请务必阅读正文之后的免责条款部分[Table_MainInfo][Table_Title0]2023.07.10氢能产业周期开启，核心设备先行——氢能设备行业首次覆盖报告徐乔威(分析师)张越(分析师)李启文(研究助理)021-386767790755-23976385021-38038435xuqiaowei023970@gtjas.comzhangyue025639@gtjas.comliqiwen027858@gtjas.com证书编号S0880521020003S0880522090004S0880123020064本报告导读：氢能政策利好频出，行业发展有望进入加速期，绿氢产业蓄势待发，上游制氢设备有望率先放量，关注氢能产业链本土优势企业。摘要：[Table_Summary0]核心结论：氢能市场序幕拉开，产业链有望自上而下放量。中国氢能规划明确，产业周期已开启，绿氢项目呈现高景气度，电解槽需求快速增长，上游制氢端率先受益。增长动能将自上而下逐级传导，叠加来自终端应用侧的深度脱碳需求，有望带动氢能产业链各环节设备放量。首次覆盖氢能设备行业，给予增持评级。投资要点：制氢环节建议关注有前期布局的电解槽生产商以及由能源、光储行业切入制氢设备的企业，受益标的包括华电重工、华光环能、隆基绿能等；储运环节推荐国产压缩机领先企业冰轮环境，受益标的国产储氢瓶龙头京城股份等；加氢站环节受益标的为国内加氢设备龙头厚普股份等；燃料电池环节受益标的为国内燃料发动机系统龙头亿华通等。氢能是零碳终极能源，政策利好加速产业发展。能源安全、气候变化、技术进步三重因素推动下，世界各国纷纷加快氢能产业发展，近年来我国持续出台利好政策，大量氢能项目落地，行业发展驶入快车道。2022年中国氢气产量4004万吨/+19.8%，保持稳健增长。现阶段氢能应用集中于工业和交通领域，未来有望助力建筑、发电和供热等多领域深度脱碳。上游制氢设备先行，储运加用空间广阔。1）制氢环节：23年国内绿氢项目招标频出，电解槽率先放量，头部企业快速扩产，23年出货量有望同比增长75%-163%。我们预计2025年、2030年国内电解槽市场规模将达到213亿、464亿元。2）储氢环节：车用IV型储氢瓶国家标准发布，有望打开70Mpa储氢瓶市场，国内企业快速切入布局，碳纤维材料等环节存在国产替代空间。3）运输环节：国内长距离输氢管网建设加速，缓解我国绿氢供需错配问题，利好全产业链。4）加氢站：已投运加氢站数量稳步增长，部分核心设备国产化率较低，加氢站建设成本较高，商业模式尚不成熟，存在较大降本空间。5）燃料电池系统：氢燃料电池快速增长，2025年国内市场有望突破180亿。电堆作为价值核心已稳步实现降本，空压机、氢循环、增湿器等环节国产化已达80%以上，气体扩散层、催化剂等关键材料仍依赖进口，国产替代空间广阔。风险提示：国内企业技术研发进度不及预期、氢能下游需求增长不及预期、国家或地方政策调整、市场竞争加剧等[Table_Invest]首次覆盖评级：增持[Table_SubIndustry]细分行业评级重点覆盖公司列表[Table_Company]代码公司名称评级000811冰轮环境增持行业首次覆盖股票研究证券研究报告[Table_industryInfo]氢能设备请务必阅读正文之后的免责条款部分2of48目录1.氢能：零碳终极能源，政策利好加速产业发展..................................31.1.清洁零碳可持续理想能源，实现碳中和重要路线.......................31.2.全球氢能发展提速，多国已纳入战略规划...................................41.3.国内利好政策频出，加速氢能产业发展.......................................62.氢能产业链初具规模，下游应用前景广阔..........................................92.1.氢能覆盖制储运加用，产业链发展初具规模...............................92.2.氢能助力工业、交通、电力等多领域深度脱碳.........................103.绿氢发展动力充足，上游制氢设备先行............................................143.1.三种制氢工艺并存，电解水为制氢终极路线.............................143.2.电解槽招标高景气，设备厂商加速布局.....................................174.氢气储运加注空间广阔，国产化之路道阻且长................................224.1.氢气储运贯穿全产业链，高压储氢瓶有望放量.........................224.2.加氢站发展任重道远，核心设备国产化道阻且长.....................275.燃料电池加速渗透，设备国产化稳步提升........................................325.1.燃料电池市场空间广阔，有望加速渗透.....................................325.2.氢燃料电池平稳降本，设备国产化水平稳步提升.....................346.行业重点公司.........................................................................................386.1.华电重工：华电集团持续赋能，碱性+PEM双向发力.............386.2.华光环能：环保能源双轮驱动，碱性电解槽量产在即.............396.3.隆基绿能：光伏龙头企业，进军绿氢培育光伏制氢.................406.4.冰轮环境：冷链设备龙头，氢能压缩机技术领先.....................416.5.京城股份：储氢技术国内领先，募投扩产高压储氢瓶.............426.6.厚普股份：国内加气站设备龙头，深度布局加氢业务.............426.7.亿华通：燃料电池发动机系统龙头，产销量快速提升.............437.投资建议.................................................................................................448.风险提示.................................................................................................458.1.国内企业技术研发进度不及预期的风险.....................................458.2.氢能下游需求增长不及预期的风险.............................................458.3.国家或地方政策调整的风险.........................................................458.4.市场竞争加剧的风险.....................................................................45[Table_Directory]表：本报告覆盖公司估值表[Table_ComData]公司名称代码收盘价盈利预测（EPS）PE评级目标价2022A2023E2024E2022A2023E2024E冰轮环境0008112023.07.0715.560.740.951.2120.9716.3012.88增持18.92WUCXzQrMtQoPpRpMrMrOpO6M8Q9PmOoOsQoNeRmMqPiNqRpO9PqRsMvPrNmMwMsQwP请务必阅读正文之后的免责条款部分3of481.氢能：零碳终极能源，政策利好加速产业发展1.1.清洁零碳可持续理想能源，实现碳中和重要路线氢能是21世纪终极能源，是实现双碳目标的重要路线。氢能是利用氢元素在物理或化学变化中释放出的能量的清洁能源，氢燃烧不产生一氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物以及粉尘颗粒等危害环境的负外部性产品，也被称为21世纪的终极能源。氢能可以实现能源体系从骨干到终端应用的脱碳，为各行业碳中和提供重要支撑，是实现双碳目标的理想解决方案。氢能优势显著，应用前景广阔，同时氢能发展也面临挑战。氢是宇宙中最广泛的元素，可以从水、天然气、生物质等多种资源中提取，是可再生的二次能源；氢气热值高、燃烧性能好、且燃烧无污染物；氢燃料电池具有较高的发电效率，同时氢能也可以有效地平衡电网负荷和可再生能源供给，减少风光弃用率，在多个领域应用前景广阔。但同时发展氢能也面临着诸多挑战，包括氢气扩散系数大、安全风险高、价格高昂、储运难度大等。表1：氢能应用价值突出，同时也存在挑战优点来源广泛氢可以以水为原料制取，储量丰富，且理论上可循环制取清洁零碳燃烧或电化学反应终产物只有水，不产生污染物和碳排放能量密度高热值142MJ/kg，是汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍燃烧性能好点燃快，与空气混合时有广泛的可燃范围，燃烧速度快。高效性氢燃料电池将化学能直接转换为电能，发电效率可以达到50％以上承接弃风弃光风电、光伏电解水制氢可解决弃风弃光的消纳问题缺点生产难度大主要以化合态的形式出现，分离的难度较大扩散系数大氢气扩散系数约6.11·10-5m2/s，高于天然气、汽油蒸汽等储运难度大、成本高密度仅为空气的四分之一，极易挥发，储存、运输难度大且成本高安全风险大氢气化学性质活泼，燃点较低，爆炸极限宽，体积浓度在4%-75%时遇到明火或剧烈震动时容易发生爆炸数据来源：国际能源网、国泰君安证券研究图1：氢气热值普遍高于常见燃料数据来源：中国产业信息网、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分4of48表2：氢气相比于常见燃料化学性质更活跃，应用安全性要求苛刻燃料燃烧极限自燃参数体积分数下限体积分数上限最小点火能量/mJ最低自燃温度/℃直径0.4cm热空气流自然温度/℃镍铬合金丝自燃温度/℃绝热火焰温度/K热辐射氢气4.0%75.0%0.0258567075023185%~10%甲烷5.3%15.0%0.295401220l220215810%~33%丙烷2.1%9.5%0.264878851050219810%~50%汽油1.0%7.8%0.24228~4711040-247010%~50%燃料爆炸极限流动参数体积分数下限体积分数上限最大燃烧速度/m·s-1化学计量浓度燃烧速度/(m·s-1)扩散系数/(cm-2·s-1)黏度/(10-5g·cm-1·s-1)密度(kg·m3)氢气11%~18%59.0%3.4629.5%2.370.61890.0838甲烷6.3%13.5%0.439.5%0.420.1611.70.6512丙烷3.1%7.0%0.474.1%0.460.12801.87汽油1.1%3.3%0.42-----数据来源：《氢能产业链及储运技术研究现状与发展趋势》、国泰君安证券研究氢气产量稳步提升，中国增速领跑世界。根据IEA统计，2021年全球氢气总产量达到9423万吨/+5.5%，全球氢能市场规模达到1250亿美元，预计2030年氢气产量将达到17998万吨，年复合增速约7.5%。根据中国煤炭工业协会，2022年中国氢气产量3781万吨/+13.1%，保持稳健增长，增速领先全球。图2：全球氢气产量预计22-30年CAGR约7.5%图3：22年中国氢气产量4004万吨/+19.8%数据来源：IEA、国泰君安证券研究数据来源：中国煤炭工业协会、国泰君安证券研究1.2.全球氢能发展提速，多国已纳入战略规划全球氢能产业加速发展，多因素共同促进产业提速。全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，关键技术趋于成熟，基础设施建设加速，产业规模逐步提升，区域性供应网络逐渐形成。在能源安全、气候变化、技术进步三重因素共同作用下，世界各国纷纷加快推进氢能产业发展，将氢能作为应对气候变化和加快能源转型的重要举措。多国出台氢能战略规划，形成四类典型发展模式。全球超过26个国家已出台氢能规划，超过世界经济总量的60%，其中美国、日本、韩国和欧盟等发达经济体在氢能技术创新、市场推广和国际合作方面领先于其他国家。各国资源结构、能源规划、发展战略各有不同，大体形成以欧盟、日韩、澳加、美国为代表的四类典型氢能发展模式。请务必阅读正文之后的免责条款部分5of48表3：全球已形成四类典型氢能发展模式发展模式典型国家现状特点欧盟德国、法国致力于探索氢能的综合应用，在氢气生产端，利用可再生电力能源电解水制取低碳氢燃料，从而构建规模化绿色氢气供应体系。将绿色氢气用于天然气掺氢、分布式燃料电池发电或供热、氢能炼钢、化工和氢燃料电池汽车等多个领域。深度减碳重要工具日韩日本、韩国依赖海外进口，应用聚焦于车用和家用领域，在氢能技术、材料和设备等方面拥有非常明显的优势，已基本打通氢燃料电池产业链，打造了东丽株式会社（碳纤维）和川崎重工业株式会社（液氢储运技术和装备）等龙头企业。新兴产业制高点澳加澳大利亚、加拿大出于经济可持续发展考虑，探索新兴市场氢能需求，拓宽出口渠道，提出发展多元化低碳氢能，既包括可再生能源电解水制氢，也包括化石能源（尤其是煤炭）制氢（碳捕捉）与储运技术，加快完善氢能供应链，扩大供应能力并降低成本。资源出口创汇新增长点美国美国重点考虑氢能在实现本土“碳中和”目标中发挥的作用，重视“制-储输-加-用”环节的研发和规模化示范，研究氢能关键核心技术，打通氢能产业技术链、产业链和供应链。中长期战略技术储备数据来源：《国内外氢能产业政策与技术经济性分析》、国泰君安证券研究欧洲：氢能多元化发展，构建协作伙伴关系。2019年第二代欧盟燃料电池和氢能联合组织发布了《欧洲氢能路线图》，为大规模部署氢能和燃料电池指明方向；2020年欧盟发布《欧洲氢能战略》，规划2025-2030年安装不少于40GW可再生氢能电解槽，生产1000万吨可再生氢能，并通过碳关税支持氢能发展；同年发布《气候中性的欧洲氢能战略》政策文件，并宣布建立欧盟氢能产业联盟，目前已有15个欧盟国家将氢能纳入其经济复苏计划；2022年欧盟委员会推出RepowerEU计划，提升氢能产能目标，同时公布欧洲能源供应调整计划，目标到2030年在欧盟生产1000万吨可再生氢，并进口1000万吨可再生氢，可再生氢产能达到2000万吨。日本：打造氢能产业链，发展海上运输链。2017年日本发布《基本氢能战略》，旨在构建全球“氢能社会”，成为全球首个制定国家层面氢能发展战略的国家。2018年日本丰田汽车、日产汽车等11家公司联合成立了JHyM，目标在2023年度之前建设80个加氢站；2019年日本政府发布《氢能利用进度表》，提出在氢能应用、氢能供应和全球化氢能社会的具体目标和措施。受限于自然资源与土地资源，日本制氢成本较高，搭建全球供应链主要依靠海上运氢，打造液化氢+甲基环己烷运输链。韩国：构建“清洁氢”为主的生态圈。2018年韩国发布《创新发展战略投资计划》，将氢能产业列为三大战略投资方向之一；2019年韩国发布《氢经济发展路线图》，提出到2030年实现清洁氢能产量提高到100万吨，将氢燃料电池汽车增加到62万辆等目标；2021年发布《氢能经济实施方案》，从生产、流通、应用、管理四个方面制定了推进细则，提出构建“清洁氢”为主的生态圈；2022年韩国政府公布氢经济发展战略，计划到2030年普及3万辆氢能商用车。澳大利亚：打造全球氢能供应大国，发展国际氢能伙伴关系。2019年澳大利亚发布《澳大利亚氢能战略》，计划创建氢能枢纽与大规模氢气需求的集群并生产全球1/3的清洁氢气，氢能项目规模到2025年/2030年分别达到300MW/1000MW。同时，澳大利亚政府积极与新加坡、德请务必阅读正文之后的免责条款部分6of48国、日本、韩国及英国发展国际氢能伙伴关系。美国：提升氢能水平，加快绿氢发展与降本。1990年起，美国采取了从政策评估到方案制定、从技术研发到示范推广的一体化思路，推动氢能的生产、流通、应用和创新。2020年发布了《氢能计划发展规划》，提出未来十年及更长时期氢能研究、开发和示范的总体战略框架；2022年8月美国参议院通过《降低通货膨胀法案》，将在10年内对低碳氢提供最多3美元/公斤的税收抵免；2023年6月美国发布《国家清洁氢战略与路线图》，规划到2030/2040/2050年分别生产1000/2000/5000万吨清洁氢能源，并提出了短期、中期、长期氢能发展目标，计划到2026年电解水制氢成本降至2美元/kg，2031年降至1美元/kg。1.3.国内利好政策频出，加速氢能产业发展国家政策持续加大氢能产业发展力度。2011年中国相关政策就已涉及制氢、储氢等配套设施的发展；2014年提出对新建加氢站给予奖励；2019年首次在政府工作报告中提出“推动充电、加氢等设施建设”。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，我国计划到2025年部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年；到2030年形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系；到2035年形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。表4：国家政策推动氢能快速发展时间部门文件内容2019/11发改委、工信部等《关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见》推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、加注等设施和服务。2020/09工信部、发改委、能源局等《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》将对燃料电池汽车的购置补贴政策调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励，形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式，示范期暂定四年。2020/11国务院《新能源汽车产业发展规划（2021-2035）》攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支挥技术；提高氢燃料制储运经济性。因地制宜开展工业副产氢及可再生能源制氢技术应用。2021/03发改委《“十四五”规划纲要》在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。2021/10国务院《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。2021/11中共中央、国务院《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》推动氢燃料电池汽车示范应用，有序推广清洁能源汽车。2021/12国务院国资委《关于推进中央高质量企业发展碳达峰做好碳中和工作的指导意见》鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站；稳步构建氢能产业体系，完善氢能制、储、输、用一体化布局2022/03发改委、能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，部署建设一批加氢站，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；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系；到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。2022/03能源局《2022年能源工作指导意见》因地制宜开展可再生能源制氢示范，探索氢能技术发展路线和商业化应用路径；加快新型储能、氢能等低碳零碳负碳重大关键技术研究。2022/06发改委、能源局等《“十四五“可再生能源发展规划》推动可再生能源规模化制氢利用；开展规模化可再生能源制氢示范，在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。请务必阅读正文之后的免责条款部分7of482022/08工信部、财政部《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》加快制氢、氢燃料电池电堆等技术装备研发应用，加强氢燃料电池关键零部件以及长距离高管道输氢技术攻关。2022/09能源局《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》开展氢制备、氢储存、氢输运、氢加注、氢能多元化应用等技术标准研制，支撑氢能“制储输用”全产业链发展。重点围绕可再生能源制氢、电氢耦合、燃料电池及系统等领域，增加标准有效供给。建立健全氢能质量、氢能检测评价等基础标准.2023/03能源局《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》交通领域大力推动新能源、氢燃料电池汽车全面替代传统能源汽车。2023/04能源局《2023年能源工作指导意见》加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能和氢能规模化应用数据来源：国家发改委、国家能源局、工信部、财政部、国泰君安证券研究各地方政府出台发布氢能发展规划目标。在国家政策推动下，各地陆续出台规划支持氢能产业发展。2018年以来地方政府针对氢能源基础设施建设的扶持政策接踵而至，2019-2023年将氢能写入政府工作报告的省市及自治区数量由9个提高到了19个，氢能发展步入快车道。图4：2023年19个省市及自治区将氢能写入政府工作报告数据来源：中国氢能联盟研究院五大示范城市群推广应用，氢燃料电池汽车探索进行时。截至2022年，我国已经批准包括京津翼城市群、上海城市群、广东城市群、河南城市群和河北城市群在内的五大示范城市群，这些地区具有氢燃料电池产业链发展基础，通过政策支持，有望带动氢燃料电池汽车快速商业化。表5：我国已形成五大氢能产业示范城市群示范城市群牵头城市城市构成目标22年实际推广燃料电池汽车数（辆）目标完成度京津冀城市群北京大兴北京七区（大兴、海淀、经开、房山、延庆、顺义、昌平)、天津滨海新区、唐山、保定、淄博、滨州等6个城市(区)示范期间，8项核心零部件取得技术突破和产业化，推广车辆不少于5300辆，新建加氢站不低于49座119722.6%请务必阅读正文之后的免责条款部分8of48上海城市群上海上海、淄博、南通苏州、嘉兴、宁东化工基地、鄂尔多斯等7个城市（地区)规划建设加氢站100座，产出规模达1000亿元，推广燃料电池汽车10000辆103720.7%广东城市群佛山佛山、广州、深圳、珠海、东莞、中山阳江、云浮、福州、六安、包头、淄博等12个城市实现8大关键零部件技术自主可控，达到自主知识产权配套应用，推广超过10000辆燃料电池汽车，建成46万吨的供氢体系，建成200座以上加氢站，氢气售价降至35元/公斤以下。2782.8%河北城市群张家口张家口、雄安新区、保定、定州、辛集、邯郸、唐山、秦皇岛、上海奉贤区、郑州、淄博、聊城乌海、厦门等14个城市区到2025年，河北省累计建成加氢站100座，燃料电池汽车规模10000辆。2703.5%河南城市群郑州郑州、新乡、洛阳、安阳、开封、焦作、上海（嘉定、奉贤、临港区)、烟台、淄博、潍坊等15城市(地区)到2025年，河南省推广氢燃料电池汽车超5000辆，建成加氢站80个以上，氢燃料电池汽车产值规模突破1000亿元88017.6%数据来源：中国汽车工业信息网、汽车总站网、国泰君安证券研究多省份氢能项目加速布局落地。据氢云链统计，2023年9省份氢能产业项目涉及35个项目，总投资超650亿元，覆盖整个产业链，尤其以制氢、产业园和燃料电池相关产业为主。各地区立足于自身区位优势，因地制宜发展氢能，加快推动氢能的商业化发展。表6：2023年9省氢能项目超过35个省份项目广东康明斯恩泽质子交换膜电解槽制氧设备研发生产基地项目（一期）国电投华南氢能产业基地（一期）安钢湛江钢铁氢基竖炉系统项目（一步）东莞塘厦东益新能源汽车产业项目绿色化工和氢能产业园基础设施建设项目明阳智慧源集团总部基地项目广州石化安全绿色高质量发展技术改造项目现代汽车氢燃料电池系统/电堆建设项目江苏常熟未势能源氢能总部项目如东国华光氢储一体化项目四川成都市新都区厚普国际氢能产业集群一期项目泉港固态储氢系统活化及应用项目宁夏宁夏宝丰能源股份有限公司太阳能电解制氢储能及应用示范扩建项目宁夏鲲鹏清洁能源有限公司绿色制氢项目宁夏永利电子新材料有限公司光电制绿氢绿胺溶剂产业链延伸示范项目中广核灵武100万千瓦新能源离网制氢项目山东山东凯信重机有限公司制氢装备及关键零部件智能制造项目博远（山东）新能源科技发展有限公司年产300万套氢燃料电池金属双极板智能制造项目氢装上阵（昌乐）物联科技产业园项目山东东岳未来氢能材料股份有限公司500万m2/a全氟质子膜与2000t/aETFE及其配套化学品产业化项目鲁西化工集团股份有限公司氢能综合利用项目烟台东德实业有限公司氢能核心装备产业园临沂钢投新能源有限公司氢能产业基地项目济南绿动氢能科技有限公司黄河流域氢能产业基地崔寨产业园一期项目天津华电重工机械C03车间转产氢燃料电池关键材料产线技术改造项目天津东丽氢能产业园及综合服务配套提升项目河北液化空气天津氢能源供应基地项目临港氢能产业低碳示范基地河北润丰低温高压储氢容器项目沧州天瑞航天氢能装备制造基地项目国华新能源风光氢储100万千瓦风光项目国电投涞源县300MW光伏制氢项目请务必阅读正文之后的免责条款部分9of48滦州美锦新能源14000Nm/h焦炉煤气制氢项目河北正元煤炭清洁高效综合利用项目上海彼欧新能源（上海）有限公司数据来源：氢云链、国泰君安证券研究2.氢能产业链初具规模，下游应用前景广阔2.1.氢能覆盖制储运加用，产业链发展初具规模氢能产业链涵盖制氢、储运、加氢和用氢等多个环节，各环节均有不同的技术路径和发展方向。（1）源头：制氢环节。可以利用化石能源、工业副产气或电解水等原料进行制氢，电解水制氢作为清洁低碳的制氢方式，是未来的重点发展方向，具有广阔的发展前景。（2）关键：储运环节。氢气运输可以采用道路车辆、铁路、船舶或管道等不同的运输工具和方式，我国已经掌握了压缩气体、液化气体和固态材料等多种运输技术，正向着规模化和高密度的方向发展，高压气态储氢和低温液态储氢已经步入商业化应用阶段。（3）桥梁：加氢环节。加氢站是连接供需两端的重要基础设施，需要考虑安全性、效率和成本等因素，我国加氢站技术已经较为成熟，加氢站数量居全球首位，但运营成本仍有待降低。（4）终端：用氢环节。氢能在交通、工业、电力、建筑等多个领域有着广泛的应用潜力，有助于实现能源结构优化、清洁低碳转型和碳中和目标的达成。图5：氢能产业链涉及制取、储运、加注及应用各环节数据来源：车百智库、《中国氢能产业发展报告2020》、国泰君安证券研究制氢、氢燃料电池、氢能装备是产业链中规模最大的环节。从2021年氢能产业投资数量来看，制氢环节是氢能产业中的主导环节，占据29%的投资项目比例，制氢与新能源项目和化工等工业项目形成联动，吸引请务必阅读正文之后的免责条款部分10of48了中石化、东方电气、华润电力等央企和光伏巨头投资；氢燃料电池环节虽然投资金额不及制氢环节，但其数量密集、空间广阔，吸引了众多央企巨头和燃料电池系统相关企业的参与；制氢环节和加氢站建设的快速发展也带动了氢能装备需求的增长，促使国内氢能装备企业投资扩产。图6：2021年制氢、氢燃料电池、氢能装备投资项目数量合占73%数据来源：氢云链、国泰君安证券研究2.2.氢能助力工业、交通、电力等多领域深度脱碳目前氢能应用主要集中于工业和交通领域，未来有望助力建筑、发电和供热等多领域深度脱碳。据中国氢能联盟预测，到2060年，中国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。其中工业和交通领域将分别消耗60%和31%的氢气，电力和建筑领域消耗5%和4%的氢气。多领域、多场景的推广应用将为氢能产业链的规模化、商业化发展提供持续动力。图7：2060年我国氢气需求量有望达到1.3亿吨图8：2060年中国工业领域氢气消费预计占比60%数据来源：《“双碳”目标下我国低碳清洁氢能进展与展望》、中国氢能联盟、国泰君安证券研究数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究（1）交通领域：氢燃料电池是需求主力氢能在交通领域应用包括汽车、航空和海运等，氢燃料电池汽车是现阶段主要需求来源。“十四五”期间，中国氢能应用的需求增量主要来自于交通运输领域，氢燃料电池汽车的推广是关键驱动力。燃料电池汽车是一种以车载燃料电池装置产生电力作为动力的汽车，目前处于产业发请务必阅读正文之后的免责条款部分11of48展初期。燃料电池车能量转换效率可达60%，是燃油或压缩天然气车效率的2~3倍。相较于纯电动汽车和传统燃油车，燃料电池汽车具有温室气体排放低、续航里程长、加注时间短、续航里程高等优势，发展潜力巨大。表7：氢燃料电池车环境友好程度高、技术发展潜力大项目电动车参数氢燃料电池车参数燃油车参数乘用车货车乘用车货车乘用车货车100km整车电耗/氢耗15kW·h120kW·h1kg5kg约8L22L100km用能成本/CNY2419240200约60165燃料加注时间30min>2h<5min<15min<5min<15min受环境温度的影响程度较大较小较小使用寿命充电2000次5000~8000h8~10a显性/隐形环境成本一般较低较高技术进步/成本下降潜力一般较高较低设施使用便利性较高一般较高数据来源：《国内外氢能产业政策与技术经济性分析》、国泰君安证券研究国内氢燃料电池汽车高增速，市场空间广阔。根据中汽协数据，2022年全国氢燃料电车产销量量达到3626辆、3367辆，再创新高，同比分别增长104.1%、112.3%。根据《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》预测，到2025年我国氢燃料电池车辆的保有量将达到5万辆左右，2030年保有量达到10万辆，据此测算2023-2025年期间氢燃料电池车辆保有量将达到56%的年复合增长率。图9：22年中国氢燃料电池产销量均突破3000辆图10：25年我国燃料电池车保有量预计达5万辆数据来源：中汽协、国泰君安证券研究数据来源：香橙会研究院、《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》、国泰君安证券研究乘用车占比较低，商业化之路机遇挑战并存。燃料电池汽车对低温性能有较高的要求，动力系统成本较高。受技术、成本、基础设施完备程度以及下游应用限制，燃料电池汽车的企业数量和市场规模较小，发展依赖政府补贴和政策扶持，尚未实现大规模推广。目前国家对燃料电池汽车产业的政策倾向于支持商用车的发展，国内市场的氢燃料电池车集中在客车和重卡等领域，乘用车占比不足1%。乘用车市场空间广阔，对燃料汽车而言机遇与挑战并存。请务必阅读正文之后的免责条款部分12of48图11：我国燃料电池车以专用车、重卡、客车为主，乘用车占比较低数据来源：工信部、国泰君安证券研究氢燃料电池在船舶、有轨电车等交通领域亦有广阔应用前景。船舶方面，2022年5月，中国首个内河氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”开工建设，为中国首个获中国船级社(CCS)分类的氢燃料电池动力工作船；2022年8月，辽宁省发布了《辽宁省氢能产业发展规划(2021-2025年)》，规划到2025年氢燃料电池船舶的保有量达到50艘以上，到2035年保有量达到1,500艘以上，为氢动力船舶发展带来良好示范作用。有轨电车方面，2017年广东省佛山市高明区推出中国首列氢燃料电池有轨电车；2022年10月全球首辆氢动力胶轮数字轨道电车在上海下线，是中国首条氢动力中等运量的有轨电车线路，有效推动绿色公共交通网及绿色城市建设。（2）工业领域：工业脱碳带来氢能需求增量工业是碳排放的主要来源，双碳目标下对氢气需求将大幅增加。化石能源作为工业燃料，燃烧本身会释放二氧化碳，同时作为工业原料参与生产过程也会形成碳排放，因此工业也成为当前脱碳难度最大的领域之一。氢能作为清洁能源，其应用将助力工业脱碳。据中国氢能联盟预测，在氢冶金、合成燃料、工业燃料等需求推动下，预计2060年工业部门对氢气年需求量将达到7794万吨。氢在钢铁领域可应用于氢治金、燃料等多个方面，其中氢治金规模最大。传统高炉炼铁是以煤炭为基础的冶炼方式，煤炭燃烧碳排放占比高达70%，而氢治金通过使用氢气代替碳在治金过程中的还原作用，实现源头降碳。根据《中国氢能产业发展报告2022》，预计到2030年氢冶金产量可达0.21-0.29亿吨，约占全国钢铁总产量2.3-3.1%；到2050年氢冶金产量约0.96-1.12亿吨，对应氢气需求约852-980万吨，其中83%将来自绿氢，以实现钢铁行业深度脱碳。氢气在化工领域应用广泛。氢气在合成氨、合成甲醇、石油精炼和煤化工等行业中是不可或缺的原料，根据中国氢能联盟统计，2020年化工行业氢气需求中，上述领域占比分别为32%、27%、25%、16%。当前化工用氢主要来源是灰氢，2030年国内部分地区有望实现绿氢平价化，绿氢将逐渐成为化工生产常规原料。国际能源署预计到2050年，全球超过30%的氢气将用于合成氨和燃料，对绿氢需求将进一步提升。请务必阅读正文之后的免责条款部分13of48图12：2020年氢气在化工行业中主要应用于合成氨、甲醇及冶炼化工数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究（3）电力与储能领域：氢能大有可为，降本空间较大电力系统领域，氢能可以用于直接发电和燃料电池。氢能可以通过燃气轮机或燃料电池技术进行发电。燃气轮机利用氢气或氢气与天然气的混合气作为燃料，驱动电机发电。氢能发电机可以与制氢装置相结合，在用电低谷时段利用可再生能源电力电解水制氢，用电高峰时段再将储存的氢气转化为电能，实现电能的优化利用；燃料电池技术则是通过氢气与氧气(或空气)在电极间发生电化学反应，同时生成水和电能。燃料电池可应用于固定或移动式电站、备用峰值电站、备用电源、热电联供系统等发电设备。当前氢能发电成本仍然较高，未来降本空间较大。当前燃料电池发电成本在2.5-3元/度，远高于其他常见发电形式，主要原因是质子交换膜、电解槽等核心设备依赖进口，叠加原材料铂价格较高，导致投资成本居高不下。未来伴随国产设备替代程度提升，技术迭代，成本存在较大的下降空间。图13：燃料电池发电降本空间较大图14：氢储能成本高于主流储能路线数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究数据来源：《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望》、国泰君安证券研究可再生能源利用带来储能需求，氢储能应用前景广阔。双碳目标下，未来风力、光伏将承担70%发电量，由于其间歇性和随机性，储能作为有效的互补手段将发挥重要作用。目前主流电力储能方式包括抽水蓄能、锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气储能等，相比之下氢储能具有放电时请务必阅读正文之后的免责条款部分14of48间长、规模化储氢性价比高、储运方式灵活、不会破坏生态环境等优势。但是当前氢储能处于起步阶段，仍存在诸多挑战，比如氢储能的转化效率（约40%）远低于抽水储能、锂电池储能（约70%），同时氢储能的投资成本较高，未来随着技术发展迭代、成本下降，有望在储能领域深度推广应用。3.绿氢发展动力充足，上游制氢设备先行3.1.三种制氢工艺并存，电解水为制氢终极路线根据制取过程的碳排放强度，氢气可以分为灰氢、蓝氢和绿氢。（1）灰氢：灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气，在其生产过程中会有大量二氧化碳排放；（2）蓝氢：蓝氢主要为天然气重整得到，并使用CCUS技术固碳以降低碳排放，但当前因固碳成本较高，普及程度较低；（3）绿氢：绿氢主要通过可再生能源制造，以电解水制氢为代表，制氢过程无碳排放，未来有望替代灰氢成为主要氢气来源。图15：氢能根据制取方式和碳排放量可划分为灰氢、蓝氢、绿氢数据来源：毕马威研究、国泰君安证券研究主流制氢工艺包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢三类。（1）化石燃料制氢：化石燃料制氢是目前制氢环节的主流方式，原理是利用化石燃料中的碳氢化合物（如天然气、煤等）作为原料，通过化学反应制备氢气；主要优点是技术成熟、成本较低、工艺可靠，但同时存在环境问题和可持续性问题，如碳排放高、存在污染物排放等。（2）工业副产制氢：工业副产制氢是从工业过程中产生的副产物中获取氢气的一种技术，例如炼钢、氯碱生产等工艺中产生的炉底气、尾气等含氢气体；主要优点是资源利用高效、成本低廉，但是获取的氢气量通常有限，难以大规模应用。（3）电解水制氢：电解水制氢是指通过电解水的方式将水分解成氢气和氧气。电解过程中，通常在电解池中将两个电极分别放入水中，通过加电使水分子分解成离子，进而产生氢气和氧气。电解水制氢技术相对于其它制氢技术，具有环保、简单易行、高效、易于控制等诸多优点，成为制氢的重要手段之一。同时，电解制氢也可以与可再生能源（如风能、太阳能）结合使用，以实现绿氢的生产。请务必阅读正文之后的免责条款部分15of48表8：对比三种制氢技术路线，电解水制氢应用潜力巨大制氢工艺氢气类型反应原理优点缺点碳排放量(kgCO2/kgH2)化石燃料制氢煤制氢灰氢煤焦化和煤气化技术成熟，资源丰富资源不可再生；产生温室气体10天然气制氢蒸汽转化法为主，部分氧化法及催化裂解成本较低、产量丰富资源不可再生；产生温室气体20-25工业副产制氢焦炉气制氢灰氢部分氧化反应成本低、工业副产制备规模受制于主产品生产规模、空气污染<5氯碱制氢电解反应产品纯度高、原料丰富制备规模受制于主产品生产规模<5电解水制氢碱性电解(AWE)绿氢直流电分解水技术较为成熟、成本较低产气需要脱碱，需稳定电源-质子交换膜电解（PEM）直流电分解水操作灵活、装备尺寸小成本较高、供应链局限较大-固体氧化物电解（SOEC)直流电分解水转化效率高目前仍处于研发阶段-数据来源：毕马威研究、中国氢能联盟、国泰君安证券研究现阶段电解水制氢成本较高、渗透率较低，未来有望成为主流路线。化石能源制氢技术由于工艺成熟，成本低廉，短期内仍是主力，未来随着煤、天然气市场价格上涨，碳税增加，灰氢成本将逐步提升；现阶段电解水制氢成本较高、在我国渗透率仅占1%。电解水制氢的平均成本约30.1元/kg，其中电费占60-70%，未来伴随制氢技术成熟、规模化生产，叠加可再生发电成本下降，电解水制氢优势有望逐步显现。图16：全球氢气来源中电解水制氢渗透率约4%图17：我国氢气来源中电解水制氢渗透率仅1%数据来源：《中国氢能产业发展报2022》、国泰君安证券研究数据来源：《中国氢能产业发展报2022》、国泰君安证券研究图18：当前电解水制氢成本远高于其他制氢方式图19：绿氢未来将逐步成为主流路线请务必阅读正文之后的免责条款部分16of48数据来源：全球能源观察、国泰君安证券研究数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019》、国泰君安证券研究可再生能源电价下降和规模化制氢是绿氢重要的降本路线。电价大于0.2元/kWh时，用电成本占制氢成本的比重超过50%，以0.2元/kWh为基准，当电价下浮50%时，制氢成本可下降24.4%；制氢规模是降低单位投资造价的关键，在一定范围内提高制氢装备数会降低单位投资成本，从而带来制氢成本的下降。此外增加电解槽工作时长、技术改进也会带来制氢成本的下降。图20：可再生能源电价下降是制氢降本的重要路线图21：制氢成本随制氢的规模化降低数据来源：《新能源电解水制氢技术经济性分析》、国泰君安证券研究数据来源：《新能源电解水制氢技术经济性分析》、国泰君安证券研究根据电解质种类的不同，可以将电解水制氢分为碱性水电解技术（ALK）、质子交换膜水电解技术（PEM）、固体聚合物阴离子交换膜水电解技术（AEM）和固体氧化物水电解技术（SOEC）。其中，碱性电解水技术最为成熟，已能够进行大规模制氢应用，目前国内已实现兆瓦级制氢应用；PEM制氢在过去十年发展迅速，相比于碱性电解水工艺，其占地面积较小，与可再生能源的适配度更高，国内目前已实现规模较小的商业化运作；SOEC制氢的主要特点是工作温度高、效率高、蒸汽替代液态水，已处于小规模示范阶段；而AEM起步较晚，目前尚处在研发测试阶段。表4：4种电解水技术各有特点，目前碱性路线已大规模应用ALKPEMAEMSOEC电解质隔膜30%KOH石棉膜质子交换膜阴离子交换膜固体氧化物电流密度（A·cm-2)<0.81~41~20.2~3电耗/效率/(kW·h·N-1·m-3)4.5-5.54.0-5.0—预期效率约为100%工作温度/℃≤90≤80≤60≥800产氢纯度≥99.8%≥99.99%≥99.99%—相对设备体积1~1/3——操作特征需控制压差，产气需脱碱快速启停，产气杂质仅水蒸气快速启停，产气杂质仅仅水蒸气启停不便，产气杂质仅仅水蒸气可维护性强碱腐蚀强无腐蚀性介质无腐蚀性介质—环保性石棉膜有危害无污染无污染—发展阶段充分产业化初步商业化实验室阶段小规模示范请务必阅读正文之后的免责条款部分17of48单机规模/（N·m-3·h-1)≤1000≤200——数据来源：《电解水制氢技术研究进展与发展建议》、国泰君安证券研究3.2.电解槽招标高景气，设备厂商加速布局电解槽是电解水制氢的核心设备。电解槽通常由电极、电解质、电解槽体、管道和液位控制系统等组成。在电解槽中，电解液在两个电极间流动，通常使用的是稀硫酸、氢氧化钾等具有良好导电性能和稳定性的电解质。经过电势差的作用，水分子在电极表面发生氧化还原反应，将水分解为氢气和氧气，通过气体分离系统将氢气和氧气筛选出来。图22：碱性电解槽结构图图23：PEM电解槽结构图数据来源：氢眼所见微信公众号数据来源：微能网碱性电解槽路线成熟，PEM成长迅速，SOEC具备良好潜力。从当前全球电解槽的装机容量来看，碱性电解槽仍然是目前最成熟的技术路径，据IEA估算，2022年全球碱性电解槽安装量大约为727MW，约占全球总装机规模的52%；PEM电解槽安装数量提升迅速，2022年累计装机达366MW，同比增长达200%；SOEC尚未开启商用，但具有优良的降本增效潜力，未来技术成熟后成本预计将大幅降低，有望实现产业化推广。图24：2021年全球电解槽仍以碱性电解路线为主图25：电解槽投资成本预计未来将显著降低请务必阅读正文之后的免责条款部分18of48数据来源：IEA、国泰君安证券研究数据来源：《中国氢能产业发展报2022》、国泰君安证券研究PEM材料成本较高，核心部件有待国产化突破。由于PEM电解需要在强酸环境下进行，使用的金属催化剂属于稀有金属，成本较高；国内PEM产业规模较小，PEM制备氢气核心原材料质子交换膜的生产技术被欧美、日本等巨头垄断，原材料主要依赖国外进口，给供应链和成本管理带来了较大压力。未来国内PEM产业的发展还需要国内企业在原材料上实现新的突破。图26：PEM稀有金属催化剂-铂族金属主要依赖进口数据来源：中商产业研究院、国泰君安证券研究国内电解槽出货量快速增长，市场集中度较高。2022年中国电解槽设备总出货量800MW左右，根据BloombergNEF预测，2023年中国电解槽出货量有望达到1.4-2.1GW，占全球出货量60%以上，同比增速约75%-163%。2022年国内出货量中，考克利尔竞立、派瑞氢能和隆基氢能CR3合计占据80%，市场集中度较高；而国际电解槽市场竞争格局相对分散，CR10约占50%。图27：2022年我国电解槽出货量约800MW/同比+129%请务必阅读正文之后的免责条款部分19of48数据来源：TrendBank，BloombergNEF、国泰君安证券研究电解槽招标高景气，23年全年有望大幅放量。2023年1-5月15个电解槽项目公开招标累计规模超过576MW，已达到2022年全年出货量的72%，其中碱性电解槽项目占比80%。15个公开项目中有13个是绿氢项目，根据全国绿氢项目推进情况，我们认为2023H2还会有大量电解槽项目进行招标。在工业化大规模应用的背景下，绿氢的使用成本有望进一步下降，从而加速氢能产业的发展。表9：2023年1-5月国内15个电解槽项目招标规模超过576MW招标项目电解槽类型实际招标规模中标企业时间1深圳能源库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目碱性5MW厚普股份2023/1/62北元化工制氢电解槽成套装置设备采购项目PEM1MW赛克赛斯2023/2/143国电投涞源县300兆瓦光伏制氢项目碱性6MW河北工程公司2023/1/164华能氢能院碱性电解槽采购项日碱性6.5MW中能氢能源2023/1/175黑龙江200W风电制氢联合运行项目碱性7.5MW/2023/1/286华中科技大学质子交换膜电解水制氢及燃料电池设备系统采购项目PEM/中石化石油机械股份有限公司2023/2/37深能北方光伏制氢项目碱性45MW阳光电源2023/2/168大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目PEM50MW长春绿动氢能科技有限公司2023/2/23大安风光制绿氢合成氨一体化示范项日（标段5）碱性75MW隆基氢能大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段6）碱性60MW阳光电源大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段7）碱性40MW三一氢能大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段8）碱性20MW派瑞氢能9国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目（标段1）碱性25MW南通安思卓新能源2023/3/15国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项日（标段2）碱性80MW派瑞氢能10西湖大学AEM制氢电解槽采购项目AEM//2023/3/2211华电潍坊氢储能示范项目城性35MW/2023/3/2712绿电制氢及氢能一体化示范项目碱性5MW/2023/3/2813鄂尔多斯市纳日松40万千瓦光伏制氢产业示范项目碱性35MW/2023/4/2914张家口风电光伏发电综合利用（制氢）示范项目制氢子项日碱性40MW深瑞航能2023/5/815洁净能源集团海水制氢一体化项目（标段1）城性20MW阳光电源2023/5/16洁净能源集团海水制氢一体化项目（标段2）碱性20MW隆基氧能数据来源：香橙会研究院、氢能汇、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分20of48光伏巨头、设备厂商加速布局电解槽领域，市场参与企业增多。国内CR3中派瑞氢能同时具备ALK、PEM两种电解槽技术路径，考克利尔竞立和隆基股份主要专注于ALK技术方向。光伏巨头隆基股份、阳光电源以及华电重工等设备厂商也开始布局氢能电解槽领域，电解槽参与企业数量进一步增加，未来市场竞争或将加剧。表6：国内电解槽厂商以ALK路线居多企业产品技术类型单台最大产氢率（Nm³/h)考克利尔竞立ALK1500派瑞氢能AlK、PEM2000隆基氢能ALK1000天津大陆ALK1000中电丰业AlK、PEM1000凯豪达氢能ALK1000瀚氢源ALK1100华易氢元科技ALK1350赛克赛斯氢能PEM1200国富氢能AlK、PEM1000奥洋科技ALK1200瑞麟科技ALK500希倍优氢能ALK1400明阳智慧氢能ALK2500中国华电ALK1200亿利氢田时代ALK1000盛氢制氢ALK1000氢氢松松ALK500吉道能源ALK1500江苏双良新能源ALK1000天合元氢ALK1000数据来源：氢能聚焦、国泰君安证券研究全球头部电解槽生产商扩产进行时。根据BloombergNEF统计，2022年底年生产力全球前20家电解槽生产商产能共计14GW，其中有8家企业来自中国，合计6.7GW占比约48%。按照电解槽类型划分，有12家碱性电解槽企业、5家PEM电解槽企业和3家碱性/PEM电解槽企业。预期2023年底年生产力全球前20家电解槽生产商产能合计约26.4GW，较2022年底提高89%。表10：全球头部电解槽生产商稳步扩产请务必阅读正文之后的免责条款部分21of482022年底预期电解槽产能TOP202023年底预期电解槽产能TOP20排名企业年产能（GW）国家电解槽类型排名企业年产能（GW）国家电解槽类型1隆基1.5中国ALK1普拉格能源3美国PEM1派瑞氢能1.5中国ALK/PEM2隆基2.5中国ALK3阳光电源1.1中国ALK/PEM2考克利尔竞立2.5比利时ALK4考克利尔竞立1比利时ALK2ITMPower2.5英国PEM4蒂森克虏伯1德国ALK5Ohmium2美国PEM4奥扬科技1中国ALK6康明斯1.6美国PEM4ITMPower1英国PEM7派瑞氢能1.5中国ALK/PEM4普拉格能源1美国PEM7蒂森克虏伯1.5德国ALK4Ohmium1美国PEM9HydrogenPro1.3挪威ALK10康明斯0.6美国PEM9西门子1.3德国PEM10Ncl（耐欧)0.6挪威ALK/PEM11阳光电源1.1中国ALK/PEM12中电丰业0.5中国ALK12奥扬科技1中国ALK12国富氢能0.5中国ALK12国富氢能1中国ALK14西门子0.3德国PEM14Nel(耐欧)0.6挪威ALK/PEM14瑞麟科技0.3中国ALK15中电丰业0.5中国ALK14HydrogenPro0.3挪威ALK15Sunfire0.5德国ALK17凯豪达0.3中国ALK15凯豪达0.5中国ALK17Sunfire0.3德国ALK15希倍优0.5中国ALK19麦克菲0.1法国ALK15昇辉科技0.5中国ALK19GreenHydrogenSystems0.1丹麦ALK15印度瑞来斯实业公司0.5印度ALK2022年TOP20合计14.0GW2023年TOP20合计26.4GW数据来源：BloombergNEF、国泰君安证券研究国内电解槽市场2025年有望突破200亿，2030年有望突破450亿。针对国内电解槽市场，我们进行如下假设：1）假设24年后我国氢能产量以2%的增速稳定提升，国内绿氢渗透率由1%逐步提升至2025年的5%、2030年的20%；2）参考主流电解槽技术参数，随着工艺改进、技术进步与规模化应用，假设制氢电耗稳步下降，年利用小时数与能量转换效率稳定提升，设备单价略有下降；3）随着PEM技术的成熟，PEM电解槽在国内占有率预计将逐步提升，假设2025、2030年分别达到10%、20%。以此基础测算，国内电解槽市场规模2025年约213亿元，其中ALK、PEM分别为168.3亿、44.7亿；2030年电解槽市场规模达到464亿元，其中ALK、PEM分别为312.5亿、151.5亿。表11：预计2025年我国氢电解槽市场规模将突破200亿202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E中国氢气产量（万吨）3342400442444414450245924684477848734971yoy34%20%6%4%2%2%2%2%2%2%绿氢渗透率1%1%2%3%5%7%10%13%16%20%绿氢产量（万吨）174076132203312445597780994新增绿氢产量（万吨）1023365670110133152183214新增绿氢体积（亿立方米）11.226.140.762.778.6122.8148.6170.5204.4240.2电耗（kWh/立方米）4.64.64.54.54.44.44.34.34.24.2年利用小时数（h）3000300031503300345036003750390040504200能量转换效率74.0%74.5%75.0%75.5%76.0%76.5%77.0%77.5%78.0%78.5%请务必阅读正文之后的免责条款部分22of48电解槽新增需求量(GW)2.35.37.811.213.219.522.324.227.530.6ALK电解槽占比98%95%93%92%90%88%86%84%82%80%ALK电解槽新增出货量（MW)22745058722710341119221717019173203172252324488ALK电解槽设备单价（万元/MW)155150147144141138136133130128ALK电解槽新增市场规模（亿元）35.275.9106.2149.0168.3237.6260.0270.0293.3312.5PEM电解槽占比2%5%7%8%10%12%14%16%18%20%PEM电解槽出货量（MW)46266544899132523413121387049446122PEM电解槽设备单价（万元/MW)432406382359337317298280263247PEM电解槽新增市场规模（亿元）2.010.820.832.344.774.293.0108.4130.2151.5电解槽新增市场空间37.286.7127.0181.2213.0311.8353.0378.3423.5464.0数据来源：中国煤炭工业协会、GGII、北极星氢能网、国泰君安证券研究4.氢气储运加注空间广阔，国产化之路道阻且长4.1.氢气储运贯穿全产业链，高压储氢瓶有望放量氢气储运方式可根据储存状态分为气态储氢、固态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢。1）高压气态储氢；通过高压将氢气压缩到一个耐高压的容器；2）固态储氢：利用物理吸附型、金属氢化物等储氢材料能够可逆吸放氢的特性进行储氢，其中金属氢化物储氢是目前最有希望且发展较快的固态储氢方式；3）低温液态储氢：低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中；4）有机液态储氢：有机液态储氢是利用有机物的碳原子加氢和脱氢反应实现吸放氢。高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段，有机液态储氢、固态储氢尚处研发推广阶段。气态储氢成本低、能耗低、操作环境简单，是目前我国最常用的储氢技术；低温液态储氢目前主要应用在航空领域；有机液态储氢技术已相对完善，其存储介质与汽油柴油接近，可以有效利用已有基础设施实现降本，应用前景广阔；固态储氢凭借其储氢密度和安全性上的优势在近年来备受青睐，是未来氢能高效利用的重要路线。请务必阅读正文之后的免责条款部分23of48表12:氢能储存方式主要分为4种，高压气态储氢应用最广泛储存方式核心技术优点缺点技术成熟度及应用情况高压气态储氢高压压缩成本较低常温操作储氢能耗低充放氢速度快高压安全隐患大储氢密度小储存容器体积大存在氢气泄漏和容器爆破风险技术成熟，应用最广泛典型应用于钢瓶；轻质高压储氢罐；车用储氢固态储氢物理/化学吸附储氢安全性好储氢密度大氢纯度高，可提纯氢气运输便利可快速充、放氢成本高、充放氢效率低储放氢存在约束，热交换较困难，放氢需在较高温度下进行尚处于实验研究阶段在分布式发电、风电制氢、规模储氢中有示范应用低温液态储氢低温绝热液氢纯度高能量密度大体积密度大加注时间短氢液化能耗大容器要求高、成本较高绝热要求高技术成熟，大量、远距离储运主要用于航空航天，典型应用火箭低温推进剂有机液态储氢有机储氢介质液氢纯度高储氢密度大稳定性高、安全性好运输便利储氢介质可多次循环适用操作条件苛刻成本较高脱氢温度高能耗大可能发生副反应已无技术障碍，应用前景广阔数据来源：《氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用》、氢云链、世界能源蓝皮书、国泰君安证券研究受益政策与技术，储氢瓶市场空间广阔。随着燃料电池汽车产销量的攀升、政策驱动、高压储氢瓶技术的不断突破，根据头豹研究院预测，预计未来国内高压储氢瓶需求量将保持高速增长，预计2025年需求量将达到40685台，市场规模将达到32.9亿元。图28：国内高压储氢瓶需求量2025年有望达4万台图29：国内高压储氢瓶规模2025年有望达32.9亿数据来源：头豹研究院、国泰君安证券研究数据来源：头豹研究院、国泰君安证券研究商用高压储氢瓶主要分为四大类型，IV型瓶成为主流迭代方向。商用高压气态储氢容器主要分为Ⅰ型纯钢制金属瓶、Ⅱ型钢制内胆纤维缠绕瓶、Ⅲ型铝内胆纤维缠绕瓶和Ⅳ型铝合金内胆纤维缠绕瓶四类。Ⅲ型瓶具有重容比小、单位质量储氢密度高等优点，技术较为成熟，已广泛应用于氢燃料电池汽车。III型瓶储氢密度为3.9%，而IV型瓶的储氢密度可以达到5.5%，单瓶气体容积可达到375升，可降低整个系统复杂性。未来随着技术不断突破，IV型对III型储氢瓶的替代是行业发展趋势。请务必阅读正文之后的免责条款部分24of48表13：商用高压储氢瓶包含四大类型，V型瓶尚处研发阶段型号Ⅰ型瓶Ⅱ型瓶Ⅲ型瓶Ⅳ型瓶V型瓶材料工艺纯钢质金属质内胆纤维缠绕铝内胆纤维缠绕塑料内胆纤维缠绕无内胆纤维环绕压强(Mpa)17.5-2026.3-3030-7070以上研发中材料密度(kg/L)0.9-1.30.6-1.00.35-1.00.3-0.8使用寿命15年15年15-20年15-20年储氢密度(kg/m³)14.28-17.2314.28-17.2340.448.8成本低中最高高应用场景加氢站等固定式储氢车载储氢瓶数据来源：中国氢能联盟、华经产业研究院、国泰君安证券研究车用高压储氢瓶国家标准发布，有望打开70Mpa储氢瓶市场。美日等国家燃料电池汽车多携带70Mpa压力IV型储氢瓶，甚至着手研发V型瓶，相比之下我国目前燃料电池示范车辆大部分仍采用35Mpa的Ⅲ型瓶，储氢量少且重量更重，受限于技术水平和过往安全事故，国内过去一直未开放70Mpa的IV型瓶。而《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》（Ⅳ型瓶）、《车用高压储氢气瓶组合阀门》国家标准于2023年5月23日发布，将于2024年6月1日实施，标志着我国正式放开70MPa车用储氢瓶市场。国内企业快速布局Ⅳ型瓶，25年有望实现量产。国内各大企业已经快速切入Ⅳ型瓶布局，主要分为技术引进和自主研发两种方式进行IV型瓶量产准备。其中天海工业、中材科技、中集安瑞科、奥扬科技等企业均参与了上述IV型瓶国标制定，代表了现阶段国内顶尖技术水准。当前主流气瓶企业已经由实验研发进入终端协同开发阶段，预计在2025年前后陆续走向应用端，实现批量生产。表14：国内企业快速布局Ⅳ型瓶市场市场策略主体详情技术引进中集安瑞科2020年，与Hexagon签署合作书，计划引入IV型储氢瓶在国内市场推广；2021年，与HexagonPurusAS成立合资公司中集合斯康，计划建立IV型储氢瓶生产线，达产后总产能将达到10万只/年；2022年，中集合斯康与汇达交通签订凉解备忘录，中集合斯康初步将为香港首辆氢燃料电池双层巴士提供IV型车载储氢瓶及供氢系统。佛吉亚斯林达2021年5月，佛吉亚斯林达取得包含车用IV型储氢瓶的特种设备制造许可证，成为国内第一家获得Ⅳ型储氢瓶制造许可的工厂自主开发国富氢能2020年开始布局IV型储氢瓶技术研发；2021年3月30日，国富氢能装备产业基地二期项目开工，主要进行IV型瓶智能化生产线建设。天海工业2020年，募集资金进行IV型储氢瓶智能化数控生产线建设；2021年，已建成了一条柔性化IV型瓶生产线，目前主要用于存储天然气；其IV型储氢瓶进入车型定向开发阶段。中材科技2019年开始IV型气瓶的技术研发，现已建成年产10万只氢气瓶智能化缠绕生产线，70MPaIV型储氢气瓶已经通过全套委托实验并建成柔性自动化产线，70MPa储氢瓶容积覆盖28L-66L，35MPa储氢瓶容积覆盖53L-385L。亚普股份2020年与高校合作研发70MPaIV型储氢瓶。山东奥扬2020年开始进行IV型储氢瓶技术布局；目前工作压力为35MPa、70MPa的氢气IV型瓶目前已完成首件试制，已完成水压试验、气密性试验等部分产品内部测试，尚未实现IV型瓶的量产。请务必阅读正文之后的免责条款部分25of48中氢聚力2023年2月，风润智能装备股份有限公司携手中氢聚力成功签约“中氢聚力(登封)生产基地项目”，项目总投资2亿元，一期投资6000万元，生产制造第4代70MPa碳纤维缠绕储氢瓶。数据来源：公司公告、GGII、索比氢能网、国泰君安证券研究Ⅳ型瓶中碳纤维复合材料成本占比较高，国产化率有待提高。储氢Ⅳ瓶中碳纤维复合材料成本占比约78%。当前罐体材料已基本实现国产化，但高性能碳纤维材料仍被美、日垄断，日本东丽是全球车载储氢瓶企业碳纤维的主要供应商；碳纤维缠绕设备与高压罐体加工设备等工艺设备仍需进口，整体国产化率约50%。2021年日本东丽收紧碳纤维供应，导致国内储氢瓶企业无法正常出货，在军工、航天、机械等领域需求共同推动下，中复神鹰、光威复材、中简科技等一批国内碳纤维材料厂商开启扩产，储氢瓶碳纤维有望实现国产化替代。图30：35MpaⅣ瓶成本$2865，碳纤维材料占77%图31：70MpaⅣ瓶成本$3486，碳纤维材料占78%数据来源：中科院宁波材料所、国泰君安证券研究数据来源：中科院宁波材料所、国泰君安证券研究氢气运输：氢能产业链的关键桥梁。根据氢气状态可分为气态输送、液态输送和固态输送三种方式。1）气态输运：长管拖车运输设备产业成熟，目前应用最广泛，是国内加氢站氢气储运的主要方式；管道运输是实现氢气大规模、长距离输送的重要方式，输氢量大、能耗低，但是建造管道成本较高，在500km以上的运输场景下成本优势更加突出。2）液态输运：适合远距离、大容量输送，可以提高加氢站单站供应能力。3）固氢输送：通过金属氢化物存储的氢能，运输手段更加丰富，驳船、大型槽车等运输工具均可以用于运输固态氢。表15：三类氢运输方式适用于不同场景运输方式运输工具经济距离（km）适用场景气态储运长管拖车≤200城市内配送管道≥500国际、跨城市与城市内配送液态储运液态槽罐车≥200国际、规模化、长距离液态运输船≥200国际、规模化、长距离固态储运货车≤150固定式储氢、配送及加压数据来源：国际氢能网、《2022年中国氢能行业技术发展洞察报告》、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分26of48图32：运输距离越远，管道运输的成本优势越明显数据来源：国富氢能招股说明书（申报稿）图33：氢能运输是连接氢能产业链各环节的桥梁数据来源：《氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用》多因素催化加速我国长距离输氢管网建设国内首次高压力纯氢管道试验取得成功。2023年6月25日，国内首次高压力纯氢管道试验在国家管网集团管道断裂控制试验场取得成功，为我国今后实现大规模、低成本的远距离纯氢运输提供了技术支撑。首条“西氢东送”管道纳入国家规划。2023年4月10日，中国石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。“西氢东送”起于内蒙古终于北京，管道全长400多公里，是我国首条跨省份、大规模、长距离的纯氢输送管道。一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解绿氢供需错配问题。国内首条掺氢高压输气管道工程正式动工。2023年3月9日，国内首条掺氢高压输气管道工程正式动工，总投资9.1亿元，全长258km，最大输气能力可达12亿m3/年，预计2023年底完工投用。通过建立风光发电-绿电制氢-氢气管输-炼化与交通用氢的一体化氢产业发展模式，为我国西部地区绿氢跨省市应用提供示范解决方案。请务必阅读正文之后的免责条款部分27of48输氢管网建设利好氢能全产业链。大规模纯氢管道建设提速，将率先带来压缩机、管道钢材等配套设备及材料需求，同时也将带动氢气储存装置、加注设备需求。长期来看，伴随国内氢气管网设施的不断完善，绿氢供需错配问题将逐步缓解，有利于氢能产业链成本的降低，加大氢能终端应用规模，全产业链有望充分受益。图34：首条纯氢长输管道项目纳入国家规划图35：包头—临河输气管道工程施工示意图数据来源：澎湃新闻数据来源：新华网4.2.加氢站发展任重道远，核心设备国产化道阻且长中国加氢站数量逐年增加。加氢站是将不同来源的氢气通过压缩机增压，储存在站内的高压罐中，再通过加气机为氢燃料电池汽车加注氢气的燃气站，在氢能产业链中起到重要的桥梁作用。我国加氢站数量逐年增加，截至2022年底全国已投运加氢站274座。全球范围来看，2022年已投运加氢站数量达到814座，其中亚洲国家占比55.9%，中国、美国、法国、日本均有明确的加氢站发展规划，预计2030年前加氢站数量将维持高速增长。图36：2022年中国投运加氢站达到274座/+25.7%图37：2022年全球运营加氢站达814座/+18.8%数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究数据来源：H2Stantions.org、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分28of48图38：2022年底亚洲国家加氢站数量占比约55.9%图39：2030年前全球加氢站数量将保持快速增长数据来源：H2Stantions.org、国泰君安证券研究数据来源：各国氢能路线图、国泰君安证券研究加氢站有不同分类，我国加氢站以35MPa、站外制氢搭配高压气体储氢为主。根据氢气加注压力的不同，加氢站可分为35MPa和70MPa两种类型;根据建设形式不同，分为固定式加氢站和移动撬装式加氢站；根据等级不同，可分为一级站、二级站和三级站；根据储氢方式的不同，可分为气氢加氢站和液氢加氢站等；根据用途不同，可分为自用站、商用站和示范站；根据供氢方式的不同，可分为站外制氢加氢站和站内制氢加氢站。当前我国加氢站以35MPa为主，大多为外供氢加氢站，储氢方式一般是高压气体储氢。表16：以上海7座加氢站为例，以固定式、商用站、35Mpa加氢站为主名称类型用途等级加注压力/MPa固定式驿蓝加氢站固定式商用站一级35/70储氢容器安亭加氢站固定式商用站三级35有神力加氢站固定式自用站<三级35有安智油氢合建站固定式商用站二级35无西上海石油油氢合建站固定式商用站二级35(预留70)有江桥加氢站移动撬装式自用站-35有电驱动加氢站移动撬装式停用-35有数据来源：《加氢站发展现状与新模式探析》、国泰君安证券研究图40：加氢站主流技术路线包括站内制氢和站外制氢两种数据来源：国富氢能招股说明书（申报稿）请务必阅读正文之后的免责条款部分29of48我国加氢站建设成本高，降本空间较大。目前国内缺乏成熟的加氢站设备厂商，部分关键设备依赖进口，导致设备费用较高，限制了商业化运营。国内常见的加氢规模为500kg/d的加氢站投资为1200~1500万元，规模为1000kg/d加氢站投资为2000~2500万元。当前国内氢能应用规模有限，技术研发与国产替代有待加强，预计未来加氢站至少有30%-40%的降本空间。我国加氢站商业模式尚不成熟，部分加氢站仍处于亏损状态。根据《中国氢能产业发展报告2020》，现阶段受限于市场需求，不同区域用氢的市场规模、氢源供应、加氢站类型不一，加氢站氢气销售价格存在较大差异，价格区间在30-80元/kg，且部分加氢站仍处于亏损状态。表17：我国部分加氢站的氢气销售价格区间在30-80元/kg地区加氢站类型氢气销售价格佛山南海外供氢加氢站60-80元/kg上海外供氢加氢站60-80元/kg山西大同在站电解水制氢一体站（由于法规限制，目前采用外供氢模式）50元/kg张家口望山在站电解水制氢一体站（加氢协议价）30元/kg数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》、国泰君安证券研究国内加氢站设备集成商市场集中度较高。根据GGII，截至2021年底国内已经建成的加氢站中，CR5设备集成商市占率合计89.7%；2021年新增加氢站CR5市占率82%，市场集中度较高，竞争格局清晰。图41：21年底已建成加氢站中设备集成商CR589.7%图42：21年新增加氢站中设备集成商CR582.0%数据来源：GGII、国泰君安证券研究数据来源：GGII、国泰君安证券研究氢气压缩机、储氢容器、加氢机是加氢站三大核心设备。通常一座1000kg/d加氢站中配备2台压缩机、4台加氢机、2套储氢瓶组。据统计，国内35MPa&1000kg/d加氢站建设成本中，压缩机、储氢容器、加氢机占加氢站建设成本的比例分别约为39%、12%、11%。表18：一座1000kg/d三级加氢站的通常配2台压缩机、4台加氢机设备名称数量主要参数氢气压缩机2台隔膜式单级单缸压缩机，吸气压力5~25Pa，排气压力45MPa，排量468Nm3，总功率55kW加氢机4台最大工作压力43.8Pa，加注压力35Pa，总功率1kW请务必阅读正文之后的免责条款部分30of48固定储氢瓶组2套9瓶组，总水容积8.055m3氨气瓶集装格1组含16个40L、15Pa的标准氨气钢瓶组冷冻水机组2台出水温度0℃，回水温度5℃放空管1座DN80，高度6m，壁厚5mm数据来源：《外供氢加氢站工艺流程及设备研究》、国泰君安证券研究图43：压缩机、储氢容器、加氢机投资合计占比超62%数据来源：TrendBank、国泰君安证券研究4.2.1.氢气压缩机：全产业链广泛应用，国产化曙光初现氢气压缩机是加氢站的核心设备，同时也全产业链中有广泛应用。氢气压缩机主要作用为通过提高氢气储存密度和压力将氢气压缩成高压氢气。压缩机在整个氢能产业链均有广泛应用，制氢环节中需将氢气压缩至储氢瓶中；在管道运输中，需要在运输途中使用压缩机提供动力；送至加氢站或其他应用领域前需要压缩机进行再次压缩。加氢站压缩机主要包括隔膜式、液驱式、离子液体压缩机三类。氢气压缩机根据工作原理可分为机械式和非机械式，机械式主要包括隔膜式压缩机、液驱式压缩机和离子液体压缩机，非机械式包括金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机。应用于加氢站的氢气压缩机以机械式为主，基本特点包括压缩机频繁启停，压缩机维护频率低、维护时间短，进气压力和排气压力不恒定等。隔膜式压缩机：通过电机拖动隔膜压缩机的带轮，带轮带动曲轴旋转，进而使活塞随着连杆的运动做往复运动，活塞挤压液压油，液压油挤压金属膜片，使得气体腔体积减小，通过和进排气阀的协同工作，实现膜腔中的氢气压缩，适用于中小压力（不超过45Mpa）加氢站。液驱式压缩机：液压油缸体连接一个电机驱动液压泵，为活塞提供动力，活塞在液体的推动下在气缸中前后移动，气缸体积发生变化，以实现气体吸气、压缩和排气的过程，适用于中小压力加氢站。离子液体压缩机：离子液体本身几乎不可压缩，几乎没有蒸气压，可以替代金属在等温条件下产生高压，并且能长期运行而无需维护，节省能耗，主要应用于国外较高储氢压力（约90Mpa）的加氢站中。请务必阅读正文之后的免责条款部分31of48表19：液驱压缩机和隔膜压缩机技术成熟、在加氢站中应用较为广泛压缩机种类排出压力/Mpa流量/(N·m3h-1)优点缺点液驱式压缩机100300技术成熟操作方便、流量可调、可频繁启停系统复杂、在低功率下热损失高、噪音大隔膜式压缩机45-7050~280技术成熟、流量相对较高、散热良好、单级压缩比较大、45MPa在国内加氢站应用较广隔膜寿命问题、系统复杂、不适用于频繁启停、排气压力较大时隔膜寿命缩短离子液体压缩机100376~753运动部件少、寿命长、高效低能耗、对氢气无污染系统复杂、价格高金属氢化物压缩机702无活动部件、设备简单、无噪音、热能驱动压缩缓慢、耐久性差、价格高电化学压缩机35~701无活动部件、设备简单、无噪音、低能耗、高效率、可净化氢气氢气反扩散、水管理、高强度部件设计数据来源：《加氢站氢气压缩机技术装备开发进展》、国泰君安证券研究国内加氢站采用的压缩机以隔膜式压缩机和液驱式压缩机为主。在我国已建成35Mpa加氢站中，隔膜式压缩机市占率超过60%，液驱式压缩机占有率超过30%，离子液体压缩机等约占2%。图44：已建成加氢站中隔膜压缩机占有率超过60%图45：国产品牌压缩机市占率逐步提升数据来源：《中国加氢站产业发展蓝皮书2022》、国泰君安证券研究数据来源：《中国加氢站产业发展蓝皮书2022》、国泰君安证券研究压缩机海外垄断程度高，国产化曙光初现。进口品牌进入国内市场较早，场占据大部分份额。而近年来国产压缩机品牌在加氢站领域表现亮眼，市占率从0%提升至32%，并有望持续提高。隔膜压缩机国外主要品牌有美国PDC、PPI、德国HOFER、英国HOWDEN等。国内品牌主要为北京中鼎恒盛、北京天高、江苏恒久等；相比于隔膜压缩机，液驱活塞压缩机则主要依赖进口，包括德国MAXIMATOR、HOFER、SERAL、英国豪顿、美国HYDRO-PAC、HASKEL等。4.2.2.站用储氢压力容器：高压化趋势显著站用储氢通常采用高压储氢压力容器，与车载储氢瓶原理类似。高压气态储氢是我国加氢站最主要的储氢方式，最常见的储氢容器为高压储氢压力容器。加氢站用储氢压力容器与车载储氢瓶类型和原理类似，对于35MPa加注压力的加氢站，高压储氢容器的设计压力一般为45、47和50MPa，对于70MPa加注压力加氢站设计压力主要为82、87.5、98请务必阅读正文之后的免责条款部分32of48MPa和103Mpa。随着加氢站进一步发展，为了提高储氢容器的储氢量，储氢压力也将进一步提高。4.2.3.加氢机：国产化快速推进加氢机技术壁垒较高。加氢机一般由氢气流量计、检测报警装置、过滤器、电磁阀、安全阀、加氢枪、加氢软管、电子计控器、辅助装置等组成，其中加氢枪是加氢机的核心部件。加氢机的加注压力分为35MPa和70MPa两种，在高压环境下气体对加氢枪密封结构要求更高，加氢枪工作时流速高，会产生高热量;同时加氢枪结构复杂，部件多，因此对集成度有较高要求。加氢机进口依赖较高，国产企业逐步突围。早期加氢机主要依赖进口，当前国内已有多家企业可以生产加氢机。2020年11月，舜华新能源发布了第三代加氢机，集成了35MPa和70MPa两种压力等级的加注模式；2021年6月厚普股份发布了自主研发的首台70MPa加氢机，多项氢能加注设备关键部件打破了国际垄断；2021年9月北京低碳院开发的70MPa加氢机成为国内首个获得国际认证的70MPa加氢机。目前加氢站卡脖子技术主要为加氢机冷却系统集成问题，加氢枪密封结构、高流速高热量的安全保护问题以及加氢枪的高集成度问题。图46：厚普股份发布国内首台70Mpa加氢机图47：厚普股份70Mpa加氢枪产品数据来源：厚普股份公司公告数据来源：厚普股份公司公告5.燃料电池加速渗透，设备国产化稳步提升5.1.燃料电池市场空间广阔，有望加速渗透我国氢燃料电池快速增长，25年市场规模有望突破180亿。2021年我国氢燃料电池出货量约406MW，对应市场规模约21亿，2017-2021年复合增长率35%。伴随上游制氢端高景气，下游燃料电池汽车快速增长、叠加国家政策大力支持，未来燃料电池有望快速放量加速渗透，弗若斯特沙利文预测，2025年中国氢燃料电池市场将快速增长达到181亿。请务必阅读正文之后的免责条款部分33of48图48：17-21年氢燃料电池市场CAGR约35%图49：22M1-11氢燃料电池系统装机量CR575%数据来源：弗若斯特沙利文、国泰君安证券研究数据来源：GGII、国泰君安证券研究国内氢燃料系统市场集中度较高，CR5占据75%装机份额。根据GGII统计，2022年1-11月国内氢燃料电池系统装机量排名前三位分别是亿华通、重塑集团、捷氢科技，占比分别为25.2%、17%、15%，CR5合计75%，市场集中度较高，头部企业优势明显。燃料电池类型多样，质子交换膜燃料电池应用最为广范。根据所使用燃料类别与电解质特性不同，通常将燃料电池分为甲醇燃料电池(DMFC)、磷酸燃料电池(PAFC)、碱性燃料电池(AFC)、质子交换膜燃料电池(PEMFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)等。质子交换膜燃料电池具有能量转换效率高、工作温度低、氧化剂为空气、电解质无腐蚀性、动态响应速度快、副产物环保、运行无噪声、能量可循环利用等优点，目前已成为燃料电池汽车的主流技术，并且在固定式、便携式发电装置中得到大量应用，2020年在全球燃料电池出货量中占比高达78%。表20：质子交换膜燃料电池在各类燃料电池中应用最广燃料电池类型燃料氧化剂催化层工作温度/℃转化效率/%电解质腐蚀性主要应用领域甲醇燃料电池DMFC甲醇空气铂、钌60~13030~40低便携发电设备磷酸燃料电池PAFC氢气/天然气空气铂100~20040~50强发电站碱性燃料电池AFC氢气氧气镍50~20050~60中航天器质子交换膜燃料电池PEMFC氢气/天然气空气铂50~10040~60无汽车/发电站固体氧化物燃料电池SOFC氢气/天然气空气非金属800~100050~60无发电站熔融碳酸盐燃料电池MCFC氢气/天然气空气非金属650~70050~55强发电站数据来源：《氢燃料电池汽车关键技术研究现状与前景分析》、国泰君安证券研究图50：2020年全球PEMFC出货量占比约78%请务必阅读正文之后的免责条款部分34of48数据来源：E4tech、国泰君安证券研究燃料电池基本原理是将化学能转化为电能，本质是电解水制氢的逆反应。以质子交换膜燃料电池为例，以氢气为电化学反应燃料，以空气或氧气为氧化剂，利用质子交换膜作为电解质，将燃料气体与氧化剂的化学能转化为电能，利用的是质子交换膜电解水制氢的逆反应。图51：质子交换膜燃料电池原理示意图数据来源：《氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用》5.2.氢燃料电池平稳降本，设备国产化水平稳步提升燃料电池汽车产业具有市场空间大、产业链长、参与方众多。上游主要为膜电极、双极板、各类管阀件与传感器、车载高压储氢瓶等发动机零部件生产制造行业，产业链中游主要为燃料电池发动机系统及电堆集成行业，下游主要为燃料电池整车制造行业。图52：氢燃料电池产业链覆盖范围较广数据来源：亿华通招股说明书、赛瑞研究、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分35of48氢燃料电池包含多类关键部件，性能要求较高。按照氢燃料电池的构造进行划分，关键材料可以分为电堆材料和氢燃料电池系统材料。电堆材料包括膜电极材料、气体扩散层材料、双极板材料、密封圈材料和端板材料五大类；氢燃料电池系统材料包括储氢瓶材料、压缩机材料、氢循环系统材料和增湿器材料四大类，各类部件对于材料性能均有较高要求。表21：氢燃料电池对核心部件性能要求较高关键部件具体要求质子交换膜材料高质子交换率、低电子导电率、气体渗透性低、化学与电化学稳定性好、热稳定性好、尺寸稳定性好、力学性能好催化剂材料催化效率高，成本适中、储量适中、活性高、稳定性强气体扩散层材料具备抗腐蚀性、高疏水性、多孔性、透气性、高导电性和高导热性双极板材料强度高、致密性好、导电和导热性能好等特性。密封胶材料要求具有低透湿性、低透气性、耐酸、耐湿和耐热性储氢瓶关键材料质量轻、强度高、气密性高、成本低空压机工作效率高、无油、结构紧凑、可靠性高、易维护和噪声低数据来源：《氢燃料电池关键材料发展现状及研究进展》、国泰君安证券研究电堆成本下降带动燃料电池平稳降本，燃料电池有望加速渗透。成本结构来看，燃料电池系统约占燃料电池汽车成本50%，而电堆在燃料电池成本中占据约59%，是燃料电池的价值核心。2017-2021年电堆成本以29%的平均降幅快速下降，带动燃料电池系统整体快速实现降本，有望进一步提高燃料电池渗透率。图53：燃料电池系统约占燃料电池汽车成本的50%图54：燃料电池电堆约占燃料电池成本的59%数据来源：国富氢能招股书申报稿、国泰君安证券研究数据来源：弗若斯特沙利文、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分36of48图55：电堆带动燃料电池稳步实现降本图56：燃料电池电堆由双极板与膜电极交替结合数据来源：中国汽车工程学会、国泰君安证券研究数据来源：亿华通招股说明书电堆是燃料电池系统的功能核心。电堆是电化学反应发生场所，由于单个燃料电池单元输出功率较小，通常将多个燃料电池单元以串联方式层叠组合构成电堆来提高整体输出功率。电堆由双极板（BP）与膜电极（MEA）交替叠合，各单体之间嵌入密封件，经前、后端板压紧后用螺杆紧固拴牢。双极板与膜电极组件是燃料电池电堆的核心构成部分，成本分别占比23%、64%。膜电极组件包含气体扩散层（GDL）、催化剂层（CL）以及质子交换膜（PEM）。CL与GDL共同构成MEA中的电极，通入的氢气与氧气在MEA中发生氧化还原反应产生电能。电堆核心部件：气体扩散层、催化剂等核心材料依赖进口。1）双极板：主要作用是气液分离与电流集流，其质量占电堆的70%，体积占电堆的50%，成本占电堆的30-50%。国内主要以石墨双极板为主，已基本实现国产化，而国际上以金属双极板为主，我国的金属双极板仍处于研发阶段。2）气体扩散层：主要起到支撑催化剂层、收集电流、传导气体并将反应生成的水排出的作用。气体扩散层的质量要求包括高导电率、高孔隙率、强热传导能力以及强抗腐蚀能力。国内气体扩散层研究起步较晚，且原材料受到海外封锁，技术水平发展缓慢。3）质子交换膜：在燃料电池电堆中充当电解质，其质量对燃料电池性能起着决定性作用，直接影响着燃料电池的使用寿命。目前全氟磺酸树脂质子交换膜是目前唯一能够实现商业化的质子交换膜，技术门槛高、成本高昂，国内的全氟磺酸树脂仍依赖进口。4）催化剂：主要作用是降低反应活化能以加速氧化还原反应过程。市场上主流催化剂皆为Pt基催化剂，Pt金属高昂的价格是导致电堆高成本的主要原因之一，低铂催化剂、非铂催化剂以及非碳支持体系催化剂是行业研发的重点方向。我国在催化剂领域与国际先进水平仍有差距，存在催化活性相对较低、种类较少与缺乏技术验证等问题。请务必阅读正文之后的免责条款部分37of48图57：电堆成本中双极板、膜电极分别占比23%、64%数据来源：赛瑞研究、国泰君安证券研究空压机：空气供给系统核心部件，直接影响燃料电池效率。空气压缩机负责向电堆提供最佳压力和流量的压缩空气，它直接影响燃料电池系统转换效率。一般燃料电池系统用空压机分为离心式、罗茨式、螺杆式三种，涡旋式成本较高实际应用较少。离心式空压机在效率、噪音、体积、无油、功率密度等方面综合效果最优，随着燃料电池功率提高，离心式空压机已成为我国氢燃料电池的主流方案。相比于其他辅助系统产品，空压机在国内已较早实现了全功率段国产化。表22：离心式空压机已成为我国氢燃料电池中主流空压机类型优势劣势2019比例2020年比例罗茨式流量压力范围宽、结构简单、成本低、工艺难度低叶片少、脉动大、噪音大、体积大、重量重、高压段效率低50%5%涡旋式效率高、力矩变化小、平衡性好、噪音低、结构简单、可靠性好成本高、加工精度高、密封要求高、密封结构复杂0%0%螺杆式流量压力范围宽、内压缩、容积效率高低压段效率高，内压缩、冷却要求高、螺杆需耐磨涂层、轴承精度要求高、工艺复杂、叶片少、噪音高3%0%离心式供气量大而连续、运转平稳响应速度快、结构简单、噪音低稳定工况区较窄、低流量下存在喘振现象、空气轴承启停次数有限制47%95%数据来源：GGII、华经产业研究院、国泰君安证券研究氢气循环泵：氢气供给系统核心部件，国产化率快速提升。氢气循环泵主要功能是将电堆未反应的氢气再次循环到入口，提升氢气的利用率与安全性，同时可以将反应生成的水供给到电堆以改善电堆湿润水平。2020年以前德国普旭的氢气循环泵在国内市占率超过90%，而近年来随着东德实业、雪人股份、瑞驱科技、浙江宏昇等国内企业的技术突破和市场放量，国产化率大大提升，同时也带动了价格的大幅下降。氢燃料电池关键技术逐步自主可控，部分核心部件国产化率超过80%。请务必阅读正文之后的免责条款部分38of48总体来看，中国已初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、动力系统与核心部件、整车集成等核心技术，部分关键技术的实验数据水平已接近国际先进水平。根据GGII，2022年我国氢燃料电池市场空压机、氢循环、增湿器等环节国产化程度已达80%以上。燃料电池电堆：国家电投氢能、捷氢科技、氢晨科技、氢璞创能等氢燃料电池电堆供应商的产品功率达到国际先进水平，建成了自动化生产线；膜电极、双极板：已具备国产化的能力，生产规模较小；关键材料：国产催化剂、质子交换膜均已实现小规模自主生产，为未来大规模商业化生产储备了技术基础条件，国产气体扩散层仍处于技术验证阶段；燃料电池系统：国内企业已掌握关键技术，相关产品冷启动、功率密度等性能显著提升；氢燃料电池系统零部件：DC/DC基本实现国产化，空压机已较早地实现了全功率段国产化，国产化率接近100%。部分技术距国外先进水平仍存在差距，国产化燃料电池仍有提升空间。尽管我国氢燃料电池的国产化率和技术指标快速提升，但在膜电极、碳纸和空气压缩机等卡脖子问题仍未完全解决，产品的催化剂载量、耐久性和一致性等指标与国外产品存在差距，距离实现全部国产化仍有较长路要走。表23：我国燃料电池部件技术指标与国外仍存在差距领域技术指标国内先进水平国际一流水平燃料电池电堆额定功率等级36kW(在用)60-80kW体积功率密度1.8kWL(在用)3.1kW/L3.1kWL（实验室)耐久性5000h>5000h低温性能-20℃-30℃应用情况百台级别（在用）数千台级别核心零部件膜电极电流密度约1.5A/cm2,动态工况寿命约3000h电流密度达到2.5~3.0A/cm2,动态工况寿命达9000h空压机30kW级实车验证100kW级实车验证储氢系统35MPa储氢系统-Ⅲ型瓶组7OMPa储氢系统IV型瓶组双极板金属双极板-试制阶段；石墨双极板小规模使用缺少耐久和工程化验证金属双极板技术成熟、完成实车验证；石墨双极板完成实车验证氢循环装置氢气循环泵-技术空白，30kW级引射器-可量产100kW级燃料电池系统用氢气循环泵技术成熟关键原材料催化剂Pt含量0.3-0.4g/kW，0.28~0.40mg/cm2，小规模生产Pt含量达到0.19g/kW，0.15mg/cm2，产品化生产阶段质子交换膜性能与国际相当，中试阶段产品化生产阶段炭纸/炭布中试阶段产品化生产阶段密封剂国内相关产品较少产品化批量生产阶段数据来源：《国内外氢能产业政策与技术经济性分析》、《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》、国泰君安证券研究6.行业重点公司6.1.华电重工：华电集团持续赋能，碱性+PEM双向发力主营业务：华电重工是工程整体解决方案供应商，业务集工程系统设计、请务必阅读正文之后的免责条款部分39of48工程总承包以及核心高端装备研发、设计、制造于一体，主要为客户在物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋与环境工程、煤炭清洁高效利用工程等方面提供工程系统整体解决方案。图58：华电重工17-22年营收CAGR11.2%图59：华电重工17-22年归母净利润CAGR52.4%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：华电重工于2020年设立氢能事业部，定位于集制售氢、装备制造、工程总包及项目投资、运营为一体的能源服务商。以可再生能源制氢和氢能高效利用为重点，持续强化核心材料、关键设备的技术研发与产业化应用，努力打造绿氢制、储、用产业链条，依托能源大基地布局、增进产业协同发展。公司同时布局碱性电解槽和PEM电解槽，首台套1200Nm3/h碱性电解槽已成功下线，多项指标达行业领先水平，公司由华电集团持续赋能，电解槽订单具有确定性保障。2022年公司收购深圳通用氢能51%股权，已在气体扩散层、质子交换膜方面取得重大突破。2022年中标达茂旗20万kW新能源制氢工程示范项目，合同金额3.45亿元，计划于2023年内投产。表24：华电重工氢能业务主要涉及四类产品系统/产品说明碱性电解水制氢装备开发的碱性电解槽具有高电流密度、高电解效率、大容量、高响应速度的特点，运行平稳、性能先进、结构紧凑，适用于可再生能源规模化制备绿氢场景。气体扩散层产品韧性好，高电导率、高传热性，MD与TD方向具有高抗拉强度的特点，部分指标达到国际先进水平，并通过了国内外多家下游企业的检测。质子交换膜产品具有更高的机械性能及尺寸稳定性、离子交换容量高、膜的保水能力及传输水能力强的特点。内含多种不同功能的自由基捕捉剂，具备更高的耐久性。氢燃料电池分布式供能系统具有“大功率、高效率、智能化、长寿命、环境适应性强”的特点，氢电效率>52%,热电联产效率大于85%。整套装置采用撬装式设计，系统集成度高、结构设计模块化，为绿色建筑、新型基础设施、园区、孤岛等提供电力和热电联供服务，可满足多场景应用需求。数据来源：公司公告、国泰君安证券研究6.2.华光环能：环保能源双轮驱动，碱性电解槽量产在即主营业务：华光环能是我国电站锅炉、工业锅炉、压力容器、烟气脱硫净化设备、燃气轮机余热锅炉(HRSG)、垃圾焚烧锅炉、特种锅炉和水处理设备专业制造公司，也是全国水处理设备科研中心和最大的制造基地。主要围绕环保与能源两大领域开展一体化业务，包括环保领域（主要为固废处置）的专业设计、环保设备制造、工程建设、处置运营的全产业链系统解决方案和综合服务，能源领域的锅炉设计制造、传统及新能源电力工程总包、热电运营、光伏电站运营的全产业链业务。请务必阅读正文之后的免责条款部分40of48图60：华光环能17-22年营收CAGR8.6%图61：华光环能17-22年归母净利润CAGR12.8%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：碱性电解槽持续突破，制氢装备量产在即。公司以传统锅炉装备制造经验为基础，与大连理工成立“大连理工-华光环能”零碳工程技术研究中心并成功下线碱性电解槽产品。公司具有自主知识产权的双极板和电极催化剂，利用首个自主开发的智能、参数化设计系统，成功开发了产氢量1500Nm3/h的碱性电解槽，于2023年4月11日正式下线。公司目前具备2000Nm3/h以下多系列碱性电解水制氢系统技术，具备1GW电解水制氢设备制造能力且可以实现随时批量化生产交付，并同步建设新制造基地，打造业内一流的智能化、绿色化、数字化特种设备基地。6.3.隆基绿能：光伏龙头企业，进军绿氢培育光伏制氢主营业务：隆基绿能专注于单晶硅棒、硅片的研发、生产和销售，经过十多年的发展，目前已成为全球最大的太阳能单晶硅光伏产品制造商。公司逐步构建单晶硅片、电池组件、工商业分布式解决方案、绿色能源解决方案、氢能装备五大业务板块，形成支撑全球零碳发展的“绿电+绿氢”产品和解决方案。图62：隆基绿能17-22年营收CAGR51.1%图63：隆基绿能17-22年归母净利润CAGR33.0%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：进军绿氢培育光伏制氢。隆基绿能于2021年正式成立子公司，致力于成为全球领先的“绿电+绿氢”解决方案提供商。2022年公司加快准进氢能等新业务拓展，推动绿色能源解决方案能力的不断提升，请务必阅读正文之后的免责条款部分41of48成功中标了我国首个万吨级光伏绿氢示范项目“中国石化新星新疆库车绿氢示范项目”。6.4.冰轮环境：冷链设备龙头，氢能压缩机技术领先主营业务：公司致力于在气温控制领域为客户提供系统解决方案，营造人工环境。主营业务涵盖低温冷冻设备、中央空调设备、节能制热设备、能源化工压缩/液化装备、精密铸件、智能仓储装备、氢能装备等产业集群。主要产品为压缩机和换热装置，广泛应用于食品冷链、石化、医药、能源、冰雪体育，以及大型场馆、轨道交通、核电、数据中心、学校、医院等领域。图64：冰轮环境17-22年营收CAGR12.1%图65：冰轮环境17-22年归母净利润CAGR6.3%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：布局制氢储氢环节，技术达到国际先进水平。2019年公司出资5000万成立山东冰轮海卓研究院，突破氢气液化的大型氦气压缩机关键技术；2020年公司完成了加氢站隔膜压缩机的研发，填补国内技术空白；氢燃料电池空气压缩机及氢气循环泵已获得主流燃料电池厂商批量订单。2021年度，公司联合有关科研院所研制的氢气输送压缩机、燃料电池空气压缩机、燃料电池氢气循环泵、高压加氢压缩机产品，整体性能达到国际先进水平。2022年度，公司与黄渤海新区签订了“低碳能源装备技术研发及产业化项目”，在低碳装备关键技术领域持续发力；研制开发系列隔膜压缩机替代进口，在氢能装备领域持续突破。表25：冰轮环境氢能装备主要产品技术领先领域产品技术地位氢液化氢液化领域高效氦气螺杆压缩机进入首批能源领域首台（套）重大技术装备项目名单氢储运氢气输送压缩机喷油螺杆氢气输送压缩机填补了国内空白，产品整体性能达到国际先进水平加氢站高压加氢压缩机通过科学技术成果鉴定，整体性能达到国际先进水平氢燃料电池空气压缩机通过科学技术成果鉴定，主要性能指标达到国际先进水平氢气循环泵填补了国内空白，整体性能达到国际先进水平数据来源：公司公告、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分42of486.5.京城股份：储氢技术国内领先，募投扩产高压储氢瓶主营业务：京城股份主要产品包括车用液化天然气(LNG)气瓶、车用压缩天然气(CNG)气瓶、钢质无缝气瓶、焊接绝热气瓶、碳纤维全缠绕复合气瓶、ISO罐式集装箱、低温储罐、燃料电池用铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶、塑料内胆碳纤维全缠绕复合气瓶、加气站设备等。通过对车用LNG气瓶、低温贮罐、低温液体运输车、天然气汽车加气站等多方位的技术整合，可为客户提供LNG/CNG系统解决方案。图66：京城股份22年营收13.7亿/+16.0%图67：京城股份22年归母净利润0.18亿/+178.6%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：储氢技术国内领先，募投扩产Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶。京城股份2014年成功研发35MPa和70MPa高压氢燃料车用储气瓶，车用高压储氢技术国内领先。子公司北京天海拥有8个专业气体储运装备生产基地，是中国金属压力容器制造行业排头兵企业。基于压力容器主营业务的技术储备，京城股份及下属企业已在氢能储运产品领域布局多年，具备成熟的Ⅲ型瓶和Ⅳ型瓶技术能力和生产能力。2022年第24届冬奥会中，公司成功交付冬奥会项目140套储氢系统订单，为冬奥会提供火炬储氢系统。2022年11月，公司公告拟非公开募投11.7亿元，其中4亿投入氢能前沿科技产业发展项目，以提升Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶生产能力，拓展氢能产品范围和产业化能力。6.6.厚普股份：国内加气站设备龙头，深度布局加氢业务主营业务：厚普股份主业涵盖天然气加注成套设备/氢能成套设备的研发、生产和集成；清洁能源领域及航空零部件领域核心零部件的研发和生产；天然气和氢能源等相关工程的EPC；智慧物联网信息化集成监管平台的研发、生产和集成；以及覆盖整个产业链的专业售后服务等。请务必阅读正文之后的免责条款部分43of48图68：厚普股份22年营收7.1亿/-18.4%图69：厚普股份22年归母净利润-1.4亿元数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究氢能布局：深度布局加氢业务，加氢站解决方案国内领先。1）氢能加注领域：厚普股份2013年起积极开展氢能相关领域业务，为国内箱式加氢站解决方案服务商。公司在加氢站领域已形成了从设计到关键部件研发、生产，成套设备集成、加氢站安装调试和技术服务支持等覆盖整个产业链的综合能力。产品方面，公司先后推出了45MPa液压式压缩机、35MPa氢压缩机橇、液氢真空管、液氢换热器、100MPa氢气质量流量计、70MPa加氢机、70MPa加氢枪等核心产品。2022年公司自主研发的45MPa液压式氢气压缩机已实现推广应用，进一步巩固了公司在氢能设备领域的核心竞争力。2）加氢站领域：厚普股份EPC承建了山西鹏飞集团北姚鹏湾氢港项目，北姚鹏湾氢港两座加氢综合能源站，同时具备氢气、LNG及燃油加注功能，站内配备4台35MPa加氢机，设计加氢量达1000Kg/d，能满足100辆氢燃料车的加注。同时公司还参与承建中石油广东佛山罗格加油加氢合建站、陕西韩城美源加氢站等多个加氢站项目。6.7.亿华通：燃料电池发动机系统龙头，产销量快速提升国内燃料电池发动机系统龙头。亿华通主要产品及服务包括燃料电池系统及相关的技术开发、技术服务，目前主要应用于客车、物流车及重卡等商用车型，公司与国内主流的商用车企业宇通客车、北汽福田等建立了深入的合作关系，搭载公司燃料电池系统的燃料电池车辆已先后在北京、张家口、上海、成都、郑州及淄博等地上线运营。图70：亿华通22年营收7.4亿/+17.3%图71：亿华通22年归母净利润-1.7亿/-2.8%数据来源：Wind、国泰君安证券研究数据来源：Wind、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分44of48积极投入燃料电池研发布局，拓展多元化市场。作为我国燃料电池系统研发及商业化的先行者，公司具备燃料电池系统及电堆的量产能力，提前拓展百KW级大功率燃料电池系统，并积极与国内主流整车厂合作拓展开发客车、环卫车、牵引车、冷链物流等新车型，扩大了产品市场覆盖度，满足多元化市场需求。受益于行业发展，燃料电池发动机系统产销量快速提升。随着燃料电池示范应用城市群政策的落地实施，公司燃料电池系统产销量大幅提高。2022年公司燃料电池系统生产量1683台/+113.3%、销售量1537台/+183.1%，燃料电池系统销售总功率为161,520KW，同比增长175.7%。图72：2022年亿华通燃料电池发动机系统产销量大幅增长数据来源：公司公告、国泰君安证券研究7.投资建议制氢环节建议关注有前期布局的电解槽生产商以及由能源、光储行业切入制氢设备的企业，受益标的包括华电重工、华光环能、隆基绿能等；储运环节推荐国产压缩机领先企业冰轮环境，受益标的国产储氢瓶龙头京城股份等；加氢站环节受益标的为国内加氢设备龙头厚普股份等；燃料电池环节受益标的为国内燃料发动机系统龙头亿华通等。表26：氢能设备行业重点公司PE估值代码公司收盘价EPSPE评级2023/07/072023E2024E2025E2023E2024E2025E601226.SH华电重工7.660.380.470.5720.2416.2713.39-600475.SH华光环能11.60.951.131.3012.2510.268.95-601012.SH隆基绿能27.362.493.093.5611.008.867.68-000811.SZ冰轮环境15.560.740.951.2120.9716.3012.88增持600860.SH京城股份12.89-------300471.SZ厚普股份13.67-------688339.SH亿华通-U58.77-0.62-0.230.28-94.42-252.12213.71-数据来源：国泰君安证券研究注:收盘价和EPS货币单位均为元。冰轮环境EPS预测值来自国泰君安证券研究，其余公司EPS预测值来自Wind一致性预期。请务必阅读正文之后的免责条款部分45of488.风险提示8.1.国内企业技术研发进度不及预期的风险当前氢能发展仍处于早期，全产业链成本较高，距大规模商业化应用仍存在距离，技术突破是降本的核心路线。假如氢能相关技术研发滞后，将导致降本进度不及预期，影响氢能产业链商业化进程。同时氢能部分核心技术由海外垄断，若未来国产化进程不及预期也将导致产业发展滞缓。8.2.氢能下游需求增长不及预期的风险氢能产业发展核心驱动力来自下游需求，尽管我国政策对氢能应用予以大力支持，但在下游领域的发展速度仍然较慢，尚未形成规模效应。氢能在交通、工业等主要领域的推广普及任重道远，存在下游领域增长不及预期的风险。8.3.国家或地方政策调整的风险我国氢能行业发展与双碳政策具有高度相关性，假如未来国家或地方相关政策发生调整，氢能相关项目审批、招标进度不及预期，可能影响氢能产业发展。8.4.市场竞争加剧的风险在政策支持、市场需求放量共同推动下，多方力量正在氢能产业链中加速布局，头部企业加快研发投入和市场推广力度，传统行业公司谋求技术变革以开拓增长空间，海外企业加速布局国内市场，未来随着行业新进入企业增加，市场竞争可能加剧，可能对氢能产业链相关公司的经营造成不利影响。请务必阅读正文之后的免责条款部分[Table_Title]冰轮环境(000811)冷链设备龙头，氢能/CCUS设备前景可期——冰轮环境首次覆盖徐乔威(分析师)张越(分析师)李启文(研究助理)021-386767790755-23976385021-38038435xuqiaowei023970@gtjas.comzhangyue025639@gtjas.comliqiwen027858@gtjas.com证书编号S0880521020003S0880522090004S0880123020064本报告导读：国内冷链行业高景气，公司作为冷链设备龙头企业，技术优势和市场优势突出，同时布局氢能、CCUS设备，有望打造全新增长曲线。投资要点：[Table_Summary]投资建议：公司是国内冷链设备龙头，受益于双碳政策与冷链行业高景气，布局氢能、CCUS（碳补集、封存与利用）设备，有望打造全新增长极。预计2023-25年EPS为0.74/0.95/1.21元，参考可比公司，给予公司23年25.5倍PE，对应股价18.92元，首次覆盖，给予增持评级。冷链行业高景气，龙头企业持续受益。近年来国家政策对于冷链物流行业支持力度不断加大，“十四五”规划加快冷链设施建设速度。根据中物联冷链委，22年我国冷链物流市场规模约4916亿元，18-22年CAGR达14.24%。公司作为大型工商制冷龙头，在大型冷库、食品加工领域市占率领先，同时首创NH3/CO2复叠系统制冷技术，环保性与节能性优势突出，已逐步成为工商制冷主流技术。中央空调细分赛道优势显著，节能制热技术领先。中央空调：子公司顿汉布什在地铁站、数据中心、核电、机房、医院等市场中份额领先，未来有望受益于全球数据中心建设与核电市场高景气；节能制热：以华源泰盟为主体，打造产学研一体化平台，技术业内领先，产品广泛应用于城市大规模集中供热和工业节能改造项目。布局氢能、CCUS设备，开启全新增长曲线。氢能设备:聚焦氢气全流程压缩机，开发充装压缩机、输送压缩机、加氢压缩机、液化压缩机、氢燃料电池车空气压缩机、氢气循环泵等，达到国际先进水平；CCUS设备：双碳目标下CCUS有望大放异彩，公司立足于CO2增压/液化压缩机组，已具备核心设备制造能力，产品应用于多个示范项目，22年订单快速增长，所服务的CO2增压液化项目累计降碳达800万吨/年。风险提示：冷链设备需求放缓，氢能、CCUS应用不及预期。[Table_Finance]财务摘要（百万元）2021A2022A2023E2024E2025E营业收入5,3836,1027,4809,04910,858(+/-)%33%13%23%21%20%经营利润（EBIT）2962756157921,001(+/-)%29%-7%124%29%27%净利润301426553712901(+/-)%35%42%30%29%27%每股净收益（元）0.400.570.740.951.21每股股利（元）0.200.200.200.200.20[Table_Profit]利润率和估值指标2021A2022A2023E2024E2025E经营利润率(%)5.5%4.5%8.2%8.7%9.2%净资产收益率(%)6.3%8.6%10.4%11.8%13.3%投入资本回报率(%)4.5%4.1%8.6%9.9%11.4%EV/EBITDA24.1216.1713.6510.237.69市盈率38.9527.5221.1716.4613.01股息率(%)1.3%1.3%1.3%1.3%1.3%[Table_Invest]首次覆盖评级：增持目标价格：18.92当前价格：15.632023.07.06[Table_Market]交易数据52周内股价区间（元）9.76-15.80总市值（百万元）11,657总股本/流通A股（百万股）746/746流通B股/H股（百万股）0/0流通股比例100%日均成交量（百万股）10.28日均成交值（百万元）148.52[Table_Balance]资产负债表摘要股东权益（百万元）5,038每股净资产6.75市净率2.3净负债率-27.67%[Table_Eps]EPS（元）2022A2023EQ10.070.14Q20.170.20Q30.200.23Q40.130.17全年0.570.74[Table_PicQuote][Table_Trend]升幅(%)1M3M12M绝对升幅8%29%58%相对指数5%36%72%公司首次覆盖请务必阅读正文之后的免责条款部分47of48[Table_Page]冰轮环境(000811)[Table_OtherInfo][Table_Industry]模型更新时间：2023.07.06股票研究工业资本货物[Table_Stock]冰轮环境(000811)[Table_Target]首次覆盖评级：增持目标价格：18.92当前价格：15.63[Table_Website]公司网址www.moon-tech.com[Table_Company]公司简介公司致力于在气温控制领域为客户提供系统解决方案，主要从事低温冷冻设备、中央空调设备、节能制热设备及应用系统集成、工程成套服务，广泛服务于食品冷链、物流、石化、医药、能源、轨道交通等城市公用设施等行业。公司是中国机械工业百家最大企业、最佳经济效益企业、核心竞争力30佳企业之一；主导产品螺杆压缩机获得国家科技进步二等奖，并荣膺首批中国名牌产品称号；冰轮商标被认定为中国驰名商标；“冰[Table_PicTrend]绝对价格回报（%）[Table_Range]52周内价格范围9.76-15.80市值（百万元）11,657[Table_Forcast]财务预测（单位：百万元）损益表2021A2022A2023E2024E2025E营业总收入5,3836,1027,4809,04910,858营业成本4,2014,7175,7596,9208,252税金及附加3338465667销售费用434537658796956管理费用245278341412495EBIT2962756157921,001公允价值变动收益10-11000投资收益74160150181217财务费用23-27000营业利润3494606147911,000所得税3340557189少数股东损益13-37911净利润301426553712901资产负债表货币资金、交易性金融资产2,6352,8803,0973,7054,366其他流动资产8054545454长期投资335352370389407固定资产合计1,0841,2311,3441,4451,536无形及其他资产209249258258258资产合计9,86410,89212,02513,72615,616流动负债4,1845,2946,0307,0108,137非流动负债724315319319319股东权益4,9565,2845,6756,3967,159投入资本(IC)5,9376,1616,5327,2538,016现金流量表NOPLAT268251560721912折旧与摊销152152125136147流动资金增量-247927-3187资本支出-196-289-236-236-236自由现金流-231,041418628830经营现金流460642523682848投资现金流-416349-114-74-38融资现金流-27-252-1850-149现金流净增加额17739224608661财务指标成长性收入增长率33.1%13.3%22.6%21.0%20.0%EBIT增长率29.4%-7.2%124.2%28.6%26.5%净利润增长率35.2%41.5%30.0%28.6%26.5%利润率毛利率22.0%22.7%23.0%23.5%24.0%EBIT率5.5%4.5%8.2%8.7%9.2%净利润率5.6%7.0%7.4%7.9%8.3%收益率净资产收益率(ROE)6.3%8.6%10.4%11.8%13.3%总资产收益率(ROA)3.0%3.9%4.6%5.2%5.8%投入资本回报率(ROIC)4.5%4.1%8.6%9.9%11.4%运营能力存货周转天数79.898.296.895.896.1应收账款周转天数76.380.678.678.678.9总资产周转周转天数603.5612.3551.5512.3486.4净利润现金含量1.51.50.91.00.9资本支出/收入3.6%4.7%3.2%2.6%2.2%偿债能力资产负债率49.8%51.5%52.8%53.4%54.2%净负债率99.0%106.1%111.9%114.6%118.1%估值比率PE38.9527.5221.1716.4613.01PB2.411.682.201.941.73EV/EBITDA24.1216.1713.6510.237.69P/S2.181.921.571.291.08股息率1.3%1.3%1.3%1.3%1.3%请务必阅读正文之后的免责条款部分本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司(以下简称“本公司”)的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构(以下简称“该机构”)发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明投资建议的比较标准投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的12个月内的公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。股票投资评级增持相对沪深300指数涨幅15%以上谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%～15%之间中性相对沪深300指数涨幅介于-5%～5%减持相对沪深300指数下跌5%以上行业投资评级增持明显强于沪深300指数中性基本与沪深300指数持平减持明显弱于沪深300指数国泰君安证券研究所上海深圳北京地址上海市静安区新闸路669号博华广场20层深圳市福田区益田路6003号荣超商务中心B栋27层北京市西城区金融大街甲9号金融街中心南楼18层邮编200041518026100032电话(021)38676666(0755)23976888(010)83939888E-mail：gtjaresearch@gtjas.com