2023勢銀氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)年度藍皮書

12 24 3 1.2低溫液氫儲運技術及產(chǎn)業(yè)鏈裝備 42 2.2低溫液氫槽車儲運成本及降本趨勢 2.3管道輸氫儲運成本及降本趨勢 4 63 72 75 5 99 6圖表1：全球電解槽裝機規(guī)模（GW）圖表2：全球電解水制氫項目電力來源（%）圖表3：全球電解水制氫項目消納情況圖表4：中國電解水制氫項目分布（數(shù)量，個）圖表5：中國電解水制氫項目建設現(xiàn)狀（萬噸/年）圖表6：中國電解水制氫項目消納情況圖表7：中國電解水制氫項目制氫設備應用情況圖表8：碳交易市場規(guī)則以及氫能參與碳交易的接口分析圖表9：可再生能源制氫環(huán)節(jié)參與CCER經(jīng)濟收益分析圖表10：四種電解水制氫技術發(fā)展現(xiàn)狀對比圖表11：國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能分布（GW）圖表12：國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能數(shù)據(jù)（GW）圖表13：1-10月電解水制氫項目已公開中標情況統(tǒng)計圖表15：2023年1-12月中旬電解水制氫企業(yè)統(tǒng)計口徑綠氫項目市場份額圖表16：2022年和2023年ALK新品發(fā)布企業(yè)數(shù)對比圖表17：2022年和2023年ALK新品平均單槽規(guī)模對比圖表18：ALK制氫系統(tǒng)核心供應鏈發(fā)展現(xiàn)狀圖表19：ALK及核心供應鏈投融資現(xiàn)狀圖表20：2023年中國PEM制氫新品動態(tài)圖表21：2023年中國PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈投融資情況圖表22：2023年PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈投融資情況圖表23：ALK制氫系統(tǒng)及電解槽成本構成圖表24：中國PEM電解系統(tǒng)成本分析（2023）圖表25：ALK和PEM路線的平準化制氫成本LCOH對比（2023VS2030）圖表26：2025-2030年中國綠氫消納規(guī)模預測圖表27：中國電解槽年新增裝機量（2021-2030年，GW）圖表28：主要氫儲運技術方式參數(shù)對比圖表29：高壓氣態(tài)氫儲運概況圖表30：I-IV型儲氫瓶參數(shù)對比圖表31：管道輸氫技術場景示意圖表32：中國部分在建、規(guī)劃純氫管道/摻氫管道項目圖表33：低溫液氫儲運容器類型7圖表34：儲氫合金分類及其儲氫性能圖表35：固態(tài)儲氫主要應用場景圖表36：有機液氫（LOHC）儲運過程示意圖圖表37：有機液氫（LOHC）主要有機載體圖表38：20MPa/50MPa氣氫長管拖車運輸距離與成本之間關系圖表39：5TPD/30TPD液氫產(chǎn)能對應液氫槽車運輸距離與成本之間關系圖表40：管道輸氫運輸距離與成本間關系（100%利用率）圖表41：不同管道利用率運輸距離與運輸成本對比分析圖表42：主流氫儲運技術運輸距離與成本之間關系對比圖表43：主流氫儲運技術占比變化趨勢預測圖表44：2016-2030中國加氫站保有量及建站增速圖表45：中國加氫站產(chǎn)業(yè)鏈圖譜圖表46：中國35MPa&1000kg/d加氫站降本路徑（萬元）圖表47：不同高純氫出廠價、運營負荷下一般加氫站加注成本對比圖表48：一般液驅(qū)壓縮機部件成本占比圖表49：一般隔膜壓縮機部件成本占比圖表50：一般加氫機部件成本占比圖表51：中國加氫站新建站加注能力（kg/d）圖表52：中國加氫站新建站類型趨勢圖表53：中國加氫站新建站(含70MPa加注功能)類型趨勢（座）圖表54：2023-2030年中國加氫站保有量預測圖表55：中國加氫站設備集成商累計市占比圖表56：中國歷年新增加氫站壓縮機進口國產(chǎn)市占情況（按出貨）圖表57：中國加氫站壓縮機品牌累計市占率圖表58：中國FCV分年度銷量圖表59：中國各省市FCV保有量（輛）圖表60：中國各年度FCV增量（分車型）圖表61：各場景車型分年度銷量及功率趨勢圖表62：我國氫發(fā)電項目建設狀態(tài)分布圖表63：2018-2023年我國已建成氫發(fā)電項目數(shù)量及新增裝機規(guī)模圖表64：我國氫發(fā)電項目應用場景分布圖表65：燃料電池系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜圖表66：35MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖表67：70MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈概況8圖表68：2023.1-10儲氫瓶裝車市場情況圖表69：200kW燃料電池成本結構圖表70：節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0圖表71：燃料電池系統(tǒng)成本下降趨勢圖表72：金屬堆成本結構現(xiàn)狀圖表73：石墨堆成本結構現(xiàn)狀圖表74：不同技術路線電堆成本下降趨勢（元/kW）圖表75：31T重卡（左)，10-12m公交（右）供氫系統(tǒng)成本構成圖表76：2023-2030供氫系統(tǒng)儲氫成本預測（萬元/kg）圖表77：2023年FCV銷量預測圖表78：燃料電池汽車長期市場預測圖表79：歷年燃料電池系統(tǒng)裝機功率分布表現(xiàn)圖表80：歷年燃料電池系統(tǒng)裝機量及單系統(tǒng)功率趨勢圖表81：燃料電池系統(tǒng)裝機規(guī)?，F(xiàn)狀及預測（MW）圖表82：2023年上半年空壓機企業(yè)出貨量圖表83：2023年上半年空壓機裝機市占率圖表84：2023年上半年氫循環(huán)系統(tǒng)部件企業(yè)出貨量圖表85：2023年上半年空壓機/引射器裝機市占率圖表86：2023年上半年增濕器企業(yè)出貨量圖表87：2023年上半年DCDC企業(yè)出貨量圖表88：2023年上半年電子水泵企業(yè)出貨量圖表89：近兩年上牌車輛裝機電堆功率段分布圖表90：2023年（1-10月）不同技術路線占比圖表91：2023年（1-10月）上牌裝機電堆企業(yè)市占率圖表92：2023年（1-10月）上牌裝機雙極板企業(yè)市占率圖表93：2023年（1-10月）不同技術路線占比圖表94：2023年（1-10月）金屬板企業(yè)上牌裝機市占率圖表95：2023年（1-10月）石墨板企業(yè)上牌裝機市占率圖表96：膜電極企業(yè)裝機占比圖表97：示范期車用電堆裝機量預測（MW）圖表98：中長期車用電堆裝機量預測（MW）圖表99：2021-2023.10車載供氫系統(tǒng)市場份額情況圖表100：2021-2023.10車載供氫系統(tǒng)儲氫瓶裝車規(guī)格情況圖表101：車載供氫系統(tǒng)（套）及儲氫瓶銷量（支）和裝車瓶組數(shù)（支/套）情況9圖表102：2021-2023.10車載供氫系統(tǒng)裝車瓶組壓力分布情況圖表103：2023-2030供氫系統(tǒng)長期市場規(guī)模預測（套）圖表104：氫發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈構成及相關企業(yè)圖表105：不同氫源模式氫發(fā)電項目經(jīng)濟性現(xiàn)狀及趨勢圖表106：2023-2030年我國氫發(fā)電項目每年新增裝機規(guī)模（MW）綠氫篇第一章產(chǎn)業(yè)概述1.1綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展綜述1.1.1全球綠氫項目進展項目總量與建設根據(jù)國際能源署（以下簡稱“IEA”截至2023年10月，全球運營、在建、可研、規(guī)劃等項目合計826GW，排名前三的地區(qū)為歐洲、大洋洲、拉丁美洲；其中，中東和北非、撒哈拉以南非洲地區(qū)和拉丁美洲在2023年增勢強勁，項目規(guī)模相較2022年均實現(xiàn)了翻倍增長。圖表1：全球電解槽裝機規(guī)模（GW）數(shù)據(jù)來源：IEA，勢銀（TrendBank）分析目前全球僅少部分項目已運營，共計966MW，規(guī)模上占比0.1%；數(shù)量上占比14.8%；近1/3項目（276GW）進入可研階段，大部分規(guī)劃于三年內(nèi)建成。電力來源根據(jù)IEA，截至2023年10月，可再生能源電解水制氫項目共計742GW，規(guī)模上占比89.8%，數(shù)量上占比63.8%；已運營的項目中，可再生能源電解水制氫數(shù)量上占比42%；在建和可研的項目中，這一比例增至75%。圖表2：全球電解水制氫項目電力來源（%）項目數(shù)量（個）項目數(shù)量（個）數(shù)據(jù)來源：IEA，勢銀（TrendBank）分析綠氫消納當前，合成氨為最大下游消納領域，規(guī)模上占比51%，其次為高溫供熱領域和氫燃料電池汽車；從項目數(shù)量上看，應用于氫燃料電池汽車的項目數(shù)量最多。圖表3：全球電解水制氫項目消納情況分的方式將總規(guī)模（MW）細分到所覆蓋的領域；故此統(tǒng)計與實際情況有所偏數(shù)據(jù)來源：IEA，勢銀（TrendBank）分析1.1.2中國綠氫項目和應用現(xiàn)狀項目總量據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，截至2023年10月31日，全國已有291個運行、在建和規(guī)劃的綠氫項目，基本實現(xiàn)覆蓋全國。目前已披露的綠氫產(chǎn)能總量達405萬噸/年，產(chǎn)能集中于內(nèi)蒙古、河北、新疆、甘肅等西北地區(qū)。圖表4：中國電解水制氫項目分布（數(shù)量，個）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）項目建設與全球電解水制氫項目發(fā)展現(xiàn)狀類似，目前僅有少部分項目已建成，已建成項目合計年制氫量達5萬噸，規(guī)模上占比1%。圖表5：中國電解水制氫項目建設現(xiàn)狀（萬噸/年）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）綠氫消納截至2023年10月底，應用于化工領域的電解水制氫項目最多，其次為交通領域。交通領域的綠氫年產(chǎn)能為1.1萬噸，在建6.8萬噸，規(guī)劃8.8萬噸，大部分規(guī)劃項目計劃于2025年前竣工。圖表6：中國電解水制氫項目消納情況細分到所覆蓋的領域；故此統(tǒng)計與實際情況有數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）電解槽應用當前堿性電解槽在我國綠氫項目中的應用仍為絕對主流，但今年以來PEM制氫項目從項目數(shù)量及制氫規(guī)模等方面均較去年有較大突破，如大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目。圖表7：中國電解水制氫項目制氫設備應用情況數(shù)據(jù)來源：公開資料，勢銀（TrendBank）1.1.3碳交易市場綜述目前綠氫在氫能供給中的占比仍然較低，其主要限制因素是較高的制備成本。全球正通過推進綠氫項目的規(guī)模化建設及應用、綠氫產(chǎn)業(yè)鏈核心技術裝備突破，以及創(chuàng)新相關商業(yè)模式等多種路徑，以降低綠氫生產(chǎn)成本。其中，利用日益發(fā)展的碳交易市場，推進氫能與碳市場的協(xié)同發(fā)展，將成為降低綠氫成本的有效措施，受到世界各國廣泛關注。當前全球有超過60個國家和地區(qū)實施了碳市場和碳稅等碳定價機制，中國也在積極推動碳市場建設。自2011年各省市碳市場試點建設工作開展，到2021年7月以電力行業(yè)為對象的全國統(tǒng)一碳市場正式啟動，我國碳交易市場逐漸規(guī)?；c專業(yè)化。截至2023年10月31日，全國碳排放交易市場累計成交總量約3.83億噸，累計成交總額206.64億元，市場總體運行平穩(wěn)，碳價維持在50-80元/噸左右。此前，全國碳市場僅納入了電力行業(yè)企業(yè)，根據(jù)2023年10月底發(fā)布的《關于做好2023—2025年部分重點行業(yè)企業(yè)溫室氣體排放報告與核查工作的通知》的要求，將石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、民航等重點行業(yè)，年度溫室氣體排放量達2.6萬噸二氧化碳當量（綜合能源消費量約1萬噸標準煤）及以上的重點企業(yè)納入年度溫室氣體排放報告與核查工作范圍。碳交易市場交易主體有望迎來擴容，化工、鋼鐵、民航等行業(yè)碳排壓力變大。被納入碳排放管理的企業(yè)發(fā)展受到碳配額約束，高碳排企業(yè)為降低碳排放成本，避免因未完全履約而遭受處罰，會更為迫切地通過技術升級或能源替代實現(xiàn)節(jié)能減碳目標，氫能作為綠色替代能源，將成為不少企業(yè)的選擇。下圖從碳市場本身的規(guī)則出發(fā)，對氫能如何參與碳交易進行分析?？偨Y來說，碳交易市場中共有兩種交易產(chǎn)品，但基于氫能本身的低碳屬性以及國家相關政策，配套風光等新能源項目的氫能都無法通過碳配額交易，只能通過CCER路徑參與碳交易市場。當然，企業(yè)可以通過在原有工業(yè)生產(chǎn)環(huán)節(jié)中應用氫能帶來的碳減排量，來對沖其他業(yè)務和產(chǎn)品生產(chǎn)帶來的超額碳排放，或者節(jié)約出部分碳配額在碳交易市場中出售給其他企業(yè)。圖表8：碳交易市場規(guī)則以及氫能參與碳交易的接口分析資料來源：公開資料，勢銀（TrendBank）整理以可再生能源制氫項目為例，分析其參與CCER交易的經(jīng)濟收益。具體而言，可再生能源制氫環(huán)節(jié)參與CCER項目開發(fā)，方法學上主要參考煤制氫、天然氣制氫等傳統(tǒng)氫源的碳排放值作為基準線。根據(jù)IEA的數(shù)據(jù)，煤制氫碳排放量最高，每產(chǎn)1噸氫約產(chǎn)生二氧化碳排放約19噸；天然氣制氫次之，每產(chǎn)1噸氫約產(chǎn)生二氧化碳排放約9噸。以此為基準，計算可再生能源制氫環(huán)節(jié)參與CCER的經(jīng)濟收益如下表所示。按照2023年12月復旦碳價指數(shù)CCER中間價估算，5MW電解槽，年運行時間3500h，每年可通過CCER交易產(chǎn)生38.8萬元（煤制氫基準）或18.4萬元（天然氣制氫基準）經(jīng)濟收益。以750萬元/套5MW堿性電解槽制氫系統(tǒng)為例，按照10年使用壽命，不考慮殘值，可回收折舊成本的24.5%至51.7%，極大提高了綠氫項目建設和運營方的項目收益。圖表9：可再生能源制氫環(huán)節(jié)參與CCER經(jīng)濟收益分析參考基準碳減排量（噸CO2/噸H2）經(jīng)濟收益（萬元）煤制氫38.8天然氣制氫9數(shù)據(jù)來源：IEA，能景研究，勢銀（TrendBank）第二章產(chǎn)業(yè)鏈分析2.1產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀概述技術路線電解水制氫技術的發(fā)展，尤其是ALK和PEM技術的成熟，是綠氫項目得以大規(guī)模落地的技術支撐；當前四種技術路線發(fā)展現(xiàn)狀對比如下表所示。圖表10：四種電解水制氫技術發(fā)展現(xiàn)狀對比膜直流能耗（kWh/Nm-3）工作溫度(℃)1/////數(shù)據(jù)來源：公開資料，勢銀（TrendBank）整理電解槽企業(yè)產(chǎn)能布局分析國內(nèi)電解槽市場以堿性電解槽為主流，PEM電解槽布局企業(yè)較少。據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，國內(nèi)已布局或規(guī)劃堿性電解槽的企業(yè)近200家，其中已有產(chǎn)品發(fā)布的超過60家，已公布產(chǎn)能布局的超過25家；具備PEM電解槽生產(chǎn)生產(chǎn)能力的企業(yè)和機構僅30家左右。截至2022年底，國內(nèi)電解槽企業(yè)已披露產(chǎn)能超過10GW，多數(shù)企業(yè)有擴產(chǎn)計劃，預計2023年底將超過20GW。圖表11：國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能分布（GW）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）其中，2023年國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能據(jù)勢銀（TrendBank）實地調(diào)研已確認部分最新統(tǒng)計為11.5GW，且在2025年均有擴產(chǎn)計劃，保守預計2025年全國產(chǎn)能超40GW。圖表12：國內(nèi)電解槽企業(yè)產(chǎn)能數(shù)據(jù)（GW）123\4\5\613718\93數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）項目中標情況分析據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，2023年1-12月中旬電解水制氫已公開項目的中標規(guī)模超過800MW，技術路線以ALK為主，規(guī)模占比約82%，少量項目采用PEM和SOEC。圖表13：1-12月中旬電解水制氫項目已公開中標情況統(tǒng)計152目/3645167819255目69/數(shù)據(jù)來源：公開資料，勢銀（TrendBank）整理按公開可查詢中標項目規(guī)模統(tǒng)計，如圖表13所示，2023年1-12月中旬累計中標規(guī)模合計827.5MW，其中中標量排名前三的企業(yè)分別為中船派瑞氫能、陽光氫能和隆基氫能，對應中標規(guī)模分別為211.5MW、163MW、157MW。由于目前中國大標方電解水制氫行業(yè)還處于發(fā)展初期，除了央企、國企等大型項目公開招標以外，多數(shù)具有量產(chǎn)能力的企業(yè)都具有各自的市場開發(fā)渠道，其中企業(yè)方邀標項目、議標項目等非公開項目也不在少數(shù)，勢銀（TrendBank）通過對已具備量產(chǎn)產(chǎn)能的企業(yè)進行調(diào)研，包括中船派瑞氫能、隆基氫能、陽光氫能、考克利爾競立、三一氫能、天津大陸、長春綠動、賽克賽斯、安思卓、康明斯恩澤等一眾企業(yè)統(tǒng)計各家2023年所有中標項目，根據(jù)企業(yè)統(tǒng)計口徑，截至12月中旬，中國2023年電解水制氫中標項目市場規(guī)模達934.89MW，其中ALK項目占比高達83%，TOP3企業(yè)市占率高達68%。圖表15：2023年1-12月中旬電解水制氫企業(yè)統(tǒng)計口徑綠氫項目市場份額數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2.1.1ALK制氫產(chǎn)業(yè)鏈及裝備ALK新品發(fā)布分析2022年全年，共有19家企業(yè)發(fā)布了堿性電解槽新品；2023年1-10月，發(fā)布堿性電解槽新品的企業(yè)數(shù)量多達23家，已超去年全年。圖表16：2022年和2023年ALK新品發(fā)布企業(yè)數(shù)對比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2022年堿槽新品的平均單槽最大產(chǎn)氫量為1006Nm3/h，2023年Q1、Q2、Q3對應的平均單槽規(guī)模分別為1267Nm3/h、1300Nm3/h，1667Nm3/h，呈現(xiàn)大標方趨勢。圖表17：2022年和2023年ALK新品平均單槽規(guī)模對比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）目前，國內(nèi)已有8家企業(yè)宣布下線2000Nm3/h電解槽，分別是明陽智能、中船派瑞氫能、中電豐業(yè)、蘇氫氫能、宏澤科技、上海電氣、雙良新能源和奧揚綠能。2023年9月，隆基氫能再次刷新了國內(nèi)已發(fā)布產(chǎn)品的最大單槽產(chǎn)氫量的記錄，達到3000Nm3/h。核心供應鏈發(fā)展現(xiàn)狀ALK制氫系統(tǒng)的關鍵部材部件包括電極、隔膜、極板、密封墊片、制氫電源等，核心供應鏈發(fā)展現(xiàn)狀總結如下表。圖表18：ALK制氫系統(tǒng)核心供應鏈發(fā)展現(xiàn)狀國產(chǎn)化率高，以傳統(tǒng)鎳基電極為主；部分企業(yè)正積極布局多元合東麗占據(jù)主要份額，復合隔膜市局ALK及上游供應鏈投融資現(xiàn)狀2023年，ALK及上游供應鏈投融資動態(tài)頻頻，主要聚焦在復合隔膜和催化電極環(huán)節(jié)，具體投融資細節(jié)總結如下表所示。圖表19：ALK及核心供應鏈投融資現(xiàn)狀/東方江峽產(chǎn)投、招/數(shù)據(jù)來源：36Kr，勢銀（TrendBank）整理2.1.2PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈及裝備PEM新品發(fā)布分析根據(jù)勢銀（TrendBank）追蹤統(tǒng)計，從1月份到11月份，中國PEM制氫企業(yè)共發(fā)布十余件新品，較去年僅有5起新品發(fā)布，今年動態(tài)明顯增多，中國PEM制氫技術明顯實現(xiàn)突破。發(fā)布新品的相關企業(yè)包括國富氫能、鷺島氫能、億華通、氫晨科技、淳華氫能、石化機械、國氫科技、重塑能源、東方鍋爐、清能股份、氫輝能源和卡沃羅等等。具體事件如下。圖表20：2023年中國PEM制氫新品動態(tài)石化機械研制的質(zhì)子交換膜電解水（PEM）制氫及燃料電池設備系投融資情況根據(jù)勢銀（TrendBank）追蹤統(tǒng)計，從1月份到11月份，中國PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈共發(fā)生12起投融資事件，其中90%以上都集中在如膜電極及催化劑、質(zhì)子交換膜和氣體擴散層等核心部材上，以膜電極及催化劑的融資事件居多，與前兩年電解槽企業(yè)基本自制膜電極不同，未來PEM制氫設備的大規(guī)模供應將給第三方膜電極企業(yè)帶來更多的供應機會，如擎動科技、唐鋒能源、枡水科技、中科科創(chuàng)等。開啟上市進程的企業(yè)如：浙江菲爾特過濾科技股份有限公司于8月簽約上市輔導協(xié)議，啟動上市工作；山東東岳未來氫能材料股份有限公司于9月辦理輔導備案登記，擬首次公開發(fā)行股份并上市。此外需要關注的是美國PEM制氫企業(yè)ElectricHydrogen在10月完成3.8億美元的C輪融資，其正在調(diào)試100MW的PEM制氫系統(tǒng)，預計將于2024年初開始商業(yè)化生產(chǎn)。膜電極及催化劑相關融資企業(yè)包括唐鋒能源、合肥動量守恒、清氫科技、涌氫科技、莒納科技和北京動氫新能等，質(zhì)子交換膜企業(yè)如科潤新材料，氣體擴散層企業(yè)如碳際科技，PEM電解槽企業(yè)融資僅有賽克賽斯氫能在7月完成數(shù)億元B輪融資。具體如下所示。圖表21：2023年中國PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈投融資情況數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank截止到11月圖表22：2023年PEM制氫產(chǎn)業(yè)鏈投融資情況北京動氫新能科技有限公司獲得人民幣千萬級種涌氫（深圳）能源科技有限公司獲得數(shù)千萬人民幣天第三章成本分析3.1綠氫產(chǎn)業(yè)成本現(xiàn)狀及趨勢分析3.1.1電解槽系統(tǒng)及BOPALK制氫系統(tǒng)ALK制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構成：電解槽主體成本占整個系統(tǒng)的57%左右；BOP系統(tǒng)包含電源系統(tǒng)、分離純化系統(tǒng)、堿液循環(huán)系統(tǒng)等，占比43%左右。電解槽主體主要由極板、電極、隔膜、密封墊片等核心部件構成，具體成本構成如下圖所示。據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研，2023年以來國內(nèi)堿性電解槽價格降幅較大，1000Nm3/h的ALK制氫系統(tǒng)售價已低至750萬元左右。預計未來堿性電解槽的降本，主要依賴自動化產(chǎn)線、規(guī)模化生產(chǎn)以及設備單體規(guī)模和性能的提升而帶來的全生命周期成本的下降。圖表23：ALK制氫系統(tǒng)及電解槽成本構成數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）PEM制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構成，電解槽主體成本占整個系統(tǒng)的76%左右，主要由膜電極、雙極板及多孔傳輸層組成。據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研，2023年以來國內(nèi)PEM電解系統(tǒng)價格降幅較大，1MW規(guī)格的PEM電解系統(tǒng)已低于700萬元，較2022年下降了30%以上。預計未來PEM制氫系統(tǒng)的降本，主要依賴進一步提高膜電極性能、降低銥用量、降低雙極板及多孔傳輸層的貴金屬涂層厚度、使用性價比較高的本土原材料以及規(guī)?；a(chǎn)后帶來的生產(chǎn)和供應優(yōu)勢等。圖表24：中國PEM電解系統(tǒng)成本分析（2023）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank截止到11月3.1.2綠氫成本競爭力以50MW規(guī)模的電解水制氫項目為例，分別計算現(xiàn)狀水平下采用ALK和PEM技術路線的平準化制氫成本LCOH，并對2030年的LCOH進行預測，具體結果如下表所示。就成本構成來看，電費成本占據(jù)絕大部分比例，其次是設備成本；就關鍵影響因素來看，LCOH對電價和制氫電耗的變化最為敏感，主要是運營成本中絕大多數(shù)來源于電力消耗。預計2030年，無論是采用ALK還是PEM技術路線，制備的綠氫成本均具有與傳統(tǒng)氫源競爭的經(jīng)濟性。圖表25：ALK和PEM路線的平準化制氫成本LCOH對比（2023VS2030）322核心參數(shù)2023203020232030單位技術路線ALKPEM/項目壽命年核心設備大修/置換年制氫規(guī)模電解槽單槽規(guī)模1000250Nm3/h電解槽數(shù)量40臺制氫直流電耗4.544.54kWh/Nm3H2電價0.30.150.30.15元/kWh電解槽設備價格1500105060002000元/kW年運行時間3500500035005000hLCOH21.7010.1932.6712.07元/kgH2電費成本占比79.175.852.564.0%設備成本占比29.9%第四章市場分析4.1電解槽產(chǎn)業(yè)市場現(xiàn)狀及預測根據(jù)當前已簽約、備案、在建、投運的電解水制氫項目的應用領域以及勢銀（TrendBank）對各應用場景的經(jīng)濟性的測算和分析，氫氣消納主要集中在化工、鋼鐵、儲能和交通四大領域。從短期（2025年）已立項規(guī)劃的綠氫項目來看，若30%的項目能真正落地，則可帶動93萬噸氫氣產(chǎn)量；而在中期（2030年）10%的綠氫滲透率假設條件下，潛在的綠氫消納空間高達908萬噸。圖表26：2025-2030年中國綠氫消納規(guī)模預測綠氫消納規(guī)模預測領域2025規(guī)劃2025預測2030預測2025-2030合計57.73化工40.67鋼鐵99.37儲能652.81交通59.38：（數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）34以1000標方/小時堿性電解槽為例測算，假設2025年-2030年電解槽年利用小時數(shù)分別為3000小時和5000小時，2025年對應樂觀和中性情況下電解槽累計裝機量分別為416GW和10GW；2030年對應樂觀和中性情況下電解槽累計裝機量分別為142GW和85GW。圖表27：中國電解槽年新增裝機量（2021-2030年，GW）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）儲運篇第一章氫儲運技術及產(chǎn)業(yè)鏈裝備氫儲運作為連接氫能產(chǎn)業(yè)上下游環(huán)節(jié)的橋梁，成為了制約氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要問題之一。發(fā)展安全、高效的氫儲運技術，是實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性發(fā)展的關鍵。氫的儲存方式根據(jù)儲氫原理進行劃分主要包括物理儲氫和化學儲氫。以高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫為代表的物理儲氫技術被大規(guī)模商業(yè)化應用，發(fā)展較成熟；化學儲氫技術總體處于起步階段，有機液態(tài)、固態(tài)儲氫關注度較高。運氫方式分為固、液、氣三種，根據(jù)氫氣狀態(tài)和運輸距離可選用不同的氫運輸方式。圖表28：主要氫儲運技術方式參數(shù)對比現(xiàn)階段主流氫儲運方式資源與應用市場空間分大應用于航天用商業(yè)化處于起步階段儲氫材料具備高體積儲大研發(fā)潛力數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）1.1高壓氣態(tài)儲運技術及產(chǎn)業(yè)鏈裝備1.1.1高壓氣氫長管拖車氫儲運高壓氣態(tài)氫儲運是目前各類氫儲運方案中使用最普遍、最直接的氫儲運方式，其產(chǎn)業(yè)鏈的各環(huán)節(jié)中，涉及的氫儲運核心設備有儲氫罐、輸氫管道、長管拖車、站用儲氫瓶組及車載儲氫瓶等?，F(xiàn)階段，國內(nèi)高壓氣氫儲運以20MPa長管拖車為主，結合集裝格小范圍補充，長管拖車方案占比全部高壓氣態(tài)氫儲運方式的90%。圖表29：高壓氣態(tài)氫儲運概況數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）長管拖車以I型瓶大容積無縫鋼管氣瓶為主，II型長管拖車相較于I型在單次運氫量、單位儲氫密度及綜合運輸成本上均有提升或降本，目前市場占有逐步提升中。運氫長管總體往輕量化、高儲運密度方向發(fā)展，目前長管拖車工作壓力為20MPa，30MPa長管拖車為短期內(nèi)技術發(fā)展方向，長期朝50MPa高壓氣態(tài)儲運發(fā)展。III型儲氫瓶（金屬內(nèi)膽纖維全纏繞氣瓶）與IV型儲氫瓶（塑料內(nèi)膽的纖維全纏繞氣瓶）由于制作內(nèi)膽和保護層的材料密度低、氣瓶質(zhì)量輕、單位質(zhì)量儲氫密度增加，在車載儲氫領域應用已經(jīng)較為廣泛，其中國內(nèi)主要以III型瓶車載應用儲氫為主，IV型瓶目前處于起步階段。對于III、IV型瓶的應用，歐洲市場已將其市場格局突破到了儲運領域，盡管國內(nèi)高壓氣態(tài)氫儲運主流方案還是I、II型瓶，隨著氣瓶的安全、高效、高壓輕量化發(fā)展，未來或?qū)⒅鸩教剿鲬肐II、IV型瓶于氫儲運階段。圖表30：I-IV型儲氫瓶參數(shù)對比//數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）1.1.2管道輸氫所有氫儲運技術方案中，管道輸氫技術具有運輸成本低、能耗小、運量大且穩(wěn)定等特點，可實現(xiàn)氫能的連續(xù)性、規(guī)模化、長距離輸送。其產(chǎn)業(yè)鏈各關節(jié)關鍵裝備包括管材、壓縮機、摻混裝置、管閥件、計量檢測設備等。圖表31：管道輸氫技術場景示意數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）國外管道輸氫技術發(fā)展較早，全球范圍內(nèi)的輸氫管道總里程已超過6,000km。相較于國外，國內(nèi)在管道輸氫方面的研究起步相對較晚，管道輸氫技術發(fā)展尚處于初級階段，已有輸氫管道規(guī)模較小，總里程約400km，在用管道僅有百公里左右。目前，國內(nèi)在管道輸氫領域已有所突破，多條管道項目被提上日程。在天然氣摻氫管道輸送方面，國內(nèi)也已開展多項天然氣管道摻氫輸送項目的研究與實施。當前管道輸氫/天然氣摻氫管道項目主要由中國石油、中國石化、國家電投及其相關子公司承建，天然氣公司與城燃單位對管道摻氫項目的參與度明顯，市場集中度較高。2023年4月10日，中石化宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程被納入《石油天然氣“全國一張網(wǎng)”建設實施方案》。圖表32：中國部分在建、規(guī)劃純氫管道/摻氫管道項目4//////和輸氫管道“西氫東送”/////4/////3/3數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）1.2低溫液氫儲運技術及產(chǎn)業(yè)鏈裝備隨著國內(nèi)在液氫領域的不斷探索，低溫液態(tài)氫儲運技術近年來不斷發(fā)展。儲存方面，儲運容器在結構上一般采用球形儲罐和圓柱形儲罐；運輸方面，可采用拖車、槽車、槽船等運輸方式。相較于氣氫儲運，液氫具有便于儲運車載、安全性高、氣化純度高等特點，但也存在技術門檻高、液化工廠投資大、能耗高等缺點。圖表33：低溫液氫儲運容器類型數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）液氫對儲罐的隔熱技術要求很高，通常采用多層真空隔熱技術。國內(nèi)已打破液氫儲罐的技術壁壘，縮短了和國外的技術差距，實現(xiàn)了液氫儲罐的自主生產(chǎn)。不過，當前液氫儲罐和罐車的相關生產(chǎn)制造國家標準仍未頒布，對政府審批和企業(yè)產(chǎn)線投資形成了阻礙，影響了液氫儲運裝備在民用市場的應用推廣。但隨著氫能產(chǎn)業(yè)，尤其是液氫產(chǎn)業(yè)鏈的逐漸發(fā)展和技術突破，液氫儲運將成為未來中長距離、大規(guī)模氫儲運的發(fā)展方向之一，而如何降低液化與貯存成本是低溫液態(tài)儲氫產(chǎn)業(yè)化的發(fā)展方向。1.3固態(tài)、有機液氫儲運技術及產(chǎn)業(yè)鏈裝備1.3.1固態(tài)氫儲運固態(tài)儲氫具有多重優(yōu)勢，載體主要是物理或化學吸附儲氫材料，通過物理或化學材料對氫氣的吸附作用而將其存儲在固體材料中的儲氫方式。其中化學儲氫材料中的金屬氫化物發(fā)展最為成熟，而當中的鎂系合金由于儲氫量高、原料豐富、產(chǎn)氫純度高等特點，被認為是最有前景的固態(tài)儲氫材料之一。固態(tài)儲氫終端應用場景主要有制氫現(xiàn)場緩存、工業(yè)化工氫能儲存等固定式應用以及包括工程車載、乘用車載以及船載等儲運移動式領域。圖表34：儲氫合金分類及其儲氫性能/////數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）圖表35：固態(tài)儲氫主要應用場景數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）總體來說，固態(tài)氫儲運應用場景多元，目前國內(nèi)尚未實現(xiàn)商業(yè)化，整體處于實驗室向小規(guī)模示范過渡階段，提高金屬氫化物的儲氫量、降低材料成本、提高金屬氫化物的可循環(huán)性等將是未來的研究重點。1.3.2有機液氫儲運液態(tài)有機物儲氫技術（簡稱LOHC）原理是借助某些烯烴、炔烴或芳香烴等儲氫劑和氫氣的一對可逆反應來實現(xiàn)加氫和脫氫，質(zhì)量儲氫密度在5%-8%，儲氫量大，儲氫材料為液態(tài)有機物，可以用作氫氣的存儲介質(zhì)，可以實現(xiàn)常溫常壓運輸，方便安全。其通常反應過程可逆，儲氫密度高；氫載體儲運安全方便，適合長距離運輸；可利用現(xiàn)有汽油輸送管道、加油站等基礎設施。目前國內(nèi)技術處于從實驗室向工業(yè)化生產(chǎn)過度階段。圖表36：有機液氫（LOHC）儲運過程示意圖數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）圖表37：有機液氫（LOHC）主要有機載體熔點(℃)數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）國內(nèi)有機液主要研究方向為乙基咔唑；德國Hydrogenious公司主要研究方向為二芐基甲苯；日本在此方面處于領先地位，日本千代田化建公司主要研究方向為甲基環(huán)己烷。目前，國內(nèi)多家企業(yè)啟動有機液氫儲運項目，整體處于由實驗室向小規(guī)模落地應用的過渡階段，但成本和技術成為其商業(yè)化進程中的雙重挑戰(zhàn)。第二章氫儲運技術成本及降本趨勢2.1高壓氣氫長管拖車儲運成本及降本趨勢高壓氣態(tài)儲氫與氣氫長管拖車是現(xiàn)階段國內(nèi)氫儲運主流路線。長管拖車運輸氫氣的成本主要包括主要包括拖車、儲罐等設備成本、氫氣壓縮電耗成本、燃油消耗成本、車輛過路/保養(yǎng)成本、人工成本等，在假設相關成本核心參數(shù)不變時，通過氫運輸距離的變化來測算高壓長管拖車的輸氫成本變動。以工作壓力20MPa型的集裝管束箱為參考，對高壓氣氫長管拖車的輸氫成本測算作出假設，并對同等容積集裝管束下50MPa儲運壓力的拖車運輸情況進行假設并計算，結果如下。圖表38：20MPa/50MPa氣氫長管拖車運輸距離與成本之間關系數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）氣氫長管拖車單位輸氫成本對運輸距離較為敏感，兩種儲運壓力下的氣氫長管拖車運輸成本均隨著運輸距離的增加而增加。從運輸成本結果情況來看，20MPa運輸壓力下，50-600km的距離范圍內(nèi)，氣氫長管拖車的運輸成本由4.44元/kg增至23.35元/kg；而相同儲氫規(guī)格、50MPa運輸壓力下的氫運輸成本由3.01元/kg增至10.48元/kg。同等運輸距離情況下，50MPa儲運壓力下氣氫拖車運輸?shù)膯挝怀杀久黠@低于20MPa儲運壓力下的運輸成本，這是因為儲氫壓力提高使得氣氫拖車單次運載量提升，相同工作時間下，氫氣運載量大幅上升，單位運氫成本則大幅下降。綜上：高壓氣氫長管拖車輸氫成本對距離敏感，經(jīng)濟運輸半徑不超過200km，適用于短距離小規(guī)模氫儲運；其降本路徑主要為提升高壓儲氫容器的儲氫設備壓力，儲氫壓力的的提升意味著氣氫拖車單次氫運載量的提高，使得單車運輸規(guī)模上升，進而可降低長管拖車運輸頻率、減少長管拖車數(shù)量，達到降低運輸成本、提升運輸經(jīng)濟半徑的效果。2.2低溫液氫槽車儲運成本及降本趨勢液氫儲運技術的局限在于氫液化過程中的能耗，而液氫產(chǎn)品的經(jīng)濟性與氫液化的規(guī)模也密切相關，因此，液氫工廠的規(guī)模成為了液氫成本的關鍵。液氫槽車運輸氫氣的成本主要包括主要包括槽車、液氫儲罐等設備成本、氫氣液化裝置、液化能耗成本、燃油消耗成本、車輛過路/保養(yǎng)成本、人工成本等，在假設相關成本核心參數(shù)不變時，通過氫運輸距離的變化來測算液氫槽車的輸氫成本變動。以國內(nèi)氫液化氣項目參數(shù)作為參考，將近期液氫廠產(chǎn)能設定為5TPD，中遠期設定為30TPD，對液氫槽車氫儲運環(huán)節(jié)進行輸氫成本測算，測算結果如下。圖表39：5TPD/30TPD液氫產(chǎn)能對應液氫槽車運輸距離與成本之間關系數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）不同液氫產(chǎn)能情況下，液氫槽車的單位輸氫成本隨著運輸距離的增加呈現(xiàn)逐漸小幅上升的趨勢。以液氫產(chǎn)能5TPD為例，其在運距50-600km范圍內(nèi)，液氫槽車單位運輸成本由9.81元/kg增長至11.03元/kg，成本增速緩慢意味著液氫槽車輸氫成本對于距離不敏感；產(chǎn)能30TPD的情況下，液氫槽車單位運輸成本由5.89元/kg增長至7.38元/kg，隨著液氫工廠規(guī)模的加大，即液氫產(chǎn)能加大，液氫槽車的氫運輸成本明顯降低。綜上：相較于20MPa高壓氫氣長管拖車運輸，液氫槽車運輸在中長距離、較大規(guī)模的運輸中有著明顯成本優(yōu)勢，且對運輸距離不敏感。此外，通過上述測算結果可以發(fā)現(xiàn)，液氫槽車的降本路徑主要在于液氫產(chǎn)能規(guī)模的提升，液氫產(chǎn)能的規(guī)?；嵘馕吨簹湓O備成本的降低以及液化能耗的降低，進而帶來液氫整體儲運成本的下降。2.3管道輸氫儲運成本及降本趨勢管道輸氫可實現(xiàn)氫能連續(xù)性、規(guī)?；?、長距離運輸，是解決未來氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)模化所面臨儲運問題的重要突破方向。基于國內(nèi)已建成的濟源-洛陽輸氫管道主要參數(shù)作為參考，以單位長度管道投資額584萬元/km為基準，對管道輸氫氫運輸成本進行測算。另外，測算探討100%、75%、50%、25%等不同管道利用率下的管道輸氫的運輸成本。圖表40：管道輸氫運輸距離與成本間關系（100%利用率）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）測算結果得知：100%管道利用率情況下，隨著管道運輸距離的增加，50-600km的輸氫距離范圍內(nèi)，管道輸氫成本由0.80元/kg增至3.03元/kg；百公里輸氫成本則由1.60元/kg降至0.50元/kg。圖表41：不同管道利用率運輸距離與運輸成本對比分析數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）管道輸氫的運輸成本隨運距增大而明顯升高，整體呈現(xiàn)線性關系；隨著管道利用率水平的下降，運輸成本顯著升高且增速加快。主要原因在于：不同利用率下的氫氣運能不同，隨著利用率的下降，輸氣量減少的同時，管道其余成本并未改變，因此導致管道的單位輸氣成本增高。因此，提高輸氫管道的利用率能顯著降低管道輸氫成本。第三章氫儲運發(fā)展趨勢及市場分析3.1氫儲運技術未來發(fā)展趨勢儲氫和運氫方式緊密相關，氫能的儲運方式建立在氫的不同存儲狀態(tài)之上。氫氣運量與運輸距離決定了氫儲運的方式，不同的氫儲運方式適宜不同的應用場景。因此，應根據(jù)氫氣的運輸規(guī)模與運輸距離，選擇最經(jīng)濟的且與之應用相匹配的氫儲運技術?；谇笆龈邏簹鈿溟L管拖車、液氫槽車以及管道輸氫等當前主流的不同氫儲運技術的輸氫成本測算結果，結合氫運輸成本與運輸距離之間的關系，將3種輸氫方式所對應的多種輸氫狀態(tài)下的距離與輸氫成本結果進行對比，以期分析得出不同氫儲運方式的發(fā)展情況。圖表42：主流氫儲運技術運輸距離與成本之間關系對比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）多種儲運方式的輸氫成本結果比較中，管道輸氫（純氫）方案表現(xiàn)出優(yōu)秀的經(jīng)濟性，具有絕對優(yōu)勢。雖然管道輸氫方案的單位輸氫成本優(yōu)勢明顯，但管道建設初始投資大、建設周期長，且在當前氫源生產(chǎn)端與氫的終端應用尚未形成穩(wěn)定、規(guī)模的供給與需求的情況下，其發(fā)展與應用不會在短時間內(nèi)占據(jù)主流。而在管道輸氫發(fā)展暫處于起步階段的當下，高壓氣氫拖車在小規(guī)模、短距離的儲運情況下經(jīng)濟性優(yōu)勢顯著，也是其當前作為主流儲運方式的原因之一。液氫槽車運輸相較于氣氫拖車與管道輸氫方式而言，其輸氫成本對于運輸距離的增加表現(xiàn)不敏感，200km以上輸氫距離情況下，其經(jīng)濟性優(yōu)于氣氫拖車，可預見在管道輸氫尚未形成規(guī)模前，液氫槽車可作為中長距離氫運輸?shù)年P鍵。3.2氫儲運市場分析勢銀（TrendBank）預計未來一段時間內(nèi)，以高壓氣氫長管拖車的氫儲運方式仍將成為主流，而隨著國內(nèi)液氫產(chǎn)業(yè)技術的不斷發(fā)展和整體氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)模的持續(xù)擴大，液氫儲運技術及管道輸氫方式將得到一定程度的發(fā)展，并逐漸滲透。圖表43：主流氫儲運技術占比變化趨勢預測數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）加氫篇第一章產(chǎn)業(yè)概述1.1中國加氫站最新建設情況據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，截至2023年11月30日，中國共建成各類加氫站412座，其中2023年新建成超50座，目前在建超70座，預計到2023年底總保有量達422座。圖表44：2016-2030中國加氫站保有量及建站增速數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）從建站速度來看，2022年以后年增速明顯下滑，主要原因有以下幾點：首先是2022年以后國家政策紅利影響逐漸減弱；其次各地建站審批管理等政策制定仍不完善，建站、取證、運營、補貼在實際落實過程中尚存效率問題；此外目前燃料電池汽車實際運營數(shù)量較少，加氫站總體運營負荷低從而影響其運營經(jīng)濟性和整體市場信心。勢銀（TrendBank）認為，隨著各級政府相關政策的逐漸完善，投運的氫燃料電池車比例的上升，總體建站速度將在2024年回暖。第二章產(chǎn)業(yè)鏈分析2.1中國加氫站產(chǎn)業(yè)鏈分析中國加氫站產(chǎn)業(yè)鏈主要由上游投資建設企業(yè)、設備集成承建企業(yè)，中游站用核心設備生產(chǎn)企業(yè)和下游燃料電池汽車企業(yè)組成。投資建設企業(yè)目前主要包括中石油、中石化及地方分公司、國家及地方能源企業(yè)、大型化工企業(yè)、氫能全產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)及新能源車企等。設備集成商企業(yè)主要負責加氫工藝設施的整體工藝設計及設備采購等，設備集成商核心競爭力主要是集成工藝水平、整站控制系統(tǒng)開發(fā)、整站調(diào)試能力、整體售后服務能力及產(chǎn)業(yè)化批量化降本能力等。燃料電池電池汽車企業(yè)生產(chǎn)、銷售、運營燃料電池汽車，對于車輛加氫提出基本需求，同時部分企業(yè)也會參與加氫站的投資建設及運營管理。產(chǎn)業(yè)鏈主要環(huán)節(jié)頭部企業(yè)如下圖所示：圖表45：中國加氫站產(chǎn)業(yè)鏈圖譜數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）第三章成本分析3.1加氫站建設成本分析以目前中國主流的1000kg/d&35MPa外供氫固定式加氫站為例，當前建站固定投資成本（不含土地成本）在960萬元/座左右，其中站用壓縮機、儲氫容器等基本實現(xiàn)國產(chǎn)化，加氫槍及高壓閥件等仍高度依賴進口；預計到2025年隨著設備的進一步國產(chǎn)化，建站成本下降12%至845萬元/座，到2030年建站成本到709萬元/座。圖表46：中國35MPa&1000kg/d加氫站降本路徑（萬元）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）3.2加氫站運營成本分析根據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研統(tǒng)計，由于燃料電池車輛示范運營比例較小，實際總體加氫需求低從而導致平均加氫站的加注負荷不及設計加注能力的50%。此外，高純氫價格總體走勢堅挺，短期內(nèi)難以下調(diào)，加之目前20MPa高壓長管拖車的運氫成本較為固定，目前槍口加注成本普遍在55元/kg以上。以上種種導致了近年來加氫站難以實現(xiàn)經(jīng)濟性運營以及總體建站情緒低迷。據(jù)勢銀（TrendBank）計算，根據(jù)目前全國平均高純氫出廠價水平及20MPa長管拖車運氫成本計算，如下表所示：短期內(nèi)若要實現(xiàn)加氫站的經(jīng)濟性運營和加注端成本下降，一是提高加注負荷率，二是獲得更低廉的高純氫源。在示范城市群一般滿足不高于35元/kg，政府補貼15元/kg氫氣的條件下，70%或以上的加注負荷以及低于2.5元/Nm3的氫源價格可以實現(xiàn)補貼后盈利。圖表47：不同高純氫出廠價、運營負荷下一般加氫站加注成本對比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）3.3加氫站核心設備成本分析中國本土生產(chǎn)的加氫站用壓縮機經(jīng)過多年的技術突破和市場驗證，整體設備成本也進一步下降。目前主流應用的隔膜氫氣壓縮機及液驅(qū)式氫氣壓縮機，500kg排量級整機采購成本在120-150萬元，相較于同規(guī)格進口產(chǎn)品約有30%-40%的成本優(yōu)勢。具體設備成本構成如下圖所示：其中高壓氣路管閥件仍以進口產(chǎn)品為主，這也將是未來進一步提成整機國產(chǎn)化和降本的主要路徑方向。圖表48：一般液驅(qū)壓縮機部件成本占比圖表49：一般隔膜壓縮機部件成本占比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）站用儲氫容器方面，目前新建加氫站基本采用無縫鋼管為材料的I型儲氫瓶組，其中所配置的氣動截止閥及高壓管路主要采用進口產(chǎn)品，中國本土企業(yè)尚未在該領域展開市場布局。加氫機方面，目前加氫機整機設備均有國內(nèi)設備集成商研發(fā)生產(chǎn)，主要組件成本構成如下圖所示，其中核心部件質(zhì)量流量計、加氫槍、拉斷閥、流量調(diào)節(jié)閥等附加值相對較高，國產(chǎn)化率降本空間大。短期內(nèi)預計國產(chǎn)化價格約為進口價格的70%左右，長期看，市場形成模效應以后，國產(chǎn)化價格約為現(xiàn)在進口價格的50%以下。圖表50：一般加氫機部件成本占比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）第四章市場分析4.1中國加氫站最新建設趨勢從新建站平均加注能力上看，歷年新建站加注能力顯著提升，2023年已接近1000kg/d。雖目前普遍加氫站運營負荷較低，但1000kg/d加氫站在滿負荷運營條件下基本滿足每日50輛左右FVC加氫需求。圖表51：中國加氫站新建站加注能力（kg/d）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）建站類型上，以油氫合建站為主的綜合能源站逐漸成為主流建設形式，2023年新建站中合建站比例更是超過70%。據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研，目前油氫合建站總體可以實現(xiàn)整站盈利，預計該形式也是未來中國“車/站”商業(yè)化、規(guī)模化階段的主流形式。圖表52：中國加氫站新建站類型趨勢數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）目前累計建成含70MPa加注功能（包含預留）加氫站共39座，總體建設增速平緩主要受到以下原因制約：1.70MPa高壓加注相關設備成本高昂，國產(chǎn)化水平較低，對比同規(guī)格35MPa加氫站固定設備投資在兩倍以上。2.除了冬奧期間70MPa車輛加注運行以外，中國70MPa乘用車推廣數(shù)量少，市場需求短期內(nèi)不足，僅有少數(shù)撬裝站保供70MPa乘用車的示范運營。勢銀（TrendBank）預測，2026年以后隨著70MPa&IV型瓶在FVC端應用比例逐步上升，70MPa加氫站需求也將迎來顯著提升。圖表53：中國加氫站新建站(含70MPa加注功能)類型趨勢（座）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）4.2中國加氫站市場規(guī)模預測勢銀（TrendBank）根據(jù)全國加氫站調(diào)研情況已經(jīng)中國燃料電池汽車數(shù)據(jù)預測，對中國加氫站建設數(shù)量進行模型預測：根據(jù)目前各示范城市群補貼發(fā)放、車輛推廣及建站落地情況，預計示范期計劃完成時間將延后至2026年。示范期內(nèi)各地建站數(shù)量基于規(guī)劃數(shù)量、政策補貼完善程度、氫源價格、車站比等影響因素，預計到2026年全國保守建成922座。2027年左右開始，F(xiàn)CV運營比例逐步上升，整體市場邁向商業(yè)化階段，車站比預期逐步下降至合理區(qū)間。預計到2030年，中國保守建成加氫站7450座。圖表54：2023-2030年中國加氫站保有量預測數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）4.3中國加氫站裝備市場競爭分析>加氫站設備集成商市場如下圖所示，中國加氫站設備集成商TOP5累計市占逐年下降，截至2023年11月底TOP5市占累計67%。近年來，部分加氫站核心設備制造企業(yè)逐步整合業(yè)務范圍，通過多年加氫站客戶積累進入到了整站設備集成的行列，此外部分傳統(tǒng)LNG站設備集成企業(yè)開展布局加氫站領域，瓜分頭部企業(yè)市占比。圖表55：中國加氫站設備集成商累計市占比數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）>站用壓縮機市場從2018年開始，國產(chǎn)加氫站壓縮機市占逐年穩(wěn)步提升，得益于國產(chǎn)產(chǎn)品在價格成本上的巨大優(yōu)勢。此外部分進口品牌在實際應用過程中出現(xiàn)安全事故導致國產(chǎn)設備有了更多的市場驗證機會。預計2023年新建加氫站應用中，國產(chǎn)壓縮機出貨將首次超過進口產(chǎn)品，并在未來逐漸占據(jù)市場主流地位。圖表56：中國歷年新增加氫站壓縮機進口國產(chǎn)市占情況（按出貨）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）從企業(yè)市場集中度來看，目前隔膜壓縮機和液驅(qū)壓縮機TOP4企業(yè)累計市占率均超過90%，總體呈現(xiàn)“頭部企業(yè)寡占、腰部企業(yè)缺失+長尾”的市場競爭格局。其主要原因是受到加氫站市場設備采購模式影響以及2022年之前中石化等建設企業(yè)指定少數(shù)進口壓縮機采購品牌等原因造成。但近年來隨著國產(chǎn)品牌的應用驗證以及集成商企業(yè)自研壓縮機產(chǎn)品，未來市場競爭將更為激烈。圖表57：中國加氫站壓縮機品牌累計市占率（按出貨，左：隔膜壓縮機，右：液驅(qū)壓縮機）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）燃料電池篇第一章發(fā)展概述1.1燃料電池應用現(xiàn)狀目前，燃料電池汽車市場受商用車市場直接影響，主要是由于現(xiàn)階段以及較長一段時間內(nèi)，燃料電池汽車的增長點都將基本在商用車范疇。其中的原因有兩點，首先是國家政策鼓勵的方向，就是大功率、重載和長途運輸?shù)念I域。其次，由于純電動汽車普及的比較早，且C端消費者已經(jīng)接受了純電動乘用車的概念和認知，而對于燃料電池乘用車來說，不僅讓消費者心理接受程度有質(zhì)的變化需要很長一段時間，而且在70MPa加氫站基礎建設上面臨成本上的難題，因此關于乘用車端對于燃料電池汽車市場影響較弱。除了交通領域外，氫發(fā)電是氫能下游應用中發(fā)展較為迅速的領域。勢銀（TrendBank）數(shù)據(jù)庫顯示，截至今年10月底，我國氫發(fā)電項目（包括規(guī)劃、在建和建成）共98個，分布于26個省份，發(fā)電規(guī)模共計382.35MW（未包含燃氣輪機項目其中累計裝機規(guī)模（即已建成項目規(guī)模）約10.4MW。目前。氫發(fā)電領域的項目模式以“工業(yè)副產(chǎn)氫（氫源）+PEMFC（發(fā)電設備）+熱電聯(lián)供（供能形式）”為主。勢銀（TrendBank）將氫儲能發(fā)電和熱電聯(lián)供等氫能在發(fā)電領域應用的項目統(tǒng)稱為氫發(fā)電項目，并據(jù)此進行數(shù)據(jù)統(tǒng)計及分析。1.1.1燃料電池汽車發(fā)展現(xiàn)狀2017年2020年，載貨車占據(jù)主要市場，主要是由于燃料電池車輛發(fā)展初期30kw-45kw的低功率系統(tǒng)非常契合輕型物流車的運營場景且成本相對較低，如氫車熟路在上海批量示范運營近500輛由重塑配套的廂式貨車。從2019年開始，隨著國家補貼政策的重心偏移以及雙冬奧會的示范作用，燃料電池公交、客車、牽引車等車型迅速放量并搶占市場份額，壓縮載貨車輛市場；疊加物流行業(yè)受疫情影響，燃料電池載貨車市場急劇縮水，不及預期。2021年開始，物流車、牽引車、自卸車在無論在經(jīng)濟性方面還是在續(xù)航能力方面都體現(xiàn)出其優(yōu)越性，因此逐漸大批量進入市場并投入示范應用。圖表58：中國FCV分年度銷量數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）燃料電池車輛主要集中在廣東、上海、北京等早期示范城市群城市，分別達到3152輛、3210輛和2651輛。河北、河南等新晉示范城市群發(fā)展較快，分別達到1149、1513輛。江浙、川渝、山東、山西、武漢、陜西等潛在示范群城市潛力較大，亟待爆發(fā)。圖表59：中國各省市FCV保有量（輛）（截至2023.10）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）牽引車在長途物流和礦區(qū)場景中具備較強的經(jīng)濟性，廣泛用于港口及西部礦區(qū)；冷鏈物流車型在無論在經(jīng)濟性方面還是在續(xù)航能力方面都體現(xiàn)出其優(yōu)越性，因此獨立作為篩選車型；自卸車主要是渣土車，用于裝載泥沙、礦石等重型貨物，運行環(huán)境較為惡劣；公交車作為客車的細分領域，表現(xiàn)優(yōu)異，獨立作為預測車型；客車目前主要以通勤車為主；專用車包括混凝土攪拌車、垃圾車、環(huán)衛(wèi)車、清洗車，主要以環(huán)衛(wèi)車為主；B級車售價較高，且存在加氫等因素制約，目前以示范為主，車型主要是MPV。圖表60：中國各年度FCV增量（分車型）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2023年燃料電池系統(tǒng)的部分車型功率增長趨勢開始放緩，其中，31噸自卸車和MPV功率無增長。而49噸牽引車、專用車系統(tǒng)功率開始下降。各個車型系統(tǒng)功率的增長幅度主要由其需求和用途決定的。冷藏車、物流車、專用車的系統(tǒng)功率在2022年增長過快，因此2023年其功率增長放緩。而部分其他車型，例如物流車、8-10米&10-12米客車對燃料電池系統(tǒng)的功率需求仍有增長需求，因此其系統(tǒng)功率保持增長。此外，目前主流燃料電池系統(tǒng)功率難以滿足重卡和長途牽引車的需求，因此未來這兩類車型的燃料電池系統(tǒng)功率或?qū)⒚媾R較大的增長。圖表61：各場景車型分年度銷量及功率趨勢數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）1.1.2氫發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀從建設狀態(tài)來看，首先，待建成（包括規(guī)劃和在建）氫發(fā)電項目雖然數(shù)量占比不及建成項目，但其規(guī)模占比約96.9%。其中，規(guī)模最大的項目為“張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電工程”，該項目位于河北張家口懷安縣，計劃分為兩期建設（各100MW/400MWh也是全球已公開的最大規(guī)模氫儲能項目。今年8月，云內(nèi)動力公開了與該項目業(yè)主方簽署的發(fā)電設備采購合同，按照合同內(nèi)容將于2025年完成總計200MW的設備交付。未來，隨著規(guī)劃和在建項目的建設完成以及更多兆瓦級項目落地，國內(nèi)氫發(fā)電裝機規(guī)模將進一步擴大。圖表62：我國氫發(fā)電項目建設狀態(tài)分布數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）其次，已建成的項目數(shù)量占比超過一半，但是其裝機規(guī)模僅占2.7%（如圖表62所示說明目前國內(nèi)的建成項目多為小規(guī)模示范項目。對于已建成項目的歷年情況進一步分析可知，2022年起國內(nèi)氫發(fā)電項目建成數(shù)量及規(guī)模猛增（圖表63與去年國家層面作出氫能頂層規(guī)劃和地方政府不斷出臺產(chǎn)業(yè)規(guī)劃政策息息相關。相比于去年，今年的建成項目數(shù)量及規(guī)模稍有下降，統(tǒng)計維度的原因為數(shù)據(jù)未覆蓋全年（僅截至10月底市場層面受經(jīng)濟大環(huán)境影響今年氫能行業(yè)整體發(fā)展不及預期，氫發(fā)電產(chǎn)業(yè)作為氫能產(chǎn)業(yè)鏈的下游應用市場也有所波及。但是，據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，6月開始地方補貼政策發(fā)布頻率明顯提升，在4個月內(nèi)有6個地方政府陸續(xù)發(fā)布氫發(fā)電相關補貼政策。例如，10月，北京發(fā)布的《全面推動新能源供熱高質(zhì)量發(fā)展實施意見》提到，氫能熱電聯(lián)供項目最高可獲得30%市政府固定資產(chǎn)投資支持。除政策支持外，行業(yè)內(nèi)各方對于氫發(fā)電的關注程度有所提升，氫儲能發(fā)電等形式作為解決新能源發(fā)電接入電網(wǎng)問題的可行性方案備受熱議。圖表63：2018-2023年我國已建成氫發(fā)電項目數(shù)量及新增裝機規(guī)模數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）關于氫發(fā)電項目的應用場景，勢銀（TrendBank）按照氫發(fā)電接入位置，將其分為了發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側，其中用戶側進一步細分為工業(yè)、商業(yè)、家庭、通信和其他五大類。勢銀（TrendBank）數(shù)據(jù)庫顯示，國內(nèi)氫發(fā)電項目應用以用戶側為主。截至10月底，用戶側的項目數(shù)量占比超過80%。此外，項目規(guī)模數(shù)據(jù)顯示，電網(wǎng)側項目規(guī)模占比（52.77%）超過用戶側，原因是電網(wǎng)側項目多為風光配儲的大型氫儲能項目（兆瓦級以上而用戶側的備用電源、家庭等場景多使用千瓦級（例如5kW、10kW）燃料電池發(fā)電，僅有工業(yè)領域的高能耗工廠等少數(shù)細分場景目前有兆瓦級項目落地。圖表64：我國氫發(fā)電項目應用場景分布數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）總的來說，作為氫能應用中備受矚目的領域，氫發(fā)電產(chǎn)業(yè)近兩年發(fā)展迅速且潛力巨大。今年，勢銀（TrendBank）在此藍皮書中新增氫發(fā)電板塊，從項目現(xiàn)狀、產(chǎn)業(yè)鏈布局、降本趨勢及市場規(guī)模預測（詳細內(nèi)容參考第三章）等維度呈現(xiàn)氫發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢，以期提供系統(tǒng)而深入的行業(yè)分析，為企業(yè)、投融資機構及科研院所等各方?jīng)Q策提供參考。第二章氫交通2.1燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈圖譜2.1.1燃料電池系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜隨著燃料電池示范應用的落地以及“雙碳”目標的不斷推進，以及國家政策的大力支持和技術的進步，中國燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速升溫。在燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈方面，目前在下游、中游已經(jīng)完全實現(xiàn)國產(chǎn)化，但在上游催化劑、質(zhì)子交換膜及氣體擴散層領域仍依賴進口產(chǎn)品。圖表65：燃料電池系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜來源：勢銀（TrendBank）2023年多家燃料電池企業(yè)相繼發(fā)布了250kW系統(tǒng)、300kW電堆產(chǎn)品，這使得空壓機、循環(huán)泵、增濕器、DCDC和電子水泵等核心BOP部件在適配性以及降能耗方面需求明顯，不少企業(yè)甚至在新路線開發(fā)上有了突破：空壓機：目前兩級壓縮離心式空壓機優(yōu)勢明顯，在空壓機應用領域占據(jù)主流，但其大功率帶來的高功耗促使廠家及供應商將目光放在了透平能量回收技術路線的空壓機產(chǎn)品，即膨脹機（帶能量回收的空壓機）。勢加透博、金士頓、海德韋爾、華澗新能源、東德實業(yè)、毅合捷、蜂巢蔚領等空壓機企業(yè)正在大力推進膨脹機的研發(fā)，其中部分已取得階段性進展。氫循環(huán)供應系統(tǒng)：主要有氫氣噴射器、氫循環(huán)泵、引射器三類，以東德實業(yè)、瑞驅(qū)科技、英嘉動力、浙江宏昇、博世、杰鋒汽車動力、鸞鳥電氣、申氫宸為發(fā)展主力。目前集成商組合方案眾多，主流的應用方案有三種：氫噴+氫泵+引射器方案（0-300kW）、氫噴+氫泵方案（0-150kW）、氫噴+引射器方案。增濕器：在匹配大功率系統(tǒng)方面，目前增濕器市場已經(jīng)有2-3家企業(yè)推出了適配250kW系統(tǒng)的增濕器產(chǎn)品，且正處于驗證階段。大功率系統(tǒng)廠家一般采用定制開發(fā)增濕器的方式，合力在摸索中前行。DCDC:由于燃料電池系統(tǒng)功率變化快，對企業(yè)研發(fā)能力有一定的要求，經(jīng)歷行業(yè)洗牌，大多數(shù)為老牌電源企業(yè)，市場集中度相對較高。電子水泵：相對其他BOP部件技術難度小，在適配大功率系統(tǒng)方面不存在問題，已有企業(yè)研發(fā)完成匹配200-300kW的電子水泵，并且小批量出貨。不過這類企業(yè)整體偏少，系統(tǒng)廠家普遍反饋大功率系統(tǒng)電子水泵樣機供應不足。整體可見，目前BOP產(chǎn)品的大功率、低能耗發(fā)展開始加速，技術也已相對成熟，產(chǎn)業(yè)化便可實現(xiàn)快速降本。2.1.2供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜車載供氫系統(tǒng)由儲氫瓶、瓶口閥、過濾器、減壓閥、泄壓閥、截止閥、壓力傳感器、溫度控制器、氣水分離器及管路和接頭組成，根據(jù)系統(tǒng)需求不同還配有單向閥、壓力感應器等。由于目前國內(nèi)主要在商用車領域推行氫燃料電池汽車批量化應用，因此35MPa供氫系統(tǒng)為當下市場主流，儲氫瓶以III型瓶應用為主，70MPa供氫系統(tǒng)小規(guī)模示范應用。下圖分別是35MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜以及70MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈概況。圖表66：35MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）圖表67：70MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈概況數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）從供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈圖譜來看，目前35MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈絕大部分已經(jīng)實現(xiàn)國產(chǎn)化或正在實現(xiàn)國產(chǎn)替代。而70MPa供氫系統(tǒng)由于其壓力更高，對于產(chǎn)品質(zhì)量和性能提出了更高要求，因此70MPa供氫系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈零部件絕大部分為進口產(chǎn)品。1）儲氫瓶2023年車載供氫系統(tǒng)儲氫瓶裝車市場較為集中，TOP3企業(yè)市場份額已近77%，TOP5企業(yè)市場總份額占比90%。主要儲氫瓶供應商包括奧揚科技、中材科技、國富氫能、中集安瑞科、天海工業(yè)、科泰克、斯林達等。圖表68：2023.1-10儲氫瓶裝車市場情況數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2）碳纖維碳纖維是高壓儲氫瓶效用和成本核心材料，主要應用于制作高壓儲氫瓶的殼體。國內(nèi)外主流儲氫瓶III型和IV型的殼體均采用碳纖維復合材料進行纏繞。隨著國內(nèi)碳纖維企業(yè)打破國外技術壟斷，產(chǎn)能規(guī)模不斷擴張，產(chǎn)品性能不斷提升的背景下，III型儲氫瓶用碳纖維已經(jīng)基本實現(xiàn)國產(chǎn)替代，國產(chǎn)化率超85%。3）管閥件據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研分析，國內(nèi)瓶口閥市場仍以外資品牌為主，OMB和GFI占據(jù)了超過71%的市場份額，但隨著國內(nèi)多家管閥件企業(yè)的產(chǎn)品經(jīng)過了近兩年的市場驗證，多家領先企業(yè)已經(jīng)進入市場化階段，開始或即將出貨裝車，市場競爭格局正逐步改寫。近年來，國內(nèi)越來越多企業(yè)參與到供氫系統(tǒng)上游零部件行業(yè)中，但部分管閥件國產(chǎn)化進程相對緩慢，原因主要是國內(nèi)對于氫安全尤為重視，因此供氫系統(tǒng)零部件企業(yè)面臨兩大難題：1）檢測檢驗周期長，且國產(chǎn)的管閥件在拆放中容易損壞，部分產(chǎn)品在拆放中還需要加注氮氣和氫氣額外產(chǎn)生的費用很高；2）國內(nèi)管閥件企業(yè)實際裝車案例應用案例少。2.2燃料電池降本趨勢2.2.1燃料電池系統(tǒng)降本趨勢以某企業(yè)量產(chǎn)200kw燃料電池系統(tǒng)為例，其成本結構如下圖所示。電堆占據(jù)了其80%的成本，對系統(tǒng)成本影響較大。從燃料電池系統(tǒng)BOP占系統(tǒng)成本從大到小的順序來看，空壓機占系統(tǒng)成本的比例最大，其次分別為氫氣循環(huán)泵和DCDC，成本占比依次為5%、3%和3%。圖表69：200kW燃料電池成本結構來源：勢銀（TrendBank）根據(jù)《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0》顯示，至2025年，燃料電池商用車的成本將<1200元/kW，至2030年燃料電池商用車的成本將<400元/kW。圖表70：節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0來源：節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0基于節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0顯示的共性關鍵技術的發(fā)展趨勢和電堆成本的下降趨勢，勢銀（TrendBank）對中國燃料電池系統(tǒng)的成本做出預測，至2030年，燃料電池系統(tǒng)成本將≤700元/kW，其下降趨勢如下圖所示。圖表71：燃料電池系統(tǒng)成本下降趨勢來源：勢銀（TrendBank）2.2.2燃料電池電堆降本趨勢目前，金屬堆的成本相對石墨堆要高，除核心部材膜電極外，金屬板占據(jù)了較高的成本比例約30%。金屬板成本中，涂層占據(jù)了約60%的比例，主要是由于涂層設備、工藝及靶材耗費較高。圖表72：金屬堆成本結構現(xiàn)狀數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）石墨堆的成本結構中，膜電極占據(jù)了約七成以上，石墨板占據(jù)約20%。石墨板成本較低，一方面石墨板基材價格較低廉，另一方面，石墨板具有良好的耐久性，不需要額外的涂層改性，大大節(jié)約了成本。關鍵部材中，催化劑約占據(jù)了50%的膜電極成本，是燃料電池電堆成本中的關鍵組成部分。圖表73：石墨堆成本結構現(xiàn)狀數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2025年現(xiàn)行補貼政策過后，燃料電池汽車產(chǎn)銷量有望進一步擴張，產(chǎn)業(yè)降本驅(qū)動力由“國產(chǎn)化”為主導逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)椤皣a(chǎn)化+規(guī)模化”雙重驅(qū)動，燃料電池核心部件成本將明顯下降。據(jù)勢銀（TrendBank）調(diào)研了解，目前金屬堆約在2500元/千瓦，石墨堆單價約在1500元?，F(xiàn)階段市場規(guī)模不夠大，金屬板材料成本高，價格較石墨板貴，從中長期的預測數(shù)據(jù)來看，隨著市場規(guī)模提升，金屬板成本將會下降較快，石墨板成本不會出現(xiàn)較大降幅，石墨板在價格上的優(yōu)勢將會減弱。因此，2026年以后不同技術路線電堆成本會趨于接近，預計到2030年金屬堆單價可降至500元/千瓦，石墨堆可將至400元/千瓦。圖表74：不同技術路線電堆成本下降趨勢（元/kW）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2.2.3車載供氫系統(tǒng)降本趨勢車載供氫系統(tǒng)在成本層面主要包括儲氫瓶、管閥件及氣瓶框架等方面。其中儲氫瓶成本占比整個車載供氫系統(tǒng)的40%左右，管閥件成本占比40%-45%，氣瓶框架及其他成本占比15%-20%。碳纖維作為儲氫瓶成本的關鍵，占比儲氫瓶成本的70%以上，占比整個車載供氫系統(tǒng)系統(tǒng)成本的30%左右；管閥件成本中，減壓器以及儲氫瓶瓶口閥成本占比較高；碳纖維及管閥件是未來車載供氫系統(tǒng)成本降幅的主要方向。圖表75：31T重卡（左)，10-12m公交（右）供氫系統(tǒng)成本構成數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）預測了車載供氫系統(tǒng)的成本下降趨勢，中性預測結果顯示，至2030年，車載供氫系統(tǒng)成本將下降至0.34萬元/kg。圖表76：2023-2030供氫系統(tǒng)儲氫成本預測（萬元/kg）數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2.3氫交通市場現(xiàn)狀及預測2.3.1燃料電池汽車市場現(xiàn)狀及預測2022年燃料電池汽車上牌銷量達5009輛，其中1-10月銷量達3029輛，占比僅60%，若11、12月和去年一樣出現(xiàn)年末搶裝現(xiàn)象，預計2023全年上牌銷量會達到近7000輛。但今年實際情況有所不同，原因如下：1、廣東、河南、河北三大示范城市群銷量不及預期，具體原因各異，包括政策落地力度、產(chǎn)業(yè)鏈完善程度、基礎設施能力以及是否群牽頭城市的協(xié)調(diào)能力等。北京和上海城市群又基本上把示范訂單拿完且項目相繼落地。2、非示范地區(qū)經(jīng)濟下行，使得無論是用戶還是政府及企業(yè)，對于成本相對高昂的氫能產(chǎn)業(yè)都更為謹慎，且疫情結束第一年刺激經(jīng)濟發(fā)展的方向并不在新興產(chǎn)業(yè)。3、非示范區(qū)域并沒有出現(xiàn)如去年的晉南鋼鐵、鵬飛集團等大終端牽引的訂單支撐。由于這些原因今年四季度可能不及預期，保守估計2023年燃料電池汽車上牌銷量會達到6000輛。圖表77：2023年FCV銷量預測數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）勢銀（TrendBank）中性預測數(shù)據(jù)顯示，預計2030年燃料電池汽車保有量達到54.6萬輛。圖表78：燃料電池汽車長期市場預測數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）2.3.2燃料電池系統(tǒng)及BOP市場現(xiàn)狀及預測在裝機功率上，自2020年起，裝機功率明顯朝大功率發(fā)展的趨勢，且2021年尤顯突出，出于國補新政里對50kW及以上額定功率系統(tǒng)車型才有補貼的影響，30-50kW系統(tǒng)的裝機量從2020年的39%下降至1.5%，由于2021年政策中80kW以上產(chǎn)品有一定的補貼系數(shù)加成，因此2021年80kW以上系統(tǒng)的裝機量占比同比增加62%。另外由于大于110kW的產(chǎn)品有更高的補貼系數(shù)加成，因此在2021年超過110kW系統(tǒng)的裝機量突飛猛進，達到了總裝機量的46%。圖表79：歷年燃料電池系統(tǒng)裝機功率分布表現(xiàn)數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）受補貼政策影響，2022年上半年燃料電池系統(tǒng)裝機功率大部分位于80kW-110kW區(qū)間內(nèi)，且勢銀調(diào)研發(fā)現(xiàn)該部分系統(tǒng)主要應用車型是重型卡車。大功率系統(tǒng)是燃料電池系統(tǒng)行業(yè)發(fā)展的一種趨勢，未來在政策和技術的驅(qū)動下，燃料電池系統(tǒng)功率將會逐漸變高，有望在2年內(nèi)由超過200kW的燃料電池汽車占據(jù)一定的市場份額。圖表80：歷年燃料電池系統(tǒng)裝機量及單系統(tǒng)功率趨勢數(shù)據(jù)來源：勢銀（TrendBank）勢銀（TrendBank）中性預測數(shù)據(jù)顯示，預計2030年燃料電池裝機量將超過59GW。圖表81：燃料電池系統(tǒng)裝機規(guī)模現(xiàn)狀及預測（MW）數(shù)