氢能源行业专题研究报告：氢作为能源载体的中长期投资机会凸显

（报告出品方/作者：国信证券，商艾华）

01.氢的中长期政策明确

1.1.氢能补齐顶层设计“1”

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》补齐了我国氢能顶层设计“1+N”中的“1”，意义在于从国家层面给予产业一个“身份证”。作为国家中长期氢能顶层规划：2021-2025年，目标明确，量化清晰。2025-2035年，远景规划方向明确，量化指标随着N个政策的出台将逐步明确。

1.2.氢能“1+N”政策体系将逐步完善

《规划》延续了碳中和“1+N”政策文件要求。《规划》是一个偏宏观趋势、从点到面、“大而全”的中长期规划，“N”部分将继续由各部委进行延续。《规划》符合国家安全、能源革命、“双碳”目标和产业转型升级等大背景要求。

1.3.双碳目标下，氢能中长期三点定位

氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。 充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨 季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。

氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。 以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、 碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高 耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。

氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。 以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核 心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得 突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展 注入新动能。

02 .氢的能源属性

2.1.氢能作为跨行业跨部门的二次能源具有变革作用

氢能作为二次能源,属于零碳能源。氢能非常高效，热值是汽油的3倍， 氢燃料电池的效率可达60%。氢能可以作为电、热、气等能源互联的媒介，是在可预见的未来实现 跨能源网络协同优化的唯一途径。在2060年碳中和情景下，氢能在我国终端能源消费中占比将达20%左右， 可再生能源制氢产量约为1亿吨。

中国在实 现2060年碳中和的路径风电和太阳能发电在能源结构中的占比提高到 80%；氢能占终端能源消费的份额从目前的较低水平提高到16%。（氢 的消费量将从目前的极低水平增长至2060年的17艾焦耳/年以上。相当 于5.8亿吨煤当量） 氢能在终端能源消费占比无论是16%，还是20%，我国要实现“3060 目 标”必然需要氢能作为重要组成部分参与国家能源体系。因此，氢能作为跨行业跨部门能源，加快发展氢能能够对相关产业产 生变革作用。

2.2.氢能与电能作为重要的二次能源

2019 年，中国的碳排 放占全球碳排放总量 的 27%。作为世界上 最大的能源消费国和 碳排放国，中国将逐 渐摆脱对煤炭的依赖， 转向可再生能源和清 洁能源。这一转变将推动低碳 和无碳能源、技术以 及新型增长产业的发 展，从而带来巨大的 机遇，氢能与电能作 为重要的二次能源在 能源供给以及各行业 终端消费中的应用替 代优势明显。

2.3.氢能是未来国家能源体系的重要组成部分

2020年我国氢气产能大概在4100万吨，年产量在3300多万吨。目前，中国氢气产能已超过4100万吨/年,其中化石原料（煤制氢、天然气重整等）制氢占70％，工业副产氢占比近30％，而电解水 制氢占比不到1％。要实现2060年碳中和目标，氢能将在重工业、运输、建筑供暖等难以脱碳的行业 发挥重要作用。2060年氢气的年需求量将从目前3300多万吨，增加到1.3亿吨左右，需求可能要翻4倍。交通领域到2060年用氢能的量也要超过4000万吨，交通领域氢能应用对氢气的需求是完全新增长的一个量。

03 .氢能地位提升

3.1.能源革命：能源生产方式及消费方式发生变革

2020 年 9 月，中国政府提出“3060 目标”，即于 2030 年前达到二氧化碳排放峰值，并力争于 2060 年前实现碳中和。实现 3060 目标并非易事。要实现该目标，时间紧任务重，中国必须以前所未有的速度，对其能源体系实施根本性变革。

3.2.能源转型中氢能的作用

第一，可以实现大规模、高效可再生能源的消纳；第二，在不同行业和地区间进行能量再分配；第三，充当能源缓冲载体提高能源系统韧性；第四，降低交通运输过程中的碳排放；第五，降低工业用能领域的碳排放；代替焦炭用于冶金工业降低碳排放，降低建筑采暖的碳排放。

3.3.氢能作为零碳能源推动较难实施减排行业减碳

中国实现3060要变革中国能源体系，变革能源供应和能源终端需求使用行业，尤其是较难实施减排的交通运输和工业 等行业。目前，工业排放占中国能源相关二氧化碳排放总量的24%，交通运输行业排放占11%。中国重工业规模大，中国水泥和 粗钢产量占全球总产量的60%，重要工业化学品产量占30%。重工业仍然是能源需求与消费的重要来源。因此，钢铁、水泥和化工等行业将需要优先考虑以低碳氢能和生物质燃料 来替代煤炭作为主要能源。

04 .投资逻辑：绿氢发展远景清晰，看好电解水制氢装备放量

4.1.鼓励发展绿氢符合能源安全战略

本次《规划》强调贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略：推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命， 全方位加强国际合作。本次《规划》四大原则之一：安全为先，清洁低碳。不仅要确保氢能利用安全可控，重点在构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体 系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。在中长期顶层规划中将绿氢作为保障氢安全的重大发展方向做了明确指引。

4.2. 绿氢能够推动化工和炼钢等难以脱碳的行业脱碳

氢元素在地球上主要以化合物的形式存在于水和化石燃料中，而氢能作为一种二次能源，需要通过制氢技术进行提取。目前，现有制氢 技术大多依赖化石能源，无法避免碳排放。而根据氢能生产来源和生产过程中的排放情况， 2019年6月“世界能源理事会”把伴有大量 CO2排放的氢称为“灰氢”，把CO2通过CCUS或CCS利用或封存避免排放的氢称为“蓝氢”。用可再生能源电解水制得的氢被称为“绿氢”， 是未来制氢的发展方向。目前，市面上绝大多数氢气是灰氢，约占当今全球氢气产量的95％。

绿氢是发展氢能的初衷。所谓绿氢，是指利用可再生能源分解水得到的氢气，其燃烧时只产生水，从源头上实现了二氧化碳零排放，是 纯正的绿色新能源，在全球能源转型中扮演着重要角色。因此，灰氢、蓝氢与绿氢相比在生产氢能的过程却并不是百分之百“零碳”。发展氢能就是为了能源的“去碳化”，无碳能源生产“绿色的氢”才是真正清洁氢，是全球实现净零排放路径的关键和各国能源结构的 关键支柱，依靠清洁氢路径可以减少全球温室气体排放量的15%（二氧化碳排放量的20%）。

钢铁和化工等能源密集型的基础材料行业，随着全球财富和城市人口数量增加，需求量持续增长，由于这些能源密集型行业的温室气体 （GHG）排放比高。虽然行业变得高效，但其生产系统依赖化石燃料，导致相关碳排放难以降低。2017年，仅钢铁和化工行业的温室气体 排放量，就分别在总计369亿吨的全球与能源、工业相关的温室气体排放量中，占比达到8%和5%。在钢铁行业，2019年消耗的21EJ能量 中，有40%来自煤炭，33%来自化石气体，20%来自电力。

随着绿氢生产成本的逐渐降低，绿氢有望成为一些难以脱碳的工业领域共同的“脱碳解决方案”政策制定者在支持能源转型时，可以使 用解决方案，其中包括绿氢、电气化、提高能源效率、提高材料效率、循环经济和碳捕获等。

4.3.绿氢发展目标量化数字进一步明确

氢能产业发展中长期规划（2021-2035）中，对2025年明确了两个数字，一个是燃料电池车辆保有量约5万辆；另一个重要的量化目 标是可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，绿氢成为除化石原料制氢和工业副产氢两大氢源之外的第三大氢源。

4.4.可再生能源将替代传统化石能源占据主导地位

随着我国“十四五”电力规划的实施，我国正加速能源清洁化转型，脱碳减排需求日益增长，在“十四五”期间，风电、光伏等可 再生能源将迎来爆发式增长，可再生能源将逐步替代传统化石能源占据能源领域主导地位。风电、光伏等可再生能源作为波动性和间歇性能源，配置储能系统是解决当前大规模弃风、弃光问题的有效手段，还能提高电力系 统灵活性。也是解决我国可再生能源发电量过剩的根本办法。氢能作为一种理想的能量储存介质，可有效的解决我国可再生能源消纳和并网稳定性问题。

4.5.风电制氢技术基本原理和系统架构

风力发电制氢系统根据与电网连接情况可以分为并网型风电制氢系统和离网型风电制氢系统，目前我国离网条件下风电耦合制氢技 术尚处于起步阶段，大多采用并网型风电耦合制氢系统。整体系统包括：风力发电机组、储能变流器（PCS）能量转换级控制系统、电解槽制氢模块、氢气压缩机、高压储氢罐等部分。

4.6.光伏发电制氢技术基本原理和系统架构

光伏发电制氢即将太阳能面板转化的电能供给电解槽系统电解水制氢，系统整体结构类似风力发电制氢系统。其中光伏发电技术主 要是基于半导体的光电效应，光伏发电的主要核心元件是太阳能电池，其他还包括蓄电池组、控制器等元件等。

4.7.风光互补发电制氢技术/多能耦合发电制氢

风光互补耦合发电制氢系统由风力发电系统、太阳能发电系统、电解制氢装置及氢能储存和利用系统组成。风光互补发电系统优点：1、利用风能、太阳能互补性，可以获得比较稳定的输出，系统有较高的稳定性和可靠性；2、再保证 同样供电的情况下，可大大减少储能蓄电池的容量；3、通过合理涉及与匹配，很少或者基本不用启动备用电源如柴油的发电机 组等，符合脱碳减排理念。

4.8.电解水制氢技术迎来发展机遇期

目前国内电解水制氢技术主要有碱性电解(AWE)、质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解三条技术路线：

（1）AWE碱性点解技术：已经实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标接近国际先进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大， 适用于电网电解制氢。

（2）PEM电解技术：技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面与国际先进水平差距较大，在国外已有通 过多模块集成实现百兆瓦级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。PEM 电解技术运行灵活性，反应效率较高，能 够以最低功率保持待机模式，因此与波动性和随机性较 大的风电和光伏具有良好的匹配性。

（3）SOEC 电解技术的电耗低于碱性和 PEM 电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需 要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。

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