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作为未来理想的清洁能源，氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，并在推动实现“双碳”目标和促进能源转型方面扮演着至关重要的角色。当前，我国在政府、企业、研究机构和社会各界的共同努力下，氢能产业将不断突破瓶颈，实现从示范应用到商业化推广的跨越，为构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系贡献力量。在此基础上，我国将持续加大研发投入，攻克核心关键技术，降低成本，完善产业链，提高氢能应用普及率，最终推动氢能产业走向成熟，助力我国在全球能源变革中发挥引领作用。

在本文中，我们将深入探讨氢能行业，分析推动其发展的关键因素，并讨论当前制约氢能发展的壁垒。随后，我们将梳理氢能产业链，细致剖析产业链中的各个节点及其发展趋势，并列举可能从中获益的企业。在此基础上，我们还将对氢能行业的未来发展趋势进行展望，期望这些内容能够增进大家对氢能行业的认识和理解。

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01

行业概述及现状

1、氢能概念及分类

氢能逐步成为全球能源转型的重要载体。 氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。如今，氢能正逐步成为中国乃至全球能源转型发展的重要载体之一，是实现双碳目标的重要抓手，被寄予厚望。按生产来源划分，氢能源可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。其中 ，绿氢是唯一具有全链路零碳排放的核心优势的氢气。但当前以灰氢为主，与中长期氢源的低碳转型需求存在矛盾，给低碳氢源带来发展机遇

2、氢能源属于清洁能源，未来主要应用于工业、交通、电力和建筑四大领域

氢能的有效利用既可以减少碳排放，又可以降低对化石能源的依赖，应用场景丰富，包括工业、交通、电力和建筑四大领域。在工业领域，氢能可直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放。在交通领域，通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶和航空器等领域，可降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖。在建筑领域，氢能可用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供热供电，或通过天然气掺氢为园区或居民提供供暖。在电力领域，氢储能可作为支撑高比例可再生能源发展，可发挥调峰调频作用，保证电力系统稳定运行。根据中国氢能联盟预测，到2030年氢能需求超3700万吨，到2060年中国氢能需求将超1.3亿吨。

3、我国氢能产业发展的关键节点

我国氢能产业发展经历了三个阶段。第一个阶段，我国氢能产业还很薄弱，正处于科技攻关与市场探索的阶段，此时无论是投资规模还是企业数量、产业实力都处于起步阶段，主要是一些科技型企业进行有限的投资。

第二个阶段，随着《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》对氢能与燃料电池产业的战略性地位的确立，我国开始成系统地推动氢能产业的布局，央国企等国家队开始下场投资氢能产业和项目。前瞻研究院报告显示，在2017年之前，氢能产业每年能拿到的投资不到10笔，总额不超过15亿元；但从2017年开始，每年投资基本保持在25笔左右，投资金额也逐年走高。2021年，仅氢燃料电池产业链，就有超过20家企业获得资本的支持，融资总金额超过40亿元。在50家重点氢能与燃料电池汽车创业项目中，有36家于2021年度获得融资，占比72%。其中，30家为燃料电池汽车产业链企业，占比83%；6家为氢能产业链企业，占比17%。

第三个阶段，2022年3月，国家发展改革委、国家能源局公布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分后，我国多个地方政府积极发挥各自的产业优势，开始纵深布局氢能产业集群，形成了制氢、储氢、运氢、用氢的产业格局，除了5大城市群，湖北武汉、山西吕梁、新疆喀什纷纷建设成氢能产业集群。

经过十多年来的纵深推进，我国氢能产业正在形成从中央到地方，从央企到民营企业全面布局，多元化应用的发展格局，走出了通往“双碳”之路的氢能路径。

4、氢能需求旺盛，中国需求占比全球第一

2022年全球氢能需求量9500万吨，中国占比约29%。 根据IEA，2022年全球氢能需求量9500万吨，分领域来看，炼化行业需求4100万吨，工业领域需求5300万吨；分地区来看，中国、北美、中东、欧洲分别占比29%、17%、13%、8%，明显低于风电、光伏、储能等其他新能源产业，未来有提升的空间。 根据IEA预测，到2030年全球氢气需求量将达到1.5亿吨，并且在电力、交通、合成原料等领域产生新的增量需求。

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02

驱动因素

1、氢能为全球脱碳减排不可或缺的能源构成

全球脱碳长期趋势已为强共识。 2020年9月联合国大会上习近平主席宣布在我国CO2碳排放力争2030年和2060年前分别实现碳达峰及碳中和的目标，2021年11月《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会各国就《巴黎协定》实施细则达成共识，并在此背景下为达成脱碳阶段性承诺目标加速推进各项政策与技术的执行落地，目前已有超过100个国家提出碳中和目标，如欧洲已实施碳排放配额交易多年且减排措施逐年趋严。对于长期的减排脱碳趋势，全球各国已达成较强的共识。

氢能为脱碳减排的最后拼图，将成为能源体系重要部分。 根据IEA统计，全球最主要的碳排放领域为能源发电、交通运输及工业生产，2022年CO2碳排量达318亿吨，合计占总排放量的86%，因此以上三个领域的脱碳减排为实现碳中和净零排放的关键。尽管近年来风电与光伏发电装机与新能源车销量持续攀升有效推动了以上领域的脱碳减排进程，但某些特定领域的能源应用需要拥有更高的能量密度或通过燃烧产生更高的热值，如建筑供热领域、公路重载货运与航空航运等交通领域以及金属冶炼等工业生产领域，仅依靠基于清洁电能无法直接进行减排替代，减排问题依旧亟待解决，同时如风光等可再生能源发电的波动性、间歇性与资源分布不均又催生资源利用效率不足及电力系统效率下降等问题。

作为来源广泛、清洁环保的二次能源，氢气具备高能量密度及热值，可真正意义上实现交通运输、工业生产等领域大规模、全面深度脱碳，同时可作为长时储能媒介，与风光等可再生能源耦合，实现能源的跨地域、跨季节调用存储，提升能源利用效率并优化配置，达到稳定电网的作用。目前全球各主要经济体均认可氢能在实现低碳能源结构转型过程中的重要性，目前包括有美国、日本、欧洲各国与欧盟整体等超过20个国家地区已制定了氢能发展战略，并积极发力燃料电池汽车与绿氢产业发展。作为脱碳减排的最后一块拼图，有望成为未来清洁能源体系的重要部分，HydrogenCouncil预测到2050年氢能将占全球终端能源需求的22%。

2、能源安全背景下我国高度重视氢能发展

我国氢能资源禀赋优势显著，能源自主可控需求将驱动氢能行业快速发展。 我国现有能源体系中主要消耗的能源为煤炭、石油与天然气，分别占55%/18%/8%，而工业与交通运输业合计占原油消费总量超70%，占天然气消费总量近80%。从能源供给的角度，目前我国整体能源的对外依存度较高，截至2023H1，我国石油对外依存度72.8%，天然气对外依存度39.5%，在国际形势复杂多变背景下我国能源安全问题将面临严峻考验。根据前述，氢能可配合其他清洁能源在诸多领域最大限度地替代我国目前对外依存度较高的化石能源，完善我国能源体系且提升能源利用效率，同时我国氢气资源禀赋优势显著，2023年我国氢气产量约3686万吨，占全球氢气总产量超1/3，为全球最大的产氢国家，因此我国具备氢能产业大规模发展的基础。

（1）中央补贴+政策扶持，推进氢能产业全面发展

2024年上半年，中央氢能政策全面加速务实落地，多个政策文件大力鼓励氢能全产业链发展，加快推进绿色低碳改造，全面拓展氢能应用场景，氢能产业备受重视。 中央多项政策围绕石化化工、钢铁、交通、储能、发电等领域用氢需求，旨在大力推进绿氢等原料替代，谋划布局氢能等未来能源和未来制造产业发展，实现工业减碳。2024年2月，国家发展改革委等10委在《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》中提出氢能相关产业指导共6项，包括含氢冶金、氢能船舶制造、工业氢气回收利用、氢能“制储输用”全链条装备制造、氢能基础设施建设和运营、氢能等可再生能源互补系统建设和运营等。2024年3月，国务院在《政府工作报告》中明确2024年政策取向包含大力发展绿色金融，将推动传统产业绿色转型、积极培育新兴产业和未来产业，包括巩固扩大智能网联新能源汽车等产业领先优势，加快前沿新兴氢能等产业发展。

此外，国家发放资金补助，特别支持燃料电池汽车的购置和运营，燃料电池产业的商业化正在缓缓展开。 2024年4月，财政部发布《关于提前下达2024年节能减排补助资金预算的通知》，包含第一年度燃料电池汽车示范应用奖励共11.42亿元，共覆盖10个省级行政区23市区，省级奖励金额TOP5分别是上海3.04亿元、北京2.98亿元、河南2.38亿元、河北近1.72亿元、广东近0.77亿元。据2024年度节能减排补助资金整体绩效目标表，2024年度预拨110.81亿元，包含对符合条件的城市开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。2024年5月，国务院在《2024-2025年节能降碳行动方案》中部署了重点任务，包括化石能源消费减量替代行动、非化石能源消费（包含氢能）提升行动、钢铁与石化化工行业节能降碳行动等10方面行动27项任务6项保障措施，其中5处提及氢能：将统筹推进氢能发展加强氢冶金等低碳冶炼技术示范应用，鼓励可再生能源制氢技术研发应用，支持建设绿氢炼化工程，逐步降低行业煤制氢用量。第一年度燃料电池汽车示范应用奖励资金不得用于支持燃料电池汽车整车生产投资项目和加氢基础设施建设，即用于支持燃料电池汽车的购置和运营。

（2）地方政策：地方顶层设计相继出台，配套政策快速推进

地方政府工作报告： 2024年初的地方两会上，氢能被写入21个省市的政府工作报告，首次写入的有1省（海南），词频同比提升的有9个省市。

地方顶层规划： 2024年以来海南、江苏氢能顶层设计出炉，截至2024年6月，共有30个省/直辖市/自治区（除西藏外）针对氢能源发展提出量化目标，目标年份主要集中于2022-2025年，部分拓展至2030-2035年。若以2025年为节点，则30个省/直辖市/自治区可统计的主要目标数据总计可达到：1）培育龙头企业数量175家（17省市）；2）推广氢燃料电池汽车数量115,820辆（25省市）；3）建设加氢站数量约1264座（27省市）；4）氢能源产业链产值突破11,495亿元（19省市）。

产业配套政策快速推进，边际变化主要体现在：1）更多省市出台政策推动非化工区制氢松绑、危化许可松绑；2）五类绿氢补贴加速出台，政策主要集中在西北、西南等非城市群地区；3）山东、四川成都率先对氢能车辆免收高速公路通行费。

强调氢能的能源属性，更多省市出台政策推动非化工区制氢松绑、危化许可松绑。 2024年2月内蒙古指出允许在化工园区外建设风光制氢项目及制氢加氢一体站，且风光制氢项目不需要取得危化品安全生产许可，此前已有吉林、河北、山东、广东等地积极松绑。

五类绿氢补贴 加速出台，政策主要集中在西北、西南等非城市群地区，推动电解水制氢降本。 截至2024年1月，多省市发布针对绿氢的补贴政策，其中仅有广东省和深圳市属于燃料电池汽车推广示范城市群地区，非示范城市群地区尤其是化工业发达的地区，拥有足够的现场制氢用氢场景，推广绿氢的成本较低。从绿氢的补贴政策来看，主要分为五类：购置成本优惠、生产补贴、电价优惠、配套奖励和消纳补贴。

购置成本优惠： 内蒙古对制氢关键设备进口免关税；辽宁沈阳对不同方式制氢的固投给予10%~30%的投资奖励；宁夏宁东按绿氢生产设备投资额6%/7%给予一次性补助。

生产补贴： 以吉林省、濮阳市等地区为例，其政策主要针对制氢厂采取绿氢的直接生产补贴，首年补贴15元/kg，后续退坡，连续3年每年最高补贴500万元。

电价优惠： 电价优惠主要有两种形式，一种以广东地区为代表的蓄冷电价政策，同时谷电用电量超50%的免收基本电费，另一种四川地区为代表的采用地区低价电并给予一定的电费支持。

配套奖励： 目前已发布政策的配套奖励有风光指标和土地优惠，如湖北1000标方/时的绿氢制氢产能奖励50MW风光指标，濮阳市也给予一定的指标奖励。

消纳补贴： 内蒙古鄂尔多斯和新疆克拉玛依市对落地该地且氢气产能大于5000吨/年的风光制氢一体化项目主体，按绿氢实际销售量给予补贴，2024年补贴为3000元/吨。宁夏宁东基地对在宁东基地实施绿氢替代的化工项目，按5.6元/公斤标准给予用氢补贴。

山东、四川成都率先对氢能车辆免收高速公路通行费。 1）2月29日，山东省推出国内首个对氢能车辆免收高速公路通行费的政策，为全国各省份推广氢车做出示范引领。2）4月16日，成都市在全市范围内放宽氢燃料电池商用车市区通行限制，免除部分高速路上氢燃料电池商用车高速公路通行费。非示范城市群若没有低成本氢气，燃料电池车全生命周期难以具备经济性，山东、四川成都优惠政策的出台也为其他区域探索支持氢能车辆应用提供了宝贵思路，未来仍可以进一步提升氢能车辆路权等形式予以非补贴支持（不会增加财政负担），或带动燃料电池车销量进一步提升。

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03

氢能发展的壁垒

目前氢能发展面临成本高企、专利壁垒、全球标准认定不同及由此延伸的贸易壁垒三大瓶颈，也对应未来主要成长动力。

1、认定标准未统一

目前主要氢能参与经济体欧盟、美国、中国、日本均未统一氢能类型的认定标准。 主要体现在：1）在碳排放核算环节方面，欧盟、美国均以原料到运输环节为核算范围，即涵盖原材料获取、运输，氢气生产、现场储运、运输至终端环节等全生命周期。而中国、日本则以原料到生产为核算范围，即涵盖原料获取、运输、氢气生产、现场储运环节，但不包括氢气运输至终端环节，核算范围相对宽松。但是，日本对于境外生产氢气的碳排放核算，则要求涵盖长途运输环节。2）在碳排放强度方面，欧盟、美国、中国、日本给定的范围分别是不超过3.4、4、4.9、3.4kgCO ₂ /kgH ₂ o。3）不同于欧盟和中国，将绿氢可再生氢的生产方式定义为可再生能源电解水制氢美国和日本仅依据制氢的碳排放做出具体划分，但在生产方式的定义上较为宽泛。美国的制氢方式包括但不限于蓝氢、乙醇和甲醇等氢载体燃料制氢、可再生能源电解水制氢、核能制氢等。日本对于制氢方式无明确规定。4）在制氢电源认定方面，欧盟规定较为明确、更为严格。对于网电的使用，需要在可再生能源比例超90%的地区，或者在低碳排放限制地区签订可再生能源购电协议。中国则将制氢电源划定为可再生能源，但未限制使用网电或提出配备绿证等要求。美国、日本对于制氢电源无具体要求。

2、成本高企

未来氢的总需求和制氢减排需求提升后，成本控制将成关键且依赖中国。 据IEA预测，2030年全球氢需求的1.5亿吨中，低碳氢源的产量将突破6900万吨、占氢气总产量46%，其中蓝氢和绿氢产量分别为1800万吨和5100万吨、占比12%和34%。细分到炼油、合成氨制甲醇等三大氢气应用领域，2030年低碳氢源的使用占比将分别达到20%、15%、20%。现阶段低碳氢源尚未形成大规模生产，蓝氢对地质条件或原材料供应的要求苛刻、产能存在上限，而绿氢放量不受地质条件和原材料限制，但现阶段制绿氢成本高、缺少经济性。据彭博新能源财经，中国制氢电解设备的系统成本比欧美低，未来氢能最重要的推动力量仍然将依赖中国实现设备和气体制备两方面降本。

3、专利壁垒

全球氢能专利主要由欧盟（德国、法国、荷兰）与日本主导，美国专利占比居前但份额出现下滑，韩国和中国则崭露头角。 2011~2020年间欧盟、日本、美国、韩国、中国的电解水制氢国家专利占比分别为28%、24%、20%、7%、4%。在制氢、储运、终端应用等领域，欧盟、日本、美国地区均居于前三位，在制储用三大环节欧日美的合计占比分别67%、78%、74%。韩国和中国紧随其后，在各环节的专利合计占比均10%上下。相对优势指数表现上，欧、日在各环节均位居前两位。美、中在各环节的相对优势指数均小于1，但韩国则在终端应用领域较突出。欧美日韩的头部企业和研究机构主导了氢能国际专利申请。其中在成熟技术基础上的工艺改进由欧美化工企业主导，日韩车企则在气候中和驱动型专利创新中领先。法国的专利优势在于研究机构而非企业。

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04

产业链分析

根据氢气的应用链条可将氢能产业链整体划分为氢气生产、氢气储运与氢气终端利用三大环节： 上游与中游的氢气“制-储-运”环节主要基于不同的技术路线存在划分，下游氢气的终端应用场景较为广泛，全球现有氢气的最大应用场景为石油炼化中的加氢裂化环节，占全球氢气消耗量的44%，同时氢气也作为合成氨/甲醇生产等化工领域的原材料、电子仪器及粉末冶金工业等领域的还原剂或保护气体，以及航天等领域的燃料。相较于传统应用场景，未来氢能将在全球碳中和大势之下着重发力于交通运输、长时调峰储能、合成燃料以及绿氨与冶金工业的脱碳减排以及建筑采暖供热等领域。

1、制氢：减排趋势下绿氢放量在即，电解槽降本空间大、需求潜力旺盛

绿氢契合 脱碳减排趋势，极具发展潜力。 目前成熟的氢气制取技术路线主要包括利用煤炭/石油/天然气等化石能源重整制氢、利用焦炉煤气/氯碱尾气/合成氨尾气/丙烷脱氢等工业副产提纯制氢、电解水制氢三大类别，以及生物质/光解水制氢等实验阶段技术路线。根据碳排放对产出氢气进行分类，氢气分为灰/蓝/绿氢。灰氢通过化石能源/工业副产制备，排放大量二氧化碳；蓝氢在灰氢基础上通过CCUS技术（Carbon Capture,Utilizationand Storage，碳捕集、利用与封存技术）减少碳排放；绿氢通过可再生能源电解水制取，可真正意义上实现零碳排放，符合绿色氢能的发展路径，同时其具有生产灵活、产氢纯度高以及副产氧气价值高的优势，是未来发展潜力较大的制氢方式，有助于加速实现全球各国脱碳减排的目标。

灰氢主导 当前氢源，绿氢长期需求增长空间广阔。 现阶段灰氢占据全球氢气产量超95%，灰氢生产技术相对成熟且成本较低，煤制氢或天然气制氢成本仅10-15元/kg，而可再生能源电解水制取绿氢的成本超过30元/kg，由于成本远高于灰氢导致尚未普及。氢气供给结构方面，2022年化石能源制氢主导全球氢气供给，占比84%，与工业副产氢共同归属灰氢合计占比达99%，电解水制绿氢占比仅不到1%，IEA预测到2030年灰氢占比将降至53%，电解水制氢占比有望提升至全球氢气总供应的33%。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年》计划到2025年我国可再生能源制氢规模10-20万吨/年，到2035年可再生能源制氢占能源总消耗比重将显著提高，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》也预测到2050年我国氢气需求中可再生能源制氢占比将达70%，未来随着各国全球政策的持续推动，叠加可再生能源电价下行与碳价提升等因素将共同驱动绿氢成本下降，绿氢有望逐步走向平价，长期需求增长空间广阔。

碱性电解水制氢为当前主流技术路线。 电解水制氢目前有4种技术路线，分别为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）以及阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术，其中ALK技术最成熟，为现阶段应用最广泛的电解水技术，其投资成本较低，但由于电流/功率密度较低增加了系统尺寸和制氢成本，此外还存在产出氢气纯度不足等问题。PEM技术相较ALK在电流/功率密度、产出氢气纯度与能量转化效率等方面都有较大提升，且可灵活快速启停，市场关注度较高，目前主要的瓶颈在于贵催化剂和氟化膜材料导致设备投资成本大幅提升，同时由于技术尚不成熟，其使用寿命低于ALK。SOEC与AEM技术尚未实现工业化应用。

电解槽价值量高，为核心电解水制氢系统核心设备。 目前ALK与PEM两种技术路线的电解水制氢系统的构成主要包括电解槽主体、BOP辅助系统，其中在电解槽上二者有所区分，ALK电解槽主要由极板、电极、隔膜、密封垫圈等构成，而PEM电解槽主要由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板组成。BOP辅助系统由供电设备（电源、变压器、整流器）、气液分离设备、干燥纯化设备及其他设备构成。以1MW电解水制氢系统为例，ALK电解水系统成本中电解槽/供电设备/气液分离与干燥纯化设备/其他BOP设备分别占比总成本的50%/15%/15%/20%，而PEM电解水系统成本中电解槽/供电设备/气体分离纯化设备/其他设备分别占比总成本60%/15%/10%/15%，其中由于质子交换膜、催化剂成本较高导致PEM系统中电解槽的成本占比高于ALK。

成本优势带动ALK出货占优，PEM降本空间大，电解槽长期需求潜力旺盛。 由于ALK电解槽技术相对成熟，其成本与售价相较PEM有较大的优势，1,000Nm³ALK电解槽设备售价约600-800万元，与200Nm³PEM电解槽价格相近，二者单位成本相差3-4倍。成本优势带动ALK电解槽出货高增，2022年全球ALK电解槽出货775MW，占比76%。目前我国ALK电解槽已实现规模化生产，2022年国内95%以上的电解槽出货为ALK技术路线，PEM电解槽由于质子交换膜、催化剂等核心材料依赖进口，目前仍处于发展初期。PEM路线相较ALK路线在启停响应速度、效率衰减等方面优势显著，同时体积更小具有更广泛的应用场景，未来有望通过规模化生产以及降低贵金属催化剂用量等方式实现降本，预计2030年PEM电解槽单位成本有望降低至63-234€/kW，降幅近80%，降本潜力空间较大。平价化趋势加速绿氢放量，长期电解槽市场空间广阔、需求潜力旺盛，预计2027年全球范围电解槽年装机功率有望达9.3GW，5年CAGR56%，我国电解槽年装机功率有望达7.3GW，占全球年装机功率近80%。PEM电解槽将在持续降本推动下实现快速渗透，2027年全球PEM电解槽装机功率有望增长至3.1GW，5年CAGR66%。

中国制氢行业参与者众多，市场份额较为分散。 其中，中国石化每年氢产量超过350万吨，市场份额约14%左右，国家能源集团年生产超过400万吨的氢气，市场份额约16%，两者合计占比约30%。按注册资本划分，注册资本大于100亿元的企业有 中国石油、国家能源集团、中国石化、宝武集团、河钢集团 ；注册资本在10-100亿元的企业有 宝丰能源、美锦能源 等；注册资本在10亿以下的企业包含 华昌化工、凯美特气 等 企业。

2、储运：国产化替代推进氢瓶降本，IV瓶应用有望加速落地

目前氢气储运成本占终端用氢成本构成比例约30%，因而储运环节的技术发展对于氢能产业链整体的降本发展趋势至关重要。

储氢方式根据氢气储存的形态可分为气态储氢、液态储氢、固体储氢三种： 气态储氢主要以高压气态储氢瓶为容器，结构简单且充放氢速度快，是现阶段的主要储氢方式，液态储氢包括低温液氢及利用不饱和有机液体储氢两种方式，储氢密度较高，但充放需要增加液化/气化或吸氢/脱氢环节，能耗高且需要较高的设备投入成本，导致成本远高于气态储氢，故目前仅有少量应用场景采用低温液态方式储氢；固态储氢是以氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过物理与化学吸附的方式实现储氢的方式，由于技术成熟度相对较低，仍处于实验开发阶段。

气态储运领域代表企业包括 中集安瑞科、中材科技 等，液态储运领域包括 富瑞特装 、航天晨光 等，固态储运领域包括 有研集团 等。

35MPa III型瓶已批量应用，70MPa IV型瓶尚待突破。 气态储氢瓶主要分为纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆碳纤维半缠绕瓶（II型）、铝内胆碳纤维全缠绕瓶（III型）和塑料内胆碳纤维全缠绕瓶（IV型）四代产品，通过高强度纤维与塑料替代金属瓶身与内胆已达到减重降本进而提升储氢密度为主要的技术迭代趋势。同时根据使用场景不同，储氢瓶适用的储氢压强亦有区分，目前主流车载储氢瓶压强为35MPa与70MPa，加氢站固定式储罐与拖车长管容器压强在15-30MPa。目前我国商业化应用的主流车载储氢瓶为大口径35MPa III型瓶，而海外已具备70MPa IV型瓶批量供应能力。IV型瓶对于内胆材料与瓶身密封性要求苛刻，技术壁垒高且生产难度大，我国现阶段技术发展进程相对滞后于海外，同时由于早年IV型瓶引起安全事故后限制使用导致相关行业法规标准缺失，直至2020年9月《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》团体标准发布后才放开生产限制，因此目前IV型瓶仍处于小规模推广阶段，未来重卡等应用端对储氢密度要求逐步增加将推动储氢瓶高压/轻量化趋势，我国70MPa IV型瓶商业化应用有望提速。

碳纤维为氢瓶核心原材料，国产化率提升推动降本与前沿技术落地。 从成本结构来看，碳纤维复合材料为高压储氢瓶的核心原材料，在35MPa III型瓶中成本占比超过60%，而在全缠绕70MPa IV型瓶中成本占比接近80%。目前我国碳纤维材料整体进口依赖度较高，其中T800级别以上高端碳纤维普遍依赖日本东丽集团，近年来随着中复神鹰等企业技术持续突破，我国碳纤维国产化比例已由2017-2019年约30%提升至2023年77%，预计将带动高压储氢瓶成本稳固下降，同时也将推动70MPa IV型的批量应用。

与储存环节基本一致，氢气输运环节可分为气-液-固三种形态并以交通或管道的形式输运： 以交通形式的运输主要以搭载高压气氢与低温液氢容器的车辆进行运输，其中高压气氢长管拖车为我国目前主要的氢气交通运输形式，在中短途区域性氢能运输中具备一定经济性，但随运输距离增长而边际递减，中长距离交通运氢主要通过液氢槽车完成，海外部分加氢站使用该方式运输。管道的形式输运目前主要以气氢直接输运或氢气掺混天然气的方式进行，可实现氢能的连续性、规模化、长距离点对点输送，单位运输成本低但前期资本支出较高，目前全球输氢管道总里程已超6,000km，国内总里程约400km，相较国外仍处于发展初期阶段。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，未来我国将进一步推动低温液氢储运产业化应用，并开展掺氢天然气管道、纯氢管道示范试点以加快降低氢气储运成本，我们认为随着未来氢能应用场景逐渐丰富，各储运技术将基于各自特性而适用于不同情形，各氢能储运技术将并行发展。

目前氢能产业链储运环节的需求主要为储氢容器，2023年全球高压储氢瓶销量为64.8万个，其中中国销量37.2万个，占比57%，预计到2025/2028年全球高压储氢瓶销量有望达163/995万个，中国销量有望达92/670万个。

3、加氢站：随着政策松绑，基础设施加氢站建设有望提速

《能源法（草案）》将氢能列入能源范畴，有望推动全国放开加氢站的报批和建设限制，推动加氢站加速建设。根据北京、广东、上海等26省/市规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1264座，其中广东省规划建成200座，远超其他地区。随着上游制氢和下游燃料电池车的快速发展，中游的加氢站建设有望铺开。

截至2023年我国已建成加氢站407座，较1264座目标仍有较大增长空间。

数量 ：根据高工产研氢电研究院（GGII）数据，2020-2023年我国新建成加氢站数量分别为59座、108座、100座、62座；截至2023年底政府支持力度较大的广东已建成59座，遥遥领先。

建站类型： 根据GGII数据，截至2022年末，中国累计建成的加氢站中，单一站占比达62%，为主要建站类型；而2023年新建成加氢站以合建站为主，占比72%，在加氢站盈利困难的背景下，合建站以“油”养氢的模式获得市场青睐。

建站氢气加注能力： 根据GGII数据，2023年新建成加氢站中加注能力在1000kg/d及以上的企业合计超51%，占主要地位。加注能力在2000kg/d及以上的代表性加氢站有重庆石油长寿经开区综合能源母站（含加氢功能）、华久新能源综合能源站、汇能正和加氢加气（LNG）一体站、金马氢能固定式加氢站等，氢气日加注能力分别为6400kg/d、2000kg/d、3000kg/d、2000kg/d。

加氢站建设投资主体 ：加氢站建设领域代表企业包括 中国石化、中国石油 等。2023年新建成加氢站的建设主体以国企为主，占比近72%，民企占比17%，另有少数外企，如壳牌及美国AP等，占比不足4%。其中，中石化建站数量最多，共建成17座，其次为中石油，共建成5座。

4、应用场景

（1）工业用氢是消纳主阵地，降本叠加减碳催化规模应用

1）电价低于0.25元/kWh时绿氨具备竞争力

相比于传统原料合成氨，绿氢合成氨工艺精简，碳排量小。 我国传统合成氨以煤或天然气为原料，通过造气炉制得半水煤气后依次经过脱硫、变换、脱碳、醇烃化等工序得到净化气，再在高温高压下经催化合成氨，合成氨经过冷冻系统液化后储存。由于主要使用灰氢或蓝氢，所以碳排放量较大。按照每吨合成氨能耗基准平均值1405kg标煤，中国合成氨每年二氧化碳排放量约1.87亿吨。而电解水制得的绿氢采用哈伯-博世法工艺合成氨的技术路径成熟，工艺流程更加精简。

考虑碳税后，绿氢合成氨成本优势更大，具有竞争力。 2023年全国合成氨产量6765万吨，其中约六成用于尿素合成。2022年合成氨市场均价范围在3758～5110元/吨，以煤或天然气为原料的合成氨利润800～2000元/吨。绿氢合成氨的成本主要在于电价，在不计算碳税、以中国目前市场上碳排放成本50元/吨计算和以国外市场上碳排放成本50美元/吨计算的3种情景下，合成氨市场价格在2700～5000元/吨，能承受的电价在0.22～0.42元/kWh之间，在考虑碳排放成本之后，能承受的电价都相应提高。当电价为0.25元/kWh以下时，合成氨价格在3000元/吨时，绿氨具备竞争力。

2）电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇具有经济效益

甲醇在体积和质量能量密度上占据优势。 氢能的质量能量密度在所有燃料中最高，但体积能量密度最低，对于汽车来说，由于空间有限，承载的能量越大是合适的发展方向。目前氢能储运以及车端商业化应用主要以高压气态为主，气态储氢技术相对成熟，但储氢密度低。而氢气在常压下低于-253℃时可实现液化，但是大规模液氢存储和输运能耗和成本很高。甲醇常温常压下为液态，常温下1升液氢只有72克氢气，1升甲醇跟水反应可放出143g氢气，1升甲醇的产氢量是1升液氢的2倍，因此甲醇可作为一种液态的储氢载体，从而实现氢能的安全、低成本存储和运输，在陆上管路运输和海上运输都有巨大的优势。

甲醇下游应用广泛，超过五成用于制备烯烃。目前国内外主要以化石燃料制甲醇，成本约为2430元/t， 当电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇具有经济效益。 在技术进步和碳税的双重推动下，二氧化碳+绿氢制甲醇成本将具有竞争性。不考虑碳税情况下，煤价800元/吨时，煤制甲醇的成本约为2430元/吨。以绿电制绿氢为原材料的成本测算中，当电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇的成本接近煤制甲醇的成本，叠加绿色溢价具有竞争优势。

3）国内外加快绿电绿氢一体化炼化项目布局

全球炼油用氢超4100万吨，以自供为主。 2022年全球炼油用氢量超过4100万吨，其中80%是在炼油厂现场生产的，约20%是外购的。在炼油厂自产氢气中约55%是通过专门的制氢装置生产，以煤制氢为主，约45%是炼油厂其他环节的工业副产氢，如石脑油裂解产生的副产氢等。根据IEA预测，由于在净零排放的要求下需要扭转对于化石燃料的需求，因此导致炼油量减少，预计到2030年炼油用氢量将低于3500万吨。

氢气在石油化工领域的主要作用包括加氢精制和加氢裂化。 加氢精制主要包括脱硫脱硝、保护催化剂等，在石油炼制过程中，炼油用氢气主要用于石脑油加氢脱硫、粗柴油加氢脱硫、燃料油加氢脱硫、改善飞机燃料的无火焰高度和加氢裂化等方面；另外在炼油和化工工艺中，很多地方要用到催化剂，而一些非金属化合物和金属化合物会导致催化剂中毒，使催化剂失去活性，如S、N、O、砷、锌、铅等，需要使用高纯氢保护催化剂。加氢裂化主要用于C3馏分加氢、汽油加氢、C6-C8馏分加氢脱烷基以及生产环己烷等方面，将不饱和的烃通过加氢转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。

炼化行业碳排放占比大，国内外明确规划应用绿氢炼化。 炼化行业作为国民经济的支柱产业，也是碳排放大户，我国原油加工量约7.5亿t/a，排放的二氧化碳总量约5×108t，CO2排放量占全国碳排放总量的13%，占工业部门的17%。

国内外企业加快“绿电—绿氢—炼化”一体化部署。 国外大石油石化公司明确提出了净零碳排放目标和低碳发展战略，加快部署“绿电—绿氢—炼化”一体化示范项目，积极推进绿色低碳转型。如BP公司与海上风电开发商合作，将在德国Lingen炼油厂大规模应用绿氢。壳牌公司现已公布7个碳中和绿氢项目；2021年7月，开始建设欧洲最大的质子交换膜电解槽，可年产130吨绿氢，用于德国莱茵兰炼厂加氢装置。2023年8月，国内规模最大的光伏发电制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，年生产的2万吨绿氢全部就近供应中国石化塔河炼化公司，实现炼油产品绿色化。

4）氢冶金实现钢铁行业绿色低碳转型

我国钢铁行业碳排放占全国碳排15%，占全球钢铁碳排60%。 钢铁行业是我国工业的支柱性产业，其二氧化碳排放量巨大，据中国钢铁协会统计，2020年，我国钢铁行业二氧化碳排放量约18亿吨，占全国二氧化碳排放总量的15%，占全球钢铁行业二氧化碳排放总量60%以上。麦肯锡统计，为实现《巴黎气候变化协定》中“21世纪末全球平均气温上升不超过1.5℃”的约定，到2050年我国钢铁行业减排近100%。在钢铁行业中如果大规模使用氢代替焦炭作为还原剂，源头降碳，可实现钢铁行业的大幅度减碳，推动钢铁行业碳中和目标实现。

氢冶金分为高炉喷吹焦炉煤气和氢气气基竖炉直接还原铁两种，均具有显著减排能力。 由于国内以高炉－转炉长流程为主的工艺结构特点短时间内不会改变，因此现有工艺结构的优化调整和新工艺的研发应用是国内钢铁工业碳减排的主要技术发展方向，其中高炉喷吹焦炉煤气中焦炭煤气可为高炉提供氢气作为还原剂，降低二氧化碳排放，具有设备简单、技术可靠的优点；富氢气基竖炉采用无焦直接还原铁，可大幅降低炼铁过程中的碳排放，减排能力可达50%-95%。

随着绿氢成本下降和碳排放成本上涨，氢冶金将具有成本优势。 以氢气直接还原铁和长流程高炉炼铁比较，只考虑氢气和焦炭的成本时，根据日本钢铁协会估算，目前生产一吨铁需焦炭340kg，成本为680元，二氧化碳排放量为1.25吨；生产一吨铁需氢气89kg，氢成本为15元/kg，成本共为1335元，则当相应碳税为524元/吨时成本保持持平。根据百人会氢能中心预测，到2030年碳税为200-250元/吨，氢气成本小于10.45~11.15元/kg时，绿氢有望具备与传统焦炭炼铁方式相当的成本优势。

国内钢铁企业大举布局氢冶金路线。 中国钢铁企业自2019年起开始积极探索氢能冶金技术，主要参与者包括 宝武集团 、河钢集团 和 中国钢研 等。宝武集团采用焦炉煤气制氢-气基竖炉氢冶金技术路线，氢冶金规模达到30万t/a，河钢集团采用焦炉煤气零重整-气基竖炉氢冶金路线，工程规模达到120万t/a，是全球首例120万吨焦炉煤气零重整“氢冶金示范工程”项目，成为世界钢铁史上由传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变的一个重要里程碑，标志着冶金工艺绿色变革进入成熟期。

（2）燃料电池：应用广泛，核心组件降本可期

燃料电池具有悠久的发展历史，应用场景广泛。 燃料电池是通过化学反应将燃料及氧化剂中蕴含的化学能转化为电能的装置。燃料电池可广泛用于多种场景，如交通（商用车、电动车、无人机、船舶）、固定/分布式电源（热电联产CHP、不间断供电系统UPS、分布式发电）等。

PEM适用于交通，SOFC适用于分布式发电。 燃料电池技术根据电解液的不同可以分为5大类：PEM、AFC、PAFC、SOFC、MCFC，其中PEM能够在50-100℃下运行，启动时间短，空气可作为氧化剂来源，因而成为交通能源的首选技术路径。而SOFC及MCFC运行温度较高，可将空气作为氧化剂，更适用于大型分布式发电。

1）燃料汽车新品覆盖全领域，核心组件降本可期

预计2030年中国燃料电车销量超过百万辆。 根据SNE，2023年全球燃料电池销量1.44万辆，同比下降30.2%。2023年中国氢燃料电池汽车销量超5508台，同比增长64%，燃料电池装机超750MW，同比增长49%。2024年1-4月中国燃料电池汽车销量1082辆，同比增长10%，燃料电池装机179MW，同比增长291%。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年我国燃料电池汽车保有量达到5万辆。根据势银预测，到2030年燃料电池汽车销量将超过40万辆，保有量超过百万辆，主要应用于牵引车、公交车、物流车等商用车领域。

2023年工信部发布296款燃料电池汽车新品，覆盖汽车全领域。2023年，工信部共发布296款燃料电池汽车，其中燃料电池货车254款，客车38款，乘用车4款。

燃料电池系统及核心零部件降幅已达80%。 根据中国汽车工程学会及灼识咨询，燃料电池系统和电堆成本分别从2017年的1.50/1.01万元/kW下降至2022年0.31/0.18万元/kW，降幅分别达到79.5%/82.2%；核心部件膜电极和双极板成本分别从2017年的0.68/0.29万元/kW下降至2022年的0.12/0.06万元/kW，降幅达到82.4%/79.3%。预计到2025年燃料电池系统和电堆成本将继续下降近50%，燃料电池汽车产业链将受益于核心零部件及系统的降价。

根据氢燃料电池汽车、纯电动汽车和传统燃油汽车的购置成本、政府补贴、燃料成本等相关数据，测算三类车型在低运行里程和高运行里程下的全生命周期成本。关键假设包括：（1）在低运行里程下汽车报废残值回收按6%计算，在高运行里程下汽车报废残值回收按5%计算，车辆使用年限为6年。（2）氢气价格按35元/kg计算，商用车电价按1.15元/kWh，油价按7.25元/kg计算。（3）燃料电池汽车补贴采用国补、市补和区补三重补贴形式计算，且补贴比例为1:1:1。

在低运行里程下，重卡应用场景是氢燃料电池的优势场景。 在低运行里程下，不考虑补助的情况下，燃料电池汽车全生命周期总成本远大于纯电动汽车和传统燃油汽车。考虑国补、市补和区补三重补助的情况下，与其他技术路线相比，氢燃料电池乘用车、客车的全生命周期成本仍要比其他路线高。与其他车型相比，重卡49t重卡经济性与其他类型重卡较为接近，成本差额不足4万元。

高运行 里程下氢气价格低于30元/kg时燃料重卡具有经济性优势。 在高运行里程下，不考虑补贴的情况下，燃料电池汽车难以与其他类型汽车竞争。在考虑补贴下，燃料电池乘用车、客车和18t洗扫车的全生命周期成本与其他两种技术路线相比，全生命周期成本较高，差额较大。而在三重补贴下，燃料电池轻卡和重卡与最为经济性的技术路线相比相差不大。且当氢气价格下降至30元/kg时，燃料电池重卡经济性优于燃油重卡，当氢气价格下降至25元/kg时，燃料电池重卡经济性优于纯电重卡，属于经济性最佳选择。

2）建筑用氢：热电联供优选SOFC

燃料电池是微型热电联产合适的路线。 电能可以实现远距离传输，但是热量输送范围有限，因此在家庭、商业区、工业园区、数据中心、港口等地区布局热电联供项目既能减少电能损失，也可以提供热量供应。目前热电联产技术路线有内燃机、微型燃气轮机、燃料电池等。其中，燃料电池具有能量转换效率高、燃料选取范围广、功率密度高、安静无污染等特征。

美日等国SOFC热电联供发展较为成熟，我国处于积极拓展阶段。 微型热电联供用于家庭或小型商业建筑同时提供热量和电力，系统发电时产生的余热可为用户提供热水及采暖系统，以避免长距离运输电力的约6-8%能量损失，达到节能效果。目前美日已实现了燃料电池微型热电联产商业化，美国BE公司生产的固体氧化物燃料电池发电系统（SOFC）主要用于数据中心和办公楼宇等商业用户，日本通产省自2005年起启动ENE-FARM计划，由松下、东芝、爱信精机等生产商负责开发700-750W家用燃料电池热电联供系统。中国燃料电池微型热电联产处于起步阶段，潮州三环牵头承担“可再生能源与氢能技术”重点专项项目“固体氧化物燃料电池电堆工程化开发”于2019年启动，此外，潍柴动力、佛燃集团也相继布局该技术路线。目前，河北省、天津市、广州市、上海市等多地计划推出燃料电池热电联供试点项目。

SOFC不局限于氢气燃料，发电排气温度高更适于热电联供。 SOFC是一种先进的燃料电池技术，具有发电效率高、不使用贵金属等特有优势，此外，所需的氢气可以通过外部或内部重整技术从天然气等碳氢化合物中提取，因此燃料可以是氢气或者甲烷等含碳气体。由于SOFC发电的排气温度很高，具有较高利用价值，不仅可提供天然气体重整所需热量，而且可以用来生产蒸汽，更可以和燃气轮机组成联合循环，因此在大型集中供电、中型分电、小型家用热电联供等民用领域作为固定电站，以及作为船舶动力电源、交通车辆动力电源等移动电源，具有广阔的应用前景。

3）氢动力飞机受益政策驱动

国内氢燃料电池飞机主要应用于植保、货运，将受益政策驱动。 2023年10月，工业和信息化部等四部门发布《关于印绿色航空制造业发展纲要（2023-2035年）》，到2025年，国产民用飞机节能、减排、降噪性能进一步提高，使用可持续航空燃料的国产民用飞机实现示范应用，氢能源飞机关键技术完成可行性验证。到2035年，建成具有完整性、先进性、安全性的绿色航空制造体系，新能源航空器成为发展主流。国内氢燃料电池飞机早在2012年已有产品发布，主要是应用于植保、货运的无人机，目前氢航科技的大载重货运无人机已实现最大载重174kg，续航1h的飞行。

4）氢舟首航拉开燃料电池船舶序幕

氢燃料船舶包括PEMFC和SOFC两种类型。 目前氢燃料船舶进入商业化运营阶段，发展趋势为逐步由内河、沿海船舶到远洋船舶，功率逐步由百千瓦到数兆瓦，燃料电池的类型包括PEMFC和SOFC。

PEMFC船舶适用于内河/近海中小型船舶，SOFC适用于内河/近海/远洋等中大型船舶。 在船用发电系统领域，受限于现有装置储氢密度，PEMFC技术适用于以纯氢为燃料、零排放、中短航程、频繁启停运行的内河/近海中小型船舶，作为主动力。SOFC技术则因兼顾氢、氨、LNG、LPG等多种燃料、发电效率更高，适用于清洁排放、远航程、需要热电联供的内河/近海/远洋等中大型船舶，作为辅助动力或主动力，燃料综合利用率达80%~95%。国内首艘氢燃料电池动力船舶“三峡氢舟1号”已完成下水和系泊试验，额定输出功率500kW，最高航速可达到28公里/小时，续航里程最高可达200公里，氢舟首航有望带动我国氢能船舶产业发展。

氢燃料电池船舶在近远洋中因空间、重量优势均具有竞争力。 根据中国船舶资料，无论是内河运输船、沿海运输船还是远洋运输船，氢燃料电池均具有储能空间小、重量轻、设备成本低的优势。

（3）电力：氢储能度电成本下探至电化学储能成本区间

风光发电占比逐步提升，装机量在2023年超过煤电，发电量在2035-2040年超过煤电。 随着风光等新能源发电快速发展，非化石能源发电在电力装机总量中的占比持续提高。国家能源局数据显示，2023年可再生能源已成为我国保障电力供应的新力量，装机达到14.5亿kW，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。

到2030年风光装机占比提高导致功率调节缺口达1200GW。 风光等可再生能源发电具有随机性、间歇性、能量密度低等特点。不同于冷、热等其他形式的能源需求，电力具有供需实时平衡以及大规模存储的特点。大规模可再生能源发电并网加剧了电力系统供需两侧的双重波动性与不确定性，系统调峰难度大。当全国非水可再生能源装机达到1500-2000GW以上时，传统的电力系统调节优化手段将遭遇天花板，在极端情况下，即使全部煤电机组全部用于为可再生能源发电调峰，也难以满足电力系统安全可靠，传统调峰方式失效。随着可再生能源发电装机规模扩大，为平滑电力系统波动性问题的储能需求也将提高，到2030年可再生能源功率调节缺口将达到1200GW，到2050年缺口将达到2600GW。

氢储能可在TWh以上，响应短至秒级别，长至跨季度级别。 氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现大规模储运的最佳整体解决手段，利用富余的可再生能源电解制氢再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风光等可再生能源不稳定及长距离输运问题。氢储能是少有的储存能量可以在太瓦时以上，响应时长可以短至秒级别，储能时长可以适用于分钟级或跨季度的新型储能方式。

氢储发电 项目的度电成本预计在0.75-0.90元/kWh。 以我国正在建设的全球最大的氢储能发电项目—张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目为例，该项目发电装机容量为200MW/800MWh，整个发电区由80套1000Nm ³ /h大型碱性电解水制氢装置、96套吸放氢金属固态储氢装置384台640kW燃料电池模块、以及逆变、升压电气设备组成。测算该项目每年氢发电量约2.9亿kwh。从预计运行情况测算，该氢储能项目的度电成本预计在0.75~0.9元/kWh左右。

项目规模对度电成本影响较大。 将规模较小的安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程进行对比，该项目由1MW质子交换膜（PEM）电解水制氢装置、1MW质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成。测算该项目的生命周期度电成本情况，该项目的氢储能度电成本为2.19元/kWh，假设制氢方式与张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目相同，均为ALK电解水装置，其度电成本下降至1.63元/kWh，但仍与张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目的度电成本差距较大。

子系统的技术路线选择将影响氢储发电度电成本，其中碱性电解槽及高压气态储氢系统成本最低。 氢储能发电系统的子系统包括多种技术路线，其中，制氢系统包括碱性和PEM电解水制氢，储氢系统包括固态储氢、高压气态和低温液态储氢。子系统的技术路线选择将影响氢储发电度电成本。例如，在张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目中，假设将碱性电解水制氢装置替换成为PEM电解水制氢装置，测算其度电成本将增加至1.3元/kWh；假设将固态储氢装置替换成为高压气态储氢，测算其度电成本将降至0.74元/kwh，二者的替换对成本的影响不大;而当前固定式液态储氢成本均远高于二者，不具备成本优势。

氢储能的度电成本比抽水储能略高，但已经下探到电化学储能的成本区间，具备规模化应用基础。 抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kWh，是目前成本最低廉的储能方式之一，但是受限于水资源分布的区位特点，在风光发电的大基地难以实现抽水蓄能。电化学储能的度电成本整体高于抽水储能，度电成本在0.61-1.26元/kWh之间，不同电化学储能的度电成本存着一定的差距。对比抽水储能和电化学储能，当前氢储能的度电成本比抽水储能仍然偏高，但已经下探到电化学储能的成本区间，开始具备大规模商业化应用的基础。而且与电化学储能相比，氢储能的储能容量增加的同时，其成本的增加远低于电化学储能，更适用于规模化储能场景。

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相关公司

1、科威尔：前瞻布局燃料电池及氢能测试

公司布局燃料电池及氢能测试领域产品。 根据公司投资者关系活动记录表，公司在燃料电池及氢能测试领域的产品可分为三大类：（1）燃料电池测试系统，包括电堆测试系统、MEA测试系统、发动机测试系统等，主要应用于实验室，少部分用于产线；（2）制氢领域，主要是电解水制氢，公司较看好电解水制氢商业化的应用，所以提前进行布局；（3）产线专属测试设备，通过联合行业内头部企业和知名高校研究所进行共同开发，面向未来规模化生产提供下线专属测试设备，从实验室延伸到产线。

科威尔在氢能领域技术及市场持续深耕： 1）在制氢领域，公司电解槽测试设备可覆盖500W-5MW功率段，2023年已交付的2.5MWPEM电解槽测试系统以及中标的5MW碱性电解槽测试设备，都是目前国内功率最大的电解槽测试设备，下游客户主要以阳光电源、华电重工、国家能源集团、天津大学、同济大学、武汉理工大学等企业、高校以及第三方质检机构为主。2）在用氢领域，主要围绕燃料电池各系统的可靠性展开测试，测试对象涵盖零部件、各功率等级的电堆和发动机系统等，产品主要包括燃料电池电堆测试系统、燃料电池发动机测试系统、燃料电池DC/DC测试系统、燃料电池专用直流回馈式电子负载、燃料电池氢气循环泵测试系统等。根据投资者关系活动记录表，燃料电池电堆测试系统及发动机测试系统市占率由2022年的22%进一步提升至2023年的26%，下游客户基本覆盖国内氢燃料电池厂商，如国鸿、捷氢、重塑、潍柴等。

2023年科威尔业绩快速增长。 根据科威尔业绩快报，公司2023年实现营业收入5.27亿元，同比增长40.5%；实现归母净利润1.17亿元，同比增长88.8%。业绩增长主要源自于下游行业持续保持良好发展态势，以及公司新产品的推出，产品线不断丰富。根据投资者活动纪要，2023年公司电源事业部占比约70%，氢能事业部占比约20%，功率半导体事业部占比不到10%，氢能领域产品已成为公司业绩贡献的重要部分。根据公司投资者关系记录表，2023年氢能领域收入以用氢端燃料电池占主导，占比在60-70%左右

2、兰石重装：致力氢能全产业链发展

兰石重装主营六类产品，分为传统能源装备、新能源装备、工程总包、节能环保装备、工业智能装备与技术服务。1）传统能源装备： 产品为各类高端压力容器，主要用于炼油、化工、煤化工等领域。 2）新能源装备： 分为核能装备、氢能装备、光伏装备、储能装备。 3）工业智能装备： 包括快速锻造液压机组、航空发动机高空模拟试验平台、重载转序机器人、5G+系列化设备、特种打磨机器人等产品。 4）节能环保装备： 主要应用于冶炼、发电、化工等行业大气污染治理，锅炉除尘、脱硫脱硝以及污水处理。

新能源装备业务阶段性承压，核氢光储业务稳步推进。 2023年公司新能源装备业务实现营收9.08亿元，同比下降30.28%。由于光伏硅料利润下降，设备需求同比减少，公司新能源业务阶段性承压。公司核氢光储稳步推进，2023年公司新签核能订单5.17亿元，同比增长155%。氢能产品已涵盖“制、储、用（加）”氢能全产业链。

兰石重装致力布局氢能全产业链。 基于“双碳”背景下能源转型发展的主旨，兰石重装立足传统高端能源装备制造，联合母公司兰石集团与中科院等研究力量，积极拓展氢能装备制造，推进新技术、新产品研发。 1）制氢端： 具体产品包括循环流化床加压煤气化制氢装置、POX造气制氢余热锅炉、稳压吸附制氢反应器、工业脱氢反应器等，成功交付盘锦浩业项目煤制氢装置，1000Nm³/h碱性电解水制氢装置已顺利下线。 2）储氢端： 拥有高中低压全系列气态储氢容器、储氢球罐研制能力，45MPa、98MPa多层包扎式高压氢气储罐已完成产品试制，进入市场化推广阶段。 3）用（加）氢端： 拥有氨氢综合利用的技术能力，具体产品包括加氢站用离子液压缩机及加氢站用微通道换热器；2023年11月，公司公告设立合资公司广东兰石氨氢能源装备有限公司，主营站用加氢及储氢设施。

3、华电重工：氢能业务快速发展

华电重工依托自身工业优势，迅速发展氢能业务， 公司产品有碱性电解槽、PEM电解槽、储氢罐、质子交换膜、气体扩散层等，气体扩散层和质子交换膜为燃料电池的组成部分，其中气体扩散层是支撑催化剂层并提供反应气体和生成水的通道，质子交换膜则为质子的迁移提供通道。 1）产品研发方面， 2022年，华电重工自主研发的1,200Nm³/h碱性电解槽和气体扩散层（GDL）产品顺利下线； 2）技术研究方面， 华电重工联合高校开展储氢技术研究，确定储氢气瓶技术路线，瞄准国内可再生能源基地建设机遇，协助编制氢能产业规划； 3）项目投资方面， 华电重工投资并控股深圳市通用氢能科技有限公司，进一步增强公司在氢能材料装备领域的设计开发与产业化发展能力，签订了达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目合同。2023年3月金山股份（实际控制人为华电集团）与华电科工（华电重工第一大股东）共同投资2.78亿元建设25MW风电离网制氢一体化项目，并配套电解槽、储氢罐等设备。

根据公司年报，华电重工业务涵盖六个领域，具体包括物料输送工程、热能工程、钢结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程和氢能事业部。 华电重工主营工程系统设计与系统工程承包，坚持EPC总承包、装备制造和投资运营协同发展相结合，提供工程系统整体解决方案。