国联证券氢能行业深度报告系列概要（附下载链接）

文章内容摘自国联证券氢能行业系列深度报告，系列报告共六篇：《“氢”洁世界，“能”创未来》，《绿氢——风正帆悬，平价在望》，《氢燃料电池汽车篇：氢风已至，蓄势待发》，《储运篇：氢经济发展之纽带，具备千亿市场潜力》，《膜电极篇》，《电氢替代迈入进行时》。六篇文章全面解读了氢能源的发展趋势、产业链关键环节、关键技术、政策导向及氢能源概念龙头股。

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一、“氢”洁世界，“能”创未来

氢能是我国解决能源安全及环境问题的重要能源途径。氢能核心优势在于清洁高效、可储可运、应用场景丰富、解决弃风光等，当前我国面临环境及能源安全双重考验，碳中和目标的提出更是要求我国加快向清洁能源转型，因此，氢能的发展将成为我国能源转型的关键补充。

我国已初步建立起氢能全产业链，产业发展路线清晰。氢能产业链包括制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。其中制氢端我国拥有丰富的氢能供给，约占全球氢能供给三分之一，储、运、加氢等基础设施建设有序进行，氢燃料电池性能已满足商业化需求。按照白皮书发展规划，未来我国氢能发展将分阶段稳步进行：1）制氢端短期优先选用工业副产氢，中期采用化石能源制氢结合碳捕捉技术，长期采用可再生能源电解水制氢；2）储运端将按照“低压到高压”“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力；3）燃料电池系统端将持续围绕功率、性能、寿命、成本四大要素而发展。具体应用集中在交通领域，从商用车切入、乘用车跟进。预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元，全国加氢站达到10000座以上，燃料电池汽车年产量达到520万辆。

氢&电耦合是构建我国现代能源体系的重要途径。我国能源发展逐步从总量扩张向提质增效转变，能源效率、能源结构、能源安全已成为影响我国能源高质量发展的三大关键所在。相比其他转型方式，氢能与电能结合将成为构建现代能源体系的重要途径。氢能与电能同属二次能源，更容易耦合电能、热能、燃料等多种能源并与电能一起建立互联互通的现代能源网络。更为重要的是，氢能可实现不连续生产和大规模储存，这将显著增加电力网络的灵活性。

政策扶持是大规模商业化的关键。从氢能实际应用来看，氢燃料电池汽车是氢能高效利用的最有效途径，当前氢能产业链已初具雏形，但燃料电池汽车的大规模商业化应用依然受经济性及实用性制约。因此，产业发展初期的政策扶持显得尤为重要，政策扶持下产业进入规模化-降本-开拓市场的良性内循环，此外，持续的技术进步也将反哺解决各环节核心技术的成本制约，进一步提升商业化竞争力。

二、绿氢——风正帆悬，平价在望

根据氢能生产来源和生产过程的排放情况，人们又将氢能分别称为：灰氢、蓝氢和绿氢。绿氢，是利用可再生能源（例如太阳能、风能、核能等）发电后转化为电能，将电能通过电解水制氢设备转化成氢能。因其制取过程中只产生水，碳排放可以达到净零。故绿氢被称为最纯正的绿色新能源，在全球新能源转型中扮演着重要角色。

中国承诺“双碳”目标，推动绿氢在脱碳领域规模化应用。随着我国“3060双碳”目标的提出，全社会生产资料将向着低碳化及净零排放方向发展，绿氢作为连接可再生能源与终端应用场景的绿色二次能源，将在工业、建筑、交通等领域扮演深度脱碳的重要角色。根据氢能联盟数据，在碳中和情形下，预计到2060年我国氢气的年需求量将由目前的0.37亿吨增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比由目前的5%提升至20%，工业及交通将是主要增量领域。碳中和的世界将高度依靠电力供能，电力将成为整个能源系统的支柱，尤其是风能和太阳能为代表的可再生能源电力。

到2030年可再生绿氢或将实现与灰氢平价。从当前绿氢产业发展阶段来看，整体处于产业导入阶段，制约绿氢产业规模化发展的核心因素在于制氢成本。通过对可再生电解水绿氢全生命周期成本的拆解及预测，到2030年国内一些可再生资源优势区域，其绿氢成本将实现与灰氢（10元/kg左右）平价，到2040年则基本实现平价。

三、氢燃料电池汽车：氢风已至，蓄势待发

“以奖代补”政策实施，氢燃料电池车产业化提速。氢燃料电池凭借能效高、零排放等能源优势，将成为氢能在交通运输领域核心增量应用。在“2060碳中和”背景下，氢燃料电池汽车将助力交通运输实现深度脱碳，且将率先在商用车尤其是重卡领域中得到应用，与纯电动实现差异化场景布局。

燃料电池系统国产化率持续提升，近年有望实现全国产化。当前燃料电池系统国产化程度已从2017年的约30%提升至60%-70%，电堆、膜电极、空压机、氢气循环泵等核心部件均可自主生产，气体扩散层、催化层和质子交换膜等核心材料也在加速研发中，普遍处于送样测试验证阶段，我们预计未来2-3年氢燃料电池产业链有望完全实现国产化供应。

到2030年氢燃料电池重卡TCO有望实现与柴油重卡平价。经过多年发展，当前燃料电池汽车产业已逐步由基础布局向市场化、规模化方向发展，但高企的成本依然是氢能车最大的限制性因素，我们对未来10年氢燃料电池重卡全生命周期成本做出预测，在政策支持、技术进步、国产化水平提升、规模化生产等多因素加码下，到2030年氢能重卡TCO将实现与柴油重卡平价。

燃料电池系统是氢燃料电池汽车的核心环节，而质子交换膜燃料电池目前仍是车用主流技术。燃料电池系统关键材料：（1）催化剂要求为活性高、稳定性强、耐久性等，当前催化剂多为掺杂铂贵金属（Pt）的 Pt/C 催化剂；（2）质子交换膜性能好坏直接决定氢燃料电池的性能和使用寿命，国内生产的膜电极中多数使用戈尔（Gore）的增强复合膜；（3）气体扩散层（GDL）在氢燃料电池中起到支撑催化层、收集电流、传导气体和排出反应产物水的重要作用，气体扩散层核心材料碳纸被海外垄断，龙头主要是日本东丽、加拿大巴拉德动力系统及德国 SGL 三家企业，而国内碳纸/碳布产业化速度较慢；（4）双极板：石墨板为当前主流，金属板为突破方向。

四、储运：氢经济发展之纽带，具备千亿市场潜力

储运是氢能产业链核心环节之一，也是氢能向规模化发展的基础保障。由于氢储运方式的多样性，根据氢的形态可分为气态、液态、固态储运，各储运方式在使用范围及经济性方面存在显著差异，且伴随氢能产业不同发展阶段，氢储运发展也将随之发生变化。因此本章节侧重点在于梳理各氢储运方式适用性，并结合氢能各发展阶段给出氢储运投资主线。

氢储运承上启下，千亿级市场规模。储运是氢能产业连中连接制氢端与需求端的关键桥梁。我国氢能资源呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则相反，这就决定了储运环节在整个氢能产业链的重要性。据氢能联盟预测，到 2040 年，我国氢气年需求量将增至5700 万吨，庞大的氢能需求将带来 5200 亿左右的储运设备市场规模。

储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展。按照氢的不同形态，可将氢储运分为气态、液态、固态储运。氢能发展初期，氢用量及半径相对较小，此时高压气态储运更具性价比；氢能发展中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全管道输氢将被实现。总体而言，氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。

氢能储运投资主线。随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入快速发展期，推动储运关键设备及材料需求快速增长。氢能发展初期，与高压气态储运对应的氢气承压设备（如储氢瓶）、气体处理设备（如氢气压缩机、净化设备等）及相关核心材料（如碳纤维、吸附膜等）将率先得到大规模发展；氢能发展中期，用氢规模、运输半径的提升将推动低温液氢储运设备需求增长（如透平膨胀机、正仲氢转换器、液氢泵等）。根据氢能产业发展不同阶段，给予三条投资主线：

氢能发展早期阶段，高压气态储运技术成熟，商业化程度高，其中车载储氢瓶将率先受益氢能车规模提升，建议关注储氢瓶龙头，以及同样受益的高压储氢瓶核心材料碳纤维。
氢能发展中期，低温液氢将满足大规模、长距离氢能需求，低温液化装备作为产业链核心环节将快速发展。
规模化的氢能储运通常伴随大量的气体处理需求，包括压缩、净化等。

五、膜电极：核心材料国产化，助推氢能车商业化

膜电极是氢燃料电池的最核心部件，是多项物质传输和电化学反应唯一场所，决定着电堆性能、寿命和成本的上限，高性能、长寿命、低成本的膜电极对于加速氢燃料电池商业化进程具有重要的意义。目前膜电极占据电堆成本的70%左右，其成本主要由质子交换膜、催化剂和气体扩散层构成。

“以奖代补”加速氢燃料电池车产业化，膜电极有望迎来需求增长。随着“以奖代补”、氢能城市示范圈、氢能发展中长期规划等重磅政策陆续推出，氢燃料电池已具备商业化落地基础，膜电极产业有望迎来需求的快速增长，据我们保守测算，到2025年及2030年，国内氢燃料电池车产销规模将分别达到2万辆及10万辆，对应膜电极需求分别为24万、150万平米，市场规模分别为23.4亿元、57.2亿元。

膜电极核心材料国产化加速进行，成本进入下行通道。当前国内氢燃料电池系统产业链几大核心环节中，电堆集成、辅助系统、膜电极组件已实现国产批量化生产，且性能达到国际水平，而膜电极核心材料基本依赖于进口，其国产化进程直接影响氢燃料电池产业降本节奏，我们认为未来3-5年膜电极核心材料（质子膜、催化剂、扩散层）有能力实现完全国产化，推动氢燃料电池快速降本：

质子膜：国产质子膜正开始从试样检测向小批量商用阶段过渡，其中东岳未来氢能、苏州科润进展较快，具备批量供应能力；
催化剂：国内参与者众多，解决规模化供应产品一致性、寿命是关键，国内济平新能源、氢电中科等进展较快，产品覆盖已国内多数电堆企业；
扩散层：参与企业相对较少，目前通用氢能已打通碳纸工艺，并建成国内首条卷对卷连续化生产线。

氢燃料电池已具备商业化落地基础，成本占比最高的膜电极有望迎来需求高速增长。关注具备一体化先发优势的膜电极组件企业；关注具备设计&制备能力，打通核心工艺的膜电极原材料企业。

六、电氢替代迈入进行时

新能源发电量占比持续提升，电氢经济性不断改善，经济利用下电氢成本已经接近灰氢并低于蓝氢，电氢在化工领域替代应用有较大发展潜力。

新能源规模化孕育电氢新机遇。《2023年能源工作指导意见》提出新能源发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，电力现货市场发现电力价格分时特征，部分新能源占比高的现货省份的电能量价格低于0.05元/kWh的年度时长已达1000小时以上，电力现货在全国快速推广为电解水制氢产业提供了重大的发展机遇。

电氢经济性初步显现。考虑电网电解水制氢（并网制氢）和风光一体化电解水制氢（离网制氢）两种方式：并网制氢模式下存在经济利用小时数，以制氢成本最优为目标时，2022年山西、甘肃两省制氢成本最低约为15元/kg，经济利用小时数分别为1915h和2875h，当考虑出售高纯度氧气时，冲减后的制氢成本最低约为10元/kg；离网制氢模式下现货五省成本约为13-17元/kg，考虑氧气冲减后的成本约为8-11元/kg；均已经接近煤制氢约7-11元/kg成本，低于天然气制氢约15-20元/kg成本。随着电耗水平下降、利用小时数的提升，电氢成本仍有较大下降的空间。

氢氨一体化优势突出。西北制氢与目前下游应用地理距离较远，若引入氢气运输环节，则会额外带来6-8元/kg的成本增量，无法在经济性上彻底替代煤制氢；若采取就地新建如合成氨装置等下游配套产能，则成本增量仅2.5元/kg。绿氢、绿氧、绿氨一体化生产模式经济性较好，综合利用成本已经接近于煤制氢。

电氢替代加速，行业放量空间较大。目前多地出台电解氢产业扶持政策，部分政策对经济性改善明显，大型央企纷纷布局电氢项目抢占绿色能源先机。根据我们的测算，2023-2025年，预计新增电解槽装机约为2.39/5.51/14.27GW，仅占新增新能源装机的1.49%/2.76%/7.13%；年制氢总量仅占氢气需求的1.4%/2%/3.5%，预计到2030年，电氢占氢气总产能比例可达15%以上。目前新能源电力供应与下游氢气替代并无明显瓶颈，经济性驱动发展，行业空间较大。