凯发k8娱乐官网app下载ღ◈★，k8凯发天生赢家一触即发ღ◈★，凯发k8娱乐ღ◈★，资源循环ღ◈★！人工智能能源管理ღ◈★，能源产业凯发k8娱乐官网ღ◈★。全球氢能已进入产业化快速发展新阶段ღ◈★，欧美日韩等20多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面ღ◈★，相继制定发展规划ღ◈★、路线图以及相关扶持政策ღ◈★，加快产业化发展进程ღ◈★，氢能产业热度持续上升ღ◈★。本文将从政策ღ◈★、市场ღ◈★、技术3大层面出发ღ◈★，全面梳理氢能产业发展现状并对2023年发展趋势作出展望ღ◈★。

　　回顾2022年的氢能政策ღ◈★，从中央到地方政策不断叠加ღ◈★，政策框架不断完善ღ◈★，体系渐趋丰富ღ◈★。目前的政策框架大致可分为三个维度ღ◈★：中央的产业顶层设计;正在推行的燃料电池示范应用补贴政策;各地方的氢能产业政策规划ღ◈★。

　　国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（简称“行业中长期规划”）ღ◈★，体现出政策对未来氢能产业的发展定位ღ◈★，也明确了政策鼓励的应用场景和领域ღ◈★，勾勒出氢能中长期蓝图ღ◈★，有助于强化投资者对氢能产业发展信心ღ◈★，提振产业参与者的长期预期ღ◈★。

　　在产业定位中ღ◈★，氢能被正式确定能源ღ◈★，且是能源体系的重要组成部分ღ◈★，此外氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴ღ◈★。

　　相关的量化发展目标主要对应2025年的目标ღ◈★，一大目标是氢能车保有量达到5万辆ღ◈★，另一目标是可再生能源制氢量在10～20万吨ღ◈★。

　　在交通领域中ღ◈★，政策提到燃料电池车在商用车型上的优势ღ◈★，也提出氢能车是对锂电车的互补;储能领域中ღ◈★，氢能储能的优势主要在长周期ღ◈★、大规模场景中;分布式能源的应用可以看作是储能领域的拓展ღ◈★，主要是利用氢能在不同能源间灵活转换的特性;氢能在工业领域中的减碳主要是替代传统的化石能源作为燃料或者化工原料ღ◈★，预计在“碳中和”的阶段会得到普遍的推广ღ◈★。

　　示范城市群方面ღ◈★，上海城市群2021年率先落实了2025年推广规划与补贴细则ღ◈★，2022年8月ღ◈★，广东省的推广规划与补贴细则出台ღ◈★，至此第一批入选的上海ღ◈★、京津冀ღ◈★、广东城市群对应规划和补贴细则已经全部出台ღ◈★。

　　山东ღ◈★、山西ღ◈★、陕西ღ◈★、内蒙古ღ◈★、川渝ღ◈★、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出台了中长期推广规划ღ◈★，非示范城市群中ღ◈★，政策的完善程度有所不同ღ◈★，山东ღ◈★、内蒙ღ◈★、湖北等地的部分地级市还出台了补贴政策ღ◈★，但并不意味着没有推出补贴的省份就会更差ღ◈★，例如山西ღ◈★、四川等地可以依靠自身较为廉价的氢气实现FCEV的低成本运营ღ◈★，市场机制的推动作用也不可小觑ღ◈★，2022年四川ღ◈★、山西的良好的上险量表现就说明了这一点ღ◈★。

　　当前氢能各领域产业化的领头羊在于FCEVღ◈★，FCEV增长空间在于各地规划的推广数量ღ◈★，补贴政策的落地速度与基础设施完善程度则是决定增长速度的两个核心因素ღ◈★。

　　从各地规划的推广目标来看ღ◈★，仅示范城市群2025年的目标就超过3.5万辆ღ◈★，这只是省级文件中明确的推广量ღ◈★，实际上示范城市群内部的地级市推广量加总大概在5万辆左右ღ◈★，其中广东的额外增量最大ღ◈★，其内部地级市推广量加总已经超过2万辆ღ◈★。非示范城市群规划的推广数量已经超过示范城市群ღ◈★，累加起来全国范围2025年的规划量可超过10万辆ღ◈★。

　　影响推广速度的两个因素之一的补贴政策已经在2021年9月开始落地推行ღ◈★，另一个影响因素就是氢能供给及其基础设施ღ◈★，即氢气来源与加氢站建设ღ◈★。

　　氢气来源方面ღ◈★，当下绿氢渗透率不高ღ◈★，所以氢气主要还是依靠工业副产氢或化石能源制氢ღ◈★，并且受制于运输成本ღ◈★，加氢站氢气基本都来源于本地凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★。

　　之前ღ◈★，由于氢气还是作为危险化工品被监管ღ◈★，各地政府对于制氢与加氢站建设都持谨慎态度ღ◈★，但是2022年中央顶层设计发布之后ღ◈★，部分地区政府开始出台相关政策逐步放松对制氢和加氢站建设的要求ღ◈★，允许在非化工园区制氢ღ◈★、建制氢加氢一体站ღ◈★，比如广东ღ◈★。

　　此外ღ◈★，2022年12月14日ღ◈★，中共中央ღ◈★、国务院印发了《扩大内需战略规划纲要（2022-2035年）》ღ◈★，明确提出“推进汽车电动化ღ◈★、网联化ღ◈★、智能化ღ◈★，加强停车场ღ◈★、充电桩ღ◈★、换电站ღ◈★、加氢站等配套设施建设”ღ◈★，我们预计这一信号或使得地方政府对加氢站建设的谨慎态度进一步放松ღ◈★。

　　此外ღ◈★，河南等地还提出加氢站适当超前建设的政策ღ◈★。加氢站建设建设周期并不长ღ◈★，若政策进一步放松ღ◈★，其建设和投运也会加速ღ◈★。

　　全球氢能发展相对领先的地区有美国ღ◈★、欧洲ღ◈★、日韩ღ◈★，而沙特阿拉伯ღ◈★、阿联酋等中东国家也瞄准了氢能ღ◈★，沙特阿拉伯虽未发表书面文件ღ◈★，但是已经提出了氢能战略目标ღ◈★。

　　第一ღ◈★，从环保的角度出发实现清洁能源转型ღ◈★，典型如欧洲ღ◈★，欧盟在碳市场（EU ETS）的框架之下ღ◈★，各国都肩负着脱碳的任务;

　　第二ღ◈★，能源安全角度ღ◈★，本国化石能源禀赋较差ღ◈★，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的的严重依赖ღ◈★，典型如日韩ღ◈★，俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向;

　　第三ღ◈★，出于经济原因想要保持产业领先地位或者希望通过氢气出口赚取经济收益ღ◈★，典型如美国ღ◈★、澳大利亚以及沙特阿拉伯等中东国家ღ◈★。

　　沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口国ღ◈★，也拥有地球上最优异的太阳能和风能资源ღ◈★。优异的风光禀赋有望使得沙特未来成为制取绿氢最为便宜的国家ღ◈★，沙特计划2030年达到年出口400万吨氢气ღ◈★，其光伏ღ◈★、风电设备和电解槽将会是一个巨大的市场ღ◈★。

　　而我国的碱性电解槽制造成本在300美元/千瓦以下ღ◈★，有显著的成本优势ღ◈★。同时我国强势的光伏产业有望带动电解槽的出货ღ◈★，光伏企业本就与氢能行业关系紧密ღ◈★，隆基ღ◈★、天合ღ◈★、协鑫等皆跨界氢能ღ◈★，海外市场的打开ღ◈★，或使得光伏企业与电解槽企业合作更加紧密ღ◈★，携手出海ღ◈★。

　　基于以上两点优势ღ◈★，我国电解槽具备抢占国际市场的能力ღ◈★，光伏电解槽一体ღ◈★、电解槽企业有望率先受益ღ◈★。

　　展望2023年ღ◈★，我们判断市场预期关注的焦点会从政策催化本身切换到各地方政策实际落地效果以及数量目标的实现进度ღ◈★，若各地方政策落实有效ღ◈★，各层面产业政策叠加共振ღ◈★，产业扩张速度有可能超预期ღ◈★。

　　根据中汽协统计ღ◈★，2022年前11月ღ◈★，氢车产/销/上险量分别为2969/2789/3755辆ღ◈★。1~11月整车厂上险量前三的厂家分别是ღ◈★：北汽福田634辆ღ◈★、宇通客车584辆ღ◈★、佛山飞驰449辆ღ◈★。

　　工信部推荐车型目录方面ღ◈★，2022年第1~11批总共入围车型272款ღ◈★，较2021年全年12批的车型增加29%ღ◈★，入围的燃料电池厂商68家ღ◈★，较2021年全年12批的厂商增加13家ღ◈★。

　　入围车型延续了高功率化的趋势ღ◈★。车型结构方面ღ◈★，根据中信保上险量数据ღ◈★，显示2022年1~11月客车占比从1月的83%逐渐缩减到11月的9%ღ◈★，重卡占比从1月的9%逐渐增加到11月的51%ღ◈★，并且2022年1~3Q重卡主要在氢能源较为丰富的地区推广凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★，我们认为重卡有望继续保持主导地位并率先实现经济性ღ◈★。

　　根据中汽协以及中信保数据ღ◈★，2022年前11月FCEV产量为2969辆ღ◈★，销量为2789辆ღ◈★，上险总数为3755辆ღ◈★。2022年上半年产量一直大于销量ღ◈★，主要系2021年下半年确定燃料电池示范城市群政策ღ◈★，业内热情与预期较高ღ◈★。但是受制于疫情与补贴落地速度ღ◈★，销量推进速度较慢ღ◈★，形成了一定的库存压力ღ◈★。

　　据数据统计ღ◈★，2021年年底库存量为280辆左右ღ◈★，今年7月库存增加到750辆ღ◈★，导致8月开始减产去库存ღ◈★。

　　从上险量数据看ღ◈★，2022年前5月上险量数据欠佳ღ◈★，6月上险量陡增ღ◈★，一方面是因为6月疫情相对缓和ღ◈★，前期被延迟的订单出现了集中交付的情况;另一方面也与示范城市群首年推广考核临近（2022年8月）有关ღ◈★，但是除京津冀城市群以外ღ◈★，其他城市群第一年推广进度并不理想ღ◈★，2022年跟计划相比“拖欠”的量ღ◈★，或在2023年释放ღ◈★。

　　车企份额方面ღ◈★，根据中信保数据ღ◈★，2022年1-11月市场份额TOP5分别是北汽福田ღ◈★、宇通客车ღ◈★、佛山飞驰ღ◈★、苏州金龙ღ◈★、上汽大通ღ◈★，对比2021年TOP5名单ღ◈★，仅有一席发生变化ღ◈★，2021年第二名的南京金龙换成了2022年第五名的上汽大通ღ◈★，上汽大通主要是得益于2022年10月80台MPV在上海的投运ღ◈★。

　　总体来看ღ◈★，两年比较下来ღ◈★，TOP5的车企较为稳定ღ◈★，而TOP5之外的变化较大ღ◈★，说明虽然整车市场当下市场格局并未稳定ღ◈★，但是头部车企已经具备了一定的市场地位ღ◈★，有望在接下来的示范城市群推广阶段继续保持领先优势ღ◈★。

　　工信部推荐车型目录方面ღ◈★，2022年ღ◈★，前11批车型目录总共入围272款车型ღ◈★，相比2021年全年的210款增加了29%ღ◈★。同时ღ◈★，2022年入围的燃料电池系统厂商有68家ღ◈★，相比去年的55家增加了13家ღ◈★。

　　配套份额方面ღ◈★，第一名是重塑科技ღ◈★，配套34款ღ◈★，占比12%;其次是亿华通ღ◈★，配套31款ღ◈★，占比11%;第三是国鸿科技ღ◈★，配套24款ღ◈★，占比9%ღ◈★。

　　而2021年仅有两家配套超过20款的企业ღ◈★，入围厂商数量ღ◈★、入围车型数量和头部企业配套数量的全方位增加说明了氢车产业热度的持续增加ღ◈★。

　　在系统厂商与整车厂商配套方面凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★，以上榜车型最多的四家燃料电池厂商来看ღ◈★，重塑科技共与9家整车厂配套ღ◈★，和郑州宇通配套率最高ღ◈★，达62%ღ◈★，为其配套21款车型;亿华通与14家整车厂商配套ღ◈★，和郑州宇通配套率最高ღ◈★，达26%ღ◈★，为其配套8款车型;国鸿科技与8家整车厂商配套ღ◈★，和佛山飞驰配套率最高ღ◈★，达38%ღ◈★，为其配套9款车型;捷氢科技与8家整车厂商配套ღ◈★，和上汽集团配套率最高ღ◈★，达31%ღ◈★，为其配套5款车型ღ◈★。

　　工信部推荐车型高功率化趋势明显ღ◈★，这与燃料电池快速的产品迭代与使用需求相关ღ◈★，当下主要的应用场景是长途客运ღ◈★、干线物流ღ◈★、矿山ღ◈★、港口等场景ღ◈★，主流的燃料电池厂商都在不断推高新产品的功率ღ◈★，打造燃料电池汽车大功率的优势以满足下游应用场景的需求ღ◈★，在钢铁厂ღ◈★、矿山等短途倒转场景下ღ◈★，120～130kW的系统即可满足类似需求ღ◈★，但是长途重载ღ◈★、干线物流由于路况和地形条件更为复杂ღ◈★，则需要系统功率提升至250～300kWღ◈★。

　　自2021年年底亿华通发布了240kW的系统ღ◈★，率先开启200kW时代后ღ◈★，氢晨ღ◈★、国鸿ღ◈★、爱德曼ღ◈★、捷氢ღ◈★、重塑等紧跟步伐发布了200kW+的系统ღ◈★，预计头部企业高功率产品增加的趋势会在2023年得到延续ღ◈★。

　　但考虑到补贴的功率上限在110kWღ◈★，同时也兼顾配套重卡需求ღ◈★，中小型氢能企业的产品功率可能集中于120～130kW附近ღ◈★。

　　从车型结构来看ღ◈★，主要车型是重卡与客车ღ◈★，客车份额上半年占据优势ღ◈★，但下半年逐渐萎缩ღ◈★，从1月的83%减少到了11月的9%ღ◈★，与之相反ღ◈★，重卡比例逐渐增加ღ◈★，从1月的9%增长到了11月的51%ღ◈★。

　　2022年1~3Qღ◈★，各种车型之中ღ◈★，重卡的销售流向较为集中ღ◈★，上海占据了29%ღ◈★，北京27%ღ◈★，太原14%ღ◈★，嘉兴10%ღ◈★，鄂尔多斯7%ღ◈★，临汾4%ღ◈★，其他地区9%ღ◈★。

　　在各类车型中ღ◈★，重卡的比例进一步提升ღ◈★，《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》与《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中倾向于中重型车辆的政策效应开始显现ღ◈★。

　　当下FCEV依旧面临整车购置成本过高的问题ღ◈★，但是如果将运营成本计入ღ◈★，在某些氢气价格较低的地方ღ◈★，氢能重卡可以依靠廉价氢燃料的优势在全生命周期成本（运营成本+车价）上打败燃油重卡ღ◈★，重卡是FCEV未来最可能率先实现经济性的车型ღ◈★。

　　在重卡的流向地区上也能够体现出这一点ღ◈★。2022年1~3Qღ◈★，重卡去向最多的6个城市就占据91%的份额ღ◈★，除了北京与上海ღ◈★，太原ღ◈★、嘉兴ღ◈★、鄂尔多斯ღ◈★、临汾的共同点是本地都有丰富的氢气来源ღ◈★，可以实现低成本用氢ღ◈★。

　　例如鲲华科技与其在山西的合作伙伴自建加氢站ღ◈★，可以实现25元/kg的氢气价格ღ◈★，在此价格水平之下ღ◈★，49t氢气重卡在补贴的情况下全生命周期成本就已经接近燃油重卡ღ◈★。

　　首批氢车投运大概率意味着首座加氢站的投入运营ღ◈★，单次投运氢车数量增加意味着加氢站的负荷率会上升明天日全食ღ◈★，能够很大程度上缓解当下加氢站营运不加ღ◈★、投资回报率低的问题ღ◈★。

　　从地域来看ღ◈★，涉及的地域较广ღ◈★，但是主要还是集中于示范城市群与山西等地ღ◈★，其中还有一大亮点在上海的80辆网约车投运ღ◈★，这是氢能源车首次在乘用车上的规模化投运ღ◈★。

　　2）上半年疫情对燃料电池的生产与推广都带来较大阻力ღ◈★，同时疫情也造成了氢能车供应链和地方财政对产业链的支持补贴力度ღ◈★。

　　展望2023年ღ◈★，国家已经提出了扩大内需稳经济的战略ღ◈★，而且大概率会将氢能产业作为一个着力点ღ◈★，预计后期补贴财政资金将会较快到位ღ◈★。

　　另外ღ◈★，随着近期国内疫情防控的逐渐放开ღ◈★，对经济环境预期的改善同样也会拉动氢能产业的增长ღ◈★，预计2023年氢能车可实现8000-10000辆的产销量ღ◈★。2023年氢能车辆降本有望再接再厉ღ◈★。

　　2022年3月ღ◈★，国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》ღ◈★，提出“立足本地氢能供应能力ღ◈★、产业环境和市场空间等基础条件ღ◈★，结合道路运输行业发展特点ღ◈★，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用ღ◈★，有序拓展氢燃料电池等新能源客ღ◈★、货汽车市场应用空间ღ◈★，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式”ღ◈★。

　　我们认为无论是从政策规划ღ◈★，还是经济性角度ღ◈★，未来氢能在交通车辆领域的重点还是重型商用车ღ◈★，从目前的市场推广看ღ◈★，氢能重卡的发展前景也值得期待ღ◈★。

　　为什么我们中短期优先看好氢能重卡市场前景？从车辆运行原理而言ღ◈★，氢燃料电池车和锂电池车都是电力驱动ღ◈★，电机和电控系统类似ღ◈★，区别就在于电力来源上ღ◈★。

　　充能时间较短ღ◈★，对重卡司机使用体验较为友好ღ◈★：纯电动重卡的充能时间普遍在1.5小时左右ღ◈★，而氢燃料重卡的充能时间普遍在10分钟以内ღ◈★，具有明显优势ღ◈★。

　　虽然电动汽车目前也在推广换电ღ◈★，可以节省充能时间明天日全食ღ◈★，但续航里程短和频繁的换电次数会明显影响重卡运营效率和使用经济性ღ◈★，因此从清洁电动车型看ღ◈★，氢燃料重卡更适合长距离运输ღ◈★。

　　适合于低温环境ღ◈★：锂电池的最佳工作温度一般在20℃以上ღ◈★，一般放电工作温度在-20～60℃ღ◈★。重卡常用的磷酸铁锂电池在0℃时放电效率只有85%ღ◈★，在-20℃时放电效率只有将近一半ღ◈★。虽然针对锂离子动力电池低温性能也有改进措施ღ◈★，但会对其它一些技术指标如循环性和能量密度等带来较大的负面影响ღ◈★，并且增加电芯成本ღ◈★。

　　氢燃料电池虽然有“冷启动”的问题ღ◈★，但国内已普遍实现-30℃低温启动ღ◈★，在低温环境下并不会出现明显的电量衰减ღ◈★，可满足北方冬季绝大多数的应用场景ღ◈★。

　　单次充能续航里程长ღ◈★：目前国内重卡普遍配置10个储氢罐ღ◈★，单罐储氢重量在3.5～4kg氢气ღ◈★，至少可以驱动31吨载重的重卡运行约400公里ღ◈★，而锂电重卡充电一次ღ◈★，续航里程仅在100～200公里ღ◈★。

　　我们按照燃油ღ◈★、氢电ღ◈★、锂电三种不同能源类型的车辆ღ◈★，分别测算客车ღ◈★、重卡ღ◈★、乘用车三类用途车辆的成本ღ◈★，考虑的成本主要包括ღ◈★：

　　单位能源假设分别是燃油成本8元/Lღ◈★、氢气成本35元/kgღ◈★、电费为0.5元/kwhღ◈★。从我们推算的结论而言ღ◈★，在目前的技术路线下ღ◈★，无论是客车ღ◈★、重卡还是乘用车ღ◈★，锂电都有绝对的成本优势ღ◈★，我们测算锂电类型的客车/重卡/乘用车年度成本分别为23/35/3万元ღ◈★，而氢电类型的客车/重卡/乘用车成本分别为43/72/7万元ღ◈★，氢电的成本基本比锂电成本高1倍以上ღ◈★。

　　如果考虑燃料电池示范应用城市的补贴金额和覆盖期限ღ◈★，氢能车目前考虑补贴下ღ◈★，我们测算实际的年度成本为33/62/4万元ღ◈★，依然明显高于锂电ღ◈★。

　　如果将氢能重卡与燃油重卡成本比较ღ◈★，从初始购车费用和日常维护成本的角度ღ◈★，两者差异不大ღ◈★，主要的差别在于燃料成本ღ◈★。

　　我们按照行业平均的燃料消耗水平ღ◈★，燃油重卡每百公里耗油35Lღ◈★，氢燃料重卡每百公里消耗氢气约12kgღ◈★，按照8元/L和35元/kg的单位燃料成本测算ღ◈★，百公里燃料成本分别为280/420元ღ◈★。

　　因此ღ◈★，以目前的成本体系和水平ღ◈★，若要在运行过程中实现平价ღ◈★，则需氢气的价格降至25元/kg左右ღ◈★。

　　那么未来氢能大型商用车降本的节奏如何？我们先从车辆构成开始拆分（测算）ღ◈★，目前一辆氢能重卡或者大巴车的制造成本大约120～130万元ღ◈★，比例而言ღ◈★，电池系统占比最高ღ◈★，大约占到60%ღ◈★，即一套电池系统的成本大约70万～80万元ღ◈★，汽车车骨ღ◈★、零部件成本大约分别占比10%ღ◈★，电控ღ◈★、电驱系统各占8%～10%ღ◈★。

　　如果再将电池系统拆分ღ◈★，其中核心的成本占比是电池电堆ღ◈★，其次是储氢系统ღ◈★，之后是压力ღ◈★、增湿系统等ღ◈★。电堆本身大约占到整个车辆成本的33%ღ◈★。

　　可见ღ◈★，燃料电池系统是氢能车成本构成占比最大的一部分ღ◈★，因此未来如果燃料电池电堆成本能够不断下降ღ◈★，对燃料电池车的降本也有积极效果ღ◈★。

　　从过去几年的产业发展看ღ◈★，国内电堆以及电池系统的价格已经出现了明显的下降ღ◈★，根据行业内龙头公司国鸿氢能的招股书中披露数据ღ◈★，国鸿氢能2019年平均销售电堆价格为3441元/KWღ◈★，至2022年上半年价格已降至1554元/KWღ◈★，四年成本累计下降55%ღ◈★。

　　国内龙头企业降本也带动了整个行业降本ღ◈★，从行业平均水平看ღ◈★，2016-2017年ღ◈★，国内刚开始销售燃料电池车时ღ◈★，电堆成本大约在7000～8000元/KWღ◈★，至2020年成本实现了减半ღ◈★，我们预计2022年成本有望再次实现减半ღ◈★，降至1500～2000元/KWღ◈★。

　　电池系统而言ღ◈★，剔除电堆成本以外的价格也出现了快速下降ღ◈★。以国鸿氢能披露的数据ღ◈★，剔除电堆之外的价格ღ◈★，2019-2022年上半年电池系统BOP价格也有70%～80%的下降ღ◈★。

　　以电堆成本而言ღ◈★，主要由双极板和膜电极两大部分组成ღ◈★，其中成本又以膜电极为主ღ◈★，约占电堆成本的60%～65%ღ◈★。

　　质子交换膜与气体扩散层国产化率还非常低ღ◈★，一方面量产的产线很少ღ◈★，气体扩散层材料还没有大规模量产的产线;另一方面ღ◈★，国内龙头电堆企业对国产的两类材料验证比例较低明天日全食ღ◈★，产品的升级和迭代都受到很大的制约ღ◈★，所以这两类产品的成本过去几年降本效果并不明显ღ◈★，未来如果国产化有突破ღ◈★，预计还会有比较大的降本空间凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★。

　　催化剂材料而言ღ◈★，目前国内企业产品性能已经达到了国际一流水平ღ◈★，但是贵金属铂金类的材料占比相对还比较高ღ◈★，未来如果铂金材料的用量下降50%ღ◈★，预计催化剂的成本也可以下降30%ღ◈★。

　　从膜电极部件整体角度考虑ღ◈★，虽然核心材料在国产化和成本下降方面依然有空间ღ◈★，但是过去两年ღ◈★，随着膜电极产品批量化的需求增加ღ◈★，膜电极生产加工的工艺升级（如自动化的双面涂布ღ◈★、更合理的材料配比设计）ღ◈★、规模化效应也帮助膜电极制造环节实现有效降本ღ◈★。

　　根据国鸿氢能招股书中的预期ღ◈★，膜电极产品的价格在2022年预计会下降到860元/KWღ◈★，2025年有望下降到510元/KWღ◈★，成本下降的幅度或超过40%ღ◈★，按照国鸿氢能预计相应的商用车型如果用150KW的电堆ღ◈★，单车的膜电极成本有望累计降低5万元左右ღ◈★。

　　对于双极板而言ღ◈★，国内目前的主流路线还是以石墨双极板为主ღ◈★，其典型的特征就是易于加工ღ◈★、耐腐蚀寿命长ღ◈★，根据高工氢电的统计ღ◈★，目前石墨板的成本构成大致包括30%的材料成本ღ◈★，30%的人工成本ღ◈★，35%的刀具成本ღ◈★，5%的其他制造费用ღ◈★，未来石墨板降本途经包括ღ◈★：

　　另外一类双极板的路线是金属双极板ღ◈★，优势就是厚度薄ღ◈★，可进一步提升电堆的单位体积效率ღ◈★，适合大功率高效电堆使用ღ◈★。

　　金属双极板的主要加工工序有开模ღ◈★、冲压ღ◈★、涂层ღ◈★、封装ღ◈★，其中涂层是最重要的环节ღ◈★，直接影响双极板的寿命ღ◈★，同时也是成本最高的环节（占整个成本的50~60%）ღ◈★，其生产设备组占据总成本的大部分ღ◈★，现阶段国内的大部分厂商采用的是进口设备ღ◈★，设备折旧金额大ღ◈★，因此金属板的规模化降本效应非常显著ღ◈★。

　　石墨双极板国内技术已比较成熟ღ◈★，金属板在国外制造设备的引进下ღ◈★，规模降本也逐步显现ღ◈★，未来双极板降本的效果预计主要来源于设计工艺的改良以及生产规模的进一步扩大ღ◈★。

　　我们以动力电池龙头宁德时代的成本数据做参考ღ◈★，我们将公司动力电池成本拆分为材料成本和非材料成本ღ◈★，非材料成本包含人工ღ◈★、折旧及制造费用等ღ◈★，这一项目的变化可以在一定程度上体现出规模效应对成本下降的影响ღ◈★，2015-2021年ღ◈★，宁德时代电池销量从2.19GWH上升到133.41GWღ◈★，CAGR为98%ღ◈★，单位非材料成本的年均复合变动率为-14.6%ღ◈★，可见规模效应对降本推动非常显著ღ◈★。

　　我们预测2022年全国燃料电池出货量为0.35GWღ◈★，且到2025年出货量或达到2.6GWღ◈★，对应2022-2025年CAGR为95%ღ◈★，预计燃料电池费材料类的降本速度也可参考动力电池龙头公司的降本速度ღ◈★，对应2022-2025年CAGR在14%～15%之间ღ◈★。

　　我们预计ღ◈★，随着国内技术进步以及规模化效应的叠加ღ◈★，未来国内氢能车成本或有持续的降本ღ◈★，目前氢能重卡的成本约140万元/辆ღ◈★，预计2025年可以降至100万元/辆ღ◈★，至2030年可降至80万元/辆ღ◈★，基本可以实现与锂电ღ◈★、柴油相应车型的平价ღ◈★。 对于主要明细项目的下降幅度ღ◈★，预计电堆成本2025年成本累计下降25%～30%ღ◈★，2030年成本累计下降20%;储氢系统成本至2025年累计下降30%ღ◈★，2030年成本累计下降15%ღ◈★。

　　我们预计随着氢能车的降本叠加经济的恢复ღ◈★，2023年销量或超过9000辆ღ◈★，其中大型客车及大型卡车销量分别为1250ღ◈★、2000辆左右;轻型货车或物流车由于种类多ღ◈★、应用场景丰富ღ◈★，依然是销量最多的车型ღ◈★，预计销量接近6000辆ღ◈★。

　　我们按照上述车辆假设ღ◈★，预测2023年单日新增氢气需求量约为42吨ღ◈★，假设单站平均加氢能力在500kg/日ღ◈★，预计新增加氢站约为84座ღ◈★。

　　从另一个角度来预估ღ◈★，按照当下比较常见的车ღ◈★、站比例100ღ◈★：1计算ღ◈★，预计2023年合理新增的加氢站应该在100座ღ◈★，由此预计2023年加氢站新增量或在85～100座ღ◈★。

　　加氢站中主要设备包括储氢系统ღ◈★、压缩系统ღ◈★、加注系统ღ◈★、站控系统等ღ◈★，核心设备有压缩机ღ◈★、储氢瓶组和加氢机ღ◈★，三者加起来的成本占设备总成本的8成左右ღ◈★，其中压缩机占设备总成本是最高的ღ◈★，约占整个建站费用的25%～30%ღ◈★。按照2023年新增加氢站100座的假设ღ◈★，对应的加氢站主要设备（压缩机ღ◈★、加氢机ღ◈★、储氢瓶组）需求规模约5.6～6亿元ღ◈★。

　　展望“十四五”ღ◈★，国内氢能源车有望完成从产业导入期到量产的阶段ღ◈★，结合各地方政府的氢能源规划ღ◈★，我们预计2025年全国燃料电池车保有量有望达到8万辆ღ◈★，其中预计乘用车ღ◈★、客车ღ◈★、重卡ღ◈★、物流车保有量将分别达到4500ღ◈★、10000ღ◈★、16000ღ◈★、47500辆左右ღ◈★，相应的燃料电池需求预计将从目前的0.35GW左右上升至2025年的2.6GW;预计2050年燃料电池车保有量将达430万辆ღ◈★。可再生能源制氢项目增多ღ◈★，商业模式渐趋完善ღ◈★。

　　国家发改委发布的《氢能中长期发展规划》提出至2025年可再生能源制氢量达到10～20万吨/年的目标ღ◈★，将“绿氢”作为新增氢能消费的重要组成部分ღ◈★，实现CO？减排100～200万吨/年ღ◈★。

　　因为之前市场普遍认为绿氢成本实现平价是在2030年前后ღ◈★，进入“碳中和”阶段“绿氢”才会大规模上量ღ◈★。

　　目前全球成熟的电解水制氢技术凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★，主要是碱性电解和PEM电解两种方式ღ◈★。两者的成本构成也有明显的区别ღ◈★，PEM电解水制氢的绝对成本高ღ◈★，主要是双极板ღ◈★、膜材料以及铂ღ◈★、铱等贵金属催化剂材料ღ◈★，成本明显高于碱性电解槽ღ◈★。

　　比较目前主流的电解水制氢技术以及有发展潜力的技术ღ◈★，我们按照技术路线演进的时间线进行展望ღ◈★：碱性电解水技术凭借成本低ღ◈★、技术成熟度高的优势ღ◈★，目前在国内是主流路线ღ◈★，预计将会长期占据电解水制氢技术的主导地位ღ◈★。

　　PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用ღ◈★，随着技术的进步和成本的下降ღ◈★，预计最快将在2025～2030年形成规模化应用ღ◈★。

　　固体氧化物水电解技术（SOEC）目前理论上能量转换效率最高ღ◈★，采用固体氧化物作为电解质材料ღ◈★，可在400~1000℃高温下工作ღ◈★，可以利用热量进行电氢转换ღ◈★，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点ღ◈★，也有望成为未来技术的发展方向ღ◈★，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢ღ◈★。

　　随着技术的进步以及自动化生产ღ◈★，设备成本会逐渐下降;提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用ღ◈★。

　　2021年在“双碳”目标提出之后ღ◈★，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快ღ◈★。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主ღ◈★，主要是碱性电解槽技术路线成熟ღ◈★，成本具有显著优势ღ◈★。

　　PEM电解槽由于成本高ღ◈★，商业推广依然需要时间ღ◈★，而且从目前的国内商业模式下ღ◈★，PEM槽的技术优势并不明显ღ◈★。

　　首先ღ◈★，绿氢制取在大部分还是在化工园区进行ღ◈★。安全监管层面ღ◈★，氢气历史上长期作为危险化工品被管理ღ◈★，因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行ღ◈★，将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用ღ◈★，减少了运输成本ღ◈★，经济性可以最大化ღ◈★。

　　其次ღ◈★，化工用氢需求大ღ◈★，商业模式稳定ღ◈★。传统上部分化工生产路线生产需要加氢ღ◈★，之前都是化石能源制取的氢气作为氢源ღ◈★，替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减碳ღ◈★，又不需要额外的转换工艺ღ◈★，因此有稳定的市场需求ღ◈★。而绿氢其它领域的应用ღ◈★，目前的经济性和商业模式还在探索过程中ღ◈★。

　　由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷ღ◈★，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线ღ◈★，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源ღ◈★，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本ღ◈★，类似模拟结算的方式确认用电成本ღ◈★。

　　这样一方面可以保证电解槽运行的持续性ღ◈★，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本ღ◈★，有助于降低绿氢的制取成本ღ◈★。

　　在这种模式下ღ◈★，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约0.35元/kwhღ◈★，对应制氢成本在24.07元/kgღ◈★。

　　如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高ღ◈★，比如风光互补的新能源电站ღ◈★，向电网贡献的电量更多ღ◈★，电解综合用电成本也会更低ღ◈★，预计较低的电价成本可以达到0.25元/kwhღ◈★，对应的成本大约可降到20元/kg以内ღ◈★，大约对应17.07元/kgღ◈★，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平ღ◈★，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平ღ◈★。

　　我们判断至2030年ღ◈★，行业平均的用电成本可以降至0.25元/kwhღ◈★，实现与化石能源制氢成本的平价ღ◈★。

　　但上述模式（化工园区制氢+新能源电站与制氢项目位置分离）对PEM电解槽制氢并不友好ღ◈★，因为直接采用网电制氢无法发挥PEM电解槽响应快的优点ღ◈★。

　　不过长期看ღ◈★，随着现场制氢的逐步松绑ღ◈★、特殊场景下制氢项目（如海上风电或者边远地区氢储一体等）的增加以及未来制氢项目配套电网专线等场景的推广ღ◈★，预计PEM电解槽的效率和利用小时的优势都将得到有效发挥ღ◈★。

　　总结而言ღ◈★，碱性电解槽降本的主要方式是增加电流密度ღ◈★、降低膈膜厚度ღ◈★、提升催化剂的比表面积以及改进使用传输层（PTLs）ღ◈★，综合延长设备使用时间ღ◈★，降低电价等;PEM电解槽降本的主要方式是降低贵金属催化剂载量以及寻找其他高比表面积的催化剂ღ◈★、改进膜技术ღ◈★、扩大生产规模等ღ◈★。

　　我们将交通ღ◈★、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算（交通领域的预测主要以前文氢能车ღ◈★、船舶ღ◈★、飞机数量为基础ღ◈★，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测;工业领域耗氢主要假设2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变ღ◈★，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%）ღ◈★，预计2025/2045年氢气需求分别为0.27/1亿吨ღ◈★，假设绿氢占比分别在3%/50%ღ◈★，对应的电解槽需求量分别为11/900GWღ◈★，假设两个阶段电解槽单价分别为2500/1500元/kw（碱性电解槽和PEM电解槽价格加权）ღ◈★，对应电解槽的市场规模分别为281/13505亿元ღ◈★，预计电解槽市场规模在2025年可接近300亿元ღ◈★，2040～2045年可破万亿元ღ◈★。因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域ღ◈★。

　　氢能是一种理想的能量储存介质ღ◈★，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案ღ◈★。通过PTG（Power to Gas）技术ღ◈★，可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题ღ◈★。

　　在风力条件好或者光照时间长的季节ღ◈★，如夏季ღ◈★，将多余的电量电解水制氢ღ◈★，在电力供应不足的季节ღ◈★，则使用储存的氢通过燃料电池发电ღ◈★，提供电能ღ◈★。

　　作为储能的中间载体ღ◈★，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式ღ◈★：燃料电池发电ღ◈★、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量ღ◈★。

　　我们认为ღ◈★，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下ღ◈★，通过固体氧化物燃料电池（SOFC）发电或是储能转化的理想途径ღ◈★。

　　SOFC与其他技术相比具有四大优势 原材料成本低ღ◈★：SOFC电池材料无需使用铂ღ◈★、铱等贵金属催化剂ღ◈★，对氢气的纯度要求也不高ღ◈★，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低;发电效率高ღ◈★，SOFC的能量转换效率高ღ◈★，目前国内研发的电池产品ღ◈★，效率可达到60%以上ღ◈★，高于质子交换膜;余热可利用凯发K8官网下载客户端中心ღ◈★，SOFC发电产生大量余热ღ◈★，可用于热电联供ღ◈★，整体效率可达到80%以上;安全可靠ღ◈★，SOFC使用全固态组件ღ◈★，不存在漏液ღ◈★、腐蚀等问题ღ◈★，因此电池的工作表现更加稳定可靠ღ◈★。

　　目前SOFC还处于商业化初期ღ◈★，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司明天日全食ღ◈★、日本三菱日立电力系统公司ღ◈★、日本京瓷ღ◈★、德国博世等ღ◈★。

　　国内厂商中ღ◈★，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司ღ◈★，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜ღ◈★，2012年开始批量生产SOFC单电池ღ◈★，2017年推出SOFC电堆产品ღ◈★，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验ღ◈★，交流发电效率达到64.1%ღ◈★，热电联供效率达到91.2%ღ◈★，主要技术指标已达到国际先进水平ღ◈★。

　　假设新能源发电成本为0.35元/kwhღ◈★，经过电解水制氢ღ◈★，度电的成本变为0.78元/kwh（考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率）ღ◈★，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwhღ◈★，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwhღ◈★，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh;此外假设发电用燃料电池功率为250kwღ◈★，利用小时数为2000小时ღ◈★，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时ღ◈★。

　　由此测算ღ◈★，目前技术下ღ◈★，氢气储能的成本在1.48元kwh左右;如果度电成本降至0.2元/kwhღ◈★，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwhღ◈★。

　　如果使用弃风ღ◈★、弃光的电量ღ◈★，并考虑SOFC发电过程中的余热回收ღ◈★，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化ღ◈★。

　　在“双碳”目标的减碳场景下ღ◈★，绿氢有丰富的应用场景ღ◈★。一方面可以与新能源电站配合ღ◈★，发挥氢能储能的作用ღ◈★，另一方面ღ◈★，在工业领域ღ◈★，氢能也可以作为减碳的工具ღ◈★。

　　工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究ღ◈★，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”ღ◈★。

　　我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加ღ◈★，2023年绿氢需求将有显著扩张ღ◈★，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目明天日全食ღ◈★。

　　绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求ღ◈★，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模ღ◈★，对应市场空间在50～60亿元ღ◈★，有望成为除FCEV之外的氢能第二大子行业ღ◈★。

　　链中其他环节的直接受益ღ◈★，摄像头主要组成部分是镜头ღ◈★、CMOS传感器ღ◈★、DSPღ◈★、模组组装及其他部件ღ◈★。带你

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