证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款东风渐强重卡先行，绿氢加速多点开花氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7中信证券研究部核心观点祖国鹏首席氢能分析师S1010512080004王喆首席能源化工分析师S1010513110001袁健聪首席新能源汽车分析师S1010517080005滕冠兴新能源汽车分析师S10105210800042021年是氢能政策框架完善的元年，燃料电池示范应用的落地以及“双碳”目标的不断推进，推动氢能登上能源舞台。预计2022年，在补贴政策、产业链持续降本、减碳需求的推动下，氢能产业化节奏有望继续加速，应用场景也有望不断创新，我们建议重点关注燃料电池重卡放量、加氢站超前建设、绿氢推广等环节的投资机会。▍政策体系渐趋完善，政策东风渐强。2021年下半年以来，氢能产业政策陆续落地，8月底中央五部委联合启动了燃料电池示范应用的工作，明确了三大示范应用城市群和中央层面补贴的具体机制。随后地方政府也跟进发布了产业规划和配套补贴规则。展望未来1～2年，中央和地方的政策料还将有不断叠加，燃料电池示范应用城市群还有望扩容，产业顶层设计也有望出台。行业“游戏规则”和政策体系的确立，将为产业发展带来东风，有助于激励规模化、技术领先的龙头企业脱颖而出。▍2022年重卡或是车辆推广亮点，加氢站有望出现适度超前建设。新补贴政策下，燃料电池车企的扩张布局或更为积极，同时在“双碳”目标的激励下，地方政府和国企也有望积极推进氢能产业化发展和项目落地。我们预计燃料电池车2022年新增量有望达到8000～10000辆的水平，其中氢能重卡无论是在补贴金额还是在应用场景上都有明显的推广优势，预计2022年客车/重卡/物流车销量将分别达到1000/3500/4500辆，乘用车也有望出现50～100辆的试验性推广。燃料电池车的上量也会推动加氢站建设，在新能源基建浪潮的催化剂下，加氢站或出现适度超前建设。▍2022年绿氢及其在工业领域应用或出现新突破。在“双碳”目标下，预计2022年绿氢的推广将更加深入，一方面随着新能源电站的增加，储能需求或催生部分绿氢制取项目的增加；另一方面，工业领域的绿氢需求也有望增加。我们预计2022年电解槽设备销量或突破1GW，对应市场规模在30～50亿元。而氢能的新技术应用主要体现在工业减碳领域，这些技术在2021年已有快速进展，如氢能冶金、天然气掺混氢气发电，预计2022年应用的新突破有望催生新的赛道。▍风险因素：关键技术进展缓慢；产业支持政策落地低于预期。▍投资策略。2022年政策或继续为行业发展送来东风，各层面支持政策还有望持续叠加。预计燃料电池重卡将有明显的放量，新技术、新应用场景的落地推广也有望催生新的赛道。我们建议关注三条主线：一是燃料电池重卡增长带动的产业链放量，建议关注美锦能源、雄韬股份、亿华通，质子交换膜国产化率提升的受益标的东岳集团；二是加氢站超前建设下，建议关注在氢能储-运-加环节充分布局的中集安瑞科、雪人股份、冰轮环境；三是动态关注新进入氢能领域的中小市值公司。重点公司盈利预测、估值及投资评级简称收盘价（元）EPS（元）PE评级20A21E22E20A21E22E美锦能源16.920.160.550.43105.830.839.3买入亿华通-U259.77-0.380.051.49-683.65195.4174.3买入东岳集团9.1060.370.60.7524.615.212.1买入冰轮环境16.380.30.530.6354.630.926.0买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2022年1月6日收盘价氢能行业评级强于大市（维持）氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分目录政策框架逐步完善，激励目标明确...................................................................................1中央政策框架在2021年逐步完善......................................................................................1地方产业规划陆续推进，补贴政策也有望跟进...................................................................3预期有望不断叠加，2022年政策东风依旧........................................................................4央企助阵，或为行业发展带来新动力.................................................................................5燃料电池车上量，重卡或有突破.......................................................................................62022年氢能燃料电池汽车销量有望走出低谷.....................................................................62022年车型亮点或来自于重卡..........................................................................................7氢燃料车降本路线图........................................................................................................10核心零部件2022年展望：质子交换膜国产化率或有明显提升，碳纸或有突破................13电解槽市场2022年有望起步..........................................................................................16电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键........................162030年“绿氢”或实现成本平价.........................................................................................172022年电解槽设备市场或初具规模.................................................................................18加氢站有望迎来超前建设................................................................................................21目前加氢站建设障碍逐步减少，油氢混合站或成为新增主流............................................22加氢站适度超前建设，产业链订单有望增加.....................................................................24工业领域应用或多点开花................................................................................................25风险因素.........................................................................................................................27投资建议.........................................................................................................................27nMsMmRnOsQyQrPnOsPoQwO6M8Q9PtRqQmOsQiNrRqRlOmMqP9PoPtNvPnNqPuOnQsO氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分插图目录图1：燃料电池汽车新政、旧政补贴金额对比..................................................................2图2：大功率重型货车新政、旧政补贴金额对比.............................................................3图3：示范城市群累计接入氢能车型占比.........................................................................7图4：2015~2020年燃料汽车产量情况............................................................................7图5：中国燃料电池车销量分类型统计）.........................................................................7图6：2020年全球交通领域碳排放类型占比....................................................................7图7：不同类型能源的能源密度........................................................................................9图8：磷酸铁锂电池在低温下效率变化.............................................................................9图9：国内各类车型年度成本比较..................................................................................10图10：氢能重卡TCO成本趋势.....................................................................................10图11：化石能源制氢综合成本比较.................................................................................10图12：当前技术条件下电解水制氢成本.........................................................................10图13：不同状态下氢气单位运输成本.............................................................................11图14：加氢站加注成本..................................................................................................11图15：2020年FCEV电池系统成本构成.......................................................................11图16：2020年FCEV商用车成本构成..........................................................................11图17：国内电堆价格演变及展望....................................................................................12图18：FCEV重型车成本变化及展望...........................................................................12图19：“十四五”期间FCEV数量预测.............................................................................15图20：FCEV质子交换膜用量预测...............................................................................15图21：未来氢能车保有量预测.......................................................................................15图22：国内车用燃料电池累计规模预测.........................................................................15图23：碱性液体水电解原理示意图................................................................................16图24：质子交换膜水电解制氢原理示意图.....................................................................16图25：电解水制氢成本预测.........................................................................................18图26：制氢路线展望....................................................................................................18图27：电解槽市场规模预测.........................................................................................19图28：外供氢加氢站技术路线........................................................................................22图29：天然气制氢—加氢一体站技术路线.....................................................................22图30：国内加氢站数量预测...........................................................................................24图31：中国加氢站市场规模预测....................................................................................24图32：氢能在水泥工业流程中的应用...........................................................................27图33：中国长期氢能需求预测......................................................................................27图34：中信燃料电池指数收益率..................................................................................28表格目录表1：中央政府层面氢能源相关政策.................................................................................1表2：重点省市氢能源产业发展规划.................................................................................4表3：部分央企在氢能领域的规划及布局.........................................................................5表4：氢燃料重卡续航里程普遍高于纯电动重卡...............................................................8氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分表5：2020年部分企业电堆报价....................................................................................11表6：2021年燃料重卡推广情况概览............................................................................12表7：国内外质子交换膜主要企业产品性能对比.............................................................13表8：国内外炭纤维纸主要企业产品性能对比................................................................14表9：国内外循环泵供应商对比......................................................................................14表10：电解水各工艺路线比较........................................................................................17表11：PEM和碱性电解制氢技术未来发展评估.............................................................19表12：国内主要电解水制氢项目....................................................................................19表13：国内外主要电解槽公司概览................................................................................21表14：加氢站成本构成..................................................................................................22表15：我国加氢站等级划分...........................................................................................23表16：各地加氢站建设补贴政策....................................................................................23表17：加氢站市场空间测算..........................................................................................24表18：运输及加氢环节企业概览...................................................................................25表19：中国大型钢铁集团氢能项目................................................................................26表20：2021年全年及各上涨区间段涨幅前10名股票...................................................28表21：氢能相关公司盈利预测一致预期和估值..............................................................29氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分1▍政策框架逐步完善，激励目标明确中央政策框架在2021年逐步完善在产业化前期，政策对产业的支持作用不可或缺。2021年是氢能产业政策全面完善落地的一年，从中央的补贴政策到地方政府的规划细则都有全面的更新。行业“游戏规则”和政策体系的建立有助于为行业发展助力。从中央政策层面而言，2019年“两会”政府工作报告首次提及推进“加氢”等基础设施建设。之后，能源法的征求意见稿中将氢能正式列入能源范畴，显示出政策对氢能发展的成熟度和长期发展方向的肯定。2021年8月，相关部委启动了氢燃料电池汽车的示范应用，划定了燃料电池示范城市群，明确补贴的机制，对氢能的定向支持路径更加明确，有助于政策支持的有效落地和效果的更快显现。表1：中央政府层面氢能源相关政策发布年份涉及氢能表述能源技术革命创新行动计划（2016-2030）2016年1）围绕二氧化碳峰值目标提供低碳能源技术支撑。在可再生领域，发展可再生能源制氢。2）氢能与燃料电池技术创新。3）氢能与燃料电池技术创新。能源生产和消费革命战略（2016-2030）2017年1）探索藻类制氢技术；2）大力推进纯电动汽车、燃料电池等动力替代技术发展，发展氢燃料等替代燃料技术。“十三五”交通领域科技创新专项规划2017年将“燃料电池汽车核心专项技术”，“加氢基础设施和示范考核技术”作为发展重点之一柴油货车污染治理攻坚战行动计划2019年鼓励各地组织开展燃料电池货车示范运营，建设一批加氢示范站。2019年政府工作报告2019年推动充电、加氢等设施建设关于推动先进制造业和现代服务业深度融合发展的实施意见2019年推动氢能产业创新、集聚发展，完善氢能制备、储运、加注等设施和服务。中华人民共和国能源法（征求意见稿）2020年将氢能列入能源范畴2020年能源工作指导意见2020年推动储能、氢能技术进步与产业发展。关于开展燃料电池汽车示范应用的通知2020年规划了氢燃料电池汽车的补贴政策新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）2020年12月1）实施新能源汽车基础技术提升工程。突破车规级芯片、车用操作系统、新型电子电气架构、高效高密度驱动电机系统等关键技术和产品，攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支撑技术。2）有序推进氢燃料供给体系建设《新时代的中国能源发展》白皮书2020年12月支持新技术新模式新业态发展，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链、氢燃料电池汽车产业链发展。支持能源各环节各场景储能应用，着力推进储能与可再生能源互补发展。国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见2021年2月将生态环保理念贯穿交通基础设施规划、建设、运营和维护全过程，加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要2021年3月在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。。。。《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》2021年8月明确了燃料电池示范应用城市群名单（北京、上海、广东三大城市群）和示范应用期的补贴执行规则、条件等要素《国务院关于印发2030年前碳达峰2021年10月推动钢铁行业碳达峰，推广先进适用技术，深挖节氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分2发布年份涉及氢能表述行动方案的通知》发布能降碳潜力，鼓励钢化联产，探索开展氢冶金、二氧化碳捕集利用一体化等试点示范。。。。。。推动石化化工行业碳达峰，调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源。。。。积极扩大氢能等新能源、清洁能源在交通运输领域应用。工业和信息化部关于印发《“十四五”工业绿色发展规划》的通知2021年11月加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。提升清洁能源消费比重，鼓励氢能等替代。资料来源：中国政府网、国家发改委、工信部等相关部委官网，中信证券研究部《中国证券报》11月18日刊发文章《顶层设计呼之欲出，氢能产业进入黄金发展期》。报道中提及：在“双碳”目标指引下，我国氢能产业发展正步入快车道；国家层面关于氢能产业发展的顶层设计将出台。我们认为，如果氢能产业有国家层面的顶层设计政策发布，意味着政策对氢能发展前景的认可和重视，有助于构建完整清晰的产业政策体系，也有助于强化资本市场对于氢能发展前景的信心。2021年8月，五部委发布《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》（以下简称“启动通知”），这一通知是对去年开展示范应用通知的呼应，明确了燃料电池示范应用城市群名单（北京、上海、广东三大城市群）和示范应用期的补贴执行规则、条件等要素。至此，中央层面的燃料电池补贴政策框架已全面确立。新一轮补贴政策与以往政策最大的不同就是将普惠型的补贴变更为“以奖代补”的政策。当前政策鼓励以城市群组队的形式发展燃料电池汽车产业，目的是每个城市群形成完整的产业链和丰富的应用场景。根据积分评价体系，每个示范城市群在燃料电池汽车推广应用和氢能供应两个领域的补贴上限分别为15/2亿元。五部门根据相应标准对其进行节点考核、奖励积分，积分上限分别为15000/2000分，原则上1积分约奖励10万元。图1：燃料电池汽车新政、旧政补贴金额对比（单位：万元）资料来源：财政部等《关于2016-2020年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》，五部委《关于开展燃料电池示范应用的通知》，中信证券研究部预测2024.73020.85036.401020304050602020之前2020202120222023乘用车（旧政）乘用车（新政）轻型货车、轻型客车（旧政）轻中型货车、中小型客车（新政）大中型客车、中重型货车（旧政）大型客车（10米以上）（新政）氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分3图2：大功率重型货车新政、旧政补贴金额对比（单位：万元）资料来源：财政部等《关于2016-2020年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》，五部委《关于开展燃料电池示范应用的通知》，中信证券研究部测算在燃料电池汽车推广应用领域，燃料电池车按额定功率折算为标准车，2020～23年单位标准车对应的积分分别为1.3/1.2/1.1/0.9分，逐年退坡递减。乘用车，轻中型货车、中小型客车，重型货车和大型客车三类燃料电池车的折算系数上限分别为1.9/1.6/2.8。我们推算，单位乘用车在2020～23年间可享受的最大奖励金额分别为24.7/22.8/20.9/17.1万元，单位轻中型货车、中小型客车在2020-23年间可享受的最大奖励金额分别为20.8/19.2/17.6/14.4万元，单位重型货车、大型客车在2020～23年间可享受的最大奖励金额分别为36.4/33.6/30.8/25.2万元。政策给予大功率货运车辆（燃料电池系统的额定功率大于80kW）更高的积分奖励额度，对于最大设计总质量12-25（含）吨、25-31（含）吨、31吨以上的，分别按1.1/1.3/1.5倍计算积分。我们测算，最大设计总质量为31吨以上的重型货车，在2020-23年间可享受的最大奖励金额分别为54.6/50.4/46.2/37.8万元。总结而言，2021年确立的补贴政策，突出了三大特征，即鼓励规模化、提升技术含量以及鼓励重型商用车的发展，有助于促进行业优胜劣汰，鼓励龙头企业胜出。地方产业规划陆续推进，补贴政策也有望跟进在中央政府层面的示范应用政策启动之后，示范应用城市也陆续跟进了补贴细则。11月3日，上海市发改委等部门联合发布了《关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策》，政策明确了至2025年上海氢能补贴政策及标准。广东省发改委在11月下旬也出台了《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）》，对于整车、关键零部件材料以及加氢站均确认了地方与中央1：1的补贴配比金额。此外，部分非示范应用名单的城市，如宁波，提出按照不超过中央财政燃料电池汽车示范应用奖励标准（不含关键零部件额外奖励）的2倍进行补贴，其中2021年、2022年参照国家第一年奖励标准。除了车辆的补贴外，各个地方对加氢站和相应关键零部件也都有配套补贴跟进。地方政府补贴的跟进有助于进一步减轻产业链企业的成本负担，加速氢能车的推广和应用。除补贴政策外，各地也陆续发布了相应的产业规划政策。从各个城市群目前的产业规划看，2025年氢能相关产值均规划达到1000亿元，预计每个城市群2025年推广车辆均有望达到万辆级，合计或达到5万辆，全国范围推广车辆或达到10万辆，也将加快氢能的产业化及降本步伐。5040.0447.3254.601020304050602020之前2020202120222023大中型客车、中重型货车（旧政）重型货车（12-25吨，新政）重型货车（25-31，新政）重型货车（31吨以上，新政）氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分4表2：重点省市氢能源产业发展规划地区政策方案发布时间燃料电池车数量目标加氢站数量目标产业链市值规模目标深圳《深圳氢能产业发展规划(2021-2025年)》2021年12月示范推广规模达到1000辆（2025年；）不少于10座（2025年）；达到500亿元（2025年），达到2000亿元（2035年）。北京《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》2021年8月推广3000辆（2023年），达到10000辆（2025年）；建成37座（2023年），建成74座（2025年）；突破500亿元（2023年），达到1000亿元以上（2025年）。上海《上海市加快新能源汽车产业发展实施计划（2021-2025年）》2021年7月推广接近1万辆（2023年），应用总量突破1万辆，达到万辆级规模（2025年）；超过30座（2023年），超过70座（2025年）；约1000亿元（2025年）。广东《广东加快建设燃料电池车示范城市群行动计划2021-2025》2021年12月推广1万辆以上（2025年）；建成约200座（2025年）；河北《河北省氢能产业发展“十四五”规划》2021年7月示范运行规模达到1000辆（2022年），达到10000辆（2025年）；2022年全省建成投运加氢站25座，到2025年，累计建成100座；达到150亿元（2022年），达到500亿元（2025年）。河南《河南省氢燃料电池汽车产业发展行动方案》2020年4月推广应用达到3000辆以上（2023年），累计超过5000辆（2025年）；加氢站建成数量50座以上（2023年），加氢站80个以上（2025年）；达到1000亿元（2025年）。山东《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》2020年6月整车产能达到5000辆，省域内累计示范推广3000辆（2022年）；整车产能达到20000辆，累计示范推广10000辆（2025年）；累计示范推广50000辆（2030年）；建成30座（2022年），建成100座（2025年），建成200座（2030年）；突破200亿元（2022年），突破1000亿元（2025年），突破3000亿元（2030年）。四川《四川省氢能产业发展规划（2021～2025年）》2020年9月应用规模达6000辆（2025年）；建成60座（2025年）；达到1000亿元（2025年）。资料来源：各地方相关部门网站，中信证券研究部目前来看，以上海、苏州、南通等多个城市为代表的长三角区域已经形成了国内最大的氢燃料电池汽车产业集聚生态体系，并且产业链仍在不断完善中；以广州、深圳、佛山等城市为代表的珠三角地区也是国内布局和发展氢能的先发地区，在构筑氢能与燃料电池汽车产业体系方面走在了全国前列，其独具特色的产业发展路径和发展模式也缩小了我国与燃料电池产业发展先进国家的关键核心技术差距；以张家口、北京等城市为代表的京津冀区域，有望在短期受益于冬奥会推动下的燃料电池市场扩张。因此，以上燃料电池产业发展较迅速的区域，在示范应用城市群政策红利的加持下，有望成为2022年国内氢能产业化的先锋区域。预期有望不断叠加，2022年政策东风依旧2021年是氢能产业政策框架确立的一年，但并不意味着到此为止，未来政策料还将沿着多个维度展开，为产业送来政策“东风”。首先，在中央政策角度，产业的顶层设计目前还没有发布，2022年有望进一步的落地，为产业未来发展指明方向。此外，在2022年能源工作会议的通稿中提及，未来要加强能源领域的科技攻关，而氢能作为相对新兴的能源，目前在关键技术上还存在一些瓶颈，因此预计未来对氢能科技创新的相关政策也将有所强化。这些政策也有助于帮助氢能拓展新的应用和开拓新的市场。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分5第二，示范应用城市群范围还将有所扩大。2021年陆续公布了广东、上海、北京三个燃料电池示范应用城市群，这三个城市群是现有产业链相对完整、产业初步具备规模的区域，但区域都集中东部省份，尽管有些城市群也出现了跨区域的联合，但覆盖面并不充分。预计后续在中部省市，比如河南、湖北，以及西南区域的四川、重庆都有可能出现新的示范城市群，也将有效带动产业链规模扩张。第三，地方政策仍会不断加码。2021年的地方政策和规划主要以燃料电池示范应用城市的地方政策为主，但在示范应用城市之外的地方政府，政策出台也较为积极。比如宁波市的氢能产业规划，会对标燃料电池示范城市的补贴标准，按照2倍于燃料电池示范应用的补贴对产业链相关企业进行补贴。山东潍坊市在2021年12月下旬出台的氢能产业规划，对加氢站的补贴也在1000万元，基本可以覆盖加氢站建设的成本。因此，未来1～2年依然会处于氢能政策发布的高峰期，中央政策在氢能技术攻关方面还会加大力度，也会有相应的研发和成果转化配套支持政策，这些都有助于氢能市场的开发。地方政府在减碳和新能源基建政策的推动下，也有动力对氢能产业进行扶持和补贴。政策效果还将不断叠加，有助于产业吸引一级市场投资。央企助阵，或为行业发展带来新动力2021年7月份，国资委发布的信息显示，有超过三分之一的中央企业已经在包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链布局，取得了一批技术研发和示范应用成果。我们也整理了代表性央企在氢能领域的规划和布局，央企对氢能布局主要分为三类：一类是传统的能源生产企业，在化石能源制氢以及加氢站建设上布局较多；第二类是电力企业，在未来新建新能源电站规划中，也积极布局电解水制氢以及风光氢储能一体化等项目；第三类是利用原有的产业链优势，在工业、交通等领域拓展氢能新兴应用。表3：部分央企在氢能领域的规划及布局企业氢能布局重点领域中国石化除了已经运行的10座加氢站，今年要建成运行100座，“十四五”期间建成1000座加氢站或油氢合建站、5000座充换电站、7000座分布式光伏发电站点。油氢混合站、绿电制氢中国石油2021年在河北和北京地区投运3座加氢站（崇礼北油氢合建站、福田加氢站、北京金龙油氢合建站），未来还将在全国范围投运50座加氢站。加氢站及储氢设施国家电力投资集团预计到2021年底，推广氢燃料电池总规模将达到500台。2025年前后，加氢网络逐步完备，氢燃料电池在汽车的推广应用将进入规模化商业化发展阶段。氢燃料电池、氢能制储、氢能动力系统大唐集团拟在山西大同建设10MW电解水制氢高压储氢系统；二期项目预计建设1000MW光伏发电站，配套建设50MW电解水制氢液态储氢系统水电解制氢、液态储氢国家能源集团成立氢能产业基金公司，总规模100.2亿元，主要投资方向包含收购、并购市场风电、光伏项目，以及氢能、储能等相关新技术项目。氢燃料电池、氢能制储华能集团在辽宁及福建等地建设“风光储氢”一体化大型综合能源基地、海上风力发电基地、氢能及零碳城市开发示范项目。风电制氢、氢燃料电池汽车华电集团与东方电气、东方锅炉联手，制定100kW冷热电三联供系统解决方案，打通水电制氢、氢气发电、供热制冷等环节，探索氢能在发电领域应用推广的有效模式，开辟可再生能源综合利用的新路径。水电解制氢，氢能发电三峡集团三峡资本与东方投资、成都创投共同成立东方三峡（成都）产业基金管理有限公司，并发起设立“东方电气氢能产业基金”，围绕氢能产业链、氢燃料电池、制氢、储氢和加氢装备制造氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分6企业氢能布局重点领域新型储能技术及清洁能源新技术、新材料等领域投资布局。中船集团以中船重工718所为依托，逐步拓展氢能全产业链燃料电池电堆，燃料电池船舶宝武集团与中核集团、清华大学签订战略合作协议，在核能制氢及氢能冶金领域进行战略性布局。与霍尼韦尔合作，推进氢气提纯及加氢站建设氢冶金，加氢站资料来源：各央企官网，中信证券研究部我们判断，随着越来越多的央企涉足氢能领域，产业的发展将出现新的动力：央企多元化下覆盖产业链条长、技术积累丰富，有助于氢能在新领域、新场景的应用推广，给行业带来技术迭代动力；央企在传统主业上现金流积累充沛、融资成本低，预计可为行业发展提供资金动力；央企在政策以及资源整合上也有优势，有望优化行业整合重组的动力。总结而言，经历了2020～2021年氢能汽车产量的短暂低谷后，2022年，在补贴政策落地后，氢燃料电池汽车产业链有望快速恢复。同时，叠加“碳中和”的政策推动，氢能产业链的参与企业在显著增加，产业投资项目也大幅增长，氢能产业发展有望进入快车道。▍燃料电池车上量，重卡或有突破2022年氢能燃料电池汽车销量有望走出低谷氢燃料电池车（FCEV）是氢能各子领域产业化推进较快的环节，但2020年车辆产出有明显的下滑，主要是补贴政策不明朗，下游对定价和产业发展方向不确定。2020年燃料电池车辆产量仅1182辆，较2019年下滑57%。对于车企而言，补贴规则完全明确后，产业链的定价关系才能更好的理顺，订单的落地方可加速。2021年8月，在示范应用城市名单落地、政策逐步明朗后，氢能源汽车销量出现了一定的恢复。按照中国汽车工业协会数据统计，2021年前11月燃料电池车产销量同比增长约16%。预计2021年全年燃料电池车销量或在1500辆左右。根据GGII的数据，截至2020年底，我国氢燃料电池汽车保有量为7350辆左右，其中燃料电池客车、货车、物流车保有量分别为2500、780、4070辆，物流车占多数。根据新能源汽车国家大数据联盟发布的《全国氢燃料电池汽车示范城市群车辆统计与分析报告》中的数据，截至10月31日，新能源汽车国家监测与管理平台累计接入全国氢燃料电池汽车为6910辆，其中京津冀城市群、上海城市群、广东城市群累计接入4283辆氢燃料电池汽车，占全国氢燃料电池汽车接入量的61.98%。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分7图3：示范城市群累计接入氢能车型占比资料来源：新能源汽车国家大数据联盟，中信证券研究部图4：2015~2020年燃料汽车产量情况（辆）资料来源：中汽协，Wind，中信证券研究部根据中汽协数据，近几年燃料电池车销量结构中，客车都是主力车型，其中又以城市公交车为主，但随着一轮氢能公交车推广热潮的结束，城市客车数量出现明显下降，也拖累了燃料电池车的整体销量。在2021年销量结构中，货车占比有了显著提升，一方面是重卡车型的突破，另一方面是因为部分国企和地方政府对清洁排放车辆的推广有了更大的积极性。我们预计：在2022年，这一趋势会得以强化，客车/重卡/物流车销量将分别达到1000/3500/4500辆，乘用车推广的车辆也在50～100辆左右，燃料电池车2022年的销量有望达到8000～10000辆的水平。图5：中国燃料电池车销量分类型统计（辆）资料来源：wind，中汽协，中信证券研究部图6：2020年全球交通领域碳排放类型占比资料来源：IEA，中信证券研究部2022年车型亮点或来自于重卡IEA（国际能源署）的数据表明，全球交通行业的二氧化碳排放量逐年增加，是全球第二大排放部门，占总排放的25%。具体到行业内，公路运输占行业碳排量比重最大（75%）。中国正走在碳中和的道路上，公路运输行业也继续大力减排。目前已有的减排方案大概可以分为三类：技术型减排，运输管理减排和能源升级替代减排。技术型减排：基于传统交通用能结构，通过交通运输工具在节能技术方面的进步，提高能源利用效率。61%26%8%4%1%0%0%物流特种车公交客车公路客车通勤客车重卡环卫特种车租赁乘用车050010001500200025003000产量销量898165210725995201003821650500100015002000250030002018年2019年2020年2021前11月城市客车其他客车专用货车其他货车75%11%3%11%公路运输航运水运铁路其他氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分8运输管理减排：通过对交通基础设施及驾驶员进行科学的组织管理，引入先进的智能交通系统，减少空载率和单位行驶里程能耗，提高道路运输效率。能源升级替代减排：通过推广纯电动、氢燃料电池等新能源车辆技术的应用，配合加气、充电等配套基础设施的规划与建设，从根本上改变道路交通工具的用能结构，从而提高能效、降低排放。按照生态环境部相关统计数据，目前中重型商用车在汽车领域的碳排放占比达到47%。所以交通领域减碳最根本的方式，是对中重型车辆进行能源替代，升级为清洁排放的电动类型车辆。氢燃料电池是将氢气和氧气的化学能直接转化成电能的发电装置，从车辆运行原理而言，氢燃料电池车和锂电池车都是电力驱动，电机和电控系统类似，区别就在于电力来源上。氢燃料电池可以看作小型“发电机”，而锂电池则更类似于“储电”的装置。氢电和锂电相比，在一些应用场景有明显的优势：能量密度角度，氢能单位质量对应能量密度最高。目前的纯电动乘用车，主流的磷酸铁锂电池能量密度在0.54MJ/kg，三元锂电池0.72MJ/kg，即使是特斯拉Model3使用的2170锂电池能量密度可以达到1.08MJ/kg，也仅仅为传统汽油能量密度的1/40。而氢气的能量密度极高，达到140.4MJ/kg，是锂电池的近200倍，这意味着相比于锂电池车，氢燃料电池车可以腾出更多的载重空间。因此在重卡这类高载荷的运输领域中，氢燃料电池显然更具有优势。续航里程角度，目前国内重卡普遍配置10个储氢罐，单罐储氢重量在3.5～4kg氢气，至少可以驱动31吨载重的重卡运行约400公里，而锂电重卡充电一次，续航里程仅在100～200公里。充能时间角度，纯电动重卡的充能时间普遍在1.5小时左右，而氢燃料重卡的充能时间普遍只需要10～15分钟，具有明显优势。虽然电动汽车目前也在推广换电，可以节省充能时间，但续航里程短和频繁的换电次数，也会明显影响重卡运营效率和使用经济性，因此从清洁电动车型看，氢燃料重卡更适合长距离运输。表4：氢燃料重卡续航里程普遍高于纯电动重卡分类名称整车重量（t）最大功率（kW）续航里程（km）充电时间（min）纯电动重卡中电骏途图灵T14320012045达夫纯电动CF4024010090奔驰纯电动eActors25126200120陕汽轩德E61818020090氢燃料重卡NikolaOne8.1-9.114711900<10~15三一氢燃料牵引车10.6->500XCIENTFuelCell36350>400江铃威龙FCV-250>400资料来源：各公司网站，中信证券研究部氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分9工作环境角度，锂电池的最佳工作温度一般在20℃以上，一般充电工作温度在0～60℃，放电工作温度在-20～60℃。对重卡常用的磷酸铁锂电池，在0℃时，放电效率只有85%，在-20℃时放电效率只有将近一半。而且低温下频繁的放电会严重缩短电池寿命，同时带来锂电池负极析锂等安全隐患。虽然针对锂离子动力电池低温性能也有改进措施，但会对其它一些技术指标，比如循环性和能量密度等带来较大的负面影响，并且增加电芯成本。氢燃料电池虽然有“冷启动”的问题，但国内已普遍实现-30℃低温启动，满足北方冬天绝大多数的应用场景。图7：不同类型能源的能源密度（MJ/KG）资料来源：IEA，中信证券研究部图8：磷酸铁锂电池在低温下效率变化（%）资料来源：GGII，中信证券研究部我们按照燃油、氢电、锂电三种不同能源类型的车辆，分别推算了客车、重卡、乘用车三类用途车辆的成本，考虑的成本主要包括：车辆购置成本按照汽车使用年限计算的“折旧”成本、年度燃料使用成本、年度维修保养成本、年度保险费用、年度过路及停车等费用。在目前的技术路线下，无论是客车、重卡还是乘用车，锂电都有绝对的成本优势，我们推算锂电类型的客车/重卡/乘用车年度成本分别为20/35/3万元，而氢电类型的客车/重卡/乘用车成本分别为42/67/7万元，氢电的成本基本比锂电成本贵1倍以上。因此从经济性而言，锂电是目前最有竞争优势的。但是如前文分析，锂电在重卡领域也有明显的劣势，一方面续航里程是短板，另外一方面在低温环境下电量衰减非常快。在某些应用场景下，特别是北方地区的重卡领域，锂电的这一短板更为突出，也为发展清洁氢电重卡提供了可能。考虑到氢燃料电池在续航里程方面的优势，在长途货运领域内具有较大的发展空间，因此未来氢燃料电池汽车的发展重点领域是氢燃料电池货车。从消费端考虑，氢能重卡的全生命周期成本（TCO）与竞品的平衡点是氢能重卡市场渗透率提升的关键。根据中国电动汽车百人会发布的《中国氢能产业发展报告2020》预测，氢能重卡每公里TCO成本在2025年将降至5.6元/km,预计在2030年可降至4元/km左右的水平，基本与锂电车平价，2035年可降至3元/km，开始出现成本优势。0.130.40.7220.843.141.9140.4020406080100120140160185%75%55%0%20%40%60%80%100%25-400-10-20效率温度（℃）氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分10图9：国内各类车型年度成本比较（万元）资料来源：wind，中汽协，中信证券研究部图10：氢能重卡TCO成本趋势（元/KM）资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（含预测；中国电动汽车百人会），中信证券研究部如果跟燃油重卡成本比较，从初始购车费用和日常维护成本的角度，两者差异不大，主要的差别在于燃料成本。我们按照行业平均的燃料消耗水平，燃油重卡每百公里耗油35L，氢燃料重卡每百公里氢气消耗约12kg，按照7元/L和35元/kg的单位燃料成本测算，百公里燃料成本分别为245/420元。因此，以目前的成本体系和水平，若要在运行过程中实现平价，则需氢气的价格降至20元/kg。氢燃料车降本路线图我们以五年的维度考察氢能车产业链降本路径，主要考虑在氢气供给和燃料电池两方面的降本预期。目前氢气制取端的成本大约在15～20元/kg，这一成本区间对应化石能源制氢的成本，以煤制氢和化工副产氢为主；而光伏、风电等新能源电解水制氢，大约对应33～35元/kg。以目前的技术水平，化石能源制氢路线已经比较成熟，也代表了制氢所能达到的最低成本水平，很难再进一步压缩，而电解水制氢虽然有下降空间，但依然在化石能源制氢成本之上。因此，我们预计2021～2025年，氢气制取的低成本水平大约在15元/kg左右。图11：化石能源制氢综合成本比较（元/Nm3）资料来源：车百智库，中信证券研究部图12：当前技术条件下电解水制氢成本（元/kg）资料来源：Wind，中信证券研究部010203040506070燃油氢电锂电燃油氢电锂电燃油氢电锂电客车重卡乘用车年度燃料成本维修保养成本保险费用过路费购置成本年折旧额75.6320123456782020202520352050每公里TCO（元/KM）00.511.522.52.012.472.923.373.834.281.221.732.232.733.243.740.000.501.001.502.002.503.003.504.004.500.10.20.30.40.50.6电价（元/kWh)PEM电解（每标方）碱性电解（每标方）氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分11运氢及加氢环节，目前每公斤氢气合计成本在20～25元/kg，五年内可以降本的方式预计主要是降低单位氢气运输的成本，可以采用更大压强的运输容器，目前气氢运输主要是20Mpa的长管拖车，未来如果容器压强提升，预计可将运输和加注环节的成本降低5～10元/kg水平，但预计最多只能降至35元/kg。图13：不同状态下氢气单位运输成本（元/kg）资料来源：车百智库，中信证券研究部图14：加氢站加注成本（元/kg）资料来源：Wind，中信证券研究部燃料电池本身或有望成本未来5年降本最突出的环节。根据GGII数据，2020年我国燃料电池系统和电堆价格已经实现30%~50%的下降。电堆环节的降本目前已经在加速进行，未来单位功率成本的进一步下降，一方面需要技术升级继续提升功率密度，另一方面需要产量大规模增长后的规模效应，摊薄单位成本。未来在政策推动、央企加入、关键材料国产化以及技术迭代的推动下，氢能产业链降本和市场规模扩大有望形成正向循环，产业化可期。图15：2020年FCEV电池系统成本构成资料来源：中国产业信息网，中信证券研究部图16：2020年FCEV商用车成本构成资料来源：中国产业信息网，中信证券研究部表5：2020年部分企业电堆报价企业名称价格国鸿氢能行业指导价：2999元/kW；战略合作价：1999元/kW氢璞创能500台及以上订单：1699元/kW；100台及以上订单：1999元/kW；不足100台订单：2499元/kW0510152025100200300400500气氢液氢管道02468101214161820500kg/d1000kg/d设备成本其他成本45%22%11%8%8%6%电池电堆储氢系统空气系统控制系统增湿系统其他45%15%10%10%5%15%电池系统汽车车骨电驱系统电控系统制造费用零部件及其他氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分12企业名称价格雄韬氢能合作伙伴：1999元/kW（200台起）；钻石合作伙伴：1599元/kW（2000台起）；黑金合作伙伴：1999元/kW（10000台起）资料来源：华夏能源网，中信证券研究部从过去几年产业发展历程看，国内电堆价格降本速度较为明显，从2017年的6000元/kw降至目前的3000元/kw，行业龙头的报价甚至已经降至2000元/kw以内。我们预计未来降本的趋势会延续，2025年行业平均成本可以降至1500元/kw。加之系统BOP成本的显著下降，预计对应重型FCEV的整车成本可降至75万元/辆附近。即便考虑燃料电池示范应用城市补贴的退坡，预计至2024年前后，退坡后的补贴也基本可以覆盖重型车的生产成本。图17：国内电堆价格演变及展望(元/KW)资料来源：GGII，中信证券研究部预测YUCE图18：FCEV重型车成本变化及展望（万元/辆）资料来源：中国产业信息网，中信证券研究部预测表6：2021年燃料重卡推广情况概览地区城市区域推广主体推广数量/辆河北省唐山港国企：河钢集团30雄安新区企业：未势能源、大运、东风、福田汽车100滦州市企业：飞驰科技、唐钢美锦内蒙古自治区鄂尔多斯市达拉特旗政府：内蒙古自治区鄂尔多斯市达拉特旗计划推广：470辆鄂尔多斯市伊金霍洛旗政府：内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗企业：集兆嘉碳中和集团、徐工集团、新能源动力氢能科技有限公司氢能重卡及工程机械共200辆鄂尔多斯市伊金霍洛旗政府：内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗30上海市宝山基地企业：宝钢股份、杰宁科技60天津市保税区临港氢能产业示范区企业：荣程集团15北京市大兴国际氢能示范区企业：氢璞创能30房山区企业：燕山石化、飞驰科技2600050004000350030002500200018001500010002000300040005000600070002202001801701501201009075050100150200250氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分13山东省济南市莱芜区企业：泰钢集团、飞驰科技、氢途科技等10四川省内江市企业：川威集团、亿华通、大运汽车7陕西省韩城市企业：海燕集团2资料来源：各公司官网，中信证券研究部从目前各产业链企业公开的信息看，2021年各地推广的燃料电池车数量大约在286辆左右，另外规划的还有640辆左右待推广，采购的主体以地方政府和国有企业为主。总结而言，展望2022年，预计氢燃料电池车将成为上量最快的车型，主要有三大推动因素：第一，在新的补贴框架下，重载商用车可获得最高金额的补贴，为企业增加重卡产量提供充分的激励；第二，产业链降本持续推进，有助于车辆的推广；第三，地方政府和国企基于减碳的目标，对氢能重卡的采购意愿也在增加。核心零部件2022年展望：质子交换膜国产化率或有明显提升，碳纸或有突破按照补贴政策分类，燃料电池八大零部件包括电堆、膜电极、质子交换膜、双极板、催化剂、气体扩散层、空压机、氢循环泵。具体到国产化情况，目前质子交换膜、气体扩散层以及氢循环泵还有待突破，其余五大零部件国产化已经初具规模。国内生产的膜电极中多数使用戈尔(Gore)的增强复合膜，市场占比90%以上。2021年，国产的质子交换膜均处于客户送样、测试验证阶段。2020年7月，东岳150万平米/年燃料电池膜配套化学品产业化项目竣工。目前东岳DMR100燃料电池膜已满足量产车型需求，并获得IATF16949验证。2020年9月，科润的质子交换膜NEPEM-3015系列配套的氢燃料电池发动机通过国家机动车产品质量监督检验中心强检。2021年11月，国电投氢能在武汉投产了30万平米的质子交换膜产线，成为继东岳集团之后，又一实现质子交换膜量产的企业。预计2022年国产质子交换膜将实现一定量的商业化装车。表7：国内外质子交换膜主要企业产品性能对比生产企业产品型号厚度（um）E.M值性能特征国外DuPontNafion系列膜25-2501100-1200化学稳定性强、机械强度高、在高湿度下导电率高GoreGore-select复合膜————低温下电流密度大、质子传导电阻小，目前市场占有率高3MPAIF高温质子交换膜————改性全氟型磺酸膜，技术处于全球领先地位AsahiGlassFlemion系列膜50-1201000主要用于碱性工作环境AsahiChemicalAlciplex系列膜25-10001000-1200具有较长支链，性能与Nafion膜相当日本氯工程公司C系列————具有长支链苏威集团HyflonIon————具有短支链加拿大巴拉德能源系统公司BAM————部分氟化，成本较低Dow陶氏Xus-B204膜125800具有较长支链，性能与Nafion膜相当氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分14国内东岳集团DF988、DF280150-150800-1200高性能，适用于高温PEMFC的短链全氟磺酸膜武汉理工新能源复合质子交换膜16.8——已向国内外数家研究单位提供测试样品，并得到测试单位的好评资料来源：张镇,吴辉《国内外质子交换膜燃料电池关键材料的性能和成本分析》、陈庆,廖健淞,曾军堂《燃料电池关键材料工程化现状研究》，中信证券研究部气体扩散层核心材料碳纸被海外垄断，龙头主要是日本东丽、加拿大Ballard和德国SGL三家企业，而国内碳纸/碳布产业化速度较慢。2020年4月，上海华谊与与VIBRANTEPOCHLTD.正式签署合作框架协议，在中国建立“气体扩散层用碳纸/碳布”生产基地。通用氢能、江苏天鸟等的气体扩散层在2021年也向客户送样测试。预计2022年碳纸材料有可能获得突破。表8：国内外炭纤维纸主要企业产品性能对比生产企业产品性能特点国外日本TorayTGP-H-060厚度：0.19mm；密度：0.44g/cm3；孔隙率：78%；透气率：1900mL·mm/（cm2·h·mmAq）；电阻率：5.8mΩ·cm；抗拉强度：50MPa。TGP-H-090厚度：0.28mm；密度：0.45g/cm3；孔隙率：78%；透气率：1700mL·mm/（cm2·h·mmAq）；电阻率：5.6mΩ·cm；抗拉强度：70MPa；抗弯强度：39MPa。TGP-H-120厚度：0.36mm；密度：0.45g/cm3；孔隙率：78%；透气率：1500mL·mm/（cm2·h·mmAq）；电阻率：4.7mΩ·cm；抗拉强度：90MPa。加拿大巴拉德能源系统公司GDS/MGL——德国SGL集团Slgracet系列——国内台湾碳能科技有限公司WOS系列孔隙率和电导率较差，但性价比最高。中南大学——厚度：0.19mm；孔隙率：78%；资料来源：中信证券研究部透气率：192.733mL·mm/（cm2·h·mmAq）；电阻率：5.88mΩ·cm；抗拉强度：50MPa。资料来源：宋显珠等《氢燃料电池关键材料发展现状及研究进展》、陈庆等《燃料电池关键材料工程化现状研究》，中信证券研究部国内氢循环系统有氢循环泵和引射器两种产品，从当前市场应用情况来看，氢循环泵是主流，引射器使用量逐渐增长。据GGII数据，2020年国内引射器的使用量约占氢循环系统出货量11%左右。涉足氢气循环泵的本土企业有未势能源、东德实业、苏州瑞驱、浙江宏昇等，但受制于氢气密封和水汽腐蚀和冲击等，适配大功率电堆的氢循环泵产品都不成熟，国内技术依然有短板。表9：国内外循环泵供应商对比生产厂商产品描述国外德国普旭BUSCHMink爪式压缩机（空气循环泵）MA0018AMinkMA0018A空气循环泵，专为移动应用而研发，用于在极端条件下压缩并输送空气或其它气体。此款泵具有抗强震特性，能够在-40℃至+100℃的温度范围内及-1000m至4000m的海拔高度条件下运行。日本丰田织机丰田Mirai氢循环泵基于自身在空调压缩机领域中的领先压缩技术，为丰田Mirai开发了两叶罗茨式氢循环泵。美国Park氢循环泵美国Park公司开发出氢气循环泵可用于不同的氢燃料电池汽车。国内东德实业燃料电池氢气循环泵根据适配电堆功率及流量等参数的不同，可分为两种型号：DQ30、DQ60，可覆盖燃料电池系统30-120kW，氢气循环泵效率可达到60%以上、噪音≤70dB、寿命可达25000h。资料来源：各公司官网，中信证券研究部氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分15我们预计2022年新增的FCEV销量为8000～10000辆，燃料电池出货量对应0.9GW，国产质子交换膜用量为2.8万平米；2023～2025年新增车辆分别为1.2/2.5/3.9万辆，对应燃料电池出货量为2.8/5.8/10GW，对应质子交换膜的用量分别为15/33/50万平米。图19：“十四五”期间FCEV数量预测（辆）资料来源：GGII，中信证券研究部预测YUCE图20：FCEV质子交换膜用量预测（平米）资料来源：GGII，中信证券研究部预测展望“十四五”期间，国内氢能源车有望进入量产阶段，结合各地方政府的氢能源规划，我们预计2025年全国燃料电池车产量有望达到9万辆左右，其中预计乘用车、客车、重卡、物流车保有量将分别达到1000、12000、50000、30000辆左右，2050年燃料电池车数量可以超过600万辆。相应的燃料电池需求从目前的0.3GW左右上升至2025年的800～850GW。图21：未来氢能车保有量预测（万辆）资料来源：GGII,中汽协，中信证券研究部预测图22：国内车用燃料电池累计规模预测（GW）资料来源：GGII,中汽协，中信证券研究部预测2022年，从燃料电池车产业链投资角度，在重卡相关领域布局较多的上市公司有望受益，代表性的公司有美锦能源和潍柴动力；在电堆和系统领域亿华通依然是龙头，但雄韬股份等市值规模较小的公司，有望产生一定的预期差，后续有较大的市值成长空间；核心电池材料上，依然建议关注量产质子交换膜的东岳集团。010000200003000040000500006000070000800009000010000020202021E2022E2023E2024E2025E乘用车客车货车物流车0%10%20%30%40%50%60%020000040000060000080000010000001200000140000020202021E2022E2023E2024E2025E国产进口国产化率0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%010020030040050060070020202025E2030E2035E2040E2045E2050E乘用车客车重卡特种物流车累计复合增速010020030040050060070080090020202025E2030E2035E2040E2045E2050E乘用车客车重卡特种物流车氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分16▍电解槽市场2022年有望起步电解水制氢是在直流电的作用下，通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气，分别在阴、阳两极析出。根据隔膜不同，可分为碱水电解、质子交换膜水电解、固体氧化物水电解。电解槽技术路线分析：碱性电解槽是目前主流，PEM电解槽降本是关键工业化水电解技术早在上世纪20年代就开始了在生产应用中的探索，主要动因是炼化生产的需求。70年代开始，石油危机的冲击以及环保意识的出现，导致对能源使用理念开始产生变化，加之太空航天的发展，对氢能的开发和利用逐步获得重视，开始推动电解水技术的发展。目前，可实际应用的电解水制氢技术主要有碱性液体水电解与质子交换膜电解槽两类。图23：碱性液体水电解原理示意图资料来源：《电解制氢与氢储能》俞红梅、衣宝廉图24：质子交换膜水电解制氢原理示意图资料来源：《电解制氢与氢储能》俞红梅、衣宝廉碱性液体水电解技术是以KOH、NaOH水溶液为电解质，在直流电的作用下，将水电解生成氢气和氧气。但生成的氢气需要经过脱碱雾处理方可达标，这一技术是最早成熟的电解水制氢技术，在20世纪中期就实现了工业化。设备方面，碱性电解槽以含液态电解质和多孔隔板为结构特征，隔膜为则多采用石棉绒制隔膜。但这一工艺有明显的缺点，一是电解液容易与空气中的CO2发生反应，形成不易溶于水的碳酸盐等物质，这些物质可能会阻塞催化层，降低反应效率。二是因为需要保持正负极两侧压力的均衡，碱性液体电解槽启动或者关闭速度较慢，对制氢速度的调节也存在约束，否则如果压力偏差较大，可能引发氢、氧气体穿过隔膜发生混合，容易引起爆炸。基于该点缺陷，碱性液体电解槽很难与波动较大的可再生能源发电相匹配，也因此推动了新的工艺——聚合物电解质（SPE）水电解技术的快速发展。首先推广应用的是质子交换膜（PEM）替代石棉膜，质子交换膜可以起到传导质子及隔绝电极两侧气体的作用，可以较好的克服碱性液体电解槽的缺陷。同时，PEM水电解池的结构也有助于降低欧姆电阻，提高电流密度，效率和安全性明显高于碱性液体电解槽。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分17影响PEM电解池效率的主要因素是水电解电极反应中正负极析氢反应的极化差别。电化学极化主要与电催化剂的活性相关。此外，电解水反应析出的原子氧具有强氧化性，对阳极侧的催化剂载体与电解池材料的抗氧化与耐腐蚀要求较高，理想催化剂的特征是具有较高的比表面积与孔隙率、较高的电子传导率、良好的电催化性能、长期的机械与电化学稳定性、小的气泡效应、高选择性、便宜可用与无毒性等。满足上述条件的析氧催化剂主要是铱(Ir)、钌(Ru)等贵金属及其氧化物。由于Ir、Ru的价格昂贵且资源稀缺，材料成本也较高，因此迫切需要寻找替代元素的催化剂。此外，扩散层多采用钛（Ti）基材料并进行耐腐蚀表面处理，扩散层的金属材料成本占比也较高。由于催化剂与电解池材料的成本较高，现阶段PEM水电解方式的制氢成本要远高于传统的碱水电解技术。此外，从提高能效的角度，以固体氧化物电解质的固体氧化物水电解技术（SOEC）采用固体氧化物作为电解质材料，可在400~1000℃高温下工作，可以利用热量进行电氢转换，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，也有望成为未来技术的发展方向，但目前尚未实现商用。表10：电解水各工艺路线比较项目碱性水电解纯水电解（PEM）固体氧化物电解（SOEC）技术成熟度已应用已应用试验运行温度/℃70~9550~80700~1000催化剂NiPt,IrNi,金属陶瓷运行压力/MPa1.5~5.00.4~5.0电流密度/(A·cm-2)0.2~0.40.6~2.00.5~1电解小室电压/V1.8~2.01.8~2.2-电解槽能耗/[kWh·(N㎥H2)-1]4.3~5.04.5~5.5-系统寿命/年20~3010~20-氢气纯度/%≥99.8≥99.999-单台装置容量/(N㎥·h-1)0.5~10000.01~200试验能力效率/%62~8267~8285~89优点技术成熟、成本低电流密度高、体积小重量轻、无碱液带来的腐蚀、产品气体纯度较高效率高，单机容量大，无腐蚀性电解液缺点电流密度低、体积和重量大、碱液有腐蚀性设备成本相对较高、催化剂成本高且稀缺装置体积较大、高温，技术处于试验阶段资料来源：《电解制氢与氢储能》俞红梅、衣宝廉，中信证券研究部2030年“绿氢”或实现成本平价现行技术条件下电解水制氢成本较高，降低成本的途径之一是新能源发电成本的下降。按照我们前文的测算，预计到2030年新能源发电成本降至0.2元/KWh时，“绿氢”成本基本可接近20元/kg的水平。此外，根据国家发改委能源研究所《中国2050年光伏发展展望》报告，随着技术的进步和发电规模扩大，到2050年光伏发电成本有望降至0.13元/kWh。按照制取每公斤氢气消耗50~55度电，我们预计远期制氢的电力成本将降至6.5元/kg。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分18图25：电解水制氢成本预测（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），中信证券研究部预测此外，技术进步有望带动电解槽价格的下降和功耗的降低，从而降低电解水制氢的成本。目前技术的研究重点在与可再生能源耦合的大规模电解水制氢技术和宽功率波动环境下的高适应性，以及电极材料、质子交换膜等关键材料的研发和国产化。长期来看，综合考虑电价和技术进步的因素，若2030年以光伏为代表的可再生能源发电成本如预期降至0.20元/kWh以内，在碱性电解系统设备价格低于2000元/Kw的假设下，电解水制氢成本可以降至20元/kg附近，即1.8元/Nm3，接近工业副产氢气的最高成本。展望2050年，在可再生能源发电成本可降至0.13元/kWh，而电解槽价格下降50%以上的假设下，电解水制氢成本有望降到0.9元/Nm3附近（约合10元/kg）。成本的降低将使得绿氢在氢气制取的能源市场上占据优势地位。我们预计在“碳中和”的背景下，2030～2040年绿氢制取将逐步占主导地位。但是在最近10年，化石能源也必不可缺，主要是因为低成本的化石能源制氢，可以为行业引入低成本的氢源，助力产业化提速。图26：制氢路线展望资料来源：IEA，中信证券研究部预测2022年电解槽设备市场或初具规模根据《中国氢能产业发展报告2020》中的数据，预计至2050年PEM电解系统设备价格将降到800~2000元/kw。0510152025303540碱性水电解PEM碱性水电解PEM碱性水电解PEM目前2025年E2030年E电费成本（元/kg）折旧（元/kg）人工（元/kg)其他固定费用成本（元/kg)电解水制氢工业副产氢化石燃料制氢(全部附带CCUS)化石燃料制氢（部分附带CCUS）电解水制氢工业副产氢化石燃料制氢电解水制氢2030年之前2030-20402050生物质制氢氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分19表11：PEM和碱性电解制氢技术未来发展评估2025203020402050PEM电解槽能源转化效率60%63%68%74%碱性电解槽能源转化效率63%65%71%78%PEM电解槽市场占比5%10%20%40%碱性电解槽市场占比95%90%80%60%PEM电解设备系统设备价格（元/kW）6000~120003000~80001500~4000800~2000碱性电解设备系统设备价格（元/kW）1250~20001000~1500800~1200600~1000资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会，含预测），车百智库，中信证券研究部我们按照2025/2045年氢气需求分别为0.25/1亿吨测算，预测绿氢占比分别在1%/60%，对应的电解槽需求量分别为3/550GW，假设两个阶段电解槽单价分别为4000/2000元/kw，对应电解槽的市场规模分别为127/11050亿元，预计电解槽市场在2025年即可破百亿，2045年即可破万亿。图27：电解槽市场规模预测资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（中国电动汽车百人会），中信证券研究部预测近两年，在“碳达峰、碳中和”的政策推动下，绿氢项目逐渐开始落地，但目前多是示范项目，稳定商用的项目是宝丰能源的光伏电解水制氢项目。整体看，绿氢项目和电解槽采购的主体也以国企为主。表12：国内主要电解水制氢项目项目地点项目建设启动时间氢气用途-规划目前状态电解技术电解槽公司河北沽源风电制氢综合利用示范项目河北张家口2016年9月中旬生产出的一部分氢气将用于工业生产，降低工业制氢中化石能源消耗量；另一部分将在氢能源动力汽车产业具备发展条件时，用于建设配套加氢站网络。一期项目已完成调试，已投产碱性德国麦克菲（McPhy）国家能源集团大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范河北张家口2021年5月1日服务北京冬奥会已完成调试安装碱性苏州竞立张家口市交投壳牌新能源有限公司氢河北张家口桥2021年氢燃料电池公交车的需求，为2022年冬奥会提供能源保障。建设中碱性中船718所00.511.522.533.544.505000100001500020000250002025E2030E2035E2040E2045E2050E电解槽市场规模(亿元)单价(千元/kw)-右轴氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分20能一体化示范基地建设项目东区液态太阳燃料合成示范工程项目甘肃兰州2019年2月制取甲醇已完成验收鉴定碱性苏州竞立国电投宁东可再生能源制氢项目宁夏宁东2020年4月1）精细化工2）满足氢能汽车的需求3）天然气掺氢建设中碱性中船718所张家口海珀尔制氢加氢项目河北张家口1）一期项目：2018年3月2）二期项目：2021年3月1）满足2022年冬奥会燃料电池车辆的氢能供应2）保障张家口地区稳定的氢能供应1）一期项目已投产2）二期项目于2021年3月20日举行开工仪式，现已建设完成碱性中船718所宝丰能源太阳能电解制氢储能项目宁夏宁东2020年7月1）与公司现有煤化工产业链有机结合，即将太阳能电解‘绿氢’补入甲醇装置耦合以生产甲醇和烯烃等材料2）配套进行制氢储能、氢气储运、加氢站建设，通过与城市氢能源示范公交线路协作等方式拓展应用场景，实现氢能产业链一体联动发展。2021年4月首批装置成功投产，项目的余下部分仍在建设中碱性中船718所、苏州竞立中关村延庆园加氢站二期（冬奥会配套制、加氢）项目北京延庆区2021年4月10日保障2022年北京冬奥氢燃料车辆的用氢需求已投产纯水德国西门子山西大同首座500Nm³/h水电解制氢装置及储存山西大同————已投产碱性北京中电丰业吉电股份风能制氢一体化示范项目吉林白城尚未开工1）氢、氨生产耦合联动2）建设绿氢产业链还未开工碱性中船718所安徽六安兆瓦级氢能综合利用站科技示范项目安徽六安2020年12月推进绿氢在燃料电池、电动车、氢能炼钢、绿氢化工等领域大规模应用。已投产碱性北京中电丰业2021年8月进行设备调试已投产PEM中科院大化所资料来源：北极星电力网、国际氢能网及集团官网，中信证券研究部预计2022年在政策的推动下，绿氢项目也将从示范项目逐步向商用拓展。在减碳和“碳中和”的场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用。另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。因此，我们预计2022年绿氢需求将有明显增加，主要增量来自于工业领域大型国企减碳的示范项目，同时新能源电站也有望对绿氢的制取、储能等开展进一步探索。绿氢项目的增加有望直接带动对电解氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分21槽的采购需求，我们预计2022年电解槽销量有望达到100万千瓦的规模，对应市场空间在30～50亿元。表13：国内外主要电解槽公司概览公司特点中船718所公司在水电解制氢、甲醇裂解制氢、富氢尾气提纯、车载氢系统研制加工、加氢站建设等方面具有雄厚的技术实力、工程建设经验以及周到的售后服务保障，拥有多项氢能技术的完全自主知识产权，已形成以制氢为核心，加氢、供氢为拓展的产业发展架构，业务涵盖水电解制氢、化石燃料制氢、氢能交通、海洋氢能等多个领域，其中水电解制氢装备在全国市场的占有率保持领先地位。截至目前，公司水电解制氢装置已生产销售一千多台套，累计产值超30亿元。苏州考克竞立是一家专业研发、生产水电解制氢设备及气体后处理设备的高科技企业，2017年被江苏省科技厅认定为“江苏省水电解制氢设备工程技术研究中心”。公司生产的水电解制氢设备产氢量从2m³/h提升到1500m³/h。天津大陆公司可生产0.1Nm3/h～1000Nm3/h的电解水制氢设备和2Nm3/h～1000Nm3/h的气体纯化设备。所生产压力5.0MPa的电解水制氢设备是目前公司生产运行压力最高的制氢设备。赛克赛斯专注于利用固体聚合物电解质阳离子交换膜（PEM）进行纯水电解制氢设备的研发、生产和销售的企业，是国内目前唯一一家可以提供兆瓦级PEM电解水制氢系统的制造商。隆基股份2021年3月合资成立隆基氢能科技有限公司。10月首台碱性水电解槽下线，电解槽采用高电流密度设计，单台电解槽的氢气制备能力达1000Nm³/h及以上水平，按照计划，2021Q4，隆基氢能将形成500MW电解水制氢装备产能，未来5年内产能将达到5-10GW。阳光电源2021年3月发布全国最大功率PEM电解槽。技术方面，电解槽实现5分钟内冷启动、10秒内热启动、输入功率秒级响应，同时可适应10%-150%宽功率输入，并能在全生命周期内将风光波动电力最大化转化为氢气，创造更低的TCO。Hystar（海外）开发的新型质子交换膜（PEM）电解技术。比起现有PEM技术，具有更高的绿色制氢效率。受益于独特的电池设计和工艺架权，能够减少电耗，提高产氢量，从而大幅降低通过PEM电解生产绿色氢的成本。将电解氢产量提高150%以上。康明斯（海外）康明斯已经为全球60多个加氢站提供电解槽，通过水电解技术现场制氢。平均单个1兆瓦电解槽系统每天可生产400公斤高纯氢，可支持16辆燃料电池卡车每天行驶600英里（超过950公里）。康明斯的电解槽系统规模不断提升，目前已成功扩展到20兆瓦以上。资料来源：各公司官网，中信证券研究部目前国内主流路线是碱性电解槽，龙头生产企业主要有三家：中船718所、苏州考克竞立以及天津大陆，但都没有上市。兆瓦级PEM电解槽量产企业主要是赛克赛斯。此外，光伏产业链巨头隆基股份、阳光电源也分别发布了碱性电解槽和PEM电解槽产品，后续两家公司的量产情况也值得关注。其他相关的上市公司有滨化股份（参股天津大陆17.5%的股权）、美锦能源（通过产业基金投资赛克赛斯）。▍加氢站有望迎来超前建设加氢站是氢能产业链的基础设施，但目前由于国内氢能车辆基数较小，加氢站普及程度也比较低，造成了加氢站建设和氢能车辆推广的低效循环，加氢站数量少会影响车辆运营便利性，但是运行车辆少又会影响加氢站运营的经济性。为了打破这一僵局，产业共识和目前的政策倾向于鼓励加氢站适度超前建设，如广东城市群的氢能产业发展规划中，就明确提出了“鼓励加氢站适度超前建设”的政策。两大石油化工央企中石油、中石化分别规划2025年各自建设1000座加氢站，也是适度超前建设的节奏。预计加氢站超前建设的特征在2022年将更加明显。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分22目前加氢站建设障碍逐步减少，油氢混合站或成为新增主流根据氢能研究院统计数据，2020年中国新建加氢站47座，累计建成128座，另有167座在建或规划，全部为高压气态储氢加氢站，主要分布于江苏、广东、山东、上海等地区，四省市累计占比超过50%。加氢站分为自制氢和外供氢两种类型。成本构成包括压缩机、加注设备、储氢罐、冷却设备、建设成本、设备安装调试、其他管阀等。目前我国建设加注能力500kg/日的固定式加氢站，建设成本约为1000～1200万元。图28：外供氢加氢站技术路线资料来源：《燃料电池汽车加氢站的工程实践》潘相敏图29：天然气制氢—加氢一体站技术路线资料来源：《燃料电池汽车加氢站的工程实践》潘相敏表14：加氢站成本构成成本构成费用（万元人民币）压缩设备180储氢设备320加氢及冷却系统200其他系统附件100～300系统成本小计800～1000其他建设费用200合计1000～1200资料来源：《节能与新能源汽车技术路线图2.0》（中国汽车工程学会等），中信证券研究部国内目前加氢站投资建设面临的普遍问题包括：初始建设成本高：相较于单个加油站的投资仅在百万元量级，单个加氢站的投资达到上千万元；预计未来油氢混建的方式可以有效降低这一成本；氢能产业链尚不完善：上游制氢和下游用氢分散，运氢成本相对较高，也可能面临氢源不稳定的风险，未来可以考虑制氢——加氢一体站的模式来解决；核心设备技术瓶颈：以隔膜压缩机为主的核心设备还存在一定的进口依赖，但国产化率也在逐步提升，未来有助于降低设备采购成本。目前加氢站分为独立加氢站和油氢混合加氢站两种。油氢混合加氢站相较于独立加氢站，大幅缩短土地审批流程，降低土地建设成本，缩短建设周期；原有员工也可进行适当的培训，避免后期增加人工成本。特别是目前氢燃料电池汽车市场目前仍处在培育期，加氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分23氢站盈亏平衡存在较多不确定因素。从谨慎投资的角度来看，油氢混合加氢站比独立加氢站更具吸引力。GGII数据显示，2019年国内建成加氢站中，油氢合建站占比为17.9%，2020年建设的加氢站中，油氢合建站比例已达到一半左右。中短期内，油氢混合加氢站或成为首选；长期而言，制氢—加氢一体站可有效节约运输成本，带分布式制氢成本有效下降后，有望成为新的主流形式。表15：我国加氢站等级划分加氢站等级加氢站加氢加气合建站加氢加油合建站总容量kg单罐容量kg总容量kg单罐容量kg加油站等级120m³＜V≤180m³加油站等级60m³＜V≤120m³加油站等级30m³＜V≤60m³加油站等级V≤30m³一级4000＜G≤8000G≤20001000＜G≤4000G≤1000不得合建不得合建不得合建不得合建二级1000＜G≤4000G≤1000G≤1000G≤500不得合建一级（合建后）一级（合建后）一级（合建后）三级G≤1000G≤500不得合建一级（合建后）二级（合建后）三级（合建后）资料来源：住建部《中华人民共和国国家标准:加氢站技术规范（GB50516-2010）》，中信证券研究部表16：各地加氢站建设补贴政策省市政策政策颁布时间政策条例河北《河北省推进氢能产业发展实施意见》2019.8.12.1）加氢站建设及装备制造项目，由县（区）人民政府实施核准或备案管理。高速公路加氢站，统筹纳入高速公路基础设施建设改造规划。2）对符合条件的加氢站建设给予适当补贴。河北省张家口市《张家口氢能保障供应体系一期工程建设实施方案》2020.3.9.在加氢站竣工验收合格并开始正常运营后，对于日加氢能力在200-500千克的加氢站给予一次性400万元的建设补贴，对于日加氢能力在500千克以上的加氢站给予一次性800万元的建设补贴。上海《关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策》2021.11.3.2025年底前，车用加氢站经营建设主体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，本市按照不超过核定的设备购置和安装投资总额30%给予补助，补助标准向具备70MPa加注能力的加氢站适当倾斜。其中，2022年、2023年、2024-2025年底前取得燃气经营许可证的，每座加氢站补助资金最高分别不超过500万元、400万元、300万元。浙江《浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方案（征求意见稿）》2019.4.15.1）省级新能源汽车推广应用政策对各地建设加氢站给予奖励，2023年底前建成并投用、日加氢能力1000公斤及以上的70MPa加氢站，每站奖励500万元；日加氢能力500公斤及以上的加氢站，每站奖补300万元；日加氢能力500公斤以下的加氢站，每站奖补150万元，且奖补额不超过固定资产投资额（不含土地）的50%，后续根据实际情况调整奖励标准。浙江省宁波市《宁波市氢能示范应用扶持暂行办法（征求意见稿）》2021.12.16.加氢站建设补贴标准：日加氢能力小于500公斤，最高补贴100万元；日加氢能力大于等于500公斤且小于1000公斤，最高补贴300万元；日加氢能力大于1000公斤，最高补贴500万元.山东省潍坊市《关于支持氢能产业发展的若干政策》2021.12.23.日加氢能力大于等于200公斤且小于500公斤，2022/2023年建成的分别最高补贴40万元/30万元；日加氢能力大于等于500公斤且小于1000公斤，2022/2023年建成的分别最高补贴160万元/120万元；日加氢能力大于1000公斤，2022/2023年建成的分别最高补贴350万元/300万元(备注：加氢补贴每年每座站不超过200万元)山东省淄博市《关于支持氢能产业发展的若干政策》2021.9.24.对新建、改建、扩建日加氢能力不低于500千克的固定式加氢站，在建设完成且验收投入运营后，按实际建设投资额度（不含土地费用）30%—40%给予一次性补贴。单个加氢站建设最高补贴额不超过500万元。支持70MPa加氢站、“制氢—加氢”一体站示范建设。广东《广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案》2020.11.12.对加氢站建设给予一定补贴。自政策发布日起，按照“总量控制，先建先得”原则进行补贴，省财政对2022年前建成并投用，且日加氢能力（按照压缩机每日工作12小时的加气能力计算）500公斤及以上的加氢站给予补贴。其中，属于油、氢、气、电一体化综合能源补给站，每站补助氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分24省市政策政策颁布时间政策条例250万元；独立占地固定式加氢站，每站补助200万元；撬装式加氢站，每站补助150万元。鼓励市区根据实际情况对加氢基础设施建设给予补贴，各级财政补贴合计不超过500万元/站，且不超过加氢站固定资产投资50%，超过部分省级财政补贴作相应扣减。福建福州市《福州市促进氢能源产业发展扶持办法》2020.12.7.1）加氢站建设补贴：对于日加氢能力达到500kg/d的35Mpa加氢站，按加氢站设备投入金额的30%补助，最高不超过300万元；对于加氢能力达到500kg/d的70Mpa加氢站或者1000kg/d的35Mpa，按加氢站设备投入金额的30%补助，最高不超过500万元。为加快加氢站的应用示范，对加氢站建设补贴标准涉及到的各类加氢站类别的首座加氢站，在补贴标准基础上追加50%补助资料来源：各地方政府网站，中信证券研究部总结而言，目前产业和政策都有意愿推进加氢站适度超前建设，政策补贴可有效降低部分区域建站成本，相关设备国产化率的提升也可以有效降低加氢站设备的折旧成本，加氢站建设已经具备进一步放量的外部环境。加氢站适度超前建设，产业链订单有望增加2020年国内加氢站数量约为128座，我们判断2021年加氢站数量约为200～210座，增加近80座。2022年在加氢站超前建设的推动下，预计加氢站可达到400座，新增建设投资大约在20～24亿元，其中压缩机、储氢设备相关的订单均有望超过2亿元。图30：国内加氢站数量预测（座）资料来源：GGII，中信证券研究部预测图31：中国加氢站市场规模预测（亿元）资料来源：车百智库预测，中信证券研究部表17：加氢站市场空间测算20202025E2035E2050E建成加氢站数量（座）1181000500010000新增加氢站数量（座）5788240005000累计加氢站投资额（亿元）6.84106480600资料来源：《节能与新能源汽车技术路线图2.0》（中国汽车工程学会等），中信证券研究部预测按照在产业链所处位置不同，可以将相关公司划分为建设运营、设备制造两大类：老牌加氢站建设与运营企业：代表企业为氢枫能源、国富氢能和舜华新能源。上游气体及加氢设备企业：代表企业为厚普股份、林德集团。4714295212821040060080010000200400600800100012000200400600800100012002025E2030E2050E氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分25表18：运输及加氢环节企业概览公司名称相关布局加氢站建设及运营中石化截至2020年开展加氢站试点项目27个，布局在长三甲、珠三角；十四五期间规划建设1000座加氢站；积极布局氢能源产业上下游氢枫能源累计参与12座加氢站运营与建设，国内拍民第一，在长三角氢走廊城市、广东以及湖北、山东、广西、安徽等各地区均有业务铺开国富氢能主营加氢站成套设备、车载供氢系统谁制造，为我国70多座加氢站提供加氢设备，市占率27%，排名第一舜华新能源加氢站早期拓荒者，国内前五的加氢站集成商中石油参与冬奥加氢站建设，统筹资源，布局加氢站建设加氢设备企业PDC（海外）氢能高压隔膜压缩领域全球领先企业，供应全球、超过一半以上的加氢站豪顿（海外）国际领先的风机、压缩机制造商，在中国设立合资企业豪顿华工程并与氢枫能源达成战略合作协议林德（海外）离子压缩机生产领先企业，具备在氢能全产业链的技术和工程能力厚普股份与法液空合作成立液空厚普，目前主打加氢站加注设备和集成业务，参与5个冬奥示范项目雪人股份为加氢站提供氢气压缩机与冷却机组等核心装备富瑞特装生产加氢站用阀门产品海德利森首创将液驱活塞式氢气增压系统应用于加氢站；为丰田汽车在国内建设第一个座符合SAEJ2601标准的70MPa加氢站，撬装式加氢站占有率超过70%，整车厂场内加氢站占有率超过90%中鼎恒盛年产200台隔膜压缩机，装配武汉雄众、安徽明天氢能、佛山荔村、上海金山化工园区等加氢站中集安瑞科生产加氢站用储氢瓶组康普锐斯90MPa高压大排量氢气压缩机通过检测认证，具备各种压力与排量压缩机制造能力资料来源：各公司官网，中信证券研究部与电解槽和燃料电池车产业链相比，加氢站产业链市场规模并不大，但公司相对集中，预计2022年这些龙头公司的订单数量将有明显增加，也将有效催化股价，产业链公司建议关注中集安瑞科、雪人股份、冰轮环境。▍工业领域应用或多点开花碳达峰、碳中和目标的深入推进，使大型企业减碳的需求越发迫切，而氢能作为零碳排放的能源，也成为工业路线减碳的重要选项之一。2021年11月，工信部发布了《“十四五”绿色工业发展规划》，其中多次提到了氢能在工业减碳中的作用，规划中提及“鼓励氢能替代能源在钢铁，水泥，化工等工业领域的应用，发展氢燃料的燃气轮机、高压氢气压缩机，开展新型的污染物治理技术装备的技术研究，推进绿氢技术装备的应用”等。工业领域里，化工领域对氢气的消耗将延续传统的需求，长期或保持自然增长，预计基于减碳的角度，氢气来源在结构上也有所调整，估计会减少对化石能源制氢的采购，增加绿氢的消费。未来在工业领域，预计耗氢增量最大的行业是钢铁行业，焦炭在高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实现上述功能。但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典起步较早，瑞典钢铁公司（SSAB）联合大瀑布电力公司（Vattenfall）以及矿业集团（LKAB）创立了非化石能源钢铁项目HYBRIT，预计2024氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分26年开始有望转入小规模生产。中国宝武集团也在2021年底举行了湛江钢铁全氢零碳绿色示范工厂百万吨级氢基竖炉工程奠基活动，该项目建成后有望成为国内首套自主集成的百万吨级竖炉，也是世界首套直接加氢气进行还原生产的竖炉。表19：中国大型钢铁集团氢能项目钢铁集团时间合作内容宝武集团2021.12.28宝钢湛江100万吨级氢基竖炉工程开工建设河钢集团2019.11氢冶金技术方，共同研发建设全球首个120万吨规模的氢冶金示范工程中国钢研2020.5双方将携手开发中国首台套2×20万吨国产化转底炉技术，开展具有中国自主知识产权的首台套年产50万吨氢冶金及高端钢材制造项目建设资料来源：各企业集团官网，中信证券研究部氢气替代焦炭炼钢涉及高炉技术的革命性转变，其经济性还依赖于氢气的成本。日本钢铁协会估算生产1吨生铁需要601标准立方米氢气，补偿吸热反应需要67标准立方米氢气，加热融化到1600摄氏度需要85标准立方米氢气，共计需要753标准立方米氢气，按照75%的热效率计算，产生1吨生铁需要的氢气量为1000标准立方米。按目前成本，生产1吨钢铁大约需要0.45吨焦炭，吨钢的能源物料成本约为1000～1050元/吨，如果与高炉炼铁达到一样的成本水平，所使用的氢气成本需要降至1～1.05元/方，约合11.2～11.8元/kg，基本是目前最便宜的化工副产及化石能源制氢成本。如果以零碳来源的氢气成本计算，目前光伏和风电制氢成本基本在17～25元/kg的成本水平，氢气还原制铁工艺成本至少比传统高炉高80%～100%以上。氢能还原制铁的大面积推广需要迈过三大门槛：一是技术在规模应用上的稳定性；二是工艺的安全性及安全成本的降低；三是氢能来源成本的降低。假设钢铁需求量维持在目前的高位平台区，即每年9～10亿吨左右的水平，未来电炉炼钢占到钢铁产量的比重为40%，氢能、焦炭炼钢分别占到粗钢产量的30%，那么预计2050年氢能还原铁技术路线对应的粗钢产量约为3亿吨左右，对应生铁产量约为2.55亿吨，以1吨生铁消耗1000方氢气计算，预计对应的氢气需求量约为2300万吨。在水泥领域，可以通过生产工艺改造和提升能源效率两个渠道来减少CO2排放。具体而言，提升能源效率的目标可以通过能源回收、余热回收和增加干法/半干法工艺的比例这三种方式达成。而改造生产工艺的目标可以通过碳捕捉、碳储存（CCS）、在窑炉中使用可替代燃料（如固体垃圾废物、生物质、氢能、电能）替代部分煅烧过程这三种方式达成。氢能在水泥制造过程中减碳的作用便体现在窑炉步骤替代部分煅烧过程中，在具体的实践操作中，制造工厂一般将结合氢能和CCS技术结合实现减排效果。根据中国水泥网信息中心测算，采用氢能煅烧技术，能实现CO2降低约32%，窑尾废气CO2浓度可提高至95%。氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分27图32：氢能在水泥工业流程中的应用资料来源：中国水泥网信息中心如果把化工领域的氢能需求考虑在内，长期而言，工业领域都是氢能需求的主力，而工业用氢需求的跳升或出现在2030～2035年。近几年工业领域的用氢规模或不会出现快速扩张，但会有越来越多的示范项目出现。图33：中国长期氢能需求预测（万吨）资料来源：IEA，GGII，中信证券研究部预测展望2022年，市场对燃料电池车产业链的发展模式预期已较为充分，而氢能在工业领域的应用则容易出现技术突破，形成预期差。潜在的投资机会可能出现在相关设备领域，如气体分离设备、氢气燃烧装置等等，预计也会包括传统工业流程的升级改造服务等等。▍风险因素关键技术进展缓慢；产业支持政策落地低于预期。▍投资建议2021年，中信燃料电池指数收益率为50.77%，分别跑赢沪深300/wind全A指数57.45/43.43pcts，也跑赢中信电力设备和新能源指数9.87pcts。从节奏而言，2021年氢能板块的行情主要有三轮：一是在3月下旬至4月下旬，第二轮是在7月底至8月底，第三轮是在11月～12月底。行情的驱动因素主要是政策预期，第一轮行情的政策驱动主要020004000600080001000012000140001600020202025E2030E2035E2040E2045E2050E交通领域工业领域建筑及其他氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分28“碳达峰、碳中和”相关政策，第二轮行情主要是对燃料电池示范应用政策预期，第三轮行情政策预期主要是氢能顶层规划的出台。图34：中信燃料电池指数收益率资料来源：Wind，中信证券研究部具体到个股层面，2021年涨幅前十大的氢能公司，京城股份、中集安瑞科、厚普股份、雪人股份主要是集中在氢能储运环节，建龙微纳、阳煤化工及鸿达兴业主要是制氢及其材料环节，美锦能源、东方电气都是氢能全产业链布局，而东岳集团则主要是布局了燃料电池核心材料—质子交换膜。回顾每一轮板块上涨行情，涨幅居前的公司并不相同，主要也受到相关公司主业估值的影响。特别是在11～12月份的行情中，一些新进入氢能领域的中小市值公司表现较为活跃，一方面与市场风格有关，另一方面这类公司也更容易产生预期差。表20：2021年全年及各上涨区间段涨幅前10名股票2021年全年3月25至4月23日7月28日至8月30日11月2日至12月27日公司名称收益率公司名称收益率公司名称收益率公司名称收益率京城股份349.77%雪人股份39.06%中泰股份119.24%京城股份250.73%建龙微纳202.35%中集安瑞科33.53%东岳集团92.09%春晖智控101.67%中集安瑞科149.37%华锋股份29.04%厚普股份75.00%致远新能92.00%美锦能源142.96%亿华通-U26.64%美锦能源74.34%美锦能源67.13%厚普股份133.82%厚普股份22.47%全柴动力71.30%雪人股份54.72%雪人股份124.96%建龙微纳17.81%深冷股份67.71%中泰股份50.77%东方电气118.27%滨化股份16.85%中集安瑞科62.11%富瑞特装46.54%阳煤化工116.03%阳煤化工16.60%滨化股份55.01%九丰能源41.41%鸿达兴业102.50%东岳集团16.13%富瑞特装51.74%雄韬股份39.71%东岳集团102.42%宝丰能源14.22%东方电气-5.12%泛亚微透38.75%资料来源：Wind，中信证券研究部目前投资氢能板块的相关公司众多，但由于产业链普遍没有盈利，还无法从盈利角度确定相关业务的合理估值水平。但产业发展趋势持续向好，市场预期乐观，我们给予板块“强于大市”评级：首先，行业还处在产业化初期，未来产业链爆发增长是大概率事件；第二，中央和地方政策密集出台中，政策还有陆续叠加效应，有望推进产业加速发展。-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%中信燃料电池指数收益率沪深300指数收益率万得全A收益率中信电新指数收益率氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分29第三，氢能的技术应用还在不断探索和拓展，未来有望衍生出更多应用和新的市场空间。2022年政策或继续为行业发展送来东风，各层面支持政策还有望持续叠加。预计燃料电池重卡将有明显的放量，新技术、新应用场景的落地推广也有望催生新的赛道。我们建议关注三条主线：一是在燃料电池重卡增长带动的产业链放量，建议关注美锦能源、雄韬股份、亿华通，质子交换膜国产化率提升的受益标的东岳集团，二是加氢站超前建设下，建议关注在氢能储-运-加环节充分布局的中集安瑞科、雪人股份、冰轮环境，三是动态关注新进入氢能领域的中小市值公司。表21：氢能相关公司盈利预测一致预期和估值(元/股)股票代码公司名称相关氢能业务EPS一致预期股价PE市值全产业链20202021E2022E20202021E2022E(亿元)000723.SZ美锦能源全产业链布局，控股燃料客车制造企业，拟投资燃料电池电堆生产，煤制氢气项目，积极布局加氢站；参股燃料电池制造企业国鸿氢能，膜电极制造企业鸿基创能以及大型压缩机、电解槽设备企业0.170.640.6416.921002727723600875.SH东方电气首个撬装式加氢系统在德阳建成，自主研发的四川首套加氢站用高压储氢容器顺利完工。自主研制60-110千瓦燃料电池发动机系统通过国家检验。0.600.750.8820.99352824619000338.SZ潍柴动力巴拉德第一大股东，母公司潍柴集团已建立“单电池-电堆-发动机-整车”的氢燃料商用车全产业链1.161.201.3417.921515131,458制氢环节1907.HK中国旭阳集团焦炉副产氢气0.420.730.974.581165203600691.SH阳煤化工成立氢能子公司，拓展煤制氢业务；已经在阳泉建成示范加氢站0.050.210.234.92912321117600989.SH宝丰能源运营一体化光伏电解水制氢项目0.630.961.1517.402818151,276600273.SH嘉化能源与空气化工产品(中国)投资有限公司合资成立公司投资液氢项目0.911.061.3211.2012119159002274.SZ华昌化工在氢能源产业主要拓展方向有制氢、供氢、氢燃料电池发0.191.601.6812.376487118氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分30电模块、燃料电池电堆及辅助系统测试设备，并通过合作的方式在氢能源领域进行布局。002002.SZ鸿达兴业先后与北京航天试验技术研究所、日本旭化成株式会社、法国液化空气等相关机构建立战略合作伙伴关系，在制氢领域不断巩固领先地位，建设运营了国内首个民用液氢工厂。0.31————6.3720————199603113.SH金能科技PDH，丙烷裂解脱氢1.281.842.3616.021397137603169.SH兰石重装与兰石研究院协作围绕电解水制氢、分布式氢储能技术及应用、煤气化制氢、大型高压气态储氢容器的研发和制造、高压大流量氢气压缩机的设计制造等展开技术研究-0.27————9.38-35————123601678.SH滨化股份与清华工研院合作，开展800万立方米/年的灰氢/蓝氢制备与净化，480万立方米/年的绿氢制备。0.330.861.047.842498157002648.SZ卫星石化PDH，丙烷裂解脱氢1.523.614.7042.3828129729002221.SZ东华能源PDH，丙烷裂解脱氢0.770.931.2512.29161310203605090.SH九丰能源与化工企业巨正源合作，扩展氢气销售市场；未来规划多种路线制氢2.132.072.5935.17171714156603698.SH航天工程煤制氢设备0.330.00——17.8454————96储氢运氢环节0.000.000储氢环节600860.SH京城股份生产氢燃料电池用铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶0.34————22.4666————90002080.SZ中材科技公司的高压储氢瓶已具备量产能力，以无人机和燃料电池用储氢瓶为主1.222.152.3932.65271514548002564.SZ天沃科技在能源工程领域已承接两项丙烷脱氢项目，公司拥有电解水制氢氧设备和工艺,具备生产储存气态氢和液态氢容器的能力-1.35————4.77-4————41600458.SH时代新材2018年时代新材与欧盟ETC公司合作建设氢罐项目,目前35MPa和70MPa铝内胆高压储氢罐样件研制工作已基本完成0.41————13.7033————110300985.SZ致远新能参投江苏申氢宸有氢燃料电2.25————46.6821————62氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分31池、电堆阳极阀门的产品储备300423.SZ昇辉科技2021年成立昇辉新能源有限公司，投资与布局氢能储能等核心产业环节1.17————14.3312————71运输及加氢3899.HK中集安瑞科京津冀布局氢运输及加氢站；与挪威HexagonPurus成立合资公司，致力于中国及东南亚高压氢气运输市场0.290.420.5311.18382621227002639.SZ雪人股份布局氢气制取与加氢站建设运营相关设备，规划进入氢燃料电池发动机系统集成-0.27————16.86-63————130300471.SZ厚普股份为加氢站建设提供EPC服务-0.46————25.32-55————92300228.SZ富瑞特装进行氢燃料电池车用液氢供气系统及配套氢阀的研发工作0.15————9.6664————56000811.SZ冰轮环境致力氢能关键装备氢气循环泵、电池系统空压机以及加氢站用隔膜压缩机研发0.300.460.6016.38553527122002911.SZ佛燃能源氢能产业主要方向为研究制氢设备及储氢加氢技术，建成佛山市首座加氢充电光伏发电综合能源站0.84————10.9113————103600028.SH中国石化全产业链布局，包括氢气制备、提纯、储存、运输、加注、终端设备等环节0.270.610.614.2716774,879601857.SH中国石油2021年5月中国石油正式成立氢能研究所，围绕中国石油氢气制取储运及高效利用、燃料电池及储能技术等氢能产业相关技术研究，未来将在全国范围投运50座加氢站0.100.520.544.9850998,666燃料电池环节催化剂600459.SH贵研铂业燃料电池核心催化剂0.751.111.5423.84322115141688269.SH凯立新材提供钯系、铂系、铑系、钌系等丰富的贵金属催化剂，部分可用于燃料电池催化剂1.501.802.47122.50826850114质子交换膜835906.NQ科润新材料具备30万平米全氟质子膜产能。0.43——————————————0189.HK东岳集团150万平米质子交换膜生产线0.371.031.3511.1430118251688386.SH泛亚微透拟与21家机构及个人共同发起设立合资公司,建设氢燃料电池质子交换膜项目1.000.961.8574.1474774052氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分32603959.SH百利科技公司与坤艾科技等成立合资公司坤艾氢能膜材，进军高温质子交换膜领域。0.05————16.12317————79双极板600218.SH全柴动力在氢能燃料电池智能制造建设项目中投资1.36亿元，在燃料电池核心零部件质子交换膜、膜电极领域加快研发、量产进度。0.47————13.5729————59000969.SZ安泰科技子公司安泰环境凭借氢燃料电池关键材料-气体扩散层、金属双极板的研发创新及商业化推进；金属双极板已向著名燃料电池厂商供货。0.10————10.79107————111膜电极002057.SZ中钢天源公司与中钢新型共同投资“氢燃料电池石墨双极板材料”项目正在研发中，项目成果可用于氢燃料电池0.30————8.7729————65000581.SZ威孚高科主要布局氢燃料电池领域，燃料电池核心材料完成了从催化剂、气体扩散层（GDL）到膜电极（MEA）的全自主核心材料开发；完成催化剂涂覆膜（CCM）的全水系墨水配方优化和催化层整平优化2.792.722.8422.16888207燃料电池系统及零部件300409.SZ道氏技术子公司道氏云杉主要从事氢燃料电池膜电极（MEA）等关键材料的研发，并与泰极动力整合加速关键材料国产化进程。0.130.971.3623.191782417134688339.SH亿华通燃料电池系统首家上市公司，在行业中具备先发优势，年销售约500套系统-0.380.982.73259.77###26695185002733.SZ雄韬股份形成氢能产业链的闭环布局，区域布局全面；在产品研发方面，已完成45~120kW燃料电池发动机及38~75kW燃料电池电堆的研发及试生产；并与各整车企业联合开发了多款涵盖公交车、物流车、重卡、环卫车等的燃料电池车型及底盘。0.19————21.42113————82002249.SZ大洋电机致力于氢燃料电池发动机核心零部件、氢燃料电池发动机（自主研发氢燃料电池控制0.04————8.24206————195氢能行业2022年投资展望｜2022.1.7请务必阅读正文之后的免责条款部分33器）和氢燃料电池动力总成系统的研发600218.SH全柴动力公司控股子公司元隽氢能源主要从事氢燃料电池核心零部件及系统模块的自主研发，初步形成自主完整的生产路线和制备工艺，具备批量化生产的前提条件0.47————13.5729————59300503.SZ昊志机电目前公司研发的燃料电池压缩机系统（含高速电机、高频驱动、高速气动系统和控制系统等）处于公司内部测试和客户试用阶段0.260.740.8013.7053181742制造设备002806.SZ华锋股份生产氢能源汽车关键零部件，处于小批量应用状态-1.73————14.31-8————27688529.SH豪森股份公司成功打造高智能、高柔性、高度模块化的氢燃料电池智能生产线，包含电堆生产线、系统装配线、氢系统装配线，成功为捷氢科技提供搭载MOM平台的燃料电池产线0.83————29.8736————38300340.SZ科恒股份子公司浩能科技布局氢能领域，主要涉及燃料电池设备领域，目前有多款适用于燃料电池的涂布设备，订单随着市场规模稳步增长-3.51————18.49-5————39资料来源：各公司公告，wind，中信证券研究部备注：EPS和PE均为Wind一致预期；股价为2022年1月6日收盘价▍相关研究氢能行业热点聚焦之五—政策有望持续加持,产业关注度不断升温(2021-11-22)分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上其他声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas,LLC（下称“CLSAAmericas”）除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：孟买（400021）NarimanPoint的DalamalHouse8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则定义且CLSAAmericas提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSAgroupofcompanies获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡《证券及期货法》s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡《财务顾问法》下《财务顾问（修正）规例（2005）》中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35条的规定，《财务顾问法》第25、27及36条不适用于CLSASingaporePteLtd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSASingaporePteLtd.（电话：+6564167888）。MCI(P)024/12/2020。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2022版权所有。保留一切权利。