k8凯发ღ★，凯发k8娱乐官网ღ★，资源循环ღ★，k8凯发天生赢家一触即发凯发k8娱乐官网app下载ღ★，凯发k8一触即发ღ★，能源产业能源管理制氢环节主要包括煤制氢ღ★、天然气制氢等化石能源制氢ღ★，工业副产品制氢及电解水制氢 三种方式ღ★，未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位ღ★。根据制氢工艺以及碳排放量的 不同ღ★，氢能主要分为灰氢ღ★、蓝氢ღ★、绿氢三类ღ★。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气ღ★。蓝 氢指在灰氢基础上ღ★，结合碳捕获与存储（CCS）技术的制取的氢气ღ★。绿氢指利用可再生能 源等电能通过电解工序制得的氢气ღ★，其过程可实现零碳排ღ★。短期煤制氢成本更具优势ღ★， 长期电解水制氢零碳排潜力更大ღ★。

　　化石能源制氢ღ★：主要通过煤ღ★、石油或天然气与水蒸气反应得到 H2和 COღ★，再通过 CO 变化ღ★、H2 提纯等工艺制得高纯度氢气ღ★。该方法成本低ღ★，产量较大ღ★，但碳排放高ღ★。

　　工业副产品制氢ღ★：采用变压吸附法（PSA 法）将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢ღ★。 工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢ღ★，具备成本和环保优势ღ★。

　　可再生能源制氢（电解水）ღ★：利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从 而制得氢气ღ★。电解水制氢工艺简单ღ★，且无温室气体排放ღ★，是最为清洁的制氢方法ღ★。

　　2021 年起氢能行业快速发展ღ★，2023 年电解槽累计招标超 2.3GWღ★，同比大幅增长ღ★，预 计 2024 年国内电解槽需求高增ღ★。2022 年ღ★，国家发改委ღ★、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规 划（2021-2035 年）》ღ★，明确氢能为战略性新兴产业的重点方向ღ★。随着新能源发电规模扩 大&发电成本降低ღ★，电解水制氢成本较往年大幅下降ღ★，大量绿氢项目落地ღ★，电解槽需求高 增ღ★。据索比氢能ღ★，23Q1~Q3 累计公布 19 个电解槽中标项目ღ★，总中标量达 2341.025 MWღ★。 2023 年 12 月 12 日ღ★，中国能建 2023 年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告ღ★，累 计采购 125 套电解槽ღ★。新增中国能建项目中标公示后ღ★，2023 年电解槽累计招标规模达更 高（其中 800~1200MW 为 SOEC 类招标）ღ★，预计 2024 年国内电解槽需求高增ღ★。

　　短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式ღ★。长期ღ★，我们判断随着电解槽单槽产量提升ღ★， 叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行ღ★，电解水制氢性价比有望提升ღ★。 煤制氢ღ★：在煤价 200~1000 元/吨时制氢成本为 6.77~12.14 元/kgღ★，因此更加适合中 央工厂集中制氢的规模化生产方式ღ★。 天然气制氢ღ★：随天然气价格变化ღ★，制氢成本可以从 7.5 元/kg 增加到 24.3 元/kgღ★，其 中天然气原料成本占 70~90%ღ★。此外ღ★，由于我国天然气资源有限且含硫量较高ღ★，处理工艺复杂ღ★，国内天然气制氢经济型远低于国外ღ★。

　　工业副产氢ღ★：除焦炉煤气副产品制氢成本较低外（约 0.83~1.33 元/Nm3ღ★，折合约 9.3~14.9 元/kg）K8凯发登录ღ★，其他各类工业副产品制氢成本大多在 1.2~2 元/Nm3ღ★，按 1 公斤 等于 11.2 标方折算ღ★，工业副产品制氢成本区间在 13.44 元~22.40 元/kg 不等ღ★。

　　电解水制氢ღ★：以碱性设备为例ღ★，为简化测算ღ★，假设中不包含土建和设备维修成本 1）假设整套电解槽设备 950 万元ღ★，折旧年限 15 年ღ★； 2）单标方氢气耗电量 5kwh长发买卖ღ★，单公斤氢气耗水量 10 公斤ღ★，需 4 人启停&维护设备ღ★； 3）产能 1000 标方/h 电解槽工作时间为 8h/天ღ★，合计 300 天/年ღ★。 测算得ღ★，若电价低至 0.15 元/kwhღ★，电解水制氢成本为 13.1 元/kgღ★，略高于煤制 氢成本上限ღ★。按广东省五市（广州ღ★、珠海ღ★、佛山ღ★、中山ღ★、东莞）最新大工业谷电电 价 0.21 元/kwh 来看（2021 年 10 月起执行）ღ★，电解水制氢成本约 16.6 元/kgღ★。未来 随着可再生能源发电占比提升ღ★，电价有望进一步降低ღ★，增强电解水制氢经济性ღ★。

　　电解槽为电解水制氢核心设备ღ★，电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本ღ★。电解槽 是电解水制氢设备中重要一环ღ★，其工作原理为ღ★，水分子通电后发生电化学反应ღ★，分离出 组成水分子的氢和氧ღ★。相较于其他制氢方法ღ★，电解水制氢具有氢气纯度高ღ★、零碳排放等 优势ღ★。据 Oxfordenergy 数据ღ★，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成ღ★，其中电 费占电解水制氢总成本的 70%以上ღ★，设备成本占比约为 14%ღ★。据北极星氢能网ღ★，碱性ღ★、 PEM 电解水制氢耗电量为 1 标方氢气 5 度电左右ღ★，则单槽产量 1000 标方电解槽设备 1 小时耗电量为 5000 度电ღ★，电价成本为电解水制氢成本关键ღ★。据珠海市氢能发展规划文 件ღ★，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约 800-1000 万元ღ★。

　　电解水制氢设备主要由电气设备ღ★、电解槽ღ★、气液分离&干燥纯化系统构成ღ★，电解槽占比 设备成本 50%以上ღ★。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）ღ★、电解槽ღ★、气 液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统（补水ღ★、电控ღ★、热处理等）构成ღ★。其中ღ★，电气设备 为电解槽主体提供电源ღ★，同时控制/调节装置压力ღ★；电解槽为电解水制氢设备主体ღ★，通过加入电解液ღ★，分离出氢气和氧气ღ★；气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离ღ★， 同时进行干燥&提纯处理ღ★，产出高纯度氢气成品ღ★；其他设备包括补水装置等ღ★，电解过程需 消耗大量的水ღ★。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽ღ★、PEM）来看ღ★，电解槽仍为设备 成本中占比最大的部分ღ★。据 Oxfordenergy 数据ღ★，电解槽成本占比整体设备约 50%ღ★，电 力设备ღ★、气液分离&干燥纯化设备成本占比约 15%/15%ღ★。

　　产业链来看ღ★，电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒ღ★。1）电极ღ★：电极主要为纯镍的电极材料ღ★， 以镍网为基底ღ★，喷涂以雷尼镍催化剂ღ★，是水电解反应的发生场所ღ★，影响电解槽制氢效率ღ★。 原材料镍基电极通常采用外购ღ★，喷涂技术为一大壁垒ღ★。2）隔膜ღ★：一方面ღ★，隔膜隔离阴极 产生的氢气与阳极产生的氧气ღ★，保证出口气体的纯度ღ★；另一方面ღ★，隔膜与电解液相容长发买卖ღ★， 减少电解槽内阻及能耗ღ★。性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻 性（实现更低电耗）ღ★。

　　迭代方向看ღ★，我们判断电解槽主要朝大产量ღ★、高效率和智能化方向发展ღ★。单槽设备大型化ღ★：目前市场主流设备容量以 1000 标方为主（即单台设备 1 小时生 产 1000 标方氢气ღ★，1 公斤=11.2 标方ღ★，1000 标方约合 90 公斤）ღ★，各厂商均致力于 提升单槽产氢量从而扩产增收ღ★。提升单槽产能可主要通过 1）增加电解小室数量从 而增大电解槽体积ღ★，但易造成电解槽中部下沉K8凯发登录ღ★、影响设备气密性等问题ღ★；2）提升设 备电流密度从而提高产氢量ღ★，但对设备工艺提出更高要求ღ★，例如需采用内阻更小的 隔膜ღ★，使得设备电流密度提升同时维持能耗ღ★，减少投资成本ღ★。高效率ღ★：提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气ღ★。现阶段碱性电解槽 转化效率较低ღ★，SOEC 高温下转化率理论值可达 100%ღ★，但材料劣化率高ღ★，平衡设备 生命周期和转化效率后ღ★，性价比低于碱性电解槽ღ★。我们认为ღ★，提升转化效率核心在 于减少设备直流电耗ღ★，头部企业在提效方面相对更优ღ★。 智能化ღ★：现阶段ღ★，电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源ღ★、电压以及 控制电解液浓度ღ★。未来随着可再生能源快速扩张ღ★，叠加储能规模高速增长ღ★，我们判 断设备智能化为一大发展方向ღ★，即由仅控制设备主体升级为控制设备主体ღ★、可再生 能源及储能系统等ღ★。

　　国内空间ღ★：行业自 2021 年起快速增长ღ★，预计至 2030 年电解槽规模有望超 80GWღ★。据 GGII 调研统计ღ★，2021 年中国电解水制氢设备市场规模超 9 亿元ღ★，出货量超 350MWღ★。据 华夏能源网ღ★，2022 年中国碱性电解槽总出货量约 800MWღ★，同比翻番ღ★。目前各厂商积极 入局电解槽领域ღ★，全国绿氢项目落地加速ღ★，我们判断今年行业需求仍能翻倍ღ★。按 2030 年 中国氢气产量 3715 万吨ღ★，电解水制氢 500 万吨测算ღ★，我们预计 2030 年电解槽规模有望 超 80GWღ★，对应市场规模约 1160 亿元ღ★，较 2022 年水平成长空间广阔ღ★。

　　欧洲ღ★：预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GWღ★。 预计 2030 年欧洲累计电解槽装机规模达 100GWღ★。据 Hydrogen Europeღ★，2025 年欧洲 电解槽制造商预计年产能扩大至 25GWღ★，2030 年累计装机规模达到 100GW（考虑设备 效率 58%-64%ღ★，生产 1000 吨氢气需要 90-100GW 电解槽规模）ღ★。短期碱性电解槽设备 相较于 PEM 更具成本优势ღ★，以 5MW 每台设备为基准测算ღ★，2020 年海外碱性ღ★、PEM 电 解槽成本中值分别为 360 万美元/530 万美元ღ★。据 ITM 财报ღ★，预计至 2029 年 PEM 设备 降本空间约 50%（降价后 PEM 电解槽约 1800 万元/台）ღ★，届时电解水制氢经济性有望进 一步提升ღ★，形成对目前主流灰氢的持续替代ღ★，成长空间广阔ღ★。

　　中东ღ★：具备绿氢生产地理优势ღ★，理想状态 2030 年电解槽累计装机约 46.3GWღ★。 中东具备绿氢生产地理优势（太阳能丰富）ღ★。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能ღ★， 具备绿氢生产的地理优势ღ★，其中ღ★，沙特的氢能布局推进较快ღ★。2021 年 10 月ღ★，沙特提出 计划至 2030 年生产和出口 400 万吨左右的氢气ღ★。假设 2030 年生产和出口均为绿氢ღ★，以 单台 1000 标方设备ღ★、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模ღ★，则至 2030 年沙特电解 槽累计应装机 9259 台（以 5MW 功率/台测算ღ★，累计装机规模约 46.3GW）ღ★。Air Products 于 2020 年 7 月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产ღ★，投资总额约 50 亿美元ღ★，该项目将 与 ACWA Power 合作ღ★，在未来的沙特城市 NEOMღ★，由 4GW 的可再生能源提供动力ღ★。此 外ღ★，AirProducts 公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施ღ★，包括将氨转化为氢的仓 库ღ★，供公共汽车ღ★、卡车和轿车使用ღ★。该项目预计将于 2025 年开始运营ღ★。

　　印度ღ★：预计 2030 年电解槽累计装机约 57.9GWღ★。 据 PV Magzineღ★，印度每年氢气消耗量约 600 万吨ღ★，主要用于氨和甲醇生产及炼油厂K8凯发登录ღ★。 2021 年 4 月ღ★，印度氢气联盟（IH2A）成立ღ★，提出至 2070 年实现 100%碳中和目标ღ★。2021 年 8 月ღ★，印度从国家层面确立绿氢规划ღ★，至 2030 年生产 500 万吨绿色氢ღ★。以单台 1000 标方设备K8凯发登录ღ★、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模ღ★，则至 2030 年印度电解槽累计应装 机 1.16 万台（以 5MW 功率/台测算ღ★，累计装机规模约 57.9GW）ღ★。

　　现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配ღ★，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式ღ★。现阶 段ღ★，国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区ღ★，主要替代灰氢用于工业合成氨ღ★、 合成甲醇等项目ღ★，方式以就地消纳为主ღ★。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区ღ★， 与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配ღ★。因此ღ★，氢储运为氢能大规模ღ★、多元化场景 应用的重要基础ღ★。目前气态氢储运为主流储运方式ღ★，其中长管拖车适用于 200km 以内的 短距离及运量较少的场景ღ★。近期管道运氢步入发展新阶段ღ★，氢储运有望迎来快速发展ღ★。

　　氢气在常温常压下具有密度小ღ★、易燃易爆等特性ღ★，因此氢储运难度较大ღ★。据百科资料ღ★， 氢气易燃易爆ღ★，当空气中氢气浓度在 4.1%至 74.8%时ღ★，遇明火即可引起爆炸ღ★；氢气密 度低ღ★，约 0.089g/Lღ★，仅为空气的 1/14ღ★，是世界上已知的密度最小的气体ღ★。氢气的储存和 运输需将氢气加压缩小体积ღ★，以提高储运能力ღ★。此外金属材料在含氢介质中长期使用时ღ★， 材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化ღ★，易发生“氢脆”现象ღ★，因此还需注意储 氢材料及运氢环境ღ★，以保证氢气在运输过程中的安全性ღ★。

　　氢气存储主要包括气态储氢ღ★、液态储氢ღ★、固态储氢等方式ღ★，目前气态储氢由于现阶段技 术最为成熟ღ★，是现阶段主要储氢方式ღ★。

　　气态储氢ღ★：高压气态储氢的工作原理为通过高压将氢气压缩ღ★，以高密度气态形式储 存ღ★，是现阶段发展最成熟的储氢技术ღ★。高压储氢瓶为气氢储运关键一环ღ★，储罐材质 影响储氢密度ღ★，进而影响储氢规模和能耗水平长发买卖ღ★。目前气态储氢多采用 20MPa 钢制储 氢瓶储存ღ★，并通过长管拖车运输ღ★，具有初始投资成本低ღ★、能耗低等特点ღ★，但由于储 罐运输规模较小ღ★，该方式仅适用于短距离及小规模运输ღ★。

　　液态储氢ღ★：低温液态储氢的工作原理为通过高压ღ★、低温（-253℃）条件将氢气液化ღ★， 常温常压下液氢体积密度为气态时的 845 倍ღ★。相较于气态储氢ღ★，液态储氢储运效率 更高ღ★，适用于大规模ღ★、远距离运输ღ★，但初始投资成本较高（液化装备投入较大）且 能耗较高ღ★。目前液态储氢在海外应用较多ღ★，国内主要用于航空等高端领域ღ★。

　　固态储氢ღ★：固态储氢的工作原理为物理吸附（活性炭ღ★、碳纳米管等）或化学氢化物 （镁系ღ★、铁系储氢合金等金属氢化物可逆吸放）储氢ღ★。目前镁基储氢为最具发展潜 力的固态储氢材料之一ღ★。固态储氢储氢密度高ღ★、安全性优且氢气纯度高ღ★，但充放氢 环节成本高（需热交换）ღ★。现阶段固态储氢产业化进程较慢ღ★，主要系 1）现阶段固态 储氢材料存在重量储氢率偏低（eg.可逆储氢容量最高的 TiV 固溶体材料只有 2.6 wt%）或吸放氢温度高ღ★、循环性能差等问题（导致使用寿命短ღ★，影响经济性）ღ★；2） 固态储氢多处于示范应用阶段ღ★，储氢材料多处于实验室或中试阶段ღ★，制造批量小ღ★， 成品率偏低ღ★，承压容器和阀门管道等配件加工成本高ღ★，致固态储氢系统的成本偏高ღ★。

　　燃料电池汽车储氢瓶大多使用碳纤维材料的 III 型ღ★、IV 型储氢瓶ღ★。车用气瓶主要分为四 种类型ღ★，燃料电池汽车储氢瓶大多使用 III 型ღ★、IV 型两种型号ღ★。I 型瓶由金属钢组成ღ★；II 型瓶以金属材质为主ღ★，外层缠绕玻璃纤维复合材料ღ★；III 型ღ★、IV 型瓶主要基于碳纤维增强 塑料材料ღ★，前者内胆为金属ღ★，后者内胆为塑料ღ★，气瓶质量轻ღ★、单位质量储氢密度较高ღ★， 外部通过碳纤维增强塑料缠绕加工而成ღ★。目前国内主流的车载储氢瓶仍为 35MPa III 型 瓶ღ★，储氢瓶核心材料及零部件如碳纤维ღ★、瓶口阀ღ★、减压阀等主要依赖进口ღ★，成本较高ღ★。

　　主流氢气运输主要包括长管拖车和管道输氢两种方式ღ★。针对于中短距离运输ღ★，气氢拖车 方式因节省了液化成本与前期管道建设费用ღ★，经济性较高ღ★，当用氢规模扩大ღ★，运输距离 增大后ღ★，采用液氢槽车ღ★、输氢管道等方案经济性优势明显ღ★。液氢槽车运输方式相较于 20MPa 气氢拖车ღ★，可使单车运输量提升 9 倍ღ★，充卸载时间减少 1 倍ღ★。

　　气氢储运成本随运输距离增加而上升ღ★，同等运输距离下大压力储氢成本优势显著ღ★。据《氢 能供应链成本分析》（作者为张轩等）ღ★，该文件中以长管拖车为例测算运氢成本ღ★，假设① 长管拖车满载氢气质量 350kg（20MPa）/1200kg（50MPa）ღ★，管束中氢气残余率 20%ღ★； ②氢源距离加氢站 100kmღ★，加氢站用氢量 500kg/天ღ★；③拖车百公里耗油量 25Lღ★，柴油价 格 6.5CNY/Lღ★；④拖车车头和管束 70 万元ღ★，10 年直线法折旧ღ★；⑤每车配司机及装卸操作 员各 1 人ღ★，人员及车险费用 11 万元/年ღ★，车保养及过路费合计约 1 元/kmღ★；⑥每次氢气 压缩过程耗电 1kWh/kgღ★，电价 0.6 元/kWhღ★；⑦运氢毛利 15%ღ★。当运输距离为 50km 时ღ★，氢气的运输成本为 4.90 元/kgღ★；距离为 500km 时运输成本近 21.75 元/kgღ★，运输成 本随运输距离的增加而上升ღ★。另一方面ღ★，大压力条件下的成本优势随运输距离增加分化 明显ღ★，当运输距离为 200km 时ღ★，50MPa 较 20MPa 运氢成本低约 5.54 元/kgღ★。我们 判断ღ★，未来大压力值的钢瓶储氢瓶为未来高压气氢储运的发展方向ღ★。

　　国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段ღ★，管道运氢成本仅同距离气氢拖车 1/5ღ★。2023 年 4 月 10 日ღ★，中石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国 一张网”建设实施方案》ღ★。国内氢气长距离输送管道进入新发展阶段ღ★。管道起终点为内蒙 乌兰察布-北京燕山石化ღ★，全长 400 多公里ღ★，一期运力 10 万吨/年ღ★，预留 50 万吨/年的远 期提升潜力ღ★。管道建成后ღ★，将用于替代京津冀现有化石能源制氢及交通用氢ღ★。相较于长 管拖车ღ★，管道更适用于大范围ღ★、长距离运输氢气ღ★。据中国氢能产业发展白皮书ღ★，100km 管道运氢成本约 1.2 元/kgღ★，为同等距离下气氢拖车成本的 1/5ღ★；距离达 500km 时ღ★，管道 运氢成本约 3.02 元/kgღ★，为同等距离气氢拖车成本（20 元/kg）的 1/6ღ★。

　　加氢站是上游制氢ღ★、储运与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽ღ★，未来经济性有望逐步提 升ღ★。通常ღ★，加氢站由制氢系统ღ★、压缩系统ღ★、储存系统ღ★、加注系统和控制系统等部分组成ღ★。 从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气ღ★，通过氢气压缩系统压缩至一定压力ღ★，加压后 的氢气储存在固定式高压容器中ღ★。当需要加注氢气时ღ★，氢气在加氢站固定高压容器与车 载储氢容器之间的高压差的作用下ღ★，通过加注系统快速充装至车载储氢容器ღ★。

　　价值量分布来看ღ★，压缩机ღ★、储氢设备ღ★、加氢设备成本占比合计达 44%ღ★。为简化测算条 件ღ★，不考虑土地费用情况下ღ★，据清氢研究院及《Joint agency staff report on assembly bill 8: assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California》ღ★，一座 35MPa/70MPaღ★、日供氢能力 180kgღ★，存储能力 250kg 的外供氢高压氢 气加氢站ღ★，建设成本需 200 万美元（以 2024 年 2 月 1 日汇率 7.18 折算ღ★，建设成本约 1400 万元）ღ★。现阶段ღ★，由于目前氢能以示范运营项目为主ღ★，车辆运营时长与加氢频次较 低ღ★，因此现阶段加氢站收益性较弱ღ★。未来加氢站经济性的提升ღ★，主要来源于政府支持力 度的提升ღ★、核心设备国产化以及制加一体站模式的推广ღ★。若考虑氢运输成本（假设运输 距离 50kmღ★，加氢站使用年限 15 年）ღ★， 气管拖车运输成本 5 元/kg（50km）ღ★， 则气氢拖车运氢成本约 684 万元（250kg/天*5 元/kg*365 天*15 年）ღ★，外供氢高压氢气 加氢站总成本约 2084 万元（建设成本 1400 万元+运氢成本 684 万元）ღ★；管道运氢成本 约 164 万元（250kg/天*1.2 元/kg*365 天*15 年）ღ★，外供氢高压氢气加氢站总成本约 1564 万元（建设成本 1400 万元+运氢成本 164 万元）ღ★。若运输距离大于 50kmღ★，外供氢 高压氢气加氢站总成本预计进一步增加ღ★。

　　目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站ღ★。加氢站技术路线包括外供氢高压氢气加氢 站ღ★、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站ღ★。加氢站成本结构中ღ★，储氢瓶ღ★、压缩机和加氢系 统ღ★，分别占比成本 18%/13%/13%ღ★，合计占比加氢站投资总成本约 44%ღ★。现阶段ღ★，外供 氢高压氢气加氢站建设成本最低ღ★，且随着生产规模的扩大ღ★，成本将有下降空间ღ★。

　　高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用ღ★。国内加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压 储氢罐作为加氢站固定储氢设施ღ★。加氢机的基本部件包括箱体ღ★、用户显示面板ღ★、加氢口ღ★、 加氢软管ღ★、拉断阀ღ★、流量计量ღ★、控制系统ღ★、过滤器ღ★、节流保护ღ★、管道ღ★、阀门ღ★、管件和安 全系统以及其他辅助系统等ღ★。据中科院宁波材料所特种纤维事业部ღ★，北极星氢能网ღ★， 35MPa 压力 IV 型瓶总成本约 2865 美元（折合约 19711 元）长发买卖ღ★，储氢系统成本构成来看ღ★，碳纤维复合材料成本占比近 80%ღ★。当压力增至 70MPa 时ღ★，储氢瓶总成本提升至 3490 美 元（折合约 24011 元）ღ★，储氢瓶成本随压力增大而提升ღ★。

　　压缩机为加氢站内的核心设备ღ★，承担氢气增压的重要作用ღ★。氢气压缩机性能影响氢气假 期加注品质ღ★、加注效率及充装压力ღ★，为加氢站核心设备ღ★。据势银能链ღ★，目前国内加氢站 主要采用隔膜压缩机和液驱压缩机ღ★，2022 年占比压缩机应用类型约 66%/32%ღ★。隔膜压 缩机气体纯净度较高ღ★，在我国加氢站应用较广ღ★，但单机排气量相对较小ღ★；液驱压缩机单 机排量较大ღ★，但氢气可能受到污染ღ★。目前压缩机设备仍依赖进口ღ★，据《中国加氢站产业 发展蓝皮书 2022》ღ★，进口ღ★、国产压缩机比例约 68%/32%ღ★。

　　压缩机应用场景较为广泛ღ★。高压气态储氢通过高压将气态氢压缩体积并存储ღ★，该环节关 键设备为压缩机和储氢瓶ღ★。压缩机通过将氢气加压ღ★，降低氢气储存密度ღ★，在氢能产业链 中应用广泛ღ★。制氢端看ღ★，制氢厂需将生产出的氢气压缩至储氢瓶ღ★；储运端看ღ★，需要在运 输途中使用压缩机为氢气提供动力ღ★；应用端看ღ★，需通过压缩机再次压缩氢气进行储存K8凯发登录ღ★。 据压缩机技术公众号发布的《加氢站压缩机发展现状与展望》（作者为贾晓晗等）ღ★，以 35MPa 固定站加氢应用场景为例ღ★。长管拖车的进站压力为 20Mpaღ★，离站压力为 5~6MpaK8凯发登录ღ★， 站内配有高ღ★、中ღ★、低三级氢气储罐ღ★，储罐压力等级分别为 45/35/25MPaღ★。

　　加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注ღ★。加氢机外观与加油机类 似ღ★，其基本部件包括箱体ღ★、用户显示面板ღ★、加氢口ღ★、加氢软管ღ★、拉断阀ღ★、流量计ღ★、安全 系统等ღ★，核心部件国产化程度较高ღ★。加氢机的加注口有 35MPa 和 70MPa 两种型号ღ★，部 分加氢机只配有 35MPa 型号ღ★，部分同时配有 35MPa/70MPa 型号ღ★。 我国加氢站规模增加ღ★，成本优势推进氢储运产业化发展ღ★。截至 2020 年底ღ★，中国累计建 成 118 座加氢站ღ★，在建/拟建为 167 座ღ★；根据中国氢能源联盟预测ღ★，到 2050 年中国加氢 站将达到 10000 座ღ★。我们判断ღ★，中国建筑成本和人工成本或具备优势ღ★，因此国内加氢站 综合建设成本或低于全球其他国家ღ★。

　　制加一体站可省去运氢成本K8凯发登录ღ★，有望成为未来加氢站主流发展趋势ღ★。制氢加氢一体化是指 在加氢站内设置制氢设备ღ★，氢气制备完成后经过纯化系统纯化ღ★，然后将氢气通入压缩机ღ★，储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式ღ★。制氢加氢一体站可省去高昂的运氢费 用ღ★，电费为运营成本关键ღ★，在电价补贴支持地区有望成为加氢站发展趋势ღ★。

　　据势银氢链ღ★，以 2023 年加氢价格 35 元/kgღ★，补贴 15 元/kg 计算（示范城市群氢价要求）ღ★， 电解水制加一体站在日均加注负荷达到 30%可基本实现盈亏平衡ღ★；日均加注负荷超过 70%ღ★，可实现无运营补贴条件下加注盈利ღ★。

　　车百智库预计至 2025 年国内加氢站数量有望增至 1000 座ღ★。据中国氢能联盟制定的产 业发展路线 年ღ★，国内加氢站数量达到 1 万座以上ღ★。

　　燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本ღ★，预计政策催化下ღ★，燃料电池车 有望加速发展ღ★。下游用氢端来看ღ★，燃料电池车为主要应用场景ღ★，但现阶段发展较慢ღ★，主 要系 1）燃料电池车生产成本高ღ★，据科技丰润公众号ღ★，氢能重卡的购置成本目前约是柴 油车的 3 倍ღ★。据《新能源商用车白皮书》ღ★，预计氢能重卡全生命周期成本 TCO 有望于 2030 年左右做到与燃油ღ★、纯电重卡成本持平ღ★；2）配套基础设施加氢站建设成本高ღ★，单座加氢 站建设成本（35MPaღ★、日供氢量/储氢量 180kg/250kg 的单座加氢站建设成本约 1400 万 元）是加油站ღ★、充电站成本的数倍ღ★。现阶段随着政策端支持力度加大ღ★，叠加规模效应后 成本有望逐步下行ღ★，预计氢燃料电池车有望快速发展ღ★。

　　燃料电池车成本高主要系 1）燃料电池造价高（催化剂中贵金属铂含量较高ღ★，推高整体 成本）ღ★；2）燃料电池车产量低ღ★，现阶段不具备规模效应ღ★。据电澎湃公众号数据ღ★，一套氢 能源车的动力总成价格近 20 万ღ★，现阶段氢能源车产量大约为每年 1000 辆左右ღ★，该产量 对应电池成本约 180 美元/kwღ★，则 100kw 电堆成本约 12.6 万元ღ★。

　　燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势ღ★，同时更能适应大载重的工作环境ღ★。燃 料电池汽车为新能源汽车的一种ღ★，其燃料电池以氢气ღ★、甲醇等为燃料ღ★，通过化学反应发 电并驱动电机ღ★。在以氢为燃料的电池单元中ღ★，氢气通过电池堆中电池单元的阴极进入电 介质层ღ★，并被分解成质子和电子ღ★。质子穿过电介质层并移动到阳极ღ★，并与氧和电子结合 形成水ღ★。而电子则通过电路流回阴极ღ★，形成电流ღ★，并启动电机以驱动车辆ღ★。氢燃料电池 堆通常由多个电池单元组成ღ★。相比纯电汽车ღ★，燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大 的优势ღ★，同时更能适应大载重的工作环境长发买卖ღ★。其优势在氢燃料过渡到液氢之后将更明显ღ★。 但现阶段燃料电池汽车造价过高ღ★、配套设施不足ღ★，无法满足商用车所需 3 万小时使用寿 命（目前 1.5~2 万小时）ღ★。

　　质子交换膜燃料电池（PEMFC）为目前燃料电池车应用的主流技术ღ★。2020 年 9 月五部 委联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》ღ★，明确 8 项核心部件（电堆ღ★、氢 气循环系统ღ★、空压机ღ★、膜电极ღ★、双极板ღ★、催化剂ღ★、碳纸ღ★、交换膜））作为技术突破重点ღ★。 根据电解质种类ღ★，氢燃料电池可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）ღ★、碱性燃料电池（AFC）ღ★、 磷酸燃料电池（PAFC）ღ★、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）ღ★、固体氧化物燃料电池（SOFC） 等ღ★。目前用于车辆的燃料电池堆的主流技术为质子交换膜燃料电池（PEMFC）ღ★。PEMFC 使 用质子交换膜作为电解质层ღ★，贵金属铂作为催化剂ღ★，其优势在于功率密度大ღ★、重量轻ღ★、 寿命长ღ★、启动快ღ★、工作温度低ღ★。劣势在于工艺复杂ღ★、成本高ღ★、且需要使用高纯度燃料ღ★。

　　燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约 65%ღ★，其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较 高ღ★，推高燃料电池整体成本ღ★。氢燃料电池整车成本来看ღ★，燃料电池系统（燃料电堆+空气 供给ღ★、氧气供给ღ★、增湿换热ღ★、控制系统等）和储氢系统占比整车成本约 65%ღ★。其中ღ★，电 堆由多个单体电池以串联方式层叠组合而成ღ★，膜电极与两侧双极板组成电堆的单体电池ღ★。 价值量分布看ღ★，燃料电池电堆占比燃料电池成本约 30%ღ★，其次为车身成本及储氢系统ღ★， 分别占比总成本 23%/14%ღ★。进一步拆解电堆成本构成ღ★，其中ღ★，催化剂ღ★、双极板和质子交 换膜分别占比电堆成本约 36%/23%/12%ღ★，合计占比电堆成本 71%ღ★。催化剂成本占比较 高主要系电堆催化剂主要为贵金属铂ღ★，成本较高ღ★，未来燃料电池降本方向主要为通过技 术迭代降低铂金属含量ღ★。

　　核心部件国产化叠加规模效应ღ★，未来燃料电池系统成本有望大幅下降ღ★。未来随着催化剂 /质子交换膜的国产化ღ★、碳纸国产化电堆功率密度提升ღ★、空压机及循环泵国产化等措施ღ★， 以及核心材料性能提升带来的单位成本下降ღ★，预期燃料电池系统成本将有明显下降ღ★，据 氢能技术前沿公众号预计ღ★，当产量达到万台时ღ★，燃料电池系统成本将下降约 60%ღ★。

　　《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》提出至 2025 年国内氢燃料电池车保有 量达 5 万辆ღ★。据经济参考报ღ★、中国证券网及中国汽车协会ღ★，2021 年中国氢燃料电池车保 有量约 9000 辆ღ★，2022 年保有量进一步提升至 1.23 万辆ღ★。《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》提出ღ★，至 2025 年ღ★，燃料电池车辆保有量约 5 万辆ღ★。