行业深度研究报告2024年1月29日绿氢行业深度：驱动因素、行业现状、产业行业研链及相关公司深度梳理氢能兼具能源与化工原料属性，是理想的连接新老能源的媒介。绿氢在制氢过程中完全没有碳排放。在究现有的能源转型和气候变化的背景下，绿氢被认为是未来取代传统高碳能源的关键能源之一。第三次能报源革命中，可再生能源与新能源汽车产业链驱动我国经济发展的成果有目共睹。世界各国均不想在绿氢告为代表的第四次能源浪潮中落后，都把绿氢作为国家能源发展的新方向。目前绿氢行业的前景依然广阔，生产成本也逐渐下降，市场规模逐渐扩大。预计未来几年将会有更多的绿氢项目和应用出现，为全球可持续发展做出重要贡献。本篇文章将详细介绍氢能的概念、分类等基本内容，并具体分析绿氢所具备的优势。此外，我们还将梳理目前推动行业发展的因素，并对绿氢行业现状和发展趋势进行深入分析。接着，我们将对绿氢的产业链各环节及相关公司进行梳理，展望市场空间。希望通过这些介绍，能够启发大家对绿氢行业的了解。目录一、行业概述.............................................................................1二、行业驱动因素.........................................................................4三、行业现状及趋势.......................................................................9四、绿氢制取............................................................................11五、绿氢储备及加注......................................................................16六、绿氢应用............................................................................20七、相关公司............................................................................37八、市场空间分析........................................................................39九、参考研报............................................................................42慧博一、行业概述智1、氢能概念及分类能投（1）概念研氢能是一种优质且最具可持续发展潜力的二次能源。与电能类似，氢能需要由一次能源转化获得，而不像煤、石油、天然气可以直接开采。氢能的能量密度高、储存方式简单，是大规模、长周期储能的理想选择，为可再生能源规模化消纳提供了解决方案，并能在不同行业和地区间进行能量再分配。因此发展氢能是提高能源安全、促进能源革命、引领产业转型升级、实现“双碳”目标绿色发展的重要途径。1/42行业深度研究报告2024年1月29日（2）分类根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，可将氢分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在制氢过程中增加CCUS（CarbonCapture，UtilizationandStorage）碳捕捉、利用与储存技术产生的氢气。绿氢是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源制备出的氢气，制氢过程完全没有碳排放。目前氢能主要以灰氢方式制取，绿氢逐步取代灰氢成为必然。目前的氢气主要是灰氢，约占全球氢气产量的95%，灰氢在制备过程中会排放较多的二氧化碳。绿氢在制备过程中完全零排放且可以与可再生能源耦合，未来占比有望不断提高，逐步取代灰氢。2/42行业深度研究报告2024年1月29日2、绿氢具备的优势（1）绿氢具备“零碳排”的制备优势，减碳空间极大煤制氢路线下每生产1吨氢气平均需要消耗煤炭约6-8吨，排放15-20吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣。天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放9-11吨二氧化碳。根据IEA，2021年全球9400万吨氢气产量的二氧化碳排放量超9000万吨，低碳排制氢产量不足100万吨。灰氢减碳空间极大，而绿氢在制备过程中几乎不排放温室气体，每生产1吨氢气碳排量仅0.03吨，在双碳目标要求下灰氢势必被更清洁的绿氢所取代。（2）绿氢储能具有规模大、时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消纳问题近年来新能源的迅速发展使得电力输送和综合消纳等困难凸显，而可再生能源发电的随机性、季节性、反调峰特性及不可预测性导致部分电能品质较差，叠加储能技术有限，“弃风弃光”问题快速增长。而用新能源发电制氢，有利于提高可再生能源利用效率，助力消纳新能源“弃风弃光”问题。绿氢作为储能的方式，或将绿氢转为绿氨、绿醇，具备以下优势：1）储能规模大且时间长：电化学储能的容量是兆瓦级（MW），储能时间是1天以内；抽水蓄能容量是吉瓦级（GW），储能时间是1周-1个月；而氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1年以上；2）可跨长距离储能：氢储能可以做到跨区域长距离储能；3）能量转化形式多样化：从能量转换上看，氢能不仅可转换为电能，还可以转换为热能、化学能多种形式的能源。（3）绿氢制氢纯度高不同制氢方式所得的氢气纯度不同，采用电解水绿氢方式制氢，氢气纯度最高，其中PEM水电解制氢初产物氢含量便高达99%，提纯后纯度进一步提升至99.999%，具有明显优异性，适用于对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。3、绿氢产业链氢能产业链包括制氢到用氢一系列环节，我国在技术、材料、装备等环节与国外先进水平仍有一定差距。从氢气制备到使用过程来看，氢能产业链可分为制氢、储运氢、加氢和用氢四个环节。根据清华大学的研究，我国氢能相关技术已取得长足发展，但在氢气的制取、储运、应用等环节仍存在关键技术未被突破，与国外先进水平相比还有一定差距。3/42行业深度研究报告2024年1月29日二、行业驱动因素1、“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳碳中和的目标推动氢能加速发展。为达到2016年《巴黎协定》提出的在本世纪中叶前努力将全球温度控制较前工业化时期温度上升幅度限制在1.5℃的目标，碳中和已经成为全球的共同愿景和一致行动。目前全球已有包括欧盟、英国、加拿大、日本等多个国家和地区超过130个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在2050年实现。中国也提出自己的“碳中和”目标，即氧化碳排放力争2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。通过氢能实现深度脱碳是实现碳中和的必然选择。2023年2月9日，欧洲议会环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议（也称碳关税），2023年4月18日，欧洲议会通过了新的欧盟碳边境调节机制（CBAM）；4月25日在欧盟理事会获得通过。至此，CBAM已走完所有流程。过渡期从2023年10月1日至2025年12月31日，进口商需递交碳排放报告。从2026年开始，欧盟将逐年减少碳市场上生产企业10%的免费配额直至2035年完全取消免费配额，同期要求产品进口者需要根据产品生成过程中产生的碳排放支付碳费用，并逐年提高费率。CBAM按照委员会的提议涵盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力，并扩展到氢气、特定条件下的间接排放、某些前体以及一些下游产品，例如螺钉和螺栓以及类似的物品铁或钢。新的协议扩大加入氢气（欧盟很多国家把绿氢纳入脱碳主要燃料，而非欧盟国家主要是用煤炭生产灰氢）、若干化学前驱物、一些钢铁下游产品（例如螺丝、螺栓等），以及在特定条件下的范畴二间接排放。我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国，受欧盟隐含碳税影响大。我国出口欧盟的中间产品中80%的碳排放来自金属、化学品和非金属矿物，属于欧盟碳市场高泄露风险部门，一旦纳入碳边境调节会对出口产生巨大影响。基于2015-2019年数据统计，我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额12%，约427.5亿美元。其中石油化工和钢铁两者合计贸易出口分别占受影响贸易额的27%，受影响较大。化工和钢铁行业减碳势在必行。4/42行业深度研究报告2024年1月29日我国碳减排压力大任务重。从总量来看，中国是全球碳排放第一大国，根据（BP）发布的《世界能源统计年鉴（第70版）》统计数据显示，2020年，亚太地区碳排放量占全球总排放量的一半以上，合计占比达52%。2020年，我国能源消费总量为49.8亿吨标准煤，能源相关的CO2排放量约99亿吨，占全球比例为30.7%，是北美地区的一倍。2、氢能是传统企业转型升级的抓手以钢铁、水泥、工业制造业是碳排放大户面临压力。2020年我国单位GDP能耗为3.4吨标准煤/万美元，单位GDP碳排放量为6.7吨CO2/万美元，均远高于世界平均水平及美国、日本、德国、法国、英国等国家。其中石化化工、煤化工、钢铁、有色冶炼、水泥等工业制造业合计碳排放占比29%。5/42行业深度研究报告2024年1月29日氢作为能源，更是重要的载体，实现传统化石能源与可再生能源的连接，实现两者平稳过渡。在双碳目标和ESG背景下以传统企业为主的电力、交通、建筑、工业企业陆续通过布局氢能加速绿色低碳转型。工业领域的氢冶金，化工行业的绿氢耦合，电力领域的天然气官网掺氢，园区领域热电联供成为各传统企业布局方向。绿氢，作为能源载体和物料起始的小分子，已经开始在能源和石油化工两条路线进行渗透，将来将成为替代煤炭石油天然气等化石能源，作为未来无碳循环物料和能源体系的基石。3、发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向2020年12月国务院新闻办公室21日发布《新时代的中国能源发展》白皮书提出走新时代能源高质量发展之路，并提出新时代的中国能源发展要贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。同时，党的二十大报告指出，要“以新安全格局保障新发展格局”。能源是保障社会发展和国家安全的重要物质基础，保障能源安全是发展的底线。地缘冲突背景下能源波动性加剧，能源安全重要性凸显。2022年的俄乌地缘冲突，全球公共卫生事件等综合因素导致全球能源市场出现供需错配，全球能源市场波动加剧。能源安全重要性凸显。当前我国主要能源石油和天然气大量依赖进口，2022年石油和天然气对外依赖度71.2%和40.2%，高依赖度始终是国内能源供应格局所面临的挑战。可再生能源的发展符合能源安全大方向。“十四五”期间，可再生能源发电量取得新突破，根据国家能源局数据，2022年国内风电光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，可再生能源整体发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会总用电量31.6%，较2021年提升1.7%。6/42行业深度研究报告2024年1月29日构建可再生能源——氢能产业链助力实现能源自主可控：风电、光伏等可再生能源不可避免的存在间歇性大，季节性强，波动性高的特点，这些特点给电网调峰填谷造成挑战。通过可再生能源电解水制氢的方式可以促进大规模可再生能源整合发电，能源消纳，并在跨地区能源分发，新增能源弹性缓冲，工业能源脱碳化等7个领域发挥重要作用。2023年3月国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，同时确立工业副产氢和可再生制氢就近利用的氢能利用体系。确立2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现CO2减排100-200万吨/年的，2023年形成多元化氢能应用生态的目标。4、我国氢能产业中长期规划推进氢能商业化国家及地方政府印发了一系列的政策文件支持氢能产业发展。回溯政策历程，我国早在2022年3月印发的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》文件中正式确立了氢能的能源战略地位。此后，国家及地方政府印发了一系列的政策文件支持氢能产业发展。在政策引领下，各地也在积极布局氢能及燃料电池产业，当前上海、北京、深圳等城市具有明确的氢能产业规划。具体来看，上海氢能产业政策体系相对完善，主要将临港作为氢能产业聚集发展地，北京氢能产业政策体系布局较早，大兴区已落地氢能专项政策，深圳亦在21年就已布局氢能产业发展体系，初步形成京津冀、长三角、珠三角等氢能产业发展集群。7/42行业深度研究报告2024年1月29日多地发布绿氢生产补贴政策，给予制氢端前期发展保障。西北部地区拥有丰富的风光资源，绿氢项目多集中于此，其中，内蒙古、宁夏、吉林、甘肃、青海、新疆均出台了相应的绿氢产能规划，加总规划量至2025年达到100万吨，除规划外，内蒙古、吉林、甘肃、新疆等多地区也发布了绿氢生产补贴政策，补贴额最高高达10元/kg，预计后续其他地区有望逐步跟进出台相关政策，规划指引叠加补贴保障，制氢端迎大发展机遇。8/42行业深度研究报告2024年1月29日三、行业现状及趋势1、我国绿氢产业采取示范项目实现经济性、由点向面扩展的发展路径可再生资源分布不均匀，区域绿氢实现经济性是第一步。西北可再生资源丰富，当地煤化工企用氢需求量大。利用当地可再生能源配备电解水制氢设备，对应当地的煤化工、炼化厂的需求实现就地消纳，这种模式将储运成本最小化，大幅降低用氢成本。管道运输扩大绿氢供给半径，用氢成本的下降是新增需求推广的基础。“西氢东送”输氢管道纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，管道运输是绿氢由点到面全覆盖的基础。输氢管道可以实现大规模、长距离输送氢气，并且兼顾经济性。未来，可依托“西氢东送”管道建设支线及加氢母站，助力京津冀氢能走廊的高效构建，助力京津冀地区“双碳”目标的实现。2、全国绿氢项目规划高增9/42行业深度研究报告2024年1月29日以风光氢储一体化项目为导向，绿氢项目呈现高增长态势。当前国内已投产的绿氢项目规模达到5.4万吨，其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于2023年8月30日全面投产，绿氢项目规划持续高增，近两年已立项的绿氢项目合计达到483.31万吨，绿氢项目将迎来落地放量。3、绿氢规划高增下，消纳问题逐步凸显目前供给端绿氢占比处于低位。从我国产量结构上来看，由于我国资源结构富煤少气，氢能供给依然依赖化石能源制氢（灰氢）。氢气下游需求主要集中在交通、工业为主要的应用领域。从氢气的用途来看，最大应用领域是作为生产合成氨中间原料，氢气产能占比约为30%；第二是生产甲醇，包括煤经甲醇制烯烃的中间原料，氢气产能占比约为28%；第三是焦炭和兰炭副产氢的综合利用，占比约为15%(已扣除制氨醇，避免重复计算)；第四是炼厂用氢，占比约为12%；第五是现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢气，占比约为10%；其他方式氢气利用占比约为5%。当前氢气供需趋于平衡，消纳问题逐步显现。从氢气产量和消耗量来看，当前我国氢气供需趋于平衡。从已立项绿氢产能的量级看，绿氢规模将在未来几年内高速增长，在当前氢气供需趋于平衡的情况下，绿氢消纳问题可预见性的将逐步显现。10/42行业深度研究报告2024年1月29日四、绿氢制取1、氢气制取可根据碳排放强度分为三种方式，电解水制氢方式是绿氢制氢方式目前主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和电解水制氢三类。化石燃料制氢是传统的制氢方法，技术成熟、成本较低，但生产过程中二氧化碳排放量较大。工业副产制氢是指将富含氢气的工业尾气作为原料，主要采用变压吸附法（PSA法），回收提纯制氢。电解水制氢是在直流电下将水分子分解为氢气和氧气，分别在阴、阳极析出，用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺，但当下生产成本较高。化石燃料制氢目前仍是主流；电解水制氢产业尚未完全规模化，但是未来最有发展潜力的绿色氢能生产方式。化石燃料制氢和工业副产制氢方式得到的氢气为“灰氢”；“灰氢”基础上应用用碳捕捉、碳封存等技术（CCUS）将碳保留下来，制备得到的氢气为“蓝氢”；通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解槽制取的氢为“绿氢”。11/42行业深度研究报告2024年1月29日我国是全球第一大制氢国。根据中国煤炭工业协会数据，2022年我国氢气产量达4004万吨，同比增长21.3%。截至2021年底，煤制氢在我国仍占据主导地位，占比62%，天然气制氢占18%，电解水制氢占比不足1%。我国大力发展风、光等清洁能源为电解水制氢产业化发展提供保障，预计到2050年，电解水制氢占比将大幅提高至49%，成为主流的制氢方式。2、电解水制氢技术路线分析当下电解水制氢主要有四种技术路径。根据电解质种类不同，电解水制氢主要分为碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）和固体氧化物电解水制氢（SOEC）四种技术路线。其中，ALK较为成熟且已经实现了大规模应用，是目前使用最广泛的电解水制氢方式；PEM电解水技术虽然当下成本较高，但有较好的发展前景。一方面，其与可再生能源发电的波动性和随机性匹配性强，且灵活性和效率较高。另一方面，PEM水电解槽以PEM传导质子，PEM氢气渗透率低，产生的氢气纯度高。过去几年，欧美等发达国家和地区掌握着PEM的核心技术，推动了PEM的规模化应用。我国12/42行业深度研究报告2024年1月29日也积极进行研究攻关，并已实现质子交换膜电解水制氢兆瓦级示范。SOEC的电耗低于前两种技术，目前处于初步示范阶段，尚未实现商业化。AEM水电解研究刚刚起步。较高的制氢成本是制约大规模应用发展的关键，电耗+设备折旧成本占比超90%。电解水制氢的成本一般包含固定成本及可变成本两部分，固定成本主要为设备折旧、人工运维方面的成本，可变成本主要涉及电耗、水耗成本。从目前碱性电解制氢和PEM电解制氢两种技术路线的成本构成情况来看，电耗和设备折旧合计分别占据92.1%和94.1%，因此电耗及设备折旧的成本控制能够对电解水制氢的工业化发展起重要推动作用。碱性电解路线的电耗比重较PEM电解路线高，占比为74.9%；PEM电解路线的设备折旧比重较碱性电解路线高，占比为43.5%。在目前的电解水制氢路线中，碱性电解制氢路线成熟，成本相较而言最低，是当前最容易实现产业化的方式。13/42行业深度研究报告2024年1月29日现阶段电解水制氢的成本较化石燃料制氢更高，导致其大范围应用受到限制。考虑到电费等于度电价格乘以电耗，因此通过降低可再生能源度电成本以及降低电耗，将能够显著降低制氢成本。3、电解槽是电解水制氢的关键电解槽是电解水制氢的关键，目前以碱性电解槽为主流，招标量占比达到94%。从2023年的招标数据看，碱性电解槽招标量（MW）占比达到94%，PEM电解槽仅为6%，碱性电解槽及相关设备将在2-3年内加速发展。碱性电解水制氢原理：水分子在直流电的作用下，在电解池发生阴极析氢反应（HER）和阳极析氧反应（OER），阴极反应产生氢气，阳极反应产生氧气。该系统以碱性溶液作为电解液，阴阳两极插入电解槽中并由隔膜进行分隔，关键材料主要包括隔膜、电极及催化剂。常用的碱性电解液包括氢氧化钾、氢氧化钠以及氢氧化钙，工业上常使用30%的KOH溶液或26%的NaOH溶液。未来，高产氢量、低能耗及快速响应是电解槽技术进一步研发升级的方向。碱性电解槽产氢量提升可以通过提高电解槽的体积大小，或增加运行电流的密度；能耗降低涉及到极间电圧控制、电解槽流场优化、小室一致性、材料导电率等。快速响应需要电解槽面对高波动性的新能源发电，达到分钟级的冷启动速度。碱性电解槽结构：碱性电解水制氢系统由碱性电解槽主体和BOP辅助系统组成。电解槽主体部件包括极板、极框、隔膜、电极等，槽中包含大量的电解小室；BOP辅助系统包括八大系统，分别为：电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统和其他附属系统。1）电极：是电化学反应发生的场所。传统的碱性电解槽一般采用低成本的金属电极，包括多孔金属框架结构（如钢或者镀镍合金钢材料）以及表面涂覆的催化剂层，目前主要有镍网喷涂雷尼镍、泡沫镍等形式的电极，能够有效提高单位面积的电流密度，从而增加产氢量。2）隔膜：用于确保离子通过完成反应，并防止氢气和氧气的混合，隔膜质量的好坏直接影响氢气、氧气的纯度以及电耗的大小。常用的隔膜包括一代的石棉隔膜，聚四氟乙烯树脂改性石棉隔膜，二代的聚苯硫醚隔膜PPS，聚砜类隔膜PSF和聚醚醚酮隔膜PEEK。目前三代复合隔膜产品的开发已经在国内逐渐起步，具有更好的隔气性、稳定性及低电阻、低能耗。14/42行业深度研究报告2024年1月29日3）密封垫片：多选用复合聚四氟乙烯材质，用于实现极片之间的绝缘，其性能影响气体的产量与稳定性，同时也关系到极板与隔膜的使用寿命。4）极板和极框：是电解槽中用于支撑电极和隔膜的组件，能够进行导电。极板通常采用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。从碱性电解水系统整体成本构成来看，电解槽主体部分成本约占整体系统成本的45%，BOP辅助系统成本约占55%。1）碱性电解槽主体部分：极板、电极、隔膜、密封垫片在碱性电解槽成本构成里面分别占比44%、28%、8%及8%。双极板、紧固螺杆等机加工件的工艺相对简单，未来电解槽的升级发展主要依靠以电极、隔膜、密封垫片为代表的核心材料。2）BOP辅助系统部分：对该部分的成本进一步细分，电源成本占50%，去离子水循环系统占比22%，氢气纯化系统占比20%，冷却系统占比8%。15/42行业深度研究报告2024年1月29日碱性电解槽因成本更低应用较广，PEM今年起逐步起量，后续两者有望搭配出货。碱性电解槽成本更低，更加受到广泛应用，PEM电解槽今年起开始招标应用，未来两年PEM电解槽有望作为碱性电解槽的补充存在，用于应对新能源发电的波动和低负载。电解槽及配套关键设备部件同迎机遇。随着绿氢项目的高增将带动制氢设备需求，电解槽作为核心设备将率先受益。同时，配套辅件设备及价值含量高的核心零部件也将同时受益带动。五、绿氢储备及加注1、氢能储运：储运环节将成氢气成本关键点，管道、液氢落地加速氢能储运是大规模用氢的必要保障：在氢能产业发展过程中，氢的存储运输是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁，因此高效、低成本的氢气储运技术是实现大规模用氢的必要保障。制氢平价供应趋势已现，储运将成为行业重点发展。随着新能源设备端的降本以及政策推动，绿氢的制取已趋于平价，尤其在西部新能源低廉电价地区，然而目前终端应用的使用成本仍在高位，产业链成本的大头已从生产端转向储运端。氢能产业标准体系出台，推动中游环节发展。氢气的储存、运输和加注环节相关标准的模糊是阻碍产业链中游发展的重要原因之一，2023年以来各项标准逐步落地出台，并且六部门联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，从国家层面提出了标准制修订工作的重点，随着标准体系的出台以及加氢站许可证等政策的逐步放开，中游储运加环节将配套迎来发展机遇。主流高压气态储氢安全隐患大，固态储氢或成为未来技术热点。从技术路线上看，氢能储运主要有四种形式：高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液体储氢。目前最常用的是高压气态储氢，即利16/42行业深度研究报告2024年1月29日用高压将氢气压缩到高压容器中，其技术成熟度最高，氢气压缩能耗低，另外氢气储存多采用钢瓶，结构简单、充放气速度快，但存在较大的安全隐患；低温液态储供模式下，液氢体积能量密度大，因此储运简单安全、运输成本低，但把氢气液化耗能较大，液化1kg的氢气需要耗电4-10千瓦时，且液氢的存储容器需要具有抗冻、抗压以及严格绝热的特性，因此综合成本较高，目前主要用于航天航空领域。固态储氢是利用储氢材料与氢气反应生成稳定化合物，相比于高压气态和低温液态两种储氢方式，具有操作容易、运输方便、成本低、安全性高等明显优势，长期来看发展潜力最大。有机液体储氢是通过不饱和液体有机物的可逆加氢和脱氢反应来实现储氢，目前仍有较多的技术难题尚未攻克，导致费用较高、氢气纯度不够，但是有机液体储氢能够在常温下运输，安全性较高，并且可以利用现有加油站设施进行加注，在未来极具应用前景。17/42行业深度研究报告2024年1月29日管道建设方案铺开，中国进入输氢管网建设元年。三桶油管道建设发力，“西氢东送”受到推广，内蒙古发布《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》，规划到2025年全区绿氢生产能力突破50万吨，绿氢产能在全国占比超过50%，并研究以绿氢为载体的新能源跨区域输送模式，结合绿氢长时性储能属性，推动输氢管道规划布局，通过将绿氢运送至全国各地，变输电为输氢，以绿氢为载体实现新能源跨区域输送。当前过半绿氢规划及项目大多集中在内蒙古，绿氢制取供给地位确立。液氢运输也进入标准放开阶段。液氢运输一直以来受限制于标准的落地与政策松绑，2023年起标准开始落地，关注示范运用项目落地。液氢从设备技术难点看，在于膨胀机的国产化替代以及液氢储罐的绝热性能，前者决定液氢单位能耗，后者决定氢储存过程中的损失率；对于液氢整体运营来看，每天的液化规模越大，对应液化氢气的单位能耗越少，而压缩的过程电费占据大头，故电价越低，液态成本整体越便宜。18/42行业深度研究报告2024年1月29日2、氢加注：氢能高速建设示范将落地，加氢站配套同步起量氢能高速建设示范将落地。国务院国资委提出《共建中国氢能高速行动倡议》，旨在加快构建以京津冀、上海、广东、郑州和河北五城示范群为基础的氢能高速网络建设，包含对高速运营车辆和加氢站给予政策支持的内容，如减免高速通行费以及优化加氢站的建设和运营成本等，极大的推动和保障了氢燃料电池汽车的运营。随着上游制氢和下游燃料电池车的高速发展，以及相关标准的出台及政策松绑，中游的基础设施建设将开始配套起量。19/42行业深度研究报告2024年1月29日中石化发布了氢能中长期发展战略，按照“油气氢电服”一体化综合能源服务的思路，推进加氢站网络布局，规划到2025年，建成加氢能力12万吨/年左右。这意味着若加氢站加注量为500kg/天，则对应将落地建设650余座加氢站。当前加氢站数量为350余座，加氢站的建设数量高增将带动配套加氢站设备，例如加氢站压缩机、储氢罐等需求，以及外供式加氢站带动的长管拖车高压氢气罐需求。六、绿氢应用目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据IEA数据，2021年全球氢气需求量超9400万吨，同比增长5%，其中增量中约67%是来自化工领域。2021年全球氢气需求来源中，炼油、合成氨、甲醇、钢材的氢气需求比例分别为42.6%、36.2%、16.0%和5.3%。根据中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，电力领域和建筑领域占比分别为5%和4%。1、化工：氢气作为工业原料直接消纳，项目升级减碳将带动绿氢需求（1）传统高碳排放工业新增产能受控，氢基绿色化工将成为产业转型重要突破口推动能耗双控转向碳排放双控，高碳排放产业受控。我国逐步把碳排放总量纳入考虑，实施碳排放双控可以有效避免能源总量控制的局限性，在控制化石能源消费的同时鼓励可再生能源发展，并且给予地方政府更多的绿色空间。国家发改委发布的《产业结构调整指导目录（2023年本）》由鼓励、限制和淘20/42行业深度研究报告2024年1月29日汰三类目录组成，传统方式制备的工业合成氨、甲醇、炼化、冶金等被归类为限制或淘汰类，其新增产能将会受到限制。产业结构转型背景下，传统化工工业绿色升级改造受到积极引导。目前国内化工工业行业仍属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业，新型产业结构转型背景下，传统高耗能、高碳排放的项目新增产能将受到扩张限制。《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相关前沿技术加强攻关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后设备和技术，相关政策为以可再生氢为基础的清洁化工产业发展奠定了发展基础。氢基绿色化工将成为产业转型的重要突破口，绿氢需求先后受替代渗透和新增项目带动。氢气在化工领域被广泛运用为原料，随着环保、准入等政策的出台和实施，传统化工加清洁能源配套项目受到积极推广，氢基绿色化工将成为化工产业的重要转型方向。绿氢在化工行业驱动力来自现有替代及新增需求两部分，包括既有传统工艺流程的绿氢替代和新型化工生产的绿氢利用两种模式。由于现代化工项目工艺复杂、投资大且周期长，绿氢作为原料在化工生产中的大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内成本较高且风险较大，因此短期内绿氢将主要在既有传统工艺流程中发挥对传统化石能源制氢的替代作用，并在条件相对成熟的少部分绿氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进行改造的难度大，因而仅适用于新建项目。合成氨、甲醇的生产在中国以煤化工为主要路径，工厂大多采用煤气化制氢的传统方式获取氢气。石油炼化作为石油化工行业的主要生产环节，对氢气的需求量大，大型炼化厂几乎均有场内制氢设备，采取天然气重整或煤气化作为主要氢气供给方式。21/42行业深度研究报告2024年1月29日（2）合成氨产能有望迎来逐步恢复，绿氢合成氨将率先实现规模化示范应用合成氨供需趋紧，产能有望迎来逐步恢复。过去国内合成氨产能面临严重过剩问题，从统计数据看，2017年国内合成氨产能超过同年合成氨表观消费量约25.9%，十三五以来，工信部要求合成氨行业淘汰高碳排放的落后工艺缩减产能，从2016年到2022年国内合成氨产能下降近700万吨/年（2016年产能7156万吨）。受农业需求拉动，合成氨表观消费量与产量快速增长，供需态势缩紧。我国合成氨消费中农业消费量（尿素等氮肥）占到了总消费量的约七成，2018年起国内开始调整种植结构，农作物播种面积上涨、氮肥需求增加，根据国家统计局数据，2018年至2021年氮肥产量年均增长率达3.2%，合成氨表观消费量跟随上涨，年均增长8.6%。合成氨制备过程需大量氢气，传统制备方式碳排放量高。氨是最基础的化工原料之一，在化工领域被广泛应用，作为工业上最基本、结构最简单的含氮原料，几乎所有的含氮化合物的最上游都源自于氨。氨可用于尿素等化肥农业原料（氮肥）、以及硝酸等化工用品生产，也可用作新型绿色燃料。工业上高温高压下氮气与氢气反应合成氨，传统的合成氨在生产氢气原料的过程中采用的是煤或者天然气制氢，生产过程中产生大量碳排放。根据中国气体工业协会数据，2020年我国合成氨行业二氧化碳的总排放量2.19亿吨，占到了化工行业排放总量的19.9%。22/42行业深度研究报告2024年1月29日制氢环节是工业合成氨主要碳排放来源，电解水制氢可实现零碳排放。合成氨工业对氢气来源无特殊要求，可采用绿氢替代煤制氢与天然气制氢，替代煤制氢后减碳超2亿吨/年，实现除供热环节外的零碳排放。传统工业合成氨生产采用Harber—Bosch工艺，反应方程式为3H2+N2→2NH3，其中的N2来自空气分离，工艺简单，氢气来自煤制氢或天然气制氢，工艺较为复杂。煤制氢合成氨以及天然气制氢合成氨都是“留氢去碳”，碳排放较为严重，是合成氨工业主要的碳排放来源。绿氨规划已超800万吨，有望率先实现规模化示范，将带动百万吨氢气增量。根据当前绿氨各项目规划统计，规划量级已超800万吨，项目地点多集中于内蒙古、河北、甘肃、辽宁等地区，根据合成氨工艺流程，每吨合成氨需氢约0.18吨，800万吨绿氨规划对应约144万吨氢气增量。23/42行业深度研究报告2024年1月29日（3）甲醇产能整合升级，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口目前国内甲醇产业整体供过于求且各区域差异大，原料结构对煤炭的依赖度高，易受国外低成本甲醇的冲击。未来预计甲醇下游消费增长将以MTO/MTP（甲醇制烯烃）、甲醇燃料等新兴下游带动，政策引导下优胜劣汰产能整合升级以提高竞争力。碳排放双控下，绿色甲醇有望成为甲醇新增产能突破口。考虑碳排放双控下煤制甲醇新项目难以获批，采用绿氢制备的绿色甲醇将成为未来增加甲醇产能的突破口，相关项目逐渐在西北、西南等地区开展，例如“液态阳光”等新型工艺示范项目。根据甲醇合成工艺流程，每吨绿色甲醇需氢约0.19吨，450万吨绿色甲醇规划对应约86万吨氢气增量。24/42行业深度研究报告2024年1月29日船舶转型绿色燃料技术路线，带动甲醇新增需求。国际海事组织(IMO)公布的数据显示，船舶行业每年的碳排放量约为10.76亿吨，占全球二氧化碳排放总量的2.89%，并呈继续增加的趋势。近期，MEPC8会议、欧盟Fitfor55等计划加速推进航运领域脱碳进程，同时国际海运温室气体年度排放总量标准规划出台，规定2030/2040年较2008年至少降低20%/70%、力争降低30%/80%。脱碳目标将推动船舶向清洁能源转型，即LNG动力、甲醇动力、氨动力、氢动力等船舶在未来船舶新增的比例里将进一步提升。甲醇作为其中最受关注的可替代燃料之一，需求将受益于船舶绿色化转型带动。（4）高端化、绿色化发展成为新趋势，绿氢炼化将成为石化工业碳中和的关键“十四五”期间，化工产品高端化、绿色化发展成为新趋势。目前炼厂加氢装置对氢气的需求主要靠重整氢，重整氢气是炼厂最重要的廉价氢气资源，重整的氢气产率为进料2.5%—3.5%，每吨进料可提供300—500Nm3副产氢，但原油中65—165℃馏分加上加氢裂化装置的石脑油，重整原料约占原油的15%，25/42行业深度研究报告2024年1月29日因此重整副产氢最多只占原油产量的0.5%，而全厂用氢量一般占原油的0.8%—1.4%。随着加氢装置的陆续建成，重整氢已不能满足对氢气日益增大的需求。炼化新工艺的发展意味着工艺环节的精细化，对加氢的数量和质量提出了更高的要求。随着大量炼化一体化园区的投产，预计在中短期内，炼化会成为氢气大规模应用的下游领域，根据中国石油经济研究院的数据，目前每年全国大约有6亿吨的原油加工量规模，对应的氢气需求量约为900万吨。绿氢炼化的标志性项目已投产：中石化6月30日新疆库车绿氢示范项目顺利产氢，产出的氢气通过管道输送到中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。该项目实现了绿氢生产到利用全流程贯通，也标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通。石化工业减碳已成趋势，绿氢炼化将成为石化工业实现碳中和的必由之路。绿氢炼化已列入《“十四五”全国清洁生产推行方案》中，文件明确提出石化化工行业实施绿氢炼化降碳工程，炼厂绿氢渗透率将有望稳步提升。受到上游原料供应来源、工业基础以及下游消费市场等因素影响，目前炼厂的区域布局以东部沿海地区为主。随着“双碳”和相关行业政策的推进，石化产品市场总需求虽然增长显著度不高，但未来大型炼化一体化装置的投产仍然将增长部分产能，同时部分规模较小的独立炼厂将面临淘汰或兼并重组，炼厂总产量预计与目前水平持平。尽管目前炼油厂采用绿氢的成本高于化石燃料制氢的成本，但随着中国整体石化行业升级转型和愈发明确的政策信号，考虑产能替换减碳、重大项目落地和绿氢成本下降加速等因素，未来西南、西北、东北等地区炼厂绿氢渗透率将稳步提升。26/42行业深度研究报告2024年1月29日2、钢铁：行业开启绿色转型，碳税下绿氢成为脱碳关键原料及能源（1）钢铁行业脱碳难度高、体量大，政策引导下行业开启绿色升级钢铁行业脱碳难度高、体量大，是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的行业之一。碳排放约占全球排放总量的7.2%，钢铁行业的脱碳在国内尤为重要，目前，中国钢铁行业碳排放量约占中国碳排放总量的15%，是碳排放量最高的制造行业，全球每年生产和使用高达18亿吨钢铁，其中将近50%的钢产于中国内地，中国钢铁行业碳排放量也约占全球钢铁行业碳排放总量的50%。钢铁行业开启脱碳转型需求迫切，电气化难以实现完全脱碳。钢铁行业是我国工业的支柱性行业，约占我国GDP的5%，然而，目前我国钢铁行业仍以碳排放强度高的长流程为主，粗钢产能约占90%，在碳中和以及去产能的双重压力下，我国钢铁行业面临严峻挑战，钢铁行业的快速脱碳尤为重要。由于中国钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧造成的排放和以焦炭为主要还原剂的反应过程排放，因而难以通过电气化的方式实现完全脱碳。（2）绿氢成为钢铁行业脱碳关键原料及能源，碳税下绿氢渗透有望提速27/42行业深度研究报告2024年1月29日氢气具备高能量密度及热值，适用于钢铁行业减碳工程。在某些特定领域，能源需要拥有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断高增，但在某些领域的需求，电是无法替代非电能源，例如金属冶炼、焦炉炼钢等。假设到2060年中国电气化率高达70%，对应仍然存在20-30亿吨标准煤的能源需完成脱碳，因此需其他能源形式以实现碳中和。氢气凭借其高能量密度和热值，适用于工业领域脱碳，其热值是汽油的3倍，酒精的3.9倍，天然气的5倍，焦炭的4.5倍。利用绿氢替代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢的模式将成为钢铁行业完全脱碳关键且具备前景的解决方案之一。基于氢气的直接还原技术是用氢替换碳作为炼铁还原剂，使炼铁工序中产生水而不是二氧化碳，从而大幅减少温室气体排放，被视为钢铁工业的绿色生产方法。掺烧绿氢供热也是钢铁生产领域脱碳的重要路径之一。由于钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧造成的排放难以通过电气化的方式实现完全脱碳，且能效提升和废钢利用等方式的减排潜力有限，因此利用将绿氢掺烧至原有供热能源中，例如煤掺氢燃烧，可推动钢铁领域碳排放的下降。28/42行业深度研究报告2024年1月29日氢气炼钢开启试点项目，项目产能累计规模达740万吨。钢铁行业对氢气的利用集中在新增产能的生产工艺流程，行业领先企业占据先发地位，近年来国内大型钢铁企业已经逐步开启了氢冶金技术工艺试点项目。以1吨钢使用55kg氢气测算，已宣布的740万吨氢冶金试点项目产能，对应将带动约40.7万吨氢气需求。钢铁领域氢气成本敏感度最高，碳税落地驱动绿氢渗透提速。钢铁领域对氢气成本敏感程度高，10元/kg左右氢气成本才可与原有焦炭炼钢成本持平，然而碳税的落地将抬高原有能源使用成本，从而推动氢气平价进程的加速。欧盟碳关税（CBAM）开始运行，行业范围涵盖钢铁、铝、氢、水泥、化肥和电力。灰/蓝/绿氢生产1kg氢气产生CO2分别为25/11/0kg，根据炼铁时所需的焦炭和氢气量，以焦炭价格2500元/吨测算，在不考虑碳税的情况下，氢气成本为9.55元/kg时，采用焦炭炼铁和氢炼铁成本相当；以50欧元/吨的碳税价格测算，氢气平价的可接受成本将提升至为15元/kg，此时绿氢的制取成本对应电价为0.2元/kWh，并且低于灰氢加碳税的价格。由此可见，碳税是驱动绿氢需求的关键，将推进绿氢在钢铁领域的渗透应用加速。29/42行业深度研究报告2024年1月29日3、储能：风光消纳压力提升，大规模、长周期氢储能迎机遇（1）光伏风电装机快速增长，弃风弃光问题逐渐凸显截至2022年，全国风电装机达3.65亿千瓦、光伏发电3.93亿千瓦，光伏风电累计装机接近8亿千瓦，已占全国发电总装机的29.5%。截止2022年，光伏风电发电量达到1.19万亿千瓦时，可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻番，意味着以风电光伏为代表的可再生能源发电的比重还将继续增大。但是，光伏风电发电具有随机性和间歇性，影响并网的稳定性和连续性，同时装机迅速上量也带来了消纳问题，加大了系统调峰难度，造成弃风、弃光等问题，产生资源浪费。（2）氢储能大规模应用和时间边际成本低，是长周期、大规模储能的优选项氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能（锂电）具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模的储能。30/42行业深度研究报告2024年1月29日上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无地域限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基础，但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现阶段大部分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电消纳将成为可预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能，氢气再作为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网的深度耦合。31/42行业深度研究报告2024年1月29日能源配储需求推动氢储能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需，各地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达30%，为实现碳中和目标，若在风光装机量达到50亿千瓦、年发电量10万亿度的时候，按10%-30%的配储比例，储能容量将在1万亿-3万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、长寿命等要求。当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求可计算的比例内，可再生能源装机叠加配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能发展，风光氢一体化项目正处于不断规划与落地的状态，2023年开工风光氢储一体化项目对应制氢产能已达28万吨。32/42行业深度研究报告2024年1月29日（3）光储氢降本下绿氢开始具备经济性，光储氢项目未来可期电价是绿氢平价关键，光储氢一体化项目为破局要点，0.2元/kWh以下的电价是实现绿氢平价的关键，低电价甚至零电价（弃电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况，绿氢成本在光储氢一体化项目内将大幅下降，降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机组的价格上。今年以来，光伏组件和储能的降本进程加速，阶段性的绿氢经济性已经初步显现。假设项目70%的电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，根据测算，在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh，电解槽1.2元/W、单位投资1.35元/W的情况下，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR达到5.7%。这意味着在当前光储氢设备均可达到的成本下，在此模式下绿氢制取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。33/42行业深度研究报告2024年1月29日4、交通：率先打开绿氢消纳第一缺口，放量确定性强氢燃料电池汽车适用于中长途、高载重、固定路线货运场景：中长途指行驶里程在400-800公里左右，燃料电池相比纯电动技术的续航优势更加明显；高载重指燃料电池及储氢系统重量能量密度远高于电动汽车动力电池，大幅提升了重型货车载货能力；固定路线指车辆运营路线相对固定，便于布局加氢站等配套基础设施。（1）实现补贴下全生命周期成本平价，率先打开绿氢消纳全生命周期成本是衡量重卡经济性的核心指标。成本是评估技术路线商用化可行性的关键，全生命周期成本（TCO）是从卡车整个生命周期来考量成本，包含车辆购置成本以及运营成本。当燃料电池重卡TCO比纯电动重卡更低时，燃料电池重卡便是终端用户的经济性更优选择。目前燃料电池系统占整车成本约60%，运营阶段主要以氢气费用为主，因而系统单价和氢气售价是影响燃料电池重卡TCO的主要因素。34/42行业深度研究报告2024年1月29日当前燃料电池重卡在补贴下可实现TCO平价，平价下绿氢应用场景加速率先突破。当前燃料电池重卡（FCV）已具备成本经济性，其降本成效显著，现阶段补贴后TCO低于电动重卡。平价是绿氢大规模应用的关键条件，平价下绿氢在交通领域的应用场景将加速率先突破。基于扶持期产业链成本情况和政策方案，在短岛和长途场景下，FCV全周期经济性均优于换电重卡，在高补贴、氢气资源优势地区具备性价比优势。以49t重卡为例，假设全生命周期运营里程100万公里，测算得到短岛场景下燃料电池重卡TCO约318.93万元，电动重卡约337.82万元，长途高速场景下燃料电池重卡TCO约294.01万元，电动重卡约322.79万元。燃料电池重卡经济性均优于电动重卡，即在当前成本水平及政策条件下，燃料电池重卡已实现TCO低于电动重卡，考虑部分地区氢气资源丰富，相应燃料电池重卡的经济性将更加明显。（2）燃料电池汽车放量确定性高，带动绿氢需求侧增量确定性较强燃料电池汽车示范城市群落地，“以奖代补”激励产业发展。“3+2”燃料电池汽车示范城市群落地，从2021年底起的四年示范期间，五部委将采取“以奖代补”，对入围的城市群按照其目标完成情况给予奖励，最高可达17亿，地级市（区）也可按照1:1针对燃料电池汽车和氢气发放补贴，考核内容主要包括“燃料电池汽车推广应用”、“关键零部件研发产业化”和“氢能供应”三部分。各地政府也积极出台相应的规划政策，加速推进氢能汽车市场化进程。35/42行业深度研究报告2024年1月29日氢燃料电池电池汽车市场化进程加速，2025年政策规划突破10万辆。根据各地政策目标推广量统计，2025年氢燃料电池汽车保有量超10万台，以2021年氢燃料电池汽车保有量约9000台为基准测算，则2021-2025年示范期内车辆年复合增速达90.6%。36/42行业深度研究报告2024年1月29日燃料电池汽车放量确定性高，率先带动绿氢需求侧增量。根据2025年各地区政策规划，燃料电池汽车保有量达到11.8万辆，放量具备确定性高，将拉动绿氢在需求侧的消纳，预计2025年氢气需求量达160万吨。测算逻辑与假设如下：氢耗随车型大小、运营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考燃料电池汽车实际运营数据、以2025年保有量11.8万辆的测算，公交、物流车、重卡百公里氢耗分别取4-5、2-4、8-9kg，平均年运营里程250、450、700公里，车型结构占比20%、20%、60%进行测算，5年年复合增速达100%。七、相关公司1、中国能建：绿氢建设龙头+绿氢化工重量级选手公司专注为能源电力、基建等行业提供整体解决方案、全产业链服务的综合性特大型集团，具有集规划、勘察设计、建设、运维、投资运营、技术服务、装备制造和建筑材料为一体的完整产业链。公司布局了多个氢能产业园项目，未来化工业务或成为公司新的增长引擎。公司布局了中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）、中国能建百万吨级绿色甲醇生产基地项目、中能建风光氢储及氢能综合利用一体化示范项目、中能建巴林左旗绿色氢基化工基地示范项目等多个氢能产业园项目，我国已公开绿氢化工项目一览（截至2023年12月），未来化工业务或成为公司新的增长引擎。除自建氢能产业园外，公司还是提供绿氢化工建设解决方案的综合性集团，有望在绿氢化工项目的施工阶段受益。根据本报告测算（表6：绿氢化工一阶段市场空间测算），绿氢化工国内一阶段投资额总计37/42行业深度研究报告2024年1月29日约3.75万亿元。公司在绿氢化工项目建设方面入局较早，参与项目较多，具有明显的先发优势，有望在后续绿氢化工项目施工阶段受益。2、宝丰能源：绿电绿氢引导者公司自上而下布局“煤炭-焦化-甲醇-烯烃”产业链，一体化协同性强：公司产品布局C2-C5各类精细化工产品，通过集约化运营和高效管理，公司吃干榨净原材料并实现了资源的高效综合利用。公司具备700万吨/年焦炭，440万吨/年甲醇，120万吨/年烯烃产能，配套720万吨/年煤矿产能。宝丰能源通过规模化、一体化、集约化建设以及精细化管理打造低成本优势取得显著成效。公司一期产能相较同期中煤榆林、神华包头同等项目投资成本较同行业节省30%以上，折算吨产品折旧和吨财务费用低约700-1200元/吨，毛利率显著高于同行。前瞻布局“绿氢”目标20年实现碳中和。2019年起公司启动在宁东基地的电解水制氢储能及综合应用“国家级太阳能电解制氢示范项目”，示范项目包括10万千瓦自发自用光伏复合发电装置、10台1000标方/小时电解水制氢装置，每小时可生产1万标方绿氢，5000标方绿氧。项目2021年初开始送电调试，项目综合“绿氢”成本在1.34元/标方，所产氢气成功进入公司烯烃生产系统，实现新能源替代化石能源，开辟经济可行的碳减排的科学路径。公司二期项目也已于2022年建成投产，合计达到3万标方每小时绿氢产能。公司规划2022年起每年增加绿氢产能3亿标方/年，年新增消减化工碳排总量的5%，目标用10年时间完成50%碳减排，20年时间实现企业碳中和。内蒙古宝丰一期有望成为全球首个绿氢耦合碳减排项目。内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期260万吨/年煤制烯烃和配套40万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目获得环评批复，该项目采用绿氢与现代煤化工协同生产工艺，烯烃总产能300万吨/年，其中40万吨是通过配套建设风光制氢一体化示范项目，用绿氢替代煤炭进行生产，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃项目。根据环评规划，该项目需补入绿氢25.15亿标立方/年。根据电解槽供应能力，技术水平限制等多方面原因，项目计划按照5年周期渐进式补氢实施完成。3、华电重工：背靠华电集团，渠道资源优势显著华电重工的实际控制人是央企华电集团，是集团旗下以工程系统设计与总承包为龙头，EPC总承包、装备制造和投资运营协同发展相结合的控股公司，为客户在物料输送工程、热能工程、高端钢结构工程、工业噪声治理工程、海上风电工程、光伏、氢能和智慧港机等方面提供工程系统整体解决方案。背靠央企，华电重工在产业链多环节进行布局。公司自2020年筹划发展氢能产业，在制氢、储氢和氢燃料电池方面都进行了布局，稳步推进氢能业务的产品技术研发及市场拓展。制氢方面，承担的华电集团“十大重点科技项目”制氢课题相关成果通过了中国石油和化学工业联合会组织的验收，自主开发的1200Nm3/h碱性电解水制氢装置和气体扩散层产品顺利下线，应用了国内首创的单面焊双面焊缝成型工艺。储氢方面，联合高校开展技术研究，确定储氢气瓶技术路线。用氢方面，投资并控股通用氢能，形成了150kW氢燃料电池分布式供能系统。4、兰石重装：转型布局“核氢光储”，氢能“制、储、运、用”一体化发展兰石重装成立于1953年，前身是国家“一五”期间156个重点建设项目之一——兰州炼油化工设备厂，被誉为“中国石化机械摇篮和脊梁”。公司具有扎实的能源化工装备制造产业基础和经验，并积极地向核能、氢能、光伏光热、储能等新能源装备制造领域拓展转型。38/42行业深度研究报告2024年1月29日公司氢能业务的主要产品为制氢、储氢和加氢站装备，致力于打造氢能全产业链布局。具体来看：1）制氢端：循环流化床加压煤气化制氢装置、渣油POX造气制氢装置；2）储氢端：低压储氢容器，8MPa、50MPa高压气态储氢容器；3）用氢端：加氢站用微通道换热器（PCHE）。此外，公司还具有碱性电解水制氢、高压氢气储罐、氢气离子液压缩机等产品。根据公司2022年制订的《氢能产业发展规划纲要》，公司规划，到2025年在“制、储、运、用（加）”等产业链关键技术领域取得突破性进展，实现自主设计、自主制造、自主销售的新局面，产业创新能力总体达到行业领先水平。建设各类加氢站10座左右，建成1-2家国际一流的创新研发平台，氢能产业链产业规模占到公司总体营业收入的20%。5、亿利洁能：横向联合纵向整合，光氢产业加速布局亿利洁能是亿利资源集团下属的股份公司，依托控股股东在生态修复领域的经验及属地自然资源等优势，公司以风光新能源为基础，构筑沙戈荒“风光氢储新材料”一体化发展的低碳全产业链生态圈。亿利洁能自2013年开始投资建设GW级别光伏治沙项目，截至2022年底，公司累计开发光伏项目装机规模3.3GW；其中1.1GW已经建成投运，剩余2.2GW在建。公司氢能业务与光伏业务协同性较强，电解槽可自产自销。氢能发展方面，2022年9月，亿利阳光谷库布其低碳产业园500台套碱性电解槽生产线正式投产，内蒙古自治区首台套1000标方碱性电解槽正式下线，能耗4.3-4.6kWh/Nm3H2。此外，亿利氢田时代与清华紫荆创新研究院签约，以“产学研用创”相结合的模式合作，开展大功率电解水制氢技术与装备的中试研发、成果转化与产业化。根据亿利节能董事长表示，预计公司至2024年可实现年产500台套（合计2.5GW）碱性电解制氢设备，目标是至2030年在我国西部沙区年产达到1000台套。八、市场空间分析1、绿氢规划量爆发，2024年绿氢项目将迎批量开工绿氢规划产能高增，2025年国家规划10-20万吨、各地合计达100万吨。自国家层面发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》后，各地积极规划可再生能源制氢。当前已落地绿氢项目产能在5万吨左右，根据各地政府发布的相应氢能政策规划，绿氢产能合计规划量到2025/2030/2035年达100/100/250万吨，国内绿氢产能规划高增。39/42行业深度研究报告2024年1月29日发展氢能全球共识逐步达成，海外绿氢规划产能同步高增。COP28最新草案第39条（d）款指出“加快零排放和低排放技术，包括碳捕获、利用和储存以及低碳氢的生产等，以便加强在能源系统中替代碳排放有增无减的化石燃料的努力。”相较于COP27草案只是将氢能作为供缔约方进一步审议的领域，COP28草案则是正式加入了氢能相关内容，被纳入意味着此领域被缔约方呼吁加快布局，意味着全球发展氢能共识已经形成，后续各国的氢能发展将会提速，从海外绿氢规划来看，欧盟2030年绿氢产能规划达到2000万吨，中东当前合计产能规划达到2914.26万吨。对于国内企业而言，国内外发展机遇并存，尤其是中东市场值得重视。2024年绿氢项目将迎开工潮，预计电解槽招标同比翻倍看向4GW。2023年内，大量绿氢项目开始申报立项，国内立项的项目绿氢产能已超400万吨，当前落地项目仅5万多吨产能，考虑到2025年国家10-20万吨、各地合计100万吨绿氢产能规划，2024年绿氢项目将迎开工潮，带动制氢设备需求高增，乐观预计2024年国内电解槽招标量为4GW，同比翻倍增长。40/42行业深度研究报告2024年1月29日2、氢气消纳潜在上亿吨量级，万亿市场启动氢气消纳潜在上亿吨量级，带动万亿市场规模。氢气消纳主要集中在化工、钢铁、储能和交通四大领域，从短、中期以及理论极限值分析来看，短期已立项规划的绿氢项目可带动百万吨氢气需求和百亿元市场空间，在绿氢全面渗透下，潜在的消纳空间高达亿吨，将催生氢气和相应设备的万亿市场规模，远期天花板高。测算说明：（1）短期：以当前已落地或立项的绿氢相关项目作为指引测算，部分无明确规划项目的以绿氢渗透率估算，预计看向2-3年后；（2）中期：以30%的绿氢渗透率为假设测算，预计看向2030年；（3）理论极限：以绿氢全面渗透为假设测算。41/42行业深度研究报告2024年1月29日九、参考研报1.国金证券-氢能&燃料电池行业产业链系列报告之十六：潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨2.国金证券-氢能行业2024年度策略：绿氢项目爆发在即，重点看好制储环节3.西部证券-氢能源行业深度报告：绿电制绿氢是趋势，氢能产业链发展加速4.国泰君安-石油行业绿氢专题研究：绿氢，从0到1，构建新老能源绿色纽带5.招商证券-2024年产业趋势及主题展望：2024年值得关注的7个产业趋势和8个政策主题6.南京证券-氢能行业：工业绿氢加速落地，成本下行路径明确7.华福证券-公用事业行业2024年新型电力系统年度策略：长期聚焦电力消纳和保供问题免责声明：以上内容仅供学习交流，不构成投资建议。慧博官网：www.hibor.com.cn电话：400-806-1866邮箱：hbzixun@126.com42/42