氫能產(chǎn)業(yè)研究報告

氫能產(chǎn)業(yè)研究報告殷中樞、郝騫、趙乃迪光大證券1、氫能：二次能源的第二路線1.1、零碳電力+氫能，能源構(gòu)造優(yōu)化的必由之路碳中和背景下，新能源長久發(fā)展是實現(xiàn)碳減排的核心途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》的有關(guān)數(shù)據(jù)，年全球一次能源消費總量為583.90EJ（艾焦耳，即1018焦耳），同比增加1.33%；其中煤炭/石油/天然氣占比分別為27%/33%/24%（總占比84%）；年中國一次能源消費總量達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構(gòu)造中占比仍超出80%，其也是大多數(shù)溫室氣體排放的本源?；叵肴祟悓δ茉催\用的探索歷程，事實上是從運用核外電子到運用核內(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，對電能的運用是一項偉大的革命，現(xiàn)已成為能源運用的樞紐，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，含有可存儲的優(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，能夠有助于碳的減排。鋰、氫能同作為可行且含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，有助于提高物質(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，采用適宜的技術(shù)固碳，最后達成平衡；為達成碳中和，我們預計到2060年，清潔電力將成為能源系統(tǒng)的配置中樞。供應(yīng)側(cè)以光伏+風電為主，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)全方面電動化，并輔以氫能多方位運用。鋰資源約束壓力加大背景下，推動氫能的生產(chǎn)和運用是發(fā)達國家的共識隨著全球電動車行業(yè)的高速發(fā)展，以及將來風光發(fā)電占比提高后對鋰電儲能需求的增加預期逐步提高，鋰資源正逐步成為將來能源發(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)展提出了明確規(guī)定和較高的盼望。（1）日本：鋰資源約束下的優(yōu)先選擇方向。日本于年12月提出《2050年碳中和綠色增加戰(zhàn)略》（下列簡稱《戰(zhàn)略》）作為日本碳中和發(fā)展的大綱性戰(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)展提出了長久規(guī)劃并作為優(yōu)先選擇方向?！稇?zhàn)略》對于日本氫能行業(yè)在擴大規(guī)模、減少成本、國際推廣等多方面提出了明確的發(fā)展目的和推動方向。擴大規(guī)模：根據(jù)《戰(zhàn)略》預計，2050年全球氫能渦輪機發(fā)電裝機容量3億千瓦，氫能卡車累計1500萬輛，零排放鋼鐵5億噸/年。對應(yīng)的，清潔氫供應(yīng)量在2030年達成300萬噸，2050年達成萬噸。減少成本：根據(jù)《戰(zhàn)略》數(shù)據(jù)，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，將來很可能經(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)碳達峰，并于年11月提出“碳中和”愿景，后于年12月發(fā)布《歐洲綠色合同》和配套的《氣候中立歐洲的氫戰(zhàn)略》（下列簡稱《氫戰(zhàn)略》）?！稓鋺?zhàn)略》提出：從年到2030年，電解槽的投資可能在240億到420億歐元之間。另外，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能生產(chǎn)能力到電解槽，以提供必要的電力；對現(xiàn)有二分之一工廠進行碳捕獲和儲存改造的投資預計在110億歐元左右；另外，投資650億歐元用于氫運輸、分派和儲存，以及氫加油站。從現(xiàn)在到2050年，歐盟對氫產(chǎn)能的投資將達成1800-4700億歐元。同時，使最后用途部門適應(yīng)氫消耗和氫基燃料也需要大量投資。例如，將一種典型的即將報廢的歐盟鋼鐵裝置轉(zhuǎn)化為氫氣需要大概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，現(xiàn)在只有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?，F(xiàn)在，我國面對的內(nèi)、外部形勢日益復雜嚴峻，新冠疫情更加速了這種趨勢。年5月14日的中央政治局會議初次提出了“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；這也是最少將來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講話，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)一定的不擬定性。在此背景下，氫能和光伏/風電領(lǐng)域一道成為了我國能源消費構(gòu)造轉(zhuǎn)型和能源安全保障的重要一環(huán)。首先，我國氫能源產(chǎn)量豐富，根據(jù)中央廣播電視總臺在年5月專訪中國科學院院士歐陽明高時披露的數(shù)據(jù)，每年沒有充足使用的工業(yè)副產(chǎn)氫能就有1000萬噸，同時相對較高的棄風棄光資源在將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；另首先，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。歐陽明高院士曾表達，氫能戰(zhàn)略是國家的大戰(zhàn)略，也是碳中和的重要構(gòu)成部分，將來在可再生能源的長周期儲能調(diào)峰中將扮演重要角色。總而言之，構(gòu)建零碳電力為主、氫能為輔的能源構(gòu)造是碳中和、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、政策支持不停，氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展年氫能源初次寫入《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，自年以來有關(guān)部門已經(jīng)從戰(zhàn)略、產(chǎn)業(yè)構(gòu)造、科技、財政等方面相繼公布了一系列政策，引導激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)展逐步成熟，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)注度日益提高，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；年，我國“碳達峰碳中和”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)用親密有關(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）年3月18日，陽光電源公布國內(nèi)首款綠氫SEP50PEM電解槽（功率250kW），是現(xiàn)在國內(nèi)可量產(chǎn)功率最大的PEM電解槽。公司早在年便與中科院大連物化所在合肥訂立氫產(chǎn)業(yè)化戰(zhàn)略合作合同，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、吉林白都市等地推動制氫項目建設(shè)并獲得主動進展。將來陽光電源計劃形成“風-光-儲-電-氫”業(yè)務(wù)全方面發(fā)展格局，力求成為全球領(lǐng)先的綠氫系統(tǒng)解決方案及服務(wù)供應(yīng)商。（2）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)展運用的重視；該公司將來發(fā)展重點將重要聚焦制氫環(huán)節(jié)，李振國也曾表達“把綠氫變得低廉便宜也是隆基下一步要建立的能力”。另外，隆基股份于年4月13日與中國石化訂立戰(zhàn)略合作合同，將來將在分布式光伏、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。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，預計到年終將達成年產(chǎn)1.5GW氫能裝備的能力。（3）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)，涉及20萬千瓦光伏發(fā)電裝置和產(chǎn)能為2萬標方/小時的電解水制氫裝置，是現(xiàn)在全球單場規(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）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)模約為年終全國加氫站總數(shù)的8倍。另外，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)，推動公司年年產(chǎn)氫氣量超出350萬噸。中國石化正主動調(diào)節(jié)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)展理念的新標桿。（2）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。中國石油早在年起便主動布局氫能供應(yīng)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有關(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）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有關(guān)產(chǎn)能布局。公司自年收購弗爾賽正式布局燃料電池領(lǐng)域，并先后于年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。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）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)高爐實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運用系數(shù)的同時還能夠減少30%的二氧化碳排放。早在年寶武清潔能源公司正式成立，持續(xù)推動氫能業(yè)務(wù)并驅(qū)動鋼鐵能源構(gòu)造優(yōu)化，緩和能源約束，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，旨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)核心科技核心創(chuàng)新，重要在燃料電池研發(fā)、動力系統(tǒng)研發(fā)、制儲技術(shù)研究等方面實現(xiàn)突破；年1月，國家電投氫能公司舉辦了A輪融資引戰(zhàn)簽約典禮，與將來科學城、國家電投中央研究院、嘉興氫合等股東訂立增資合同，為氫能公司的發(fā)展繼續(xù)賦能出力。公司有望運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)展目的：低碳前提下降本+規(guī)?；麄€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)?，F(xiàn)在我國重要的氫能產(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）；將來隨著技術(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》的預測，全球的氫能需求有望從年的1.15億噸提高至2050年的超出10億噸，其中：用于終端消費的氫能需求有望突破5億噸（重要集中在工業(yè)端的水泥、鋼鐵、化工等細分行業(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?qū)淼臍淠軕?yīng)用規(guī)模仍有不擬定性（占將來儲能需求的2~5%），范疇從0.8億噸~2.7億噸不等。在現(xiàn)在時點來看，技術(shù)最成熟、將來發(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)化推廣放量的核心。“用得起”：燃料要清潔、且成本要低。根據(jù)歐陽明高年中國電動汽車百人會講話，從基于可再生能源的能源動力組合全鏈條能效分析，如果能源供應(yīng)側(cè)端的電價相似，總體能效差別等于成本差別，充電電池能做的事情就能夠不用氫燃料電池，由于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%））。有某些場景用氫燃料仍然是不錯的選擇：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。我們基于現(xiàn)在各類動力汽車能源成本的經(jīng)濟性測算也能夠得出類似結(jié)論：現(xiàn)在時點在乘用車方面，電動（插電混動）汽車的經(jīng)濟性遠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成33元和63元）。而對于燃料電池發(fā)展最快的重卡，即使現(xiàn)在時點燃料電池重卡仍不具優(yōu)勢，但隨著規(guī)?；耐苿?、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狀況下（約9萬美元或60萬人民幣）經(jīng)濟性已經(jīng)能夠和柴油重卡媲美；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，使汽車購置成本下降，達成可平價消費區(qū)間?，F(xiàn)在看，鋰電池車購置成本已經(jīng)能夠與傳統(tǒng)燃油車相抗衡，進入市場化快速放量階段；氫能燃料電池車現(xiàn)在由于還處在規(guī)?；缙冢孕枰?-10年時間通過規(guī)?；当荆鳛殇囯姷幕パa，將來也值得期待。2.1、上游：電力降本助力綠氫“用得起”灰氫不可取，藍氫能夠用，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)，現(xiàn)在技術(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。制備氫氣的辦法已較為成熟，從多個來源中都能夠制備氫氣，每種技術(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相似，重要分為四種技術(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（普通是碳排放量）分類，（1）以化石能源為原料，通過甲烷重整等辦法生產(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獲和貯存環(huán)節(jié)，進而生產(chǎn)的氫氣成為藍氫，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)過程能夠基本做到零碳排放。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高于其它方式。雖然使用化石燃料制氫（煤、天然氣等）擁有超出80%的運用效率，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，即使可再生能源制氫的運用效率約為30%（重要是電解水環(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，在現(xiàn)在“碳達峰、碳中和”背景下更具發(fā)展?jié)摿ΑＵ雇麑?，綠氫生產(chǎn)有望基本實現(xiàn)零碳排放。將來隨著電解水技術(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)備運用小時數(shù)的持續(xù)提高，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，將來降本空間潛力較大，且碳稅的增加有望加緊綠氫對其它能源類型的替代。在現(xiàn)有技術(shù)和規(guī)模的狀況下，綠氫的生產(chǎn)成本仍相對較高（約4美元/kgH2，灰氫和藍氫的生產(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)減少和電解槽技術(shù)的提高，綠氫生產(chǎn)成本仍將持續(xù)下降；如果考慮到碳稅在將來的引入（假設(shè)50美元/噸），則綠氫的生產(chǎn)成本分別有望在2030/2032/2038年超出藍氫/灰氫/LNG（亞洲）。綠氫降本核心：電價減少&電解槽降本現(xiàn)在綠氫生產(chǎn)成本中占比較高的是電價和設(shè)備成本，占比分別達成50%和40%，因此將來綠氫生產(chǎn)降本的核心也在上述兩個環(huán)節(jié)。根據(jù)IRENA的研究成果，當電解槽設(shè)備成本減少超出80%，可再生能源電價從現(xiàn)在的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高，未來綠氫成本有望減少至1美元/kgH2。（1）新能源發(fā)電成本（特別是光伏）將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-年均呈現(xiàn)下降態(tài)勢，其中光伏裝機LCOE從年的0.378美元/kWh下降82%至年的0.068美元/kWh（約0.4元/kWh），陸上風電裝機LCOE從年的0.086美元/kWh下降38%至年的0.053美元/kWh（約0.34元/kWh）。展望將來，光伏行業(yè)仍有但愿通過技術(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)推動可再生能源電價持續(xù)下降。（2）電解槽技術(shù)進步和規(guī)模提高帶來成本下降。現(xiàn)在電解槽效率約為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、以及更加好的質(zhì)量品控，輔以在其它環(huán)節(jié)技術(shù)和材料的優(yōu)化（如更薄的隔閡、更高效的催化劑、減少稀有金屬的使用等），將來電解槽的效率有望減少至40kWh/kgH2（即生產(chǎn)1立方氫需要約3.7度電），同時電解系統(tǒng)造價也有望減少至200美元/kW，從而推動綠氫生產(chǎn)成本持續(xù)下降?？偠灾F(xiàn)在綠氫的生產(chǎn)成本約4~5美元/kgH2（約25~30元/kgH2），相較灰氫（約1~2美元/kgH2）仍處在高位，但是將來隨著電解槽技術(shù)的持續(xù)進步和氫氣生產(chǎn)規(guī)模的不停提高，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，和其它制氫方式、乃至其它化石能源相比均含有一定的經(jīng)濟競爭力；另外，在碳中和背景下，將來碳價的引入和提升將進一步提高綠氫的競爭力（因其碳排放相較其它制氫方式和化石能源含有顯著優(yōu)勢）。發(fā)展過程中的核心核心點在于：（1）可再生能源電價的持續(xù)減少，從現(xiàn)在的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)模提高所帶來的單位資本開支下降，從現(xiàn)在的7000元/kW左右減少至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)展親密有關(guān)；全球加氫站建設(shè)從年起逐步提速，根據(jù)H2Stations的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，年全球加氫站數(shù)量新增119座至553座，其中亞洲275座（重要集中在中國、日本、韓國）、歐洲200座（重要集中在德國、法國）、北美75座（重要集中在美國）。根據(jù)香橙會研究院的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，年中國新建加氫站47座，累計建成加氫站數(shù)量達118座；而根據(jù)中國氫能行業(yè)發(fā)展的遠期規(guī)劃，2030年我國加氫站數(shù)量有望達成5000座，年均復合增加率超25%，和全球其它地區(qū)相比（美國5600座、歐洲3700座、日本900座）亦處在領(lǐng)先水平。氫能產(chǎn)業(yè)集聚效應(yīng)明顯，產(chǎn)業(yè)鏈公司集中聚集地的氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)也依靠其自身資源稟賦得到快速發(fā)展。我國現(xiàn)運行的加氫站重要集中在廣東、山東、上海、江蘇等四個省/市，加氫站數(shù)量占比超出50%。結(jié)合我國氫能產(chǎn)業(yè)整體布局來看，東部區(qū)域氫能運用產(chǎn)業(yè)重要集中在山東、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)重要以廣東佛山和云浮為首，依靠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)制氫公司分布也明顯呈現(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出60%。放眼全國，廣東省佛山市在加氫站建設(shè)方面行動最主動、政策最詳實，其加氫站建設(shè)補貼力度最大。年4月12日，《佛山市南海區(qū)增進加氫站建設(shè)運行及氫能源車輛運行扶持方法（暫行）》出臺，對南海區(qū)加氫站建設(shè)及運行進行補貼，扶持方法中對新建的固定式加氫站最高補貼金額達800萬元，是現(xiàn)在加氫站扶持政策中最高的，且本地公司不僅可享有南海區(qū)的補貼政策，還能夠同時享受上級有關(guān)補貼政策。規(guī)?；当灸軌?qū)崿F(xiàn)加氫站成本的持續(xù)減少，進而推動加氫站建設(shè)提速現(xiàn)在我國建設(shè)一種日均加氫量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等人的研究成果，如果生產(chǎn)規(guī)模增加到100套/年，加氫站建設(shè)成本較年可減少40%左右。將來，隨著設(shè)備生產(chǎn)規(guī)模的擴大，規(guī)模經(jīng)濟影響明顯，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)階段重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等人的研究成果，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。另外，由于我國擁有更低的人力成本及建筑成本，使得我國在加氫站核心系統(tǒng)建設(shè)成本上較其它國家含有一定優(yōu)勢，但是成本減少的核心還是在于生產(chǎn)規(guī)模的擴大和技術(shù)的進一步發(fā)展，加速發(fā)展氫能運用產(chǎn)業(yè)，形成上下一體的商業(yè)化產(chǎn)業(yè)鏈及原則化部件迫在眉睫。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)重要分為氣態(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)簡樸及成本低等特性，應(yīng)用最為廣泛，而液態(tài)運輸次之。氫氣儲存方面，在將來有大規(guī)模氫氣存儲需求的可能性下，運用鹽/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少區(qū)域并不含有可行性；現(xiàn)在在氫氣用量相對較小且運輸半徑有限的狀況下，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高，液氫儲運將含有一定的競爭力。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；將來的發(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，重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)展早期，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高，液氫運輸擁有更高的載氣量從而更具優(yōu)勢（當運距＞300~400km）；（3）隨著氫能行業(yè)的需求進一步提高，氫氣用量和運量將明顯增加，在此背景下通過管道直接運輸氫氣將更具成本優(yōu)勢（當氫氣運量＞10t/d）?？偠灾词购椭茪湎啾?，在行業(yè)發(fā)展早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高，氫氣儲運及加注亦將對氫氣的下游應(yīng)用起到重要影響；將來隨著加氫站數(shù)量和規(guī)模的持續(xù)提高，以及技術(shù)進步下多個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)成本的減少和可行性的提高。發(fā)展過程中的核心核心點在于：（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適宜的儲運方式），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)投資成本的明顯減少，進而減少加注成本；另外，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，從而提高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（都市內(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)?；当緦崿F(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，現(xiàn)在仍處在發(fā)展早期。相較于國外在二十世紀九十年代啟動燃料電池技術(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、其它新能源汽車優(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、校企聯(lián)合開發(fā)、重大活動試運行等方式，有關(guān)公司逐步完畢燃料電池汽車技術(shù)探索和優(yōu)化，現(xiàn)在已達成量產(chǎn)、投放市場的原則。年起我國燃料電池汽車推出規(guī)模破百輛，-年銷量CAGR達63%；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。Q1，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及中標信息數(shù)量已達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)展早期，規(guī)模效應(yīng)對降本的效果最為明顯。據(jù)美國能源部在年的測算，當年產(chǎn)量由1000套增加到10000套時，電堆成本可減少63%，且隨著產(chǎn)量規(guī)模不停上升，降本幅度呈現(xiàn)逐年減少態(tài)勢。實現(xiàn)規(guī)?；髞恚p極板和催化劑材料成本占據(jù)主導地位，將來的降本更多取決于技術(shù)進步和材料升級。當生產(chǎn)規(guī)模由1萬套/年增加至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)模擴大而減少，但此時電堆成本重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)及工藝水平親密有關(guān)。另外，根據(jù)美國能源部在年和年的測算數(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%；而當年產(chǎn)量達500000套時，材料優(yōu)化及技術(shù)進步所帶來的降本幅度可達33%。行業(yè)發(fā)展方面，我國則是以政策引導的區(qū)域市場模式，由“短期示范——公交、物流領(lǐng)域示范運行——都市群示范”，逐步邁入商業(yè)化推廣階段。年前，我國燃料電池汽車的應(yīng)用以依靠北京奧運、上海世博會等重大活動開展短期示范運行為主。年后，燃料電池汽車在公交、物流等領(lǐng)域開展有規(guī)模、長久的示范運行和商業(yè)化推廣。年，《有關(guān)開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的告知》公布，基于都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)核心技術(shù)突破，構(gòu)建完整產(chǎn)業(yè)鏈，并推動規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化。在此背景下，年9月，財政部為首的五部門公布《有關(guān)開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的告知》，將對燃料電池汽車的購置補貼政策，調(diào)節(jié)為燃料電池汽車示范應(yīng)用支持政策，對符合條件的都市群開展燃料電池汽車核心核心技術(shù)產(chǎn)業(yè)化攻關(guān)和示范應(yīng)用予以獎勵。當下的氫燃料電池產(chǎn)業(yè)正處在年電動汽車行業(yè)的“十城千輛”階段，燃料電池的“十城千輛”、“以獎代補”政策將啟動燃料電池產(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：能源供應(yīng)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，那么其排碳水平仍然較高。因此若要能源需求側(cè)的汽車使用端減碳，還是需要推動供應(yīng)端清潔能源的使用；如果該前提達成，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，并無明顯差別。除了碳排放端充電汽車和燃料電池汽車無明顯差別外，在經(jīng)濟性方面燃料電池汽車亦不含有任何優(yōu)勢。根據(jù)我們測算，在乘用車領(lǐng)域：（1）年加氫站氫氣售價約為10美元/kgH2（約67元/kgH2），對應(yīng)百英里成本超出15美元（對應(yīng)百公里成本約65元），燃料電池車在“用得起”方面仍不含有任何優(yōu)勢。（2）將來隨著可再生能源電價的持續(xù)減少（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)模提高（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）處在同一水平。（3）當氫能產(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)模再度提高（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減少至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含有明顯優(yōu)勢（百公里成本10元vs19元）?？偠灾?，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)推動而逐步實現(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，推動國產(chǎn)化是重中之重。根據(jù)燃料電池汽車系統(tǒng)的構(gòu)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。現(xiàn)在這一領(lǐng)域重要以國外供應(yīng)商為主。（2）中游：將電堆和輔件集成為燃料電池系統(tǒng)。輔件的核心零部件是空壓機。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、能量管理方略。（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)的電堆重要來自國外供應(yīng)商。根據(jù)OFweek數(shù)據(jù)，年出貨量最大燃料電池系統(tǒng)供應(yīng)商為北京億華通，年上六個月為重塑科技。北京億華通和重塑科技的燃料電池系統(tǒng)重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)用于東風的物流車；明天氫能公司依靠同濟大學和中國科學院大連化學物理研究所積累了開發(fā)雙極板、膜電極、電堆的技術(shù)。但是，電堆的核心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)，構(gòu)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)定現(xiàn)在國內(nèi)燃料電池重要應(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)品公示信息，燃料電池貨車OEM重要為中通、東風和青年曼。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。我們認為，現(xiàn)階段的下游整車市場有下列幾個特點：1）技術(shù)壁壘不高。許多燃料電池汽車廠商限于本身技術(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)。將來，隨著部分系統(tǒng)廠商實力得到市場的承認，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。年與年產(chǎn)量前三的廠商均不相似，表明現(xiàn)在市場暫無絕對市場龍頭。燃料電池汽車市場尚未成熟，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公司的考慮，這就形成公司銷量起伏大的特點。與純電動汽車同樣，燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的技術(shù)瓶頸在上游?，F(xiàn)在，國內(nèi)電堆及其零部件還依賴于國外廠商。許多公司選擇從中游系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)切入產(chǎn)業(yè)，并主動向上延伸布局。燃料電池汽車運用規(guī)模較小，對下游整車廠商利潤奉獻不明顯，現(xiàn)在整車廠以技術(shù)積累、構(gòu)建合作關(guān)系為主，整車產(chǎn)業(yè)尚未形成穩(wěn)定競爭格局。將來，隨著運用規(guī)模提高，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獲得優(yōu)勢。補貼積分政策引導，助力核心零部件國產(chǎn)攻關(guān)?！耙元劥a”政策通過加緊帶動有關(guān)基礎(chǔ)材料、核心零部件和整車核心技術(shù)研發(fā)創(chuàng)新，規(guī)?；瘻p少成本，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盤氫能及燃料電池行業(yè)現(xiàn)在仍處在發(fā)展早期，各國政策是行業(yè)發(fā)展的決定性因素。現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)核心競爭力是減少成本，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，股價重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。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。年12月，歐盟公布《歐洲綠色合同》；年7月，歐洲公布《歐盟氫能戰(zhàn)略》，隨即歐洲各國均公布國家氫戰(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)，兩者均通過與下游客戶進行綁定，增強公司競爭力。我們認為，電堆是燃料電池公司的核心技術(shù)，現(xiàn)在處在行業(yè)早期，在技術(shù)仍不成熟的狀況下，燃料電池公司需要不停拓展下游客戶；在將來的5-10年，技術(shù)已成熟且市場放量后，整個行業(yè)才干穩(wěn)定走向上坡路。在現(xiàn)在行業(yè)背景下，（1）行業(yè)仍處在起步高速發(fā)展期，龍頭公司利潤均為負；（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。因此我們認為運用PS估值法相對合理。影響PS估值的重要因素：銷量：年特斯拉推出新品ModelS，銷量快速攀升收入大幅提高，PS從年的5左右提高至年的20；客戶：普拉格在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年終的5左右提高至年的20；市場：巴拉德在年達成含有歷史意義的戰(zhàn)略合作并深度開拓中國市場，PS從18年中的5左右提高至20年初的20；政策：疫情背景下美國財政“大放水”，疊加年終拜登上臺重啟美國交通新能源革命，新能源車有關(guān)公司估值都有明顯提高，巴拉德和普拉格年初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，但由于其與用電負荷并不匹配，需要大量的儲能承當削峰填谷的作用。另外，“30·60雙碳目的”的提出必將加緊推動風電、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。電儲能重要包含抽水儲能、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儲能技術(shù)。由于場景的多樣性、各儲能技術(shù)與降本的狀況，將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)。氫能是一種抱負的二次能源，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，且可同時合用于極短或極長時間供電的能量儲藏技術(shù)方式，被認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)高效率的互相轉(zhuǎn)換；壓縮的氫氣有很高的能量密度；（2）氫氣含有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應(yīng)用的潛力，可將含有強烈波動特性的風能、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)重要由電解水制氫和儲氫等兩大系統(tǒng)構(gòu)成，在現(xiàn)在技術(shù)背景和氫氣使用規(guī)模下，具體成分拆分以下：（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，現(xiàn)在電化學儲能系統(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；現(xiàn)在在我國應(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)。將來氫儲能設(shè)備若想在經(jīng)濟性方面實現(xiàn)進步，重要有下列兩種方式（因我國地區(qū)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），現(xiàn)在系統(tǒng)成本可做到~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雜且成本較高、實際電能消耗較大且需要穩(wěn)定電源，在合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，若將來PEM電解槽設(shè)備系統(tǒng)成本減少至200美元/kW（約1300元/kW），整體氫儲