一、行業：氫能應用場景廣闊，綠氫發展潛力巨大

發展氫能是達到全球“雙碳”目標的重要途徑。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣 泛的二次能源，能幫助可再生能源大規模消納，實現電網大規模調峰和跨季節、跨地域儲能，加快推進工業、建筑、交通等領域的低碳化。目前全球氫能發展如火如荼，中國國家 發改委、國家能源局聯合印發了《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》確定了氫 能是未來國家能源體系的重要組成部分，海外對綠氫的重視程度也越來越高，2020 年歐 盟發布了《歐盟氫能戰略》，旨在推動氫能在工業、交通、發電等全領域應用；同年美國發 布《氫能計劃發展規劃》，指定多項關鍵技術經濟指標，期望成為氫能產業鏈中的市場領導 者。我們認為氫能的開發和利用有望引發深刻的能源革命，必須重視氫能行業的發展和投 資機會。

1.1 氫能介紹：清潔能源零碳排放，符合雙碳戰略大有可為

氫能清潔低碳、熱值高、來源多樣、儲運靈活，有望成為 21 世紀的“終極能源”。氫能是 指以氫及其同位素為主體的反應中或氫狀態變化過程中所釋放的能量。與其他燃料不同， 氫能可以利用化石燃料生產，也可以利用可再生能源來進行生產，其燃燒僅生成水，不會 產生污染環境的物質，而且燃燒產生的熱值較高，能通過能源載體和循環碳經濟可以實現 可持續的氫利用。

根據氫能生產來源和生產過程中的碳排放情況，可將氫分為灰氫、藍氫、綠氫。灰氫是指 通過化石燃料燃燒產生的氫氣。藍氫是指在制氫過程中增加 CCUS（Carbon Capture， Utilization and Storage）碳捕捉、利用與儲存技術產生的氫氣。綠氫是利用風電、水電、 太陽能、核電等可再生能源制備出的氫氣，制氫過程完全沒有碳排放。

目前氫能主要以灰氫方式制取，綠氫占比有望快速提升。目前的氫氣主要是灰氫，約占全球氫氣產量的 95%，灰氫在制備過程中會排放較多的二氧化碳。綠氫在制備過程中完全零 排放且可以與可再生能源耦合，未來占比有望不斷提高，逐步取代灰氫。

氫能制備方式多種多樣，綠氫主要通過電解水制氫。目前全球制氫主要技術方式有煤制氫、 天然氣制氫、工業富產氫等。從全球來看，天然氣制氫占據主要位置，2021 年份額達 62%， 煤制氫占 19%，工業副產氫占比 18%，而電解水制氫僅占 0.04%。從國內看，煤制氫是 我國主要的制氫來源，2021 年份額占制氫總量的 64%，工業副產氫占比 21%，天然氣制 氫占比 14%，而電解水制氫僅占 1.52%。煤制氫技術較為成熟、產量大且分布廣、排碳量 大，噸煤制氫 0.11~0.13 噸。天然氣制氫耗水量小，氫氣產率高，蒸汽重整制氫較為成熟， 排碳量大，噸天然氣制氫 0.23 噸。工業副產氫是指在生產化工產品的同時得到氫氣，主 要有焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等副產工藝。由于其顯著的減排效果和較 高的經濟性優勢，噸焦炭制氫 0.017 噸。電解水制氫主要工藝路線為堿性電解、PEM 電 解和 SOEC 電解。其中堿性電解槽技術最為成熟，生產成本較低；PEM 電解水流程簡單、 能耗較高，啟停速度快能較好配合風光的波動性，已經實現初步商用。

制氫成本是制約氫能源發展的主要因素。化石能源制氫技術成熟，成本較低，煤制氫成本 普遍在 10.1-13.4 元/kg，天然氣制氫成本為 13.4-16.8 元/kg，甲醇制氫成本約為 16.8-22.4 元/kg。工業副產氫具有經濟優勢和減少碳排放優勢，但是排放過程中含有腐蝕性氣體會造 成一定環境污染，制氫成本約為 11.2-16.8 元/kg。電解水制氫成本目前普遍在 16.8-33.6 元/kg 左右，相比化石能源制氫和副產氫成本較高，主要系消耗電量較大，但整個工藝過 程簡單無污染。生物制氫原材料成本低，但是氫含量較低，目前應用較少。

現階段電解水制氫成本較高主要是由于電解槽設備成本較高以及電費較高。未來隨著技術 進步，電解槽成本有望進一步下降，同時伴隨風能，太陽能發電技術的不斷提升，未來電 費有望進一步下降。綜合來看，電解水制氫是未來制氫的主流路線。

1.2 政策梳理：產業支持政策不斷出臺，全球綠氫項目激增

全球多地出臺政策助力氫能產業的發展，綠氫市場認可度逐步提高。世界各國為了更好應 對氣候變化以及實現能源結構轉型，愈加重視氫能產業的發展，不斷出臺各項政策引領產 業發展，加大政府扶持力度，降低制氫成本。根據國際能源署數據顯示，自 2021 年 2 月 以來，全球啟動了超 131 個大型氫能開發項目，并預計 2030 年全球氫能領域投資總額將 達 5000 億美元。盡管各國都在加快部署氫能產業，但布局方式略有不同。中國、歐洲、 美國等地已經將綠氫納入國家氫能發展戰略中，未來發展前景可期。

1.2.1 中國：政策扶持力度大，產業發展環境較好

國家政策持續發力，大力推動氫能全產業鏈發展。從 2020 年氫能被列入能源范疇以來， 氫能在低碳發展的戰略地位愈加凸顯。國家能源局等部門出臺氫能相關政策，引領氫能產 業快速發展，各地方政府也陸續出臺政策大力發展氫能。陜西、吉林、江蘇等地引發的推 動氫能發展的政策，涉及氫能基礎設施的建設、燃料電池汽車的推廣、氫能產業生態體系 的構建等多個領域。以《南京市加快發展儲能與氫能產業行動計劃(2023-2025 年）》和《鄭 州市主城區燃料電池汽車加氫站布局專項規劃（2022-2025 年）》等為代表的地方氫能產 業發展文件，均提出未來 2025 年發展目標，引導各地方氫能產業有序健康的發展。

1.2.2 美國：發展路線明確，綠氫補貼豐厚

美國設定氫能長遠發展目標，加強氫能全產業鏈技術儲備，多項政策為其保駕護航。美國 從 1990 年開始制定各項政策為氫能發展提供方向，并通過撥款研發費用、提供稅收抵免 等方式大力發展氫能產業。2022 年 11 月美國能源部發布《國家清潔氫能戰略和路線圖 （草案）》提出到 2050 年清潔氫能將貢獻約 10%的碳減排量，到 2030、2040 和 2050 年 美國清潔氫需求將分別達到 1000、2000 和 5000 萬噸/年。同時美國還通過了《通脹削減 法案》（IRA）和《兩黨基礎設施法》（BIL）。IRA 為每公斤綠氫提供 3 美元的補貼，降低 制氫成本；BIL 提供給 100 億美元構建和完善氫能產業鏈各環節。

1.2.3 日本：政策導向明確，政企、科研合力推動氫能產業化

在保證本國能源安全的前提下，構建全球氫能產業鏈。日本最早從 1973 年開始氫能的相 關研究，并于 2013 年將氫能發展上升為國策，2014 年提出“氫能社會”的概念。2017 年，日本發布的《氫能源基本戰略》成為世界上首個國家層面的氫能發展政策，設立了在 2030 年左右建造商業規模的氫能產業鏈的目標。根據 2019 年修訂的《氫能和燃料電池發 展戰略路線圖》，計劃未來 10 年投入 3700 億日元扶植氫能產業；到 2030 年實現氫能年 供應量 300 萬噸，2050 年實現氫能年供應量達到 2000 萬噸。而日本逐漸意識到，氫能 產業鏈的構建僅靠本國有限的資源難以實現。因此 2021 年《第六次能源基本計劃》提出， 建立國際氫能供應鏈，在全球范圍內不斷創造氫能需求。隨著氫能戰略的不斷修改完善， 發展方向愈加明晰，引導政府部門、企業和研究機構大力推進氫能發展利用。

1.2.4 歐洲：氫能將高速增長，戰略目標宏偉

大規模部署綠氫，能源結構改革，實現脫碳經濟。2020 年歐盟發布的《歐洲氫能戰略》， 提出了未來 30 年漸進式的氫能發展路徑，并將戰略分成三個階段，旨在 2030 年實現綠 氫年產量超 1000 萬噸，2050 年前實現氫能的大規模部署以及應用，并讓各行業實現脫 碳。而俄烏沖突的發生使歐洲能源價格激增，加快了歐洲各國在氫能產業上的進程。歐盟 于 2022 年發布的“Repower EU”計劃，再次強調了在 2030 年氫能產量要實現每年 1000 萬噸國內可再生氫能的生產和 1000 萬噸綠氫進口的目標，并于 2023 年通過可再生能源 指令要求的兩項授權法案，推動氫能產業的發展。與此同時，為了解決制氫成本高等問題， 歐盟專門成立了歐洲氫能銀行，并投資 30 億歐元助力歐洲氫能的發展。

歐盟各國相繼頒發國家氫能戰略，德法等五國集體解鎖綠氫產能。在《歐洲氫能戰略》頒 布后幾個月內，德國、法國、意大利等國相繼發布《國家氫能戰略》，對未來氫能產業、燃 料電池產業等設立政策框架和目標。德國通過《國家氫能戰略》，不僅計劃在 2030 年達到 5GW 的電解槽容量，即 14TWh 的綠氫生產，還積極尋找海外氫能供給，并與多國簽訂氫 能項目合作協議。法國于 2020 年 9 月發布《國家氫計劃》，預計在未來 10 年投入 72 億 歐元助力氫能產業研發生產，致力成為全球綠氫產業引領者。法國、德國、荷蘭、葡萄牙 和西班牙在內的五個歐盟成員國的整體目標是，到 2030 年在低生產情景下達到 20.5GW 的綠氫產能，在高生產情景下達到 22GW 的綠氫產能，共同助力歐洲氫能戰略的完成。

二、產業鏈：制氫環節是核心，儲運及應用環節快速發展

氫能產業鏈分為上游制氫環節，中游儲運氫環節以及下游應用環節。對于上游制氫環節而 言，電解槽是核心裝置，電解槽廠商也是行業內主要玩家，本報告對上游目前主要制氫路 徑以及成本進行了詳細梳理和拆分，電解水制氫目前成本仍然偏高，但是考慮未來碳稅的 征收以及綠氫成本持續降低，綠氫與灰氫成本差距有望逐步收斂。隨著氫能產業鏈的發展， 氫能儲運如儲氫瓶、氫能壓縮機、氫能閥門，下游氫燃料電池企業、氫能自行車等領域均 迎來較大的發展機遇，值得長期關注。

2.1 上游：制氫環節

灰氫成本優勢明顯，綠氫零碳排放具備發展潛力。目前氫氣的制備主要技術工藝有熱化學 制氫和水電解制氫，其中熱化學制氫技術主要有化石能源制氫及化工原料制氫。化石能源 制氫包括水煤氣制氫、天然氣重整制氫等，目前已經進行工業生產，技術相對成熟，但用 此法制氫發電，能量轉換效率低，經濟性差，CO2 排放量大。根據中國氫能聯盟研究院研 究顯示，2019 年我國氫氣生產中有超過 60%的氫氣是煤制氫。在未來一段時期內，由于 資源稟賦和新制氫技術尚未成熟，煤制氫仍是我國氫氣的主要來源。

2.1.1 煤制氫

以煤為原料制氫氣的方法主要有兩種：一是煤氣化制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓條件下，煤與水蒸氣或氧氣（空氣） 反應轉化為以氫氣和 CO 為主的合成氣，再將 CO 經水氣變換反應得到氫氣和 CO?的過 程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實現大規模工業化。傳統煤制氫采用固定床、流化床、 氣流床等工藝，碳排放較高。二是煤超臨界水氣化制氫，是新型煤制氣工藝。超臨界水氣化過程是在水的臨界點以上（溫 度大于 647K，壓力大于 22MPa）進行煤的氣化，主要包括造氣、水氣變換、甲烷化三個 變換過程。可以有效、清潔地將煤轉換為 H2 和純二氧化碳。2022 年 8 月南控集團下屬 景隆公司與新錦盛源公司簽約開展煤炭超臨界水氣化制氫項目合作。

煤制氫成本優勢明顯，但其碳排放量高，環保壓力大。2021 年我國煤制氫產量約 2100 萬噸。產出的氫氣主要應用于汽油加氫、粗柴油加氫、燃料加氫脫硫以及合成氨等。在不 考慮碳價的情況下，當前煤氣化制氫的成本最低，在無 CCS(碳捕捉和儲存) 技術的情況 下每公斤氫氣制取成本為 11 元，在結合 CCS 技術的情形下每公斤氫氣制取成本為 20 元。但是煤氣化制氫每生產一公斤 H2 的碳排放水平為 19.94kgCO2~29.01kgCO2，相當 于天然氣重整制氫碳排放水平的兩倍。在全球碳中和的目標導向下，煤氣化制氫成本優勢 恐難持續，據 IEA 預計，在考慮碳價的情況下，煤制氫的成本優勢將逐漸消失。

2.1.2 天然氣制氫

天然氣制氫是以天然氣為原料,用水蒸氣作為氧化劑,來制取富氫混合氣。制氫包含兩個過 程：天然氣脫硫過程和甲烷蒸汽轉化過程。與煤制氫相比，天然氣制氫溫室氣體排放量相 對較少。天然氣制氫的本質是以甲烷中的碳取代水中的氫，碳起到化學試劑作用并為置換 反應提供熱量，產生的氫大部分來自水，小部分來自天然氣本身。根據《考慮碳排放的化 石能源和電解水制氫成本》研究，天然氣制氫的 CO?的排放量約為 0.43 kg/(Nm3 H?)。天然氣制氫缺乏原料保障和政策支持，且不具備經濟性。天然氣制氫是目前全球氫氣的主 要來源，已成為歐美、中東等天然氣資源豐富地區的主流制氫工藝。然而，我國天然氣資 源較貧瘠，國內目前天然氣約 40%依賴進口，在國際局勢復雜多變的背景下，天然氣制氛 缺乏原料保障和政策支持。再有，根據天然氣價格的變化，天然氣制氫成本在 7.5 元/kg ~ 24.3 元/kg 之間，不具備經濟優勢。近幾年部分天然氣制氫項目的投資強度在 0.6 萬元 /Nm3.H -1.4 萬元/Nm3.H，如需要達到高純氫 4N 級標準且具備加氫能力，參照中石化 茂名氫燃料電池項目投資強度，預計投資強度達到 2.9 萬元/ Nm3.H 左右。

2.1.3 工業副產氫

我國工業副產氫規模有一定的提升潛力。工業副產氫是指在生產化工產品的同時得到的氫 氣，主要有焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨合成甲醇等工 業的副產氫，工藝路線和制氫綜合成本具體如下。1、氯堿副產制氫：氯堿工業生產以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等生產工 藝，生產燒堿、聚氯乙烯 (PVC)、氯氣和氫氣等產品。2、焦爐煤氣制氫：焦爐煤氣是煉焦的副產品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮和預凈化、 預處理、變壓吸附和氫氣精制。3、合成氨和合成甲醇副產氣：根據《中國氫能產業發展報告 2020》，目前中國氫氣消耗 結構中用于合成氨、合成甲醇的氫氣消耗量占比達 50%以上。合成氨、合成甲醇在生產過 程中會有含氫氣的合成放空氣（降低惰性氣體含量的氣體）和馳放氣（隨液氨夾帶的不凝 性氣體）排出，氫氣含量在 18%-55%之間。4、輕烴裂解制氫：主要有丙烷脫氫 (PDH) 和乙烷裂解等 2 種路徑。輕烴裂解的氫氣雜 質含量低于焦爐氣制氫，純度較高。5、合成氨和合成甲醇副產氣：合成氨、合成甲醇企業可回收利用合成放空氣和馳放氣實 現氫氣外供。當前工業副產氫基本為各企業自產自用，較難統計。根據中國電動汽車百人會統計，從工 業副產氫的放空現狀看，當前供應潛力可達到 450 萬噸/年，能夠支持超過 97 萬輛公交 車的全年運營。

2.1.4 電解水制氫

電解水制氫是指水分子在直流電作用下被解離生成氧氣和氫氣，分別從電解槽陽極和陰極 析出。根據工作原理和電解質的不同，電解水制氫技術通常分為四種，分別是堿性電解水 技術（ALK）、質子交換膜電解水技術（PEM）、高溫固體氧化物電解水技術（SOEC）和 固體聚合物陰離子交換膜電解水技術（AEM）。電解水制氫技術以堿性電解為主，PEM 電解次之。“雙碳”目標提出后，國內電解水制氫 項目規劃和推進逐步加快，2022 年國內堿性電解槽企業已披露產能接近 11GW，堿性電 解水制氫技術已完成商業化進程，產業鏈發展成熟，且具備成本優勢，已實現大規模應用；PEM 電解水技術則處于商業化初期，產業鏈國產化程度不足，電解槽雙極板、膜材料以及 鉑、銥等貴金屬催化劑材料成本更高且極度依賴進口；高溫固體氧化物電解水技術和固體 聚合物陰離子交換膜電解水技術還處于研發示范階段，未實現商業化應用。

水電解制氫四種技術基本原理相同，但在電解槽材料和電解反應條件上存在差異。四者都 在氧化還原反應過程中，阻止電子的自由交換，將電荷轉移過程分解為外電路的電子傳遞 和內電路的離子傳遞，從而實現氫氣的產生和利用，技術成熟度、運行溫度、電流密度等 材料及反應條件各異。

1）堿性電解水制氫

堿性電解水制氫是指在堿性電解液環境下進行電解水制氫的過程，電解液一般為 KOH 或 NaOH 水溶液。將電解質溶液置于電解槽內，通過隔膜將槽體分為陰、陽兩室，各電極置 于其中，電流在一定電壓下通過電極將水分解，在陽極產生氧氣，在陰極產生氫氣，以此 達到制氫目的。

堿性電解水制氫系統主要包括堿性電解槽主體和 BOP 輔助系統。堿性電解槽由電極、電 解液、隔膜及極板、墊片等零部件組成，其中隔膜通常為石棉或者為高分子復合材料，電 極一般采用鎳基金屬材料，極板通常采用鑄鐵金屬板、鎳板或不銹鋼金屬板。堿性電解槽 工作溫度一般為 70-90℃，產生的氫氣純度在 99%以上，經分離后的氫氣需要脫除其中的 水分和堿液。一般電解槽需要降低電壓增大電流以提高轉化效率，成本與其制氫能力有關， 制氫能力越大，成本越高。堿性電解水制氫裝置 BOP 輔助系統包括八大系統：電源供應 系統、控制系統、氣液分離系統、純化系統、堿液系統、補水系統、冷卻干燥系統及附屬 系統。堿性電解水制氫是目前發展最為成熟的制氫技術，具備槽體結構簡單、安全可靠、運行壽 命長、操作簡便、售價低廉等優點，是市場上主要的電解制氫方式，廣泛應用于冶金、醫 藥、儲能、食品等行業。

2）質子交換膜電解水制氫（PEM）

質子交換膜電解水制氫技術簡稱 PEM（Proton exchange membrane）,和堿性電解水制 氫的區別是，PEM 電解制氫使用質子交換膜作為固體電解質替代堿性電解槽使用的隔膜 和堿性電解液，避免了潛在的堿液污染和腐蝕問題，安全性更高。質子交換膜電解水制氫同樣是是純水發生電化學反應分解產生氧氣和氫氣的過程。電解水 的能源則利用太陽能、風能和水力發電等零碳能源，制氫過程無污染排放，是最清潔環保 的“綠氫”。

PEM 電解水制氫系統由 PEM 電解槽和輔助系統（BOP）組成。PEM 電解槽結構與燃料 電池類似，主要部件由內到外依次是質子交換膜、陰陽極催化層、陰陽極氣體擴散層、雙 極板等。其中擴散層、催化層與質子交換膜組成膜電極，是整個水電解槽物料傳輸以及電 化學反應的主場所，膜電極特性與結構直接影響電解槽的性能和壽命。PEM 電解水制氫 裝置輔助系統包括四大系統：電源供應系統、氫氣干燥純化系統、去離子水系統和冷卻系 統。

投資和運行成本高仍然是 PEM 電解水制氫亟待解決的主要問題。過去 5 年，PEM 電解槽 成本已下降了 40%，但由于商業化時間不夠長，PEM 電解槽制造成本仍遠高于堿性電解 槽，為相同規模堿性電解槽的 3-5 倍。由于 PEM 電解槽需要在強酸性和高氧化性的工作 環境下運行，因此設備極度依賴價格昂貴的銥、鉑、鈦等貴金屬；質子交換膜作為 PEM 電 解槽的核心零部件之一，性能好壞直接影響電解槽的運行效率和壽命，其生產技術長期被 歐美和日本壟斷，十分依賴進口，這些都是可能制約國內 PEM 電解水制氫產業鏈發展的 問題。PEM 電解槽成本存在下降空間。隨著氫能行業的發展，氫氣需求的增加，以及技術的進 步，疊加可再生能源電力成本的下降和產氫數量的增加，PEM 電解槽成本或將逐步下降。如果考慮用地面積，即土地成本，PEM 電解槽更加緊湊，同等規模下 PEM 占地面積幾乎 為堿性裝置的一半，在土地昂貴的地區 PEM 電解槽優勢更加明顯，結合其效率高、能耗 少、響應快、負載高等優勢，PEM 電解槽將是未來電解制氫的主流方向。

3）高溫固態氧化物電解水制氫（SOEC）

高溫使得制氫過程電化學性能提升，效率更高。高溫固態氧化物電解水制氫簡稱為 SOEC （Solid Oxide Electrolysis Cell），采用固體氧化物為電解質材料，工作溫度 800-1000℃， 制氫過程電化學性能顯著提升，效率更高。在高溫下，SOEC 電解設備會減少對電能的需 求，轉而提升對廢熱的利用率，因此熱能資源豐富的地區或廢熱較多的額工業區是 SOEC 示范項目的理想場地，未來當可再生能源或先進核能供應充足時，SOEC 可能成為大規模 制氫的路線之一。

固態氧化物電解具有高效、環境友好、可與可再生能源結合等優點，但也面臨著制備工藝、 材料穩定性等挑戰。SOEC 電解槽電極采用非貴金屬催化劑，陰極材料選用多孔金屬陶瓷 Ni/YSZ，陽極材料選用鈣鈦礦氧化物，電解質采用 YSZ 氧離子導體，全陶瓷材料結構避 免了材料腐蝕問題。高溫高濕的工作環境使電解槽選擇穩定性高、持久性好、耐衰減的材 料受到限制，也制約 SOEC 制氫技術應用場景的選擇與大規模推廣。

4）固體聚合物陰離子交換膜電解水制氫（AEM）

AEM（Anion Exchange Membrane）是固體聚合物陰離子交換膜水電解的簡稱。AEM 電解水設備運行時，水從陰極參與還原反應生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子通過聚合 物陰離子交換膜到達陽極參與氧化反應生成氧氣和水。AEM 綜合了堿性電解水技術和 PEM 電解水技術的優勢，較堿性電解水技術響應速度更快、電流密度更高，較 PEM 電解 水技術制造成本更低。

AEM 電解水技術研發示范項目較少。AEM 電解水技術是目前較為前沿的電解水技術之一， 在世界范圍內僅有少數公司在嘗試將其商業化，相關應用及示范項目也極少。Enapter 公 司是少數生產出商業化 AEM 制氫設備的企業，2021 年推出 AEM 電解水制氫系統，系統 由 420 個制氫模塊組成，制氫規模達到 0.5 Nm3/h，同年開始 AEM 產線建設，每月可產 1 萬臺 AEM 水電解標準化模塊。2023 年初，國內臥龍集團與 Enapter 公司在意大利簽署 合作備忘錄，將在中國同步開展氫電解槽及相關業務。國內在 AEM 制氫領域布局的公司 相對較少，北京未來氫能科技和穩石氫能是其中比較有代表性的企業。

2.1.5 不同技術制氫技術路線成本對比

1）煤制氫的成本測算——單位成本約 11 元/kg,考慮碳捕集 20 元/kg

煤制氫的主要影響因素為煤炭的價格，當褐煤價格為 600 元/噸時，煤制氫的成本約為 11 元/kg，此時煤炭成本約占總成本 41%。煤制氫成本測算的關鍵假設如下：1. 制氫規模：假設制氫裝置規模為 90000m3/h。2. 總投資：建設投資共 13.5 億元，折舊年限 10 年，折現率 0%，年修理費 3%，采用線 性折舊。3. 煤炭成本：煤炭不含稅價格為 600 元/噸，假設每立方米氫氣所需煤炭為 0.67kg。4. 其他原料成本：假設氧氣外購價格 0.6239 元/m3，電價 0.5 元/度；假設每立方米氫氣 所需氧氣 0.42m3，電 0.048 度。5. 人工費用：10 人，每人每年工資費用 12 萬元。

經測算：在煤炭價格為 600 元/噸的情況下，煤制氫成本約為 10.94 元/kg，此時煤炭成本 約占總成本 41%。煤炭價格區間 450-700 元/噸時，煤制氫成本變化區間 9.81-11.69 元 /kg。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應約 24kg 二氧化碳排放，增加成 本 9 元/kg。考慮 CCUS 碳捕集成本后，成本變化區間為 18.81-20.69 元/kg。

2）天然氣制氫成本測算——單位成本約 15 元/kg，考慮碳捕集 19 元/kg

天然氣制氫的主要影響因素為天然氣的價格。當天然氣價格為 2.5 元/ m3時，天然氣制氫 的成本約為 15 元/kg，此時天然氣成本約占總成本的 74%。天然氣制氫成本測算的關鍵假 設如下：1. 制氫規模：假設制氫裝置規模為 3000m3/h。2. 總投資：建設總投資共 2400 萬元，折舊年限 20 年，殘值率 5%，年修理費 3%，采用 線性折舊。3. 天然氣成本：假設天然氣不含稅價格 2.5 元/m3，假設每立方米氫氣所需天然氣為 0.4m3， 對應每千克氫氣生產需要天然氣成本 11.2 元。4. 其他原料成本：假設去離子水價格 0.04 元/kg，電價 0.5 元/度，冷卻水價格為 0.003 元 /kg；假設每立方米氫氣所需去離子水 1.3kg，電 0.35 度。5. 人工費用：10 人，每人每年工資費用 12 萬元。

經測算：在天然氣價格為 2.5 元/m3的情況下，天然氣制氫成本約為 15.21 元/kg，此時天 然氣成本約占總成本 74%。天然氣價格區間為 1.5-4 元/m3時，天然氣制氫成本變化區間 10.73-21.93 元/m3。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應約 11.675kg 二氧 化碳排放，增加成本 4.38 元/kg；考慮 CCUS 碳捕集成本后，成本變化區間為 14.13-25.33 元/kg。

3）甲醇制氫成本測算——單位成本約 23 元/kg，考慮碳捕集 28 元/kg

甲醇制氫的主要影響因素為甲醇的價格。當甲醇價格為 2.5 元/ kg 時，甲醇制氫的成本約 為 23 元/kg，此時甲醇成本約占總成本的 69%。甲醇制氫成本測算的關鍵假設如下：1. 制氫規模：假設制氫裝置規模為 2600m3/h。2. 總投資：建設總投資共 4680 萬元，折舊年限 20 年，殘值率 5%，年修理費 3%，采用 線性折舊。3. 甲醇成本：假設甲醇不含稅價格 2.5 元/kg，假設每立方米氫氣所需甲醇為 0.58kg，對 應每千克氫氣生產需要甲醇成本 16.24 元。4. 其他原料成本：假設除鹽水價格 0.04 元/kg，電價 0.5 元/度，冷卻水價格為 0.003 元 /kg；假設每立方米氫氣所需除鹽水 0.375kg，電 0.7 度。5. 人工費用：10 人，每人每年工資費用 12 萬元。

經測算：在甲醇價格為 2.5 元/kg 的情況下，甲醇制氫成本約為 23.48 元/kg，此時甲醇成 本約占總成本 69%。甲醇價格區間為 1.5-4 元/kg 時，甲醇制氫成本變化區間 16.99-33.23 元/kg。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應約 11.675kg 二氧化碳排放， 增加成本 4.38 元/kg；考慮 CCUS 碳捕集成本后，成本變化區間為 21.37-37.61 元/kg。

4）工業副產氫成本測算——單位成本約 9-22 元/kg

工業副產氫成本主要包括生產成本和提純成本，各類副產氫綜合成本介于 9-22 元/kg 之 間。焦爐煤氣制氫在工業副產氫中具備成本優勢，單位制氫成本約 9-15 元/kg，由于其顯 著的減排效果和較高的經濟性優勢，在電解水綠氫成本達到或接近平價以前，副產氫是過 渡階段的較優途徑。

5）電解水制氫——成本約 21 元/千克，電價降至 0.15 元/度時與灰氫平價

電解水制氫的主要影響因素為電價成本，年運行小時數及電耗。目前主流的電解水制氫路 徑是堿性電解水（ALK）以及質子交換膜純水電解制氫（PEM）兩種技術路徑。我們對比 ALK 與 PEM 兩種技術路徑下的制氫成本：①ALK：在假設年運行小時數為 5000h，電價為 0.3 元/度，電耗為 5Kwh/Nm3 時，電解 水制氫成本為 21.07 元/kg，其中電費成本為 16.80 元/kg，占比達 80%。②PEM：在假設年運行小時數為 8000h，電價為 0.3 元/度，電耗為 4.8Kwh/Nm3時，電解 水制氫成本為 21.34 元/kg，其中電費成本為 16.13 元/kg，占比達 76%。

2.2 中游：氫能儲運

主流高壓氣態儲氫安全隱患大，固態儲氫或成為未來技術熱點。從技術路線上看，氫能儲 運主要有四種形式：高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、固態儲氫和有機液體儲氫。目前最常 用的是高壓氣態儲氫，即利用高壓將氫氣壓縮到高壓容器中，其技術成熟度最高，氫氣壓 縮能耗低，另外氫氣儲存多采用鋼瓶，結構簡單、充放氣速度快，但存在較大的安全隱患；低溫液態儲供模式下，液氫體積能量密度大，因此儲運簡單安全、運輸成本低，但把氫氣 液化耗能較大，液化 1kg 的氫氣需要耗電 4-10 千瓦時，且液氫的存儲容器需要具有抗凍、 抗壓以及嚴格絕熱的特性，因此綜合成本較高，目前主要用于航天航空領域。固態儲氫是 利用儲氫材料與氫氣反應生成穩定化合物，相比于高壓氣態和低溫液態兩種儲氫方式，具 有操作容易、運輸方便、成本低、安全性高等明顯優勢，長期來看發展潛力最大。有機液 體儲氫是通過不飽和液體有機物的可逆加氫和脫氫反應來實現儲氫，目前仍有較多的技術 難題尚未攻克，導致費用較高、氫氣純度不夠，但是有機液體儲氫能夠在常溫下運輸，安 全性較高，并且可以利用現有加油站設施進行加注，在未來極具應用前景。

2.3 下游需求：化工需求為主，工業及交通領域需求潛力巨大

全球能源結構轉型加快，氫能成為重點關注對象。受全球氣候變暖、保障能源安全、保護 生態環境等方面因素的影響，全球能源結構持續向低碳化轉型。隨著《巴黎氣候協定》的 簽署，二氧化碳減排計劃的實施更為緊迫。氫能以其清潔無污染、來源廣、可再生、可儲 存等優勢，成為化石能源的重要替代品，是許多國家能源轉型的戰略選擇，全球已有超過 20 個國家或聯盟發布或制定了《國家氫能戰略》。據國際氫能委員會預測, 2050 年全球能 源消費結構中，氫能占比有望達 18%，同時還將創造 3000 萬個工作崗位，減少 60 億噸 二氧化碳排放量，產值達 2.5 億美元。

全球氫能市場前景可觀，規模有望持續增長。全球氫能需求自 2000 年以來強勁增長，2020 年全球氫氣需求大約為 9000 萬噸。根據預測，到 2030 年，全球氫氣產量將從 2021 年的 9400 萬噸增長至 1.43 億噸，并于 2050 年突破 6.6 億噸。其中我國氫氣產量預計在 2030 年達到 4361 萬噸，占世界總產量的 30%。

氫能需求主要集中于精煉環節和工業用途。2020 年精煉環節消耗 3,840 萬噸的氫氣作 為原料，并且氫氣也滿足一部分燃料需求。在工業合成領域，2020 年氫氣消耗量超 3000 萬噸，大部分作為原料使用。據 IEA 的預測，2050 年燃料電池、能源發電和合成燃料的 需求將成為未來氫能應用的重要領域，氫能消耗將分別占到全球氫能總需求的 23.2%， 19.2%和 14.2%，精煉環節和工業合成領域，在 2050 年將下滑至 5.9%、21.9%，氫能其 它領域的應用仍有較大發展潛力。

傳統合成氨、甲醇等化工產品利用煤氣化產生的氫氣合成，而煤氣制氫過程碳排放約 14kg.CO2/kg.H2,通過利用風力、太陽能等可再生能源電解水，能夠實現零碳排放制氫， 推動化工行業脫碳生產。《關于“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見》明 確提出，要發展“以氣代煤”燃料格局，增加富氫原料比重，合理開發利用緣氫，推進煉 化、煤化工與“綠電”、“綠氫“等產業耦合示范。

到 2050 年含鋼鐵、化工的工業領域氫能消費總量將超過 1.6 億噸標準煤。工業領域氫能 消費增量主要源自鋼鐵行業。根據中國氫能聯盟預測，到 2030 年鋼鐵領域氫能消費量將 超過 5000 萬噸標準煤，到 2050 年進一步增加到 7600 萬噸標準煤，將占鋼鐵領域能源消 費總量的 34%。

氫建筑應用仍處于導入階段，未來存在較大市場空間。氫能建筑，是近年發展起來的一種綠色建筑新理念。它以氫能完全或部分替代市政電網、天然氣等傳統能源，滿足建筑對冷、 熱、電、生活熱水等各種能源的需求，在提高建筑用電可靠性的同時，還有助于優化國內 的能源結構、降低電網整體投資和減少問題氣體排放。目前全球建筑供熱和電力需求約占全球能源需求的 1/3。全球多個國家積極探索氫能在建 筑領域應用，利用氫氣通過發電、直接燃燒、熱電聯產（CHP）等形式為居民住宅或商業 區提供電熱水冷多聯供。如氫可與天然氣混合（氫氣摻混比例為 0~20%），通過基于燃氣 輪機或燃料電池的 CHP 技術，利用現有建筑和能源網絡基礎設施提供靈活性和連續性的 熱能、電力供應，從而取代化石燃料 CHP。此外，100% 的純氫可通過氫鍋爐用于建筑 供熱，但氫氣價格需低至 1.5~3.0 美元/kg 時，才能與天然氣鍋爐和電動熱泵競爭。而對 于分布式供暖，氫能是少數幾種可以與天然氣競爭的低碳替代品，隨著制氫成本和氫鍋爐、 燃料電池成本的下降，以及氫氣利用現有天然氣管道輸送能力的提升，預計到 2030 年， CHP 中氫鍋爐與氫燃料電池的成本為 900~2000 美元/（戶·年），建筑熱電聯供的氫能 需求量為 3 萬~ 9 萬 t/年。

三、發展邏輯：政策催化疊加產業鏈降本，綠氫發展加速

綠氫行業發展主要受政策、新能源電力消納需求推動。我們梳理目前綠氫行業主要項目發 現大型綠氫示范項目放量對于行業發展起到了非常大的助力作用，2022 年中石化庫車項 目占全年國內裝機量的 1/3 左右，這些大型的綠氫示范項目助力電解水制氫行業走向成熟。此外新能源特別是光伏、風電的發展產生了大量不穩定的電力，這些電力目前需要配套大 量的儲能解決調峰調頻的問題，綠氫可以解決新能源電力就地消納問題且利于長時儲能。我們認為隨著光伏風電等新能源發展導致電力不穩定性日益突出，利用綠電制綠氫有望成 為行業發展的必然選擇。此外，交通領域氫燃料車的放量、海外市場需求的高速增長都為 國內的氫能產業鏈帶來了巨大的發展機遇。

3.1 政策催化：大型綠氫示范項目放量，電解水制氫走向成熟

政策是推動綠氫產業發展的重要因素。雙碳目標的建立對電解水制氫項目在工業領域的應 用起到了極大的推動作用，據統計，大多數綠氫項目都啟動于 2020 年之后，比如中國石 化新疆庫車綠氫示范項目、中國石化“綠電制綠氫”項目、由清華四川能源互聯網研究院 牽頭的“十萬噸可再生能源電解水制氫合成氨示范工程，還有寧夏寧東基地的國家級太陽 能電解水制氫綜合示范項目等。這些項目涵蓋了能源、交通、化工等多個領域，通過這些 示范項目的運營與實踐，綠氫產業的生產、應用和推廣將得到進一步發展。

3.1.1 重點項目介紹——中國石化新疆庫車綠氫示范項目

中國石化新疆庫車綠氫示范項目是政策催化下的典型示范項目。中國石化新疆庫車綠氫示范項目是中國在建項目中，制氫規模最大的可再生能源制氫項目。項目位于庫車經濟技術開發區，占地面積約 500 畝，總投資近 30 億元。將新建裝機容量 300 兆瓦、年均發電量 6.18 億千瓦時的光伏電站，年產能 2 萬噸的電解水制氫廠（包含 52 臺 1000Nm3/h 的堿性電解槽），儲氫規模約 21 萬標立方米的儲氫球罐，輸氫能力每小 時 2.8 萬標立方米的輸氫管線及配套輸變電等設施。項目第一期預計 2023 年六月能夠建 成投產，是中國石化第一個貫通風光發電、綠電輸送、綠電制氫、氫氣儲存、氫氣輸運、 綠氫煉化等綠氫生產利用全流程的典型示范項目。

3.1.2 其他大型綠氫示范項目

政策催化下越來越多的大型綠氫示范項目得到了落地。這些示范項目規模大、涵蓋領域廣、 與地區政府合作緊密，對地區及整個綠氫行業的發展起到了很大的推動作用。據統計，接 近 75%的綠氫項目坐落于三北地區，尤其在寧夏、新疆、內蒙古等地，多個大型綠氫示范 項目今年將持續發力，推動綠氫行業進一步發展。綠氫作為一種非常環保、可再生的能源， 被視為未來能源體系的重要組成部分，具有廣闊的應用前景和市場潛力。

3.2 可再生能源配套需求：綠氫項目助力解決儲能及消納問題

新能源消納問題突出，光伏制氫助力儲能需求。風電、光伏發電受制于天氣、氣候等因素， 具有間歇性和波動性的問題，容易對電網安全穩定性造成沖擊。儲能是解決光伏、風電等 新能源間歇性及波動性，促進消納、減少棄風、棄光的重要手段。在此背景下，多個省份 相繼出臺相關文件要求光伏、風電等新能源電站加裝儲能系統，要求配儲比例不少于 10%/2h，且呈不斷上升的趨勢。強制配儲帶來了成本負擔，據中國光伏行業協會數據，假 設 100MW 項目配置 10%/2h 儲能系統，會使電站成本增加 0.3 元/瓦及以上，若繼續提高 配儲比例，儲能比例每增加 10%，電站成本將增加約 0.3 元/瓦。

與其他儲能方式相比，氫能更能滿足大規模、長時間消納需求。與抽水儲能、鋰電池儲能 等方式相比，其具有邊際成本低、能量密度大、無自衰減等優勢，能夠實現跨周、跨季儲 能。但其實際應用需要經過光伏發電到制氫再由儲氫發電的兩次轉換，短期內儲能效率較 低。鋰電儲能的效率更高，適用于日度調峰；氫能更針對于大規模儲能和季度調峰，擴容 只需要增加儲氫設備，邊際成本更低。

3.3 交通需求：氫燃料車銷量高增，制氫加氫一體站模式提升綠氫需求

氫燃料電池可以緩解傳統燃油發動機高碳排放問題，同時解決鋰電池續航時間短的缺點。由于鋰電池能量密度的限制，純電動汽車續航與車重成正比，以一輛載重 30 噸、續航 200 公里的純電動重卡為例，當鋰電池容量是 400kWh，質量能量密度是 300Wh/kg 時，電池 的自重將會高達 1.3 噸，且僅能續航 200 公里，如果把續航提升到 800-1000 公里，那么 該鋰電池的自重將高達 6 噸以上,而氫燃料電池車續航可以輕松達到 500km 以上，整車 重量也遠低于純電動重卡，而且加氫跟加油/氣方式類似，一般加注時間在 10 分鐘以內， 遠低于純電動卡車的充電時間，并且能夠克服低溫環境適應性差的問題。在充能時間、工 作環境、續航里程的角度，氫燃料重卡都具有明顯優勢。

全球燃料電池汽車銷量穩步增長，中國銷量位居世界第二。氫燃料電池作為全球能源可持 續發展和戰略轉型的重要路徑，目前已成為交通領域改革創新的重要支撐，許多國家都在 大力推動氫燃料電池汽車綠色環保產業的發展。2022年全球燃料電池汽車銷量達到20258 輛，同比增長 14.7%，近五年全球銷量總體呈穩步攀升態勢。按車輛類型來看，乘用車占 據主導地位，2022 年銷量占比超過七成，其中豐田 Mirai 和現代 NEXO 占據市場絕對主 導地位，在 2022 年兩者的銷量分別達到了 11166 和 3684 輛，而客車和專用車的占比僅 為 7.07%、17.91%。按國別來看，在 2022 年，中國已經成為全球燃料電池汽車第二大銷 售國。

中國燃料電池汽車銷量增速明顯，商用車占據主導地位。2016－2019 年我國燃料電池汽 車銷量持續增長，2020 年受疫情和補貼政策退坡等因素的影響，燃料電池汽車銷量出現 下降，而在 2021 年燃料電池汽車銷量恢復增長，到 2022 年底，我國燃料電池汽車銷量 達到 5006 輛，同比增長 164.17%。國內燃料電池汽車保有量持續增長，2022 年達到 12306 輛，同比增長 37.68%。根據《中國氫能產業發展報告 2022》，預計至 2025 年，中國燃料 電池汽車保有量將發展到 5-10 萬輛，預計至 2030 年，燃料電池汽車將實現商業化運營。從車型類別來看，2022 年，我國燃料電池汽車銷量中，商用車占據主導地位，乘用車占比 僅為 4.47%。根據國際能源署統計數據，在國內燃料電池客車和商用車政策推動下，我國 在全球燃料電池公交車和商用車領域中占據主導地位。

啟動燃料電池汽車示范城市，氫車蓄勢待發。2021 年 8 月和 12 月，我國分兩批批復了氫 燃料電池汽車示范城市群名單，名單包含上海、京津冀、廣東、河南、河北五大城市群， 有 41 座城市被納入其中。這五大城市群分別由上海市、北京市、佛山市、張家口市以及 鄭州市牽頭，形成自上而下，以點帶面的發展動能。2023 年 3 月 28 日，在北京氫能產業 大會暨京津冀氫能產業發展高峰論壇上，科學技術部高新技術司能源與交通處處長問斌表 示：“當前，全國五大燃料電池汽車示范城市群運行考核良好，氫能產業布局呈現遍地開花 局勢。”我國氫能產業處于發展初期，但是在政策的驅動下，氫能產業快速發展，燃料電池 汽車產業鏈雛形初步形成，基本掌握部分關鍵技術，產業發展前景廣闊。

國家及地方政府積極出臺氫能產業發展支持政策。2022 年 3 月，國家發改委發布的《氫 能產業發展中長期規劃 (2021-2035 年)》，要求統籌氫能產業布局，提高氫能在能源消費 結構中的比重，到 2025 年實現燃料電池車保有量約 5 萬輛。為推動我國氫能產業發展， 北京、廣東、上海等省份也紛紛發布氫能產業發展規劃，從推廣電動汽車到交通領域，到 推廣燃料電池車到交通領域，從加氫站到燃料電池系統再到燃料電池車的推廣形成了一條 龍的政策體系。從規劃來看，燃料電池汽車和加氫站發展前景值得期待。

加氫站布局加快，逐漸形成網絡。加氫站等基礎設施是否完善是影響消費者購買氫燃料電 池汽車熱情的主要因素。隨著國內氫燃料電池汽車累計銷量增加，中石化、中石油等能源 央企不斷加大加氫基礎設施的投資和建設力度，國內加氫站數量呈現快速增長趨勢。截至 2022 年底，我國加氫站累計建成數量達到 274 座。根據 2020 年中國汽車工程學會發布 的《節能與新能源汽車技術路線圖 2.0》相關規劃，到 2035 年加氫站的建設目標為至少 5000 座，中國未來加氫基礎設施的市場規模在 2030-2050 年將突破千億。此外，我國加 氫站建設參與主體呈現多樣化趨勢，采取規模化建設或加油/加氫/加氣站合建等方式來拓 展加氫基礎設施網絡，單位加注成本也有望下降。

3.4 出口需求：海外項目需求量大，國內氫能業務廠商前景廣闊

全球氫能需求不斷增長，國際合作有望開展。國際氫能委員會（The Hydrogen Council） 則認為，全球將從 2030 年開始大規模利用氫能，2040 年氫能將承擔全球終端能源消費 量的 18%，而到 2050 年氫能利用可以貢獻全球二氧化碳減排量的 20%。全球氫能發展 領先的地區如美國、歐洲、日韓以及沙特等中東地區也都提出了氫能發展目標。

中東國家積極尋求能源轉型，期望成為可再生能源出口國。由于土地成本較低以及未來對 于氫能裝備的需求巨大，中東各國政府考慮在本國建立完整的氫能產業鏈。在中東區域， 中國的 EPC 工程總包公司和部分印度工程總包公司有很大的優勢，特別是中國電建在迪 拜建設有分公司，已經深入中東市場開拓業務。沙特天然氣與太陽能資源充沛，積極發展氫能行業。沙特 2016 年發布“2030 愿景”，提 出大力推動能源轉型，到 2030 年力爭實現 400 萬噸氫能的年產量和出口量的目標，期望 成為全球氫能經濟的引領者。沙特天然氣與太陽能資源充沛，其東部地區擁有石油天然氣 生產、煉油化工的完備基礎設施，具有發展藍氫產業的良好基礎；西部地區太陽能和風能 資源豐富，電力成本低廉，通過電解水制取“綠氫”的成本優勢顯著。隨后，在 “綠色沙 特倡議”中計劃，到 2030 年實現每年減少 2.78 億噸碳排放，到 2060 年實現溫室氣體“凈 零排放”，并致力于推動氫能生產鏈本地化，成為全球清潔氫能供應商。阿聯酋發布了“2050 能源戰略”，目標到 2050 年將清潔能源在總能源結構中占比提高到 50%，氫能領域占據 全球低碳氫市場份額 25%。

中阿氫能合作進一步加強，氫能業務廠商出海步伐加快。2022 年 12 月 7 日，沙特阿美和 山東能源集團簽署戰略合作協議，范圍涉及氫能、可再生能源和碳捕集技術。12 月 8 日， 中國與沙方簽署氫能和鼓勵兩國直接投資諒解備忘錄，沙方表示歡迎中國企業積極參加沙 特重大基礎設施建設和能源項目合作。隨著中阿在氫能方面的合作不斷促進，短期內將促 進氫能設備制造廠商出海，長期有助于氫能全產業鏈的出海。中國電解槽成本優勢明顯，中阿合作集中在綠氫制取環節。氫能能否大力推廣的主要原因 是氫能的成本，而電解水設備是制取“綠氫”的主要成本。中國目前電解水設備價格顯著 低于其他國家，據 BNEF、IEA 和香橙會數據，中國堿性電解槽設備成本僅為歐美供應商 的 25%-40%，目前國內堿性電解槽產能逐步擴張，堿性電解槽設備成本已普遍降至 1500～2000 元/kw，具備成本競爭力。全球大規模制造技術中至少 60%的制造能力來自 中國，電解槽制造能力也有 40%來自中國。另據彭博新能源財經統計，目前電解槽產能一 半在中國，另一半在世界其他地區。基于此，認為沙特氫能的發展會促進中阿氫能合作， 進一步加快氫能制造設備廠商出海，同時，氫能儲運公司或將受益于跨國合作。

歐洲推進氫氣管道建設項目，大力發展可再生能源。2022 年 12 月 9 日，法國、西班牙、 葡萄牙三方表示將協同推進“H2Med”清氣管道建設，從歐洲西部發力，為歐洲各國提供 氫氣；加之二二五沖突導致歐洲能源短缺問題日益突出，阿拉伯國家能夠從歐洲東部和南 部發力。而中國與沙特簽訂的合作協議有助于中國的氫能源產業鏈從阿拉伯國家對歐洲的 能源供應中受益。2022 年 5 月歐盟委員會在官網公布“REPower EU”能源計劃，到 2030 年歐盟將實現可再生氫氣生產 1000 萬噸、進口 1000 萬噸；2022 年 9 月歐盟通過了《可 再生能源發展法案》，明確 2030/2035 年非生物基可再生能源制氫在終端用氫中的占比達 到 40%/70%，2030 年低碳氫（含綠氫）在氫能中的占比不低于 50%。

3.5 碳稅：灰氫制備成本端承壓，綠氫生產優勢逐步顯現

3.5.1 全球可持續發展理念深入人心，碳稅征收應運而生

氣候變化對全球構成極大威脅，低碳減排成為世界共識。世界氣象組織發布《2022 年全 球氣候狀況》指出，全球變暖仍在繼續，2013 年至 2022 年的 10 年平均氣溫估計比工業化前高出 1.14℃。其中，溫室氣體是導致全球氣候變化的主要原因之一，碳排放則是最主 要的一種。目前，各國正攜手應對全球氣候變化挑戰，包括我國在內的 197 個國家加入 《巴黎協定》，為了將全球升溫控制在 1.5℃以內，各國在 2030 年前必須在 2010 年水平 上至少將排放量減少 45%，到 2050 年實現凈零。

碳稅政策已累計豐富實踐經驗，全球覆蓋范圍廣泛。20 世紀 90 年代，歐洲國家便開始通 過征收碳稅等環境稅來降低勞動和資本的稅負。近年來，南非、新加坡等亞非國家也相繼 開始實施碳稅。世界銀行的統計表明，截至 2021 年 1 月，全球共有 35 個國家開征碳稅， 其中涉及 27 個全國性征收方案，8 個地方性的征收方案。截至 2022 年 4 月，全球已投入 運行的碳稅、碳排放交易體系碳定價工具共計 68 種，共覆蓋了全球約 23%溫室氣體排放。

各國碳稅稅率走勢逐步高升，強化引導企業綠色轉型。碳稅體系下，政府針對企業造成二 氧化碳排放的商品或服務，依照排放量來征收環境稅，通過稅收手段促使企業采取更加環 保的行為，如減少能源消耗、轉向清潔能源，實行更高效的制造工藝等。碳稅的推出，一 方面可以用來協助企業轉型，以更有效率的方式使用能源；另一方面，能夠有效降低溫室 氣體排放量，減緩全球氣候變化的速度。現階段，一些國家正在規劃更為嚴苛的碳稅政策， 加拿大碳稅稅率預計十年內增長超 100 美元，于 2030 年提升至 136 美元/噸二氧化碳。

3.5.2 我國碳稅出臺勢在必行，綠氫優勢有望逐步顯現

我國碳交易市場揚帆起航，碳稅政策箭在弦上。雖然我國暫未實施碳稅政策，但已經初步 建立碳交易市場并制定實施了節能減排相關政策。未來，我國可以充分借鑒國外的碳稅經 驗，采取融入型碳稅，將碳稅作為成本的一部分直接融入到商品或服務價格中，由市場上 的生產者和消費者共同分擔，以溫和的方式在節約立法成本的同時實現減排目標。綠氫制備零碳排放占優，碳稅出臺將釋放利好信號。傳統灰氫制備通過石油、天然氣、煤 炭等化石燃料燃燒制備，碳排放量高，是目前主要的制氫來源。綠氫則通過光伏發電、風 電以及太陽能等可再生能源電解水制氫，在制氫過程中基本上不會產生溫室氣體。雖然綠 氫制備仍存在轉化率低、成本高的缺點，但碳稅出臺將進一步縮小其與灰氫的成本差距。

碳稅助力綠氫灰氫成本加速收斂，2030 年有望持平。根據測算結果，將 2020 年水平作為 基準，假定灰氫初始制備成本為 0.9-1.4 美元/公斤，綠氫制備成本維持 4.0-4.5 美元/公斤。若我國推出碳稅，且碳稅稅率達到 50 美元/噸二氧化碳及以上水平，綠氫與碳排放量較高、 制備灰氫的傳統制氫企業的成本差距有望降至 2.0 美元以下。疊加可再生能源制氫成本下 降等因素，未來綠氫制備成本將以較快速度收斂于灰氫水平。

3.6 電解槽需求：預計26/30年新增裝機30/127GW，市場規模761/2420億元

電解槽系統成本有望規模化降本，PEM 占比有望逐步提升。我們預計 2023 年中國 ALK/PEM 電解槽系統均價分別為 1.80/6.84 元/W，同比-10%/-15%，海外 ALK/PEM 電解槽系統均價分 別為 3.78/5.76 元/W，同比-14%/-18%，預計隨著電解槽系統裝機規模大幅提升，成本有望呈 現逐步下降趨勢。我們預計 2023 年中國 ALK/PEM 電解槽新增裝機占比分別為 94%/6%，預 計到 2030 年占比分別為 85%/15%；預計海外 ALK/PEM 電解槽新增裝機占比分別為 30%/70%， 預計到 2030 年占比分別為 26%/74%。綠電制綠氫成行業趨勢，電解水制氫規模迎來高增。我們預計 2022 年全球電解水制氫規 模約 8.9 萬噸，2023 年有望達 22.1 萬噸，同比+147%，隨著電解槽裝機規模大幅提升， 我們預計 2026/2030 年電解水制氫規模分別達到 266/1949 萬噸，22-30 年 CAGR=96%, 氫能有望逐步成為全球能源結構的重要組成部分。

四、投資分析

4.1 制氫環節：設備廠商最受益，看好具備制造技術優勢電解槽廠商

電解槽出貨量快速增長，堿性電解槽成市場主流。電解槽是電解水制氫系統中的核心設備， 堿性電解槽憑借商業成熟度高、成本低等優勢，2021 年出貨量達到 776MW，成為目前制 氫行業的首選，目前堿性電解槽可以初步實現綠色制氫大規模應用。2022 年全球前 20 家 電解槽企業產量合計達到 14GW，2023 年規劃產能達到 26.4GW，根據彭博新能源預測， 2030 年全球電解槽裝機規模將達到 242GW。根據 BloombergNEF 數據，2023 年中國電解槽出貨量將繼續保持高增，出貨量有望達到 1.4-2.1GW，占當年全球出貨量的 60%以 上，同比增加 75%-163%。

4.1.1 隆基綠能

硅片制造企業向氫能新業務全面布局。隆基綠能從 2018 年開始開展在氫能領域的戰略規 劃，積極與國內外研究機構合作研發電解水制氫裝備，并于 2021 年成立西安隆基氫能科 技有限公司，并致力于成為全球領先企業，為全球的減碳降碳提供綠氫解決方案。2021 年 第四季度，公司首臺 1000Nm3/h 堿性水電解槽成功下線；2022 年 3 月完成了全球首臺套 4000nm3/h 制氫系統的實證測試，氫能裝備技術發展迅猛。公司于 2021 年初步具備 500MW 電解水制氫裝備產能,2022 年規劃產能達 1.5GW，未來五年內產能將達到 5-10GW，助力實 現“碳中和”目標，共同推動能源轉型進程。

實施“綠電+綠氫”戰略，氫能業務蓬勃發展。光伏發電已成為全球最具經濟性的清潔能 源，“綠電+綠氫”將推動制氫成本 LCOH（單位制氫成本）的下降，同時有效克服可再生能 源間歇性、儲存性問題。隆基氫能提供的“綠電+綠氫”解決方案能全面覆蓋合成甲醇、合 成氨、鋼鐵冶煉、石油煉化等領域。隆基氫能作為領先企業，在 2022 年 5 月成功入圍中 石化首個萬噸級綠氫示范項目，為其提供分布式光伏和光伏地面電站的解決方案，并提供 綠氫生產裝備以及制氫相關解決方案。萬華化學與隆基綠能于 2023 年達成戰略合作，實現產業優勢互補，助力“雙碳”目標實現。據證券之星披露，隆基綠能擬與可再生和清潔 能源開發商 Invenergy 合作，在美國俄亥俄州建設一處 5GW 光伏組件工廠

4.1.2 陽光電源

前瞻性布局氫能。公司于 2019 年布局氫能業務，成立了專門的氫能事業部。公司在穩步 發展新能源裝備業務時，也在氫能領域不斷加大研發投入。2021 年 3 月，公司以推出的國 內首款可量產功率最大（250kW）和電流密度最高（1.5A/cm2）的 SEP50 PEM 制氫電解槽 為標志，正式踏入制氫設備領域。并于 2021 年 6 月，公司成立全資子公司——陽光氫能 科技公司。公司擁有堿水電解制氫系統技術（ALK）和質子交換膜（PEM）純水電解制氫技 術兩種技術路線，以及配套的 MW 級專用制氫整流電源、智慧氫能管理系統。

氫能與儲能相互協同。公司聯手中國科學院大連化學物理研究所成立 PEM 電解制氫技術聯 合實驗室，以大功率 PEM 電解制氫裝備的研究開發為核心，加強可再生能源和電解制氫的 融合，改善優化制氫系統。利用光伏、風電等可再生能源供電的水電解生產的氫氣（綠氫）， 再通過燃料電池等方式轉換為電力，可實現氫儲能的“電-氫-電”循環。公司在多地開展 了光伏制氫項目，業務擴張迅速。隨著可再生能源滲透率提升和電解制氫成本降低，氫能 源有望迎來快速發展。未來若氫能實現大規模應用，氫能業務將助力于公司的長期發展。

4.1.3 華電重工

氫能產業布局穩步開展。2020 年華電重工正式成立氫能事業部，以可再生能源高效利用、 二氧化碳減排利用、工業尾氣綜合利用為方向，致力于為客戶提供制售氫、裝備制造、工 程總包等一體化服務。2020 年氫能業務承接甘電投氫能利用研究課題，簽訂 2 個氣體擴 散層供貨合同。公司承擔華電集團“揭榜掛帥”項目和國家重點科技攻關項目，在瀘定電解 水制氫裝置試運行成功，氫氣純度大于 99.99%，推動包頭達茂旗、青海德令哈兩個項目 落地，同時對多個項目進行跟蹤，業務涉及制氨、氫燃料電池汽車、玻璃等多個用氫場景， 為公司后續業務開展打下基礎。

2022 年氫能業務突破巨大。2022 年 5 月公司并購深圳通用氫能 51%的股權，公司更加 看重通用氫能的專家團隊，能夠為公司在氫產業上的發展提供技術上的支持，目前已在氣 體擴散層、質子交換膜方面取得重大突破；2022 年 7 月，公司 1200Nm3/h 堿性電解水制 氫裝置與氣體擴散層產品已成功下線；2022 年 11 月，與內蒙古華電氫能科技有限公司簽 署了《內蒙古華電包頭市達茂旗 20 萬千瓦新能源制氫工程示范項目 PC 總承包合同制氫 站部分》，合同金額為 3.45 億元人民幣，計劃 2023 年內投產。

4.1.4 華光環能

與大連理工緊密合作，制氫項目逐一落地。公司業務橫跨環保、能源兩大領域，涉及裝備 制造、工程與服務以及項目運營等。背靠無錫國資，公司并入國聯環保、市政設計院、國 聯環科、無錫藍天、中設國聯等多項優質資產。公司作為無錫市氫能聯盟理事長單位，與 政府相關部門溝通，積極布局無錫氫能產業。2022 年公司與大連理工大學合作成立零碳 工程技術研究中心，進行電解水制氫、碳捕捉技術等示范項目的開發。公司憑借裝備制造 方面多年的經驗，成功實現了堿性水電解槽制氫技術、裝備及系統集成的成功落地歷時 70 天完成了 30m3/h 制氫設備及系統的研發和生產，設備在程度中試順利。公司研制的制氫設 備，對主副電極結構進行了改進，采用新型環保隔膜材料，大幅提高了電流密度，同等產 氫量下，設備體積大幅減小。在此基礎上，公司近期計劃試制線下大型可商業化應用水電 解槽制氫設備，從氫能設備制造到儲運裝備、投資運營，逐步向下游延伸布局。

4.1.5 昇輝科技

氫能布局實現強強聯合，電解槽研發生產進展迅速。公司充分借助在佛山當地氫能領域的 政策先發優勢與產業集聚優勢，重點聚焦氫能產業，從氫能源車輛運營、制氫設備、氫能 核心電氣零部件等產業環節進行投資與布局，先后投資氫能產業鏈企業國鴻氫能、飛馳汽 車、鴻基創能及盛氫制氫。昇輝新能源也與佛山市南海區政府、美錦能源達成戰略合作， 通過高效整合行業及公司資源，強強聯合，形成昇輝新能源氫能產業聯盟。2022 年 8 月 22 日，公司旗下廣東盛氫制氫設備有限公司推出了首臺套 100 標方堿性電解水制氫設備 產品，僅僅 120 天后，盛氫制氫開發的 1000 標方制氫設備下線，該設備采用堿性電解水 的制氫技術路線，能夠實現單槽制氫產量 1000 標方/小時的水平，氫氣純度達 99.9995%， 工作壓力在 1.6Mpa。新產品配套系統具備寬頻調諧能力和快速啟動能力，有利于實現風 光可再生能源離網綠電制氫模式。目前盛氫制氫已經具備年產 50 臺套大功率電解槽的生 產能力以及快速交付整體解決方案的能力。

4.1.6 雙良節能

綠電智能制氫系統下線，制氫邁出一大步。2022 年 9 月，公司舉行首套 1000Nm3/h 綠電 智能制氫系統下線儀式，目前雙良綠電制氫裝備制造車間正在建設中，建成后預計具備 1000-1500 m3/h 電解槽 100 臺套的產能。同時，公司成立氫能研究中心，規劃氫能產業 鏈技術研發，布局上游電解制氫技術、儲氫技術、以及下游氫氣高效利用技術。由雙良自 主研發的“綠電智能制氫系統”，分為“高性能電解槽、氣液分離裝置、純化裝置和電源”四大 核心部分，具有制備量大、智能、安全、可靠等顯著優勢，采用高電流密度設計的電解槽 最大制備量可達 1000Nm3/h，通過氣液分離裝置將堿液沉降分離后，經過提純的氫氣純 度可達到 99.9999%以上，真正實現無污染、零排放、低成本，實現了制氫系統的節能高 效與無人值守，可廣泛應用于煤化工與石化、鋼鐵與冶金、合成氨等工業領域與民用領域， 減少碳排放，助力用能終端實現“雙碳”目標。

4.1.7 吉電股份

背靠國電投積極發展新能源，氫能布局行業領先。吉電股份是國電投控股上市公司，主要 業務涉及新能源、綜合智慧能源、氫能、儲能及火電、供熱、生物質能、電站服務等領域。公司從 2018 年開始謀劃氫能產業，目前公司開發的白城分布式新能源發電+制氫加氫一 體化示范項目、長春中韓示范區“光伏+PEM 電解制氫+加氫”一體化示范項目均已投運， 大安市化工園區開發的風光制氫合成氨一體化項目正在推進相關工作。公司計劃在吉林省 氫能規劃的框架內，促進白城區域建設千萬千瓦新能源制氫基地，在吉林中部長春中韓示 范區建設氫能裝備研發制造應用基地，并在白城、長春間打通形成制氫、儲運和化工產業 應用的氫能走廊，促進發展吉林省氫能全產發展。

公司在氫能交通領域示范運營，布局制氫加氫一體站前景廣闊。2023 年 4 月，吉電股份 長春氫能交通示范線路試運成功，6 輛標有“中韓（長春）國際合作示范區”的氫能大巴 準時抵達中韓大廈。中韓示范區“可再生能源+PEM 制氫+加氫”一體化創新示范項目作 為“氫能走廊”起點應運而生——全面應用國家電投自主知識產權的 PEM 電解水制氫裝 備，實現加氫站每天加氫 500 公斤，將在長春氫能交通示范應用中發揮高品質氫氣網絡母 站作用，被列為國家發改委賽馬項目。該示范項目開通運營，將為制氫加氫一體化站提供 大量實證數據，并為后續吉電股份推廣“一體站”發展模式打下堅實基礎。

4.2 材料及零部件：看好具備核心技術和產品優勢的細分賽道龍頭

氫氣特點賦予儲運重要意義。在氫能產業鏈中，氫的儲存和運輸起到了氫氣生產端和需求 端之間的重要橋梁作用，對氫能的發展節奏和進度有較大的影響。由于氫氣在室溫和常壓 下的密度只有空氣的 1/14，單位體積儲能密度低，加上易燃、易爆等特點，使得氫能源的 安全、高效傳輸與存儲帶來了面臨困難，同樣也成為業內廠商突破的難點和競爭著力點。氫能儲運發展快速拉動關鍵設備及材料需求。在實現儲運氫過程中，離不開技術和設備的 有力支持，例如閥門、壓縮機等等。為了保證氫氣的安全性，氫能閥門需具備良好的耐高 溫、耐高壓、耐腐蝕性能以及高度可靠性等特點，生產制備技術難度性較高。氫氣壓縮機 為燃料電池工作系統提供必要的壓縮氣體，在氫燃料電池電動車工作中起著至關重要的作 用，在整個氫能產業鏈中應用廣泛，其性能直接影響著整個燃料電池系統的壓縮比、效率、 噪聲等重要性能指標。

4.2.1 江蘇神通

閥門龍頭拓展氫能新領域。公司專業研究、開發、生產與銷售新型特種閥門，產品主要包 括蝶閥、球閥、閘閥、截止閥等七個大類 145 個系列 2000 多個規格。傳統業務為冶金閥 門和核電閥門，2019 年，公司引進行業專業團隊并設立專業子公司南通神通新能源公司， 股權占比為 35%，布局氫能閥門，專門從事應用于高壓氫能源閥門的設計開發，包括儲氫、 加氫和電堆等系統高壓閥門。子公司掌握關鍵技術，解決問題。目前神通新能源已經完成了車載氫系統產品實現全自主 研發，具備 70-90MPa 高壓氫能閥門生產能力，在瓶口閥、合減壓閥、電磁閥等核心閥門 均已取得資質，解決了高壓密封/結構設計、氫氣的“腐蝕性”、車載系統環境適應性等問 題，開啟了新的增長空間，為打破氫能閥門市場被進口壟斷的局面作出貢獻。

4.2.2 開山股份

壓機業務歷史悠久規模可觀。公司深耕空氣壓縮機領域近 20 年，主營業務螺桿空氣壓縮 機生產規模和技術水平處于行業領先，制造規模亞洲排名第一、全球排名第三。公司位列 全球新能源企業 500 強，分別在美國成立了全資制造、研發基地，在奧地利收購了擁有 170 年歷史的 LMF 公司，在墨爾本、波蘭、孟買、迪拜、胡志明、臺中、香港設立了以銷 售服務為主的營運中心，有 2000 多家營銷網點，14 家生產及研發中心，具有完整的制造體系和一定的規模經濟效應。

4.2.3 冰輪環境

公司在氫能壓縮機領域全面布局。公司主業為氣溫控制，致力于為客戶提供系統解決方案， 廣泛應用于食品冷鏈、石化、醫藥、能源、冰雪體育、大型場館、軌道交通、核電、數據 中心、學校、醫院等。在氫能領域，公司中期戰略定位是專業設備商，組織專業團隊，聚 焦全流程壓縮機，如充裝壓縮機、輸送壓縮機、加氫壓縮機、液化壓縮機、氫燃料電池車 空氣壓縮機、氫氣循環泵等，并持續進步，技術水準保持在行業前列，靜待國家氫能應用 大規模鋪開。公司目前已經完成了 22MPa 和 90MPa 隔膜壓縮機的設計、試制，未來擬研 發完整氫能壓縮機型譜，豐富公司產品線。

公司主要產品包括氫燃料電池空氣壓縮機、氫氣循環泵、氫氣液化壓縮機、加氫站用氫氣 壓縮機。氫燃料電池空氣壓縮機：氫燃料電池的關鍵部件，是保證燃料電池高效可靠運行的關鍵設 備。根據適配電堆功率及流量等參數的不同，分為 10 余種型號，燃料電池空壓機效率可 達到 60%以上、壽命可達 30000h。氫氣循環泵：氫燃料電池的關鍵部件，可以有效的改善氫循環、靈活性高。提高了氫氣的 利用率。獨有的專利結構設計，保證了氫泵破冰功能。氫氣循環泵效率可達到 60%以上、 噪音≤70dB、壽命可達 25000h。氫氣液化壓縮機：氫氣增壓、液化的主要壓縮設備，采用冰輪自主研發的高性能氦氣螺桿 式壓縮機，配套輔助設備撬裝，運行安全可靠，能效比高。加氫站用氫氣壓縮機：主要采用隔膜式壓縮機，作為往復式容積型壓縮機，其性能特點決 定了它在特殊氣體壓縮運輸上的突出優勢。

4.2.4 雪人股份

公司在國際化的同時實現氫能源業務拓展。公司主要從事壓縮機及機組、氫燃料電池空氣 壓縮機的研發、生產和銷售，目前公司產品的應用領域主要有：水利水電、大型建筑、核 電站、新能源汽車、國防軍事等。2015 年 6 月，公司收購了瑞典 OPCON 核心業務兩大 子公司 SRM 和 OES100%股權。通過并購，公司掌握了先進的螺桿膨脹發電機技術和氫 燃料電池空氣循環系統核心技術，為后續開展氫能源業務做好充足的鋪墊和準備。

公司設備精良，產品質量有保障。從德國、日本等發達國家進口高精度、全自動化、智能 化的生產和檢測設備使得公司能夠實現仿真模擬，在線檢測和工藝流程監控。同時公司還 設計建造了大型的智能化壓縮性綜合性能實驗室。建成先進的節能制冷壓縮機生產線，這 些先進的生產設備和儀器確保了公司產品質量。目前，公司在全球建立了 6 大技術研發機 構，已開發出 12 個型號的燃料電池系統，為克萊斯勒、奔馳、通用、沃爾沃等多家汽車 生產商提供過燃料電池系統。

4.2.5 蘭石重裝

蘭州蘭石重裝是重型裝備股份有限公司，始建于 1953 年，是中國石化裝備制造業的先行 者。其前身是國家“一五”期間前蘇聯援建中國的 156 個重點建設項目之一，并且是中國 國內首家獲得一、二、三類壓力容器設計制造許可證的公司。公司已連續七年被評為中國 石化裝備制造業“五十強企業”，并支撐蘭石集團獲得“裝備中國功勛企業”稱號。公司業 務涵蓋傳統能源裝備、新能源裝備、工業智能裝備以及節能環保裝備的研發、設計、制造、 檢測、檢維修服務及工程總承包，其中氫能業務方面公司致力于構建“制、儲、輸、加” 一體的氫能全產業鏈發展模式，目前主要設備為制氫、儲氫和加氫站裝備。

蘭石重裝加大氫能源領域研發及市場開拓，加快構建氫能產業新格局。1）公司聯合合肥 通用機械研究院、中國特檢院、中國鋼研總院、中國石化等單位開展高壓儲氫裝置材料、 制造、檢驗和評價等關鍵技術攻關，成功研制高壓儲氫容器試驗罐；2）公司與旗下蘭石研 究院聯合加快推動氫能領域關鍵核心技術攻關和科技成果轉化，如推進電解水制氫裝備、 核能耦合制氫等可再生能源制氫等項目落地，且“氣化制氫成套技術及裝備”榮獲“中國 好技術”“中國好設計”等榮譽獎項；3）公司研制制氫及加氫站配套使用的換熱冷卻裝置 ——微通道換熱器；4）公司與內蒙古寶豐煤基新材料有限公司相繼簽訂總金額 6.12 億元 的綠氫與煤化工耦合碳減排創新示范項目相關合同，約定于 2023 年底之前完成設備交付。

4.3 氫燃料車：看好具備核心技術及新應用場景龍頭公司

政策規劃穩步推進，氫車產業熱度持續增加。2020 年中國出臺燃料電池汽車補貼政策， 旨在提升氫燃料電池汽車產業的制造能力，燃料電池在氫車成本構成中占比最大，一輛氫能重卡或者大巴車的電池系統占比大約 60%，若能實現燃料電池技術自主化與國產化生 產，對氫車的降本將具有積極效果。2022 年 3 月發布的《氫能產業發展中長期規劃（2021- 2035）》提出部署建設一批加氫站，各地紛紛跟進積極布局加氫站建設，如北京、上海、廣 東、重慶在其能源發展十四五規劃中，將推進氫能在交通領域的規模化應用及基礎設施建 設作為重點任務。工信部 2022 年推薦車型同比增加 29%，同時入圍廠商數量和頭部企業 配套數量均有明顯增加。隨著氫能產業鏈的不斷完善和政策補貼落地，氫車產業前景值得 期待。

4.3.1 美錦能源

率先布局氫能全產業鏈，全面啟動“五個一”戰略。公司于 2017 年在氫能產業鏈領先廣 泛布局，至 2021 年完成氫能發展的第一個五年規劃，目前已經搭建了上游氫氣的“制-儲運-加”氫能供應體系、中游“膜電極-燃料電池電堆及系統-整車制造”核心裝備產業鏈，以及 下游六大區域氫能示范應用的三 維格局，形成從研發—生產制造—商業化應用的“氫能源 全生命周期”創新生態鏈。2022 年，公司啟動氫能產業第二個五年計劃，確立“五個一”戰 略。

具備制氫資源優勢，低成本大規模制氫。公司作為全國最大的獨立焦炭生產商之一，煤焦 化過程中的副產品焦爐煤氣中富含氫氣 55%左右，是目前低成本大規模制氫的重要途徑 之一。據公司現有 715 萬噸/年焦炭產能粗略計算，可從焦爐煤氣中提取氫氣 6.4 萬噸/年， 可以滿足 24000 臺中型卡車或 18000 臺 8.6m 公交車一年的用量，2021 年公司新能源商 用車整車生產制造年生產能力 10000 臺。

4.3.2 億華通

產品覆蓋范圍廣，成長迅速。公司成立于 2012 年，一直專注于氫燃料電池發動機系統研發及產業化，于 2016 年率先實現了發動機系統及燃料電池電堆的批量國產化，成為我國 最早實現具有自主知識產權燃料電池及電堆的批量化制造的企業之一。2021 年 12 月公司 向市場發布國內首款額定功率達到 240kW 的車用燃料電池系統，至此公司的燃料電池產 品覆蓋 30kW-240kW。2022 年公司實現營業收入 7.38 億元，同比增長 17.28%。

公司采取一體化發展路線，不斷擴大各產線規模。張家口基地主要生產燃料電池系統 （2022 年 8 月投產，產能將從 2000 套/年提升至 10000 套/年），上海基地主要生產燃料 電池電堆并供應給張家口基地，公司擬計劃于 2024 年將上海基地電堆產能提高至 6000 套/年，從而提升電堆的自供比例。堅持“點-線-面”發展戰略，不斷夯實下游客戶需求，打造新增長引擎。公司緊抓燃料電池 汽車示范應用城市群政策釋放的有利機遇，不斷加強與同行的交流合作，實現互利共贏。2013-2021 年先后與福田、宇通、申龍等 30 多家主流車企實現合作，聯合推出客車、物 流車、乘用車、叉車、有軌電車、固定電源等全系列產品。公司產品主要面向商用應用(如客 車和貨車)，已經累計向超過 19 家中國商用車制造商銷售超過 2,000 套燃料電池系統，運 營城市包括北京、張家口、上海、成都、鄭州及淄博等。未來隨著城市群效應的顯現，公 司有望迎來產品放量，進而轉虧為盈。

4.3.3 永安行

共享氫能自行車先行者，不斷完善產品譜系，拓展新應用場景。公司創立于 2010，主要 發力于智慧交通與智慧生活兩大板塊。公司先后發展了公共自行車、共享電動車、共享 氫能自行車、共享汽車等多種業務，完成從 1-300 公里全面覆蓋的綜合共享出行體系建 設，截止 2021 年底,公司已成功在全國 300 多個城市和地區開展了共享出行服務業務。依托強大的技術儲備和業務積累，公司于 2018 年開始氫能全產業鏈布局，并以氫能產業 作為未來的重點發展方向。2019 年第一款氫動車試制成功。2021 年底永安行“氫動車系 統”在常州正式投運,成為全球首個大規模量產運營的“氫動車系統”。

差異化競爭策略效果初顯，以點到面積極融入長三角氫能產業鏈。氫能兩輪車(氫動車) 目前行業內外競爭企業較少,公司率先推出共享氫動車和面向 C 端市場銷售的氫動車。燃 料電池也是公司業務的一個發展方向,公司已經形成了小功率燃料電池的規模化生產線, 為氫動車、無人機等小功率產品提供服務,未來將開始布局大功率燃料電池產品,為商用 車和發電設備等大功率產品提供服務。2022 年公司積極響應《上海市氫能產業發展中長 期規劃(2022-2035 年)》和市委市政府《關于支持中國(上海)自由貿易試驗區臨港新片區 氫能產業高質量發展的若干政策》,設立了永安行(上海)氫能科技有限公司,建設氫能產業 應用終端產品和服務平臺。同時公司正在杭州、南京、蘇州等地建立氫能產業供應鏈,加 快布局和融入長三角的氫能產業一體化發展。我們預測氫動車業務未來將會大大促進公司 的業績增長。