氢能研究系列报告之一：快马加鞭，产业链布局加速

本文是我们华创能源化工团队氢能产业研究系列报告的第一篇，重点从产业政策作为切入点，剖析氢能从上游制氢，到中游氢气的储运加注，再到下游应用的基本情况，对各环节技术、成本、政策以及行业现状等多维度进行分析，并以合理假设做出2025年/2030年/2050年三个关键节点氢能发展的定量预期。 氢能战略地位基本确立，地方政策加码助力。作为兼备清洁和高效两大优势的能源，氢能或将成为全球实现零碳社会的终极答案之一。自2022年《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》印发，氢能产业的战略地位基本确立。 在此文件引领下，各地政策密集发布，以城市集群为主要模式的中国氢能产业发展迈入快车道：制氢端，可再生能源绿氢的制造因地制宜，仅三北地区预计2025年可再生能源电解水制氢产能可达40万吨以上；中间储运环节，管道建设初步开启，中石化中石油等国企为主要投资方，国内纯氢/掺氢管道规划总长度已达1000km以上；有力的补贴政策和管制放松下加氢站铺设迅速，预计2025年，各地方规划建设加氢站可超过1000座。 内生变革稳步推进，静待规模化效应加速降本。政策助力下，氢能各环节的内部变革也在同步发生，降本之路已悄然开启。制氢端，可再生能源电力成本的降低已成行业共识，具有快速响应能力的PEM电解槽已在国内部分项目中得到应用。运输端，液氢运输所需液化装置在2022年迎来突破，如中科富海首套具有自主知识产权的国产1.5TPD氢液化装置在安徽阜阳调试成功，顺利产出液氢产品；纯氢管道在政策助力下逐步铺设中，静待下游需求增长带来规模化效应，高效降低运输成本。加氢站，占总建设成本30%的核心部件压缩机国产替代率逐步提升；管制放松下油氢及气氢合建站和一站式加氢站的迅速发展助力加氢站成本降低，上下游产业链的稳定带来的有效运营时间增加也将线性降低加氢站运营成本。 化工重卡双轮驱动需求增长，冶金替代应用潜力无限。政策强激励下可再生绿电与化工用氢耦合已开启第一次产业周期，基于可再生能源资源分布和煤化工产业的重合分布，以及绿电强制配储和化工产业能效控制两大政策协同激励，绿电-绿氢-化工产业链进入高速发展通道的确定性增加。受电堆功率提升，政策补贴倾斜以及重卡碳排放高三重因素驱动，氢能重卡有望成为氢能在交通领域的首个爆发式增长领域，2022年外销的3368辆燃料电池汽车中，货车所占比例已由2018年的8%上升至2022年的59%。氢能在冶金领域对传统化石燃料的替代受成本和技术制约尚处于起步阶段，尚未有工业产量级别的项目投入生产，但未来随着单位碳税成本的增加和用氢成本下降，氢气直接还原法有望下降至与传统高炉转炉法持平，对碳排放大户钢铁行业的原料替代将成为氢能在零碳社会创造的另一种变革。 短期来看，在顶层设计的引领和地方政策的激励下，2025年前氢能行业完整产业链的初步建立具有较强的确定性。积极参与氢能产业链从零到一过程的企业将受益于此轮政策激励，上游逐步形成可再生能源-绿氢-化工减碳产业链；中下游则向工业副产氢-燃料电池-重卡产业链迈进。 长期来看，氢能的特征决定其在未来的新型能源中具有不可替代的优势，在构建全球零碳社会的愿景下，氢能的应用边界将不断拓宽。保守估计2030年氢能产业链市场规模或达数千亿，并将逐步向万亿迈进。立足行业前沿，具备核心技术的企业有望依托氢能市场迅速成长，沿着国产替代之路，建立起强大的技术护城河，稳定赚取超额收益。 风险提示：政策波动，技术突破慢于预期，氢气使用安全问题。 投资主题 报告亮点 本篇报告从产业链全览的角度详细介绍上游制氢/中游储运加注环节/下游应用环节，对各环节从技术，成本，政策情况以及行业现状等多维度进行全方面的总结和剖析，并以合理假设做出2025年/2030年/2050年三个关键节点氢能产业链的定量预期。 与市场普遍将氢能重卡当作氢能需求增长最重要的引擎的观点有别，本报告觉得绿氢替代传统灰氢用于化工生产的需求同样值得重视:1)可再生能源资源分布和煤化工产业分布有一定重叠之处，绿电-绿氢-化工产业链可规避大规模长距离储运带来的成本“虚增”问题;2)绿电强制配储以及化工产业的能效控制倒逼企业减排，两大政策下绿电-绿氢-化工产业链几乎成为最佳答案，是否配套建设绿氢项目将成为企业获取指标的核心竞争力之一。 投资逻辑 在双碳战略的引领下，氢能产业链布局开启：上游逐步形成可再生能源-绿氢-化工产业链；中下游向工业副产氢-燃料电池-重卡产业链迈进。在政策驱动下，率先开启清洁绿氢替代化石能源示范性项目的企业，有望在中长期规避能源价格上涨以及碳税上升等带来的成本问题，依托自身副产氢产能并积极推动氢气外售的企业则在短期内有望获取超额收益。 外部巨大推动力下，氢能产业链的内生变革也在悄然发生，部分核心设备以及材料的国产替代之路处于启动阶段，一定时间的降本增效后将向商业化运行转变。立足行业前沿，具备核心技术的企业有望依托氢能市场迅速成长，沿着国产替代之路，建立起强大的技术护城河。 1)制氢端：主流碱性电解槽的响应延迟和可再生能源的波动性造成部分隐形成本，具有快速响应能力的PEM电解槽已在国内部分项目中得到应用。 2)运输环节：长管拖车高压气态运输仍为当前主流，但该方式长运输距离下较低的经济性与我国产氢用氢的结构之间存在冲突；中长距离更具经济性的液氢运输所需液化装置在2022年迎来突破，如中科富海首套具有自主知识产权的国产1.5TPD氢液化装置在安徽阜阳调试成功已顺利产出液氢产品。 3)加氢站：设备依赖进口是加氢端成本居高不下的根本原因之一。占总建设成本30%的核心部件压缩机国产替代率稳步上行，已从2017年的0%逐步提升至2022Q1的32%。 一、始于政策：碳中和以及能源安全双轮驱动 （一）碳中和战略加速前行，“终极能源”走向台前 气候变化已成为全球性议题，碳交易价格进入历史高点。二氧化碳导致的气候变暖是工业化发展的副产物，全球二氧化碳排放呈逐年上升态势。据Global Carbon Project统计2021年全球共计排放二氧化碳368亿吨。按国家来看，中国是最大碳排放国，2021年总计排放113亿吨，约占总排放量的31%；按来源看，石油和煤炭产业是二氧化碳排放最大的来源，2021年石油和煤炭产业分别排放118亿吨/150亿吨二氧化碳，合计约占总排放量的73%。随着气候形势的日益严峻，以欧盟为首的发达国家碳交易价格从2021年开始进入历史性的高速上升期：2005年至2020年末，碳交易价格在4~30欧元/吨震荡； 从2021年1月开始高速上涨，截至2023年2月，欧盟碳交易价格已突破单吨百欧元大关，短短两年实现同比增长200%以上；亚太地区也逐步建立稳定的碳排放交易机制，2021年日本、新加坡等亚太国家制定价格为2~3美元/吨二氧化碳；中国当前碳交易价格约在40~70元/吨。若按照欧盟单吨价格100欧元/吨二氧化碳测算，全球二氧化碳减排市场的理论上限已达到27万亿元。 图表1全球重点国家二氧化碳排放量(亿吨) 图表2全球二氧化碳排放量来源统计(亿吨) 图表3欧洲碳排放交易价格 地缘危机下能源安全重要性凸显。早在20世纪70年代，经历多次石油危机冲击的西方国家便已开始探索替代能源以减少对石油的进口依赖，尽可能削减油气资源消费开支。 当前全球主要油气资源分布极不平衡，大多数国家均有摆脱石油进口依赖的诉求。日本能源对外依赖度高的本质原因为其地域狭窄且资源稀缺。2011年福岛核电站事故后核能计划搁浅，日本能源对外依赖度一度上升至95%。近年来日本依托海上的风光资源，发展风能，光能及氢能等可再生能源，能源对外依赖度稍有下降，但仍接近90%；欧盟的能源结构同样“脆弱”，对外依赖度接近60%，其中进口自俄罗斯的能源达总供给的24%。2022年俄乌冲突成为欧盟能源危机的催化剂，欧洲决定能源去俄罗斯化，推出RepowerEU计划，计划中2030年的氢能产能目标被提升至1000万吨。 图表4欧盟能源供给来源(2020) 图表5日本能源对外依赖度逐年变化 两大议题催生能源替代，氢能或成终极答案。2022年能源安全和气候变化两大全球性议题同时升温，新能源产业因此高速发展。作为新能源的一种，氢能产热的基本原理为氢和氧气生成水，燃烧过程不生成任何环境污染物质，且具有较高的质量能量密度：燃烧热值约为120~142MJ/kg，分别约为当前主流能源汽油，硬煤和天然气的2.7、5.0和2.9倍，是当之无愧的“高效能源”。除高热值/零污染两个核心优势外，与其他清洁能源相比，氢能还具备储存灵活性高，储能无时间地域限制以及稳定性好等优势。在未来零碳社会变革式需求的催化下，氢能极有可能成为能源问题的终极答案。取国际能源署、国际可再生能源机构等多个权威机构2050年氢气需求预测值平均数，2050年全球氢气需求预计在6.5亿吨左右，按照武汉氢能产业发展政策中的氢气核定价格即35元/kg粗略测算，2050年全球氢能市场空间可达22.8万亿。但与此同时，因其元素特性氢能同样具备流速快，易燃易爆和易造成金属材料脆化等缺点，这也是氢气大规模推广难的本质原因之一。 图表6主要能源热值及其二氧化碳排放量 图表7各机构预测氢气2050年全球需求量(亿吨) （二）各国氢能政策梳理：氢能战略地位已基本确立 日本：氢能先锋，产业完备。日本对氢能的布局较早。自1973年石油危机爆发，日本政府便开始出资支持氢能和燃料电池技术研发。2010年前，日本能源的发展重点以核能为主，核能一度成为日本核心能源产业，2010年时核能占据日本一次能源供给的11%。 2011年，福岛核电站重大事故发生，核能因安全问题几乎被全面淘汰，日本能源自给率重回低点。此后日本的能源自给计划转向风光氢产业链。2013年底，日本《氢能与燃料电池战略路线图》发布，明确家用燃料电池、燃料电池汽车和加氢站商业化定量目标。 2017年底，日本政府正式发布《氢能基本战略》，在此战略中日本政府计划到2030年，降低制氢成本至3美元/kg、发电成本至17日元/kw·h，形成商业化供氢能力30万吨/年，建设加氢站900座。2020年12月，《2050年碳中和绿色增长战略》由日本经济产业省发布，再次强调氢能产业对于日本能源供应端清洁低碳化的重要性，公布资金支持规模约2.33万亿美元，并指出预计到2030年进口氢气300万吨、成本下降至20日元/标方，到2050年氢气供应量达到2000万吨。 图表8日本氢能相关政策发展 欧盟：能源危机下氢能战略加速。20世纪70年代后，随着石油危机对西方经济的严重冲击，西方国家普遍开始探索替代能源以减少对石油进口依赖，尽可能削减油气资源消费，而氢能成为重点研究领域之一。20世纪70年代，欧共体投入氢能的科研经费达7200万～8400万美元。进入21世纪，随着欧洲一体化发展，欧盟加强对气候和能源问题的关注，对发展氢能不断提出支持性政策。2020年7月，欧盟委员会正式发布《气候中性的欧洲氢能战略》政策文件，同时宣布建立欧盟氢能产业联盟，目前已有15个欧盟国家将氢能纳入其经济复苏计划。 俄乌冲突发生后，氢能更成为欧盟能源转型战略中的重要部分。2022年5月，欧洲决定能源去俄罗斯化，欧盟委员会推出RepowerEU计划，提升氢能产能目标。同月欧洲能源供应调整计划公布，目标是到2030年在欧盟生产1000万吨可再生氢，并进口1000万吨可再生氢，可再生氢产能达到2000万吨。以Repower EU计划为主线，欧盟在制氢端启动氢能银行弥补灰氢和绿氢之间的成本差距，试点拍卖将于2023秋启动，主要资金来源为欧盟排放交易体系创新基金；在加氢站方面初步达成协议，在核心路段至少每200km安装一个加氢站。 图表9欧盟氢能相关政策发展 美国：战略储备，技术领先。自20世纪七八十年代石油危机爆发开始，美国政府开始关注氢能，并以能源部(DOE)为核心开展相关探索。21世纪初，氢能被纳入国家能源战略体系之中，2002年DOE先后发布了《美国向氢经济过渡的2030年及远景展望》《国家氢