主要升级方向，目前国产化在即。根据GGII，国内加氢站阀门国产率不足3%，车载供氢系统阀门国产化率约30%，燃料电池系统阀门国产化率约15%。
竞争格局：根据美国汽车研究理事会（USCAR）,Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型储氢瓶国内技术较成熟，国产化率较高，Ⅳ型储氢瓶国产化率还有待提升。
储氢瓶核心结构：碳纤维复合材料
成本结构：储氢瓶成本包括铝内胆、碳纤维和玻璃纤维，其中碳纤维价值量较高。根据中科院宁波材料所的数据，碳纤维占储氢瓶总成本的77%。
竞争格局：碳纤维国产化率较高。根据中商情报网，2022年碳纤维国产化率达到53%。
4#氢气供给系统：核心氢气循环泵基本实现国产替代
根据GGII，氢气供给系统核心零部件主要为氢气循环泵和氢气注射器。
技术路线：氢气供给系统以主动循环形式为主，关键部件为氢气循化泵，被动循环形式的关键部件为氢气引射器。根据GGII的数据，2020年引射器的使用量仅占氢气供给系统出货量的11%。
竞争格局：氢气供给系统已经基本实现国产替代。
5#直流变压器：DC/DC国产化率较高
根据威迈斯招股书，直流电压变换器（DC/DC）为电压变换装置，作用是将高压直流电转为低压直流电，保持整车用电平衡。
竞争格局：根据威迈斯招股书，目前DC/DC的国产化率高，国外厂商有科世达、艾默生、德尔福等。国内包含欣锐科技、英搏尔、动力源等公司。
风险提示
政策推广不及预期。氢能产业链支持政策推行实施可能与政策制定预期产生偏差。目前氢能行业发展处于早期阶段，经济性尚未显现，需依赖于政府政策支持，以刺激终端需求，若政策支持力度不及预期，氢能行业需求及发展速度或将受到一定影响。
燃料电池技术进展不及预期。氢能产业目前仍处于较为早期的发展阶段，若技术进步及降本不及预期，会对终端氢能大规模、低成本应用形成一定制约，限制行业需求。
基础设施布局不及预期。当前氢能产业规模较小，核心技术孵化较慢，且未达到经济性，加氢站、管道气氢等基础设施亟待建设。若基础设施布局不及预期，则氢能产业的发展或将受到影响。
测算误差风险。我们的测算过程数据来源为公开资料，在此基础上做出一定假设进行测算，未考虑碳税和制氢副产品氧气，有可能存在一定误差。我们对于产业链各个环节技术发展降本的预测相对保守，如果技术发展顺利，则可能导致降本幅度和平价到达的时间偏离我们的预测。
[1]https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2020-09/21/content_5545221.htm
[2]https://www.samr.gov.cn/bzjss/sjdt/gzdt/art/2021/art_a1a01eca38274dc3aea67bba2c47f33d.html
本文摘自：2023年9月13日已经发布的《氢能装备：基于降本路径测算下的研究框架》
丁健 分析员 SAC 执证编号：S0080520080002 SFC CE Ref：BRQ847
陈显帆 分析员 SAC 执证编号：S0080521050004 SFC CE Ref：BRO897
鲁烁 联系人 SAC 执证编号：S0080122080590
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