（报告出品方：海通证券）

氢长期以来一直被作为一种潜在的交通燃料，可以作为石油和天然气的替代品以及 电力和生物燃料的补充品。根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，2021 年 全球交通用氢总需求量超 3 万吨，同比增长超 60%。但目前交通用氢量只占氢总需求量 的 0.03%，氢作为交通燃料仅占交通用能的 0.003%。 至 2030 年交通用氢量有望达 800 万吨，其中需求最大的领域为汽车（50%）和船 舶（45%）。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，在碳中和（NZE）情境 下至 2030年交通部门用氢需求量将达到 800万吨，其中需求量最大的领域为汽车（50%） 和船舶（45%）。此外，还将有 800 万吨氢有望用于生产氨和其他可再生燃料，用于船 舶和航空领域。

1.1 汽车用氢

2022 年全球公路用氢需求量增长 45%，国内占比超过一半，因氢燃料重卡占主导。 根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，2022 年公路用氢需求量增长 45%， 国内主要聚焦于氢燃料重卡的推广，因此尽管 2022 年氢燃料汽车（FCEVs）数量占全 球的 20%，但汽车用氢需求量占全球逾半。根据 IEA，未来几年汽车仍将为交通用氢需 求的主要来源。

2023 年全球氢燃料车销售表现较为疲软，多次欧洲国家的氢燃料汽车的注册量稳 中有降。根据 Hydrogen Insight 统计的全球氢燃料车销量数据，尽管多个国家计划新建 氢燃料电池汽车加氢站（HRS），并且欧盟新立法规定到 2027 年必须新建数百个加氢 站，但 2023 年多数欧洲市场的氢燃料电池汽车（FCEV）注册量仍在下降，除三个国家 外其他欧洲国家的 FCEV 注册量都出现了停滞或下降，其中欧洲最大的氢能汽车市场德 国的 2023 年 FCEV 新注册量减少了近 70%。

1.1.1 小型汽车

2022 年全球氢燃料电池汽车保有量同比增长超 40%，韩国和美国为前两大市场， 中国主要集中在氢能重卡。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，2022 年 底全球氢燃料电池汽车保有量超过 5.8 万辆，同比增长超 40%，23H1 氢燃料电池汽车 保有量超 6.3 万辆。2022 年全球燃料电池汽车销量约 1.5 万多辆，其中韩国占增量的 2/3。目前韩国为氢燃料电池汽车第一大国家，截至 23H1 保有量达 3.2 万辆，但销量有 所放缓，23H1 销量约 3000 辆（22H1 为 4900 辆）。其次为美国，截至 23H1 保有量 约 1.6 万辆。国内主要集中在重卡领域，截至 23H1 已有超过 800 辆氢燃料重卡投入使 用，占全球超半。

1.1.2 公共汽车、卡车、叉车等

在重型汽车运输领域，中国始终占据着主导地位，且未来增速依旧强劲；欧洲、美 国的燃料电池卡车和公交车正在试验和初步部署阶段。 卡车：2022 年全球氢燃料卡车保有量增长超 60%，其中中国较为领先，自 2021 年底至 23H1 增长超 5 倍。根据 IEA《Global Hydrogen Review 2023》，截至 2022 年 底，氢燃料电池卡车保有量超 7100 辆，同比增长超 60%，其中中国销量占比超 95%， 氢燃料重卡销量自 2021 年底至 23H1 增长超 5 倍。 国外也在积极发展燃料电池卡车市场，主要集中在韩国和欧洲地区。国外的燃料电 池卡车市场也在积极发展，现代的 Xcient 产品自 2020 年起在瑞士的运行里程超过 500 万公里，目前在德国、韩国、新西兰均有布局。欧洲也有一些氢燃料卡车订单逐步落地， 德国能源公司 GP Joule 预定 100 辆 Nikola Tre 的氢燃料卡车，其中 30 辆在 2024 年交 付；挪威科技工业研究所（SINTEF）参与的 H2Accelerate 项目计划在欧洲部署 150 辆 氢燃料卡车；H2X Global 计划在瑞典哥德堡提供用于废物处理的氢燃料卡车。 公交车：2022 年全球氢燃料公交车保有量增长约 40%，截至 23H1 全球保有量约 7000 辆，其中 85%都在国内。根据 IEA《Global Hydrogen Review 2023》，2022 年 氢燃料公交车保有量同比增长约 40%，截至 23H1 全球约 7000 辆氢燃料公交车，其中 85%都在国内，其次为欧洲、韩国和美国。2022 年中国氢燃料公交车增长约 1300 辆。

1.1.3 加氢站

从加氢站数量来看，根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，2022 年全 球加氢站数量超1000个，截至23H1全球共有约1100个加氢站（hydrogen refuelling stations，HRS），其中中国有超过 300 个，其次为欧洲（250）、韩国（180）和 日本（180）。 从车站比来看，截至 23H1 美国（240）和韩国（180）的车站比较高，中国、日本 和欧洲仅不到 50。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，美国自 2019 年 以来加氢站数量增幅仅为 10%，并且由于燃料汽车的快速增长，车站比（燃料汽车 数量/加氢站数量）快速上升，截至 23H1 车站比达到 240。韩国自 2019 年至 23H1 的车站比则维持在 140 和 200 之间。包括中国、日本和欧洲在内的其他主要国家车 站比则不到 50。

2023 年 9 月 22 日欧盟将 AFIR 法案正式立为法律，强制要求到 2030 年在 TEN-T 核心网络沿线每 200 公里部署一个加氢站，有望加速加氢基础设施的建设。2023 年 3 月欧洲议会和欧盟理事会提出 AFIR（Alternative Fuels Infrastructure Regulation） 法案，将在欧盟主要交通走廊和枢纽增加公共充电站和加氢站的数量，并在 2023 年 9 月正式通过成为法律。该法案强制要求在在所有城市节点和 TEN-T 核心网络沿 线每 200 公里部署一个加氢站，以确保一个足够密集的加氢网络，允许氢燃料汽车 在整个欧盟范围内行驶。

各地纷纷布局加氢站的建设布局。欧洲地区，TotalEnergies 和 Air Liquide 成立合 资公司，计划在比荷卢法德部署超 100 个加氢站供重型汽车使用。H2 Mobility 计划 在现有 90 个加氢站的基础上在德国和奥地利增加 210 个加氢站。意大利则资助建 设 36 个加氢站。但在部分区域也有加氢站的退出，如壳牌在英国关闭 3 个加氢站。 美国地区，氢燃料和电动卡车制造商 Nikola 在加州建立 6 个加氢站（获得政府资助 4200 万美元），可供 80-100 个卡车加氢，2023 年还推出一个 700bar 的移动加氢 站，可储存约 1 吨的氢气，计划至 2060 年建设超 60 个加氢站。亚洲地区，韩国 SK E&S和普拉格能源成立合资公司SK Plug Hyverse，计划在韩国建设约40个加氢站。

1.1.4 国家政策和支持项目

美国加州是首个和唯一通过约束性法规要求销售零排放重型车的地区。2020 年通 过的《先进清洁卡车法规》（Advanced Clean Trucks）要求制造商增加零排放货车的 销售占比：2024 年，2b-3 类卡车、4-8 类卡车和 7-8 类卡车新车中的零排放车辆占比分 别为 5%、9%和 5%，且该比例逐年上升。同时加州制定了一个非约束性目标，要求截 至 2035 年所有新出售的客车达到零排放标准、在 2045 年道路上行驶的所有重型车（包 括销售的新车和全部存量车）均实现零排放。 在加州及美国 15 个州承诺协定基础上，26 届联合国气候变化大会达成全球谅解备 忘录，共同推动零排放中重型车辆的发展。2021 年 11 月，在第 26 届联合国气候变化 大会(COP26)上，《发展零排放中重型车辆：全球谅解备忘录》（Global Memorandum of Understanding on Zero Emission Medium- and Heavy-Duty Vehicles）签署，目标是 在 2030 年之前实现零排放中重型卡车的销售占比达到 30%，2040 年之前实现零排放中 重型卡车的销售占比达到 100%，以促进 2050 年实现零碳排放。

欧洲地区，建立 H2Accelerate 合作组织，分阶段部署目标在 2030s 实现燃料电池 卡车的全面工业化。2020 年底欧洲建立 H2Accelerate 合作组织，旨在通过氢生产商、 基础设施运营商和汽车制造商之间的合作，实现和推广氢在欧洲长途重型卡车运输中的 应用。2023 年 5 月 30 日，H2Accelerate 合作组织发布最新白皮书，支持在欧洲长途卡 车运输中使用氢气，通过三个阶段的研发和部署为 2030s 实现燃料电池卡车的全面工业 化作准备。

戴姆勒、依维柯和沃尔沃率先在欧洲 9 个城市部署 150 辆重型氢燃料卡车，通过 H2Accelerate 为期六年的项目实现最终的批量制造。通过 H2Accelerate 合作组织，领 先制造商戴姆勒卡车、依维柯集团和沃尔沃集团获得清洁氢伙伴关系（Clean Hydrogen Partnership）的资助资金，将在 9 个欧洲国家率先部署 150 辆燃料电池卡车，并且均选 取续航里程至少 400 公里的最重车型，通过为期六年的项目推动高性能氢燃料卡车的批 量制造。

亚洲国家中，日本和韩国均提出包括燃料电池车发展目标。日本政府计划到 2030 年，将小型商用车新车中，纯电动车和氢燃料电池车的比例提升至 20%~30%；到 2040 年，小型商用车新车销量将 100%来自纯电动车、氢燃料电池车，以及合成燃料车。韩 国目标到 2040 年公共部门的氢燃料公交、出租车、货运卡车分别达到 4 万辆、8 万辆 和 3 万辆；商用氢燃料汽车到 2025 年实现商业化量产和 100%本土化，到 2025 年产量 达 10 万辆，到 2040 年实现氢燃料汽车国内消费量和出口量分别为 290 万辆和 330 万 辆；到 2040 年加氢站数量扩大至 1200 座。

1.1.5 成本来源及成本降低的潜力

燃料电池系统成本

我们认为未来燃料电池成本下降主要由规模提升和技术进步驱动，从而能够降低氢 燃料汽车使用的综合成本。 规模经济方面，通过规模化生产包括膜电极在内的核心零部件实现成本降低。燃料 电池的系统成本约一半在双极板、膜、催化剂和气体扩散层，其中膜电极为最主要的成 本部件。据未势能源的数据，以当前技术条件下 100 万片/年的产量，膜电极量产成本约 350 元/片(约 850 元/W)，当年产规模达到 1000 万片时，量产成本约 200 元/片(约 500 元/kW)，成本降幅达到 43%，其中由规模化生产带来的成本降幅占比达到 58%。根据 IEA 数据，通过将核心零部件生产规模从年产 1000 台增加到 10 万台，燃料电池系统总 成本可以降低 65%到 50 美元/kW；当规模继续增加到 50 万台时，燃料电池系统成本可 以继续下降 10%至 45 美元/kW。 随着燃料电池需求不断增长，产能规模效应有望提速。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，2023 年现代汽车在中国广州开设了韩国以外的第一家氢燃料电 池工厂。全球氢燃料电池零部件制造产能也相应扩大，如德国 EKPO 在接到大额双极板 订单后将投资建设新的生产基地；Hexagon Purus 在美国开设了一家新的储氢瓶工厂， 并在加拿大准备建设一家新的小型工厂；巴拉德目标通过投资加拿大工厂，将下一代双 极板的成本降低至高 70%，同时还计划在上海建立膜电极组装厂供货给西门子等客户。 2022 年燃料电池的产能继续增加，与到 2030 年 NZE 情景的差距继续缩小，目前燃料 电池制造商可以在 2030 年满足其 70%的需求。

技术进步方面，可以通过降低催化剂含铂量、优化膜电极设计等方式降低燃料电池 成本，比如增加催化剂活性降低铂含量，或者开发无铂催化剂等。此外可以优化膜电极 组件的设计、降低双极板成本、BOP 辅助设施的成本等。

储氢系统成本

储氢系统的成本下降速度可能低于燃料电池系统。根据 IEA 数据，当产量规模在 1 万套时氢燃料汽车的储氢系统（包括配件、阀门和调节器）的成本约为 23 美元/kWh， 当规模提升至 50 万套时成本能够降低至 14-18 美元/kWh。美国能源部的最终目标是 8 美元/kWh，对于运行里程 600km 的氢燃料乘用车而言，这意味着储能 225kWh 的氢罐 成本要从目前的 3400 美元下降到 1800 美元；对于运行里程 700km 的氢燃料重卡而言， 这意味着储能 1800kWh 的氢罐成本要从目前的 2.77 万美元下降到 1.67 万美元。

全生命周期成本

现阶段国内氢燃料电池汽车尚不具备成本优势，短期还需要政府支持来促进市场竞 争力的提升。根据中国电动汽车百人会 2020 年联合发布的《氢燃料电池汽车全生命周 期经济性分析》，氢燃料电池汽车的全生命周期成本包括车辆购臵成本、能源使用成本、 维修养护成本、车辆报废残值，以氢燃料电池客车、物流车和重卡为例（以下成本数据 均来自《氢燃料电池汽车全生命周期经济性分析》），目前国内氢燃料电池汽车的全生 命周期成本较电动车仍然相对较高，主要由于燃料电池的部分零部件还需要进口、年销 量仅在千辆级别规模效应尚未体现、氢气终端销售价格较高造成能源使用成本较高。我 们认为未来仍然需要政府和行业合作规划氢能产业链和加氢站网络，通过对氢气销售端 给予支持、设立零部件的补贴激励机制等方式来鼓励发展。

氢燃料电池客车

以某 10.5 米级氢燃料电池客车为例，2020 年该款氢燃料电池客车的整车购臵成本 为 195 万元。其能源转换与储存系统由 46 kW 燃料电池系统、109 kWh 磷酸铁锂蓄电 池系统、6 个水容积 140L 储氢罐组成。其中，燃料电池系统/蓄电池系统/储氢系统的成 本分别为 103/16/23 万元，占比分别为 52.8%/8.2%/11.8%。

在氢气销售价格分别为 30 元/kg 和 60 元/kg 时，按照车辆氢耗 7kg/100km、年运行 里程 7.2 万公里、运营使用期限 8 年计算，其全生命周期的能源使用成本分别为 121 万 元和 242 万元，对应的全生命周期成本分别为 327 万元和 448 万元。

氢燃料电池物流车

以某 9 吨氢燃料电池物流车为例，2020 年该款氢燃料电池物流车的整车成本为 130 万元。其能源转换与储存系统由 32kW 燃料电池系统、26.63kWh（锰酸锂电池）蓄电 池系统、3 个水容积 140L 储氢罐组成。其中，燃料电池系统、蓄电池系统、储氢系统的 成本分别为 75/6/14 万元，占比分别为 57.7%/4.6%/10.8%。

在氢气销售价格分别为 30 元/kg 和 60 元/kg 时，按照车辆氢耗 2.8kg/100km、日运 行里程 150km 年运行 300 天、运营使用期限 8 年计算，其全生命周期的能源使用成本 分别为 30.2 万元和 60.5 万元，对应的全生命周期成本分别为 170 万元和 200 万元。

氢燃料电池重卡

以某42吨级港口牵引重卡车型为例，2020年该款氢燃料电池重卡的整车成本为150 万元。其能源转换与储存系统由 80kW 燃料电池系统、100 kWh 磷酸铁锂蓄电池系统、 10 个容积 140L 储氢罐组成。其中，燃料电池系统/蓄电池系统/储氢系统的成本分别为 80/15/25 万元，占比分别为 53.3%/10%/16.7%。

在氢气销售价格分别为 30 元/kg 和 60 元/kg 时，按照车辆氢耗 8.7kg/100km 计算， 其全生命周期的能源使用成本分别为 190 万元和 381 万元，对应的全生命周期成本分别 为 344 万元和 535 万元。

我们认为综合来看在重卡等领域以及低温、续驶里程要求长等特定场景下，氢燃料 电池汽车相对更具竞争力。氢燃料电池相对更适合特定场景如低温环境无法接受长时间 充电、续驶里程要求长的场景等。并且我们认为随着燃料电池技术的不断进步和规模的 不断提升，氢燃料电池汽车全生命周期成本有望快速下降。根据《氢燃料电池汽车全生 命周期经济性分析》援引捷氢科技的预测，到 2025 年和 2030 年，在 18 吨重卡领域， 氢燃料电池汽车（FCV）相比纯电动汽车（BEV）和燃油汽车（ICE）均具备经济性。

根据《氢燃料电池汽车全生命周期经济性分析》援引捷氢科技的预测，到 2025 年 氢气价格下降到约 25 元/kg 时，氢燃料电池汽车在 18 吨重卡领域相比纯电动汽车和燃 油车均具备竞争力。到 2030 年氢气价格下降到 20 元/kg 时，氢燃料电池汽车和燃油车 相比在中卡领域也相对具备竞争力。

对乘用车而言，氢燃料汽车可能更适合对续航里程要求高的消费者。目前氢燃料电 池汽车相较电动汽车的成本较高，主因燃料电池和储罐成本仍相对较高。根据 IEA 2019 年的测算，当燃料电池成本下降到 50 美元/kW 时，续航里程 400km 的氢燃料汽车使用 成本相较电动汽车才具备竞争力；当燃料电池成本下降到 75 美元/kW 时，续航里程 500km 的氢燃料汽车使用成本相较电动汽车才具备竞争力，因此我们认为氢燃料汽车可 能更适合对续航里程要求高的消费者。

对中重型车辆而言，氢燃料汽车的经济性主要取决于使用里程以及终端氢气价格。 根据美国能源署援引美国能源部 2019 年的测算，当产量达到 10 万辆时，氢燃料重型卡 车的燃料电池系统成本可以降低至 95 美元/kW，在终端氢气价格在 7 美元/kg 时，续航 里程 600km 的氢燃料重卡成本相较电动汽车具备竞争力；在终端氢气价格下降至 5 美 元/kg 时，续航里程 600km 的氢燃料重卡成本相较柴油车才具备竞争力。

1.2 船舶用氢

海运为降低碳排放的重要部门，全球海事论坛确定的降碳技术包括氨、甲醇、氢作 为船运燃料。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，海运贸易约占全球石油需求的 5%。 根据 IEA 援引 IMO 在 2014 年的估计，全球实物贸易的 90%通过海运，而其中运输的 1/3 为包括原油在内的能源产品。国际船舶碳排放量占全球碳排放量的约 2.5%。全球海 事论坛（Global Maritime Forum）已经确定了零排放船舶技术的试点和示范项目，其中 50 多个项目侧重于氨燃烧和氢燃料电池，30 个项目侧重于甲醇，25 个项目侧重于氢燃 烧。

1.2.1 当前使用现状

目前海运中使用氢燃料相对有限，根据 IEA 2022 年和 2023 年《Global Hydrogen Review》，主要的示范项目集中在挪威、荷兰、美国等海运较为发达的国家，使用液 氢或氢燃料电池提供动力。 挪威：挪威政府计划到 2030 年将国内航运的排放量减少 50%，将通过建造 5 个生 产氢的氢枢纽，并为 35-40 艘船舶提供基础设施。2023 年 3 月，第一艘使用零碳 液氢的渡轮 MFHydra 开始在挪威运营，PowerCell 签署了一项协议，为挪威另外两 艘渡轮提供氢燃料电池系统，预计将于 2024 年底交付。 德国：一艘氢燃料推压船已经开始测试，预计将于 2023 年投入使用。 加拿大：计划推出第一艘氢燃料娱乐用港口游轮。 美国：2023 年 3 月，氢燃料渡轮 SeaChange 成为美国第一艘由氢燃料电池提供动 力的商业渡轮。 荷兰：2023 年 5 月荷兰 FPS（Future Proof Shipping）公司的首艘氢燃料驳船 H2 Barge 1 在鹿特丹成功下水，并且计划进行第二次改造；Damen 造船厂还将生产两 艘用于海上风电场建设的氢动力船舶，预计将于 2025 年交付。

氨作为燃料比氢更适合大型、深海、长途船舶，目前欧洲技术发展较为领先。根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，目前开发氨动力船舶的主要项目包括：Enova 资助 Yara 清洁氨公司（Yara Clean Ammonia）和北海集装箱航运公司（North Sea Container Line）进行深海氨动力油轮的开发。NoGAPS 项目正在试验生产一种氨动力 的船舶，而 ITOCHU 和合作伙伴也启动了一项关于氨作为补充燃料的联合研究。ShipFC 项目计划于 2023 年在近海船舶安装氨燃料电池系统，并将对在其他类型船舶的适用性 进行研究，并获得了欧盟的资助。

甲醇在运输方面比氢或氨具有更高的技术准备水平，适用于大型远洋船舶作燃料， 可能率先进入大规模应用。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，甲醇作为 一种碳氢化合物燃料能量密度较高，非常适合长途航行。包括马士基（Maersk）在内的 公司正在积极努力开发大型长途集装箱船，马士基计划在 2024 年推出 8 艘能够使用碳 中和的甲醇航行的大型远洋集装箱船。

1.2.2 未来需求潜力

国际航运量的增加可能造成碳排放上升，为此国际海事组织和部分国家已制定降碳 减排的战略，并且从 2024 年起航运将纳入欧盟的碳排放交易系统。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，到 2050 年国际航运量预计有望增加两倍以上，可能导致海运部门对石 油产品的日需求增加 50%。为减少与石油使用相关的排放，国际海事组织（IMO）已经 制定减少硫和温室气体排放的战略。包括瑞典和挪威在内的一些国家也制定了国内航运 中的低碳替代目标。此外，欧盟的排放交易系统（The EU Emissions Trading System， ETS）规定从 2024 年起，航运将会被纳入管理。 欧盟通过新法规 FuelEU Maritime 对船舶用低碳氢提供特别激励。2023 年 7 月， 欧盟通过了一项新法规 FuelEU Maritime，以增加航运中低碳燃料的使用，提出到 2025 年和 2050 年航运部门的碳排放量分别降低 2%和 80%，并对低碳氢等可再生非生物燃 料（renewable fuels of non biological origin，RFNBO）提供特别激励计划。

1.2.3 成本来源及降低成本的潜力

考虑到基础设施建设成本，目前氢基燃料的船舶运行成本相对较高，因此未来发展 离不开碳税、低碳燃料标准等政策的支持。Taljegard 等人（2014）测算液氢基础设施 比液化天然气贵 30%，并且是在没有考虑前期开发氢相关基础设施成本的情况下。成本 结构中主要为存储成本和储存设备成本，可能需要和用氢的船舶数量相匹配。目前氢基 燃料中，氨已经开始全球贸易和相关基础设施的陆续建设中，但储氨设备和氨的规模化 生产还需要进一步建立和配套。从长期来看，满足现有的航运需求需要 5 亿吨氨，这是 目前全球氨产量的 3 倍、氨贸易量的 30 倍。因此我们认为未来发展船舶用氢离不开政 策的支持，不管是通过碳税的直接方式还是低碳燃料标准（low-carbon fuel standards， LCFS）等间接方式。 目前从经济性角度看发展前景较好的为长途航运用氢，因为其燃料系统成本和存储 成本可以更好地被长距离平摊，但氢燃料电池或者燃料储存空间相对较大。另外的问题 是燃料电池的空间需求，特别是对于较小的船舶（<2MW），氢燃料电池的体积几乎为 传统 ICE 空间的两倍。此外，液氢的储存空间至少要比传统的油基燃料多 5 倍，氨的储 存空间则比传统的油基燃料要多 3 倍。

目前低碳燃料价格与原油和液化天然气相比相对高昂，因此基础设施的成本份额比 其他燃料低得多。根据 IEA 2019 年发布的《The Future of Hydrogen》，按照 10 美元 /kg 用氢总成本，基础设施成本约占总成本的 3%，当氢气价格下降到 2 美元/kg，这一 比例将上升到 17%，而当存储设备未得到充分利用时，这一比例至高能上升到 40%。

1.3 铁路用氢

氢燃料电池列车为铁路脱碳提供了解决方案，目前德国较为领先。德国在 2022 年 8 月在萨克森州首次部署第一批氢燃料电池列车，2023 年 6 月 Alstom 的 36 列氢燃料列 车率先投入使用，2022 年 9 月已经实现单程成功行驶 1175km。西门子也收到 7 列氢燃 料火车的订单，其于 23 年开始测试，计划于 24 年 Q3/Q4 交付。根据 IEA2023 年《Global Hydrogen Review》，目前全球最大的非汽车交通用氢的订单之一在意大利，在氢燃料 列车投入 2400 万欧元，氢气生产和供应投入 2.76 亿欧元，计划项目在 2026 年 6 月完 成。此外，加拿大、西班牙和日本均有开展氢燃料乘用列车示范项目；加拿大和中国在 氢燃料货运列车方面有所突破。

1.4 航空用氢

航空领域用氢主要为生产可持续航空燃料以及开发短中途氢动力飞机，目前氢基燃 料的可持续航空燃料技术水平较为领先，但生产成本较高限制其规模扩大。根据 IEA 2022 年和 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前包括合成煤油（synthetic kerosene）在内的低排放氢基燃料可持续航空燃料（SAF）领域技术水平较为领先。其 中合成煤油无需任何技术转换可以直接替代化石燃料进行使用，因此技术壁垒较小，并 且航空公司已经签订了一些承购协议，如汉莎航空公司和 Atmosfair 签署了一项年产 2.5 万升合成煤油的协议，荷兰皇家航空公司已经开始在从阿姆斯特丹起飞的航班上使用0.5%的 SAF。然而其较高的生产成本是限制其规模扩大的重要障碍。氢动力飞机的开发 则更具挑战性，目前还处于相对早期阶段，因为氢的低能量密度和对低温储存的需求使 得飞机设计和加油储存设施需要重新设计和建设。 2022 年欧盟提升航空可持续再生燃料使用份额目标，计划到 2030 年航空用 SAF 比例为 2%，目前计划项目的比例仅 0.5%。2022 年 7 月，欧盟议会修订其关于航空脱 碳 的 预 算 ， 将使用可持续再生燃料的最低份额提升至 2025/30/40/50 年 的 0.04%/2%/13%/50%，而最初 ReFuelEU 计划中的比例分别为 0%/0.7%/8%/28%。2023 年 4 月，欧盟暂时同意实施旨在实现航空业脱碳的 ReFuelEU 计划，以推广包括合成煤 油在内的可持续航空燃料的使用。如果目前欧盟开发中的所有项目能够实现，到 2030 年将生产 3.3 亿升合成煤油，对应可再生燃料份额为 0.5%，仍低于计划的 2%可再生份 额。此外，欧盟推广 TakeOff 项目，旨在将可再生氢基 SAF 的成本降低 36%。荷兰的 Zenid 项目旨在降低 SAF 的成本，并在现有的大型煤油贸易区附近生产。

在商业协议方面，根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，汉堡和鹿特丹 之间建立“氢飞行走廊”（hydrogen flight corridor）谅解备忘录（MoU），为最早在 2026 年进行氢动力飞行奠定基础。无人驾驶货运飞机公司 Dymond Aero space 签署了 一份谅解备忘录，为 Duxion Motors 提供 200 架氢动力电机。Zero Avia 收到位于加州 的美国航空公司 Air Cahana 250 套氢动力系统订单。

全球建筑部门占全球最终能源使用量的 30%，其中近 3/4 用于供暖、热水生产和烹 饪，目前全球近 28%的与能源相关的碳排放来自于建筑用能。相较于电力、地区供热和 分布式可再生能源而言，氢能并非建筑领域低碳措施的首选，但在能源使用难以脱碳的 建筑中，氢气依然存在应用机会。 目前建筑部门的氢气需求几乎可以忽略不计，短期可能主要以现有天然气网络掺氢 形式发展。根据 IEA 2019 年发布的《The Future of Hydrogen》，NZE 情景下到 2030 年全球建筑行业的氢气需求量可能达到 100 万吨，约占该行业总能源需求的 0.14%。而 在已宣布的承诺情景（Stated Policies Scenario）中，到 2030 年建筑行业的氢气需求量 可能仅为 3 万吨。在短期内，氢气需求将主要以现有天然气网络中掺杂氢的形式发展， 并且由于氢气转换相关的能量损失，可能相较热泵等其他方式能耗和成本较高。 2022 年建筑用燃料电池增长较为缓慢，主要集中在欧洲、日本、韩国和美国。日 本由于 ENE-FARM 计划的实施，燃料电池微型热电联产（CHP）机组的累计销量已超 过 45 万台。在不同尺寸的固定燃料电池中，2022 年已有装机容量前几名为美国 （600MW）、日本（315MW）、欧洲（230MW）和韩国（20MW）。

2.1 当前使用现状

截至 2023 年 9 月，目前的全球的建筑用氢项目包括：

日本：ENE-FARM 项目是一个大规模的燃料电池示范和商业化项目，旨在提供建筑 用高效低廉的燃料电池技术。首个系统于 2009 年在日本的一个住宅楼中引入，到2020 年已有近 30 万套投入使用。目前 ENE-FARM 项目对天然气或液化石油气进 行改造，为燃料电池提供氢气。热电联产产品每单位的初始成本从 2009 年的超 3.5 万美元下降到 2018 年的 0.9 万美元，下降了约 75%。目前日本计划到 2030 年实 现微型热电联产系统安装量 530 万套，但燃料没有明确是氢气。此外，2020 年东 京奥运会的奥运村使用了 100%的氢燃料电池；2021 年 10 月，松下推出了一款商 用的 5kW 纯氢燃料电池发电机。

英国：英国北部的 H21 项目是全球最大的氢气供暖项目，计划通过管道向建筑提供 100%纯氢，2016 年完成重新利用现有管道的可行性分析，目标是到 2025 年和 2035 年分别达到年供 18 万吨和 200 万吨的氢气。

欧洲：2022 年 1 月，由欧洲绿色协议（European Green Deal）资助“郁金香”（Tulips） 项目启动，测试一种通过电解制氢为燃料电池提供电热的系统。ENE 示范项目于 2012 年启动，目前已为 11 个国家的住宅和商业建筑安装了 1000 多个小型固定燃 料电池系统，并计划将其增加到 2800 套。其中德国的消费者可以获得政府资金， 以降低建筑中燃料电池电器的购臵成本。

2.1.1 目前研究和试验进展

英美澳等国家已经开始天然气掺氢的可行性分析和试验。一些国家已经开始准备天 然气网络掺氢，如英国准备在 2023 年开始在部分天然气网络准备进行 20%掺氢；澳大 利亚的 Hydrogen Park SA 项目实现向 700 户家庭供应掺杂 5%氢气的混合气体；美国 能源部通过 HyBlend 评估天然气网络掺氢的机会、成本和风险，利用 H-Mat 实验室的高 压测试设施评估氢气对管道材料耐久性的影响。

掺氢锅炉的设备标准正逐步建立（包括 100%纯氢锅炉），目前欧洲发展标准体系 较为领先。掺氢锅炉的设备标准正在发展，以允许各种掺氢比例的锅炉运行。如欧洲于 2022 年 2 月发布 UNI/TS11854 标准，涵盖燃烧掺氢高达 20%的甲烷混合物的锅炉。预 计从 2023 年到 2025 年，英国燃气锅炉标准将逐步纳入允许掺氢，将有利于天然气锅炉 易于改造适用于燃烧 100%的氢气。目前的纯氢锅炉既适用于家庭应用，也适用于高温 应用。

2.1.2 安全评估进展

建筑用氢需要确保泄露和燃烧等安全问题，以使得消费者可接受。英国的北方天然 气网络（Northern Gas Networks）和政府正在就 H21 和 Hy4Heat 项目进行合作。DNV GL 的 HyStreet 实验设施中建造了房屋来评估可靠性和安全问题，包括泄漏和燃烧可能 引发的情况以及家用电器的下游风险。在 Hy4Heat 项目的安全评估结果显示，小型泄漏 （<2mm）不会产生足够大的可燃气体，中型泄漏（2-6.5mm）可能引起小房间燃烧； 大型泄露（>6.5mm）可能引起大房屋的大面积燃烧。因此气体安全工程师应接受在建 筑用氢的有效培训，包括安装、测试、检查和维护一系列流程。荷兰的 Hydelta 项目就 有针对氢安全的专业工作培训。

2.1.3 建筑的间接用氢

目前超过 90%的地区供热网络都依赖于化石燃料的使用，氢气的间接使用可以为人 口密集的城市地区提供低排放热量，从而有利于该领域的脱碳。目前全球使用案例包括： 美国：2023 年，一个氢燃料热电联产系统为明尼苏达州圣保罗的地区网络提供电 力和热量，从而支持区域供热行业增加灵活性和实现脱碳。 日本：2017 年，日本一座以氢气和天然气为燃料的 1MW 燃气轮机示范厂竣工。2018 年，该工厂成功使用以 100%纯氢为燃料的热电联产系统，为附近的四个设施提供 电力和热量。 欧洲：Everfure 公司于 2021 年底与 TVIS 地区供暖公司签署了一项协议，由 20MW 的氢电解槽提供多余的热量，为 500-600 户家庭提供供暖。按照 REPowerEU 计划 于本土生产 1000 万吨绿氢，利用电解槽产生余热的 5%-10%供给区域供热网络， 可为 11.5-52.5 万户家庭提供热量，可能减少欧盟目前对地区取暖的化石燃料需求 近 3%。

2.2 未来需求潜力

未来建筑用氢的需求潜力主要来自天然气掺氢以及纯氢供暖的技术前景，如果能够 实现推广潜力较大，根据 IEA 在《The Future of Hydrogen》的测算，全球天然气掺 氢 3%将对应 1200 万吨的氢气需求，主流市场采取纯氢供暖将产生 1200-2000 万吨的 氢气需求。虽然建筑中的用氢具备诸多优势，但目前许多因素制约着建筑用氢，包括现 有的天然气基础设施、氢的能量密度、安全考虑、高成本、消费者接受度、政策相关的 问题等。我们认为未来的需求增量主要表现在两个方面：1）在现有的天然气网络中进 行氢气混合，2）在建筑中直接使用 100%纯氢供暖。 建筑用氢的优势包括 1）氢混合物或直接用氢进行区域供暖和冷却，可以利用现有 的基础设施。2）在建筑中使用氢气可以与现有的能源供应系统产生协同效应，从而使 其在低碳总系统成本方面具有吸引力。而热泵可能会造成电力需求的巨大季节性波动， 从而对能源储存能力要求较高；生物质的问题则在于无法满足需求量，如 2016 年欧盟 天然气供热的热量相当于生物质年产燃烧的 90 倍。

2.2.1 天然气掺氢

目前主流供暖市场已经能够实现 3%-5%掺氢，假设全球建筑中的天然气供应量掺 氢 3%将提高清洁氢的年需求量 1200 万吨（目前氢产量的约 17%）。在加拿大、美国 和西欧等主要供暖市场，将 3%-5%的氢混合到供应的天然气中，对锅炉和燃气炉灶等终 端设备影响较小。在荷兰 14 栋建筑的示范项目中，掺氢 20%没有发现泄漏、回燃或燃 烧问题，掺氢 30%也没有管道或加热设备的问题。如果全球建筑的天然气供应中掺氢 3%，将使清洁氢的年需求量提高 1200 万吨，相当于目前全球氢产量的 17%。

2.2.2 纯氢供暖

从成本的角度来看，较大的商业建筑、建筑综合体、区域电网使用 100%纯氢的成 本最低。燃料电池、联产装臵或其他混合动力系统可配备储能，以满足供暖、制冷和电 力需求，改善电力系统的全年平衡，避免季节性失衡。使用纯氢配合大规模的热泵也有 利于提升建筑整体供热的效率。 氢气价格在 1.5-3 美元/kg 范围内纯氢供暖较燃烧天然气和热泵才具备相对竞争力。 对建筑用氢供暖而言，转换用氢需要考虑技术成本和氢气成本，根据 IEA《The Future of Hydrogen》，对大多数市场而言，氢气价格在 1.5-3 美元/kg 范围内才能够接近燃烧天 然气和使用电动热泵的成本，而对于如加拿大等气价较低的国家，氢气价格需要低于 1 美元/kg 才具备竞争力。

纯氢供暖对氢需求的潜力巨大，如果主流市场采用纯氢供暖，至 2030 年全球纯氢 供暖氢需求量将达 1200-2000 万吨，加上天然气掺氢总建筑用氢需求量将有望达 1400-2400 万吨。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，如果纯氢供暖相对的资本和运 营成本相对具备竞争力，有望打开氢气需求市场。根据巴黎协定下的路径，到 2030 年 供热用能将占建筑用能的一半，如果欧美中日韩等主要市场采取适用于氢气的燃气锅炉， 全球供暖用氢需求量将达 1200-2000 万吨，加上天然气掺氢的需求量全球建筑用氢需求 量将有望达 1400-2400 万吨。

目前用氢发电主要来自钢厂、炼油厂、石化厂中的含氢混合气体发电，但未来内燃 机和气轮机燃氢和含氢混合体发电具备商业化应用前景。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前用氢发电仅占全球发电量的不到 0.2%，并且主要来自钢铁生 产、炼油厂和石化厂中的含氢混合气体发电，但我们认为未来用氢发电技术具备商业化 应用前景。目前一些项目已经实现通过内燃机和气轮机燃烧富氢气体甚至纯氢发电，如 日本于 2022 年成功示范运行燃烧 100%纯氨的 2MW 气轮机，较燃烧天然气的气轮机能 够实现 99%的温室气体（包括 CO2 和 N2O）排放，并正在研发燃烧纯氨的 40MW 气轮 机。

3.1 当前使用现状

2030 年发电用氢电力装机有望超 5.8GW，其中 70%为气轮机掺氢混燃，区域主要 集中在亚太、欧洲和北美。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前已宣 告的使用氢和氨发电的项目到 2030 年装机量有望达 5.8GW，其中 70%的项目为在气轮 机中掺氢混燃发电，10%为在燃料电池用氢发电，另外 3%为在煤电厂中掺氨混燃发电。 分地域来看，主要集中在亚太（39%）、欧洲（36%）和北美（25%）地区。

3.1.1 掺氢和掺氨混燃发电项目

目前全球可以掺氢燃烧的气轮机机组装机量已经达到至少 70GW，未来掺氢和掺氨 混燃可以降低碳排放量和提供电力系统灵活性。掺氢和掺氨混燃可以降低现有燃煤电厂 的碳排放量，并且长期来看可以配合大规模长时储氢提供电力系统的灵活性。根据 IEA 2023 年《Global Hydrogen Review》，目前煤电机组的掺氢比例可以达到 10%到 100%， 全球可以掺氢燃烧的气轮机机组装机量已经达到至少 70GW，亚太地区部分电厂已经实 现掺氨混燃示范。根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，按照 500MW 氢燃 气轮机掺氢 15%燃烧发电测算，年需用氢量约 3.5 万吨，按照利用率 50%估计对应电解 槽装机量 400MW。目前全球掺氢和掺氨混燃发电的示范项目包括： 韩国：2023 年 7 月，韩国的 Hanwha Impact 在 80MW 的气轮机中实现混合 60% 燃氢，为目前中大型气轮机混氢燃烧的最高比例。 日本：2023 年电力巨头 JERA 在碧南（Hekinan）电厂进行 20%混氨燃烧的示范 项目（比计划提前一年），项目结束期为 2024 年 3 月；2023 年 4 月，日本九州电 力在 Reihoku 煤电厂进行混氨燃烧的示范项目；三菱计划在 2025 年开发能够燃烧 100%纯氨的气轮机。

中国：2023 年 4 月，皖能电力所属的皖能铜陵对 300MW 燃煤机组进行为期 3 个 月高比例掺氨混燃实验，掺氨比例最高达 35%，未来将对 1GW 机组进行 50%掺氨 混燃的示范和推广。 欧洲：2023 年 7 月，奥地利一家热电厂的 395MW 气轮机实现混氢燃烧首次试验， 并希望在未来试验中实现 15%混氢燃烧；荷兰 1.4GW Magnum 联合循环发电项目 有望采用掺氢混燃发电。美国：2023 年美国一个示范项目中 753MW 的联合循环发电厂实现 38%混氢燃烧。 Wartsilä和 WEC 能源实现内燃机混氢 25%燃烧的示范。

3.1.2 固定燃料电池发电

固定燃料电池用氢发电电力效率可达 50%-60%，有利于提供电力系统灵活性。燃 料电池可以将氢气转化为电能和热量，能够达到 50%-60%的电力效率，且在部分负载 （part load）运行条件下效率也较高，因此在为电力系统提供灵活性方面具备优势。 2007-2021 年全球固定燃料电池累计装机 2.5GW，但仅约 90MW 用氢作为燃料。 根据 IEA 2022 年《Global Hydrogen Review》，2021 年全球固定燃料电池产能增加约 348MW，自 2007 年至 2021 年全球固定燃料电池累计装机容量约 2.5 GW，但其中仅约 90MW 使用氢作为燃料，剩下多数使用天然气。

3.2 政府政策及目标

越来越多的国家开始明确在电力部门使用氢或氢基燃料的目标，其中日韩的计划目 标较为领先和明确。日本计划在 2030 年实现大型燃气轮机 30%掺氢混燃、燃煤电厂 50% 掺氨混燃，韩国计划到 2030 年现有天然气和燃煤发电厂氢氨混燃发电量达 13TWh，使 用天然气或氢气的固定燃料发电量达 16TWh。

日本：2023 年 6 月，日本修订 2017 年版本的《氢能基本战略》，重申其在电力部 门使用氢和氨的目标，到 2030 年实现大型燃气轮机 30%掺氢混燃、燃煤电厂 50% 掺氨混燃。2021 年，日本在《第六次战略能源计划》中提出到 2030 年氢氨发电占 总发电量 1%的目标。日本还在 2023 年 4 月宣布脱碳电力拍卖，首批招标计划于 2023 年 10 月启动，以对现有燃煤电厂进行改造，以及在新建和现有燃气发电厂中 实现掺氢和掺氨混燃。

韩国：2023 年初提出《第十个电力供需基本能源计划》，修订后的目标包括到 2030 年现有天然气和燃煤发电厂氢氨混燃发电量达 13TWh，使用天然气或氢气的固定 燃料发电量达 16TWh，预计到 2036 年氢和氨发电量将达 47TWh。韩国还宣布对 用氢发电进行招标，2023 年 6 月启动 650GWh 氢能发电的首次招标，计划于 2025 年交付，包括 5 家发电厂的 715GWh 电力中标。“清洁”氢招标计划（发电量 3000-3500GWh）计划于 2024 年开启，并于 2027 年交付。在技术方面，韩国的 目标是到 2025 年在气轮机中实现 50%的掺氢混燃、燃煤电厂 20%掺氨混燃。长期 目标包括开发气轮机燃烧 100%纯氢、燃煤电厂 50%掺氨混燃的技术。

越南：在《电力发展总体规划 VIII》中制定了电力部门用氢的长期目标，目标到 2050 年将燃气发电厂从家用天然气或液化天然气转换为氢气，实现燃氢的电力装机量达 到约 23-28GW，占总装机容量的 4.5-5%。另外氨也被提及作为到 2050 年逐步淘汰燃煤发电的一种选择，但没有提出具体目标。

美国：环境保护署(EPA)于 2023 年提出了气轮机 CO2 排放的新标准，其中建议在 中高容量涡轮机中使用 30%的氢气混合物作为 2032 年的合规选项。

墨西哥：能源部在其《2023-2037 年国家电力系统发展计划》中设定目标，到 2036 年将联合循环燃气轮机(CCGT)工厂中的掺氢比例提高到 30%，并通过转换 1024MW 装机量实现 30%掺氢混燃。

德国：在修订后的《热电联产(CHP)法案》中，德国激励超过 10MW 的新建热电联 产电厂适用于用氢发电，且转换成本不超过建设成本的 10%。德国政府正在制定电 力行业战略，其中包括要求新燃气发电厂必须做好适用于氢气的准备。此外，政府 还计划对氢电厂和可转换用氢电厂进行三轮招标，前两次招标容量各为 4.4GW，适 用于能够直接用氢的发电厂，并将通过《德国可再生能源法案》提供支持，第三次 招标容量为 15GW，适用于新建或现有发电厂，最初可用天然气，但必须在 2035 年之前转换为用氢。4.4GW 招标的创新之一为针对将可再生能源发电与氢气生产和 储存以及再转化为电力相结合。

3.3 电力行业未来需求潜力

我们认为氢和氢基燃料（氨、合成天然气）发电需求潜力巨大。1）氨可以在燃煤 电厂中混燃，以减少煤的使用从而降低电厂的碳排放量。2）氢和氨也可以用作气轮机、 联合循环燃气轮机及燃料电池的燃料，从而提供灵活的低碳发电方式。3）基于氢的燃 料也可以作为大规模和长时储能方式，以平衡电力需求的季节性变化以及波动的可再生 能源。

3.3.1 煤电厂掺氨混燃

煤电厂进行掺氨混燃的规模取决于低成本氨的可得性，如果全球煤电厂实现 20%掺 氨混燃可减排约 20%，对应需要 6.7 亿吨低碳氨和 1.2 亿吨氢。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，到 2030 年全球仍有在役煤电厂 1250GW，且平均寿命还将持续超过 20 年。这些煤电厂如果能够实现 20%掺氨（低碳氨）混燃，将能够将年排放的 6Gt 碳排放 量减少 1.2Gt（减幅 20%），对应氨需求量 6.7 亿吨（超目前氨年产量 3 倍），所需氢 需求量 1.2 亿吨。

3.3.2 柔性发电

氢和氨可以作为气轮机和联合循环燃气轮机的燃料，从而实现柔性发电。根据 IEA 《The Future of Hydrogen》，目前多数气轮机已经可以实现 3-5%掺氢混燃，有些还可 以实现 30%或更高比例的氢气混燃。到 2030 年，将能提供燃烧 100%纯氢的标准气轮 机。目前氨可以在功率为 300 kW 的微型气轮机中使用。另一种方式是首先将氨气分解 为氢气和氮气，然后在气轮机的燃烧室中燃烧氢气，但分解反应需要在 600-1000℃高温 下实现，总体发电效率可能相对较低。 燃料电池也可以作为一种柔性发电技术，我们认为未来发展潜力主要取决于安装规 模和成本下降情况。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，目前氢燃料电池的电力效率 范围约 50-60%，与联合循环燃气轮机（CCGT）相似，但未来效率有望进一步提升。然 而，目前燃料电池相比气轮机寿命较短，固定燃料电池输出功率相对较小（目前最高 50MW），比较适合分布式发电；相比之下，CCGT 机组容量可达 400MW。未来氢燃 料电池发电潜力主要取决于安装规模以及学习率和规模效应产生的成本降低。在乐观条 件下，估计到 2030 年氢燃料电池的 CAPEX 可以降至 425 美元/kW，目前 1MW PEMFC 燃料电池机组的 CAPEX 为 1600 美元/kW，CCGT 为 1000 美元/kW。

氢与天然气发电在负载平衡和调峰发电方面的竞争力取决于天然气价格和碳价水 平。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，如在负载系数为 15%、天然气价格为 7 美 元/MBtu 的情况下，氢气价格为$1.5/kg 时，CO2价格需要达到$100/t，氢发电较天然气 才具备竞争力；氢气价格为$2/kg 时，CO2价格需要达到$175/t，氢发电较天然气才具备 竞争力。

假设 2030 年全球气轮机 1%实现用氢或氨燃烧（装机量 25GW），将产生 450 万 吨氢需求量，相当于约 2300 万辆燃料电池汽车的年需求量，将有利于扩大氢的需求和 加快基础设施建设发展。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，假设到 2030 年全球气 轮机的 1%用氢或氨燃烧（对应装机量 25GW），则在 40%负载系数下年发电量将达到 约 90TWh，对应氢气需求量为 450 万吨（或氨需求量 3000 万吨），我们认为有利于扩 大氢的需求和供应基础设施的发展，有望为交通或建筑等其他潜在氢用户创建氢枢纽。 因为 25GW 氢发电厂的用氢年需求量相当于约 2300 万辆燃料电池汽车的年需求量；单 个 500MW 发电厂的用氢需求相当于 45.5 万辆燃料电池汽车或英国 22.1 万户家庭供热 的用氢需求。

3.3.3 大规模和长时存储

氢可以作为可再生能源份额提高后的灵活性电力系统实现长时大规模储能的潜在 选择。可再生能源的份额提升对电力系统灵活性提出更高要求，因为可再生能源产生长 时季节性储能需求，可以在风力或太阳能较小时提供电力，氢就可以作为长时大规模储 能的潜在选择。 放电持续时间在 20-45 小时压缩氢成为储能的最经济选择。根据 IEA《The Future of Hydrogen》，就不同储能方式对比来看，对于低于几个小时的较短放电时间，氢和氨储 能比抽水蓄能或电池储能昂贵得多。随着放电持续时间的延长，氢和氨储能变得更具吸 引力，这主要得益于其相对较低的储能资本成本（主要通过开发地下盐穴或储罐储存）。 在不同存储技术中，对于放电持续时间在 20-45 小时压缩氢成为储能的最经济选择。

此外，氢作为电力储能方式可以和氢的其他用途相结合以提高整体使用效率。如 CF Industries 和 NextEra Energy Resources 在美国俄克拉荷马州签署谅解备忘录 （MoU），计划通过绿氢结合可再生能源实现绿氨的生产。该项目计划在 the Verdigris Complex 部署 450MW 的可再生能源装机以及配套 100MW 的制氢电解槽，最终能够达 到年产 10 万吨绿氨产能。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。