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一、实现碳中和目标的主要措施
节能
节能覆盖的范围非常广泛，总体上可概括为减量和提效两部分，其中减量主要包括乘坐公共交通、节约用能、较少浪费等。如电网中降低线损、节能服务等。提效主要指提高生产、转换、运输、储存、利用各个环节的效率。
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碳中和对能源电力行业的影响
能源电力行业是碳技术最成熟、成本最低的行业，承载着最先实现碳中和甚至负排放的期望。
以碳中和为目标，本质上为我国能源电力行业发展厘清了后续发展的思路，进一步加快我国能源绿色转型，促进我国能源体系实现“双主导”“双脱钩”，即能源生产清洁主导、能源消费电能主导，能源发展与碳脱钩、经济发展与碳排放脱钩。
在能源供给方面，当前可再生能源装机容量远不能实现碳中和目标，清洁能源将持续高速发展，并将有力促进储能装置大规模应用，需要加快突破现有技术、政策桎梏，推动能源领域产业转型升级。
在能源消费方面，实现碳中和目标意味着更多的电能将替代化石能源消费，全社会电力需求将大大提升，据国内有关方面专家预测，2060年我国用电将超过20万亿度，电力系统规模还将成倍增长。
在体制机制方面，碳中和目标将成为国内气候投融资领域和碳交易市场的强烈“助推剂”，碳资产将越来越成为紧缺、稀缺的资源。9月1日，《2019年-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电部分）》征求意见稿发布，碳交易市场即将在电力行业开始全面实施。
“碳中和”意味着我国能源体系必须向更清洁+更安全的转型，且是更经济的能源结构。综上来看，我们认为，能源需求的增长和碳排放下降的约束将使得我国完成碳中和目标更具挑战，我们认为，需要强有力的政策支持和指引，但同时也将加速中国的能源转型、使得我国经济最终受益。碳中和目标是在美丽中国下实现能源革命战略目标思想的更进一步，将使得中国在2060年获得不仅是更清洁，也会是更经济和更安全的能源结构。
图表: 中国能源结构图(2019~2060E)
资料来源：BP Energy，中金公司研究部
碳中和技术路径：形成以光伏+储能为主的电能供应，以及氢和碳捕捉共存的非电供应技术格局。首先通过多管齐下的节能减排技术来完成2030年前碳达峰目标的实现，然后通过以光伏为主的多能互补模式完成电能的零排放，并在非电领域如公路铁路交通，建筑和部分工业领域通过电能的清洁和成本优势推动电气化率提升，随后在无法电气化领域，以氢能和生物质燃料实现重载交通、部分航空航运、部分化工行业的零碳排放，最后以碳捕捉实现余下大部分工业领域的零碳排放。
电力零碳排放先行，多能互补降低发电成本。光伏+储能在十四五、十五五期间将陆续实现在分布式较零售电价、和在集中式较燃煤标杆上网电价的彻底平价。
非电领域的碳中和技术选择取决于各能源使用场景。在非电领域，主要利用化石能源的热能或通过热能转化为机械能，目前零排放技术存在四种方式，即电气化、氢能，生物质燃料和碳捕捉。
图表: “碳中和”的解决途径
资料来源：中金公司研究部
氢能在碳中和实现起到重要作用
图表:可由氢能取代的主要用能领域及其消费量占比(2060年)
资料来源：国家统计局，中金公司研究部
二、氢能作为二次能源不可或缺
1.氢能当前制备、储运和应用均不完善，长期看绿氢有较为清晰的降本路线
► 制氢目前主要有天然气/煤气重整制氢与新能源发电制氢两大主流路径，新能源电解水制氢是中长期路线。
► 运输成本的下降依赖于技术、规模的提升。以高压气氢为例，目前国内以III型瓶为主，而海外已经规模化应用IV型瓶(级别越高，单位体积内储存的氢越多，同时制造工艺越复杂)。我们认为技术的进步与国内应用规模的提升，可将运输成本在2030年后较现有水平下降30-50%。
► 终端加氢具备较大的成本下降空间，规模化与国产化是主要推动力。目前国内建设一座加氢站(35Mpa)的投资在200~250万美元之间，成本高昂，核心设备基本倚赖于进口，加氢站的折旧与运维成本占大头。
从氢能源应用的角度来讲，目前氢能源主要应用在合成工业原料上，少量用于氢燃料电池车，而未来在工业和建筑供热、氢能炼钢、中长途商用车等领域均有较大应用空间。
图表: 氢能制备、储运和应用发展进程
资料来源：中金公司研究部
2.氢能的高质量能量密度和低体积能量密度可以帮助交通领域实现碳中和
氢燃料电池因具有副产物清洁、安全性高等优点，为最具商业化应用前景的燃料电池。氢燃料电池适合对占用空间要求不高、长续航的交运场景，例如公路、重卡和航空，主要由于氢能具有1)高质量能量密度;2)低体积能量密度的特点，同时其较快的充能速度也有利于商业化应用，可以帮助部分难以电气化的交通领域实现碳中和。
资料来源：亿华通公告，GGII，中金公司研究部
注：电动车使用2020年电池成本，燃料电池1/2/3情景分别对应2/1/0.2每kW的系统成本与1/1/0.5万元每只的氢瓶成本
3.工业领域氢能可以作为良好的燃料和还原剂
氢作为清洁能源，能够作为优秀的还原剂和高品质能源应用于工业领域。
氢能冶金：有效减少二氧化碳排放，根据全球领先钢企氢冶金技术进展，最多可减少高炉80%以上的二氧化碳排放量，同时加快反应速度。氢作为清洁能源，不仅能在交通领域广泛应用，还能够作为优秀的还原剂和高品质能源应用于钢铁行业。氢冶金就是氢代替传统的化石燃料，不仅能增加反应速度，还可以减少二氧化碳的排放量。
化工：合成氨与甲醇工业是主要的氢能替代场景，其中合成氨工艺逐步从AEC，过渡到PEM以及最终的SOEC路线，从而实现氢能对于化石原料、燃料的完全替代。而甲醇工艺也将经历类似的工艺迭代历程。
4.氢能是供热领域的良好能源，无出力波动因素
三、氢能制备：化工副产氢具备成本优势，长期来看电解水制氢将成主流
低成本的氢源和储运是氢能应用发展的一大关键：氢燃料电池车使用氢气作为燃料产生电力，实现化学能向机械能的转换，目前技术储备和商业模式仍处于积极探索中，电堆、整车技术的可靠性和经济性都是制约燃料电池行业发展的瓶颈。除了交通领域之外，氢能在工业领域作为燃料和还原剂的试用，以及作为储能的一种方式应对光伏、风电等其他清洁能源的季节变动，都对获得低成本的氢源提出了较高的要求。
从目前来看，利用低成本的氯碱、PDH和乙烷裂解等化工副产集中供氢+水电解分散式制氢或将会是未来供氢模式的发展方向。中长期来看，我们认为在碳中和大背景下，可再生能源制氢将受益于发电成本降低与氢能产业链增效降本，成为氢能主要供应方式。
图表：不同制氢路线的经济规模和制氢成本等的比较(2020年)
资料来源：《化学工程》第38卷第10期，《低温与特气》第31卷第4期，中金公司研究部
1.化工副产氢：氯碱和轻烃利用副产氢是较优选择
从目前来看，国内化工副产氢的利用是燃料电池行业供氢的较优选择，国内氯碱、PDH和快速发展的乙烷裂解行业可提供充足的低成本氢气资源，且集中在负荷中心密集的华东地区，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决副产氢高效利用的问题，未来化工副产集中式供氢+水电解分散式制氢将会是国内氢源的发展方向。
焦炉气制氢：规模较大，但产能集中在北方，易受环保限产影响近年来由于环保要求趋严，大部分焦炭装置副产的焦炉煤气下游都配套了深加工装置，用来作为合成氨、甲醇、LNG、合成气制烯烃、合成气制乙二醇等装置的原料。除了上述应用途径之外，仍有50%左右的焦炉煤气作为城市煤气或企业自身燃料回炉助燃，因此理论上全国焦化行业可以提供325万吨副产氢气用来满足燃料电池需求。
目前山西、河北和山东是焦炭产能的前三省份，2018年三省份合计产能占国内总焦炭产能的52%，而国内产能的80%以上集中在北方地区，华南和西南焦化产能很少，且大部分集中在钢企手中。
除了焦化产能的分布存在较强的地域性限制之外，焦化行业也面临着来自环保端的巨大压力，2016年以来环保监管日益强化下焦炭限产已经成为常态，由于重点督察的“2+26”个城市所在省份合计焦炭产量在全国总产量中占比超过45%，因此在冬季开工受限时如何保证氢源的稳定供应仍存在不确定性。
氯碱副产氢气：提纯成本低，且接近负荷中心，是较佳的氢源选择
烧碱行业在电解食盐水生产烧碱的过程中副产大量的氢气，尽管受到氯碱平衡的制约，2018年烧碱产量同比略有下滑，但仍高达3410.7万吨的较高水平。
► 离子膜法生产的氯碱氢非常适合作为低成本的燃料电池氢源
催化剂是质子交换膜燃料电池(PEMFC)膜电极(MEA)的关键材料，直接影响到放电性能和寿命，由于PEMFC工作温度不足100度，对催化剂活性有较高要求，尽管国内外对低铂与非铂催化剂进行了大量研发工作，但是目前铂催化剂仍是最理想的和唯一成功商业化的膜电极催化剂。铂金价格昂贵，且易受燃料氢气中的一氧化碳和硫等物质污染而失活，进而会导致电堆寿命缩减，为了提高铂系催化剂的使用寿命，如何获得高纯度的氢源显得至关重要。
目前包括天然气重整和煤气化在内的化石燃料制氢尽管适用于大规模工业制氢，但是工艺复杂、投资较大且能耗较高;焦炭行业副产的焦炉气中虽有大量氢气可供提纯，但焦炉气中氢气含量(vol)仅有55%，且伴生大量一氧化碳和硫化物，因此氢气提纯和精制成本相对较高。
图表：氯碱氢的组成中，氢气纯度高，CO含量较低，且基本不含硫
资料来源：《低温与特气》,中金公司研究部
► 国内氯碱产能分散，更为接近燃料电池下游负荷中心
而除了氯碱行业副产氢气之外，北美页岩油气革命之后国内轻烃资源利用项目高速发展，来自PDH和轻烃裂解副产的氢气在未来也将有望成为国内燃料电池车用供氢的重要来源。
2.化石燃料制氢：已广泛应用于合成氨和炼厂加氢等大规模工业制氢
氢气的工业应用广泛，除作为化工原料用于合成氨、甲醇生产以及炼油时的加氢反应之外，在电子、冶金、食品加工、玻璃、精细化工合成、航空航天等领域也有应用。目前全球氢气的最大下游仍是生产合成氨，而基于环保的要求，国内外对汽柴油标准不断提升，炼油过程的加氢裂化和加氢精制过程，也需要消耗大量的氢气，炼油厂重整单元副产的氢气无法满足加工原料重质化趋势下的加氢需求，炼厂普遍需要配套独立的制氢装置。在国外，这些合成氨和炼厂的制氢装置大多采用天然气或者轻油作为重整原料，而在国内，随着新型气流床煤气化技术的成熟，普遍采用煤制合成气装置来制备并分离提纯氢气。
天然气重整制氢
目前工业用氢中大部分是通过化石燃料的二次处理得到的，可通过蒸汽重整、氧化重整和自热重整等处理烃类或醇类，其中蒸汽重整应用最为广泛。重整产品中除氢气外还包括 CO、CO2 等杂质气体，必须通过净化工艺除去杂质气体，才能不影响燃料电池的正常使用
图表：不同价格下的天然气制氢成本分析
资料来源：中金公司研究部
煤制氢
国内基于富煤缺油少气的资源结构，煤制氢成为目前制取工业氢的主流路线，煤制氢包括以下几个单元 ：煤气化、一氧化碳耐硫变换、酸性气体脱除、硫回收、变压吸附提氢(PSA) 等。煤制氢以煤和氧气为主要原料，通过气化反应制取粗合成气，通过变换工艺把粗合成气中的CO 转化为H2，变换气再经酸性气体脱除工艺脱除CO2、H2S 和COS 等，净化气送至PSA 进行提纯，生产出氢气产品，而H2S 和COS 进硫回收装置制硫磺或硫酸。
已建的大型炼厂煤制氢装置中，除个别装置采用干煤粉气流床气化技术外，多采用水煤浆气流床气化技术，水煤浆气化的优势在于 ：(1)原料适应性好，水煤浆气化可以气化烟煤、次烟煤和部分石油焦 ;(2)制氢压力高，与后续系统需求压力匹配性好 ;(3)产品匹配性好，气化合成气中氢气含量高 ;(4)单台炉投资低，设置备炉可确保气化连续供氢。
图表：不同价格下的煤制氢成本分析
资料来源：中金公司研究部
相较于天然气制氢工艺，煤制氢有更多的“三废”排放。天然气制氢的特点在于流程短，投资低，运行稳定，但由于天然气价格相对较高，制氢成本高。煤制氢的特点在于流程长，投资高，运行相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。
图表：煤制氢和天然气制氢成本比较分析
资料来源：中金公司研究部
从原料价格的上涨趋势看，煤炭制氢的价格抗风险能力也要优于天然气。
3.氢能制备环节降本和量产将受益于新能源度电成本下降
电解水制氢最清洁、最可持续的制氢方式，并将成为燃料电池发展中最具潜力的制氢方法之一。但是目前电解水制氢受制于较高的成本而难以大规模运用。通过水电解制氢将可再生能源转化成氢气，可储可转，其应用模式可以抽象为Power to X，实现电能到电能、电能到燃气、电能到燃料、电能到化学品的多种转换，能大大促进能源供应端融合，提升能源使用效率。电解水制氢主要有以下3种技术：碱式电解水技术(AEC)、质子交换膜技术(PEM)和高温电解水技术(SOEC)。
图表：三种电解池技术的概念设计
资料来源：《Power to Gas eeine System analyse. Marktund Technologies coutingund-analyse》，中金公司研究部
图表：不同电解水制氢技术的比较
资料来源：《International Journal of Hydrogen Energy》，42(2017)，30470-30492，中金公司研究部
水电解制氢的成本主要包括固定资产折旧、运维费用(一般维护、电池组更换)、电力费用，其中电力是水电解制氢的最主要的成本。
图表：三种技术路线下水电解制氢的成本测算
资料来源：中金公司研究部
四、氢储运：长短途选择不同，各储运技术路线并行发展
氢气质量能量密度高，但体积能量密度极低，需探索高效、低成本的氢储运方式，其高度依赖于技术进步和基础设施建设。目前氢储运成本占终端氢成本的约25%，因而提高储运效率、降低储运成本，是目前各技术路线的发展重点，也是氢终端成本降低的难点所在。
1.各储运技术路线并行发展
我国目前以气态长管拖车为主，未来各技术路线并行发展。氢储运技术包括气态储运、液态储运和固态储运三种方式，其中气态储运包括高压气态长管拖车和管道运输，液态储运包括液氢和有机液体储运。目前我国氢气运输均以高压气态长管拖车为主。我们认为各储运技术因各自特性适用于不同情形，未来各技术将并行发展。
► 高压气态长管拖车：技术成熟，前期投资小，适用于200km以内少量氢气运输，为我国目前主流应用方式。
► 液态运输：储氢密度高，适用于中长距离(>200km)大量氢气运输，海外1/3以上加氢站使用液氢储运。
► 管道运输：前期一次性投资成本大，适合固定站点式、输氢规模巨大情形。
► 固态/有机液体/液氨储运：储氢密度高，技术相对不成熟，处于研发/示范阶段，未来可探索远距离运输等商业化潜力。
图表: 各储运技术特性概览(截至2020年)
资料来源：中国氢能联盟，电动汽车百人会，中金公司研究部
图表: 短距离气态高压运输成本低，长距离大规模液氢或管道运输优势大
注：管道运输未考虑管道建设成本
资料来源：IEA，中金公司研究部
2.短距离少量运输：气态储运
氢气运输
高压气态长管拖车适用短途少量运氢，为我国现阶段最主要的氢储运方式。高压气态长管拖车为我国最常用最成熟的技术，储氢罐结构简单、前期投资小，适合于短距离(<200km)运输，但中长距离运输时成本会快速上扬。
成本下降潜力来自储氢瓶高压化与设备制造规模化。受技术原因限制，目前我国长管拖车储氢罐均为20MPa钢质储氢罐(I型瓶)，单车运氢量约300公斤，国外则采用45MPa纤维全缠绕氢瓶(III/IV型瓶)长管拖车运氢，单车运氢量可提升至700kg以上，有效提升单车运氢量降低成本。同时储氢罐规模化生产也可实现成本降低。
图表: 各类型储氢瓶特点及应用
资料来源：中国氢能联盟，中金公司研究部
车载储氢
35MPa III型瓶逐步发展向70MPa IV型瓶。车载储氢是燃料电池发展的关键部分，直接影响燃料电池汽车的续航里程和生产成本。目前海内外车载储氢均采用高压气态储氢，国内车企以35MPa III型瓶为主，海外以70MPa IV型瓶为主。
► 从技术上来看，IV型瓶采用塑料内胆，相比III型瓶具有质量轻、储氢密度高、循环寿命高等优点，为国际车企的主流方案。
► 从成本上看，IV型瓶生产成本相比IV型瓶可节约10%以上，且更高的储氢密度可进一步提升车载储氢量、增加续航里程。
我国IV型瓶团体标准发布，发展有望步入快车道。
图表: 我国车载储氢以35MPa III型瓶为主，海外以70MPa IV型瓶为主
资料来源：TrendBank，中金公司研究部
图表: 各类型车载储氢瓶生产成本
资料来源：DOE，中金公司研究部
3.中长距离大规模运输：管道/液氢运输
管道运输
初始投资成本较高，我国输氢管道建设相对落后。管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，具有输氢量大、能耗小、成本低等优势。其主要成本来自初始管道建设成本，因氢气易进入钢材内部发生“氢脆”，需使用蒙耐尔合金等特殊材料，导致输氢管道建设成本较高，每公里建设成本需约500万元。目前全球范围内输氢管道约4600公里，其中2500公里位于美国，1600公里位于欧洲，我国仅有约100公里，建设进度缓慢。
图表: 国内输氢管道参数
资料来源：电动汽车百人会，中金公司研究部
图表: 管道运氢成本构成(2020年)
注：根据巴陵-长岭管道数据计算，假设输氢管道利用率50%
资料来源：电动汽车百人会，中金公司研究部
氢能发展初期可探索天然气管道混氢方式以节约成本。，政府投资建设输氢管道亦是一种潜在的发展方案。
图表: 各国天然气管道混氢比例限制在10%以内
资料来源：IEA，中金公司研究部
液态储运
低温液态储氢是指在标准大气压下，将氢气冷却至-253℃形成液体，储存至低温绝热的液氢罐中，并装载于液氢槽车中进行运输。目前海外有1/3以上为液储运加氢站，而我国目前液氢仅用于航空与军工领域，民用暂缺乏相关标准与应用。
► 优势：其体积储氢密度约70kg/m³，是20MPa高压气氢的5倍，液氢槽车单车装载量可达3吨，是高压长管拖车的近10倍。
► 缺陷：液化过程能耗较高，液化1kg氢气需耗电12-15kWh，储存容器需使用超低温用的特殊液氢罐，但存储过程中仍存在一定的蒸发损失，增加储运成本。为抵消液化成本及蒸发损失，液氢储运在长距离(>200km)、大规模运输时更具有成本优势。
技术进步与国产化推动液态储运降本。目前我国在氢液化能耗上与国外水平相差约5kWh/kg H2，未来可进一步探索混合工质预冷等技术降低液化成本。同时需研发大体积、低蒸发率液氢储罐以降低储存成本。在相关设备端，我国氢透平膨胀机、低温阀门等核心设备也尚依赖进口，国产技术仍需进一步推进。
图表: 氢液化装置
资料来源：中科富海，中金公司研究部
图表: 北京特种工程研究院45m³液氢槽车
资料来源：俄罗斯深冷机械，中金公司研究部
图表: 我国液氢储运技术与海外尚有差距
资料来源：中国氢能联盟，中金公司研究部
4.其他储运方式：需进一步研发试验
其他储运方式主要为化学储氢后进行运输，包括有机液体储运、液氨储运、固体储运等技术，普遍具有储氢密度高的优点，但各技术均未成熟，处于研发/示范阶段，未来随着技术不断进步可探索远距离运输等商业化潜力。
► 有机液体储运氢：是利用不饱和有机物与氢气进行加氢和脱氢反应以实现氢气储存，加氢后形成的液体有机物性能稳定、安全性高、以液体运输且无需冷却，且其储运方式与石油类似，可直接使用油罐车进行运输。但该方式存在反应温度高、脱氢效率低等问题，有机液体加氢及脱氢的转换过程所需能量占氢能量的35%-40%，总转换与再转换成本超2.5美元/kg H2。目前全球研发有机液体储氢企业主要包括日本千代田、德国HT和中国氢阳能源等公司。
► 液氨储运氢：使用氢气作为原材料合成氨用以运输，并最终分解氨产生氢气。相比于氢，氨在-33℃即可实现液化，更易于储存与运输，且体积能量密度高于液氢。但与有机液体储运类似，其仍需要高额成本用以分解氨产生氢气，目前因技术与成本限制仍处于试验阶段。根据IEA预测，在2030年对于远距离运输(>3000km)，船舶运输液氨相比于氢和有机液体将具有更大的成本优势。
► 固体储运氢：固体储氢主要以金属作为储氢载体，部分金属在一定温度与压力条件下与氢气反应生成金属氢化物，运输后加热则可释放氢气。金属储氢具有体积储氢密度高、储氢压力低、安全性好等优势，但质量储氢密度一般低于3.8wt%。海外使用固态储氢系统用于燃料电池潜艇中，国内仅在如皋等地开展小规模示范应用。
图表: 液氨容器
资料来源：盛发肥业，中金公司研究部
图表: 固态镁基储氢容器
资料来源：氢储能源，中金公司研究部
图表: 各储运方式转换/再转换成本
资料来源：IEA，中金公司研究部
图表: 远距离储运方式全成本对比(2030年)
注：包含转换、运输与再转换成本;假设管道每年100吨输送量，终端本地运输距离50km;资料来源：IEA，中金公司研究部
五、氢能应用：交通领域将成为重要落地点
图表: 氢能的各种应用
资料来源：BNEF，中金公司研究部
乘用车
乘用车将成为氢燃料电池落地的“试金石”。
企业层面，国内及海外各大整车厂逐渐开始布局氢燃料乘用车。
图表: 各大车企氢燃料乘用车产品及战略规划
资料来源：公司官网，公司公告，腾讯新闻，中金公司研究部
商用车
技术层面，氢能是商用车脱碳的必选方案。商用车天然对载重、长途运输、低温启动有着较高的要求，而锂电路线难以解决这三个难题。即便固态里电池技术成熟，载重与充电时长仍会掣肘锂电在商用车的应用，因此氢能是商用车脱碳的必选方案。
商业化层面，中短期政策推动初期规模化，远期全产业链合力促平价。中短期来看，各地政府相继出台政策推广氢燃料电池车及加氢站建设， 《节能与新能源汽车技术路线图2.0》 规划到2025年全国范围内推广氢燃料电池车10万辆，2030-2035年推广达到百万辆;商用车中，政府对下游客车干预能力强，且下游整车厂相对集中，客车或将最先受益;重卡则因其载重、续航、低温的高要求对氢燃料电池推广最为急迫。远期来看，随着上游制氢、储氢、运氢规模化，中游氢燃料动力系统逐步国产化，氢燃料电池车有望实现与柴油车平价，并减少能源消耗成本。
图表: 我国重卡年销量中枢上移
资料来源：公司公告，中金公司研究部
图表: 2013-2030E我国重卡保有量
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
图表: 国家及地方氢能产业推广相关政策
资料来源：各地政府网站，中金公司研究部
企业层面,龙头公司引领中游设备国产替代浪潮，满足下游多样化应用场景。潍柴动力其山东工厂初期生产能力达到2万个燃料电池电堆。亿华通近期推出G120与G80Pro系列，质量功率密度突破700w/kg,可实现-35℃低温启动。亿华通、上海重塑等龙头供应商产品已可广泛应用于重卡、城市客车、环卫车、渣土车、冷藏车、洒水车、厢式运输车等车型。
图表: 各大车企氢燃料乘用车产品及战略规划
资料来源：公司公告，中金公司研究部
客车由于采购较为集中，一旦氢燃料技术成熟，销量增长确定性较强。由于公交车等主要由政府采购，集中度较高，我们认为一旦氢燃料技术成熟，客车领域的渗透率将有望迅速提升，贡献销量增量。
2030年燃料电池车保有量将超过百万辆，对应燃料电池系统市场规模达到接近900亿元。
图表: 中国燃料电池车销量预测
资料来源：中金公司研究部预测
图表: 2021E-2030E我国氢燃料电池车保有量
资料来源：中金公司研究部预测
航空航天
航天减排选择有限，氢燃料或成远期关键路径。目前，世界各国对氢能在航空领域的应用还处在尝试阶段，美国、欧洲、俄罗斯等国已开展相关研究并进行试飞，但商业化应用仍将是远期目标。
2.应用端需要氢能成本下降
从平价成本反推，如果能实现更高的光伏效率和更低的电能成本，则氢气终端价格将可能降至12.5、5.8元/公斤(2060年基准预期为18.8元/公斤)，将实现航空和工业的平价、而这个需要对应光伏电力成本降至2分、零成本每度(2060年基准预期为1毛2)。因此从这里可以看到在终端要实现航空和工业生产的大规模用氢可能存在一定难度，除非在除制氢成本以外，存储、运输成本也得到突破，否则从技术的角度来看终端应用碳捕捉实现碳中和的可能性更高。
当前，我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程，实现碳达峰、碳中和对于加快生态文明建设、促进高质量发展至关重要。作为全球最大的发展中国家和碳排放国，我国需要在推进发展的同时实现快速减排，任务十分艰巨。通过能源零碳革命引领全社会加速脱碳，实现能源电力发展与碳脱钩、经济社会发展与碳排放脱钩（“双脱钩”），开辟一条速度快、成本低、效益高的中国碳中和之路。
总体看，实现碳达峰、碳中和对我国发展意义重大，但也面临许多困难和挑战。如何在社会主义现代化建设的宏伟蓝图中科学谋划碳减排路径与方案，需要立足国情和发展实际研究思考，关键要坚持新发展理念和系统观念，统筹发展与减排、统筹近期与长远、统筹全局与重点，以大格局、大思路开辟一条高效率减排促进高质量发展的中国碳达峰、碳中和之路。
本文来源：中金点睛，碳达峰中和
