2022年3月15日量化基本面系列：碳中和氢能专题战略锚定脱碳与能源安全，商业聚焦制绿氢与本地消纳扩容张若海首席数据科技分析师祖国鹏首席氢能分析师伍家豪联系人中信证券研究部报告中前沿技术与市场趋势的指导支持提供方：清华四川能源互联网研究院1核心观点绿氢产业战略定位观察——深度脱碳顺应2060碳中和战略，自主可控适配能源安全顶层战略。深度脱碳尖兵：绿氢助力碳中和具备全流程脱碳潜力，预计2050年产业链年产值约12万亿，助力工业、发电等场景脱碳确定性提升。长期看，预计2050年氢能在能源结构中的占比有望达到10%，年化可减排约7亿吨，累计可拉动经济产值33万亿，其中电解制氢市场规模7000亿、加氢站1000亿、氢能汽车10万亿。长期看，财政补贴提速与技术进步作为制氢侧发展的关键驱动因素，将加速供给成本下降；需求端，在碳中和背景下绿氢作为工业、化工和电力等行业的减碳尖兵，随着近年电解制氢、低碳冶金、煤电掺氨、燃料电池等技术加速成熟，商业规模化提速周期已至。能源安全预备役：绿氢上游制造加速迈向自主可控，下游工业、化工与发电场景的技术进步与商业规模发展可期。绿氢作为清洁二次能源国产化进程提速明显，氢燃料电池国产化率从2017年的30%快速提升至2021年的60-70%，部分细分赛道国产化率超过90%，上游原材料端能更好地实现顶层要求——“能源饭碗端在自己手里”。能源安全背景下工业脱碳转型与商业化提速共同推动绿氢产业发展，制氢端我们看好电解水制氢在2022年出现爆发起点，用氢端绿钢等工业示范项目与绿氨的存量替代可能在2023年加速开启，政策驱动商用车氢燃料电池渗透率或于2025年突破1%。产业长期驱动因素多维跟踪——产业政策红利持续爆发，商业应用空间快速提升，技术研发与资金面共振加速上行。政策布局不断强化，财政补贴逐步纳入用氢与制氢。2020、2021年中央部委政策量化力度同比提升分别为241.2%、61.1%，其中制氢、用氢侧政策力度近5年CAGR分别为90%、108%，水电解制氢近两年政策力度同比增速分别为503%、82%，低碳冶金与燃料电池自2020年起同样进行大力布局，同时氢能产业链带动效应更强导致地方政策超前布局明显。2022年前瞻观察，顶层规划政策在途，预计政策利好将持续爆发；中央部委政策将持续聚焦电解水制氢、氢燃料电池、氢冶金、绿色化工、加氢站等赛道，并可能加大工业、化工等赛道脱碳布局的力度。专利研发体量提升伴随结构变化，地方国企与民企研发投入增加，聚焦制氢环节专利数量占比44%。近5年国内氢能相关专利授权CAGR为20%，2021年出现跳涨趋势，同比增加55.83%。政策引导产业发展形式明显，专利授权数量中央与地方国企占比约7成，近5年地方国企与民企专利授权占比存在逐步提升趋势。从近3年氢能产业各个环节看，制氢、用氢专利数量占比分别为44%、36%，研发热度聚焦制氢与用氢明显。近三年专利研发细分方向看，制氢侧聚焦水电解制氢、丙烷脱氢；储运氢聚焦储氢罐/瓶、固态储氢、管道输氢；用氢侧燃料电池专利研发热度最高。rQsPoOzRtQrMyRnNpQoNsR8OcM6MoMqQnPoMfQqQpMeRqRpR8OmNpRxNqQoPuOoMoP2核心观点重点细分赛道催化——制绿氢确定性高，风光与化工龙头开启布局本地消纳；用氢端低碳冶金、绿氨储用与燃料电池三条主线值得关注。工业交通等需求场景扩容推动电解制绿氢步入高景气，风光与化工龙头借助区域成本优势开启本地消纳闭环布局。长期看制氢需求空间，预计未来10年CAGR达25%，在工业交通、发电储能和化工等场景存在巨大需求潜力；从政策与专利研发数据看，2021年水电解制氢成政策最主流技术路线，提及力度同比提升82%，研发专利授权数量增速达49%。从成本比较看，我国可再生能源丰富地区制绿氢成本有望触达16.8元/kg（煤制氢成本约10元/kg），适度补贴或碳成本的加入可能使得电解制绿氢初步具备平价应用的可能。如果2025年中国氢气供给达3500万吨，其中15%由绿氢替代，大约需要超过4万台1000标方的电解水制氢设备，布局增效的风光龙头与率先低碳转型的煤炭化工龙头有望成为制氢端的早期获益标的。政策动力+碳敏感度+成本视角聚焦用氢端投资布局——低碳冶金、绿氨储用与燃料电池三主线先驱值得关注。（1）低碳冶金冲击现有工业格局，绿氢炼钢示范项目落地在即，未来减碳=保产能=企业利润。我国粗钢年产10亿吨且钢铁行业排碳占比15%-18%，碳成本敏感度极高导致纳入碳交易将大幅提升氢冶金竞争力。点状分布的示范项目对储运依赖低且单个百万吨绿钢项目对绿氢需求量占2020年的4.4%，同时政策推动并购重组将使得头部钢企持续受益；（2）绿氨=绿氢2.0，储运成熟且立足以煤为主的国情在化工、热力等场景空间广阔。氨需求量巨大且储运成本低，存量替换减碳与新应用场景空间巨大，立足我国以煤为主的能源结构，燃煤锅炉混氨燃烧新技术可助力煤电减碳35%；（3）氢燃料电池在公交、重卡等商用车场景的落地，预计2025年前后商用车渗透率突破1%关键节点。近年商用车产量约为乘用车的五分之一但碳排放占比过半，氢燃料电池在大载重、严寒与长途场景具备优势，预计国内2022年FCEV销量将超过7千辆，由于基数较低中期CAGR有望保持在80%，园区级、城市级与高速场景下的商用车网络运营对加氢站数量和密度要求相对更低，预计将成为政策试点与领域发展的焦点。投资建议：制氢端，可再生能源制氢技术路线确定性高且爆发临近，建议关注：阳光电源、宝丰能源、美锦能源、隆基股份等公司和电解槽放量带来的投资机会；用氢端低碳冶金场景中，长期看建议关注市场份额相对较高同时布局绿钢的宝钢股份；用氢端交通场景中的公交、重卡、物流等商用车放量或带动上游产业链公司受益，建议关注亿华通、美锦能源、雄韬股份、东岳集团；氢燃料电池放量导致上游金属铂需求变化将带来投资机会。风险提示：政策落地不及预期、可再生能源发电成本降低不及预期、燃料电池与氢冶金等场景技术进步不及预期。目录CONTENTS31.碳中和下的氢能定位与产业全景2.氢能应用领域的现状分析3.绿氢前沿41.碳中和下的氢能定位与产业全景I.发展与定位II.产业与全景5氢能应用发展从火箭发动机转向机车与汽车，碳中和背景下氢能相关的重点政策数量上升明显，部分相关文件包括：2020年11月2日：《国务院办公厅关于印发新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）的通知》（氢燃料供给体系建设稳步推进）2021年2月22日：《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》（因地制宜发展氢能、加强新能源汽车充换电和加氢等配套基础设施建设）2021年10月24日：《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（统筹推进氢能的制储输用全链条发展、推动加氢站建设）2021年10月26日：《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（氢冶金、运输工具装备低碳转型、加氢站、建立健全氢制、储、输、用标准）2021年11月7日：《中共中央国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见》（推动氢燃料电池汽车示范应用）1.1发展与定位：氢能发展历程与近期政策资料来源：中国氢能联盟，中信证券研究部1975年1月七机部第一研究院（今火箭院）研制我国首台预研型液氢液氧火箭发动机。1984年4月中国研制的长征三号火箭三子级采用氢氧发动机发射，因此成为世界上第三个掌握氢氧发动机技术的国家。2003年8月国家863电动汽车重大专项“超越一号”燃料电池轿车整车项目通过科技部组织的2003至2004第一节点验收。2006年2月国务院发布《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》氢能及燃料电池技术首次被列为先进能源技术之一。2007年6月我国第一台自主研制的高效低排放氢内燃机在中国兵器装备集团公司成员企业长安集团公司点火成功。2008年4月长安自主研发的中国首款氢动力概念跑车“氢程”震撼亮相北京车展，巡航距离达到230km。2013年1月西南交通大学历时4年自主研发的我国首辆氢燃料电池电动机车“蓝天号”在专用铁轨成功运行。功率为150千瓦；设计时速65km/h；可连续运行24h。2010年7月我国首部关于加氢站的技术规范标准《中华人民共和国国家标准：加氢站技术规范(GB50516-2010)》发布。2014年11月国务院办公厅发布《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，氢能与燃料电池作为能源科技创新战略方向之一被列入该计划。2015年《中国制造2025》规划到2020年电堆寿命达5000h，生产1000辆燃料电池汽车示范运行；到2025年制氢、加氢等基础设施基本完善，燃料电池汽车实现区域小规模运行。2016年6月《能源技术革命创新行动计划（2016--2030年）》发布，氢能与燃料电池技术创新位列能源技术革命重点创新路线中，标志着氢能已经纳入我国能源战略。2016年《“十三五”国家科技创新规划》发布，将开发氢能、燃料电池等新一代能源技术作为发展引领产业变革的颠覆技术之一。2016年《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》发布，首次提出了发展路线图，并就加快发展氢能产业基础设施提出了政策建议。2017年《汽车产业中长期发展规划》发布，氢燃料电池汽车作为新能源汽车产业发展的战略作用、发展思路、规划目标和政策导向被再次明确。2018年2月中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟成立。氢能发展历程梳理6根据中国氢能联盟的预计，到2050年氢能在能源结构中的占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元，累计可拉动33万亿元经济产值，其中：工业领域用氢3370万吨；交通运输领域用氢2458万吨；建筑及其他领域用氢110万吨。中短期看，2025年电解制绿氢与氢燃料电池市场空间预测均为800亿元，但氢燃料电池在交通领域的应用远期空间更广。1.1用氢：氢能市场空间巨大，预计2050年产业链年产值约12万亿元电解制绿氢市场空间预测氢燃料电池汽车市场空间预测资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部中国加氢站市场空间预测资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部8002000600070000%5%10%15%20%25%0100020003000400050006000700080002025203020402050市场规模（亿元）CAGR（右轴）10020010000%2%4%6%8%10%12%14%16%020040060080010001200202520302050市场规模（亿元）CAGR（右轴）80075001000000%10%20%30%40%50%60%020000400006000080000100000120000202520302050市场规模（亿元）CAGR（右轴）资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部7氢能顶层规划在途，碳中和背景下对于氢能的定位布局再度提升至新高度。2021年7月16日，工信部公布《对十三届全国人大四次会议第5736号建议的答复》,公开表示将积极配合相关部门制定氢能发展战略；2021年10月12日，国家发改委网站发布《高技术司组织召开氢能产业发展系列座谈会》，有关方面一致表示，氢能产业健康有序发展对我国能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义，需要进一步强化顶层设计、加快技术创新、完善政策体系，努力实现高质量发展。年度视角看，2020年成为氢能政策力度全面提升的临界点。由于2019年及之前的相关政策数量和对氢能产业的提及相对较少，2020、2021年政策量化力度同比提升分别为241.2%、61.1%。氢能政策发文较多的部门为国务院、环境部、交通部，关注氢能顶层规划对各部委的工作定位。近两年氢能相关政策来源于国务院、发改委、交通部、环境部较多。从提及氢能产业的政策文件来源统计看发文来源分布出现小幅变化，整体保持稳定。资料来源：中国政府网，各政府机构官网，中信证券研究部资料来源：中国政府网，各政府机构官网，中信证券研究部注：中央部委指中共中央、国务院、部分国家部委中央、国务院、国家部委氢能相关政策力度量化中央、国务院、国家部委氢能相关顶层政策发文部门统计1.1发展与定位：从氢能相关政策统计看氢能发展543322112020年交通部环境部国务院国家能源局市场监督管理总局财政部发改委教育部43332222021年环境部国务院交通部中央工信部市场监督管理总局发改委01020304050607080901002010201120122013201420152016201720182019202020218地方政府对氢能超前布局明显。通过政策视角，我们将碳中和领域的几个能源赛道进行横向对比，从2021全年绝对政策力度看氢能略低于风电与储能，行业仍处于相对初期的阶段。地方政府超前布局氢能明显：作为一个仍处于发展初期的赛道，氢能的相关地方政策与中央政策的力度比值为2.42，超过风电（2.28）仅次于光伏（3.26），反映了地方省市政策对氢能的超前布局明显。从政策来源分布可以看到，氢能政策力度约70%来自省级和市级部门，25%来自中央/国务院。氢能产业链对地方经济带动效应相对更强，且受限于储运成本，各地方政府倾向于打通制氢到用氢的各个环节。氢能产业链包含了上游制氢、中游储运氢和下游用氢等众多环节，尤其下游用氢又涉及了交通、冶金、化工、储能、供热等多个领域，对于各个地方的产业链带动效应和减污降碳的效果明显。1.1发展与定位：地方政策布局超前，产业链带动效应更强2021年新能源发电领域相关政策中央部委与地方省市力度对比2021年新能源发电领域政策力度来源层级分布资料来源：中国政府网，各政府机构官网，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日；中央部委指中共中央、国务院、部分国家部委资料来源：中国政府网，各政府机构官网，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日；中央指中共中央00.511.522.533.50100200300400500600700800光伏风电储能氢能核电中央部委地方省市地方省市/中央部委（右轴）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%光伏风电储能氢能核电中央/国务院国家部委省级市级91.1行业仍处于初期阶段，二级定增与战投金额骤增，一级投资集中于早期资料来源：清科私募通，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日资料来源：清科私募通，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日一二级市场氢能相关投融资事件与金额年度统计一级市场氢能相关投融资事件轮次分布2021年一二级市场氢能投融资金额同比提升超6倍，七成集中于二级定增与战投。从一二级市场时序看，2021年氢能投融资金额大幅提升但事件数量小幅增长：2021年全年氢能相关投融资事件金额超过200亿元，同比提升超过6倍，但投融资事件数量仅小幅提升，单笔投融资金额提升明显。从投融资结构看，二级市场定增和战投金额占比七成：2021年全年氢能相关投融资事件金额中，上市定增和战略投资约为140亿元，占比70%。一级市场氢能投资仍处于早期，75%投融资事件集中在A轮及更早。从一级市场时序看投融资事件数量，2021年投融资事件数量出现跳升：氢能相关投融资事件数量从2016年至2020年基本保持稳定，但2021年出现明显的跳升，投融资事件数量同比增长68%。从一级市场时序看投融资金额，近5年年化增长约2.5倍：氢能相关投融资事件金额自2017年起稳定提升，2020年小幅回落后2021年投融资金额同比提升122%。从投融资结构看，一级市场早期布局居多：近三年A轮后的事件数量基本保持稳定，2021年投融资事件数量大幅提升主要集中于A轮及更早的轮次中，市场和行业整体相对仍处于早期。050100150200250010203040506020112012201320142015201620172018201920202021事件数量（次）融资金额（亿元）0102030405060700510152025303520112012201320142015201620172018201920202021天使/种子ABCD/E/Pre-IPO融资总金额（右轴/亿元）101.1专利授权数量2021年出现跳涨，持续关注研发推动行业高速发展资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日氢能相关专利新增授权数量年度统计（项）各个阶段相关专利授权数量与近三年授权数量对比氢能相关专利授权数量稳步提升，2021年出现跳涨趋势。2010至2020年，氢能相关专利新增授权数量的年复合增长率为13%，保持稳步上行趋势。2021年氢能相关专利新增授权数量同比增加55.83%，出现明显的跳涨趋势，结合碳中和战略对氢能的定位，预计2022年氢能相关的专利授权仍会保持高增长。制氢、用氢是专利申请最多的环节，加氢、运氢、制氢近三年专利数量提升相对较快。制氢、用氢两个环节专利数量最多，专利总量达到3088件、2786件，近三年授权专利数量均超过1000件。近三年专利授权数量占比看，加氢和运氢是两个相对新的研发环节，加氢环节接近75%的专利在近三年完成首次授权。制氢端近期研发热度相对较高，近三年的专利授权数量占比接近40%。结合当下的行业发展与政策定位，从研发端看短期我们建议关注制氢和加氢环节的高速增长趋势。02004006008001000120014001990199119921993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202100.10.20.30.40.50.60.70.80500100015002000250030003500制氢用氢储氢加氢运氢专利数量（项）近3年专利数量（项）占比（右轴）111.1央企国企专利研发占比超7成，地方国企接棒与政策趋势异曲同工资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部注：数据截至2021年12月31日资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部注：数据截至2021年12月31日2015至2021年专利授权数量的上市公司分布2015至2021年重要性Top30%专利授权数量的上市公司分布资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日不同性质企业的专利授权数量对比政策驱动明显，央企国企研发专利授权数量占比超7成。从专利研发授权的上市公司性质分布可以看到，中央和地方国有企业专利数量占比近5年稳定在75%上下，自上而下政策驱动的技术超前布局体现明显。地方国企接棒，超前布局与政策端现象重合。2018至2021年，地方国有企业专利授权数量绝对值提升至3倍，占比从11%提升至22%，该现象与政策端地方政府超前布局的趋势相吻合。我们认为，相比光伏风电等领域，氢能产业链范围更广，对于地方的经济拉动效应相对更强，在氢能顶层规划发布之前地方政府已经出现较多的规划和布局。自2015年至2021年民营企业的研发专利授权数量稳中有升，尤其2018年后占比出现提升趋势。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年中央国有企业地方国有企业民营企业公众企业集体企业外资企业02040608010012014016018020002040608010012012碳达峰定位重大战略决策，并对核心领域与相关指标做出庄严承诺。中共中央和国务院在《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中指出：实现碳达峰、碳中和，是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，是着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的必然选择，是构建人类命运共同体的庄严承诺。习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话提出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2030年前达峰行动方案全方位提及氢能产业布局，聚焦工业、交通和建筑领域。从产业视角看：政策规划着重提及了钢铁行业碳达峰、运输工具装备低碳转型、绿色交通基础设施建设等方向。从科技创新视角看：强调人才培养、基础研究、技术研发与推广应用。具体的绿色技术方向主要涉及低成本可再生能源制氢以及探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。此外，该行动方案也提出了国际合作和政策保障两方面的规划布局，加大绿色技术合作力度并推动开展氢能的科研合作与学术交流。同时提出建立健全氢制、储、输、用标准，利用健全的法律法规引导氢能产业健康发展。1.1发展与定位：《2030年前碳达峰行动方案》看氢能定位《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》氢能相关政策内容梳理资料来源：中国政府网，中信证券研究部所属领域关键要点关键内容整理工业领域碳达峰行动推动钢铁行业碳达峰推广先进适用技术，深挖节能降碳潜力，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，推动低品位余热供暖发展。交通运输绿色低碳行动推动运输工具装备低碳转型积极扩大电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域应用。大力推广新能源汽车，逐步降低传统燃油汽车在新车产销和汽车保有量中的占比，推动城市公共服务车辆电动化替代，推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆。加快绿色交通基础设施建设有序推进充电桩、配套电网、加注（气）站、加氢站等基础设施建设，提升城市公共交通基础设施水平。绿色低碳科技创新行动加强创新能力建设和人才培养创新人才培养模式，鼓励高等学校加快新能源、储能、氢能、碳减排、碳汇、碳排放权交易等学科建设和人才培养，建设一批绿色低碳领域未来技术学院、现代产业学院和示范性能源学院。强化应用基础研究聚焦化石能源绿色智能开发和清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、节能、氢能、储能、动力电池、二氧化碳捕集利用与封存等重点，深化应用基础研究。加快先进适用技术研发和推广应用集中力量开展复杂大电网安全稳定运行和控制、大容量风电、高效光伏、大功率液化天然气发动机、大容量储能、低成本可再生能源制氢、低成本二氧化碳捕集利用与封存等技术创新。加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。国际合作开展绿色经贸、技术与金融合作加大绿色技术合作力度，推动开展可再生能源、储能、氢能、二氧化碳捕集利用与封存等领域科研合作和技术交流，积极参与国际热核聚变实验堆计划等国际大科学工程。政策保障健全法律法规标准建立健全氢制、储、输、用标准。完善工业绿色低碳标准体系。建立重点企业碳排放核算、报告、核查等标准，探索建立重点产品全生命周期碳足迹标准。131.2产业与全景：从“制储运用加”五个环节看氢能产业全景氢能产业全景资料来源：中信证券研究部142.氢能应用领域的现状分析I.制氢II.储运氢III.用氢152.1制氢:碳中和战略拉动氢能需求侧扩容，带动供给侧空间提升与结构变革碳中和战略拉动绿氢需求提升的趋势确定性高。氢能作为零排放的二次能源，在碳中和的背景下具有不可或缺的地位，下游主要的增量需求来源主要来自工业、化工、交通、供电供热等领域，尤其是其中脱碳困难的领域。当前氢气主要来自化石能源与工业副产。当前我国氢气主要应用于化工领域的原料端，几乎都来自化石能源制氢和工业副产氢，大多属于碳基能源制取的灰氢。水电解制氢是中期趋势，确定性高。随着风电光伏成本的不断降低，带动绿电成本的降低，水电制绿氢的经济性也会随之改善并有望达到平价。从政策端、专利研发端看，都有大幅转向电解制氢的布局和研发，整体确定性较高。资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部多种氢气制取方式对比资料来源：阳光电源官网，中信证券研究部电解水制氢装置示意图碱性电解水制氢装置PEM电解水制氢装置分类成熟度优势劣势氢气供给量成本化石能源制氢技术成熟技术成熟化石能源储量有限、碳排放高、不适合分布式制氢带来储运成本2020年：1675万吨2030E：2100万吨煤制氢：6.77-12.14元/kg，增加CCUS约15.85元/kg天然气制氢：7.5-24.3元/kg工业副产氢技术成熟成本低需要提纯去杂质、无法大规模供应2020年：750万吨2030E：805万吨综合成本：10-16元/kg（考虑提纯成本）焦炉煤气：9.2-14.8元/kg氯碱化工：13.3-20.0元/kg丙烷脱氢：13.9-20.0元/kg合成氨/甲醇：14.5-22.2元/kg可再生能源制氢（电解水）尚且未实现大规模商业化工艺过程简单、零排放当前成本高、尚未规模化2020年：75万吨2030E：525万吨0.3元/kWh电价碱性电解：21.6元/kg0.3元/kWh电价PEM电解：31.7元/kg生物质制氢研发阶段原料成本低氢纯度较低2020年：极少2030E：70万吨——光解水制氢研发阶段原料丰富技术不成熟暂无——162.1制氢:产能超过4000万吨但结构亟需调整，电解制绿氢产量CAGR达25%资料来源：中国氢能联盟（含预测），中信证券研究部资料来源：中国煤炭加工利用协会，德勤，中信证券研究部中国氢气供给结构及预测中国氢气消费结构从中国氢气的供需结构看：减污降碳的增量需求与绿氢供给同步对接，电解制绿氢CAGR达25%。从供给看：截至2020年，我国氢气供给量约2500万吨，其中化石能源制氢占比约67%，工业副产氢占比约30%，两项共计占比97%。中期看2020对比2030年预测结果看，工业副产氢相对依赖相关工业产量，提升弹性不高（750提升至805万吨）；化石能源制氢依赖我国以煤为主的国情，存在25%的提升空间（1675提升至2100万吨），但碳捕集与封存会一定程度拉高成本；电解水制氢预计从75万吨提升至525万吨，CAGR约25%增速最高；长期看电解水制氢会逐渐成为主流。如果中国氢气供给需求达到3500万吨，其中15%由绿氢替代，大约需要超过4万台1000标方的电解水制氢设备。从需求看：当前我国合成氨和甲醇用氢占比超过一半达到56%，大部分氢气作为原料应用于必要的化工生产中，但仍没有大规模应用于减污降碳场景。减污降碳带动增量需求渐近：兼具“原料”与“能源”双属性，冶金、化工、交通、发电、储能等场景均有巨大潜力。与电气化脱碳形成互补：随着碳中和战略的推进，预计部分工业与交通领域中脱碳困难的领域会在政策指导下率先接纳氢能，在中期与电力脱碳形成一定的互补。绿氢潜力多样且场景广泛：氢气也可以转换成为氨气、甲烷、甲醇、甲基环己烷等重要的工业基础原料，作为“能源”与“原料”的双定位及其化学属性，决定了氢能应用场景的广泛性，在冶金、化工、交通、发电、储能等场景均有巨大潜力。成本端除电解设备和技术创新带动降本外，也建议关注区域绿电终端价格与各行业碳成本的变化趋势，从而引起绿氢需求的提升。67.0%60.0%45.0%20.0%30.0%23.0%5.0%3.0%15.0%45.0%70.0%2.0%5.0%10.0%250035006000010002000300040005000600070000%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其他技术氢气需求预测（万吨/右轴）37.0%19.0%10.0%15.0%19.0%合成氨用氢甲醇用氢炼油用氢直接燃烧其他172.1制氢：水电解制氢在政策与研发端形成共振，落地趋势确定性不断提升资料来源：中国政府网，其他政府部门官网，中信证券研究部政策对制氢技术路线的提及力度横向对比024681012142010201120122017201920202021水电解制氢化石燃料制氢工业尾气制氢化工原料制氢政策端：制氢相关政策爆发于2020年，水电解快速成为政策推动的最主流技术路径制氢端相关政策爆发于2020年：通过政策文本对制氢技术路线的统计分析可以看到，制氢端相关政策在2020年力度同比提升超过10倍，结合碳中和的大背景加强了政策在制氢环节的布局与定位。水电解快速成为政策推动的最主流技术路径：2021年水电解制氢的推动力度占比达到了86%，成为制氢端政策最关注的方向，远超其他制氢方式。对比2020年，2021年水电解制氢的政策力度同比提升82%，随着风电和光伏等清洁能源制绿电的规模不断增加以及弃风弃光现象的普遍存在，电解制绿氢的经济性迅速凸显，政策的提及也迅速降低对其他制氢方式的提及。专利研发端：近三年水电解制氢研发专利授权增速最快，工业副产氢历史专利数量最多但受限于相关化工产业规模近三年水电解制氢研发专利授权增速最快：通过统计近三年不同技术路径专利授权数量与历史专利数量的比值，可以看到水电解制氢近三年专利授权数量占比达到58%，成为研发专利数量增速最快的技术路径，与政策规划趋势形成明显共振。历史专利历史研发专利总量在工业副产氢技术路线积累数量最多，但受限于相关产业规模，未来制氢的增量空间相对较小。化石燃料制氢技术成熟但碳排放高。资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部制氢细分赛道专利授权数量统计00.10.20.30.40.50.60.7050100150200250300350400工业副产制氢水电解制氢化石燃料制氢专利数量（项）近3年专利数量（项）近3年专利数量占比（右轴）182.1制氢：电解制氢降本依赖低价绿电，区域因素导致绿氢成本差异较大资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》，Wind，中信证券研究部测算预估假设：煤价6000元/吨；天然气3元/标方；工业副产按照制氢量潜力加权；电价0.3元/千瓦时多种制氢路径的成本对比（元/kg）技术成熟度与商业化规模限制电解制氢成本目前仍偏高，但差距正在不断缩小。根据《中国产业氢能发展报告2020》中披露数据进行测算，在电价为0.3元/千瓦时的假设下，碱性电解制氢的成本大约为工业副产氢综合平均成本的1.5倍，受制商业化规模和技术的成熟程度，当前电解制氢价格仍然相对偏高，但具备平价的潜力，随着绿电价格不断下降碱性电解制氢与工业副产氢的成本下限趋于相同。成本结构看电解制氢降本高度依赖绿电价格，PEM固定成本较高占比4成。从碱性电解和PEM电解两种技术路线的成本拆解看，电价是降本的最重要因素，分别占比80%和60%，PEM由于规模和技术等原因固定成本和维护费用仍然较高。区域因素可能导致绿氢成本差异较大，下游应用的地理分布同样会影响绿氢的放量。由于电价直接影响了碱性电解制氢80%的成本，同时以光伏和风电为基础的绿电成本受地理因素的影响较大，所以下游应用的地理分布同样是规模推广的重要因素之一。资料来源：中国产业发展促进会氢能分会，中信证券研究部电解水制氢的成本拆解占比80%11%6%3%碱性电解制氢成本构成电成本固定成本维护成本水成本60%24%14%2%PEM电解制氢成本构成电成本固定成本维护成本水成本0102030405060煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢（碱性电解）电解水制氢（PEM）最低/最高预估192.1制氢：大规模弃风弃光带动绿氢生产，氢能长时储能优势有待挖掘资料来源：《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》（李明节,陈国平,董存,梁志峰,王伟胜,范高锋.）测算，，中信证券研究部资料来源：《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》（李明节,陈国平,董存,梁志峰,王伟胜,范高锋.），中信证券研究部2025电力系统模拟结果：不同场景电力平衡分析/不同场景下电力缺口天数概率分布逐月用电量、风光发电量在全年的占比情况模拟实验假设条件：我国已经积累了大量的新能源发电实际运行数据，进行分析的数据均来源于国家电网2017~2018年的实际运行数据。基于时序生产模拟的2025电力系统平衡，假设条件如下：根据区域电网非化石能源发电占比为30%，对应风电、光伏利用小时数分别为2000h和1500h，得到装机容量分别为38.3GW和22.4GW，水电、核电、抽蓄装机方面根据当前的装机容量以及政府发展规划确定，设定子场景1、2、3下对应的火电装机分别为92.4、95.4和98.4GW。模拟实验的结论：负荷供应不足与新能源弃电之间存在跷跷板关系：在一定火电装机规模的情况下,要确保电力的稳定可靠供应,就需要保证较大的开机容量,新能源弃电将有所增长;要保证新能源的高水平消纳,就需要适当的降低火电开机方式,可能会出现电力缺口。季节性电量平衡仍为难题：虽然风电、光伏发电月度电量分布具有一定的互补性，按电量平衡分析，风光互补可在一定程度上减少新能源季节性的影响。但新能源月度电量分布与负荷需求不匹配，夏季负荷电量高，而新能源发电量低，存在季节性电量平衡难题。指标场景：火电装机全年春季夏季秋季冬季平均缺口天数（天）场景1：92.4GW（当前火电装机量）99.1132.318.347.5场景2：95.4GW51.3014.12.135.1场景3：98.4GW2807120平均最大缺口（万千瓦）场景1：92.4GW（当前火电装机量）1239.14.61239.1937.21031.7场景2：95.4GW919.50919.596.3814.4场景3：98.4GW71307130562.5202.1制氢：建议关注风光龙头布局、煤炭化工转型两条主线资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部资料来源：相关公司公告与同花顺财经新闻报导，证券时报，中信证券研究部可再生能源制氢相关专利授权的上市公司分布A股市场布局电解水制氢相关业务的公司电解水布局集中在新能源、电力、工业、化工等领域。从布局电解水制氢业务的相关公司看，中信证券一级行业主要分布在：电力设备及新能源、电力及公共事业、基础化工、煤炭、机械、汽车等。上市公司直接布局电解水制氢专利数量较少，关注产能规划与供应商情况。从上市公司的可再生能源制氢专利授权情况看，中国石化、阳光电源、金风科技排名靠前。从行业视角看，可再生能源制氢专利同样主要集中在：新能源、工业、化工等领域。综合看，可再生能源制氢视角下建议关注：阳光电源、宝丰能源、美锦能源、隆基股份、先导智能。00.20.40.60.811.21.41.61.800.511.522.533.5专利数量专利平均质量打分股票代码中信一级行业公司简称参考市值（亿元）2022年换手率601012.SH电力设备及新能源隆基股份3707.8722.5313300274.SZ电力设备及新能源阳光电源1501.5545.2950601222.SH电力设备及新能源林洋能源202.5137.0222002498.SZ电力设备及新能源汉缆股份157.0220.2838000969.SZ电力设备及新能源安泰科技94.6055.4627300820.SZ电力设备及新能源英杰电气65.7994.8670300540.SZ电力设备及新能源深冷股份33.1674.7642600989.SH基础化工宝丰能源1271.6033.6807000635.SZ基础化工英力特29.7039.1091000723.SZ煤炭美锦能源607.2399.5395000875.SZ电力及公用事业吉电股份236.6191.8447002911.SZ电力及公用事业佛燃能源102.746.2368300450.SZ机械先导智能1007.8719.5457603169.SH机械兰石重装100.4586.4737000572.SZ汽车海马汽车88.8120.5964603776.SH汽车永安行37.8444.8857212.2储运氢：气态储氢最成熟，中期关注氨储氢落地与液氢的技术进步资料来源：特莱姆官网资料来源：氢阳能源官网特莱姆低温液体储罐液态有机氢载体（LOHC）应用原理压缩气态储氢：将氢气加压存储于高压容器中，储氢密度与存储压力、容器类型相关，气压为35至70兆帕。低温液态储氢：低温条件下对氢气进行液化存储，温度约为20K（约零下253摄氏度）。储氢材料吸附储氢：利用金属合金、有机液体等材料与氢气的可以反应，实现对氢气的吸附存储和释放。有机物储氢：利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气发生反应生成稳定化合物，并通过改变条件实现氢气释放。资料来源：氢能源网复合材料储氢瓶结构示意图222.2储运氢：安全、效率、成本制约或成共存局势，研发端液氢更热资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部多种氢气存储方式对比安全、效率、成本三方制衡，不同场景可能形成互补局势。技术成熟度看：气态储氢技术最为成熟且应用规模最大，液态储氢在国外同样有较长时间的应用，材料储氢和有机物储氢相对初期且应用规模极小。优势看：高压气态、储氢材料、有机物储氢相对更安全；低温液态、有机物储氢相对更高效；高压气态、有机物储氢成本相对更低。液氢专利积累最多，储氢专利授权未出现研发结构变化。从储氢相关专利授权数量看，液化储氢的专利总量接近120项，相比其他技术路径具有明显的技术积累优势。同时部分国外的场景已经进行了较长时间的液化储氢技术验证，成本虽高但在长距离大规模储氢运氢场景具有密度高纯度高的优势。从近三年专利授权数量占总数量的比值看，三种技术路线浮动于45%至50%之间，没有出现明显的研发结构变化。储氢方式优势劣势成熟度高压气态储氢技术成熟、充放速度快体积储氢密度低发展成熟低温液态储氢体积储氢密度高、液氢纯度高液化耗能高、容器成本高国外约70%使用液氢运输、航天工程使用成功储氢材料储氢安全性高、运输方便价格高、寿命短示范案例，尚未实现大规模商业化有机物储氢储氢密度高、转换的有机物储运技术成熟、安全性高转换涉及化学反应往返效率低、含有杂质气体研发阶段资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部储氢细分赛道专利数量统计0.430.440.450.460.470.480.490.50.51020406080100120140液化储氢高压气体储氢材料储氢专利数量（项）近3年专利数量（项）近3年专利数量占比（右轴）23氢气管道与天然气掺氢管道2.2储运氢：输氢管道规模与跨国氢气贸易量是观察规模化运氢的关键指标资料来源：中化新网资料来源：特莱姆官网，国际能源网资料来源：航运界全球首艘液化氢气运输船运氢方式除管道输氢外，大部分都以储氢容器和运输设备组成，运输设备由运输路径决定，而储氢容器由运输距离、安全要求等运输需求共同决定。运输设备看，一般分为陆运、海运和空运，其中陆运多为终端距离运输，海运多为中长距离或洲际运输，空运的成本较高且距离较远应用场景较少。管道运输具有一定特殊性，前期建设成本最高，但后期随着运输规模的增加使用成本最低，是一种适合定点大规模运输的终极运氢方式。此外，管道中发生的脆氢现象同样需要处理。气氢拖车与液氢槽车不同方式的运输介绍图242.2储运氢：交通运输短期降本有限，关注部分场景中的管道输氢与氨载体资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（含预测）等，中信证券研究部多种氢气运输方式对比加氢站与管道输氢成为专利研发聚集地，近期新增专利多从交通领域看运氢：加氢站与管道输氢作为交通领域大规模输氢的基础设施，近期专利申请增速极高，近三年的专利授权数量占总量分别占比74%和51%。氢能在交通领域中的应用是政策推动氢能发展的重点方向之一，除氢能源车的高成本外，普及也需要足够密度的加氢站和稳定的氢气供应。关注管道运氢与绿氨的直接应用：直接运输：运输起点终点处理成本低，但单车载氢量低适合短距离运输。转换形态运输：有机液体储氢和液氢运输过程中的的载氢量相对较高，但是由于化学转换和降温液化需要牺牲效率和成本，所以相对大规模和远距离的场景更具优势。由于氨需求量大、应用场景较多同时储运技术成熟，也尤其建议关注以氨为载体的氢气运输和直接应用。管道运输：作为输氢终极运氢方式，商业化需要定点需求或氢能普及。运氢方式优势劣势经济距离（km）载氢量（kg/车）体积储氢密度（kg/m3）质量储氢密度（wt%）成本（元/kg）能耗（kwh/kg）长管拖车（气态）技术成熟储氢密度低、运输距离短小于150（短距离）300-40014.51.12.021-1.3货车（储氢材料储氢）安全性高、储氢密度高吸附具有一定能耗小于150（短距离）300-400501.5——10-13.3液氢槽车/液氢驳船（液态）储氢密度高液化能耗高大于200（中长距离）7000641412.2515有机液体储运（槽罐车）转换有机物技术成熟、安全性高、储氢密度高具有化学转换成本大于200（中长距离）200040-50415——管道（气态）运输成本低，能耗低一次性投资大大于500（长距离点对点）——3.2——0.30.2资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部运氢加氢细分赛道专利数量统计00.10.20.30.40.50.60.70.801020304050607080加氢站管道输氢专利数量（项）近3年专利数量（项）近3年专利数量占比（右轴）252.3用氢：减排空间看电力与工业占比8成，交通涉及“能源饭碗”自主化资料来源：IEA，中信证券研究部资料来源：IEA，中信证券研究部2019年中国对比全球各个领域二氧化碳排放量2019年中国和全球各个领域二氧化碳排放占比氢能细分领域应用应把握碳中和与能源自主可控两条主线，电热生产、工业、交通排碳占比约90%。从碳中和视角看，工业深度脱碳对氢能的需求确定性高：氢能被定位为碳中和战略的必要一环，可以从各个领域的减碳空间看氢能应用的发展趋势。根据IEA的测算统计，我国电力热力生产排碳占比超过一半，电热生产、工业、交通排碳占比约90%，其中减污降碳难度较高的领域必然成为氢能发展的重点。从能源自主可控视角看，商用车可能成为氢能在交通领域的根据地：我国2019年石油对外依赖度已经高达72%，交通领域能源结构改革是践行习近平总书记提出的“能源的饭碗必须端在自己手里”的重要组成部分。中汽中心《面向碳达峰、碳中和目标的汽车产业实施路线图》研究成果显示，乘用车碳排放一年是4亿吨，商用车碳排放一年约6亿吨，氢能在交通领域很可能与电车形成长期的互补。从转型路径视角看，绿氨的储运成熟且同样具有广阔减排空间：2021年12月8日至10日，习近平总书记在北京举行的中央经济工作会议时强调“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合”，清晰的点出了“先立后破、稳扎稳打”的能源转型节奏。风电光伏等清洁能源具有高波动性的特征，导致了电力系统短期内大量依赖新能源存在一定困难，所以立足以煤为主的国情抓好煤炭情节利用同样是转型过程中的必要一环，近期包括燃煤锅炉混绿氨燃烧等绿色技术同样会为绿氢在电力热力生产打开需求空间。综合来看，电力电热生产在过渡到风电光伏等清洁能源的过程中，绿氢或绿氨对煤电的改造会成为必经之路；钢铁、水泥等工业领域一直是减污降碳的难点，氢无论作为工业原料还是供能来源均能辅助工业领域完成深度脱碳；交通运输领域，乘用车方面电气化改造大势已成，而商用车碳排放占比超过6成可能成为氢能源的根据地。53.1%28.0%9.2%3.5%3.4%1.2%1.0%0.6%中国电力热力生产工业交通运输其他能源行业建筑住宅商业和公共服务农业渔业其他41.8%18.6%24.5%5.0%5.9%2.5%1.3%0.5%全球电力热力生产工业交通运输其他能源行业建筑住宅商业和公共服务农业渔业其他0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%45.00%50.00%0200040006000800010000120001400016000中国排放（Mt）世界排放（Mt）中国占全球比例（%）262.3用氢：碳敏感度看冶金、中大型商用车、合成氨等场景潜力较高资料来源：能源发展网预测，中信证券研究部测算基准假设为：1.6-2.3美元/千克的氢能终端应用成本、100美元/吨二氧化碳成本资料来源：能源发展网测算，中信证券研究部注：灰色柱状为叠加碳成本后依然没有实现氢能平价替代的领域2030年传统技术与氢应用成本优势对比预测碳成本敏感程度终端的绿氢使用成本、碳成本、TCO会成为氢能发展阶段的关键成本指标。碳成本作为附加成本，叠加技术进步将共同推进氢能产业的发展，预计“十四五”期间钢铁行业会纳入全国碳交易市场，在顶层设计上我国碳配额缩减进度或将逐步与欧洲接轨，碳交易价格有望被引导至更高水平，从而产生的碳成本优势会提升绿氢在终端应用中的竞争力，碳成本敏感度也会成为氢能细分领域发展的关键因素。交通领域：中型车的碳敏感度相对最高，重卡应用场景氢能最具优势，氢能公交政策驱动形成闭环概率最高。相较于乘用车电动化的趋势，商用车会在中型车和重卡等乘用车形成一定的竞争优势。工业：氢冶金对于碳成本敏感度最高，建议关注钢铁行业政策推动的减排以及钢铁等领域纳入碳交易后对氢能在相关领域应用形成的推动作用。电热生产：合成氨本身具有平价的可能，同时能避免氢气直接储运的高成本问题。结合燃煤锅炉混氨燃烧等绿色技术可能在发电发热等领域形成巨大的减排空间，同时也建议关注绿氨在其他化工制造领域的应用。0%100%200%300%400%500%600%700%柴油汽油发动机天然气272.3用氢：政策与专利研发在燃料电池与低碳冶金应用场景形成共振资料来源：中国政府网，各政府机构官网，中信证券研究部注：2021年数据截至2021年12月31日；中央指中共中央用氢细分赛道政策提及力度统计从政策数据视角看：关注氢燃料电池与低碳冶金政策视角看，应用端提及的细分领域整体不多，主要聚焦于氢燃料电池与低碳冶金两个领域。2020年氢能应用的细分领域提及几乎全部聚焦于氢燃料电池，但2021年燃料电池与低碳冶金的提及力度几乎相同，绿色化工在2019年后则较少被提到。从专利研发数据视角看：燃料电池积累较多，低碳冶金则处于起步阶段。专利研发视角看，燃料电池的专利积累数量最多，低碳冶金的研发则刚刚起步。作为氢能领域的“发动机”，燃料电池研发积累时间较长且专利申请数量一直保持在较高水平。从近3年的专利数量占比看，由于低碳冶金相关专利的授权数量较少，近3年的专利授权占比达到50%。燃料电池和绿色化工近3年的专利占比分别41%和35%。综上，我们认为氢能的应用端目前看有三条主线值得关注：低碳冶金对现有工业格局的冲击、氢燃料电池在商用车场景的落地、绿氢制绿氨在化工与燃烧场景的应用。资料来源：秩鼎技术，中信证券研究部用氢细分赛道专利数量统计02468101214201020112012201320142015201620172018201920202021燃料电池低碳冶金绿色化工00.10.20.30.40.50.6020040060080010001200140016001800燃料电池绿色化工低碳冶金燃气轮机专利数量（项）近3年专利数量（项）近3年专利数量占比（右轴）282.3用氢：政策目标推动钢铁行业结构转型，低碳化为钢企融入成长属性全球粗钢产量对比中国粗钢产量中国碳排放对比黑色金属冶炼压延加工碳排放新增产能限制体现钢铁行业从“重量”到“重质”的态度变化，推动绿钢转型的动力因素包括：大量产能转型对未来氢能需求空间极大：中国粗钢年产量约10亿吨，2021年约占全球粗钢产量的50%，碳排放量约占全球钢铁碳排放总量的60%。在碳中和背景下，氢气炼钢是钢铁工业当前已知的最佳减排技术，大量钢铁产能的转型需要利用氢气作为还原剂或加入热电联产，将形成巨大的氢能需求。减排空间巨大：我国钢铁行业碳排放约占我国总碳排放量的15%-18%，中长期看政策推动冶金领域减污降碳将成为碳中和的必经之路。2022年1月24日，国务院发布《关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》，其中提到“推进钢铁、水泥、焦化行业及燃煤锅炉超低排放改造，到2025年，完成5.3亿吨钢铁产能超低排放改造，大气污染防治重点区域燃煤锅炉全面实现超低排放”。中钢协表示钢铁行业碳中和初步目标预计2025年前实现碳排放达峰，2030年碳排放量较峰值降低30%，预计将实现4.2亿吨碳减排。碳成本敏感：氢冶金作为氢气在工业领域的应用，对碳成本的提升最为敏感，据能源发展网预测，碳成本从0提升至100美元/吨二氧化碳，氢冶金领域的传统技术成本提升超过6倍，导致氢气引入冶金领域对比传统技术具有了较高的成本优势。评价体系多元化：ESG评价体系、碳关税、钢铁限制新增产能等新秩序可能打破成本的单维度评价体系，同时汽车、船舶等部分下游应用对钢价敏感度相对较低，价格不敏感领域或央企国企短期可能接受绿钢起步阶段相对较高的成本。资料来源：Wind，中信证券研究部资料来源：Wind，中信证券研究部01000200030004000500060007000020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,000160,000180,000200,0001997-01-011997-11-011998-09-011999-07-012000-05-012001-03-012002-01-012002-11-012003-09-012004-07-012005-05-012006-03-012007-01-012007-11-012008-09-012009-07-012010-05-012011-03-012012-01-012012-11-012013-09-012014-07-012015-05-012016-03-012017-01-012017-11-012018-09-012019-07-012020-05-012021-03-01全球粗钢产量（千吨）中国粗钢产量（千吨）综合钢价（元/吨/右轴）0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%02,0004,0006,0008,00010,00012,000中国二氧化碳排放量（百万吨）中国黑色金属冶炼及压延加工碳排放量（百万吨）黑色金属冶炼及压延加工碳排放量占比292.3用氢：低碳、数控、集中、循环四大趋势将推动头部钢企受益明显资料来源：HYBRIT官网资料来源：中商产业研究院，中信证券研究部HYBRIT绿钢项目流程示意图钢铁行业下游应用占比2022年2月8日工信部、发展委、环境部发布《关于促进钢铁工业高质量发展的指导意见》定调2025转型趋势：创新能力显著增强。行业研发投入强度力争达到1.5%，氢冶金、低碳冶金、洁净钢冶炼、薄带铸轧、无头轧制等先进工艺技术取得突破进展。关键工序数控化率达到80%左右，生产设备数字化率达到55%，打造30家以上智能工厂。产业结构不断优化。产业集聚化发展水平明显提升，钢铁产业集中度大幅提高。工艺结构明显优化，电炉钢产量占粗钢总产量比例提升至15%以上。布局结构更趋合理，钢铁市场供需基本达到动态平衡。绿色低碳深入推进。构建产业间耦合发展的资源循环利用体系，80%以上钢铁产能完成超低排放改造，吨钢综合能耗降低2%以上，水资源消耗强度降低10%以上，确保2030年前碳达峰。资源保障大幅改善。资源多元化保障能力显著增强，国内铁矿山产能、规模、集约化水平大幅提升，废钢回收加工体系基本健全，利用水平显著提高，钢铁工业利用废钢资源量达到3亿吨以上。头部钢铁集团在并购重组、产业链成本控制、研发实力等多方面占据优势，长期看建议关注布局绿钢的宝钢股份。40%20%17%6%5%2%1%9%特钢汽车工业制造金属制品发电石油化工铁道造船其他54%21%11%7%3%1%1%1%0%普钢建筑机械电力汽车船舶家电石油铁路交通302.3用氢：氢基竖炉与绿电电炉助力减碳，示范项目绿氢需求体量大资料来源：宝钢股份官网2021年4月年报发布会报告《潮起海天阔行稳而致远》资料来源：宝钢股份官网2021年4月年报发布会报告《潮起海天阔行稳而致远》，中信证券研究部钢铁企业发展趋势示意图钢铁、海运铁矿石、水泥、煤炭市场集中度对比高炉富氢炼钢减排幅度约10-20%，氢基竖炉减排力度更高，其工艺优劣势为：优势：（1）基于当前技术发展水平，氢基直接还原竖炉工艺具备大规模使用氢气冶炼和降低碳排放的条件；（2）我国拥有丰富的工业副产还原性气体，为氢基竖炉发展提供了良好的资源条件；（3）氢基竖炉工艺在国外已经有很多成功案例。劣势：（1）与熔融还原和富氢高炉相比，其生产出来的产品为固态而非熔融铁水，仍需二次加热；（2）还原性气体制备成本较高，且当前主要为灰氢；（3）氢气用于还原冶炼的技术和装备还未实现产业化，工艺技术、生产周期和产能利用率等都具有一定的不确定性。宝钢湛江示范项目绿氢需求体量测算。2022年2月15日，宝钢湛江钢铁零碳示范工厂百万吨级氢基竖炉工程正式开工。该项目是国内首套百万吨级氢基竖炉，也是首套集成氢气和焦炉煤气进行工业化生产的直接还原生产线。项目预计2023年底建成，投产后每年可减少二氧化碳排放50万吨以上，湛江二期计划再建设1套百万吨级氢基竖炉工程，未来逐步采用可再生能源发电-高效水电解生产的绿色氢气，目标是氢气比例达到80-90%。加压高温时，全氢工艺的入炉还原氢气量约为2200Nm3/tDRI，一氧化碳5:2掺氢工艺入炉还原氢气量约为490Nm3/tDRI，百万吨钢铁保守估计氢气用量约4.4万吨，约占2020年全国绿氢需求量的4.4%。39%69%58%44%0%10%20%30%40%50%60%70%80%中国钢铁CR10（2020）全球海运铁矿石CR4（2019）中国水泥CR10（2020）中国煤炭CR10（2019）312.3用氢：立足以煤为主的国情，绿氨打开煤电减污降碳的空间与可能性资料来源：Wind，中信证券研究部资料来源：经济参考网合成氨年产能燃煤锅炉混氨燃烧技术系统示意图氨具有成熟的应用产业链，绿氨能够广泛应用于热力和动力设备：氨气的储运和应用环节相对成熟，是重要的基础化工产品之一，2020年产量5117万吨居化工产品前列。同时氨可以作为氢气的载体，与氢气直接储运相比更加安全和经济，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，是一种具潜力的化合物储氢方式。氨的增量应用场景将推动绿氢制绿氨直接应用：作为燃料用于锅炉；作为燃料用于船用内燃机；作为氢载体在目的地用氨制氢；直接用于固体氧化物燃料电池等。燃煤锅炉混氨燃烧技术：对煤电机组影响小且系统改造可用，氮氧化物排放优于燃煤工况且碳减排率超过35%技术介绍：国家能源集团开发的世界首个“燃煤锅炉混氨燃烧技术”应用项目在山东烟台成功投运，该技术首次实现40兆瓦等级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证。锅炉的减排率超过35%，氨气尽燃率达到99.99%且氮氧化物排放优于燃煤工况。在以煤电为主的国情下实现能源转型，混氨燃烧技术能带来巨大的减排空间：燃煤发电的二氧化碳排放量巨大，目前占我国总二氧化碳排放量的34%左右。截至2021年11月底，我国煤电装机容量达到11亿千瓦，如果机组全部引入35%的混氨燃烧，每年可减排二氧化碳约9.5亿吨，约占我国二氧化碳排放总量的11.9%。-15%-10%-5%0%5%10%15%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000合成氨产量（万吨）同比322.3用氢：绿氢用于交通具备一定减排空间，能源饭碗自主可控同样重要资料来源：公安部，中信证券研究部注：数据统计截至2021年9月交通运输行业碳排放占比排行第三，商用车汽柴油消耗与碳排放均占比过半。交通运输领域碳排放占我国总碳排放比例约11%，汽车交通碳排放约占全国碳排放的7.5%。商用车碳排放占比高：2020年中国车用总燃料消耗量达2.27亿吨，商用车占比超过一半，但载货汽车保有量仅占汽车总保有量的10.91%。氢能与电气化在交通领域可能形成互补，燃料电池应用主要发力商用车。氢燃料电池技术突破与绿氢终端使用成本的下降，都是促进氢能在交通领域大规模应用的关键节点。重型车、严寒与长途等场景特征更能凸显氢燃料电池车相较电动车的优势，短期园区级、城市级商用车网络运营对加氢站数量、密度要求更低，成为政策试点与领域发展的焦点。加氢站相对用氢适度提前建设已成为政策与产业共识，有助于打破供需依赖、完成氢能在交通领域应用的冷启动。加氢站数量分布情况或成氢能落地交通领域的关键指标。近年石油天然气依存度提升，锂钴镍等上游资源依赖进口，能源自主可控也需要一支“预备役部队”。2.64580.32420.93非载货汽车保有量载货汽车保有量其他机动车保有量资料来源：中汽数据《节能与新能源汽车发展报告2021》，中信证券研究部注：数据统计截至2021年9月1.2081.062商用车乘用车各类型汽车保有量对比（亿辆）2020年乘用车与商用车汽柴油消费总量（亿吨）332.3用氢：氢能汽车保有量年化增速83%，2025年商用车渗透率有望突破1%资料来源：中汽协，中信证券研究部2021年中国燃料电池汽车销量数据统计2021年中国燃料电池汽车销量约1500辆，保有量约8900辆，整体处于初期的阶段。燃料电池汽车整体处于初期，同比稳步提升：2021年中国燃料电池汽车销量约1500辆，同比提升约32.2%，整体处于初期阶段。根据《中国氢能产业发展报告》预测，2025年氢燃料电池汽车保有量10万辆，年化增速达到83%。2020年商用车年产量523万辆，占商用车乘用车总量比例为20.7%，相比前5年稳中有升。商用车销量近5年稳中有升：2020年中国商用车年产523万辆，同比增长约20%，相较2015年提升53%。商用车占比在2016年触底后逐步提升：2020年商用车产量占商用车乘用车总量比例为20.7%，随着乘用车渗透率触顶回落，商用车的产量占比稳中有升。资料来源：OICA，中信证券研究部我国氢燃料电池汽车保有量预测（万辆）01002003004005006000%20%40%60%80%100%20012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020乘用车产量（万辆）商用车产量（万辆）商用车产量（万辆/右轴）020040060080010001200140016001800010002000300040005000600070008000900010000氢燃料电池汽车保有量（辆）燃料电池汽车月销量累计值（辆/右轴）资料来源：车百智库《中国产业氢能发展报告2020》（含预测），中信证券研究部测算注：灰色图例和销售量为根据预测值进行的测算结果中国商用车产量数据统计00.511.522.533.544.5502040608010012020212022E2023E2024E2025E2030E氢燃料电池汽车保有量（万辆）销售量（万辆/右轴）342.3用氢：离散化制氢规避储运成本，区域低成本绿氢推动商用车放量降本资料来源：ICCT纯电动货车和燃料电池货车的成本（不包括动力装置）氢燃料电池汽车，在绿氢成本较低的地区围绕商用车领域，具备一定的优势且可能率先跟进。低温度、大载重、长续航，制导商用车领域：2022冬奥会氢能公交车具备零下30度低温启动条件，同时低温对于续航里程的影响极小；氢能的能量密度较高，能以合理的能源载重维持较大的载重与较长的续航。区域低成本与场景闭环，关注风光资源丰富与小范围应用：一方面，风电光伏成本具有区域性，另一方面风光发电波动性极高产生弃风弃光无法避免，从而导致部分区域或地区能以极低的成本获得绿氢；商用车或园区用车能很大程度减少车辆对加氢运氢闭环规模的需求，小范围低密度的加氢站即可满足闭环场景下氢燃料电池车的运行。氢能重卡降本提速，随着放量接近驱动装置与储氢瓶的成本下降空间明显。氢能重卡的降本，受益于我国巨大的重卡市场。中国作为全球最大的重卡市场，2020年重型卡车产量298万辆（全球同期436万辆，占比68.3%），是最有可能支撑起氢能重卡发展的国家之一。资料来源：新华网，卡车网福田汽车与上汽红岩液氢重卡续航超过1000公里352.3用氢：交通领域氢能基础设施建设情况资料来源：H2Stations.org，中信证券研究部资料来源：H2Stations.org，中信证券研究部全球加氢站数量年度统计（座）全球加氢站地理分布统计（座）-0.2-0.15-0.1-0.0500.050.10.150.20.250.30.350100200300400500600700201020112012201320142015201620172018201920202021全球加氢站数量（座）同比（右轴）020406080100120140160180运营中规划中亚洲欧洲大洋洲北美洲050010001500200025003000美国欧洲加拿大其他全球输氢管道长度（公里）资料来源：管道保护网，中信证券研究部管道气体长度(km)维护者投入时间乌海-银川焦炉煤气掺氢216.4中石油2012巴陵-长岭氢气42中石化2014扬子-仪征氢气40.4中石化2013济源-吉利氢气25中石化2015扬子石化-金城化学氢气2.8中石化2019上海化工区-上海驿蓝加氢站氢气中石化2019朝阳可再生能源产氢示范项目天然气掺氢国电投2019资料来源：氢云链，中信证券研究部中国现有输氢管道363.绿氢前沿I.制氢II.储运氢III.用氢37定义：电解水制氢是指在直流电的作用下将水分解以制取氢气和氧气的技术。优势：绿色环保，耦合可再生能源发电可实现高效制绿氢，氢气产品纯度高，一般可达到99.9%以上，生产的是“绿氢”。绿氢是可再生能源（如风电、水电、太阳能）等制氢，制氢过程完全没有碳排放，而灰氢和蓝氢由于是利用化石燃料制得，都有不同程度的碳排放。目前国内氢能主要来源于煤制氢，约占氢产能64%，工业副产氢制氢占21%，天然气制氢占14%，电解水制氢占比不到2%。中国氢能联盟预测2030年电解水制氢占比将逐渐提升到15%，未来十年提升空间超4倍，2060年电解水制氢占比将提升到70%。资料来源：中国氢能联盟研究院，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部绿氢与灰氢、蓝氢等对比中国2019-2060年氢气生产来源分布图3.1制氢：电解水制氢是绿色环保、纯度极高、未来重点发展的的制氢技术64%21%14%1%2019中国氢气生产来源分布图煤制氢工业副产氢制氢天然气制氢电解水制氢70%30%2060年中国氢气生产来源分布图电解水制氢其它制氢技术10%90%2030中国氢气生产来源分布图电解水制氢其它制氢技术资料来源：S&PGlobalMarketIntelligence，清华四川能源互联网研究院整理38目前存在四种主要的电解槽技术，其效率在60%到90%之间：碱性水电解槽(ALK)、质子交换膜水电解槽(PEM)、阴离子交换膜水电解槽(AEM)和固体氧化物水电解槽(SOEC)。其中，AEM和SOEC技术仍处于起步、实验室研发阶段。ALK水电解制氢是我国目前最成熟的电解水制氢技术，生产成本较低，但存在碱液流失、腐蚀、能耗高等问题，适应波动性较差，与风光结合时需要配备储能。PEM水电解制氢技术的运行电流密度高、能耗低、产氢压力高，适应可再生能源发电的波动性特征，易于与可再生能源消纳相结合，在绿氢制备领域发展潜力较大。3.1制氢：碱性水电解技术最为成熟，质子交换膜技术制绿氢发展潜力较大资料来源：IEA(2020),ETPCleanEnergyTechnologyGuide，清华四川能源互联网研究院ALK技术成熟且制氢量大，适合吉瓦级绿氢项目。PEM技术灵活迅速，更易于与可再生能源消纳相结合，目前在兆瓦级项目中也多有应用，未来随着技术突破和降本将有望提升制绿氢规模。技术经济特性ALKPEM堆寿命（h）90000<50000系统堆寿命（年）2010电解槽成本（元/kW）200010000单堆最大产氢量（m3h-1）1500250电流密度（A/cm2）0.2-0.41-2相对设备体积1~1/3动态响应速度5%/秒满负荷/秒氢气纯度99.9>99.99ALK占优PEM占优关键电解水技术成熟度TRL级别对比ALK水电解制氢和PEM水电解制氢技术对比资料来源：大连化物所，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部39目前全球正在开发的350个电解水制氢项目，到2030年将实现氢供应量超过800万吨。欧洲在电解槽产能部署方面处于领先地位，占全球装机容量的40%。在欧盟和英国政府氢能战略的支持下，短期内欧洲仍将是全球最大的氢能市场；澳大利亚预计将在数年内达到欧洲的市场规模；拉丁美洲和中东地区也将部署大量电解槽。中国虽在制氢方面起步缓慢，但项目数量增长速度快。近年来，可再生能源制氢项目吸引了很多能源企业、装备企业如三峡集团、隆基、协鑫、国电投、三一重工、中石化等，相关的零部件企业布局也在增加。中国的太阳能和风能资源条件优越，有可再生能源制氢的成本优势。国际能源署（IEA）的经济评估显示，中国部分省份的可再生能源产氢成本为2-2.3美元/kg。3.1制氢：欧洲在电解槽产能部署方面处于领先地位，中国正奋起直追资料来源：西安隆基氢能科技有限公司，清华四川能源互联网研究院资料来源：宁夏宝丰能源集团股份公司，清华四川能源互联网研究院隆基氢能的首台碱性水电解槽赛克赛斯纯水电解制氢设备宝丰能源：太阳能电解水制氢厂房资料来源：赛克赛斯，清华四川能源互联网研究院欧洲公司的氢电解槽设备资料来源：NelASA，蒂森克虏伯，清华四川能源互联网研究院40目前全球正在开发的350个电解水制氢项目，预计到2030年将实现氢供应量超过800万吨。在2020年，电解水制氢占能源和化学原料氢气生产的约0.03%。在全球290兆瓦的电解器装机容量中，超过40%在欧洲，其次是加拿大（9%）和中国（8%）。随着全球电解槽产能的扩大，平均项目规模也在增加。2020年0.6兆瓦的平均规模包括：正在运行的最大的碱性电解槽工厂和正在运行的最大的使用专用可再生能源的PEM电解槽工厂。3.1制氢：电解水制氢装机量在全球范围内迅速增加9100254001433100020000040000060000080000010000001200000140000016000002014年2019年2023年在过去十年内，电解水年新增装机容量呈现高速增长，到2023将达143.31万千瓦，较2014年相比，年均复合增速将高达75.44%。资料来源：中商产业研究院（含2023年预测），清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部从地理上看，欧洲和澳大利亚以22吉瓦29和21吉瓦的在建或规划项目领先，其次是拉丁美洲（5吉瓦）和中东（3吉瓦）。到2030年，如果将所有处于早期规划阶段的项目计算在内，到2030年产能甚至可以达到91吉瓦。01020304050602021202220232024202520262027202820292030在建与计划中的电解水装机总容量(GW)全球电解水年新增装机容量(kW)资料来源：中商产业研究院，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部41目前我国氢能发展已提升到战略层面，但仍存在成本高、安全性待突破、基础设施薄弱等问题，早期应以本地消纳为主，优先发展加氢示范基础设施及氢气燃料电池等，逐步由本地化走向区域化。与荷兰相似，中国的可再生能源非常丰富，还有非常可观的地热、生物质、海洋能、太阳能热利用以及固体废弃物的资源化利用，随着近年来技术的进步，可再生能源的发电成本越来越具有竞争力，与此同时，中国同样拥有强大的基础设施建设能力，为发展“绿氢”提供了有利条件。中国的电解水装机量的增长速度迅速，将在2035年到达国际先进水平。3.1制氢：中国可再生能源资源丰富，电解水装机量或将大幅增长资料来源：香橙会研究院整理（含2025年、2030年预测），清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部中国电解水年装机量预测（兆瓦）中国的70米高度陆地和海上风能资源分布图（瓦/平方米）资料来源：国际能源署，清华四川能源互联网研究院整理639018546610006000010002000300040005000600070002018年2019年2020年2021年2025年2035年422020年,全国可再生能源发电量达22148亿千瓦时，如果按1%的比例配置电解水制氢，制氢效率按照5.5千瓦时/标方测算，可制取氢气约4万吨/年，基本满足现有氢能需求。2030年，预计风电、太阳能发电总装机容量将达到12-20亿千瓦；2060年，预计风电、太阳能发电总装机容量将达到66亿千瓦，按照可再生能源电解水制氢5%-10%配置，完全可以支撑我国清洁氢供给结构需求。2030年，预计制氢成本将较目前下降约50%，并在2050年以前稳步持续下降。到2050年，中东、非洲、俄罗斯、中国、美国和澳大利亚部分地区的绿氢制取成本预计将降至约1.1-1.6美元/千克。资料来源：KPMG，清华四川能源互联网研究院整理资料来源：国际可再生能源机构，IRENA，清华四川能源互联网研究院整理3.1制氢：制绿氢成本随着技术成熟与产业布局完整会大幅下降制氢成本变化曲线绿氢与灰氢、蓝氢成本变化对比43氢气为易燃、易爆气体，当氢气浓度为4.1%～74.2%时，遇火即爆。因此氢气储存运输难度大，储运氢技术成为氢能应用的安全、成本控制的关键。储氢技术的关键点在于如何提高氢气的能量密度。常以氢气的质量密度，即释放出的氢气质量与总质量之比，来衡量储氢技术的优劣。美国能源局DOE要求2020年国内车载氢能电池的氢气质量密度须达到4.5%，2025年达到5.5%，最终目标是6.5%。目前技术成熟，运用比较广泛的是高压气体储氢和低温液态储氢方式，同时还有金属储氢、有机液体储氢、碳质储氢等技术正处于发展阶段。金属氢化物储氢技术则表现出巨大潜力，但目前还处在研究阶段;低温液态储氢技术具有单位质量和单位体积储氢密度大的绝对优势，但目前储存成本过高，主要体现在液化过程耗能大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高两个方面，目前低温液氢技术多用于航天，但也越来越有向民用发展的趋势。3.2储运氢：储运氢是氢能产业布局的关键环节之一主要储氢技术特性对比情况主要储氢技术成熟度TRL级别对比资料来源：国际能源署，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部024681012资料来源：IEA《全球氢能报告2021》，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部储氢技术储氢量（%）优点缺点高压气态储氢1~3(丰田Mirai可达5.8)成本低，常温可快速充放氢储氢量低，对高压储氢瓶技术要求高，可能存在安全隐患低温液态储氢>10存储容器体积小液化耗能高，储存条件要求苛刻碳质材料储氢3-10方便运输碳纳米技术不成熟，成本高金属合金储氢1-8安全、稳定、易操作易于粉化，运输不便有机液体储氢5-10运输方便、能耗低催化加氢、脱氢装置复杂，容易发生副反应44由于氢气的密度低，标准状态下（气压约0.1兆帕）的密度仅约90克/立方米。因此，以高压贮存氢气是高效利用氢气的重要途径。液态氢气的密度超过70千克/立方米，是标准状态下氢气密度的近千倍。若单看体积密度，冷却氢气至液态储存的效率远高于压缩储存，是一种相对高质量的储氢技术。因其低密度的特性，必须要使用复合材料包覆的压力容器。经过发展迭代，该技术已经相对成熟。常压下氢气的沸点低达约零下250摄氏度，因此，液态储氢的容器绝热要求很高，且液化过程耗能极大，可达储存氢气本身能量的30%左右；低温液态储罐只有在大量远距离（200千米以上）的氢气储运场景下才具备应用优势。目前低温液态储氢的主要应用场景是航天燃料。美国AP和PRAX两大集团垄断了全球逾三分之二的液氢市场，中国航天科技集团六院101所研制的我国首套自主知识产权的基于氦膨胀制冷循环的氢液化系统在2021年10月调试成功。（图中航天飞机所携带的橙色气罐即为低温液态储氢罐）3.2储运氢：压缩气体储氢与低温液态储氢作为常规储氢手段技术已相当成熟航天燃料：低温液态储氢主要市场空中客车：尖端液氢罐在商用航空领域的应用容器类型技术特点纯钢制金属瓶(I型)较为老式的设备，储氢的体积小、重量少钢制内胆纤维缠绕瓶(II型)铝内胆纤维缠绕瓶(III型)新式设备，储氢的体积大、重量大，但成本也相应增加塑料内胆纤维缠绕瓶(IV型)资料来源：氢云链，清华四川能源互联网研究院整理资料来源：氢云链，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部45氨含氢量17.8%(质量分数)，相当于氢吸留合金(TiCrMn)的10倍，在储氢材料中最为显著。在室温、1MPa以下，氨容易压缩液化。其物性类似丙烷(氨的沸点：-33℃，25℃的蒸气压1.0MPa；丙烷沸点：-42℃，25℃的蒸气压1.0MPa)。液态氨的体积氢密度10.7～12.1kg(H2)/100L(0.1MPa，-33℃～1MPa，25℃)，为液态氢[7.1kg(H2)/100L，0.1MPa，-253℃]的1.5倍以上，显示最高的体积氢密度。氨燃烧不产生CO2，也可作为能源载体。分解氨放出氢所需能量(46.1kJ/molH2)，约相当于氢燃烧能(286kJ/molH2)的10%。氨的特征：①氢含率高；②容易储存；③容易取出氢；④不含碳；⑤不排放一氧化碳，低温工作燃料电池的催化剂不被毒化；⑥用作化肥原料，已有丰富的氨处理经验；⑦安全性和医学上处理已规范化；⑧生产、储存、运输方法已经确立；⑨用氨制造氢的成本比氢液化的成本低；⑩氨的物性值接近丙烷，可与LPG同样处理。合成氨行业是我国五大重点行业之一，占我国化学工业能源消费总量的25%，也是国家节能减排工作重点关注的领域。目前行业产能处于过剩状态。据国际能源署预计，2040年，全球“绿氢和蓝氢”需求将达7500万吨，然而氢气储运难和安全性差等问题制约了其产业化发展。氨作为高效储氢介质，具有高能量密度、易液化储运、安全性高和无碳排放等优势。3.2储运氢：氨氢一体化，全球已进入“氨=氢2.0”时代资料来源：专汽通，清华四川能源互联网研究院整理资料来源：IRENA，清华四川能源互联网研究院整理液氨储氢技术产业流程示意图氢氨转化示意图46目前，我国氢气储运以高压气态（35MPa）为主，国外则多用70MPa高压瓶和低温液态储氢。在追赶与国外的储氢技术差距中，除了发展70MPa高压储氢罐和低温液氢储运，还应该关注液体有机物储氢。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。甲基环己烷、二苄基甲苯和二甲基吲哚具有较好的储氢性能，其中甲基环己烷-甲苯储氢技术是目前已经实际示范应用、最具发展潜力的液态有机物储氢技术之一。有机液体储氢具有以下特点：常温常压下一般为液体，与汽油类似，反应过程可逆，储氢密度高、氢载体储运安全方便，适合长距离运输、可利用先有汽油输送管道、加油站等基础设施。到达用户端时，载氢的有机液体通过催化反应释放出氢气，脱氢后的有机液体还可以循环使用。2019年12月，由千代田化建、三菱以及三井物产等多家日本企业组成的新一代氢能链技术研究合作组（AHEAD），利用千代田化建公司的SPERA甲基环己烷储氢技术，实现了全球首次远洋氢气进口。在文莱通过天然气制氢，把氢气与甲苯（TOL）合成甲基环己烷，然后将常温常压的甲基环己烷装入5个ISO槽罐船运至日本川崎市，再于社京滨炼油厂进行脱氢，并将氢气用于水江发电厂的氢燃料燃气轮机发电。资料来源：武汉氢阳能源，清华四川能源互联网研究院整理资料来源：武汉氢阳能源，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部3.2储运氢：液体有机物储氢，储氢密度和储运便利性上兼具优势氢油加注站氢油产品制备原理储氢介质熔点/℃沸点/℃理论储氢量/%环己烷6.580.77.19甲基环己烷-126.61016.18反式-十氢化萘-30.41857.29咔唑244.83556.7乙基咔唑68190（1.33kpa）5.847氢气可与某些金属或合金反应而形成化合物，这些氢化物在一定条件下又可释放氢气，从而实现对氢的储存与释放。过程中，相当于实现了氢气储存体积近千倍的压缩。因特定金属不与氢气中的杂质反应，储氢的纯度、密度都较高，且安全性格外优异。另一方面，金属储氢技术存在单位质量储氢密度低、吸放氢速率低、贵重金属成本较高等问题，极大地限制了金属储氢在商业化方向上的可能性。要将该技术广泛应用，还需等待进一步的技术突破。碳质材料由于具有较大的比表面积以及强吸附能力，氢气质量密度普遍较高。同时，碳质材料还具有质量轻、易脱氢、抗毒性强、安全性高等特点。但目前，还存在机理认识不完全、制备过程较复杂、成本较高等问题，尚处于实验室研究阶段。3.2储运氢：金属及碳质储氢质量与安全性能突出，但仍需进一步的技术发展金属合金储氢是指利用吸氢金属A与对氢不吸附或吸附量较小的金属B制成合金晶体，在一定条件下，金属A作用强，氢分子被吸附进入晶体，形成金属氢化物，再通过改变条件，减弱金属A作用，实现氢分子的释放。常用的金属合金可分为：A2B型、AB型、AB5型、AB2型与AB3-3.5型等。类别代表合金优点缺点储氢密度/%A2BMg2Ni储氢量高条件苛刻3.6ABFeTi价格低寿命短1.86AB5LaNi5压力低、反应快价格高、储氢密度低1.38AB2Zr基、Ti基无需退火除杂，适应性强初期活化难、易腐蚀、成本高1.45AB3-3.5LaNi3、NdNi7易活化、储氢量大稳定性差、寿命短1.47资料来源：李璐伶,樊栓狮,陈秋雄,杨光,温永刚.储氢技术研究现状及展望[J].储能科学与技术,2018,7(04):586-594.，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部类别温度/K压力/Mpa质量密度/%活性炭772-45.3-7.49369.8碳纳米纤维室温7.043.8251267碳纳米纤维室温1112室温10/121029810-124.2碳纳米管80128.25室温0.056.5常用碳质材料储氢特点常用金属合金储氢材料特点资料来源：李璐伶,樊栓狮,陈秋雄,杨光,温永刚.储氢技术研究现状及展望[J].储能科学与技术,2018,7(04):586-594.，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部48目前，卡车为运输压缩氢气的主要运输方式，使用卡车运输气态氢时，车上会装载一批大型压缩储罐。随着III型和IV型瓶逐步投入市场，效率逐步提高。此外，根据需求不同，也可以使用将氢气液化，或使用氨气等多种储氢方式。在可预见的未来，随着储氢质量与安全性的提高，卡车与船舶运输的效率也会随之提升。管道运氢依靠管道建设的初始投资，而由于所需管材特殊，单位造价为天然气管道的两倍以上。因为满足纯氢运输条件（避免氢气浓度较高时易发生“氢脆”现象）的管材较为特殊。为解决这一问题，可通过与天然气混合、利用现有天然气管道运输。3.2储运氢：长管拖车、槽车与管道运输相对技术成熟且运用广泛截止2016年底，全球共有约4500千米的氢气管道，其中美国逾2600千米、欧洲近1600千米，中国仅约100千米。2021年6月，中石油天然气管道工程有限公司中标河北定州至高碑店氢气长输管道可行性研究项目，管道全长约145公里，是国内目前规划建设的最长氢气管道。450026001600100010002000300040005000全球：美国：欧洲：中国：中国未来计划建设更多运氢管道世界各国运氢管道长度（千米）资料来源：《全球氢能观察2021》中国产业发展促进会氢能分会，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部资料来源：国际能源署，清华四川能源互联网研究院整理49气氢拖车运输技术成熟，是国内最普遍的运氢方式，但运输效率仅为1-2%，适用于小规模、200km内的短途运输。当运输距离100km时，运输成本为8.66元/kg。随着距离增加，运输成本受人工费和油费推动显著上升。若国内运输压力标准由20MPa提升至50MPa，100km的运输成本可降至5.60元/kg。运输距离100km时，管道运输成本仅为1.20元/kg，除高压气氢、低温液氢、管道输氢方式外，还有利用化合物储氢等方式，常用储氢物质有环己烷、咔唑、液氨、氢化镁、氢氧化镍等，但目前仍处于实验室研究阶段，暂时不具备推广可行性。未来中短期内，高压气氢仍然是主要的运氢方式。3.2储运氢：氢气运输的高成本仍是目前产业化阶段的核心问题之一随着距离增加，20MPa和50MPa运输条件下的成本逐渐分化，50MPa下的成本优势越来越明显，当运输距离为200km时，其成本差距约5元/kg。所以从经济性角度出发，加大钢瓶储氢压力势在必行，这将是未来高压气氢运输的发展方向。从技术成熟方面来看，高压气态储氢最成熟、成本最低，是现阶段主要应用的储氢技术，在基本能与传统加油方式相媲美，但对于更高的车载储氢要求如储氢量、安全性等，高压气态储氢技术难以满足需求。从质量储氢密度上看，有机液体储氢质量储氢技术密度相对较高，但目前存在成本高等问题。从成本方面来看，金属氢化物储氢及有机液体储氢成本均较高，还处于攻克研发阶段，不适合目前小批量的应用。储氢技术（元/GJ）固定成本能耗使用成本总成本高压气态储氢（20Mpa）5612674低温气态储氢1610610132金属氢化物吸附5437495资料来源：EVTank、伊维智库，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部部分储氢技术成本对比不同条件下气氢运输成本变化（元/kg）资料来源：氢云链，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部4.907.809.5411.2913.0314.7816.5218.2620.0121.753.814.455.105.756.407.057.708.348.999.640.005.0010.0015.0020.0025.005010015020025030035040045050020Mpa运氢成本50Mpa运氢成本50近年来，我国正在加快发展氢能产业，利好政策相继推出，氢能产业得到政策的支撑前景广阔，同时也带动产业链发展。首次在“五年规划”中被提及。根据“十四五规划和2035年愿景目标纲要”，“十四五”期间，我国要组织实施氢能产业孵化与加速计划，谋划布局一批氢能产业。政策红利的释放，也为储运氢公司带来了发展机遇。氢能产业链包括制氢、储运、加氢、氢能应用等方面。其中，制氢是基础，储运和加氢是氢能应用的核心保障。我国储氢行业中发展的主流是高压气态储氢方式，大部分加氢站都是采用的高压储氢。从国内储运企业中也可看出，采用高压储氢路线的企业占比是最大的，如浙江巨化、北京科泰克等企业。资料来源：前瞻产业研究院，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部3.2储运氢：储运氢产业与企业目前正在蓬勃发展资料来源：电池联盟，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部储运氢技术企业主营业务浙江巨化储氢罐北京科泰克京城股份沈阳斯林达中国中氢中集氢能中材博源（湖北）实业气罐、气罐车安瑞科北京海德利森科技中国航天科技集团101所液氢生产张家港福瑞氢能液氢生产、低温槽车北京浩运金能厦门钨业北京有色金属研究总院安泰科技江苏申健氢能中山天骄稀土材料三德电池武汉氢阳杭州聚力氢能有机物储氢有机物液体储氢高压气态储氢低温液态储氢固态储氢车载储氢运输及站用储氢罐储氢合金储氢材料国内储运氢企业一览2021年中国氢能源产业上市公司区域热力图513.3用氢：氢气供热能在工业用热和建筑供热领域有广阔前景2020年习近平主席在第七十五届联合国大会上提出我国未来需要实现的“30.60双碳”目标，即在2030年前我国的碳排放达到峰值，并在此基础上进一步努力争取在2060年前实现“碳中和”。要实现这一目标，就要不断用氢能等新能源代替传统化石能源。国际氢能委员会预测，2050年氢能将占全球能源消费总量的18%—24%，创造3000万个工作岗位和2.5万亿美元产值，减少CO2排放60亿吨。目前，欧盟、德国和韩国正积极推动氢能在重载运输业中的应用，美国和日本正加大氢能在工业和能源系统方面的应用。中国氢能联盟对我国中长期氢能进行预测，其预测结果表明到2030年和2060年，中国氢气需求量分别将达到3500万吨和7500万吨，在终端能源总量的占比分别将达到5%和10%。目前，我国的制氢能力具备年产2000至3000万吨的水平，其中大部分氢气的用途都属于工业领域。石油化工和煤化工是使用的氢气最多的领域，能够达到总氢气使用量的50%；合成氨是氢气应用的第二大户，能够达到总氢气使用量的45%。未来，氢能将会向供动能、供电能、冶金等方面转移。工业领域氢气用途不断扩大的氢贸易路线、计划和协议网络资料来源：TrendBank，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部资料来源：BDRThermeaGroup，清华四川能源互联网研究院整理工业领域氢气用途占比情况（%）资料来源：TrendBank，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部3121131211751电力行业多晶硅玻璃冶金钢铁电子行业精细化工食品行业行业用途石油化工原料煤化工原料合成氨原料电子保护气体其他航空燃料52氢供动能包括通过电化学反应提供动力的装置（燃料电池）和通过氢的燃烧提供动力的装置。氢燃料电池具有燃料能量转化率高、噪音低以及零排放等优点，可广泛应用于汽车、飞机、列车等交通工具以及固定电站等方面。其中，氢燃料电池汽车已经展现了其巨大的技术可行性和能源战略意义。氢燃料电池可以达到45%~50%的燃料效率，以及与动力电池组合的混动模式的动力总成，使得氢能源车与常规燃料汽车相比，有比较明显的能效优势。通过氢气燃烧提供动力的装置，主要包括以氢为燃料的喷气发动机和以氢为燃料的往复式内燃机。它们具有无污染、热效率高、噪音小等优点，但均处于研究试验阶段。氢能汽车的能耗水平低于纯燃油车，并还有进一步降低的空间，在假定的4RMB/Nm³的氢气价格下，实际的燃料费用，氢能汽车低于燃油车，高于柴油天然气车和纯电动车，未来绿氢的价格还会进一步下降。氢能在替代公路货运方面的减排效果是最显著的。氢能替代10%以燃油为燃料的公路运输周转量，碳排放减少量可望超过7000万吨。3.3用氢：氢供动能，重卡、轨道、航运、航空逐个击破2019-2050年氢能装备制造规模航空工业巨头公布的三款氢能概念机型预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%，年经济产值超过10亿元，全国加氢站达到10,000座以上，氢燃料电池产量达到500万辆/年。资料来源：中国氢能联盟，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部资料来源：Airbus2020年9月，空客集团（Airbus）公布了三款氢能概念机型，为此投入的经济成本将会是“数百亿欧元”，准备以此达成第一家推出氢能飞机的生产商的目标，并实现2035年商业机型的“零排放”。氢燃料电池汽车最大规模示范应用资料来源：北京2022年冬奥会和冬残奥会组织委员会官网2022北京冬奥会期间，将有816辆氢燃料电池汽车。除了日本本田交付247辆考斯特和Mirai，其余均为中国汽车企业自主研发生产。其中，北汽福田欧辉交付497辆。02000400060008000100001200001002003004005006002019202520352050燃料电池车（万辆）加氢站（座/右轴）53传统的高炉炼铁通过焦炭燃烧提供还原反应所需要的热量并产生还原剂一氧化碳，将铁矿石还原得到铁，并产生大量的二氧化碳气体。氢能炼钢则利用氢气替代一氧化碳做还原剂，其还原产物为水，没有二氧化碳排放，炼铁过程绿色无污染，是实现钢铁生产过程节能减排的最佳方案之一。全球工业部门45%的碳排放来自钢铁、合成氨、乙烯、水泥等生产过程，氢能兼有工业原料和能源产品的双重属性，被认为是解决工业深度脱碳的重要可行方案。但目前存在的问题在于：现阶段氢气成本过高，据国际能源署测算，中国目前氢能市场价格约为每吨6万元人民币或7800欧元，采用氢能炼铁工艺成本比传统高炉冶炼工艺至少高五倍以上。国际钢铁协会估计，每生产1t钢坯会导致平均1.8t的CO2排放，2019年全球钢铁产量达到18.69亿t，意味着钢铁行业的碳排放达到33.64亿t，占比全球碳排放约为6.1%。中国钢铁产量为世界一半，是第一钢铁产量大国。若按照目前直接还原技术可以实现减排50%，则至少可以减排8亿tCO2。3.3用氢：氢气炼钢，是实现钢铁生产零排放目标的最成熟技术之一基于不同炼钢工艺的平均吨排放量对比（kg/吨）宝钢湛江百万吨级氢基竖炉示范项目启动资料来源：中国氢能联盟，清华四川能源互联网研究院，中信证券研究部资料来源：宝钢股份官网全球首个零排放钢厂瑞典钢铁HYBRIT项目资料来源：HYBRIT官网17659404370020040060080010001200140016001800200054绿氨是将可再生能源转化为电能，然后电解水产生氢气，同时部分电能用于分离空气产生氮气，氢气与氮气发生化学合成反应得到的产物。全球氨能源联盟2017年提出Ammonia=Hydrogen2.0新理念，解决单一氢能源存在的制备、储运和释放能量方面的问题。氨氢融合有巨大优势。氨资源丰富、制备成本低，易于储存且环境友好，目前氨分销渠道很成熟、成本低，作为燃料和化工原料在未来有巨大的发展潜力。3.3用氢：氢气制氨，打造绿氨能源新体系解决单一氢能源存在的长尾难题资料来源：Yara资料来源：FuelPositive2021年，全球最大氨生产商挪威Yara公司与挪威可再生能源巨头Statkraft拟在挪威建立欧洲第一个大规模的绿色氨项目，瞄准航运、农业和工业应用中的绿氨机会。2021年，加拿大FuelPositive公司提出了新的绿氨解决方案，制造模块化、集装箱大小的氨生产装置，该装置每年可以生产出100吨绿色氨，成本只有每吨444美元，是使用石化原料生产的灰色氨的60%。Iberdrola是西班牙第二大电力公司和全球最大的风电运营商之一。2021年，11月Iberdrola公司宣布与世界领先的化肥制造商Fertiberia公司合作，开发一个800兆瓦的绿色氢气项目，用于生产绿色氨。资料来源：Iberdrola挪威Yara拟建欧洲首个大型绿氨项目西班牙Iberdrola公司制氨示意图加拿大FuelPositive绿氨生产装置55我国供热领域仍以煤炭燃烧为主,绝大多数燃煤供热系统管理运行水平低下、除尘消烟设施未能很好地发挥作用。目前有天然气掺氢与煤掺氨两种形式目前,天然气掺氢仍是有效输送和利用氢气的重要方式,通过该研究,可提高氢能多样化利用水平,通过开展天然气掺氢混烧领域的示范应用,有利于促进氢能规模消纳,推动氢能产业健康发展。燃煤锅炉混氨燃烧，是将氨和煤按比例混合，作为锅炉燃料，既实现稳定燃烧，又达到低碳排放。全球范围内氨煤混燃研究仍处于起步阶段，国际上尚未实现工业级应用，研究前沿国家混氨比例目标还停留在20%。天然气掺氢燃料是将氢气与天然气按一定比例混合而得到的代用气体燃料,是“浅氢燃料”的一种。氢气具有燃烧速度快、燃烧界限宽、比热值小、淬熄长度长等特点。掺氢天然气可被直接利用,也可将氢与天然气分离后分别单独使用，同时还能解决氢的运输问题。由中国氢能联盟理事长单位国家能源集团开发的世界首个“燃煤锅炉混氨燃烧技术”应用项目在山东烟台成功投运，并顺利通过中国电机工程学会与中国石油和化学工业联合会组织的技术评审。该技术首次实现40兆瓦等级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证，标志着我国燃煤锅炉混氨技术迈入世界领先行列。资料来源：汉京晓,白伟,冯俊小,等.氢能在供热领域的研究与分析[J].区域供热,2021(3):45-52,84.资料来源：王洪建,熊思江,张晓瑞,等.天然气掺氢技术应用现状与分析[J].煤气与热力,2021,41(10):后插12-后插15.目前国际范围内掺烧项目信息表各国天然气管道允许掺氢比例情况3.3用氢：掺烧供热是中短期减碳降耗过渡手段项目名称关键技术意义位置朝阳可再生能源掺氢示范项目验证氢气“制取-储运-掺混-综合利用”产业链关键技术环节国内首个电解制氢掺入天然气项目,填补了国内天然气管道掺氢规范和标准空白中国,北京天然气关键技术研发及应用示范制氢厂每年生产1000吨氢气,一路与张家口市政燃气管路掺混预计每年可向张家口市输运氢气440万立方米中国,张家口SustainableAmeland项目通过用同材质建设的通富氢天然气管道和通纯天然气管道,对比研究富氢天然气对管道影响第一次测试了天然气掺氢的家用性能荷兰天然气掺氢项目天然气掺入氢气比例达到20%(体积分数)成功地向100户家庭和30座教学楼供气英国国家允许掺氢比例德国2%或10%法国6%西班牙5%奥地利4%瑞士2%芬兰1%56绿氢耦合现代煤化工是零碳化工产品的重要解决方案。用绿氢替换煤制氢，以可再生能源作为基础制备绿氢，在源头减排的同时，还可大幅增加产能。绿氢与化石能源生产耦合，可以推动难以减排的煤化工领域深度脱碳。在中国的一些地区，用可再生能源制备的绿氢替换煤炭，可以大量减少二氧化碳在空气中的排放。我国呈现“富煤、贫油、少气”的能源结构，发展煤制清洁能源，被认为是应对能源和环境挑战的路径之一，具有重要的战略意义。利用绿氢（可再生能源制氢）代替灰氢（煤炭制氢）作为原料，从而大幅度减少能源产品（如甲醇、二甲醚）生产过程中的CO2排放和煤炭用量，实现煤炭资源高效、清洁利用的新型化工产业。当原料替代比例达到49%时，绿氢占总合成气中氢气的比达到最大值71.3%，此时可以完全省去水煤气变换装置，依靠绿氢实现对氢碳比例的调节，此时年耗绿氢量达到最大为17.7万t，节省原料煤和燃料煤191.7万t/a，节省一半的煤炭消费量。3.3用氢：绿氢耦合煤化工，是迈向零碳化工产品的重要一步现代煤化工与绿氢融合路径示意图资料来源：新华网使用绿氢前后：宁东煤消耗与二氧化碳排放量对比288025205600490020002500300035004000450050005500600020152020煤消耗（万吨）二氧化碳排放（万吨）资料来源：张巍,张帆,张军,王明华,陶怡,李井峰.与新能源耦合发展推动现代煤化工绿色低碳转型的思考与建议[J].中国煤炭,2021,47(11)57氢能向电能的转化可以通过以氢为燃料的热机带动发电机和燃料电池两种技术手段。以氢为燃料的热机主要包括燃氢锅炉带动的蒸汽轮机、氢内燃机、氢燃气轮机。以氢为燃料的热机带动发电机发电可以通过对现有的火力发电设施进行适应性改造来实现，可充分利用现有设施，逐步过渡到零排放。氢燃料电池是将氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置，氢燃料电池有着污染小、噪声低、效率高的特点。氢能发电可以用来解决电网削峰填谷、可再生能源稳定并网问题，可以提高电力系统安全性、灵活性，大幅降低碳排放。目前主要采用氢燃料电池发电技术与新能源耦合发电技术，使用燃料电池发电技术，可以减少对煤炭的使用，减少CO2的排放，且发电效率很高。3.3用氢：氢能供电，可提高目前电力系统的安全性和灵活性并大幅降低碳排放氢已经在意大利福西纳氢电站（100%氢气）、韩国大山石化厂（95%氢气）等多个发电厂作为燃料使用。2021年4月，全球能源巨头Equinor公司和英国公用事业公司SSEThermal公布了在英国亨伯地区开发全球首个100%燃氢发电站的计划——“Keadby燃氢发电站”。此发电站预计将有1800兆瓦的氢能峰值需求，燃烧过程全程零排放。资料来源：国家六安供电公司2021年12月，六安兆瓦级氢能综合利用示范站首台燃料电池发电机组成功并网发电，标志着国内首座兆瓦级电解纯水制氢、储氢及氢燃料电池发电系统实现全链条贯通。国内首座兆瓦级氢能电站首台机组583.3用氢：氢供热能，在工业用热和建筑供热领域有广阔场景与市场空间氢气可被用于供热能，有工业用热领域的燃氢生产蒸汽锅炉，建筑供热领域的氢锅炉和热电联供系统。在工业用热领域，燃氢生产蒸汽锅炉是为了解决氯碱企业氢气富余而被浪费的问题，该氢锅炉有投资小，操作简便，经济效益明显等特点。掺氢燃烧技术相对成熟，目前已有化工企业将工业副产氢掺入锅炉燃烧。在建筑供热领域，可以用天然气掺氢或使用纯氢气的氢锅炉形式对建筑进行供热，以实现零碳排放。热电联供系统指在氢气发电过程中将供热和发电联合在一起，将氢气发电过程中原本浪费的热能加以利用，为工业建筑或居民提供廉价的取暖用热，从而提升能源利用效率。资料来源：氯碱工业资料来源：科特瑞兴公司官网资料来源：BDRThermeaGroup工业用热：燃氢生产蒸汽锅炉建筑供热：荷兰BDRThermeaGroup公司氢锅炉供暖工业用热：燃氢生产蒸汽锅炉59风险因素风险提示：政策落地不及预期可再生能源发电成本降低不及预期燃料电池与氢冶金等场景技术进步不及预期感谢您的信任与支持！THANKYOU祖国鹏（首席氢能分析师）执业证书编号：S1010512080004张若海（首席数据科技分析师）执业证书编号：S1010516090001联系人：伍家豪免责声明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。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%以上证券研究报告2022年3月15日