1. 氢能战略地位明确，政策支持加码

1.1. 明确氢能能源属性及战略地位，渗透率提升前景广阔

氢能源清洁低碳应用场景丰富，在国家能源体系和产业发展中具有重要战略地位。氢能是一种来源广泛、能量密度高、可规模化存储、环保低碳、应用场景丰富的二次能 源，发展氢能对保障国家能源安全、促进能源清洁转型、实现绿色双碳目标、推动相关 新兴产业发展具有重要意义。2022 年 3 月 23 日，国家发改委和能源局联合印发《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， 是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

我国氢气年产量超 3300 万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。我国是世 界上最大的制氢国，据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019 年我国氢气 产能约 4100 万吨/年，产量约 3342 万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额 仅 2.7%。目前国内已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术 和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企 业超过 300 家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。总体来看，我国氢 能产业仍处于发展初期，但制氢基础良好，政策目标清晰，未来成长空间大。

 

重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重。氢能技术链条长、 难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃 料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，降低氢能应用成 本。1）到 2025 年：初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用 为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站。可再生能 源制氢量达到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200 万吨/年。2）到 2030 年：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制 氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。3）到 2035 年：形成氢能产业体系，构建涵 盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的 比重明显提升。

氢能渗透率有望提升，长期发展潜力广阔至 2050 年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用， 氢气年需求量将提升至 6000 万吨，在我国终端能源体系中占比达 10%，产业产值达到 12 万亿，渗透率前景广阔。据中国煤炭加工利用协会数据，2020 年我国超过 99%的制 氢方式都属于灰氢和蓝氢，而使用端仍有 15%氢气被直接燃烧，其他利用方式也较为粗 放，无论是需求端还是供给端都存在非常大的提升空间，发展潜力广阔。

1.2. 政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设推广

国家层面政策加码，指引性、补贴性、规范性配套政策日益完善。近年来，我国加 速布局氢能产业，2019 年首次将氢能写入政府工作报告，其后国家和地方先后出台多 项引导支持政策。

 

燃料电池“3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位。2020 年 9 月五部 委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，标志我国开始建设燃料电池 示范区。2021 年 8 月，上海、京津冀、广东三大城市群示范区首批入选，随后河北城市 群和河南城市群在第二批入选，“3+2”示范群共同推动氢燃料电池和氢能产业发展。在 入选示范群后，各地方政府迅速出台了相应补贴和指引政策，目前五大城市群都已经出 台了相应产业发展计划。在其他地区，包括江苏、浙江、四川等在内的超过 16 个省市 都已经出台了具体配套政策，力争氢能领域先发优势。据我们梳理的地方性氢能产业规 划统计，政策要求到 2023 年加氢站建设不低于 322 个，氢燃料电池车累计推广不低于 23800 辆；到 2025 年加氢站建设不低于 951 个，氢燃料电池车推广数量超 77500 辆。

1.3. 制氢-储运-加注-应用构成氢能全产业链

氢能产业链从上游到终端下游分为生产、储运、加注、终端运用四大环节。1）制 氢：主要有化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等路线，氢气的生产成本和纯度依 赖于工艺路线和技术水平。2）储运：生产出来的氢气可以通过气态、液态、固态储运到 下游进行应用，目前国内氢气运输以长管拖车高压气态储运为主，液态储运尚未大规模 运用于民用领域，是未来的主要发展方向，固态运输仍处于研发升级阶段。3）加注：加 氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即 氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。4）应用：氢气下游应用广泛，涉及 交通领域、工业及能源领域和建筑领域等，氢燃料电池为当前政策主推的新兴方向。

 

2. 上游制氢：副产氢兼具减碳&成本优势，绿氢长期降本空间大

2.1. 三条主流制氢路径，制氢纯度体现应用差异

氢气目前主要有三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制 氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。此外还有其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但仍 然处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。我国氢能的生产利用已较为广泛，制成 的氢气主要应用在工业原料或生产供热中，工业制氢已经成为较多化工、新能源、环保企业的主营业务之一。

高纯度低硫低碳的氢气制取为未来燃料电池用氢的攻关重点。1）从供给端制 氢纯度来看，氢气品质取决于制取工艺和提纯方式，氢气纯化技术一般包括变压吸 附（PSA）、低温分离、膜分离、金属氢化法和氢化脱氢法等，其中变压吸附工艺成 熟成本低，为当前最常用的提纯方式。化石能源制氢通常采用制取+提纯一体化装 置，未区分提纯成本，工业副产氢提纯成本通常为 0.1~0.7 元/Nm³。经提纯后，煤 制氢所得氢气纯度较低为 99.90%，天然气制氢和工业副产氢纯度可以达到 99.99% 以上，PDH 副产氢和碱性电解水制氢的纯度可达 99.999%。质子交换膜电解水的产 物中纯度最高，可达 99.9995%以上，但尚未实现产业化应用。

2）从需求端各类用氢标准来看，参考国家标准，质子交换膜燃料电池用氢气的纯 度要求为 99.97%，低于工业用纯氢、高纯氢、超纯氢的纯度要求，但对杂质含量的要求 更为严格，其中 CO 含量要求为高纯氢的 1/5，总硫（以 H2S 计）要求控制在 4ppb 含量 以下，主要是 CO 和硫化物对燃料电池催化剂具有毒化作用。在实际应用中，一般要求 车用主流燃料电池技术质子交换膜燃料电池（PEMFC）需要氢气纯度大于 99.99%，亿 华通要求其燃料电池必须使用水电解制氢，因为水电解制取的氢气不含硫成分。

 

双碳背景下，制氢将逐步由目前灰氢和蓝氢为主转向绿氢为主。国内现阶段氢气主 要由化石能源制氢或副产氢获得，所获得的氢气多为灰氢和蓝氢，仍然存在一定程度的 碳排放和环境污染。为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主要有两种发展路径：

1）发展蓝氢，即在灰氢制作过程中结合 CCUS 降低碳排放，但化石能源制氢及工业副 产氢最多只能降低 80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。2）发展绿氢，即待 可再生能源占比提升、电价成本下降、电解槽技术升级成本下降后，全面推广电解水制 氢，通过绿氢助力深度脱碳，推动碳达峰和碳中和的实现。

2.2. 化石能源制氢技术成熟，性价比高

2.2.1. 煤制氢成本约 10 元/kg，考虑碳捕集后成本约 16 元/kg 煤制氢成本的主要影响因素为煤炭价格，煤炭价格 450 元/吨时，煤制氢成本约 10 元/kg。煤制氢成本测算关键假设如下：1） 制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为 90000m³/h。2） 总投资：建设投资共 12.4 亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设 施），折旧年限 10 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用线性折旧。3） 煤炭成本：煤炭不含税价格为 450 元/吨。考虑生产过程的转换关系，假设每立方米 氢气所需煤炭为 0.76kg，折合每千克氢气需要煤炭 8.46kg，约合每千克氢气煤炭成本 3.8 元。

4） 其他原料成本：假设氧气外购价格为 0.5 元/m³，电价为 0.56 元/度，新鲜水价格为 4 元/m³，；同时假设每立方米氢气所需氧气 0.42m³，电 0.043 度。5） 财务费用：按建设资金 70%贷款，年利率为 5%。经测算，在煤炭价格为 450 元/吨的情况下，煤制氢成本为 9.73 元/kg，此时煤炭成 本约占总成本 39%。煤制氢工艺下，每制备 1kg 氢气会伴生约 19kg 二氧化碳，产生考 虑碳捕集情况下成本为 16.38 元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当 煤炭价格在 200~1000 元/吨时，煤制氢成本介于 7.62~14.39 元/kg。（报告来源：未来智库）

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2.2.2. 天然气制氢成本约 15 元/kg，考虑碳捕集后成本约 18 元/kg 天然气制氢成本的主要影响因素为天然气价格，当天然气价格为 2.5 元/m³时，天然 气制氢成本约 15 元/kg。测算关键假设如下：1） 制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为 90000m³/h。2） 总投资：建设投资共 6 亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运 设施），折旧年限 10 年，残值率 5%，年修理费 3%，采用线性折旧。3） 天然气成本：假设天然气不含税价格为 2.5 元/m³，每立方米氢气所需天然气为 0.4 m³，折合每千克氢气需要天然气 4.48m³，对应每千克氢气生产需要天然气 成本 11.2 元。4） 其他原料成本：假设电价为 0.56 元/度，新鲜水价格为 4 元/m³，3.5MP 蒸汽价 格为 100 元/吨，1.0MP 蒸汽价格为 70 元/吨。5） 财务费用：按建设资金 70%贷款，年利率为 5%。

经测算，在天然气价格为 2.5 元/m³的情况下，天然气制氢成本为 14.61 元/kg，天然 气成本约占总成本 77%。天然气制氢工艺下，每制备 1kg 氢气会伴生约 9.5kg 二氧化碳， 考虑碳捕捉情况下，考虑碳捕集情况下成本为 17.93 元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当天然气价格在 1~5 元/m³时，天然气制氢成本介于 7.88~25.80 元/kg。

2.3. 工业副产氢成本约 9~22 元/kg，兼具减碳&成本优势放量潜力大

工业副产氢潜力亟待挖掘，助力化工企业低碳发展。工业副产氢在生产化工产品的 同时得到氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等副产工艺。我国工 业副产氢潜力大，但目前资源利用率较低。我国工业副产氢年产量约 900~1000 万吨，氯碱 企业每年副产氢气放空率高达 30％，其中 2017 年有 25 万吨工业副产氢被放空。目前多 家传统化工上市公司已将副产氢列入重要发展方向。由于其显著的减排效果和较高的经 济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过渡阶段的较优途径之一。

工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本，各类副产氢综合成本介于 9~22 元 /kg 之间。工业副产氢除生产所需的原材料等生产成本外，由于工业副产物往往是多种 气体的混合，为获得较纯的氢气需要进行提纯，工业副产氢常用变压吸附（PSA）提纯 工艺，提纯后产氢纯度普遍到达 99.99%以上。由于各类原料气的杂质组分和氢气含量有 差异，提纯成本往往介于 0.1-0.7 元/Nm³之间。

 

2.4. 电解水制氢成本约 30 元/kg，电价降至 0.15 元/度与蓝氢平价

碱性电解水工艺成熟成本最低，PEM 电解水已初步商用。电解水制氢主要工艺路 线为碱性电解、PEM 电解和 SOEC 电解。其中碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较 低；PEM 电解水流程简单、能耗较高，已经实现初步的商用；但因为设备需要使用贵金 属电催化剂铱、铂、钌等材料，目前成本较高，是中长期电解水发展的主要方向。固体 氧化物水电解槽采用水蒸气电解，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。

当电价为 0.4 元/度时，碱性电解水制氢成本约 30 元/kg。测算关键假设如下：1） 制氢规模：采用碱性电解水，制氢装置规模为 1000Nm³/h，年有效利用时间 2000 小时，年制氢规模 200 万标方。2） 总投资：设备投资 850 万元，折旧年限 10 年，残值率 5%，按直线法折旧；土 建及设备安装 150 万元，折旧年限 20 年，残值率 5%，按直线法折旧。3） 电费成本：假设电解水制氢所用电价为 0.4 元/度，每单位氢气消耗电量 5 度 /Nm³。4） 其他原料成本：纯水价格为 3.5 元/吨，KOH 价格为 10,000 元/吨，冷却费用 0.2 元/度。同时假设每 Nm³氢气消耗纯水 0.01 吨/Nm³，KOH0.0004kg/Nm³，冷却 0.001 度/Nm³。5） 人工和运维费用：人员费用 32 万元/年；运营维护 10 万元/年。经测算，在电价为 0.4 元/度的情况下，天然气制氢成本为 30.11 元/kg。

电解水制氢的主要影响因素为电价成本，当电价为 0.4 元/度时，电费占电解水制氢 总成本的比例超 70%。其他条件不变，当电价介于 0.1~0.6 元/度时，碱性电解槽电解水 制氢的成本介于 13.31~41.31 元/kg。

三大因素驱动绿氢降本：电价下降、电解槽降本、技术进步。1）可再生能源度电 成本下降：2）电解槽成本下降：由于 电解槽供应链规模的加速发展，过去四年电解槽成本下降了 40%，根据彭博数据，2021 年，中国的碱性电解槽系统成本为 300 美元/千瓦，而欧美同类产品和 PEM 电解槽则分 别为 1200/1400 美元/千瓦。3）技术进步带来能效提升&原料优化：最新研究显示，目前 大多数电解槽制氢效率约为 75%（52.5kWh/kg），每年生产 100 万吨氢气需要 14GW 的 可再生能源，而目前最新的 Hysata 电解槽能以 95%（41.5kWh/kg）的效率电解制氢，每 年生产 100 万吨氢气仅需 11GW 的可再生能源。由于材料及催化剂的优化，设备折旧、 其他原材料成本也有望降低 50%以上。

 

当电价为 0.15 元/kg 时绿氢与蓝氢平价，2050 年绿氢成本有望降至 10 元/kg。根据 敏感性测算，假设其他条件不变，随着电力成本下降，当可再生能源电费为 0.15 元/kWh 时，电解水制氢成本为 16.11 元/kg，基本实现与蓝氢平价。而根据氢促会预测，在可再 生能源电价、电解槽成本下降、制氢效率提升等多重因素驱动下，到 2050 年国内绿氢 制备成本有望降至 10 元/kg。

3. 中游储运：气态储运为主，大规模运输关键瓶颈环节

固液气三种储氢路线，气态储氢最为成熟。从储氢方式来看，当前阶段，储氢方式 主要有四种：1）高压气态储氢：技术成熟度最高，已得到广泛应用，但体积储氢密度较 低，安全性较差；2）低温液态储氢：技术较成熟，但氢气液化难度较大，安全性较差， 现多用于航空航天项目；3）有机液化储氢：有机液态储氢是指利用氢气与有机介质的 化学反应，进行储存、运输、释放，当前仍存在脱氢温度高、效率低、能耗大的问题， 新型有机储氢介质的开发势在必行；4）固态储氢：指利用物理或化学吸附将氢气储存 在固体材料之中，但是当前技术下，室温下储氢量过低，且固体材料制备昂贵。有机液 化储氢和固态储氢技术在单位储氢密度、安全性方面占有优势，但目前技术成熟度较低， 是各国正在探索的新技术。

气态长管拖车技术成熟短距离具备成本优势，液态储运适合大规模长距离运输为长 期发展方向。从运输方式来看，气态长管拖车运输成本随距离增加而显著增大，因而具 有短距离运输的成本优势，是国内目前主要运输方式；气态管道运输和低温液态运输是 大规模长距离运输的最佳途径，但目前成本较高；有机液体运输和固态运输都是安全性 较高的运输手段，但均处于技术探索阶段。当前气态长管拖车运输路线最为成熟，受运 输规模小和经济距离短的限制，储运环节为氢能源向下游大规模推广应用的瓶颈所在， 未来氢能源的推广亟待管道运输和液态储运技术路线的突破。

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3.1. 长管拖车气态储运的成本约 7.79 元/kg，短途运输占优

当氢源距离为 100km 时，20Mpa 长管拖车气态储运的成本约 7.79 元/kg。随氢源 距离增加，可变成本迅速提高，因而长管拖车适宜短途运输氢气，经济性较高。长管拖车运氢成本测算关键假设如下：1）拖车运输效率：长管拖车满载氢气质量（20MPa）350kg，管束氢气残余率 20%，拖车一年 365 天均可工作，每日工作时长 15h，拖车充卸氢气时长 5h，拖车平均行驶速 度 50km/h，当氢源距离 100km 时，可求得每日拖车可以往返 1 次加氢站，可运输氢气 量 280kg/天。

2）设备折旧：车头投资额 40 万元，管束投资额 100 万元，折旧年限均为 10 年。3）其他固定成本：配备两名驾驶员和两名装卸员，人员费用共 40 万/年，车辆保险 费用 1 万元/年。4）可变成本：拖车百公里油耗 25L，柴油价格 6.5 元/L，可计算出对应油费；车辆 保养费用 0.3 元/kg，过路费 0.6 元/kg；氢气压缩耗电 1kwh/kg，电价 0.6 元/kwh，可计 算出对应电费。

经测算，在氢源距离 100km 的情况下，长管拖车运氢成本为 7.79 元/kg。对运氢成 本关于氢源距离的敏感性进行了测算，结果显示，随着氢源距离从50km增加到500km， 运氢成本显著提高，从 4.19 元/kg 增加到 20.38 元/kg。气态长管拖车运输成本主要来源 于油耗和人工成本，降本空间小，随着管束工作压力从 20Mpa 提至 50Mpa，单位运输 成本有望下降。（报告来源：未来智库）

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3.2. 液态&管道储运为突破大规模远距离运输的重要方向

低温液态储运、气态管道运输适合大规模长距离运输，符合长期氢能储运发展方向。2022 年 2 月 10 日，国家发改委和国家能源局联合印发了《关于完善能源绿色低碳转型 体制机制和政策措施的意见》，意见指出，在满足安全和质量标准等前提下，探索输气管 道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。

低温液态储运当前成本主要集中于前期研发阶段的一次性投入。低温液态储氢具有 能量密度大、体积密度大、加注时间短等优势，基本原理是将氢气压缩冷却至-253℃并 使其液化储存在绝热装置。氢气液化系统和储氢容器是氢气液化储存的关键装置。低温 液态储氢的液化过程能耗较高，对储氢容器的材料要求也高，因此当前低温液态储氢的 技术难度较大，研发投入要求高。

气态管道运输当前成本主要集中在前期管道建设。管道运输压力相对较低，一般为 1-4Mpa，具有输氢量大、能耗小、成本低等优势，但建设管道的前期投资较大。在氢能 发展的中远期阶段，随着氢能在能源结构中地位的提升，可再生能源丰富的西北地区有 望成为氢能主要的供应地区，而东南沿海地区则是主要的氢能源消费地，气态管道运输 可低成本、低能耗地完成氢能跨域运输的任务。我国输氢管道长度较短，仅 100km，与 美国已有的 2500km 输氢管道、欧洲已有的 1598km 输氢管道相比，规模差距较大，未 来有望迎来建设高峰。

利用现有的天然气管道掺氢是目前解决建设纯氢管道成本过高的有效方式。天然气 管道掺氢主要面临氢气进入管道之后造成氢脆、氢鼓泡、氢开裂的问题，其中，氢脆是 主要问题。国内正积极探索避免氢脆的最佳输气压力和掺氢比例，已有相关实验项目推 进。行业规范也正在制定：2021 年 7 月，中国标准化协会批复了《氢气输送工业管道技 术规程》的编制工作。

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4. 中游加注：加氢站超前建设，加注成本尚高

4.1. 规模化降本&政策驱动加氢站建设，多地加速加氢站布局

2035 年远期目标 2000 座加氢站，规模化建设有望降低成本。2017 年中国共建成 10 座加氢站，截至 2021 年，中国共有加氢站 218 座，四年复合增长率为 116.08%，实现指 数型增长。中国 2035 年远期目标为建成 2000 座 加氢站，加氢站建设前景广阔。加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国 现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。根据供氢压力等级不同，加氢站有 35MPa 和 70MPa 两种压力。据中国氢能联盟数据显 示，我国建设一座日加氢能力 500kg、加注压力为 35MPa 的加氢站投资成本接近 1200 万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的 3 倍，其中设备成本占投资成本（不含 土地费用）的 80%以上，随着规模化建设或加油/加氢/加气站合建，单位加注成本有望 下降。

政策补贴驱动加氢站建设，多地推动加氢站快速布局。包括上海、重庆、广东、浙 江在内的多省市都明确提出对加氢站建设和运营进行补贴，补贴期限一般到 2023 年或 2025 年，并逐步退坡。补贴金额从数百万到一千万不等，具有高压强的固定式加氢站、 混合加氢站可以获得更高补贴。但政策往往对最高补贴比例有所限定，如 30%-50%。多 地明确土地费用不计入补贴范围，有效避免跑马圈地行为。运营过程中一般对不超过限 定售价的氢气进行补贴，同样具有补贴上限。

 

4.2. 加注成本约 11 元/kg，核心设备国产化推动降本

35Mpa 日加氢量 500kg 的加氢站满负荷运行，加注成本约 11.33 元/kg。假设加氢 站承担储运环节，氢源价格 20 元/kg，储运成本 7.79 元/kg，外供氢气价格 55 元/kg，则 中游储运+加注环节毛利率约 29%。测算关键假设如下：1）加氢装置规模：假设日加氢量 500kg/天，加注压力 35Mpa，年运行天数 300 天， 使用率 100%，则有年加氢量 150 吨。2）氢源价格：氢气出厂价格约 20 元/kg。3）储运成本：假设储运环节由加氢站完成，且采用长管拖车运输，则参照本文氢气 储运部份假设储运成本 7.79 元/kg。

4）加注成本：假设建设成本 1200 万元，土地成本 300 万元，则总投资 1500 万元， 建设成本折旧年限 15 年，土地折旧年限 30 年，则折旧费用 90 万元/年。对于财务费用， 假设人员费用 8 万元/人/年，共有员工 8 人，则每年人工成本 40 万元/年，运营维护 40 万元/年。加注成本综合考虑折旧费用和财务费用后共 11.33 元/kg。5）终端价格：假设终端用户加氢价格 35 元/kg，地方补贴 20 元/kg，则考虑补贴后， 加氢站外供价格 55 元/kg。测算结果为在使用率为 100%的情况下，储运+加注环节的利润率约为 28.9%。当 使用率约为 40%时，中游储运和加注环节无毛利空间。

加氢站核心设备国产化有望推动加注成本下降。目前加氢站核心设备依赖进口，包 括压缩机、 加氢枪及其软管、流量计、安全阀、氢气管道和阀件等。外供氢式加氢站的 建设成本中，压缩机成本占比约 30%。国内加氢站主要采用美国 PDC 隔膜压缩机，PDC 占 据着全球氢气隔膜压缩机约 70%-75%市场份额。但是近年，随着国内厂商的研发进展， 氢气压缩机国产化进程加快，已有国产厂商推出符合要求的 90Mpa 压缩机和 70Mpa 压缩 机。储氢装置加注设备、站控系统等设备也出现国产替代加速的趋势。伴随着规模化生 产的推进，加氢站核心设备的成本有望进一步下降。根据氢云链的预测，未来几年国内 加氢站建站成本每年至少按照 20-30%的速度下降。

 

5. 下游应用：氢燃料重卡经济性初现，燃料电池系统进入快速降本期

氢燃料电池车能量密度高&续航长，为长期战略部署方向。燃料电池车与电动车结 构相似，在蓄电池系统的基础上多出燃料电池系统和储氢系统。氢燃料电池和蓄电池分 别作为发电装置和储能装置配合工作，氢气与氧气反应产生电流，电能通过锂电池进行 存储，结合电机与电控实现电能到动能的转换。氢燃料电池具有能量密度高扭力大、续 航里程长、加氢快、清洁环保等优点，是未来长期战略部署方向。（报告来源：未来智库）

我国氢燃料电池车商用先行，成本为市场化推广的关键因素。我国氢燃料电池汽车 处于发展初期，在国家政策引导下，氢燃料电池客车、物流车等商用车率先示范应用。从产销量来看，2016-2019 年产量复合增速达到 65%。2020 受疫情影响略有滑坡，2021 年销量同比增长 35%达 1586 辆。从应用结构来看，截至 2019 年底，国内已接入平台的 氢燃料电池车 3712 辆，其中物流车占 60.5%，客车占 39.4%，乘用车占 0.1%，氢燃料 电池汽车商用先行，与电动车呈现出差异化发展的路径。成本是氢燃料电池车市场化应 用和推广的重要因素，当前我国燃料电池车发展仍依赖于政府补贴，在初始购置成本和 运营成本上较燃油车和电动车尚未体现出经济性优势。本文从消费者角度对客车、物流 车、重卡三类氢燃料电池车的全生命周期成本和经济性进行静态对比和动态测算。

燃料电池车从购置补贴调整为“以奖代补”，奖励侧重于大功率高吨位重卡。2020 年 4 月，将燃料电 池汽车的购置补贴调整为中央财政采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。2020 年 9 月，明确“以奖代补”对各类 燃料电池车的补贴规则。根据燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系，示范城市 群奖励为期 4 年，2020/2021/2022/2023 年奖励系数为 1.3/1.2/1.1/0.9，大功率高吨位的重 型货车将获得更多奖励资金，以 2022 年的奖励标准进行测算，功率≥110kw 且设计总 质量≥31 吨的重卡可享受 46.20 万元国家奖励。

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5.1. 经济性测算：补贴倾斜&能耗优势，氢燃料重卡优先实现平价

5.1.1. 氢燃料电池客车：初始购置成本高，全生命周期现金流出难以与燃油客车平价 氢燃料电池客车主要用于公交客车、公路客车、通勤客车等场景，根据公开招投标 信息，氢燃料电池公交车采购合同价基本在 200-300 万元/辆之间，燃料电池系统额定功 率主要以 45~65kw 为主。根据车百智库，氢燃料电池客车主要由燃料电池系统、蓄电池 系统、储氢系统、驱动系统、车身及其他设施构成，成本占比分别为 53%、8%、12%、 10%、17%。其中电堆为燃料电池的核心组件，电堆成本占燃料电池系统的 49%。

当前氢燃料电池客车从购置成本接近燃油客车 4 倍，年运维成本较燃油客车高 45%。以燃料电池系统额定功率 50kw 的 10.5 米氢燃料电池客车为例，分别与 10.5 米传统燃 油客车和 10.5 米纯电动客车进行对比测算，关键假设如下：

1） 售价：10.5 米氢燃料电池客车售价为 220 万元，10.5 米传统燃料客车售价 50 万元， 10.5 米纯电动客车售价 80 万元。2） 补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022 年燃料电池系统额定功率 50kw、10.5 米氢燃料电池客车国家奖励资金为 12.10 万元，假设国补和地补为 1:1， 则补贴合计 24.20 万元。10.5 米纯电动客车 2022 年享有国家补贴的最高额度为 6.48 万元，无地 方补贴。3） 能耗：氢燃料电池车百公里氢耗 7kg，传统燃油客车百公里油耗 20L，纯电动客车百 公里电耗 70kwh。4） 折旧：残值率均为 5%，按 8 年折旧。5） 维修：购置订单中包含 8 年全生命周期质保要求，核心部件的更换无需消费者付费。

纯电动客车 3 年实现与燃油车现金流平价，氢燃料电池车 8 年全生命周期现金流出 难以平价。从全生命周期现金流支出角度出发，纯电动客车第 3 年累计现金流支出低于传统燃油客车累计现金流支出，此后经济性优势逐年扩大。而氢燃料电池车由于固定成 本和可变成本均高于传统燃油客车，全生命周期累计现金流支出持续高于传统燃油客车， 目前不具备推广应用的替代的内生驱动力。

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5.1.2. 氢燃料物流车：年运维成本为燃油车的 71%，全生命周期成本尚未平价 氢燃料物流车已实现商业化推广，产品大部分集中在 7.5~9 吨，燃料电池功率集中 在 30~60kw，涵盖了厢式运输车、冷藏车、邮政车、保温车等车型。根据车百智库，以 9 吨级氢燃料物流车为例，燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统、驱动系统、车身及 其他设施的成本占比分别为 58%、11%、5%、4%、23%。

氢燃料物流车初始售价为燃油车的 5.5 倍，年运维成本为传统燃油车的 71%，年运 行成本（折旧+运维）高于燃油车。以燃料电池系统额定功率 50kw 的 9 吨及氢燃料电池 物流车为例，分别与传统燃油物流车和纯电动物流车进行对比测算，关键假设如下：

1） 售价：氢燃料物流车售价为 110 万元，传统燃油物流车售价 20 万元，纯电动物流 车售价 40 万元。2） 补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022 年 9 吨级 50kw 氢燃料电 池物流车国家奖励资金为 11.00 万元，假设国补和地补为 1:1，则补贴合计 22.00 万 元。公共领 域 N2 类纯电动货车 2022 年享有国家补贴的最高额度为 3.96 万元，无地方补贴。3） 能耗：氢燃料电池重卡百公里氢耗 2.8kg，传统燃油物流车百公里油耗 20L，纯电动 物流车百公里电耗 50kwh。

4） 折旧：残值率均为 5%，按运营期 8 年折旧。5） 维修：当前应用于物流车领域的燃料电池寿命基本达到 8000 小时，在物 8 年的 全生命周期使用过程中，氢燃料电池物流车需更换电堆 1 次，从消费者的角度，目 前氢燃料电池物流车订单中，大多数都已经包含氢燃料电池发动机系统的质保的要 求。蓄电池系统作为辅助动力无需更换。

纯电动物流车 3 年实现与燃油车现金流平价，氢燃料物流车车 8 年全生命周期累计 现金流出为燃油车的 1.5 倍。从全生命周期现金流支出角度出发，纯电动物流车第 3 年 累计现金流支出低于传统燃油物流车累计现金流支出，此后经济性优势逐年扩大。而氢 燃料物流车车由于固定成本高于传统燃油物流车，尽管年运维成本较低，但全生命周期 累计现金流支出持续高于传统燃油物流车，制造端成本下降将释放经济性优势。

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5.1.3. 氢燃料电池重卡：初始购置补贴高，全生命周期内较燃油重卡具备经济性优势 随着技术发展电堆功率增大，加上氢燃料电池政策补贴向重卡倾斜，氢能源重卡将 进入发展的快车道。以 110kw 的氢燃料重卡为例，燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系 统成本占比分别为 53%、17%、10%。

当前考虑初始补贴后氢燃料电池重卡购置成本与燃油重卡接近，运维成本为燃油车 的 90%，5 年全生命周期基本实现平价。以燃料电池系统额定功率 110kw 的氢燃料电池 重卡为例，分别与传统燃油重卡和纯电动重卡进行对比测算，关键假设如下：

1） 售价：氢燃料重卡售价为 140 万元，传统燃油重卡售价 40 万元，纯电动重卡售价 90 万元。2） 补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022 年燃料电池系统额定功率 110kw 氢燃料电池重卡国家奖励资金上限为 46.20 万元，假设国补和地补为 1:1，则 补贴合计 92.40 万元。纯电动重卡 2022 年享有国家补贴的最高额度为 2.80 万元，无地方补贴。3） 能耗：氢燃料电池重卡百公里氢耗 8.7kg，传统燃油重卡百公里油耗 42L，纯电动重 卡百公里电耗 240kwh。4） 折旧：残值率均为 5%，按运营期 5 年折旧。5） 维修：在重卡长达 5 年的全生命周期使用过程中，需更换电堆 0 次，蓄电池系统 作为辅助动力不需更换。

考虑初始购置补贴，氢燃料重卡运行期第 2 年与燃油重卡实现现金流平价。从全生 命周期现金流支出角度出发，氢燃料重卡和纯电动重卡在第 2 年累计现金流支出可低于 传统燃油重卡，此后经济性优势较燃油重卡逐年扩大。考虑初始补贴后的氢燃料重卡的 购置成本低于纯电动重卡，但氢燃料重卡运维成本是纯电动重卡的 1.8 倍，所以氢燃料 重卡相较于纯电动重卡不具备全生命周期的内生经济性。

 

5.2. 技术进步&规模化带动降本提效，预计 2026 年氢燃料重卡与纯电动平价

氢燃料电池车的降本主要涉及初始购置成本和运营成本两方面：1）初始购置成本：售价及补贴是影响初始购置成本的两大因素，其中售价取决于 车辆的制造成本。氢燃料电池系统：欧阳明高院士预测未来十年燃料电池发动机成本会大幅度下降。随着质子交换膜、气体扩散层等核心技术工艺成熟以及规模化生产，燃料电池系统成本 下降将带来单车售价下降。燃料电池系统由 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 年商用车燃料电池系统成本有望降至 2000 元/kw，到 2030 年有望降至 600 元/kw。我们假设 2022-2025 年氢燃料电池系统的成本年均降幅为 25%，2025-2030 年均降幅为 20%。

储氢系统：商用车储氢系统 2020/2025/2035 年成本分别为 5000/3500/2000 元/kg，2020-2025 年均降幅为 7%，2025- 2035 年均降幅为 5%。我们假设 2022-2025 年储氢系统年均降幅为 7%，2025-2030 年储 氢系统年均降幅为 5%。

蓄电池系统：2015 年至 2020 年期间，宁德时代动力电池系统平均售价从 2.28 元 /Wh 降至 0.89 元/Wh，年均降幅 17%。《2018 年中国汽车产业发展报告》预测到 2025 年 动力电池成本可以做到 0.55 元/Wh，依此推算 2020-2025 年均降幅为 9%。考虑原材料 成本上行等因素，我们保守预计 2022-2030 年动力电池价格年均降幅 5%。补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系，2021/2022/2023 年补贴系数分别为 1.2/1.1/0.9。我们假设 2024-2030 年补贴系数从 0.8 逐步降至 0.2。（报告来源：未来智库）

 

2）年运维成本：加氢价格和百公里氢耗是影响年运维成本的关键因素。氢气价格：随着工业副产氢以及可再生能源发电+电解水制氢的推广，制氢成本有 望下行，叠加加氢站规划化运作，终端加注价格将持续下行。当前考虑补贴的终端加氢 价格约 35 元/kg，我们预计 2025 年终端氢气加注价格为 30 元/kg，2030 年为 20 元/kg。百公里氢耗：行使效率提升百公里氢耗下降，我们假设百公里氢耗年均降幅为 3%。随着关键系统降本&加注成本下行&运营提效，根据以上关键指标的降本预测，假 设氢燃料电池车的毛利率为 28%不变，我们分别对氢燃料客车、氢燃料物流车和氢燃料 重卡的降本及经济性进行测算。

到 2030 年，氢燃料客车开始与燃油客车实现平价。在氢燃料电池系统、储氢系统、 蓄电池系统成本下降，以及氢气加注价格下降和燃料效率提升的预期下，到 2030 年氢 燃料客车初始购置成本仍高于同类传统燃油车和纯电动车，年运维成本低于传统燃油车， 但高于电动车；在不考虑电动车制造成本随蓄电池成本下降的情况下，至 2030 年氢燃 料客车全生命周期现金流出难以与电动客车实现平价。到 2026 年，氢燃料物流车与燃油物流车实现平价。在制造成本和运维成本下降的 预期下，到 2026 年氢燃料物流车初始购置成本降至燃油车的 2.6 倍，年运维成本为传统燃油车的 58%，在运营期的第 8 年将与燃油物流车在累计现金流出上实现平价；在不考 虑电动车制造成本随蓄电池成本下降的情况下，至 2030 年氢燃料物流车全生命周期现 金流出难以与电动物流车实现平价。

预计 2026 年开始考虑初始补贴后的氢燃料重卡与纯电动重卡实现平价。氢燃料电 池系统、储氢系统、蓄电池系统成本下降将带动整车制造成本下行，随着氢气加注价格 下降以及燃料效率提升，同步考虑纯电动重卡的售价随动力电池成本下降而下行，到 2026 年氢燃料电池重卡全生命周期现金流出与纯电动重卡实现平价。

 

平价节点分析：1）在初始补贴支持下，2022 年氢燃料重卡在运营期的第 2 年累计现金流支出低于燃油重卡，其后与燃油重卡相比经济性优势逐渐扩大，2026 年氢燃料重 卡全生命周期现金流出开始低于纯电动重卡，且由于初始购置成本较低，在运营期的第 1 年即可体现现金流优势；2）若不考虑初始补贴，2025 年开始氢燃料重卡可以与燃油 重卡实现全生命周期现金流平价。在我们的降本预期下，从 2027 年开始氢燃料重卡售 价低于纯电动重卡，从 2029 年开始氢燃料年运维成本低于纯电动重卡，到 2029 年氢燃 料重卡全生命周期现金流支出低于纯电动重卡。

*文章来源于 未来智库

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