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新能源：氢能重点产业链介绍

第一章：氢能产业链上游

我国氢能产业具备长期发展潜力

根据中国氢能联盟的预测，在2030年碳达峰愿景下，我国氢气的年需求量预期达到3,715万吨，在终端能源消费中占比约为5%；可再生氢产量约为500万吨，部署电解槽装机约80GW。在2060年碳中和愿景下，我国氢气的年需求量将增至L3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%。其中，工业领域用氢占比仍然最大，约7,794万吨，占氢总需求量60%；交通运输领域用氢4,051万吨，建筑领域用氢585万吨，发电与电网平衡用氢600万吨。

制氢——路径及成本比较

当前全球氢气年产能约7000万吨，我国氢气产能约3342万吨；国外市场以天然气制氢为主，占比约为75%；我国以煤制氢为主，占60%以上。全球可再生能源制氢占比极小，却是降低燃料电池汽车全生命周期碳排放量的主要途径，因此正在得到全球范围的大力推动。我国碱性水电解制氢技术较为成熟，应用比较广泛，但存在单体制氢能力较小、电流密度小、占地面积大等问题。质子交换膜电解制氢技术国内外均处于研发和小量应用阶段，我国质子交换膜制氢技术在设备成本、催化剂技术、质子交换膜本身等方面与国际先进水平差距较大。因此，短期以成熟的碱性水电解制氢技术为主，中长期为碱性、质子交换膜等多种制氢方式并存。其他制氢方式包括生物质制氢、光解水制氢、核能制氢等，但目前仍处于实验研发阶段，尚无规模化应用。

制氢——工业副产氢亟待有效利用

我国工业副产氢资源丰富，可作为我国氢能发展初期的过渡性氢源。化石能源制氢过程碳排放巨大，而在工业副产物中提取氢气既可减少碳排，又可以提高资源利用率与经济效益。目前我国排空的工业副产氢产量约为450万吨，可供97万辆氢燃料公交车全年运营。其中，PDH以及乙烷裂解副产氢约为30万吨，主要分布在华东及沿海地区；氯碱副产氢约为33万吨，主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市；焦炉煤气副产氢约为271万吨，主要分布在华北、华中地区；合成氨醇等副产氢约为118万吨，主要分布在山东、陕西、河南等省份。

制氢一电解水制氢成本分析

电解水制氢成本一般包括设备成本、能源成本（电力）、原料费用（水）以及其他运营费用。与化石能源制氢和工业副产氢相比，碱性和PEM制氢技术在生产运行成本与设备投资成本上均较为昂贵。随着未来可再生能源发电平价上网，尤其是对局部区域弃风弃光的充分利用，可再生能源电价有望持续降低。以目前的电解水平，当可再生能源电价降至0.2元/kWh时，电解水制氢成本将接近于化石原来制氢成本。同时，随着制氢项目的规模化发展、关键核心技术的国产化突破、电解槽能耗和投资成本的下降以及碳税等政策的引导下，电解制氢技术在降低成本方面极具发展潜力。

储氢运氢一三种形式的结合应用前景

对于高压气态运氢运输，当运输距离为50km时，运输成本为3.6元/kg,随着距离的增加长管拖车运输成本大幅上升，当运输距离为500km时，氢气的运输成本达到29.4元/kg。因此，长管拖车只适合短距离运输（小于200km）。液氢槽罐车运氢成本对距离不敏感，当加氢站距离氢源点50-500km时，运输价格在元/kg范围内，这是由于液氢成本主要来源于液化过程中的耗电费用，仅与载氢量有关，而与距离无关。因此，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。管道运氢成本主要来源于与输送距离正相关的管材折旧及维护费用，当输送距离为100km时;运氢成本仅为0.5元/kg。但管道运氢成本很大程度上受到需求端的影响，在当前加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显。但随着氢能产业逐步发展，氢气管网终将成为低成本运氢方式的最佳选择。

第二章：氢产业链中游（燃料电池动力系统）我国氢燃料电池汽车发展现状在政策的支持下，2016-2020年我国氢燃料电池汽车产量逐年提升；2020年受疫情影响，行业产量下滑至1199辆。截止2020年底，我国氢燃料电池汽车保有量为7352辆，进入商业化初期。2020年，燃料电池商用车价格约为200万/辆，随着燃料电池系统生产规模化与燃料电池电堆核心零部件国产化，在2025年燃料电池汽车保有量达到5-10万辆的预期下，我们预计燃料电池汽车销售价格将以每年10%的幅度下降。

氢燃料电池汽车结构

氢燃料电池汽车的核心为燃料电池发动机系统，其结构主要包括燃料电池发动机、车载储氢系统、冷却系统等。其中，燃料电池发动机系统主要由燃料电池电堆、氢气供给系统、氧气供给系统、发动机控制器等构成。供氢系统将氢从氢气罐输送到燃料电池电堆；由空气过滤器、空气压缩机和加湿器组成的供气系统为燃料电池堆提供氧气；水热管理系统采用独立的水和冷却剂回路来消除废热和反应产物(水)。