（報告出品方/作者：東吳證券，袁理，趙夢妮）

1. 氫能戰略地位明確，政策支持加碼

1.1. 明確氫能能源屬性及戰略地位，滲透率提升前景廣闊

氫能源清潔低碳應用場景豐富，在國家能源體系和產業發展中具有重要戰略地位。 氫能是一種來源廣泛、能量密度高、可規模化存儲、環保低碳、應用場景豐富的二次能 源，發展氫能對保障國家能源安全、促進能源清潔轉型、實現綠色雙碳目標、推動相關 新興產業發展具有重要意義。2022 年 3 月 23 日，國家發改委和能源局聯合印發《氫能 產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》，明確氫能是未來國家能源體系的重要組成部分， 是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。

我國氫氣年產量超 3300 萬噸，已初步掌握氫能產業鏈主要技術和工藝。我國是世 界上最大的制氫國，據中國氫能產業聯盟與石油和化學規劃院的統計，2019 年我國氫氣 產能約 4100 萬噸/年，產量約 3342 萬噸，按照能源管理，換算熱值占終端能源總量份額 僅 2.7%。目前國內已初步掌握氫能製備、儲運、加氫、燃料電池和系統集成等主要技術 和生產工藝，在部分區域實現燃料電池汽車小規模示範應用。全產業鏈規模以上工業企 業超過 300 家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區、京津冀等區域。總體來看，我國氫 能產業仍處於發展初期，但制氫基礎良好，政策目標清晰，未來成長空間大。

重點突破「卡脖子」技術，擴大可再生能源制氫規模和應用比重。氫能技術鏈條長、 難點多，現有技術經濟性還不能完全滿足實用需求，亟需從氫能製備、儲運、加註、燃 料電池、氫儲能系統等主要環節創新突破，重點突破「卡脖子」技術，降低氫能應用成 本。1）到 2025 年：初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用 為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約 5 萬輛，部署建設一批加氫站。可再生能 源制氫量達到 10-20 萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分，實現二氧化碳減排100-200 萬噸/年。2）到 2030 年：形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制 氫及供應體系，可再生能源制氫廣泛應用。3）到 2035 年：形成氫能產業體系，構建涵 蓋交通、儲能、工業等領域的多元氫能應用生態。可再生能源制氫在終端能源消費中的 比重明顯提升。

氫能滲透率有望提升，長期發展潛力廣闊至 2050 年，氫能在交通運輸、儲能、工業、建築等領域廣泛使用， 氫氣年需求量將提升至 6000 萬噸，在我國終端能源體系中佔比達 10%，產業產值達到 12 萬億，滲透率前景廣闊。據中國煤炭加工利用協會數據，2020 年我國超過 99%的制 氫方式都屬於灰氫和藍氫，而使用端仍有 15%氫氣被直接燃燒，其他利用方式也較為粗 放，無論是需求端還是供給端都存在非常大的提升空間，發展潛力廣闊。

1.2. 政策支持不斷加碼，示範城市群加快氫能建設推廣

國家層面政策加碼，指引性、補貼性、規範性配套政策日益完善。近年來，我國加 速布局氫能產業，2019 年首次將氫能寫入政府工作報告，其後國家和地方先後出台多 項引導支持政策。

燃料電池「3 2」城市示範群格局形成，地方配套政策快速就位。2020 年 9 月五部 委聯合發布了《關於開展燃料電池汽車示範應用的通知》，標誌我國開始建設燃料電池 示範區。2021 年 8 月，上海、京津冀、廣東三大城市群示範區首批入選，隨後河北城市 群和河南城市群在第二批入選，「3 2」示範群共同推動氫燃料電池和氫能產業發展。在 入選示範群後，各地方政府迅速出台了相應補貼和指引政策，目前五大城市群都已經出 台了相應產業發展計劃。在其他地區，包括江蘇、浙江、四川等在內的超過 16 個省市 都已經出台了具體配套政策，力爭氫能領域先發優勢。據我們梳理的地方性氫能產業規 劃統計，政策要求到 2023 年加氫站建設不低於 322 個，氫燃料電池車累計推廣不低於 23800 輛；到 2025 年加氫站建設不低於 951 個，氫燃料電池車推廣數量超 77500 輛。

1.3. 制氫-儲運-加註-應用構成氫能全產業鏈

氫能產業鏈從上游到終端下游分為生產、儲運、加註、終端運用四大環節。1）制 氫：主要有化石能源制氫、工業副產氫、電解水制氫等路線，氫氣的生產成本和純度依 賴於工藝路線和技術水平。2）儲運：生產出來的氫氣可以通過氣態、液態、固態儲運到 下游進行應用，目前國內氫氣運輸以長管拖車高壓氣態儲運為主，液態儲運尚未大規模 運用於民用領域，是未來的主要發展方向，固態運輸仍處於研發升級階段。3）加註：加 氫站分為外供氫加氫站和站內製氫加氫站兩種，我國現有加氫站均為外供氫加氫站，即 氫氣儲運至加氫站後在站內進行壓縮、存儲和加註。4）應用：氫氣下游應用廣泛，涉及 交通領域、工業及能源領域和建築領域等，氫燃料電池為當前政策主推的新興方向。

2. 上游制氫：副產氫兼具減碳&成本優勢，綠氫長期降本空間大

2.1. 三條主流制氫路徑，制氫純度體現應用差異

氫氣目前主要有三種主流製取路徑：1）以煤炭、天然氣為代表的化石能源重整制 氫；2）以焦爐煤氣、氯鹼尾氣、丙烷脫氫為代表的工業副產氣制氫；3）電解水制氫。 此外還有其他制氫方式包括生物質制氫、太陽能光催化分解水制氫、核能制氫等，但仍 然處於試驗和開發階段，尚未形成工業化應用。我國氫能的生產利用已較為廣泛，製成 的氫氣主要應用在工業原料或生產供熱中，工業制氫已經成為較多化工、新能源、環保企業的主營業務之一。

高純度低硫低碳的氫氣製取為未來燃料電池用氫的攻關重點。1）從供給端制 氫純度來看，氫氣品質取決於製取工藝和提純方式，氫氣純化技術一般包括變壓吸 附（PSA）、低溫分離、膜分離、金屬氫化法和氫化脫氫法等，其中變壓吸附工藝成 熟成本低，為當前最常用的提純方式。化石能源制氫通常採用製取 提純一體化裝 置，未區分提純成本，工業副產氫提純成本通常為 0.1~0.7 元/Nm3。經提純後，煤 制氫所得氫氣純度較低為 99.90%，天然氣制氫和工業副產氫純度可以達到 99.99% 以上，PDH 副產氫和鹼性電解水制氫的純度可達 99.999%。質子交換膜電解水的產 物中純度最高，可達 99.9995%以上，但尚未實現產業化應用。

2）從需求端各類用氫標準來看，參考國家標準，質子交換膜燃料電池用氫氣的純 度要求為 99.97%，低於工業用純氫、高純氫、超純氫的純度要求，但對雜質含量的要求 更為嚴格，其中 CO 含量要求為高純氫的 1/5，總硫（以 H2S 計）要求控制在 4ppb 含量 以下，主要是 CO 和硫化物對燃料電池催化劑具有毒化作用。在實際應用中，一般要求 車用主流燃料電池技術質子交換膜燃料電池（PEMFC）需要氫氣純度大於 99.99%，億 華通要求其燃料電池必須使用水電解制氫，因為水電解製取的氫氣不含硫成分。

雙碳背景下，制氫將逐步由目前灰氫和藍氫為主轉向綠氫為主。國內現階段氫氣主 要由化石能源制氫或副產氫獲得，所獲得的氫氣多為灰氫和藍氫，仍然存在一定程度的 碳排放和環境污染。為實現碳減排和化石能源替代的目標，後續主要有兩種發展路徑：

1）發展藍氫，即在灰氫製作過程中結合 CCUS 降低碳排放，但化石能源制氫及工業副 產氫最多只能降低 80%碳排放，更多是向綠氫轉變中的過渡階段。2）發展綠氫，即待 可再生能源佔比提升、電價成本下降、電解槽技術升級成本下降後，全面推廣電解水制 氫，通過綠氫助力深度脫碳，推動碳達峰和碳中和的實現。

2.2. 化石能源制氫技術成熟，性價比高

2.2.1. 煤制氫成本約 10 元/kg，考慮碳捕集後成本約 16 元/kg 煤制氫成本的主要影響因素為煤炭價格，煤炭價格 450 元/噸時，煤制氫成本約 10 元/kg。煤制氫成本測算關鍵假設如下： 1） 制氫規模：以單個項目為例，假設制氫裝置規模為 90000m3/h。 2） 總投資：建設投資共 12.4 億元（裝置界區內，建設投資不含征地費以及配套儲運設 施），折舊年限 10 年，殘值率 5%，年修理費 3%，採用線性折舊。 3） 煤炭成本：煤炭不含稅價格為 450 元/噸。考慮生產過程的轉換關係，假設每立方米 氫氣所需煤炭為 0.76kg，摺合每千克氫氣需要煤炭 8.46kg，約合每千克氫氣煤炭成本 3.8 元。

4） 其他原料成本：假設氧氣外購價格為 0.5 元/m3，電價為 0.56 元/度，新鮮水價格為 4 元/m3，；同時假設每立方米氫氣所需氧氣 0.42m3，電 0.043 度。 5） 財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。 經測算，在煤炭價格為 450 元/噸的情況下，煤制氫成本為 9.73 元/kg，此時煤炭成 本約佔總成本 39%。煤制氫工藝下，每製備 1kg 氫氣會伴生約 19kg 二氧化碳，產生考 慮碳捕集情況下成本為 16.38 元/kg，此時產品氫由灰氫轉為藍氫。根據敏感性測算，當 煤炭價格在 200~1000 元/噸時，煤制氫成本介於 7.62~14.39 元/kg。（報告來源：未來智庫）

2.2.2. 天然氣制氫成本約 15 元/kg，考慮碳捕集後成本約 18 元/kg 天然氣制氫成本的主要影響因素為天然氣價格，當天然氣價格為 2.5 元/m3時，天然 氣制氫成本約 15 元/kg。測算關鍵假設如下： 1） 制氫規模：以單個項目為例，假設制氫裝置規模為 90000m3/h。 2） 總投資：建設投資共 6 億元（裝置界區內，建設投資不含征地費以及配套儲運 設施），折舊年限 10 年，殘值率 5%，年修理費 3%，採用線性折舊。 3） 天然氣成本：假設天然氣不含稅價格為 2.5 元/m3，每立方米氫氣所需天然氣為 0.4 m3，摺合每千克氫氣需要天然氣 4.48m3，對應每千克氫氣生產需要天然氣 成本 11.2 元。 4） 其他原料成本：假設電價為 0.56 元/度，新鮮水價格為 4 元/m3，3.5MP 蒸汽價 格為 100 元/噸，1.0MP 蒸汽價格為 70 元/噸。 5） 財務費用：按建設資金 70%貸款，年利率為 5%。

經測算，在天然氣價格為 2.5 元/m3的情況下，天然氣制氫成本為 14.61 元/kg，天然 氣成本約佔總成本 77%。天然氣制氫工藝下，每製備 1kg 氫氣會伴生約 9.5kg 二氧化碳， 考慮碳捕捉情況下，考慮碳捕集情況下成本為 17.93 元/kg，此時產品氫由灰氫轉為藍氫。 根據敏感性測算，當天然氣價格在 1~5 元/m3時，天然氣制氫成本介於 7.88~25.80 元/kg。

2.3. 工業副產氫成本約 9~22 元/kg，兼具減碳&成本優勢放量潛力大

工業副產氫潛力亟待挖掘，助力化工企業低碳發展。工業副產氫在生產化工產品的 同時得到氫氣，主要有焦爐煤氣、氯鹼化工、輕烴利用、合成氨醇等副產工藝。我國工 業副產氫潛力大，但目前資源利用率較低。我國工業副產氫年產量約 900~1000 萬噸，氯鹼 企業每年副產氫氣放空率高達 30％，其中 2017 年有 25 萬噸工業副產氫被放空。目前多 家傳統化工上市公司已將副產氫列入重要發展方向。由於其顯著的減排效果和較高的經 濟性優勢，在電解水綠氫成本達到或接近平價以前，副產氫是過渡階段的較優途徑之一。

工業副產氫成本主要包括生產成本和提純成本，各類副產氫綜合成本介於 9~22 元 /kg 之間。工業副產氫除生產所需的原材料等生產成本外，由於工業副產物往往是多種 氣體的混合，為獲得較純的氫氣需要進行提純，工業副產氫常用變壓吸附（PSA）提純 工藝，提純後產氫純度普遍到達 99.99%以上。由於各類原料氣的雜質組分和氫氣含量有 差異，提純成本往往介於 0.1-0.7 元/Nm3之間。

2.4. 電解水制氫成本約 30 元/kg，電價降至 0.15 元/度與藍氫平價

鹼性電解水工藝成熟成本最低，PEM 電解水已初步商用。電解水制氫主要工藝路 線為鹼性電解、PEM 電解和 SOEC 電解。其中鹼性電解槽技術最為成熟，生產成本較 低；PEM 電解水流程簡單、能耗較高，已經實現初步的商用；但因為設備需要使用貴金 屬電催化劑銥、鉑、釕等材料，目前成本較高，是中長期電解水發展的主要方向。固體 氧化物水電解槽採用水蒸氣電解，能效最高，但尚處於實驗室研發階段。

當電價為 0.4 元/度時，鹼性電解水制氫成本約 30 元/kg。測算關鍵假設如下： 1） 制氫規模：採用鹼性電解水，制氫裝置規模為 1000Nm3/h，年有效利用時間 2000 小時，年制氫規模 200 萬標方。 2） 總投資：設備投資 850 萬元，折舊年限 10 年，殘值率 5%，按直線法折舊；土 建及設備安裝 150 萬元，折舊年限 20 年，殘值率 5%，按直線法折舊。 3） 電費成本：假設電解水制氫所用電價為 0.4 元/度，每單位氫氣消耗電量 5 度 /Nm3。 4） 其他原料成本：純水價格為 3.5 元/噸，KOH 價格為 10,000 元/噸，冷卻費用 0.2 元/度。同時假設每 Nm3氫氣消耗純水 0.01 噸/Nm3，KOH0.0004kg/Nm3，冷卻 0.001 度/Nm3。 5） 人工和運維費用：人員費用 32 萬元/年；運營維護 10 萬元/年。 經測算，在電價為 0.4 元/度的情況下，天然氣制氫成本為 30.11 元/kg。

電解水制氫的主要影響因素為電價成本，當電價為 0.4 元/度時，電費佔電解水制氫 總成本的比例超 70%。其他條件不變，當電價介於 0.1~0.6 元/度時，鹼性電解槽電解水 制氫的成本介於 13.31~41.31 元/kg。

三大因素驅動綠氫降本：電價下降、電解槽降本、技術進步。1）可再生能源度電 成本下降：2）電解槽成本下降：由於 電解槽供應鏈規模的加速發展，過去四年電解槽成本下降了 40%，根據彭博數據，2021 年，中國的鹼性電解槽系統成本為 300 美元/千瓦，而歐美同類產品和 PEM 電解槽則分 別為 1200/1400 美元/千瓦。3）技術進步帶來能效提升&原料優化：最新研究顯示，目前 大多數電解槽制氫效率約為 75%（52.5kWh/kg），每年生產 100 萬噸氫氣需要 14GW 的 可再生能源，而目前最新的 Hysata 電解槽能以 95%（41.5kWh/kg）的效率電解制氫，每 年生產 100 萬噸氫氣僅需 11GW 的可再生能源。由於材料及催化劑的優化，設備折舊、 其他原材料成本也有望降低 50%以上。

當電價為 0.15 元/kg 時綠氫與藍氫平價，2050 年綠氫成本有望降至 10 元/kg。根據 敏感性測算，假設其他條件不變，隨著電力成本下降，當可再生能源電費為 0.15 元/kWh 時，電解水制氫成本為 16.11 元/kg，基本實現與藍氫平價。而根據氫促會預測，在可再 生能源電價、電解槽成本下降、制氫效率提升等多重因素驅動下，到 2050 年國內綠氫 製備成本有望降至 10 元/kg。

3. 中游儲運：氣態儲運為主，大規模運輸關鍵瓶頸環節

固液氣三種儲氫路線，氣態儲氫最為成熟。從儲氫方式來看，當前階段，儲氫方式 主要有四種：1）高壓氣態儲氫：技術成熟度最高，已得到廣泛應用，但體積儲氫密度較 低，安全性較差；2）低溫液態儲氫：技術較成熟，但氫氣液化難度較大，安全性較差， 現多用於航空航天項目；3）有機液化儲氫：有機液態儲氫是指利用氫氣與有機介質的 化學反應，進行儲存、運輸、釋放，當前仍存在脫氫溫度高、效率低、能耗大的問題， 新型有機儲氫介質的開發勢在必行；4）固態儲氫：指利用物理或化學吸附將氫氣儲存 在固體材料之中，但是當前技術下，室溫下儲氫量過低，且固體材料製備昂貴。有機液 化儲氫和固態儲氫技術在單位儲氫密度、安全性方面佔有優勢，但目前技術成熟度較低， 是各國正在探索的新技術。

氣態長管拖車技術成熟短距離具備成本優勢，液態儲運適合大規模長距離運輸為長 期發展方向。從運輸方式來看，氣態長管拖車運輸成本隨距離增加而顯著增大，因而具 有短距離運輸的成本優勢，是國內目前主要運輸方式；氣態管道運輸和低溫液態運輸是 大規模長距離運輸的最佳途徑，但目前成本較高；有機液體運輸和固態運輸都是安全性 較高的運輸手段，但均處於技術探索階段。當前氣態長管拖車運輸路線最為成熟，受運 輸規模小和經濟距離短的限制，儲運環節為氫能源向下游大規模推廣應用的瓶頸所在， 未來氫能源的推廣亟待管道運輸和液態儲運技術路線的突破。

3.1. 長管拖車氣態儲運的成本約 7.79 元/kg，短途運輸佔優

當氫源距離為 100km 時，20Mpa 長管拖車氣態儲運的成本約 7.79 元/kg。隨氫源 距離增加，可變成本迅速提高，因而長管拖車適宜短途運輸氫氣，經濟性較高。 長管拖車運氫成本測算關鍵假設如下： 1）拖車運輸效率：長管拖車滿載氫氣質量（20MPa）350kg，管束氫氣殘餘率 20%，拖車一年 365 天均可工作，每日工作時長 15h，拖車充卸氫氣時長 5h，拖車平均行駛速 度 50km/h，當氫源距離 100km 時，可求得每日拖車可以往返 1 次加氫站，可運輸氫氣 量 280kg/天。

2）設備折舊：車頭投資額 40 萬元，管束投資額 100 萬元，折舊年限均為 10 年。 3）其他固定成本：配備兩名駕駛員和兩名裝卸員，人員費用共 40 萬/年，車輛保險 費用 1 萬元/年。 4）可變成本：拖車百公里油耗 25L，柴油價格 6.5 元/L，可計算出對應油費；車輛 保養費用 0.3 元/kg，過路費 0.6 元/kg；氫氣壓縮耗電 1kwh/kg，電價 0.6 元/kwh，可計 算出對應電費。

經測算，在氫源距離 100km 的情況下，長管拖車運氫成本為 7.79 元/kg。對運氫成 本關於氫源距離的敏感性進行了測算，結果顯示，隨著氫源距離從50km增加到500km， 運氫成本顯著提高，從 4.19 元/kg 增加到 20.38 元/kg。氣態長管拖車運輸成本主要來源 於油耗和人工成本，降本空間小，隨著管束工作壓力從 20Mpa 提至 50Mpa，單位運輸 成本有望下降。（報告來源：未來智庫）

3.2. 液態&管道儲運為突破大規模遠距離運輸的重要方向

低溫液態儲運、氣態管道運輸適合大規模長距離運輸，符合長期氫能儲運發展方向。 2022 年 2 月 10 日，國家發改委和國家能源局聯合印發了《關於完善能源綠色低碳轉型 體制機制和政策措施的意見》，意見指出，在滿足安全和質量標準等前提下，探索輸氣管 道摻氫輸送、純氫管道輸送、液氫運輸等高效輸氫方式。

低溫液態儲運當前成本主要集中於前期研發階段的一次性投入。低溫液態儲氫具有 能量密度大、體積密度大、加註時間短等優勢，基本原理是將氫氣壓縮冷卻至-253℃並 使其液化儲存在絕熱裝置。氫氣液化系統和儲氫容器是氫氣液化儲存的關鍵裝置。低溫 液態儲氫的液化過程能耗較高，對儲氫容器的材料要求也高，因此當前低溫液態儲氫的 技術難度較大，研發投入要求高。

氣態管道運輸當前成本主要集中在前期管道建設。管道運輸壓力相對較低，一般為 1-4Mpa，具有輸氫量大、能耗小、成本低等優勢，但建設管道的前期投資較大。在氫能 發展的中遠期階段，隨著氫能在能源結構中地位的提升，可再生能源豐富的西北地區有 望成為氫能主要的供應地區，而東南沿海地區則是主要的氫能源消費地，氣態管道運輸 可低成本、低能耗地完成氫能跨域運輸的任務。我國輸氫管道長度較短，僅 100km，與 美國已有的 2500km 輸氫管道、歐洲已有的 1598km 輸氫管道相比，規模差距較大，未 來有望迎來建設高峰。

利用現有的天然氣管道摻氫是目前解決建設純氫管道成本過高的有效方式。天然氣 管道摻氫主要面臨氫氣進入管道之後造成氫脆、氫鼓泡、氫開裂的問題，其中，氫脆是 主要問題。國內正積極探索避免氫脆的最佳輸氣壓力和摻氫比例，已有相關實驗項目推 進。行業規範也正在制定：2021 年 7 月，中國標準化協會批複了《氫氣輸送工業管道技 術規程》的編製工作。

4. 中游加註：加氫站超前建設，加註成本尚高

4.1. 規模化降本&政策驅動加氫站建設，多地加速加氫站布局

2035 年遠期目標 2000 座加氫站，規模化建設有望降低成本。2017 年中國共建成 10 座加氫站，截至 2021 年，中國共有加氫站 218 座，四年複合增長率為 116.08%，實現指 數型增長。中國 2035 年遠期目標為建成 2000 座 加氫站，加氫站建設前景廣闊。加氫站分為外供氫加氫站和站內製氫加氫站兩種，我國 現有加氫站均為外供氫加氫站，即氫氣儲運至加氫站後在站內進行壓縮、存儲和加註。 根據供氫壓力等級不同，加氫站有 35MPa 和 70MPa 兩種壓力。 據中國氫能聯盟數據顯 示，我國建設一座日加氫能力 500kg、加註壓力為 35MPa 的加氫站投資成本接近 1200 萬元（不含土地費用），約相當於傳統加油站的 3 倍，其中設備成本占投資成本（不含 土地費用）的 80%以上，隨著規模化建設或加油/加氫/加氣站合建，單位加註成本有望 下降。

政策補貼驅動加氫站建設，多地推動加氫站快速布局。包括上海、重慶、廣東、浙 江在內的多省市都明確提出對加氫站建設和運營進行補貼，補貼期限一般到 2023 年或 2025 年，並逐步退坡。補貼金額從數百萬到一千萬不等，具有高壓強的固定式加氫站、 混合加氫站可以獲得更高補貼。但政策往往對最高補貼比例有所限定，如 30%-50%。多 地明確土地費用不計入補貼範圍，有效避免跑馬圈地行為。運營過程中一般對不超過限 定售價的氫氣進行補貼，同樣具有補貼上限。

4.2. 加註成本約 11 元/kg，核心設備國產化推動降本

35Mpa 日加氫量 500kg 的加氫站滿負荷運行，加註成本約 11.33 元/kg。假設加氫 站承擔儲運環節，氫源價格 20 元/kg，儲運成本 7.79 元/kg，外供氫氣價格 55 元/kg，則 中游儲運 加註環節毛利率約 29%。測算關鍵假設如下： 1）加氫裝置規模：假設日加氫量 500kg/天，加註壓力 35Mpa，年運行天數 300 天， 使用率 100%，則有年加氫量 150 噸。 2）氫源價格：氫氣出廠價格約 20 元/kg。 3）儲運成本：假設儲運環節由加氫站完成，且採用長管拖車運輸，則參照本文氫氣 儲運部份假設儲運成本 7.79 元/kg。

4）加註成本：假設建設成本 1200 萬元，土地成本 300 萬元，則總投資 1500 萬元， 建設成本折舊年限 15 年，土地折舊年限 30 年，則折舊費用 90 萬元/年。對於財務費用， 假設人員費用 8 萬元/人/年，共有員工 8 人，則每年人工成本 40 萬元/年，運營維護 40 萬元/年。加註成本綜合考慮折舊費用和財務費用後共 11.33 元/kg。 5）終端價格：假設終端用戶加氫價格 35 元/kg，地方補貼 20 元/kg，則考慮補貼後， 加氫站外供價格 55 元/kg。測算結果為在使用率為 100%的情況下，儲運 加註環節的利潤率約為 28.9%。當 使用率約為 40%時，中游儲運和加註環節無毛利空間。

加氫站核心設備國產化有望推動加註成本下降。目前加氫站核心設備依賴進口，包 括壓縮機、 加氫槍及其軟管、流量計、安全閥、氫氣管道和閥件等。外供氫式加氫站的 建設成本中，壓縮機成本佔比約 30%。國內加氫站主要採用美國 PDC 隔膜壓縮機，PDC 占 據著全球氫氣隔膜壓縮機約 70%-75%市場份額。但是近年，隨著國內廠商的研發進展， 氫氣壓縮機國產化進程加快，已有國產廠商推出符合要求的 90Mpa 壓縮機和 70Mpa 壓縮 機。儲氫裝置加註設備、站控系統等設備也出現國產替代加速的趨勢。伴隨著規模化生 產的推進，加氫站核心設備的成本有望進一步下降。根據氫雲鏈的預測，未來幾年國內 加氫站建站成本每年至少按照 20-30%的速度下降。

5. 下游應用：氫燃料重卡經濟性初現，燃料電池系統進入快速降本期

氫燃料電池車能量密度高&續航長，為長期戰略部署方向。燃料電池車與電動車結 構相似，在蓄電池系統的基礎上多出燃料電池系統和儲氫系統。氫燃料電池和蓄電池分 別作為發電裝置和儲能裝置配合工作，氫氣與氧氣反應產生電流，電能通過鋰電池進行 存儲，結合電機與電控實現電能到動能的轉換。氫燃料電池具有能量密度高扭力大、續 航里程長、加氫快、清潔環保等優點，是未來長期戰略部署方向。（報告來源：未來智庫）

我國氫燃料電池車商用先行，成本為市場化推廣的關鍵因素。我國氫燃料電池汽車 處於發展初期，在國家政策引導下，氫燃料電池客車、物流車等商用車率先示範應用。 從產銷量來看，2016-2019 年產量複合增速達到 65%。2020 受疫情影響略有滑坡，2021 年銷量同比增長 35%達 1586 輛。從應用結構來看，截至 2019 年底，國內已接入平台的 氫燃料電池車 3712 輛，其中物流車占 60.5%，客車占 39.4%，乘用車占 0.1%，氫燃料 電池汽車商用先行，與電動車呈現出差異化發展的路徑。成本是氫燃料電池車市場化應 用和推廣的重要因素，當前我國燃料電池車發展仍依賴於政府補貼，在初始購置成本和 運營成本上較燃油車和電動車尚未體現出經濟性優勢。本文從消費者角度對客車、物流 車、重卡三類氫燃料電池車的全生命周期成本和經濟性進行靜態對比和動態測算。

燃料電池車從購置補貼調整為「以獎代補」，獎勵側重於大功率高噸位重卡。2020 年 4 月，將燃料電 池汽車的購置補貼調整為中央財政採取「以獎代補」方式對示範城市給予獎勵。2020 年 9 月，明確「以獎代補」對各類 燃料電池車的補貼規則。根據燃料電池汽車城市群示範目標和積分評價體系，示範城市 群獎勵為期 4 年，2020/2021/2022/2023 年獎勵係數為 1.3/1.2/1.1/0.9，大功率高噸位的重 型貨車將獲得更多獎勵資金，以 2022 年的獎勵標準進行測算，功率≥110kw 且設計總 質量≥31 噸的重卡可享受 46.20 萬元國家獎勵。

5.1. 經濟性測算：補貼傾斜&能耗優勢，氫燃料重卡優先實現平價

5.1.1. 氫燃料電池客車：初始購置成本高，全生命周期現金流出難以與燃油客車平價 氫燃料電池客車主要用於公交客車、公路客車、通勤客車等場景，根據公開招投標 信息，氫燃料電池公交車採購合同價基本在 200-300 萬元/輛之間，燃料電池系統額定功 率主要以 45~65kw 為主。根據車百智庫，氫燃料電池客車主要由燃料電池系統、蓄電池 系統、儲氫系統、驅動系統、車身及其他設施構成，成本佔比分別為 53%、8%、12%、 10%、17%。其中電堆為燃料電池的核心組件，電堆成本占燃料電池系統的 49%。

當前氫燃料電池客車從購置成本接近燃油客車 4 倍，年運維成本較燃油客車高 45%。 以燃料電池系統額定功率 50kw 的 10.5 米氫燃料電池客車為例，分別與 10.5 米傳統燃 油客車和 10.5 米純電動客車進行對比測算，關鍵假設如下：

1） 售價：10.5 米氫燃料電池客車售價為 220 萬元，10.5 米傳統燃料客車售價 50 萬元， 10.5 米純電動客車售價 80 萬元。 2） 補貼：根據示範城市群「以獎代補」評價體系計算，2022 年燃料電池系統額定功率 50kw、10.5 米氫燃料電池客車國家獎勵資金為 12.10 萬元，假設國補和地補為 1:1， 則補貼合計 24.20 萬元。10.5 米純電動客車 2022 年享有國家補貼的最高額度為 6.48 萬元，無地 方補貼。 3） 能耗：氫燃料電池車百公里氫耗 7kg，傳統燃油客車百公里油耗 20L，純電動客車百 公里電耗 70kwh。 4） 折舊：殘值率均為 5%，按 8 年折舊。 5） 維修：購置訂單中包含 8 年全生命周期質保要求，核心部件的更換無需消費者付費。

純電動客車 3 年實現與燃油車現金流平價，氫燃料電池車 8 年全生命周期現金流出 難以平價。從全生命周期現金流支出角度出發，純電動客車第 3 年累計現金流支出低於傳統燃油客車累計現金流支出，此後經濟性優勢逐年擴大。而氫燃料電池車由於固定成 本和可變成本均高於傳統燃油客車，全生命周期累計現金流支出持續高於傳統燃油客車， 目前不具備推廣應用的替代的內生驅動力。

5.1.2. 氫燃料物流車：年運維成本為燃油車的 71%，全生命周期成本尚未平價 氫燃料物流車已實現商業化推廣，產品大部分集中在 7.5~9 噸，燃料電池功率集中 在 30~60kw，涵蓋了廂式運輸車、冷藏車、郵政車、保溫車等車型。根據車百智庫，以 9 噸級氫燃料物流車為例，燃料電池系統、儲氫系統、蓄電池系統、驅動系統、車身及 其他設施的成本佔比分別為 58%、11%、5%、4%、23%。

氫燃料物流車初始售價為燃油車的 5.5 倍，年運維成本為傳統燃油車的 71%，年運 行成本（折舊 運維）高於燃油車。以燃料電池系統額定功率 50kw 的 9 噸及氫燃料電池 物流車為例，分別與傳統燃油物流車和純電動物流車進行對比測算，關鍵假設如下：

1） 售價：氫燃料物流車售價為 110 萬元，傳統燃油物流車售價 20 萬元，純電動物流 車售價 40 萬元。 2） 補貼：根據示範城市群「以獎代補」評價體系計算，2022 年 9 噸級 50kw 氫燃料電 池物流車國家獎勵資金為 11.00 萬元，假設國補和地補為 1:1，則補貼合計 22.00 萬 元。公共領 域 N2 類純電動貨車 2022 年享有國家補貼的最高額度為 3.96 萬元，無地方補貼。 3） 能耗：氫燃料電池重卡百公里氫耗 2.8kg，傳統燃油物流車百公里油耗 20L，純電動 物流車百公里電耗 50kwh。

4） 折舊：殘值率均為 5%，按運營期 8 年折舊。 5） 維修：當前應用於物流車領域的燃料電池壽命基本達到 8000 小時，在物 8 年的 全生命周期使用過程中，氫燃料電池物流車需更換電堆 1 次，從消費者的角度，目 前氫燃料電池物流車訂單中，大多數都已經包含氫燃料電池發動機系統的質保的要 求。蓄電池系統作為輔助動力無需更換。

純電動物流車 3 年實現與燃油車現金流平價，氫燃料物流車車 8 年全生命周期累計 現金流出為燃油車的 1.5 倍。從全生命周期現金流支出角度出發，純電動物流車第 3 年 累計現金流支出低於傳統燃油物流車累計現金流支出，此後經濟性優勢逐年擴大。而氫 燃料物流車車由於固定成本高於傳統燃油物流車，儘管年運維成本較低，但全生命周期 累計現金流支出持續高於傳統燃油物流車，製造端成本下降將釋放經濟性優勢。

5.1.3. 氫燃料電池重卡：初始購置補貼高，全生命周期內較燃油重卡具備經濟性優勢 隨著技術發展電堆功率增大，加上氫燃料電池政策補貼向重卡傾斜，氫能源重卡將 進入發展的快車道。以 110kw 的氫燃料重卡為例，燃料電池系統、儲氫系統、蓄電池系 統成本佔比分別為 53%、17%、10%。

當前考慮初始補貼後氫燃料電池重卡購置成本與燃油重卡接近，運維成本為燃油車 的 90%，5 年全生命周期基本實現平價。以燃料電池系統額定功率 110kw 的氫燃料電池 重卡為例，分別與傳統燃油重卡和純電動重卡進行對比測算，關鍵假設如下：

1） 售價：氫燃料重卡售價為 140 萬元，傳統燃油重卡售價 40 萬元，純電動重卡售價 90 萬元。 2） 補貼：根據示範城市群「以獎代補」評價體系計算，2022 年燃料電池系統額定功率 110kw 氫燃料電池重卡國家獎勵資金上限為 46.20 萬元，假設國補和地補為 1:1，則 補貼合計 92.40 萬元。純電動重卡 2022 年享有國家補貼的最高額度為 2.80 萬元，無地方補貼。 3） 能耗：氫燃料電池重卡百公里氫耗 8.7kg，傳統燃油重卡百公里油耗 42L，純電動重 卡百公里電耗 240kwh。 4） 折舊：殘值率均為 5%，按運營期 5 年折舊。 5） 維修：在重卡長達 5 年的全生命周期使用過程中，需更換電堆 0 次，蓄電池系統 作為輔助動力不需更換。

考慮初始購置補貼，氫燃料重卡運行期第 2 年與燃油重卡實現現金流平價。從全生 命周期現金流支出角度出發，氫燃料重卡和純電動重卡在第 2 年累計現金流支出可低於 傳統燃油重卡，此後經濟性優勢較燃油重卡逐年擴大。考慮初始補貼後的氫燃料重卡的 購置成本低於純電動重卡，但氫燃料重卡運維成本是純電動重卡的 1.8 倍，所以氫燃料 重卡相較於純電動重卡不具備全生命周期的內生經濟性。

5.2. 技術進步&規模化帶動降本提效，預計 2026 年氫燃料重卡與純電動平價

氫燃料電池車的降本主要涉及初始購置成本和運營成本兩方面： 1）初始購置成本：售價及補貼是影響初始購置成本的兩大因素，其中售價取決於 車輛的製造成本。 氫燃料電池系統：歐陽明高院士預測未來十年燃料電池發動機成本會大幅度下降。 隨著質子交換膜、氣體擴散層等核心技術工藝成熟以及規模化生產，燃料電池系統成本 下降將帶來單車售價下降。燃料電池系統由 2016 年 15000 元/kw 下降到 2021 年 5000 元 /kw，5 年降幅 60%，年均降幅 20%。到 2025 年商用車燃料電池系統成本有望降至 2000 元/kw，到 2030 年有望降至 600 元/kw。 我們假設 2022-2025 年氫燃料電池系統的成本年均降幅為 25%，2025-2030 年均降幅為 20%。

儲氫系統：商用車儲氫系統 2020/2025/2035 年成本分別為 5000/3500/2000 元/kg，2020-2025 年均降幅為 7%，2025- 2035 年均降幅為 5%。我們假設 2022-2025 年儲氫系統年均降幅為 7%，2025-2030 年儲 氫系統年均降幅為 5%。

蓄電池系統：2015 年至 2020 年期間，寧德時代動力電池系統平均售價從 2.28 元 /Wh 降至 0.89 元/Wh，年均降幅 17%。《2018 年中國汽車產業發展報告》預測到 2025 年 動力電池成本可以做到 0.55 元/Wh，依此推算 2020-2025 年均降幅為 9%。考慮原材料 成本上行等因素，我們保守預計 2022-2030 年動力電池價格年均降幅 5%。 補貼：根據示範城市群「以獎代補」評價體系，2021/2022/2023 年補貼係數分別為 1.2/1.1/0.9。我們假設 2024-2030 年補貼係數從 0.8 逐步降至 0.2。（報告來源：未來智庫）

2）年運維成本：加氫價格和百公里氫耗是影響年運維成本的關鍵因素。 氫氣價格：隨著工業副產氫以及可再生能源發電 電解水制氫的推廣，制氫成本有 望下行，疊加加氫站規劃化運作，終端加註價格將持續下行。當前考慮補貼的終端加氫 價格約 35 元/kg，我們預計 2025 年終端氫氣加註價格為 30 元/kg，2030 年為 20 元/kg。 百公里氫耗：行使效率提升百公里氫耗下降，我們假設百公里氫耗年均降幅為 3%。 隨著關鍵系統降本&加註成本下行&運營提效，根據以上關鍵指標的降本預測，假 設氫燃料電池車的毛利率為 28%不變，我們分別對氫燃料客車、氫燃料物流車和氫燃料 重卡的降本及經濟性進行測算。

到 2030 年，氫燃料客車開始與燃油客車實現平價。在氫燃料電池系統、儲氫系統、 蓄電池系統成本下降，以及氫氣加註價格下降和燃料效率提升的預期下，到 2030 年氫 燃料客車初始購置成本仍高於同類傳統燃油車和純電動車，年運維成本低於傳統燃油車， 但高於電動車；在不考慮電動車製造成本隨蓄電池成本下降的情況下，至 2030 年氫燃 料客車全生命周期現金流出難以與電動客車實現平價。 到 2026 年，氫燃料物流車與燃油物流車實現平價。在製造成本和運維成本下降的 預期下，到 2026 年氫燃料物流車初始購置成本降至燃油車的 2.6 倍，年運維成本為傳統燃油車的 58%，在運營期的第 8 年將與燃油物流車在累計現金流出上實現平價；在不考 慮電動車製造成本隨蓄電池成本下降的情況下，至 2030 年氫燃料物流車全生命周期現 金流出難以與電動物流車實現平價。

預計 2026 年開始考慮初始補貼後的氫燃料重卡與純電動重卡實現平價。氫燃料電 池系統、儲氫系統、蓄電池系統成本下降將帶動整車製造成本下行，隨著氫氣加註價格 下降以及燃料效率提升，同步考慮純電動重卡的售價隨動力電池成本下降而下行，到 2026 年氫燃料電池重卡全生命周期現金流出與純電動重卡實現平價。

平價節點分析：1）在初始補貼支持下，2022 年氫燃料重卡在運營期的第 2 年累計現金流支出低於燃油重卡，其後與燃油重卡相比經濟性優勢逐漸擴大，2026 年氫燃料重 卡全生命周期現金流出開始低於純電動重卡，且由於初始購置成本較低，在運營期的第 1 年即可體現現金流優勢；2）若不考慮初始補貼，2025 年開始氫燃料重卡可以與燃油 重卡實現全生命周期現金流平價。在我們的降本預期下，從 2027 年開始氫燃料重卡售 價低於純電動重卡，從 2029 年開始氫燃料年運維成本低於純電動重卡，到 2029 年氫燃 料重卡全生命周期現金流支出低於純電動重卡。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】未來智庫 - 官方網站

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