2024年氢能行业专题报告：脱碳减排背景下需求空间广阔，燃料电池重卡环节先行受益

1. 发展氢能的必要性：脱碳减排的最后拼图，助力我国能源体系实现自主可控

1.1 氢能为全球脱碳减排不可或缺的能源构成

全球脱碳长期趋势已为强共识。

氢能为脱碳减排的最后拼图，将成为能源体系重要部分。根据 IEA 统计，全球最主要的碳排放领域为能源发 电、交通运输及工业生产，2022 年 CO2 碳排量达 318 亿吨，合计占总排放量的 86%，因此以上三个领域的 脱碳减排为实现碳中和净零排放的关键。尽管近年来风电与光伏发电装机与新能源车销量持续攀升有效推动 了以上领域的脱碳减排进程，但某些特定领域的能源应用需要拥有更高的能量密度或通过燃烧产生更高的热 值，如建筑供热领域、公路重载货运与航空航运等交通领域以及金属冶炼等工业生产领域，仅依靠基于清洁 电能无法直接进行减排替代，减排问题依旧亟待解决，同时如风光等可再生能源发电的波动性、间歇性与资 源分布不均又催生资源利用效率不足及电力系统效率下降等问题。作为来源广泛、清洁环保的二次能源，氢 气具备高能量密度及热值，可真正意义上实现交通运输、工业生产等领域大规模、全面深度脱碳，同时可作 为长时储能媒介，与风光等可再生能源耦合，实现能源的跨地域、跨季节调用存储，提升能源利用效率并优 化配置，达到稳定电网的作用。目前全球各主要经济体均认可氢能在实现低碳能源结构转型过程中的重要性， 目前包括有美国、日本、欧洲各国与欧盟整体等超过 20 个国家地区已制定了氢能发展战略，并积极发力燃 料电池汽车与绿氢产业发展。作为脱碳减排的最后一块拼图，有望成为未来清洁能源体系的重要部分， Hydrogen Council 预测到 2050 年氢能将占全球终端能源需求的 22%。

1.2 能源安全背景下我国高度重视氢能发展

我国氢能资源禀赋优势显著，能源自主可控需求将驱动氢能行业快速发展。我国现有能源体系中主要消耗的 能源为煤炭、石油与天然气，分别占 55%/18%/8%，而工业与交通运输业合计占原油消费总量超 70%，占 天然气消费总量近 80%。从能源供给的角度，目前我国整体能源的对外依存度较高，截至 2023H1，我国石 油对外依存度 72.8%，天然气对外依存度 39.5%，在国际形势复杂多变背景下我国能源安全问题将面临严峻 考验。根据前述，氢能可配合其他清洁能源在诸多领域最大限度地替代我国目前对外依存度较高的化石能源， 完善我国能源体系且提升能源利用效率，同时我国氢气资源禀赋优势显著，2023 年我国氢气产量约 3686 万 吨，占全球氢气总产量超 1/3，为全球最大的产氢国家，因此我国具备氢能产业大规模发展的基础。“十四五 规划”中氢能作为前瞻未来产业被首次提及，2022 年 3 月国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》重申了氢能“作为国家能源体系的重要组成部分”的战略地位，2024 年氢能产业首次被 写进政府工作报告，提出“加快前沿新兴氢能产业发展”。因此从脱碳减排与能源自主可控角度出发，氢能 被给予高度重视，能源自主可控需求也将成为我国氢能行业快速发展的驱动力。中国氢能联盟《中国氢能源 及燃料电池产业白皮书》预计 2050 年氢能在我国终端能源体系中占比将超过 10%，氢能相关产业年产值达 12 万亿元。

2. 行业市场空间：减排背景下各环节前景广阔，制氢端、用氢端发展提速

2.1 氢能产业链：交通运输等增量需求极具潜力

根据氢气的应用链条可将氢能产业链整体划分为氢气生产、氢气储运与氢气终端利用三大环节：上游与中游 的氢气“制-储-运”环节主要基于不同的技术路线存在划分，下游氢气的终端应用场景较为广泛，全球现有 氢气的最大应用场景为石油炼化中的加氢裂化环节，占全球氢气消耗量的 44%，同时氢气也作为合成氨/甲醇 生产等化工领域的原材料、电子仪器及粉末冶金工业等领域的还原剂或保护气体，以及航天等领域的燃料。 相较于传统应用场景，未来氢能将在全球碳中和大势之下着重发力于交通运输、长时调峰储能、合成燃料以 及绿氨与冶金工业的脱碳减排以及建筑采暖供热等领域，IEA 预测到 2030/2050/2070 年全球氢能需求将增长 至 0.88/2.87/5.19 亿吨，增量需求空间中交通领域应用增长潜力巨大，在氢能需求中的占比有望提升至 2050/2070 年的 23%/30%。

从产业链各环节当前发展情况来看，上游制氢环节可再生能源电解水制绿氢及下游应用端燃料电池汽车两个 领域的发展逐渐提速，成本下降推动绿氢放量在即，电解槽需求有望快速增长，燃料电池汽车销量依旧保持 增长韧性，未来行业空间潜力巨大，同时中游储运环节对终端氢气降本亦有较大影响，国产化替代稳固推进。

2.2 制氢环节：减排趋势下绿氢放量在即，电解槽降本空间大、需求潜力旺盛

绿氢契合脱碳减排趋势，极具发展潜力。目前成熟的氢气制取技术路线主要包括利用煤炭/石油/天然气等化 石能源重整制氢、利用焦炉煤气/氯碱尾气/合成氨尾气/丙烷脱氢等工业副产提纯制氢、电解水制氢三大类 别，以及生物质/光解水制氢等实验阶段技术路线。根据碳排放对产出氢气进行分类，氢气分为灰/蓝/绿氢。 灰氢通过化石能源/工业副产制备，排放大量二氧化碳；蓝氢在灰氢基础上通过 CCUS 技术（Carbon Capture, Utilization and Storage，碳捕集、利用与封存技术）减少碳排放；绿氢通过可再生能源电解水制取，可 真正意义上实现零碳排放，符合绿色氢能的发展路径，同时其具有生产灵活、产氢纯度高以及副产氧气价值 高的优势，是未来发展潜力较大的制氢方式，有助于加速实现全球各国脱碳减排的目标。

灰氢主导当前氢源，绿氢长期需求增长空间广阔。现阶段灰氢占据全球氢气产量超 95%，灰氢生产技术相对 成熟且成本较低，煤制氢或天然气制氢成本仅 10-15 元/kg，而可再生能源电解水制取绿氢的成本超过 30 元 /kg，由于成本远高于灰氢导致尚未普及。氢气供给结构方面，2022 年化石能源制氢主导全球氢气供给，占 比 84%，与工业副产氢共同归属灰氢合计占比达 99%，电解水制绿氢占比仅不到 1%，IEA 预测到 2030 年灰氢 占比将降至 53%，电解水制氢占比有望提升至全球氢气总供应的 33%。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年》计划到 2025 年我国可再生能源制氢规模 10-20 万吨/年，到 2035 年可再生能源制氢占能源总消耗比重 将显著提高，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》也预测到 2050 年我国氢气需求中可再生能源制氢占比将 达 70%，未来随着各国全球政策的持续推动，叠加可再生能源电价下行与碳价提升等因素将共同驱动绿氢成 本下降，绿氢有望逐步走向平价，长期需求增长空间广阔。

碱性电解水制氢为当前主流技术路线。电解水制氢目前有 4 种技术路线，分别为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、 固体氧化物（SOEC）以及阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术，其中 ALK 技术最成熟，为现阶段应用最广 泛的电解水技术，其投资成本较低，但由于电流/功率密度较低增加了系统尺寸和制氢成本，此外还存在产 出氢气纯度不足等问题。PEM 技术相较 ALK 在电流/功率密度、产出氢气纯度与能量转化效率等方面都有较大 提升，且可灵活快速启停，市场关注度较高，目前主要的瓶颈在于贵催化剂和氟化膜材料导致设备投资成本 大幅提升，同时由于技术尚不成熟，其使用寿命低于 ALK。SOEC 与 AEM 技术尚未实现工业化应用。

电解槽价值量高，为核心电解水制氢系统核心设备。目前 ALK 与 PEM 两种技术路线的电解水制氢系统的构成 主要包括电解槽主体、BOP 辅助系统，其中在电解槽上二者有所区分，ALK 电解槽主要由极板、电极、隔膜、 密封垫圈等构成，而 PEM 电解槽主要由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板组成。BOP 辅助系统由供 电设备（电源、变压器、整流器）、气液分离设备、干燥纯化设备及其他设备构成。以 1MW 电解水制氢系统 为例，ALK 电解水系统成本中电解槽/供电设备/气液分离与干燥纯化设备/其他 BOP 设备分别占比总成本的 50%/15%/15%/20%，而 PEM 电解水系统成本中电解槽/供电设备/气体分离纯化设备/其他设备分别占比总成本 60%/15%/10%/15%，其中由于质子交换膜、催化剂成本较高导致 PEM 系统中电解槽的成本占比高于 ALK。

成本优势带动 ALK 出货占优，PEM 降本空间大，电解槽长期需求潜力旺盛。由于 ALK 电解槽技术相对成熟， 其成本与售价相较 PEM 有较大的优势，1,000Nm³ALK 电解槽设备售价约 600-800 万元，与 200Nm³PEM 电解槽 价格相近，二者单位成本相差 3-4 倍。成本优势带动 ALK 电解槽出货高增，2022 年全球 ALK 电解槽出货 775MW， 占比 76%。目前我国 ALK 电解槽已实现规模化生产，2022 年国内 95%以上的电解槽出货为 ALK 技术路线，PEM 电解槽由于质子交换膜、催化剂等核心材料依赖进口，目前仍处于发展初期。PEM 路线相较 ALK 路线在启停 响应速度、效率衰减等方面优势显著，同时体积更小具有更广泛的应用场景，未来有望通过规模化生产以及 降低贵金属催化剂用量等方式实现降本，预计 2030 年 PEM 电解槽单位成本有望降低至 63-234€/kW，降幅近 80%，降本潜力空间较大。平价化趋势加速绿氢放量，长期电解槽市场空间广阔、需求潜力旺盛，预计 2027 年全球范围电解槽年装机功率有望达 9.3GW，5 年 CAGR 56%，我国电解槽年装机功率有望达 7.3GW，占全球 年装机功率近 80%。PEM 电解槽将在持续降本推动下实现快速渗透，2027 年全球 PEM 电解槽装机功率有望增 长至 3.1GW，5 年 CAGR 66%。

2.3 储运环节：国产化替代推进氢瓶降本，IV 瓶应用有望加速落地

目前氢气储运成本占终端用氢成本构成比例约 30%，因而储运环节的技术发展对于氢能产业链整体的降本发 展趋势至关重要。 储氢方式根据氢气储存的形态可分为气态储氢、液态储氢、固体储氢三种:气态储氢主要以高压气态储氢瓶 为容器，结构简单且充放氢速度快，是现阶段的主要储氢方式，液态储氢包括低温液氢及利用不饱和有机液体储氢两种方式，储氢密度较高，但充放需要增加液化/气化或吸氢/脱氢环节，能耗高且需要较高的设备投 入成本，导致成本远高于气态储氢，故目前仅有少量应用场景采用低温液态方式储氢；固态储氢是以氢化物 或纳米材料等作为储氢载体，通过物理与化学吸附的方式实现储氢的方式，由于技术成熟度相对较低，仍处 于实验开发阶段。

35MPa III 型瓶已批量应用，70MPa IV 型瓶尚待突破。气态储氢瓶主要分为纯钢制金属瓶（I 型）、钢制内胆 碳纤维半缠绕瓶（II 型）、铝内胆碳纤维全缠绕瓶（III 型）和塑料内胆碳纤维全缠绕瓶（IV 型）四代产品， 通过高强度纤维与塑料替代金属瓶身与内胆已达到减重降本进而提升储氢密度为主要的技术迭代趋势。同时 根据使用场景不同，储氢瓶适用的储氢压强亦有区分，目前主流车载储氢瓶压强为 35MPa 与 70MPa，加氢站 固定式储罐与拖车长管容器压强在 15-30MPa。目前我国商业化应用的主流车载储氢瓶为大口径 35MPa III 型 瓶，而海外已具备 70MPa IV 型瓶批量供应能力。IV 型瓶对于内胆材料与瓶身密封性要求苛刻，技术壁垒高 且生产难度大，我国现阶段技术发展进程相对滞后于海外，同时由于早年 IV 型瓶引起安全事故后限制使用 导致相关行业法规标准缺失，直至 2020 年 9 月《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》团体标准发布 后才放开生产限制，因此目前 IV 型瓶仍处于小规模推广阶段，未来重卡等应用端对储氢密度要求逐步增加 将推动储氢瓶高压/轻量化趋势，我国 70MPa IV 型瓶商业化应用有望提速。

碳纤维为氢瓶核心原材料，国产化率提升推动降本与前沿技术落地。从成本结构来看，碳纤维复合材料为高 压储氢瓶的核心原材料，在 35MPa III 型瓶中成本占比超过 60%，而在全缠绕 70MPa IV 型瓶中成本占比接近80%。目前我国碳纤维材料整体进口依赖度较高，其中 T800 级别以上高端碳纤维普遍依赖日本东丽集团，近 年来随着中复神鹰等企业技术持续突破，我国碳纤维国产化比例已由2017-2019年约30%提升至2023年77%， 预计将带动高压储氢瓶成本稳固下降，同时也将推动 70MPa IV 型的批量应用。

与储存环节基本一致，氢气输运环节可分为气-液-固三种形态并以交通或管道的形式输运：以交通形式的运 输主要以搭载高压气氢与低温液氢容器的车辆进行运输，其中高压气氢长管拖车为我国目前主要的氢气交通 运输形式，在中短途区域性氢能运输中具备一定经济性，但随运输距离增长而边际递减，中长距离交通运氢 主要通过液氢槽车完成，海外部分加氢站使用该方式运输。管道的形式输运目前主要以气氢直接输运或氢气 掺混天然气的方式进行，可实现氢能的连续性、规模化、长距离点对点输送，单位运输成本低但前期资本支 出较高，目前全球输氢管道总里程已超 6,000km，国内总里程约 400km，相较国外仍处于发展初期阶段。根 据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，未来我国将进一步推动低温液氢储运产业化应用，并开展 掺氢天然气管道、纯氢管道示范试点以加快降低氢气储运成本，我们认为随着未来氢能应用场景逐渐丰富， 各储运技术将基于各自特性而适用于不同情形，各氢能储运技术将并行发展。

仅关注已实现商业化应用的高压气态储氢模式，目前氢能产业链储运环节的需求主要为储氢容器，2023 年全 球高压储氢瓶销量为 64.8 万个，其中中国销量 37.2 万个，占比 57%，预计到 2025/2028 年全球高压储氢瓶 销量有望达 163/995 万个，中国销量有望达 92/670 万个。

2.4 应用环节：燃料电池汽车示范推广进展顺利，核心环节降本进行时

根据前述，氢能下游未来的增量应用主要为交通运输与新工业领域，目前交通运输领域的发展在如欧盟减排 政策收紧等趋势下正逐步提速，如燃料电池以及船舶航运用绿色甲醇燃料等应用持续推进，其中燃料电池技 术发展相对成熟，应用前景较为广阔。 PEMFC 与交通领域应用为主要技术路线与应用场景组合。燃料电池是将燃料的化学能通过电化学反应直接转 换成电能的发电装置，按电解质不同可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、碱性燃料电池（AFC）、固体氧化 物燃料电池（SOFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、磷酸燃料电池（PAFC）等，其中 PEMFC 因其功率密度高 及启动速度快等优点而被广泛应用于燃料电池汽车领域，2022 年 PEMFC 出货占比近 86%；SOFC 能量转换效率 高且燃料种类选择多样，目前主要应用场景为热电连供系统等固定式发电及储能领域，由于启动时间较慢在 交通领域较难应用，2022 年 SOFC 出货占比约 10%。从应用场景来看，燃料电池技术主要应用于便携式、固 定式以及交通运输三大领域，从装机功率来看，交通运输领域为主导应用场景且主导优势持续扩大，2022 年 装机功率占比达 85%，较 2018 年提升 12pct。

膜电极/双极板/车载储氢系统为燃料电池动力系统核心组成。以燃料电池汽车应用的 PEMFC 动力系统结构为 例，燃料电池电堆是发生电化学反应的场所，由双极板与膜电极交替叠合而成的多个燃料电池单元串联组合 并在间嵌入密封件构成，其中膜电极（MEA）为电堆电化学反应的核心零部件，成本占比达 38%，由质子交换 膜、催化剂和气体扩散层组成。其余成本较高的核心零部件包括双极板与车载储氢系统，成本占比分别为 17%/15%。

各国氢能战略均规划加码燃料电池汽车。燃料电池汽车相较纯电技术路线具有更高的能量密度，且长期性能 衰减低于锂电池，更适用于长途重载等交通运输场景的应用，作为未来氢能在交通运输领域中重要的应用， 各国政府在氢能发展战略中均对燃料电池汽车发展目标做出规划，我国也相继出台政策规划燃料电池汽车推 广目标：发改委《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中规划到 2025 年全国范围内燃料电池汽车目 标保有量为 5 万辆；中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》规划到 2025 年全国累计推广燃 料电池汽车 10 万辆、2030-2035 年累计推广达到百万辆。

乘用车为海外市场主要推广车型,我国销量向重卡车型倾斜。2023 年全球燃料电池汽车销量约 1.47 万辆，其 中我国销量 5843 辆，占比约 40%，海外销量约 0.89 万辆，韩国、美国、日本三国为海外主要市场，推广车 型主要为乘用车，以丰田、宝马等海外主机厂燃料电池技术研发持续近 30 年，经过持续迭代目前技术成熟 度相对较高；我国燃料电池汽车应用最初始于 2010 年上海世博会的小规模示范，真正开始推广的时点在 2016 年，由于技术发展相较海外仍处于产业化初期阶段，叠加锂电新能源乘用车已开始规模化应用，因此我国燃 料电池汽车主要基于客车、货车等商用车型应用场景进行推广示范，截至 2023 年我国燃料电池汽车保有量 超 1.8 万辆。从具体车型来看，行业发展初期由于燃料电池汽车相较燃油车与锂电新能源车不具备经济性， 行业需求主要为政府采购驱动，燃料电池汽车销量主要由政府具有更强干预能力的公交客车主导，2018-2021 年客车持续销量占比约 50-80%。2022 年起受政策端引导推动，燃料电池重卡销量快速增长，在整体销量中 占比明显提升，2022 重卡车型销量占比已达 54%，成为燃料电池汽车主导车型，预计未来在政策与经济性驱 动下，燃料电池汽车应用将进一步向重卡领域发展倾斜。

“以奖代补”政策引导行业有序发展，各示范城市群阶段性规划目标积极。早期燃料电池汽车补贴政策形式 与纯电新能源车相同为购置补贴，并同步采用国补+地补配套模式对整车厂给予配套补贴，但与纯电新能源 补贴不同的是 2013-2020 年燃料电池补贴基本保持不变并未退坡。2020 年 9 月，财政部、工信部、科技部、 国家发改委、国家能源局五部委联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》对符合条件的城市群开 展为期四年的燃料电池汽车及核心零部件关键技术产业化示范应用，规划要求各示范城市群到 2025 年燃料 电池汽车推广规模超过 1000 辆，并在补贴上调整为“以奖代补”的方式，根据示范进度及绩效采取给予单 个城市群奖励总金额上限 17 亿元的奖励。2021 年 8 月及 12 月，五部委批复同意北京市、上海市、广东省、 河北省与河南省报送的城市群启动实施燃料电池汽车示范应用工作，燃料电池汽车购置补贴政策正式调整为 示范应用支持政策，有望引导行业有序、高质量的发展，避免出现过去锂电行业的补贴乱象。国家示范政策 推出后，各地方层面的配套补贴与推广目标积极跟进，其中补贴政策方面，北上广三大城市群均明确按照国 家奖励标准 1:1 给予配套资金，推广目标方面，五大示范城市群牵头城市所在的省份/直辖市 2025 年燃料电 池汽车保有量规划目标均为 1 万辆，合计已达到全国性政策规划目标 5 万辆的要求。

近期燃料电池汽车示范应用第一年度考核奖励资金落地，公示奖励资金累计达 11.4 亿元，按照地方财政 1:1 中央财政的奖励资金配套比例，五大示范城市群首年“国补”+“地补”合计有望超 22.8 亿元，彰显国家发 展氢能的坚定信心，同时有望缓解改善政策考核周期导致的产业链资金周转问题，维护产业链发展活力。

燃料电池系统装机高增，规模效应带动成本快速下降。车端销量的快速提升带动燃料电池系统装机维持高增， 2017 年至 2023 年，中国燃料电池系统年装机功率由 37.8MW 提升至 734MW，6 年 CAGR+64%，同时行业规模效 应逐渐显现，电堆等核心零部件成本快速下降，带动燃料电池系统降本稳固推进，燃料电池系统售价由 2017 年 1.64 万元/kW 降低至 2023 年 3900 元/kW，6 年累计降幅达 76%。未来随着核心零部件本土化率持续提升， 燃料电池系统价格有望进一步下探，预计 2025 年我国燃料电池系统价格有望下降至 2500 元/kW，相较 2017 年降幅 85%，将为燃料电池系统装机规模增长提供稳定驱动力。 加氢基础设施规模初显，长期空间广阔。2023 年底，全球累计建成加成站 1,362 座，其中中国建成 428 座， 数量位居世界第一。我国加氢基础设施建设主要由地方政府与能源行业国央企承担，中石化规划“十四五” 期间建设 1,000 座加氢站，对氢能行业基建的带头引领作用显著，此外示范城市群政策对各地区 2025 年建 成投运加氢站超 15 座的要求，也在政策层面为加氢站建设进行托底，从现阶段示范城市群以及其他积极布 局氢能的地方政府规划目标来看，目前广东加工站已初具规模，已建成加氢站 94 座，其他示范城市群亦加快加氢站建设，预计到 2025/2028 年我国有望建成加氢站 1000/2766 座，我们认为随着加氢站安全标准逐步 落地，各地将持续推动加氢站建设，长期规划目标有望稳步实现。

目前示范城市群中长期规划明确，非示范区域加速出台氢能产业发展规划与相关支持政策，奖励政策持续落 地助力各区域规划目标稳步推进，我们认为政策催化有望带动燃料电池行业迎来快速发展，配合核心零部件 环节的加速降本趋势及加氢基础设施的持续完善，产业链商业化进程或将步入加速期。基于现有行业发展情 况、国家层面政策指引以及各地方性规划目标，我们测算到 2025/2030 年我国燃料电池汽车销量有望达到 1.3/5.5 万辆，2030 年保有量有望接近 20 万辆，同时随着燃料电池重卡销量占比持续提升，单车燃料电池 装机功率有望维持增长趋势，燃料电池系统装机功率增长将超过车端销量增速，到 2025/2030 年装机功率有 望达到 1.8/8.8GW。

3. 行业发展阶段与投资机遇：行业发展有望步入加速阶段，重卡环节先行受益

3.1 与锂电发展周期相差超十年，政策加持+产业链降本引领下行业有望步入加速提升期

我国氢能产业发展主要聚焦于燃料电池技术在交通领域的应用以及电解水制氢技术两大细分产业链条，其中 燃料电池汽车应用历史相对较早，相关国家级技术研发项目与政策规划已领先开展，故我们以燃料电池汽车 细分领域的发展演绎出发，观察当前我国氢能产业发展所处的阶段位置。从产业链发展的角度，锂电新能源 车行业在政策引导与高补贴支持下完善了产业链，通过持续示范运营培育终端需求，并最终在脱离补贴后正 式进入市场化放量阶段，对标锂电的发展模式，燃料电池汽车行业在政策推出节点、行业发展规模以及产业 链降本进程等维度上存在一定的发展周期差异。 燃料电池汽车滞后锂电新能源车发展周期十年以上。从示范政策推动的发展历程来看，锂电新能源车 2009 年启动“十城千辆”工程，2009-2012 年三年期间实际落地示范城市共 25 座，2013-2015 年继续扩大推广城 市范围，2016-2020 年开展全国推广，产业由政策驱动为主向市场化驱动过渡；2021 年起，乘用车逐渐 C 端 放量，锂电新能源车正式进入市场化发展期。支持政策启动时间维度上，2021 年燃料电池汽车示范城市群政 策正式落地，相较锂电新能源车“十城千辆”政策滞后 12 年。行业发展规模维度上，在“十城千辆”政策 后锂电新能源车规模快速增长，2012 年保有量近 3 万辆，在后续补贴政策持续刺激下销量维持高增，2017年保有量即超过 100 万辆，相比之下 2020 年示范城市群政策发布时燃料电池汽车保有量未超过 1 万辆，2023 年保有量 1.82 万辆与锂电 2011 年规模相当，燃料电池汽车保有量同样滞后锂电新能源车约 12 年。

我们认为锂电产业链的快速发展，得益于在政策维持较大支持力度背景下的产业链技术进步与规模效应不断 释放，带动电池等核心零部件环节持续降本，同时配合引导终端示范应用进而形成内生需求。零部件降本为 需求的释放提供了较强的驱动力，2010-2018 年锂电池售价累计降幅达 85%，同期我国锂电新能源车销量实 现百倍增长。目前燃料电池汽车行业已初具规模，保有量突破万辆，燃料电池系统售价 6 年累计降幅超 70%， 从购置成本的角度，燃料电池汽车核心零部件较大程度的降本已为其规模增长提供了潜力，产业链维持快速 发展有望进一步推动降本进程，相比之下燃料电池汽车与锂电发展差异点主要在于终端补能成本与补能便捷 性，高额的用氢成本及亟待完善的加氢基础设施建设是现阶段制约行业起量的主要瓶颈。当前政策持续推进 示范应用并明确引导重卡等终端应用场景，我们认为在用氢成本稳固下降背景下，燃料电池汽车销量增长具 备较强的弹性，行业有望在重卡等细分领域迎来与锂电相同的快速放量阶段。

从投资的角度，新技术在投资上的演绎通常分为三个阶段： 1）第一阶段-概念投资阶段：主要表现为看好行业发展前景而带来的估值提升，该阶段以政策规划/支持、 行业技术进展/突破以及公司的投资合作行为等政策与事件的催化为驱动； 2）第二阶段-示范推广阶段：主要表现为行业规模逐步启动并进入加速提升期，部分头部企业开始贡献实际 订单收入/利润，市场有盈利估值双击预期，该阶段的催化因素包括行业规模增长、公司订单落地与产品迭 代超预期的情况，同时行业政策边际变化亦是关键因素; 3）第三阶段-规模应用/市场化竞争阶段：主要表现为行业竞争加剧+政策支持收缩背景下各公司业绩预估值 表现的分化，龙头凭借技术优势与客户积累，营收维持高于行业增长进而享受高估值，该阶段催化因素主要 关注公司层面盈利能力/市占率变化。 我们认为氢能板块投资也将同样经历以上阶段。通过复盘同花顺燃料电池指数相对沪深 300 走势，我们发现政策预期为燃料电池板块 2019 年以来几轮超额收益的主要驱动因素，也验证了彼时板块处 于新技术投资的第一阶段。目前燃料电池汽车行业已基本完成初期技术导入，对标锂电“十城千辆”的示范 城市群政策已落地开展，实质性的订单开始落地释放。伴随产业链核心环节降本的持续推进与终端用氢成本 的稳固下降，我们认为行业已逐步进入示范推广阶段，行情的主要推力将由单一的政策推出预期或超预期规划目标等催化因素转变为订单招标/推广运营规模、政策支持力度以及全生命周期经济性等维度超预期边际 变化带来的催化，近期山东免征氢车高速费政策带动的板块热度提升正是对以上投资阶段切换的证明。向后 看,示范期内各城市群推广目标明确且规划超过国家要求，叠加第一年示范城市群奖励资金落地为产业链带 来的积极反馈作用，我们认为 2025 年 5 万辆保有量目标有望顺利实现，其过程有望伴随部分地区推广目标 超预期达成，同时国产化替代+规模效应释放背景下终端产品快速降本，进而加速终端应用平价化趋势，行 业有望复制锂电新能源发展逻辑进入提速阶段，板块或迎来新一轮上升趋势。

3.2 区位优势+政策倾斜背景下重卡经济性可期，整车与核心零部件环节抢先收益

我国燃料电池汽车产业已逐步进入规模化示范应用阶段，伴随行业发展成熟度提升，行业规模增量将由政府 主导的招标需求模式转变为可满足政策重点支持的应用示范场景的市场化需求模式。我们认为在此阶段下， 燃料电池重卡车型优势显著，有望凭借以下优势快速放量:

（1）减排推动重卡新能源化趋势，燃料电池重卡应用场景占优：在我国双碳战略长期脱碳减排趋势下，各 领域排放要求日益趋严，汽车领域 2023 年全面实施的国六 b 排放标准在国五基础上提高了 40-50%。根据生 态环境部《中国移动源环境管理年报 2023》，重型货车 NOx 与 PM 排放分别占汽车排放总量的 76%/51%，CO 与 HC 排放占比也均超过 10%，因此重卡应用场景的减排责任重大，新能源重卡长期需求增长潜力确定性较强。 重卡对载重量、续航里程有着较高的要求，即使采用换电方案解决补能时间长的问题，锂电池体积与质量能 量密度的瓶颈也难以完全解决载重维度的应用需求。燃料电池系统能量密度远超锂电路线，在重卡应用的载 重效率、长途运输与补能速度等方面优势显著，同时目前新能源重卡推广主要涉及钢铁、焦炭、矿山、港口 等运量与线路相对稳定的应用场景，可更好地契合氢能的补能模式，我们认为燃料电池重卡将为行业发展的 主要方向。

（2）主要的重卡保有量市场与燃料电池汽车示范城市群、氢能资源富集区基本重合：我国重卡保有量前五 省份为山东/河北/江苏/河南/广东，2022 年合计保有量约 345 万辆，占全国重卡总保有量近 40%，均为五大 燃料电池示范城市群所在区域，同时山东/江苏所在华东地区、河北所在华北地区均为氢气产量富集区域， 2021 年氢气产量分别占比 22%/28%，此外广东加氢站建成数量全国 94 座全国第一，山东/河北/河南均建成 超 40 座加氢站，区域氢能基础设施相对完善。我们认为在重卡需求旺盛区域与燃料电池政策示范推广区+氢 能资源富集区重合的背景下，燃料电池重卡在政策奖励支持与氢能资源利用等方面具有较强的应用推广基础， 有望实现快速放量。

（3）多端降本+政策支持下燃料电池重卡经济性提升可期：从 TCO 角度，假设各能源类型重卡均行驶至 70 万 km 的强制报废标准里程数,我们测算在政府补贴基础上当前燃料电池重卡购置成本相较燃油与纯电重卡的 购置成本差距相对较小，补贴后购置费用约 50 万元，已接近部分燃油重卡且低于纯电重卡，购置成本仅占 其 TCO 的 11%，而超过 50%成本来自燃料氢气的使用成本。在其他条件不变的情况下，当用氢成本下降至 24 元/kg 时，燃料电池重卡才可实现在补贴条件下相对燃油重卡的终端应用平价，此外高速通行费等运营费用 占 TCO 比例亦超过 30%，可变成本高企制约当前燃料电池重卡应用推广。但从行业发展趋势上，我们看到诸 多降本维度的积极变化，目前燃料电池系统成本已降低至 3,900 元/kW，六年累计降幅 76%，大连、重庆以及 山西临汾等地加氢站氢气枪口价已下探至 25 元/kg，接近上述的油氢重卡平价时氢气价格，同时近期山东、 四川发布对氢能车辆暂免收高速通行费的政策，产业技术进步与制氢端降本推动购置与燃料使用成本下降， 地方政府在路权与通行费减免的支持政策复制推广至更多示范区域，运营成本将进一步优化，燃料电池重卡 经济性提升可期，商业化应用进程有望提速。

（4）政策倾斜重卡应用，零部件环节有望持续受益：燃料电池汽车示范应用政策明确提出重点推动燃料电 池汽车在中远途、中重型商用车领域的产业化应用，重卡奖励总金额与单位功率奖励金额均高于其他品类， 装配系统功率超 110kw 燃料电池系统的 31 吨以上重卡可获得高达 54.6 万元的奖励补贴，政策在应用端整体 倾向大功率商用车领域，对燃料电池重卡应用的引导作用有所强化。此外，不同于整车补贴金额逐年减少趋 势，政策对电堆、膜电极、质子交换膜等关键零部件环节补贴金额总体不变，旨在培育完善我国核心零部件 环节产业链，实现核心技术国产化率的提升。我们认为，在示范应用政策的引导推动下，终端应用将进一步 倾向重载商用车领域，同时核心零部件环节将充分受益于补贴政策支持，在上游关键环节具有布局的企业有 望在政策加持下快速脱颖而出。

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