发展氢能：零碳的重要抓手。氢能是一种优质的二次能源，其制取便利、高效环保、应用广泛，能助力减碳、优化能源结构。全球已有多国在国家层面提出了氢能相关战略，而在我国实现“2030年碳达峰，2060年碳中和”的进程中，发展氢能及相关产业、技术将是重要抓手。
我国氢能现状：潜力大，难点多。从资源禀赋和产业基础看，中国是世界第一产氢大国，中国发展氢能具有较好的条件，且目前我国氢能发展较快，在全球新投资的氢能项目中我国占比较高，发展潜力较大。但我国氢能产业仍有以高排放的灰氢为主、制取和储运技术薄弱、绿氢价格较高、应用场景单一等问题，制约行业发展。
未来趋势：空间广阔、赛道众多。我们预计，从总量来看，氢能需求预计将保持年均3.5-6.0%的增速，而相关的生产、储运等领域，将实现更高增速的增长，成为我国能源体系的重要组成部分。根据目前行业的主要痛点，即实现供给端平价和需求端广泛应用，从短期发展视角看，可以关注氢能应用领域的热点赛道，尤其是氢燃料电池、燃料电池车及加氢站建设；而从中长期发展视角看，可以关注上游的可再生能源制氢、电解槽等赛道，以及中游的液氢储运、输氢管道建设等赛道。
1、发展氢能：零碳的重要抓手
氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量，它是一种理想的二次能源，被认为是全球能源转型的重大战略方向。其产业链分为上游制氢、中游储运和下游终端消费三个环节，涉及的产业领域非常广泛。
从生产端来看，氢能的优势在于制取、储运便利，相对环保。一是氢能来源广泛，除了以化石燃料制氢外，还可利用风电、太阳能等通过电解水形式制氢。二是储运相对便利，氢可以气、液态存储于高压罐中，也可以固态存储于储氢材料中，相对于以电网运输，波动大、损耗多的风能、太阳能等更具优势。三是相对绿色环保，氢能的燃烧产物是水，在使用可再生能源制氢的前提下能实现零碳排放，而传统化石能源通过制氢，而不是直接发电，其碳排放强度也会有所下降。
从应用端来看，氢能的优势在于高效、应用广泛。一是高效，相对于其他常见能源，氢气燃烧的热值更高，能达到142KJ/g，远高于其他能源，从而能够提升效率。二是氢气的应用广泛，既可以用作燃料电池发电，应用于汽车，船舶和航空领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。目前在已经规模化应用的能源中，仅有石油能具备供热、供电、交通燃料等多种功能，而氢气无疑又是一种具有多种能源特性、适用多种场景的优质能源。
自《巴黎协定》制定了“将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内”的长期目标后，多国宣布在一定时间内实现碳中和。而发展氢能来推进减碳、优化能源结构，是达成零碳排放的重要举措之一。
当前，全球多国已经出台氢能顶层设计和战略路线。根据国际氢能委员会的报告，在全球已有31个国家在国家层面提出了氢能相关战略，这些国家占全球GDP的73%。综合来看，海外各国的国家氢能战略，首要目标在于尽快脱碳，其次才是增加能源种类，其中澳大利亚、俄罗斯、加拿大等国还有扩大氢能出口的战略目标。而重点技术领域上，主要集中在降低氢价、发展氢燃料交通和工业脱碳上。值得注意的是，由于各国的资源禀赋存在差异，发展氢能的路线也存在差异，例如天然气资源丰富的俄罗斯，就以发展以天然气为原料的蓝氢，而非常见的绿氢为主要技术方向。
在我国，2021年9月22日，中央碳达峰、碳中和“1+N”政策体系中首个顶层设计文件《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，着重提到了“统筹推进氢能‘制储输用’全链条发展”，“推动加氢站建设”，“推进可再生能源制氢等低碳前沿技术攻关”，“加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用”等氢能源产业的重要举措。与此同时，各地政府也将氢能领域作为实现“双碳”目标的重要抓手。
2、我国氢能现状：潜力大，难点多
中国的能源结构仍然以化石能源为主，急需加强清洁能源发展。从一次能源消费结构来看，我国煤炭、石油、天然气等化石能源的占比高达84.1%，非化石能源占比仅为15.9%，相较2025年20%的要求还有一定距离，而相比2060年80%的目标还相去甚远。从最终能源消费结构来看，化石能源占比也依然高达61.9%，电能占比仅为26.9%，而且从发电方式来看，高碳排放的火电仍是我国主要发电方式，占比高达70.7%。氢能作为绿色、清洁、高效的二次能源，可优化现有能源结构、有效降低二氧化碳排放量，改善环境问题，助力“双碳”目标的实现。
从资源禀赋和产业基础看，中国是世界第一产氢大国，中国发展氢能具有较好的条件。中国政府网、经济日报援引国际氢能协会统计显示，目前国际制氢年产量6300万吨左右，中国每年产氢约2200万吨，占世界氢产量的三分之一，且大部分是相对成本较为低廉的煤制氢，可为氢能及燃料电池产业发展的初级阶段提供充足的低成本的氢源。
而且我国制备氢气的资源很丰富，弃电资源能作为氢能供给的重要来源。中国是全球第一大可再生能源发电国，截至2020年底，中国可再生能源发电装机总规模达9.3亿千瓦，占全球总量的80%以上。我国每年在风电、光伏、水电等可再生能源上的弃电约1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，可再生能源有望成为中国绿氢供给的主要来源。
目前我国也是全球发展氢能速度较快的国家之一，在截至2021年初全球投资的氢能项目中，我国占比较高。据国际氢能协会统计，全球氢能产业链上已建成、在建和规划项目共228个，主要分布在欧洲、澳大利亚、亚洲、中东、智利等国家和地区。从地域分布来看，预计欧洲的投资份额最大（约45%），其次是亚洲，而中国占亚洲总投资的50%左右，居首位。
虽然潜力大、增速快，但我国氢能行业仍面临以下难点。
一是我国生产的大都是高排放的灰氢。依据制取方式和过程中碳排放量的不同，氢气可分为化石能源燃烧产生的灰氢、通过碳捕集和封存技术来减少碳排放制取的蓝氢，以及由清洁能源和可再生能源制取的绿氢。从能源转换效率和排放量来看，无疑低排放、高效率的绿氢，尤其是水力、风能电解制氢才是未来的主要方向。
中国当前煤化工行业发展较为成熟，2016年我国煤制氢占比高达62%，相比来看，全球水平氢气供给中仅有18%为煤制氢，而在氢能产业最为发达的日本，其煤制氢的比重仅为6%，电解水制取的绿氢占比高达63%。在以煤炭作为制氢主要来源的情况下，碳排放水平相比直接使用煤炭所差无几，无法达到低碳的要求，所以当前我们面临的一个难点是需要加大研发和应用绿氢制造技术的比例。
二是制取、储运技术薄弱，绿氢价格短期或将较高。从纵向比较上看，我国仅有广东省公布了自2016年以来能源用氢的价格，可以看到近年来一直保持上涨的趋势。从横向比较上看，2021年上半年，德国氢气价格为74.4元/公斤，美国为106.35元/公斤，日本为70元/公斤，而中国仅为60-70元/公斤。
虽然我国的氢气价格并不算高，但需要注意，这一方面是由于我国氢气供给目前以煤制氢为主，根据国际能源署的数据，2018年煤制氢的价格约在1.2-2.2美元/千克，而绿氢的价格高达3-7.5美元/千克，所以短期氢价相对较低。另一方面，是由于目前政府在消费用氢上给予大量补贴，实际中用氢价格仅为40元/千克左右，但补贴难以长期维持。如果未来绿氢占比提高、补贴金额减少，氢气价格或将出现明显的抬升。
除了生产成本，我国氢气储运成本也面临上涨的可能。目前国内普遍采用20MPa气态高压储氢和长管拖车运输的方式，成本约为20元/公斤，占氢气终端消费价格的一半。但气态运输储氢密度低，压缩能耗高，仅适用于日需求量在300千克以下、运输距离较短的加氢站，随着今后国内用氢规模的扩大、运输距离的拉长，50MPa气态高压储氢或液氢运输才能满足高效经济的要求，目前国外采用低温液态储氢的比例高达70%。但在国内现有技术下，液化过程总成本高昂，且前期设备固定投资较大，这将进一步抬升未来氢气的价格。
三是目前氢能的应用场景比较单一，主要作为传统化工原料。当前，我国氢气主要应用于化工和钢铁等领域，具体分布在石化、化工、焦化等行业，主要作为化工原料用于生产甲醇、合成氨以及各类化工产品如化肥等。其中，仅有少量的高纯度氢气作为工业原料，如高纯度电子氢气等，而应用于燃料电池的能源用氢不足0.1%。可以看出，目前氢气消费仍然集中于传统高能耗领域，并未能发挥其减碳效果，这一方面是由于我国目前制备高纯度氢气能力有限，另一方面也是因为相关的应用技术发展还尚未成熟。
3、未来趋势：空间广阔、赛道众多
我国发展氢能及相关产业是大势所趋，但仍面临众多难点、堵点。那么，未来氢能源相关产业将会有多大的发展空间，又有哪些值得关注的细分赛道呢？
首先，从总量来看，氢能需求预计将保持年均3.5%左右的增速，成为我国能源体系的重要组成部分。根据行业权威机构中国氢能联盟预计，到2030年碳达峰情景下，氢能在中国终端能源体系的占比将从2019年的2.7%提高到6%，而到2060年碳中和情景下，这一比重将提高到20%。这对应着我国对氢气的年需求量，从2020年的3342万吨，增长至2030年和2060年的3715万吨和1.3亿吨，年均增速约为3.5%。这一目标相较于该机构2019年制定的，未考虑“双碳”目标下，年均增速2.0%的方案更为积极。
对比国际上的路线图，我们预计实际增速可能高于此，或将在6%左右。国际能源署在《2050年净零排放——全球能源部门路线图》中预测，为实现在2050年碳中和，全球对氢气的需求将从2020年的0.87亿吨增长至5.3亿吨，年均增长6.2%。而国际氢能委员会在2021年11月的报告《净零氢能报告》中也提到，为实现碳中和、全球降温1.5度的目标，到2050年，全球对氢气的需求为6.6亿吨，占全球最终能源需求的22%，年均增速达7.0%。这两个目标均较国内机构要更积极，也就是说，如果碳中和的进程需要加快，氢能源行业发展也会进一步提速。
氢能需求的增长，势必带来生产端的增长。前文提到，根据中国煤炭工业协会的统计口径，2012-2020年，我国氢气产量的年均增速约为5.7%，呈现稳步增长趋势，预计下一阶段生产增速将略有提高，以满足日益增长的国内消费和出口需求。根据中国氢能协会在2019年《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》中的预测，氢能产业链产值在2050年将达到从2019年的3000亿元增加至12万亿元，年均增速12.6%。而在考虑“碳达峰、碳中和”的目标后，预计实际增速还将高于此。
而产能的扩充将创造更多就业和投资。根据国际氢能委员会2017年的报告《氢能源未来发展趋势》，到2050年，全球氢能产业将每年创造2.5万亿美元的市场收益，并提供超过3000万个工作岗位。而其与麦肯锡2021年2月发布的《氢能观察》中又进一步提到，到2030年，对氢能源及整个价值链的总投资预计将达到5000亿美元。我国作为产氢大国，产量约占全球的1/3，并综合考虑发展速度，预计我国每年在氢能领域的新增的就业和投资也将相当可观。
具体来看氢能源行业的细分赛道，哪些有发展机遇？这取决于目前行业面临的最大痛点是什么，要特别关注我国当前氢能领域的薄弱环节、“卡脖子”领域。
一方面是如何获取更平价低碳的绿氢。
首先是提高绿氢占比。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019》，预计到2050年，随着我国能源结构转型，从以化石能源为主转为以可再生能源为主的能源消费结构，通过可再生能源电解水制氢将成为主要的氢气来源，预计绿氢占比达到70%以上，高排放的灰氢占比将逐步缩减至20%。在2020年考虑“双碳”目标后，这一目标也再次更新，中国氢能联盟专家委员会主任余卓平提到，我国可再生能源制氢产量在2030年和2060年要分别达到500万吨和1亿吨，占比分别为13.5%和76.9%。
其次，在当前技术条件下，我国氢能终端消费价格高于其他能源，要推广氢能的使用，就要实现绿氢平价。中国氢能联盟专家委员会主任余卓平分析，如果到2025年我国风电、光伏的新增装机发电成本降低到0.3元/千瓦时，绿氢成本将降到约25元/千克，能够与天然气制氢进行竞争。等2030年可再生能源发电成本降低到0.2元/千瓦时后，绿氢成本将低至15元/千克，可以与现在化石能源加上碳捕集技术制氢的价格进行竞争。《中国氢能产业发展报告2020》则给出了到2025、2030和2050年降低氢价至40、35、20元/千克的实现路径表，可以看出，要使得氢能终端价格有所降低，需要依靠上游制氢、储运、加氢多环节的整合。
另一方面是如何更广泛、高效地应用绿氢。能源转型委员会预测了到2050年氢能在各行业的渗透率，在当前氢气的主要应用领域如氨和甲醇制取上，氢气渗透率将达100%，而在钢铁、水泥等其他化工领域和水运、航空等交通领域，氢气的渗透率也将继续提高，但这还需要将当前使用的灰氢转为绿氢，从而减少排放。国际氢能委员会分析，在2050年氢气的消费结构中，43.2%的氢气将被用于交通领域，而第二大用途则是用于工业，占比为27.3%，另外，还有9.8%和16.7%的氢气将被运用于发电和热力。
其中，在运输方面，氢气主要用于制造燃料电池供电动汽车使用；而在工业领域，主要是作为工业或能源原料；在发电领域，氢是储存可再生能源的主要选择之一，氢和氨可用于燃气轮机以提高电力系统灵活性；在热力领域，氢气可以混合到现有天然气网络中，未来也可以在氢气锅炉或燃料电池中直接使用。
为了实现在供给端平价和需求端广泛应用的目标，当前哪些氢能源产业领域和赛道更值得关注？首先，我们可以参考政府报告中提到的重点技术领域，《2030年碳达峰行动方案》中提到了多项与氢能源相关的行动，如氢冶金试点、推广氢燃料动力车辆、推进加氢站建设、创新低成本可再生能源制氢技术等。而在工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》中，也提到了发展可再生能源电解制氢技术，氢燃料燃气轮机、超高压氢气压缩机、高效氢燃料电池等新能源装备，绿氢炼化等降碳技术等方向。
而在当前全球各主要经济体提出的顶层氢能战略中，最受关注的应用领域是化工、冶炼、中重型运输和公交。这说明，这些是在当前最具有紧迫性，也更具有可行性的技术应用领域，也是未来我国在氢能综合应用中更应关注和突破的方向。
具体地，我们按产业链的上中下游分别寻找未来的焦点赛道。从生产端看，核心在于如何低成本制取零碳排放的绿氢，与此相关的赛道包括电解槽、催化剂、碳捕集和封存（CCUS）等。其中，可以从低碳电力和水中产生干净的氢气，是未来增加绿氢供给的核心。近年来我国电解制氢项目及装机容量增速较快，从2015年的1.63MW，增至2020年的23.47MW，年均增速高达70.5%。要实现到2030年和2060年绿氢占比达13.5%和76.9%的目标，分别需要部署电解槽装机80GW和500GW，这意味着在2020-2030年间要保持年均125.6%的超高增速，而在2030年后，年增速逐步趋于正常。
从储运端看，需要提高储运的效率、增加基础设施供应，主要涉及的赛道包括高压气氢储运、液化储运、氢气管网建设等。
根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》的技术路线展望，“低压到高压、气态到多相态”是氢气储运未来的发展方向。根据邹才能等（2019）的预测，到2050年，我国液态储运的比例将从2020年的10%提高到55%，而这就需要在氢气液化相关技术方面的大量投入。
在储运的基础设施上，氢气管网建设有较大的发展空间。工业氢气运输主要以管道形式为主，低压管道运氢适合大规模、长距离的情况，在未来有极大的需求。全球在2020年共建成输氢管道6000公里，其中，中国仅有400公里，占比为6.7%。而根据刘自亮等的研究，预计在中速发展的情况下，到2050年全球将建成长距离和短距离输氢管道7.5万和100万公里，年均增速约为18.9%。中国预计到2030年将建成氢气管道3000公里，年均增速为22.3%，较全球增长更快。
从需求端看，值得关注的赛道包括氢燃料电池与催化剂，氢燃料车以及相关的基础设施建设等。
氢燃料电池通过将氢气和氧气转化为水，从而产生电能，是未来氢气应用在化工、交通、发电等领域的重要形式。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》中预测，我国燃料电池系统的规模将从2019年的1万套，增长到2050年的550万套。这其中需要重点攻克的技术难关，是催化剂的研发。氢燃料电池的核心系统是电堆，电堆系统的核心是催化剂和质子交换膜，其中催化剂占燃料电池电堆成本的40%以上。目前燃料电池的催化剂主要是昂贵的铂基，且我国目前还未能实现量产，未来对燃料电池的高需求，势必需要我国能尽快开发高效低成本的低铂或非铂催化剂。
氢燃料电池在交通运输行业中的应用是未来的重要增长点。目前我国燃料电池汽车占新能源汽车销量的比重最高也不超过0.4%。其中，截至2020年8月，燃料电池车主要以物流车和客车为主，乘用车占比仅为0.1%，且主要用于租赁。根据车百智库的预测，氢燃料电池汽车保有量将在2025、2035和2050年分别达到10万、100万和3000万辆，年均增速约为25.6%，主要应用于重卡、客车等大型车辆中，在乘用车中的渗透率也将提高到12%。
而氢燃料汽车的广泛应用，还需要基础设施，如加氢站的配套建设。截至2020年底，全球共建成加氢站约544座，其中我国128座，占比约为23.5%。根据《中国氢能与燃料电池白皮书（2019）》预测，我国加氢站数量在2035年将达到1500座，在2050年将达到10000座以上，为实现这一目标，加氢站数量的年均增速达15.6%。而根据香橙研究会统计的情况，当前我国加氢站建设的速度在全球领先，在建数量远超其他国家和地区，可以预见在近期，我国将继续推进氢能基础设施领域建设。
虽然目前我国氢能源产业规划的顶层设计尚未公布，但根据各省份已经公布的氢能源产业发展规划、路线图，我们也可以研判，在短期内，在应用端发力会是氢能产业发展的重心。
综合来看，氢能产业未来具有广阔的发展空间。短期发展视角来看，可以关注氢能应用领域的热点赛道，尤其是氢燃料电池、燃料电池车及加氢站建设。而从中长期发展视角看，可以关注上游的可再生能源制氢、电解槽等赛道，以及中游的液氢储运、输氢管道建设等赛道。
