行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明1基础化工证券研究报告2022年07月29日投资评级行业评级中性(维持评级)上次评级中性作者唐婕分析师SAC执业证书编号：S1110519070001tjie@tfzq.com张峰分析师SAC执业证书编号：S1110518080008zhangfeng@tfzq.com郭建奇联系人guojianqi@tfzq.com资料来源：聚源数据相关报告1《基础化工-行业专题研究:2022Q2持仓配置小幅提升，持续聚焦行业龙头》2022-07-272《基础化工-行业研究周报:工信部：上半年工业经济实现企稳回升，呈现恢复增长态势，苯酚、电石法PVC价格上涨》2022-07-243《基础化工-行业专题研究:化工行业运行指标跟踪-2022年5月数据》2022-07-19行业走势图清氢社会，碳和未来——氢能产业已开启商业化进程本篇报告作为我们氢能领域的首篇报告，主要分析了当前我国氢能产业各主要环节的经济性，从现状出发，展望未来氢能产业的发展趋势。氢能产业已初步迈入商业化阶段发展氢能产业有其必要性，有助于促成我国顺利达成双碳目标、降低能源对外依存度、增强能源体系的灵活性。当前中央和地方政府密集出台氢能产业支持政策，“制、储、运、用”成为氢能产业发展的四大环节。从全球来看，发展氢能产业也已成为众多国家的发力方向，部分欧美国家走在发展前列。展望未来，可再生能源电解水制氢成本或将显著降低，化石能源制氢将逐渐被可再生能源制氢取代；加氢站等基础设施建设提速，前瞻产业研究院预测，2026年全球加氢站数量或接近2020年的4倍；IEA报告显示，各国氢储能项目基本都预计在2030年前陆续启动。氢能应用体系：能源属性越来越受关注现阶段，氢气主要用作工业原料，但在发电、供热、交通燃料等领域有巨大发展潜力。目前，氢气作为能源的应用比例尚不足1%。燃料电池汽车产业作为拓宽氢能应用领域的重要方向，当前正处示范推广期，商用车为当前主流。当前燃料电池汽车购置成本高企，燃料电池电堆成本尚高，未来可通过规模效应和技术改进来降低成本。作为燃料电池电堆的核心部件，膜电极出货量在过去几年稳步增长，国内厂商生产能力也已可满足产业化需求，未来重点在于提升性能、寿命和降低成本等方面。氢冶金用氢气取代碳作为还原剂和能量源炼铁，可以大幅降低炼铁过程中产生的二氧化碳排放，国内外氢冶金研究已有部分进展，未来富氢竖炉可能成为钢铁工业中的重要路线。氢能特别是绿氢在化工领域也可助推企业实现减碳目标，国内已有企业在氢化工领域展开实践。氢能供应体系：清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待突破氢能供应体系包括制氢、储运和加注等环节，直接决定了氢气的成本。其中，氢气的制取方式多样，化石能源制氢因技术成熟、成本低廉，为现阶段主流。但化石能源制氢的碳排放太高，可再生能源电解水制氢为最终发展目标，降低电解水制氢过程的用电成本为当前最有效的方式。远期内若利用可再生能源供电的电价下降到0.15元/kWh，对应碱性电解槽和质子交换膜电解槽制氢成本将分别下降到约17、29元/kg，与煤制氢+碳税、煤制氢+CCUS或工业副产氢+PSA提纯的成本接近。储运方面，高压气态储运为当前主流，国内Ⅳ型车载储氢瓶尚在产业化早期，GGII预计，随着我国燃料电池汽车不断推广，到2030年，储氢瓶需求量和市场规模年均增长有望超60%。加注方面，当前加氢站氢气使用成本尚高，压缩机、储氢瓶及加氢系统是外供氢加氢站建设成本中的主要部分，约占60%，现场制氢加氢站还需额外考虑制氢系统成本。总结来看，氢气作为理想的能源有其广阔的应用空间，但当前氢能产业链还存在①制取过程碳排放较高；②氢气纯度较低；③储运密度较低；④氢气成本较高；④商业模式不成熟等问题。针对上述问题，未来可关注①可再生能源发电成本；②电解槽、储氢瓶、燃料电池系统、压缩机等核心设备制造能力；③质子交换膜、催化剂等关键材料研发进展；④CCUS、电极涂布、纤维带压缠绕等工艺技术成熟度；以及其他氢能产业发展动向。风险提示：政策背景发生变化；相关工艺技术研发进度缓慢；市场推广进度不及预期；测算结果偏差风险-23%-16%-9%-2%5%12%19%2021-072021-112022-03基础化工沪深300行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明2内容目录1.氢能产业已初步迈入商业化阶段................................................................................................71.1.发展氢能产业，推动能源体系深度变革.................................................................................71.1.1.发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合.......................................................71.1.2.发展氢能产业能减轻我国能源对外依存度.................................................................71.1.3.发展氢能产业可增强能源体系的灵活性和稳定性...................................................81.2.氢能产业已初步商业化，发展脉络愈发清晰........................................................................81.2.1.从中央到地方，产业政策持续完善...............................................................................81.2.2.产业链条逐步打通，技术路线日渐明确...................................................................101.2.3.补贴政策思路转变，以奖代补推动示范群发展.....................................................111.3.全球氢能产业2060年前瞻：清氢社会，碳和未来..........................................................121.3.1.全球氢能产业现状概述....................................................................................................121.3.2.全球氢能产业展望.............................................................................................................132.氢能应用体系：能源属性越来越受关注.................................................................................162.1.拓宽氢能应用领域的重要方向——燃料电池汽车产业...................................................162.1.1.燃料电池汽车产业尚在示范推广期.............................................................................162.1.2.当前燃料电池汽车购置成本高企，商业化能力不足............................................202.1.3.电堆成本在燃料电池系统中占比最高，规模效应及技术改进可促使电堆成本下降................................................................................................................................................212.1.4.燃料电池还具备多重应用场景......................................................................................242.2.燃料电池电堆核心部件——膜电极........................................................................................242.3.钢铁工业的减碳方式——氢冶金.............................................................................................272.4.绿氢耦合煤化工——氢化工......................................................................................................313.氢能供应体系：清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待突破...................................323.1.制氢环节，需平衡制氢成本与碳排放强度...........................................................................323.1.1.制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大...................................................................323.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源电解水制氢成本是关键...................................333.1.3.煤制氢+CCUS可作为有益过渡方式，在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度....................................................................................................................................................333.1.4.工业副产氢+PSA提纯为当前较具潜力的另一过渡方式.....................................343.1.5.大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径..............................................................................................................................................................353.2.储运环节，国产化空间广阔......................................................................................................363.2.1.氢储能——高压气态储氢方式为当前主流，储氢瓶市场或迎来快速发展...363.2.2.氢能运输——运输方式选择多样.................................................................................393.3.加注环节——当前加氢站氢气使用成本尚高......................................................................404.总结：氢能产业已开启商业化进程..........................................................................................435.相关标的........................................................................................................................................446.风险提示........................................................................................................................................47图表目录行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明3图1：灰氢、蓝氢、绿氢的含义.................................................................................................................7图2：2021-2050年多种降碳方式的累计贡献度（全球）..............................................................7图3：我国原油、天然气对外依存度........................................................................................................8图4：我国风电、太阳能发电装机情况...................................................................................................8图5：氢能的利用可以增强能源体系的灵活性.....................................................................................8图6：氢能领域相关政策梳理.....................................................................................................................9图7：节能与新能源汽车技术路线图2.0——燃料电池汽车领域路线图....................................9图8：氢能产业链示意图.............................................................................................................................10图9：氢能的多种供应方式........................................................................................................................11图10：我国新能源汽车历年补贴政策...................................................................................................11图11：我国氢能及燃料电池汽车历年补贴政策.................................................................................11图12：氢能产业和新能源汽车产业补贴政策对比............................................................................12图13：2020年全球制氢来源占比情况.................................................................................................12图14：2020年全球工业领域氢能需求量情况....................................................................................12图15：2015-2020年全球电解水制氢装机量（分地区）..............................................................13图16：2015-2020年全球电解水制氢装机量（分技术）..............................................................13图17：2020年全球燃料电池汽车数量占比.......................................................................................13图18：2020年全球加氢站数量占比......................................................................................................13图19：2020-2030年全球氢能需求情况...............................................................................................14图20：2020-2030年全球制氢情况........................................................................................................14图21：2019与2060年制氢成本对比...................................................................................................14图22：2019-2070年全球制氢过程碳捕集情况.................................................................................14图23：截至2020年底全球加氢站分布................................................................................................15图24：2010年以来全球建成的加氢站数量以及预测......................................................................15图25：2021年全球氢气的主要用途及占比........................................................................................16图26：氢气的主要应用领域和具体用途..............................................................................................16图27：燃料电池汽车产业链......................................................................................................................17图28：燃料电池发动机系统结构............................................................................................................17图29：燃料电池汽车基本工作原理........................................................................................................17图30：2017-2021年我国燃料电池汽车产销量.................................................................................19图31：2018-2020年我国燃料电池装机量..........................................................................................19图32：2020年我国燃料电池系统装机量TOP5.................................................................................19图33：我国燃料电池汽车累计产量........................................................................................................20图34：我国燃料电池汽车累计销量........................................................................................................20图35：燃料电池汽车成本结构.................................................................................................................21图36：燃料电池电堆结构..........................................................................................................................21图37：燃料电池电堆成本结构.................................................................................................................21图38：电堆成本随产量提高而下降........................................................................................................21图39：质子交换膜成本结构......................................................................................................................22图40：质子交换膜成本随电堆产量提高而下降.................................................................................22图41：气体扩散层成本结构(按年产1000台80kW燃料电池电堆)...........................................22行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明4图42：气体扩散层成本随电堆产量提高而下降.................................................................................22图43：金属双极板成本结构（按年产1000台80kW燃料电池电堆计算）...........................22图44：金属双极板成本随电堆产量提高而下降.................................................................................22图45：Pt/C催化剂成本构成及随燃料电池产量提高的成本下降趋势......................................23图46：燃料电池的使用场景......................................................................................................................24图47：燃料电池电堆工作示意图............................................................................................................24图48：2018-2020年我国膜电极出货量...............................................................................................24图49：常见的MEA生产设计...................................................................................................................25图50：卷对卷CCM涂布过程示例..........................................................................................................26图51：高炉富氢冶炼工艺示意图............................................................................................................27图52：基于DRI的钢铁生产工艺流程图..............................................................................................27图53：2030年氢冶金领域氢气需求......................................................................................................29图54：2050年氢冶金领域氢气需求......................................................................................................29图55：氢冶金的竞争性成本优势分析（仅考虑H2和CO2价格）...............................................30图56：宝丰能源绿氢工厂..........................................................................................................................31图57：宝丰能源高端煤基新材料循环经济产业链............................................................................31图58：制氢方式分类....................................................................................................................................32图59：2018年我国制氢结构....................................................................................................................32图60：主要制氢工艺对比..........................................................................................................................33图61：典型煤制氢项目制氢成本结构...................................................................................................34图62：煤制氢成本与煤制氢+CCUS成本随煤炭价格的变化趋势...............................................34图63：碱性电解槽制氢成本结构............................................................................................................36图64：质子交换膜电解槽制氢成本结构..............................................................................................36图65：不同电价下碱性电解槽制氢成本及成本结构.......................................................................36图66：不同电价下质子交换膜电解槽制氢成本及成本结构.........................................................36图67：35MPⅢ型储氢瓶成本结构（总成本3084美元）..............................................................38图68：35MPⅣ型储氢瓶成本结构（总成本2865美元）..............................................................38图69：70MPⅢ型储氢瓶成本结构（总成本3921美元）..............................................................38图70：70MPⅣ型储氢瓶成本结构（总成本3486美元）..............................................................38图71：2021~2030年中国储氢系统及储氢瓶需求量预测.............................................................39图72：2022~2030年中国储氢系统及储氢瓶市场规模预测.........................................................39图73：不同运输距离下氢气的运输成本对比.....................................................................................40图74：不同运输距离下氢气的到站成本对比.....................................................................................40图75：加氢站种类........................................................................................................................................40图76：站外制氢加氢站主要设备和工艺流程...................................................错误!未定义书签。图77：2016-2021年全球加氢站数量...................................................................................................41图78：2016-2021年我国加氢站累计建成数量.................................................................................41图79：截至2021年3月末中国加氢站分布情况..............................................................................41图80：未来我国部分省市加氢站基础设施规划情况（累计值）................................................41图81：外供氢加氢站建设成本.................................................................................................................42图82：现场制氢加氢站建设成本（天然气重整制氢）...................................................................42行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明5图83：现场制氢加氢站建设成本（电解水制氢）............................................................................42图84：现场制氢加氢站建设成本（甲醇重整制氢）.......................................................................42图85：不同制氢技术及运输距离下的原料及运输成本...................................................................43图86：关键信息一览....................................................................................................................................44图87：上市公司在氢能产业的布局情况（不完全梳理）..............................................................47表1：我国碳达峰、碳中和主要目标........................................................................................................7表2：氢气与汽油蒸汽、天然气的性质比较..........................................................................................8表3：2025-2035年燃料电池汽车相关发展目标.................................................................................9表4：部分氢能示范城市燃料电池汽车推广目标..............................................................................10表5：各国部分制氢项目梳理...................................................................................................................14表6：全球主要国家加氢站规划建设数量............................................................................................15表7：各国现存和规划中的储氢项目......................................................................................................16表8：燃料电池与锂电池、传统发动机的对比...................................................................................18表9：我国燃料电池客车发展现状..........................................................................................................18表10：各车企燃料电池汽车车型规划情况..........................................................................................19表11：国内部分电堆厂家技术水平对比..............................................................................................20表12：12米公交车加注时间和续航性能.............................................................................................20表13：燃料电池车与纯电动车环境适应性对比.................................................................................20表14：2020年全国燃料电池公交车订单情况....................................................................................21表15：燃料电池电堆及组件随产量提高的成本下降趋势..............................................................23表16：2015-2050年各类乘用车成本对比..........................................................................................23表17：2015-2050年FCEV成本拆分.....................................................................................................23表18：MEA制程比较..................................................................................................................................25表19：常见的CCM电极涂布技术比较................................................................................................26表20：国内膜电极生产企业产能布局及技术水平对比...................................................................26表21：国内氢冶金工艺进展......................................................................................................................28表22：国外氢冶金工艺进展......................................................................................................................28表23：焦炭与氢冶金方式的成本对比...................................................................................................30表24：氢冶金技术路线选择与减碳路线图..........................................................................................30表25：主要制氢路径及其优缺点............................................................................................................32表26：电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比...................................................................33表27：典型煤制氢项目成本测算............................................................................................................33表28：各类工业副产氢成本（元/Nm3）.............................................................................................34表29：国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比...................................................................35表30：电解水制氢成本测算......................................................................................................................36表31：不同储氢方式的对比......................................................................................................................37表32：储氢瓶性能对比...............................................................................................................................37表33：部分国家Ⅳ型储氢瓶发展情况...................................................................................................38表34：各类运氢方式的对比......................................................................................................................39表35：不同储运方案的特点......................................................................................................................39行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明6表36：2022年H1新建成加氢站情况（不完全梳理）..................................................................41表37：加氢站氢使用成本..........................................................................................................................43表38：化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）...................................................................44表39：非化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）..............................................................45行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明71.氢能产业已初步迈入商业化阶段1.1.发展氢能产业，推动能源体系深度变革氢能是理想的清洁能源，使用过程无污染、无碳排，与我国双碳目标既定方向一致；良好的理化性质使其可以参与替代化石能源，保障我国能源安全；且氢气制取方式多样，可以增强能源体系的灵活性和稳定性。氢能是未来能源体系变革过程中不可或缺的一环。1.1.1.发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合氢能是清洁、低碳能源，在使用过程中不产生额外污染，也不产生CO2排放。按照氢能的制取方式，可将氢能划分为灰氢、蓝氢和绿氢：其中，（1）灰氢：从化石燃料制取的氢气，碳排放强度高；（2）蓝氢：化石燃料制氢+CCS（即碳捕集技术）制取的氢气，碳排放强度低；（3）绿氢：可再生能源电解水制取的氢气，几乎没有碳排放。氢能是低碳经济的重要组成部分，虽然部分制氢过程可能产生碳排放，但未来随着绿氢的推广，氢能产业的碳排放预计将显著减少，有助于实现双碳目标。据IEA预测，2021-2050年，氢能在全球降碳行动中的累计贡献度为6%。在碳中和背景下，碳排放是能源利用过程中需要考虑的重要问题，我国当前面临着较大的降碳压力。2021年9月，我国提出2025、2030及2060年碳达峰碳中和具体目标，其中要求2025单位GDPCO2排放比2020年下降18%；而到2030年，要求单位GDPCO2排放比2005年下降65%以上，CO2排放量达到峰值。因此，发展氢能产业与我国碳达峰碳中和目标相契合。表1：我国碳达峰、碳中和主要目标指标202520302060单位GDP能耗比2020年下降13.5%大幅下降单位GDPCO2排放比2020年下降18%比2005年下降65%以上非化石能源消费比重20%25%80%以上森林覆盖率24.10%25%森林蓄积量180亿立方米190亿立方米风电、光伏装机容量12亿千瓦以上资料来源：中国政府网《中共中央国务院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》，天风证券研究所1.1.2.发展氢能产业能减轻我国能源对外依存度能源是国民经济发展的重要支撑，能源安全直接影响到国家安全，我国能源对外依存度较高，2021年原油对外依存度超70%，天然气对外依存度超40%。而氢气的单位热值为143MJ/kg，是传统能源汽油和天然气的3倍多，同等质量的氢气燃烧效率更高，可在交通运输等领域替代石油等传统能源，降低能源对外依存度，保障我国能源安全。图1：灰氢、蓝氢、绿氢的含义图2：2021-2050年多种降碳方式的累计贡献度（全球）资料来源：国际新能源网，天风证券研究所资料来源：IEA.GlobalHydrogenReview2021，天风证券研究所按碳排放强度划分灰氢蓝氢绿氢化石燃料制取化石燃料制取+CCS可再生能源电解水制取碳排放强度高碳排放强度低几乎没有碳排放可再生能源35.0%电动化19.0%科技进步13.0%CCUS11.0%行为和需求变化…氢能6.0%减少煤炭、石油的利用5.0%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明8图3：我国原油、天然气对外依存度资料来源：Wind，天风证券研究所表2：氢气与汽油蒸汽、天然气的性质比较技术指标单位氢气汽油蒸汽天然气爆炸极限%4.1-751.4-7.65.3-15燃烧点能量MJ0.020.20.29扩散系数1×10-5m2/s6.110.551.61质量能量密度MJ/kg1434442资料来源：中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》，天风证券研究所1.1.3.发展氢能产业可增强能源体系的灵活性和稳定性我国风电、太阳能发电装机总量增速较快，2017-2021年5年间，我国风电装机容量CAGR达到18.96%，太阳能发电装机容量CAGR达到23.82%，清洁能源消纳工作始终是做好风光发电的重要一环。由于氢气的制取、储存方式多样，可与能源体系中的不同部门相连接，利用氢能可以增强能源体系的灵活性和稳定性。未来可能出现的能源体系与现有体系的最大不同在于利用不同的能源供应交运、建筑和工业领域，特别是在电力、热力、液体燃料和气体燃料的输配上采用不同的能源网络。当前的能源体系严重依赖于化石能源，而未来氢能可以联系不同层面的基础设施，在能源体系中扮演关键角色。氢气要体现出能源属性，密切需要燃料电池和电解槽的发展，二者可以实现氢能与电能的相互转化，同时燃料电池也可以使用天然气、甲醇等。1.2.氢能产业已初步商业化，发展脉络愈发清晰氢能产业的发展十分重要，上层规划日益明确，我国也已开始具备将氢能产业商业化的能力，产业结构逐渐清晰，我国有能力参与到全球氢能产业的建设进程中去。1.2.1.从中央到地方，产业政策持续完善我国早在2006年《国家中长期科学技术发展规划纲要（2006-2020年）》中就提出发展-20-1001020304050607080200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021%原油对外依存度天然气对外依存度图4：我国风电、太阳能发电装机情况图5：氢能的利用可以增强能源体系的灵活性资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：IEA.TechnologyRoadmap-HydrogenandFuelCells，天风证券研究所01020304050607080901000.00.51.01.52.02.53.03.52009201020112012201320142015201620172018201920202021亿千瓦时风电装机容量太阳能发电装机容量风电装机容量增长率太阳能发电装机容量增长率%风电CAGR:18.96%光电CAGR:23.82%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明9制氢制取、储存和输配技术，2019年《政府工作报告》中首次提到发展加氢等基础设施建设。近两年，氢能领域相关政策频繁出台，“制、储、运、用”四大环节发展路径日益清晰。图6：氢能领域相关政策梳理资料来源：中国政府网，国家能源局官网，国务院新闻办公室网站，发改委官网，天风证券研究所我国已在氢能产业部分环节提出明确发展目标，今后十年我国燃料电池汽车保有量有望达到100万辆。中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》（下称《路线图2.0》）中提出，到2025年，我国燃料电池汽车保有量达到10万辆左右，到2030年达到100万辆左右；2025年燃料电池系统产能超过1万套/企业，2030年超过10万套/企业。另外，规划中还对燃料电池汽车的冷启动温度、续航里程、经济性、寿命和成本等性能参数提出了发展目标，推动燃料电池汽车产业商业化。图7：节能与新能源汽车技术路线图2.0——燃料电池汽车领域路线图资料来源：中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，天风证券研究所表3：2025-2035年燃料电池汽车相关发展目标项目202520302035燃料电池汽车保有量（万辆）10100100燃料电池电堆冷启动温度（℃）-40-40-40商用车用电堆体积功率密度（Kw/L）2.533寿命（h）165003000030000国务院发布《国家中长期科学和技术发展规划纲要（年）》提出要重点研究高效低成本的化石能源和可再生能源制氢技术以及经济高效氢储存和输配技术国务院等部门发布《当前优发展的高技术产业化重点领域指（年度）》将氢开发与使用列入进能源产业的高技术产业化重点领域国务院发布《国务院关于发节能与新能源汽车产业发展规划（年）的通》提出到年，燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展。续开展燃料电池汽车运行示范，提高燃料电池系统的可性和性，带动氢的制备、储运和加注技术发展国家能源局在《年能源工作指意见》中提出要稳有推进能源关键技术装备关，推动储能、氢能技术进步与产业发展，研究实施促进储能技术与产业发展的政策，开展储能示范项目集与评选，制定实施氢能产业发展规划，组开展关键技术装备关，积极推动应用示范国家发改委和能源局发布《能源技术革命新行动计划年》提出氢能与燃料电池技术新为重点务之一，从氢能的制取、储运和应用等多方面入科技部和交通运输部发布《十交通领域科技新专项规划》提出要推进加氢基础设施和示范考核技术发展国务院发布《新能源汽车产业发展规划（年）》提出要有推进氢燃料供体系建设，提高氢燃料制储运经济性，推进加氢基础设施建设国务院在《新时代的中国能源发展》中提出要加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术连、氢燃料电池汽车产业链发展国家发改委发布《部地区类产业目录（年本）》不同地区分别致力发展氢能国务院出台《关于加快建立全绿色低碳循环发展经济体系的指意见》指出提升可再生能源利用比例，因地制发展氢能发电，加快大容量储能技术研发推广加强新能源汽车换电、加氢等配套基础设施建设《中人民共和国国民经济和社会发展十四年规划和年远景目标纲要》中指出要在氢能与储能等前科技和产业变革领域，组实施未来产业化与加速计划，划布局一未来产业国家发改委和国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指意见》中指出要以需求为向，开展储氢及其他新储能技术的研究和示范应用国务院在《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》中提出要统推进氢能制储输用全链条发展，推动加氢站建设，推进可再生能源制氢，加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用国务院在《关于发年前碳达峰行动方案的通》中提出要积极扩大氢能在交通运输领域应用；有推进加氢站等基础设施建设；加快氢能技术研发和示范应用，在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用；建立全氢制、储、输、用标准国务院在《关于深入打好污染的意见》中提出要推动氢燃料电池汽车示范应用，有推广清洁能源汽车行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明10成本（元/kW）1200400400乘用车用电堆体积功率密度（Kw/L）466寿命（h）550080008000成本（元/kW）1800500500资料来源：中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，天风证券研究所部分氢能示范城市已提出燃料电池汽车推广目标，到2025年，上海、武汉等城市燃料电池推广总数为83140~103140辆，若进程顺利，可完成《路线图2.0》中的规划目标。表4：部分氢能示范城市燃料电池汽车推广目标省/市规划名称2020年发展数量（辆）2025年发展数量（辆）上海上海市燃料电池汽车发展规划300030000武汉武汉氢能产业发展规划2000-300010000-30000佛山佛山市氢能产业发展规划（2019-2030年）550011000河北河北省推进氢能产业发展实施意见2500（2022年）10000成都成都市氢能产业发展规划（2019-2023年）2000（2023年）浙江浙江省加快培育氢能产业发展的指意见1000（2022年）苏州苏州市氢能产业发展指意见（试行）80010000山山省燃料电池汽车产业发展规划7007500天津天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）1000（2022年）潍坊潍坊市氢能产业发展年行动计划（2019-2021年）640（2021年）合计19140-2014083140-103140资料来源：亿通招股书，天风证券研究所1.2.2.产业链条逐步打通，技术路线日渐明确目前氢能产业已经开始形成“制、储、运、用”四大环节，氢能的利用方式逐渐多元化。上游制取环节，目前主要有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢等方式；中游储运环节存在气态、液态、固态等方式，加氢站等基础设施建设也是重要部分；下游应用环节，当前氢能主要应用在工业领域，未来有望扩展为交通、工业、建筑、储能等多领域。图8：氢能产业链示意图资料来源：韩笑等《全球氢能产业政策现状与前景展望》，天风证券研究所化石能源制氢工业副产氢电解水制氢高压气态储运液态储运固态储运交通工业建筑储能氢能制取氢能储运氢能应用有机液体储运储运方式加氢站乘用车商用客车卡车轨道交通车船舶钢铁炼油合成氨与合成甲醇分布式发电燃气管道掺混行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明11图9：氢能的多种供应方式资料来源：IHSMarkit，天风证券研究所1.2.3.补贴政策思路转变，以奖代补推动示范群发展新能源汽车补贴政策以购置补贴为主，近几年补贴力度逐年退坡。2010年，新能源汽车补贴政策以动力电池组能量来确定补助金额。到2013年，国家逐渐确定了完整连续的补贴政策，即以纯电续驶里程为标准，2013年最高额的补助金额为每辆6万元，实现这一金额的标准为纯电动续驶里程大于等于250公里。2014年、2015年补助标准分别在2013年的基础上减少10%、20%。到2016年最高额的补助金额为每辆4.4万元，较2013年下降了26.7%。此后的两年间政策稳定，到2019年出现明显政策退坡趋势，最高额的补助金额为每辆2.5万元，且实现这一金额的标准也上升到纯电动续驶里程大于等于400公里。2020年这一数额进一步减少到2.25万元每辆，2021年减少到1.26万元每辆。图10：我国新能源汽车历年补贴政策资料来源：中国政府网，天风证券研究所氢能、燃料电池领域补贴政策近两年出现转变，以奖代补、积分制等新形式出现。在2020年以前氢燃料电池的补贴政策与新能源汽车类似，都是分车型制定相应补助标准。2020年出台《关于开展燃料电池汽车示范应用的通》后，2021年又相推出了5示范城市群。此后，氢能源燃料电池的补贴政策倾向于使用以奖代补、积分制等新段。图11：我国氢能及燃料电池汽车历年补贴政策资料来源：中国政府网，天风证券研究所纯电动乘用车补贴3000元/kWh-补贴上限6万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-6万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-5.4万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-4.8万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于250公里-4.4万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-2.5万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-2.25万元/辆纯电动乘用车纯电续驶里程大于等于400公里-1.26万元/辆2010年2013年2014年2015年2016年2019年2020年2021年补助为主燃料电池乘用车补助标准20万元/辆燃料电池商用车补助标准50万元/辆燃料电池乘用车补助标准20万元/辆轻型客车、货车补助标准30万元/辆大中型客车，中重型货车50万元/辆2020年政策变动20132016《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》20202021先后设立五个示范城市群，推出以奖代补、积分制等多种政策行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明12对比来看，相较于新能源汽车单一的车辆购置补贴政策，氢能产业补贴政策构建了涉及企业、产业、研发、推广、标准制定等全覆盖的补助体系。图12：氢能产业和新能源汽车产业补贴政策对比资料来源：中国政府网，上海市人民政府，天风证券研究所1.3.全球氢能产业2060年前瞻：清氢社会，碳和未来全球社会在碳中和背景下，也已经开始布局氢能产业，部分欧美国家走在发展前列。展望未来，可再生能源电解水制氢成本或将显著降低，化石能源制氢将逐渐被可再生能源制氢取代。加氢站等基础设施建设提速，据前瞻产业研究院测算，2026年全球加氢站数量或接近2020年的4倍。IEA报告显示，各国氢储能项目基本都预计在2030年前陆续启动。1.3.1.全球氢能产业现状概述当前全球制氢技术以化石能源制氢为主，天然气、煤炭、石油制氢的比例合计为78.6%。工业副产氢为二大制氢方式，占比21%，CCUS技术的运用以及电解水制氢的比例都很微小。电解水制氢作为未来理想的制氢方式，2020年全球装机规模已达到290.68MW，2015-2020年装机规模CAGR达到12%。分地区来看，欧洲电解水制氢规模最大，2020年为116.36MW；我国在过去几年开始逐步推进电解水制氢示范项目，2018-2020年装机规模从1.84MW快速提升至23.47MW。目前电解水制氢方式中，碱性电解槽制氢仍然是主流，2020年全球范围内装机量为新能源乘用车主要补贴方案-购置补贴（2021）上海市氢燃料电池主要补贴方案-以奖代补积分制车辆类型纯电动续驶里程R（工况法、公里）300≤R＜400R≥400R≥50(NEDC)R≥43(WLTC)纯电动乘用车0.91万元1.26万元插电式混合动力乘用车0.48万元支持内容支持标准整车产品示范应用相关车辆取得国家综合评定奖励积分的关键核心零部件产业化本市研发生产的关键零部件，用于国内示范城市群车辆应用，参照国家综合评定奖励积分重点领域模式创新考核年度内行驶里程超过2万公里的设计总质量12—31吨（含）的货车加氢站布局建设2025年底前在本市区域内按照有关规定建设加氢站，完成竣工验收并取得燃气经营许可证（车用氢气）的降低加氢成本对取得燃气经营许可证（车用氢气）的加氢站，零售价格不超过35元/公斤的，按照年度实际销售量，给予加氢站运营主体补助图13：2020年全球制氢来源占比情况图14：2020年全球工业领域氢能需求量情况资料来源：IEA.GlobalHydrogenReview2021，天风证券研究所其他工业用途占比极少，没有列出资料来源：IEA.GlobalHydrogenReview2021，天风证券研究所天然气制氢,59%化石燃料制氢+CCUS,0.70%石油制氢,0.60%煤制氢,19%工业副产氢,21%合成氨,65%甲醇,25%直接还原铁,10%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明13175.76MW；但2018年以来质子交换膜电解槽装机量规模提升较快，2020年已达89.26MW。在燃料电池汽车推广和加氢站建设方面，2020年全球燃料电池汽车共3.48万辆，加氢站共540座。其中，中、美、日、韩、德国发展较快，燃料电池汽车数量合计占全球95%（占比分别为24%/27%/12%/29%/3%），合计加氢站数量占全球79%（占比分别为16%/12%/25%/9%/17%。1.3.2.全球氢能产业展望展望未来，全球氢能需求预计将快速提升，其增量需求主要来源于氢能在传统炼化和工业领域之外的应用，如交通运输、电力、建筑等。据IEA预测，到2030年，全球氢能需求将超过2.1亿吨，相比2020年的8848万吨增长137.97%，年化增长率为9.06%.氢能制取方面，2020-2030年CCUS技术和电解水制氢技术预计也有较快增长，IEA预测2030年化石能源制氢+CCUS规模预计将达到6899万吨，电解水制氢规模预计将达到7972万吨，两类制氢方式合计占比将超过70%，摆脱化石能源制氢和工业副产氢为主的现状。图15：2015-2020年全球电解水制氢装机量（分地区）图16：2015-2020年全球电解水制氢装机量（分技术）资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所注：AE——碱性电解槽；PEM——质子交换膜电解槽；SOEC——固体氧化物电解槽资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所图17：2020年全球燃料电池汽车数量占比图18：2020年全球加氢站数量占比资料来源：IEA.GlobalEVOutlook2021，天风证券研究所资料来源：IEA.GlobalEVOutlook2021，天风证券研究所050100150200250300350201520162017201820192020MW欧洲中国加拿大亚洲（中国除外）其他0510152025050100150200250300350201520162017201820192020MWAEPEMSOEC未知最大工厂的装机量MW韩国29.0%美国27.0%中国24.0%日本12.0%德国3.0%其他5.0%韩国9.0%美国12.0%中国16.0%日本25.0%德国17.0%其他21.0%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明14据IEA预测，2019-2060年，全球可再生能源电解水制氢成本将从3.2~7.7美元/kg下降到1.3~3.3美元/kg，制氢成本更具优势。同时，未来随着碳捕集技术的发展，制氢过程将会更加清洁环保，2019-2070年，碳捕集量将从8百万吨增加至19亿吨。从各国的制氢规划项目来看，2015年之后电解法制氢成为主流，主要拟实施的方案为质子交换膜电解槽、碱性电解槽和固体氧化物电解槽。规划中的化石能源制氢项目，也都辅以CCUS技术，以减轻制氢项目的碳排放强度。表5：各国部分制氢项目梳理项目地点状态启动时间技术路线规模HorizonOilSands加拿大运营中2009石油+CCUS438ktCO2/yrPortArthur美国运营中2013天然气+CCUS900ktCO2/yr-118ktH2/yrPortJerome法国运营中2015天然气+CCUS100ktCO2/yr-300ktH2/yrQuest加拿大运营中2015天然气+CCUS1000ktCO2/yr~300ktH2/yrH&RÖlwerkeHamburg-Neuhof德国运营中2018电解法（PEM）5MWNorthWestSturgeonrefinery加拿大运营中2020沥青气化+CCUS1200ktCO2/yrPernisrefinery（气化法）荷兰CCU项目——运营中；CCUS项目——可行性研究中2005；2024重渣油气化+CCU；重渣油气化+CCUS400ktCO2/yr-1000ktH2/yr；1000ktCO2/yr-1000ktH2/yrRefhyne（两期）德国一期——运营中；二期——可行性研究中2021；2025电解法（PEM）10MW；100MWHySynergy（期）丹麦一期——建设中；二/期——可行性研究中2022；2025~30电解法（PEM）20MW；300MW/1000MWMultiphly荷兰建设中2022电解法（SOEC）2.6MWPrinceGeorgerefinery加拿大最终投资决策中2023电解法图19：2020-2030年全球氢能需求情况图20：2020-2030年全球制氢情况资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所资料来源：IEA.Hydrogen，天风证券研究所图21：2019与2060年制氢成本对比图22：2019-2070年全球制氢过程碳捕集情况资料来源：IEA.CCUSinCleanEnergyTransitions，天风证券研究所资料来源：IEA.CCUSinCleanEnergyTransitions，天风证券研究所050100150200250202020252030Mt炼化工业交运电力氨燃料合成燃料建筑掺混050100150200250202020252030Mt工业副产氢化石能源制氢化石能源制氢+CCU化石能源制氢+CCS电解水制氢1.62.12.52.67.72.12.53.30.71.21.92.13.21.22.21.30123456789天然气制氢天然气制氢+CCS煤制氢煤制氢+CCS清洁能源电解水制氢天然气制氢+CCS煤制氢+CCS清洁能源电解水制氢20192060美元/kg0200400600800100012001400160018002000201920302040205020602070Mt北美中南美洲欧洲非洲中东欧亚中国印度其他亚洲国家行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明15OMVSchwechatRefinery奥地利最终投资决策中2023电解法（PEM）10MWWestkuste100（两期）德国一期——最终投资决策中；二期——可行性研究中2023~28电解法（碱性）30MW/300MWH24AII班牙可行性研究中2025电解法（碱性）100MWGelabiorefinery意大利可行性研究中2023电解法（PEM）20MWTarantoSustainablerefinery意大利可行性研究中2023电解法（PEM）10MWCastellonrefinery班牙可行性研究中2023电解法20MWPernisrefinery（电解法）荷兰可行性研究中2023电解法200MWSarasSardiniarefinery意大利可行性研究中2024电解法20MWStanlowrefinery英国可行性研究中2025天然气+CCUS90ktH2/yrH2.50荷兰可行性研究中2025电解法250MWPreemCCS瑞典可行性研究中2025天然气+CCUS500ktCO2/yrGrupaLotosrefinery波兰可行性研究中2025电解法100MWZeelandrefinery荷兰可行性研究中2026电解法150MWLingenrefinery（两期）德国一期——可行性研究中；二期——初期阶段2024年左右电解法50MW；500MWDeltaurus1（两期）荷兰一期——可行性研究中；二期——初期阶段2024年左右电解法150MW；1000MW资料来源：IEA.GlobalHydrogenReview2021，天风证券研究所全球主要国家已出台加氢站规划建设目标，据前瞻产业研究院预计，2021-2026年全球加氢站数量将维持高增长态势，到2026年将达到2110座，CAGR为25%。并且，很多国家已开始着布局氢储能产业，荷兰、瑞典、德国、法国、英国、美国等国家将在未来几年布局多氢储能项目。表6：全球主要国家加氢站规划建设数量国家政策/文件规划年份加氢站规划座数日本《氢能基本略》20253202030900美国美国能源部文件20301000韩国《关于韩国建立氢能经济社会方案》20252102030520法国《法国氢能计划》2028400-1000德国400中国《节能与新能源汽车路线图》20301000资料来源：前瞻产业研究院，天风证券研究所图23：截至2020年底全球加氢站分布图24：2010年以来全球建成的加氢站数量以及预测资料来源：前瞻产业研究院，H2stations，天风证券研究所资料来源：前瞻产业研究院，H2stations，天风证券研究所020406080100120140160德国法国其他日本韩国中国其他美国其他欧洲亚洲北美其他-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%05001000150020002500201020112012201320142015201620172018201920202021E2022E2023E2024E2025E2026E座加氢站数量yoy行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明16表7：各国现存和规划中的储氢项目项目国家启动年份储氢容量（GWh）状态Teeside英国197227运营中ClemensDome美国198382运营中MossBluff美国2007125运营中Spindletop美国2016278运营中UndergroundSunStorage奥地利201610%H2混合气试运营HyChico阿根廷201610%H2混合气试运营HyStock荷兰2021性研究HYBRIT瑞典2022性研究Rüdersdorf德国20220.2建设中HyPster法国20230.07-1.5工程研究HyGéo法国20241.5可行性研究HySecure英国2020年代中期40一期可行性研究EnergieparkBadLauchstädtStorage德国150可行性研究AdvancedCleanEnergyStorage美国2020年代中期150提议资料来源：IEA.GlobalHydrogenReview2021，天风证券研究所2.氢能应用体系：能源属性越来越受关注现阶段，氢气主要用作工业原料，但在发电、供热、交通燃料等领域有巨大发展潜力。目前，全世界的氢气产量约为70Mt/a，主要消费为石油炼制、化工原料，氢气作为能源的应用比例尚不足1%。图25：2021年全球氢气的主要用途及占比图26：氢气的主要应用领域和具体用途资料来源：米万良和荣峻峰《质子交换膜(PEM)水电解制氢技术进展及应用前景》，天风证券研究所资料来源：米万良和荣峻峰《质子交换膜(PEM)水电解制氢技术进展及应用前景》，天风证券研究所2.1.拓宽氢能应用领域的重要方向——燃料电池汽车产业2.1.1.燃料电池汽车产业尚在示范推广期燃料电池汽车是氢能产业的重要下游应用之一，燃料电池汽车产业链上游主要是氢气制储运及加氢站，为燃料电池汽车提供必要的能源；中游主要是燃料电池汽车零部件，其中燃料电池系统及燃料电池电堆是最核心的部件。石油炼制26.0%化学工业66.0%金属和玻璃7.0%其他领域1.0%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明17图27：燃料电池汽车产业链资料来源：上海重塑招股书（2021年3月申报稿），天风证券研究所图28：燃料电池发动机系统结构资料来源：亿通招股书，天风证券研究所氢燃料动力电池系统作为能量转化装置的一种，从理论上来讲，只需要连续供燃料，氢燃料动力电池系统便能连续发电，被誉为是水力、火力、核电之后的四代发电技术。燃料电池系统的核心部件是燃料电池电堆，其基本工作原理可总结为以下几环节：①氢流入电极后被分离为质子和电子；②电子围绕电路运动，从而产生电流，电流为电动机供电；③质子穿过薄膜再次与电子结合，并与外面空气中的氧结合；④排放物只产生水蒸气和热能。图29：燃料电池汽车基本工作原理资料来源：智慧芽、科板日报《2022年中国氢能行业技术发展洞察报告》，天风证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明18与纯电动汽车、传统燃油车相比，燃料电池汽车具有燃料热值高、温室气体排放低、燃料加注时间短、续航里程高等优点，较适用于中长距离或重载运输。同时，燃料电池汽车对低温性能要求较高、动力系统成本较高、加之基础设施稀缺等劣势，目前尚未实现大规模推广，有待未来进一步改善。表8：燃料电池与锂电池、传统发动机的对比指标燃料电池汽车纯电动汽车燃油车动力系统燃料电池发动机锂电池内燃机燃料/热值氢气，143MJ/kg-汽油，约44MJ/kg反应方式非燃烧电化学反应（发电装置消耗燃料过程）非燃烧电化学反应（储能装置可逆放过程）燃烧反应放能电、热电热（通过燃烧汽油释放高温使气缸内空气剧烈膨胀推动活塞机械做工）反应残余电、热、H2O电热（通过）、CO2、CO、H2O、SO2等反应效率≥50%-30-40%安全性主要来自氢燃料的储存高能量密度与安全性难以兼容-低温性能-30℃低温自启动-40℃低温储存常规锂电池在-20℃以下低温环境无法电，且里程损失可能达到约30%-18℃以下需要配置高性能汽油机润滑油，进气道低温预热装置和高能辅助点火装置并执行相应冷启动作业等资源约束铂金供应分、膜电极中铂金用量不断减少元电池钴资源短缺、全球仅少数国家可开发经济可用的锂资源-环境保护工业副产氢、天然气重整制氢可减少碳排放；可再生能源制氢可实现零排放污染部分转移到上游排放CO2、CO、SO2等温室气体及污染物整车加注时间（商用车）15分钟2-8小时10分钟整车续航里程（商用车）＞500km≈260km500km动力系统成本高低低运营燃料成本氢源富集地区具备较强经济性具备较强经济性受石油价格波动影响商业化程度商业化初期相对成熟完全成熟应用领域中长距离、重载运输中短距离普适加注基础设施稀缺重点城市覆盖普及资料来源：亿通招股书，天风证券研究所表9：我国燃料电池客车发展现状项目2020年技术指标2019年情况续驶里程（km）5005000~50km/h加速时间（s）2020燃料经济性/百公里氢耗（kg/100km）<7.0<7.0最高车速（km/h）8080冷启动温度（℃）-20-30寿命（万km）40实际运行超过7~10万km，衰减0.5%~1.5%，按衰减10%寿命终止，预计寿命超过60万km成本（万元）<150<150资料来源：中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，天风证券研究所目前我国燃料电池汽车产业还处在示范推广阶段，商业化程度不足，燃料电池汽车产销规模较小。2017-2021年，我国燃料电池汽车产销量波动幅度较大，2021年共生产1777辆，销售1586辆。截至2022年4月，我国氢能在交通领域的应用以客车和重卡为主，正在运营的以氢燃料电池为动力的车辆数量超过6000辆，约占全球运营总量的12%。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明19图30：2017-2021年我国燃料电池汽车产销量资料来源：上海重塑招股书（2021年3月申报稿），中国汽车工业协会，机经网，天风证券研究所我国燃料电池装机规模目前较小，2020年装机量为79.2MW，同比下降38.15%；但其中燃料电池在客车领域的装机量为71.7MW，同比增长46%；装机量前的企业分别为爱德曼、亿通、国鸿重塑、汽车和潍柴动力，TOP5合计占比达到69%。从海外车企发布的燃料电池车型规划来看，卡车是最主要规划车型，订单规模比乘用车、轻型商用车或客车更庞大，这也符合燃料电池系统适用于中长距离和重载运输的特点。表10：各车企燃料电池汽车车型规划情况车企目标目标年份车型宝马发布燃料电池SUV2022乘用车路虎燃料电池SUV原型车2021年底乘用车长城发布燃料电池SUV2021乘用车丰田在大巴黎地区投放600量燃料电池出租车2024年底乘用车RⅣersimple燃料电池轿车产能达到5000辆/年2023乘用车RⅣersimple发布轻型货车车型2023轻型商用车Stellantis发布燃料电池厢式车车型2021轻型商用车雷诺发布轻型商用车车型2021轻型商用车SymbioandSafra1500辆客车2021客车H2BusConsortium投放600辆燃料电池客车2023客车戴姆勒测试液氢车用储氢的卡车2021卡车AirPoductsandCummins改装约2000辆燃料电池卡车2022+卡车Nikola800辆燃料电池卡车订单、2023+卡车曼恩投放燃料电池示范车队2024卡车Hyzon1590辆燃料电池卡车订单2024卡车现代1600辆燃料电池卡车订单2025年前卡车戴姆勒和沃尔沃大规模燃料电池卡车产量2025+卡车IndustryCoalition在欧洲投放100000燃料电池重卡2030年起卡车资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》，天风证券研究所0500100015002000250030002017年2018年2019年2020年2021年辆产量销量图31：2018-2020年我国燃料电池装机量图32：2020年我国燃料电池系统装机量TOP5资料来源：上海重塑招股书（2021年3月申报稿），天风证券研究所资料来源：GGII，天风证券研究所-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%160%0204060801001201402018年2019年2020年MW燃料电池装机量yoy爱德曼20.1%亿华通15.4%国鸿重塑11.9%探索汽车11.6%潍柴动力10.0%其他31.0%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明20现阶段国内电堆性能水平基本达到了《节能与新能源汽车技术路线图2.0》中的规划值，美中不足的是对寿命的关注和测试尚不够分。表11：国内部分电堆厂家技术水平对比企业电堆功率/kW功率密度/kW·L-1极板类型冷启动温度/℃寿命/h国家燃料电池汽车技术路线图2020年目标值2020目标703金属-305000国内厂家实际情况新源动力703.4金属-305000捷氢科技1153.1金属-30神力科技762.2石墨板-30国鸿氢能30石墨板12000明天氢能743.1金属中氢科技604金属空间电源所1203金属通百应68石墨板弗尔赛802.5超薄石墨板-30江苏清能120超薄石墨板-30上海氢晨1003.3金属-30资料来源：中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，许德超等《国内燃料电池电堆技术进展综述》，天风证券研究所2.1.2.当前燃料电池汽车购置成本高企，商业化能力不足我燃料电池汽车推广取得初步成效，2015年来累计产销约1万辆。2015年至2022年6月，我国累计制造燃料电池汽车10314辆，销售9637辆，多数为政策推动下的示范项目建设成果，其中，商用车为燃料电池汽车主要车型。作为近几年燃料电池汽车主流推广方向，燃料电池商用车具有加注时间短、续驶里程长、无污染、零排放及环境适应性强等优点。表12：12米公交车加注时间和续航性能项目燃料电池公交纯电动公交续航里程（km）30060（快）；150-200（慢）加注/电时间（min）1030（快）；120-150（慢）加注/电次数（每天）13-5次（快）；1次（慢）1次（快补）资料来源：人民网，天风证券研究所表13：燃料电池车与纯电动车环境适应性对比燃料电池车纯电动车可实现-30℃环境下快速启动，启动时间＜5min，-40℃低温存储，可在-30℃~60℃环境下正常运行。冬季锂电池性能衰减超过30%，严重降低续航里程，-10℃低温下电困难；夏季电易出现高温报警现象。资料来源：人民网，天风证券研究所图33：我国燃料电池汽车累计产量图34：我国燃料电池汽车累计销量资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：Wind，天风证券研究所010002000300040005000600070008000900017-0217-0617-1018-0218-0618-1019-0219-0619-1020-0220-0620-1021-0221-0621-1022-0222-06辆乘用车货车半挂牵引车客车其他010002000300040005000600070008000900017-0217-0617-1018-0218-0618-1019-0219-0619-1020-0220-0620-1021-0221-0621-1022-0222-06辆乘用车货车半挂牵引车客车其他行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明21当前燃料电池汽车的购置成本还较高，尚不具备完全商业化的能力。以推广数量较多的年份2020年为例，多数订单公交车均价在200-300万元/辆，价格较高。而国内燃料电池乘用车推广数量稀少，报价难以查找，以丰田Mirai燃料电池乘用车为例，2022年丰田出的起步价为49500美元/辆，每辆约合人民币30万元以上，同比主流纯电汽车如特斯拉Model3、比亚迪汉EV等车型20余万元/辆的价格，燃料电池乘用车价格还较高。表14：2020年全国燃料电池公交车订单情况城市采购量/辆车身长度/米中标品牌均价/万元·辆-1燃料电池系统供应商燃料电池额定功率/kW张家口14011.5-12宇通客车等294.98亿通~80芜湖1512奇瑞商用车211德燃动力55襄阳1010东风襄阳旅行车228重塑科技56佛山6010-11/8-9飞驰汽车215.03/195.23雄韬氢雄/泰极动力45-60京山308.5厦门金龙199雄韬氢雄~50淄博10010.5吉利新能源商用车259亿通65广州1510.5开沃新能源250雄韬氢雄56潍坊10012中通客车等259.9潍柴动力60资料来源：高工氢电，天风证券研究所2.1.3.电堆成本在燃料电池系统中占比最高，规模效应及技术改进可促使电堆成本下降燃料电池汽车主要由车身、燃料电池电堆、储氢系统、空气供系统等构成，燃料电池电堆在当前燃料电池汽车成本中占比最高，达到30%。燃料电池电堆的主要组件为双极板、质子交换膜、催化剂、气体扩散层等，其中膜电极（质子交换膜、催化剂与气体扩散层）的成本占比最高，为58%。当前电堆成本高企的主要原因，一是国内氢能产业尚未达到产业化，燃料电池电堆生产没有获得规模效应；二是关键部件的生产制造工艺还不成熟，部分核心组件依赖进口，因而成本较高。燃料电池电堆的成本是燃料电池系统及整车成本优化的关键。随着制造工艺持续新、材料不断优化及规模化量产效应带来量产成本的降低，燃料电池电堆的成本在未来仍有较大的下降空间。图35：燃料电池汽车成本结构图36：燃料电池电堆结构资料来源：中国能源网，中国产业信息网，天风证券研究所资料来源：亿通招股书，天风证券研究所图37：燃料电池电堆成本结构（按年产1000台80kW燃料电池电堆计算）图38：电堆成本随产量提高而下降资料来源：《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所资料来源：《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所燃料电堆30.0%储氢系统14.0%空气供给7.0%氧气供给3.0%增湿换热5.0%控制系统等5.0%电池系统3.0%电驱动系统7.0%车身23.0%其他3.0%双极板17.5%质子交换膜16.3%气体扩散层20.9%催化剂20.6%其他24.7%0204060801001201102050100500电堆成本（美元/kW）电堆产量（千台）行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明22（1）质子交换膜：在电堆中的成本占比达16%，以ePTFE复合膜为例，其成本组成主要包含材料成本（全氟磺酸树脂、ePTFE基质、添加剂）和制造成本两大方面。由于全氟磺酸树脂膜中全氟物质的合成和磺化制作工艺复杂且周期较长，其制造工艺成本约占质子交换膜总成本的85%，所以制造工艺提升是显著降低成本、提高膜性能的关键与难点。未来质子交换膜成本将随着量化制造工艺的优化而降低。（2）气体扩散层（碳纸）：在电堆中的成本占比达21%，成本构成主要是原材料（碳纤维纸/布）和制造成本两大部分，由于碳纸在微孔层、石墨化工中工艺相对复杂，设备投入大，故成本居高不下，碳纸的制造成本约占总成本的83.6%。未来碳纸的成本将随着量化生产及生产工艺的优化而降低。（3）金属双极板：成本构成主要包括原材料成本、制造成本及涂层成本，其成本将随着制造工艺、涂层技术的优化及量化生产的实现而降低。图39：质子交换膜成本结构（按年产1000台80kW燃料电池电堆计算）图40：质子交换膜成本随电堆产量提高而下降技术工艺主要是指全氟磺酸树脂合成资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所图41：气体扩散层成本结构(按年产1000台80kW燃料电池电堆)图42：气体扩散层成本随电堆产量提高而下降原材料主要是碳纤维纸/布，制造成本高主要是碳纸在微孔层、石墨化工中工艺相对复杂，设备投入大资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所图43：金属双极板成本结构（按年产1000台80kW燃料电池电堆计算）图44：金属双极板成本随电堆产量提高而下降资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风技术工艺85.0%助剂2.0%离聚物7.0%PTFE3.0%其他3.0%024681012141618201102050100500质子交换膜成本（美元/kW）电堆产量（千台）制造成本83.6%原材料成本…其他7.5%0510152025301102050100500气体扩散层成本（美元/kW）电堆产量（千台）制造成本35.6%原材料成本13.8%涂层技术45.4%其他5.2%05101520251102050100500气体扩散层成本（美元/kW）电堆产量（千台）行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明23（4）催化剂：成本60%以上来自原材料，尤其是贵金属Pt的成本，所以催化剂很难通过规模化量产实现成本降低，只能通过技术革新进一步降低Pt用量、开发低Pt甚至无Pt催化剂来降低对贵金属的依赖，从而实现催化剂成本的降低。图45：Pt/C催化剂成本构成及随燃料电池产量提高的成本下降趋势资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所总结来看，燃料电池电堆随着未来量化生产和工艺技术的发展，理论降本幅度可达约84%；其组件如质子交换膜、气体扩散层的降本幅度有望超过90%，金属双极板降本幅度有望达到75%左右，催化剂降本幅度则有望达到50%左右。表15：燃料电池电堆及组件随产量提高的成本下降趋势电堆产量/千台电堆质子交换膜气体扩散层金属双极板催化剂111218.224.921.320.31036.96.16.46.711.52028.54.24.35.9115023.132.65.710.510020.52.41.95.610.350017.71.41.25.410.2降本幅度/%84.2092.3195.1874.6549.75注：表中单位为美元/kW，降本幅度为50万台产量时相对1000台产量时的成本下降幅度。资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所另据IEA预测，随着规模化生产和工艺技术的进步，2030年燃料电池乘用车成本将与纯电动汽车、燃油车等其他乘用车成本持平，其中燃料电池系统的成本将从2015年的30200美元/辆降低到2030年的4300美元/辆，单位成本则有望从2015年的380美元/kW降低到2030年的54美元/kW，降本幅度达86%，是燃料电池汽车降本的主要推动力。表16：2015-2050年各类乘用车成本对比类型201520302050单位传统汽油汽车286003090032300美元传统柴油汽车293003170033100美元HV300003180033200美元PHEV324003320034400美元BEV（150km）354003280034000美元FCEV600003360033400美元资料来源：IEA.TechnologyRoadmap-HydrogenandFuelCells，天风证券研究所表17：2015-2050年FCEV成本拆分项目201520302050单位FCEV成本600003360033400美元其中车身231002410025600美元燃料电池系统3020043003200美元05101520251102050100500单位成本（美元/g）电堆产量（千台）制造成本原材料成本证券研究所证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明24储氢罐430031002800美元电池600460260美元电子部件和控制系统180016001400美元具体成本燃料电池系统（80kW）3805440美元/kW储氢罐（6.5kgH2）201413美元/kWh电池（1.3kWh）460350200美元/kW其他参数燃料经济性10.80.6kgH2/100km寿命121212年资料来源：IEA.TechnologyRoadmap-HydrogenandFuelCells，天风证券研究所2.1.4.燃料电池还具备多重应用场景当前氢燃料电池的应用场景虽多集中于商用车领域，但其他交通与非交通应用场景同样具有发展潜力，如便携式电池、发电和建筑储能领域。如PlugPower推出的氢能叉车早在2002年面世；HESenergysystem于2018年推出了HYCOPTER氢燃料无人机；Horizon于2011年推出了户外使用的燃料电池电宝；以及斗山于2020年建成的氢燃料发电厂和日本NEDO推出的商业化SOFC热电联产系统ENE-FARMtypeS。图46：燃料电池的使用场景注：斗山氢燃料电池发电厂已于2020年竣工资料来源：罗兰贝格《中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书》，天风证券研究所2.2.燃料电池电堆核心部件——膜电极膜电极（MEA）是质子交换膜燃料电池（PEMFC）以及质子交换膜水电解（PEMWE）的核心部件，是燃料电池内部能量转换的场所，一般由质子交换膜（PEM）、阴阳极催化层（CL）和阴阳极气体扩散层（GDL）组成。膜电极承担燃料电池内的多相物质传输（包括液态水、氢气、氧气、质子和电子传输），通过电化学反应，负责将燃料氢气的化学能转换成电能。膜电极的性能和成本影响甚至决定PEMFC的性能、寿命及成本。具备高效多相传输能力的膜电极，能极大地提高PEMFC的性能，减少电堆系统的辅机消耗，从而降低电堆成本，并提高电堆系统的可性。过去几年，国内市场膜电极出货量稳步增长，2018、2019、2020年出货量分别为0.76、2.27、3.68万m2，2020年同比增长超60%。图47：燃料电池电堆工作示意图图48：2018-2020年我国膜电极出货量资料来源：李建林等《氢能储运技术现状及其在电力系统中的典型应用》，天风证券研究所资料来源：GGII，天风证券研究所0501001502002500.00.51.01.52.02.53.03.54.0201820192020万m2出货量yoy%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明25膜电极作为质子交换膜水电解技术的关键核心部件，对水电解制氢的性能、效率、寿命和成本起着关键性的作用。根据万年坊《质子交换膜水电解制氢膜电极研究进展》，我们对质子交换膜、催化层、气体扩散层和膜电极制备分别展开介绍：1）在膜电极的核心部件中，质子交换膜应具有高质子传性、低气体渗透率、高机械强度和结构强度、良好的热和化学稳定性、高性等。全氟磺酸膜（PFSA）是常用的商业化电解水制氢用质子交换膜。该膜具有疏水性的碳氟主链和亲水性的磺酸端基侧链，其中有代表性的是杜邦（科慕）公司的Nafion系列膜。2）催化层主要由电催化剂、质子传离聚物和孔隙结构组成，是进行电化学反应的核心场所，其中电催化剂是影响PEMWE活化极化性能的主要因素。目前工业上选用的PEM电解槽阴极催化剂以铱黑和IrO2为主，铱用量往往在几mg/cm2数量级；阴极催化剂目前一般使用Pt基催化剂，如Pt质量分数为20~60%的Pt/C催化剂，阴极的贵金属载量约为0.3~0.6mgPt/cm2。3）气体扩散层位于催化层和双极板之间，作为水的供和生成气体的排放通路以及电子的传输通路，直接影响水电解反应的浓差极化和欧姆极化。多孔传输层既要有丰富的连续孔道结构，有利于水和析出的气体的扩散传递，又要有较好的电性能，以降低欧姆极化。阳极侧多孔传输层在高电位酸性环境下，一般由抗腐蚀的钛金属制成，比如粉末烧结钛片、纤维烧结钛毡及钛网等，其表面可以进行贵金属涂层处理，以降低接触电阻。阴极传输层可以选择质子交换膜燃料电池中常用的碳基材料，比如多孔碳纸。使用不锈钢作为阳极传输层材料具有比钛低的成本，但容易发生腐蚀问题。4）膜电极常用制程有种，分别为GDE制程、转制程和CCM制程。其中GDE制程通过将催化剂浆料涂布在气体扩散层上，再压合到质子交换膜上形成膜电极结构；转制程通过将催化剂浆料涂布在转材上，再将转材料上的催化剂层热转到质子交换膜上，再与气体扩散层热压成为膜电极结构；CCM制程通过将催化剂浆料直接涂布在质子交换膜材料上，形成CCM结构后，再与气体扩散层热压，形成膜电极结构。图49：常见的MEA生产设计资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所表18：MEA制程比较GDE制程转制程CCM制程技术难度简单中等高制程复杂度简单中等复杂制程良率高高中等膜电极性能低中等高资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所混浆/测试薄膜放料封装调料输液涂布薄膜收料薄膜放料输液涂布薄膜收料组装测试调浆电极涂布封装/组装及测试行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明26表19：常见的CCM电极涂布技术比较涂布技术优势挑雾化喷涂技术操作参数调控相对简单；设备成本较低；浆料特性要求较宽松；可设计为卷对卷制程材料浪费率高；生产速度较低狭缝挤压技术产能较高；可设计为卷对卷制程对操作人员素质要求高；操作参数较为复杂；操作参数错误对材料的损耗大；不适合低载量涂布；设备成本较高；浆料处理要求严格；颗粒浆料涂布容易出现模口阻塞现象；对浆料特性要求极高；分区涂布对位挑高；阳极直涂要求高凹版刷技术技术相对成熟；对人员技术要求较低；可设计为卷对卷制程颗粒浆料易出现塞孔现象，须控制分散性；对浆料特性要求中等；分区涂布挑性高；阳极直涂要求高资料来源：旺材氢燃料电池公众号，天风证券研究所图50：卷对卷CCM涂布过程示例资料来源：万年坊《质子交换膜水电解制氢膜电极研究进展》，天风证券研究所随着可再生能源制氢规模扩大，PEM电解槽的开发趋势是想大型化兆瓦级发展，国际上Cummins、ITMPower、Nel、Siemens、PlugPower等公司已推出商业化MW级别的PEM电解槽。大面积膜电极活性面积和周边区域的高比例可以降低电解槽的材料成本。大的电解槽需要开发大面积的膜电极，车用燃料电池膜电极一般为数百平方厘米，而MW级大型PEMWE用膜电极面积可达数千平方厘米，这就带来了一些膜电极催化层制备技术、生产设备以及与大面积膜电极相匹配的扩散层、双极板流场设计技术的挑，需要控制和优化大面积膜电极的制备过程中催化层的均匀性、运行过程中电流密度分布的一致性以及优化电解槽的热管理等问题。截至2020年，国内膜电极生产厂家总数已经超过15家，主要有大连新源动力股份有限公司、武汉理工氢电科技有限公司、苏州擎动动力科技有限公司、东方电气（成都）氢燃料的I安驰科技有限公司、上海唐峰、鸿基能等，其中鸿基能一家产能达到300000m2，各厂商总产能合计超过360000m2，已经能够满足当前的产业化需求，下一步应重点放在提升性能、寿命和降低成本等方面。表20：国内膜电极生产企业产能布局及技术水平对比公司名称成立年份功率密度/W·cm-2电流密度/A·cm-2铂载量/g·kW-1MEA产能/m2·a-1新源动力20011.2≤0.310000理工氢电20061.41.5@0.65V0.220000桑莱特20111.53@0.65V东方电气20151.21.6@0.65V6000擎动科技20161.21.49@0.625V0.20830000鸿基能20171.2300000合计366000资料来源：许德超等《国内燃料电池电堆技术进展综述》，天风证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明272.3.钢铁工业的减碳方式——氢冶金碳冶金是钢铁工业代表性的发展模式，冶炼的基本反应式为Fe2O3+3CO=2Fe+3CO2，碳作为还原剂并生成产物二氧化碳。氢冶金即用氢气取代碳作为还原剂和能量源炼铁，基本反应式为Fe2O3+3H2=2Fe+3H2O，氢气当了还原剂且产物是水，二氧化碳的排放量为零。目前，氢冶金技术和工艺的主要研发应用方向为高炉富氢冶炼工艺和非高炉氢基还原工艺。其中，高炉富氢冶炼是对高炉炼铁工艺的改进，通过向高炉喷吹富氢介质，以氢还原部分取代碳还原，达到减碳的目的，实现部分氢冶金，应用较多的主要有焦炉煤气和天然气。由于焦炭在高炉中的骨架作用不能被替代，高炉富氢冶炼无法实现零碳排放，逐渐发展出了非高炉氢基还原工艺以摆脱对化石能源的依赖。非高炉氢基还原工艺包括氢基直接还原工艺、氢基熔融还原工艺、氢等离子还原工艺，研究较多的氢基竖炉直接还原工艺是使用氢气作为还原剂，在竖炉中将球团矿直接还原成海绵铁，最大程度摆脱碳还原剂的束缚。图51：高炉富氢冶炼工艺示意图资料来源：北理工大学《一种高效利用冶金废气的高炉富氢冶炼工艺》，天风证券研究所图52：基于DRI的钢铁生产工艺流程图资料来源：柴锡翠等《氢冶金的研究现状及其能耗状况分析》，天风证券研究所虽然氢冶金在原理上可以大幅降低炼铁过程中产生的二氧化碳排放，但目前实际应用的氢冶金项目还不多。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明28表21：国内氢冶金工艺进展公司名称项目进展计划宝武集团核能-制氢-冶金耦合技术2019年1月，中国宝武与中国核工业集团公司、清大学签署《核能、制氢、冶金耦合技术略合作框架协议》，将核反应堆与进制氢工艺耦合，实现大规模制氢。并用于冶金、煤化工等行业开展超高温气冷堆核制氢研究开发，配合钢铁冶炼、煤化工等工艺。根据中国宝武产业的发展需求，钢铁产业将实现超低二氧化碳排放和绿色制造河钢集团氢冶金示范工程2019年11月底，河钢集团，中国二大钢铁制造商，宣布计划建设世界上一120万吨氢冶金示范项目下一步，双方将以合桑集团实施转型升级略为契机，以意大利Tenon集团氢还原技术为基础，开展以氢冶金技术为基础的全生命周期合作酒钢集团煤基氢冶金项目现阶段，酒钢正在建设全球首煤基氢冶金中试装置及配套的干磨、干选试验装置，并于2020年5月在热负荷试验中取得初步成功对部分设备设施的不足之处进行消除和功能改进，逐步实现项目既定目标建龙集团30万吨氢基熔融还原项目2021年4月13日，建龙赛思普氢基熔融还原法项目投产，一次开炉成功，首次生产1000吨生铁一阶段实现煤+COG熔融还原炼铁工艺邢钢低碳富氢技术改造项目2017年5月开始升级改造焦炭消耗降低40%以上，减少CO2、氮氧换物、SO2等排放30%～50%资料来源：刘志国和回士旭《氢冶金原理及工业化应用研究进展》，天风证券研究所表22：国外氢冶金工艺进展国家项目投资进展计划德国蒂森克虏伯氢冶炼项目计划2050年投资100亿欧元2019年11月，杜伊斯堡电厂9号高炉开始了喷氢炼铁试验。根据计划，下一阶段将逐步在高炉的全部28通风口进行氢气喷射，从2022年开始，北莱茵-威斯特伐利亚的全部3高炉将开始进行氢气喷射，预计将减少20%的二氧化碳排放德国蒂森克虏伯公司计划在2050年前达到碳中和的略目的，并且实现温室气体“净零排放”德国DiLLingen氢气炼钢1400万欧元高炉中喷吹富氢焦炉煤气计划到2035年使CO2排放量减少40%瑞典HYBRIT项目计划投资10-20亿瑞典克朗2018年6月HYBRIT项目在瑞典Lulea建设中试厂，预计2021-2024年运行，每年生产50万吨直接还原铁。策划在2026年面对市场提供首非化石能源的钢铁产品，在2035年前产生无碳处理方案是重要方针卢森堡安米欧洲公司氢冶炼项目6500万欧元进行氢还原铁矿石生产直接还原铁的工业化试验用氢生产DRI美国氢基Midrex工艺可制备含55%氢气和36%一氧化碳策划研发使用低碳能源提取纯氢气并且使用支撑的氢气生产直接还原铁的工艺。日本COURSE50项目150亿日元基本达到CO2减排10%目标项目计划在2030年前完成全部技术研发工作；到2050年，全面完成技术推广应用工作，实现技术工程化和产业化。韩国浦项核能制氢项目1000亿韩元开展系统集成模块化进堆(SMART)和超高温堆(VHTR)技术研发。短期目标是生产氢气，用于从钢铁生产的副产品气体中减少铁，而中长期目标是开发能够以低成本生产大量高纯度氢气的技术。资料来源：刘志国和回士旭《氢冶金原理及工业化应用研究进展》，天风证券研究所根据张真和杜宪军的研究，2020年我国钢铁行业碳排放18亿吨，按照2030年减碳30%目标，需减排5.4亿吨。将2030年的减排务分解为产量减少、能效提升、废钢使用等环节。综合我国钢铁行业政策规划及数据分析，预计到2030年，产量减少贡献减碳量的16.7%，废钢使用贡献减碳量的20%，能效提升贡献减碳量的10%。减排缺口为53.3%，即存在2.88亿吨二氧化碳的减排缺口。假设其中13%-18%的碳排放缺口，即0.37亿-0.52亿吨二氧化碳减排务由氢冶金完成。经计算，得到2030年氢冶金产量为0.21亿-0.29行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明29亿吨，约占全国钢铁总产量的2.3%-3.1%。根据日本钢铁协会的估算，还原生产1吨生铁需氢1000立方米，计算得出2030年基于氢冶金的氢气需求约为191万-259万吨。图53：2030年氢冶金领域氢气需求注：图中数据和假设均来源于对应参考资料资料来源：张真和杜宪军《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，天风证券研究所根据张真和杜宪军的研究，预测到2050年，钢铁需求降低带来的减碳量为35%，废钢利用率提升带来的减碳量为23%，技术带来的能耗提升减碳量为10%，我国还存在减排缺口32%，以现在18亿吨的碳排放量计算，到2050年碳排放缺口为5.76亿吨。碳排放缺口需要采用碳捕集吸收利用方式及氢冶金等段达成。根据氢冶金成本变化、技术成熟度及氢资源可用性等因素影响，估算到2050年，30%-35%的碳排放缺口即1.73亿-2.02亿吨二氧化碳减排务由氢冶金完成。经计算，得到2050年氢冶金钢产量为0.96亿-1.12亿吨，占全国钢铁行业年生产总量的14%-16%，进一步计算得到2050年基于氢冶金的氢气需求约为852万-980万吨。图54：2050年氢冶金领域氢气需求注：图中数据和假设均来源于对应参考资料资料来源：张真和杜宪军《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，天风证券研究所经济性是制约氢冶金推广发展的关键因素，影响氢冶金成本的可变因素主要是氢气成本和碳税价格。根据张真和杜宪军的研究，以氢气直接还原铁和长流程高炉炼铁比较，只考虑氢气和焦炭的成本，可得出氢冶金的竞争性成本优势（详见表23）。生产一吨铁需焦炭340千克，生产一吨铁需氢气89千克（以日本钢铁协会估算）。生产一吨铁所需焦炭成本为680元，二氧化碳排放量1.25吨。不考虑碳税情况下，氢气成本为7.65元/千克时，焦炭炼铁和氢炼铁成本才能相当。以焦炉煤气提纯后的氢气成本15元/千克计算，生产一吨铁成本就为1335元，相应碳税为524元/吨时，两者成本才能持平。当碳税为200元/吨，氢气成本需低于10.45元/千克时，氢冶金才更具有成本优势。预计到2030年，综合考虑碳税成本后，绿氢有望具备与传统焦炭炼铁方式相当的成本优势。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明30表23：焦炭与氢冶金方式的成本对比炼铁方式焦炭氢气氢气绿氢（2030年）吨铁消耗量（kg/tHM）340898989原料单价（元/t）200015000765010450碳排放量（tCO2/tHM）1.25000碳税（元/tCO2）05240200总价（元/tHM）6801335680930氢气来源于焦炉煤气制氢；假设氢炼铁与焦炭炼铁成本相当资料来源：张真和杜宪军《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，天风证券研究所在考虑碳交易的背景下，碳价越高、电力价格越低，氢冶金越具有成本优势。随着碳税价格的提高，氢冶金成本对氢的价格包容度越高。根据张真和杜宪军的研究，预计到2030年，碳税在200-250元/吨。氢冶金在930-993元/吨具有成本优势，由此计算出，氢冶金在氢成本小于10.45-11.15元/千克时，成本优势显现。以2030年氢成本11.15元/千克、每电解生成1立方米氢气需要4.5千瓦时电、电力成本占总成本的70%推算，电力成本为0.146元/千瓦时，绿氢直接还原铁的成本竞争力开始突显。可以预测，伴随可再生能源供的不断增加，绿色电价降低将会在可再生能源丰富的区域率实现，氢冶金的应用推广价值随之呈现，钢铁企业会优选此类地区开展绿氢规模化氢冶金示范应用项目。图55：氢冶金的竞争性成本优势分析（仅考虑H2和CO2价格）灰色表示氢冶金具有成本优势；白色表示传统炼钢具有成本优势资料来源：张真和杜宪军《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，天风证券研究所氢冶金是钢铁生产实现绿色低碳转型的重要技术路径，其技术路线选择与减碳路线可能遵循焦炭高炉→富氢高炉→富氢竖炉的演变过程。表24：氢冶金技术路线选择与减碳路线图2025203020402050技术路线富氢高炉逐步应用富氢高炉全面应用富氢高炉+富氢竖炉富氢竖炉全面应用减碳能力5-10%15-20%40-50%80-95%氢冶金产量（万吨）10002900736011200减碳贡献（%）12.95.911.1氢基钢在钢铁产量中的占比（%）13.18.816氢需求量（万吨）90259517980氢来源焦炉煤气焦炉煤气92%，绿氢8%绿氢60%，焦炉煤气40%绿氢83%，焦炉煤气17%氢炼铁成本（元/吨）1335130310921000与现有高炉技术相比的减碳能力；对整钢铁行业的减碳贡献，与2020年相比；仅考虑还原剂成本资料来源：张真和杜宪军《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，天风证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明312.4.绿氢耦合煤化工——氢化工目前我国更多依赖化石能源制氢，再将氢气应用于化工生产过程中，但这不可避免地会增加能耗水耗和排放大量二氧化碳。而用可再生能源制备绿氢耦合煤化工，制氢成本已能做到与化石能源制氢成本接近，可以部分替代煤制氢，减少碳排放。以宝丰能源在宁东基地规划建设的高端煤基新材料循环经济产业链为例，其开了集“煤——焦——气——甲醇——烯烃——聚乙烯——聚丙烯——精细化工——新能源”于一体的循环经济产业集群。其中新能源生产的绿电的度电成本约控制在0.068元，制氢系统电耗每标方约为4.8度，绿氢的综合成本可降至每标方0.7元，与目前化石能源制氢成本每标方0.6元接近。宝丰能源的太阳能电解制氢储能及应用示范项目年可新增减少煤炭资源消耗约38万吨、年新增减少二氧化碳排放约66万吨、年新增消减化工装置碳排放总量的5%，综合效益显著。图56：宝丰能源绿氢工厂资料来源：宝丰能源《2021可持续发展报告（ESG报告）》，天风证券研究所图57：宝丰能源高端煤基新材料循环经济产业链资料来源：宝丰能源《2021可持续发展报告（ESG报告）》，天风证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明323.氢能供应体系：清洁制氢模式或开启长足发展，多领域有待突破3.1.制氢环节，需平衡制氢成本与碳排放强度3.1.1.制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大当前主流的制氢方式有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢，我国化石能源制氢尤其是煤制氢规模最大。具体来分，化石能源制氢包括煤制氢、石油制氢和天然气制氢，工业副产氢主要是氯碱、甲醇、合成氨企业生产过程副产氢，可再生能源电解水制氢则包括碱性、PEM、SOEC等多种方式。据中国氢能联盟数据，2018年我国煤制氢规模约1000万吨，占制氢总量的40%；工业副产氢规模约800万吨，占制氢总量的32%；而电解水制氢规模还较小，约100万吨，占制氢总量的4%。作为制氢方式的主流，化石能源制氢和工业副产氢的制氢技术相对成熟、制氢成本相对较低，而电解水制氢作为市场看好的发展方向，尚未实现规模化应用，成本较高。但化石能源制氢与工业副产氢也有一定缺点，如化石能源制氢面临较严峻的碳排放问题，且粗气中杂质气较多，需要进行提纯操作，长远来看化石能源的储量也有限；工业副产氢则依赖于焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用的工业过程，无法作为大规模集中化的氢能供应源。相比而言，电解水制氢的工艺过程简单，制氢过程无碳排放，且易于可再生能源结合，发展潜力较大。表25：主要制氢路径及其优缺点制氢方式原料优点缺点适用范围化石能源制氢煤技术成熟储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质合成氨、合成甲醇、石油炼制化石能源制氢天然气技术成熟储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质合成氨、合成甲醇、石油炼制电解水制氢电、水工艺过程简单，制氢过程不存在碳排放尚未实现规模化应用，成本较高结合可再生能源制氢；电子、有色金属冶炼等对气体纯度及杂质含量有特殊要求化工过程副产氢焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等成本低须提纯及去除杂质，无法作为大规模集中化的氢能供应源合成氨、石油炼制生物质制氢农作物、藻类等原料成本低氢含量较低-核能制氢水合理利用核能发电废热技术不成熟-光催化制氢水原料丰富技术不成熟-资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所图58：制氢方式分类图59：2018年我国制氢结构资料来源：曹军文等《中国制氢技术的发展现状》，天风证券研究所注：制氢总规模约2500万吨资料来源：中国氢能联盟《中国氢能源与燃料电池产业发展研究报告》，天风证券研究所制氢方式化石能源制氢工业副产氢电解水制氢太阳能光解水制氢生物质制氢核能制氢当前主流制氢方式制氢新技术煤制氢40.0%天然气制氢12.0%石油制氢12.0%工业副产氢32.0%电解水制氢4.0%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明333.1.2.碳中和背景下，降低可再生能源电解水制氢成本是关键我国煤炭资源丰富，煤制氢技术成熟、制氢规模较大，因而目前成本最低。根据曹军文等学者的研究，对比来看，当前煤制氢成本为6~10元/kg，为各类制氢方式中成本最低的；工业副产氢技术也较成熟，制氢成本在10~16元/kg；电解水制氢成本还较高，如使用电网电力的碱性电解槽制氢成本在30~40元/kg，其成本是煤制氢成本的3~6倍；其他制氢方式普遍还不成熟。但双碳背景下，碳排放问题越来越受重视，单纯的煤制氢等化石能源制氢方法因碳排放强度较高，不适合作为未来制氢方式的主流方向。图60：主要制氢工艺对比资料来源：曹军文等《中国制氢技术的发展现状》，天风证券研究所表26：电解水制氢与化石能源制氢的碳排放强度对比制氢方式生产过程碳排放强度（kgCO2/kgH2）煤制氢传统煤气化约19传统煤气化+CCUS<2天然气制氢SMR约9.5SMR+CCUS<1电解水制氢电网电力38~45水电风电＜1光伏发电＜3资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所3.1.3.煤制氢+CCUS可作为有益过渡方式，在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度以航天长化学工程股份有限公司HT-L高压粉煤气化项目为例，年产量400000km3的煤制氢过程中，制氢成本约为10.9元/kg，生产成本中制造费用占比最大。但煤制氢项目的碳排放强度较高，氢气综合成本随碳价的变化而变动明显。据殷雨田等的测算，如果考虑碳税价格为175元/kg，煤制氢的氢气综合成本将达到约15.5元/kg，碳税成本占比将近1/3，且成本高于天然气制氢附加碳税的氢气综合成本。表27：典型煤制氢项目成本测算项目单位成本/（元·km-3)总成本/万元原料煤182.09288.0其他耗材4.8192.0燃料及动力286.511458.2生产工人工资及福利费78.83150.0制造费312.912514.4副产品回收-4.5-180.0总成本910.636422.6制氢规模/km3400000.0氢气成本/(元·m-3)0.9氢气成本/（元·kg-1）10.9附加碳税成本/（元·kg-1）4.59煤制氢+碳税成本/（元·kg-1）15.5资料来源：殷雨田等《煤制氢在氢能产业中的地位及其低碳化道路》，天风证券研究所原材料技术成熟度能量转换效率%成本元/kgCO2排放kgCO2/kgH2)煤炭成熟～～～煤炭完成中试规模试验-～～煤炭、水完成中试规模试验～～～甲烷成熟-～～工业尾气成熟-～-水成熟～～～碱性电解槽（AEC）水成熟～～～质子交换膜电解槽（PEMEC）水相对成熟，商业化早期～≤～固体氧化物电解槽（SOEC）水示范期～-～水示范期-～～水实验室阶段<10-～生物质示范期～-～生物质成熟～～～水实验室阶段～～～制氢方式化石燃料重整制氢电解水制氢其他制氢方法可再生能源电解水制氢可再生能源弃光/弃风等电解水制氢太阳能光解水制氢生物质发酵生物质气化热化学循环煤气化煤气化+CCS煤超临界水气化甲烷蒸汽重整工业副产氢电网电力/碱性电解槽（AEC）行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明34图61：典型煤制氢项目制氢成本结构资料来源：殷雨田《煤制氢在氢能产业中的地位及其低碳化道路》，天风证券研究所因此有必要考虑利用CCUS技术消除煤制氢过程中产生的CO2，以减少碳排放、节约碳税，但当前CCUS技术成本还较高，煤制氢+CCUS成本可能高于煤制氢+碳税成本。并且，CCUS技术不能完全消除CO2，若剩余部分的CO2也要承担碳税成本，则当前煤制氢+CCUS成本可能更高。据中国电动汽车百人会，结合CCUS的煤制氢将增加130%的运营成本以及5%的燃料和投资成本，增加约1.1元/Nm3。当煤炭价格在200~1000元/吨之间时，煤制氢成本约为7~12元/kg；而煤制氢+CCUS成本约为20~25元/kg，高于煤制氢+碳税成本。图62：煤制氢成本与煤制氢+CCUS成本随煤炭价格的变化趋势资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所3.1.4.工业副产氢+PSA提纯为当前较具潜力的另一过渡方式副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气，可作为近期低成本的分布式氢能供应源，一般副产氢生产成本在0.8~1.5元/Nm3之间。由于副产氢气通常纯度不高，因此需要附加部分提纯成本，通常为0.1~0.5元/Nm3。综合来看，当前工业副产氢+PSA提纯的成本为0.83~2元/Nm3之间，也即9.96~24元/kg，成本与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS基本相当。表28：各类工业副产氢成本（元/Nm3）副产氢方式生产成本元/Nm3提纯成本元/Nm3综合成本元/Nm3综合成本元/kg丙烷脱氢1.0~1.30.25~0.51.25~1.815~21.6乙烷裂解1.1~1.30.25~0.51.35~1.816.2~21.6氯碱工业1.1~1.40.1~0.41.2~1.814.4~21.6焦炉煤气0.83~1.339.96~15.96合成氨醇0.8~1.50.51.3~215.6~24资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所原料煤21.2%燃料及动力33.3%生产工人工资及福利费9.2%制造费36.4%0510152025302004006008001000煤炭价格（元/吨）元/kg煤制氢成本煤制氢+CCUS成本行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明353.1.5.大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径目前碱性电解技术（AEC）、质子交换膜电解技术（PEMEC）和固体氧化物电解技术（SOEC）被广泛应用与研究。其中，AEC已经实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标均接近国际进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，易适用于电网电解制氢。PEMEC国内较国际进水平差距较大，体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面，国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级PEM电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。SOEC的电耗低于AEC和PEMEC，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于SOEC电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。表29：国内电解水制氢主要技术路线的性能特点对比碱性电解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℃70-80℃600-1000℃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分钟启停慢动态响应能力较强强较弱电源质量要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研究为主，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，但存在电极材料稳定性问题，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：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所为计算电解水制氢的成本，我们分别对碱性电解槽制氢和质子交换膜电解槽制氢作出如下假设：①1000Nm3/h碱性电解槽成本850万元，不含土地费用，土建和设备安装成本150万元；1000Nm3/h质子交换膜电解槽成本3000万元，不含土地费用，土建和设备安装成本200万元。②每1m3氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水价5元/t。③设备折旧期限10年，土建及安装折旧期限20年，采用直线折旧法，无残值。四工业用电价格0.4元/kWh，碱性电解槽每1m3氢气耗电5kWh，质子交换膜电解槽每1m3氢气耗电4.5kWh。⑤年运行时长2000h，年制氢200万Nm3。⑥人工成本和维护成本40万元/年。据如上假设，计算可得碱性电解槽制氢成本和质子交换膜电解槽制氢成本分别为31.91元/kg、42.50元/kg，用电成本和折旧成本占比最大。碱性电解槽制氢成本中，用电成本占比74.8%，折旧成本占比17.%；质子交换膜电解槽制氢成本中，用电成本占比50.6%，折旧成本占比43.5%。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明36表30：电解水制氢成本测算项目单位碱性电解槽质子交换膜电解槽年制氢规模m320000002000000单位电费元/m321.8单位水费元/m30.010.01年电费元40000003600000年水费元2000020000年设备折旧元8500003000000年土建及安装折旧元75000100000年折旧费用元9250003100000单位折旧元/m30.461.55单位人工运维成本元/m30.20.2氢气成本元/m32.673.56氢气密度kg/m30.080.08氢气成本元/kg31.9142.50资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，天风证券研究所图63：碱性电解槽制氢成本结构图64：质子交换膜电解槽制氢成本结构资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，天风证券研究所资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，天风证券研究所由于用电成本在电解水制氢成本中占比最大，因此就目前而言，降低用电成本应当是降低电解水制氢成本的最有效途径。若利用可再生能源供电的电价下降到0.15元/kWh，对应碱性电解槽和质子交换膜电解槽制氢成本将分别下降到约17、29元/kg，与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS的成本接近。图65：不同电价下碱性电解槽制氢成本及成本结构图66：不同电价下质子交换膜电解槽制氢成本及成本结构资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，天风证券研究所资料来源：张轩等《电解水制氢成本分析》，天风证券研究所3.2.储运环节，国产化空间广阔3.2.1.氢储能——高压气态储氢方式为当前主流，储氢瓶市场或迎来快速发展根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为：压缩气态储氢、低温液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢（氢化物/液体有机氢载体（LOHC））等。压缩气态储氢，以其技术难度低、初始投资成本低、匹配当前氢能产业发展等特优势，在国内外广泛用电成本74.8%用水成本0.4%折旧成本17.3%人工运维成本7.5%用电成本50.6%用水成本0.3%折旧成本43.5%人工运维成本5.6%0.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.60氢气成本（元/kg）成本结构电价（元/kWh）用电成本其他成本氢气成本0.010.020.030.040.050.060.00%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0.050.100.150.200.250.300.350.400.450.500.550.60氢气成本（元/kg）成本结构电价（元/kWh）用电成本其他成本氢气成本行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明37应用。低温液态储氢在国外应用较多，国内的应用基本仅限于航空领域，民用领域尚未得到规模推广。液氨/甲醇储氢、氢化物吸附储氢、LOHC储氢等技术目前国内产业化极少，基本处于小规模实验阶段，国外Chiyoda、HydrogeniousLOHCTechnologies等企业在LOHC储氢领域已有产品和项目。表31：不同储氢方式的对比压缩气态储氢低温液态储氢液氨/甲醇储氢氢化物/LOHC吸附储氢技术原理将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关低温（20K）条件下对氢气进行液化利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气反应生成稳定化合物，并通过改变反应条件实现氢的释放利用金属合金、碳质材料、有机液体材料、金属框架物等对氢的吸附储氢和释放的可逆反应实现优点技术成熟、放氢速率可调体积储氢密度高、液态氢纯度高储氢密度高、安全性较好、储运方便安全性高、储存压力低、运输方便缺点体积储氢密度低、容器压要求高液化过程能耗高、容器绝热性能要求高、成本高涉及化学反映、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低普遍存在价格高、寿命短或者储存、释放条件苛刻等问题技术成熟度发展成熟，广泛应用于车用氢能领域国外约70%使用液氢运输，安全运输问题验证分距离商业化大规模使用尚远大多处于研发试验阶段国内技术水平关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低民用技术处于起步阶段，与国外进水平存在差距处于克研发阶段与国际进水平存在较大差距资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所根据安全制造材质和工艺，气瓶一般分为四型。一型瓶（Ⅰ型）是金属气瓶；二型瓶（Ⅱ型）是金属内胆纤维环向缠绕气瓶；型瓶（III型）是金属内胆纤维全缠绕气瓶；四型瓶（Ⅳ型）是非金属类的纤维全缠绕气瓶。I型、II型储氢密度低、安全性能差、质量重，技术最成熟，应用早，少量应用于CNG（压缩天然气）的客车和卡车。随着氢能的发展、高压储氢技术对容器的承载能力要求增加，金属内衬纤维缠绕储罐逐步应用。III型、Ⅳ型瓶由于制作内胆和保护层的材料密度低、气瓶质量轻、单位质量储氢密度增加。凭借提高安全性、减轻重量、提高质量储氢密度等优势，车载应用已经较为广泛，其中国外多为Ⅳ型瓶，国内则多为III型瓶。表32：储氢瓶性能对比分类材料优劣势压强/MP成本重量体积比/kg·L-1储氢密度/g·L-1使用寿命/年应用Ⅰ型全金属（钢质）氢密度低；安全性差；质量重17.5-20低0.9-1.314-1715CNG气体储运；加氢站等固定式储氢Ⅱ型金属内胆（钢质），纤维环向缠绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度低；安全性差；质量重26.3-29.9中等0.6-0.9514-1715CNG车用气瓶；加氢站等固定式储氢Ⅲ型金属内胆（钢/铝质），纤维全缠绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度高；安全性高；质量轻30-70最高0.35-14015-20CNG车用气瓶；燃料电池供氢系统Ⅳ型非金属（塑料内胆），纤维全缠绕（碳纤维、玻璃纤维）氢密度高；安全性高；质量轻66以上高0.3-0.84915-20国外主要应用于燃料电池汽车；国内尚未完全产业化资料来源：得算多微信公众号，车研咨询《氢能与燃料电池产业——储氢瓶（罐）市场发展与投资前景预测分析报告（2021版）》，天风证券研究所与部分国家相比，中国Ⅳ型储氢瓶产业布局相对滞后。挪威、日本、法国的多家公司已经做到Ⅳ型储氢瓶的量生产，并应用于各种车型。中国企业虽已开始纷纷布局Ⅳ型储氢瓶的研发生产，但整体而言，Ⅳ型储氢瓶生产及实际应用、关键技术和材料的研发、标准认证等方面，我国相对滞后。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明38表33：部分国家Ⅳ型储氢瓶发展情况国家机构发展情况法国彼欧重量比同等的Ⅲ型瓶轻20%到30%，可以在不到5分钟的加气时问内提供700公里的续航里程。具备完整成熟的生产及测试设备，专有的COMPOSICAD软件可用于标定尺寸和优化复合纤维缠绕，保持相同强度下，用料更少，质量更轻。法国佛吉亚具有完备生产线，产品采用优化的碳纤推结构设计，减重15%-20%，并可保证更高的储氢效率和可性。日本丰田掌握既能确保罐强度又能止在片层中出现不均匀层叠部分的储氢罐制作方法及储氢罐生产工艺，通过多步分制卷绕工能够使片状纤维均匀层叠，止在片层表面产生横穿分割片状纤维卷绕方向的褶皱等缺陷。韩国ILJIN具有出色的储氢效率：采用无泄漏喷嘴，超轻复合CNG罐在多种环境下都不会漏气：采用具有优异热性和抗疲劳性的高科技碳纤维复合材料，具有授佳的安全性，不会出现性能下降的情况。德国NPROXX碳纤维增强结构可产生出色的强度/刚度与重量比，可使公共汽车和卡车中的气体密封系统重量减少450kg。可以使用长达30年而无需更换，这是Ⅰ型和Ⅱ型容器预期寿命的两倍。挪威Hexagon拥有进的Ⅳ型高压储氢瓶技术，70MPaⅣ型瓶在欧洲已成熟应用在多种车型上，并在FCEV项目上有与全球领汽车OEM企业的成功合作案例。资料来源：澎湃新闻，天风证券研究所从车载储氢瓶材料成本来看，储氢瓶的成本主要集中在外部缠绕用的碳纤维复合材料。对于储氢质量均为5.6kg的35MPa、70MPa高压储氢Ⅳ型瓶，碳纤维复合材料成本分别占系统总成本的76.6%和78%。根据DOE对车载高压储氢瓶项目的早期成本评估可以发现，无论是35MPa，亦或是70MPa，总体而言，III型高压储氢气瓶成本都要略高于Ⅳ型，其主要原因在于III型瓶储罐采用大量金属铝材料。与之相比，Ⅳ型瓶采用的高分子聚合物价格较低，聚合物用量也较少。Ⅲ型瓶向Ⅳ型瓶转变，是未来的发展趋势。图67：35MPⅢ型储氢瓶成本结构（总成本3084美元）图68：35MPⅣ型储氢瓶成本结构（总成本2865美元）资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所图69：70MPⅢ型储氢瓶成本结构（总成本3921美元）图70：70MPⅣ型储氢瓶成本结构（总成本3486美元）资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所资料来源：中国能源网，DOE，天风证券研究所碳纤维复合材料62.5%平衡储罐19.1%氢气0.6%组装检查1.2%调节器5.2%阀门7.3%其他BOP系统4.2%碳纤维复合材料76.6%平衡储罐3.5%氢气0.6%组装检查1.3%调节器5.6%阀门7.9%其他BOP系统4.5%碳纤维复合材料65.6%平衡储罐16.8%氢气0.5%组装检查0.9%调节器5.1%阀门7.2%其他BOP系统3.9%碳纤维复合材料78.0%平衡储罐2.9%氢气0.5%组装检查1.0%调节器5.7%阀门8.1%其他BOP系统3.7%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明39储氢瓶需求量方面，GGII预计，2022年国内燃料电池汽车销量预计约1.1万辆，2025年可达3.7万辆，2030年可增长至49万辆。对应车载储氢系统配套数量，则2022年为1.1万套，同比上年增长171.3%；2025年国内需求车载储氢系统3.7万套，2021年~2025年年复合增长率（CAGR）为73%；到2030年国内需求车载储氢系统49万套，2021年~2025年CAGR为70%。2022年中国市场车载储氢瓶需求量为6.9万支，同比上年增长127.7%。到2025年中国车载储氢瓶需求量可达23万支，2021到2025年CAGR为66%；到2030年中国车载储氢瓶需求量为224万支，2021年到2030年CAGR为61%。储氢瓶市场规模方面，GGII预计，2025年国内车载储氢系统市场规模为59亿元，2022年到2030年CAGR为36%；预计随着70MPaⅣ型瓶市场快速增长，2030年国内车载储氢系统市场规模有望达到1028亿元，2022年到2030年年复合增长率为58%。到2025年国内车载储氢瓶市场规模为34亿元，2022~2025年年复合增长率为34%；预计到2030年国内车载储氢瓶市场规模为722亿元，2022~2030年年复合增长率为60%。图71：2021~2030年中国储氢系统及储氢瓶需求量预测图72：2022~2030年中国储氢系统及储氢瓶市场规模预测资料来源：高工氢电网，天风证券研究所资料来源：高工氢电网，天风证券研究所3.2.2.氢能运输——运输方式选择多样目前氢能的运输方式主要有气氢运输、液氢运输和管道运输类方式。其中气氢运输主要采用高压气氢拖车来运输，运输规模较小、距离较短，但装卸方便，前期投入也小；液氢运输主要采用液氢槽车来运输，运输规模较大、适合长距离运输，但装卸时间较长，且氢气液化成本较高；管道运输则需建设输氢管线，前期投资大，可以大规模、远距离运氢，但需设法应对氢脆现象。表34：各类运氢方式的对比类型容量运输距离能量损耗固定成本可变成本部署阶段气体储氢瓶拖车小近低低高近期液体储氢罐拖车中远高中中中长期输氢管线大远低高低中长期资料来源：IEA（2015）.TechnologyRoadmap-HydrogenandFuelCells，天风证券研究所表35：不同储运方案的特点20MPa高压气氢拖车液氢槽车管道气氢全年运输氢气可用量78.8~100.8吨/辆1047.6吨/辆9.2万吨适用场景规模较小、运输距离较短规模较大、长距离运输大规模用氢、应用多领域特点单车装载量约350kg，装卸时间各需4~8h，技术及产品成熟，前期投资小单车装载量约3000kg，装卸时间1~2h，液化成本高，未来采用混合工质预冷等方案降低液化成本可解决氢气资源与应用市场空间分布不均问题，前期投资大，存在氢脆等技术难点注：该测算只基于单车或管道的氢气技术可运输量，不考虑由于商业运营等带来的运输效率降低。资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，天风证券研究所当前我国输氢管线建设刚刚起步，氢气主要通过高压气氢拖车和液氢槽车运输。据中国汽车工程学会测算，当运输距离小于204km时，高压气氢储运方式综合成本更低；当运输距离大于204km时，液氢储运方式的综合成本更低。05010015020025020212022E2025E2026E2030E万套，万支储氢系统储氢瓶0200400600800100012002022E2025E2026E2030E亿元储氢系统储氢瓶行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明40图73：不同运输距离下氢气的运输成本对比图74：不同运输距离下氢气的到站成本对比资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所到站成本=制氢成本+液化或加压成本+运输成本资料来源：中国汽车工程学会《世界氢能与燃料电池发展报告·2019》，天风证券研究所3.3.加注环节——当前加氢站氢气使用成本尚高加氢站的布局方式可分为两种：外供氢加氢站和站内制氢加氢站。外供氢加氢站没有制氢装置，所用的氢气由站外的集中式制氢基地制备，而后再通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢基地运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车中使用。图75：外供氢加氢站的种类资料来源：氢云链，天风证券研究所站内制氢加氢站建有制氢系统，属于分布式制氢。制氢技术包括天然气重整制氢、电解水制氢、可再生能源制氢等。图76：天然气重整站内供氢示意图图77：电解水站内供氢示意图资料来源：氢云链，天风证券研究所资料来源：氢云链，天风证券研究所近几年全球和中国加氢站建设迅速。2021年全球已建成685座加氢站，其中我国累计建成加氢站194座。截至2022年4月，我国已累计建成加氢站超过250座，约占全球数量05101520253035404550100200300400500600700800运输成本（元/kg）运输距离（km）液氢储运的运输成本高压气氢储运的运输成本01020304050607050100200300400500600700800到站成本（元/kg）运输距离（km）液氢储运的到站成本高压气氢储运的到站成本(204.6,31.35)行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明41的40%，加氢站数量位居世界一。据香橙会预测，到2025年，我国建成的加氢站将达到926座。图80：截至2021年3月末中国加氢站分布情况图81：未来我国部分省市加氢站基础设施规划情况（累计值）资料来源：前瞻产业研究院，风证券研究所资料来源：各省市人民政府，中国汽车工业协会，风证券研究所从上半年的我国加氢站的建设情况来看，当前加氢站供氢能力多在500~2000kg/d，固定式加氢站居多，且有部分加氢站采取油氢合建或油氢电合建等方式。表36：2022年H1新建成加氢站情况（不完全梳理）加氢站建成时间供氢能力（kg/d）加氢站类型合建类型浙江舟山横加氢站2022.06500固定式山东港口青岛港前湾港区加氢站2022.06500固定式山东中国重汽豪沃撬装加氢站2022.05撬装式中石化章丘39加油站加氢站2022.05固定式山东中石化济青高速济东服务区加氢站2022.05固定式山东中石化58加油站加氢站2022.05固定式山东泰钢加氢母站2022.05固定式山东韩仓公交加氢站2022.05固定式江苏苏州交投能源公司平海路加氢站2022.05650固定式山金港湾加氢综合能源站2022.03固定式山鹏飞巨能北姚加氢综合能源站2022.031000固定式油氢合建四川古城加油加氢站2022.021000固定式油氢合建河北万全油氢电综合能源站2022.011000固定式油氢电合建河北太子城服务区撬装站2022.01360撬装式河北太子城服务区加氢站2022.012000固定式河北崇礼加氢站2022.012000固定式河北崇礼北加油加氢站2022.012000固定式河北崇礼撬装站2022.011000撬装式资料来源：国资委，各省市发改委，各省市人民政府，光明网，鹏飞集团官网，苏州市交通运输局，天风证券研究所010203040506070广东上海河北山东湖北浙江江苏北京四川内蒙古山西河南安徽辽宁重庆湖南吉林陕西广西宁夏贵州新疆海南天津黑龙江云南座3002530301010373074701001001005050306060200050100150200250300350北京上海广东河北河南山东浙江江苏重庆天津四川内蒙古座2022年2023年2025年2030年图78：2016-2021年全球加氢站数量图79：2016-2021年我国加氢站累计建成数量资料来源：Wind，天风证券研究所资料来源：夏EV网，天风证券研究所行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明42外供氢加氢站中，压缩机、储氢瓶及加氢系统（含加氢机、卸气柱、氢气管道系统、放散系统、置换吹扫系统、仪表风系统、安全监控系统以及其他的管路材料、连接等）是最核心的成本构成部分，约占加氢站建设成本的58%；压缩机约占建设成本的30%。现场制氢加氢站中，制氢装置成本的占比很大。由于甲醇重整制氢技术所需反应温度较低，故其制氢装置成本在3种制氢技术中最低。电解水制氢装置成本最高，占比约为59%。计算外供氢加氢站的氢使用成本时，将建设成本的年折旧费分为两部分进行计算，一部分是设备、安装等成本的折旧，按照15年进行折旧计算，不考虑残值；另一部分是土地、土建成本的折旧，按照30年进行折旧计算，不考虑残值。假定供氢能力为500kg/d的加氢站需要设置员工5人，供氢能力为1000kg/d的加氢站设置员工8人，薪资按8×104元/(人·年)计。假设其他运营管理成本如租金、维护和保险等费用的总和等于人工成本。假设工业副产物制氢作为氢源，氢气运输距离为50km，每年工作时间若按300天计，则供氢能力500kg/d加氢站的氢使用成本为30.8元/kg，供氢能力1000kg/d加氢站的氢使用成本为28.0元/kg。对于现场制氢加氢站，建设成本的年折旧费计算方法同外供氢加氢站。对于500kg/d现场制氢加氢站，假设现场员工有6人，薪资按8×104元/(人·年)计。假设其他运营成本如租金、维护和保险等费用的总和等于人工成本。水一般在当地取用。天然气、甲醇等的运输成本均归于原料成本。假定天然气重整制氢中天然气的价格为2.5元/m3，电解水制氢中水的价格为4元/t，甲醇重整制氢中甲醇的价格为2.4元/kg，动力煤的价格为0.5元/kg。种现场制氢方式中，电价均为0.6元/kWh，脱盐水价格为10元/t，循环水价格为1元/t。在天然气重整制氢中，生产1kg氢气的天然气量约为6.74m3，用电量约为0.672kWh，用循环水量为0.229t，用脱盐水量为0.0039t。在电解水制氢中，生产1kg氢气的用电量约为55kWh，用水量约为0.009t。在甲醇重整制氢中，生产1kg氢气的用甲醇量约为6.05kg，用电量约为1.05kWh，用脱盐水量为0.039t，用动力煤量为1.56kg。测算得到，天然气重整制氢、电解水制氢和甲醇重整制氢种加氢站的氢使用成本分别为36.5、59.5、34.5元/kg。图82：外供氢加氢站建设成本图83：现场制氢加氢站建设成本（天然气重整制氢）资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所图84：现场制氢加氢站建设成本（电解水制氢）图85：现场制氢加氢站建设成本（甲醇重整制氢）资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所压缩机成本30.0%储氢瓶及加氢系统成本28.0%其他设备成本13.0%安装成本10.0%土地和土建成本19.0%制氢装置成本35.4%压缩机成本14.5%储氢瓶及加氢系统成本13.5%其他设备成本16.7%安装成本8.3%土地和土建成本11.6%制氢装置成本58.6%压缩机成本9.3%储氢瓶及加氢系统成本8.7%其他设备成本10.7%安装成本5.3%土地和土建成本7.4%制氢装置成本31.6%压缩机成本15.3%储氢瓶及加氢系统成本14.3%其他设备成本17.6%安装成本8.8%土地和土建成本12.2%行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明43图86：不同制氢技术及运输距离下的原料及运输成本资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所表37：加氢站氢使用成本成本外供氢加氢站日供氢500kg现场制氢加氢站日供氢500kg日供氢1000kg天然气重整制氢电解水制氢甲醇重整制氢设备、安装等成本年折旧78.3110.7176.9289.3165.8土地、土建成本年折旧9.21311.611.611.6人工成本4064484848其他运营成本4064484848原料及运输成本294588262.8495.5244.8年均成本461.5839.7547.3892.4518.2氢使用成本（元/kg）30.82836.559.534.5注：除氢使用成本外，其他各项成本的单位均为万元/年。资料来源：李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，天风证券研究所4.总结：氢能产业已开启商业化进程通过总结氢能产业各环节发展现状，我们认为氢能产业已初步迈入了商业化阶段。具体而言，①上游制氢环节除了成熟的化石能源制氢和工业副产氢，电解水制氢也已开始成熟。虽然当前电解水制氢还不具备成本优势，但随着碳中和的推进以及电解水技术、设备、材料的改进，电解水制氢占比有望提升。②在中游储运和加注环节，国内已有部分企业布局Ⅳ型储氢瓶，同时我国在已建成加氢站数量约达到200，氢能运输网络有望逐渐完善。③下游应用环节则开始展现氢气的能源属性，燃料电池在交通和非交通领域都已开始有所应用，未来氢燃料电池汽车将是重点发展方向；同时，已开始有企业进军氢冶金、氢化工等方向，利用氢能的清洁属性为减碳做贡献。在未来，我们预计氢气需求将不断提升，同时上游制氢环节电解水制氢的比例也将越来越大。据中国氢能联盟预测，到2030年代，预计全国氢气需求约3500万吨，绿氢占比约5%，2020-2030年绿氢需求CAGR约为10%；到2060年代，氢气需求约6000万吨，绿氢占比约70%，2030-2060年绿氢需求CAGR约为11%。中游储运环节，储氢瓶的需求将快速提升，据GGII预测，到2030年将达到约224万支，2020-2030年CAGR约为61%。加注环节，国内加氢站建设热度不减，据香橙会预测，2030年全国将建成926座加氢站，2020-2030年CAGR约为51%。下游燃料电池汽车推广方面，据中国汽车工程学会，预计2030年我国氢燃料电池汽车保有量将达到100万辆左右，2020-2030年CAGR约为58%。氢冶金方面，预计未来钢铁行业氢气需求将不断增加，据张真等学者，2030年有望达到约259万吨，2060年有望超980万吨，长期内增速约为5%。0102030405060708050100150250300运输成本（元/kg）运输距离（km）电解水制氢甲醇重整制氢天然气重整制氢煤气化制氢工业副产氢行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明44图87：关键信息一览资料来源：Wind，GGII，澎湃新闻，夏EV网，21财经，中国能源网，香橙会，中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，IEA.TechnologyRoadmapHydrogenandFuelCells，中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告2020》，韩笑《全球氢能产业政策现状与前景展望》，中国氢能联盟《中国氢能源与燃料电池产业发展研究报告》，中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，罗兰贝格《中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书》，曹军文等《中国制氢技术的发展现状》，李妍等《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，张真等《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，氢能源与燃料电池微信公众号，宝丰能源公司公告，明天氢能官网，天风证券研究所5.相关标的目前化工企业在氢能产业中的布局大多集中在上游制氢和提纯方面，对应下游领域多为传统化工，但也有少数企业已开始着布局绿氢、燃料电池材料和加氢站等新兴产业。表38：化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）公司名称证券代码布局领域具体内容英力特000635.SZ制氢，工业副产氢按21万吨烧碱产能测算，自产氢气约5250吨/年诚志股份000990.SZ制氢；加氢站公司目前产出的氢气纯度为99.99%，提纯后纯度可达99.9999%，可用于氢能源汽车及相关电子产品的电子级使用需求；加氢站正在建设中。昌化工002274.SZ加氢站；燃料电池系统；氢能重卡张家港25辆公交大巴完成交付，搭载公司HCEA70型氢燃料电池发动机；公司自建加氢站项目规模为500kg/d、35MPa，已安排试生产、达到预定可使用状态；公司预计2022年上半年交付10辆氢能重卡。凯美特气002549.SZ制氢，提纯安庆凯美特、长岭凯美特、海凯美特和福建凯美特现分别拥有氢气年产能3214万标方、4760吨、10720吨、1852.8万标方。龙佰集团002601.SZ制氢，工业副产氢年副产氢气超1亿方。卫星化学002648.SZ制氢，工业副产氢目前公司PDH装置副产氢气约7.2万吨/年，连云港石化副产氢气约7万吨/年。和远气体002971.SZ制氢，提纯公司现有氢气产能1440万标方/年，潜江电子特气产业园项目在建氢气产能3.2亿标方/年，预计2022年6月完工转固。美联新材300586.SZ氢能源发电站公司建有全球首台（套）2兆瓦的氢能源发电站。恒光股份301118.SZ制氢，工业副产氢公司2021年氢气业务实现营业收入约2547.95万元，占营收比重为2.73%。金发科技600143.SH制氢，工业副产氢，提纯宁波金发目前PDH装置副产氢2.5万吨/年，现有项目建设和收购完成后，预计将增至10万吨/年；氢能综合利用项目正在建设中，预计2022年底建成8000万标方/年的PSA氢气提纯装置和6400万标方/年的高纯氢气装装置。亿利洁能600277.SH制氢，工业副产氢公司年工业副产氢超6亿标方/年。宝丰能源600989.SH制氢，电解水制氢公司太阳能电解制氢储能及应用示范项目拥有电解水制氢产能3万标方/小时。金宏气体688106.SH制氢，提纯；加氢站在氢气制备方面，公司现有氢气年产能6860万方/年，规划产能超1亿标方/年，并于2022年初成立拉尔公司研发水电解制氢设备；在氢气储运方面，公司2022年初与嘉兴氢能合作，尾气提供氢能物流服务；在氢能应用方面，公司为14加氢站汽车内部撬装站供应高纯氢气。富淼科技688350.SH制氢，天然气制氢公司拥有低消耗天然气制氢技术，目前主要向飞翔化工集中区内的尔维和阿科玛供应氢气。建龙微纳688357.SH制氢，提纯公司“9000吨高效制氢、制氧分子筛生产线”已实现连续稳定生产，达产行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明45后公司将成为国内少数具备万吨制氢分子筛材料产能的企业；2021年度公司制氢分子筛业务占公司营收的8.46%，营收同比增长约43.88%。金博股份688598.SH制氢，提纯公司正进行5000立方/小时尾气处理产能建设，项目完成后，每小时可产3000立方氢气、每小时回收1000立方天然气，预计2022年年底投产；同时公司在研项目包括“碳纤维气瓶缠绕技术”、“间歇式碳纸原纸的制备与关键技术开发”等。东岳集团0189.HK电解水制氢膜，质子交换膜公司电解水制氢膜等项目获得国家重点支持，控股公司未来氢能主营业务包括氢燃料电池质子交换膜及相关配套含氟功能材料的开发与生产。万润股份002643.SZ质子交换膜公司控股子公司九目化学股份有限公司已开展“无氟高稳定支状多元嵌段式燃料电池质子膜材料项目”，目前正在积极推进产品开发工作。东材科技601208.SH质子交换膜2021年9月公布年产50万平方米质子交换膜项目，公司预计2023年一季度建成投产凯立新材688269.SH氢燃料电池用催化剂氢燃料电池用催化剂处于中试放大，部分型号可量试产阶段，尚未进入市场推广阶段。中自科技688737.SH氢燃料电池用催化剂氢燃料电池用铂碳催化剂已实现百克级的制备工艺技术开发，将于2022年形成公斤级量生产能力。公司也是我国首家进入国际氢能委员会的催化剂生产商，并参与“十”国家重点研发计划“高性能/抗中毒车用燃料电池催化剂的合成技术与量制备”的合金催化剂的开发，其也将在2022年形成百克级中试生产能力，2023年形成公斤级的量生产能力，同时公司将完成固态氧化物燃料电池（SOFC）单电池中试生产线的建设。资料来源：各公司公告，互动易，未来氢能官网，天风证券研究所非化工企业则在氢能产业中的布局则涉及制氢、储运、加注及应用等多方面。其中，氢能制取及制氢/提纯设备、加氢站建设及加氢设备为各公司抢布局的业务；应用方面则已有公司布局氢能源客车、自行车、无人机等业务，配套的燃料电池系统业务也有诸多公司布局。我们观察到，当前加氢站的建设、运营主体与加油站并不相同，除了传统的能源公司参与加氢站业务，一些装备制造公司、工业气体公司也已参与进来；另外，当前上市公司在氢能产业上的布局不少为示范项目，距离真正实现商业化运营可能还有一段距离。表39：非化工企业在氢能产业中的布局（不完全梳理）公司名称证券代码布局领域具体内容电重工601226.SH制氢，燃料电池系统电解水制氢装置生产氢气纯度大于99.99%。佛燃能源002911.SZ制氢，加氢站，氢能装备加氢制氢一体化站设计的天然气制氢能力为500Nm³/h，电解水制氢能力为50Nm³/h。成功研发250Nm³/h的撬装天然气制氢设备。美锦能源000723.SZ制氢，加氢站，氢能重卡，燃料电池汽车，燃料电池系统2017年公司旗下拥有新能源商用车整车年产能1万台。截至2022年4月，公司生产焦炭产生的副产品焦炉煤气可提取氢气6.4万吨/年，另有8座加氢站投运。公司目前已形成“膜电极MEA-氢燃料电池电堆-氢燃料电池动力系统总成-整车制造+加氢站”比较完整的产业链。深圳能源000027.SZ制氢，加氢站，加注现有制氢能力1000Nm³/h，日加氢能力约700千克瀚蓝环境600323.SH制氢，加氢站在佛山市海区投资建设5座加氢站。新奥股份600803.SH制氢，加氢站电解水制氢规模为2000标方/小时，纯度高达99.999%，日产氢量达4吨。辽宁制氢厂为药化行业客户提供1200万方/年的氢气供应。吉电股份000875.SZ制氢PEM制氢项目制氢能力为2×200Nm³/h。北京科锐002350.SZ制氢实现1MW/2.5MW/5MW标准光伏制氢电源系统。昊科技600378.SH制氢公司是全球大PSA技术服务供应商之一，拥有国内外建成的1000余套（截止2019年）制氢和提氢装置的经验积累。上海石化600688.SH制氢截至2021年，氢气产能约23万吨/年。国电电力600795.SH制氢建成大规模可再生能源制氢示范工程。新天绿能600956.SH制氢崇礼风电制氢100MW。隆基绿能601012.SH制氢制氢设备已于2021年底初步形成了500MW碱性水电解槽的年产能交付能力。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明46潍柴动力000338.SZ燃料电池系统装配潍柴氢燃料电池发动机的车辆累计行驶里程超过1500万公里，产品寿命可达3万小时；氢燃料电池产品覆盖50-200kW，最高效率可达62%，电堆体积功率密度可达4kW/L，可实现-34℃低温启动大洋电机002249.SZ燃料电池系统拥有3000套氢燃料电池系统的生产能力。雪人股份002639.SZ燃料电池系统已有搭载公司研发的氢燃料电池系统的商用车型投入运营。雄韬股份002733.SZ燃料电池系统公司燃料电池发动机系统涵盖VISH和VISTAH两系列，功率覆盖52-130kW，已匹配20款燃料电池客车、49款燃料电池卡车/底盘和5款工程机械领域应用车型进入工信部公告目录，现有包括公交、重卡、物流合计240辆燃料电池车已投入示范运营，运营里程超过1000万公里。金通灵300091.SZ燃料电池系统氢燃料电池压缩机相关生产线预计2022年实现量产。欣锐科技300745.SZ燃料电池系统氢能与燃料电池版块业务收入主要来源于燃料电池的配套DCF系列产品，配套客户包含捷氢科技。亿通688339.SH燃料电池系统2021年，燃料电池系统收入同比增加3.63%。公司完成了两款新一代高功率燃料电池系统产品G120和G80Pro的研发，于2021年底发布了额定功率达到240kW的燃料电池系统产品。福龙马603686.SH燃料电池汽车公司产品主要为用于城乡环卫作业的氢能源汽车。杭叉集团603298.SH燃料电池叉车2021年完成百台氢燃料电池叉车的正式交付。科威尔688551.SH燃料电池测试系统公司在用氢环节围绕燃料电池各系统的可性展开测试，测试对象涵盖零部件、各功率登记的电堆和发动机系统等；在制氢环节，公司PEM电解槽测试系统推出市场、研发碱性电解槽测试产品。石化机械000852.SZ氢气压缩机完成90MPa氢气压缩机样机。中材科技002080.SZ氢气瓶研发165L及320L燃料电池氢气瓶，开发取证燃料电池车用及无人机用35MPa氢气瓶23种规格。永安行603776.SH氢能自行车，燃料电池系统永安行1000辆“氢动车系统”正式投运，成为行业内首大规模量产运营的氢动力系统。江苏神通002438.SZ氢能装备主要产品是70-90兆帕的高压氢用阀门。纵横股份688070.SH氢动力无人机公司拥有最大起飞重量7-100kg级别的8大系列垂直起降固定翼无人机平台，载荷0.8-20kg，航时1-10小时。杭氧股份002430.SZ加氢站，提纯新建一套4000Nm³/h氢气提纯装置及一座6000KG/天加氢站。具备一氧化碳/氢分离技术和相关设备制造能力，以及氢膨胀机、液氢阀门等制造能力。嘉化能源600273.SH加氢站，工业副产氢公司拥有氯碱副产氢气产能约0.8万吨，已正式运营两座日加注能力1000kg的加氢站。东能源002221.SZ加氢站，工业副产氢氢供应能力达7.5万吨/年，规划装置建成后年产35万吨。运营一座8000m³/h的氢气装站和一座1000kg/12h的加氢站。中油资本000617.SZ加氢站参与福田加氢站合作。科融环境300152.SZ加氢站完成经济型固定加氢站的建设。滨化股份601678.SH工业副产氢，提纯每年副产氢气约1.8万吨。子公司可以对副产氢气进行净化提纯。航锦科技000818.SZ工业副产氢3000Nm³/h高纯氢气压缩综合利用项目已于2021年投产。金能科技603113.SH工业副产氢青岛一期项目建成90万吨/年丙烷脱氢装置。中集集团000039.SZ储氢，制氢，加注，氢能装备，运氢制氢方面，公司与鞍钢合作启动焦炉煤气联产制氢；中游储运方面，公司拥有液氢储罐、液氢运输车等核心装备的研发和生产能力。公司为北京冬奥会及冬残奥会提供了30多台氢气管束式集装箱和10多台50MPa储氢瓶组等氢能装备。鸿达兴业002002.SZ储氢，制氢，加氢站拥有气态、固态、液态种储氢方式的技术。加氢站日加注能力1000kg，加注压力35MPa，并预留未来70MPa加注能力发展空间。兰石重装603169.SH储氢，制氢，加氢站完成盘锦浩业20万Nm³/h煤制氢装置，榆林秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，加氢站微通道换热器研制。厚普股份300471.SZ储氢，加氢站，加注公司及参股公司承建了多加氢站项目；由公司自主研发的加氢核心设备100MPa氢气质量流量计、70MPa加氢机、70MPa加氢枪已成功推向市场，打破国际垄断。京城股份600860.SH储氢公司生产的70MPa高压铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶（储氢气瓶）已量应用于氢燃料电池汽车、燃料电池备用电源领域。亚普股份603013.SH车载氢系统公司自主研发的35MPa车载氢系统已在成渝地区示范运营；70MPa车载氢系统已取得某主机厂量订单。贵研铂业600459.SH氢燃料电池用催化剂公司氢燃料电池催化剂目前处于实验室阶段，尚没有商业化产品，相关样品正处于市场和客户的验证阶段。行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明47环集团300408.SZ燃料电池系统公司目前主要布局固体氧化物燃料电池（SOFC），已成为全球SOFC电解质隔膜、SOFC单电池的主要供应商。资料来源：各公司公告，互动易，天风证券研究所图88：上市公司在氢能产业的布局情况（不完全梳理）资料来源：各上市公司公告，互动易，未来氢能官网，天风证券研究所6.风险提示政策背景发生变化。氢能产业目前处于发展早期，政策驱动较为明显，若相关政策支持方向或力度发生改变，可能造成氢能产业未来发展与当前预期不符；相关工艺技术研发进度缓慢。国内氢能产业相关技术水平与国际领水平尚有差距，如果不能及时完善相关工艺技术体系，或将拉大与国外的差距，产业发展滞缓；市场推广进度不及预期。氢能虽已经有诸多设想中的应用场景，但目前国内还没有在新的应用领域实现商业化，后续推广进度可能不及预期。测算结果偏差风险。本文对氢能产业链各环节氢气成本及相关需求的测算基于一定前提假设，存在假设条件不成立、产业实际情况大幅变动等因素而致测算结果出现偏差的风险。氢能制取工业副产氢英力特龙佰集团卫星化学和远气体恒光股份金发科技亿利洁能电解水制氢宝丰能源化石能源制氢富淼科技氢气提纯凯美特气金宏气体建龙微纳金博股份氢能应用燃料电池系统昌化工氢能源发电美联新材电重工氢能储运、加注加氢站佛燃能源氢燃料电池汽车全产业链布局中国石油、中国石化、美锦能源、中集集团深圳能源瀚蓝环境新奥股份吉电股份北京科锐昊科技上海石化国电电力新天绿能隆基绿能潍柴动力大洋电机雪人股份雄韬股份金通灵亿通福龙马杭叉集团科威尔石化机械储氢瓶中材科技京城股份永安行氢用阀门江苏神通纵横股份氢动力无人机杭氧股份杭氧股份嘉化能源东能源中油资本科融环境滨化股份滨化股份上海石化航锦科技金能科技储氢系统鸿达兴业鸿达兴业兰石重装厚普股份亚普股份质子交换膜东岳集团凯立新材氢燃料电池催化剂万润股份东材科技中自科技贵研铂业行业报告行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明48分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们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能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的人看法。我们所得报酬的何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“天风证券”）。未经天风证券事书面授权，不得以何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为天风证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，天风证券不因收件人收到本报告而视其为天风证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可的已公开资料，但天风证券对这些信息的准确性及完整性不作何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在何时候均不构成对何人的人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，天风证券及/或其关联人员均不承担何法律责。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，天风证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。天风证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。天风证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。天风证券的资产管理部门、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的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，天风证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到天风证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明类别说明评级体系股票投资评级自报告日后的6月内，相对同期沪深300指数的涨跌幅行业投资评级自报告日后的6月内，相对同期沪深300指数的涨跌幅买入预期股价相对收益20%以上增持预期股价相对收益10%-20%持有预期股价相对收益-10%-10%卖出预期股价相对收益-10%以下强于大市预期行业指数涨幅5%以上中性预期行业指数涨幅-5%-5%弱于大市预期行业指数涨幅-5%以下天风证券研究北京海口上海深圳北京市城区佟麟阁路36号邮编：100031邮箱：research@tfzq.com海省海口市美兰区国兴大道3号互联网金融大厦A栋23层2301房邮编：570102电话：(0898)-65365390邮箱：research@tfzq.com上海市虹口区北外滩国际客运中心6号楼4层邮编：200086电话：(8621)-65055515传真：(8621)-61069806邮箱：research@tfzq.com深圳市福田区益田路5033号平安金融中心71楼邮编：518000电话：(86755)-23915663传真：(86755)-82571995邮箱：research@tfzq.com