氫能行業2023年展望

• 劉春天 2023年2月24日 來源：中研網 899 56
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回顧2022年的氫能政策，從中央到地方政策不斷疊加，政策框架不斷完善，體系漸趨豐富。目前的政策框架大致可分為三個維度：中央的產業頂層設計、正在推行的燃料電池示范應用補貼政策以及各地方的氫能產業政策規劃。

根據《2023-2028年氫能行業風險投資態勢及投融資策略指引報告》分析，國家發改委2022年3月23日發布《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）》（簡稱“行業中長期規劃”），體現出政策對未來氫能產業的發展定位，也明確了政策鼓勵的應用場景和領域，勾勒出氫能中長期藍圖，有助于強化投資者對氫能產業發展信心，提振產業參與者的長期預期。行業中長期規劃對投資而言主要有三大核心要點，包括氫能定位、未來發展目標以及應用方向。在產業定位中，氫能被正式確定能源，且是能源體系的重要組成部分，此外氫能產業鏈相關環節也被納入國家戰略新興產業的范疇。相關的量化發展目標主要對應2025年的目標，一大目標是氫能車保有量達到5萬輛，另一目標是可再生能源制氫量在10～20萬噸。

對于未來的應用方向，政策規劃了包括交通、儲能、分布式能源以及工業領域的減碳四大領域。在交通領域中，政策提到燃料電池車在商用車型上的優勢，也提出氫能車是對鋰電車的互補；儲能領域中，氫能儲能的優勢主要在長周期、大規模場景中；分布式能源的應用可以看作是儲能領域的拓展，主要是利用氫能在不同能源間靈活轉換的特性。氫能在工業領域中的減碳主要是替代傳統的化石能源作為燃料或者化工原料，預計在“碳中和”的階段會得到普遍的推廣。

示范城市群方面，上海城市群2021年率先落實了2025年推廣規劃與補貼細則，2022年8月，廣東省的推廣規劃與補貼細則出臺，至此第一批入選的上海、京津冀、廣東城市群對應規劃和補貼細則已經全部出臺。第二批入選示范城市群的河北、河南分別于2021年8月和2022年9月明確了省級推廣規劃。2022年也是非示范城市群政策“井噴”的一年。山東、山西、陜西、內蒙古、川渝、湖北等主要的非示范城市群都在2022年出臺了中長期推廣規劃，非示范城市群中，政策的完善程度有所不同，山東、內蒙、湖北等地的部分地級市還出臺了補貼政策，但并不意味著沒有推出補貼的省份就會更差，例如山西、四川等地可以依靠自身較為廉價的氫氣實現FCEV的低成本運營，市場機制的推動作用也不可小覷，2022年四川、山西的良好的上險量表現就說明了這一點。

當前氫能各領域產業化的領頭羊在于FCEV，FCEV增長空間在于各地規劃的推廣數量，補貼政策的落地速度與基礎設施完善程度則是決定增長速度的兩個核心因素。從各地規劃的推廣目標來看，僅示范城市群2025年的目標就超過3.5萬輛，這只是省級文件中明確的推廣量，實際上示范城市群內部的地級市推廣量加總大概在5萬輛左右，其中廣東的額外增量最大，其內部地級市推廣量加總已經超過2萬輛。非示范城市群規劃的推廣數量已經超過示范城市群，累加起來全國范圍2025年的規劃量可超過10萬輛。

影響推廣速度的兩個因素之一的補貼政策已經在2021年9月開始落地推行，另一個影響因素就是氫能供給及其基礎設施，即氫氣來源與加氫站建設。氫氣來源方面，當下綠氫滲透率不高，所以氫氣主要還是依靠工業副產氫或化石能源制氫，并且受制于運輸成本，加氫站氫氣基本都來源于本地。山西、陜西、內蒙等傳統化石能源豐富省份有大量的副產氫，具備天然優勢。之前，由于氫氣還是作為危險化工品被監管，各地政府對于制氫與加氫站建設都持謹慎態度，但是2022年中央頂層設計發布之后，部分地區政府開始出臺相關政策逐步放松對制氫和加氫站建設的要求，允許在非化工園區制氫、建制氫加氫一體站，比如廣東。此外，2022年12月14日，中共中央、國務院印發了《擴大內需戰略規劃綱要（2022-2035年）》，明確提出“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”，我們預計這一信號或使得地方政府對加氫站建設的謹慎態度進一步放松。此外，河南等地還提出加氫站適當超前建設的政策。加氫站建設建設周期并不長，若政策進一步放松，其建設和投運也會加速。

全球氫能發展相對領先的地區有美國、歐洲、日韓，而沙特阿拉伯、阿聯酋等中東國家也瞄準了氫能，沙特阿拉伯雖未發表書面文件，但是已經提出了氫能戰略目標。全球氫能發展的主要邏輯有：第一，從環保的角度出發實現清潔能源轉型，典型如歐洲，歐盟在碳市場（EUETS）的框架之下，各國都肩負著脫碳的任務；第二，能源安全角度，本國化石能源稟賦較差，希望通過氫能革命擺脫對化石能源的的嚴重依賴，典型如日韓，俄烏沖突使得歐盟也將發展氫能作為能源安全的重要方向；第三，出于經濟原因想要保持產業領先地位或者希望通過氫氣出口賺取經濟收益，典型如美國、澳大利亞以及沙特阿拉伯等中東國家。

2022年12月8日，習近平主席出訪沙特阿拉伯，兩國在氫能領域交換了合作文件。沙特阿拉伯既是世界上最大的化石燃料出口國，也擁有地球上最優異的太陽能和風能資源。優異的風光稟賦有望使得沙特未來成為制取綠氫最為便宜的國家，沙特計劃2030年達到年出口400萬噸氫氣，其光伏、風電設備和電解槽將會是一個巨大的市場。而我國的堿性電解槽制造成本在300美元/千瓦以下，有顯著的成本優勢。同時我國強勢的光伏產業有望帶動電解槽的出貨，光伏企業本就與氫能行業關系緊密，隆基、天合、協鑫等皆跨界氫能，海外市場的打開，或使得光伏企業與電解槽企業合作更加緊密，攜手出海。基于以上兩點優勢，我國電解槽具備搶占國際市場的能力，光伏電解槽一體、電解槽企業有望率先受益。總結而言，2022年氫能政策東風強勁，國內政策框架逐步完善，官方推動的國際合作也開始展開。

展望2023年，中研產業研究院判斷市場預期關注的焦點會從政策催化本身切換到各地方政策實際落地效果以及數量目標的實現進度，若各地方政策落實有效，各層面產業政策疊加共振，產業擴張速度有可能超預期。

從國內項目規劃而言，綠氫的下游應用主要包括化工、燃料電池車、熱電聯供等儲能領域。從經濟性和現有市場規模看，化工原料是綠氫最主要的利用途徑，這是因為：

首先，綠氫制取在大部分還是在化工園區進行。安全監管層面，氫氣歷史上長期作為危險化工品被管理，因此在大部分省份氫氣的生產只能在化工園區進行，將制取的氫氣直接提供給園區化工企業使用，減少了運輸成本，經濟性可以最大化。

其次，化工用氫需求大，商業模式穩定。傳統上部分化工生產路線生產需要加氫，之前都是化石能源制取的氫氣作為氫源，替換成綠氫既可以幫助化工生產過程減碳，又不需要額外的轉換工藝，因此有穩定的市場需求。而綠氫其它領域的應用，目前的經濟性和商業模式還在探索過程中。由于新能源發電的波動性以及電解槽響應時間的缺陷，且電網目前很難為化工園區的制氫項目接入專線，所以目前國內堿性電解槽較為理想的應用模式還是直接利用網電作為電解槽用電來源，同時利用配套新能源電站的電量對沖網電成本，類似模擬結算的方式確認用電成本。這樣一方面可以保證電解槽運行的持續性，另一方面通過自身低成本的新能源發電來降低電解綜合用電成本，有助于降低綠氫的制取成本。在這種模式下，我們測算目前堿性槽平均的電解電價約0.35元/kwh，對應制氫成本在24.07元/kg。如果制氫項目配套的新能源電站發電小時數較高，比如風光互補的新能源電站，向電網貢獻的電量更多，電解綜合用電成本也會更低，預計較低的電價成本可以達到0.25元/kwh，對應的成本大約可降到20元/kg以內，大約對應17.07元/kg，基本與化石能源制氫中的高成本路線持平，但目前僅有少部分企業可以達到這一水平。我們判斷至2030年，行業平均的用電成本可以降至0.25元/kwh，實現與化石能源制氫成本的平價。

但上述模式（化工園區制氫+新能源電站與制氫項目位置分離）對PEM電解槽制氫并不友好，因為直接采用網電制氫無法發揮PEM電解槽響應快的優點。不過長期看，隨著現場制氫的逐步松綁、特殊場景下制氫項目（如海上風電或者邊遠地區氫儲一體等）的增加以及未來制氫項目配套電網專線等場景的推廣，預計PEM電解槽的效率和利用小時的優勢都將得到有效發揮。我們預計至2030年PEM電解制氫成本也有望回到20元/kg內。

總結而言，堿性電解槽降本的主要方式是增加電流密度、降低膈膜厚度、提升催化劑的比表面積以及改進使用傳輸層(PTLs)，綜合延長設備使用時間，降低電價等；PEM電解槽降本的主要方式是降低貴金屬催化劑載量以及尋找其他高比表面積的催化劑、改進膜技術、擴大生產規模等。我們預計兩類綠氫制取路線的制氫成本在2030年前后都可以實現與化石能源制氫成本的平價。

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