敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2022年3月22日行业研究万亿蓝海市场，氢能未来可期——能源结构转型系列报告之氢能基础化工碳中和推动能源转型，氢能或成万亿蓝海市场。氢能作为一种清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活的绿色能源，被誉为21世纪的“终极能源”。发展氢能产业是我国实现“双碳”目标的必经之路，国家对发展氢能持积极态度，21年以来氢能相关的支持政策频繁出台，行业有望在政策催化下迎来高景气，成长可期。我们对氢能供应端市场规模进行测算，到2050年我国氢能供应端市场规模达到13027亿元，制氢端市场规模可观，氢能产业发展迎来新机遇。制氢路径差异大，短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产量约3342万吨，为世界第一制氢大国。煤制氢是首要的制氢方式，占比约64%；其次为工业副产氢和天然气制氢，分别占比21%、14%。1）现阶段我国煤制氢成本低于天然气制氢，但天然气制氢成本下降空间更大。未来CCUS成本叠加或将缩小天然气制氢与煤制氢的成本差距。CCUS技术有望持续降本，叠加CCUS技术的天然气制氢和煤制氢路线成本或将持续下降。2）工业副产氢制氢技术成熟且成本低廉，其中丙烷脱氢和乙烷裂解副产制氢纯度高，释放氢气供给的潜力大，可作为我国氢能发展初期的重要氢源。3）根据中国氢能联盟预测，预计到2060年我国可再生能源制氢产量将提升至1亿吨，占2060年氢气年度总需求的77%。随着大规模的风电、光伏可再生能源发电成本下降，可再生能源制氢发展将迎来突破。根据中国氢能联盟预测，2030年，可再生能源电解水制氢成本将低至15元/kg，具备与配套CCUS的煤制氢竞争的条件，未来电解水制氢竞争力凸显。氢能应用场景广泛，燃料电池汽车为短中期氢能需求主要增量。根据中国氢能联盟预测，在2060年“碳中和”情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右。作为氢能发展利用的关键环节，我国加氢站进入快速发展阶段，有望在2050年达到千亿市场规模，规模化和设备国产化可推动加氢站降本。目前全球氢燃料电池汽车发展迅速，我国在全球燃料电池客车和商用车细分市场占据主导地位，未来随着燃料电池系统技术成熟以及成本下降，氢燃料电池重卡和乘用车规模有望快速扩大，可发挥氢燃料电池在长距离、重载领域的优势。投资建议：氢能产业链所涉及的环节和应用场景众多，发展空间广阔，未来有望成为万亿级市场。建议关注布局煤制氢企业：中国石化；建议关注布局工业副产氢企业：中国石油、卫星化学、宝丰能源、东华能源、九丰能源、中国旭阳集团；建议关注布局电解水制氢企业：宝丰能源；建议关注布局加氢站及加氢装置企业：中国石化、中国石油、卫星化学、镇海股份、泰山石油。风险分析：可再生能源发电成本下降不及预期；政策落地不及预期；关键技术突破不及预期。增持（维持）作者分析师：赵乃迪执业证书编号：S0930517050005010-57378026zhaond@ebscn.com联系人：蔡嘉豪021-52523800caijiahao@ebscn.com行业与沪深300指数对比图-25%-9%7%24%40%02/2105/2108/2112/21基础化工沪深300资料来源：Wind相关研报碳中和驱动第三次能源转型，“大宗之王”战略地位仍将稳定——能源结构转型系列报告之原油（2022-03-01）要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告基础化工投资聚焦研究背景自2015年《巴黎气候协定》签署以来，碳中和逐渐成为全球共识。2020年9月22日，习近平主席在第75届联合国大会中首次明确了我国碳中和目标，我国力争于2030年前达到碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和。在“双碳”目标驱使下，能源变革时代正式来临。在此背景下，我们通过一系列能源转型报告分析我国能源转型期间传统能源的地位和供需格局，以及氢能、风能等新能源在能源变革终局的发展空间。氢能是碳中和的重点方向之一，其具有清洁低碳、能量密度高、来源多样、应用场景丰富等优点，将在能源结构转型中发挥重要作用，成为碳中和时代的主导能源。21年以来我国氢能相关的支持政策频繁出台，市场对氢能行业的关注度持续提升。聚焦当下，中国的氢能产业依然处于发展初期，判断未来氢能行业的发展趋势，需要在当前时点阐明以下问题：1）碳中和背景下，氢能行业发展空间如何？从总量来看，根据中国氢能联盟预测，在2060年“碳中和”情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右。氢能需求的增长，势必带来供应端的发展，我们对氢能供应端市场规模进行测算，预计到2050年我国氢能供应端市场规模将达到13027亿元，制氢端市场规模可观，氢能产业发展迎来新机遇。2）我国当前的氢气供给现状及未来发展趋势如何？煤制氢是我国最主要的制氢方式，其次是工业副产氢和天然气制氢。短中期内化石能源制氢和工业副产氢仍将是我国氢气供给的主要来源，未来随着大规模的风电、光伏可再生能源发电成本下降，可再生能源制氢降本空间大，发展潜力巨大。我们的创新之处我们分析了氢能在能源变革终局的发展空间，对氢能供应端市场规模进行测算，2050年我国平均制氢成本有望达到12.37元/kg，氢能供应端市场规模有望达到13027亿元，行业有望在政策催化下迎来高景气度，未来发展空间广阔。具体从前端氢源的角度对国内的制氢路线进行探讨，重点分析了不同制氢路线的发展现状及未来趋势，探讨不同制氢路线未来降本空间，梳理布局各制氢路线的化工企业制氢产能。我们认为短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源，未来随着大规模的风电、光伏可再生能源发电成本下降，可再生能源制氢发展将迎来突破。投资观点氢能产业链所涉及的环节和应用场景众多，发展空间广阔，未来有望成为万亿级市场。在“碳达峰、碳中和”目标的推动下，我国氢能产业发展正步入快车道，多个省市发布氢能产业规划，加快布局氢能源产业。短时间内，煤制氢和工业副产氢仍将是主流制氢方式，目前，国内加氢站也进入快速建设阶段，随着中国氢能源汽车保有量的快速增长以及加氢设施需求的提升，加氢站有望在2050年达到千亿级市场规模，发展空间巨大。建议关注布局煤制氢企业：中国石化；建议关注布局工业副产氢企业：中国石油、卫星化学、宝丰能源、东华能源、九丰能源、中国旭阳集团；建议关注布局电解水制氢企业：宝丰能源；建议关注布局加氢站及加氢装置企业：中国石化、中国石油、卫星化学、镇海股份、泰山石油。oPqNnNuMoNmRxOpPpQnOnO7NcM9PpNqQsQtRlOrRoNkPoMpM9PnMmRuOrNwPwMnRoN敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告基础化工目录1、碳中和推动能源转型，氢能或成万亿蓝海市场..................................................................61.1、氢能：清洁低碳的绿色能源...................................................................................................................61.2、政策体系逐渐明朗，氢能产业发展迎来新格局......................................................................................71.3、碳中和推动需求增长，氢能有望迎来万亿级市场空间...........................................................................92、短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源..................................102.1、制氢路径差异大，化石能源制氢仍占主导地位....................................................................................102.2、化石能源制氢：利用CCUS技术生产“蓝氢”是未来发展趋势..............................................................112.3、工业副产氢：低成本、分布式氢源......................................................................................................132.4、电解水制氢：发展潜力巨大，是未来发展方向....................................................................................152.5、企业布局加快，彰显氢能市场发展前景...............................................................................................173、氢能高压气态储运占主导，发展非气态储运是大规模运输的前提......................................183.1、高压气态运输应用最广泛，液氢和管道运输适用长距离运输..............................................................183.2、液氢运输未来降本空间大.....................................................................................................................194、氢的应用：氢燃料电池汽车是氢能发展初期的重点突破方向.............................................194.1、加氢站进入快速发展阶段.....................................................................................................................204.2、氢燃料电池汽车：短中期氢能需求的主要增量....................................................................................225、投资建议.........................................................................................................................235.1、中国石化：打造中国第一氢能公司......................................................................................................245.2、中国石油：积极布局氢能业务，为“绿色冬奥”提供清洁能源服务.......................................................245.3、卫星化学：位居前列的PDH生产企业，副产高纯度氢气....................................................................255.4、宝丰能源：“绿氢”示范项目领跑行业...................................................................................................255.5、东华能源：看好公司PDH产能持续扩张带来的高成长性....................................................................265.6、九丰能源：积极开展氢能产业布局，公司发展未来可期.....................................................................265.7、中国旭阳集团：焦化龙头企业加速布局氢能产业................................................................................275.8、镇海股份：加氢装置设计优势突出，公司有望率先受益.....................................................................275.9、泰山石油：签署多项氢能源项目..........................................................................................................286、风险分析.........................................................................................................................29敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告基础化工图目录图1：氢能产业链结构........................................................................................................................................7图2：2020-2060年我国氢能需求量预测.............................................................................................................9图3：2020年全球制氢量占比..........................................................................................................................10图4：2019年中国制氢量占比..........................................................................................................................10图5：CCUS技术成本（元/kgCO2）.................................................................................................................12图6：叠加CCUS技术的天然气制氢和煤制氢成本趋势（元/kg）...................................................................12图7：2020-2050中国氢气供给结构预测...........................................................................................................16图8：2013-2020年我国光伏、风电累计装机容量............................................................................................17图9：我国光伏、风力发电成本趋势................................................................................................................17图10：2021年我国企业制氢业务产能..............................................................................................................18图11：液氢储运未来运输成本（元/kg,运输距离500km）...............................................................................19图12：2019年我国各领域氢气需求量占比......................................................................................................20图13：2060年我国各领域氢气需求量占比......................................................................................................20图14：2016-2035中国加氢站数量（座）.........................................................................................................20图15：中国加氢站市场规模预测（亿元）.......................................................................................................20图16：2020年我国外供高压气氢加氢站成本结构...........................................................................................21图17：规模化带动加氢站成本下降..................................................................................................................21图18：2017-2021H1全球燃料电池电动汽车保有量（辆）..............................................................................22图19：2017-2020年全球燃料电池电动汽车各类型存量（辆）........................................................................22图20：2016-2020年我国氢燃料电池汽车销量和保有量（辆）........................................................................23图21：2019年国内氢能燃料电池汽车量分布格局...........................................................................................23表目录表1：氢的物理性质............................................................................................................................................6表2：氢气的分类与特点.....................................................................................................................................6表3：国家氢能产业相关政策.............................................................................................................................7表4：部分地方政府氢能相关政策统计...............................................................................................................8表5：我国氢能供应端市场规模测算..................................................................................................................9表6：不同制氢路线成本对比...........................................................................................................................11表7：天然气制氢与煤制氢成本测算（2020年）.............................................................................................12表8：截至2021年我国煤制氢项目不完全统计................................................................................................12表9：工业副产氢生产方式及原理....................................................................................................................13表10：不同路线副产氢对比（2020年）..........................................................................................................14表11：截至2021年我国已有PDH装置不完全统计.........................................................................................14表12：我国乙烷裂解项目统计.........................................................................................................................14表13：截至2021年我国工业副产氢项目不完全统计.......................................................................................15表14：可再生能源制氢量预测.........................................................................................................................16表15：电解水制氢主要技术路线性能特点对比................................................................................................16敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告基础化工表16：我国部分企业制氢未来业务规划...........................................................................................................17表17：不同氢气储运方案的特点......................................................................................................................18表18：布局加氢站的企业.................................................................................................................................21表19：中国燃料电池系统及储氢系统价格的下降潜力.....................................................................................23敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告基础化工1、碳中和推动能源转型，氢能或成万亿蓝海市场1.1、氢能：清洁低碳的绿色能源氢能作为一种清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活的绿色能源，被誉为21世纪的“终极能源”。1）清洁低碳：与传统的化石燃料不同，氢气和氧气可以通过燃烧产生热能，也可以通过燃料电池转化成电能；而在氢转化成电和热的过程中，只产生水，并不产生温室气体或细粉尘。2）热值高：其热值可达到120MJ/kg，是同质量化石燃料的3倍。3）来源多样：氢可以通过化石燃料、电解水、核能、光催化等多种方式制取。4）储运灵活：氢可以以气态、液态或固态的金属氢化物等形态出现，能适应不同场景的要求。表1：氢的物理性质物理性质氢对比其他化石能源密度（气态）0.089kg/m³（0℃，1bar）天然气的十分之一密度（液态）70.79kg/m³（-253℃，1bar）天然气的六分之一沸点-252.75℃（1bar）比液化天然气低90°单位质量所含能量120.1MJ/kg汽油的三倍自燃温度585℃汽油为220℃资料来源：国际能源署，光大证券研究所整理根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，可将氢分为灰氢、蓝氢、绿氢。灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在制氢过程中增加CCUS（CarbonCapture，UtilizationandStorage）碳捕捉、利用与储存技术产生的氢气。绿氢是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源制备出的氢气，制氢过程完全没有碳排放。根据2020年中国氢能联盟发布的《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准与评价》，制取单位氢气温室气体排放量≤14.51kgCO2eq/kgH2的氢气为低碳氢，制取单位氢气温室气体排放量≤4.9kgCO2eq/kgH2的氢气为清洁氢，可再生氢在温室气体排放量≤4.9kgCO2eq/kgH2的基础上同时要求制氢能源为可再生能源。即可再生氢、清洁氢与通俗意义上的“绿氢”相当，低碳氢与“蓝氢”相当。表2：氢气的分类与特点类别时期特点灰氢早期阶段（2020-2030）碳基能源制取，可近似理解为工业副产氢，单个装置规模难以实现较为经济的碳捕捉、利用和封存蓝氢中期过渡阶段（2025-2035）碳基能源制取结合二氧化碳捕捉、利用与封存。通过大规模煤炭、天然气制氢，可以较为经济地实现CCUS绿氢最终目标（2030-2050）可再生能源、核能电解水制取，实现全过程100%绿色，为终端部门深度脱碳奠定基础资料来源：国际新能源网，光大证券研究所整理氢能产业链所涉及的环节和应用场景众多，发展空间广阔。氢能产业链包括上游氢能制取、中游氢能储存运输、下游交通领域&储能领域&工业领域应用等。其中上游制氢包括化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢等；储运环节分为液氢储运、高压储运、固态储运、有机液态储运。氢能的下游利用领域广阔，包括交通运输、储能、工业应用等。其中交通领域是氢能行业发展初期的重要突破口，氢能燃料电池车发展前景可期。敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告基础化工图1：氢能产业链结构资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理1.2、政策体系逐渐明朗，氢能产业发展迎来新格局国家政策陆续出台，引导氢能产业健康发展。氢能及燃料电池的发展关系到我国能源发展战略、生态文明建设以及战略性新兴产业布局。2019年氢能源首次被写入《政府工作报告》，政府工作任务中明确将推动充电、加氢等设施建设。2021年国务院在《“十四五”规划及2035年远景目标纲要》中提到，在包括氢能与储能在内的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。2021年底，《“十四五”工业绿色发展规划》出台，对加快氢能技术创新和基础设施建设、开展可再生能源电解制氢、鼓励氢能等替代能源在化工领域的应用、开展绿氢装备基础研究等方面做出规划。国家对发展氢能持积极态度，相关政策密集出台，氢能产业链有望迎来高速发展期。表3：国家氢能产业相关政策时间文件主要内容2019年3月《政府工作报告》继续执行新能源汽车购置优惠政策，推动充电、加氢等设施建设。2019年底《能源统计报表制度》首度将氢气纳入2020年能源统计。2020年5月《2020年国民经济和社会发展计划》制定国家氢能产业发展战略规划。支持新能源汽车、储能产业发展，推动智能汽车创新发展战略实施。2020年6月《2020年能源工作指导意见》制定实施氢能产业发展规划，稳妥有序推进能源关键技术装备攻关，推动储能、氢能技术进步与产业发展。2021年3月《“十四五”规划及2035年远景目标纲要》在包括氢能与储能在内的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。2021年4月《关于实施四项新能源汽车国家标准的通知》将新发布的GB/T26779-2021《燃料电池电动汽车加氢口》及其他三项标准列为新能源汽车产品准入专项检验项目的依据标准。2021年4月《2021年能源工作指导意见》加强氢能、风电、储能等能源技术创新合作的同时，结合氢能、储能与能源融合发展等新兴领域增设若干创新平台，并开展氢能产业试点示范，大力推动氢能产业的创新与发展。2021年8月《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》明确了燃料电池示范应用城市群名单和示范应用期的补贴执行规则、条件等要素。2021年9月《关于发布国家重点研发计划“氢能技术”重点专项2021年度定向项目申报指南的通知》2021年拟在“氢进万家”综合示范技术方向，启动1个定向项目，拟安排国拨经费1.5亿元。应用示范总体要求包括：3000辆及以上燃料电池汽车、15座及以上加氢站示范运行，车辆累计运行里程不低于1亿公里、氢气敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告基础化工使用量不低于1万吨、燃料电池热电联供的氢气使用量不低于1万吨等。2021年11月《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站。稳步构建氢能产业体系，完善氢能制、储、输、用一体化布局，结合工业、交通等领域典型用能场景，积极部署产业链示范项目等。2021年12月《“十四五”工业绿色发展规划》加快氢能技术创新和基础设施建设；开展可再生能源电解制氢示范工程；鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用等。资料来源：国务院，国家能源局，财政部，工业和信息化部，科技部，光大证券研究所整理各省市政策目标明确，“十四五”期间加码燃料电池汽车和加氢站布局。地方政府对于氢能产业布局具有较高的积极性，自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等16个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。表4：部分地方政府氢能相关政策统计日期省份政策文件相关内容2020年1月天津《天津市氢能产业发展行动方案（2020-2022年）》到2022年，力争建成至少10座加氢站、打造3个氢燃料电池车辆推广应用试点示范区，重点在交通领域推广应用，累计推广使用物流车、叉车、公交车等氢燃料电池车辆1000辆以上。2020年3月重庆《重庆市氢燃料电池产业发展指导意见》到2025年，全市氢燃料电池汽车相关企业超过80家，在示范推广层面，建成加氢站15座，在区域公交、物流等领域实现批量投放，氢燃料电池汽车运行规模力争达到1500辆。2020年5月宁夏《关于加快培育氢能产业发展的指导意见》到2025年，力争建成1座—2座日加氢能力500公斤及以上加氢站，布局建设氢能产业示范园区和服务平台，集聚氢能产业链企业，形成集群发展。2020年6月山东《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》2023年到2025年，为氢能产业加速发展期。氢能产业链条基本完备，累计推广燃料电池汽车10000辆，累计建成加氢站100座，氢能在电网调峰调频、风光发电制氢等领域应用逐步推广。2020年9月四川《四川省氢能产业发展规划（2021-2025年）》到2025年，燃料电池汽车（含重卡、中轻型物流、客车）应用规模达6000辆，氢能基础设施配套体系初步建立，建成多种类型加氢站60座。2020年10月北京《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》2025年前力争实现氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆、再新建加氢站37座（共计74座），氢燃料电池汽车全产业链累计产值突破240亿元。2020年11月上海《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》到2023年，规划加氢站接近100座并建成运行超过30座，形成产出规模约1000亿元，发展规模全国前列，推广燃料电池汽车接近10000辆。2021年7月内蒙古《内蒙古自治区促进氢能产业发展若干政策（试行）》2024-2025年氢能产业发展加速推进。绿氢制取能力达到50万吨/年，努力实现工业副产氢应用尽用，培育引进15-20家氢能相关核心企业，建成加氢站100座，累计推广燃料电池汽车10000辆以上。2021年7月河北《河北省氢能产业发展“十四五”规划》2022年，全省建成25座加氢站，燃料电池公交车、物流车等示范运行规模达到1000辆，重载汽车示范实现百辆级规模。2021年11月浙江《浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方案》到2025年，将规划建设加氢站50座，根据区域特点和用能需求，新建加氢站将优先布局环杭州湾、义甬舟两大“氢走廊”，因地制宜确定建设方案。2021年11月江苏《江苏省“十四五”新能源汽车产业发展规划》全省氢燃料电池汽车相关企业110余家，初步形成了涵盖上游氢气制备、储运，中游氢燃料电池系统及核心零部件，以及下游整车制造和加氢站建设运行等相对完整的产业链，累计投放氢燃料电池汽车300余辆，建成商业加氢站5座。2021年11月河南《河南省加快新能源汽车产业发展实施方案》加快氢燃料电池汽车产业布局。积极推进国家燃料电池汽车示范应用，郑州城市群建设建成并投入使用各类加氢站100座以上，实现重点应用区域全覆盖。2021年11月云南《云南省新能源汽车产业发展规划（2021-2025年）》跟踪并适度布局氢燃料汽车产业，通过示范应用推动氢燃料发动机、氢燃料电池基础材料等技术创新，探索在重点区域逐步布局加氢站。2021年12月广东《广东加快建设燃料电池车示范城市群行动计划2021-2025》（征求意见稿）到2025年，实现推广1万辆以上燃料电池汽车目标。广东年供氢超过10万吨，建成加氢站约200座，车用氢气终端售价降到30元/公斤以下，示范城市群产业链更加完善。2021年12月陕西《陕西省“十四五”制造业高质量发展规划》加快氢燃料电池关键材料与重点技术研发突破，大力发展氢燃料电堆、控制系统、质子交换膜等较为完备的氢燃料电池产业链，引导整车企业开展氢燃料汽车技术研发与推广应用，快速提升氢燃料电池汽车渗透率。2021年12月深圳《深圳市氢能产业发展规划（2021-2025年）》2025年，深圳将形成较为完备的氢能产业发展生态体系，建成氢能产业技术策源地、先进制造集聚高地、多场景应用示范基地，实现氢能商业化应用，氢能产业规模达到500亿元。资料来源：各地方政府官网，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告基础化工1.3、碳中和推动需求增长，氢能有望迎来万亿级市场空间根据中国氢能联盟的预测，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费需求量中占比约为5%，到2050年氢气需求量将达到9690万吨，2030-2050年均复合增长率为4.9%。在2060年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费需求量中占比约为20%，2030-2060氢气需求量年均复合增长率为4.3%。图2：2020-2060年我国氢能需求量预测资料来源：中国氢能联盟、中商产业研究院预测，光大证券研究所整理氢能产业快速发展，市场空间广阔。氢能作为一种来源广泛的二次能源，是推动传统能源顺利过渡到可再生能源的最佳互联媒介，能够促进工业、建筑、交通运输等产业大规模实现脱碳，是我国实现“双碳”目标的必经之路。我们对氢能供应端市场规模进行测算。核心假设：1）2030年及以后煤制氢和天然气制氢增加CCUS技术成本。2）电解水制氢以碱性电解水制氢成本为准，且随着可再生能源发电成本下降，电解水制氢成本下降；工业副产氢以焦炉煤气制氢成本为准。3）可再生能源制氢降本空间较大，根据中国氢能联盟预测，2025年，可再生能源电解水制氢成本有望降低至25元/kg氢气，彼时将具备与天然气制氢进行竞争的条件；2030年，可再生能源电解水制氢成本将低至15元/kg氢气。4）根据中国氢能联盟对中国氢气供给结构的预测，可再生能源制氢占比不断提升，2020年、2030年、2050年的占比分别为3%、15%、70%。5）目前行业仍处于发展初期；至2030年，氢能产业有望快速发展，行业成本不断下降，利润率有望提升；至2050年，氢能产业发展成熟，行业规模不断扩大，行业竞争激烈利润率下滑，因此假设2020/2030/2050年利润率分别为10%/15%/8%。综合来看，短期内由于绿氢、蓝氢的占比提升，制氢成本在2020-2030年有一定程度上的增长，但随着可再生能源制氢的发展，到2050年我国平均制氢成本有望达到12.37元/kg，氢能供应端市场规模达到13027亿元，制氢端市场规模可观，2020-2050年均复合增长率为3.9%。表5：我国氢能供应端市场规模测算年份202020302050各类制氢成本煤制氢（元/kg）9.4613.9712.78天然气制氢(元/kg)15.9018.2817.65敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告基础化工工业副产氢(元/kg)12.1012.1012.10可再生能源制氢(元/kg)27.0015.4012.00生物制氢等其他技术（元/kg）///供给结构预化石能源制氢78%60%20%工业副产氢21%23%/可再生能源制氢1%15%70%生物制氢等其他技术/2%10%平均氢气成本预测（加权成本，元/kg)11.1714.2212.37利润率10%15%8%平均氢气售价(元/kg)12.4116.7313.44氢气需求量（万吨）334237159690氢气供应端市场规模（亿元）4147621613027资料来源：中国氢能联盟，中商产业研究院，光大证券研究所测算注：各类制氢成本为《中国氢能产业发展报告2020》制氢成本取中值计算；测算供应端市场规模未考虑生物制氢等其他技术2、短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源2.1、制氢路径差异大，化石能源制氢仍占主导地位全球范围内化石能源制氢仍占主导地位，天然气制氢占比较高。氢的制取有多种方式，其中主要包括化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢。2020年，全球9000万吨的氢需求量几乎完全由化石能源制氢满足，其中天然气制氢占氢生产量的59%。根据IEA数据，化石能源制氢的主导地位使氢生产在2020年造成近9亿吨二氧化碳直接排放，占全球能源和工业二氧化碳排放量的2.5%。我国为世界第一制氢大国，煤制氢是首要制氢方式。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，为世界第一制氢大国。其中，煤制氢是最主要的制氢方式，产量达到2124万吨，占比约64%。其次为工业副产氢和天然气制氢，产量分别为708万吨和460万吨。电解水制氢产量约50万吨，占比1%。图3：2020年全球制氢量占比图4：2019年中国制氢量占比资料来源：国际能源署，光大证券研究所资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》（中国氢能联盟），光大证券研究所制氢路径差异大，短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源。不同制氢路径主要在能效、碳排放、经济性方面存在较大差异。这几敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告基础化工种制氢方式中，天然气制氢由于我国天然气资源紧缺、对外依存度较高以及定价等问题发展受限；煤制氢技术发展成熟，但污染物和碳排放强度高；电解水制氢基本可以实现零碳排放，但目前产量小。成本方面，目前煤制氢和工业副产氢的成本较低，根据2020年中国氢能产业发展报告，在煤价为200-1000元/吨时，煤制氢成本约为6.77-12.14元/kg；天然气价格为1-5元/Nm³时，天然气制氢成本为7.5-24.3元/kg；电解水制氢成本较高，电价为0.6元/kwh时，电解水制氢成本达到40元/kg。因此在电解水制氢发展初期，化石能源制氢和化工工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源。表6：不同制氢路线成本对比类别成本煤制氢未结合CCUS6.77-12.14元/kg结合CCUS10.16-18.21元/kg天然气制氢未结合CCUS7.5-24.3元/kg结合CCUS9.98-32.32元/kg工业副产氢烷烃脱氢14-20.16元/kg氯碱化工13.14-20.16元/kg合成氨醇14.56-22.4元/kg焦炉煤气9.3-14.9元/kg电解水制氢碱性电解9.2-40元/kgPEM电解20.5-48.5元/kg资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理注：结合CCUS技术的煤制氢和天然气制氢成本为光大证券研究所测算2.2、化石能源制氢：利用CCUS技术生产“蓝氢”是未来发展趋势化石能源制氢指的是煤炭、天然气、石油等制取氢气，其中煤制氢和天然气制氢的应用最广泛。煤制氢是目前我国工业大规模制氢的首选。煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，可获得高纯氢气。煤制氢历史悠久，由于其技术路线成熟稳定、制备成本较低，是我国各类制氢工艺路线中最具经济性和应用最广泛的路径，2019年我国煤制氢产量达到2124万吨，占我国氢气总产量的64%，是目前工业大规模制氢的首选方式。天然气制氢主要通过SMR(SteamMethaneReformer)甲烷蒸汽重整，在高温及催化剂存在的条件下，使甲烷与水蒸气发生反应生成合成气，广泛应用于生产炼厂氢气、纯氢、合成气和合成氨原料。2019年我国利用天然气制氢产量为460万吨，占我国氢气总产量14%。现阶段煤制氢成本低于天然气制氢，但天然气制氢成本下降空间更大，未来CCUS成本叠加或将缩小天然气制氢成本与煤制氢成本差距。根据2021年张轩等学者在《氢能供应链成本分析及建议》一文中的测算，在原料天然气到厂价为2.5元/Nm3，煤炭为600元/吨时，天然气制氢成本为12.8元/kg，煤制氢成本为10.96元/kg，煤制氢相对于天然气制氢成本优势突出。目前国内煤气化制氢企业已形成较大生产规模，未来降本空间小。中长期看，国内外天然气供需修复确定性强，未来天然气供需格局将趋于宽松，天然气价格也将呈现逐渐下降并最终维持在相对低位的合理均衡水平，因此我们认为我国天然气制氢成本下降弹性大，未来实际降本情况应关注天然气价格。无论天然气制氢还是煤制氢，生产过程中都伴随二氧化碳产生。根据IEA数据，煤制氢的单位碳排放量约为19kgCO2/kgH2，天然气制氢的单位碳排放量约为10kgCO2/kgH2。在目前的技术水平下（2020年），我们对结合CCUS技术的煤制氢和天然气制氢成本进行敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告基础化工测算，天然气制氢叠加CCUS技术成本后，成本达到17.02元/kg，而利用CCUS技术后煤制氢成本达到16.44元/kg，煤制氢相较于天然气制氢的成本优势缩小。表7：天然气制氢与煤制氢成本测算（2020年）项目成本天然气制氢煤制氢原料(煤炭/天然气)/元·Nm-30.8380.45氧气/元·Nm-3/0.21辅助材料/元·Nm-30.0140.043燃料动力能耗/元·Nm-30.1840.069直接工资/元·Nm-30.0120.012制造费用/元·Nm-30.0650.135财务及管理费/元·Nm-30·.0290.06体积成本（标准状态）/元·Nm-31.1420.979折算质量成本/元·kg-112.7910.96叠加CCUS技术/元·kg-117.0216.44资料来源：《氢能供应链成本分析及建议》（张轩等），光大证券研究所测算注：按原料天然气到厂价2.5元/Nm3，煤炭600元/吨测算CCUS技术有望持续降本，未来叠加CCUS技术的天然气制氢和煤制氢路线成本或将持续下降。在“双碳”目标下，通过CCUS技术所生产的“蓝氢”是未来的方向。但由于CCUS技术尚不成熟，国内除了几个示范项目外，尚未大规模推广。根据《中国氢能产业发展报告2020》中的CCUS技术的发展趋势和目标，2025年CO2捕集成本为0.15-0.4元/kg，2050年CO2捕集成本下降到0.11-0.24元/kg。因此，未来叠加CCUS技术的天然气制氢和煤制氢成本或将持续下降。图5：CCUS技术成本（元/kgCO2）图6：叠加CCUS技术的天然气制氢和煤制氢成本趋势（元/kg）资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理表8：截至2021年我国煤制氢项目不完全统计生产企业单位产能（Nm³/h）产能（万吨/年）制取类型国家能源集团有限责任公司/400煤制氢恒力石化50000039煤制氢浙江石油化工49420038煤制氢中海油惠州炼化二期27800021煤制氢盈德气体（湖北荆门）22000017煤制氢中石化茂名石化20000015煤制氢敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告基础化工盈德气体（河北石家庄）12600010煤制氢中石化南化12600010煤制氢中石化九江石化1000008煤制氢盈德气体（新疆克拉玛依）600005煤制氢金诚化工科技600005煤制氢安庆曙光化工490004煤制氢资料来源：百川盈孚，光大证券研究所整理注：年产能按生产时间24h360天计算2.3、工业副产氢：低成本、分布式氢源工业副产氢类型多样，助力资源利用效率提高。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。提纯利用其中的氢气既能提高资源利用效率和经济效益，同时在原有产业基础之上基本不会产生额外的污染以及碳排放。1）炼焦副产氢：焦炉煤气中混合的氢气，通过向高温焦炭喷淋水的方式给焦炭降温，高温焦炭与水发生水煤气化学反应释放大量氢气。2）氯碱副产氢：用电解饱和氯化钠溶液的方法来制取氢氧化钠、氯气和氢气。3）合成氨：以氢气为直接原料，在驰放气中含有大量未完全参与反应的氢气。4）丙烷脱氢：通过高温催化作用将丙烷中的氢脱离生成丙烯，过程中会副产大量纯度较高氢气。5）乙烷裂解：蒸汽裂解是生产乙烯最常用的方法，乙烷在750-850℃、150-350kPa条件下发生脱氢反应生成乙烯，并副产氢气。表9：工业副产氢生产方式及原理副产类别生产方式生产原理炼焦副产湿法熄焦冷水喷淋对焦炭降温高温水煤气反应氯碱副产电解法制碱及氯气电解饱和氯化钠溶液正电荷氧离子向阴极移动，氧气从阴极析出合成氨副产联醇法利用合成氨生产环节剩余氢气合成甲醇含氢驰放气进入合成氨生产环节轻烃利用丙烷脱氢循环流化床或同定床反应器中脱氢未反应氢气从尾气释放乙烷裂解蒸汽裂解在750-850℃、150-350kPa条件下发生脱氢反应生成乙烯，并副产氢气资料来源：《正本清源“副产氢”》（徐双庆等），光大证券研究所整理工业副产氢产能分布比较分散，整体上靠近能源负荷中心。焦化厂主要分布在华北、华东地区。较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市，合成氨醇企业主要分布在山东、山西、河南等省份。丙烷脱氢项目主要分布在华东及沿海地区。从目前来看，国内工业副产氢是燃料电池行业氢源的较优选择。国内氯碱、PDH和乙烷裂解行业集中在华东、华北等经济发达、人口稠密的能源负荷中心，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决周边区域的供氢和副产氢高效利用的问题。我国氯碱、炼焦等行业有大量工业副产氢资源，产业基础较好。中国是全球最大的焦炭生产国，2020年焦炭产量达4.7亿吨，每1吨焦炭可产生约400m³的焦炉煤气，其中氢气含量约44%，理论可副产氢气约740万吨；中国2020年实现烧碱产量3643万吨，理论可副产氢气约91万吨；根据《中国氢能产业发展报告2020》，2020年我国轻烃裂解的副产氢供应潜力为30万吨/年；2018年合成氨醇副产氢供应潜力达到118万吨。我国焦炭和烧碱等相关化工产业制备工艺比较成熟，未来焦炉煤气副产氢和氯碱工业副产氢在产量规模上将基本维持平稳。敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告基础化工表10：不同路线副产氢对比（2020年）理论可回收氢气（万吨）氢气出厂价格（元/kg）轻烃利用3014-20.2氯碱化工9113.4-20.2合成氨醇11814.6-22.4焦炉煤气7409.3-14.9合计979资料来源：百川盈孚，卓创资讯，光大证券研究所整理注：合成氨醇理论可回收氢气为2018年数据丙烷脱氢和乙烷裂解副产制氢纯度高，释放氢气供给的潜力大。丙烷脱氢后粗氢的纯度已经高达99.8%，变压吸附提纯后可达99.999%。乙烷裂解产生的氢气纯度也同样在95%以上，提纯后可满足燃料电池用氢标准的要求。截至2020年底，我国已投产的PDH装置有12套，合计产能671万吨，投产产能副产氢气约25万吨/年。2021年我国新增PDH产能246万吨/年，可以副产氢气9万吨/年。根据乙烷裂解规划项目，未来乙烷裂解有望释放约235万吨/年副产氢。丙烷脱氢和乙烷裂解副产氢可作为我国氢能发展初期的重要氢源。表11：截至2021年我国已有PDH装置不完全统计生产企业PDH产能（万吨/年）副产氢气产能（万吨/年）投产进度天津渤化石化602.282013年投产宁波海越（一期）602.282014年投产卫星石化（一期）451.712014年投产绍兴三圆451.712014年投产万华化学752.852015年投产东华能源（张家港一期）602.282015年投产东华能源（宁波一期）662.5082016年投产河北海伟交通设施集团501.92016年投产巨正源（一期）602.282019年投产卫星石化（二期）451.712019年投产浙江石化602.282020年投产浙江华泓451.712020年投产金能科技903.422021年投产福建美得石化662.5082021年投产东华能源（宁波二期）602.282021年投产宁夏润丰301.142021年投产合计91734.8资料来源：百川盈孚，卓创资讯，光大证券研究所整理注：按照生产1吨丙烯，副产38千克氢气测算表12：我国乙烷裂解项目统计生产企业乙烯产能（万吨/年）副产氢气产能（万吨/年）投产时间新浦化学606.422019年卫星石化连云港轻烃综合利用项目25026.752021年宁波华泰盛富宁波大榭轻烃利用项目606.422021年中国石油塔里木项目606.422021年中石油兰州石化项目808.562021年敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告基础化工福建缘泰江阴项目20021.42023年聚能重工集团锦州项目20021.4未定大连汇昆新材料西中岛项目20021.4未定天津渤化项目10010.7未定南山集团龙口项目20021.4未定阳煤恒源化工青岛项目20021.4未定万达集团山东明宇化学项目12012.84未定福建永荣湄洲湾项目15016.05未定广西投资集团钦州项目10010.7未定山东寿光鲁清轻烃综合利用项目12012.84未定唐山东华能源项目10010.7未定合计2200235.4资料来源：隆众资讯，光大证券研究所整理注：按照生产1吨乙烯，副产107.25千克氢气测算表13：截至2021年我国工业副产氢项目不完全统计生产企业产能（万吨/年）制取类型东华能源10.79工业副产制氢美锦能源5.9工业副产制氢三锦石化5工业副产制氢卫星石化4.71工业副产制氢金能科技4.1工业副产制氢万华化学2.88工业副产制氢巨正源2.8工业副产制氢鸿达兴业2.5工业副产制氢宁波海越新材料2.28工业副产制氢河北海伟交通设施集团2工业副产制氢滨化股份1.7工业副产制氢资料来源：百川盈孚，光大证券研究所整理2.4、电解水制氢：发展潜力巨大，是未来发展方向制氢方式绿色环保，可再生能源制氢量有望提升至1亿吨/年。电解水制氢是一种绿色环保、操作灵活的制氢手段，产品纯度高，且可与风电、光伏等可再生能源耦合制氢，实现氢气的大规模生产。根据中国氢能联盟预测，2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到1200GW-2000GW，按照可再生能源电解水制氢5%的比例配置，可再生氢产量可达500万吨/年，可满足2030年氢气总需求量的13%。2035年，我国可再生氢产量有望达到1500万吨/年。预计到2060年我国可再生氢产量有望提升至1亿吨/年，占2060年氢气年度总需求的77%。脱碳需求是氢能产业发展的最大动力，随着深度脱碳的需求增加和低碳清洁氢的经济性提升，氢能供给结构将从以化石能源为主的非低碳氢逐步过渡到以可再生能源为主的低碳清洁氢。敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告基础化工表14：可再生能源制氢量预测年份制氢效率可再生能源制氢（万吨）占氢气需求20305千瓦时/标方50013%2035/150037.5%20603.6千瓦时/标方1000077%资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》（中国氢能联盟）、《“双碳”目标下我国低碳清洁氢能进展与展望》（刘玮等），光大证券研究所整理图7：2020-2050中国氢气供给结构预测资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019》（中国氢能联盟），光大证券研究所整理碱性电解实现大规模工业应用，未来PEM电解应用优势明显。目前共有三种电解水技术，根据电解质的不同分为碱性电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体氧化物电解水制氢。碱性电解水制氢技术具有投资费用少、操作简便、运行寿命长等优点，目前已经实现大规模工业应用，但能量转化效率较低，且产气需要脱碱。质子交换膜电解池保证了产物的纯度，同时具有电流密度大、电解效率高、无污染、结构密集、体积小等优点，而且可以快速变载，响应时间短，与光伏、风电（发电的随机性和波动性大）匹配性较好。虽然目前受制于膜电极的高成本，但是技术发展前景较好，是目前研发的主要方向。PEM电解能较好适配波动性较强的可再生能源离网制氢。固体氧化物电解技术尚未广泛商业化应用。表15：电解水制氢主要技术路线性能特点对比碱性电解质子交换膜电解固体氧化物电解技术成熟度大规模应用小规模应用尚未商业化应用单台装置制氢规模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%占地面积较大较小/电解槽价格2000-3000元/kw7000-12000元/kw/制氢成本39.06元/kg（0.616元/kw·h）21.22元/kg(0.3元/kw·h)50.43元/kg（0.616元/kw·h）31.22元/kg(0.3元/kw·h)/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：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-17-证券研究报告基础化工风能、光伏发电成本不断下降，未来电解水制氢经济性凸显。截至2020年，我国光伏、风电累计装机量分别为253GW、282GW，同比增长24%、34%。随着大规模的风电、光伏等可再生能源装机发电，可再生能源制氢发展将迎来突破。根据中国氢能联盟预测，2025年，可再生能源电解水制氢成本有望降低至25元/kg氢气，彼时将具备与天然气制氢进行竞争的条件；2030年，可再生能源电解水制氢成本将低至15元/kg氢气，具备与配套CCUS的煤制氢竞争的条件。可再生能源发电成本的下降是降低电解水制氢成本的重要途径，随着我国光伏及风电装机量的增长，未来电解水制氢竞争力凸显。图8：2013-2020年我国光伏、风电累计装机容量图9：我国光伏、风力发电成本趋势资料来源：国家能源局，iFinD,光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理2.5、企业布局加快，彰显氢能市场发展前景在“双碳”目标的驱动下，国内部分企业陆续布局氢能产业，充分体现了氢能领域的发展前景。目前国内企业已经在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等环节在内的全产业链，并取得了一批技术研发和示范应用的成果。其中，中国石化和国家能源集团是国内氢气产能最大的两家企业，2021年国家能源集团生产氢气400万吨；围绕“双碳”目标，中国石化率先发展绿氢产业，积极推动石化产业绿色低碳发展，年生产氢气约390万吨。表16：我国部分企业制氢未来业务规划公司制氢业务规划制氢类型中国石化预计2023年6月建成投产新疆库车绿氢示范项目，投产后年产绿氢可达2万吨。煤制氢、电解水制氢中国石油部署建设20个氢提纯项目，覆盖环渤海、陕甘宁、华南、西南、新疆、黑龙江、吉林等7个区域，重点满足城市交通用氢需求。工业副产氢卫星化学到2023年公司氢气产量将达到近30万吨/年，有望成为华东地区最大的氢气生产商。工业副产氢宝丰能源20万千瓦光伏发电装置和产能为2万标方/小时的电解水制氢装置，项目全部达产后可年产2.4亿标方绿方氢。电解水制氢东华能源茂名基地和宁波基地正在同步规划建设3套60万吨PDH，预计2022年底到2023年初建成。工业副产氢九丰能源与巨正源以成立合资公司形式，巨正源PDH装置一期（已投产）年产2.5万吨氢气，二期项目规划年产2.5万吨氢气。工业副产氢中国旭阳集团预计2022年投产定州氢能二期，邢台氢能一期。工业副产氢金马能源通过副产煤气提纯氢气，现已具备年产氢气规模3.5亿立方米。下一步将加快形成年产氢气规模10亿立方米。工业副产氢鸿达兴业公司计划建设年产5万吨氢能项目，包括3万吨液氢和2万吨高压气氢。工业副产氢金宏气体张家港金宏气体有限公司超大规模集成电路用高纯气体项目，即将进入试生产阶段，氢气产能可达2400万标方/年。天然气制氢嘉华能源签署了《氢能综合利用三方战略合作框架协议》，关联公司拟在浙江就嘉化能源及三江化工的尾氢资源，投资氢能和液氢项目。工业副产氢美锦能源华盛化工配套建设的焦炉煤气制氢项目二期工程全部竣工投产后，可实现制氢10000Nm3/h。工业副产氢金能科技青岛一期90万吨PDH有望年产氢气约3.6万吨，未来二期建成投运将使氢气产量翻倍。工业副产氢资料来源：公司公告，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-18-证券研究报告基础化工图10：2021年我国企业制氢产量（万吨）资料来源：百川盈孚，前瞻产业研究院，公司公告，光大证券研究所整理3、氢能高压气态储运占主导，发展非气态储运是大规模运输的前提3.1、高压气态运输应用最广泛，液氢和管道运输适用长距离运输氢气储运指的是氢气制成后运往加氢站的过程。现阶段，中国普遍采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。气态储氢由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，国内常见的单车运氢量约为260-460kg，只占总运输质量的1%-2%。在加氢站日需求量500kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设的前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。液氢运输是指在标准大气压下，将氢气冷却至-253℃形成液体，储存至低温绝热的液氢罐中，并装载于液氢槽车中进行运输。每次可运输氢气约4000kg，是气氢拖车运量的10倍左右，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。液氢在国内仅在航天领域有少量实际应用，民用缺乏相关标准。管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式。2019年全球已建成的氢气管道近5000公里，而中国不足100公里。目前的研究热点是利用现有的天然气管网混氢运输。表17：不同氢气储运方案的特点20MPa高压气氢拖车液氢槽车管道输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、长距离运输规模较大、长距离运输特点单车装载量约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”等技术难点资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-19-证券研究报告基础化工3.2、液氢运输未来降本空间大良好的氢气运输方式是氢能产业发展的必要条件。当前我国氢气运输以高压气氢公路运输为主，费用过高，既有上下游不能有效衔接的原因，也有下游需求量不足的原因。未来随着氢气用量的增长以及终端设施的建设，我国需要逐步优化氢气运输方式，逐步构建便捷和低成本的氢气运输网络，大幅降低中间环节成本。未来应面向大规模的液氢生产需求，解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题。未来，相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的生产与运输将实现民用化，液氢生产与储运成本将快速下降。此外，应发展国内民用液氢市场，提升液氢设备的规模化与国产化生产水平，促进技术成果转化应用。图11：液氢储运未来运输成本（元/kg,运输距离500km）资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理4、氢的应用：氢燃料电池汽车是氢能发展初期的重点突破方向化工领域需求目前占主导地位，未来交通领域需求或将高速增长。2019年国内氢气需求量约为2000万吨，由于我国当前氢燃料电池汽车数量较少，所以用作动力能源的氢气不多，氢气主要用于化工原料，例如合成氨、炼油油品精制、甲醇生产等。其中2019年合成氨氢气需求量占比为32%，甲醇、炼油与化工氢气需求量占比分别27%、25%。根据中国氢能联盟预测，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费需求量中占比约为5%，在2060年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费需求量中占比约为20%；其中，工业领域用氢占比仍然最大，约7794万吨，占氢气总需求量的60%；交通运输领域用氢4051万吨，发电与电网平衡用氢600万吨，建筑领域用氢585万吨，分别占比31%、5%、4%。敬请参阅最后一页特别声明-20-证券研究报告基础化工图12：2019年我国各领域氢气需求量占比图13：2060年我国各领域氢气需求量占比资料来源：前瞻产业研究院，光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》（中国氢能联盟），光大证券研究所整理4.1、加氢站进入快速发展阶段加氢站进入快速发展阶段，有望达到千亿市场规模。截至2021年6月初，我国已建成加氢站共计141座，其中119座在运营，22座已建成，另有73座正在建设。同时，从中国历年建设加氢站的数量情况来看，2020年在国家“以奖代补”政策出台较晚的情况下，仍然建成47座加氢站，超额完成了中国标准化研究院资源与环境分院发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》中“到2020年，加氢站数量达到100座”的目标，我国加氢站建设数量远超预期。根据2020年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》相关规划，到2035年加氢站的建设目标为至少5000座，中国未来加氢基础设施的市场规模在2030-2050年间将突破千亿。随着相关政策的逐渐完善、技术标准的逐步规范，装备技术的不断进步，未来我国加氢站发展空间巨大。加氢站建设较为集中，广东省位列第一。我国加氢站主要集中在东部沿海等氢燃料电池汽车产业发展较为领先的省市，截至2021年广东省已运营、已建成、在建及拟建的加氢站共61座，排名全国第一，占比18%；上海44座，排名第二，占比13%；河北36座，占比11%。全国前8个省市的加氢站布局数据占总体的76%，目前国内氢能区域发展较为集中。图14：2016-2035中国加氢站数量（座）图15：中国加氢站市场规模预测（亿元）资料来源：《节能与新能源汽车技术路线图2.0》预测，前瞻产业研究院，光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会）预测，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-21-证券研究报告基础化工规模化和设备国产化推动加氢站降本根据氢气来源，加氢站可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站。加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施。加氢站的技术路线主要包含站内制氢技术和外供氢技术。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行加注。站内制氢可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统复杂程度和运营水平，目前我国仍以外供加氢站为主。核心设备压缩机依赖进口，加氢机国产化进程有望推进。外供加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其中压缩机成本占总成本比例较高，约占30%。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。压缩机是将氢源加压注入储氢系统的核心装置。目前国内加氢站应用最广泛的是PDC公司生产的隔膜压缩机。国内生产的压缩机多为用于石油、化工领域的工业氢气压缩机，输出压力难以满足加氢站技术要求。加氢机是实现氢气加注服务的设备，对加氢机的承压能力和安全性要求较高。目前设备制造的发展方向主要是加速氢气压缩机的国产化进程，从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。目前一座加注能力500kg/d的固定式加氢站投资规模大约需要700-1200万元，相当于传统加油站的3倍，除建设成本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。根据中国电动汽车百人会预测，在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。当压缩机、储氢罐、加氢系统需求量增加到100套/年时，未来加氢站降本空间在21%左右。未来随着加氢站规模的扩大，单位加注成本会随之下降。图16：2020年我国外供高压气氢加氢站成本结构图17：规模化带动加氢站成本下降资料来源：国际氢燃料汽车大会，北极星氢能网，光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理企业加快布局加氢站建设目前，中国氢能源发展仅处于起步阶段，未来5年，随着中国氢能源汽车保有量的快速增长以及加氢设施需求的提升，相关企业对于加氢站建设以及运营的参与热度将随之增高，其中中国石化在“十四五”期间规划建设1000座加氢站，打造中国第一氢能公司。表18：布局加氢站的企业公司加氢站业务规划加氢站建设中国石化“十四五”期间规划建设1000座加氢站中国石油北京冬奥会太子城和福田加氢站已建成投运，6座加氢站正在开展建设敬请参阅最后一页特别声明-22-证券研究报告基础化工卫星化学到2022年依托综合供能服务站建成加氢示范站20座。雪人股份公司筹划在福州市长乐区建设一座固定式加氢站。雄韬股份公司在大同、武汉、阳泉参与建设及投入运营加氢站。鸿达兴业公司规划在内蒙古建设8座加氢站。美锦能源截至2021年公司旗下已投运8座加氢站，并计划在“十四五”期间建设100座加氢站。资料来源:各公司官网，光大证券研究所整理4.2、氢燃料电池汽车：短中期氢能需求的主要增量氢燃料电池可缓解传统汽车燃油发动机高碳排放问题，同时解决锂电池续航时间短的缺点。为降低碳排放带来的环保压力，目前我国主要通过锂电池、燃料电池等新能源产品代替传统汽车燃油发动机。相比锂电池，氢燃料电池具备显著优势。从补给时长来看，锂电池充满电需30min-8h，氢燃料电池补给时间只需要3-20min；续航里程方面，氢燃料电池续航里程可达600km以上，锂电池仅为450km，且受环境温度影响较大；能量密度方面，锂电池普遍在90-140Wh/kg，氢燃料电池则达600Wh/kg，理论上限为1-2万Wh/kg，在性能上相比锂电池具备多重优势。全球氢燃料电池汽车发展迅速，我国在细分市场占据主导地位。截至2021年6月，全球氢燃料电池汽车保有量约为4.28万辆。从2017年到2020年，氢燃料电池保有量平均每年增长70%，全球氢燃料电池汽车部署主要集中在乘用车上，截至2020年底，使用氢燃料电池的乘用车占氢燃料电池汽车存量的75%，公交车约占16%，商用车占9%。根据国际能源署统计数据，在国内燃料电池客车和商用车领域的政策推动下，目前我国在全球燃料电池公交车和商用车领域中占据主导地位。2020年我国拥有全球93%的燃料电池公交车保有量和全球99%的燃料电池商用车保有量。2020年中国新出台的燃料电池汽车补贴政策旨在提升中国氢燃料电池汽车产业的制造能力，重点是推动在中重型商用车中使用燃料电池，中国在全球氢燃料电池商用车领域的主导地位将会持续。图18：2017-2021H1全球燃料电池电动汽车保有量（辆）图19：2017-2020年全球燃料电池电动汽车各类型存量（辆）资料来源:国际能源署，光大证券研究所整理资料来源：国际能源署，光大证券研究所整理我国氢燃料汽车进入商业化初期，未来发展空间广阔。2016-2020年，中国氢燃料电池汽车保有量逐年上升，截至2020年底，我国氢燃料电池汽车年销量1177辆，保有量7352辆，2016-2020年复合增长率为58%。标志着我国氢燃料电池汽车正在逐渐被市场认可接纳，氢燃料汽车进入商业化初期。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019》中的预测，中国氢燃料电池汽车保有量在敬请参阅最后一页特别声明-23-证券研究报告基础化工2025年、2030年将分别增长至10、100万辆，市场规模达到800、7500亿元，至2050年将达到3000万辆以上，市场规模增至万亿级。未来氢燃料电池重卡和乘用车规模有望快速扩大，发挥氢燃料电池在长距离、重载领域的优势。根据中国的实际情况，氢能在国内交通领域的应用具有氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展的特点。根据中国电动汽车百人会的统计数据，截至2019年底，氢能燃料电池物流车运行达到60.5%，氢能燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为0.1%。未来随着氢燃料电池系统技术成熟以及成本下降，在重卡和乘用车中的应用规模将快速扩大，发挥氢燃料电池在长距离、重载领域的优势，根据中国氢能联盟预测，至2050年氢燃料电池重卡和乘用车的市场渗透率将达到75%、12%。图20：2016-2020年我国氢燃料电池汽车销量和保有量（辆）图21：2019年国内氢能燃料电池汽车量分布格局资料来源:GGII,前瞻产业研究院，光大证券研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），光大证券研究所整理燃料电池系统及储氢系统关键技术和核心材料的突破，可降低综合成本，对产品技术路径的发展起到决定性的作用。规模化生产、技术成熟度提升是燃料电池系统及储氢系统价格下降的两大驱动因素。催化剂及质子交换膜的国产化、碳纸国产化、电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化、部件标准化模具、Ⅳ型储氢瓶应用等是成本下降的主要技术迭代因素。其中，电堆核心材料的技术自主化与国产化生产的实现，将使得燃料电池的成本明显下降。表19：中国燃料电池系统及储氢系统价格的下降潜力年份现状202520352050车用燃料电池系统价（元/kw)1000035001000500车用储氢系统价格(元/kg)5000350020001200资料来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》（中国氢能联盟），光大证券研究所整理5、投资建议氢能产业链所涉及的环节和应用场景众多，发展空间广阔，未来有望成为万亿级市场。在“碳达峰、碳中和”目标的推动下，我国氢能产业发展正步入快车道，多个省市发布氢能产业规划，加快布局氢能源产业。短时间内，煤制氢和工业副产氢仍将是主流制氢方式，目前，国内加氢站也进入快速建设阶段，随着中国氢能源汽车保有量的快速增长以及加氢设施需求的提升，加氢站有望在2050年达到千亿级市场规模，发展空间巨大。建议关注布局煤制氢企业：中国石化；建议关注布局工业副产氢企业：中国石油、卫星化学、宝丰能源、东华能源、九敬请参阅最后一页特别声明-24-证券研究报告基础化工丰能源、中国旭阳集团；建议关注布局电解水制氢企业：宝丰能源；建议关注布局加氢站企业：中国石化、中国石油、卫星化学、镇海股份、泰山石油。5.1、中国石化：打造中国第一氢能公司中国石化大力发展氢能，积极推进制氢、提纯、储运和加氢示范站等基础设施建设。据公司2019年可持续发展进展报告，2018年，公司加入国际氢能理事会，与相关氢能企业开展深入交流与合作。2019年11月，公司与法国液化空气集团共同签署合作备忘录，由公司发起成立氢能公司，致力于氢能技术研发及基础设施网络建设，共同推动氢能和燃料电池汽车整体解决方案在中国的推广和应用，联合打造氢能产业链和氢能经济生态圈。公司2019年相继在广东、浙江、上海等地建成4座油氢合建站，2020年在广东建成3座油氢合建站，据证券日报报道，2021年3月公司在贵州的首座油氢综合能源站投运。未来，公司将在广东、江苏、湖北、四川、重庆等地开展加氢站试点项目。公司的油氢合建站可实现油、氢、电能源的一体化供给，主要服务于使用氢燃料的公交线路及物流运输车队。另外，公司探索布局氢能全产业链，涵盖上游的氢气制储运环节、中游的燃料电池系统以及下游的各应用领域。布局制氢业务，全面推进绿氢示范项目。截至2021年，中国石化实现年生产氢气约390万吨，占全国氢气产量的11%左右。2019年1月，中国石化镇海炼化公司煤焦制氢装置全流程一次打通，并成功产出合格产品，标志着我国首套采用国产化自主攻关高压水煤（焦）浆气化技术的煤焦制氢装置开车成功。2021年11月30日，中国石化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正式启动建设，项目投产后可年产绿氢2万吨。在绿氢科技方面，首套自主开发的质子交换膜（PEM）电解水制氢示范站已投入运营。规划建设1000座加氢站，打造中国第一氢能公司。中国石化以打造世界领先洁净能源化工公司为愿景目标，全力构建“一基两翼三新”产业格局，全面推进氢能全产业链建设。目前在全国已累计建成加氢站38座，服务2022北京冬奥会的4座加氢站已经正式投入运营。同时，中国石化有3万座加油站销售网络，具备发展氢能交通的产业基础和先发优势。2021年前三季度，中国石化实现营业收入20034亿元，同比增长29.0%；归母净利润599亿元，同比增长154.9%。2021Q3末归属于上市公司股东的净资产达到18873亿元，相比2020年末+8.8%；加权平均ROE7.92%，同比增加4.72pct。2021Q3单季度实现净利润207.4亿元，同比减少55.4%。风险提示原油价格大幅下行风险，炼油和化工景气度下行风险。5.2、中国石油：积极布局氢能业务，为“绿色冬奥”提供清洁能源服务构建蓝氢、绿氢多元供氢体系。2021年，中国石油氢气总产能已超过260万吨/年，在环渤海、陕甘宁、华南、西南、新疆、黑龙江、吉林等7个区域部署建设19个氢提纯项目，发挥现有制氢能力和副产氢资源与二氧化碳捕集利用相结合，实现“蓝氢”供应。公司充分发挥在化学化工和新材料领域的基础优势，构建蓝氢、绿氢多元供氢，进行氢—电、电—氢相互转化，建立氢气储存、运输、终端加注供应链。按照“战略布局、稳步推广、规模发展”三步走阶段部署，中国石油坚持系统发展多元化制氢、低成本高效储运氢，打造国内领先的氢能供应商、贸易商、服务商。增强氢能供应保障，建设加氢站服务“绿色冬奥”。中国石油华北石化公司作为距离雄安新区最近的炼化企业，立足京津冀协同、雄安新区建设、冬奥会举敬请参阅最后一页特别声明-25-证券研究报告基础化工办等独特区位优势，积极贯彻落实《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》《河北省氢能产业发展“十四五”规划》要求，瞄准新能源，打造氢能源示范基地，为北京率先打造氢能创新链和产业链以及构建张家口氢能全产业链发展先导区、以雄安新区为核心的氢能产业研发创新高地提供氢能支撑。截至2021年底，北京冬奥会太子城和福田加氢站已建成投运，公司共6座加氢站正在开展建设。2021年前三季度，中国石油实现营业收入18803亿元，同比增长31.8%；实现归属于母公司股东净利润751亿元，同比增长646.4%；实现扣非后净利润682亿元。其中Q3单季度，公司实现营业收入6838亿元，同比增长37.5%；实现归母净利润220.9亿元，连续三个季度净利润超200亿元。风险提示原油价格大幅下行风险，炼油和化工景气度下行风险。5.3、卫星化学：位居前列的PDH生产企业，副产高纯度氢气副产高纯度氢气，PDH项目产能丰富。卫星化学是国内丙烯酸及酯行业的领先企业，也是国内位居前列的PDH生产企业。公司采用丙烷脱氢以及乙烷裂解的工艺会大量副产氢气，而且氢气纯度可达到99.999%，可直接作为氢能源使用。2021年3月公司拟投资102亿元，在独山港区管委会区域内投资新建年产80万吨PDH及配套装置，并充分利用富余氢气资源，该项目正在筹划建设中，预计2023年底建成。建成后公司氢气产量将达到近30万吨/年，届时有望成为华东地区最大的氢气生产商。总体而言，公司未来项目储备丰富，稳步推进，成长潜力可观。牵手浙能集团，推动加氢站建设。公司与浙江省能源集团有限公司签署战略合作协议，双方约定由浙能集团发挥省属能源企业全产业链优势，牵头探索加氢站安全标准体系建设。到2022年依托综合供能服务站建成加氢示范站20座。开展液氢制备、储运、加注、供应完整产业链示范，建立一体化液氢综合体系，布局覆盖全省的氢能供给网络。公司发布2021年业绩预告，预计2021年实现归母净利润57-63亿元，同比增长243%-279%；其中Q4单季度实现归母净利润14.4-20.4亿元，环比下降4%-32%，同比增加90%-169%。风险提示新增产能投放进度不及预期，产品价差下跌风险。5.4、宝丰能源：“绿氢”示范项目领跑行业布局“绿氢”实现碳减排，打开公司成长空间。公司布局全球单厂规模最大、产能最大的电解水制氢项目，2021年首批装置成功投产，项目全部达产后可年产2.4亿标方绿氢和1.2亿标方绿氧。首批电解水制氢项目全部投产后，每年可新增减少煤炭资源消耗约38万吨，新增减少CO2排放约66万吨。如果按近期煤价1000元/吨计算，每年可直接降低3.8亿的原料成本，同时还有每年减少66万吨CO2排放的效益。此外公司将在21年底投产30台单台产能1000标方/小时的高效碱性电解槽制氢装备，该项目所产氢气目前主要用于化工生产，减少煤炭用量和二氧化碳排放。宝丰能源未来将向制氢储能、氢气储运、加氢站建设方向综合发展，实现氢能全产业链一体联动发展。公司发布2021年年度报告，21年实现营业收入233亿元，同比增长46.29%；归母净利润70.70亿元，同比增长52.95%；基本每股收益为0.97元。敬请参阅最后一页特别声明-26-证券研究报告基础化工其中Q4单季度实现营业收入71.04亿元，同比+53.48%；实现归母净利润17.52亿元，同比+19.11%。风险提示煤价大幅上涨风险；公司项目建设不及预期风险。5.5、东华能源：看好公司PDH产能持续扩张带来的高成长性PDH产能持续扩张，加大氢能源布局力度。截至2021年公司拥有张家港和宁波两个生产基地，总计拥有186万吨/年PDH（张家港60万吨、宁波126万吨）的产能。此外，公司正在建设的茂名一期（I）项目（60万吨/年PDH）计划于2022年年底投产，一期（II）项目（60万吨/年PDH）预计将于2023年投产。氢能源是公司的重要板块，公司将进一步加大氢能源布局力度，并着力围绕制氢、充装、储运和加氢，打造产业生态链闭环。合理规划氢能资源，夯实C3产业链竞争优势。茂名项目的持续推进，能够为公司后期氢能利用提供更多的资源。一方面，公司利用高纯度氢气资源及渠道优势，布局加氢站，打通氢能运输通道，完善氢能供应链，打造新的业绩增长点；另一方面，公司规划建设产能26万吨/年的丙烯腈及其配套项目，利用海外低价丙烷资源及现有的丙烯和氢气作为原料生产丙烯腈。该项目的落地，促进公司进一步加强氢能源综合利用，也为公司的产业升级及持续盈利能力的增强奠定了基础。2021年前三季度，公司实现营业收入214.5亿元，同比-9.6%，归母净利润9.6亿元，同比-6.9%；其中第三季度实现营业收入71.9亿元，同比-1.3%，归母净利润2.1亿元，同比-39.2%。风险提示项目投产进度不达预期；产品价格大幅下跌；行业产能过剩。5.6、九丰能源：积极开展氢能产业布局，公司发展未来可期进入氢能领域先天优势明显，公司发展未来可期。公司是国内专注于燃气产业中游及终端领域的大型清洁能源综合服务提供商，主营产品包括液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）等。公司参与氢能产业先天优势明显，在化石能源制氢方面具有资源与成本优势。目前公司初步确定的氢能布局方向包括制氢及净化技术的开发引进、PDH装置副产氢的提纯、天然气重整制氢、电解水制氢、等。广东省氢能政策支持力度加大，公司显著受益。广东城市群是我国首批燃料电池汽车示范城市群之一，省内支持氢能发展的政策陆续出台。2021年12月，广东省发改委下发《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）》征求意见稿。到示范期末，广东年供氢超过10万吨，建成加氢站约200座，示范城市群产业链更加完善。广东氢能布局加速有望大幅提升天然气需求，而公司作为广东LNG主要大型供应商，有望凭借区位优势和资源优势显著受益于广东省天然气需求的提升，未来业绩增量可观。与巨正源强强联合，氢能布局首枚棋子落地。巨正源系广东省属国有大型企业广物控股集团的控股子公司，其在东莞市立沙岛投资建设了120万吨/年丙烷脱氢制高性能聚丙烯项目。双方以成立合资公司的形式，充分利用巨正源PDH敬请参阅最后一页特别声明-27-证券研究报告基础化工装置的副产氢资源（一期2.5万吨/年，二期规划2.5万吨/年）开展氢能产业发展合作。此次合作有利于巩固公司打造“具有价值创造力的清洁能源服务商”的战略定位，提升公司在氢能市场的影响力和竞争力。2021年前三季度，公司实现营业收入116亿，同比+94%，归母净利润6.1亿，同比-4%；2021年Q3，公司实现营业收入50亿元，同比+126.6%，归母净利润2.1亿，同比-25%，环比+80%。风险提示宏观经济波动风险，人民币兑美元汇率风险，上游采购价格波动风险，次新股股价波动风险。5.7、中国旭阳集团：焦化龙头企业加速布局氢能产业公司作为国内大型的民营独立焦化生产企业，行业龙头地位稳固。公司以焦炭为起点，形成了碳材料、芳烃、醇醚三条独特的化工产业链，同时，公司积极布局氢能产业，未来公司希望进一步拓展氢能项目规模，以制氢为起点，在“储、运、加”各个环节进行全方位突破。综合优势凸显，布局氢能产业打开长期成长空间。根据公司2021年发布的《旭阳集团氢能发展规划》，公司现运营焦化规模1210万吨/年，预计2025年达到3000万吨/年，2030年达到6000万吨/年；与之相对应，旭阳集团现有氢资源26.6亿方/年，预计2025年氢资源超过65亿方/年，2030年氢资源超过130亿方/年。公司采用焦炉煤气制氢方式，制氢成本为0.7—1元/Nm3，相较于煤制氢具有成本优势。另外旭阳产业园区覆盖氢能发展聚集区和交通发达地区，实现了网络式氢能生产和就近供应，区域优势凸显。氢能项目不断取得进展。自2020年成立定州氢能公司以来，旭阳集团氢能项目不断取得进展，定州氢能项目一期500Nm3/h制氢装置2020年7月投产，可按照1吨/天规模生产氢能汽车用氢及国标高纯氢；预计将于2022年上半年投产的定州二期制氢项目高纯氢产能可达12吨/天。公司于2021年7月注册成立邢台旭阳氢能有限公司，公司以加氢站建设为示范先行，以氢能源示范引领项目为后续产业依托，积极推进氢能产业发展；2021年8月，呼和浩特旭阳氢能有限公司注册成立。2021年9月，河北旭阳氢能综合项目开工建设。该项目在建设12000公斤/天高纯氢生产装置进一步扩大制氢能力同时，还建设1000公斤/天液氢装置积极打造民用液氢应用示范，建设高标准氢能检测中心有效保障氢能产品质量。2021年上半年，公司实现营业收入180亿，同比+122%，实现归母净利润17亿，同比+382%。风险提示政策推进不及预期；主营产品价格大幅波动；项目建设进度不及预期。5.8、镇海股份：加氢装置设计优势突出，公司有望率先受益公司主要从事以石油化工项目为主的工程设计和工程总承包业务，在石油炼化工程设计的多个细分市场建立了良好的声誉。2021年前三季度，公司实现营业收入7亿，同比+8%，实现归母净利润0.5亿，同比+26%；2021年Q3，公司实现营业收入2亿，同比-25%，实现归母净利润0.2亿，同比-11%，环比-36%。技术领先行业，加氢装置设计优势突出。公司致力于在环境保护、油品质量升级、装置节能减排等技术领域进行研发及创新，在硫磺回收、加氢精制、常减压蒸馏、大型储罐等领域具有相对明显的技术优势。公司已掌握了生产国Ⅳ、国敬请参阅最后一页特别声明-28-证券研究报告基础化工Ⅴ、国Ⅵ标准汽油加氢装置、柴油加氢装置、全馏分催化汽油选择性加氢脱硫生产高等级车用汽油装置、煤油加氢装置、高品位加氢树脂生产装置等的设计技术，公司设计的加氢装置能耗低，装置安全性高，连续运转时间长。在加氢装置领域，公司设计的“镇海炼化300万吨/年柴油加氢及180万吨/年蜡油加氢联合装置”获得国家优秀工程设计金奖。氢能产业化发展提速，公司有望率先受益。氢能源产业发展政策规划的密集出台，正在助推行业驶入快车道，并率先在长三角、珠三角和环渤海等经济发达地区落地。长三角在发展氢能产业方面具有氢气资源丰富、应用场景丰富、加氢基础设施支撑良好等发展基础及优势。公司地处长三角经济发达区，区位优势显著，公司化石能源制氢、加氢相关的工程咨询、设计和总承包业务有望受益于产业发展，业务发展获得新动力。参股成立子公司，布局生物基新材料领域。生物基材料是利用谷物、豆科、秸秆、竹木粉等可再生生物质为原料制造的新型材料和化学品，相较于传统材料，生物基材料能有效减少生产过程中的碳排放。根据全球经济合作与发展组织（OECD）预计，到2030年，全球将有大约35%的化学品和其他工业产品来自生物制造，生物基材料迎来历史性发展机遇。2021年12月3日公司参股成立宁波华呋新材料科技有限公司，宁波华呋新材料科技有限公司的经营范围为新材料技术研发、生物基材料技术研发、生物基材料制造、生物基材料聚合技术研发等，合作股东为中国科学院宁波材料技术与工程研究所相关技术团队及出资人。风险提示政策推进不及预期；项目建设进度不及预期。5.9、泰山石油：签署多项氢能源项目公司的主营业务为成品油批发零售业务以及非油品业务。公司的主要产品是汽油、柴油、天然气、非油品。2021年前三季度，公司实现营业收入20亿元，同比+21%，归母净利润399万元，同比+337%；2021年Q3，公司实现营业收入7亿元，同比+24%，归母净利润248万元，同比+209%，环比+1606%。签署多项氢能源项目，推动氢能产业发展。公司作为中国石化所属企业着力新能源项目的开发，目前已签署多项氢能源项目，与肥城城投、山东宁阳、泰安市国资委等进行加油加气加氢站建设，合作氢能应用示范基地，在公共交通、物流运输、旅游专用等领域探索示范应用基地，推动氢能与燃料电池汽车产业发展；合作投建“油氢电一体化”生态新能源补给站，紧跟国家战略推动氢能产业发展。20年6月，《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》出台，《规划》提出力争通过10年左右的努力，实现氢能产业从小到大、由弱变强的突破性发展，全力打造“中国氢谷”“东方氢岛”两大品牌，建成集氢能创新研发、装备制造、产品应用、商业运营于一体的国家氢能与燃料电池示范区。公司高度重视氢能源发展，拥有独特区位优势，按照中国石化和当地政府统一布局开展相关业务。风险提示政策推进不及预期；项目建设进度不及预期。敬请参阅最后一页特别声明-29-证券研究报告基础化工6、风险分析可再生能源发电成本下降不及预期由于当前可再生能源发电成本是制约绿氢发展的最主要的成本限制因素之一，因此光伏、风电等可再生能源发电成本如不能按照预期下降，绿氢的平价规模化应用将无法如期实现。政策落地不及预期当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，若政策无法落地，将影响产业发展积极性。关键技术突破不及预期除了依靠规模化应用来降低氢能产业链各环节成本之外，还需依靠技术的突破，因此技术的发展同样影响氢能产业发展的进度。敬请参阅最后一页特别声明-30-证券研究报告行业及公司评级体系评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。分析、估值方法的局限性说明本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。分析师声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。法律主体声明本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告首页。中国光大证券国际有限公司和EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。光大证券研究所上海北京深圳静安区南京西路1266号恒隆广场1期办公楼48层西城区武定侯街2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