2020 年我国氢气总需求量约为 2100 万吨，应用仍以工业原料为主，合成氨用氢是氢气 最大的消费领域，占总消费结构的 37%。
燃料电池的发电原理为定向控制氢气与氧气反应时的电子转移形成“电子的定向移动” 即电流，从而将反应的化学能转化为电能，可以说燃料电池与锂电池发电原理本质一致， 其区别仅在于“原料”(氧化剂和还原剂)的不同。与所有电池类似，燃料电池的核心部 件为阳极、阴极、电解质和外部电路。当前氢燃料电池主要依据电解质的不同进行类型 划分，可分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、碱性燃料电池(AFC)、磷酸燃料电池 (PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)。
质子交换膜由于其工作温度低，启动快，比功率高等优点逐步成为国内外主流技术。膜电池组件是质子交换膜燃料电池的核心功能部分，由负责“输送原料”的气体扩散层， “充当电极”的催化剂层，以及“高效转移离子”的质子交换膜组成。另由于单一颗电 池只能输出相对较小的电压，大约 0.7V，所以燃料电池多以串联的方式即电堆的方式存 在。电堆中除核心部件即膜电池组件外，还有双极板和垫片两种主要硬件：其中双极板 的作用为隔离相邻的膜电池组件，同时提供机械支撑；垫片则被用于紧贴在膜组件表面， 形成气密性密封，更好地隔离相邻的膜组件。
商用车为燃料电池的主流应用场景。相较于锂电池，氢燃料电池优势在更高的功率和能 量密度，在加氢站网络尚不成熟和氢源有限的情况下，其适用的应用场景主要为三大类： 固定路线，中长途干线，高载重(需结合质量密度更高的液氢技术)，与商用车的使用场 景更为匹配，可和主要适用于短途乘用车的锂电池电动车形成互补。 燃料电池的应用首先以客车为切入口，2018 年燃料电池汽车总销量约为 1362 辆，其中 客车占比达 92%；2022 年销量上升为 3368 辆，同比 2021 年增长 116%，增量主要由燃 料电池货车尤其是半挂牵引车贡献，2022 年货车所占比例由 2018 年的 8%上升至 2022 年的 59%。货车中商用重卡由于自重较大及对能量密度要求高，未来或将成为氢燃料电 池的主要发展重点，且当前受政策补贴倾斜和电堆功率提升以及低碳战略三重因素驱动， 国内氢燃料电池在重卡领域的发展已进入快车道，有望成为氢能在交通领域的首发重点 应用： 1) 2020 年 9 月发布的氢燃料电池补贴政策中，相较上一版补贴，政策对于中型货车补贴 大幅下滑，轻型货车稍有下滑，重型货车补贴倾斜则在新政中更加突出，对于 31t 以上 的重型货车来说单车补贴上限涨幅达 36.5%。
2) 燃料电池电堆功率稳步突破。早期系统功率的增长主要跟随补贴趋势提升。后期随着 燃料电池技术的进一步发展，系统功率由 2017 年的 35kw 上升至 2020 年的 70kw。2022 年 6 月，从工信部的《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》中披露的各车型数据来 看，新车功率大部分已超过 100 千瓦。近年来国内主流燃料电池电堆企业都在持续研发 大功率产品，尽可能与重卡需求(110-200kw)相匹配。 3)重型车节能减排是交通领域低碳战略要解决的核心问题。当前我国重卡保有量约为 870 万辆，在总车型中占比很低，但据《中国重卡节能减排进程》报告，因其单公里油 耗较高和年运营里程较长，重型车约占所有车型温室气体排放量的一半。如若假设重卡 未来全由氢燃料车取代，根据我国节能与新能源汽车技术路线图预测，49 吨载重量重卡 的百公里氢耗将从目前的 10 公斤氢气降至 2030 年的 7.5 公斤，同时假定重卡年运营 25 万公里，测算氢气年需求量将达到 1.6 亿吨，合理假设单位 CO2 排放为 800g/km, 绿氢对 重型车的全面替代将实现减排二氧化碳 10~20 亿吨，约占当前年总排放量的 10%~20%。
中国钢铁行业排放二氧化碳约占总量的17%。主流的钢铁冶炼工艺可分为长流程高炉炼 钢、短流程（废钢和电弧炉），短流程（直接还原铁和电弧炉）。长流程的能源消耗以煤 炭为主，吨钢碳排放约为 2 吨二氧化碳；短流程炼钢能源消耗则以天然气和电力为主， 吨钢碳排放约为 0.6 吨二氧化碳。两者由于使用含碳还原剂(焦炭/天然气)从而产生二氧 化碳副产物。据《碳中和目标下的中国钢铁零碳之路》报告，在我国“富煤贫油少气”能源结构的影响下，中国钢铁行业以基于“高炉—转炉”的长流程为主，产量占到 90% 左右(2021 年数据)，而全球平均的长流程钢产量占比为 73%，美国占比仅在 30%左右， 远低于中国水平。
氢能冶金的基本原理则是用氢气作为辅助还原剂或唯一还原剂替代含碳还原剂的使用从 而减少二氧化碳生产，其路线可分为富氢高炉还原法和氢气竖炉直接还原法。 富氢高炉还原路线沿袭原有的高炉炼钢路线，氢气更多的扮演的是“辅助还原剂”的角 色：掺杂着一定含量氢气的还原性气体被喷吹进入传统炼铁高炉中，与铁矿发生反应， 由于氢气最终以混合物成分参与反应，该过程对氢气纯度要求不高，工业副产氢即可满 足要求。此路线的问题主要有：1)该过程中氢气和铁矿石发生的氧化还原反应为吸热反 应，过程中高炉温度下降。因此，提升氢气使用率的同时保障炉温成为富氢高炉还原法 的核心技术难点。2)由于高炉中碳不止是还原剂，也是热源和炉料支撑骨架，因此该过 程氢气注入的可允许范围有限，限制其减排效果，高炉富氢路线实现的减排量约为 10%~20%。
氢气竖炉直接还原法沿承自以天然气为还原剂的“直接还原铁+电弧炉”工艺路线：原 材料铁矿石和氢气进入流化还原炉并产出还原态铁，然后通过电炉将其制成钢水以制造 钢铁产品。除原料外，两种路线的关键区别在于设备的不同，在后一种路线中省却高炉 的使用，且用于铁水脱碳生成钢水的转炉同样被省略，转而使用电弧炉。该路线的主要 问题有：1)电力来源，在传统高炉炼钢中，高炉在生成铁水的同时，还提供发电所需的 热源和副产品，而氢基炼钢中，不会产生任何副产气体，这意味着钢铁厂的所有电力必 须从外部供应。2) 我国目前主要采用的炼钢路线为高炉炼钢路线，高炉设施投产后平均 运行时间仅为 12 年左右(2020 年数据，IEA)，还未达到正常使用年限的 1/3，从高炉炼 钢路线转移到气基竖炉还原法资产搁浅成本较大。
成本制约下氢能冶金技术产业化尚处于起步阶段。常规长流程(高炉-转炉，即 BF-BOF) 路线的粗钢生产成本约为 2800 元/吨。根据《欧洲钢铁零碳生产成本路线》中披露的数 据，假设生产一吨钢铁需耗氢气 70kg, 同时需要 3.2Mwh 的清洁电力(其中 80%用于生产 氢气)，氢气价格为 50 元/kg, 电力成本为 0.5/kwh，仅单吨钢铁的变动成本便将不低于 5420 元/吨，相比粗钢生产成本直接翻倍。此外，氢能冶金将带来显著的电力需求增量， 2022 年我国的粗钢年产量约为 8.5 亿吨，假设其中的 20%产能由氢能冶金替代，共需电 力 5458 亿千瓦时，约占 2022 年我国 2.5 万亿 kwh 可再生能源发电量的 20%。在成本制 约和工艺转换成本的制约下，全球范围内的绿氢冶金项目均尚处于起步阶段。
未来随着单位碳税成本的增加和用氢成本下降，氢气-直接还原法理论上可实现与传统 高炉转炉法持平。在欧洲议会研究服务处相关研究的合理假设下，当氢气单位成本从 4 英镑/kg（约合 34 元/kg）下降至 3 英镑/kg(26 元/kg)，电解槽价格从 450 英镑/kw 下降至 208 英镑/kw, 电价从 58 英镑/Mwh 上升至 66 英镑/Mwh, 碳税价格从 25 英镑/t 上升至 84 英镑/t 时，氢气直接还原法的单吨钢铁生产成本将由 2020 年的 659 英镑上升至 2030 年 的 666 英镑，而与此同时由于碳税价格的上升，高炉转炉法的成本将由 2020 年的 412 英镑上升至 538英镑。氢气-直接还原法的竞争力初步体现。据《碳中和目标下的中国钢铁 零碳之路》研究报告，对氢气冶铁所贡献的产能进行展望：2030 年前，预计高炉喷吹氢 气可作为一种清洁化的过渡手段，氢气直接还原铁产能占比将达到 2.5%；随后在 2030 年实现商业化，占比达到 7%；在 2050 年实现规模化，占比可达到 20%。
有别于交通领域的柴油替代和冶金领域的焦炭替代指向氢气与其他能源之间的竞争，氢 能未来在化工领域的变革则指向“绿氢”与“灰氢”之间的转换。前两种变革不可避免 的需要对现有技术路线(主要为重卡结构和炼钢设备)做出牺牲式变动，而基于加氢工段 的独立性，后者理论上只需要对少量设备进行改造便可实现。对当前最大绿氢项目分布 区域所公示项目分析(主要以内蒙风光制氢一体化示范项目为样本)发现，绿氢的用途以 合成氨/石油炼化/化工品生产为主，上游光伏/风电-绿氢-化工的产业链正在形成。我们 认为，绿氢化工将是不可忽视且有望率先实现商业化的市场之一：
1） 可再生能源资源分布和煤化工产业分布有一定重叠之处，绿电-绿氢-化工产业链可 规避大规模长距离储运带来的成本“虚增”问题。我国现代煤化工产业主要分布在 西部区域，西部区域煤制烯烃产能占比 92.3%，煤制甲醇产能占比达到 60%，具有 较高的区域集中度。同时，2020 年西部地区光伏发电占全国总装机容量比例为 29.1%，风电占全国总装机容量比例达到 37.8%，且该比例基于可再生能源潜力大小 有望继续上升。在西部地区新建设绿氢化工项目，充足的化工产能将为氢气提供大 型就近消纳场景，从而有效规避短期内难以实现经济性的储运问题。另外煤化工项 目因需要为煤炭、化工产品、固废灰渣运输等配备重卡物流车辆，卡车运行区域和 路线相对固定集中，这一特点同时也将促进氢能重卡市场发展，形成高效的商业模 式。
2） 氢气的储能特性进一步彰显。由于波动性大易冲击电网的特点，当前可再生能源规 模增长主要受限于储能方式的落后：2019 年以来，多省市已发布强制储能政策，要 求储能配置比例多在 10%~20%之间，部分省市甚至要求配储比例高达 30%。相比 其他储能方式，氢能具有分布式/高灵活性/长周期等优势。进一步考虑绿氢化工产 业链下游巨大的消纳能力，氢储能方式有望与可再生能源发展相互成就。
3） 化工企业能耗水平要求渐高。根据国家发改委《关于发布高耗能行业重点领域节能 降碳改造升级实施指南(2022 年版)的通知》要求，到 2025 年煤制甲醇、煤制烯烃、 煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别为 30%，50%和 30%。国家已 明确要求推进化工等主要耗煤行业减煤限煤，倒逼企业形成减排预期，基于绿氢带 来的良好减排效果，是否配套建设绿氢项目将成为企业获取指标的核心竞争力之一。
目前绿氢耦合化工商业化主要存在两大瓶颈： 1) 化工生产对于成本的高敏感度。基于前文的测算，当前绿氢生产成本约为煤制氢的 2~3 倍，而化工生产对高附加值的产品忍受度较低，绿氢若要实现商业化推广仍需 进一步降低成本。但需要看到的是，在风光发电成本较低的区域，绿氢的经济性已 经初步彰显。以宝丰能源宁东绿氢耦合煤化工披露数据为例，氢气综合成本可以控 制在 1.34 元/标方(约 15 元/kg)，若进一步考虑碳交易和指标获取难度降低带来的隐 形收益，绿氢与煤制氢成本已接近平价。 2) 化工生产稳定运行与绿氢产出波动性之间的不兼容。风电、光伏等新能源发电直接 制氢的产氢波动性和化工企业平稳用氢需求之间存在本质矛盾。目前为保证用氢平 稳，化工企业用氢多采取组合发电/并网发电模式，市场普遍担忧该过程真正的“绿 色”程度。但我们认为，该过程本质上是网电和绿电借助氢气完成的耦合，恰如其 分地反映出氢能在储能调峰上不可替代的灵活性。进一步考虑未来绿电专线制绿氢 技术和生产智能化控制发展，该问题存在较大的优化空间。
