2024年氫能源產業(yè)鏈設備梳理：產業(yè)趨勢逐漸明朗-氫能設備迎來機遇

2024年氫能源產業(yè)鏈設備梳理：產業(yè)趨勢逐漸明朗_氫能設備迎來機遇1.氫能產業(yè)發(fā)展提速，設備端有望優(yōu)先受益本文從氫能產業(yè)鏈出發(fā)，重點梳理各環(huán)節(jié)涉及的設備及制造公司。氫能產業(yè)鏈長，涉及裝備眾多，可從制氫、儲運、加注，用氫四個環(huán)節(jié)拆分來看：1）制氫：根據工藝和二氧化碳排放量的不同可分為灰氫、藍氫和綠氫三種：①灰氫：包括化石能源制氫和工業(yè)副產氫，相關設備有制取過程的反應設備（氣化爐、轉化爐）以及提純設備（PSA設備、空分設備）；②藍氫：在化石能源制氫的基礎上配備CCUS設備，核心設備是壓縮機；③綠氫：當前主要為水電解制綠氫，反應場所為電解槽。2）儲運：是鏈接氫氣生產與需求的關鍵橋梁，長管拖車運輸適合200km以內的短途小規(guī)模運輸，相關設備為高壓氣態(tài)儲氫瓶；液氫槽車適合200km以上的大規(guī)模長距離運輸，相關設備為氫氣液化設備；輸氫管道需要高昂的管道鋪設投資為基礎，相關設備為管材；3）加注：氫氣零售依靠加氫站建設，主要涉及壓縮機、站用儲氫罐、加氫機，部分廠商提供上述集成設備。根據香橙會研究院統(tǒng)計，截止2023年底國內累計建成加氫站407座；4）用氫：氫氣下游應用廣泛，可用于交通、電力、工業(yè)、儲能等領域，在燃料電池汽車、風光消納等場景下具備廣闊前景，相關裝備包括燃料電池電堆及BOP系統(tǒng)、檢測設備、氫燃氣輪機等。設備將成為氫能發(fā)展的優(yōu)先受益方。目前，我國已初步掌握氫能制備、儲運、加注等主要技術和生產工藝，但產業(yè)發(fā)展仍處于初期階段，其核心制約因素在于氫氣作為能源使用，相對于替代方案（如鋰電、燃油）沒有實現成本優(yōu)勢，而設備在氫能生產、應用各環(huán)節(jié)中成本構成中占比較高。梳理產業(yè)鏈可以發(fā)現：1）上游：以大安風光制綠氫項目為例，電解槽成本約占項目總投資額的24%；2）中游：根據李妍等《外供氫與現場制氫加氫站的氫氣成本分析》，加氫站設備占設備投資總額71%左右，其中壓縮機占比30%左右；3）下游：根據能景研究，捷氫科技招股書，當前燃料電池系統(tǒng)占整車成本的52%。因此，通過政策推動（包括加氫站、燃料電池汽車補貼）及規(guī)模效應（電解槽、燃料電池電堆規(guī)?；a）實現設備降本，從而降低氫價與氫能車輛的成本，是實現氫能產業(yè)爆發(fā)的關鍵。國家發(fā)改委提出，以關鍵核心技術和裝備攻關為抓手，點面結合、以點帶面，構建氫能產業(yè)高質量發(fā)展格局。1.1政策端：央地出臺多項政策鼓勵氫能發(fā)展國家規(guī)劃和支持政策相繼出臺，頂層設計體系初步搭建完畢。近年來，中國政府高度重視氫能產業(yè)發(fā)展，在政府工作報告、雙碳工作以及汽車、儲能等領域均對氫能進行安排，不斷予以指導和支持。從政策的規(guī)劃演進角度看，“十四五”前的規(guī)劃內容多以燃料電池汽車及配套產業(yè)建設為核心，“十四五”以來明確統(tǒng)籌推進氫能“制儲輸用”全鏈條發(fā)展。2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》，首次明確了氫能作為國家能源的戰(zhàn)略地位，并提出一系列產業(yè)發(fā)展目標。2023年8月，國家層面首個氫能全產業(yè)鏈標準指南發(fā)布，系統(tǒng)構建了氫能“制儲輸用”全產業(yè)鏈標準體系，為氫能行業(yè)規(guī)范化、規(guī)模化發(fā)展奠定基礎。2024年3月5日，氫能作為前沿新興產業(yè)首次進入《政府工作報告》。全國多地政府出臺氫能相關產業(yè)支持政策，搶先布局氫能產業(yè)，促進能源結構轉型。根據我們統(tǒng)計，截至2024年2月底，除黑龍江、云南、西藏及港澳臺外，全國其他28個省、自治區(qū)和直轄市均出臺了省級氫能產業(yè)發(fā)展規(guī)劃。多地將交通應用作為氫能行業(yè)突破口，支持氫燃料電池汽車推廣與加氫站建設。根據各地區(qū)提出的目標，到2025年，我國將建設加氫站超1000座（根據香橙會研究院，截止2023年底為407座），燃料電池汽車應用規(guī)模超過11萬輛（截止2022年底為12,682輛），氫能總產值近萬億元。1.2產業(yè)端：應用場景廣闊，需求穩(wěn)定擴張我國制氫產能主要集中在西北、華東和華北地區(qū)，以煤制氫技術為主。根據中國氫能聯盟研究院統(tǒng)計，2022年我國氫氣產量約為3533萬噸，以化石能源制氫為主：其中煤制氫產量達到1985萬噸，占比56%；其次為天然氣制氫，占比21%（見圖4）。從地區(qū)上看，西北、華東、華北位居國內氫氣產量的前三名，合計占比達到74%，我們認為主要是由于西北、華北地區(qū)礦產資源豐富，而華東地區(qū)化工園區(qū)聚集，均在制氫方面存在優(yōu)勢。當前氫氣整體消費領域集中在化工和煉化行業(yè)。根據中國氫能聯盟研究院數據，全球氫氣需求約為10,500萬噸，其中工業(yè)、煉化占據較大比例，分別約為6500萬噸、4000萬噸。2022年中國氫氣消費量在化工及煉化領域達到2,851萬噸，其中合成甲醇、合成氨的氫氣消費量占細分領域前兩位，分別為988萬噸和973萬噸，占比28.0%和27.5%；交通領域占比小于0.1%。未來交通出行有望成為氫能的重要消費場景。根據國際氫能委員會2021年發(fā)布的《氫能實現凈零排放》（Hydrogen-for-Net-Zero），至2050年，交通出行領域將消費氫氣達2.85億噸，占預計當年國際氫氣總產量的43.18%。由于氫氣能量質量密度大，能大幅提高運輸設備的載貨能力，因此重卡為氫氣重要消費場景，消耗氫氣達1.1億噸。碳中和愿景下，氫氣產量存在較大缺口。根據國際氫能委員會《氫能實現凈零排放》，預計在2050年之前，通過更大規(guī)模的普及，氫能源將大約占總能源消耗量的22%，可使當年的CO2排放量較現在減少約70億噸，相當于維持當前全球變暖趨勢所對應CO2排放量的20%。根據中國氫能聯盟及相關機構數據，到2050年，若要實現凈零排放，全球對氫氣的需求量將達到6.6億噸，其中中國約為1.95億噸，占比近30%。從增速看，2020-2050年間每10年中國氫氣產量平均復合增速為4.8%、10.6%、5.9%。2.上游：綠氫制取潛力較大，電解槽為核心設備根據制取及碳排放量不同，制氫可分為灰氫、藍氫、綠氫三種。1）灰氫：化石能源制氫設備拓展空間有限，主要受益方為提純設備商，包括PSA（昊華科技）、深冷分離（杭氧股份、中泰股份）；2）藍氫：碳捕集過程中，壓縮機為核心動力設備，根據中國CCUS年度報告（2023）至2025年需增設年捕集量為2000萬噸的CCUS設備，廠商主要包括冰輪環(huán)境、冰山冷熱；3）綠氫：當前主要通過水電解制取，勢銀（TrendBank）在《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》中預計2024-2025年電解槽新增裝機量分別為4.8GW、8.2GW，按當前均價計算分別達到66億元、112億元。低碳零碳的藍氫和綠氫將成為重點發(fā)展的制氫方式。1）國內方面，在2022年3月發(fā)布的《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2035年）》中，已經明確提出：到2025年，“初步建立以工業(yè)副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系，可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年”；到2030年，“形成較為完備的氫能產業(yè)技術創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應體系”；到2035年，“可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升”。2）國際方面，國際氫能委員會在2023年12月發(fā)布的《氫能洞察2023》（HydrogenInsights2023）中指出，到2030年清潔氫氣產量將達到4,500萬噸/年，占預計當年氫氣產量的32.14%，其中可再生能源制氫占70%，低碳制氫占30%；《凈零氫報告》（HydrogenforNetZero）中指出，到2050年，灰氫將被完全替代，可再生能源制氫將占氫氣總產量的60-80%。2.1灰氫：制備工藝成熟，提純環(huán)節(jié)存在潛力化石能源制氫技術成熟，成本相對較低，是目前大規(guī)模制氫的主要手段。我國煤炭資源豐富，煤制氫技術成熟，因此是我國最主要的制氫技術之一，而由于資源稟賦的差異，當前國外以天然氣制氫為主。1）煤制氫的方式包括煤氣化、煤液化以及煤干餾，以煤氣化為主，設備投資氣化爐、變換器、吸附裝置等。根據《氫能與燃料電池產業(yè)概論》，當原料煤價格在600元/噸時，煤氣化制氫成本為6.09元/kg；2）天然氣制氫以天然氣蒸汽重整法為主，設備投資包括原料加氫反應器、氧化鋅脫硫反應器、中溫變換反應器、提氫吸附塔、PSA吸附塔、轉化爐，冷換設備和壓縮機充裝裝置等。根據《氫能與燃料電池產業(yè)概論》，當天然氣價格為2.5元/m3時，天然氣制氫成本為17.9元/kg?；茉粗茪洵h(huán)節(jié)拓展空間有限。根據上文（圖7&9）中的預測數據，2030年中國氫氣需求量為4000萬噸，化石能源制氫占比為60%，即約2400萬噸，而2022年煤制氫及天然氣制氫總產量已超過2700萬噸，不排除產能更新帶來的增量投資，但預計拓展空間較為有限。工業(yè)副產氫額外投入少，成本較低，能夠成為氫氣供應的有效補充。工業(yè)副產氫可分為焦爐煤氣副產氫、氯堿工業(yè)副產氫、丙烷脫氫副產氫以及合成氨副產氫。根據中國氫能聯盟研究院統(tǒng)計，2022年我國工業(yè)副產氫產量約為712萬噸，占氫氣總產量的20%，其中焦爐煤氣副產氫約為490萬噸，占副產氫比例為68.82%。設備投資方面，以焦爐煤氣副產氫為例，主要涉及壓縮機、TSA變溫吸附工藝設備、PSA變壓吸附設備等。工業(yè)副產氫產量受相關產業(yè)規(guī)模限制，遠期來看難以成為主流。一方面，結合《氫能與燃料電池產業(yè)概論》中對工業(yè)副產供氫效率的描述，測算可知2023年四種主流副產氫技術的潛在氫氣供應能力合計約為1,231萬噸；另一方面，在化工行業(yè)去產能的背景下，工業(yè)副產氫產量難有增長潛力，無法單獨滿足我國的氫氣需求。具體來看：1）焦爐煤氣副產氫：根據《氫能與燃料電池產業(yè)概論》，煤焦化過程中每1噸焦炭可產生約400Nm3的焦爐煤氣，其中氫氣含量約44%；我國是全球最大的焦炭生產國，根據Wind數據，2023年我國煉焦煤總供給量為5.94億噸，理論可副產氫氣約939萬噸。2）氯堿工業(yè)副產氫：每生產1噸燒堿大約可獲得副產氫氣280m3；根據國家統(tǒng)計局數據，2023年我國燒堿產量4,101萬噸，理論可副產氫氣約103萬噸。3）丙烷脫氫副產氫：僅PDH法（直接脫氫法）的丙烷脫氫工藝可產生副產氫，根據PDH反應方程式計算可知，每生產1kg丙烯，理論可同時產出0.05kg氫氣；根據隆眾資訊數據，2023年PDH總產能為1,732萬噸，潛在氫氣供應量為82萬噸。4）合成氨副產氫：理論上每合成1噸氨，耗氫量為176.47kg，但實際根據工廠的物料平衡，在不做任何尾氣處理時，每噸耗氫量將包含合成反應消耗、合成放空氣和馳放氣三個部分，實際消耗量約為193.53kg。據金聯創(chuàng)化肥統(tǒng)計，2023年全國累計生產合成氨約6200萬噸，若將合成放空氣和馳放氣中的氫氣回收，理論可副產氫氣約106萬噸。氫氣提純是傳統(tǒng)工業(yè)制氫流程中的重要環(huán)節(jié)，變壓吸附和深冷分離設備商是主要參與者。現階段氫氣的應用領域主要為工業(yè)領域，氫氣純度要求在99%以上（GB/T3634.1-2006），而質子交換膜燃料電池（PEMFC）汽車對燃料氫氣的純度要求在99.97%以上（GB/T37244-2018），且其對雜質含量的要求遠比工業(yè)用高純氫、超純氫更為嚴格，因此提純環(huán)節(jié)至關重要。目前工業(yè)上大多采用物理法中的變壓吸附法（PSA）提純氫氣，也是目前最成熟的氫氣提純技術，可以得到純度為99.999%的氫氣；而當前工業(yè)生產中最成熟的氣體分離工藝為深冷分離，適用于大規(guī)模生產。此外常用的還有膜分離法，三種技術各有優(yōu)劣，應用中一般需要綜合采用兩種或多種分離技術。1）變壓吸附：以多孔性固體物質（吸附劑）內部表面對氣體分子的物理吸附為基礎，其基本原理是基于在不同壓力下，吸附劑對不同氣體的選擇性吸附能力不同，利用壓力的周期性變化進行吸附和解吸，從而實現氣體的分離和提純。吸附劑是PSA工藝的基礎和核心，當前世界三大變壓吸附技術供應商包括美國UOP、德國林德和我國西南化工研究設計院（上市主體為昊華科技）。2）深冷分離：利用原料氣中不同組分的相對揮發(fā)度的差異來實現氫氣的分離和提純，投資成本高且能耗高，僅適用于大規(guī)模生產，而其優(yōu)勢在于得到產物氫氣的同時能夠得到富含乙烷、C4+等烴類副產物。深冷設備采用大型成套設備，由冷箱、換熱器、精餾塔等組成，設備企業(yè)掌握深冷工藝及設備制造能力，可提供整體解決方案，國內主要參與者包括中泰股份、杭氧股份等。3）膜分離法：通過膜選擇性滲透和擴散特定氣體組分的特性達到分離和純化氣體的目的，具有操作靈活、能源效率高、結構緊湊、占地面積小、環(huán)境友好、運行成本低與現有工業(yè)化簡單集成等優(yōu)點。2.2藍氫：應對碳減排需求，CCUS設備不可或缺化石燃料制氫碳排放量過高，未來生產中將逐漸結合CCS（碳捕集與封存）以及CCUS（碳捕集、利用與封存）等技術，降低碳排放。根據北理工能源與環(huán)境政策研究中心發(fā)布的《碳中和背景下煤炭制氫的低碳發(fā)展》，未結合CCS的煤制氫技術，每制備1kg氫氣，CO2的排放量為22.65kg；而根據《氫能與燃料電池產業(yè)概論》，天然氣蒸汽轉化制氫每生產1kg氫氣，CO2的排放量為11.90kg。假設按2022年中國煤制氫和天然氣制氫的產量計算，將分別排放二氧化碳4.5、0.9億噸，約占全國當年總排放量（121億噸，IEA（國際能源署）數據）的4.45%。碳捕集是指將CO2從工業(yè)或相關能源的排放源中捕集分離出來并加以利用或輸送到一個封存地點長期與大氣隔絕，流程包括捕獲分離、凈化和壓縮等操作工藝，本質上是一種氣體分離過程。CCUS技術可以實現化石能源大規(guī)?？沙掷m(xù)低碳利用，幫助構建低碳工業(yè)體系，同時與生物質或空氣源結合可具有負排放效應，是中國碳中和技術體系不可或缺的重要組成部分。根據《碳中和背景下煤炭制氫的低碳發(fā)展》，結合CCS技術后，煤炭制氫的生命周期碳足跡顯著下降，每生產1kg氫氣伴隨排放CO210.59kg，降幅53.3%，有利于煤炭制氫低碳發(fā)展?？紤]碳減排目標，增加CCS后煤制氫成本約增加4.82元/kg，仍低于部分工業(yè)副產氫的成本。根據《中國CCUS年度報告（2023）》，當前國內制氫項目的捕集成本約為400元/噸，按煤氣化制氫工藝下每kg氫氣實現二氧化碳減排量12.06kg計算，適用CCS后制氫成本約增加4.82元/kg，即達到10.91元/kg，仍低于部分副產氫提純成本?！吨袊疾都门c封存技術發(fā)展路線圖（2019）》中，預計2030年和2050年國內CCS成本分別控制在210元/噸、150元/噸，未來將進一步加強成本優(yōu)勢。目前我國CCUS仍處于發(fā)展早期，在減排潛力與需求方面，我國理論封存容量和行業(yè)減排需求極大。根據《中國CCUS年度報告（2023）》預測，在碳達峰碳中和目標下中國CCUS減排需求較大，2025年約為2400萬噸/年（1400～3100萬噸/年），2030年將增長到近1億噸/年（0.58～1.47億噸/年），2040年預計達到10億噸/年左右（8.85～11.96億噸/年），2050年將超過20億噸/年（18.7～22.45億噸/年），2060年約為23.5億噸/年（21.1～25.3億噸/年）。當前我國CCUS碳捕捉能力約為400萬噸，至2025年需增設處理量達2000萬噸/年CCUS設備。未來CCUS相關設備存在放量空間。根據《二氧化碳捕集、封存與利用技術應用狀況》數據，中國已建成投產、在建及擬建的碳捕集與封存設施數量占全球總量的7.7%，占比遠低于美國的50.8%。賽迪顧問數據顯示，2021年我國捕集規(guī)模在30萬噸/年以下的CCUS項目數量占比達88.9%，捕集規(guī)模超過60萬噸/年的項目僅占3.7%，而美國CCUS單項年均碳捕集規(guī)模約241.4萬噸/年。碳捕集過程涉及眾多通用設備，核心動力設備為螺桿壓縮機。在捕集過程中涉及的通用設備包括分離器、換熱器等，而由于在該環(huán)節(jié)需要對二氧化碳加壓、液化，因此需要用到壓縮機組、液化機組。根據冰輪環(huán)境微信公眾號，其生產的冰輪螺桿壓縮機現已成功應用在油田伴生氣、合成氨、沼氣提純、天然氣處理、煙道氣及干冰生產的二氧化碳尾氣捕集回收中，生產出的二氧化碳產品（氣體、液體、干冰）可達到國家關于工業(yè)級、食品級二氧化碳的相關標準；冰山冷熱可提供CCUS核心CO2預冷、增壓、液化機組及全鏈條工藝解決方案，已助力約300萬噸CO2捕集利用。2.3綠氫：短期成本制約，長期趨勢明確2.3.1四種技術路線各有優(yōu)劣通過可再生能源電力進行水電解制取綠氫，過程可實現零碳排放。水電解制氫是指當施加足夠大的電壓時，水分子將在陰極上發(fā)生還原反應產生氫氣，在陽極上發(fā)生氧化反應產生氧氣。根據電解質材料和工作原理的不同，當前主流的水電解技術路線可分為四類，包括：堿性水電解（ALK）、質子交換膜水電解（PEM）、固體氧化物水電解（SOE）和陰離子交換膜水電解（AEM）；其中，ALK和PEM已進入商業(yè)化階段，且ALK占據市場主流（根據勢銀（TrendBank）統(tǒng)計ALK約占93%，PEM約占6%），而SOE和AEM仍處于實驗室階段。電解槽是水電解反應的核心設備。通常情況下，水電解制氫需要一套完整的水電解系統(tǒng)，由電解槽、整流系統(tǒng)（AC/DC）、純化系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、附屬系統(tǒng)等多個部件組成。其中，電解槽作為水電解反應的主要場所，是系統(tǒng)的核心部件；整流系統(tǒng)是將交流電轉化為直流電的系統(tǒng)（水電解需要直流電，而電網提供交流電）；純化系統(tǒng)是將水純化的系統(tǒng)。對比四種技術路線的優(yōu)劣，ALK成本更低，PEM啟停靈活，SOE與AEM尚有技術難題。1）ALK：電解槽已實現國產化，電極材料為鎳或鎳合金，裝置成本較低，壽命長達15年，易于實現大規(guī)模制氫；而其缺點為能源轉化效率低、堿液不環(huán)保、占地面積大，尤其是裝置啟停時間過長（往往長達數十分鐘），不適用波動電源，故與可再生能源電力的適配性較差，因此大部分單一的堿性水電解制氫技術還是以穩(wěn)定的電網電力制氫為主。2）PEM：工作電流密度更大，因此設備體積相對較小，啟停速度快，但其需要用鉑和銥等貴金屬做催化劑，質子交換膜也主要依賴于進口，整體成本高昂。3）SOE：是目前制氫效率最高的技術，但工作溫度高，壽命較短，且設備啟停不便。4）AEM：是近兩年為了解決ALK和PEM存在的缺點而研發(fā)的新技術，電解質采用了比ALK濃度低的弱堿性溶液和固體電解質（聚合物）膜，電極采用了較PEM價格更低的鎳基或鈦材料，但目前陰離子交換膜的服役壽命和離子電導率尚需攻關。同等制氫規(guī)模下，當前PEM電解槽價值約為ALK的5倍。2023年12月，中國能建公布了2023年制氫設備集中采購的中標結果，預計采購1000Nm3/h堿性電解槽110套，200Nm3/hPEM電解槽15套。其中ALK電解槽中標企業(yè)11家，均價為683萬元/套，PEM電解槽中標企業(yè)5家，均價756萬元/套。若按1000Nm3/h對應5MW功率計算，單位中標均價分別為1366元/kW、7558元/kW。不同技術路線并非對立，合理配比可兼顧各自優(yōu)勢。相比于早期大型綠氫項目基本只采用ALK電解水制氫技術方案，2023年以來部分大型綠氫項目已經在積極探索“ALK+PEM”組合制氫方案，旨在通過ALK和PEM的合理配比，在兼顧成本的同時，提升對波動性可再生能源的適應性。根據勢銀能鏈統(tǒng)計，2023年已公開制氫路線的項目中，有12個項目采取“ALK+PEM”路線，占比約10%，不同項目ALK:PEM規(guī)模配比差異較大，均處于前期探索階段。2.3.2成本制約因素：電價、設備價值及產能利用率當前水電解制氫成本相對較高。一般制氫成本分為固定成本和可變成本，固定成本包括設備折舊、人工、運維成本等，可變成本包括制氫過程的電耗、水耗，假設不考慮土地土建及其他占比較低的輔料，由此得到水電解制氫成本的計算公式為：制氫成本=電價×單位電耗+水價×單位水耗+（每年折舊+每年運維）/每年制氫量。我們參考大安風光制綠氫示范項目的運營數據、新疆電網大工業(yè)銷售電價數據（平價在0.31-0.38元間），對關鍵指標進行假設并測算，當電價為0.3元/kWh、年開工時間為3000hr時，堿性水電解制氫成本約為19.58元/kg，PEM水電解制氫成本約為29.46元/kg。從分子端看，水電解制氫的成本主要受電價、設備價值的制約。根據馮云等《分布式制氫技術進展及成本分析》，《大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目環(huán)境影響報告書》，新疆統(tǒng)計局，庫車市人民政府，中國能建，拆分成本的構成項目可以看出，堿性水電解中電耗成本占比85.2%，設備折舊占比8.6%；而PEM水電解中由于設備價值量較高，電耗成本占比降至56.6%，設備折舊占比31.7%。兩者均占據整體制氫成本的90%左右。從分母端看，提高產能利用率可增加制氫量，以攤薄制氫成本。根據我們的測算，假設設備年開工時長為3000小時，堿性水電解制氫和PEM水電解制氫成本分別為19.58元/kg、29.46元/kg，而隨著氫能需求大幅提高，且可再生能源儲能取得突破時，可通過延長電解槽工作時間，制取更多綠氫以攤薄固定成本，當年開工時長達到8000小時，堿性水電解制氫和PEM水電解制氫成本將進一步下降至21.54元/kg及17.83元/kg。長期來看，水電解制氫成本下降空間較大，未來將更具備競爭性。1）電價方面，通過風光儲氫電一體化建設能夠有效降低用電成本，同時緩解棄風、棄光等現象。根據《中國2050年光伏發(fā)展展望（2019）》，至2035年和2050年光伏發(fā)電成本預計下降至0.2元/kWh和0.13元/kWh。2）設備方面，根據《中國氫能產業(yè)發(fā)展報告》的預測，至2035年、2050年ALK電解槽價格將分別為1,125元/kW和800元/kW，PEM電解槽設備價格分別為4,125元/kW和1,400元/kW。根據以上預測，至2035、2050年，ALK制氫成本將分別為12.16元/kg、8.12元/kg；PEM制氫成本將分別為14.39元/kg、9.23元/kg。對比煤制氫成本的6.09元/kg，當碳價超過90元/噸時，水電解制氫將更具經濟性。2.3.3電解槽行業(yè)發(fā)展迅速，競爭格局未定綠氫項目激增，電解槽裝機需求火熱。據勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，截至2023年12月31日，全國共有337個綠氫項目，其中332個項目處于規(guī)劃、在建、建成狀態(tài)，5個項目處于廢止狀態(tài)。剔除廢止項目，并對部分綠氫項目進行折算，測得當前已公開綠氫規(guī)模約為489萬噸/年，對應電解槽需求近86GW。根據《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》對各應用場景的經濟性測算和分析，樂觀情況下2025、2030年電解槽累計裝機量分別為16GW和142GW。國內企業(yè)加速布局電解槽。據勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，國內已布局或規(guī)劃堿性電解槽的企業(yè)近200家，而具備PEM電解槽生產能力的企業(yè)和機構有30家左右。經勢銀實地調研，2023年國內電解槽企業(yè)產能為11.5GW，且在2025年均有擴產計劃，保守預計2025年全國產能超40GW。行業(yè)競爭激烈，市場集中度進一步下降。從出貨量來看，根據高工氫電，2023年國內電解槽出貨量達1.2GW（含出口），CR5為54%，同比大幅下降25%，且兩年出貨量TOP10名單出現較大變化，說明當前競爭格局尚未穩(wěn)定。從國內中標情況來看，2023年全年已宣布中標規(guī)模為1055.5MW，派瑞氫能、陽光氫能、隆基氫能躋身前三，CR3為50%，而腰部以下企業(yè)很難拿到新訂單，競爭激烈。2.3.4內卷破局：大標方、高電密、低能耗ALK電解槽由多個電解小室構成，極板、電極為核心部件。根據《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》數據，ALK制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構成：電解槽主體通常呈圓柱形，包括數十至上百個電解小室，由螺桿和端板把這些電解小室壓在一起，每個電解小室包括極板、電極、隔膜、密封墊片等核心部件，成本占整個系統(tǒng)的57%左右。其中，極板是堿性電解槽的支撐組件，同時發(fā)揮導電作用；電極是電化學反應的場所，國內大多采用鎳基電極，是決定制氫效率的關鍵。BOP系統(tǒng)包含電源系統(tǒng)、分離純化系統(tǒng)、堿液循環(huán)系統(tǒng)等，占比43%左右。ALK電解槽工藝已趨向成熟，商業(yè)化推廣的關鍵在于性能提升帶來的全生命周期成本下降。當前堿槽都以高產氫量作為主攻方向，攤薄設備成本與運維成本。根據高工氫電引用國內一家堿性電解槽企業(yè)技術負責人的表述，一臺2000標方的堿性電解槽成本相當于2臺1000標方產品的80%左右，但制氫能力幾乎是其2倍，因此大標方更具優(yōu)勢。據《2023勢銀氫能與燃料電池產業(yè)年度藍皮書》顯示，2022年堿性電解槽新品的平均單槽最大產氫量為1006Nm3/h；而2023年堿槽新品的平均單槽規(guī)模已進一步增至1589Nm3/h，派瑞氫能、隆基氫能和三一氫能均已發(fā)布3000Nm3/h電解槽，呈現明顯的大標方趨勢。提升單槽產氫量的方法包括增加電解槽體積或提高電流密度。從法拉第定律可知，26.8A.h電荷量能產生0.5mol的氫氣，在標準狀態(tài)下，0.5mol氫氣占有的體積是11.2L，則1A.h電荷量在一個電解小室的產氣量應為0.000418m3的氣體，如果考慮電流效率，那么每臺電解槽實際產氫量為0.000418×電解小室數×電流×電流效率×通電時間，其中電流=電流密度×電極面積，由此可以看出單位時間內產氫量與電解小室數，電極面積和電解槽的運行電流密度有關。增加電解小室數、電極面積都會增大槽的體積，在生產、運輸以及安裝使用方面帶來新的難題，如占地面積大，運輸困難，甚至出現安全事故等。因此，提高電流密度是業(yè)界關注的焦點，主要方式包括調整電極、隔膜材料優(yōu)化和結構優(yōu)化等。以材料優(yōu)化為例，傳統(tǒng)堿性電解槽（石棉布）電流密度只能達2000A/㎡，改良型非石棉可以達到4000A/㎡，極大改善了堿性電解槽的性能。然而，提高電流密度會帶來電解小室電壓上升，從而帶來單耗提高，增大設備的運行成本，故最終仍需兼顧兩者性價比。PEM設備材料依賴進口，成本較高。PEM制氫系統(tǒng)主要由電解槽主體以及BOP輔助系統(tǒng)構成，電解槽主體成本占整個系統(tǒng)的76%左右，主要由膜電極（質子交換膜+催化劑）、雙極板及多孔傳輸層組成。絕大部分工業(yè)級PEM電解槽的質子交換膜采用全氟磺酸質子膜，依賴進口，主要來自美國杜邦、陶氏和日本旭硝子，這些進口膜的供應不穩(wěn)定、交貨周期長、價格高，限制了質子交換膜電解水制氫技術在國內的發(fā)展。此外，催化劑所需貴金屬原料國內儲量較少，也以進口為主。國產關鍵材料的突破推動PEM電解槽降本路線。未來PEM制氫系統(tǒng)的降本，主要依賴膜電極性能、降低銥用量、降低雙極板及多孔傳輸層的貴金屬涂層厚度、使用性價比較高的本土原材料以及規(guī)模化生產后帶來的生產和供應優(yōu)勢等。近年來國產質子交換膜廠商的技術逐漸提升，有了可替代進口膜的能力（如萬潤股份、泛亞微透等），催化劑企業(yè)正在拓展布局PEM制氫部材（如中科科創(chuàng)、濟平新能源等）。2023年4月，嘉庚創(chuàng)新實驗室發(fā)布了PEM制氫裝備新品，在額定功率下電流密度2.5A/cm2、直流電耗4.3kWh/Nm3，具有高安全性、低成本等特點，處于行業(yè)領先水平，并且設備材料國產化率超過90%。3．中游：基礎設施建設加速，帶動相關設備需求儲運和加注環(huán)節(jié)是連接氫能供需端的關鍵橋梁。1）從地域上看，我國氫能資源供應和需求呈逆向分布：西北地區(qū)煤、天然氣資源豐富，工業(yè)副產氫優(yōu)勢大，同時由于地域廣闊，風能、太陽能潛力巨大，適合綠氫生產；而東部地區(qū)風光等自然資源有限，但人口密度大，對能源需求旺盛。針對氫氣資源與需求區(qū)域分布的不平衡問題，大規(guī)模、遠距離的儲運方案存在較大的發(fā)展空間。2）從價格上看，生產側與消費側氫氣價差較大。根據中國氫能聯盟研究院從產業(yè)一線統(tǒng)計得到的“中國氫價指數”顯示，2024年2月，燃料電池汽車高純氫的生產側全國均價為33.6元/kg，消費側為56.4元/kg，體現了中游儲運及加注環(huán)節(jié)的高額成本。儲運和加注環(huán)節(jié)主要設備包括高壓儲氫瓶、壓縮機及加氫站集成設備。根據高工氫電數據，2025、2030年車載高壓儲氫瓶市場規(guī)模將達到34億元、722億元，我們據此測算可知其中閥門市場分別為2.8億元、58.5億元（詳見3.1節(jié)）。此外，加氫站設備約占建設投資總額的70%，我們根據地方政策目標及當前已建成加氫站數量之間的差額，測算可知在政策目標全部完成的情況下，2024-2025年加氫站集成設備增量將達到69.18億元（含站用儲氫瓶組），其中壓縮機為29.23億元。目前氫氣儲運主要有四種路徑，適用于不同的運氫場景。四種路徑分別為：高壓氣氫、低溫液氫、有機液氫和金屬固氫。后兩種屬于化學儲氫技術，目前仍處于起步階段；而前兩種屬于物理儲氫技術，已被大規(guī)模商業(yè)化應用，發(fā)展較為成熟，其中高壓氣氫儲運又可分為長管拖車和管道輸運兩種方式。長管拖車與低溫液氫運輸相繼發(fā)展，管道輸氫遠期存在優(yōu)勢。我們參考高工氫電的部分假設，以全長25km，年輸氫量10.04萬噸的濟源-洛陽氫氣管道為例對管道輸氫成本進行測算，假設管道壽命20年，運輸損耗率為8%，每年維護費用為當年折舊額15%，當運力達到100%時，管道輸氫可以將運輸環(huán)節(jié)成本降至每百公里0.5元/kg以內，可見管道輸氫是遠期實現大規(guī)模、遠距離輸氫的重要渠道。然而，由于管道建設初始投資大（該管道每公里投資達到584萬元）、建設周期長，且在當前氫源生產端與氫的終端應用尚未形成穩(wěn)定、規(guī)模的供給與需求的情況下，其發(fā)展與應用不會在短時間內占據主流。長管拖車在小規(guī)模、短距離的儲運情況下經濟性優(yōu)勢顯著，也是其目前作為主流儲運方式的原因之一。而在輸氫管道尚未形成規(guī)模前，200km以上運輸距離的場景中，液氫槽車將發(fā)揮較大作用。根據《2023勢銀氫能與燃料電池年度藍皮書》預測，至2030年，液氫運輸占氫氣運輸規(guī)模的比例將接近20%，管道輸氫比重約占20%。3.1氣態(tài)儲運：高壓儲氫瓶為主流，管道建設明顯提速高壓儲氫瓶貫穿全產業(yè)鏈環(huán)節(jié)，具備廣闊市場空間。高壓氣氫涉及的裝備包括制氫廠儲氫罐、長管拖車、站用儲氫瓶組及車載儲氫瓶等，分別對應“制、運、加、用”環(huán)節(jié)，市場空間廣闊。根據高工氫電數據，2021年國內車載儲氫瓶價格在1~4萬元/支（包含35MPa及70MPa各種容積儲氫瓶，常用為140L、165L、210L）。由于車載儲氫系統(tǒng)往往配備2-8組儲氫瓶（例如49噸重卡多配6~8支210L瓶組），高工氫電預計2025、2030年車載儲氫瓶需求量將分別達到23萬支、224萬支，市場規(guī)模分別達到34億元、722億元；此外，預計2025年中國站用儲氫容器規(guī)模將達到5.6億元。四類儲氫瓶區(qū)適用不同場景，I型瓶是當前氫氣運輸的主流方式。在儲運方面，據GGII調研，配套I型瓶的氫氣長管拖車市場占比在90%左右，目前國內常以20MPa長管拖車運氫，結合集裝格小范圍補充，單車運氫約300kg；而國外則采用45MPa纖維全纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車運氫可提至700kg。在車載儲氫瓶方面，國內以III型瓶為主，IV型瓶處于起步階段；而歐洲市場已將III型瓶和IV型瓶的市場格局突破到儲運領域。隨著應用端的應用需求不斷提高，高壓儲氫瓶朝著輕質高壓的方向發(fā)展。國內儲氫瓶領域玩家正加緊推進IV型瓶產品的生產驗證和產能建設。2023年5月23日，國家標準《車用壓縮氫氣塑料內膽碳纖維全纏繞氣瓶》正式發(fā)布，意味著IV型瓶即將正式有標可依，統(tǒng)一的行業(yè)標準無疑將推動未來IV型瓶的市場應用。目前，我國已基本建成配套齊全的碳纖維產業(yè)鏈體系，碳纖維（占IV型瓶成本比例高達70%-80%，根據中科院寧波材料所），主流儲氫瓶企業(yè)如中材科技（蘇州）、中集氫能、天海工業(yè)等正加緊推進IV型瓶產品的生產驗證和產能建設。除碳纖維材料外，瓶口閥也是高壓儲氫瓶中的重要部件。瓶口閥也可稱氫氣瓶口閥組，一般由多個閥門串聯或并聯而成，用于保證高壓儲氫瓶安全和正常充/供氣。2023年5月23日，適用70MPa儲氫瓶的《車用高壓儲氫氣瓶組合閥門》國標發(fā)布，對儲氫瓶閥門提出規(guī)范化標準。1）從市場規(guī)模來看，根據中科院寧波材料所特種纖維事業(yè)部，閥門約占70MPa儲氫IV型瓶成本總額的8.1%，按上文高工氫電預測規(guī)模，儲氫瓶閥門的市場規(guī)模將在2025、2030年分別達到2.8億元、58.5億元。2）從市場格局來看，根據勢銀（TrendBank）聯合中材科技、國富氫能在2022年發(fā)布的《2022車載供氫系統(tǒng)產業(yè)發(fā)展藍皮書》，2022年國內瓶口閥市場主要由外資品牌占據，市占率在75%以上，而近一兩年涌入氫能閥門的國內企業(yè)增多。輸氫管道項目建設明顯提速。管道輸氫運輸量大、邊際成本低，是遠期實現大規(guī)模國外管道輸氫技術發(fā)展較早，全球范圍內的輸氫管道總里程已超過6,000km，而國內在管道輸氫方面的研究起步較晚，技術發(fā)展仍處于初級階段，當前輸氫管道規(guī)模較小，總里程約400km，在用管道僅有百公里左右。目前，國內在管道輸氫領域已有所突破，多條管道項目被提上日程。在天然氣摻氫管道輸送方面，國內也已開展多項天然氣管道摻氫輸送項目的研究與實施。傳統(tǒng)油氣設備公司積極布局輸氫管道，解決“氫脆”難題。目前純氫管道主要采用的是鋼材質，而碳鋼在高壓氫環(huán)境中服役時，氫分子能夠分解成氫原子滲透進金屬材料內部，造成材料性能劣化（即氫脆），導致管道開裂泄漏。為應對該問題，天然氣摻氫運輸與管材研發(fā)為主要攻克方向?，F階段，輸氫管道加工技術布局企業(yè)主要為國家管網、石化機械、渤海裝備等國央企油氣設備企業(yè)；此外，東宏股份與浙大氫能研究院及東海實驗室合作，積極拓展高性能非金屬管道在輸氫方面的應用。3.2液態(tài)儲運：液化核心設備實現國產化突破低溫液氫具有較高的質量儲能密度，單次運輸規(guī)模大。低溫液態(tài)儲氫是在20K（-253℃）左右溫度下，利用壓縮機將氫氣液化并儲存在低溫絕熱的真空容器中。從儲存能力看，在標準大氣壓下，低溫液態(tài)儲氫瓶中的液氫密度為70.75kg/m3，是35MPa高壓氣態(tài)儲氫瓶中氫氣密度（約20kg/m3）的3倍多，70MPa高壓氣態(tài)儲氫瓶中氫氣密度（約38kg/m3）的1.8倍左右，并且液化過程使液氫純度更高，據勢銀能鏈了解，目前液氫儲罐單體容積可達4730m3，儲氫量達282噸。從運輸能力看，高工氫能數據顯示目前常用的液氫槽罐車溶劑大約65m3，一次可運輸液氫4000kg，儲重比(儲氫量與儲氫系統(tǒng)質量之比）一般可超過10%，運輸能力是20MPa長管拖車的10倍以上。液化能耗及核心設備受限是液氫儲運技術的關鍵制約因素。根據高工氫電，目前液化1kg氫氣需要耗電12~17kwh，遠高于高壓氣氫的壓縮能耗。若電力成本按0.6元/kWh，每kg綜合耗能12kWh計算，不考慮設備折舊，液化成本也高達7.2元/kg。同時，噸級液化裝置與國外先進水平還存在一定的差距。目前我國具備液氫生產能力的文昌基地、西昌基地和航天101所均服務于航天發(fā)射領域，未來隨著透平壓縮機、透平膨脹機等核心設備技術進步，有望將氫液化能耗降低至6kW·h/kg。國內民用液氫領域不斷取得突破。長期以來，國內氫液化設備主要由美國空氣產品、普萊克斯、德國林德等廠商提供，近年來液氫國產裝備的自主化取得了一定進步：2021年9月，我國自主研制的首套噸級氫液化裝置在航天101所調試成功，產能達到1.7t/d，實現90%以上的國產化；2023年9月，5噸/天大型氫液化裝置成功研制，標志著中科富海已完全掌握自主知識產權的大型氫液化裝備設計、制造、集成技術，核心部件及設備已實現國產化。3.3加注環(huán)節(jié)：加氫站集中建設，設備投資占70%加氫站是氫燃料電池汽車等用氫技術推廣的必備基礎設施。對于氫燃料電池汽車大規(guī)模商業(yè)化應用而言，加氫站的網絡化分布是基本保障。我國也重點布局加氫站建設，根據香橙會研究院數據，2023年全國新建成加氫站62座，累計建成407座；按各地區(qū)提出的氫能發(fā)展目標，到2025年，我國將建設加氫站超1000座，按此推算未來兩年年將進入加速建設期。加氫站設備主要包括壓縮機、加氫機及固定儲氫設施，這三大設備的性能參數決定了加氫站的整體加注能力和儲氫能力。1）壓縮機：作為加氫站內的核心設備，承擔了氫氣增壓的重要作用。國內加氫站常用的氫氣壓縮機主要有隔膜式壓縮機、液驅式壓縮機、離子液壓縮機。2）加氫機：為氫燃料電池汽車的車載儲氫瓶進行加注，基本部件包括箱體、用戶顯示面板、加氫口、流量計、閥門、安全系統(tǒng)等；由于加氫機加注時存在“焦耳-湯姆森效應”，會導致氫氣溫度上升，因此加注過程中防止氫氣溫度不斷升高時加氫機的關鍵性能之一。3）固定儲氫設施：目前國內建成或在建的加氫站主要采用高壓儲氫瓶組和高壓儲氫罐，儲存系統(tǒng)的工作壓力越高或該工作壓力與氫燃料電池汽車充氫壓力差越大，氫燃料電池汽車充氫時間越短；從壓力范圍看，目前國內加氫站的加注工作壓力通常分為35MPa和70MPa兩個等級，其中35MPa加氫站通常采用最高儲氫壓力位50MPa的儲氫罐，70MPa加氫站通常還要增設最高儲氫壓力位103MPa的儲氫罐。加氫站投資成本較高，其中設備占比約71%。加氫站根據氫氣來源不同，可分為外供氫加氫站和現場制氫加氫站，根據李妍等《外供氫與現場制氫加氫站的氫氣成本分析》，一座供氫能力為500kg/天的外供氫加氫站的投資成本約為1450萬元，其中壓縮機占比30%，儲氫瓶及加氫系統(tǒng)占比28%，設備合計占比達到71%。按2024-2025年需建設672座加氫站計算（地方政策目標加總1079座，減去2023年已建成407座），未來兩年內加氫站設備增量市場空間為69.18億元，其中壓縮機為29.23億元。國內加氫站設備集成商市場集中度較高。根據高工氫電，截止2021年底，國內已建成的加氫站中CR5設備集成商市占率合計近90%，2022年有所下降，但仍超過70%。其中，截止2022年累計建成加氫站中，TOP10設備集成商分別為國富氫能（2021年市占率28.4%）、海德利森、舜華新能源、厚普股份、氫楓能源、正星氫電、康普銳斯/航天雷特機電、中集氫能、伯肯節(jié)能/派瑞華氫/豫氫裝備、優(yōu)捷特。2023年新建成加氫站設備集成商整體分布較為分散，主要集成商除上述名單外新增中集安瑞科。4．下游：氫燃料電池空間巨大氫能下游有交通、電力、化工、冶金四大應用場景，主要設備包括氫燃料電池和氫燃氣輪機。在交通領域，氫燃料電池可與鋰電池協同推動實現全面電動化；在電力領域，通過燃料電池或氫燃氣輪機實現熱電聯產，將有助于降低建筑的碳排放；也可與大規(guī)模的可再生能源耦合，解決調峰消納難題，主力構建綠色低碳的新型電力系統(tǒng)；在化工、冶金等工業(yè)領域，氫能作為原料或燃料代替品有助于使這些領域實現深度脫碳。4.1從應用場景看，氫能在交通及電力領域具備潛力4.1.1交通領域：燃料電池商用車已初具經濟性交通應用中，氫燃料電池商用車率先發(fā)展。目前，我國燃料電池汽車商業(yè)化運營主要集中在公交和物流領域，于現階段燃料電池汽車的中長途、中重載、固定路線運載定位相符。一方面，在400-800km的中長途里程中燃料電池汽車的續(xù)航優(yōu)勢較純電動汽車更為明顯；另一方面，燃料電池及儲氫系統(tǒng)質量能量密度遠高于純電動汽車動力電池，大幅提升了中重型貨車載貨能力。國內有限推廣商用車輛發(fā)展，在固定路線運營帶動加氫站等配套設施的布局，從而進一步拉動乘用車領域市場需求。當氫價達到25元/kg時，氫燃料電池重卡TCO可與傳統(tǒng)燃油車打平。根據嘉興市長三角氫能產業(yè)促進會數據，當前購置一臺氫能重卡、鋰電重卡與燃油重卡的費用分別約為150萬元、100萬元與30萬元，2023年“以獎代補”政策給予燃料電池重卡補貼37.80萬元，假設地方政府按照與國補1:1配套補貼（如上海市《關于支持本市燃料電池汽車產業(yè)發(fā)展若干政策》），初始購車成本將低于純電動重卡。此外，假設車輛日行里程400km，其中高速路段300km，高速收費按2元/噸公里計算，當能源價格分別為25元/kg、1.3元/kwh、7.5元/L時，分別計算可知氫能重卡、鋰電重卡與燃油重卡的年運維成本分別為52.50萬元、43.75萬元、60.90萬元，此時從全生命周期成本看，氫燃料電池重卡基本與傳統(tǒng)燃油車持平。2024年2月，山東省三部門發(fā)布通知，自2024年3月1日起，對本省高速公路安裝ETC套裝設備的氫能車輛免收高速公路通行費，試行兩年，在此基礎上氫能重卡將每年節(jié)省21萬元高速通行費，占當年運行成本的31.5%。此時氫能重卡TCO將下降至228.18萬元，低于鋰電重卡。4.1.2電力領域：氫能發(fā)電、儲能與熱電聯產具備前景氫發(fā)電解決火電低碳轉型問題?；鹆Πl(fā)電是目前世界上主要的電力來源之一，但其煤炭和天然氣的使用導致大量二氧化碳排放。以氫為基礎的綠氫、綠氨，是解決火電低碳轉型問題的有效途徑之一，通過煤電摻氨燃燒至純氨燃燒和氣電摻氫燃燒至純氫燃燒，實現火電向低碳調節(jié)電廠的轉變。根據中科院工程熱物理研究所先進燃氣輪機實驗室張宏武主任在第十屆燃氣輪機聚焦大會上的主題分享，預測2030年，我國總發(fā)電裝機容量38億千瓦時，其中氣電裝機容量1.8億千瓦時，假設全年平均發(fā)電時間2400小時，按全部氣電摻氫30%計算，氣電行業(yè)需消耗320萬噸綠氫，實現2300萬噸碳減排。氫儲能是解決風光發(fā)電消納問題的重要途徑。新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、季節(jié)不均衡性等特性，這給電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行帶來了挑戰(zhàn)，因此需要發(fā)展相應的儲能技術以實現不同時間尺度上功率與能量平衡。氫儲能技術基于“氫-電”轉化，通過儲氫、儲氨、儲醇等方式，實現能量的長時儲存和調節(jié)，再借助燃料電池或燃氣輪機等發(fā)電設備重新轉化為電。與其他儲能技術如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、飛輪儲能以及熔巖儲能相比，氫儲能技術能夠完全實現跨季節(jié)性的長時儲能，為能源存儲領域帶來新的解決方案。當前，我國多省份積極推進光（風）儲氫電一體化項目，并開展了相關示范項目。根據水電水利規(guī)劃設計總院，2022年10月26日“氫動吉林”行動暨大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目啟動，該項目將建設風電項目700MW，光伏項目100MW，并配有一套40MW/80MWh儲能裝置。熱電聯產為建筑提供電能和熱能，是一種極具潛力、低碳高效的聯合生產方式。燃料電池熱電聯產主要使用質子交換膜燃料電池（PEMFC）和固體氧化物燃料電池（SOFC）作為發(fā)電系統(tǒng)，發(fā)電效率可達40%，廢熱利用率達40%，能源綜合利用率超過80%，與傳統(tǒng)的活力發(fā)電輸電相比，總效率提升2倍左右。根據人民網數據，2021年11月，全國首座氫能進萬家智慧能源示范社區(qū)項目在佛山市南海區(qū)丹灶鎮(zhèn)正式投運，該項目專注燃料電池分布式熱電聯產裝備產業(yè)化，包括家用和商用燃料電池分布式熱電聯產裝備。社區(qū)一期項目將依托現有城市氣網開展混氫天然氣示范，家庭部分將安裝394套家用燃料電池熱電聯產設備，商業(yè)部分將安裝4套（440kw/套）商用燃料電池熱電聯產設備，總裝機容量約2MW，投資19.1億元。4.2從相關設備看，燃料電池與氫燃氣輪機空間廣闊4.2.1燃料電池：運輸+固定式，產業(yè)鏈玩家眾多氫燃料電池的應用主要包括運輸應用和固定式應用。如上文所述，氫燃料電池既可用于燃料電池汽車、有軌電車、船舶等交通運輸領域，也可用于固定電站、儲能項目等固定式應用場景。目前，在氫燃料電池汽車推廣的政策背景下，運輸應用幾乎占據氫燃料電池市場的全部份額。據弗若斯特沙利文預測，至2030年，中國氫燃料電池系統(tǒng)的運輸應用和固定式應用按銷售量計算的市場規(guī)模將分別達到70.02GW和13.35GW，占整體市場規(guī)模的84%和16%，對應總市場規(guī)模達到1167億元。氫燃料電池系統(tǒng)結構復雜，電堆為核心部件。相較于傳統(tǒng)燃油車或純電動汽車動力系統(tǒng)，燃料電池系統(tǒng)結構較為復雜，主要由電堆及BOP輔助系統(tǒng)構成，其中電堆是發(fā)動機系統(tǒng)的核心部件，主要部件包括膜電極和雙極板。從成本結構來看，一輛49噸燃料電池重卡中燃料電池系統(tǒng)約占整車成本的52%，而電堆約占整個電池系統(tǒng)成本的65-70%。國內廠商積極布局燃料電池電堆，部分性能達到國際領先水平。燃料電池電堆的技術水平決定了燃料電池系統(tǒng)性能、可靠性和壽命，是燃料電池企業(yè)技術先進性的體現。當前主流廠商主要從材料體系、結構設計、電堆集成、量產工藝和質量控制等多維度進行優(yōu)化和迭代，以實現現功率密度、輸出功率和使用壽命的提升。國內目前已基本掌握其開發(fā)、生產及應用等技術，在單堆功率、體積功率密度及冷啟動溫度等方面突破較快，部分達到國際（巴拉德、豐田）領先水平。燃料電池市場火熱，車用CR5達到62%。根據勢銀（TrendBank）統(tǒng)計數據，2023年上牌車輛電堆裝機量為931.2MW，同比增長51.2%，裝機平均單堆功率達到121.7kW，與2022