氢能产业链链条较长，可分为上游制氢，中游储运以及加氢站建设环节以及下游应用环 节。
制氢方式安直接原料可细分为化石能源产氢、工业副产氢以及电解水制氢，按清洁程度 可以不同颜色分为灰氢/蓝氢/绿氢。灰氢的具体生产途径主要包括煤制氢以及工业副产 氢；蓝氢通常是指天然气通过蒸汽甲烷重整或自动热重整技术分解成氢气和二氧化碳， 二氧化碳被捕获然后储存，相对直接的工业产氢，由于引入碳捕捉技术，二氧化碳排放 得以减少，清洁程度更高；绿氢生产流程为依托电解槽电解将水分子(H2O)分解成氢(H2) 和氧(O2)，且所消耗电力来自可再生能源，全生命周期里不排放任何二氧化碳。据《中 国氢能源及燃料电池产业白皮书》，2020 年中国氢气 67%来自于化石能源，30%来自于 工业副产氢，只有 3%是来自可再生能源。预计到 2030 年依然以化石能源制氢为主流， 可再生能源制氢达到 15%的比例，2050 年实现可再生能源制氢占总供给的 70%。
具备天然成本优势的灰氢生产仍为主流技术。我国具备丰富的煤炭以及工业副产氢气资 源(氯碱副产，丙烷脱氢，焦炭副产)。煤制氢是当前制氢成本最低的方式之一。据氢云 链及《石油与化工》数据，以技术成熟的煤气化技术为例，在原料煤(6000 大卡，含碳 量 80%以上)价格 600 元/吨情况下，氧气价格为 0.7 元/标方的情况下，制取氢气成本约 1.0 元/标方氢气（12 元/kg）；蓝氢在化石能源制氢的基础上需要结合碳捕捉技术，从我 国的实际资源情况出发，基于原料为煤炭的假设，当前我国碳捕捉技术成本约为 350~400 元/吨，以 350 元/吨为假设时，制氢成本约为 1.4 元/标方氢气（16 元/kg），碳捕 捉技术约贡献 0.3~0.4 元/标方的成本增量。
绿氢是实现全生命周期零碳排放的必经之路，电力成本占总成本比例较高。绿氢生产过程本质上为利用氢气的高能量密度等特性实现可再生能源的高效储存，其转换路径依托 电解槽实现。绿氢的成本基本由电力成本决定。经测算，电力成本约为绿氢成本的 70%~90%，若按照单标方氢气耗电量为 4.4kwh, 电力成本 0.6 元/kwh 计算，绿氢的生产 成本约为 2.8 元/标方。但随着可再生能源装机量的增加以及发电成本的不断下降，绿氢 的生产成本有望与蓝氢甚至是灰氢持平。据我们测算，当电力成本下降 50%至 0.3 元 /kwh 时，绿氢的生产成本基本和蓝氢持平；当电力成本下降 70%至 0.18 元/kwh 时，绿 氢的生产成本基本和煤气化制氢持平。绿氢成本的有效降低对于氢气能否成为真正的零 碳能源至关重要，其实现途径有两种：1) 降低可再生能源成本；2)提高电解槽效率减少 产氢单位用电量。
随着可再生能源装机量的持续上升以及技术更迭，绿电成本下降已经是明显且可预见的 未来趋势。据 IRENA 统计，全球太阳能光伏、陆上风电以及海上风电 2021 年平准化发 电成本同比 2010年分别下降 88%，60%以及 68%，若不进一步考虑发电小时数的问题， 当前三种可再生能源的发电成本实际上已经足以使可再生能源制氢与蓝氢成本相匹敌。 此外，由于风能和光能间隙性波动造成的弃风弃光资源可转化为氢能储存，2021 年全球 光伏发电利用率仅在 15%左右，风电利用率为 35%左右，亟需多种储能方式灵活完成储 能消纳，绿电制氢和可再生能源调峰有望形成相辅相成的双赢局面。
绿氢项目“因地而设”，产能有望进入高速增长期。经不完全统计，国内现有规划产能 已超出《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》2025 年达到 10-20 万吨的基本预期， 集中建设于可再生能源丰富的“三北”地区。2023 年 1 月，内蒙古能源局宣布实施具备 条件的风光制氢一体化示范项目共计 15 个(4 个离网型，11 个并网型)，配套新能源规模 631.2 万千瓦(其中风电 473.2 万千瓦，光伏 158 万千瓦)，制氢能力总计达 28.2 万吨/年， 总投资 495.8 亿元。项目集中于 2023 年上半年开工，2024 年年底投产；2022 年 12 月 5 日，宁夏发改委发布《宁夏回族自治区可再生能源发展“十四五”规划》，规划显示宁 夏“十四五”期间有 11 个绿氢项目储备，绿氢产能将达到 8 万吨/年；河北省则预计在 十四五末将形成 10 万吨/年的可再生能源制氢。
碱性电解槽仍为主流设备，PEM 已实现初步应用。由于技术成熟且投资运行成本低，催化剂易得等优点，碱性电解槽为当前国内主要使用的电解槽种类，市占率达 97%(势 银数据，2022)。然而碱性电解槽的响应延迟和可再生能源波动性之间的不兼容将带来 隐形电力成本，PEM的快速响应能力则更能适应风光电的波动性，但受限于其前期投资 较高(约为碱性电解槽的 3~4 倍)及国产技术不成熟等问题，商业推广速度较慢。但近年 来 PEM 水电解制氢技术已在部分项目中成功投运，2022 年 12 月末，我国单套最大 PEM 电解水制氢装置在中原油田成功投产，投产后日产高纯度“绿氢”1.12 吨。据势 银统计，2022 年中国碱性电解水制氢设备的出货量约 776MW，电解槽总出货量在 800MW 左右，相比 2021 年约 350MW 的总出货量实现翻倍增长。
规模化进程稳步推进，成本下降苗头已现。2021 年 4 月，宝丰能源公告 200MWp 光伏 发电及 20000 标方/小时电解水制氢示范项目已于 2021 年初部分建成并投入试生产，氢 气综合成本可以控制在 1.34 元/标方(约 15 元/kg)，已经接近煤制氢水平；2022 年 12 月 末，吉电股份公告风光制绿氢合成氨一体化示范项目，根据其项目可行性研究报告，基 于合成氨价格为近五年间我国东北区域合成氨平均价格即 3520 元/吨的假设，该项目的 资本金内部收益率为 4.57%，以上上市公司项目信息表明绿氢项目已经能够实现不错的 收益率。
如前所述，我国可再生能源制氢产能分布将主要集中在三北地区，而氢能的主要消耗则 处于内陆区域，因此氢气的长距离储运是我国氢能大规模推广使用的瓶颈环节。 氢气的储运按储存状态划分主要有气态、液态以及固态运输，按运输载体分别对应气氢 拖车和管道运输(气态)，液氢罐车和有机液氢运输(液态)，固态氢运输。
长管拖车的经济性主要受限于运输距离。国内目前氢气主要的运输方式仍主要为依托 35MpaⅢ型储氢瓶的长管拖车式气态运氢，而海外气态运氢多采用 70MpaⅣ型储氢瓶。 对30Mpa长管拖车运氢成本进行拆解，油费、人工费以及过路费是长管拖车运氢主要的 运输成本来源，该部分成本下降空间较为有限。单位运氢成本将随着运输距离线性上升， 当运输距离为 200km 时，氢气的单位运输成本仅为 0.6 元/标方，假设绿氢的制氢成本为 2.8 元/标方，此时氢气的运输成本仅为制造成本的 20%。对于兼备丰富氢能资源以及下 游需求的区域，如山东青岛等地长管拖车运氢方式较为经济。但我国未来的可再生能源产地与下游需求之间存在地域错配，以主要清洁能源资源地新疆和需求地湖北为例，运 输距离需达 3000 公里以上，氢气的理论运输单耗达到 5.9 元/标方。改用 70Mpa 储氢瓶 可以扩大单次氢气运输量从而降低单位氢气运输成本，但同时储氢瓶设备成本也将随之 升高。阀门价格和瓶身所用碳纤维材料是两种储氢瓶主要的成本差异来源。70MPa 瓶阀 国内厂家尚不能实现自主量产，国外供应商价格单个可达 2.2~10 万元(21 世纪财经报道 数据)；碳纤维材料则已经由中复神鹰等企业实现一定程度的国产替代。
液化装置国产化进程仍处于初期。液氢储运的核心在氢液化和液氢储运两个环节，液化 装置是液氢厂的核心装置。对液氢运输的成本进行拆解，液化电费成本是总成本的主要 来源，约占总成本的 60%~70%。同时，相比长管拖车，液氢运输成本对距离敏感性较 低。由于通过提升液化装置的生产规模可有效降低单位能耗成本，因此形成大规模液氢 工厂可有效降低液氢运输成本。经测算，固定运输距离为 600km 时，当液氢厂规模由 5TPD 扩大至 30TPD 时，氢气单位运输成本将从 1.01 元/标方下降至 0.65 元/标方，相比 气态运氢中程运输距离经济性明显。 国内氢液化技术发展起步较晚，相对海外仍有一定差距，但随着氢能发展战略地位的确 立，液氢发展迎来重要拐点，液氢设备规模化与国产化趋势逐步显现：2022 年末，中科 富海首套具有自主知识产权的国产 1.5TPD 氢液化装置在安徽阜阳调试成功，顺利产出 液氢产品；另有久泰内蒙液氢项目，海盐氢能源和工业气体综合项目等设计产量达 30TPD 的外资参与工程处于审批在建之中。在短期无法实现全面建立氢能网络的情况下， 液氢运输或将成为主流，未来也有望成为管道运输灵活且具备经济性的辅助手段。
管道运输需与下游需求匹配发挥效用。管道投资额是管道运输成本的最主要因素，前期 的高额投资/建设项目审批周期长是管道运氢难以大规模建设的主要原因。我国氢源地 和人口密集的氢能需求地之间的距离约在2000~3000km。我们测算，对于运输量为10万 吨/年的氢气管道，运输距离在 2300km 时，如若下游年需求能稳定保持在 10 万吨，氢 气的单位运输成本仅为 0.9 元/标方，假如下游年需求仅为 10 万吨的 25%，氢气的单位 运输成本将上升至 3.6 元/标方。进一步考虑到《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》 给出的指引，预计 2025 年中国燃料电池车辆保有量达到 5 万辆，假设全为燃料电池重 卡，车辆氢耗在 8kg/100km，单车年运行里程为 20 万公里左右，氢气年需求量可达 80 万吨。因此我们预计 2025 年下游需求足以匹配氢能的管道运输，形成一定的规模化效 应，氢气运输成本可有效降低至合理范围内。
2022 年中国氢气管道建设进入资本密集期，中石化中石油等国企为主要投资方。截至 2023年 1 月，国内纯氢/掺氢管道建设总长度已达到 1000km 以上，最长记录在案的氢气 运送管道长度 400km。另据 2022 年 12 月消息，内蒙古科学技术研究院与中国石油天然 气管道工程、中太(苏州)氢能源科技签署战略合作协议。三方将合作共建乌海至呼和浩 特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”项目，该项目拟建设我国压力最高、长度最长的氢气 干线管道，国内纯氢管道建设长度有望再创新高。
对三种运输方式的经济性进行对比分析： 1） 首先明显看到100%利用率的管道运输在几乎全距离上的显著优势，事实上工厂中副 产氢和下游用氢环节之间的运输大部分也都由管道完成；对于仅有 25%利用率的管 道运输，其与 30TPD液氢运输的平衡点为 375km，与 5TPD液氢运输 的平衡点约为 650km。 2） 相较当前主流的 30Mpa 气态拖车运氢技术，超过 375km 时 5TPD 液氢运输方式便具 有更高的经济性；即使气态拖车运氢进一步发展至 50Mpa，超过 600km 时经济性仍 不敌 5TPD 液氢技术。 3） 在短期下游需求尚未真正爆发的先冷阶段，同时进一步考虑管道的审批建设周期较 长而国产 5TPD 量级的液氢技术加速突破中，合理推断液氢技术有望成为行之有效 且较快落地的“冷启动关键点”。
加氢站将不同来源的氢气通过压缩机增压储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃 料电池汽车加注氢气，是氢燃料电池商业化的重要基础设施，核心设备有氢气压缩机、 储氢容器、加氢机等。 经过数十年的发展，中国加氢站已发展出多种类型。按建设方式划分可分为固定式和移 动式；按氢气的储存状态可分为高压气态储氢和液氢站。我国加氢站的类型逐步由作为 示范工程的撬装式转变为固定式，由纯氢站转为油氢合建站，并发展出站内制氢供氢一 体化模式。据《中国加氢站产业发展蓝皮书 2022》，截至 2022 年 7 月初，当期新增加氢 站数量中，撬装站比例从 2018 年初的 60%下降至 10%，合建站比例从 2018 年的 0%上 升至 60%。站内制氢加氢站一体站数量达到 17 座。2023 年 2 月 15 日，国内首个甲醇制 氢加氢一体站投用，该站是由中石化燃料油公司大连盛港油气氢电服“五位一体”综合 加能站升级而来；加氢站的加注能力同样在逐步提高，GGII 调研数据显示，2016 年至 2022 年 9 月，新增加氢站的日平均加注能力从 300kg 左右增长至 900kg；自 2022 年以来 国内加氢站规划项目的加注能力多在 1000kg 以上。
主要成本来源压缩机的国产化率逐步上升。外供加氢站的主要设备有卸气柱，压缩机， 储氢罐，加氢机，及附属的氮气系统、氢气冷却器和顺序控制阀组等，若为一站式制氢， 还需添置合适的制氢装置。对于外供式加氢站，压缩机是其最为核心的部件同时也是主 要成本来源之一，约占外供式加氢站建设成本的 30%，占一站式加氢站总运营成本的 15%。压缩机按技术原理可分为隔膜式压缩机、液驱式压缩机以及离子压缩机，其中隔 膜式压缩机因辅助隔膜的存在可避免气体泄漏和气体污染，市占率达 60%以上。液驱压 缩机也因结构简单等优点在压缩机市场占据一席之地，市占率约为 30%。压缩机成本居 高不下的关键原因之一为国产品牌市占率较低，但 2017 年后压缩机中国产品牌的市占 率稳步提高，已从 0%逐步提升至 32%(2022Q1)。
人工和运营成本约占总成本的一半。加氢站是氢能产业链中直接面向消费者的终端环节， 对其成本进行拆解发现，人工和运营成本占其总成本的 50%以上，该部分通过技术迭代 下降的空间有限。当务之急是提高加氢站的有效运营时间，若以 40%为加氢站的平均利用率，经测算加注能力为 1000kg/d 的外供式加氢站氢气单位成本约为 1.5 元/标方，结合 前文分析和国内现状，可合理假设电解水制氢成本为 2.8 元/标方和 400km 长管拖车运氢 成本为 1 元/标方，合计约 5.3 元/标方(约 60 元/kg)，该结果较为接近目前市面上加氢站 的外售价格，意味着消费者平均用氢成本高昂。 政策直接助力加氢站运营，加速氢能网络建立。自 2022 年开始，各省市密集出台加氢 站直接补贴政策，单站建设补贴上限约为 500万元，运营补贴 10~30元/kg 不等。与此同 时，国内多省密集发布放宽非化工园区制氢的政策，非化工区制氢加氢管控逐步放开。 政策补贴和减少管制双管齐下，消费者用氢成本有望快速降低。截至 2022 年,我国已建 成加氢站共 274 座，另据金联创对各地方现有氢能产业加氢站的发展规划统计，预计到 2025 年，各地方规划建设加氢站超 1041 座。
对前文的产业链梳理进行整理，基于绿氢-管道运输-加氢站-终端客户的产业模式假设， 我们认为当前决定消费者用氢成本的三大首要因素分别为绿氢单位电力成本，需求端决 定的运氢管道和加氢站的下游利用率。结合前文所提到的资料对三大因素进行敏感性分 析，假设运氢管道和加氢站的下游利用率同步变动，经测算，当绿氢单位用电成本为 0.2 元/kwh，加氢站及管道利用率达到 70%时，氢气价格约为 40 元/kg；若进一步加氢站 及管道利用率上升至 100%，氢气价格约为 30 元/kg，可达到各省市政策的指导价。
当前我国氢能产业链主要以城市集群的模式开展。2021 年 8 月，五部委联合发布《关于 启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，同意北京、上海和广东报送的城市群启动实 施燃料电池汽车示范应用。同年 12 月，河南和河北燃料电池汽车示范城市群相继获批， 自此全国形成“3+2”燃料电池汽车示范格局。下文主要介绍北京、上海和广东的城市 群发展模式： 北京城市群氢气供应由副产氢和水电解为主。北京燃料电池示范城市群由北京、天津滨 海新区以及河北省唐山市、保定市和山东省滨州市、淄博市等 12 个市区组成，其中河 北和山东为主要的氢源供应地，北京是燃料电池的核心推广地。制氢端，据《中国加氢 站产业发展蓝皮书 2022》统计，北京城市群中参与氢气供应的部分气体供应商中有或 包含水电解为制氢技术的厂家占比约为 1/3，规划项目中水电解技术占比约 50%，均为 可再生能源制氢项目。储运端，氢源供应地至北京距离约为 200~400km, 长管拖车式运 氢可基本满足运输要求。
上海城市群氢气供应暂以副产氢为主，绿氢有望成为未来主流。上海燃料电池示范城市 群由苏州、南通、嘉兴、淄博、宁夏宁东能源化工基地、鄂尔多斯市等 6 城共同组建 “1+6”上海城市群，其中江浙沪是最为核心的工业副产氢源供应地，宁夏宁东和鄂尔 多斯的加入则保障未来可再生能源制氢供应。制氢端，据《中国加氢站产业发展蓝皮书 2022》统计，当前上海城市群中参与氢气供应的部分气体供应商中以水电解为制氢技术 的厂家占比不高；储运端，主要工业副产氢源供应地至上海距离均在 100km 以内, 长管 拖车式运氢具备不错的经济性；可再生氢源与上海之间距离较远，长距离下管道运输将 是上海城市群未来的发展方向。2022 年 11 月，上海 4 公里输氢管道全线贯通，服务于 第一条完全面向新能源汽车行业的高水平无取向硅钢生产线；消费端，鄂尔多斯重卡及 工程物流车辆保有量超过 30 万辆，是国内最大的燃料电池重卡和矿车应用市场。 广东城市群上游氢气资源相对匮乏。
广东城市群上游氢气资源相对匮乏。广东燃料电池示范群由佛山市牵头，联合广州、深 圳、福州、珠海、淄博以及内蒙古包头等城市。制氢端，广东示范群的供应商氢源生产 技术较为特殊，以化石能源制氢为主，约占总数量的 50%。且广东区域氢气产能总量较 少，据势银统计截至 2022 年中供应商年总产能低于 1 万吨，且主要石化企业集中在茂 名、湛江等地，距主要消费区域佛山 300~400km，氢气储运成本不容忽视。未来随着加 氢站的铺设和燃料电池的投放，广东城市群将面临较大的资源缺口。因此当前解决氢源 供给成为其首要建设任务，建设一站式加氢站以及利用其低成本的蓄冷电力是两种可能 的解决方向。
自 2022 年《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》出台后，三大城市群引领全国各 省市密集出台相关政策，对其统计整理发现： 1) 政策对加氢站补贴后终端价格预期在 35 元/kg 左右，单位气体补贴价格在 10~30元/kg 不等，单个加氢站预计服务燃料电池汽车 100~150 辆，对加氢站的单站建设补贴在 300 万元左右。 2) 北京，上海，佛山为燃料电池汽车推广核心承载地区，内蒙古，宁夏等地为可再生能 源制氢承载地区；可再生能源制氢规划以 2023~2025 年为导入期，2025~2030 年为高速 增长期，以鄂尔多斯市为例，2025 年规划可再生能源制氢量 40 万吨，可供应重卡约 2 万辆，2030 年规划可再生能源制氢量 100 万吨，可供应重卡 5 万辆。依托鄂尔多斯丰富 的可再生能源及其广阔的重卡应用场景(鄂尔多斯市运煤重型卡车、工程货车保有量约 33万辆，其中从事煤炭中短途运输 18万辆、工程卡车 15万辆)，鄂尔多斯有望成为未来 的“氢能重地”。
