氢能行业：“双碳”趋势下的长坡厚雪赛道发布日期：2022年3月23日分析师：吕娟lyujuan@csc.com.cn021-68821610SAC执证编号：S1440519080001SFC中央编号：BOU764本报告由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供，由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。同时请参阅最后一页的重要声明。证券研究报告行业深度报告目录•一、双碳背景下，国内外政策推动氢能发展1.1氢能源：实现双碳目标的重要支撑1.2全球推进氢能产业发展1.3国内政策明确支持氢能发展•二、制氢：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破•三、储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破•四、应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进•五、相关设备标的介绍•六、风险提示1.1氢能源：实现双碳目标的重要途径图表：氢能源产业链•氢气是一种二次能源，其本身具有热值高、能量密度大等特点，且理论上可实现零碳排放。•长期以来，氢能在中国一直被认定为高危化工产品，这使得整个氢能产业链在报批建设时存在诸多制约。2020年4月，国家能源局发布《能源法（征求意见稿）》，将氢能划分成能源范畴，大大提升氢能地位。•氢能源的下游应用领域广泛，包括燃料电池汽车、轨交船舶、发电、供暖、化工与冶金等领域，氢能源的广泛应用是实现双碳目标的重要途径。来源：HydrogenCouncil,氢能产业网，中信建投图表：氢气热值高、无污染燃料代表性分子式发热量(kJ/g)CO2排放量(g/kJ)煤C33.90.108轻油C16H3444.40.070汽油C8H1844.40.069甲醇CH3OH20.10.069天然气CH449.80.057氢气H2120.201.2全球推进氢能产业发展图表：全球发布氢能战略和发展路线图的国家•在“碳达峰、碳中和”目标的指引下，可再生能源产业将迎来一波投资浪潮，氢能已经成为国际议程的新焦点。•在占全球GDP总量52%的27个国家中，16个国家已制定全面的国家氢能战略，包括中国在内的11个国家正在制定国家氢能战略。来源：HydrogenCouncil,中国氢能联盟研究院,中信建投1.3国内政策明确支持氢能发展图表：氢能以及燃料电池汽车相关宏观产业政策•国家层面对氢能以及燃料电池汽车产业给予高度重视，并积极引导、支持其发展。•宏观产业政策方面，自“十三五”至“十四五”，国家连续将新能源汽车以及燃料电池汽车列入五年科学技术发展规划中，明确其发展目标、重点任务以及保障措施等，积极建设“三纵三横”的研发布局。•2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，将对我国氢能产业的高质量发展发挥的重要指导作用。来源：政府官网，中信建投时间部门政策名称主要内容2016.11国务院《国务院关于印发“十三五”国家战略性新兴产业发展规划的通知》系统推进燃料电池汽车研发与产业化。到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。2020.10中国汽车工程学会《节能与新能源汽车技术路线图（2.0版）》将发展氢燃料电池商用车作为整个氢能燃料电池行业的突破口，以客车和城市物流车为切入领域，重点在可再生能源制氢、工业副产氢丰富的地区推广中大型客车、物流车，并逐步推广至载重量大、长距离的中重型卡车、牵引车、港口拖车以及乘用车等；2030-2035年实现氢能及燃料电池汽车的大规模的应用，燃料电池汽车保有量达到100万辆左右。2020.11国务院办公厅《新能源汽车产业发展规划（2021-2035）》提高氢燃料制储运经济性。因地制宜开展工业副产氢及可再生能源制氢技术应用，加快推进先进适用储氢材料产业化。推进加氢基础设施建设。建立完善加氢基础设施的管理规范。引导企业根据氢燃料供给、消费需求等合理布局加氢基础设施，提升安全运行水平。支持利用现有场地和设施，开展油、气、氢、电综合供给服务。2021.03全国人民代表大会《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局批未来产业。2022.03国家发展改革委、国家能源局《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，，明确氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。总体目标（2025年）：形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅提升，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车保有量约5万辆；部署建设一批加氢站；可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分；实现二氧化碳减排100-200万吨1.3国内政策明确支持氢能发展图表：氢能以及燃料电池汽车相关财政补贴政策•推广政策层面，财政部传达燃料电池奖励政策思路，向氢能重卡倾斜。•2020年9月21日，财政部等五部委发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励（有关通知另行发布）。争取通过4年左右时间，建立氢能和燃料电池汽车产业链，关键核心技术取得突破，形成布局合理、协同发展的良好局面。•示范城市或区域的三大原则：有基础——氢源有保障，装备制造业有底子；有积极性——已发布氢能及燃料电池相关产业配套政策；有特色——低成本、低碳氢源，燃料电池公交是主流，但公共领域综合应用也是重要领域•示范方式为示范城市群自愿申报的形式进行。推广政策：从购置补贴到“以奖代补”来源：政府官网，中信建投时间部门政策名称主要内容补贴标准2016.12财政部、科技部、工信部、发改委关于调整新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知提高推荐车型目录门槛并动态调整，包括增加整车能耗要求、提高整车续驶里程门槛要求等。在保持2016-2020年补贴政策总体稳定的前提下，调整新能源汽车补贴标准，并分别设置中央和地方补贴上限。除燃料电池汽车外，各类车型2019－2020年中央及地方补贴标准和上限，在现行标准基础上退坡20%。1、乘用车≤20万元；2、轻型客车、货车≤30万元；3、大中型客车、中重型货车≤50万元2018.02财政部、科技部、工信部、发改委关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知1、提高技术门槛要求，不断提高燃料电池汽车技术门槛。2、完善新能源汽车补贴标准，合理降低新能源客车和新能源专用车补贴标准。燃料电池汽车补贴力度保持不变，燃料电池乘用车按燃料电池系统的额定功率进行补贴，燃料电池客车和专用车采用定额补贴方式。3、分类调整运营里程要求。对私人购买新能源乘用车、作业类专用车、党政机关公务用车、民航机场场内车辆等申请财政补贴不作运营里程要求，其他类型新能源汽车申请财政补贴的运营里程要求调整为2万公里。1、乘用车≤20万元；2、轻型客车、货车≤30万元；3、大中型客车、中重型货车≤50万元2019.03财政部、科技部、工信部、发改委关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知降低新能源乘用车、新能源客车、新能源货车补贴标准；适当提高技术指标门槛，保持技术指标上限基本不变，重点支持技术水平高的优质产品。从2019年开始，对有运营里程要求的车辆，完成销售上牌后即预拨一部分资金，满足里程要求后可按程序申请清算。1、乘用车≤16万元；2、轻型客车、货车≤24万元；3、大中型客车、中重型货车≤40万元2020.04财政部、科技部、工信部、发改委关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知将新能源汽车推广应用财政补贴政策实施期限延长至2022年底，2020年补贴标准不退坡，2021-2022年补贴标准分别在上一年基础上退坡10%、20%；燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕核心零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。1、乘用车≤16万元；2、轻型客车、货车≤24万元；3、大中型客车、中重型货车≤40万元2020.09财政部、工信部、科技部、发改委、国家能源局关于开展燃料电池汽车示范应用的通知将对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励，示范期暂定为四年，“以奖代补”的氢燃料电池汽车政策落地。示范内容包括构建燃料电池汽车产业链条，促进链条各环节技术研发和产业化；开展燃料电池汽车新技术、新车型的示范应用，推动建立并完善相关技术指标体系和测试评价标准；探索有效的商业运营模式；完善政策制度环境。-1.3国内政策明确支持氢能发展•1）“以奖代补”示范政策的发布，标志着中国氢电产业从无序、无目标发展进入相对有序的联合创新，示范发展阶段。示范城市政策对国内产业链构建将产生非常积极的推动作用；•2）示范政策明确氢燃料电池的产业化应用领域重点为中远途、中重型的商用车领域，确定了氢燃料电池技术产业化的重点攻破方向，导致产业加快发展高能量密度氢燃料电池堆。•3）示范政策给予氢气补贴，加氢量越多，获得的氢气补贴越高，激励各地加强氢燃料电池汽车的实际运营。同时以积分奖励的形式补贴鼓励就近取氢，利于区域间加氢基础设施网络的建立。•4）政策鼓励强强联合，对于示范区以外地区不宜给予购置补贴。示范区对产业参与者提出除具备资金、技术等实力外，还需具备区域优势的要求。新政将产业进入门槛提高，同时开启了一轮产业洗牌。•5）示范政策明确将重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，对氢电产业关键技术的发展、核心零部件的国产化替代起到推动左右。•6）以奖代补具体实施政策、城市群迟迟未落地，造成2020年氢能产业发展减速。以奖代补政策对国内氢燃料电池产业的影响：1.3国内政策明确支持氢能发展图表：第一批氢能示范城市群申报情况•氢燃料电池汽车示范城市群政策发布后，全国除海南、新疆、西藏等少数省区外，有近20个城市群申报氢燃料电池汽车示范。多地积极申报示范城市群来源：GGII，中信建投城市群牵头城市参与城市京津冀北京海淀、昌平、延庆、大兴、房山、经济技术开发区等六个区，以及天津滨海新区、河北省保定市、唐山市、山东省滨州市、淄博市等共12个城市（区）上海上海上海、苏州、南通、嘉兴、淄博、鄂尔多斯、宁东能源化工基地广东佛山广州、深圳、珠海、云浮、中山、阳江、东莞河南郑州新乡市、安阳市、开封市、焦作市、洛阳市河北张家口雄安新区、保定市、唐山市、邯郸市山东济南青岛、潍坊、淄博、济宁、聊城川渝成都重庆市、阿坝州、资阳市、内江市、乐山市、攀枝花、凉山、雅安、绵阳、眉山、自贡、德阳湖北武汉襄阳市、宜昌市、十堰市、黄冈市、荆门市、孝感市、淄博市、岳阳市、潍坊市、聊城市浙江嘉兴宁波、杭州、金华、绍兴、衢州江苏苏州南京、无锡、徐州、南通、盐城、扬州安徽合肥芜湖、六安、淮北、铜陵、滁州、马鞍山、阜阳、蚌埠市山西大同太原、长治、晋中、阳泉内蒙鄂尔多斯上海市嘉定区、呼和浩特、包头、乌海辽宁大连沈阳（沈抚新区）、鞍山、营口、朝阳、阜新、葫芦岛、七台河（黑龙江）、六安、上海陕西-榆林市云南-昆明湖南-岳阳、株洲吉林长春白城市、松原市1.3国内政策明确支持氢能发展图表：第一、二批氢能示范城市群落地•2020年9月，自国家燃料电池汽车示范城市群开启申报以来，各地在多方研究、修改方案、逐层审查后，历经一年，首批燃料电池汽车示范城市群于2021年9月落地，京津冀、上海、广东三个城市群正式启动示范。若完成示范任务，每个城市群拟奖励金额最高18.7亿元，共56.1亿元。示范期暂定为四年。•2021年12月28日，河北、河南城市群获批成为第二批燃料电池汽车示范应用城市群。由此，两个城市群与第一批通过的京津冀、上海、广东三大城市群形成了“3+2”的全国燃料电池汽车示范格局。第一、二批氢能示范城市群落地，形成了“3+2”的全国燃料电池汽车示范格局来源：香橙会，中信建投示范城市群介绍京津冀京津冀城市群是由大兴区代表北京市作为牵头城市，联合海淀、昌平等六个区，以及天津滨海新区，河北省保定市、唐山市，山东省滨州市、淄博市等城市（区）组成，共12个城市或地区。上海上海城市群项目是与苏州、南通、嘉兴、淄博、鄂尔多斯、宁东能源化工基地签署共同申报国家氢能示范城市协议，共7个城市或地区。广东广东城市群是由佛山牵头，联合广州、深圳、珠海、东莞、中山、阳江、云浮，以及省外的福州、淄博、包头、六安等地组成城市群一体申报，共12个城市或地区。河北河北城市群由张家口市牵头，联合河北省唐山市、保定市、邯郸市、秦皇岛市、定州市、辛集市、雄安新区、内蒙古乌海市、上海市奉贤区、河南省郑州市、山东省淄博市、聊城市、福建省厦门市组成，共14个城市。河南河南城市群由郑州市牵头，参与城市包括河南省新乡市、开封市、安阳市、洛阳市、焦作市，上海市嘉定区、奉贤区、上海自贸区临港片区，河北省张家口市、保定市、辛集市，山东省烟台市、淄博市、潍坊市，广东省佛山市以及宁夏回族自治区宁东镇，共17个城市或地区。1.3国内政策明确支持氢能发展•京津冀城市群由北京市大兴区牵头，联合海淀、昌平、经开区、延庆、顺义、房山等六个区以及天津滨海新区，河北省保定市、唐山市，山东省滨州市、淄博市等共12个城市（区）组成。•根据目前京津冀城市群内已公示的规划报告数量，京津冀示范城市群在2025年的总目标是为：加氢站数量在49座以上，燃料电池车累计推广量在5300辆以上，H2价格降至30元/kg。京津冀城市群推广目标FCV：5300；加氢站：49座；H2价格：30元/kg牵头城市主要政策《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》、《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》、《大兴区促进氢能产业发展暂行办法》等主要整车企业福田、长城、银隆、长安主要系统企业亿华通、未势能源、国电投、新氢动力等主要电堆企业亿华通、国电投、氢璞、国鸿、未势能原、骥翀、新研等主要零部件企业空压机：金士顿、势加透博、伯肯、稳力等；氢循环系统：冰轮海卓、未势能源、亿华通、艾尔航空等；质子交换膜：山东东岳、国电投、理工清科；催化剂：国电投、擎动；碳纸：国电投；膜电极：武理氢创、亿华通、国电投、擎动、未势能源等；双极板：亿华通、氢璞、国电投、骥翀等主要氢源工业副产氢、水电解制氢等运营场景冬奥、港口、矿石钢材、建材运输等资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投图表：京津冀示范区城市群分布图表：京津冀示范区推广目标及相关企业1.3国内政策明确支持氢能发展•上海城市群由上海市牵头，联合山东淄博市、江苏南通市和苏州市、宁夏宁东化工基地、内蒙古鄂尔多斯市、浙江嘉兴市等共7个城市组成。•根据目前上海城市群内已公示的规划报告数量，上海示范城市群在2025年的总目标是为：加氢站数量在73座以上，燃料电池车累计推广量在5000辆以上，H2价格降至35元/kg。上海城市群推广目标FCV：5000；加氢站：73座；H2价格：35元/kg牵头城市主要政策《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》、《关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策》等主要整车企业上汽、申龙、万象、海格主要系统企业捷氢、重塑、杰宁、上燃动力、清能、风氢扬、青氢等主要电堆企业捷氢、韵量、氢晨、清能、神力、航天氢能、骥翀、青氢等主要零部件企业空压机：势加透博；氢循环系统：清能、瑞驱、上燃动力等；质子交换膜：山东东岳、华谊集团；催化剂：济平、唐锋、擎动；碳纸：嘉资、河森；膜电极：唐锋、亿氢、捷氢、韵量、清能、航天氢能、擎动等；双极板：治臻、韵量、神力、骥翀、航天氢能、清能等主要氢源工业副产氢运营场景成品钢材和煤矿运输、快递物流、垃圾运输、公共客运、乘用车网约租赁等资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投图表：上海示范区城市群分布图表：上海示范区推广目标及相关企业1.3国内政策明确支持氢能发展•广东城市群由佛山市牵头，联合广东省广州市、深圳市、珠海市、东莞市、中山市、阳江市、云浮市等七个城市以及福建福州市、内蒙古包头市、山东淄博市、安徽六安市等共12个城市组成。•根据目前广东城市群内已公示的规划报告数量，广东示范城市群在2025年的总目标是为：加氢站数量在200座以上，燃料电池车累计推广量在10000辆以上，H2价格降至30元/kg。广东城市群推广目标FCV：10000；加氢站：200座；H2价格：30元/kg牵头城市主要政策《佛山市氢能源产业发展规划（2018—2030年）》、《佛山市新能源公交车推广应用和配套基础设施建设财政补贴资金管理办法》、《佛山市城市配送新能源货运车辆运营扶持资金管理办法》等主要整车企业广汽、飞驰、开沃、中汽宏远、中山晓兰、一汽解放主要系统企业广东探索、鸿运氢能、清极能源、雄韬氢恒、雄川氢能、氢蓝时代、深圳国氢等主要电堆企业国鸿、韵量、清极、爱德曼、南科、氢璞创能、氢雄等主要零部件企业空压机：势加透博、昊志、广顺、稳力等；氢循环系统：瑞驱、广顺、清极、大洋电机等；质子交换膜：山东东岳、艾蒙特；催化剂：济平、南科、喜玛拉雅；碳纸：通用氢能；膜电极：鸿基创能、泰极动力、韵量等；双极板：泰极动力、韵量、国鸿氢能、爱德曼等主要氢源工业副产氢、天然气制氢、甲醇裂解等运营场景港口、城际客运和物流、渣土垃圾运输、公共客运、乘用车网约租赁等资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投图表：广东示范区城市群分布图表：广东示范区推广目标及相关企业1.3国内政策明确支持氢能发展•河北城市群由张家口市牵头，联合雄安新区、保定市、定州市、辛集市、邯郸市、唐山市、秦皇岛市等七个城市（区）以及上海奉贤区、河南郑州市、山东淄博市、山东聊城市、内蒙古乌海市、福建厦门市等共14个城市（区）组成。•根据目前河北城市群内已公示的规划报告数量，河北示范城市群在2025年的总目标是为：燃料电池车累计推广量在7710辆以上。河北城市群推广目标FCV：7710牵头城市主要政策《氢能张家口建设规划(2019-2035年)》、《张家口市支持氢能产业发展的十条措施》、《张家口氢能保障供应体系一期工程建设实施方案》等主要整车企业福田、吉利商用车、长城汽车、厦门金龙、宇通、中通等主要系统企业亿华通、未势能源、中氢科技等主要电堆企业神力科技、未势能源、喜玛拉雅、中氢科技等主要零部件企业空压机：金士顿；氢循环系统：亿华通、未势能源等；质子交换膜：山东东岳；催化剂：喜玛拉雅；碳纸：中氢科技；膜电极：亿氢、未势、喜玛拉雅、中氢科技等；双极板：未势能源、神力科技、中氢科技、喜玛拉雅等主要氢源水电解制氢、工业副产氢等运营场景冬奥、港口、矿石钢材、建材运输、公交客运等资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投图表：河北示范区城市群分布图表：河北示范区推广目标及相关企业1.3国内政策明确支持氢能发展•河南城市群由郑州市牵头，联合新乡市、洛阳市、安阳市、开封市、焦作市等五个城市以及上海嘉定区、上海奉贤区、上海临港新片区、山东烟台市、山东淄博市、山东潍坊市、广东佛山市、河北张家口市、河北保定市、河北辛集市、宁夏宁东化工基地等共17个城市（区）组成。•根据目前河南城市群内已公示的规划报告数量，河南示范城市群在2025年的总目标是为：加氢站数量在76座以上，燃料电池车累计推广量在4295辆以上，H2价格降至30元/kg。河南城市群推广目标FCV：4295；加氢站：76座；H2价格：30元/kg牵头城市主要政策《郑州市支持汽车产业发展若干政策》、《郑州市支持氢燃料电池汽车产业发展若干政策》、《郑州市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》等主要整车企业宇通客车、海马汽车、德力汽车、奇瑞汽车主要系统企业豫氢动力、捷氢、亿华通、未势能源、重塑、潍柴等主要电堆企业豫氢动力、捷氢、未势能源、潍柴、韵量、神力、氢璞、骥翀等主要零部件企业空压机：金士顿；氢循环系统：东德实业、未势能源、亿华通等；质子交换膜：山东东岳；催化剂：济平、豫氢动力；碳纸：广东泰极；膜电极：唐锋、亿氢、捷氢、韵量、豫氢动力等；双极板：治臻、韵量、神力等主要氢源工业副产氢运营场景冷链物流、环卫、渣土及重卡货运、公交客运、公务用车等资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投图表：河南示范区城市群分布图表：河南示范区推广目标及相关企业1.3国内政策明确支持氢能发展•2021年4月16日，科技部与山东省共同签署“氢进万家”科技示范工程框架协议，山东成为全国首个、也是唯一一个氢能大规模推广应用的示范省份。•2021年9月，科技部发布了《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》，拟在2021年启动“氢进万家”项目的第1个定向项目，安排国拨经费1.5亿元，单位自筹经费、地方财政资金与国拨经费比例不低于3:1:1，项目实施周期不超过4年。山东省“氢进万家”工程启动资料来源：上海燃料电池汽车商业化促进中心，中信建投资料来源：中信建投图表：山东省“氢进万家”工程总规划图表：“氢进万家”工程启动的第1个定向项目•工程实施周期：5年•示范内容：在山东省济南、青岛、潍坊、淄博四个城市开展示范工作•建设目标：“一条氢能高速、二个氢能港口、三个科普基地、四个氢能园区、五个氢能社区”；打造可复制、可推广的“氢能社会”样板工程定向项目氢能动力及供能关键技术集成及在高速、港口、园区典型场景的应用示范5大考核领域（1）适应多场景的氢能动力系统；（2）高速公路零碳氢能服务区；（3）低碳氢能港口；（4）低碳氢能工业园区；（5）氢能高速公路。总体要求（1）3000辆及以上燃料电池汽车；（2）15座及以上的加氢站示范运行，车辆累计运行里程不低于1亿公里；（3）氢气使用量不低于1万吨；（4）车辆运行过程中CO2减排不少于10万吨；（5）低碳氢能工业园区替代天然气供热；（6）燃料电池热电联供的氢气使用量不低于1万吨；（7）低碳氢能应用过程中CO2减排不少于10万吨；（8）基于示范运行数据，研究建立燃料电池商用车典型应用场景下规模化运行经济性模型与报告，形成“车—站—路—港”一体化运行商业模式研究报告，制订地方/行业/国家标准规范≥5项。1.3国内政策明确支持氢能发展区域名称区域名称文件名称发布时间安徽省铜陵市《铜陵氢能产业发展规划纲要》2020.04六安市《六安市氢能产业发展规划（2020-2025年）》2020.09北京市北京市《北京市氢燃料电池汽车产业发展规划（2020-2025年）》2020.10北京市《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》（征求意见稿）2021.04大兴区《大兴区促进氢能产业发展暂行办法》2020.12房山区《2021年至2030年期间的氢能产业发展规划》2021.05广东省佛山市《佛山市燃料电池汽车推广应用地方财政补贴资金管理办法（征求公众意见稿）》2020.06广州市《广州市氢能产业发展规划（2019—2030年）》2020.07广东省《广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案》2020.11河北省张家口《张家口氢能保障供应体系一期工程建设实施方案》2020.02邯郸市《邯郸经济技术开发区加快氢能产业发展实施方案(2020-2022年)》2020.04河北省《河北省氢能产业链集群化发展三年行动计划（2020-2022年）》2020.07保定市《关于印发保定市氢燃料电池汽车产业发展三年行动方案（2020-2022年）的通知》2020.10河南省新乡市《新乡市氢能与燃料电池产业发展规划》2020.04新乡市《新乡市氢能与燃料电池产业发展实施意见》2020.04河南省《河南省氢燃料电池汽车产业发展行动方案》2020.04湖北省武汉市《武汉市氢能产业突破发展行动方案》2020.09黄冈市《关于推进黄冈市氢能产业发展的实施意见》2020.11贵州省贵阳市《贵阳市汽车加氢站建设运营管理办法（试行）》(征求意见稿）2021.05湖南省岳阳市《岳阳氢能城市建设及氢能产业发展规划》2020.10除五大示范城市群及山东省“氢进万家”之外，国内多地区相继出台氢能产业发展文件区域名称区域名称文件名称发布时间江苏省常熟市《常熟市关于氢燃料电池产业发展的若干政策措施》2020.04常熟市《2021年常熟市氢燃料电池产业发展工作要点》2021.03昆山市《昆山市氢能产业发展规划（2020-2025）（征求意见稿）》2020.09辽宁省大连市《大连市加快培育氢能产业发展的指导意见》2020.09内蒙古乌海市《乌海市氢能产业发展规划（2020-2025）》2020.08呼和浩特《呼和浩特市人民政府关于推进氢能产业高质量发展的实施意见（征求意见稿）》2020.11宁夏回族自治区宁夏回族自治区《自治区人民政府办公厅关于加快培育氢能产业发展的指导意见》2020.05山东省潍坊市《潍坊市氢能产业发展三年行动计划（2019-2021年）》2020.01山东省《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》2020.06济南市《济南市氢能产业发展三年行动计划(2020-2022年)》2020.08青岛市《青岛市氢能产业发展规划（2020-2030年）》2020.12山西省大同市《大同市氢能产业发展规划（2020-2030年）》2020.10长治市《长治市氢能产业发展规划》（2020年-2030年）2020.10上海市青浦区《青浦区氢能及燃料电池产业规划》2020.11上海市《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》2020.11四川省成都市《关于促进氢能产业高质量发展的若干意见》2020.07四川省《四川省氢能产业发展规划（2021-2025年）》2020.09重庆市重庆市《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见》2020.03天津市天津市《天津市氢能产业发展行动方案（2020—2022年）》2020.01天津港保税区《天津港保税区氢能产业发展工作实施方案(2020-2022年)》2020.05浙江省金华市《金华市加快氢能产业发展的实施意见（征求意见稿）》2021.01嘉兴市《嘉兴市氢能产业发展实施意见（2021-2025）（征求意见稿）》2021.04来源：GGII，中信建投图表：2020年-2021H1国内各地区出台氢能产业发展文件目录•一、双碳背景下，国内外政策推动氢能发展•二、制氢：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升2.2化石能源制氢：CCS助力低碳生产2.3工业副产氢：中短期制氢过渡方案2.4电解水制氢：最理想的绿氢路线•三、储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破•四、应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进•五、相关设备标的介绍•六、风险提示2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升•氢元素在地球上主要以化合物的形式存在于水和化石燃料中，而氢能作为一种二次能源，需要通过制氢技术进行“提取”。根据氢能生产来源和生产过程中的碳排放情况，人们将氢能分别命名为灰氢、蓝氢、绿氢。•灰氢：使用化石燃料（例如石油、天然气、煤炭等）燃烧制取氢气，并对释放的二氧化碳不做任何处理。目前，市面上绝大多数氢气是灰氢，约占当今全球氢气产量的95％左右。灰氢的生产成本较低，制氢技术较为简单，而且所需设备、占用场地都较少，生产规模偏小。•蓝氢：将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制取氢气，同时对释放的二氧化碳进行捕捉与储存（CCS），可实现了低排放生产。•绿氢：使用可再生能源（例如太阳能、风能、核能等）发电电解或光解制取的氢气，完全没有碳排放。以碳排放划分氢气类型：灰氢、蓝氢、绿氢图表：氢气类型的发展阶段来源：FitchSolutions、中信建投2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升制氢种类制氢方式原料价格制氢成本（元/kg）制氢碳排放（kgCO2e/kgH2）化石能源制氢煤制氢550元/吨922-35天然气制氢3元/立方米2710-16工业副产提纯制氢副产氢-10-16-电解水制氢商业用电0.8元/千瓦时4833.75-43.41谷电0.3元/千瓦时23可再生能源弃电0.1元/千瓦时140.4-0.5•我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。•当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：1）以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；3）以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。•其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。三种主要制氢方法制氢方式优点缺点备注化石能源重整制氢技术成熟、成本低、适合大规模制氢排放量高、气体杂质多需进一步提纯我国现阶段氢气主要来源工业副产提纯制氢成本低、原料来源丰富、提纯技术成熟、环境友好、适合大规模制氢提纯工艺相对复杂、建设地点受制于原料供应我国氯碱工业、焦炉煤气副产氢资源丰富电解水制氢生产灵活、产氢纯度高、副产高价值氧气、制氢过程碳排放低环境友好技术不成熟能耗高、转化率较低、成本较高、其中电解水制氢减排效果受电力来源结构影响来源：中国氢能研究院、中信建投来源：中国氢能研究院、中信建投图表：我国不同制氢方法价格及碳排放比较图表：不同制氢方法优缺点2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升•2019年全球氢产量11500万吨，主要来自化石能源重整制氢中的天然气制氢，占比达46%。•2019年我国氢产量3342万吨，主要来自化石能源重整制氢中的煤制氢，占比达64%。氢气制备工艺以化石能源重整为主来源：中国氢能联盟研究院,中信建投来源：中国氢能联盟研究院,中信建投图表：2019年全球氢源结构图表：2019年中国氢源结构13%46%39%1%煤制氢天然气制氢工业副产电解水制氢64%14%21%2%煤制氢天然气制氢工业副产电解水制氢2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升•据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》(2019)，2050年中国氢气总需求有望接近6000万吨，占在中国终端能源体系中占比至少达到10%，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元。•据中国氢能联盟，随着电解槽技术突破、降本顺畅，可再生能源电解制氢在发电端的比重将逐步提升。预计2030年中国可再生能源制氢占比达到15%，2050年70%的氢气供给将来自可再生能源制氢。氢气需求总量与供给结构展望来源：中国氢能联盟研究院,中信建投来源：中国氢能联盟研究院,中信建投图表：2050年中国氢气总需求有望接近6000万吨图表：2050年可再生能源制氢将供给70%氢气（万吨）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202030E2040E2050E化石能源制氢工业副产氢可再生能源电解制氢生物制氢等新技术0%2%4%6%8%10%12%0100020003000400050006000700020202030E2040E2050E中国氢气年需求氢能占终端能源比重(右轴）（万吨）2.1灰氢仍为主要氢源，绿氢比重有望提升图表：我国氢能需求和供应分布不均•我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则恰恰相反。•未来，一方面要积极开发大容量氢气储运技术；另一方面要积极开展就近化工副产氢气资源和沿海可再生能源开发利用。我国氢能资源分布不均来源：中国氢能联盟、中信建投负荷中心氢气制备资源中心氢气外输2.2化石能源制氢：CCS助力低碳生产•化石能源制氢为目前最主要的制氢技术路线，主要包括煤制氢与天然气制氢。•煤制氢是工业大规模制氢的首选方式之一，也是我国最主要的制氢方式。•其具体工艺过程是煤炭经过高温气化生成合成气（H2+CO）、CO与水蒸气经变换转变为（H2+CO2）、脱除酸性气体（CO2+SO2）、氢气提纯等工艺环节，可以得到不同纯度的氢气。•传统煤气化制氢工艺具有技术成熟、原料成本低、装置规模大等特点，但其设备结构复杂、运转周期相对短、配套装置多、装置投资成本大，而且气体分离成本高、产氢效率偏低、CO2排放量大。化石能源制氢：煤制氢来源：《化石原料制氢技术发展现状与经济性分析》，中国知网,中信建投来源：弗戈工业在线,中信建投图表：典型煤制氢工艺流程简图图表：茂名石化投建的国内单产能力最大的煤制氢装置2.2化石能源制氢：CCS助力低碳生产•天然气制氢是北美、中东等地区普遍采用的制氢路线。•工业上，由天然气制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然气催化裂解制氢。•蒸汽转化法（SMR）最为常用。甲烷和水蒸气在催化剂以及高温（500~950℃）的条件下发生化学反应：CH4+2H20=4H2+C02，产物中氢气体积分数可达74%。•部分氧化法是由甲烷等烃类与氧气进行不完全氧化生成合成气，需要配置空分装置或变压吸附制氧装置。•天然气催化裂解制氢主要则是天然气在催化剂表面发生催化裂解反应生成氢气和碳。化石能源制氢：天然气制氢来源：《化石原料制氢技术发展现状与经济性分析》，知网,中信建投来源：神华官网,中信建投图表：天然气蒸汽转化制氢工艺流程简图图表：神华煤制油天然气制氢项目2.2化石能源制氢：CCS助力低碳生产煤制氢•煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。•以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能54万方合成气的装置，在原料煤(6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约8.85元/千克。•结合尚处在探索示范阶段的碳捕获与封存技术（CCS）以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加CCS后以上设定条件下的制氢成本约为15.85元/千克。今后，随着国内CCS技术的进一步开发，煤制氢成本有望下降。天然气制氢•与煤制氢装置相比，天然气制氢投资低、CO2排放量小、耗水量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中理想的制氢方式。•然而，我国化石资源禀赋特点是“富煤、缺油、少气”，原油与天然气对外依存度高，在此能源供给现状的大背景下，采用天然气制氢存在气源供应无法保障、天然气价格高企的现实问题•但从长远来看，由于我国非常规天然气资源（页岩气、煤层气、可燃冰等）十分丰富，随着未来非常规天然气开采技术进步、开采成本降低，必将迎来天然气大发展的时期，届时采用天然气制氢预计要比煤制氢更具优势。化石能源制氢：短期氢气主要来源，投资机会在CCS2.3工业副产氢：中短期制氢过渡方案图表：我国工业副产物制氢•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(丙烷脱氢、乙烷裂解)、合成氨/合成甲醇等工业的副产氢，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。•焦炉煤气:中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨，而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，以2020年焦炭产量为47116万吨计算，对应氢气产量约为900万吨。除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可采用变压吸附（PSA）提纯技术制取高纯氢。•氯碱化工:2020年中国实现烧碱产量3643万吨，可副产氢气约90万吨，约有40%剩余，合计约36万吨。•甲醇及合成氨工业：中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100万吨/年。•轻烃利用：包括丙烷脱氢、乙烷裂解两类。截止2020年，国内在运行及在建的丙烷脱氢项目的氢气供应潜力在30万吨/年，考虑2023年计划投产的项目，预计副产氢总规模可达44.54万吨/年。乙烷裂解目前的国内项目基本处于在建或在规划的状态，暂未释放氢气供应的潜力。工业副产氢的不同路线来源：化工原料制氢技术发展现状与经济性分析，中国氢能产业发展报告氢气来源生产原理焦炉煤气煤炭经高温干馏后，在产出焦炭和焦油产品的同时，得到主要成分为甲烷、氢气和CO等的可燃气体氯碱化工用电解饱和NaCl溶液的方法来制取Na0H、氯气和氢气合成氨/合成甲醇工业合成氨和合成甲醇生产过程会有合成放空气及驰放气排出，其中氢气含量在18%-55%之间，合成氨醇企业可通过回收利用现有合成放空气及驰放气、调整下游产品结构等途径实现氢气的外供。轻烃利用丙烷催化脱氢生产丙烯，同时副产氢气、C4+等；乙烷受热生成乙烯，同时副产氢气2.3工业副产氢：中短期制氢过渡方案图表：工业副产氢成本区间•成本端来看，尽管工业副产氢原材料丰富，成本较低，但氢气纯化装置整体投入较大，整体成本要高于化石燃料制氢。•不同路线对比来看，焦炉煤气制氢成本最低，目前为11元/千克左右，其他路线基本处于15元/千克以上。•工业副产氢产区距离主要城市加氢站距离较短，运输成本较低，内需外供场景丰富，中短期将成为重要的氢能来源。工业副产氢成本区间对比来源：中国电动汽车百人会,中信建投0510152025焦炉煤气副产氢氯碱化工副产氢合成氨/合成甲醇副产氢轻泾利用副产氢（元/千克）2.3工业副产氢：中短期制氢过渡方案图表：富氢气体常见提纯方法•目前工业尾气提取氢气主要三种方法：变压吸附、低温分离、聚合物膜分离。•从三种方法来看：1）变压吸附（PSA）获得的氢气纯度最高，适用的规模最宽，为目前工业副产氢提纯的主流技术。2）低温分离具有回收率高、可分离多种产品的特点，但其对不同原料成分处理的灵活性差，且成本较高，通常适用于含氢量比较低且需要回收分离多种产品的提纯处理，例如重整氢。3）聚合物膜分离装置具有操作简单、能耗低、占地面积小、连续运行等优势，但由于膜组件在冷凝液的存在下分离效果变差，因此聚合物膜分离技术不适合直接处理饱和的气体原料。工业副产氢提纯技术：变压吸附（PSA）为主流来源：《浅谈氢气提纯方法的选取》，中信建投变压吸附低温分离聚合物膜分离基本原理基于在不同压力下，吸附剂对不同气体的选择性吸附能力不同，利用压力的周期性变化进行吸附和解吸，从而实现气体的分离和提纯。利用原料气中不同组分的相对挥发度的差异来实现氢气的分离和提纯。根据不同气体在聚合物薄膜上的渗透速率的差异而实现分离的目的。原料氢最小体积分数/%40-501530原料是否预处理可不预处理需预处理需预处理操作压力/MPa0.5-6.01.0-8.03.0-15.0回收率/%60-9995-9885-98分离后氢气体积分数/%95-99.99990-9980-99脱除杂质各种杂质各种杂质，可分离出多种产品各种杂质适用规模(折合标准状况)/m3h−11-3000005000-100000100-10000能耗低较高低2.4电解水制氢：最理想的绿氢路线•目前绿氢的主要生产方式是电解水，通过电能提供能量，将水分子在电极上分解为氢气和氧气。•电解水的主要生产设备是电解槽，按照电解质不同，可将电解槽分为3类，即碱性电解槽(AWE)、质子交换膜电解槽(PEM)、固体氧化物电解槽(SOEC)。•目前碱性电解槽（AWE）和质子交换膜电解槽（PEM）已经工业化，而固体氧化物电解槽（SOEC）尚处于初步示范阶段。电解水制氢技术路线来源：《电解水制氢成本分析》，中信建投图表：主流电解水技术及特点对比碱性电解槽(AWE)质子交换膜电解槽(PEM)固体氧化物电解槽(SOEC)电解质20%～30%(质量分数)KOH/NaOHPEMY2O3/ZrO2工作温度/℃70～9070～80600～1000电解效率/%60～7570～9085～100能耗/(kWh·Nm−3)4.5～5.53.8～5.02.6～3.6操作特征启停较快启停快启停不便运维有腐蚀液体，运维复杂，成本高运维简单，成本低实验室研究为主，目前无运维要求商业特点技术成熟，商业化程度高，投资少国外已经商业化，国内小规模应用，投资高转化效率高，但高温限制材料选择，处于初步示范阶段，尚未产业化2.4电解水制氢：最理想的绿氢路线•碱性电解槽（AWE）技术：采用KOH水溶液为电解质、石棉为隔膜，分离水产生氢气和氧气，效率通常在70%-80%。由于可使用非贵金属电催化剂（如Ni、Co、Mn等），因而成本较低，但难以快速启动或变载、无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差。目前国内单台最大产气量为1,300Nm3/h•质子交换膜电解槽（PEM）技术：水中的氢离子穿过质子交换膜与电子结合成为氢原子，氢原子相互结合形成氢分子。该技术流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；国内单台最大产气量为200Nm3/h。•固体氧化物水电解槽（SOEC）技术：采用固体氧化物为电解质材料，工作温度800~1000℃，制氢过程电化学性能显著提升，效率更高。但高温高湿的工作环境也制约着该技术的应用场景选择与大规模推广。目前尚处于初步示范阶段。电解水制氢技术路线来源：《电解制氢与氢储能》，中信建投来源：《电解制氢与氢储能》，中信建投图表：碱性液体水电解（AWE）制氢图表：质子交换膜水电解（PEM）制氢2.4电解水制氢：最理想的绿氢路线电解水制氢的主要成本来自电耗，占总成本的50%-75%。来源：《电解水制氢成本分析》，中信建投来源：《电解水制氢成本分析》，中信建投图表：碱性电解槽（AWE）制氢成本结构图表：质子交换膜电解槽（PEM）制氢成本结构图表：电解槽成本拆分的计算方法与核心假设碱性电解槽(AWE)质子交换膜电解槽(PEM)计算方法制氢成本=电价×单位电耗+（每年折旧+每年运维）/每年制氢总量+单位水耗×水价假设11000𝑁𝑚3/ℎ的AEW电解槽成本850万元，不含土地费用，土建和设备安装150万元1000𝑁𝑚3/ℎ的PEM电解槽成本3000万元，不含土地费用，土建和设备安装200万元假设2每1𝑚3氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水费5元/t假设3设备折旧期10年，土建及安装折旧期20年，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%假设4工业用电价格0.4元/kWh，每1𝑚3氢气耗电5kWh工业用电价格0.4元/kWh，每1𝑚3氢气耗电4.5kWh假设5每年工作2000h，每年制氢200万𝑁𝑚3假设6人工成本和维护成本每年40万元电耗成本74.91%折旧17.23%人工运维成本7.49%原料成本0.37%（元/〖𝑁𝑚〗电耗成本50.56%折旧43.54%人工运维成本5.62%原料成本0.28%（元/〖𝑁𝑚〗^3氢气）•我们分别以1000𝑁𝑚3/h的碱性电解槽（AWE）和质子交换膜（PEM）电解槽为例，对电解水制氢的成本进行拆分，具体计算方法及核心假设如下。2.4电解水制氢：最理想的绿氢路线•当前时点，如果采用市电生产，制氢成本约24-52元/kg，是煤制氢成本的数倍，经济性较弱；而采用可再生能源弃电生产，制氢成本可降至约13元/kg，与工业副产氢成本相当，并逼近成本最低的煤制氢。•未来，随着光伏等可再生能源的发电成本降低，电解水制氢成本将不断降低。根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望（2019）》的预测，至2035年和2050年，光伏发电成本将分别达到0.2元/kWh和0.13元/kWh，对应AWE电解水制氢成本将分别降至18.7元/kg、14.8元/kg，成本障碍将扫除。•除此之外，伴随着电解槽生产的规模化&标准化、电解槽单机产能的提升，电解水制氢的平价有望更早到来。随着对可再生能源发电利用的增加，电解水制氢的成本障碍有望扫除来源：中国氢能联盟，中信建投来源：中信建投，注：该测算以1000𝑁𝑚3/h的电解槽为例，且并未考虑电解槽投资成本的降低图表：电解水制氢成本受电价影响较大图表：随光伏发电成本降低，电解水制氢将具备经济性制氢种类制氢方式原料价格制氢成本(元/kg)制氢碳排放(kg𝐂𝐎𝟐/kg𝐇𝟐)电解水制氢（以AWE电解水制氢为例）商业用电0.8元/千瓦时5233.75-43.41谷电0.3元/干瓦时24可再生能源弃电0.1元/千瓦时130.4-0.5化石能源制氢煤制氢550元/吨922-35天然气制氢3元/立方米2744485工业副产氢-10-16-051015202530354045500.10.20.30.40.5氢气成本（AWE制氢）氢气成本（PEM制氢）电价（元/kWh）煤制氢价格天然气制氢价格2035E光伏发电成本2050E光伏发电成本2022年光伏发电成本氢气价格（元/千克）工业副产氢价格目录•一、双碳背景下，国内外政策推动氢能发展•二、制氢端：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破•三、储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本•四、应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进•五、相关设备标的介绍•六、风险提示3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进储运方式运输工具压力载氢量体积储氢密度质量储氢密度成本能耗经济距离适用场景单位MPakg/车kg/m3wt%元/kgkWh/kgkm气态储运长管拖车20300-40014.51.12.021-1.3<=150城市内配送管道1-4-3.2-0.30.2>=500国际、跨城市与城市内配送低温液态储运液氢槽罐车0.67000641412.2515>=200国际、规模化、长距离固体储运货车4300-400501.2-10-13.3<=150有机液体储运槽罐车常压200040-50415>=200国际、规模化、长距离•氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久性等。•当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢、固体储氢和有机液体储氢四种形式：•(1)气态储氢，是将氢气压缩到一个耐高压的容器里进行储存的方式。储运工具主要包括高压长管拖车和管道运输;•(2)低温液态储氢，是将氢气冷冻至零下252.72℃以变为液体加注到绝热容器中进行储运，储运工具主要为液氢槽罐车;•(3)固态储氢，是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式进行氢储运，对储运工具并无特殊要求;•(4)有机液体储氢，是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物并形成稳定的氢有机化合物液体，最终以液体槽罐车进行储运。氢的储存主要包括四种形式来源：中国钢研科技集团，中国氢能联盟，中信建投,注：体积和重量储氢密度均以储氢装置计算图表：氢的储存主要有气态储氢、液态储氢、固体储氢和有机液体储氢四种形式3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进•高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，是目前最常用且发展成熟的技术。•根据材质的不同，高压储氢瓶分为纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、金属内胆纤维缠绕瓶（III型）和塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）4种。I型瓶、Ⅱ型瓶技术成熟且成本低，但储氢密度低、安全性能差，且钢材质重量较高，难以满足车载储氢密度要求，主要用于加氢站等固定式场景；Ⅲ型、Ⅳ型瓶由内胆、碳纤维强化树脂层及玻璃纤维强化树脂层组成，明显减少了气瓶质量，提高了单位质量储氢密度，因此车载储氢瓶大多使用Ⅲ、Ⅳ型两种容器。•工业领域，20MPa钢制氢瓶已广泛应用，且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。•车载领域，70MPaⅣ型瓶已广泛应用于海外车载领域，我国燃料电池商用车载储氢方式以35MPaⅢ型瓶为主，70MPaⅢ型瓶也已小批量应用。高压气态储氢占主导来源：中国氢能联盟，中信建投图表：储氢瓶由I型向IV型发展类型I型瓶Ⅱ型瓶Ⅲ型瓶Ⅳ型瓶材质铬钼钢钢制内胆纤维环向缠绕铝内胆纤维全缠绕塑料内胆纤维全缠绕工作压力(MPa)17.5-2026.3-3030-7070应用情况加氢站等固定式储氢应用Ⅲ型瓶为我国发展重点，35MPa和70MPa产品已广泛应用于车载场景应用于国外乘用车车载场景3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进•70MPaⅢ型瓶进展：2020年，上汽大通氢燃料电池MPV、广汽传祺氢燃料电池SUV相继进入工信部《道路机动车辆生产企业及产品公告》，两款车型均搭载70MPaⅢ型瓶；随后，国内斯林达安科、天海工业70MPaⅢ型储氢瓶型式试验通过；2021年2月，天海工业（京城股份子公司）70MPaIII型瓶完成了氢循环测试，是国内首家完成该项测试的企业；2021年12月，天海工业顺利交付140套冬奥会车用70MPa储氢系统，成为国内首家70MPaIII型瓶的批量供应商。•Ⅳ型瓶进展：2020年，亚普股份、中集安瑞科、京城股份等开始进行Ⅳ型瓶的技术布局，同时国内Ⅳ型瓶团体标准通过。在未来三年内，随着国内氢燃料电池汽车市场发展，Ⅳ型瓶有望对现有Ⅲ型瓶进行部分替换。国内70MPaⅢ型瓶已批量交付，Ⅳ型瓶处于储备期来源：GGII，中信建投图表：2020年至今，国内部分IV型储氢瓶市场动态时间主体事件详情2020年3月京城股份募集资金进行四型瓶智能化数控生产线建设2020年4月亚普股份与高校合作研发氢燃料70MPaⅣ型储氢瓶2020年5月中集安瑞科与挪威Hexagon签署战略合作书，计划引入IV型储氢瓶在国内市场推广2020年10月中国技术监督情报协会《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》（Ⅳ型瓶）团体标准正式发布，该标准主要是规定了车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶的型式和参数、技术要求等要求2021年5月斯林达取得包含车用Ⅳ型储氢瓶的特种设备制造许可证，成为国内第一家获得车用Ⅳ型储氢瓶制造许可的工厂2021年11月中材科技苏州基地正在建设70MPaⅣ型瓶产线，年产能1万只，预计2021年年底完成，2022年上半年取得证书，之后会继续扩充产能3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进•液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。•1）低温液态储氢的储氢密度可达70.6kg/m3，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失1%，因此目前非常不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。•2）有机液体储氢产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。•2020年以来，国内液氢项目开始建设，但多属于小型项目示范性建设。液态储氢密度较高，但投入与损耗大来源：GGII，中信建投时间主体项目内容2020年4月深冷股份15亿元深冷氢能源项目落户山西大同2020年7月深冷股份与合作方共同出资1亿元成立氢能投资公司，投资5吨液氢装置等氢能项目2020年4月鸿达兴业年产液氢约180吨的氢液化工厂项目投产2020年6月鸿达兴业募资55亿元建设5万吨氢能项目，含3万吨液氢项目2020年7月华久氢能源2.82亿元的氢能一体化项目拟审批公示，含液氢2700吨/年，液氢项目计划2021年12月建成投产2020年6月空气化工投资4亿美元（26.44亿人民币，1美元=6.61元人民币）在浙江海盐建设氢能装置，含液氢装置2020年8月富瑞特装募资约5.01亿元，6199万元用于车用液氢供气系统及配套氢阀2020年11月林德与浙江嘉兴港区开发建设管理委员会、上海华谊（集团）公司签署协议，投资1亿美元（6.61亿人民币）进行液氢项目建设2021年9月河北旭阳定州园区氢能综合项目开工，总投资1.9亿元，建设12000公斤/天高纯氢生产装置、1000公斤/天液氢示范装置以及高标准的氢能检测中心2021年10月航天六院101所陇西液氢生产及碳减排示范基地项目举行奠基仪式，总投资66.4亿元，计划建设2座液氢生产基地（预计年产6500吨液氢）图表：2020年以来液氢项目在国内多地投建3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进•固态储氢技术需要利用一定性质的材料做储氢介质，主要可以分为物理吸附材料和化学氢化物材料，物理吸附材料又可以分为MOFs材料和碳纳米材料，化学氢化物材料又可以分为金属氢化物和非金属氢化物。•固态储氢能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，具有运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点，是未来高密度储存和氢能安全利用的重要发展方向。•应用方面，国内外固态储氢均有部分商业化应用，但重量储氢率仍有较大提升空间。国外方面，德国HDW公司将开发的TiFe系固态储氢系统用于燃料电池AIP潜艇中，是固态储氢迄今为止最成功的商业应用；国内方面，飞驰科技（美锦能源子公司）与佳华利道合作，分别于2019年、2021年开发并批量生产出固态储氢燃料电池公交车与冷藏车，均为全球首台。我国固态储氢尚处小批量应用阶段资料来源：中信建投资料来源：飞驰科技，中信建投图表：固态储氢材料分类图表：飞驰科技固态储氢燃料电池冷藏车3.1储运：高压储氢为主导，多条技术路线并进•氨化学式为NH3，可视作天然的氢能载体，氢和氨可以相互转化。•同氢相比，氨的储存和运输更加方便、安全且更经济。氨作为氢能载体，其重量载氢能力高达17.6%，体积载氢能力大于液氢。此外，氨应用的安全性和储存运输的方便性能有效降低氢气的输运成本。在常压状态下，只需要将温度降低到-33摄氏度，就能够将氨液化，便于安全运输；而液氢储运需要将其温度降低到-235摄氏度以下，能耗较高。•产业应用方面，2020年沙特和美国空气产品公司共建的制氢工厂配备了“氢氨转换技术”，可年产120万吨的氨；2021年，日本分别将小名滨港口（原煤转运港口）和德山港口（原石油转运港口）改造为氨转运港口，用来接收中东、澳洲、北美的氨。破解氢储运难题，液氨储运受关注来源：国际船舶海工网，中信建投图表：以氨储氢、供氢、代氢是氢能的发展趋势之一3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本图表：加氢站是氢能利用和发展的中枢环节•加氢基础设施是氢能利用和发展的中枢环节，是为燃料电池车充装燃料的专门场所。不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池车加注氢气。在商业运行模式下，乘用车氢气加注时间一般控制在3-5分钟。•加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种。其中，站内制氢加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。外供氢加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。加氢站建设是氢能源战略的关键一环来源：HTEC官网，中信建投3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本•与高速发展的氢能制储运、燃料电池产业对应，国内加氢站建设需求量也在激增，其建设进程随着中石化、中石油等能源央企的入局持续加速。据香橙会，截至2021年7月1日，中国累计建成146座加氢站(不含3座已拆除加氢站)，其中有136座已投入运营，待运营的有10座，另有71座在建中、117座规划中。预计2021年底将累计建成加氢站超200座。•据GGII预测，2035年我国加氢站数量将突破2000座，交通加氢设施初现规模。我国加氢站建设数量逐年提高来源：GGII，中信建投图表：中国加氢站建设数量及规划图表：中国加氢站建设情况（截至2021年7月1日）1310173855200200012000020004000600080001000012000140002006201620172018201920202021E2035E2050E（座）来源：香橙会，中信建投1361071117运营中已建成在建中规划中（座）3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本•截至2021年12月31日，国内已建成加氢站共计181座，在建/拟建加氢站共计229座，增长势头强劲。•从现有加氢站区域保有量来看，广东省加氢站38座，居于全国首位。山东、江苏、湖北等地加氢站保有量均超10座。2020年以来建成的加氢站主要分布在广东、山东、湖北、河北、北京等5省和直辖市。中国加氢站建设增长势头强劲来源：香橙会，中信建投图表：中国已建成加氢站区域分布（截至2021.12.31）0510152025303540广东山东江苏湖北上海河北北京浙江四川河南山西辽宁安徽重庆湖南吉林广西贵州海南江西内蒙天津宁夏新疆（座）3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本•随着“以奖代补”示范政策落地，国内氢燃料电池汽车产业发展速度将加快。各地加氢站建设管理办法相继出台，国内加氢站逐渐由示范站向商业运营站转变。•油氢合建站将成为未来加氢站趋势之一。从加氢站的功能来看，国内油氢合建站占比逐年提高。油氢合建站是在已有的加油站基础上增建加氢设施，一方面可避开加氢站土地审批慢的问题，另一方面加油和加氢人员可共用，可解决人工成本高的难题。•2019年到2021年，中石化、中石油、中海油、国家能源集团、国电投等央企在加氢站上的建设投入开始增大。国内加氢站建设运营主体由前期的燃料电池企业、加氢站设备总成等企业逐渐向央企、各地方能源型企业转移。商业模式未来趋向合建站202520352050运输途径高压气氢运输为主,液氢试点推广液氢运输作为主，高压气态储运为辅液氢+高压气氢+管道储运+有机液体储运多种路径并行加氢站模式合建站为主，制氢加氢一体站试点加氢站等基础设施多元化发展多元化、网络化的氢能基础设施体系来源：香橙会，中信建投来源：GGII，中信建投图表：中国已建成及在建加氢站功能分布图表：加氢站向合建站、多元化、网络化发展9212744281129260%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2006-20172018201920202021加氢站油氢合建站（含综合能源站）3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本图表：加氢能力逐渐由500kg/d向1000kg/d提升•在2021年国内建成的55座加氢站中，43座有明确的加注能力，其中加氢能力为500kg/d（12h）的加氢站有21座，占比48.84%；1000kg/d（12h）的加氢站有16座，占比37.21%，＞1000kg/d的加氢站有4座，占比9.30%。•预计，未来几年国内加氢站的加注能力会稳定在500kg/d（12h）和1000kg/d（12h）两个范围内。同时，国内加氢站建设标准、法规、监管等开始完善并形成体系，加氢站运营方运营能力提升，下游氢燃料电池汽车数量增长，加氢站加注能力向2000kg/d及以上探索。加氢能力逐渐由500kg/d向1000kg/d提升来源：GGII，中信建投542072192116051015202520608010012020024030040045050055067075098010001050110012001350150019203600400048002006201620172018201920202021（座）3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本图表：氢气成本与价格居高不下•加氢站建站困难，当前90%以上加氢站利用率不足。•审批端：土地审批涉及到环评、消防审批等，流程繁琐且缓慢；各地加氢站管理政策不一样、政府人员对氢能及加氢站的认知不一，这也将左右审批的最终结果。•运营端：加氢站运营困难,主要系现阶段氢气成本和价格居高不下，同时缺少足够的车端用氢。以11.5米车长的客车为例，需氢气价格降到25元/kg以下，才能与柴油车在运营成本上竞争（同样车长的氢能客车百公里耗氢量约5kg，柴油客车百公里柴油油耗约20L）。加氢站建设困境源于氢气成本居高不下来源：GGII，中信建投北京上海广东江苏河北山东氢气出厂价格高纯氢50-56元/kg上海35-45元/kg(到站价)广州35-55元/kg上海出35-50元/kg电解水制氢约20元/kg高纯氢35-45/kg加氢站售价(不含补贴)56-70元/kg60-70元/kg佛山70-80元/kg广州75-93元/kg常熟≤56元/kg张家口30元/kg潍坊2020≤56元/kg2021≤45元/kg当地氢气补贴20元/kg-佛山南海20元/kg广州黄埔20元/kg张家港14元/kg常熟20元/kg如皋15元/kg-济南10元/kg潍坊10元/kg3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本•国内加氢站的建设成本较高，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本。•加氢站的主要设备包括:压缩机、储氢罐、加气机、泄气柱、管道、控制系统、氮气吹扫装置、监控装置等。其中，压缩机、储氢罐、加气机为核心设备，压缩机成本在加氢站全部建设成本中占比约30%。•随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降来源：国际氢燃料汽车大会，中信建投图表：压缩机是加氢站最主要成本，占比约30%30%15%13%13%11%11%7%压缩机土地施工费其他各种配管自动售货机设备设置费储压机预冷机3.2加氢站：建设提速，规模化、国产化助力降本图表：三类压缩机各有优劣•由于氢气具有密度低、体积能量密度小的特点，氢气压缩机必须要具备承压大、流量大、安全和密封性好的特质，在防止氢脆现象发生的同时，尽可能地追求较少的能源损耗。•目前高压氢气加氢站常用的压缩机主要包括隔膜压缩机、液驱压缩机和离子液压缩机。•目前国内加氢站较多采用液驱式压缩机和隔膜式压缩机；离子液压缩机主要应用于国外，且一般用在具有较高储氢压力（一般为90MPa左右）的加氢站中。压缩机方面，国内较多采用液驱式压缩机与隔膜式压缩机《加氢站用氢气压缩机研发现状与思考》，中信建投压缩机类型优势劣势液驱式压缩机1）单机排气量相对较大。2）相同输出效率的情况下，运行频率低，使用寿命长。3）设计简单，易于维修和保养。4）同等功率状态下，体积更小，效率更高。5）可以带压频繁启停1）密封性要求高，氢气受污染可能性较大。2）密封圈易损坏和老化，更换周期短，维护费用较高。3）单级压缩比较低，单台增压量小。4）活塞机构，噪声较大隔膜式压缩机1）相对间隙很小，密封性好，氢气纯净度高。2）单级压缩比较大。3）压缩过程散热良好。4）单台气体增压量大。5）在国内加氢站应用较广1）单机排气量相对较小。2）进口设备费用较高。3）不适用于频繁启停。4）排气压力较大时隔膜寿命会缩短。离子压缩机1）构造简单，维护方便。2）能耗较低1）制造标准与国内不同，引进复杂。2）价格较高目录•一、双碳背景下，国内外政策推动氢能发展•二、制氢端：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破•三、储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破•四、应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•五、相关设备标的介绍•六、风险提示4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•氢燃料电池是一种将储存在燃料和氧化剂中的化学能通过电极反应直接转化为电能的发电装置。•氢燃料电池由阴极、阳极以及夹在电极之间的电解质膜组成，当氢气通过电池阳极时，涂在电极上的阳极催化剂将氢气分解为H+离子和电子，其中H+离子透过中央的电解质薄膜到达阴极，并与空气中的氧气、外界回路的电子通过阴极催化剂反应生成纯水。电子在通过外界回路时产生电子流，从而进行负载工作。•氢燃料电池的反应过程中不涉及燃烧，能量转换率可高达60-80%，实际的使用效率是普通内燃机的2-3倍。燃料电池的概念及技术来源：GGII，中信建投图表：燃料电池的基本单元及原理4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•目前，燃料电池技术主要有碱性燃料电池、磷酸燃料电池、固体氧化物燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和质子交换膜燃料电池。•从商业应用上来看，质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）和熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）是最主要的三种技术路线。•质子交换膜燃料电池由于其工作温度低、启动快、比功率高等优点，非常适合应用于交通和固定式电源领域，逐步成为现阶段国内外主流应用技术。•固体氧化物燃料电池具有燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、模块化组装、零污染等优点，常用在大型集中供电、中型分电和小型家用热电联供领域作为固定电站。燃料电池分为五种类型，质子交换膜燃料电池为主流来源：格瑞普电池，GGII，中信建投图表：燃料电池类型及特点燃料电池工作温度（℃）发电效率（%）启动时间优点缺点应用碱性燃料电池（AFC）50-20070几分钟启动快、室温常压下工作需要纯氧作为氧化剂、成本高航空航天磷酸燃料电池（PAFC）150-220402-4h无需考虑CO2的净化问题，高温性能好，需要采用较大量的贵金属做催化剂，成本较高发电熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）650≥60≥10h可用空气作为氧化剂、可用天然气作为燃料工作温度较高发电固体氧化物燃料电池（SOFC）90-1050≥60≥10h可用空气作为氧化剂、可用天然气作为燃料工作温度较高固定电站质子交换膜燃料电池（PEMFC）80-10060几分钟寿命长、可用空气做氧化剂、室温下工作、功率大、启动快对CO敏感、成本较高交通、固定式电源4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•目前，用于汽车领域的质子交换膜燃料电池系统包括六大部分，燃料电池电堆、供气系统、整车控制系统、辅助动力源系统、电机电控和热管理系统。其中，核心部件包括电堆、空压机和储氢瓶。•我国燃料电池系统行业现已具备独立产品研发能力，且生产能力较强。以亿华通、上海重塑、新源动力、雄韬股份为代表的国内公司，现已具备年产万台燃料电池系统的批量化生产能力。•核心零部件方面，国内水平与世界领先水平仍差距较大。燃料电池系统的构成来源：OFweek，中信建投图表：车用燃料电池系统构成4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•电堆为燃料电池系统最为核心的部分，由多个单体电池以串联方式层叠组合构成。•每个燃料电池单体中双极板与膜电极交替叠合，相互之间嵌入有密封件。•电堆工作时，氢气和氧气由外部供给，气体通过电堆气体主通道分配至各单电池的双极板，经双极板导流均匀分配至膜电极，与催化剂接触进行电化学反应。•电堆方面，我国燃料电池电堆已经在逐渐起步，电堆及产业链公司数量逐渐提高，产能不断提升。目前，我国电堆制造商主要是有两大类：自主研发，以新源动力、重塑股份和神力科技为代表；引入国外完善电堆技术，以广东国鸿为代表，其他公司有潍柴动力、南通百应等。电堆：燃料电池系统的核心来源：OFweek，中信建投图表：燃料电池电堆及电池单体构成4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•双极板是电堆的重要组成部分，在燃料电池中起到连接单体模块、分隔反应气体、收集电流、散热和排水等作用。在燃料电池电堆中，双极板的质量占比达60-80%，成本占比20-40%，并且几乎占据了电堆的全部体积。•目前双极板基体材料主要有石墨、金属以及复合材料三类。•1）石墨双极板具有良好化学稳定性和高导电率，是研究和应用最为广泛的材料，缺点是加工难度高、成本高、体积大等，但在目前小批量生产的背景下体现并不明显。2）金属双极板相较于石墨双极板具有明显的机械加工和能量密度优势，主要缺点是耐腐蚀性较差。3）复合材料双极板集合了石墨双极板和金属双极板的优点，但目前市场上复合石墨板电堆较少，主要由于其成本高，工艺复杂。双极板：金属、复合材料双极板适合于批量化生产石墨双极板金属双极板复合材料双极板抗压、抗弯强度低高高导电性高非常高中散热性能高中低化学稳定性良差良耐腐蚀性高低高体积大中小质量大大轻加工难易度高低高生产周期长短长成本高低高优点耐久性好阻气性强，可批量化生产，较薄适合批量化生产缺点组装困难，厚度大，成本高易腐蚀强度一般，导电性一般，成本高，工艺复杂来源：百度百科，中信建投来源：亚化咨询，中信建投图表：石墨双极板、金属双极板以及复合材料双极板图表：各类双极板优劣势对比4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•膜电极是燃料电池的核心之核心，是燃料电池发生电化学反应的场所，由催化剂、气体扩散层、质子交换膜组成。目前国内的鸿基创能、武汉理工新能源、苏州擎动等较为领先。•质子交换膜的核心作用为传导质子，隔绝两极。目前主流使用全氟材料，技术难度较低，我国质子交换膜制备技术近年来蓬勃发展，但与国外进口产品仍有差距。国外优质供应商包括戈尔、杜邦、陶氏、3M、旭化成等，国内优质供应商为东岳集团。膜电极：核心零部件与国际水平仍有差距来源：《氢能质子交换膜燃料电池核心技术和应用前景》，中信建投来源：东岳集团官网，中信建投图表：膜电极组成示意图图表：山东东岳集团质子交换膜4.1燃料电池系统具批量生产能力，核心零部件依赖进口•催化剂主要分为铂（Pt）催化剂，低铂催化剂和非铂催化剂三大类，常用的商用催化剂是Pt/C，由于铂催化剂存在成本高、活性耐久性差等缺点，催化剂的低铂化是未来的发展方向。目前国内催化剂仍以进口为主，国内产品的技术性能与国外仍有较大差距。国外主要企业包括日本田中、英国庄信万丰、比利时优美科，国内主要企业包括贵研铂业、中国科学院大连化学物理研究所。•气体扩散层通常由支撑层和微孔层组成，为参与反应的气体和生成的水提供传输通道。从目前的使用状况来看，碳纸因其制造工艺成熟、性能稳定，是气体扩散层材料的首选。国内企业在碳纸领域的与国外先进水平仍有差距，目前主要采购由德国SGL、日本Toray公司等公司垄断，我国企业尚处在产品研发及小规模生产环节。膜电极：核心零部件与国际水平仍有差距来源：全国能源信息平台，中信建投来源：日本东丽官网，中信建投图表：氢燃料电池催化剂分类图表：日本东丽（Toray）碳纸4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域图表：氢能源下游应用领域氢能源的有效利用既可以减少碳排放，又可以降低对化石能源的依赖，应用场景丰富。•工业：直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放。•交通：通过燃料电池技术应用于在汽车、轨道交通、船舶和航空器等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖。•电力：发挥储能作用，支撑高比例可再生能源发展；在局部区域或时段发挥调峰调频作用，保证电力系统稳定。•建筑：应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供热，或通过天然气掺氢为园区或居民提供供暖。氢能源的下游应用包括工业、交通、电力和建筑四大领域来源：中国氢能联盟，中信建投4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•在炼化、钢铁、冶金等工业领域，实现“绿氢转型”可以大幅减少工业部门的碳排放。目前，工业部门的碳排放约占全部能源二氧化碳排放的31%，特别是钢铁、化工石化、水泥石灰、铝等四大行业的排放虽约占工业总排放量的四分之三。•目前灰氢用于甲醇生产、氨生产以及氢冶金领域，绿氢可以在不改变设备或技术的情况下取代大部分灰氢，消除生产灰氢导致的二氧化碳排放。•目前，瑞典、德国部分钢铁公司已开展了纯氢冶金示范，目前处于示范阶段。未来，氢气作为新工业原料，还可通过合成航空燃料、合成氨作为运输用燃料等方式，在钢铁、航空、船运等难以脱碳行业中发挥重要作用。工业领域的“绿氢转型”来源：国际能源署，中信建投来源：新能源网，中信建投图表：2019年我国工业部门碳排放占比31%图表：瑞典HYBRIT氢冶钢流程图53%31%9%3%1%1%2%电力与热力工业交通运输居民商业与公共服务农业其他4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•在氢能应用体系中，交通运输领域为氢能下游应用市场发展的突破口。•氢燃料电池汽车（FCV）因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、续航里程长、加注燃料时间短等特点，被视为很有前景的清洁能源汽车；在能源的获取上，氢气的制取来源多样，可克服传统能源有限的约束。•其中，氢燃料电池商用车（包括客车、物流车、重卡）将率先实现产业化的应用与运行，除了政策的激励效应外，大功率、长续航的氢燃料电池商用车在全生命周期层面经济性更强，预计将在2030年前取得与纯电动车型相当的全生命周期经济性。交通运输领域：氢能应用市场发展的突破口来源：中国电动汽车百人会，中信建投来源：福田汽车官网，中信建投图表：中国氢燃料电池汽车保有量及渗透率预测图表：福田氢燃料电池电动汽车202520352050氢燃料电池汽车保有量10万辆100万辆3000万辆氢燃料电池客车<5.0%25.00%40.0%氢燃料电池物流车5.0%>5.0%10.0%氢燃料电池重卡0.2%15.0%75.0%氢燃料电池乘用车0.05%2.0%12.0%4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•现阶段，氢燃料电池的成本仍处于较高水平，氢燃料电池汽车（FCV）的发展依赖于政府的补贴和政策的支持，客车、物流车等FCV商用车的应用领先于其他车型。根据新能源汽车国家监测与管理平台的统计数据，目前国内运行中的氢燃料电池汽车中，基本为商业车，其中物流车占比达到约六成，公交客车、公路客车、通勤客车等客车占比达到约四成。•销量方面，根据中汽协数据，2016-2019年我国氢燃料电池汽车呈现出高速增长的趋势；2020年同比下滑57%，主要系目前我国燃料电池汽车仍处于试点示范阶段，对政府采购的依赖性较强；2021年，我国氢燃料电池汽车销量有所回升。•未来，随着质子交换膜燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降，重卡、乘用车等车型的市场化进程将加快，并成为氢能在中国交通运输领域的重要组成部分。FCV销量：受政府采购影响大，静待燃料电池降本来源：GGII，中信建投来源：中汽协，中信建投图表：我国燃料电池装机量图表：我国燃料电池汽车销量-100%-50%0%50%100%150%200%0.025.050.075.0100.0125.0150.02016年2017年2018年2019年2020年2021年中国燃料电池装机量同比增速（右轴）（MW）-100%-50%0%50%100%150%200%0500100015002000250030002016年2017年2018年2019年2020年2021年中国燃料电池汽车销量同比增速（右轴）（辆）4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•船舶：海运是目前效率最高的货物运输方式，同时也是碳减排的关键领域。多年来，美国、英国、德国、日本等多国持续将燃料电池作为船舶技术储备来发展，近年来我国也在氢能船舶上开展燃料电池应用测试，并取得了一些成果。•有轨电车：氢燃料电池具有传统清洁、环保、高效等优势，且无需配套复杂的地面供电系统，可以大幅节省系统总体造价。•飞机：飞机的质量和体积大，需要使用高能量密度的燃料，由绿氢和一种碳源（通常以CO或CO2的形式）生产的合成喷气燃料可以作为一种替代燃料，降低航空部门的碳排放量。非车用交通领域：广泛开展氢能源技术储备，助力碳减排来源：EnergyObserver，中信建投来源：中国中车，中信建投图表：氢燃料电池船舶图表：氢燃料电池有轨电车4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•当前我国光伏、风电等可再生能源迅猛发展，但其具有波动性、随机性、发电设备的低抗扰性和弱支撑性等特点，给电网带来高效消纳、安全运行和机制体制三大挑战。•氢储能具备大规模、长周期优势，可实现可再生能源电力时间、空间转移，将成为拓展电能利用、应对可再生能源随机波动的最佳方式之一。•2021年4月，国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》，提出以需求为导向，探索开展氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。氢能作为储能载体，将成为未来可再生能源发展的有力保证。电力领域：氢储能有望成为电网的“稳定器”来源：东方资讯，中信建投来源：DOE，中信建投图表：氢储能电站图表：氢-电双向转化示意图4.2工业、交通、电力、建筑四大下游应用领域•热电联供应用模式：利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。如日本自2009年开始推广家用燃料电池热电联供系统，普通家庭40%~60%的能源消耗可由此系统供给，商业化应用推广较为成功。•天然气掺氢供暖供电：在加拿大、美国和西欧等主要供暖市场，将一定比例的氢气混合到天然气管网中，对锅炉和煤气灶等最终使用设备几乎没有影响。2022年1月，国家电投荆门绿动电厂成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目。建筑领域：助力建筑供热领域碳减排来源：TheBatteryExpoBATTERYJAPAN2021，中信建投来源：氢促会，中信建投图表：日本燃料电池热电联供ENE-FARM项目图表：电解制氢掺入天然气项目目录•一、双碳背景下，国内外政策推动氢能发展•二、制氢：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破•三、储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破•四、应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进•五、相关设备标的介绍•六、风险提示五、相关设备标的介绍氢能全产业链图谱五、相关设备标的介绍•冰轮环境以制冷压缩机起家，掌握“全压力、宽温区、多工质”核心技术，服务于冷链物流、中央空调、工业余热利用及城市集中供热；“双碳”背景下，冰轮环境积极布局了CCUS（碳捕获、利用与封存）和氢能两大新领域。•氢能布局方面，目前公司已搭建氢能技术研发孵化平台，且在氢能压缩机产品方面布局完整，已覆盖氢液化、氢储运、加氢站和燃料电池全产业链，技术达到国际先进水平；氢能客户方面，公司已与国富氢能、东德实业、重塑科技等企业实现战略合作，率先实现进口替代。冰轮环境：深耕压缩机领域，氢能压缩机已实现进口替代来源：Wind，中信建投来源：Wind，中信建投图表：冰轮环境营业收入情况图表：冰轮环境归母净利润情况（亿元）0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%051015202530354045201620172018201920202021Q1-3营业总收入同比增速（右轴）-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%00.511.522.533.544.55201620172018201920202021Q1-3归母净利润同比增速（右轴）（亿元）五、相关设备标的介绍•厚普股份的主营业务涵盖天然气/氢能加注设备的研发、生产和集成等，目前以天然气、氢能、航空装备、电子信息四大产品为发展主线。•厚普股份具备加氢站建设的EPC总包、设备集成、技术服务等覆盖整个产业链的能力。在公司建设的加氢站中，加氢机（包括加氢枪，质量流量计）和站控系统均为公司自研自制产品，最大自制率约30%-35%。•公司自主研发活塞式氢气压缩机目前已通过了1,000小时的连续运行测试，预计量产后可提高最大自制率至60%-70%。厚普股份：围绕加氢站建设一体化布局来源：Wind，中信建投来源：Wind，中信建投图表：厚普股份营业收入情况图表：厚普股份归母净利润情况-75%-50%-25%0%25%50%75%100%125%0246810121416201620172018201920202021Q1-3营业总收入同比增速（右轴）-6-5-4-3-2-1012201620172018201920202021Q1-3归母净利润（亿元）（亿元）五、相关设备标的介绍•大元泵业为国内屏蔽泵龙头企业，主要产品包括民用水泵(小型潜水电泵、井用潜水电泵、陆上泵等)、家庭用屏蔽泵(热水循环屏蔽泵等)及工业用屏蔽泵。•燃料电池高压液冷泵的主流产品与技术提供商。公司目前客户资源丰富，已与60余家下游燃料电池系统客户建立合作关系，包括上海捷氢、北京亿华通、潍柴动力、博世动力、康明斯、未势能源科技、国鸿氢能等，在手订单呈快速增长态势。大元泵业：国内屏蔽泵龙头，已批量销售燃料电池高压液冷泵来源：Wind，中信建投来源：Wind，中信建投图表：大元泵业营业收入情况图表：大元泵业归母净利润情况（亿元）（亿元）-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%0246810121416201620172018201920202021Q1-3营业总收入同比增速（右轴）-80%-40%0%40%80%120%0.00.51.01.52.02.5201620172018201920202021Q1-3归母净利润同比增速（右轴）五、相关设备标的介绍•科威尔主营业务为测试电源及其系统的研发、生产和销售，产品线包括测试电源产品线、燃料电池测试装备产品线、功率半导体及智能制造装备产品线三类。•2016年切入氢能领域，已逐渐具备从微观、到系统、到产线的燃料电池全栈测试能力，且已实现从“用氢”到“制氢”测试设备的全面布局。•向制氢环节的测试设备延伸，已中标光伏头部企业50kW和500kW的PEM电解槽测试项目。科威尔：国内测试电源龙头，具备燃料电池领域全栈测试能力来源：Wind，中信建投来源：Wind，中信建投图表：科威尔营业收入情况图表：科威尔归母净利润情况（亿元）（亿元）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.020172018201920202021Q1-3营业总收入同比增速（右轴）-40%-20%0%20%40%60%80%100%0.00.10.20.30.40.50.60.720172018201920202021Q1-3归母净利润同比增速（右轴）五、相关设备标的介绍•纳尔股份主要从事数码喷印材料、数码喷墨墨水和汽车保护膜的研发、生产和销售，三大业务齐头并进。•积极布局燃料电池膜电极。2021年8月，公司与燃料电池专家胡里清博士（神力科技创始人）合作成立纳尔氢电，开发燃料电池膜电极等核心材料，目前膜电极处于试生产阶段。•2022年2月，纳尔股份与上海临港集团签署《战略合作协议》，拟将旗下的氢能源核心零部件、关键装备项目、以及氢能源产业研究院等落地临港集团园区，初步计划一期投资3亿元。此外，纳尔股份还将在临港集团园区内设立氢能源产业投资基金，基金一期规模2亿元。纳尔股份：数码喷印材料领军企业，布局燃料电池膜电极来源：Wind，中信建投来源：Wind，中信建投图表：纳尔股份营业收入情况图表：纳尔股份归母净利润情况（亿元）（亿元）-60%-30%0%30%60%90%120%150%0.02.04.06.08.010.012.014.0201620172018201920202021Q1-3营业总收入同比增速（右轴）0%10%20%30%40%50%60%0.00.20.40.60.81.01.2201620172018201920202021Q1-3归母净利润同比增速（右轴）六、风险提示•产业政策不及预期；•燃料电池下游需求不及预期；•氢能源核心零部件、关键装备降本不及预期。分析师介绍吕娟：中信建投证券研究发展部董事总经理，上海区域总监，高端制造组组长&首席分析师，机械行业首席分析师，复旦大学经济学硕士，法国EDHEC商学院金融工程交换生，河海大学机械工程及自动化学士，2007.07-2016.12曾就职于国泰君安证券研究所任机械首席分析师，2017.01-2019.07曾就职于方正证券研究所任董事总经理、副所长、机械首席分析师。曾获新财富、金牛、IAMAC、水晶球、第一财经、WIND最佳分析师第一名。评级说明投资评级标准评级说明报告中投资建议涉及的评级标准为报告发布日后6个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6个月内公司股价（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。A股市场以沪深300指数作为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数作为基准；美国市场以标普500指数为基准。股票评级买入相对涨幅15％以上增持相对涨幅5%—15％中性相对涨幅-5%—5％之间减持相对跌幅5%—15％卖出相对跌幅15％以上行业评级强于大市相对涨幅10%以上中性相对涨幅-10-10%之间弱于大市相对跌幅10%以上分析师声明本报告署名分析师在此声明：（i）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,结论不受任何第三方的授意或影响。（ii）本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。法律主体说明本报告由中信建投证券股份有限公司及/或其附属机构（以下合称“中信建投”）制作，由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。中信建投证券股份有限公司具有中国证监会许可的投资咨询业务资格，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证书编号已披露在报告首页。本报告由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。本报告作者所持香港证监会牌照的中央编号已披露在报告首页。一般性声明本报告由中信建投制作。发送本报告不构成任何合同或承诺的基础，不因接收者收到本报告而视其为中信建投客户。本报告的信息均来源于中信建投认为可靠的公开资料，但中信建投对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载观点、评估和预测仅反映本报告出具日该分析师的判断，该等观点、评估和预测可能在不发出通知的情况下有所变更，亦有可能因使用不同假设和标准或者采用不同分析方法而与中信建投其他部门、人员口头或书面表达的意见不同或相反。本报告所引证券或其他金融工具的过往业绩不代表其未来表现。报告中所含任何具有预测性质的内容皆基于相应的假设条件，而任何假设条件都可能随时发生变化并影响实际投资收益。中信建投不承诺、不保证本报告所含具有预测性质的内容必然得以实现。本报告内容的全部或部分均不构成投资建议。本报告所包含的观点、建议并未考虑报告接收人在财务状况、投资目的、风险偏好等方面的具体情况，报告接收者应当独立评估本报告所含信息，基于自身投资目标、需求、市场机会、风险及其他因素自主做出决策并自行承担投资风险。中信建投建议所有投资者应就任何潜在投资向其税务、会计或法律顾问咨询。不论报告接收者是否根据本报告做出投资决策，中信建投都不对该等投资决策提供任何形式的担保，亦不以任何形式分享投资收益或者分担投资损失。中信建投不对使用本报告所产生的任何直接或间接损失承担责任。在法律法规及监管规定允许的范围内，中信建投可能持有并交易本报告中所提公司的股份或其他财产权益，也可能在过去12个月、目前或者将来为本报告中所提公司提供或者争取为其提供投资银行、做市交易、财务顾问或其他金融服务。本报告内容真实、准确、完整地反映了署名分析师的观点，分析师的薪酬无论过去、现在或未来都不会直接或间接与其所撰写报告中的具体观点相联系，分析师亦不会因撰写本报告而获取不当利益。本报告为中信建投所有。未经中信建投事先书面许可，任何机构和/或个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发布或引用本报告全部或部分内容，亦不得从未经中信建投书面授权的任何机构、个人或其运营的媒体平台接收、翻版、复制或引用本报告全部或部分内容。版权所有，违者必究。中信建投证券研究发展部中信建投（国际）北京上海深圳香港东城区朝内大街2号凯恒中心B座12层上海浦东新区浦东南路528号南塔2106室福田区益田路6003号荣超商务中心B座22层中环交易广场2期18楼电话：（8610）8513-0588电话：（8621）6882-1600电话：（86755）8252-1369电话：（852）3465-5600联系人：李祉瑶联系人：翁起帆联系人：曹莹联系人：刘泓麟邮箱：lizhiyao@csc.com.cn邮箱：wengqifan@csc.com.cn邮箱：caoying@csc.com.cn邮箱：charleneliu@csci.hk