氢能专题报告：氢洁能源应运而起，中国需求独占鳌头|氢能_新浪财经

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（报告出品方/作者：国泰君安证券，庞钧文）

1. “氢”洁能源应运而起，中国需求独占鳌头

氢气相对传统的化石能源质量热值更高、更加清洁。氢能的发展既是满足中国能源需求的必要条件，也是促进中国实现“双碳”目标的有效途径。在各类能源中，氢气的单位质量热值最高，达到 120-140MJ/kgH2。无论是氢能燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，其产物中无传统化石能源产生的污染物及碳排放，并且其产物水可再作为制氢原料，形成氢能制备的循环，有望实现真正的碳零排。

氢可作为清洁燃料、原料、还原剂，应用于电力无法替代化石燃料的场景，实现终端深度脱碳。在炼铁行业使用氢代替碳作为还原剂和热源用于炼铁，可从根本上脱碳。除作为还原剂，氢可作为化工原料用于合成氨、甲醇、现代煤化工和炼油等领域。德国将氢能与 CCUS（碳捕集、利用与封存）结合，首创了 Power to X（电力多元化转化理念），即通过可再生能源电解水制氢，再将 H2 与 CO2 结合制甲烷、甲醇等（Power to Gas）；或将 H2 应用于供热（Power to Heat）、供电（Power to Electricity）、交通（Power to Mobility）等领域。

氢能的灵活性体现在制备和使用时间上，由于氢易于储存，且制氢和用氢无需同时发生，具有灵活调用的优点。可再生能源的快速发展使电力系统将从 “电源侧可调，负荷侧不可控”逐渐演变为“电源负荷均不可控”，加大了电力系统实时平衡供需的难度。由于电力在不转化为其他能量时难以保存，因此需要发电与用电同时发生，属于“刚性”能源，而氢能是一种可以便于储存、来源多样、使用无排放的灵活性能源，因此，氢能可与电力系统互补协同，形成“电力为主、氢能为辅”的可再生能源体系，共同调节电力系统的供需平衡。

1.2. 氢能需求旺盛，中国需求占比全球第一

2022 年全球氢能需求量 9500 万吨，中国占比约 29%。根据 IEA，2022 年全球氢能需求量 9500 万吨，分领域来看，炼化行业需求 4100 万吨，工业领域需求 5300 万吨；分地区来看，中国、北美、中东、欧洲分别占比 29%、 17%、13%、8%。随着能源转型及减碳进程推进，根据 IEA 预测，到 2030 年全球氢气需求量将达到 1.5 亿吨，并且在电力、交通、合成原料等领域产生新的增量需求。

氢能源属于清洁能源，未来主要应用于工业、交通、电力和建筑四大领域。氢能的有效利用既可以减少碳排放，又可以降低对化石能源的依赖，应用场景丰富，包括工业、交通、电力和建筑四大领域。在工业领域，氢能可直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放。在交通领域，通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶和航空器等领域，可降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖。在建筑领域，氢能可用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供热供电，或通过天然气掺氢为园区或居民提供供暖。在电力领域，氢储能可作为支撑高比例可再生能源发展，可发挥调峰调频作用，保证电力系统稳定运行。根据中国氢能联盟预测，到 2030 年氢能需求超 3700 万吨，到 2060 年中国氢能需求将超 1.3 亿吨。

1.3. 节能降碳政策刺激氢能多领域应用

节能降碳行动方案促进氢能在能源、工业、交通等领域应用。2024 年 5 月，国务院颁布《202-2025 年节能降碳行动方案》，要求 2024 年，单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分别降低 2.5%左右、3.9%左右，规模以上工业单位增加值能源消耗降低 3.5%左右，非化石能源消费占比达到 18.9%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约 5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约 1.3 亿吨。到 2025 年，非化石能源消费占比达到 20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约 5000 万吨标准煤、减排二氧化碳约 1.3 亿吨，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标。节能降碳作为发展新质生产力的重要抓手，将在未来两年内在化石、钢铁、建筑、交通等行业重点发力，氢能应用也将在这些领域逐渐起量。

节能降碳技术中涵盖 15 项氢能制取及利用技术。2024 年 5 月 31 日，工信部发布《国家工业节能降碳技术应用指南与案例（2024 年版）》，其中，《氢能制取及利用技术》部分，共遴选出 15 项技术，涵盖了重载物流长途运输车辆、氢储能发电系统、加氢站和制加氢一体站建设及改造、氢能轨道交通、可再生能源制氢、氢气锅炉、大规模氢储运装置、工业炉窑、生物质合成气制氢、绿色航煤制备、富氢尾气利用等多个应用领域。

日本联手欧盟制定氢能国际标准，绿氢全球贸易时代到来。2024 年 6 月 3 日，日本和欧盟发表联合声明称，将合作制定氢气供应链的国际标准，以期在塑造新市场方面发挥带头作用，将涵盖燃料的生产和运输技术等领域。日本和欧盟预计将共享电解槽、液氢装载和运输技术、燃烧技术等领域的数据，共同推动氢能产业链的完善和优化。未来氢气可能会像石油和天然气一样成为一种全球交易的能源，氢和氢基燃料的国际贸易预计将成为未来净零排放的一个重要特征。净零情景下，到 2030 年超过 20%的氢和氢基燃料需求将通过国际贸易进行。

2. 工业用氢是消纳主阵地，降本叠加减碳催化规模应用

2.1. 电价低于 0.25 元/kWh 时绿氨具备竞争力

相比于传统原料合成氨，绿氢合成氨工艺精简，碳排量小。我国传统合成氨以煤或天然气为原料，通过造气炉制得半水煤气后依次经过脱硫、变换、脱碳、醇烃化等工序得到净化气，再在高温高压下经催化合成氨，合成氨经过冷冻系统液化后储存。由于主要使用灰氢或蓝氢，所以碳排放量较大。按照每吨合成氨能耗基准平均值 1405kg 标煤，中国合成氨每年二氧化碳排放量约 1.87 亿吨。而电解水制得的绿氢采用哈伯-博世法工艺合成氨的技术路径成熟，工艺流程更加精简。氨是一种基本化工原料与新型绿色燃料。2023 年全国合成氨产量 6765 万吨，其中约六成用于尿素合成，近年来合成氨表观消费量与产量上涨也主要受农业需求增长拉动。合成氨下游应用广泛，除了是化肥中氮肥（尿素、磷酸铵等）的原料外，还是各种化工用品的基础原料，如硝酸、联碱等，也可以作为可再生能源的储能介质，将波动的可再生能源通过制氢合成氨以液态的形式进行储运。

两种合成氨路径中原材料成本是主要成本项。根据滨化股份的测算，煤制合成氨中原材料成本占比约为 67%，制造费用为 20%，而绿氢合成氨中原材料成本占比 75%，制造费用占比 17%。

考虑碳税后，绿氢合成氨成本优势更大，具有竞争力。2022 年合成氨市场均价范围在 3758～5110 元/吨，以煤或天然气为原料的合成氨利润 800～2000 元/吨。绿氢合成氨的成本主要在于电价，在不计算碳税、以中国目前市场上碳排放成本 50 元/吨计算和以国外市场上碳排放成本 50 美元/吨计算的 3 种情景下，合成氨市场价格在 2700～5000 元/吨，能承受的电价在 0.22～0.42 元 /kWh 之间，在考虑碳排放成本之后，能承受的电价都相应提高。当合成氨价格在 3000 元/吨时，电价为 0.25 元/kWh 以下时，绿氨具备竞争力。且随着碳排放成本增加，跟国际水平相匹配时，绿氢合成氨能承受的电价可提高 0.1 元 /kWh，市场竞争力将大幅提高。

2.2. 电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇具有经济效益

甲醇在体积和质量能量密度上占据优势。氢能的质量能量密度在所有燃料中最高，但体积能量密度最低，对于汽车来说，由于空间有限，承载的能量越大是合适的发展方向。目前氢能储运以及车端商业化应用主要以高压气态为主，气态储氢技术相对成熟，但储氢密度低。而氢气在常压下低于-253℃时可实现液化，但是大规模液氢存储和输运能耗和成本很高。甲醇常温常压下为液态，常温下 1 升液氢只有 72 克氢气，1 升甲醇跟水反应可放出 143g 氢气，1 升甲醇的产氢量是 1 升液氢的 2 倍，因此甲醇可作为一种液态的储氢载体，从而实现氢能的安全、低成本存储和运输，在陆上管路运输和海上运输都有巨大的优势。

甲醇下游应用广泛，以制备烯烃为主。甲醇下游化工产品仍以甲醇制烯烃为主，2022 年占比达到 53.36%。近年随着国产技术的迅速发展，烯烃已经成为近五年推动甲醇消费增长的最大动力。

我国甲醇消费量逐年攀升，进口量呈波动上升态势。2022 年甲醇表观消费量达 9300 万吨，同比增长 3.5 %，且近几年来甲醇消费量始终保持增长。从全国甲醇价格走势看，甲醇市场整体呈现稳中向好，年均价格在 1500-3000 元/吨范围内波动。2022 年我国甲醇进口数量为 1219.3 万吨，同比增加 8.9%，出口量为 17.28 万吨，同比减少 56%。

目前国内外主要以化石燃料制甲醇。目前甲醇主要是通过化石燃料生产，国内约 81.1%的甲醇是通过煤制甲醇的方式生产，而国外主要是天然气制甲醇，占比达到 92%。煤制甲醇是利用气化煤和氧气，经过不完全燃烧的混合气经过脱除杂质后在催化剂作用下合成得到粗甲醇，再通过精馏得到甲醇产品。

煤制甲醇成本约 2430 元/t，原材料占比 74%。甲醇生产路线主要包括焦炉气制甲醇、煤制甲醇和天然气制甲醇 3 种工艺，分别占比 8%、66%和 26%。以煤制甲醇为例，煤炭价格为 800 元/t 时，甲醇生产成本约为 2430 元/t，其中原材料成本占比 74%，加工制造及折旧摊销占比约 20%。

当电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇具有经济效益。在技术进步和碳税的双重推动下，二氧化碳+绿氢制甲醇成本将具有竞争性。不考虑碳税情况下，煤价 800 元/吨时，煤制甲醇的成本约为 2430 元/吨。以绿电制绿氢为原材料的成本测算中，当电价低于 0.15 元/kWh 时，绿色甲醇的成本接近煤制甲醇的成本，叠加绿色溢价具有竞争优势。

多项绿色甲醇项目陆续落地投产。2021 年 10 月，盛虹集团旗下的斯尔邦石化 10 万吨/年二氧化碳制甲醇项目启动开工，2023 年 Q3 投料试车，预计可消纳吸收二氧化碳 15 万吨/年。2023 年 2 月，河南省顺成集团、吉利科技集团等共同出资建设的 11 万吨/年绿色甲醇、联产 7 万吨/年 LNG 项目正式投产，这是我国投产的首套、全球规模最大的二氧化碳加氢制绿色甲醇项目。 2024 年以来，已累计有 30 个绿色甲醇项目签约、备案。

甲醇船舶新增订单兴起。装箱船、散货船和油轮这三大主力船型的远洋运输消耗了整个航运业 80%的燃料，排放了 70%的二氧化碳，其中集装箱船可能占全球航运碳排放的一大部分，比例可能在 20%-30%之间。而航运业减排压力逐渐传导，甲醇燃料动力船舶的订单占比不断加大，预计 2024 年交付 26 艘，且以集装箱船为主。

2.3. 国内外加快绿电绿氢一体化炼化项目布局

全球炼油用氢超 4100 万吨，以自供为主。2022 年全球炼油用氢量超过 4100 万吨，其中 80%是在炼油厂现场生产的，约 20%是外购的。在炼油厂自产氢气中约 55%是通过专门的制氢装置生产，以煤制氢为主，约 45%是炼油厂其他环节的工业副产氢，如石脑油裂解产生的副产氢等。根据 IEA 预测，由于在净零排放的要求下需要扭转对于化石燃料的需求，因此导致炼油量减少，预计到 2030 年炼油用氢量将低于 3500 万吨。

氢气在石油化工领域的主要作用包括加氢精制和加氢裂化。加氢精制主要包括脱硫脱硝、保护催化剂等，在石油炼制过程中，炼油用氢气主要用于石脑油加氢脱硫、粗柴油加氢脱硫、燃料油加氢脱硫、改善飞机燃料的无火焰高度和加氢裂化等方面；另外在炼油和化工工艺中，很多地方要用到催化剂，而一些非金属化合物和金属化合物会导致催化剂中毒，使催化剂失去活性，如 S、N、O、砷、锌、铅等，需要使用高纯氢保护催化剂。加氢裂化主要用于 C3 馏分加氢、汽油加氢、C6-C8 馏分加氢脱烷基以及生产环己烷等方面，将不饱和的烃通过加氢转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。

炼化行业碳排放占比大，国内外明确规划应用绿氢炼化。炼化行业作为国民经济的支柱产业，也是碳排放大户，我国原油加工量约 7.5 亿 t/a，排放的二氧化碳总量约 5×108 t，CO2 排放量占全国碳排放总量的 13%，占工业部门的 17%。国内外企业加快“绿电—绿氢—炼化”一体化部署。国外大石油石化公司明确提出了净零碳排放目标和低碳发展战略，加快部署“绿电—绿氢—炼化” 一体化示范项目，积极推进绿色低碳转型。如 BP 公司与海上风电开发商合作，将在德国 Lingen 炼油厂大规模应用绿氢。壳牌公司现已公布 7 个碳中和绿氢项目；2021 年 7 月，开始建设欧洲最大的质子交换膜电解槽，可年产 130 吨绿氢，用于德国莱茵兰炼厂加氢装置。2023 年 8 月，国内规模最大的光伏发电制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，年生产的 2 万吨绿氢全部就近供应中国石化塔河炼化公司，实现炼油产品绿色化。

2.4. 氢冶金实现钢铁行业绿色低碳转型

我国钢铁行业碳排放占全国碳排 15%，占全球钢铁碳排 60%。钢铁行业是我国工业的支柱性产业，其二氧化碳排放量巨大，据中国钢铁协会统计，2020 年，我国钢铁行业二氧化碳排放量约 18 亿吨，占全国二氧化碳排放总量的 15%，占全球钢铁行业二氧化碳排放总量 60%以上。麦肯锡统计，为实现《巴黎气候变化协定》中“21 世纪末全球平均气温上升不超过 1.5℃”的约定，到 2050 年我国钢铁行业减排近 100%。在钢铁行业中如果大规模使用氢代替焦炭作为还原剂，源头降碳，可实现钢铁行业的大幅度减碳，推动钢铁行业碳中和目标实现。

氢冶金分为高炉喷吹焦炉煤气和氢气气基竖炉直接还原铁两种，均具有显著减排能力。由于国内以高炉－转炉长流程为主的工艺结构特点短时间内不会改变，因此现有工艺结构的优化调整和新工艺的研发应用是国内钢铁工业碳减排的主要技术发展方向，其中高炉喷吹焦炉煤气中焦炭煤气可为高炉提供氢气作为还原剂，降低二氧化碳排放，具有设备简单、技术可靠的优点；富氢气基竖炉采用无焦直接还原铁，可大幅降低炼铁过程中的碳排放，减排能力可达 50%-95%。

随着绿氢成本下降和碳排放成本上涨，氢冶金将具有成本优势。以氢气直接还原铁和长流程高炉炼铁比较，只考虑氢气和焦炭的成本时，根据日本钢铁协会估算，目前生产一吨铁需焦炭 340kg，成本为 680 元，二氧化碳排放量为 1.25 吨；生产一吨铁需氢气 89kg，氢成本为 15 元/kg，成本共为 1335 元，则当相应碳税为 524 元/吨时成本保持持平。根据百人会氢能中心预测，到 2030 年碳税为 200-250 元/吨，氢气成本小于 10.45~11.15 元/kg 时，绿氢有望具备与传统焦炭炼铁方式相当的成本优势。

国内钢铁企业大举布局氢冶金路线。中国钢铁企业自 2019 年起开始积极探索氢能冶金技术，主要参与者包括宝武集团、河钢集团和中国钢研等。宝武集团采用焦炉煤气制氢-气基竖炉氢冶金技术路线，氢冶金规模达到 30 万 t/a，河钢集团采用焦炉煤气零重整-气基竖炉氢冶金路线，工程规模达到 120 万 t/a，是全球首例 120 万吨焦炉煤气零重整“氢冶金示范工程”项目，成为世界钢铁史上由传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变的一个重要里程碑，标志着冶金工艺绿色变革进入成熟期。

3. 燃料电池应用广泛，核心组件降本可期

燃料电池具有悠久的发展历史，应用场景广泛。燃料电池是通过化学反应将燃料及氧化剂中蕴含的化学能转化为电能的装置。燃料电池可广泛用于多种场景，如交通（商用车、电动车、无人机、船舶）、固定/分布式电源（热电联产 CHP、不间断供电系统 UPS、分布式发电）等。 PEM 适用于交通，SOFC 适用于分布式发电。燃料电池技术根据电解液的不同可以分为 5 大类：PEM、AFC、PAFC、SOFC、MCFC，其中 PEM 能够在 50-100℃下运行，启动时间短，空气可作为氧化剂来源，因而成为交通能源的首选技术路径。而 SOFC 及 MCFC 运行温度较高，可将空气作为氧化剂，更适用于大型分布式发电。

3.1. 燃料汽车新品覆盖全领域，核心组件降本可期

预计 2030 年中国燃料电车销量超过百万辆。根据 SNE，2023 年全球燃料电池销量 1.44 万辆，同比下降 30.2%。2023 年中国氢燃料电池汽车销量超 5508 台，同比增长 64%，燃料电池装机超 750MW，同比增长 49%。2024 年 1-4月中国燃料电池汽车销量 1082 辆，同比增长 10%，燃料电池装机 179MW，同比增长 291%。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，到 2025 年我国燃料电池汽车保有量达到 5 万辆。根据势银预测，到 2030 年燃料电池汽车销量将超过 40 万辆，保有量超过百万辆，主要应用于牵引车、公交车、物流车等商用车领域。

2023 年工信部发布 296 款燃料电池汽车新品，覆盖汽车全领域。2023 年，工信部共发布 296 款燃料电池汽车，其中燃料电池货车 254 款，客车 38 款，乘用车 4 款。

燃料电池系统及核心零部件降幅已达 80%。根据中国汽车工程学会及灼识咨询，燃料电池系统和电堆成本分别从 2017 年的 1.50/1.01 万元/kW 下降至 2022 年 0.31/0.18 万元/kW，降幅分别达到 79.5%/82.2%；核心部件膜电极和双极板成本分别从 2017 年的 0.68/0.29 万元/kW 下降至 2022 年的 0.12/0.06 万元/kW，降幅达到 82.4%/79.3%。预计到 2025 年燃料电池系统和电堆成本将继续下降近 50%，燃料电池汽车产业链将受益于核心零部件及系统的降价。

根据氢燃料电池汽车、纯电动汽车和传统燃油汽车的购置成本、政府补贴、燃料成本等相关数据，测算三类车型在低运行里程和高运行里程下的全生命周期成本。关键假设包括：（1）在低运行里程下汽车报废残值回收按 6%计算，在高运行里程下汽车报废残值回收按 5%计算，车辆使用年限为 6 年。（2）氢气价格按 35 元/kg 计算，商用车电价按 1.15 元/kWh，油价按 7.25 元/kg 计算。（3）燃料电池汽车补贴采用国补、市补和区补三重补贴形式计算，且补贴比例为 1:1:1。

在低运行里程下，重卡应用场景是氢燃料电池的优势场景。在低运行里程下，不考虑补助的情况下，燃料电池汽车全生命周期总成本远大于纯电动汽车和传统燃油汽车。考虑国补、市补和区补三重补助的情况下，与其他技术路线相比，氢燃料电池乘用车、客车的全生命周期成本仍要比其他路线高。与其他车型相比，重卡 49t 重卡经济性与其他类型重卡较为接近，成本差额不足 4 万元。

高运行里程下氢气价格低于 30 元/kg 时燃料重卡具有经济性优势。在高运行里程下，不考虑补贴的情况下，燃料电池汽车难以与其他类型汽车竞争。在考虑补贴下，燃料电池乘用车、客车和 18t 洗扫车的全生命周期成本与其他两种技术路线相比，全生命周期成本较高，差额较大。而在三重补贴下，燃料电池轻卡和重卡与最为经济性的技术路线相比相差不大。且当氢气价格下降至 30 元/kg 时，燃料电池重卡经济性优于燃油重卡，当氢气价格下降至 25 元/kg 时，燃料电池重卡经济性优于纯电重卡，属于经济性最佳选择。

3.2. 建筑用氢：热电联供优选 SOFC

燃料电池是微型热电联产合适的路线。电能可以实现远距离传输，但是热量输送范围有限，因此在家庭、商业区、工业园区、数据中心、港口等地区布局热电联供项目既能减少电能损失，也可以提供热量供应。目前热电联产技术路线有内燃机、微型燃气轮机、燃料电池等。其中，燃料电池具有能量转换效率高、燃料选取范围广、功率密度高、安静无污染等特征。

美日等国 SOFC 热电联供发展较为成熟，我国处于积极拓展阶段。微型热电联供用于家庭或小型商业建筑同时提供热量和电力，系统发电时产生的余热可为用户提供热水及采暖系统，以避免长距离运输电力的约 6-8%能量损失，达到节能效果。目前美日已实现了燃料电池微型热电联产商业化，美国 BE 公司生产的固体氧化物燃料电池发电系统（SOFC）主要用于数据中心和办公楼宇等商业用户，日本通产省自 2005 年起启动 ENE-FARM 计划，由松下、东芝、爱信精机等生产商负责开发 700-750W 家用燃料电池热电联供系统。中国燃料电池微型热电联产处于起步阶段，潮州三环牵头承担“可再生能源与氢能技术”重点专项项目“固体氧化物燃料电池电堆工程化开发”于 2019 年启动，此外，潍柴动力、佛燃集团也相继布局该技术路线。目前，河北省、天津市、广州市、上海市等多地计划推出燃料电池热电联供试点项目。

SOFC 不局限于氢气燃料，发电排气温度高更适于热电联供。SOFC 是一种先进的燃料电池技术，具有发电效率高、不使用贵金属等特有优势，此外，所需的氢气可以通过外部或内部重整技术从天然气等碳氢化合物中提取，因此燃料可以是氢气或者甲烷等含碳气体。由于 SOFC 发电的排气温度很高，具有较高利用价值，不仅可提供天然气体重整所需热量，而且可以用来生产蒸汽，更可以和燃气轮机组成联合循环，因此在大型集中供电、中型分电、小型家用热电联供等民用领域作为固定电站，以及作为船舶动力电源、交通车辆动力电源等移动电源，具有广阔的应用前景。

3.3. 氢动力飞机受益政策驱动

国内氢燃料电池飞机主要应用于植保、货运，将受益政策驱动。2023 年 10 月，工业和信息化部等四部门发布《关于印发绿色航空制造业发展纲要（2023-2035 年）》，到 2025 年，国产民用飞机节能、减排、降噪性能进一步提高，使用可持续航空燃料的国产民用飞机实现示范应用，氢能源飞机关键技术完成可行性验证。到 2035 年，建成具有完整性、先进性、安全性的绿色航空制造体系，新能源航空器成为发展主流。国内氢燃料电池飞机早在 2012 年已有产品发布，主要是应用于植保、货运的无人机，目前氢航科技的大载重货运无人机已实现最大载重 174kg，续航 1h 的飞行。

3.4. 氢舟首航拉开燃料电池船舶序幕

氢燃料船舶包括 PEMFC 和 SOFC 两种类型。目前氢燃料船舶进入商业化运营阶段，发展趋势为逐步由内河、沿海船舶到远洋船舶，功率逐步由百千瓦到数兆瓦，燃料电池的类型包括 PEMFC 和 SOFC。 PEMFC 船舶适用于内河/近海中小型船舶，SOFC 适用于内河/近海/远洋等中大型船舶。在船用发电系统领域，受限于现有装置储氢密度，PEMFC 技术适用于以纯氢为燃料、零排放、中短航程、频繁启停运行的内河/近海中小型船舶，作为主动力。SOFC 技术则因兼顾氢、氨、LNG、LPG 等多种燃料、发电效率更高，适用于清洁排放、远航程、需要热电联供的内河/近海/远洋等中大型船舶，作为辅助动力或主动力，燃料综合利用率达 80%~95%。国内首艘氢燃料电池动力船舶“三峡氢舟 1 号”已完成下水和系泊试验，额定输出功率 500kW，最高航速可达到 28 公里/小时，续航里程最高可达 200 公里，氢舟首航有望带动我国氢能船舶产业发展。

氢燃料电池船舶在近远洋中因空间、重量优势均具有竞争力。根据中国船舶资料，无论是内河运输船、沿海运输船还是远洋运输船，氢燃料电池均具有储能空间小、重量轻、设备成本低的优势。

4. 电力：氢储能度电成本下探至电化学储能成本区间

风光发电占比逐步提升，装机量在 2023 年超过煤电，发电量在 2035-2040 年超过煤电。随着风光等新能源发电快速发展，非化石能源发电在电力装机总量中的占比持续提高。国家能源局数据显示，2023 年可再生能源已成为我国保障电力供应的新力量，装机达到 14.5 亿 kW，占全国发电总装机超过 50%，历史性超过火电装机。

到 2030 年风光装机占比提高导致功率调节缺口达 1200GW。风光等可再生能源发电具有随机性、间歇性、能量密度低等特点。不同于冷、热等其他形式的能源需求，电力具有供需实时平衡以及大规模存储的特点。大规模可再生能源发电并网加剧了电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性，系统调峰难度大。当全国非水可再生能源装机达到 1500-2000GW 以上时，传统的电力系统调节优化手段将遭遇天花板，在极端情况下，即使全部煤电机组全部用于为可再生能源发电调峰，也难以满足电力系统安全可靠，传统调峰方式失效。随着可再生能源发电装机规模扩大，为平滑电力系统波动性问题的储能需求也将提高，到 2030 年可再生能源功率调节缺口将达到 1200GW，到 2050 年缺口将达到 2600GW。

氢储能可在 TWh 以上，响应短至秒级别，长至跨季度级别。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现大规模储运的最佳整体解决手段，利用富余的可再生能源电解制氢再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风光等可再生能源不稳定及长距离输运问题。氢储能是少有的储存能量可以在太瓦时以上，响应时长可以短至秒级别，储能时长可以适用于分钟级或跨季度的新型储能方式。

氢储发电项目的度电成本预计在 0.75-0.90 元/kWh。以我国正在建设的全球最大的氢储能发电项目—张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程项目为例，该项目发电装机容量为200MW/800MWh，整个发电区由80套1000Nm3 /h 大型碱性电解水制氢装置、96 套吸放氢金属固态储氢装置 384 台 640kW 燃料电池模块、以及逆变、升压电气设备组成。测算该项目每年氢发电量约 2.9 亿 kwh。从预计运行情况测算，该氢储能项目的度电成本预计在 0.75~0.9 元 /kWh 左右。项目规模对度电成本影响较大。将规模较小的安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程进行对比，该项目由 1MW 质子交换膜 (PEM) 电解水制氢装置、1MW 质子交换膜燃料电池发电装置、200kg 储氢装置组成。测算该项目的生命周期度电成本情况，该项目的氢储能度电成本为 2.19 元/kWh，假设制氢方式与张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程项目相同，均为 ALK 电解水装置，其度电成本下降至 1.63 元/kWh，但仍与张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程项目的度电成本差距较大。

子系统的技术路线选择将影响氢储发电度电成本，其中碱性电解槽及高压气态储氢系统成本最低。氢储能发电系统的子系统包括多种技术路线，其中，制氢系统包括碱性和 PEM 电解水制氢，储氢系统包括固态储氢、高压气态和低温液态储氢。子系统的技术路线选择将影响氢储发电度电成本。例如，在张家口 200MW/800MWh 氢储能发电工程项目中，假设将碱性电解水制氢装置替换成为PEM电解水制氢装置，测算其度电成本将增加至1.3元/kWh；假设将固态储氢装置替换成为高压气态储氢，测算其度电成本将降至 0.74 元/kwh，二者的替换对成本的影响不大;而当前固定式液态储氢成本均远高于二者，不具备成本优势。

氢储能的度电成本比抽水储能略高，但已经下探到电化学储能的成本区间，具备规模化应用基础。抽水蓄能产生的度电成本为 0.21-0.25 元/kWh，是目前成本最低廉的储能方式之一，但是受限于水资源分布的区位特点，在风光发电的大基地难以实现抽水蓄能。电化学储能的度电成本整体高于抽水储能，度电成本在 0.61-1.26 元/kWh 之间，不同电化学储能的度电成本存着一定的差距。对比抽水储能和电化学储能，当前氢储能的度电成本比抽水储能仍然偏高，但已经下探到电化学储能的成本区间，开始具备大规模商业化应用的基础。而且与电化学储能相比，氢储能的储能容量增加的同时，其成本的增加远低于电化学储能，更适用于规模化储能场景。

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