氫能2023：關鍵之(zhī)年
2022-06-27
1、頂層設計使氫能發展路徑預期更爲(wéi / wèi)清晰
國(guó)家發改委2022年3月23日發布《氫能産業發展中長期規劃(2021-2035)》(簡稱“行業中長期規劃”)，體現出(chū)政策對未來(lái)氫能産業的(de)發展定位，也(yě)明确了(le／liǎo)政策鼓勵的(de)應用場景和(hé / huò)領域，勾勒出(chū)氫能中長期藍圖，有助于(yú)強化投資者對氫能産業發展信心，提振産業參與者的(de)長期預期。行業中長期規劃對投資而(ér)言主要(yào / yāo)有三大(dà)核心要(yào / yāo)點，包括氫能定位、未來(lái)發展目标以(yǐ)及應用方向。在(zài)産業定位中，氫能被正式确定能源，且是(shì)能源體系的(de)重要(yào / yāo)組成部分，此外氫能産業鏈相關環節也(yě)被納入國(guó)家戰略新興産業的(de)範疇。相關的(de)量化發展目标主要(yào / yāo)對應2025年的(de)目标，一(yī / yì ／yí)大(dà)目标是(shì)氫能車保有量達到(dào)5萬輛，另一(yī / yì ／yí)目标是(shì)可再生能源制氫量在(zài)10～20萬噸。對于(yú)未來(lái)的(de)應用方向，政策規劃了(le／liǎo)包括交通、儲能、分布式能源以(yǐ)及工業領域的(de)減碳四大(dà)領域。
在(zài)交通領域中，政策提到(dào)燃料電池車在(zài)商用車型上(shàng)的(de)優勢，也(yě)提出(chū)氫能車是(shì)對锂電車的(de)互補;儲能領域中，氫能儲能的(de)優勢主要(yào / yāo)在(zài)長周期、大(dà)規模場景中;分布式能源的(de)應用可以(yǐ)看作是(shì)儲能領域的(de)拓展，主要(yào / yāo)是(shì)利用氫能在(zài)不(bù)同能源間靈活轉換的(de)特性。氫能在(zài)工業領域中的(de)減碳主要(yào / yāo)是(shì)替代傳統的(de)化石能源作爲(wéi / wèi)燃料或者化工原料，預計在(zài)“碳中和(hé / huò)”的(de)階段會得到(dào)普遍的(de)推廣。
2、地(dì / de)方政策陸續推出(chū)，至2025年各地(dì / de)FCEV規劃累計推廣量超10萬
示範城市群方面，上(shàng)海城市群2021年率先落實了(le／liǎo)2025年推廣規劃與補貼細則，2022年8月，廣東省的(de)推廣規劃與補貼細則出(chū)台，至此第一(yī / yì ／yí)批入選的(de)上(shàng)海、京津冀、廣東城市群對應規劃和(hé / huò)補貼細則已經全部出(chū)台。第二批入選示範城市群的(de)河北、河南分别于(yú)2021年8月和(hé / huò)2022年9月明确了(le／liǎo)省級推廣規劃。2022年也(yě)是(shì)非示範城市群政策“井噴”的(de)一(yī / yì ／yí)年。山東、山西、陝西、内蒙古、川渝、湖北等主要(yào / yāo)的(de)非示範城市群都在(zài)2022年出(chū)台了(le／liǎo)中長期推廣規劃，非示範城市群中，政策的(de)完善程度有所不(bù)同，山東、内蒙、湖北等地(dì / de)的(de)部分地(dì / de)級市還出(chū)台了(le／liǎo)補貼政策，但并不(bù)意味着沒有推出(chū)補貼的(de)省份就(jiù)會更差，例如山西、四川等地(dì / de)可以(yǐ)依靠自身較爲(wéi / wèi)廉價的(de)氫氣實現FCEV的(de)低成本運營，市場機制的(de)推動作用也(yě)不(bù)可小觑，2022 年四川、山西的(de)良好的(de)上(shàng)險量表現就(jiù)說(shuō)明了(le／liǎo)這(zhè)一(yī / yì ／yí)點。
當前氫能各領域産業化的(de)領頭羊在(zài)于(yú)FCEV，FCEV增長空間在(zài)于(yú)各地(dì / de)規劃的(de)推廣數量，補貼政策的(de)落地(dì / de)速度與基礎設施完善程度則是(shì)決定增長速度的(de)兩個(gè)核心因素。從各地(dì / de)規劃的(de)推廣目标來(lái)看，僅示範城市群2025年的(de)目标就(jiù)超過3.5萬輛，這(zhè)隻是(shì)省級文件中明确的(de)推廣量，實際上(shàng)示範城市群内部的(de)地(dì / de)級市推廣量加總大(dà)概在(zài)5萬輛左右，其中廣東的(de)額外增量最大(dà)，其内部地(dì / de)級市推廣量加總已經超過2萬輛。非示範城市群規劃的(de)推廣數量已經超過示範城市群，累加起來(lái)全國(guó)範圍2025年的(de)規劃量可超過10萬輛。
影響推廣速度的(de)兩個(gè)因素之(zhī)一(yī / yì ／yí)的(de)補貼政策已經在(zài)2021年9月開始落地(dì / de)推行，另一(yī / yì ／yí)個(gè)影響因素就(jiù)是(shì)氫能供給及其基礎設施，即氫氣來(lái)源與加氫站建設。氫氣來(lái)源方面，當下綠氫滲透率不(bù)高，所以(yǐ)氫氣主要(yào / yāo)還是(shì)依靠工業副産氫或化石能源制氫，并且受制于(yú)運輸成本，加氫站氫氣基本都來(lái)源于(yú)本地(dì / de)。山西、陝西、内蒙等傳統化石能源豐富省份有大(dà)量的(de)副産氫，具備天然優勢。之(zhī)前，由于(yú)氫氣還是(shì)作爲(wéi / wèi)危險化工品被監管，各地(dì / de)政府對于(yú)制氫與加氫站建設都持謹慎态度，但是(shì)2022年中央頂層設計發布之(zhī)後，部分地(dì / de)區政府開始出(chū)台相關政策逐步放松對制氫和(hé / huò)加氫站建設的(de)要(yào / yāo)求，允許在(zài)非化工園區制氫、建制氫加氫一(yī / yì ／yí)體站，比如廣東。此外，2022年12月14日，中共中央、國(guó)務院印發了(le／liǎo)《擴大(dà)内需戰略規劃綱要(yào / yāo)(2022-2035年)》，明确提出(chū)“推進汽車電動化、網聯化、智能化，加強停車場、充電樁、換電站、加氫站等配套設施建設”，我們預計這(zhè)一(yī / yì ／yí)信号或使得地(dì / de)方政府對加氫站建設的(de)謹慎态度進一(yī / yì ／yí)步放松。此外，河南等地(dì / de)還提出(chū)加氫站适當超前建設的(de)政策。加氫站建設建設周期并不(bù)長，若政策進一(yī / yì ／yí)步放松，其建設和(hé / huò)投運也(yě)會加速。
3、國(guó)際合作逐漸展開，國(guó)内企業有望依靠成本優勢出(chū)海
全球氫能發展相對領先的(de)地(dì / de)區有美國(guó)、歐洲、日韓，而(ér)沙特阿拉伯、阿聯酋等中東國(guó)家也(yě)瞄準了(le／liǎo)氫能，沙特阿拉伯雖未發表書面文件，但是(shì)已經提出(chū)了(le／liǎo)氫能戰略目标。全球氫能發展的(de)主要(yào / yāo)邏輯有：第一(yī / yì ／yí)，從環保的(de)角度出(chū)發實現清潔能源轉型，典型如歐洲，歐盟在(zài)碳市場(EU ETS)的(de)框架之(zhī)下，各國(guó)都肩負着脫碳的(de)任務;第二，能源安全角度，本國(guó)化石能源禀賦較差，希望通過氫能革命擺脫對化石能源的(de)的(de)嚴重依賴，典型如日韓，俄烏沖突使得歐盟也(yě)将發展氫能作爲(wéi / wèi)能源安全的(de)重要(yào / yāo)方向;第三，出(chū)于(yú)經濟原因想要(yào / yāo)保持産業領先地(dì / de)位或者希望通過氫氣出(chū)口賺取經濟收益，典型如美國(guó)、澳大(dà)利亞以(yǐ)及沙特阿拉伯等中東國(guó)家。
沙特阿拉伯既是(shì)世界上(shàng)最大(dà)的(de)化石燃料出(chū)口國(guó)，也(yě)擁有地(dì / de)球上(shàng)最優異的(de)太陽能和(hé / huò)風能資源。優異的(de)風光禀賦有望使得沙特未來(lái)成爲(wéi / wèi)制取綠氫最爲(wéi / wèi)便宜的(de)國(guó)家，沙特計劃2030年達到(dào)年出(chū)口400萬噸氫氣，其光伏、風電設備和(hé / huò)電解槽将會是(shì)一(yī / yì ／yí)個(gè)巨大(dà)的(de)市場。而(ér)我國(guó)的(de)堿性電解槽制造成本在(zài)300美元/千瓦以(yǐ)下，有顯著的(de)成本優勢。同時(shí)我國(guó)強勢的(de)光伏産業有望帶動電解槽的(de)出(chū)貨，光伏企業本就(jiù)與氫能行業關系緊密，隆基、天合、協鑫等皆跨界氫能，海外市場的(de)打開，或使得光伏企業與電解槽企業合作更加緊密，攜手出(chū)海。基于(yú)以(yǐ)上(shàng)兩點優勢，我國(guó)電解槽具備搶占國(guó)際市場的(de)能力，光伏電解槽一(yī / yì ／yí)體、電解槽企業有望率先受益。總結而(ér)言，2022年氫能政策東風強勁，國(guó)内政策框架逐步完善，官方推動的(de)國(guó)際合作也(yě)開始展開。
展望2023年，我們判斷市場預期關注的(de)焦點會從政策催化本身切換到(dào)各地(dì / de)方政策實際落地(dì / de)效果以(yǐ)及數量目标的(de)實現進度，若各地(dì / de)方政策落實有效，各層面産業政策疊加共振，産業擴張速度有可能超預期。
4、2022年氫能車數據回顧：高速增長，仍待突破
根據中汽協統計，2022年前11月，氫車産/銷/上(shàng)險量分别爲(wéi / wèi) 2969/2789/3755輛。1~11月整車廠上(shàng)險量前三的(de)廠家分别是(shì)：北汽福田634 輛、宇通客車584輛、佛山飛馳449輛。工信部推薦車型目錄方面，2022年第 1~11批總共入圍車型272款，較2021年全年12批的(de)車型增加29%，入圍的(de)燃料電池廠商68家，較2021年全年12批的(de)廠商增加13家。今年入圍車型延續了(le／liǎo)高功率化的(de)趨勢。車型結構方面，根據中信保上(shàng)險量數據，顯示2022年1~11月客車占比從1月的(de)83%逐漸縮減到(dào)11月的(de)9%，重卡占比從1月的(de)9%逐漸增加到(dào) 11月的(de)51%，并且2022年1~3Q重卡主要(yào / yāo)在(zài)氫能源較爲(wéi / wèi)豐富的(de)地(dì / de)區推廣，我們認爲(wéi / wèi)重卡有望繼續保持主導地(dì / de)位并率先實現經濟性。
5、前11月FCEV上(shàng)險量近4000輛，工信部推薦車型同比增加近3成
根據中汽協以(yǐ)及中信保數據，2022年前11月FCEV産量爲(wéi / wèi)2969輛，銷量爲(wéi / wèi) 2789輛，上(shàng)險總數爲(wéi / wèi)3755輛。2022年上(shàng)半年産量一(yī / yì ／yí)直大(dà)于(yú)銷量，主要(yào / yāo)系 2021年下半年确定燃料電池示範城市群政策，業内熱情與預期較高。但是(shì)受制于(yú)疫情與補貼落地(dì / de)速度，銷量推進速度較慢，形成了(le／liǎo)一(yī / yì ／yí)定的(de)庫存壓力。據氫雲鏈微信公衆号數據，2021年年底庫存量爲(wéi / wèi)280輛左右，今年7月庫存增加到(dào)750 輛，導緻8月開始減産去庫存。從上(shàng)險量數據看，2022年前5月上(shàng)險量數據欠佳，6月上(shàng)險量陡增，一(yī / yì ／yí)方面是(shì)因爲(wéi / wèi)6月疫情相對緩和(hé / huò)，前期被延遲的(de)訂單出(chū)現了(le／liǎo)集中交付的(de)情況;另一(yī / yì ／yí)方面也(yě)與示範城市群首年推廣考核臨近(2022年8 月)有關，但是(shì)除京津冀城市群以(yǐ)外，其他(tā)城市群第一(yī / yì ／yí)年推廣進度并不(bù)理想，2022年跟計劃相比“拖欠”的(de)量，或在(zài)2023年釋放。
車企份額方面，根據中信保數據，2022年1-11月市場份額TOP5分别是(shì)北汽福田、宇通客車、佛山飛馳、蘇州金龍、上(shàng)汽大(dà)通，對比2021年TOP5名單，僅有一(yī / yì ／yí)席發生變化，2021年第二名的(de)南京金龍換成了(le／liǎo)2022年第五名的(de)上(shàng)汽大(dà)通，上(shàng)汽大(dà)通主要(yào / yāo)是(shì)得益于(yú)2022年10月80台MPV在(zài)上(shàng)海的(de)投運。總體來(lái)看，兩年比較下來(lái)，TOP5的(de)車企較爲(wéi / wèi)穩定，而(ér)TOP5之(zhī)外的(de)變化較大(dà)，說(shuō)明雖然整車市場當下市場格局并未穩定，但是(shì)頭部車企已經具備了(le／liǎo)一(yī / yì ／yí)定的(de)市場地(dì / de)位，有望在(zài)接下來(lái)的(de)示範城市群推廣階段繼續保持領先優勢。
工信部推薦車型目錄方面，2022年，前11批車型目錄總共入圍272款車型，相比2021年全年的(de)210款增加了(le／liǎo)29%。同時(shí)，2022年入圍的(de)燃料電池系統廠商有68家，相比去年的(de)55家增加了(le／liǎo)13家。配套份額方面，第一(yī / yì ／yí)名是(shì)重塑科技，配套34款，占比12%;其次是(shì)億華通，配套31款，占比11%;第三是(shì)國(guó)鴻科技，配套24款，占比9%。而(ér)2021年僅有兩家配套超過20款的(de)企業，入圍廠商數量、入圍車型數量和(hé / huò)頭部企業配套數量的(de)全方位增加說(shuō)明了(le／liǎo)氫車産業熱度的(de)持續增加。
在(zài)系統廠商與整車廠商配套方面，以(yǐ)上(shàng)榜車型最多的(de)四家燃料電池廠商來(lái)看，重塑科技共與9家整車廠配套，和(hé / huò)鄭州宇通配套率最高，達62%，爲(wéi / wèi)其配套21款車型;億華通與14家整車廠商配套，和(hé / huò)鄭州宇通配套率最高，達26%，爲(wéi / wèi)其配套 8款車型;國(guó)鴻科技與8家整車廠商配套，和(hé / huò)佛山飛馳配套率最高，達38%，爲(wéi / wèi)其配套9款車型;捷氫科技與8家整車廠商配套，和(hé / huò)上(shàng)汽集團配套率最高，達 31%，爲(wéi / wèi)其配套5款車型。工信部推薦車型高功率化趨勢明顯，這(zhè)與燃料電池快速的(de)産品叠代與使用需求相關，當下主要(yào / yāo)的(de)應用場景是(shì)長途客運、幹線物流、礦山、港口等場景，主流的(de)燃料電池廠商都在(zài)不(bù)斷推高新産品的(de)功率，打造燃料電池汽車大(dà)功率的(de)優勢以(yǐ)滿足下遊應用場景的(de)需求，在(zài)鋼鐵廠、礦山等短途倒轉場景下，120～130kW的(de)系統即可滿足類似需求，但是(shì)長途重載、幹線物流由于(yú)路況和(hé / huò)地(dì / de)形條件更爲(wéi / wèi)複雜，則需要(yào / yāo)系統功率提升至250～300kW。
自2021年年底億華通發布了(le／liǎo)240kW的(de)系統，率先開啓200kW時(shí)代後，氫晨、國(guó)鴻、愛德曼、捷氫、重塑等緊跟步伐發布了(le／liǎo)200kW+的(de)系統，預計頭部企業高功率産品增加的(de)趨勢會在(zài)2023年得到(dào)延續。但考慮到(dào)補貼的(de)功率上(shàng)限在(zài) 110kW，同時(shí)也(yě)兼顧配套重卡需求，中小型氫能企業的(de)産品功率可能集中于(yú) 120～130kW附近。
6、重卡占比逐漸增加，銷售流向氫源豐富的(de)城市
從車型結構來(lái)看，主要(yào / yāo)車型是(shì)重卡與客車，客車份額上(shàng)半年占據優勢，但下半年逐漸萎縮，從1月的(de)83%減少到(dào)了(le／liǎo)11月的(de)9%，與之(zhī)相反，重卡比例逐漸增加，從1月的(de)9%增長到(dào)了(le／liǎo)11月的(de)51%。2022年1~3Q，各種車型之(zhī)中，重卡的(de)銷售流向較爲(wéi / wèi)集中，上(shàng)海占據了(le／liǎo)29%，北京27%，太原14%，嘉興10%，鄂爾多斯7%，臨汾4%，其他(tā)地(dì / de)區9%。
在(zài)各類車型中，重卡的(de)比例進一(yī / yì ／yí)步提升，《關于(yú)開展燃料電池汽車示範應用的(de)通知》與《氫能産業發展中長期規劃(2021-2035年)》中傾向于(yú)中重型車輛的(de)政策效應開始顯現。當下FCEV依舊面臨整車購置成本過高的(de)問題，但是(shì)如果将運營成本計入，在(zài)某些氫氣價格較低的(de)地(dì / de)方，氫能重卡可以(yǐ)依靠廉價氫燃料的(de)優勢在(zài)全生命周期成本(運營成本+車價)上(shàng)打敗燃油重卡，重卡是(shì)FCEV未來(lái)最可能率先實現經濟性的(de)車型。在(zài)重卡的(de)流向地(dì / de)區上(shàng)也(yě)能夠體現出(chū)這(zhè)一(yī / yì ／yí)點。2022 年1~3Q，重卡去向最多的(de)6個(gè)城市就(jiù)占據91%的(de)份額，除了(le／liǎo)北京與上(shàng)海，太原、嘉興、鄂爾多斯、臨汾的(de)共同點是(shì)本地(dì / de)都有豐富的(de)氫氣來(lái)源，可以(yǐ)實現低成本用氫。例如鲲華科技與其在(zài)山西的(de)合作夥伴自建加氫站，可以(yǐ)實現25元/kg 的(de)氫氣價格，在(zài)此價格水平之(zhī)下，49t氫氣重卡在(zài)補貼的(de)情況下全生命周期成本就(jiù)已經接近燃油重卡。
7、多地(dì / de)FCEV首批投運與單次大(dà)批量投運頻現，或開啓FCEV與加氫站的(de)良性循環
2022年的(de)另一(yī / yì ／yí)趨勢是(shì)各地(dì / de)FCEV的(de)投運增加，具體表現在(zài)：一(yī / yì ／yí)方面是(shì)多地(dì / de)首批氫車投運逐步加快，另一(yī / yì ／yí)方面是(shì)單批次投運的(de)氫車數量較多。首批氫車投運大(dà)概率意味着首座加氫站的(de)投入運營，單次投運氫車數量增加意味着加氫站的(de)負荷率會上(shàng)升，能夠很大(dà)程度上(shàng)緩解當下加氫站營運不(bù)加、投資回報率低的(de)問題。2022 年FCEV投運集中于(yú)下半年，對應到(dào)數據上(shàng)就(jiù)是(shì)上(shàng)險量下半年數量增加。從地(dì / de)域來(lái)看，涉及的(de)地(dì / de)域較廣，但是(shì)主要(yào / yāo)還是(shì)集中于(yú)示範城市群與山西等地(dì / de)，其中還有一(yī / yì ／yí)大(dà)亮點在(zài)上(shàng)海的(de)80輛網約車投運，這(zhè)是(shì)氫能源車首次在(zài)乘用車上(shàng)的(de)規模化投運。
2022年氫能車整體數據低于(yú)預期，主要(yào / yāo)原因有(1)補貼落地(dì / de)慢，庫存高，企業資金壓力大(dà)，行業運轉緩慢。(2)上(shàng)半年疫情對燃料電池的(de)生産與推廣都帶來(lái)較大(dà)阻力，同時(shí)疫情也(yě)造成了(le／liǎo)氫能車供應鏈和(hé / huò)地(dì / de)方财政對産業鏈的(de)支持補貼力度。展望2023年，國(guó)家已經提出(chū)了(le／liǎo)擴大(dà)内需穩經濟的(de)戰略，而(ér)且大(dà)概率會将氫能産業作爲(wéi / wèi)一(yī / yì ／yí)個(gè)着力點，預計後期補貼财政資金将會較快到(dào)位。另外，随着近期國(guó)内疫情防控的(de)逐漸放開，對經濟環境預期的(de)改善同樣也(yě)會拉動氫能産業的(de)增長，預計2023年氫能車可實現8000-10000輛的(de)産銷量。
8、2023年氫能車輛降本有望再接再厲燃料電池重卡目前增長趨勢向好，但經濟性未占優勢。
2022年3月，國(guó)家發改委發布的(de)《氫能産業發展中長期規劃(2021-2035 年)》，提出(chū)“立足本地(dì / de)氫能供應能力、産業環境和(hé / huò)市場空間等基礎條件，結合道(dào)路運輸行業發展特點，重點推進氫燃料電池中重型車輛應用，有序拓展氫燃料電池等新能源客、貨汽車市場應用空間，逐步建立燃料電池電動汽車與锂電池純電動汽車的(de)互補發展模式”。我們認爲(wéi / wèi)無論是(shì)從政策規劃，還是(shì)經濟性角度，未來(lái)氫能在(zài)交通車輛領域的(de)重點還是(shì)重型商用車，從目前的(de)市場推廣看，氫能重卡的(de)發展前景也(yě)值得期待。
爲(wéi / wèi)什麽我們中短期優先看好氫能重卡市場前景?從車輛運行原理而(ér)言，氫燃料電池車和(hé / huò)锂電池車都是(shì)電力驅動，電機和(hé / huò)電控系統類似，區别就(jiù)在(zài)于(yú)電力來(lái)源上(shàng)。氫燃料電池可以(yǐ)看作小型“發電機”，而(ér)锂電池則更類似于(yú)“儲電”的(de)裝置。氫電和(hé / huò)锂電相比，在(zài)一(yī / yì ／yí)些應用場景有明顯的(de)優勢：
充能時(shí)間較短，對重卡司機使用體驗較爲(wéi / wèi)友好：純電動重卡的(de)充能時(shí)間普遍在(zài) 1.5小時(shí)左右，而(ér)氫燃料重卡的(de)充能時(shí)間普遍在(zài)10分鍾以(yǐ)内，具有明顯優勢。雖然電動汽車目前也(yě)在(zài)推廣換電，可以(yǐ)節省充能時(shí)間，但續航裏程短和(hé / huò)頻繁的(de)換電次數會明顯影響重卡運營效率和(hé / huò)使用經濟性，因此從清潔電動車型看，氫燃料重卡更适合長距離運輸。
适合于(yú)低溫環境：锂電池的(de)最佳工作溫度一(yī / yì ／yí)般在(zài)20℃以(yǐ)上(shàng)，一(yī / yì ／yí)般放電工作溫度在(zài)-20～60℃。重卡常用的(de)磷酸鐵锂電池在(zài)0℃時(shí)放電效率隻有85%，在(zài)-20℃時(shí)放電效率隻有将近一(yī / yì ／yí)半。雖然針對锂離子(zǐ)動力電池低溫性能也(yě)有改進措施，但會對其它一(yī / yì ／yí)些技術指标如循環性和(hé / huò)能量密度等帶來(lái)較大(dà)的(de)負面影響，并且增加電芯成本。氫燃料電池雖然有“冷啓動”的(de)問題，但國(guó)内已普遍實現-30℃低溫啓動，在(zài)低溫環境下并不(bù)會出(chū)現明顯的(de)電量衰減，可滿足北方冬季絕大(dà)多數的(de)應用場景。
單次充能續航裏程長：目前國(guó)内重卡普遍配置10個(gè)儲氫罐，單罐儲氫重量在(zài)3.5～4kg氫氣，至少可以(yǐ)驅動31噸載重的(de)重卡運行約400公裏，而(ér)锂電重卡充電一(yī / yì ／yí)次，續航裏程僅在(zài)100～200公裏。
既然氫能重卡有諸多優勢，爲(wéi / wèi)什麽氫能重卡的(de)推廣數量還比較有限?最主要(yào / yāo)的(de)還是(shì)成本上(shàng)的(de)劣勢。我們按照燃油、氫電、锂電三種不(bù)同能源類型的(de)車輛，分别測算客車、重卡、乘用車三類用途車輛的(de)成本，考慮的(de)成本主要(yào / yāo)包括：(1)車輛購置成本按照汽車使用年限計算的(de)“折舊”成本;(2)年度燃料使用成本;(3)年度維修保養成本;(4)年度保險及停車等稅費。單位能源假設分别是(shì)燃油成本8元/L、氫氣成本35元/kg、電費爲(wéi / wèi)0.5元/kwh。從我們推算的(de)結論而(ér)言，在(zài)目前的(de)技術路線下，無論是(shì)客車、重卡還是(shì)乘用車，锂電都有絕對的(de)成本優勢，我們測算锂電類型的(de)客車/重卡/乘用車年度成本分别爲(wéi / wèi)23/35/3萬元，而(ér)氫電類型的(de)客車/重卡/乘用車成本分别爲(wéi / wèi)43/72/7萬元，氫電的(de)成本基本比锂電成本高 1倍以(yǐ)上(shàng)。因此從經濟性而(ér)言，锂電是(shì)目前最有競争優勢的(de)車型。如果考慮燃料電池示範應用城市的(de)補貼金額和(hé / huò)覆蓋期限，氫能車目前考慮補貼下，我們測算實際的(de)年度成本爲(wéi / wèi)33/62/4萬元，依然明顯高于(yú)锂電。
如果将氫能重卡與燃油重卡成本比較，從初始購車費用和(hé / huò)日常維護成本的(de)角度，兩者差異不(bù)大(dà)，主要(yào / yāo)的(de)差别在(zài)于(yú)燃料成本。我們按照行業平均的(de)燃料消耗水平，燃油重卡每百公裏耗油35L，氫燃料重卡每百公裏消耗氫氣約12kg，按照8 元/L和(hé / huò)35元/kg的(de)單位燃料成本測算，百公裏燃料成本分别爲(wéi / wèi)280/420元。因此，以(yǐ)目前的(de)成本體系和(hé / huò)水平，若要(yào / yāo)在(zài)運行過程中實現平價，則需氫氣的(de)價格降至25元/kg左右。
9、燃料電池商用車降本路徑展望：2025年成本有望較目前下降30%
那麽未來(lái)氫能大(dà)型商用車降本的(de)節奏如何?我們先從車輛構成開始拆分(測算)，目前一(yī / yì ／yí)輛氫能重卡或者大(dà)巴車的(de)制造成本大(dà)約120～130萬元，比例而(ér)言，電池系統占比最高，大(dà)約占到(dào)60%，即一(yī / yì ／yí)套電池系統的(de)成本大(dà)約70萬～80 萬元，汽車車骨、零部件成本大(dà)約分别占比10%，電控、電驅系統各占8%～10%。如果再将電池系統拆分，其中核心的(de)成本占比是(shì)電池電堆，其次是(shì)儲氫系統，之(zhī)後是(shì)壓力、增濕系統等。電堆本身大(dà)約占到(dào)整個(gè)車輛成本的(de)33%。可見，燃料電池系統是(shì)氫能車成本構成占比最大(dà)的(de)一(yī / yì ／yí)部分，因此未來(lái)如果燃料電池電堆成本能夠不(bù)斷下降，對燃料電池車的(de)降本也(yě)有積極效果。
從過去幾年的(de)産業發展看，國(guó)内電堆以(yǐ)及電池系統的(de)價格已經出(chū)現了(le／liǎo)明顯的(de)下降，根據行業内龍頭公司國(guó)鴻氫能的(de)招股書中披露數據，國(guó)鴻氫能2019年平均銷售電堆價格爲(wéi / wèi)3441元/KW，至2022年上(shàng)半年價格已降至1554元/KW，四年成本累計下降55%。同樣，電堆價格自2019年的(de)15213元/KW降至2022年的(de)4117元/KW，降幅超過70%。國(guó)内龍頭企業降本也(yě)帶動了(le／liǎo)整個(gè)行業降本，從行業平均水平看，2016-2017年，國(guó)内剛開始銷售燃料電池車時(shí)，電堆成本大(dà)約在(zài)7000～8000元/KW，至2020年成本實現了(le／liǎo)減半，我們預計2022年成本有望再次實現減半，降至1500～2000元/KW。電池系統而(ér)言，剔除電堆成本以(yǐ)外的(de)價格也(yě)出(chū)現了(le／liǎo)快速下降。以(yǐ)國(guó)鴻氫能披露的(de)數據，剔除電堆之(zhī)外的(de)價格， 2019-2022年上(shàng)半年電池系統BOP價格也(yě)有70%～80%的(de)下降。
電堆和(hé / huò)電池系統成本的(de)持續下降主要(yào / yāo)得益于(yú)兩大(dà)路徑：一(yī / yì ／yí)是(shì)技術進步帶來(lái)的(de)材料國(guó)産化;二是(shì)制造規模化和(hé / huò)自動化帶來(lái)的(de)規模效應。以(yǐ)電堆成本而(ér)言，主要(yào / yāo)由雙極闆和(hé / huò)膜電極兩大(dà)部分組成，其中成本又以(yǐ)膜電極爲(wéi / wèi)主，約占電堆成本的(de)60%～65%。膜電極核心的(de)材料有三類：質子(zǐ)交換膜、催化劑和(hé / huò)氣體擴散層。質子(zǐ)交換膜與氣體擴散層國(guó)産化率還非常低，一(yī / yì ／yí)方面量産的(de)産線很少，氣體擴散層材料還沒有大(dà)規模量産的(de)産線;另一(yī / yì ／yí)方面，國(guó)内龍頭電堆企業對國(guó)産的(de)兩類材料驗證比例較低，産品的(de)升級和(hé / huò)叠代都受到(dào)很大(dà)的(de)制約，所以(yǐ)這(zhè)兩類産品的(de)成本過去幾年降本效果并不(bù)明顯，未來(lái)如果國(guó)産化有突破，預計還會有比較大(dà)的(de)降本空間。催化劑材料而(ér)言，目前國(guó)内企業産品性能已經達到(dào)了(le／liǎo)國(guó)際一(yī / yì ／yí)流水平，但是(shì)貴金屬鉑金類的(de)材料占比相對還比較高，未來(lái)如果鉑金材料的(de)用量下降50%，預計催化劑的(de)成本也(yě)可以(yǐ)下降30%。從膜電極部件整體角度考慮，雖然核心材料在(zài)國(guó)産化和(hé / huò)成本下降方面依然有空間，但是(shì)過去兩年，随着膜電極産品批量化的(de)需求增加，膜電極生産加工的(de)工藝升級(如自動化的(de)雙面塗布、更合理的(de)材料配比設計)、規模化效應也(yě)幫助膜電極制造環節實現有效降本。根據國(guó)鴻氫能招股書中的(de)預期，膜電極産品的(de)價格在(zài)2022年預計會下降到(dào)860元/KW，2025年有望下降 到(dào)510元/KW，成本下降的(de)幅度或超過40%，按照國(guó)鴻氫能預計相應的(de)商用車型如果用150KW的(de)電堆，單車的(de)膜電極成本有望累計降低5萬元左右。
對于(yú)雙極闆而(ér)言，國(guó)内目前的(de)主流路線還是(shì)以(yǐ)石墨雙極闆爲(wéi / wèi)主，其典型的(de)特征就(jiù)是(shì)易于(yú)加工、耐腐蝕壽命長，根據高工氫電的(de)統計，目前石墨闆的(de)成本構成大(dà)緻包括30%的(de)材料成本，30%的(de)人(rén)工成本，35%的(de)刀具成本，5%的(de)其他(tā)制造費用，未來(lái)石墨闆降本途經包括：(1)優化流場設計、減少流槽數量。(2)适當降低流槽機械加工精度;(3)提高加工設備自動化程度;(4)還可通過材料升級的(de)方式來(lái)提升加工效率，降低成本。比如國(guó)鴻氫能的(de)采用低成本的(de)柔性膨脹石墨闆路線，減輕了(le／liǎo)石墨闆的(de)脆性，也(yě)有效降低了(le／liǎo)成本。另外一(yī / yì ／yí)類雙極闆的(de)路線是(shì)金屬雙極闆，優勢就(jiù)是(shì)厚度薄，可進一(yī / yì ／yí)步提升電堆的(de)單位體積效率，适合大(dà)功率高效電堆使用。金屬雙極闆的(de)主要(yào / yāo)加工工序有開模、沖壓、塗層、封裝，其中塗層是(shì)最重要(yào / yāo)的(de)環節，直接影響雙極闆的(de)壽命，同時(shí)也(yě)是(shì)成本最高的(de)環節(占整個(gè)成本的(de)50~60%)，其生産設備組占據總成本的(de)大(dà)部分，現階段國(guó)内的(de)大(dà)部分廠商采用的(de)是(shì)進口設備，設備折舊金額大(dà)，因此金屬闆的(de)規模化降本效應非常顯著。石墨雙極闆國(guó)内技術已比較成熟，金屬闆在(zài)國(guó)外制造設備的(de)引進下，規模降本也(yě)逐步顯現，未來(lái)雙極闆降本的(de)效果預計主要(yào / yāo)來(lái)源于(yú)設計工藝的(de)改良以(yǐ)及生産規模的(de)進一(yī / yì ／yí)步擴大(dà)。
除了(le／liǎo)上(shàng)述電堆相關材料端自身的(de)技術進步之(zhī)外，規模化對降本的(de)貢獻到(dào)底有多大(dà)?我們以(yǐ)動力電池龍頭甯德時(shí)代的(de)成本數據做參考，我們将公司動力電池成本拆分爲(wéi / wèi)材料成本和(hé / huò)非材料成本，非材料成本包含人(rén)工、折舊及制造費用等，這(zhè)一(yī / yì ／yí)項目的(de)變化可以(yǐ)在(zài)一(yī / yì ／yí)定程度上(shàng)體現出(chū)規模效應對成本下降的(de)影響，2015-2021 年，甯德時(shí)代電池銷量從2.19GWH上(shàng)升到(dào)133.41GW，CAGR爲(wéi / wèi)98%，單位非材料成本的(de)年均複合變動率爲(wéi / wèi)-14.6%，可見規模效應對降本推動非常顯著。我們預測2022年全國(guó)燃料電池出(chū)貨量爲(wéi / wèi)0.35GW，且到(dào)2025年出(chū)貨量或達到(dào) 2.6GW，對應2022-2025年CAGR爲(wéi / wèi)95%，預計燃料電池費材料類的(de)降本速度也(yě)可參考動力電池龍頭公司的(de)降本速度，對應2022-2025年CAGR在(zài)14%～ 15%之(zhī)間。我們預計，随着國(guó)内技術進步以(yǐ)及規模化效應的(de)疊加，未來(lái)國(guó)内氫能車成本或有持續的(de)降本，目前氫能重卡的(de)成本約140萬元/輛，預計2025年可以(yǐ)降至100萬元/輛，至2030年可降至80萬元/輛，基本可以(yǐ)實現與锂電、柴油相應車型的(de)平價。對于(yú)主要(yào / yāo)明細項目的(de)下降幅度，預計電堆成本2025年成本累計下降25%～30%，2030年成本累計下降20%;儲氫系統成本至2025年累計下降30%，2030年成本累計下降15%。
我們預計随着氫能車的(de)降本疊加經濟的(de)恢複，2023年銷量或超過9000輛，其中大(dà)型客車及大(dà)型卡車銷量分别爲(wéi / wèi)1250、2000輛左右;輕型貨車或物流車由于(yú)種類多、應用場景豐富，依然是(shì)銷量最多的(de)車型，預計銷量接近6000輛。我們按照上(shàng)述車輛假設，預測2023年單日新增氫氣需求量約爲(wéi / wèi)42噸，假設單站平均加氫能力在(zài)500kg/日，預計新增加氫站約爲(wéi / wèi)84座。從另一(yī / yì ／yí)個(gè)角度來(lái)預估，按照當下比較常見的(de)車、站比例100：1計算，預計2023年合理新增的(de)加氫站應該在(zài)100座，由此預計2023年加氫站新增量或在(zài)85～100座。
一(yī / yì ／yí)座加氫站建設費用1600萬左右，分爲(wéi / wèi)三大(dà)部分：土建施工費用、設備費用和(hé / huò)其他(tā)系統費用。加氫站中主要(yào / yāo)設備包括儲氫系統、壓縮系統、加注系統、站控系統等，核心設備有壓縮機、儲氫瓶組和(hé / huò)加氫機，三者加起來(lái)的(de)成本占設備總成本的(de)8成左右，其中壓縮機占設備總成本是(shì)最高的(de)，約占整個(gè)建站費用的(de)25%～30%。按照2023年新增加氫站100座的(de)假設，對應的(de)加氫站主要(yào / yāo)設備(壓縮機、加氫機、儲氫瓶組)需求規模約5.6～6億元。
展望“十四五”，國(guó)内氫能源車有望完成從産業導入期到(dào)量産的(de)階段，結合各地(dì / de)方政府的(de)氫能源規劃，我們預計2025年全國(guó)燃料電池車保有量有望達到(dào)8萬輛，其中預計乘用車、客車、重卡、物流車保有量将分别達到(dào)4500、10000、16000、47500輛左右，相應的(de)燃料電池需求預計将從目前的(de)0.35GW左右上(shàng)升至2025年的(de)2.6GW;預計2050年燃料電池車保有量将達430萬輛。
10、可再生能源制氫項目增多，商業模式漸趨完善
電解槽技術路線分析：堿性電解槽是(shì)目前主流，PEM電解槽降本是(shì)關鍵。
國(guó)家發改委發布的(de)《氫能中長期發展規劃》提出(chū)至2025年可再生能源制氫量達到(dào)10～20萬噸/年的(de)目标，将“綠氫”作爲(wéi / wèi)新增氫能消費的(de)重要(yào / yāo)組成部分，實現 CO2減排100～200萬噸/年。因爲(wéi / wèi)之(zhī)前市場普遍認爲(wéi / wèi)綠氫成本實現平價是(shì)在(zài) 2030年前後，進入“碳中和(hé / huò)”階段“綠氫”才會大(dà)規模上(shàng)量。但随着2025年政策目标的(de)明确，預計可再生能源制氫的(de)推進也(yě)将提速。目前全球成熟的(de)電解水制氫技術，主要(yào / yāo)是(shì)堿性電解和(hé / huò)PEM電解兩種方式。兩者的(de)成本構成也(yě)有明顯的(de)區别，PEM電解水制氫的(de)絕對成本高，主要(yào / yāo)是(shì)雙極闆、膜材料以(yǐ)及鉑、銥等貴金屬催化劑材料，成本明顯高于(yú)堿性電解槽。
比較目前主流的(de)電解水制氫技術以(yǐ)及有發展潛力的(de)技術，我們按照技術路線演進的(de)時(shí)間線進行展望：堿性電解水技術憑借成本低、技術成熟度高的(de)優勢，目前在(zài)國(guó)内是(shì)主流路線，預計将會長期占據電解水制氫技術的(de)主導地(dì / de)位。PEM電解水技術目前已經初步形成産業化并在(zài)部分地(dì / de)區建設示範應用，随着技術的(de)進步和(hé / huò)成本的(de)下降，預計最快将在(zài)2025～2030年形成規模化應用。固體氧化物水電解技術(SOEC)目前理論上(shàng)能量轉換效率最高，采用固體氧化物作爲(wéi / wèi)電解質材料，可在(zài)400~1000℃高溫下工作，可以(yǐ)利用熱量進行電氫轉換，具有能量轉化效率高且不(bù)需要(yào / yāo)使用貴金屬催化劑等優點，也(yě)有望成爲(wéi / wèi)未來(lái)技術的(de)發展方向，預計在(zài)2030年之(zhī)後可逐步應用于(yú)規模化的(de)可再生能源制氫。
11、“綠氫”生産降本路徑明确，2030年有望全行業實現平價
現行技術條件下電解水制氫成本較高，其中主要(yào / yāo)包括電費成本，設備折舊成本、人(rén)工費用等。随着技術的(de)進步以(yǐ)及自動化生産，設備成本會逐漸下降;提升設備使用時(shí)長從而(ér)提升氫氣産量的(de)方式也(yě)可以(yǐ)攤薄設備的(de)折舊成本和(hé / huò)其他(tā)固定費用。此外，占比電解水成本較高的(de)電價也(yě)會随着光伏、風電等可再生能源的(de)發展持續下降。
2021年在(zài)“雙碳”目标提出(chū)之(zhī)後，國(guó)内電解水制氫項目規劃和(hé / huò)推進逐步加快。目前國(guó)内的(de)電解水制氫路線以(yǐ)堿性電解槽爲(wéi / wèi)主，主要(yào / yāo)是(shì)堿性電解槽技術路線成熟，成本具有顯著優勢。PEM電解槽由于(yú)成本高，商業推廣依然需要(yào / yāo)時(shí)間，而(ér)且從目前的(de)國(guó)内商業模式下，PEM槽的(de)技術優勢并不(bù)明顯。
從國(guó)内項目規劃而(ér)言，綠氫的(de)下遊應用主要(yào / yāo)包括化工、燃料電池車、熱電聯供等儲能領域。從經濟性和(hé / huò)現有市場規模看，化工原料是(shì)綠氫最主要(yào / yāo)的(de)利用途徑，這(zhè)是(shì)因爲(wéi / wèi)：首先，綠氫制取在(zài)大(dà)部分還是(shì)在(zài)化工園區進行。安全監管層面，氫氣曆史上(shàng)長期作爲(wéi / wèi)危險化工品被管理，因此在(zài)大(dà)部分省份氫氣的(de)生産隻能在(zài)化工園區進行，将制取的(de)氫氣直接提供給園區化工企業使用，減少了(le／liǎo)運輸成本，經濟性可以(yǐ)最大(dà)化。其次，化工用氫需求大(dà)，商業模式穩定。傳統上(shàng)部分化工生産路線生産需要(yào / yāo)加氫，之(zhī)前都是(shì)化石能源制取的(de)氫氣作爲(wéi / wèi)氫源，替換成綠氫既可以(yǐ)幫助化工生産過程減碳，又不(bù)需要(yào / yāo)額外的(de)轉換工藝，因此有穩定的(de)市場需求。而(ér)綠氫其它領域的(de)應用，目前的(de)經濟性和(hé / huò)商業模式還在(zài)探索過程中。
由于(yú)新能源發電的(de)波動性以(yǐ)及電解槽響應時(shí)間的(de)缺陷，且電網目前很難爲(wéi / wèi)化工園區的(de)制氫項目接入專線，所以(yǐ)目前國(guó)内堿性電解槽較爲(wéi / wèi)理想的(de)應用模式還是(shì)直接利用網電作爲(wéi / wèi)電解槽用電來(lái)源，同時(shí)利用配套新能源電站的(de)電量對沖網電成本，類似模拟結算的(de)方式确認用電成本。這(zhè)樣一(yī / yì ／yí)方面可以(yǐ)保證電解槽運行的(de)持續性，另一(yī / yì ／yí)方面通過自身低成本的(de)新能源發電來(lái)降低電解綜合用電成本，有助于(yú)降低綠氫的(de)制取成本。在(zài)這(zhè)種模式下，我們測算目前堿性槽平均的(de)電解電價約0.35元/kwh，對應制氫成本在(zài)24.07元/kg。如果制氫項目配套的(de)新能源電站發電小時(shí)數較高，比如風光互補的(de)新能源電站，向電網貢獻的(de)電量更多，電解綜合用電成本也(yě)會更低，預計較低的(de)電價成本可以(yǐ)達到(dào)0.25元/kwh，對應的(de)成本大(dà)約可降到(dào)20元/kg以(yǐ)内，大(dà)約對應17.07元/kg，基本與化石能源制氫中的(de)高成本路線持平，但目前僅有少部分企業可以(yǐ)達到(dào)這(zhè)一(yī / yì ／yí)水平。我們判斷至2030年，行業平均的(de)用電成本可以(yǐ)降至0.25元/kwh，實現與化石能源制氫成本的(de)平價。
但上(shàng)述模式(化工園區制氫+新能源電站與制氫項目位置分離)對PEM電解槽制氫并不(bù)友好，因爲(wéi / wèi)直接采用網電制氫無法發揮PEM電解槽響應快的(de)優點。不(bù)過長期看，随着現場制氫的(de)逐步松綁、特殊場景下制氫項目(如海上(shàng)風電或者邊遠地(dì / de)區氫儲一(yī / yì ／yí)體等)的(de)增加以(yǐ)及未來(lái)制氫項目配套電網專線等場景的(de)推廣，預計 PEM電解槽的(de)效率和(hé / huò)利用小時(shí)的(de)優勢都将得到(dào)有效發揮。我們預計至2030年 PEM電解制氫成本也(yě)有望回到(dào)20元/kg内。總結而(ér)言，堿性電解槽降本的(de)主要(yào / yāo)方式是(shì)增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的(de)比表面積以(yǐ)及改進使用傳輸層(PTLs)，綜合延長設備使用時(shí)間，降低電價等;PEM電解槽降本的(de)主要(yào / yāo)方式是(shì)降低貴金屬催化劑載量以(yǐ)及尋找其他(tā)高比表面積的(de)催化劑、改進膜技術、擴大(dà)生産規模等。我們預計兩類綠氫制取路線的(de)制氫成本在(zài)2030年前後都可以(yǐ)實現與化石能源制氫成本的(de)平價。
目前國(guó)内主流電解槽企業規劃産能接近9.5GW。我們将交通、工業等主要(yào / yāo)耗氫領域的(de)氫能需求進行分拆測算(交通領域的(de)預測主要(yào / yāo)以(yǐ)前文氫能車、船舶、飛機數量爲(wéi / wèi)基礎，按照目前單位交通設備耗氫量加總預測;工業領域耗氫主要(yào / yāo)假設 2025/2045年化工領域對氫能需求保持不(bù)變，2045年氫能對傳統工業用化石能源替代率達到(dào)20%)，預計2025/2045年氫氣需求分别爲(wéi / wèi)0.27/1億噸，假設綠氫占比分别在(zài)3%/50%，對應的(de)電解槽需求量分别爲(wéi / wèi)11/900GW，假設兩個(gè)階段電解槽單價分别爲(wéi / wèi)2500/1500元/kw(堿性電解槽和(hé / huò)PEM電解槽價格加權)，對應電解槽的(de)市場規模分别爲(wéi / wèi)281/13505億元，預計電解槽市場規模在(zài) 2025年可接近300億元，2040～2045年可破萬億元。因此電解槽賽道(dào)也(yě)成爲(wéi / wèi)2022年以(yǐ)來(lái)一(yī / yì ／yí)級股權投資的(de)新熱點領域。
12、氫能儲能經濟性尚未顯現，但大(dà)規模、長周期場景下具備可行性
氫能是(shì)一(yī / yì ／yí)種理想的(de)能量儲存介質，主要(yào / yāo)的(de)優勢在(zài)于(yú)可以(yǐ)爲(wéi / wèi)多種能源之(zhī)間的(de)能量與物質轉換提供解決方案。通過PTG(Power to Gas)技術，可在(zài)一(yī / yì ／yí)定程度上(shàng)解決可再生能源消納及并網穩定性問題。在(zài)風力條件好或者光照時(shí)間長的(de)季節，如夏季，将多餘的(de)電量電解水制氫，在(zài)電力供應不(bù)足的(de)季節，則使用儲存的(de)氫通過燃料電池發電，提供電能。此外，氫氣也(yě)可直接作爲(wéi / wèi)燃料，混入天然氣中進行混燒或在(zài)純氫燃氣輪機中直燃。
作爲(wéi / wèi)儲能的(de)中間載體，氫能儲存再釋放能量的(de)過程可以(yǐ)用多種形式：燃料電池發電、氫燃氣機組發電或者氫氣直接燃燒釋放能量。但各種轉化方式對應的(de)效率不(bù)同，也(yě)造成了(le／liǎo)儲能經濟性的(de)差别。我們認爲(wéi / wèi)，未來(lái)在(zài)大(dà)型新能源電站等大(dà)規模的(de)儲能場景下，通過固體氧化物燃料電池(SOFC)發電或是(shì)儲能轉化的(de)理想途徑。SOFC與其他(tā)技術相比具有四大(dà)優勢：
原材料成本低：SOFC電池材料無需使用鉑、銥等貴金屬催化劑，對氫氣的(de)純度 要(yào / yāo)求也(yě)不(bù)高，綜合原材料成本相較于(yú)質子(zǐ)交換膜電池低;發電效率高，SOFC的(de)能量轉換效率高，目前國(guó)内研發的(de)電池産品，效率可達到(dào)60%以(yǐ)上(shàng)，高于(yú)質子(zǐ)交換膜;餘熱可利用，SOFC發電産生大(dà)量餘熱，可用于(yú)熱電聯供，整體效率可達到(dào)80%以(yǐ)上(shàng);安全可靠，SOFC使用全固态組件，不(bù)存在(zài)漏液、腐蝕等問題，因此電池的(de)工作表現更加穩定可靠。
目前SOFC還處于(yú)商業化初期，國(guó)外領先廠商主要(yào / yāo)包括美國(guó)的(de)Bloom Energy公司、日本三菱日立電力系統公司、日本京瓷、德國(guó)博世等。國(guó)内廠商中，最早開始研發生産SOFC的(de)是(shì)潮州三環(集團)股份有限公司，公司于(yú)2004年開始開發生産SOFC隔膜，2012年開始批量生産SOFC單電池，2017年推出(chū)SOFC電堆産品，其領先産品2022年6月已通過第三方認證機構SGS檢驗，交流發電效率達到(dào)64.1%，熱電聯供效率達到(dào)91.2%，主要(yào / yāo)技術指标已達到(dào)國(guó)際先進水平。如果按照上(shàng)述SOFC的(de)發電效率，以(yǐ)“電—氫—電”的(de)轉化過程計算，整個(gè)流程的(de)效率約爲(wéi / wèi)45%。假設新能源發電成本爲(wéi / wèi)0.35元/kwh，經過電解水制氫，度電的(de)成本變爲(wéi / wèi)0.78元/kwh(考慮電解水制氫70%的(de)轉化效率及SOFC64%的(de)發電效率)，電解過程中的(de)制造費用及折舊成本度電大(dà)約承擔0.07元/Kwh，度電分攤的(de)壓縮儲存成本約爲(wéi / wèi)0.006元/Kwh，氫氣儲存成本對應爲(wéi / wèi)度電0.05元/Kwh;此外假設發電用燃料電池功率爲(wéi / wèi)250kw，利用小時(shí)數爲(wéi / wèi)2000小時(shí)，最低成本預期對應的(de)利用小時(shí)數在(zài)3000小時(shí)。由此測算，目前技術下，氫氣儲能的(de)成本在(zài)1.48元kwh左右;如果度電成本降至0.2元/kwh，氫能儲能的(de)成本可以(yǐ)降至0.88元/Kwh。如果使用棄風、棄光的(de)電量，并考慮SOFC發電過程中的(de)餘熱回收， 氫能儲電的(de)經濟性和(hé / huò)可行性還有望進一(yī / yì ／yí)步強化。
我們預計2023年在(zài)政策的(de)推動下，綠氫項目将從示範項目逐步向商用拓展。在(zài)“雙碳”目标的(de)減碳場景下，綠氫有豐富的(de)應用場景。一(yī / yì ／yí)方面可以(yǐ)與新能源電站配合，發揮氫能儲能的(de)作用。另一(yī / yì ／yí)方面，在(zài)工業領域，氫能也(yě)可以(yǐ)作爲(wéi / wèi)減碳的(de)工具。工信部發布的(de)《“十四五”工業綠色發展規劃》明确提到(dào)了(le／liǎo)推進“綠氫開發利用”等新型污染物治理技術裝備基礎研究，以(yǐ)及在(zài)煉化工業中推廣“綠氫煉化等綠色低碳技術”。我們預計随着綠氫成本的(de)不(bù)斷降低和(hé / huò)供給的(de)不(bù)斷增加，2023年綠氫需求将有顯著擴張，主要(yào / yāo)增量來(lái)自于(yú)化工企業和(hé / huò)工業領域大(dà)型國(guó)企減碳的(de)示範項目。綠氫項目的(de)增加有望直接帶動對電解槽的(de)采購需求，我們預測2023年電解槽需求量有望達到(dào)3GW的(de)規模，對應市場空間在(zài)50～60億元，有望成爲(wéi / wèi)除 FCEV之(zhī)外的(de)氫能第二大(dà)子(zǐ)行業。