氢能设备专题研究：碳中和需“氢”装上阵

2022-01-08 15:01:40 编辑：双碳时间

(Report Producer/Author: China Merchants Securities, Liu Rong, Shi Wenbo)

1、在碳中和背景下，能源领域的剩余为王

2020年9月，中国宣布到2030年实现碳达峰，到2060年实现碳中和，这是基于工业革命以来全球碳排放量大幅增加的必然举措。截至2011年，全球二氧化碳排放配额的52%已被使用。如果不采取行动，2045年全球碳排放将超标，全球平均气温将上升2摄氏度以上，对全球生态系统造成不可逆转的破坏。一般来说，碳排放的主要形式来自化石燃料的燃烧。在工业化初期，在粗放型经济发展模式下，往往带来能源利用率低和废物排放量极高的问题。中国的二氧化碳排放量在 1990 年代后迅速上升。到2012年，二氧化碳排放量达到90亿吨。此后，中国的碳排放量有所放缓，2019年二氧化碳排放总量为98.9亿吨。

在碳中和的背景下，如何选择更清洁的能源成为各国面临的现实问题。锂电池、光伏、风能、氢能等新能源渠道也得到广泛拓展。氢能是一种新型能源，膨胀度较低，但环保效果极佳。氢是全局元素分布中占很大比例的元素。它的来源广泛。可再生能源生产的绿色氢能实现从天然气生产到能源释放的全链条零碳排放。除了来源广泛、清洁环保外，氢能本身具有非常高的能量密度。从热值来看，氢的热值达到142.5 MJ/kg，相比锂电池的热值仅为0.72 MJ/kg，煤、石油、天然气等直接燃料的热值仅30-50 兆焦耳/公斤。

其次，氢应用的另一个缺点是售价相对较高。一般来说，目前市场上的氢气大部分是工业生产的中间产品。灰氢和蓝氢的比例比较大，而且氢本身的能量密度比较高，所以单位能量的制造成本不高。但是受氢气影响的供应链网络薄弱，而且氢气本身比较活跃，容易逃逸，容易造成金属氢脆。氢气的运输成本非常高。因此，虽然氢气的出厂价低于燃料油，高于天然气，但氢气的终端销售价格远高于其他类型的直接燃料。

氢能是一种未来发展潜力巨大的能源。近年来，成本端的努力取得了丰硕成果，其应用也得到了主要政府的重视，包括美国、欧盟、日本、韩国、中国等主要经济体。制定了未来氢能应用的规划。规划内容主要包括电解槽装机容量、制氢方式及相应比例、减排吨位等。早些年，中国新能源方向的政策主要集中在推动纯电动汽车、混合动力汽车和燃料电池汽车的销售。提到应适当降低对燃料电池以外其他车型的补贴标准； 2016年自主提出发展氢能源和燃料电池技术创新，并在制氢、储运、加氢站等领域开展研发；《规划》进一步提出，2025年以工业副产氢为重点，可再生能源制氢进入试点； 2035年，以可再生能源半集中制氢为主，工业副产氢为辅； 2050年实现零排放制氢，重点利用可再生能源集中制氢。

同时，各省区陆续出台政策文件，推动氢能发展。到2025年，建成15座加氢站，氢燃料电池汽车规模达到1500辆；河北省提出到2022年氢产业链年产值达到150亿元，到2025年培育10-15家国内先进企业，氢产业链年产值达到500亿元；北京8月16日发布《北京氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》，提出到2025年培育10-15家国际氢能企业。作为产业链的龙头，京津冀地区氢能产业链累计实现超1000亿元，减少碳排放500万吨。

政策的倾斜也带动了氢能产业的蓬勃发展。 2018年以来，关联企业注册数量大幅增加，从2018年的243家注册到2019年的416家，2021年继续保持良好态势。一季度氢能企业注册数量达到143家，与2020年同期相比，增长了123%。二季度，注册氢能企业达到196家，同比增长70%。

氢能企业层面，不仅迎来了注册数量的大幅增长，也迎来了包括央企在内的众多核心企业的关注。中国未来的氢能发展目标包括氢需求、工业产值、终端销售价格、加氢站数量、氢燃料电池汽车数量，以及储氢路径、储运路径和加氢方式的演变。产业链。 .具体来说，这个目标要求中国到2050年氢气总需求量约6000万吨，产值12万亿元，氢气终端价格大幅下降，加氢站总数达到12000座，是我国加氢站的50倍。当前号码。以上，氢燃料汽车保有量已达3000万辆。从最终能源结构来看，中国目前的氢供应结构中近70%是化石能源制氢。未来，更加环保的可再生能源电解制氢和生物制氢方法将得到更广泛的普及和渗透。预计到2050年，电解制氢比例将达到70%，生物制氢比例将达到20%，化石能源制氢比例将下降到20%。

2、制氢端：燃料制氢仍是主力军，水解制氢逐渐向好

1、化石燃料制氢：仍是主流工艺，依赖集中设备

目前制氢技术仍以化石能源生产为主，在我国占比超过99%。这主要包括煤制氢和天然气制氢，其中天然气制氢约占世界的70%。在天然气资源丰富的地区，制氢成本约为每千平方米1.35元；煤制氢在我国已在多煤少气的资源格局下得到广泛应用。在山西、内蒙古等煤炭资源丰富的地区，煤炭制氢成本可能低至每千平方米0.34元；此外，化石能源制氢还包括化学副产品制氢。，如丙烷脱氢项目和乙烷裂解项目，都可以实现副产和量产氢气。

从煤制氢的角度来看，我国目前煤化工制氢的方法比较成熟。该生产方法主要是气化炉采用变压吸附（PSA）技术将其提纯到燃料电池的氢气需求量。煤制氢需要资源强度和投资规模。在煤炭资源丰富的地区，煤炭价格可能低至200元/吨。在这种情况下，煤制氢成本约为6.77元/公斤。当涨到1000元/kg时，煤制氢成本将达到12.14元/kg。此外，煤制氢项目一般初期投资巨大，单位投资成本在1万元至1.7万元/（千平方米/小时）。因此，只有在规模化生产的条件下，才能有效摊薄资金投入。（报告来源：未来智库）

2、水电解制氢：潜力巨大的绿色氢源，设备端尚处于初期成长期

除了化石燃料制氢外，电解水制氢是另一重要方式，将成为未来生产绿色氢的主流方式。目前，电解水制氢占全球制氢规模的4%，而在中国还不到1%。电解水制氢主要包括碱性制氢、PEM制氢和SOEC制氢三种方法。碱性水电解（AEC）是目前比较成熟的方法，已进入早期商业化阶段。 AEC一般使用碱性溶液（氢氧化钾或氢氧化钠）作为电解质，以石棉作为隔膜来分离气体。阴极和阳极主要由金属合金组成，如镍钼合金。碱性电解的优点在于成本低。具体而言，它得益于在碱性条件下广泛使用锰和镍等非贵金属催化剂以及大规模生产的经济性。过去4年，电解槽的成本下降了40%，现在占绿色制氢成本的不到50%，未来有望进一步下降。

PEM电解技术是近年来发展迅速的技术。它主要利用PEM来传导质子并隔离电极两侧的气体。与碱性电解水制氢相比，PEM电解技术的透氢性极低，产生的氢气。纯度极高；另外，电解槽一般采用零间距结构，欧姆电阻低，可以在一定程度上提高电解过程的效率，降低电耗；压力控制范围大，氢气输入压力可达数万亿Par，能适应可再生能源快速变化的电源输入环境。鉴于PEM相比碱性电解水和可再生能源具有更好的匹配效果，欧盟规划了逐步用PEM电解水替代碱性电解水的路线，并通过立法，如规定电解槽的制氢响应时间小于5秒然后满足这个要求。

美国能源部还提出了H2@Scale计划，支持Giner、Proton Onsite等公司开展PEM电解槽制造和大规模技术研发，资助金额超过400万美元。但是，与碱性电解水相比，PEM电解的缺点是成本高，使用寿命短。在成本方面，制约PEM电解大规模使用的关键在于双极板成本高（约占电解槽的48%）和膜电极成本（约占10%），质子交换膜技术由来已久。被少数国外公司垄断，难以大规模推广；在使用寿命方面，目前PEM水电解的反应器寿命小于50000小时，系统寿命在10-20年之间，低于碱性水电解。但是，由于更大的成本降低和更低的能耗，支持完全脱碳的PEM技术有望成为未来水电解技术的重要核心。目前，PEM水电解制氢已进入10MW级示范应用阶段。正在开发 MW 级 PEM 电解槽。 2017年以来，PEM水电解项目数量大幅增加，2020年额定装机功率平均值也大幅提升。

在设备方面，电解水制氢的主要设备是电解槽。我国目前的水电解市场主要以碱水电解技术路线为主，总装机容量约1500~2000套，其中大部分用于发电厂冷却用氢气的生产，碱制备市场高度发达。集中，主要集中在718、苏州经理和天津内地，三者合计占据60%以上的市场份额。 PEM技术路线目前只有718、阳光电源和华信有，核心质子交换膜一般为全氟磺酸膜。制备工艺复杂，长期为科慕、陶氏、戈尔等公司所采用，被企业垄断，国内东岳集团还开发了短链全氟磺酸膜，可用于水电解制氢和燃料电池.

2019年，全球碱性电解槽占全球水电解市场的58%。到2026年，这一产品细分市场的规模预计将从2019年的1.48亿美元增长到2.26亿美元。同时，整体水电解槽市场规模将达到4.31亿美元，碱性电解槽占比将下降至52.4%。预计到2050年，碱性电解槽和PEM电解槽的能量转化率将分别达到78%和74%。 PEM电解槽规模将占40%，设备价格将降至800~2000元/kW。电解槽价格将降至600~1000元/kW，水电解制氢比例也将达到70%，装机容量将超过500GW，市场规模将超过7000亿元。（报告来源：未来智库）

3、储氢端：氢能降本普及战场，设备端技术迭代将称霸

1、运储环节：氢能降价瓶颈，期待进一步技术突破

与其他形式的能源相比，氢气的高成本往往来自于储氢端而不是制氢端。因此，虽然制氢端电解水的成本较高，技术突破的路径较长，但传统化石燃料制氢的整体成本仍然不高，体现在与以往的巨大差异上。氢气出厂价和终端消费者价格。导致这种差异的主要瓶颈是氢的储存和运输成本高。氢是元素周期表中的第一个元素。在气态下，密度极小，因此必须经过压缩，使其成为高密度的气体或固态或有机态，才能进行大规模运输。因此，压缩和储运过程本身花费较大的成本。

此外，类似天然气的管道输送方式也被考虑。但是，现有的天然气管道不能直接用于输送氢气，因为用钢管输送氢气时会发生氢脆，即氢分子溶解在钢中，造成应力集中，甚至超过钢。强度限制，所以如果要用管道输送，就需要使用含碳量极低的材料，一般会是天然气管道材料的两倍，也可以用天然气和氢气的混合物输送，但氢含量不应超过20%。鉴于上述限制，氢气储运一直是降低成本的难点。在今年1-7月我国发生的80多起氢能产业投资事件中，涉及制氢事件的投资仍是主流，达到30多起。但涉及氢储运的投资占比仅为3% ，而且未来的技术研究和降本增效还有很大的空间。

在下游消费市场，氢主要分为燃料氢、化学氢、工业氢、能源氢和高纯电子氢。不同类型的氢气都有自己的制造来源和相应的储运成本。一般来说，管道氢气和化学氢气来自焦炉煤气、氯碱尾气和煤制天然气的副产品。纯度低，采用管道输送。因此，交货价格相对较低，约0.6元/个。千平方米和1~1.5元/千平方米。工业氢、能源氢和高纯电子氢主要来源于甲醇生产、水电解或其他形式的能源生产（如光伏、核电、风电等）。纯度一般高于99.9%，运输距离较长。对于长管拖车运输，到货价格较高。工业氢和能源氢分别在3-4元/1000平方米和5元/1000平方米左右，高纯电子氢的价格更高。

为了将上述类型的氢气输送到使用末端，需要将氢气变相储存，形成高压氢气、液态氢、金属固态氢、有机液态氢、管道氢气等。在常压下，液态氢的密度可以达到气态氢密度的近800倍，即使气态氢的压力增加到70Mpa，其密度也不到液态氢密度的60%。因此，从储能密度的角度来看，低温液氢运输更经济。然而，在实际技术中存在局限性。氢气的液化温度低至-252.76摄氏度。即使完全加压，这个温度要求也只能降低到-240摄氏度，因此技术难度极大。

此外，在氢气液化过程中，能耗也非常大。理论上，液化1kg氢气的能耗约为14.4MJ，仅为自身能量的10%。但是，实际能耗要高出3倍以上。能够提供氢气液化并投入商业使用的气田领域的主要国际巨头，如德国林德、法国液化空气、美国普莱克斯等，这些公司提供的氢气液化设备将在液化过程中也会消耗氢气本身。超过1/3的能量，相比天然气液化的能量损失，只有6%~8%，氢气液化的成本还是太高了。

因此，从技术上讲，较为成熟的储运方式仍然是气运。对于加氢站来说，目前市场上氢气的消耗量并不大，加氢站相对分散。使用集装箱拖车不能一次完全运输足够的氢气，经济性不强。因此，主要使用长管拖车。运输。长管拖车由牵引车和管束车组成，自重约36吨，满载氢气约0.32吨。管束内的卸氢率一般达到70%～85%，是一种比较方便、廉价的运输方式。

一般来说，在短途运输中，相对成熟的长管拖车的气体运输还是比较经济的。但在长途运输中，长管拖车的氢气运输重量仅占自身重量的1%，因此成本非常高。只有当氢液化的可行性有望进一步提高时，液氢罐车的使用才能更有效地降低成本。此外，管道运输成本虽然极低，但初期投资巨大，初期设备利用率也低。管道的腐蚀性和强度变化还有待进一步研究。（报告来源：未来智库）

2、加氢站：规划建设将促进网络密度提升，规模效应逐步显现

我国加氢站的分布呈现出较为明显的产业集聚效应，主要是由于目前行业规模小，分布分散会拉长氢气供应链，大大增加储运成本。截至2020年底，全国共建成加氢站118座，比上年同期增加49座，主要分布在长三角、珠三角和环渤海地区。环渤海地区已形成较为完整的产业链基础和雄厚的科研基础实力。预计到2025年在张家口、济南、聊城等地建设60多个加氢站；长三角地区截至2019年底共有15座加氢站，主要集中在上海和江苏，未来还将在张家港、嘉善、如皋等地进一步新建加氢站。预计到2025年将有100多个加氢站；截至2019年底，珠三角地区拥有24座加氢站，建设数量领先，主要分布在佛山、中山、深圳等地。

从成本结构来看，加氢站成本主要包括压缩机、土地购置费、储氢罐、加氢机、工程设计与施工、工艺设计、设备安装及售后服务等。其中，压缩机成本和土地购置成本占比最高，分别为34%和27%。从设备来看，压缩机、储氢罐和加氢机占总量的55%。因此，设备侧技术的突破和广泛应用将是降低加氢站成本的关键。此外，加氢站的成本还与其自身的加氢能力有关。一般来说，一座加氢量为500kg/d、35Mpa的固定式加氢站，包括设备购置在内，投资规模约为1200万元（不含土地成本）。成本约480万元，占比40%。一座容量为2000kg/d、35MPa的固定式加氢站，投资规模约2180万元，设备购置成本约1200万元，占55%。

目前，加氢站的广泛推广和建设还存在瓶颈。这主要包括： 1）目前国内加氢站建设审批缺乏标准，规划、立项、审批和运营监管等层面的相关制度不健全。目前，国内加氢站的规划建设主要依靠地方政府。审批时间短则六个月到两年，部分地方政府在氢能发展大方向的带动下，容易盲目规划，后续加氢站运营出现问题； 2）氢气被列入我国《危险化学品名录》，尚缺乏相应的管理标准。出于安全考虑，燃油汽车在加氢过程中，必须在车辆进出前进行检查，确保无泄漏。周转速度降低。普通燃料电池汽车加氢时间为3~5分钟，中大型客车加氢时间长达10~15分钟； 3）加氢站成本还比较高，目前下游应用还不够。扩大加氢站建设不会带来规模效应。针对这个问题，学术界提出了两种方案。一是建设油氢联合站。该方案可作为氢能推广的过渡阶段，降低单独加氢站的成本。规模不经济；另一种解决方案是采用分布式制氢，即在加氢站同时进行制氢。该方案可以有效降低运输成本和氢在途中的损失。此外，站内储氢规模大幅下降，储氢罐投资大幅减少，完全可以抵消制氢成本的增加。最后，由于分布式制氢是小规模制氢，往往采用电解水制氢、甲醇制氢，比污染较大的煤更环保，最终价格也更低。

随着氢能在能源链中的作用更加突出，地方行政单位也积极出台氢能终端价格补贴政策。大连的氢价补贴力度最大。 70Mpa加氢站补贴50元/kg，35Mpa加氢站补贴40元/kg。此外，潍坊、成都、济南、张家港等城市也有相应的补贴政策。我们认为，随着氢能技术的推广、成本的下降以及政策的不断推进，未来加氢站数量有望迎来可观的增长。赛迪顾问预测，到2025年，中国将建设391座加氢站，加氢站设备市场规模将达到5.2亿元。 2030年，加氢站数量将达到945座，装备市场规模将达到8.7亿元。

在规模效应下，加氢站设备成本也将呈现下降趋势。加氢站总投资成本也将下降26.7%。可见，规模效应显着提升了加氢站建设的经济性，设备端成本降低空间巨大，是加氢站推广应用的重中之重。

氢气生产出来后，需要经过压缩、储存、运输、加氢等步骤，实现从制备到应用的转化。在这个过程中，氢气首先通过压缩机从原来的气态转化为高压气体，注入储氢罐，然后由拖车运输到各个加氢站或应用出口。最后，由于国内加氢站大多为35MPa，而通过加氢机向车载储氢瓶输送氢气的原理是压差，所以加氢站储氢容器的设计压力往往超过40MPa .

对于传统的加氢站，压缩机和加氢机在建设成本中占比最大，合计超过61%。储氢罐建设成本约占11.7%，位居第三。然而，储氢罐不仅限于加氢站的中间产品，在应用口的车载供氢系统中，储氢罐组的成本高达53%。第二和第三部分是瓶口阀和减压阀。组（18% 和 13%）。

一是专注于压缩机设备。压缩机可分为机械压缩和非机械压缩。机械压缩主要包括活塞压缩、隔膜压缩、线性压缩和离子压缩。它仍然是氢气压缩的主流方法。非机械压缩分为低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附式压缩机四大类。在机械压缩中，活塞式压缩机和隔膜式压缩机是最常用的两种机型。活塞式压缩机出气量大，但活塞的反复运动可能会污染氢气，甚至造成氢气泄漏。所以隔膜压缩机还是比较普遍的，它无污染、无泄漏、压缩比高、排气压力大。专业。（报告来源：未来智库）

隔膜压缩机的特殊之处在于压缩方式和相应的密封件。与活塞式压缩机相比，隔膜式压缩机还有一个往复式活塞，但这个活塞主要作用于液压油，进而推动隔膜往复运动以压缩气体。可见，隔膜压缩机将活塞本身的下密封问题转移到隔膜上来解决。因此，金属膜片本身需要超薄、密封、耐压。

氢气压缩机的主要供应商有美国的PDC、英国的豪顿华工程有限公司和德国的Andreas Hofer。国内具备隔膜压缩机生产能力的厂家有中鼎恒盛、北京天高和恒久机械。目前，氢能大规模应用的集中闪点往往体现在下游能源替代上。因此，传统的化学制氢份额将逐渐被加氢站所取代，国内加氢站使用的隔膜压缩机主要是海外产品，尤其是美国PDC，几乎占全球隔膜加氢机的70%-75% .全球近一半的加氢站使用美国PDC的压缩机

目前，国产氢压缩机市场的国产替代还有很长的路要走。一是国产氢气压缩机设计压力不够高，平均在30MPa以下，不能满足加氢站的技术要求。其次，国内部分厂家虽然已经具备隔膜压缩机的制造技术，但是设备内部的阀门和传感器还不够高。仍然需要外包；最后，国内加氢站数量少，下游需求基数低。因此，加氢站为了节约成本，不会让机器一直处于工作状态，频繁启停而没有缓冲罐。机器内部的金属隔膜是极其有害的。国产隔膜压缩机很容易达到寿命极限（2000小时左右），而PDC隔膜压缩机往往可以达到6000小时。

目前，PDC在中国拥有直销和授权国内撬装制造商两种销售渠道。后者主要是因为PDC向国内厂商销售核心压缩模板，由厂商自己集成。与国内直接采购成品相比，成本降低30%。国产富瑞特种设备和PERIC也通过这种方式在国内实现了生产供应。

虽然还有较大差距，但国产隔膜压缩机也在竞相提升产品能力，缩小与海外产品的差距。以中鼎恒盛为例，已实现45MPa氢气压缩机替代国外产品，国内加氢厂大流量压缩机市场占有率达到90%。此外，北京天高、恒久机械也在隔膜压缩机领域进行了探索和应用。

水轮发电机是储氢设备的重要组成部分，其成本占比接近10%。加氢机是指实现加氢的设备。一般配有压力传感器、温度传感器、计量装置、安全装置等，其工作原理与加油站加油枪类似。压缩后的氢气通过管道进入加氢发动机经过各种阀门、仪表和软管，最终进入燃料电池汽车的气瓶。目前，国产加氢机的重要部件仍严重依赖进口，主要是相关的管道阀门、流量计和加氢枪等。鉴于目前国内市场应用范围狭窄，加氢机的生产缺乏规模效应，加氢机厂商没有动力替代国产零部件，因此成本仍然偏高。国内主要生产加氢机的上市公司是厚普。公司业务涵盖汽车、船舶、土木、核心零部件、互联网和氢能源。其中，氢能相关产品主要有加氢机、E系列、S系列、C系列加氢站、加氢撬装设备等，目前公司已成功研发出70Mpa加氢机，目前国内高压加氢压力一般为35MPa，单车加氢量和续航里程较短；此外，公司研发的氢气质量计正处于样品试制阶段，成功量产Postpartum将打破国外在该领域的垄断。

储氢设备的另一个重要组成部分是储氢容器，它贯穿从制氢端到用氢端的各个环节，是燃料电池车载供氢系统的重要组成部分。 2019年全国储氢设备市场64.9%用于车载供氢系统，其余35.1%用于加氢站设备。事实上，储氢设备中最大的类别是储氢容器。加氢站的比例相对较低，但在众多的燃料电池汽车中，储氢容器无疑是最常见的容器类型，其可靠性直接决定了燃料电池汽车的安全性、稳定性和续航能力。能力。

目前，储氢容器领域的领先生产技术仍掌握在海外厂商手中，而国内厂商也在迎头赶上。行业中有很多具有代表性的厂商，主要有法国的弗吉尼亚（通过收购国内最大的高压氢气瓶制造商，大幅提升其市场份额）、挪威的海克斯康（全球领先的IV型瓶制造商）。与中集安瑞科合资）、德国NAPOXX、韩国ILJIN Composite、天海实业（精诚机电主要骨干企业）、中集安瑞科、奥阳科技等。瓶子生产企业仍然是III型瓶子。主要问题是：国内碳纤维和树脂短缺，性能不能满足IV型瓶的发展。对比国内外相关企业储氢钢瓶的性能，可以看出，国内制造企业仍存在代沟，导致在重量体积比、储能密度等方面相对滞后。指标。未来还有很大的提升空间。 .

4、应用端：工业氢消退，民用氢将崛起

一、氢燃料电池汽车打通民用需求瓶颈

在第一章中，我们提到了我国的氢气产量不低。但主要是工业副产氢、天然气制氢、煤制氢。水电解制氢制氢比例极低；同时在氢的需求侧，化石燃料制氢的灰氢需求也是主要应用。主要应用于合成氨、合成甲醇、石油炼制等领域民用氢占比极低，是目前能想象到的最大应用场景氢燃料电池汽车，但占比更低1% 以上。（报告来源：未来智库）

有鉴于此，与纯电动汽车相比，氢燃料电池在车体内拥有真正的供能装置。纯电动汽车仅依靠外部电源将化学能转化为储存在电池中的化学能，在使用时转化为电能，这也使得氢燃料电池不需要像纯电动汽车那样搭载庞大的电池系统来保证电池生活。车载储氢瓶中的氢气可直接用于发电和驱动电机运转。因此，从这个角度来看，氢燃料电池不仅和传统的汽油车一样，加氢速度极快（纯电动车的充电效率要慢很多），而且由于是直接供能装置，续航时间更是也有保证（相反，对于纯电动汽车）对于电动汽车来说，锂电池的能量密度已经扩展到了一个非常高的点。持续的突破往往意味着放弃安全。因此，具有较大电池系统的车辆通常难以长距离行驶）。

不过，氢燃料电池虽然拥有诸多优势，但技术上的局限仍是“失败”。首先，化石燃料产生的氢是灰氢，含有很多杂质，需要进一步提纯，才能作为燃料电池的原料。这增加了氢气的成本。其次，氢的能量甚至处于液化状态。密度比燃料高，比锂电池高很多，但氢气难液化，成本高。目前，车用氢气仍以气态为主，需要极高的注射压力和极高强度的储氢瓶材料，以防止氢气逸出；此外，氢燃料电池的发展还相对滞后。国产氢燃料电池寿命短，只能满足数千小时的行驶，膜电极等材料严重依赖进口。最后，氢燃料电池汽车主要用于物流车、公交车等商用车，占比极小。这主要是由于加氢站网络还不够普及。因此，目前的氢燃料电池汽车更适合固定路线，具有一定的商业性质。降低成本的模型。

从燃料电池来看，目前我国氢燃料电池的主要目的地有3个，分别是氢燃料电池客车（43.9%）、加氢站（35.1%）和氢燃料电池汽车（21.0%）。我们认为，随着氢气成本的下降和加氢站网点的扩大，氢能源将首先在氢燃料电池末端在更多地方绽放，使民用氢动力乘用车更受欢迎。目前，氢燃料的单价甚至低于柴油车的L柴油和汽油车的L汽油。但百公里成本仍高于汽油车，远高于电动车。

虽然未来乘用车成本将下降到与锂电池汽车相近的水平，但制约乘用车推广的一个重要因素是氢燃料电池汽车初期推广是汽车级的，存在一定的局限性。其他低端消费品缺乏消费品（如早年智能手机和电瓶车的市场开发），缺乏基础设施支撑（需要大量加氢站形成规模效应），而锂电池汽车的充电过程可以依靠电网基础），所以未来氢燃料汽车虽然增长是大势所趋，但其普及率的增长可能会比较缓慢。纯电动乘用车渗透率从2015年的1%上升到2021年10月接近15%的水平。（报告来源：未来智库）

虽然燃料电池乘用车渗透率增长缓慢，但我们认为氢燃料电池在商用车上的优势依然存在。目前，燃料电池汽车以物流车、卡车和公交车为主。在碳减排甚至碳中和的背景下，汽油车的利用率将逐渐下降，新能源汽车将被取代。但锂电池本身的能量密度极低，一旦用于长途工作，频繁的充电任务会导致经济性显着下降，否则即使是重量较重的电池组也无法支撑更长的时间电池寿命长，所以氢燃料电池商用车普及率提高的把握更大。

2、多源需求增长推动氢能向“全民能源”推进

事实上，氢能进入交通领域是氢能推动“人人享有能源”的第一步，交通领域的碳排放量仅占总碳排放量的7.7%左右。相应地，电力和热水、热气供应仍是碳排放的主力军，占比达46.9%，成为碳排放最大的部门。因此，如何推动氢能进一步切入其他应用领域，全面降低各行业的碳排放，是实现“碳中和”的必由之路。

首先，在工业减排方面，首先，目前95%以上的氢气来自工业制氢，即不可再生能源制氢。不可再生能源的消耗本身就是一个碳排放的过程。因此，工业部门的氢气供应需要得到保障。有效利用可再生能源，例如开发电解水制氢技术。但工业用氢的难点在于，与民用相比，工业对成本的敏感性更高，目前工业用氢的质量要求不高，无论是炼油、钢铁还是化工。工业，灰氢也能满足条件。工业部门往往缺乏高成本替代蓝氢甚至绿氢的动力，未来在该领域的推广仍取决于制氢技术的进步。

此外，储能领域也是未来氢能可以应用的主要方向。光伏、风电，甚至微生物发电也是新能源的另一个背景。然而，这种可再生能源的发电具有间歇性、周期性和能量密度低的特点。但实际用电量具有供需平衡、难以大规模存储的特点。然而，传统电力系统难以平衡可再生能源发电的波动性。因此，如何通过储能来平衡光伏和风力发电的波动性也是当前行业关注的焦点。目前储能调峰的思路包括储气（储氢、天然气等）、蓄热/冷蓄、蓄电、短期储能方式（如电容储能等）。氢能具有储能和清洁能源的双重属性。因此，在风能和光伏发电量较大的地区，同时使用储氢具有很强的可行性，足以解决可再生能源发电不稳定和地域不平衡的问题。

此外，在能源企业方面，氢能的应用空间也比较广阔。氢能可应用于能源企业，主要是将氢转化为燃气轮机或燃料电池的燃料，进而成为能源企业的备用电源；将其转化为氨并与煤粉混合燃烧，降低传统火电厂的碳排放强度；与氨、天然气等形成混合气体，平衡功率波动。最后，氢有实现建筑热电联产的想法，即利用燃料电池实现小规模供热供电服务。目前，美国和日本都实现了燃料电池微型热电联产的商业化。例如，美国Bloom Energy公司生产的固体燃料电池，可用于自有建筑物供电和供暖。相应地，我国燃料电池微型热电联产仍处于初步研发阶段。但河北省、广州市、上海市等地方政府单位已计划提出热电联产小规模试点。

鉴于氢能的应用空间极其广阔，但能源占比仍偏低，在这片蓝海领域诞生了许多试探性项目，从研究初期开始逐步验证氢能的利用边界。其中，我国氢能建设项目包括兆瓦级制氢综合利用示范项目（深入探索电解制氢、储氢、售氢、氢能发电等功能）和中- 法国油氢联合建设项目（探索石油加氢站建设的可行性，通过提供多元化能源，弥补纯加氢站建设初期的损失），未来随着更多项目的发展和老项目的建成和应用，将使世界各国对氢能的认识和利用更上一层楼。

5、公司方面：春风已至，花期将至

1、厚普股份：加氢领域的破局者

厚普的主营业务为开发和销售压缩天然气、液化天然气加气站设备及成套设备。公司成立于2005年，安迪生成立于2008年，实现核心零部件国产化。此后，经过初步发展，厚朴于2015年在深交所创业板上市。上市后，厚朴开始了相对密集的收购计划，主要包括2015年12月收购科瑞尔和2016年收购宏达，并购新宇。 2018年，公司首次考虑进入氢能领域，成立厚朴氢能。 2019年，厚普与全球工业气体龙头液化空气集团成立液化空气厚普，公司持股49%，构成厚普的合资企业。 2021年，公司将继续以更紧凑的方式拓展氢能业务，先后成立北京厚普氢能科技有限公司、成都厚普氢能科技有限公司、成都厚普氢能装备有限公司。有限公司

厚朴重视研发，这也是厚朴逐步替代进口氢能相关核心设备的关键。公司研发人员占比由2018年的14.8%提升至2020年的16.9%，研发投入占营业收入的比重达到6.7%。此外，厚普在加氢站领域的先发优势也比较明显。 2020年，全国将新增加氢站49座。 Air Houp 受益于液化空气集团的综合供气网络。氢能业务实现4439万元，新签合同2000万元。公司多年的氢能技术积累将为成果做出贡献，加氢站是氢能供应链网络的重要枢纽，未来相关市场的快速增长是非常确定的。（报告来源：未来智库）

雪人成立于2000年，2011年上市，2017年认购Canadian Hydrogenics 17.6%的股权，合作开发燃料电池电堆、水电解制氢和加氢站相关技术。目前，公司拥有制冰机及制冷系统行业和压缩机及机组两大产业园区。此外，公司正计划在意大利建设压缩机研发制造基地。公司主营业务包括制冷设备、压缩机产品及系统应用、油气服务及氢能相关业务（目前占比极低）。从产品结构来看，2016年以来呈现的趋势是公司压缩机产品占比逐年上升。，从2016年的21.3%到21H1的42.6%，比例翻了一番。相应地，成套制冰系统收入占比持续下降，21H1占比约24%。由于食品、化工、工业气体、超低温等领域的压缩机高度依赖进口，压缩机业务保持高速增长。雪人积极研发核心技术+通过并购提升压缩机技术（如2010年引进瑞典SRM）。螺杆压缩机，2015年收购瑞典OPCON公司2项核心业务，认购美国CN公司5%股权，合作开发离心压缩机和涡轮机械技术），逐步实现自主品牌进口替代

除了氢相关配套设备，雪人还提供完整的氢燃料电池系统。目前已开发出12款燃料电池系统，已为克莱斯勒、奔驰、通用、沃尔沃等多家汽车厂商提供燃料电池系统。 2020年底，雪人宣布将与丰田汽车在氢燃料电池领域合作。日本是全球氢燃料乘用车普及率最高的国家，丰田是这一战略的重要执行者。从1992年开始，丰田就开始研究氢燃料汽车，甚至比汽油电动汽车还要早。混合动力技术研究。第一辆燃料电池汽车于1996年生产，2014年丰田发布量产版氢燃料电池汽车Mirai，成为氢燃料电池乘用车量产的标杆。此次合作主要是为雪人股份引进丰田燃料电池电堆等零部件，为国内氢燃料电池冷藏车和重卡的研发制造提供解决方案，该车型也将是国内最快的车型。交通领域实现渗透率提升。氢模型。

3、丙纶环境：氢能业务启动，CCUS+氢能助力未来业绩提升

秉伦环境历史悠久，成立于1956年，早年主要生产各种压缩机。经过股份制改造、国企改革和产业变革，公司发展成为多元化的综合装备企业。公司目前主营业务涵盖低温制冷、中央空调、环保供暖、能源化工装备、精密铸件、智能服务、氢能开发等产业集群。公司总部位于烟台，国内生产基地主要集中在烟台市，包括莱山、古县、芝罘工业园区。在河北保定还有一个工业园区。此外，公司的全球布局较为完备，生产基地遍布40多个国家和地区。

公司以传统核心业务为基础，拓展新业务板块的战略，将在未来带来积极的反馈。我们认为CCUS和氢能业务都将是公司未来的增长亮点，有望带领公司进入下一个增长曲线周期。首先，无论是CCUS还是氢能，都是双碳目标下的重要路径。 CCUS是指二氧化碳捕集、利用和封存技术，包括二氧化碳的捕集、运输、利用和封存阶段。全球陆上二氧化碳理论储存量为6～42万亿吨，海底理论储存量为2～13万亿吨二氧化碳。存储容量非常可观。

除了CCUS，公司在氢能领域的发展也值得关注。目前公司氢能业务尚处于研发和小规模销售阶段，但公司研发起点较高，重点突破目前国内氢能的薄弱环节产业链。比如2020年冰轮环境实现了氢气隔膜压缩机的研发，2021年上半年公司突破了喷油螺杆氢气压缩机、燃料电池空气压缩机（效率超过60%，寿命3000h）、氢气循环泵（效率达到60%以上，噪音不超过70dB，寿命可达25000h）、加氢机等技术。其中，前两项技术填补了国内空白，后两项技术在部分性能指标上达到国际先进水平。等级。我们认为，随着公司CCUS业务的逐步形成以及氢能板块的快速扩张和进入产业链痛点，公司后续业绩将驱动下一个增长曲线。（报告来源：未来智库）

4、福瑞特装备：高压氢气阀突破海外产品围堵，有望攻占加氢站设备最后高地

富瑞特种设备位于江苏省张家港市。成立于2003年，2011年6月在深交所创业板上市。公司主要从事液化天然气（LNG）的液化、储运、装卸及终端应用，一站式综合全产业链解决方案、非标重型压力容器、汽车发动机油改气、制造、LNG工业物联网等领域的高新技术企业。产品包括LNG液化成套设备、LNG/L-CNG汽车加气站、LNG汽车供气系统、低温液体运输半挂车、LNG输送臂及装载橇、系列低温成套阀门、氢气阀门、海水淡化、和气体分离、液化等高端能源设备。

随后几年，公司在2017年技术积累的基础上，将35Mpa氢气瓶阀加氢阀压力进一步扩大到70Mpa，进展迅速。 2019年，除加氢站氢气阀门外，公司将进一步开发基于液氢技术的新型重型卡车供气系统及燃料电池汽车配套阀门。截止2020年，公司全系列氢气阀已通过国内各大车企的广泛测试，性能稳定； 2019年进入研发的车载供氢系统已试制，并针对密封问题进行改进设计，完成新一代HPDI气体。此外，该系统的500L液氢钢瓶样品瓶也已试制；用于燃料电池汽车的氢气阀也在不断开发中。

此外，公司于2021年初非公开发行A股，拟募集资金4.7亿元，投资4个项目，分别是新型LNG智能罐及小型便携式液化厂产业化、常温低温LNG船舶装卸臂项目、LNG高压直喷供气系统项目、氢燃料电池汽车液氢供气系统及配套氢气阀研发项目。第四个项目直接冲击氢能，该项目的最终目标是实现重要设备的进口替代或填补国内空白（如70Mpa/100Mpa汽车氢气阀和液氢技术的突破）。该项目预计将在3年内完成。 3年后，将取得一系列研发成果，包括氢燃料电池汽车液氢供气系统、氢气阀等。