北京看皮肤科好医院 http://yyk.39.net/bj/zhuanke/89ac7.html投资要点:我国煤制氢技术成熟，具有规模化及成本优势：我国煤炭资源充足，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。目前我国煤制氢成本约在0.8-1.2元每标方，约为9.9元每千克，存在大规模制氢的基础，当煤炭价格为元时，大规模煤产氢成本为1.1元每Nm3。在富煤地区，当煤炭价格降低至元每吨时，制氢成本可降低致0.34元每Nm3。我国在煤制氢路径上具有成本优势，目前已有较大规模的煤制氢企业，但受限于煤炭价格及CCUS成本，未来煤制氢降本的空间较小。我国光伏风电装机量增长迅速，电解水制氢降本空间大：电费占整个制氢成本的80%左右，水电解制氢成本的关键在于耗能问题。目前电价下，电解水制氢的成本约在20-40元每千克，随着我国光伏及风电的逐渐扩张，电解水制氢在未来有望达到平价。根据SGERI数据，年我国光伏系统度电成本约为0.29-0.80元每千瓦时，到年度电成本在0.22-0.元每千瓦时。陆上风电度电成本约0.-0.元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到年度电成本在0.-0.元每千瓦时。当电价下降到0.1-0.2元每千瓦，电解水制氢成本可下降50%，产业降本空间大。根据BP预测，年全国将有47.5%的氢气来源于电解氢。量价循环推动产业降本，燃料电池重卡有望实现全寿命平价：现阶段氢能源车产量大约为每年辆，现阶段我国电堆成本折合约为美元每千瓦，当量产达到1万台时，电堆成本可下降到39美元每千瓦，仅为目前的21%。随着行业进入规模化生产阶段，电堆成本将进入快速下滑轨道。按国家规划年底实现全国1万台，年达到全国运行量10万台进行估算，21/22/23/24/25年氢能汽车增量分别为0.5/1/2/3/3.5万辆，预计23年前后将有一批龙头企业突破重围，若以年龙头企业达到万套规模估算，21-23年电堆成本将以每年30%的速度下降。当系统成本从10元每瓦以上迅速下降到3-4元每瓦，燃料电池将在重卡领域实现全寿命平价。风险因素：1、*策落地不及预期；2、燃料电池及零部件降本速度不及预期；3、制氢成本下降不及预期；4、加氢站建设不及预期。1、实现碳中和：中国构建人类命运共同体的重要一步长期以来,全球气候变暖一直是人类共同关心的话题。全球变暖主要是由于温室气体不断积累，导致地-气系统吸收与发射的能量不平衡，能量不断在系统内累积，从而导致温度上升。根据联合国发展规划署（UNEP）的数据，在工业革命以前的80万年里，全球大气二氧化碳浓度长期在-ppm之间徘徊，工业革命以后开始逐步上升并于0年前后突破ppm。截至年，全球大气二氧化碳浓度已达到.24ppm，仅在0-这二十年间大气二氧化碳浓度就上升了44.72ppm，由二氧化碳等温室气体排放引起的气候变化已成为全世界面临的一大挑战。根据UNEP《TheEmissionsGapReport》报告显示，本世纪，世界仍将面临超过3°C的灾难性温度上升，远远超出《巴黎协定》的目标，即将全球变暖限制在2°C以下并追求1.5°C的目标。联合国*府间气候变化专门委员会（IPCC）年发布的《全球升温1.5°C特别报告》表示，如果气候变暖以目前的速度持续下去，预计全球气温在年至年间就会比工业化之前水平升高1.5摄氏度。目前，世界多国提出了相应的碳中和和减排*策。碳达峰，就是指在某一个时点，二氧化碳的排放不再增长达到峰值，之后逐步回落。碳中和，是指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放，实现二氧化碳的“零排放”。“碳中和”是实现碳减排，完成《巴黎协定》所规定的将全球气温上升幅度控制在2°C以内，将全球碳排放控制在一万亿吨以内的必然途径。多国提出明确时间表，碳中和成为时代发展主流。能源和气候信息小组（ECIU）机构统计的数据显示，目前已有数十个国家和地区提出“零碳”或“碳中和”的气候目标。从地区看，欧洲国家和地区最多。芬兰、奥地利、冰岛、瑞典宣布在-年间实现零碳，多个欧盟成员国、英国等宣布在年实现零碳。同处东亚的日本承诺年实现零碳，相比之下，中国年零碳目标更加清晰。考虑到经济发展阶段的因素，计算从达峰到零碳的年数，欧洲国家多在50年以上，而中国只有30年。年11月，在第26届亚太经济合作组织峰会上，习近平总书记同时任美国总统奥巴马举行会谈，共同发表了《中美气候变化联合声明》，宣布了两国各自年后应对气候变化行动。其中，美国计划于年实现在5年基础上减排26%-28%的全经济范围减排目标；而中国则计划年左右二氧化碳排放达到峰值，并计划到年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的*策和措施，二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和。”这是中国在《巴黎协定》承诺的基础上，对碳排放达峰时间和长期碳中和问题设立的更高目标。中国也是全球主要排放国里首个设定碳中和限期的发展中国家。年“两会”期间，*府工作报告将“做好碳达峰、碳中和工作”列为年重点任务之一，“十四五”规划也将加快推动绿色低碳发展列入其中。代表委员提交多个“碳达峰”“碳中和”相关议案和提案，“碳达峰”“碳中和”成为热点词汇，绿色低碳发展将成中国“十四五”主旋律。作为全球第一大碳排放国，中国实现碳中和不仅是我国发展可循环经济的重要一步，也是构建全球人类命运共同体的重要一步。2、氢能：中国实现碳中和的必经之路2.1我国煤炭消费占比大，发电供热碳排放占比高达61.93%我国是全球二氧化碳排放最多的国家，0年以来我国二氧化碳排放量大幅上行，年总排放量达98.26亿吨，占全球29%，分别是排在第二、第三位的美国、欧盟的2倍、3倍。无论是从碳排放绝对量，还是碳排放强度上看，都有较大的下降空间。从能源结构上看，我国煤炭占比高减排压力大。目前发布碳中和目标的近30个国家和地区中，我国煤炭占一次能源消费比重为58%，除低于南非70.6%的水平外，远高于其他国家和地区。整个欧洲煤炭消费占一次能源比例为14%；加拿大是煤炭出口国，但其煤炭占一次能源消费比例仅为4%；亚洲的日本能源缺乏，煤炭占比也仅为26%。我国目前二氧化碳排放量超过亿吨，约占世界的1/3。这主要是由我国的资源现状决定的。我国自年超越美国以来一直保持世界第一大煤炭生产国的地位，年煤产量高达.83Mtoe，同年全球煤炭产量为.78Mtoe，中国占据了世界煤炭产量的46.69%。贫油富煤的资源结构为中国节能减排带来巨大压力。经过过去十年的去煤化努力，我国煤炭在一次能源中占比实现了显著下降，但目前依然远高于世界平均水平。年我国能源结构中，煤炭、石油和天然气，分别以61.91%、19.08%和7.20%占据前三，煤炭占比相较年下降了8.66%；年世界能源结构中石油、煤炭和天然气以31.49%、26.88%和22.84%占据前三。我国是世界上人口最多的国家，目前工业化、城市化进程还远未达到发达国家水平，发展过程中依然需要借助能源消费增长。按照我国能源革命战略的规划，到年，将能源总量控制在50亿吨标准煤以内，到年能源总量控制在60亿吨标准煤。从排放来源上看，发电供热、工业以及交通是我国最主要的碳排放来源。根据IEA的数据，二氧化碳来源中发电与供热是我国最主要的二氧化碳排放源，占比为51%，其次则是工业，占比为28%，而交通运输则占据了9.66%。我国要在年实现碳中和，就必须在这三个领域实现化石能源的有效替代。全球范围来看，发电及供热的碳排放依然排在第一位，占比41.71%，其次是交通运输，占比为24.64%，而工业则排第三，占比18.73%。相较而言，以北美、欧盟为代表的发达国家区域由于产业结构的不同，与我国碳排放结构有较大的差异。北美与欧盟的碳排放结构较为相近，发电供热、交通运输的占比都在30%左右，而工业的占比仅在10%左右。2.2我国具备大规模制氢潜力，氢气有望替代非电能源需求氢是世界上最简单而又充足的元素，能够替代大多数非电领域需求。氢气正如电流，作为能源的载体，可以承担能源的储存、运输工作。氢气可以从天然气、煤炭、生物质、废弃材料（例如塑胶）、水分子中实现零碳排放制取。化石燃料、生物质、塑料的气化被认为是最经济的制氢方式。根据美国能源部数据显示，全球每年氢气制取量约为七千万公吨，其中76%源于蒸汽甲烷重整（SMR），22%源于煤气化，以及2%源于电解水。通过碳获取、利用和储存技术（CCUS），我们可以实现氢气制取过程的负碳排放。根据IEA的《氢能未来》报告，纯氢气需求大概在7万吨每年，其中全球三分之一的氢气供给来自于工业生产中的副产品。目前全球氢能需求大概在Mtoe，大于整个德国的能源供给。从供给端，看我国煤炭资源丰富，煤制氢发展潜力大。我国作为世界第一产氢大国，产能超过0万吨每年。煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得氢气约占30%，电解水占不到1%。我国制氢潜力巨大，煤炭、天然气制氢几乎不受资源约束，焦炭、氯碱、甲醇、合成氨的副产氢气产能也超过千万吨。发展氢能是我国优化目前能源消费结构的必经之路，通过煤制氢、煤焦炉气制氢等方式，实现对现有煤炭资源的绿色应用。年绿氢占比将达到47.5%，电解水制氢空间广阔。根据BP《世界能源展望》报告显示，在能源快速转型以及净零情景下，年超过95%的氢来自于绿氢和蓝氢，其中蓝氢（通过天然气SMR以及煤制氢结合碳捕捉CCUS技术制取）和绿氢（可再生电力电解水制氢）约为1:1。剩下5%为由化石能源不结合CCUS技术制取的灰氢。相较我国目前电解水制氢仅1%的占比而言，电解水制氢有望在风电和光伏等新能源发电产业的带动下进入降本轨道，电气化的普及也促使了绿氢成为碳中和时代主流的二次能源从需求端看，氢能在发电、工业以及交运等领域运用前景广阔：?发电及储能：目前氢能在发电中的运用微乎其微，然而不失为潜在的选择，氢气可以混入现有的天然气管道网络进行运输，氢燃炉的应用可以提高电力系统的灵活性。与此同时，燃料电池相较其他热引擎而言，化学能-电能的转化效率更高。在现有的能源体系下，氢能结合光伏、风电及水电的发展，可以作为平衡季节性电力需求的长期能源储备选项。?工业用途：氢作为高温过程的能源来源，在钢铁、水泥、精炼和石油化工等行业具有特别的优势。根据英国石油公司《世界能源展望》估算，到年氢在工业行业终端能源消费总量的占比约为10%，在净零情景中约为18%。此外，氢气可以替代原煤和天然气作为还原剂用于钢铁生产中。氢气同样可以用于去碳工业，例如水泥、肥料、石油化工。?交通运输：氢燃料电池交通工具满足高效能低排放的需求，在减低碳排放的进程中发挥重要的作用，尤其在长途货车、公交、中型大型车、面包车、货车、轮船以及飞机的应用中。相较于锂电池与传统发动机，燃料电池具有零碳排放、高反应效率、加注时间短、续航里程高的特点，氢燃料电池技术能同时解决燃油机碳排放及污染高、纯电动车续航短及充电时间长的痛点。在锂电无法渗透的长途运输领域，氢能作为绿色二次能源替代非电领域的能源需求。根据BP的预测估算，在快速转型情景中，到年全球氢能需求约为25艾焦耳，氢能重卡在重型货车行驶公里数的占比约为7%；在净零情景中氢能需求约为58.6艾焦，氢能重卡在重型货车行驶公里数的占比约为10%。据中国氢能联盟预计，到年，我国氢气需求量接近0万吨，可减排7亿吨CO2。预计到年氢燃料电池汽车保有量将达到0万辆，氢能客车、氢能重卡以及氢能物流车渗透率分别为40%、75%、10%。我们按照绿氢蓝氢1：1的情景估算，年我国电解水制氢年产能要达到0万吨，化石能源制氢要在目前0吨每年的基础上，结合CCUS碳捕捉技术，额外再增加吨每年的产能。电解水制氢、煤制氢、工业副产氢以及燃料电池汽车领域在碳中和概念的推动下，有望进入快速发展轨道。3、氢能：道阻且长，行则将至目前我国氢能的推广和运用主要受到成本、配套以及技术的限制：?成本因素：制氢成本：目前我国煤制氢成本约在0.8-1.2元每标方，约为9.9元每千克，而电解水制氢的成本约在20-40元每千克，从整体上看我国的制氢成本依然有下降的空间。用氢成本：从技术上看，国内运氢瓶技术、氢气压缩、氢气液化能耗的限制导致目前用氢成本的过高。随着储氢罐从35MPa到70MPa的更新迭代，运输成本未来有望下降30-50%。燃料电池汽车成本：跟传统的燃油车或者跟锂电池车比，氢能源车成本高，尚没有达到与燃油车的全寿命平价，需要*策补贴的引导和推动。随着燃料电池汽车投放量的增加，未来将进入快速降本阶段。?设施配套：目前我国氢能产业的发展主要集中在珠三角、长三角、京津冀、华中地区，加氢站的建设和配套尚未能满足大范围商业化运营的需求。加氢站的不足导致氢能源车辆使用上的不便。但如果建造加氢站过多，在燃料电池汽车没有大量普及的情况下，加氢站的运营难以为继。目前主要以氢能公交、氢能重卡等形式，在城市、产业园区定点建设加氢站，形成小范围区域内的加氢站网络覆盖。?核心技术：我国氢能源车在生产技术上和国际先进水平相比，还存在差距，关键技术、核心零部件、包括催化剂在内的关键原材料还需要突破。3.1多路径发展带动制氢降本目前主流制氢方式主要有四种：化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质制氢及其他。对标氢能发展较为领先的发达国家，美国有99%的氢气制取来源于化石燃料，其中95%是通过蒸汽甲烷重整(SMR)制得，另外4%通过天然气的部分氧化制得，只有1%的氢气源于电解。美国每年氢气产量约一千万公吨，其中只有60%是通过专门的氢制取设施制得的。煤气化以及SMR将成为成本最低的制氢工艺。由于煤气化、SMR在CCS技术下带来的大规模经济效益，在所有的可能性中，在可预见的未来将会成为成本最低的大规模氢气制取工艺。利用化石能源制氢是成本最低的途径。根据IEA报告显示，蒸汽甲烷重整结合碳获取储存（CCS）制氢成本在1.43至2.27美元每千克，主要取决于天然气成本。煤气化结合CCS制氢成本在1.16至1.63美元每千克，煤、生物质、塑料混合气化结合CCS制氢成本在1.31至2.06美元每千克，这些工艺的成本同样取决于给料的价格。利用核能风能产生的电力制取氢气的成本在5至6美元每千克。利用零碳排放电力制取氢气的成本是利用化石燃料碳中和制氢成本的2.5至4倍。我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势。目前我国煤制氢成本约在0.8-1.2元/标方，存在大规模制氢的基础，且我国煤炭资源充足，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为元时，大规模煤气化生产氢气的成本为1.1元/Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至元/吨时，制氢气的成本可能降低为0.34元/Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。然而煤制氢也存在碳排放问题，虽然未来CCS有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。由于电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面通过开发PEM及SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展低成本制氢。当用电价格低于0.50元每千瓦时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。目前电价下，电解水制氢的成本在20-40元每千克，随着我国光伏及风电的逐渐扩张，电解水制氢在未来有望达到平价，当电价下降到0.1-0.2元每千瓦，电解水制氢成本可下降至10-20元每千克。根据国网能源研究院数据，年我国光伏系统度电成本约0.29-0.80元每千瓦时，到年度电成本在0.22-0.元每千瓦时。陆上风电度电成本约0.-0.元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到年度电成本在0.-0.元每千瓦时。工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、环境相对友好等优点，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前采用变压吸附技术(PSA)的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元每立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。3.2补贴*策促进燃料电池进入产业化中国燃料电池产业目前情况与-年的锂电池相似，*策自上而下进行扶持，技术达到产业化条件，开启产业链国产化进程，企业布局脚步加快。随着燃料电池产业发展逐渐成熟，中国在燃料电池领域的规划纲要和战略定调已经出现苗头，支持力度逐渐加大，*策从产业规划、发展路线、补贴扶持和税收优惠等全方位支持燃料电池产业发展。自年以来，*府从国家层面不断加快推出氢能产业*策，补足上层*策短板，在基础研究、产业引导、示范运营以及整车补贴等方面对燃料电池及氢能产业进行全面支持。其中财*部、工信部、科技部、发改委、国家能源局五部委于9月21日联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，明确了氢能“十城千辆”*策的四方面内容：支持方式将采取“以奖代补”方式按照目标完成情况拨付奖金。示范内容上应找准应用场景，完善*策环境，聚焦关键核心技术创新，构建完整产业链。示范城市群采取地方自愿申报、专家评审方式确定，鼓励打破行*区域限制，申报截止至11月15日。组织实施上应确定牵头城市，明确任务分工，强化沟通协调，统筹推进示范。氢燃料电池汽车的高成本主要源自燃料电池的成本。对于燃料电池而言，用来加快反应速率的催化剂含有铂金，成本较高。现阶段氢能源车产量大约为每年辆，这一产量下电池成本大约为每千瓦美元，因此制造一个千瓦电堆成本约12.6万元，再加上储氢罐、动力电池等成本，一套氢能源车的动力总成价格逼近20万。根据DOE数据披露，氢燃料电池汽车生产成本中燃料电池系统成本占比高达64%，而燃料电池成本中电堆、储氢系统、空气供给系统占前三位，分别为47%/22%/11%。目前电堆成本中，催化剂占比36%，双极板占比23%，膜电极占比16%，气体扩散层占比13%，质子交换膜占比12%。可见催化剂、双极板、膜电极规模化生产可以带动产业降本。现阶段我国电堆成本折合约为美元每千瓦，当量产达到1万台时，电堆成本可下降到39美元每千瓦，仅为目前的21%。随着行业进入规模化生产阶段，电堆成本将进入快速下滑轨道。按国家规划年底实现全国1万台，年达到全国运行量10万台进行估算，21/22/23/24/25年氢能汽车增量分别为0.5/1/2/3/3.5万辆，预计23年前后将有一批氢燃料电堆龙头企业突破重围，燃料电池电堆价格在21-23年将呈现价格战热化，低效产能退出的局面。若以年龙头企业达到万套规模估算，21-23年电堆成本将以每年30%的速度下降。当系统成本从10元每瓦以上迅速下降到3-4元每瓦，燃料电池将在重卡领域实现全寿命平价。3.3储运成本有赖于技术提升按单位重量计算，氢气具有汽油三倍的能量，但是在常温下，按单位体积能量密度仅为甲烷的30%，同时氢气具有穿透金属材料的能力，带来运营和安全上的约束。氢气的运输需要通过高压、低温或者化学处理来实现，这也是目前氢能大规模运用的首要挑战。气态氢气通常利用管状拖挂车或者管道进行运输，而液态氢气则通过公路运油车运输。液态氢的航运通常用于跨国大体量运输。取决于运输的距离以及体量，货车适用于短途小体量的运输，而公路运油车或管道在长途大体量运输上更为经济。根据美国能源部的报告，目前具备商业化运用前景的运氢方式主要有一下三种：?管道运输：现有的天然气管道基础设施具有扩大氢气运输的潜力。将氢混合到天然气管道网络中可能是将纯氢输送到市场的一种选择，利用下游分离和净化技术从天然气混合物中提取氢。但管道运输需要对多种影响因素进行评估，从而安全地将氢气混合到现有的天然气管道系统中(例如气态氢气脆化)。理论上，管道可以处理15%-30%的氢混合燃料，而不需要进行修改或产生重大的不利影响。虽然氢压缩可用于运输和存储，但这种压缩带来的能量损失高达20%。?卡车运输：短途运输通常使用液体罐车拖车或管道拖车。高压钢瓶和管道拖车能承受2磅力每平方英寸(psi)的高压，通常用于英里距离内的氢气运输及分发；长途运输使用高压管道拖车，压强是正常输送压强的两倍，运输距离可达英里；而低温液氢拖车在接近大气压的条件下运行。?其他方式：与卡车相比，用火车、驳船或轮船运输氢气更为经济。通过使用与卡车相同的管道或液体罐，这些运输方式不受公路上所遇到的限制。第一艘液态氢运输船于年底在日本下水，预计存储能力为立方米(不到一般液化天然气运输船的1%)。预计未来的设计将具有更大的容量。氢通常以气体或液体的形式储存在小型移动和固定应用的容器中。氢储存目前的选择包括利用压缩或低温系统、化学系统(如氨)、纳米储存和地质储存，主要涉及一下三种储存技术：1.压缩储氢技术：目前常用的储氢罐压力为35MPa和70MPa，国际上70MPa车载储氢技术成熟，已被应用于乘用车并已实现商业化应用;国内目前还普遍使用35MPa车载储氢罐，年7月21日，涉及车载储氢系统的两项国标修改后正式实施，均将原范围中的工作压力不超过35MPa修改为70MPa，国标的修改实施有望促进70MPa储氢技术在国内的发展和突破，随着储氢罐的更新迭代，运输成本未来有望下降30-50%。2.液氢技术：目前国内液氢技术仅用于航天领域。其优势在于储氢密度大，按每立方米液氢储罐可储存70公斤，但液化过程能耗高，折合每千克氢气耗电约13千瓦时，且外部侵入热量会造成每天约1%的蒸发损失。相较而言液氢实现大规模商业化运用的难度较大。3.固体储氢和有机液体储氢材料技术：甲醇是目前
