（報告出品方/作者：東北證券）

1. 氫能有望成為未來能源體系的重要組成部分

1.1. 碳中和背景下氫氣的能源屬性有望逐漸顯現(xiàn)

氫能是一種高效、清潔的能源形式。作為世界上密度最小的氣體，氫氣的熱值約為 140MJ/kg，高達煤炭、汽油等傳統(tǒng)燃料的 2 倍以上。同時，氫氣直接燃燒或通過燃料電池發(fā)電的產(chǎn)物為水，能夠?qū)崿F(xiàn)真正的零碳排放，對環(huán)境不造成任何污染。此外， 氫是宇宙中含量最多的元素，大約占據(jù)宇宙質(zhì)量的 75%，地球上豐富的水資源中蘊含著大量可供開發(fā)的氫能。

全球碳中和的背景下，氫氣的能源屬性有望逐漸顯現(xiàn)。隨著近年來全球主要經(jīng)濟體陸續(xù)提出長期碳中和目標(biāo)，預(yù)計氫氣的能源屬性將逐漸 顯現(xiàn)，應(yīng)用領(lǐng)域?qū)⒅鸩酵卣怪岭娏Α⒔煌ā⒔ㄖ葓鼍啊?/span>

近年來全球主要經(jīng)濟體陸續(xù)提出氫能發(fā)展規(guī)劃與目標(biāo)，將氫能的發(fā)展上升至戰(zhàn)略高 度。美國能源部 2020 年底發(fā)布氫能發(fā)展計劃，從技術(shù)、開發(fā)、應(yīng)用等多個角度 對氫能產(chǎn)業(yè)進行了戰(zhàn)略規(guī)劃，預(yù)計到 2050 年氫能在美國能源消費總量中的占比可達到 14%。歐盟則于 2020 年 8 月提出氫能發(fā)展戰(zhàn)略，重點發(fā)展可再生能源制氫， 計劃在 2024/2030 年前部署 6/40GW 以上的可再生能源電解水制氫設(shè)備，分別實現(xiàn)可再生能源制氫量 100/1000 萬噸。我國的《國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃 和 2035 年遠景目標(biāo)綱要》中也將氫能和儲能列入前瞻謀劃的未來產(chǎn)業(yè)，未來將重點 進行發(fā)展布局。

1.2. 可再生能源制氫是長期方向

1.2.1. 目前化石能源仍是氫氣的主要來源

目前成熟的制氫手段主要包括化石能源重整制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫以及 電解水制氫三種。雖然通過碳捕捉與封存技術(shù)（CCS）可有效降低化石能源制氫過程中產(chǎn)生的碳排放，但長期來看只有可再生能源電解水制備的“綠氫”才能 實現(xiàn)真正的零碳排放。

目前可再生能源制氫占比較小，化石能源制氫仍是主要的氫氣來源。在“富煤、貧油、少氣”的能源結(jié)構(gòu)下，目前國內(nèi)煤制氫的占比超過 60%， 電解水制氫的比例則不到 2%。因此，可再生能源制氫仍然任重道遠，未來 的發(fā)展空間巨大。

1.2.2. 成本是制約可再生能源制氫大規(guī)模發(fā)展的主要因素

目前可再生能源制氫的成本仍然較高。全球范圍內(nèi)，化石能源制氫的成本基本低于 2 美元/kg，而電解水制氫的成本則通常高達 4-5 美元/kg。因此，從經(jīng)濟性的角度出發(fā)，可再生能源制氫大規(guī)模發(fā)展的條件尚不 具備。

電費與設(shè)備投資是可再生能源電解水制氫主要的成本構(gòu)成。理論上，電解水產(chǎn)生 1kg 氫氣所需的耗電量約為 30kWh，當(dāng)前電解水制氫的能量轉(zhuǎn)換效率一般為 60%上下， 因此實際的耗電量大致為 50kWh/kg 左右。對不同電價與設(shè)備投資成本下電解水制氫的成本進行了測算，結(jié)果表明即便不考慮其他費用，在大多數(shù)情況下電解水制氫的成本都超過 2 美元/kg，明顯高于化石能源制氫的成本。

2. 氫儲能長期潛力巨大

2.1. 氫能將在未來的電力體系中占據(jù)重要位置

2.1.1. 未來的電力儲能場景將更為豐富

在可再生能源取代傳統(tǒng)化石能源裝機成為電力系統(tǒng)主體的過程中，儲能的地位將更 加獨立。為實現(xiàn) 2050 年凈零排放的目標(biāo)，風(fēng)電、光伏在發(fā)電量中的占比需接近 70%。隨著傳統(tǒng)化石能源逐漸退出歷史舞臺，電力系統(tǒng)將進行徹底的重構(gòu)，儲能則將作為相對獨立的主體發(fā)揮更為重要的作用。

預(yù)計未來儲能的應(yīng)用場景將更為豐富，首先體現(xiàn)在時間維度上。傳統(tǒng)的化石燃 料發(fā)電具有較好的穩(wěn)定性，只要保證燃料供應(yīng)與設(shè)備運行正常就基本可以按計劃輸 出電量，而風(fēng)力、太陽能等可再生能源在不同長短的時間維度上均具有天然的波動性。在未來的電力系統(tǒng)中，新能源裝機在不同時間維度上的發(fā)電波動 都需要通過儲能進行平滑。

在時間維度以外，儲能在未來電力系統(tǒng)中的作用還將體現(xiàn)在空間維度。隨著新能源逐漸替代傳統(tǒng)的化石能源裝機，能量在空間上的不均衡性將愈發(fā)明顯。因此，在未來的電力體系中，更多比例的可再生能源需要通過不同的儲能形式實現(xiàn)空間上的轉(zhuǎn)移。

2.1.2. 氫能有望成為長時間、跨區(qū)域儲能的長期方案

長期來看，氫能有望成為一種重要的電力儲能形式。無論是在時間維度還是空間維度，未來儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景都將更為豐富，儲能的形式也將更加多樣化，我們?nèi)匀豢春脷淠?作為一種儲能形式的長期潛力。

氫儲能主要適用于長時間、跨區(qū)域的儲能場景。首先在儲能時長上，氫儲能基本沒有剛性的儲存容量限制，可根據(jù)需要滿足數(shù)天、數(shù)月乃至更長時間的儲能需求，從 而平滑可再生能源季節(jié)性的波動。此外，氫能在空間上的轉(zhuǎn)移也更為靈活，氫氣的 運輸不受輸配電網(wǎng)絡(luò)的限制，可實現(xiàn)能量跨區(qū)域、長距離、不定向的轉(zhuǎn)移。最后， 氫能的應(yīng)用范圍也更為廣泛，可根據(jù)不同領(lǐng)域的需求轉(zhuǎn)換為電能、熱能、化學(xué)能等多種能量形式。

氫儲能與電化學(xué)儲能的互補性強于競爭性。氫儲能在能量密度、儲能時長上具有較大優(yōu)勢，在能量轉(zhuǎn)換效率、響應(yīng)速度等方面 則相對較差。因此氫儲能與電化學(xué)儲能并不是非此即彼的競爭關(guān)系，而是互為補充，共同支撐未來電力系統(tǒng)的平穩(wěn)運行。

2.2. 氫儲能成本有較大下降空間

2.2.1. 可再生能源制氫的電費成本將持續(xù)下降

新能源的發(fā)電成本仍有較大下降空間。隨著技術(shù)進步與產(chǎn)業(yè)規(guī)模提升，未來新能源的發(fā)電成本仍有較大下降空間。2021 年 6 月，國內(nèi)光伏項目的中標(biāo)電價創(chuàng)下新低，四川甘孜州正斗一期 200MW 光 伏基地的中標(biāo)電價僅為 0.1476 元/kWh。

除了新能源整體發(fā)電成本的降低，未來電力市場中的峰谷價差也將持續(xù)拉大，電解 水制氫將有更多可利用的低電價時段。隨著新能源發(fā)電占比的上升，未來電力供給的不穩(wěn)定性將持續(xù)上升，電力市場中價格的波動范圍也將擴大。對于氫儲能而言，季節(jié)性的電價波動將帶來潛在的跨期套利空間，長期來看可再生 能源制氫的經(jīng)濟性存在較大的提升空間。

未來，風(fēng)電與光伏的棄電將成為電解水制氫重要的電力來源。在以可再生能源為主體的電力系統(tǒng)中，為了保證穩(wěn)定的電力供應(yīng)，裝機的冗余程度將明顯加大，因此長期來看棄風(fēng)、棄光電量將不可避免地上升。未來，棄風(fēng)棄光電量的消納將成為氫儲能的重要應(yīng)用場景，這部分零成本甚至負成本的電量可作為電 解水制氫的重要電力來源。

2.2.2. 電解水制氫設(shè)備存在較大降本空間

堿性水電解與質(zhì)子交換膜水電解是當(dāng)前主流的電解水制氫方式。目前堿性水電解與 PEM 的產(chǎn)業(yè)化程度相對較高，前者的優(yōu)勢在于技術(shù)成熟、成本低，但快速啟動與變載能 力相對較差；后者的優(yōu)勢在于效率高，運行靈活，與風(fēng)電、光伏的適配性更佳，但 當(dāng)前的成本仍然較高。

電解槽是電解水制氫系統(tǒng)的核心部分。電解水制氫系統(tǒng)由電解槽及輔助系統(tǒng)組成， 其中電解槽是電解反應(yīng)發(fā)生的主要場所。從成本構(gòu)成來看，電解槽在制氫系統(tǒng)總成本中的占比約為 40%-50%，此外電力轉(zhuǎn)換系統(tǒng)、水循環(huán)系統(tǒng)以及氫氣收集系統(tǒng)也在總成本中占據(jù)較 高的比例。

通過材料與設(shè)計的優(yōu)化，未來電解槽的成本與性能有較大提升空間。目前堿性水電解槽的技術(shù)已較為成熟，主要成本為隔膜與電極（鍍鎳不銹鋼），后續(xù)主要的降本路徑為開發(fā)厚度更薄、電導(dǎo)率更高的新型隔膜，與此同時提升電極與催化劑在堿性環(huán) 境中的壽命。2050 年堿性 水電解槽與 PEM 電解槽的成本有望達到 100 美元/kW 以下，較當(dāng)前水平下降 60% 以上。

除了技術(shù)層面的進步，產(chǎn)業(yè)化程度的提升也將對電解水制氫系統(tǒng)成本的降低產(chǎn)生積 極貢獻。一方面，隨著設(shè)備單體規(guī)模的擴大，電力轉(zhuǎn)換、氣體處理等模塊的單位成 本將被攤薄；另一方面，生產(chǎn)規(guī)模的擴大也將降低單臺設(shè)備分?jǐn)偟闹圃熨M用。參照光伏、鋰電池行業(yè)的發(fā)展歷 程，隨著規(guī)模與產(chǎn)業(yè)化程度的提升，電解水制氫設(shè)備的平均成本有望進入快速下降 通道。

綜上，電費成本的降低與設(shè)備端的降本增效將共同推動氫儲能經(jīng)濟性的提 升。2030 年全球范圍內(nèi)可再生能 源電解水制氫的平均成本將降至 2.3 美元/千克，與 2020 年 5.4 美元/千克的水平相 比下降超 50%。而在一些風(fēng)力、太陽能資源較好的地區(qū)，可再生能源電解水制氫的成本將低至 1.4 美元/千克，達到與化石能源制氫成本相當(dāng)?shù)乃健?/span>

3. 氫能產(chǎn)業(yè)化尚需時日

3.1. 當(dāng)前氫氣的儲運仍面臨較大挑戰(zhàn)

3.1.1. 氫氣的儲運成本較高

氫氣的儲存與運輸具有較大難度。一方面，氫氣是世界上密度最小的氣體，體積能 量密度較低，擴散系數(shù)較大；另一方面，氫氣的燃點較低，爆炸極限寬，對儲運過 程中的安全性也有極高的要求。

氫氣儲運可分為氣態(tài)儲運、液態(tài)儲運以及固態(tài)儲運三種方式。其中，氣態(tài)儲運的成本較低、充放氫速度較快，但儲氫密度與運輸半徑較為有限；液態(tài)儲運的儲氫密度 較大，但設(shè)備投資與能耗成本較高；固態(tài)儲運則在潛艇等特殊領(lǐng)域有所應(yīng)用，整體 仍處于小規(guī)模試驗階段。

現(xiàn)階段氫氣的儲運成本仍然較高。當(dāng)前不同形式的氫氣運輸成本大致為 2 美元/千克，終端的氫氣加注成本則高達 5 美元/千克左右。因此，若想在終端實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性，未來氫氣儲運環(huán) 節(jié)的成本仍需大幅降低。

3.1.2. 氫氣儲運成本的降低有賴于基礎(chǔ)設(shè)施的完善

對于氫氣的短途運輸而言，高壓氣態(tài)儲運仍將是主要的手段。目前儲氫瓶+長管拖車是應(yīng)用最為廣泛的氫氣儲運形式，所需的運輸成本與基礎(chǔ)設(shè)施投入相對較低，但 運輸規(guī)模與運輸半徑也較為有限。根據(jù)材料的不同，可將儲氫瓶分為純鋼制金屬瓶 （I 型）、鋼制內(nèi)膽纖維纏繞瓶（II 型）、鋁內(nèi)膽纖維纏繞瓶（III 型）和塑料內(nèi)膽纖 維纏繞瓶（IV 型）4 種。從儲氫密度、輕量化等角度出發(fā)，IV 型瓶與高壓儲運的優(yōu)勢 更為明顯，隨著國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)的逐步完善以及國產(chǎn)化程度的不斷提升，長期來看 IV 型瓶有望在國內(nèi)逐步得到應(yīng)用。

除了高壓氣態(tài)儲運，輸氫管道也是氫氣儲運體系的重要組成部分。輸氫管道可實現(xiàn)大規(guī)模、常態(tài)化 的氫氣長途運輸，截至 2016 年全球已有超過 4500 公里的輸氫管道，其中大部分位于美國與歐洲。

在氣態(tài)形式之外，氫氣的液態(tài)儲運同樣具有較大的發(fā)展?jié)摿Α?/span>由于氫氣的臨界溫度約為-240℃（在此溫度以上無論怎樣增大壓強也不能使氫氣液化），液化氫氣需要耗費大量的能量（15kWh/kg 以上），當(dāng)前高昂的成本是氫氣液態(tài)儲運的主要障礙。在低溫液態(tài)儲運以外，液氨儲氫或有機液態(tài)儲氫（LOHC）也是潛在的方案，通過液氨、烯烴、炔烴或芳香烴等儲氫劑和氫氣產(chǎn)生可逆反應(yīng)實現(xiàn)加氫和脫氫， 能耗相對較低，但工藝與裝置較為復(fù)雜，目前基本沒有實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用。

最后，加氫站也是氫氣儲運體系的重要組成部分。對于氫燃料電池汽車等小而分散 的終端用氫需求，加氫站是必不可少的中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)。從加氫站的種類來看，全球范圍內(nèi) 70MPa 的高壓氣態(tài)加氫站為主流，日本、美 國與德國還有部分液氫加氫站，國內(nèi)目前則主要以 35MPa 加氫站為主。

當(dāng)前加氫站的建設(shè)成本較高，前期鋪設(shè)仍需外部推動。氣態(tài)加氫站所需的平均投資為 140 萬美元（日加氫能力 770kg）， 液態(tài)加氫站的投資成本則為 190-420 萬美元（日加氫能力 1400-1620kg），其中壓縮 機、儲氫罐、制冷設(shè)備、加氫裝置是投資成本的主要構(gòu)成部分。因此，未來盈利能力的提升一方來自設(shè)備成本的降低，另一方面則來自下游加氫需求的增長對設(shè)備投資、運營成本的攤薄。此外，傳統(tǒng)石化企業(yè)亦可通 過對原有加油站的改造升級實現(xiàn)自身的清潔能源轉(zhuǎn)型。

3.2. 氫能的下游應(yīng)用空間尚未充分打開

3.2.1. 氫能有望在部分傳統(tǒng)工業(yè)領(lǐng)域率先得到應(yīng)用

作為一種清潔高效的能源與還原劑，氫氣可在部分工業(yè)領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源的替代。以鋼鐵行業(yè)為例，目前全球大部分的鋼鐵仍然來自傳統(tǒng)的高爐工藝，即 通過焦炭對鐵礦石進行還原，生產(chǎn)過程中將產(chǎn)生大量的二氧化碳排放。而直接還原鐵工藝（DRI）+電爐可作為高爐煉鋼的替代方案，通過利用可再生能源電解水制取 的“綠氫”替代焦炭，鋼鐵生產(chǎn)過程中的碳排放將大大降低。目前氫冶金已開始逐步在德國、日本、瑞典等發(fā)達地區(qū)推廣，隨著可再生能源制氫成本的持續(xù)降低以及 全球范圍內(nèi)碳交易的普及，預(yù)計“綠氫”將在工業(yè)領(lǐng)域得到更加廣泛的應(yīng)用。

考慮到當(dāng)前氫氣的儲運成本仍然較高，短期內(nèi)靠近用戶側(cè)的可再生能源制氫項目有 望率先迎來發(fā)展。例如，2019 年國內(nèi)煤制烯烴巨頭寶豐能源啟動了 200MW 光伏發(fā) 電及 2 萬標(biāo)方/小時電解水制氫儲能及綜合應(yīng)用示范項目，在生產(chǎn)基地中部署光伏發(fā) 電與電解水制氫系統(tǒng)，制取的氫氣和氧氣可直接就地用于煤制甲醇的生產(chǎn)。根據(jù)目前部分投產(chǎn)的情況，光伏制氫的綜合成本可控制在 1.34 元/標(biāo)方，公司預(yù)計未來成 本有望進一步降低至 0.7 元/標(biāo)方，基本與化石能源制氫的成本相當(dāng)。

3.2.2. 氫燃料電池仍處于起步階段

我們認為燃料電池是氫能最具長期發(fā)展?jié)摿Φ南掠螒?yīng)用之一。從效率的角度出發(fā)， 氫燃料電池不受卡諾循環(huán)的限制，能量轉(zhuǎn)換效率超過 50%，是傳統(tǒng)內(nèi)燃機的 2-3 倍。近年來全球燃料電池出貨量保持快速增長，2020 年已超過 1.3GW，其中交通領(lǐng)域占 據(jù)了最大的比例，固定式的燃料電池也開始逐漸起步。

氫燃料電池汽車仍處于起步階段。截至 2020 年底，全球氫燃料電池汽車的保有量 僅有 3 萬余臺，主要集中在美國、中國、日本與韓國。

考慮到氫燃料電池在產(chǎn)業(yè)化程度、基礎(chǔ)設(shè)施配套等方面明顯落后于鋰動力電池，預(yù)計產(chǎn)業(yè)的成熟仍需時日，短期內(nèi)全球各地區(qū)的支持政策將是主要的行業(yè)驅(qū)動因素。在國內(nèi)，2019 年前燃料電池汽車始終享 受較高的補貼額度，乘用車/輕型客貨車/重型客貨車的補貼上限分別為 20/30/50 萬 元，燃料電池汽車產(chǎn)銷量在補貼激勵下保持快速增長。“十三五”期間，國內(nèi)燃料電池汽車的銷量僅為 7345 輛，而根據(jù) 2020 年底中國汽車工程學(xué)會發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù) 路線圖 2.0》，2035 年國內(nèi)燃料電池汽車的保有量目標(biāo)高達 100 萬輛，為達成這個目標(biāo)，政策仍需保持較大的支持力度。

我們預(yù)計氫燃料電池將率先在商用車領(lǐng)域進行滲透。相較于鋰電池，氫燃料電池在 續(xù)航里程、加注時間、低溫適應(yīng)性上具有一定優(yōu)勢，更適用于長距離、大功率的商用車場景。目前，氫燃料電池客車/物流車的經(jīng)濟性明顯落后于純電動汽車，隨著氫燃料電池技術(shù)的進步以及氫氣制取、儲運成本的下降，長期來看氫燃料商用車生命周期內(nèi)的全 持有成本（TCO）有望下降到與純電動汽車相當(dāng)甚至更優(yōu)的水平。

4. 氫能產(chǎn)業(yè)鏈有望步入長期發(fā)展軌道

4.1. 各類企業(yè)加速布局氫能產(chǎn)業(yè)鏈

氫能產(chǎn)業(yè)鏈可大致分為制氫、儲運以及應(yīng)用三個環(huán)節(jié)，潛在市場空間巨大。目前， 氫氣的來源與應(yīng)用都集中在傳統(tǒng)的煉化、工業(yè)領(lǐng)域，真正具備長期發(fā)展前景的“綠 氫”仍處于起步階段。若想真正發(fā)揮氫氣作為一種清潔能源的優(yōu)勢， 制氫、儲運以及下游應(yīng)用環(huán)節(jié)均需要大量的基礎(chǔ)設(shè)施投入。因此，氫能產(chǎn)業(yè)鏈的啟動將為大量設(shè)備、零部件、運營企業(yè)帶來長期的發(fā)展空間。

近年來各類企業(yè)在氫能產(chǎn)業(yè)鏈上的布局均開始加速。目前，氫能產(chǎn)業(yè)鏈的參與者既包括林德（Linde）、法國液化空氣（Air Liquide）、美國空氣產(chǎn)品（Air Products）、中 石化、神華等傳統(tǒng)的工業(yè)氣體、石化、煤化企業(yè)，也包括豐田、現(xiàn)代、濰柴動力、 Nikola 等車企，此外還有 Nel、Plug Power、Ballard、億華通等專注于氫能領(lǐng)域的設(shè) 備廠商。

4.2. 海外企業(yè)在氫能領(lǐng)域起步較早

整體上看，海外企業(yè)在氫能領(lǐng)域的布局相對較早。目前，林德、法液空等海外氣體 巨頭已在氫能產(chǎn)業(yè)鏈上形成了較為全面的布局，涵蓋制氫、儲運、應(yīng)用等各個環(huán)節(jié)。以法液空為例，公司涉足氫能領(lǐng)域的歷史超過 60 年，目前已實現(xiàn)超過 20 億歐元的 氫氣業(yè)務(wù)收入，氫氣年產(chǎn)量達到 120 萬噸，在全球擁有 53 處制氫設(shè)施、1850 千米 輸氫管網(wǎng)以及 120 個已建成或規(guī)劃中的加氫站。近年來，公司在氫能領(lǐng)域的轉(zhuǎn)型明顯加快，計劃在 2030 年前投資 3GW 的電解水制氫裝機，2035 年前氫能業(yè)務(wù)收入超 過 60 億歐元，期間相關(guān)的資本開支近 80 億歐元。我們預(yù)計國內(nèi)大型石化、煤化集 團在氫能領(lǐng)域的布局也將逐漸深入，例如中石化 2021 年 3 月宣布將建設(shè) 1000 座加 氫站或油氫混合站，力爭成為中國第一大氫能公司。

在電解水制氫設(shè)備環(huán)節(jié)，海外廠商同樣具有一定的領(lǐng)先優(yōu)勢。目前，Nel（挪威）、 Hydrogenics（加拿大，2019 年被康明斯與法液空聯(lián)合收購）等海外設(shè)備廠商已有數(shù) 十年乃至近百年的發(fā)展歷程，無論是在堿性水電解槽還是 PEM 水電解槽上均有深 厚的技術(shù)積累。國內(nèi)廠商的起步則相對較晚，目前已在堿性水電解制氫設(shè)備上實現(xiàn) 了較好的國產(chǎn)化，但在 PEM 電解槽上距海外領(lǐng)先水平仍有一定差距。

最后，在氫氣的下游應(yīng)用上海外企業(yè)的起步也相對較早。在乘用車領(lǐng)域，目前豐田 與現(xiàn)代合計占據(jù)了全球氫燃料電池汽車保有量中超過 3/4 的份額，其中豐田于 2014 年推出了世界上首批量產(chǎn)的氫燃料電池汽車 Mirai，并在 2020 年底正式發(fā)布了升級 后的第二代 Mirai。現(xiàn)代則在 1998 年就設(shè)立了燃料電池研發(fā)小組，其首款氫燃料電 池乘用車NEXO自2018年推出以來亦取得了不錯的成績。在商用車領(lǐng)域，Plug Power 自 1997 年成立以來就專注于燃料電池領(lǐng)域，主要聚焦于用戶側(cè)的物料搬運場景，目 前已部署超過 3 萬臺燃料電池叉車，康明斯、巴拉德等廠商亦開始在重卡領(lǐng)域推出 相應(yīng)的氫燃料電池發(fā)動機解決方案。

近年來，氫能領(lǐng)域中海內(nèi)外企業(yè)在資本、技術(shù)等層面的合作明顯增加。一方面，中 國是當(dāng)前全球氫氣消耗量、風(fēng)電光伏裝機量與汽車保有量最大的國家，在氫氣的制 取、應(yīng)用環(huán)節(jié)都有巨大的潛在市場空間，與此同時海外廠商則在部分關(guān)鍵設(shè)備與材 料上具有一定的領(lǐng)先優(yōu)勢。因此，通過海內(nèi)外企業(yè)的深度合作可實現(xiàn)技術(shù)與市場的 結(jié)合，從而更好地推動氫能的規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。

4.3. 光伏制氫前景可期，頭部公司前瞻布局

光伏企業(yè)有望成為氫能產(chǎn)業(yè)鏈的重要參與者。光伏與氫能的結(jié)合具備廣闊 的發(fā)展前景，一方面在部分地區(qū)光伏已成為成本最低的發(fā)電方式，光伏制氫的成本 優(yōu)勢將逐漸顯現(xiàn)，另一方面氫能可彌補光伏天然的季節(jié)性與波動性，更好地促進消 納。此外，相較于其他形式的可再生能源，光伏的應(yīng)用場景更為靈活。考慮到未來 適合集中電站建設(shè)的土地資源將日益緊張，預(yù)計靠近用戶側(cè)的分布式場景將成 為光伏裝機中的重要組成部分。當(dāng)前氫氣的儲運環(huán)節(jié)仍然存在一定的瓶頸，因此對于化工企業(yè)、加氫站等終端氫氣用戶而言，就地制取、就地使用的光伏制氫模式或?qū)⒊蔀?短期內(nèi)更為可行的方案。

目前已有部分光伏企業(yè)開始對氫能領(lǐng)域進行前瞻性布局。例如，隆基股份 2021 年 3 月攜手朱雀投資成立隆基氫能，并于 7 月將部分股權(quán)轉(zhuǎn)讓至員工持股平臺。陽光電 源則于 2019 年成立氫能事業(yè)部，目前已發(fā)布國內(nèi)最大功率的 250kW PEM 電解槽。此外，晶科科技、阿特斯、華為數(shù)字能源等光伏行業(yè)頭部公司亦通過戰(zhàn)略合作協(xié)議 等方式在氫能領(lǐng)域有所布局。

5. 風(fēng)險提示

（1） 可再生能源裝機不及預(yù)期

（2） 制氫設(shè)備成本降低幅度不及預(yù)期

（3） 政策對氫能發(fā)展的支持力度低于預(yù)期

（4） 輸氫管網(wǎng)、加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)進度滯后