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（报告出品方/作者：国盛证券，杨润思、杨凡（金麒麟分析师）仪）
1. 制氢端：电解槽为制氢环节核心设备，海外空间大于国内
制氢环节主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢，工业副产品制氢及电解水制氢 三种方式，未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。根据制氢工艺以及碳排放量的 不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝 氢指在灰氢基础上，结合碳捕获与存储（CCS）技术的制取的氢气。绿氢指利用可再生能 源等电能通过电解工序制得的氢气，其过程可实现零碳排。短期煤制氢成本更具优势， 长期电解水制氢零碳排潜力更大。
化石能源制氢：主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到 H2和 CO，再通过 CO 变化、H2 提纯等工艺制得高纯度氢气。该方法成本低，产量较大，但碳排放高。
工业副产品制氢：采用变压吸附法（PSA 法）将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢。 工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢，具备成本和环保优势。
可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从 而制得氢气。电解水制氢工艺简单，且无温室气体排放，是最为清洁的制氢方法。
2021 年起氢能行业快速发展，2023 年电解槽累计招标超 2.3GW，同比大幅增长，预 计 2024 年国内电解槽需求高增。2022 年，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规 划（2021-2035 年）》，明确氢能为战略性新兴产业的重点方向。随着新能源发电规模扩 大&发电成本降低，电解水制氢成本较往年大幅下降，大量绿氢项目落地，电解槽需求高 增。据索比氢能，23Q1~Q3 累计公布 19 个电解槽中标项目，总中标量达 2341.025 MW。 2023 年 12 月 12 日，中国能建 2023 年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告，累 计采购 125 套电解槽。新增中国能建项目中标公示后，2023 年电解槽累计招标规模达更 高（其中 800~1200MW 为 SOEC 类招标），预计 2024 年国内电解槽需求高增。
1.1 电解水制氢成本约 16.6 元/kg，未来经济性有望进一步提升
短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。长期，我们判断随着电解槽单槽产量提升， 叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行，电解水制氢性价比有望提升。 煤制氢：在煤价 200~1000 元/吨时制氢成本为 6.77~12.14 元/kg，因此更加适合中 央工厂集中制氢的规模化生产方式。 天然气制氢：随天然气价格变化，制氢成本可以从 7.5 元/kg 增加到 24.3 元/kg，其 中天然气原料成本占 70~90%。此外，由于我国天然气资源有限且含硫量较高，处理工艺复杂，国内天然气制氢经济型远低于国外。
工业副产氢：除焦炉煤气副产品制氢成本较低外（约 0.83~1.33 元/Nm3，折合约 9.3~14.9 元/kg），其他各类工业副产品制氢成本大多在 1.2~2 元/Nm3，按 1 公斤 等于 11.2 标方折算，工业副产品制氢成本区间在 13.44 元~22.40 元/kg 不等。
电解水制氢：以碱性设备为例，为简化测算，假设中不包含土建和设备维修成本 1）假设整套电解槽设备 950 万元，折旧年限 15 年； 2）单标方氢气耗电量 5kwh，单公斤氢气耗水量 10 公斤，需 4 人启停&维护设备； 3）产能 1000 标方/h 电解槽工作时间为 8h/天，合计 300 天/年。 测算得，若电价低至 0.15 元/kwh，电解水制氢成本为 13.1 元/kg，略高于煤制 氢成本上限。按广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新大工业谷电电 价 0.21 元/kwh 来看（2021 年 10 月起执行），电解水制氢成本约 16.6 元/kg。未来 随着可再生能源发电占比提升，电价有望进一步降低，增强电解水制氢经济性。
1.2 电解槽占比制氢设备价值量 50%以上，电费为电解水制氢主要成本
电解槽为电解水制氢核心设备，电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本。电解槽 是电解水制氢设备中重要一环，其工作原理为，水分子通电后发生电化学反应，分离出 组成水分子的氢和氧。相较于其他制氢方法，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等 优势。据 Oxfordenergy 数据，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成，其中电 费占电解水制氢总成本的 70%以上，设备成本占比约为 14%。据北极星氢能网，碱性、 PEM 电解水制氢耗电量为 1 标方氢气 5 度电左右，则单槽产量 1000 标方电解槽设备 1 小时耗电量为 5000 度电，电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文 件，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约 800-1000 万元。
电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离&干燥纯化系统构成，电解槽占比 设备成本 50%以上。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气 液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）构成。其中，电气设备 为电解槽主体提供电源，同时控制/调节装置压力；电解槽为电解水制氢设备主体，通过加入电解液，分离出氢气和氧气；气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离， 同时进行干燥&提纯处理，产出高纯度氢气成品；其他设备包括补水装置等，电解过程需 消耗大量的水。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）来看，电解槽仍为设备 成本中占比最大的部分。据 Oxfordenergy 数据，电解槽成本占比整体设备约 50%，电 力设备、气液分离&干燥纯化设备成本占比约 15%/15%。
产业链来看，电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒。1）电极：电极主要为纯镍的电极材料， 以镍网为基底，喷涂以雷尼镍催化剂，是水电解反应的发生场所，影响电解槽制氢效率。 原材料镍基电极通常采用外购，喷涂技术为一大壁垒。2）隔膜：一方面，隔膜隔离阴极 产生的氢气与阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度；另一方面，隔膜与电解液相容， 减少电解槽内阻及能耗。性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻 性（实现更低电耗）。
迭代方向看，我们判断电解槽主要朝大产量、高效率和智能化方向发展。单槽设备大型化：目前市场主流设备容量以 1000 标方为主（即单台设备 1 小时生 产 1000 标方氢气，1 公斤=11.2 标方，1000 标方约合 90 公斤），各厂商均致力于 提升单槽产氢量从而扩产增收。提升单槽产能可主要通过 1）增加电解小室数量从 而增大电解槽体积，但易造成电解槽中部下沉、影响设备气密性等问题；2）提升设 备电流密度从而提高产氢量，但对设备工艺提出更高要求，例如需采用内阻更小的 隔膜，使得设备电流密度提升同时维持能耗，减少投资成本。高效率：提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气。现阶段碱性电解槽 转化效率较低，SOEC 高温下转化率理论值可达 100%，但材料劣化率高，平衡设备 生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。我们认为，提升转化效率核心在 于减少设备直流电耗，头部企业在提效方面相对更优。 智能化：现阶段，电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源、电压以及 控制电解液浓度。未来随着可再生能源快速扩张，叠加储能规模高速增长，我们判 断设备智能化为一大发展方向，即由仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生 能源及储能系统等。
1.3 海外电解槽需求大于国内，预计至 2030 年海外电解槽装机规模 200GW 以上
国内空间：行业自 2021 年起快速增长，预计至 2030 年电解槽规模有望超 80GW。据 GGII 调研统计，2021 年中国电解水制氢设备市场规模超 9 亿元，出货量超 350MW。据 华夏能源网，2022 年中国碱性电解槽总出货量约 800MW，同比翻番。目前各厂商积极 入局电解槽领域，全国绿氢项目落地加速，我们判断今年行业需求仍能翻倍。按 2030 年 中国氢气产量 3715 万吨，电解水制氢 500 万吨测算，我们预计 2030 年电解槽规模有望 超 80GW，对应市场规模约 1160 亿元，较 2022 年水平成长空间广阔。
海外空间：预计至 2030 年欧洲、中东、印度电解槽规模达 200GW。
欧洲：预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。 预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GW。据 Hydrogen Europe，2025 年欧洲 电解槽制造商预计年产能扩大至 25GW，2030 年累计装机规模达到 100GW（考虑设备 效率 58%-64%，生产 1000 吨氢气需要 90-100GW 电解槽规模）。短期碱性电解槽设备 相较于 PEM 更具成本优势，以 5MW 每台设备为基准测算，2020 年海外碱性、PEM 电 解槽成本中值分别为 360 万美元/530 万美元。据 ITM 财报，预计至 2029 年 PEM 设备 降本空间约 50%（降价后 PEM 电解槽约 1800 万元/台），届时电解水制氢经济性有望进 一步提升，形成对目前主流灰氢的持续替代，成长空间广阔。
中东：具备绿氢生产地理优势，理想状态 2030 年电解槽累计装机约 46.3GW。 中东具备绿氢生产地理优势（太阳能丰富）。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能， 具备绿氢生产的地理优势，其中，沙特的氢能布局推进较快。2021 年 10 月，沙特提出 计划至 2030 年生产和出口 400 万吨左右的氢气。假设 2030 年生产和出口均为绿氢，以 单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模，则至 2030 年沙特电解 槽累计应装机 9259 台（以 5MW 功率/台测算，累计装机规模约 46.3GW）。Air Products 于 2020 年 7 月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产，投资总额约 50 亿美元，该项目将 与 ACWA Power 合作，在未来的沙特城市 NEOM，由 4GW 的可再生能源提供动力。此 外，AirProducts 公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施，包括将氨转化为氢的仓 库，供公共汽车、卡车和轿车使用。该项目预计将于 2025 年开始运营。
印度：预计 2030 年电解槽累计装机约 57.9GW。 据 PV Magzine，印度每年氢气消耗量约 600 万吨，主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。 2021 年 4 月，印度氢气联盟（IH2A）成立，提出至 2070 年实现 100%碳中和目标。2021 年 8 月，印度从国家层面确立绿氢规划，至 2030 年生产 500 万吨绿色氢。以单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模，则至 2030 年印度电解槽累计应装 机 1.16 万台（以 5MW 功率/台测算，累计装机规模约 57.9GW）。
2. 氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重 要基础
现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。现阶 段，国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区，主要替代灰氢用于工业合成氨、 合成甲醇等项目，方式以就地消纳为主。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区， 与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配。因此，氢储运为氢能大规模、多元化场景 应用的重要基础。目前气态氢储运为主流储运方式，其中长管拖车适用于 200km 以内的 短距离及运量较少的场景。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。
2.1 氢气密度极低且易燃易爆，氢储运难度大
氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，因此氢储运难度较大。据百科资料， 氢气易燃易爆，当空气中氢气浓度在 4.1%至 74.8%时，遇明火即可引起爆炸；氢气密 度低，约 0.089g/L，仅为空气的 1/14，是世界上已知的密度最小的气体。氢气的储存和 运输需将氢气加压缩小体积，以提高储运能力。此外金属材料在含氢介质中长期使用时， 材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化，易发生“氢脆”现象，因此还需注意储 氢材料及运氢环境，以保证氢气在运输过程中的安全性。
2.2 氢储运：气态储运为目前主流方式，储氢瓶部件仍有较大国产替代空间
2.2.1 氢存储：III 型、IV 型气态储氢瓶应用较广，核心部件依赖进口致成本较高
氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式，目前气态储氢由于现阶段技 术最为成熟，是现阶段主要储氢方式。
气态储氢：高压气态储氢的工作原理为通过高压将氢气压缩，以高密度气态形式储 存，是现阶段发展最成熟的储氢技术。高压储氢瓶为气氢储运关键一环，储罐材质 影响储氢密度，进而影响储氢规模和能耗水平。目前气态储氢多采用 20MPa 钢制储 氢瓶储存，并通过长管拖车运输，具有初始投资成本低、能耗低等特点，但由于储 罐运输规模较小，该方式仅适用于短距离及小规模运输。
液态储氢：低温液态储氢的工作原理为通过高压、低温（-253℃）条件将氢气液化， 常温常压下液氢体积密度为气态时的 845 倍。相较于气态储氢，液态储氢储运效率 更高，适用于大规模、远距离运输，但初始投资成本较高（液化装备投入较大）且 能耗较高。目前液态储氢在海外应用较多，国内主要用于航空等高端领域。
固态储氢：固态储氢的工作原理为物理吸附（活性炭、碳纳米管等）或化学氢化物 （镁系、铁系储氢合金等金属氢化物可逆吸放）储氢。目前镁基储氢为最具发展潜 力的固态储氢材料之一。固态储氢储氢密度高、安全性优且氢气纯度高，但充放氢 环节成本高（需热交换）。现阶段固态储氢产业化进程较慢，主要系 1）现阶段固态 储氢材料存在重量储氢率偏低（eg.可逆储氢容量最高的 TiV 固溶体材料只有 2.6 wt%）或吸放氢温度高、循环性能差等问题（导致使用寿命短，影响经济性）；2） 固态储氢多处于示范应用阶段，储氢材料多处于实验室或中试阶段，制造批量小， 成品率偏低，承压容器和阀门管道等配件加工成本高，致固态储氢系统的成本偏高。
燃料电池汽车储氢瓶大多使用碳纤维材料的 III 型、IV 型储氢瓶。车用气瓶主要分为四 种类型，燃料电池汽车储氢瓶大多使用 III 型、IV 型两种型号。I 型瓶由金属钢组成；II 型瓶以金属材质为主，外层缠绕玻璃纤维复合材料；III 型、IV 型瓶主要基于碳纤维增强 塑料材料，前者内胆为金属，后者内胆为塑料，气瓶质量轻、单位质量储氢密度较高， 外部通过碳纤维增强塑料缠绕加工而成。目前国内主流的车载储氢瓶仍为 35MPa III 型 瓶，储氢瓶核心材料及零部件如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口，成本较高。
2.2.2 氢运输：长管拖车适用于中短距离运输，管道运氢步入发展新阶段
主流氢气运输主要包括长管拖车和管道输氢两种方式。针对于中短距离运输，气氢拖车 方式因节省了液化成本与前期管道建设费用，经济性较高，当用氢规模扩大，运输距离 增大后，采用液氢槽车、输氢管道等方案经济性优势明显。液氢槽车运输方式相较于 20MPa 气氢拖车，可使单车运输量提升 9 倍，充卸载时间减少 1 倍。
气氢储运成本随运输距离增加而上升，同等运输距离下大压力储氢成本优势显著。据《氢 能供应链成本分析》（作者为张轩等），该文件中以长管拖车为例测算运氢成本，假设① 长管拖车满载氢气质量 350kg（20MPa）/1200kg（50MPa），管束中氢气残余率 20%； ②氢源距离加氢站 100km，加氢站用氢量 500kg/天；③拖车百公里耗油量 25L，柴油价 格 6.5CNY/L；④拖车车头和管束 70 万元，10 年直线法折旧；⑤每车配司机及装卸操作 员各 1 人，人员及车险费用 11 万元/年，车保养及过路费合计约 1 元/km；⑥每次氢气 压缩过程耗电 1kWh/kg，电价 0.6 元/kWh；⑦运氢毛利 15%。当运输距离为 50km 时，氢气的运输成本为 4.90 元/kg；距离为 500km 时运输成本近 21.75 元/kg，运输成 本随运输距离的增加而上升。另一方面，大压力条件下的成本优势随运输距离增加分化 明显，当运输距离为 200km 时，50MPa 较 20MPa 运氢成本低约 5.54 元/kg。我们 判断，未来大压力值的钢瓶储氢瓶为未来高压气氢储运的发展方向。
国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段，管道运氢成本仅同距离气氢拖车 1/5。2023 年 4 月 10 日，中石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国 一张网”建设实施方案》。国内氢气长距离输送管道进入新发展阶段。管道起终点为内蒙 乌兰察布-北京燕山石化，全长 400 多公里，一期运力 10 万吨/年，预留 50 万吨/年的远 期提升潜力。管道建成后，将用于替代京津冀现有化石能源制氢及交通用氢。相较于长 管拖车，管道更适用于大范围、长距离运输氢气。据中国氢能产业发展白皮书，100km 管道运氢成本约 1.2 元/kg，为同等距离下气氢拖车成本的 1/5；距离达 500km 时，管道 运氢成本约 3.02 元/kg，为同等距离气氢拖车成本（20 元/kg）的 1/6。
3. 加氢站：上游制氢端与中下游储运及用氢端的重要枢纽， 制加一体站回本周期较短
加氢站是上游制氢、储运与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽，未来经济性有望逐步提 升。通常，加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。 从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气，通过氢气压缩系统压缩至一定压力，加压后 的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车 载储氢容器之间的高压差的作用下，通过加注系统快速充装至车载储氢容器。
3.1 成本拆解：压缩机、储氢设备、加氢设备成本合计占比约 44%
价值量分布来看，压缩机、储氢设备、加氢设备成本占比合计达 44%。为简化测算条 件，不考虑土地费用情况下，据清氢研究院及《Joint agency staff report on assembly bill 8: assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California》，一座 35MPa/70MPa、日供氢能力 180kg，存储能力 250kg 的外供氢高压氢 气加氢站，建设成本需 200 万美元（以 2024 年 2 月 1 日汇率 7.18 折算，建设成本约 1400 万元）。现阶段，由于目前氢能以示范运营项目为主，车辆运营时长与加氢频次较 低，因此现阶段加氢站收益性较弱。未来加氢站经济性的提升，主要来源于政府支持力 度的提升、核心设备国产化以及制加一体站模式的推广。若考虑氢运输成本（假设运输 距离 50km，加氢站使用年限 15 年）， 气管拖车运输成本 5 元/kg（50km）， 则气氢拖车运氢成本约 684 万元（250kg/天*5 元/kg*365 天*15 年），外供氢高压氢气 加氢站总成本约 2084 万元（建设成本 1400 万元+运氢成本 684 万元）；管道运氢成本 约 164 万元（250kg/天*1.2 元/kg*365 天*15 年），外供氢高压氢气加氢站总成本约 1564 万元（建设成本 1400 万元+运氢成本 164 万元）。若运输距离大于 50km，外供氢 高压氢气加氢站总成本预计进一步增加。
目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站。加氢站技术路线包括外供氢高压氢气加氢 站、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站。加氢站成本结构中，储氢瓶、压缩机和加氢系 统，分别占比成本 18%/13%/13%，合计占比加氢站投资总成本约 44%。现阶段，外供 氢高压氢气加氢站建设成本最低，且随着生产规模的扩大，成本将有下降空间。
3.1.1 高压储氢设施：成本占比约 18%，成本随储氢压力增大而提升。
高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用。国内加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压 储氢罐作为加氢站固定储氢设施。加氢机的基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、 加氢软管、拉断阀、流量计量、控制系统、过滤器、节流保护、管道、阀门、管件和安 全系统以及其他辅助系统等。据中科院宁波材料所特种纤维事业部，北极星氢能网， 35MPa 压力 IV 型瓶总成本约 2865 美元（折合约 19711 元），储氢系统成本构成来看，碳纤维复合材料成本占比近 80%。当压力增至 70MPa 时，储氢瓶总成本提升至 3490 美 元（折合约 24011 元），储氢瓶成本随压力增大而提升。
3.1.2 压缩机：成本占比约 13%，国产替代有望带动设备降本。
压缩机为加氢站内的核心设备，承担氢气增压的重要作用。氢气压缩机性能影响氢气假 期加注品质、加注效率及充装压力，为加氢站核心设备。据势银能链，目前国内加氢站 主要采用隔膜压缩机和液驱压缩机，2022 年占比压缩机应用类型约 66%/32%。隔膜压 缩机气体纯净度较高，在我国加氢站应用较广，但单机排气量相对较小；液驱压缩机单 机排量较大，但氢气可能受到污染。目前压缩机设备仍依赖进口，据《中国加氢站产业 发展蓝皮书 2022》，进口、国产压缩机比例约 68%/32%。
压缩机应用场景较为广泛。高压气态储氢通过高压将气态氢压缩体积并存储，该环节关 键设备为压缩机和储氢瓶。压缩机通过将氢气加压，降低氢气储存密度，在氢能产业链 中应用广泛。制氢端看，制氢厂需将生产出的氢气压缩至储氢瓶；储运端看，需要在运 输途中使用压缩机为氢气提供动力；应用端看，需通过压缩机再次压缩氢气进行储存。 据压缩机技术公众号发布的《加氢站压缩机发展现状与展望》（作者为贾晓晗等），以 35MPa 固定站加氢应用场景为例。长管拖车的进站压力为 20Mpa，离站压力为 5~6Mpa， 站内配有高、中、低三级氢气储罐，储罐压力等级分别为 45/35/25MPa。
3.1.3 加氢机：成本占比约 13%，国产化程度较高。
加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。加氢机外观与加油机类 似，其基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、加氢软管、拉断阀、流量计、安全 系统等，核心部件国产化程度较高。加氢机的加注口有 35MPa 和 70MPa 两种型号，部 分加氢机只配有 35MPa 型号，部分同时配有 35MPa/70MPa 型号。 我国加氢站规模增加，成本优势推进氢储运产业化发展。截至 2020 年底，中国累计建 成 118 座加氢站，在建/拟建为 167 座；根据中国氢能源联盟预测，到 2050 年中国加氢 站将达到 10000 座。我们判断，中国建筑成本和人工成本或具备优势，因此国内加氢站 综合建设成本或低于全球其他国家。
3.2 发展趋势：制加一体站回本周期较快，有望成为未来加氢站主流方向
制加一体站可省去运氢成本，有望成为未来加氢站主流发展趋势。制氢加氢一体化是指 在加氢站内设置制氢设备，氢气制备完成后经过纯化系统纯化，然后将氢气通入压缩机，储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式。制氢加氢一体站可省去高昂的运氢费 用，电费为运营成本关键，在电价补贴支持地区有望成为加氢站发展趋势。
据势银氢链，以 2023 年加氢价格 35 元/kg，补贴 15 元/kg 计算（示范城市群氢价要求）， 电解水制加一体站在日均加注负荷达到 30%可基本实现盈亏平衡；日均加注负荷超过 70%，可实现无运营补贴条件下加注盈利。
车百智库预计至 2025 年国内加氢站数量有望增至 1000 座。据中国氢能联盟制定的产 业发展路线图，预计到 2050 年，国内加氢站数量达到 1 万座以上。
4. 用氢端：燃料电池车有望迎来快速发展，加氢站为重要配 套设施
燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本，预计政策催化下，燃料电池车 有望加速发展。下游用氢端来看，燃料电池车为主要应用场景，但现阶段发展较慢，主 要系 1）燃料电池车生产成本高，据科技丰润公众号，氢能重卡的购置成本目前约是柴 油车的 3 倍。据《新能源商用车白皮书》，预计氢能重卡全生命周期成本 TCO 有望于 2030 年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平；2）配套基础设施加氢站建设成本高，单座加氢 站建设成本（35MPa、日供氢量/储氢量 180kg/250kg 的单座加氢站建设成本约 1400 万 元）是加油站、充电站成本的数倍。现阶段随着政策端支持力度加大，叠加规模效应后 成本有望逐步下行，预计氢燃料电池车有望快速发展。
燃料电池车成本高主要系 1）燃料电池造价高（催化剂中贵金属铂含量较高，推高整体 成本）；2）燃料电池车产量低，现阶段不具备规模效应。据电澎湃公众号数据，一套氢 能源车的动力总成价格近 20 万，现阶段氢能源车产量大约为每年 1000 辆左右，该产量 对应电池成本约 180 美元/kw，则 100kw 电堆成本约 12.6 万元。
4.1 氢燃料电池：氢能使用的主要途径之一，现阶段燃料电池汽车成本高于 纯电和燃油重卡
燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势，同时更能适应大载重的工作环境。燃 料电池汽车为新能源汽车的一种，其燃料电池以氢气、甲醇等为燃料，通过化学反应发 电并驱动电机。在以氢为燃料的电池单元中，氢气通过电池堆中电池单元的阴极进入电 介质层，并被分解成质子和电子。质子穿过电介质层并移动到阳极，并与氧和电子结合 形成水。而电子则通过电路流回阴极，形成电流，并启动电机以驱动车辆。氢燃料电池 堆通常由多个电池单元组成。相比纯电汽车，燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大 的优势，同时更能适应大载重的工作环境。其优势在氢燃料过渡到液氢之后将更明显。 但现阶段燃料电池汽车造价过高、配套设施不足，无法满足商用车所需 3 万小时使用寿 命（目前 1.5~2 万小时）。
质子交换膜燃料电池（PEMFC）为目前燃料电池车应用的主流技术。2020 年 9 月五部 委联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，明确 8 项核心部件（电堆、氢 气循环系统、空压机、膜电极、双极板、催化剂、碳纸、交换膜））作为技术突破重点。 根据电解质种类，氢燃料电池可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、碱性燃料电池（AFC）、 磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC） 等。目前用于车辆的燃料电池堆的主流技术为质子交换膜燃料电池（PEMFC）。PEMFC 使 用质子交换膜作为电解质层，贵金属铂作为催化剂，其优势在于功率密度大、重量轻、 寿命长、启动快、工作温度低。劣势在于工艺复杂、成本高、且需要使用高纯度燃料。
4.2 成本拆解：电堆催化剂中贵金属铂含量高，推升燃料电池整体成本
燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约 65%，其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较 高，推高燃料电池整体成本。氢燃料电池整车成本来看，燃料电池系统（燃料电堆+空气 供给、氧气供给、增湿换热、控制系统等）和储氢系统占比整车成本约 65%。其中，电 堆由多个单体电池以串联方式层叠组合而成，膜电极与两侧双极板组成电堆的单体电池。 价值量分布看，燃料电池电堆占比燃料电池成本约 30%，其次为车身成本及储氢系统， 分别占比总成本 23%/14%。进一步拆解电堆成本构成，其中，催化剂、双极板和质子交 换膜分别占比电堆成本约 36%/23%/12%，合计占比电堆成本 71%。催化剂成本占比较 高主要系电堆催化剂主要为贵金属铂，成本较高，未来燃料电池降本方向主要为通过技 术迭代降低铂金属含量。
4.3 潜在空间：2025E 燃料电池车保有量约 5 万辆，对应 CAGR 22-25 年约 60%
核心部件国产化叠加规模效应，未来燃料电池系统成本有望大幅下降。未来随着催化剂 /质子交换膜的国产化、碳纸国产化电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化等措施， 以及核心材料性能提升带来的单位成本下降，预期燃料电池系统成本将有明显下降，据 氢能技术前沿公众号预计，当产量达到万台时，燃料电池系统成本将下降约 60%。
《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》提出至 2025 年国内氢燃料电池车保有 量达 5 万辆。据经济参考报、中国证券网及中国汽车协会，2021 年中国氢燃料电池车保 有量约 9000 辆，2022 年保有量进一步提升至 1.23 万辆。《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》提出，至 2025 年，燃料电池车辆保有量约 5 万辆。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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