【国君电新】上下游并进,“氢”装上阵——氢能行业专题研究
（以下内容从国泰君安《【国君电新】上下游并进,“氢”装上阵——氢能行业专题研究》研报附件原文摘录）
作者：国泰君安电新团队 石岩/庞钧文/马铭宏 来源：具体请见2023年7月24日报告《上下游并进，“氢”装上阵——氢能行业专题研究》。PDF版报告全文欢迎联系对口销售或团队成员获取。 报告导读 制氢端，绿电降本叠加双碳压力，电解槽制氢加速装机；用氢端，西氢东送配套沿途加氢站，氢能走廊初见雏形，氢能应用天花板将打开。 摘要 投资建议：我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低。绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目的落地，推荐隆基绿能、阳光电源，受益标的华电重工；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的亿华通、大洋电机等。 氢气潜在市场空间广阔。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 绿氢降本空间大，竞争力明显提升。为满足低碳需求，灰氢在考虑碳封存及碳税后，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg(以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准)。而绿氢随电价降低竞争力明显提升，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本低于蓝氢。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本较灰氢具备成本优势。 运氢加氢基础设施逐渐完善，助力氢能应用加速拓展。工业化工是目前最主要的用氢领域，以燃料电池车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车，氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环，热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点。未来氢燃料电池汽车有望成为车辆体系的重要组成部分。为刺激氢能产业发展，国家和地方政策不断加码，运氢加氢基础设施正加紧建设。管道输氢成本低于1元/kgH2，较长管拖车可降本80-90%，目前已规划首条“西氢东送”管道，全长400多公里。此外，全国已建成350座加氢站，位居全球第一，且仍在大力规划建设，配合5大城市示范群氢能应用加速拓展。 风险提示：政策落地不及预期，制氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期等。 1. 多能互补，“氢”装上阵 1.1 能源危机叠加碳排压力促进“氢”洁能源发展 化石能源主导的能源结构给可持续发展带来了严峻的挑战。化石能源如煤炭、石油、天然气，在全球能源消耗中占比高达80%以上。然而根据美国能源信息署（EIA）的报道，全球煤炭、原油以及天然气的探明储量增长逐渐放缓，不可再生能源加速枯竭。2020年，世界的煤炭储量估计值为10,440亿吨，同比增长0.43%；原油储量估计值为16,619亿桶，同比增长0.16%，天然气储量估计值为2,054,000亿立方米，同比增长1.12%。随着不可再生能源的消耗，未来全球对可再生能源的依赖度将逐渐上升。 化石能源是温室气体排放的主要来源。根据IEA统计，2022年与能源相关的二氧化碳排放量达到了368亿吨，同比增长0.9%。其中煤、石油的碳排放分别达到了155亿吨，112亿吨，同比增长1.6%与2.5%。拉长时间维度来看，全球温室气体排放量自1970年以来增长了90%，其中70%是由于化石能源的使用导致的。减少不可再生能源的使用对于控制温室气体排放有着至关重要的作用。 1.2 氢能相对于化石能源更加清洁和高效 氢能相对于化石能源储量更大，热值更高，更加清洁。氢气的单位质量热值约为120-140MJ/kg，为原油、汽油的3倍左右，煤的4倍左右，是比化石能源更加高效的燃料。此外清洁也是氢能的优势之一，氢气燃烧只生成水，不会对环境造成负面的影响。而传统的固体燃料如煤、焦炭等，即使在完全燃烧的条件下，除了排放大量二氧化碳外，还会产生如NOx，SO2等有毒气体。来源丰富、绿色低碳、更加高效的氢能对构建清洁高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标，具有重要意义。 1.3 需求激增，氢能行业发展迅速 产量、需求齐升，氢能行业加速发展。氢能的发展已成为全球关注的焦点之一，氢能的需求也不断增长。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 2. 氢能产业链：上游制氢、中游储运、下游用氢 完整的氢能产业链包含了上游氢气的制备、中游氢气的储运以及下游氢气的使用。根据制备的源头不同，制氢环节可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。中游氢气的储存根据氢存在的相态可以分为高压气态储氢、液氢、固体材料储氢；根据储氢方式的不同可将运氢分为长管拖车运氢、管网运氢等。在下游，氢气可用于交通（氢燃料电池车）、工业、建筑等不同领域。 2.1 制氢：灰氢占据主导，绿氢成本优势显现 氢气按照制取过程的碳排放可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。灰氢”是指以化石能源为原料制备的氢气，例如煤气化、天然气重整过程得到的氢气。“蓝氢”指的是在灰氢的基础上，应用碳捕集碳封存技术（CCS、CCUS）制备的氢气。“绿氢”是利用可再生能源生产制备的氢气。制氢环节的成本一定程度上决定了下游用氢产业的经济性。 “灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9,400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%。而国内，根据中国氢能联盟数据统计，煤制氢是最主要的制氢途径，2020年煤制氢产量占总量的63%，而工业副产氢、天然气制氢分别占比22%，13，仅有2%的氢气来源于电解水。 煤制氢和天然气制氢的原材料成本占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。“蓝氢”是“灰氢”向“绿氢”过渡的产物，以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。 电解水制氢是目前最成熟的绿色制氢技术。制备“绿氢”的技术主要有电解水制氢、太阳能制氢以及生物质制氢。 碱性电解水技术最先规模化应用。电解水制氢主要有四种方法，其中碱性电解槽（ALK）制氢技术最为成熟，具备规模化生产的条件；其次是质子交换膜电解槽（PEM）制氢PEM，目前成本较高；固体氧化物电解槽（SOEC）制氢技术目前尚处于示范初期，阴离子膜电解槽（AEM）制氢处于实验室研究阶段。根据IEA数据统计，2021年碱性电解制氢的装机容量占比例接近70%，其次是质子交换膜电解制氢，占比25%，SOEC以及AEM在目前装机容量中比例很小。同时IEA预计碱性电解制氢的占比会在2022-2027年内保持在约60%，到2030年时碱性电解氢气和PEM电解制氢的总装机容量可能会平分秋色。 随电价降低，绿氢竞争力提升。碱性电解槽和PEM技术的电耗成本分别为73.3%和50.6%，是制约规模化应用的最重要因素之一。随着电价降低，绿氢制备的成本下降趋势明显，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本降至16.11元/kgH2，低于蓝氢成本。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本为10.73元/kgH2和较灰氢具备成本优势。随着可再生能源的规模化，电价成本有望达到竞争平衡点。 预计2030年底全球电解水制氢装机达到134GW。根据IEA数据统计，电解水的装机容量正在迅速上升，2021年底已达到510MW，同比上升70%。到2030年底，全球电解水制氢的装机容量有望达到134GW。电解水制氢有望成为未来主流制氢方式之一。 2.2 储运：多路径并驾齐驱 长、短距离输氢相结合，助力氢能终端消费。作为氢能产业链的中游，氢气的储运联通了上游供应端的制氢以及下游需求端的用氢。与风光等可再生资源类似，我国的氢能资源也呈现了逆向分布，即氢资源呈现“西富东贫，北多南少”的局面。根据中国氢能联盟数据统计，我国的西北地区的氢气产能位居全国之首，占总产能的26.3%。然而需求大多集中在我国的东部地区。目前氢气主要的储运方式包括长管拖车、槽罐拖车以及管道输运等方式。其中，长管拖车和槽罐拖车的储运成本高、运输半径一般低于300km，而管道输氢具有规模大、成本低的特点，是未来长距离输氢的主要方式。 高压气态储存技术最为成熟。氢气的储存技术主要分为高压气态储氢、低温液态储氢以及固态储氢。高压气态储氢具有成本较低、能耗低、易脱氢和工作条件较宽等特点，是发展最成熟、最常用的储氢技术。高压气态储氢通过高压压缩方式储存气态氢，主要采用4 种储氢瓶：纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。早期的I型和II型瓶的储氢压力低，难以满足车载储氢的需求。为了提高运氢量，如今储氢瓶工作压力进一步提高到了30~45 MPa，甚至70MPa。目前，在国内应用较多的是III型储氢瓶，III型瓶采用了金属衬里，并且对瓶身进行了全瓶身的纤维与树脂复合材料的包裹。而IV型瓶则在轻量化上做出了较大的改进，衬里为高分子材料制成，瓶身由纤维树脂复合材料全包裹，瓶壁更薄。Ⅳ型瓶相对于III型瓶安全性更好，且重量更轻，制造成本只有III型瓶的63.5%。未来Ⅳ型瓶将会成为氢燃料电池车的首选储氢瓶。 低温液态储氢适用长距离大容量储运。常规的物理法低温液态储氢是将氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。液氢储存具有较高的体积能量密度：液氢密度达到了70.78kg/m3，是标况下气态氢气密度（0.08342kg/m3）的近 850 倍。氢气液化过程耗能极大，将氢气从室温下冷却至液氢所需最小理论能耗为3.2kW·h/kg，而实际总能耗为15.2kWh/kg，已接近1kg氢气的理论燃烧放热量的50%。同时由于液氢储存对于储氢材料的绝热性要求较高，其储存成本以及安全成本也相对较高。所以仅当有长距离、大容量的氢气储运需求，低温液态储氢才可体现出优势。 氢能走廊初见雏形，长距离管道运输可降本80-90%。目前长管拖车是氢气运输的最主要手段，但存在效率较低的问题，国内单车运氢质量约为300kg。槽罐拖车是液氢的主要运输途径，每车约能运输4吨左右的液氢，运输效率是长管拖车的10倍，运输费用是高压气态运输长管拖车的1/8~1/10，每百公里液氢运输费用约为0.8-1元/kg，运输半径可以扩展到1,000公里。管道输氢的成本最低，运输成本不超过1元/kgH2，或将成为长距离、大容量运输的首选。2023年我国首条“西氢东送”项目规划管道全长400多公里，管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力，较长管拖车成本可降低80-90%。 2.3 用氢：工业化工需求饱满，燃料电池车潜力无限 工业化工是全球氢气最主要的下游应用领域。根据IEA数据统计，2021年全球氢气的需求量为9,400万吨，同比增加了5%，其中炼油领域的氢气用量达到了3,800万吨，占比40.4%，同比增长5.2%，合成氨、合成甲醇、冶铁的氢气用量分别为3,380万吨、1,466万吨、520万吨，同比增长2.5%、10%、20%。IEA预计2030年全球工业化工领域（合成氨、合成甲醇、冶铁等）的氢需求量将达到6,590万吨。 以燃料电车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车，氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环，热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点，更加适合用于长途、大型、商用车领域。未来氢燃料电池汽车有望成为车辆体系的重要组成部分。 氢能走廊连点成线带动5大示范城市群，助力氢燃料电车通畅行驶。2021年8月，五部委联合发布了《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，批准上海、广东、北京报送的以城市群为单位开展燃料电池汽车示范应用的规划。2022年1月，河南和河北燃料电池汽车示范城市群正式获批，自此全国形成了5大燃料电池汽车政策支持示范城市群。其中1）京津冀城市群计划推广车辆不少于5,300辆，新建加氢站不低于49座；2）上海城市群计划推广燃料电池汽车10,000辆，建设加氢站100座，产出规模达1,000亿元；3）广东城市群将推广超过10,000辆燃料电池汽车，建成46万吨的供氢体系，建成200座以上加氢站，氢气售价降至35元/公斤以下；4）河南城市群规划到2025年推广氢燃料电池汽车超5,000辆，建成加氢站80个以上，氢燃料电池汽车产值规模突破1,000亿元；5）河北城市群规划到2025年，累计建成加氢站100座，燃料电池汽车规模10,000辆。5个城市群将对全国燃料电池汽车行业起到积极的推动作用，拓宽氢能应用。 燃料电车降本空间较大，产销量稳步提升。根据中汽协数据统计， 2022年中国氢燃料电池车的产量为3992辆，同比增长124.5%；销售量为2789辆，同比增长139.9%，主要集中在商用车领域。中国氢能联盟预计到2027年，燃料电池车的总成本将和纯电车持平，到2028年将和燃油车持平，届时氢燃料电池车有望在乘用车领域实现渗透。未来随着上游制氢成本的下降以及中游储氢技术的进步，氢燃料电池车的技术不断完善，燃料电池汽车销量有望快速攀升。 加氢站是下游用氢环节的关键枢纽。加氢站作为氢能产业中连接上游制、 储、运环节与下游应用市场的枢纽，是保障氢能应用的关键。按照氢气 存储方式可分为高压气态加氢站和低温液态加氢站。此外，固态金属和 有机液态加氢站处于研发试验阶段。其中高压气态加氢站应用最为广泛， 核心设备主要包括氢气压缩机、储氢装置、氢气加注设备及站控系统等。 我国已成为世界上加氢站数量最多的国家。根据H2stations发布的加氢站统计数据，截止2022年年底，全球共有814座加氢站投入运营，其中欧洲、亚洲、北美是加氢站建设的主要地区。根据高工产研氢电研究所（GGII）数据统计，截止2022年，中国已经建成310座加氢站，是全球加氢站数量最多的国家。中国将加速布局加氢站，作为加氢站建设的“主力军”，中石化在“十四五”期间规划建设1,000座加氢站或油氢合建站，中石油也在积极扩建加氢站规模。 3. 国家与地方政策频频加码，助力氢能腾飞 3.1 国家层面：从无到有，持续加码 氢能近年来在我国得到了前所未有的关注。我国的氢能与燃料电池研究始于上世纪50年代。20世纪80年代以来，我国相继启动了863计划和973计划，加速以研究为基础的技术商业化项目，氢能和燃料电池均被纳入其中。“十三五、十四五”期间，氢能与燃料电池发展加快。2019年两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2020年9月21日，五部委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2022年发改委、能源局引发了《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。氢能在我国经历了从无到有，逐渐走入聚光灯下的过程。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长远的发展。 3.2 地方层面：因地制宜，百花齐放 我国已初步形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。各省在陆续发布的“十四五”规划中对各省的氢能发展进行了明确规划。可再生能源制氢、氢能全产业链发展、氢燃料电池车等领域是各省关注的重点。我国目前已经形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。长三角地区作为中国氢能产业发展第一梯队，已有多个示范项目运行。珠三角地区目前形成了佛山、广州、深圳三大氢燃料电池汽车创新核心区。环渤海区域以北京为中心。川渝鄂地区以武汉、成都、重庆三个城市为代表。随着地方政策的推出，加之国家政策的持续加码，氢能将加速发展，成为我国实现碳达峰、碳中和目标的有力途径。 4. 投资建议 由于清洁高效等特性，氢能有望在未来能源体系中占据举足轻重的地位。但目前我国氢能产业集中于工业领域，且多为灰氢。绿氢的制备、储存、运输环节的布局仍较薄弱，在政策的大力支持下，有望加速发展。 氢能产业链各环节都引来了诸多公司布局，主要包括四类，1）国企央企几乎涵盖氢能制、储、运、用全产业链环节，如中国石化、中国石油、中船派瑞氢能等；2）可再生能源龙头公司涉足绿氢制备领域，如隆基绿能、阳光电源、华光环能等；3）电气设备、化工品及材料公司布局氢能储运材料、器件等方向，如昇辉科技、中材科技、龙蟠科技等；4）专攻燃料电车方向的亿华通、飞驰汽车等。 我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低。绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目的落地，推荐隆基绿能、阳光电源，受益标的华电重工；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的亿华通、大洋电机等。 5.风险提示 1) 政策落地不及预期。氢能政策是推动产业发展的重要驱动力，若氢能政策落地不及预期，将会影响产业发展。 2) 制氢降本不及预期。目前制“绿氢”成本仍相对较高，倘若电价、设备等环节的降本不及预期，将会制约制“绿氢”的发展。 3) 氢气储运发展不及预期。储运是沟通上游制氢以及下游用氢的关键环节，当前氢气储运的成本相对较高，倘若管网输氢等大容量长距离的氢气运输方式发展不及预期，将会制约氢能产业发展。 法律声明： 本公众订阅号(微信号: dlsbxny )为国泰君安证券研究所新能源研究团队依法设立并运营的微信公众订阅号。本团队负责人庞钧文、石岩具备证券投资咨询（分析师）执业资格，资格证书编号为S0880517120001、S0880519080001。 本订阅号不是国泰君安证券研究报告发布平台。本订阅号所载内容均来自于国泰君安证券研究所已正式发布的研究报告，如需了解详细的证券研究信息，请具体参见国泰君安证券研究所发布的完整报告。本订阅号推送的信息仅限完整报告发布当日有效，发布日后推送的信息受限于相关因素的更新而不再准确或者失效的，本订阅号不承担更新推送信息或另行通知义务，后续更新信息以国泰君安证券研究所正式发布的研究报告为准。 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作者：国泰君安电新团队 石岩/庞钧文/马铭宏 来源：具体请见2023年7月24日报告《上下游并进，“氢”装上阵——氢能行业专题研究》。PDF版报告全文欢迎联系对口销售或团队成员获取。 报告导读 制氢端，绿电降本叠加双碳压力，电解槽制氢加速装机；用氢端，西氢东送配套沿途加氢站，氢能走廊初见雏形，氢能应用天花板将打开。 摘要 投资建议：我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低。绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目的落地，推荐隆基绿能、阳光电源，受益标的华电重工；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的亿华通、大洋电机等。 氢气潜在市场空间广阔。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 绿氢降本空间大，竞争力明显提升。为满足低碳需求，灰氢在考虑碳封存及碳税后，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg(以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准)。而绿氢随电价降低竞争力明显提升，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本低于蓝氢。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本较灰氢具备成本优势。 运氢加氢基础设施逐渐完善，助力氢能应用加速拓展。工业化工是目前最主要的用氢领域，以燃料电池车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车，氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环，热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点。未来氢燃料电池汽车有望成为车辆体系的重要组成部分。为刺激氢能产业发展，国家和地方政策不断加码，运氢加氢基础设施正加紧建设。管道输氢成本低于1元/kgH2，较长管拖车可降本80-90%，目前已规划首条“西氢东送”管道，全长400多公里。此外，全国已建成350座加氢站，位居全球第一，且仍在大力规划建设，配合5大城市示范群氢能应用加速拓展。 风险提示：政策落地不及预期，制氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期等。 1. 多能互补，“氢”装上阵 1.1 能源危机叠加碳排压力促进“氢”洁能源发展 化石能源主导的能源结构给可持续发展带来了严峻的挑战。化石能源如煤炭、石油、天然气，在全球能源消耗中占比高达80%以上。然而根据美国能源信息署（EIA）的报道，全球煤炭、原油以及天然气的探明储量增长逐渐放缓，不可再生能源加速枯竭。2020年，世界的煤炭储量估计值为10,440亿吨，同比增长0.43%；原油储量估计值为16,619亿桶，同比增长0.16%，天然气储量估计值为2,054,000亿立方米，同比增长1.12%。随着不可再生能源的消耗，未来全球对可再生能源的依赖度将逐渐上升。 化石能源是温室气体排放的主要来源。根据IEA统计，2022年与能源相关的二氧化碳排放量达到了368亿吨，同比增长0.9%。其中煤、石油的碳排放分别达到了155亿吨，112亿吨，同比增长1.6%与2.5%。拉长时间维度来看，全球温室气体排放量自1970年以来增长了90%，其中70%是由于化石能源的使用导致的。减少不可再生能源的使用对于控制温室气体排放有着至关重要的作用。 1.2 氢能相对于化石能源更加清洁和高效 氢能相对于化石能源储量更大，热值更高，更加清洁。氢气的单位质量热值约为120-140MJ/kg，为原油、汽油的3倍左右，煤的4倍左右，是比化石能源更加高效的燃料。此外清洁也是氢能的优势之一，氢气燃烧只生成水，不会对环境造成负面的影响。而传统的固体燃料如煤、焦炭等，即使在完全燃烧的条件下，除了排放大量二氧化碳外，还会产生如NOx，SO2等有毒气体。来源丰富、绿色低碳、更加高效的氢能对构建清洁高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标，具有重要意义。 1.3 需求激增，氢能行业发展迅速 产量、需求齐升，氢能行业加速发展。氢能的发展已成为全球关注的焦点之一，氢能的需求也不断增长。根据IEA的数据统计，2021年全球氢气产量达到9,400万吨，预计2050年，全球的氢气需求量将达到2.54亿吨，增长空间巨大。而中国是世界主要的氢气需求国以及氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2017-2022年中国氢气产量逐年增长，在2022年氢气产量达到了4004万吨，预计2060年需求量达到1.3亿吨，占全球需求量的51.2%。 2. 氢能产业链：上游制氢、中游储运、下游用氢 完整的氢能产业链包含了上游氢气的制备、中游氢气的储运以及下游氢气的使用。根据制备的源头不同，制氢环节可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。中游氢气的储存根据氢存在的相态可以分为高压气态储氢、液氢、固体材料储氢；根据储氢方式的不同可将运氢分为长管拖车运氢、管网运氢等。在下游，氢气可用于交通（氢燃料电池车）、工业、建筑等不同领域。 2.1 制氢：灰氢占据主导，绿氢成本优势显现 氢气按照制取过程的碳排放可分为“灰氢”、“蓝氢”、“绿氢”。灰氢”是指以化石能源为原料制备的氢气，例如煤气化、天然气重整过程得到的氢气。“蓝氢”指的是在灰氢的基础上，应用碳捕集碳封存技术（CCS、CCUS）制备的氢气。“绿氢”是利用可再生能源生产制备的氢气。制氢环节的成本一定程度上决定了下游用氢产业的经济性。 “灰氢”是国内外最主要的氢气来源。根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9,400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%。而国内，根据中国氢能联盟数据统计，煤制氢是最主要的制氢途径，2020年煤制氢产量占总量的63%，而工业副产氢、天然气制氢分别占比22%，13，仅有2%的氢气来源于电解水。 煤制氢和天然气制氢的原材料成本占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。“蓝氢”是“灰氢”向“绿氢”过渡的产物，以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。 电解水制氢是目前最成熟的绿色制氢技术。制备“绿氢”的技术主要有电解水制氢、太阳能制氢以及生物质制氢。 碱性电解水技术最先规模化应用。电解水制氢主要有四种方法，其中碱性电解槽（ALK）制氢技术最为成熟，具备规模化生产的条件；其次是质子交换膜电解槽（PEM）制氢PEM，目前成本较高；固体氧化物电解槽（SOEC）制氢技术目前尚处于示范初期，阴离子膜电解槽（AEM）制氢处于实验室研究阶段。根据IEA数据统计，2021年碱性电解制氢的装机容量占比例接近70%，其次是质子交换膜电解制氢，占比25%，SOEC以及AEM在目前装机容量中比例很小。同时IEA预计碱性电解制氢的占比会在2022-2027年内保持在约60%，到2030年时碱性电解氢气和PEM电解制氢的总装机容量可能会平分秋色。 随电价降低，绿氢竞争力提升。碱性电解槽和PEM技术的电耗成本分别为73.3%和50.6%，是制约规模化应用的最重要因素之一。随着电价降低，绿氢制备的成本下降趋势明显，当电价低于0.25元/kWh时，制氢成本降至16.11元/kgH2，低于蓝氢成本。当电价进一步低至0.15元/kWh时，制氢成本为10.73元/kgH2和较灰氢具备成本优势。随着可再生能源的规模化，电价成本有望达到竞争平衡点。 预计2030年底全球电解水制氢装机达到134GW。根据IEA数据统计，电解水的装机容量正在迅速上升，2021年底已达到510MW，同比上升70%。到2030年底，全球电解水制氢的装机容量有望达到134GW。电解水制氢有望成为未来主流制氢方式之一。 2.2 储运：多路径并驾齐驱 长、短距离输氢相结合，助力氢能终端消费。作为氢能产业链的中游，氢气的储运联通了上游供应端的制氢以及下游需求端的用氢。与风光等可再生资源类似，我国的氢能资源也呈现了逆向分布，即氢资源呈现“西富东贫，北多南少”的局面。根据中国氢能联盟数据统计，我国的西北地区的氢气产能位居全国之首，占总产能的26.3%。然而需求大多集中在我国的东部地区。目前氢气主要的储运方式包括长管拖车、槽罐拖车以及管道输运等方式。其中，长管拖车和槽罐拖车的储运成本高、运输半径一般低于300km，而管道输氢具有规模大、成本低的特点，是未来长距离输氢的主要方式。 高压气态储存技术最为成熟。氢气的储存技术主要分为高压气态储氢、低温液态储氢以及固态储氢。高压气态储氢具有成本较低、能耗低、易脱氢和工作条件较宽等特点，是发展最成熟、最常用的储氢技术。高压气态储氢通过高压压缩方式储存气态氢，主要采用4 种储氢瓶：纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。早期的I型和II型瓶的储氢压力低，难以满足车载储氢的需求。为了提高运氢量，如今储氢瓶工作压力进一步提高到了30~45 MPa，甚至70MPa。目前，在国内应用较多的是III型储氢瓶，III型瓶采用了金属衬里，并且对瓶身进行了全瓶身的纤维与树脂复合材料的包裹。而IV型瓶则在轻量化上做出了较大的改进，衬里为高分子材料制成，瓶身由纤维树脂复合材料全包裹，瓶壁更薄。Ⅳ型瓶相对于III型瓶安全性更好，且重量更轻，制造成本只有III型瓶的63.5%。未来Ⅳ型瓶将会成为氢燃料电池车的首选储氢瓶。 低温液态储氢适用长距离大容量储运。常规的物理法低温液态储氢是将氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。液氢储存具有较高的体积能量密度：液氢密度达到了70.78kg/m3，是标况下气态氢气密度（0.08342kg/m3）的近 850 倍。氢气液化过程耗能极大，将氢气从室温下冷却至液氢所需最小理论能耗为3.2kW·h/kg，而实际总能耗为15.2kWh/kg，已接近1kg氢气的理论燃烧放热量的50%。同时由于液氢储存对于储氢材料的绝热性要求较高，其储存成本以及安全成本也相对较高。所以仅当有长距离、大容量的氢气储运需求，低温液态储氢才可体现出优势。 氢能走廊初见雏形，长距离管道运输可降本80-90%。目前长管拖车是氢气运输的最主要手段，但存在效率较低的问题，国内单车运氢质量约为300kg。槽罐拖车是液氢的主要运输途径，每车约能运输4吨左右的液氢，运输效率是长管拖车的10倍，运输费用是高压气态运输长管拖车的1/8~1/10，每百公里液氢运输费用约为0.8-1元/kg，运输半径可以扩展到1,000公里。管道输氢的成本最低，运输成本不超过1元/kgH2，或将成为长距离、大容量运输的首选。2023年我国首条“西氢东送”项目规划管道全长400多公里，管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力，较长管拖车成本可降低80-90%。 2.3 用氢：工业化工需求饱满，燃料电池车潜力无限 工业化工是全球氢气最主要的下游应用领域。根据IEA数据统计，2021年全球氢气的需求量为9,400万吨，同比增加了5%，其中炼油领域的氢气用量达到了3,800万吨，占比40.4%，同比增长5.2%，合成氨、合成甲醇、冶铁的氢气用量分别为3,380万吨、1,466万吨、520万吨，同比增长2.5%、10%、20%。IEA预计2030年全球工业化工领域（合成氨、合成甲醇、冶铁等）的氢需求量将达到6,590万吨。 以燃料电车为代表的交通领域将打开氢能应用的天花板。相对于燃油车，氢燃料电池车更加环保，且氢燃料电池车不受限于内燃机的奥托循环，热效率更高。而相对于纯电汽车，氢燃料电池车具有能量密度高，电池寿命长、低温环境适应性好、燃料加注时间短、续航里程较高等优点，更加适合用于长途、大型、商用车领域。未来氢燃料电池汽车有望成为车辆体系的重要组成部分。 氢能走廊连点成线带动5大示范城市群，助力氢燃料电车通畅行驶。2021年8月，五部委联合发布了《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，批准上海、广东、北京报送的以城市群为单位开展燃料电池汽车示范应用的规划。2022年1月，河南和河北燃料电池汽车示范城市群正式获批，自此全国形成了5大燃料电池汽车政策支持示范城市群。其中1）京津冀城市群计划推广车辆不少于5,300辆，新建加氢站不低于49座；2）上海城市群计划推广燃料电池汽车10,000辆，建设加氢站100座，产出规模达1,000亿元；3）广东城市群将推广超过10,000辆燃料电池汽车，建成46万吨的供氢体系，建成200座以上加氢站，氢气售价降至35元/公斤以下；4）河南城市群规划到2025年推广氢燃料电池汽车超5,000辆，建成加氢站80个以上，氢燃料电池汽车产值规模突破1,000亿元；5）河北城市群规划到2025年，累计建成加氢站100座，燃料电池汽车规模10,000辆。5个城市群将对全国燃料电池汽车行业起到积极的推动作用，拓宽氢能应用。 燃料电车降本空间较大，产销量稳步提升。根据中汽协数据统计， 2022年中国氢燃料电池车的产量为3992辆，同比增长124.5%；销售量为2789辆，同比增长139.9%，主要集中在商用车领域。中国氢能联盟预计到2027年，燃料电池车的总成本将和纯电车持平，到2028年将和燃油车持平，届时氢燃料电池车有望在乘用车领域实现渗透。未来随着上游制氢成本的下降以及中游储氢技术的进步，氢燃料电池车的技术不断完善，燃料电池汽车销量有望快速攀升。 加氢站是下游用氢环节的关键枢纽。加氢站作为氢能产业中连接上游制、 储、运环节与下游应用市场的枢纽，是保障氢能应用的关键。按照氢气 存储方式可分为高压气态加氢站和低温液态加氢站。此外，固态金属和 有机液态加氢站处于研发试验阶段。其中高压气态加氢站应用最为广泛， 核心设备主要包括氢气压缩机、储氢装置、氢气加注设备及站控系统等。 我国已成为世界上加氢站数量最多的国家。根据H2stations发布的加氢站统计数据，截止2022年年底，全球共有814座加氢站投入运营，其中欧洲、亚洲、北美是加氢站建设的主要地区。根据高工产研氢电研究所（GGII）数据统计，截止2022年，中国已经建成310座加氢站，是全球加氢站数量最多的国家。中国将加速布局加氢站，作为加氢站建设的“主力军”，中石化在“十四五”期间规划建设1,000座加氢站或油氢合建站，中石油也在积极扩建加氢站规模。 3. 国家与地方政策频频加码，助力氢能腾飞 3.1 国家层面：从无到有，持续加码 氢能近年来在我国得到了前所未有的关注。我国的氢能与燃料电池研究始于上世纪50年代。20世纪80年代以来，我国相继启动了863计划和973计划，加速以研究为基础的技术商业化项目，氢能和燃料电池均被纳入其中。“十三五、十四五”期间，氢能与燃料电池发展加快。2019年两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2020年9月21日，五部委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况核定并拨付奖励资金，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2022年发改委、能源局引发了《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。氢能在我国经历了从无到有，逐渐走入聚光灯下的过程。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长远的发展。 3.2 地方层面：因地制宜，百花齐放 我国已初步形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。各省在陆续发布的“十四五”规划中对各省的氢能发展进行了明确规划。可再生能源制氢、氢能全产业链发展、氢燃料电池车等领域是各省关注的重点。我国目前已经形成长三角、珠三角、环渤海和川渝鄂四个氢能产业集聚区。长三角地区作为中国氢能产业发展第一梯队，已有多个示范项目运行。珠三角地区目前形成了佛山、广州、深圳三大氢燃料电池汽车创新核心区。环渤海区域以北京为中心。川渝鄂地区以武汉、成都、重庆三个城市为代表。随着地方政策的推出，加之国家政策的持续加码，氢能将加速发展，成为我国实现碳达峰、碳中和目标的有力途径。 4. 投资建议 由于清洁高效等特性，氢能有望在未来能源体系中占据举足轻重的地位。但目前我国氢能产业集中于工业领域，且多为灰氢。绿氢的制备、储存、运输环节的布局仍较薄弱，在政策的大力支持下，有望加速发展。 氢能产业链各环节都引来了诸多公司布局，主要包括四类，1）国企央企几乎涵盖氢能制、储、运、用全产业链环节，如中国石化、中国石油、中船派瑞氢能等；2）可再生能源龙头公司涉足绿氢制备领域，如隆基绿能、阳光电源、华光环能等；3）电气设备、化工品及材料公司布局氢能储运材料、器件等方向，如昇辉科技、中材科技、龙蟠科技等；4）专攻燃料电车方向的亿华通、飞驰汽车等。 我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低。绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目的落地，推荐隆基绿能、阳光电源，受益标的华电重工；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的亿华通、大洋电机等。 5.风险提示 1) 政策落地不及预期。氢能政策是推动产业发展的重要驱动力，若氢能政策落地不及预期，将会影响产业发展。 2) 制氢降本不及预期。目前制“绿氢”成本仍相对较高，倘若电价、设备等环节的降本不及预期，将会制约制“绿氢”的发展。 3) 氢气储运发展不及预期。储运是沟通上游制氢以及下游用氢的关键环节，当前氢气储运的成本相对较高，倘若管网输氢等大容量长距离的氢气运输方式发展不及预期，将会制约氢能产业发展。 法律声明： 本公众订阅号(微信号: dlsbxny )为国泰君安证券研究所新能源研究团队依法设立并运营的微信公众订阅号。本团队负责人庞钧文、石岩具备证券投资咨询（分析师）执业资格，资格证书编号为S0880517120001、S0880519080001。 本订阅号不是国泰君安证券研究报告发布平台。本订阅号所载内容均来自于国泰君安证券研究所已正式发布的研究报告，如需了解详细的证券研究信息，请具体参见国泰君安证券研究所发布的完整报告。本订阅号推送的信息仅限完整报告发布当日有效，发布日后推送的信息受限于相关因素的更新而不再准确或者失效的，本订阅号不承担更新推送信息或另行通知义务，后续更新信息以国泰君安证券研究所正式发布的研究报告为准。 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