请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告2022年09月12日行业研究·深度报告煤炭·氢能工业绿氢1.0时代开启证券分析师：樊金璐010-88005330fanjinlu@guosen.com.cnS0980522070002请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容报告摘要1.政策支持绿氢绿电与工业耦合。绿氢可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。这超过了国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标。东部地区，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强调可再生能源制氢在工业领域的应用。2.绿氢和工业分布决定工业绿氢先行。我国氢气生产以西北、华北为主，主要来自化石能源。2020年我国氢能产量和消费量均已突破2500万吨，已成为世界第一大制氢大国。从区域分布看，氢能生产主要产生在西北和华北地区，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西。氢能源按生产来源划分，可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类。目前，我国氢气主要来自灰氢。未来与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿氢将成为发展趋势。3.绿氢与工业耦合示范项目及经济性。光伏风电等弃电现象一直存在，经济效益受损；化工行业提供充分消纳场景，是双碳目标下的绝佳选择。借助西北地区光伏风电资源和产业集群优势，将光伏风电制氢用于化工原料或燃料，打通“风光制氢+化工”生态链，解决弃电严重问题，同时带动下游化工产业。当光伏发电制氢电价控制在0.25元/kWh以下时，制氢成本与化石能源接近。“风光制氢+化工”整体盈利能力去看，项目模式有助于实现风光项目落地，整体经济较好。中石化、三峡能源、中煤等多家大型企业都在布局万吨级/年以上绿氢与工业耦合示范项目。4.工业绿氢应用提升相关设备需求。电解槽方面，主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1400立方米/小时。据势银统计，2021年中国碱性电解水制氢设备的出货量约350MW，质子交换膜电解水制氢设备的出货量约5MW。2022年中国电解槽出货量在800MW左右，在2021年基础上实现翻番，2030年中国电解槽装机量预测将超100GW，全国可再生氢总需求达到770万吨/年。碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。储氢罐方面，适应氢能的大规模储存、降低设备制造成本的大容量高压储氢装备逐步研发成熟，有助于推动储氢成本大幅下降。5.投资建议：政策支持绿氢绿电与工业耦合。在西北地区，风光资源丰富，面临消纳问题；化工用氢千万吨级，绿氢替代潜力巨大。目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。在经济性方面，制氢成本与化石能源接近。“风光制氢+化工”整体盈利能力去看，项目模式有助于实现风光项目落地，整体经济较好。多家大型企业都在布局万吨级以上绿氢与工业耦合示范项目。灰氢可替代规模约3000万吨，到2030年，全国可再生氢总需求达到770万吨/年，潜力巨大。工业绿氢应用提升相关设备需求。建议关注电解槽和储氢罐的相关公司。6.风险提示：政策实施不及预期；氢能价格难以大幅下降；相关设备技术发展不及预期；电解槽行业竞争激烈。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容政策支持绿氢绿电与工业耦合01绿氢和工业分布决定工业绿氢先行02绿氢与工业耦合示范项目及经济性03工业绿氢应用提升相关设备需求04目录投资建议及风险提示03请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容1.政策支持绿氢绿电与工业耦合请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容政策支持绿氢绿电与工业耦合国家层面政策：绿氢可以助力交通、化工、钢铁、石化等多领域深度脱碳，2022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)》提到氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。工信部等三部委印发《工业领域碳达峰实施方案》，鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。《“十四五”可再生能源发展规划》《关于“十四五”推动石化工行业高质量发展的指导意见》等政策提出绿氢与化工耦合。5国家层面氢能相关的主要政策时间政策主要内容2022年8月《工业领域碳达峰实施方案》鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。支持发展生物质化工，推动石化原料多元化。2022年3月《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，规划明确提到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，2035年可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。2021年12月《“十四五”工业绿色发展规划》指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用2021年11月《关于加强产融合作推动工业绿色发展的指导意见》引导企业加大可再生能源使用、推动电能、氧能、生物质能替代化石燃料；加快充电桩、换电站、加氢站等基础设施建设运营2021年11月《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》明确提到推动氢燃料电池汽车示范应用，有序推广清洁能源汽车2021年10月《2030年前碳达峰行动方案的通知》从应用领域、化工原料、交通、人才建设等多个方面支持氢能发展2021年10月《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》筹推进氢能"制储输用"全链条发展；推进可再生能源制氢等低碳前沿技术攻关；加强氢能生产储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用2021年8月《对十三届全国人大四次会议第5736号建议的答复》将积极配合相关部门制定氢能发展战略，研究推动将氢气内燃机纳入其中予以支持2021年3月《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要（草案）》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年2月《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电2020年11月《新中国的中国能源发展规划（2021-2035）》加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业技术装备，促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展2020年6月《中华人民共和国能源法》正式将氢能列入能源范畴，2020年成为氢能发展元年2019年3月《政府工作报告》首次写进《政府工作报告》，推动充电、加氢等设施建设资料来源：政府官网，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容6各地出台的氢能产业政策区域政策名称京津冀《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划》《北京市“十四五”时期能源发展规划》《天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）》《河北省氢能源产业中长期发展规划》长三角《上海市燃料电池车发展规划》《上海市氢能产业发展中长期规划（2022—2035年）》《江苏省氢燃料电池汽车产业发展行动规划》《浙江省加快培育氢能产业发展的指导意见》安徽《六安氢能产业发展规划（2020-2025）》《铜陵市氢能与燃料电池产业发展规划》《安徽省“十四五”汽车产业高质量发展规划》珠三角《关于粤港澳大湾区氢能产业先行先试力争上升为国家战略的提案》《广州市氢能产业发展规划（2019-2030年）》《佛山市南海区氢能产业发展规划(2020-2035年)》《茂名市氢能产业发展规划》《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2021-2025年）》其他《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》《关于加快胶东经济圈一体化发展的指导意见》《潍坊市氢能产业发展三年行动计划(2019-2021年)》《山西省氢能源产业中长期发展规划》《内蒙古自治区氢能源产业中长期发展规划》《关于促进氢能产业高质量发展的意见》《吉林省氢能源产业中长期发展规划》《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见》《武汉氢能产业发展规划方案》《四川新能源与智能汽车产业2020年度工作要点》《成都市氢能产业发展规划（2019-2023年）》《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案》《河南省氢燃料电池汽车产业发展行动方案》《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》《宁夏氢能产业发展指导意见》《关于支持氢能产业发展的意见》资料来源：政府官网，国信证券经济研究所整理政策支持绿氢绿电与工业耦合地方政策：京津冀、长三角、珠三角以及西北地区等都出台了氢能产业发展的政策。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用➢据势银统计，目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。这超过了国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标，也体现出了中国可再生能源制氢的巨大潜力。➢由于不同产业存在地域性分布的差异，各省市对可再生能源制氢的应用规划也存在显著的差异。东部地区，例如上海和广东等，对于可再生能源制氢在交通领域，尤其是制氢加氢一体站的应用更为关注。西部地区的政策更加侧重于强调可再生能源制氢在工业领域的应用。在内蒙古、宁夏等地区，既拥有大量的可再生能源，也汇聚了大量的高碳排放企业，例如炼化企业、化工企业和钢铁企业等，电解水制氢技术的应用为这些高碳排放企业提供了低碳解决方案。氢能生产区域分布（万吨）资料来源：势银，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢2025年，内蒙古绿氢制备能力超过50万吨/年:《关于促进氢能产业高质量发展的意见》，到2025年前，开展“风光储+氢”“源网荷储+氢”等绿氢制备示范项目15个以上，绿氢制备能力超过50万吨/年；鼓励工业副产氢回收利用，工业副产氢利用超过100万吨/年，基本实现应用尽用；探索绿氢在化工、冶金、分布式发电、热电联供等领域的示范应用，打造10个以上示范项目；培育或引进50家以上包括15-20家装备制造核心企业在内的氢能产业链相关企业，电解槽、储氢瓶、燃料电池等装备的关键材料及部件制造取得技术突破。➢《鄂尔多斯市“十四五”能源综合发展规划》和《鄂尔多斯市氢能产业发展规划》（2022年6月），提出在2025年底前形成40万吨/年的绿氢供应，在2030年底前达到100万吨/年的绿氢制造规模。2025年，整个内蒙古的绿氢产能规划目标是48万吨，鄂尔多斯相当于是整个内蒙古的80%。规划分三个阶段进行，每个阶段在氢源、制氢装备、应用场景等方面做了详细的布局。在推动可再生氢在煤化工行业的规模化应用方面，做了适应鄂尔多斯当地产业特色的安排，具体包括可再生氢＋煤化工生产烯烃、天然气、油品及化工品，以及可再生氢＋二氧化碳生产甲醇及下游产品等。对氢能产业的规划提出了5年建设28个氢能项目、投资1584.47亿元。➢7月27日，内蒙古自治区能源局开展2022年风光制氢一体化示范项目申报工作，示范内容包括以绿色低碳转型为牵引，推进氢能在工业、交通、发电等领域的多元应用，开展风光制氢一体化示范。示范项目分为并网型和离网型。根据用气场景、氢气消纳协议确定制氢负荷，将氢能消纳协议等作为申报文件的附件。离网型示范项目，按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。并网型示范项目按照制氢用电量1.2倍测算新能源规模。示范项目需配置电储能，不低于新能源规模的15%、4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢《宁夏回族自治区氢能产业发展规划（征求意见稿）》，依托宁夏作为我国重要的能源化工基地和新综合示范区，宁夏氢能应用场景丰富绿氢耦合煤化工、燃料电池汽车天然气掺储能热联供等重点应用场景在宁夏可全部实现。同时，氯碱、焦化等行业副产氢资源丰富且成本低廉具备规模利用的条件。加强与各类创新主体合作，集中突破氢能产业技术瓶颈，有序开展创新与应用示范重点推动可再生能源制氢与煤化工耦合，积极拓展氢能在交通、储发电等领域应用场景建设一批试点示范项目，逐步建立完整的产业体系。到2025年，稳步推动氢能在耦合煤化工的应用示范，可再生替代制氢比例显著提升。实现宁东基地规模化可再生能源制氢示范工程、绿耦合煤，打造国家生能源制氢耦合煤化工示范区、西部绿产业基地和宁夏先行。石嘴山市积极开发焦化和氯碱工业副产氢，重点实施氢能—冶金—化工耦合应用项目。吴忠市通过可再生能源制氢合成氨，组建氢氨产业联盟，打造“中国氢氨谷”。专栏2氢能生产重点项目可再生能源制氢项目：建设宝丰能源200万千瓦光伏+10万标立方米/小时太阳能电解制氢储能及应用示范项目，国能宁煤30万千瓦光伏+2万标立方米/小时绿氢耦合煤制油化工示范一期项目，国能（宁夏宁东）绿氢公司12万千瓦光伏+2万标立方米/小时宁东可再生氢碳减排示范项目，中石化新星新源公司77.5万千瓦光伏+7.2万标立方米/小时可再生能源制氢一体化示范项目，鲲鹏清洁能源公司20万千瓦光伏+2万标立方米/小时光伏制氢节能降碳示范项目，宁东新能源发展公司50万千瓦光伏+5万标立方米/小时可再生能源制氢示范项目、百中绿电20万千瓦光伏+2万标立方米/小时可再生能源制氢示范项目、中广核3.6万千瓦光伏+2400标立方米/小时宁东清洁能源制氢项目，国电投铝电4.2万千瓦光伏+2000标立方米/小时宁东可再生能源制氢示范项目、京能宁东发电0.5万千瓦分布式光伏+200标立方米/小时质子交换膜法氢能制储加一体化示范项目。积极推进国能宁煤绿氢耦合煤制油化工示范二期项目、和宁化学可再生能源制氢耦合煤化工示范项目等。专栏4氢能应用重点项目1.绿氢耦合煤化工示范工程：实施国家能源集团、宝丰能源集团、中石化长城能化（宁夏）公司、和宁化学、鲲鹏清洁能源公司等重点企业绿氢耦合煤化工示范工程。宁夏氢能重点项目资料来源：《宁夏回族自治区氢能产业发展规划（征求意见稿）》，国信证券经济研究所整理专栏1氢能技术创新重点项目国家能源集团国华能源投资公司质子交换膜电解水制氢测试诊断技术与设备研发项目及国家级可再生能源电解水制氢技术试验基地，国华（宁夏）新能源有限公司可再生能源交直流耦合制氢系统研发及绿氢制储运一体化数字运维平台项目，宁夏宁东恒瑞燃气有限公司天然气管道掺氢降碳工程化示范项目，北京海望氢能科技公司、宁东科创投资公司有机液体储氢中试项目。西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢甘肃《酒泉市“十四五”能源发展规划》，其中氢能方面提到：•产业布局氢能——利用“一带一路”通道优势，围绕“酒嘉双城经济圈”建设的战略部署，按照省上“一个走廊，两个示范区，两个基地”发展要求，以各县（市、区）资源禀赋及现有氢能相关产业为基础，重点打造“一区、一园、一中心、三基地”的氢能产业布局，确保氢能产业可持续发展。三个绿氢生产及综合利用基地：充分发挥酒泉市可再生能源资源优势，打造玉门、瓜州、金塔、绿氢生产基地，发展下游化工、交通、储能等领域综合利用基地。•重点任务加快布局绿色氢能发展。重点依托玉门、瓜州、金塔等县（市、区）现有的工业园区和产业基础，布局建设玉门5万吨/年、瓜州3万吨/年、金塔2万吨/年以上的绿氢制储基地，在新能源制氢、储氢、运输、加注、应用、氢能装备制造等领域延链补链，引进合成氨、尿素、甲醇等下游项目，带动氢能全产业链发展。依托我市及周边化工、钢铁、化肥、玻璃、甲醇生产等已有的产业基础和化工企业用氢需要，探索天然气掺氢、氢燃料锅炉、氢气电网调峰等领域，拓展氢能应用场景。积极推进宝丰多晶硅上下游协同项目电解水制氢站、陕煤集团源网荷储一体化项目电解水制氢站等项目建设，着力打造零碳制氢与可再生能源发电协同互补发展的新模式，构建集中式和分布式可再生能源制氢并举的氢能源供应体系。西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢新疆维吾尔自治区人民政府出台《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》（下称“《纲要》”）。《纲要》中涉及氢能的内容如下:•推进风光水储一体化清洁能源发电示范工程，开展智能光伏、风电制氢试点，促进可再生能源规模稳定增长。•发展壮大新能源产业，加强风电关键设备及零部件研发和生产，有序发展分布式光伏发电。推进风能、光伏发电进行电解水制氢。•新疆是我国五大综合能源基地之一，承担着保障国家能源供应安全的战略任务。其地域广阔，煤炭、油气、风、光等能源资源丰富，每年有大量的风光电能源无法消化，而解决这一问题的最好办法是将富余的可再生能源用于制氢，利用氢能就地消纳。2021年，国家能源局对《关于在新疆支持和促进氢能源产业发展》的提案进行回复，将鼓励新疆维吾尔自治区政府加快氢能产业发展政策研究，引导自治区能源企业调整和充实氢能产业发展路线；研究规划氢能产业发展，在天山北坡经济带能源产业聚集区等，利用富余电力开展氢能和储能网络示范；推进氢能产业试点项目建设，打造氢能产业聚集示范区，推进风电制氢试点示范工程建设。西部地区的政策侧重于绿氢在工业领域的应用请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容2.绿氢和工业分布决定工业绿氢先行请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢氢能（绿氢）与电力（绿电）均为二次能源，是双碳目标战略下的必然选择。氢气的利用由来已久，但并非是当前备受关注的交通和电力领域，而主要作为生产原料应用于工业领域。绿能来自于绿电，从能源效率的角度来说，优先使用电力，电力解决不了的问题再制氢，能源载体、低碳原料是氢能工业领域的核心用途。➢氢能的发展可以从“二次能源、能源载体、低碳原料”这3个角度切入，助推能源转型进程：➢角度1氢气可作为高效低碳的二次能源：氢气本身是一种高能源密度的二次能源（单位质量），同时也具有较强的电化学活性、可通过燃料电池进行发电。因此氢气可应用于燃料电池汽车从而替代传统燃油汽车，节约石油消费；也可以用于家用热电联产，减少电力和热力需求；还可以直接将氢气掺入到天然气管网直接燃烧。➢角度2氢气可作为灵活智慧的能源载体：通过电解水制氢技术及氢气与其他能源品种之间的转化，可提高可再生能源的消纳、提供长时间储能、优化区域物质流和能量流，进而建立多能互补的能源发展新模式。比如，在区域电力冗余时，可通过电解水制氢将多余电力转化为氢气并储存起来；在电力和热力供应不足时，氢气可以通过电化学反应发电、热电联供、直接燃烧等方式来实现电网和热网供需平衡。➢角度3氢气可作为绿色清洁的工业原料：国际能源署、麦肯锡等机构都认为氢能将实现工业部门的深度脱碳，主要方式为应用氢能革新型工艺，可以大规模使用“绿氢”替代“灰氢”。氢气直接还原铁是氢能革新型工艺的典型代表，该工艺使用氢气作为还原剂，将铁矿石直接还原为海绵铁，之后进入电炉炼钢，从而节省了焦炭的使用、减少了因原料带来的二氧化碳排放。“绿氢”替代“灰氢”是使用来自可再生能源的氢气，来替代合成氨、甲醇生产过程中的化石能源制氢，进而实现深度脱碳。氢能在能源转型中的角色6请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢区域分布：氢能生产主要在西北和华北地区。根据2019年数据，产量超过400万吨的省份有内蒙和山东，产量超过300万吨的省份有新疆、陕西和山西，产量超过200万吨的省份有宁夏、河南和河北，产量超过100万吨的省份有江苏、安徽、四川、辽宁和湖北。➢生产来源:分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”三类：“灰氢”是指利用化石燃料石油、天然气和煤制取氢气，制氢成本较低但碳排放量大；“蓝氢”是指使用化石燃料制氢的同时，配合碳捕捉和碳封存技术，碳排放强度相对较低但捕集成本较高；“绿氢”是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源电解制氢，制氢过程完全没有碳排放，但成本较高。目前，我国氢气主要来自灰氢。存量氢能分布在西北和华北，以灰氢为主氢能生产区域分布（万吨）资料来源：清华大学，国信证券经济研究所整理氢气来源分类资料来源：清华大学，国信证券经济研究所整理8请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢我国的氢源结构目前仍是以煤为主，来自煤制氢的氢气占比约62%、天然气制氢占19%，电解水制氢仅占1%，工业副产占18%。就消费情况看，目前的氢能基本全部用于工业领域，其中，生产合成氨用氢占比为37%、甲醇用氢占比为19%、炼油用氢占比为10%、直接燃烧占比为15%、其他领域占比为19%。➢新建工业项目配绿氢、存量项目进行绿氢置换逐渐成为发展趋势。基于需求侧产业的发展和产业链的完善，从灰氢逐步过渡到绿氢是较好的方式，优先使用副产氢，实现资源综合利用。氢气来源现以灰氢为主，基本全部用于工业领域2020年我国氢气主要来源占比资料来源：中国煤炭加工利用协会，国信证券经济研究所整理2020年我国氢气主要消费途径占比资料来源：中国煤炭加工利用协会，国信证券经济研究所整理当前中国氢气生产和消费主要工艺资料来源：石油和化学工业规划院，国信证券经济研究所整理10煤制氢62%天然气制氢19%电解水制氢工业副产氢18%生产合成氨用氢37%甲醇用氢19%炼油用氢10%直接燃烧15%其他19%请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容2021年我国太阳能资源情况资料来源：《2021年中国风能太阳能资源年景公报》，国信证券经济研究所整理2021年风资源情况资料来源：《2021年中国风能太阳能资源年景公报》，国信证券经济研究所整理西部风光资源丰富，发展绿氢具有优势在风能资源方面，2021年我国东北地区西部和东北部、华北北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、西北地区西北部、西藏大部、华东东南部沿海等地等地高空70米风力发电机常用安装高度的风能资源较好，有利于风力发电。2021年，新疆、西藏、西北中部和西部、西南西部、内蒙古中部和西部、华北西北部、华南东南部、华东南部部分地区年水平面总辐照量超过1400kWh/m，其中，西藏大部、四川西部、内蒙古西部、青海西北部等地的局部地区年水平面总辐照量超过1750kWh/m，太阳能资源最丰富请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容3.绿氢与工业耦合示范项目及经济性请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容相关企业的电解槽布局资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理18绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性➢以化工企业作为氢能消纳场景，发挥上下游产业带动作用借助西北地区光伏资源和产业集群优势，将光伏制氢用于化工原料或燃料，打通“光伏制氢+化工”生态链，解决光伏弃电严重问题，同时带动下游化工产业。以三峡能源鄂尔多斯纳日松项目“40万千瓦光伏制氢示范项目”为例。项目以当地化工企业和矿区氢燃料电池重卡替代原有燃油重卡等作为氢能主要消纳场景。规划建设容量40万千瓦，光伏场区总占地约12000亩，光伏项目发电量约7.97亿度/年，按照不少于80%的发电量以“等电量交换”形式用于制氢，年产氢量约1万吨，年产氧量约8.7万吨。项目实施对准格尔产业园上下游相关产业起到带动作用。⚫光伏弃电严重，经济效益受损尽管西北地区拥有丰富的光伏资源，但是存在严重弃光现象，大量光伏发电因为消纳不足只能成为“垃圾电”，影响企业经济效益。而“光伏制氢+化工”生态链，则可将额外的光伏电力用于制氢，实现光电的充分利用。将光伏制氢站建设于西北地区的工业园区，为氢气消纳提供了充分场景。例如，在煤化工生产线中，将一部分灰氢用绿氢（光伏制氢）替代，打通绿氢灰氢混合生产线，减少污染和碳排放的同时，逐步实现经济效益。此外，还可在矿区用氢燃料电池重卡替代原有的燃油重卡。⚫化工行业提供充分消纳场景，是双碳目标下的绝佳选择➢项目案例企业项目规划隆基绿能初期达到年产500MW，100台1000Nm3/h碱式电解设备的能力，通过5-10年产能扩大到1万台。2021年底初步形成了500MW的年产能交付能力，预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备能力阳光能源推出国内首款最大功率（250kW）的SEP50PEM制氢电解槽；2021年7月与中国葛洲坝集团装备工业有限公司签署了战略合作协议，在光伏制氢等方面展开合作晶科科技晶科科技和康明斯（中国）将结合双方技术及产品,开发光伏PEM电解槽各种应用场景下的制氢方案,共同探索光伏制氢整体解决方案,并协同参与“光伏+制氢”大型项目招投标协鑫集团通过低成本、规模化、高效率光伏制氢成为“绿氢生产商与综合服务商”，计划到2025年建设100座综合能源站，并达到绿氢年产能40万吨。宝丰能源太阳能电解制氢储能研究与示范项30×1000m3/h电解水制氢工程投产，项目采用单台产能1000标方/小时（考克利尔竞立）的国产最先进高效碱性电解槽。预计年产氢气2.4亿标方。每年新增30-40台电解槽中国石化于今年3月正式启动新疆库车光伏制氢项目可研编制工作。该项目规划建设1000MW光伏发电，辅以当地弃风、弃光等绿电资源，配套建设2万吨/年绿电制氢厂，项目建成后将成为全球最大的绿氢生产项目。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容100MW光伏发电直流系统造价资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理各类制氢技术成本比较资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理制氢方式主要特征不同原料成本下的制氢成本煤制氢投资成本高，但随着规模增大，单位投资大幅下降且原料便宜煤价（元/吨）500600700800900制氢成本3)0.70.840.981.121.26甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模甲醇价格（元/吨）16252319301437085097制氢成本（元/Nm3)1.522.534天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好天然气价格（元/Nm3）1.822.653.494.325.99制氢成本（元/Nm3)1.522.534光伏制氢当光伏制氢电价低于0.3元/KWh时，具备竞争力电价（元/KWh）0.240.340.440.540.74制氢成本（元/Nm3)1.522.534◆光伏制氢经济性在西北已接近煤制氢➢基本原理：光伏电解水制氢技术是将太阳能发电和电解水制氢组合成系统的技术，有两个步骤：①光生电：利用光伏发电技术把光能转化为电能；②电解水：利用电能制取氢气。➢光伏制氢经济性分析与比较：假设首年光伏利用小时数为1700小时，装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元/kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元/kW，其他费用10元/kW。同时，以1000Nm3/h水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh电能计算。当光伏发电制氢电价控制在0.25元/KWh以下时，制氢成本与化石能源接近。➢西北丰富光伏资源为低成本制氢提供机遇：西北地区日照资源丰富，在国家能源战略布局中占据重要地位。数据显示，据统计，截至2021年6月，西北地区累计光伏装机容量63.6GW，占全国光伏装机总量的25%。绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性内部收益率为8%时不同造价下的预计电价资料来源：国际氢能网，国信证券经济研究所整理造价（亿元）1.61.822.3电价（元/KWh）0.18950.2110.2330.266设备设施光伏组件光伏支架汇流箱线缆基础合计造价（万元）170003000500500200023000请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容氢能是连接煤基能源与新能源纽带的逻辑关系图资料来源：中国知网，国信证券经济研究所整理➢引入“绿氢”的几个影响：1.减少空分系统负荷，甚至取消空分，减少燃料煤消耗；2.氢源由煤气化和绿氢，减少煤气化规模，降低原料煤消耗；3.改变变换工艺；4.由于减少水煤气变换、空分符合，将显著降低净化酸性气体脱除环节装置负荷；5.需要进一步示范，在验证技术可行的基础上，解决经济性问题。➢氢能在传统煤基能源面对碳中和行动转型发展中可以起到重要作用，它是架起煤基能源与新能源之间的桥梁。在双碳目标下，应充分发挥煤炭资源富含碳的原料优势，将可再生能源制氢与之结合，在相同产品产量的情况下，可大幅降低煤炭消费总量，同时大幅减排由于水煤气变换过程产生的大量高纯CO2，使得碳资源得到充分利用，可以实现煤化工产业CO2低排放、甚至零排放，大幅削减碳税成本，系统能量利用效率将得到全面提升。氢能耦合煤制烯烃系统性能表资料来源：中国知网，国信证券经济研究所整理；化工煤价格按照800元/吨，碳价格按照100元/吨绿氢成本接近煤制氢，光电氢化耦合整体项目具备经济性项目12345原料煤替代量/%1020304049煤炭总替代量(包括原料煤和燃料煤)(万t/年)36.774.1114.3158.7191.7绿氢总量(光伏电解水制氢)/（万t/年)4.27.711.214.717.7绿氢占总合成气氢气比/%16.730.844.95971.3光伏装机总量/GW(1500h)1.52.84.15.46.5电解水规模（万Nm3/h)5.910.815.820.725.1绿氧占空分制氧比/%1633.155.284.5119.7CO2总减排量（万吨/年)106.8192.7285.5388.7464.5CO2总减排比/%15.628.241.756.867.9原料煤CO2减排比/%2136.451.867.280.6系统规模缩小带来的系统投资减少量（亿元）59.81520.735.5光伏和水电解制氢带来的系统投资增加量（亿元）66.9118.4165.1206236.3系统投资净增加量（亿元）61.9108.6150185.3200.8减少煤炭和减排CO2碳税带来的成本减少（亿元/年）4.07.912.016.620.0请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容示范项目一：全球最大的绿氢项目（库车）：52台电解槽+10台球罐2021年11月，中国石化在北京、乌鲁木齐、新疆库车三地举行云启动仪式，宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目――中国石化新疆库车绿氢示范项目启动建设。这个项目是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢的项目，总投资近30亿元，主要包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量300兆瓦、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站，年产能2万吨的电解水制氢厂，储氢规模约21万标立方的储氢球罐，输氢能力每小时2.8万标立方的输氢管线及配套输变电等设施。项目预计2023年6月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。《库车绿氢示范项目环境影响报告书》显示，以制氢厂作为测算范围，52台电解槽方案下，氢气单位总成本为12.95元（考虑碳交易）。以项目投资税后财务内部收益率6.00%为基准，约氢气价格为18元/公斤（1.5元/立方米，不含增值税，不包括碳交易）。储氢：10台1875立方米、2MPa球罐（沈阳安装），21万标立方的储氢能力。电解槽：竞立、隆基、718所共分中石化10.71亿电解水设备订单（52台电解槽）。新疆库车绿氢示范项目将采招52台单槽制氢能力1000Nm³/h的碱性电解槽，装置最大制氢能力52000Nm³/h(约240MW)，配套建设13组电解水气液分离设施和7组氢气纯化设施。绿氢绿电与工业耦合示范项目及经济性请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容示范项目二：鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢示范项目2022年8月29日，三峡集团官微发布消息称，日前，三峡集团首个制氢项目——内蒙古自治区鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目正式开工建设（利用昶旭煤矿、远兴矿和柳林沟矿等矿区的采煤塌陷区、采煤回填区建设光伏电站。项目包括光伏电站及制氢厂两部分，其中光伏电站总装机规模为400兆瓦，年平均发电量为7.4亿千瓦时；制氢厂总装机规模为75兆瓦，包括15台1000标方每小时的碱性电解槽及1台1000标方每小时的备用碱性电解槽，生产年利用小时数为8000小时，每年可生产氢气约1万吨，副产氧气8.5万吨。项目总发电量的20%将直接输送至当地电网，剩余80%则全部用于电解水制氢，所产出的氢气和氧气主要用于化工及交通领域。项目预计于年内实现电站并网及氢能产出。杭氧压缩机成功中标三套大型高压氢气压缩机和一套大型撬装式高压氧气压缩机，实现了往复式压缩机在光伏示范领域首个项目配套应用案例。中车时代电气设计研发的5MWIGBT全控制氢电源系统成功中标。该项目为国内首个批量应用大功率IGBT电源技术的绿电制氢项目，中车时代电气将为该项目提供大功率IGBT全控制氢电源系统。储氢罐与电解槽还在招标过程中。政策支持绿氢绿电与工业耦合示范请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容示范项目三：甘肃兰州“液态阳光”示范项目（中科院大化所“液态阳光”）“液态阳光”首套示范项目位于甘肃省兰州新区，总投资1.4亿，总占地约289亩，配套建设总功率为10MW的光伏发电，占地259亩，为电解水制氢设备提供电力。“液态阳光”千吨级示范项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇三个基本技术单元构成。2019年12月，70多台设备陆续制作完成进厂安装。2020年1月，“液态阳光”示范项目投料试车，进料3个小时后生产出液体甲醇产品，经权威机构测评，甲醇有机物含量达到99.5%，这也标志着我国利用可再生能源制备液体燃料迈出了工业化的第一步。为电能转化为化学能、消纳不稳定可再生能源、二氧化碳作为碳资源转化利用提出新路径。2020年10月，该项目通过了相关单位组织的科技成果鉴定：该项目集成创新了液态太阳燃料合成全流程工艺装置，具有完全自主知识产权，整体技术处于国际领先。生产1吨液态阳光甲醇可消纳6000多度电，1.25吨CO2。目前，中煤鄂尔多斯能源化工有限公司10万吨/年液态阳光-二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目可研编制被中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司中标，相关工作正在有序进行。中试装置生产时单位制氢能耗可达到4.3kWh/Nm3(常规电解水制氢4.5-5.0kWh/Nm3)，是目前全球公开报道中规模化碱性电解水制氢的最低能耗技术。初步估算项目绿氢单位成本不超过15元/kg。政策支持绿氢绿电与工业耦合示范请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容示范项目四：中国能建携手兰州新区打造氢能应用综合示范城市2022年8月19日，由中国能源建设集团有限公司和武汉众宇动力系统科技有限公司联合实施的兰州新区氢能产业园项目（一期）项目开工。项目一期总投资30亿元，主要建设年产2万吨制氢能力和10万标方储氢能力的绿氢供应基地，以年产6万吨绿氨和氢能交通应用为核心的示范应用中心，以年产3000套氢燃料电池系统为核心的氢能装备制造中心。同时，建设氢能研发创新中心、检测中心和人才培训中心。项目的建设将进一步完善兰州新区氢能产业链，逐步建成全国重要的氢能产业聚集基地，助力兰州新区打造全省乃至全国氢能应用综合示范城市。政策支持绿氢绿电与工业耦合示范示范项目五：宝丰太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目2019年，宝丰能源启动了“太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目”，项目总投资14亿元，合计年产氢气1.6亿标方/年，副产氧气0.8亿标方/年，该项目被国家能源局（发改办能源588号）列为国家级示范项目。宝丰能源在互动平台回复投资者提问称，公司的制氢全成本（即包含了折旧、电力、人工等）低至1.3元/标方。2022年上半年新增电解水制氢能力20000标准立方米/小时，目前已形成30000标准立方米/小时电解水制氢产能。公司将进一步加快太阳能电解制氢储能及应用项目建设，最终形成年产百亿标准立方米、百万吨绿氢生产能力。示范项目六：国电投和亿利集团库布其沙漠EOD项目2022年5月31日，国电投和亿利集团签署了合作协议，合作开发内蒙古杭锦旗库布其沙漠EOD项目，该项目可年制绿氢约9亿标立方米，为亿利洁能两大园区供应绿氢，用于生产绿氨、绿肥、绿醇，目前两家公司的合资公司已正式注册成立。与此同时，兴安博源、国创河北等公司也纷纷在推进绿氨项目。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容4.工业绿氢应用提升相关设备需求请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容➢电解水制氢：具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，但其单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响很大，电价占到总成本的70%以上。若采用现有电力生产，制氢成本约为30-40元/公斤，且考虑火电占比较大，依旧面临碳排放问题。一般认为当电价低于0.3元/千瓦时（利用“谷电”电价），电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。➢水电解槽：水电解制氢过程的主要装置。目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，国内单台最大产气量为1400立方米/小时；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽釆用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。电解槽：碱性电解水技术占据主导地位碱性电解槽（AE）电解水制氢示意图资料来源：石油和化学工业规划院，国信证券经济研究所整理质子交换膜（PEM）电解水制氢示意图资料来源：石油和化学工业规划院，国信证券经济研究所整理水电解制氢工艺流程图资料来源：石油和化学工业规划院，国信证券经济研究所整理13请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容电解水制氢技术对比项目碱性电解PEM电解SOEC电解技术成熟度大规模应用小规模应用尚未商业化运行温度70-90°C70-80°C600-1000°C电流密度0.2-0.4A/cm21.0-2.0A/cm21.0-10.0A/cm2单台装置制氢规模0.5-1000Nm3/h0.01-500Nm3/h/电解槽能耗4.5-5.5kWh/Nm33.8-5.0kWh/Nm32.6-3.6kWh/Nm3系统转化效率60-75%70-90%85-100%系统寿命已达10-20年已达10-20年/启停速度热启停：分钟级冷启停：＞60分钟热启停：秒级冷启停：5分神启停慢动态响应能力较强强较弱电源质量需求稳定电源稳定或波动电源稳定电源负荷调节范围15-100%额定负荷0-160%额定负荷/系统运维有腐蚀液体，后期运维复杂，运维成本高无腐蚀性液体，运维简单，运维成本低目前以技术硏究为主，尚无运维需求占地面积较大较小/电解槽价格2000-3000元/kW（国产）6000-8000元/kW（进口）7000-12000元/kW/特点技术成熟、成本低、易于实现大规模应用，但实际电能消耗较大、需要稳定电源占地面积小、间歇性电源适应性高、易于实现与可再生能源结合，但设备成本较高高温电解能耗低、可采用非贵金属催化剂,但存在电极材科稳定性问题、需要额外加热与可再生能源的结合适用于稳定电源的装机规模较大的电力系统适配波动性较大的可再生能源发电系统适用于产生高温、高压蒸汽的光热发电系统资料来源:《中国氢能产业发展2020》，国信证券经济研究所整理14➢质子交换膜（PEM）电解技术，操作弹性为5%-125%，热启动时间为秒级，相较于碱性电解槽可以更好的匹配可再生能源。目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，预计最快将在2025-2030年形成规模化应用。➢碱性电解水技术凭借成本低，技术成熟度高的优势，目前在国内是主流路线，预计将会长期占据电解水制氢技术的主导地位。➢固体氧化物水电解技术（SOEC）具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，预计在2030年之后可逐步应用于规模化的可再生能源制氢。电解槽：碱性电解水技术占据主导地位请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容电解槽装机量预测资料来源:势银(TrendBank)，国信证券经济研究所整理➢国内的可再生能源制氢项目正在如火如荼地建设中。据势银(TrendBank)统计，目前国内已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油炼化、化工合成、钢铁冶炼和交通等多个领域。在2020年之前，大型电解水制氢设备(1000Nm3/h及以上)主要应用于多晶硅等极少数领域，大工业领域几乎没有涉及；2020年以后，双碳目标的建立对电解水制氢项目在工业领域的应用起到了极大的推动作用，大多数绿氢项目都启动于2020年之后。➢在中国，碱性电解水制氢技术已经完成了商业化进程，产业链发展较为成熟。目前在中国已经发布的最大单槽制氢规模为1400Nm3/h，电解槽直流电耗最低可以达到4.2kWh/Nm³。质子交换膜电解水技术还处于商业化初期，赛克赛斯和国电投等国内企业，都已经具备生产制氢规模200Nm3/h的PEM电解槽的能力，工业级PEM电解槽产品的制氢能耗大约在5kWh/Nm3，但产业链仍存在国产化程度不足的问题。首先，电解槽中的质子交换膜较大的依赖国外进口;其次，电解槽使用的催化剂主要由铂和铱等贵金属组成，由于全球85%左右的铱由南非提供，这意味着催化剂也极度依赖进口供应。这些都可能成为未来制约中国质子交换膜电解水产业链发展的问题。➢2030年中国电解槽装机量预测将超100GW，全国可再生氢总需求达到770万吨/年。据势银(TrendBank)统计，2021年中国碱性电解水制氢设备的出货量约350MW，质子交换膜电解水制氢设备的出货量约5MW。2022年中国电解槽出货量在800MW左右，在2021年基础上实现翻番，2030年中国电解槽装机量预测将超100GW，全国可再生氢总需求达到770万吨/年。➢100GW装机目标助力行业规模化发展和可再生氢成本下降。2030年100GW可再生氢装机目标的设定充分考虑了从现在到2030年氢能产业链特别是可再生氢成本经济性的变化产生的影响，并反映了可再生氢经济性和成本下降的重要性。未来十年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。电解槽：绿氢项目建设加快，未来绿氢成本有望下降2021年2022年2030年碱性电解槽出货量约0.35GW，PEM出货量约0.005GW出货量0.8GW装机量100GW（2000亿市场）请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容部分主要电解槽企业及产品资料来源:势银(TrendBank)，国信证券经济研究所整理序号企业简称原先所属行业产品单槽制氢规模(Nm3/h)1隆基氢能光伏碱性电解槽10002苏州竞立装备制造碱性电解槽13003吉道能源装备制造碱性电解槽13504凯豪达房地产碱性电解槽10005奥扬科技气瓶碱性电解槽12006希倍优氢能氢能碱性电解槽14007远景能源风电碱性电解槽/8明阳智能风电9亿利洁能能源碱性电解槽10华电重工工程碱性电解槽120011国富氢能氢能碱性电解槽100012宝武重工钢铁碱性电解槽3013国电投氢能科技电力PEM电解槽5014阳光氢能光伏PEM电解槽5013上海治臻燃料电池PEM电解槽5014中石化石油炼化PEM电解槽30➢从光伏、风电、电力、钢铁、石化、燃料电池、房地产行业跨界入局的企业较多，环保、焦化、水利、煤化工、海洋装备、气体、汽车等行业企业也在布局。除电解槽生产制造外，相关零部件如电极涂层，气体扩散层，双极板、隔膜等相关研发制造企业也在逐渐增多。从企业发布的产品来看，布局碱性电解水制氢技术的企业数量要比布局PEM电解水制氢技术的企业数量更多，发布的电解水制氢设备的单槽制氢规模越来越大。电解槽装备企业数量从2020年约10家迅速上升到超百家。上市公司有：隆基股份、明阳智能、华电重工、亿利洁能等。电解槽：碱性电解水技术企业较多，单槽规模较大请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容部分主要电解槽企业及产能资料来源:势银(TrendBank)，国信证券经济研究所整理据势银统计，2022年碱性电解槽企业已披露产能接近11GW。电解槽：碱性电解水技术企业较多，单槽规模较大请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容氢能有三种储存方式：目前，主要储氢方式有三种，分别是气态储氢、液态储氢、固态储氢。从技术发展方向来看，高压气态储氢技术比较成熟，目前是国内主推的储氢技术；有机物液体储氢技术具有独一无二的安全性和运输便利性，但该技术尚有较多技术难题，未来看会极具应用前景；固态储氢应用在燃料电池汽车上优点十分明显，但现在技术还有待突破。中国氢能联盟发布2019版白皮书预测：我国氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。氢能市场渗入前期，高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期（2030年），将以气态和低温液态为主；远期（2050年）来看，完备的氢能管网也将建成，同时出台固态、有机液态等储运标准及管道输配标准作为配套。氢能储运发展空间广阔：国际氢能委员会预测，2050年氢能产业将创造2.5万亿美元的市场规模。根据中国氢能联盟预计，2025年我国氢能产业产值将达到1万亿元，氢能在我国终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元，这将对氢能储运设备材料提出了大量市场需求，氢能储运设备材料或成为较好的投资机会。储氢罐：氢能储存技术以高压储氢为主氢能全产业链示意图资料来源：《新型储氢材料研究进展》，国信证券经济研究所整理国家“氢能技术”重点专项项目分布变化情况资料来源：前瞻产业研究院，国信证券经济研究所整理22%19%52%32%32%32%0%10%20%30%40%50%60%储氢技术类制氢技术类燃料电池技术类2018-20202021主要氢能储运方式的技术指标比较储氢方式运输工具压力(MPa)载氢量(kg·车)体积储氢密度（kg/m³）质量储氢密度（wt%）成本（元/kg）能耗（kWh/kg）经济距离（km）气态储氢长管拖车20300~40014.51.12.021.0~1.3≤150管道1-4-3.2-0.30.2≥500低温液态储存液氢槽罐车0.67000641412.2515≥200有机液态储氢槽罐车常压200040-50415-≥200固态储氢货车4300-400501.2-10-13.3≤150资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》，国信证券经济研究所整理17请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容高压储氢瓶的应用场景：高压气态储氢是目前广泛应用的储氢方式，在国内外已经实现一定规模商用。根据高压氢容器的不同使用要求，可以将高压储氢分为固定式高压储氢、车载轻质高压储氢和运输用高压储氢三种应该用场景。固定式储氢罐主要用于加氢站、制氢站，按近期各省市出台的氢能规划政策，固定式储氢罐市场需求较大，但竞争对手较少，市场前景广阔。随着氢能产业发展，加氢站、制氢站的建设增多，储罐需求也将增加，高压、高容量的储罐需求将逐步释放。一般情况下，容器体积越大，结构设计时壳体壁厚越大，受压元件结构设计更复杂，焊接和组装的要求更严热处理，无损检测要严格控制，高压大容量的储罐壁垒较高。储氢罐：固定式高压储氢罐技术逐步成熟国内高压储氢产业链企业及产品（部分）高压储氢设备分类及性能性能固定式高压氢气储存设备车用高压储氢容器高压氢气输运设备特点容量大、固定式使用轻质、高压大规模点对点；主要用于将氢气从产地运输到使用地或加氢站使用领域主要用于在固定场所储存高压氢气，如加氢站和制氢站内的储氢罐，电厂内储存高压氢气的储罐等是燃料电池汽车或氢内燃机汽车上用于储存高压氢气的容器1.用大型高压无缝气瓶、“K”bottle气瓶盛装氢气，并用汽车运输2.直接用高压氢气管道输送，在氢气的生产地或者配给地等设置输气站，将氢气输送到需要的地方资料来源：中国氢能联盟，国信证券经济研究所整理18目前国内外现有的固定高压气态储氢技术大都集中于小型罐体储氢，压力从25MPa-70MPa不等，单罐容积一般不超过5m3，主体材料为不锈钢、铝合金、Cr-Mo钢或碳钢复合板等。为适应氢能的大规模储存和降低设备制造成本的要求，对于容积达到20立方米以上的高压储氢装备，其材料是必须突破的核心技术。这类材料最关键的技术特征是：超高强、可焊接、具有良好的强韧性匹配和抗氢腐蚀、氢脆特性。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容5.投资建议与风险提示请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容投资建议：政策支持绿氢绿电与工业耦合。在西北地区，风光资源丰富，面临消纳问题；化工用氢千万吨级，绿氢替代潜力巨大。目前内蒙古自治区、甘肃省、宁夏回族自治区和四川省成都市都在相应的政策中明确了2025年可再生能源制氢产量，合计年产量约80万吨。在经济性方面，制氢成本与化石能源接近。“风光制氢+化工”整体盈利能力去看，项目模式有助于实现风光项目落地，整体经济较好。多家大型企业都在布局万吨级以上绿氢与工业耦合示范项目。灰氢可替代规模约3000万吨，到2030年，全国可再生氢总需求达到770万吨/年，潜力巨大。工业绿氢应用提升相关设备需求。建议关注电解槽和储氢罐的相关公司。投资建议与风险提示20风险提示：（1）政策实施不及预期碳中和目标的实现需要相关政策大力推行，如执行力度不及预期将对氢能推广产生不利影响。（2）氢能价格难以大幅下降其他低碳或零排放技术快速发展，氢能价格难以大幅下降，指示在经济性上优势不明显，推广不及预期。（3）相关设备技术发展不及预期高压气体、液体、固体等先进储氢技术以及先进电解槽技术研发进度不及预期，相关公司业绩受到影响。（4）电解槽行业竞争激烈目前电解槽公司较多，随着市场规模扩大，竞争激烈程度增加，行业毛利率下降。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容免责声明分析师承诺作者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，通过合理判断并得出结论，力求独立、客观、公正，结论不受任何第三方的授意或影响；作者在过去、现在或未来未就其研究报告所提供的具体建议或所表述的意见直接或间接收取任何报酬，特此声明。重要声明本报告由国信证券股份有限公司（已具备中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）制作；报告版权归国信证券股份有限公司（以下简称“我公司”）所有。，本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式使用、复制或传播。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以我公司向客户发布的本报告完整版本为准。本报告基于已公开的资料或信息撰写，但我公司不保证该资料及信息的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映我公司于本报告公开发布当日的判断，在不同时期，我公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。我公司不保证本报告所含信息及资料处于最新状态；我公司可能随时补充、更新和修订有关信息及资料，投资者应当自行关注相关更新和修订内容。我公司或关联机构可能会持有本报告中所提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中意见或建议不一致的投资决策。本报告仅供参考之用，不构成出售或购买证券或其他投资标的要约或邀请。在任何情况下，本报告中的信息和意见均不构成对任何个人的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。投资者应结合自己的投资目标和财务状况自行判断是否采用本报告所载内容和信息并自行承担风险，我公司及雇员对投资者使用本报告及其内容而造成的一切后果不承担任何法律责任。证券投资咨询业务的说明本公司具备中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。证券投资咨询，是指从事证券投资咨询业务的机构及其投资咨询人员以下列形式为证券投资人或者客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或者间接有偿咨询服务的活动：接受投资人或者客户委托，提供证券投资咨询服务；举办有关证券投资咨询的讲座、报告会、分析会等；在报刊上发表证券投资咨询的文章、评论、报告，以及通过电台、电视台等公众传播媒体提供证券投资咨询服务；通过电话、传真、电脑网络等电信设备系统，提供证券投资咨询服务；中国证监会认定的其他形式。发布证券研究报告是证券投资咨询业务的一种基本形式，指证券公司、证券投资咨询机构对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向客户发布的行为。国信证券投资评级类别级别定义股票投资评级买入预计6个月内，股价表现优于市场指数20%以上增持预计6个月内，股价表现优于市场指数10%-20%之间中性预计6个月内，股价表现介于市场指数±10%之间卖出预计6个月内，股价表现弱于市场指数10%以上行业投资评级超配预计6个月内，行业指数表现优于市场指数10%以上中性预计6个月内，行业指数表现介于市场指数±10%之间低配预计6个月内，行业指数表现弱于市场指数10%以上请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容国信证券经济研究所深圳深圳市福田区福华一路125号国信金融大厦36层邮编：518046总机：0755-82130833上海上海浦东民生路1199弄证大五道口广场1号楼12楼邮编：200135北京北京西城区金融大街兴盛街6号国信证券9层邮编：100032