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2022年03月24日发布

事件：

3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》。《规划》明确了氢的能源属性，肯定了氢能将成为未来国家能源体系的重要组成部分，确定可再生能源制氢为主要发展方向。这是我国首个氢能产业中长期发展规划，有利于促进氢能产业的高质量发展。

点评：

明确氢能战略地位，按下产业发展的“加速键”。《规划》强调氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳发展的重要载体。氢能作为一种高效低碳的能源形式，其能量密度高，燃烧热值约为传统燃料的3-4倍，且燃烧后产物只有水，因此氢能的开发利用对于实现“双碳”目标，推动能源结构转型有重要意义。氢能发展潜力巨大，是大规模、长期储能的理想选择，为可再生能源规模化消纳提供了解决方案。根据中国氢能联盟数据，2019年中国全年弃风弃光弃水电量达到515亿千瓦时，理论上可制氢92万吨。未来有望形成氢能、抽水蓄能、电化学储能相融合的电力系统储能体系。在交通领域，《规划》提出要重点推进氢燃料汽车在重型车辆上的应用，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池出电动汽车的互补发展模式。在化工领域，目前氢能消费25%用于石油炼化，近60%用于合成氨、合成甲醇，未来化工产业有望以直接加氢逐步替代化石能源制氢的环节，氢气也将扩大冶金领域的应用，引导高碳工艺向低碳工艺转变。

确定可再生能源制氢的发展目标，提质降本成为关键。2020年我国氢气产量约为3342万吨，其中约77%为化石能源制氢，21%为工业副产制氢，电解水制氢占比极小且多使用电网电力。《规划》提出到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年；2030年，实现可再生能源制氢广泛应用；2035年可再生能源消费比重明显提升，对能源转型起到支撑作用。目前，发展可再生能源制氢主要面临技术问题与成本问题。适应可再生能源发电波动性特点的质子交换膜电解水制氢技术与国际先进水平差距较大；储氢密度大，运输效率高的液氢储运还主要应用于航空领域，未来还需创新引领，实现氢能产业链主要环节技术突破。此外，氢能经济性是产业可持续发展的前提。电费成本是可再生能源制氢最大的成本来源，当电价为0.4元/kwh时，碱性电解技术下制取1kg氢气成本为29.93元，若使用质子交换膜电解技术则成本为39.87元，相比较化石能源制氢10-15元/kg的成本不具有经济优势。《规划》提出探索可再生能源制氢支持性电价政策。我们预计到2035年，在电价及设备成本下降的趋势下，电解水制氢的成本可以下降至20元/kg左右，经济性开始显现。

因地制宜选择制氢方式，产业链瓶颈有待突破。可再生能源电解制氢是氢能的长期发展方向，短期看还无法支撑用氢需求。《规划》提出要结合资源禀赋特点和产业布局，因地制宜选择制氢路线。在焦化、氯碱集中地区，优先利用工业副产氢；在风光水电资源丰富地区开展可再生能源制氢示范。除制氢端外，目前我国氢能储运体系还不完善，主要以气态高压储氢、长管拖车运输为主，输氢管道仅有100公里，液态储氢在民用领域几乎空白，有机液体和固态储氢方式仍在研究阶段。《规划》提出要提高气态高压储运的商业化水平，推动液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、有机液体储运应用，开展天然气产氢、纯氢管道的试点应用。我们认为目前制氢主要来自化石能源，尤其是以煤为原料的煤制氢和焦炉煤气副产制氢，在可再生能源制氢进行技术探索的同时，地区应该灵活选择制氢方式，通过规模制氢打通氢能产业链，建立完善的氢能应用场景，为“绿氢”的规模应用做好基础设施的铺垫。

投资机会方面，我们认为《规划》的出台明确了未来氢能产业的发展方向，氢气作为一种二次能源，如何安全、高效、绿色的制取是其大规模应用的基本前提。目前氢气制取主要以化石能源制氢为主，煤作为原料制氢是短期现实经济的方式。而随着技术突破，可再生能源电解制氢一定是长期方向。氢气的储运是制约氢能产业发展的关键环节，未来随着各种储运方式的技术突破，对于储氢容器、加氢设备等要求也逐渐提高。建议关注目前有较大制氢规模或率先进行“绿氢”探索的公司，以及有关电解槽设备、加氢站建设、高压氢瓶制造等相关产业链公司。

风险因素：政策落地执行力度不及预期；可再生能源制氢技术及储运技术进步速度不及预期