氫能產(chǎn)業(yè)研究：二次能源的第二路線-車、儲、用共同發(fā)展

氫能產(chǎn)業(yè)研究：二次能源的第二路線_車、儲、用共同發(fā)展

1、氫能：二次能源的第二路線

1.1、零碳電力+氫能，能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的必由之路

碳中和背景下，新能源長期發(fā)展是實現(xiàn)碳減排的核心路徑和手段

在全球的能源系統(tǒng)中，煤炭、石油、天然氣等化石能源仍是能源消費的中堅力量。根據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》的相關(guān)數(shù)據(jù)，2019年全球一次能源消費總量為583.90EJ（艾焦耳，即1018焦耳），同比增長1.33%；其中煤炭/石油/天然氣占比分別為27%/33%/24%（總占比84%）；2019年中國一次能源消費總量達(dá)141.70EJ，其中煤炭/石油/天然氣占比分別為57%/20%/8%（總占比85%）。無論是全球的能源系統(tǒng)還是中國的能源系統(tǒng)，化石能源在能源消費結(jié)構(gòu)中占比仍超過80%，其也是大多數(shù)溫室氣體排放的根源。

回顧人類對能源利用的探索歷程，實際上是從利用核外電子到利用核內(nèi)電子的過程，但這恰是宇宙、物質(zhì)、能源發(fā)展的逆過程。二次能源中，對電能的利用是一項偉大的革命，現(xiàn)已成為能源利用的樞紐，從歷史上看，“電”也引發(fā)了多次生產(chǎn)技術(shù)革命。而氫能同作為二次能源，具有可存儲的優(yōu)勢，但也因制備和使用效率稍遜而經(jīng)濟性較差，但從能量循環(huán)的角度看，可以有助于碳的減排。

鋰、氫能同作為可行且具有前景的電子存儲載體，其重要的原理特點在于，Li+與H2都是小粒子，有助于提升物質(zhì)/能源轉(zhuǎn)換便利性。碳中和的最重要目的就是減少含碳溫室氣體的排放，采用合適的技術(shù)固碳，最終達(dá)到平衡；為達(dá)到碳中和，我們預(yù)計到2060年，清潔電力將成為能源系統(tǒng)的配置中樞。供給側(cè)以光伏+風(fēng)電為主，輔以核電、水電、生物質(zhì)發(fā)電和對應(yīng)的儲能配套設(shè)施（鋰電+氫能等）；需求側(cè)全面電動化，并輔以氫能多方位利用。

鋰資源約束壓力加大背景下，推進氫能的生產(chǎn)和利用是發(fā)達(dá)國家的共識

隨著全球電動車行業(yè)的高速發(fā)展，以及未來風(fēng)光發(fā)電占比提升后對鋰電儲能需求的增長預(yù)期逐步提升，鋰資源正逐步成為未來能源發(fā)展的重要掣肘。全球能源轉(zhuǎn)型發(fā)展較快的歐盟和日本均對氫能發(fā)展提出了明確要求和較高的期望。

（1）日本：鋰資源約束下的優(yōu)先選擇方向。日本于2020年12月提出《2050年碳中和綠色增長戰(zhàn)略》（以下簡稱《戰(zhàn)略》）作為日本碳中和發(fā)展的綱領(lǐng)性戰(zhàn)略，其中基于資源約束和發(fā)展核心競爭力的兩方面因素對氫能發(fā)展提出了長期規(guī)劃并作為優(yōu)先選擇方向。《戰(zhàn)略》對于日本氫能行業(yè)在擴大規(guī)模、降低成本、國際推廣等多方面提出了明確的發(fā)展目標(biāo)和推進方向。

擴大規(guī)模：根據(jù)《戰(zhàn)略》預(yù)計，2050年全球氫能渦輪機發(fā)電裝機容量3億千瓦，氫能卡車?yán)塾?500萬輛，零排放鋼鐵5億噸/年。對應(yīng)的，清潔氫供應(yīng)量在2030年達(dá)到300萬噸，2050年達(dá)到2000萬噸。

降低成本：根據(jù)《戰(zhàn)略》數(shù)據(jù)，2020年，氫獲取成本170日元/Nm3（約110元/kg），純氫發(fā)電成本97.3日元/kWh（約5.76元/度），10%的氫和90%再氣化LNG混合發(fā)電成本為20.9日元/kWh；2030年獲取成本降至30日元/Nm（3約20元/kg），2050年獲取成本降至20日元/Nm3（約13元/kg）。

國際推廣：日本政府同樣重視氫能發(fā)展過程中的技術(shù)與設(shè)備優(yōu)勢。根據(jù)Hemade咨詢，日本的氫能潛力較低，但應(yīng)用潛力高，未來很可能經(jīng)由澳大利亞、拉丁美洲和中東進口氫能。因此，《戰(zhàn)略》強調(diào)了日本在渦輪機、液化輸氫船、大型電解裝機方面的優(yōu)勢，致力于向可再生能源豐富的世界地區(qū)出口設(shè)備。

（2）歐盟：能源系統(tǒng)與清潔氫的有機結(jié)合是重要發(fā)展方向。歐盟整體已于1990年實現(xiàn)碳達(dá)峰，并于2018年11月提出“碳中和”愿景，后于2019年12月發(fā)布《歐洲綠色協(xié)議》和配套的《氣候中立歐洲的氫戰(zhàn)略》（以下簡稱《氫戰(zhàn)略》）?！稓鋺?zhàn)略》提出：從2020年到2030年，電解槽的投資可能在240億到420億歐元之間。此外，在同一時期，將需要2200-3400億歐元來擴大和直接連接80-120千兆瓦的太陽能和風(fēng)能生產(chǎn)能力到電解槽，以提供必要的電力；對現(xiàn)有一半工廠進行碳捕獲和儲存改造的投資估計在110億歐元左右；此外，投資650億歐元用于氫運輸、分配和儲存，以及氫加油站。從現(xiàn)在到2050年，歐盟對氫產(chǎn)能的投資將達(dá)到1800-4700億歐元。

同時，使最終用途部門適應(yīng)氫消耗和氫基燃料也需要大量投資。例如，將一個典型的即將報廢的歐盟鋼鐵裝置轉(zhuǎn)化為氫氣需要大約1.6-2億歐元。在道路運輸領(lǐng)域，再擴建400個小型氫燃料站(相比之下，目前只有100個)可能需要8.5億至10億歐元的投資。

能源安全背景下，氫能戰(zhàn)略已成為國家發(fā)展的大戰(zhàn)略

從改革開放以來，中國經(jīng)濟社會發(fā)生了翻天覆地的變化。當(dāng)前，我國面對的內(nèi)、外部形勢日益復(fù)雜嚴(yán)峻，新冠疫情更加速了這種趨勢。2020年5月14日的中央政治局會議首次提出了“兩個循環(huán)”的概念，即內(nèi)循環(huán)和外循環(huán)，其中重點強調(diào)保障糧食安全、能源安全、國防安全和供應(yīng)鏈安全等；這也是至少未來10-20年，我國經(jīng)濟發(fā)展的大趨勢。

然而，根據(jù)全國政協(xié)委員，中國石化集團有限公司總經(jīng)理、黨組副書記，中國工程院院士馬永生在全國政協(xié)十三屆四次會議第二次全體會議大會上的發(fā)言，2020年我國石油和天然氣的對外依存度分別為73%和43%；一旦國際局勢進一步惡化，能源保障或?qū)⒊霈F(xiàn)一定的不確定性。在此背景下，氫能和光伏/風(fēng)電領(lǐng)域一道成為了我國能源消費結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和能源安全保障的重要一環(huán)。一方面，我國氫能源產(chǎn)量豐富，根據(jù)中央廣播電視總臺在2021年5月專訪中國科學(xué)院院士歐陽明高時披露的數(shù)據(jù)，每年沒有充分使用的工業(yè)副產(chǎn)氫能就有1000萬噸，同時相對較高的棄風(fēng)棄光資源在未來成本下降的趨勢下也為綠氫生產(chǎn)提供了充足的電力保障；另一方面，氫能更低的儲能成本、與儲電互補、靈活的制儲運方式等特點，使其成為集中式可再生能源大規(guī)模長周期儲存的最佳途徑。歐陽明高院士曾表示，氫能戰(zhàn)略是國家的大戰(zhàn)略，也是碳中和的重要組成部分，未來在可再生能源的長周期儲能調(diào)峰中將扮演重要角色。

綜上所述，構(gòu)建零碳電力為主、氫能為輔的能源結(jié)構(gòu)是碳中和、資源約束、能源安全等三方面背景下我國能源發(fā)展轉(zhuǎn)型的必由之路。

1.2、政策支持不斷，氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展

2019年氫能源首次寫入《政府工作報告》，政府工作任務(wù)中明確“將推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)”。其實，自2011年以來有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、科技、財政等方面相繼發(fā)布了一系列政策，引導(dǎo)鼓勵氫燃料電池等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

1.3、氫能發(fā)展已在路上，應(yīng)用場景廣泛

隨著氫能應(yīng)用技術(shù)發(fā)展逐漸成熟，以及全球應(yīng)對氣候變化壓力持續(xù)增大，氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)注度日益提升，氫能及燃料電池技術(shù)作為實現(xiàn)低碳環(huán)保發(fā)展的重要創(chuàng)新技術(shù)，正在迎接一輪高速發(fā)展窗口；2020年，我國“碳達(dá)峰碳中和”戰(zhàn)略提出后，氫能產(chǎn)業(yè)再次迎來新一輪的投資熱度，和氫能發(fā)展應(yīng)用密切相關(guān)的各環(huán)節(jié)龍頭企業(yè)均加大在氫能產(chǎn)業(yè)的布局和發(fā)展。

上游制氫：陽光電源、隆基股份、寶豐能源

（1）2021年3月18日，陽光電源發(fā)布國內(nèi)首款綠氫SEP50PEM電解槽（功率250kW），是目前國內(nèi)可量產(chǎn)功率最大的PEM電解槽。公司早在2019年便與中科院大連物化所在合肥簽訂氫產(chǎn)業(yè)化戰(zhàn)略合作協(xié)議，共同成立“PEM電解制氫技術(shù)聯(lián)合實驗室”，并先后在山西榆社縣、吉林榆樹市、吉林白城市等地推動制氫項目建設(shè)并取得積極進展。未來陽光電源計劃形成“風(fēng)-光-儲-電-氫”業(yè)務(wù)全面發(fā)展格局，力爭成為全球領(lǐng)先的綠氫系統(tǒng)解決方案及服務(wù)供應(yīng)商。

（2）2021年3月31日，西安隆基氫能科技有限公司注冊成立，注冊資本金3億元，隆基股份董事長李振國親自擔(dān)任法定代表人、董事長兼總經(jīng)理，體現(xiàn)出隆基對氫能發(fā)展利用的重視；該公司未來發(fā)展重點將主要聚焦制氫環(huán)節(jié)，李振國也曾表示“把綠氫變得低廉便宜也是隆基下一步要建立的能力”。此外，隆基股份于2021年4月13日與中國石化簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，未來將在分布式光伏、光伏+綠氫、化工材料等多領(lǐng)域形成深度的合作關(guān)系，共同開拓清潔能源應(yīng)用市場。2021年5月31日，隆基新型氫能裝備項目正式落戶無錫，該項目一期注冊資本1億元，投資總額3億元，預(yù)計到2022年底將達(dá)到年產(chǎn)1.5GW氫能裝備的能力。

（3）2021年4月20日，由寶豐能源組織實施的“國家級太陽能電解水制氫綜合示范項目”在寧夏正式投產(chǎn)，包括20萬千瓦光伏發(fā)電裝置和產(chǎn)能為2萬標(biāo)方/小時的電解水制氫裝置，是目前全球單場規(guī)模最大、單臺產(chǎn)能最大的電解水制氫項目。公司計劃用20年時間，實現(xiàn)以新能源制取的綠氫替代燃料煤制氫，使公司擺脫煤炭資源制約，實現(xiàn)二氧化碳的近零排放。

中游加氫：中國石化、中國石油

（1）2021年3月，中國石化計劃在“十四五”期間規(guī)劃布局1000座加氫站或油氫合建站，這一規(guī)模約為2020年底全國加氫站總數(shù)的8倍。此外，2020年9月?lián)碛兄袊灾髦R產(chǎn)權(quán)的首套高純氫氣生產(chǎn)示范裝置在高橋石化成功投產(chǎn)，推動公司2020年年產(chǎn)氫氣量超過350萬噸。中國石化正積極調(diào)整加氫站規(guī)劃布局，確保氫能成為中國石化最具競爭力的戰(zhàn)略新興業(yè)務(wù)與實踐綠色低碳新發(fā)展理念的新標(biāo)桿。

（2）2021年5月18日，中國石油直屬科研機構(gòu)中國石油石油化工研究院正式成立氫能、生物化工和新材料三個新研究所。中國石油早在2018年起便積極布局氫能供給產(chǎn)業(yè)鏈，先后在張家口、北京、上海臨港等地推動加氫儲氫相關(guān)設(shè)施的建設(shè)。

下游用氫：濰柴動力、寶武集團、國家電投

（1）2021年4月23日，濰柴動力定增方案獲批，擬投資20億元用于燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)項目，達(dá)產(chǎn)后可形成年產(chǎn)2萬氫燃料電池、3萬臺新型燃料電池的相關(guān)產(chǎn)能布局。公司自2016年收購弗爾賽正式布局燃料電池領(lǐng)域，并先后于2018年5月和11月收購英國錫里斯19.9%和巴拉德20%股份，進一步加大在燃料電池領(lǐng)域的研發(fā)和布局。2021年4月，國家燃料電池技術(shù)創(chuàng)新中心和“氫進萬家”科技示范工程兩大國家級項目同時啟動并由濰柴動力擔(dān)綱建設(shè)，體現(xiàn)出公司在燃料電池領(lǐng)域的技術(shù)領(lǐng)先實力。

（2）2021年3月，寶武集團旗下的全球低碳創(chuàng)新研究基地——八一鋼鐵的富氫碳循環(huán)高爐試驗項目已啟動第二階段的工程建設(shè)，成功后再大幅提高冶煉爐利用系數(shù)的同時還可以減少30%的二氧化碳排放。早在2019年寶武清潔能源公司正式成立，持續(xù)推進氫能業(yè)務(wù)并驅(qū)動鋼鐵能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化，緩解能源約束，支撐主業(yè)低碳冶煉，助推國家氫能發(fā)展與低碳社會構(gòu)建。

（3）國家電投早于2017年5月便注冊成立國家電投集團氫能科技發(fā)展有限公司，意在國家電投整體氫能產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略布局框架下高起點、快節(jié)奏的開展氫能產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵科技核心創(chuàng)新，主要在燃料電池研發(fā)、動力系統(tǒng)研發(fā)、制儲技術(shù)研究等方面實現(xiàn)突破；2021年1月，國家電投氫能公司舉行了A輪融資引戰(zhàn)簽約儀式，與未來科學(xué)城、國家電投中央研究院、嘉興氫合等股東簽署增資協(xié)議，為氫能公司的發(fā)展繼續(xù)賦能出力。公司有望利用其在可再生能源發(fā)電、儲能、氫能等方面的綜合布局，打通可再生能源發(fā)電+儲能（氫氣）全產(chǎn)業(yè)鏈。

2、發(fā)展目標(biāo)：低碳前提下降本+規(guī)?；?/p>

整個氫能產(chǎn)業(yè)鏈涉及的行業(yè)廣泛，從上游的制氫、到中游的儲運、再到下游的氫能應(yīng)用，涵蓋能源化工、交通運輸和機械設(shè)備等多個行業(yè)。目前我國主要的氫能產(chǎn)業(yè)鏈鏈條為煤制氫→高壓氣氫集束管車運輸→工業(yè)應(yīng)用（合成氨、甲醇等）；未來隨著技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)規(guī)模的快速發(fā)展，最具實用性、經(jīng)濟性和可持續(xù)發(fā)展?jié)摿Φ膽?yīng)用路線將轉(zhuǎn)變?yōu)殡娊馑茪洹簹?管輸→工業(yè)+交通+建筑+儲能全方位應(yīng)用。

根據(jù)EnergyTransitionsCommision在《MakingtheHydrogenEconomyPossible》的預(yù)測，全球的氫能需求有望從2020年的1.15億噸提升至2050年的超過10億噸，其中：用于終端消費的氫能需求有望突破5億噸（主要集中在工業(yè)端的水泥、鋼鐵、化工等細(xì)分行業(yè)，以及建筑端的供暖使用）；用于綠色氨氣生產(chǎn)和合成燃料生產(chǎn)的氫能需求分別為0.8和1億噸（均集中在交通領(lǐng)域，其中在船運領(lǐng)域氫能需求有望占終端需求的80%）；儲能領(lǐng)域未來的氫能應(yīng)用規(guī)模仍有不確定性（占未來儲能需求的2~5%），范圍從0.8億噸~2.7億噸不等。

在當(dāng)前時點來看，技術(shù)最成熟、未來發(fā)展前景相對最為廣闊的是交通領(lǐng)域的燃料電池汽車。汽、柴油作為傳統(tǒng)車用燃料，統(tǒng)治汽車領(lǐng)域約百年的時間，在新能源革命的大潮及全球碳中和的趨勢下，車用動力的變革已經(jīng)開始，“用得起、買得起”已經(jīng)成為不同動力汽車能否商業(yè)化推廣放量的關(guān)鍵。

“用得起”：燃料要清潔、且成本要低。根據(jù)歐陽明高2021年中國電動汽車百人會發(fā)言，從基于可再生能源的能源動力組合全鏈條能效分析，如果能源供給側(cè)端的電價相同，總體能效差別等于成本差別，充電電池能做的事情就可以不用氫燃料電池，因為制氫的電價不會比充電電價更便宜（綜合效率方面，電動車（77%）＞燃料電池（30%）＞內(nèi)燃機（13%））。有一些場景用氫燃料依然是不錯的選擇：長距離客、貨運（重卡、大巴、公交）、鋰電能量衰減比較快的地區(qū)（北方）、物流叉車、輪船等，以及大規(guī)模儲能、工業(yè)原料。

我們基于當(dāng)前各類動力汽車能源成本的經(jīng)濟性測算也可以得出類似結(jié)論：當(dāng)前時點在乘用車方面，電動（插電混動）汽車的經(jīng)濟性遠(yuǎn)好于汽油車和燃料電池車（對于轎車類型，電動車的百公里成本約10元，而汽油和燃料電池車的百公里成本分別達(dá)到33元和63元）。

而對于燃料電池發(fā)展最快的重卡，雖然當(dāng)前時點燃料電池重卡仍不具優(yōu)勢，但隨著規(guī)?；耐七M、技術(shù)的進步、以及加氫成本的下降，2030年燃料電池重卡在政府補貼支持的情況下（約9萬美元或60萬人民幣）經(jīng)濟性已經(jīng)可以和柴油重卡媲美；到了2050年燃料電池重卡經(jīng)濟性有望優(yōu)于柴油重卡。

“買得起”：通過技術(shù)研發(fā)、規(guī)模化降本，使汽車購買成本下降，達(dá)到可平價消費區(qū)間。目前看，鋰電池車購買成本已經(jīng)可以與傳統(tǒng)燃油車相抗衡，進入市場化快速放量階段；氫能燃料電池車目前因為還處于規(guī)?；跗冢孕枰?-10年時間通過規(guī)?；当荆鳛殇囯姷幕パa，未來也值得期待。

2.1、上游：電力降本助力綠氫“用得起”

灰氫不可取，藍(lán)氫可以用，廢氫可回收，綠氫是方向

制氫是氫能產(chǎn)業(yè)鏈的最前端環(huán)節(jié)，當(dāng)前技術(shù)路線多元化不存在單一最優(yōu)模式，需要因地制宜選擇適合所在地資源稟賦、經(jīng)濟條件等客觀環(huán)境的制氫手段。制備氫氣的方法已較為成熟，從多種來源中都可以制備氫氣，每種技術(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同，主要分為四種技術(shù)路線：工業(yè)尾氣副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫等。而按照制氫的清潔程度（一般是碳排放量）分類，（1）以化石能源為原料，通過甲烷重整等方法生產(chǎn)的氫氣稱為灰氫，碳排放量相對最高；（2）在以化石能源為原料的制作過程中增加碳捕捉和貯存環(huán)節(jié)，進而生產(chǎn)的氫氣成為藍(lán)氫，碳排放量相對較低；（3）可再生能源電解水得到的氫氣為綠氫，生產(chǎn)過程可以基本做到零碳排放。

化石燃料制氫有著更高的效率，但是其全生命周期碳排放量遠(yuǎn)高于其他方式。雖然使用化石燃料制氫（煤、天然氣等）擁有超過80%的利用效率，但是其制氫的全生命周期平均二氧化碳排放量近14kgCO2/kgH2；作為對比，雖然可再生能源制氫的利用效率約為30%（主要是電解水環(huán)節(jié)的能量損耗較高），但其全生命周期平均二氧化碳排放量僅不到2kgCO2/kgH2，在當(dāng)前“碳達(dá)峰、碳中和”背景下更具發(fā)展?jié)摿Α?/p>

展望未來，綠氫生產(chǎn)有望基本實現(xiàn)零碳排放。未來隨著電解水技術(shù)的持續(xù)進步、可再生能源發(fā)電規(guī)模的持續(xù)發(fā)展、設(shè)備利用小時數(shù)的持續(xù)提升，2050年可再生能源發(fā)電制氫的全生命周期二氧化碳排放量有望降至0.5kgCO2/kgH2,LHV左右。

綠氫生產(chǎn)成本仍相對較高，未來降本空間潛力較大，且碳稅的增加有望加快綠氫對其他能源類型的替代。在現(xiàn)有技術(shù)和規(guī)模的情況下，綠氫的生產(chǎn)成本仍相對較高（約4美元/kgH2，灰氫和藍(lán)氫的生產(chǎn)成本在1.5~2美元/kgH2左右）；但是隨著可再生能源電價的持續(xù)降低和電解槽技術(shù)的提升，綠氫生產(chǎn)成本仍將持續(xù)下降；如果考慮到碳稅在未來的引入（假設(shè)50美元/噸），則綠氫的生產(chǎn)成本分別有望在2030/2032/2038年超過藍(lán)氫/灰氫/LNG（亞洲）。

綠氫降本核心：電價降低&電解槽降本

當(dāng)前綠氫生產(chǎn)成本中占比較高的是電價和設(shè)備成本，占比分別達(dá)到50%和40%，因此未來綠氫生產(chǎn)降本的核心也在上述兩個環(huán)節(jié)。根據(jù)IRENA的研究結(jié)果，當(dāng)電解槽設(shè)備成本降低超過80%，可再生能源電價從當(dāng)前的53降至20美元/MWh（約0.1元/kWh），輔以電解效率、滿載小時、電解槽壽命等因素的提升，未來綠氫成本有望降低至1美元/kgH2。

（1）新能源發(fā)電成本（尤其是光伏）未來仍將保持快速下降趨勢。根據(jù)IRENA數(shù)據(jù)，全球可再生能源LCOE在2010-2019年均呈現(xiàn)下降態(tài)勢，其中光伏裝機LCOE從2010年的0.378美元/kWh下降82%至2019年的0.068美元/kWh（約0.4元/kWh），陸上風(fēng)電裝機LCOE從2010年的0.086美元/kWh下降38%至2019年的0.053美元/kWh（約0.34元/kWh）。展望未來，光伏行業(yè)仍有希望通過技術(shù)進步持續(xù)降本，N型硅料、顆粒硅、大尺寸、TOPCon、HJT及疊瓦等提效降本技術(shù)會持續(xù)推進可再生能源電價持續(xù)下降。

（2）電解槽技術(shù)進步和規(guī)模提升帶來成本下降。當(dāng)前電解槽效率約為55kWh/kgH2（即生產(chǎn)1立方氫需要約4.5度電），單位造價約為400美元/kW；隨著更大的槽體、更優(yōu)秀的制造工藝、以及更好的質(zhì)量品控，輔以在其他環(huán)節(jié)技術(shù)和材料的優(yōu)化（如更薄的隔膜、更高效的催化劑、減少稀有金屬的使用等），未來電解槽的效率有望降低至40kWh/kgH2（即生產(chǎn)1立方氫需要約3.7度電），同時電解系統(tǒng)造價也有望降低至200美元/kW，從而推動綠氫生產(chǎn)成本持續(xù)下降。

綜上所述，當(dāng)前綠氫的生產(chǎn)成本約4~5美元/kgH2（約25~30元/kgH2），相較灰氫（約1~2美元/kgH2）仍處于高位，但是未來隨著電解槽技術(shù)的持續(xù)進步和氫氣生產(chǎn)規(guī)模的不斷提升，疊加可再生能源發(fā)電技術(shù)持續(xù)發(fā)展所帶來的電價降低，綠氫的生產(chǎn)成本有望降至1美元/kgH2，和其他制氫方式、乃至其他化石能源相比均具有一定的經(jīng)濟競爭力；此外，在碳中和背景下，未來碳價的引入和提升將進一步提升綠氫的競爭力（因其碳排放相較其他制氫方式和化石能源具有顯著優(yōu)勢）。發(fā)展過程中的核心關(guān)鍵點在于：

（1）可再生能源電價的持續(xù)降低，從當(dāng)前的53美元/MWh（約0.35元/度）降低至20美元/MWh（約0.15元/度）。（2）電解槽技術(shù)和制氫規(guī)模提升所帶來的單位資本開支下降，從當(dāng)前的7000元/kW左右降低至1000元/kW。

2.2、中游：加氫站建設(shè)實現(xiàn)氫氣“用得到”

在全球氫能行業(yè)快速發(fā)展的背景下，作為產(chǎn)業(yè)上游制、儲環(huán)節(jié)與下游應(yīng)用市場的樞紐，加氫站的建設(shè)受到了各個國家和地區(qū)的高度重視。燃料電池車是氫能應(yīng)用的重要一環(huán)，其與氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的發(fā)展密切相關(guān)；全球加氫站建設(shè)從2016年起逐步提速，根據(jù)H2Stations的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年全球加氫站數(shù)量新增119座至553座，其中亞洲275座（主要集中在中國、日本、韓國）、歐洲200座（主要集中在德國、法國）、北美75座（主要集中在美國）。

根據(jù)香橙會研究院的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年中國新建加氫站47座，累計建成加氫站數(shù)量達(dá)118座；而根據(jù)中國氫能行業(yè)發(fā)展的遠(yuǎn)期規(guī)劃，2030年我國加氫站數(shù)量有望達(dá)到5000座，年均復(fù)合增長率超25%，和全球其他地區(qū)相比（美國5600座、歐洲3700座、日本900座）亦處于領(lǐng)先水平。

氫能產(chǎn)業(yè)集聚效應(yīng)顯著，產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)集中聚集地的氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)也依托其自身資源稟賦得到快速發(fā)展。我國現(xiàn)運營的加氫站主要集中在廣東、山東、上海、江蘇等四個省/市，加氫站數(shù)量占比超過50%。結(jié)合我國氫能產(chǎn)業(yè)整體布局來看，東部區(qū)域氫能利用產(chǎn)業(yè)主要集中在山東、江蘇和上海，該地區(qū)也是我國最早進行燃料電池研發(fā)與示范的地區(qū)；南部地區(qū)主要以廣東佛山和云浮為首，依托燃料電池汽車的大規(guī)模示范，該地氫能產(chǎn)業(yè)鏈逐步完善。國內(nèi)制氫企業(yè)分布也明顯呈現(xiàn)出東部沿海多內(nèi)陸少，北京、山東、江蘇、上海和廣東氫氣產(chǎn)量占全國制氫總量超過60%。

放眼全國，廣東省佛山市在加氫站建設(shè)方面行動最積極、政策最詳實，其加氫站建設(shè)補貼力度最大。2018年4月12日，《佛山市南海區(qū)促進加氫站建設(shè)運營及氫能源車輛運行扶持辦法（暫行）》出臺，對南海區(qū)加氫站建設(shè)及運營進行補貼，扶持辦法中對新建的固定式加氫站最高補貼金額達(dá)800萬元，是目前加氫站扶持政策中最高的，且當(dāng)?shù)仄髽I(yè)不僅可享受南海區(qū)的補貼政策，還可以同時享受上級相關(guān)補貼政策。

規(guī)模化降本可以實現(xiàn)加氫站成本的持續(xù)降低，進而推動加氫站建設(shè)提速

目前我國建設(shè)一個日均加氫量500kg的35MPa固定式加氫站的建設(shè)成本約1200萬元（對應(yīng)單位投資2.4萬元/kg·d）；而根據(jù)AhmadMayyas等人的研究結(jié)果，如果生產(chǎn)規(guī)模增加到100套/年，加氫站建設(shè)成本較2015年可降低40%左右。未來，隨著設(shè)備生產(chǎn)規(guī)模的擴大，規(guī)模經(jīng)濟影響顯著，壓縮系統(tǒng)、儲氫系統(tǒng)以及加氫系統(tǒng)的成本將明顯下降，外供氫高壓氫氣加氫站的總成本將有很大的下降空間。

國內(nèi)現(xiàn)階段主要為外供氫高壓氫氣加氫站，其最為重要、成本占比最高的是三大系統(tǒng)——壓縮、儲氫及加氫系統(tǒng)。根據(jù)AhmadMayyas等人的研究結(jié)果，隨著生產(chǎn)規(guī)模的增加，壓縮機加氫系統(tǒng)的單套成本降幅較為明顯，而儲氫系統(tǒng)成本的下降幅度相對有限。

此外，由于我國擁有更低的人力成本及建筑成本，使得我國在加氫站關(guān)鍵系統(tǒng)建設(shè)成本上較其他國家具有一定優(yōu)勢，但是成本降低的關(guān)鍵還是在于生產(chǎn)規(guī)模的擴大和技術(shù)的進一步發(fā)展，加速發(fā)展氫能利用產(chǎn)業(yè)，形成上下一體的商業(yè)化產(chǎn)業(yè)鏈及標(biāo)準(zhǔn)化部件迫在眉睫。

各類儲運方式的有機結(jié)合也是實現(xiàn)氫能“用得起、用得到”的重要一環(huán)

除了加氫站建設(shè)以外，過程中的氫氣儲存和運輸同樣對下游氫氣使用的可行性和經(jīng)濟性有著重要影響。氫氣的儲運技術(shù)主要分為氣態(tài)和液態(tài)兩類（固態(tài)儲氫的技術(shù)可行性仍有待進一步驗證和研究），其中高壓氣態(tài)運輸由于技術(shù)實現(xiàn)簡單及成本低等特征，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運輸次之。

氫氣儲存方面，在未來有大規(guī)模氫氣存儲需求的可能性下，利用鹽?/巖洞進行氫氣儲存（配合管網(wǎng)運輸）是大規(guī)模氫氣儲存的最佳方式（低成本、高可行性），但是該類儲存方式受到天然地理條件的直接制約，對于天然鹽礦床資源缺乏區(qū)域并不具備可行性；目前在氫氣用量相對較小且運輸半徑有限的情況下，采用高壓氣態(tài)儲存在經(jīng)濟性和實用性上最優(yōu)，而隨著技術(shù)的進步和運輸半徑的提升，液氫儲運將具備一定的競爭力。

綜合考慮氫氣儲存+運輸背景下并不存在最優(yōu)選項，不同運距和氫氣運量決定了不同類型儲運方式的經(jīng)濟性和競爭力；未來的發(fā)展方向是根據(jù)不同運距和氫氣用量選擇最優(yōu)的氫氣儲運方式混合使用。綜合考慮氫氣的儲存成本、運輸成本、以及不同形態(tài)的轉(zhuǎn)換成本等多方面因素，在不同的氫氣運量和運距情境下，主要的三類氫氣儲運技術(shù)各具競爭優(yōu)勢：（1）在氫能行業(yè)發(fā)展初期，氫氣用量及運輸半徑相對較小，此時高壓氣態(tài)運輸?shù)霓D(zhuǎn)換成本較低更具性價比；（2）隨著氫能行業(yè)步入快速發(fā)展期，氫氣需求半徑將逐步提升，液氫運輸擁有更高的載氣量從而更具優(yōu)勢（當(dāng)運距＞300~400km）；（3）隨著氫能行業(yè)的需求進一步提升，氫氣用量和運量將顯著增加，在此背景下通過管道直接運輸氫氣將更具成本優(yōu)勢（當(dāng)氫氣運量＞10t/d）。

綜上所述，雖然和制氫相比，在行業(yè)發(fā)展初期氫氣儲運及加注的成本占比相對較低，但是隨著氫氣用量和需求半徑的逐步提升，氫氣儲運及加注亦將對氫氣的下游應(yīng)用起到重要影響；未來隨著加氫站數(shù)量和規(guī)模的持續(xù)提升，以及技術(shù)進步下多種儲運方式的合理化運用，氫氣儲運加注環(huán)節(jié)有望持續(xù)實現(xiàn)成本的降低和可行性的提升。發(fā)展過程中的核心關(guān)鍵點在于：

（1）降本核心在加氫站。氫氣儲運環(huán)節(jié)綜合成本下降空間有限（更多是不同情境下選擇合適的儲運方式），而加氫站的加注成本將隨著加氫站鋪開（數(shù)量+規(guī)模）而帶來單位固定資產(chǎn)投資成本的顯著降低，進而降低加注成本；此外，加氫站建設(shè)規(guī)模的擴大也更加利于下游對氫氣的使用便利性，從而提升氫氣用量以攤薄整體的使用成本。

（2）不同儲運方式的合理化應(yīng)用仍需要技術(shù)進步和持續(xù)的投資。短距離低用量（城市內(nèi)）適合高壓氣態(tài)儲運，但是需要高壓容器的投資建設(shè)；中距離低用量（城際間）適合液氫儲運，但是仍需要技術(shù)進步推動降本；長距離高用量（洲際間）適合管網(wǎng)運輸，但是需要高額的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)投資。

2.3、下游：規(guī)模化降本實現(xiàn)燃料電池車“買得起”

由于產(chǎn)量規(guī)模仍然較小，燃料電池系統(tǒng)成本仍然較高，因此現(xiàn)階段整車成本仍然高于動力電池汽車和燃油車，這是制約燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展的因素之一。

我國燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)起步晚，增速快，目前仍處于發(fā)展初期。相較于國外在二十世紀(jì)九十年代開啟燃料電池技術(shù)在民用汽車的應(yīng)用，我國的燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展始于2001年被列入國家五年發(fā)展計劃；在政策的高度支持（國家購置補貼、地方政府補貼、其他新能源汽車優(yōu)惠政策、“雙積分”政策）和15余年的技術(shù)積累下，通過國家項目引導(dǎo)、校企聯(lián)合開發(fā)、重大活動試運營等方式，相關(guān)企業(yè)逐步完成燃料電池汽車技術(shù)探索和優(yōu)化，目前已達(dá)到量產(chǎn)、投放市場的標(biāo)準(zhǔn)。2016年起我國燃料電池汽車推出規(guī)模破百輛，2016-2019年銷量CAGR達(dá)63%；2020年燃料電池汽車產(chǎn)銷量分別為1126/1127輛，同比下降60%/59%，系疫情影響。

2021Q1，我國燃料電池車產(chǎn)銷量分別為104/150輛，同比下降43%/27%，但Q1公開的燃料電池車招標(biāo)及中標(biāo)信息數(shù)量已達(dá)805輛，已超去年銷量的65%，全年燃料電池車產(chǎn)銷有望再創(chuàng)新高。

燃料電池車發(fā)展初期，規(guī)模效應(yīng)對降本的效果最為顯著。據(jù)美國能源部在2018年的測算，當(dāng)年產(chǎn)量由1000套增加到10000套時，電堆成本可降低63%，且隨著產(chǎn)量規(guī)模不斷上升，降本幅度呈現(xiàn)逐年降低態(tài)勢。

實現(xiàn)規(guī)?；院?，雙極板和催化劑材料成本占據(jù)主導(dǎo)地位，未來的降本更多取決于技術(shù)進步和材料升級。當(dāng)生產(chǎn)規(guī)模由1萬套/年增長至50萬套/年時，質(zhì)子交換膜和氣體擴散層成本仍舊會隨著規(guī)模擴大而降低，但此時電堆成本主要由電極催化劑和雙極板的材料用量及價格決定，這與技術(shù)及工藝水平密切相關(guān)。此外，根據(jù)美國能源部在2016年和2018年的測算數(shù)據(jù)，在年產(chǎn)量1000套時技術(shù)進步帶來的降本幅度約為22%；而當(dāng)年產(chǎn)量達(dá)500000套時，材料優(yōu)化及技術(shù)進步所帶來的降本幅度可達(dá)33%。

行業(yè)發(fā)展方面，我國則是以政策引導(dǎo)的區(qū)域市場模式，由“短期示范——公交、物流領(lǐng)域示范運行——城市群示范”，逐步邁入商業(yè)化推廣階段。

2016年前，我國燃料電池汽車的應(yīng)用以依托北京奧運、上海世博會等重大活動開展短期示范運行為主。

2016年后，燃料電池汽車在公交、物流等領(lǐng)域開展有規(guī)模、長期的示范運行和商業(yè)化推廣。

2020年，《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》發(fā)布，基于城市群示范的補貼積分政策出臺，“以獎代補”方式，有助于實現(xiàn)關(guān)鍵技術(shù)突破，構(gòu)建完整產(chǎn)業(yè)鏈，并推動規(guī)?；?、產(chǎn)業(yè)化。

在此背景下，2020年9月，財政部為首的五部門發(fā)布《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》，將對燃料電池汽車的購置補貼政策，調(diào)整為燃料電池汽車示范應(yīng)用支持政策，對符合條件的城市群開展燃料電池汽車關(guān)鍵核心技術(shù)產(chǎn)業(yè)化攻關(guān)和示范應(yīng)用給予獎勵。當(dāng)下的氫燃料電池產(chǎn)業(yè)正處于2009年電動汽車行業(yè)的“十城千輛”階段，燃料電池的“十城千輛”、“以獎代補”政策將開啟燃料電池產(chǎn)業(yè)化序幕。

不同類型動力汽車的碳排放水平和經(jīng)濟性比較

針對于不同車用動力源的全生命周期排碳水平，全球氫燃料電池龍頭巴拉德公司也進行了測算，其核心結(jié)論在于：能源供給側(cè)的清潔程度是決定因素，無論是鋰電池汽車還是氫燃料電池車，如果電力或者氫氣來自于化石能源，那么其排碳水平依然較高。所以若要能源需求側(cè)的汽車使用端減碳，還是需要推動供給端清潔能源的使用；如果該前提達(dá)成，那么鋰電池汽車和氫燃料電池汽車全生命周期排碳水平分別為65-75CO2eg/km、60-70CO2eg/km，并無顯著差異。

除了碳排放端充電汽車和燃料電池汽車無明顯差異外，在經(jīng)濟性方面燃料電池汽車亦不具備任何優(yōu)勢。根據(jù)我們測算，在乘用車領(lǐng)域：

（1）2020年加氫站氫氣售價約為10美元/kgH2（約67元/kgH2），對應(yīng)百英里成本超過15美元（對應(yīng)百公里成本約65元），燃料電池車在“用得起”方面仍不具備任何優(yōu)勢。

（2）未來隨著可再生能源電價的持續(xù)降低（假設(shè)降至20美元/MWh，約0.14元/度）、液氫運輸技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用、以及用氫規(guī)模提升（單一加氫站400kg/d）所帶來的單位加注成本攤薄，加氫站氫氣售價有望降至4.97美元/kgH2（約36元/kgH2），對應(yīng)百英里成本有望降至7.75美元（對應(yīng)百公里成本約31元），已經(jīng)與汽油車的百英里成本8.23美元（對應(yīng)百公里成本33元）處于同一水平。

（3）當(dāng)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展步入成熟期，隨著電價的進一步下降（假設(shè)2050年降至14美元/MWh，約0.1元/度）、管道儲運的鋪開、用氫規(guī)模再度提升（單一加氫站1000kg/d）帶來的單位加注成本攤薄，加氫站氫氣售價有望進一步降低至3.02美元/kgH2（約20元/kgH2），對應(yīng)百英里成本有望進一步降至4.72美元（對應(yīng)百公里成本約19元）；但是和電動車相比，其能量轉(zhuǎn)換效率的明顯差距（30%vs77%）使得電動車在能源成本端仍具有明顯優(yōu)勢（百公里成本10元vs19元）。

綜上所述，隨著氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)和規(guī)模的持續(xù)發(fā)展，“用得起、用得到”將隨著上游中游各環(huán)節(jié)的持續(xù)推進而逐步實現(xiàn)，在特定使用場景下“買得起”也有實現(xiàn)的可能。

3、下游應(yīng)用展望：車、儲、用共同發(fā)展

3.1、燃料電池車：國產(chǎn)化提速，規(guī)?；拯c在即

各環(huán)節(jié)國產(chǎn)化程度不同，推進國產(chǎn)化是重中之重。根據(jù)燃料電池汽車系統(tǒng)的組成，我們把燃料電池汽車的產(chǎn)業(yè)鏈從上游到下游依次化分為電堆及其零部件、輔助件及系統(tǒng)集成、整車制造及應(yīng)用：

（1）上游:電堆及其零件/材料是整個燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的核心，技術(shù)門檻較高。目前這一領(lǐng)域主要以國外供應(yīng)商為主。

（2）中游：將電堆和輔件集成為燃料電池系統(tǒng)。輔件的關(guān)鍵零部件是空壓機。系統(tǒng)不同的集成方案以及控制算法對系統(tǒng)的性能和可靠性有很大影響。

（3）下游：整車集成及運用。整車集成核心是動力系統(tǒng)匹配、熱管理設(shè)計、能量管理策略。

（1）上游電堆及其零部件：高成本、高壁壘，外資為主

國內(nèi)燃料電池系統(tǒng)的電堆主要來自國外供應(yīng)商。根據(jù)OFweek數(shù)據(jù)，2018年出貨量最大燃料電池系統(tǒng)供應(yīng)商為北京億華通，2019年上半年為重塑科技。北京億華通和重塑科技的燃料電池系統(tǒng)主要使用來自加拿大巴拉德（Ballard）和水吉能（Hydrogenics）的電堆。

上汽入股的新源動力自主開發(fā)的電堆在上汽大通V80燃料電池輕客和榮威950燃料電池轎車中批量使用；億華通子公司上海神力的電堆開始在公交上投入使用；雄韜股份在2017年布局燃料電池產(chǎn)業(yè)，已經(jīng)在電堆、膜電極進行了布局；愛德曼氫能源的金屬雙極板電堆和系統(tǒng)應(yīng)用于東風(fēng)的物流車；明天氫能公司依托同濟大學(xué)和中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所積累了開發(fā)雙極板、膜電極、電堆的技術(shù)。不過，電堆的關(guān)鍵零部件和材料還需依靠國外廠商。

（2）中游系統(tǒng)集成：群雄逐鹿，向上游延伸

系統(tǒng)集成是指為電堆設(shè)計匹配空氣進氣系統(tǒng)、熱管理系統(tǒng)和供氫系統(tǒng)，組成完整燃料電池系統(tǒng)的環(huán)節(jié)。國內(nèi)系統(tǒng)集成廠商眾多，競爭激烈。為建立壁壘，系統(tǒng)集成廠商向上電堆拓展，或通過參股/合資等形式與海外先進電堆供應(yīng)商合作，或扶持國內(nèi)潛在電堆廠商。

（3）下游整車制造及應(yīng)用：規(guī)模較小，競爭格局未穩(wěn)定

目前國內(nèi)燃料電池主要應(yīng)用于商用車領(lǐng)域，分別有兩大類：燃料電池公交車和燃料電池貨車（含專用車）。根據(jù)工信部產(chǎn)品公告信息，燃料電池貨車OEM主要為中通、東風(fēng)和青年曼。燃料電池客車OEM較多，約有宇通客車、福田汽車、中通汽車等15家整車廠推出產(chǎn)品。我們認(rèn)為，現(xiàn)階段的下游整車市場有以下幾個特點：

1）技術(shù)壁壘不高。許多燃料電池汽車廠商限于自身技術(shù)能力有限，靠燃料電池系統(tǒng)集成商提供整車動力系統(tǒng)工程解決方案。

2）配套關(guān)系較為分散?，F(xiàn)階段燃料電池系統(tǒng)供應(yīng)商繁多，出于考察不同供應(yīng)商并尋找可靠合作伙伴的目的，整車廠商傾向于采用多家供應(yīng)商的燃料電池系統(tǒng)。未來，隨著部分系統(tǒng)廠商實力得到市場的認(rèn)可，整車廠商或?qū)p少供應(yīng)商家數(shù)，與特定供應(yīng)商建立穩(wěn)定合作關(guān)系。福田汽車-億華通、佛山汽車-廣東國鴻、上汽大通-上海捷氫等已建立合作關(guān)系。

3）產(chǎn)品銷量波動較大。2017年與2018年產(chǎn)量前三的廠商均不相同，表明當(dāng)前市場暫無絕對市場龍頭。燃料電池汽車市場還未成熟，銷量依賴政府采購，需求并不穩(wěn)定，多數(shù)地方僅是小批量的示范運行。同時，地方政府難免會有扶持地方企業(yè)的考慮，這就形成企業(yè)銷量起伏大的特點。

與純電動汽車一樣，燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的技術(shù)瓶頸在上游。目前，國內(nèi)電堆及其零部件還依賴于國外廠商。許多企業(yè)選擇從中游系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)切入產(chǎn)業(yè)，并積極向上延伸布局。燃料電池汽車運用規(guī)模較小，對下游整車廠商利潤貢獻(xiàn)不明顯，當(dāng)前整車廠以技術(shù)積累、構(gòu)建合作關(guān)系為主，整車產(chǎn)業(yè)還未形成穩(wěn)定競爭格局。未來，隨著運用規(guī)模提升，補貼或退坡/退出，行業(yè)或面臨洗牌。掌握上游核心技術(shù)的電堆/系統(tǒng)供應(yīng)商、下游傳統(tǒng)整車龍頭有望在競爭中取得優(yōu)勢。

補貼積分政策引導(dǎo)，助力關(guān)鍵零部件國產(chǎn)攻關(guān)?！耙元劥a”政策通過加快帶動相關(guān)基礎(chǔ)材料、關(guān)鍵零部件和整車核心技術(shù)研發(fā)創(chuàng)新，規(guī)?；档统杀?，實現(xiàn)關(guān)鍵技術(shù)突破，構(gòu)建完整產(chǎn)業(yè)鏈。

龍頭燃料電池公司股價復(fù)盤

氫能及燃料電池行業(yè)目前仍處于發(fā)展初期，各國政策是行業(yè)發(fā)展的決定性因素。當(dāng)前產(chǎn)業(yè)核心競爭力是降低成本，碳中和大背景對于行業(yè)的發(fā)展是至關(guān)重要的。普拉格能源是專注于物料搬運市場的美國燃料電池系統(tǒng)商、巴拉德動力系統(tǒng)是加拿大燃料電池解決方案提供商、億華通是中國氫燃料電池發(fā)動機廠商，三者均深耕于氫能源電池市場，股價主要受到國家政策扶持和近年來量化寬松政策的影響，三者股價走勢相對一致。普拉格的股價走勢領(lǐng)先，帶動了巴拉德和億華通的股價。

美國能源部和國防部是發(fā)展氫能和燃料電池的兩大核心部門。2014年，在美國能源部的大力支持下，美國公司在燃料電池和氫技術(shù)方面實現(xiàn)了生產(chǎn)成本和產(chǎn)品性能的重要技術(shù)突破，普拉格和巴拉德股價在短時間內(nèi)上漲了近4倍。2019年12月，歐盟發(fā)布《歐洲綠色協(xié)議》；2020年7月，歐洲發(fā)布《歐盟氫能戰(zhàn)略》，隨后歐洲各國均發(fā)布國家氫戰(zhàn)略政策；拜登上臺后推行“綠色新政”，推廣新能源汽車。以上均推動著氫能行業(yè)的快速發(fā)展。

三家公司均布局產(chǎn)業(yè)縱向一體化。巴拉德動力系統(tǒng)的核心科技是電堆技術(shù)，并逐漸向下游拓展渠道；普拉格能源起初是系統(tǒng)集成商，而億華通主營業(yè)務(wù)是燃料電池系統(tǒng)，二者均通過與下游客戶進行綁定，增強公司競爭力。

我們認(rèn)為，電堆是燃料電池公司的核心技術(shù)，目前處于行業(yè)初期，在技術(shù)仍不成熟的情況下，燃料電池公司需要不斷拓展下游客戶；在未來的5-10年，技術(shù)已成熟且市場放量后，整個行業(yè)才能穩(wěn)定走向上坡路。在當(dāng)前行業(yè)背景下，（1）行業(yè)仍處于起步高速發(fā)展期，龍頭公司利潤均為負(fù)；（2）研發(fā)投入均較高，經(jīng)營產(chǎn)生的利潤用于研發(fā)支出。因此我們認(rèn)為運用PS估值法相對合理。

影響PS估值的重要因素：

銷量：2012年特斯拉推出新品ModelS，銷量快速攀升收入大幅提升，PS從2011年的5左右提升至2012年的20；

客戶：普拉格在2015年成為沃爾瑪重要供應(yīng)商，疊加新品推出帶動公司收入提升，PS從13年底的5左右提升至2014年的20；

市場：巴拉德在2018年達(dá)成具有歷史意義的戰(zhàn)略合作并深度開拓中國市場，PS從18年中的5左右提升至20年初的20；政策：疫情背景下美國財政“大放水”，疊加2020年底拜登上臺重啟美國交通新能源革命，新能源車相關(guān)公司估值均有顯著提升，巴拉德和普拉格2021年初PS高點近100。

3.2、儲能：氫儲能能量密度高，大規(guī)模儲能極具潛力

碳中和背景下儲能不可或缺，氫儲能將占據(jù)一席之地

高比例可再生能源需要大量儲能，儲能迎來發(fā)展機遇。碳中和背景下可再生能源將得到大力發(fā)展，但由于其與用電負(fù)荷并不匹配，需要大量的儲能承擔(dān)削峰填谷的作用。另外，“30·60雙碳目標(biāo)”的提出必將加快推動風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展，高比例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力將提出更高要求，這就給儲能發(fā)展帶來了新機遇。

儲能按照能量存儲形式可分為電儲能、熱儲能、氫儲能。電儲能主要包含抽水儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等機械儲能技術(shù)；以及鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池等電化學(xué)儲能技術(shù)。

由于場景的多樣性、各儲能技術(shù)與降本的情況，未來會是百花齊放的局面。各儲能技術(shù)根據(jù)其輸出功率、能量密度、儲能容量、充放電時間等特點，將在不同的應(yīng)用場景發(fā)揮最優(yōu)儲能效果。

對可再生和可持續(xù)能源系統(tǒng)而言，氫氣是一種極好的能量存儲介質(zhì)。氫能是一種理想的二次能源，燃燒產(chǎn)物為水，是最環(huán)保的能源形式，它既能以氣、液相的形式存儲在高壓罐中，也能以固相的形式儲存在儲氫材料中，如金屬氫化物、配位氫化物、多孔材料等。氫儲能能量密度高、運行維護成本低、可長時間存儲且可實現(xiàn)過程無污染，是少有的能夠儲存百GWh以上，且可同時適用于極短或極長時間供電的能量儲備技術(shù)方式，被認(rèn)為是極具潛力的新型大規(guī)模儲能技術(shù)。

氫氣作為能源載體的優(yōu)勢在于：（1）氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術(shù)可實現(xiàn)高效率的相互轉(zhuǎn)換；壓縮的氫氣有很高的能量密度；（2）氫氣具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應(yīng)用的潛力，可將具有強烈波動特性的風(fēng)能、太陽能轉(zhuǎn)換為氫能，更利于儲存與運輸，所存儲的氫氣可用于燃料電池發(fā)電，或單獨用作燃料氣體，也可作為化工原料。

氫儲能經(jīng)濟性解析：成本下降仍較為依賴電解槽設(shè)備降本

氫儲能系統(tǒng)主要由電解水制氫和儲氫等兩大系統(tǒng)組成，在當(dāng)前技術(shù)背景和氫氣使用規(guī)模下，具體成分拆分如下：（1）電解設(shè)備使用PEM電解槽，設(shè)備系統(tǒng)成本約1000美元/kW（7000元/kW）；（2）儲氫系統(tǒng)使用70MPa儲氫罐，設(shè)備系統(tǒng)成本約150美元/kW（1000元/kW）；（3）BOP成本約1000元/kW。因此一套PEM電解+高壓儲氫罐的氫儲能系統(tǒng)的單位投資約9000元/kW。

作為對比，當(dāng)前電化學(xué)儲能系統(tǒng)的系統(tǒng)成本（磷酸鐵鋰）約為4800元/kW（1.2元/wh系統(tǒng)成本，4h備電時長），在成本端較氫儲能系統(tǒng)仍有明顯優(yōu)勢；目前在我國應(yīng)用最為廣泛的抽水蓄能系統(tǒng)成本約為7000元/kW，亦優(yōu)于氫儲能系統(tǒng)。未來氫儲能設(shè)備若想在經(jīng)濟性方面實現(xiàn)進步，主要有以下兩種方式（因我國地域資源限制，暫不考慮地下儲氫方式）：

（1）使用堿性電解+高壓儲氫。堿性電解槽設(shè)備已經(jīng)實現(xiàn)國產(chǎn)化（蘇州競立），目前系統(tǒng)成本可做到2000~3000元/kW，整體氫儲能系統(tǒng)的成本將降至4000~5000元/kW區(qū)間；但是堿性電解運維相對復(fù)雜且成本較高、實際電能消耗較大且需要穩(wěn)定電源，在適用場景和全生命周期成本方面仍有一定限制。

（2）PEM電解槽設(shè)備的持續(xù)降本。根據(jù)前文中2.1章節(jié)的展望和測算，若未來PEM電解槽設(shè)備系統(tǒng)成本降低至200美元/kW（約1300元/kW），整體氫儲能系統(tǒng)的成本將降至3000~4000元/kW區(qū)間，在經(jīng)濟性方面