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一、行業(yè)：氫能應(yīng)用場景廣闊，綠氫發(fā)展?jié)摿薮?/span>發(fā)展氫能是達(dá)到全球“雙碳”目標(biāo)的重要途徑。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣 泛的二次能源，能幫助可再生能源大規(guī)模消納，實現(xiàn)電網(wǎng)大規(guī)模調(diào)峰和跨季節(jié)、跨地域儲 能，加快推進(jìn)工業(yè)、建筑、交通等領(lǐng)域的低碳化。目前全球氫能發(fā)展如火如荼，中國國家 發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)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(fā)布了《歐盟氫能戰(zhàn)略》，旨在推動氫能在工業(yè)、交通、發(fā)電等全領(lǐng)域應(yīng)用；同年美國發(fā) 布《氫能計劃發(fā)展規(guī)劃》，指定多項關(guān)鍵技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，期望成為氫能產(chǎn)業(yè)鏈中的市場領(lǐng)導(dǎo) 者。我們認(rèn)為氫能的開發(fā)和利用有望引發(fā)深刻的能源革命，必須重視氫能行業(yè)的發(fā)展和投 資機(jī)會。1.1 氫能介紹：清潔能源零碳排放，符合雙碳戰(zhàn)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(jì)的“終極能源”。氫能是 指以氫及其同位素為主體的反應(yīng)中或氫狀態(tài)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(chǎn)，也可以利用可再生能源來進(jìn)行生產(chǎn)，其燃燒僅生成水，不會 產(chǎn)生污染環(huán)境的物質(zhì)，而且燃燒產(chǎn)生的熱值較高，能通過能源載體和循環(huán)碳經(jīng)濟(jì)可以實現(xiàn) 可持續(xù)的氫利用。根據(jù)氫能生產(chǎn)來源和生產(chǎn)過程中的碳排放情況，可將氫分為灰氫、藍(lán)氫、綠氫?；覛涫侵?通過化石燃料燃燒產(chǎn)生的氫氣。藍(lán)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(shù)產(chǎn)生的氫氣。綠氫是利用風(fēng)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(chǎn)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(shù)方式有煤制氫、 天然氣制氫、工業(yè)富產(chǎn)氫等。從全球來看，天然氣制氫占據(jù)主要位置，2021 年份額達(dá) 62%， 煤制氫占 19%，工業(yè)副產(chǎn)氫占比 18%，而電解水制氫僅占 0.04%。從國內(nèi)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(yè)副產(chǎn)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(shù)較為成熟、產(chǎn)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(chǎn)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(yè)副產(chǎn)氫是指在生產(chǎn)化工產(chǎn)品的同時得到氫氣，主 要有焦?fàn)t煤氣、氯堿化工、輕烴利用、合成氨醇等副產(chǎn)工藝。由于其顯著的減排效果和較 高的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)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(shù)最為成熟，生產(chǎn)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(fēng)光的波動性，已經(jīng)實現(xiàn)初步商用。制氫成本是制約氫能源發(fā)展的主要因素?；茉粗茪浼夹g(shù)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(yè)副產(chǎn)氫具有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢和減少碳排放優(yōu)勢，但是排放過程中含有腐蝕性氣體會造 成一定環(huán)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(chǎn)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(yīng)用較少。現(xiàn)階段電解水制氫成本較高主要是由于電解槽設(shè)備成本較高以及電費較高。未來隨著技術(shù) 進(jìn)步，電解槽成本有望進(jìn)一步下降，同時伴隨風(fēng)能，太陽能發(fā)電技術(shù)的不斷提升，未來電 費有望進(jìn)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(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)的發(fā)展，綠氫市場認(rèn)可度逐步提高。世界各國為了更好應(yīng) 對氣候變化以及實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，愈加重視氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，不斷出臺各項政策引領(lǐng)產(chǎn) 業(yè)發(fā)展，加大政府扶持力度，降低制氫成本。根據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)顯示，自 2021 年 2 月 以來，全球啟動了超 131 個大型氫能開發(fā)項目，并預(yù)計 2030 年全球氫能領(lǐng)域投資總額將 達(dá) 5000 億美元。盡管各國都在加快部署氫能產(chǎn)業(yè)，但布局方式略有不同。中國、歐洲、 美國等地已經(jīng)將綠氫納入國家氫能發(fā)展戰(zhàn)略中，未來發(fā)展前景可期。1.2.1 中國：政策扶持力度大，產(chǎn)業(yè)發(fā)展環(huán)境較好國家政策持續(xù)發(fā)力，大力推動氫能全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展。從 2020 年氫能被列入能源范疇以來， 氫能在低碳發(fā)展的戰(zhàn)略地位愈加凸顯。國家能源局等部門出臺氫能相關(guān)政策，引領(lǐng)氫能產(chǎn) 業(yè)快速發(fā)展，各地方政府也陸續(xù)出臺政策大力發(fā)展氫能。陜西、吉林、江蘇等地引發(fā)的推 動氫能發(fā)展的政策，涉及氫能基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)、燃料電池汽車的推廣、氫能產(chǎn)業(yè)生態(tài)體系 的構(gòu)建等多個領(lǐng)域。以《南京市加快發(fā)展儲能與氫能產(chǎn)業(yè)行動計劃(2023-2025 年）》和《鄭 州市主城區(qū)燃料電池汽車加氫站布局專項規(guī)劃（2022-2025 年）》等為代表的地方氫能產(chǎn) 業(yè)發(fā)展文件，均提出未來 2025 年發(fā)展目標(biāo)，引導(dǎo)各地方氫能產(chǎn)業(yè)有序健康的發(fā)展。1.2.2 美國：發(fā)展路線明確，綠氫補(bǔ)貼豐厚美國設(shè)定氫能長遠(yuǎn)發(fā)展目標(biāo)，加強(qiáng)氫能全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)儲備，多項政策為其保駕護(hù)航。美國 從 1990 年開始制定各項政策為氫能發(fā)展提供方向，并通過撥款研發(fā)費用、提供稅收抵免 等方式大力發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)。2022 年 11 月美國能源部發(fā)布《國家清潔氫能戰(zhàn)略和路線圖 （草案）》提出到 2050 年清潔氫能將貢獻(xiàn)約 10%的碳減排量，到 2030、2040 和 2050 年 美國清潔氫需求將分別達(dá)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(chǔ)設(shè)施法》（BIL）。IRA 為每公斤綠氫提供 3 美元的補(bǔ)貼，降低 制氫成本；BIL 提供給 100 億美元構(gòu)建和完善氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)。1.2.3 日本：政策導(dǎo)向明確，政企、科研合力推動氫能產(chǎn)業(yè)化在保證本國能源安全的前提下，構(gòu)建全球氫能產(chǎn)業(yè)鏈。日本最早從 1973 年開始?xì)淠艿南?關(guān)研究，并于 2013 年將氫能發(fā)展上升為國策，2014 年提出“氫能社會”的概念。2017 年，日本發(fā)布的《氫能源基本戰(zhàn)略》成為世界上首個國家層面的氫能發(fā)展政策，設(shè)立了在 2030 年左右建造商業(yè)規(guī)模的氫能產(chǎn)業(yè)鏈的目標(biāo)。根據(jù) 2019 年修訂的《氫能和燃料電池發(fā) 展戰(zhàn)略路線圖》，計劃未來 10 年投入 3700 億日元扶植氫能產(chǎn)業(yè)；到 2030 年實現(xiàn)氫能年 供應(yīng)量 300 萬噸，2050 年實現(xiàn)氫能年供應(yīng)量達(dá)到 2000 萬噸。而日本逐漸意識到，氫能 產(chǎn)業(yè)鏈的構(gòu)建僅靠本國有限的資源難以實現(xiàn)。因此 2021 年《第六次能源基本計劃》提出， 建立國際氫能供應(yīng)鏈，在全球范圍內(nèi)不斷創(chuàng)造氫能需求。隨著氫能戰(zhàn)略的不斷修改完善， 發(fā)展方向愈加明晰，引導(dǎo)政府部門、企業(yè)和研究機(jī)構(gòu)大力推進(jìn)氫能發(fā)展利用。1.2.4 歐洲：氫能將高速增長，戰(zhàn)略目標(biāo)宏偉大規(guī)模部署綠氫，能源結(jié)構(gòu)改革，實現(xiàn)脫碳經(jīng)濟(jì)。2020 年歐盟發(fā)布的《歐洲氫能戰(zhàn)略》， 提出了未來 30 年漸進(jìn)式的氫能發(fā)展路徑，并將戰(zhàn)略分成三個階段，旨在 2030 年實現(xiàn)綠 氫年產(chǎn)量超 1000 萬噸，2050 年前實現(xiàn)氫能的大規(guī)模部署以及應(yīng)用，并讓各行業(yè)實現(xiàn)脫 碳。而俄烏沖突的發(fā)生使歐洲能源價格激增，加快了歐洲各國在氫能產(chǎn)業(yè)上的進(jìn)程。歐盟 于 2022 年發(fā)布的“Repower EU”計劃，再次強(qiáng)調(diào)了在 2030 年氫能產(chǎn)量要實現(xiàn)每年 1000 萬噸國內(nèi)可再生氫能的生產(chǎn)和 1000 萬噸綠氫進(jìn)口的目標(biāo)，并于 2023 年通過可再生能源 指令要求的兩項授權(quán)法案，推動氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)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(fā)展。歐盟各國相繼頒發(fā)國家氫能戰(zhàn)略，德法等五國集體解鎖綠氫產(chǎn)能。在《歐洲氫能戰(zhàn)略》頒 布后幾個月內(nèi)，德國、法國、意大利等國相繼發(fā)布《國家氫能戰(zhàn)略》，對未來氫能產(chǎn)業(yè)、燃 料電池產(chǎn)業(yè)等設(shè)立政策框架和目標(biāo)。德國通過《國家氫能戰(zhàn)略》，不僅計劃在 2030 年達(dá)到 5GW 的電解槽容量，即 14TWh 的綠氫生產(chǎn)，還積極尋找海外氫能供給，并與多國簽訂氫 能項目合作協(xié)議。法國于 2020 年 9 月發(fā)布《國家氫計劃》，預(yù)計在未來 10 年投入 72 億 歐元助力氫能產(chǎn)業(yè)研發(fā)生產(chǎn)，致力成為全球綠氫產(chǎn)業(yè)引領(lǐng)者。法國、德國、荷蘭、葡萄牙 和西班牙在內(nèi)的五個歐盟成員國的整體目標(biāo)是，到 2030 年在低生產(chǎn)情景下達(dá)到 20.5GW 的綠氫產(chǎn)能，在高生產(chǎn)情景下達(dá)到 22GW 的綠氫產(chǎn)能，共同助力歐洲氫能戰(zhàn)略的完成。二、產(chǎn)業(yè)鏈：制氫環(huán)節(jié)是核心，儲運及應(yīng)用環(huán)節(jié)快速發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)鏈分為上游制氫環(huán)節(jié)，中游儲運氫環(huán)節(jié)以及下游應(yīng)用環(huán)節(jié)。對于上游制氫環(huán)節(jié)而 言，電解槽是核心裝置，電解槽廠商也是行業(yè)內(nèi)主要玩家，本報告對上游目前主要制氫路 徑以及成本進(jìn)行了詳細(xì)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(xù)降低，綠氫與灰氫成本差距有望逐步收斂。隨著氫能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展， 氫能儲運如儲氫瓶、氫能壓縮機(jī)、氫能閥門，下游氫燃料電池企業(yè)、氫能自行車等領(lǐng)域均 迎來較大的發(fā)展機(jī)遇，值得長期關(guān)注。灰氫成本優(yōu)勢明顯，綠氫零碳排放具備發(fā)展?jié)摿ΑＤ壳皻錃獾闹苽渲饕夹g(shù)工藝有熱化學(xué) 制氫和水電解制氫，其中熱化學(xué)制氫技術(shù)主要有化石能源制氫及化工原料制氫?；茉?制氫包括水煤氣制氫、天然氣重整制氫等，目前已經(jīng)進(jìn)行工業(yè)生產(chǎn)，技術(shù)相對成熟，但用 此法制氫發(fā)電，能量轉(zhuǎn)換效率低，經(jīng)濟(jì)性差，CO2 排放量大。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院研 究顯示，2019 年我國氫氣生產(chǎn)中有超過 60%的氫氣是煤制氫。在未來一段時期內(nèi)，由于 資源稟賦和新制氫技術(shù)尚未成熟，煤制氫仍是我國氫氣的主要來源。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(yīng)轉(zhuǎn)化為以氫氣和 CO 為主的合成氣，再將 CO 經(jīng)水氣變換反應(yīng)得到氫氣和 CO?的過 程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化。傳統(tǒng)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(jìn)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(zhuǎn)換為 H2 和純二氧化碳。2022 年 8 月南控集團(tuán)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(yōu)勢明顯，但其碳排放量高，環(huán)保壓力大。2021 年我國煤制氫產(chǎn)量約 2100 萬噸。產(chǎn)出的氫氣主要應(yīng)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(dāng)前煤氣化制氫的成本最低，在無 CCS(碳捕捉和儲存) 技術(shù)的情況 下每公斤氫氣制取成本為 11 元，在結(jié)合 CCS 技術(shù)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(chǎn)一公斤 H2 的碳排放水平為 19.94kgCO2~29.01kgCO2，相當(dāng) 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(biāo)導(dǎo)向下，煤氣化制氫成本優(yōu)勢 恐難持續(xù)，據(jù) IEA 預(yù)計，在考慮碳價的情況下，煤制氫的成本優(yōu)勢將逐漸消失。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(zhuǎn)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(zhì)是以甲烷中的碳取代水中的氫，碳起到化學(xué)試劑作用并為置換 反應(yīng)提供熱量，產(chǎn)生的氫大部分來自水，小部分來自天然氣本身。根據(jù)《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(jīng)濟(jì)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(qū)的主流制氫工藝。然而，我國天然氣資 源較貧瘠，國內(nèi)目前天然氣約 40%依賴進(jìn)口，在國際局勢復(fù)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(jù)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(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。近幾年部分天然氣制氫項目的投資強(qiáng)度在 0.6 萬元 /Nm3.H -1.4 萬元/Nm3.H，如需要達(dá)到高純氫 4N 級標(biāo)準(zhǔn)且具備加氫能力，參照中石化 茂名氫燃料電池項目投資強(qiáng)度，預(yù)計投資強(qiáng)度達(dá)到 2.9 萬元/ Nm3.H 左右。我國工業(yè)副產(chǎn)氫規(guī)模有一定的提升潛力。工業(yè)副產(chǎn)氫是指在生產(chǎn)化工產(chǎn)品的同時得到的氫 氣，主要有焦?fàn)t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(yè)的副產(chǎn)氫，工藝路線和制氫綜合成本具體如下。1、氯堿副產(chǎn)制氫：氯堿工業(yè)生產(chǎn)以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等生產(chǎn)工 藝，生產(chǎn)燒堿、聚氯乙烯 (PVC)、氯氣和氫氣等產(chǎn)品。2、焦?fàn)t煤氣制氫：焦?fàn)t煤氣是煉焦的副產(chǎn)品，焦?fàn)t煤氣制氫工序主要有：壓縮和預(yù)凈化、 預(yù)處理、變壓吸附和氫氣精制。3、合成氨和合成甲醇副產(chǎn)氣：根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2020》，目前中國氫氣消耗 結(jié)構(gòu)中用于合成氨、合成甲醇的氫氣消耗量占比達(dá) 50%以上。合成氨、合成甲醇在生產(chǎn)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(zhì)含量低于焦?fàn)t氣制氫，純度較高。5、合成氨和合成甲醇副產(chǎn)氣：合成氨、合成甲醇企業(yè)可回收利用合成放空氣和馳放氣實 現(xiàn)氫氣外供。當(dāng)前工業(yè)副產(chǎn)氫基本為各企業(yè)自產(chǎn)自用，較難統(tǒng)計。根據(jù)中國電動汽車百人會統(tǒng)計，從工 業(yè)副產(chǎn)氫的放空現(xiàn)狀看，當(dāng)前供應(yīng)潛力可達(dá)到 450 萬噸/年，能夠支持超過 97 萬輛公交 車的全年運營。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(jù)工作原理和電解質(zhì)的不同，電解水制氫技術(shù)通常分為四種，分別是堿性電解水 技術(shù)（ALK）、質(zhì)子交換膜電解水技術(shù)（PEM）、高溫固體氧化物電解水技術(shù)（SOEC）和 固體聚合物陰離子交換膜電解水技術(shù)（AEM）。電解水制氫技術(shù)以堿性電解為主，PEM 電解次之?！半p碳”目標(biāo)提出后，國內(nèi)電解水制氫 項目規(guī)劃和推進(jìn)逐步加快，2022 年國內(nèi)堿性電解槽企業(yè)已披露產(chǎn)能接近 11GW，堿性電 解水制氫技術(shù)已完成商業(yè)化進(jìn)程，產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展成熟，且具備成本優(yōu)勢，已實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用；PEM 電解水技術(shù)則處于商業(yè)化初期，產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)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(jìn)口；高溫固體氧化物電解水技術(shù)和固體 聚合物陰離子交換膜電解水技術(shù)還處于研發(fā)示范階段，未實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用。水電解制氫四種技術(shù)基本原理相同，但在電解槽材料和電解反應(yīng)條件上存在差異。四者都 在氧化還原反應(yīng)過程中，阻止電子的自由交換，將電荷轉(zhuǎn)移過程分解為外電路的電子傳遞 和內(nèi)電路的離子傳遞，從而實現(xiàn)氫氣的產(chǎn)生和利用，技術(shù)成熟度、運行溫度、電流密度等 材料及反應(yīng)條件各異。堿性電解水制氫是指在堿性電解液環(huán)境下進(jìn)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(zhì)溶液置于電解槽內(nèi)，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(chǎn)生氧氣，在陰極產(chǎn)生氫氣，以此 達(dá)到制氫目的。堿性電解水制氫系統(tǒng)主要包括堿性電解槽主體和 BOP 輔助系統(tǒng)。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(fù)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(chǎn)生的氫氣純度在 99%以上，經(jīng)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(zhuǎn)化效率，成本與其制氫能力有關(guān)， 制氫能力越大，成本越高。堿性電解水制氫裝置 BOP 輔助系統(tǒng)包括八大系統(tǒng)：電源供應(yīng) 系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、氣液分離系統(tǒng)、純化系統(tǒng)、堿液系統(tǒng)、補(bǔ)水系統(tǒng)、冷卻干燥系統(tǒng)及附屬 系統(tǒng)。堿性電解水制氫是目前發(fā)展最為成熟的制氫技術(shù)，具備槽體結(jié)構(gòu)簡單、安全可靠、運行壽 命長、操作簡便、售價低廉等優(yōu)點，是市場上主要的電解制氫方式，廣泛應(yīng)用于冶金、醫(yī) 藥、儲能、食品等行業(yè)。質(zhì)子交換膜電解水制氫技術(shù)簡稱 PEM（Proton exchange membrane）,和堿性電解水制 氫的區(qū)別是，PEM 電解制氫使用質(zhì)子交換膜作為固體電解質(zhì)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(zhì)子交換膜電解水制氫同樣是是純水發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)分解產(chǎn)生氧氣和氫氣的過程。電解水 的能源則利用太陽能、風(fēng)能和水力發(fā)電等零碳能源，制氫過程無污染排放，是最清潔環(huán)保 的“綠氫”。PEM 電解水制氫系統(tǒng)由 PEM 電解槽和輔助系統(tǒng)（BOP）組成。PEM 電解槽結(jié)構(gòu)與燃料 電池類似，主要部件由內(nèi)到外依次是質(zhì)子交換膜、陰陽極催化層、陰陽極氣體擴(kuò)散層、雙 極板等。其中擴(kuò)散層、催化層與質(zhì)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(xué)反應(yīng)的主場所，膜電極特性與結(jié)構(gòu)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(tǒng)包括四大系統(tǒng)：電源供應(yīng)系統(tǒng)、氫氣干燥純化系統(tǒng)、去離子水系統(tǒng)和冷卻系 統(tǒng)。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(yè)化時間不夠長，PEM 電解槽制造成本仍遠(yuǎn)高于堿性電解 槽，為相同規(guī)模堿性電解槽的 3-5 倍。由于 PEM 電解槽需要在強(qiáng)酸性和高氧化性的工作 環(huán)境下運行，因此設(shè)備極度依賴價格昂貴的銥、鉑、鈦等貴金屬；質(zhì)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(chǎn)技術(shù)長期被 歐美和日本壟斷，十分依賴進(jìn)口，這些都是可能制約國內(nèi) PEM 電解水制氫產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展的 問題。PEM 電解槽成本存在下降空間。隨著氫能行業(yè)的發(fā)展，氫氣需求的增加，以及技術(shù)的進(jìn) 步，疊加可再生能源電力成本的下降和產(chǎn)氫數(shù)量的增加，PEM 電解槽成本或?qū)⒅鸩较陆怠Ｈ绻紤]用地面積，即土地成本，PEM 電解槽更加緊湊，同等規(guī)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(qū) PEM 電解槽優(yōu)勢更加明顯，結(jié)合其效率高、能耗 少、響應(yīng)快、負(fù)載高等優(yōu)勢，PEM 電解槽將是未來電解制氫的主流方向。3）高溫固態(tài)氧化物電解水制氫（SOEC）高溫使得制氫過程電化學(xué)性能提升，效率更高。高溫固態(tài)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(zhì)材料，工作溫度 800-1000℃， 制氫過程電化學(xué)性能顯著提升，效率更高。在高溫下，SOEC 電解設(shè)備會減少對電能的需 求，轉(zhuǎn)而提升對廢熱的利用率，因此熱能資源豐富的地區(qū)或廢熱較多的額工業(yè)區(qū)是 SOEC 示范項目的理想場地，未來當(dāng)可再生能源或先進(jìn)核能供應(yīng)充足時，SOEC 可能成為大規(guī)模 制氫的路線之一。固態(tài)氧化物電解具有高效、環(huán)境友好、可與可再生能源結(jié)合等優(yōu)點，但也面臨著制備工藝、 材料穩(wěn)定性等挑戰(zhàn)。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(zhì)采用 YSZ 氧離子導(dǎo)體，全陶瓷材料結(jié)構(gòu)避 免了材料腐蝕問題。高溫高濕的工作環(huán)境使電解槽選擇穩(wěn)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(shù)應(yīng)用場景的選擇與大規(guī)模推廣。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(shè)備運行時，水從陰極參與還原反應(yīng)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(dá)陽極參與氧化反應(yīng)生成氧氣和水。AEM 綜合了堿性電解水技術(shù)和 PEM 電解水技術(shù)的優(yōu)勢，較堿性電解水技術(shù)響應(yīng)速度更快、電流密度更高，較 PEM 電解 水技術(shù)制造成本更低。AEM 電解水技術(shù)研發(fā)示范項目較少。AEM 電解水技術(shù)是目前較為前沿的電解水技術(shù)之一， 在世界范圍內(nèi)僅有少數(shù)公司在嘗試將其商業(yè)化，相關(guān)應(yīng)用及示范項目也極少。Enapter 公 司是少數(shù)生產(chǎn)出商業(yè)化 AEM 制氫設(shè)備的企業(yè)，2021 年推出 AEM 電解水制氫系統(tǒng)，系統(tǒng) 由 420 個制氫模塊組成，制氫規(guī)模達(dá)到 0.5 Nm3/h，同年開始 AEM 產(chǎn)線建設(shè)，每月可產(chǎn) 1 萬臺 AEM 水電解標(biāo)準(zhǔn)化模塊。2023 年初，國內(nèi)臥龍集團(tuán)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(guān)業(yè)務(wù)。國內(nèi)在 AEM 制氫領(lǐng)域布局的公司 相對較少，北京未來氫能科技和穩(wěn)石氫能是其中比較有代表性的企業(yè)。2.1.5 不同技術(shù)制氫技術(shù)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(dāng)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(guān)鍵假設(shè)如下：1. 制氫規(guī)模：假設(shè)制氫裝置規(guī)模為 90000m3/h。2. 總投資：建設(shè)投資共 13.5 億元，折舊年限 10 年，折現(xiàn)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(shè)每立方米氫氣所需煤炭為 0.67kg。4. 其他原料成本：假設(shè)氧氣外購價格 0.6239 元/m3，電價 0.5 元/度；假設(shè)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(jīng)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(qū)間 450-700 元/噸時，煤制氫成本變化區(qū)間 9.81-11.69 元 /kg。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應(yīng)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(qū)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(dāng)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(guān)鍵假 設(shè)如下：1. 制氫規(guī)模：假設(shè)制氫裝置規(guī)模為 3000m3/h。2. 總投資：建設(shè)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(shè)天然氣不含稅價格 2.5 元/m3，假設(shè)每立方米氫氣所需天然氣為 0.4m3， 對應(yīng)每千克氫氣生產(chǎn)需要天然氣成本 11.2 元。4. 其他原料成本：假設(shè)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(shè)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(jīng)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(qū)間為 1.5-4 元/m3時，天然氣制氫成本變化區(qū)間 10.73-21.93 元/m3。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應(yīng)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(qū)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(dāng)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(guān)鍵假設(shè)如下：1. 制氫規(guī)模：假設(shè)制氫裝置規(guī)模為 2600m3/h。2. 總投資：建設(shè)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(shè)甲醇不含稅價格 2.5 元/kg，假設(shè)每立方米氫氣所需甲醇為 0.58kg，對 應(yīng)每千克氫氣生產(chǎn)需要甲醇成本 16.24 元。4. 其他原料成本：假設(shè)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(shè)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(jīng)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(qū)間為 1.5-4 元/kg 時，甲醇制氫成本變化區(qū)間 16.99-33.23 元/kg。CCUS 碳捕集成本為 375 元/噸，制備 1kg 氫氣對應(yīng)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(qū)間為 21.37-37.61 元/kg。4）工業(yè)副產(chǎn)氫成本測算——單位成本約 9-22 元/kg工業(yè)副產(chǎn)氫成本主要包括生產(chǎn)成本和提純成本，各類副產(chǎn)氫綜合成本介于 9-22 元/kg 之 間。焦?fàn)t煤氣制氫在工業(yè)副產(chǎn)氫中具備成本優(yōu)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(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢，在電解水綠氫成本達(dá)到或接近平價以前，副產(chǎn)氫是過 渡階段的較優(yōu)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(shù)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(zhì)子交換膜純水電解制氫（PEM）兩種技術(shù)路徑。我們對比 ALK 與 PEM 兩種技術(shù)路徑下的制氫成本：①ALK：在假設(shè)年運行小時數(shù)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(dá) 80%。②PEM：在假設(shè)年運行小時數(shù)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(dá) 76%。主流高壓氣態(tài)儲氫安全隱患大，固態(tài)儲氫或成為未來技術(shù)熱點。從技術(shù)路線上看，氫能儲 運主要有四種形式：高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫和有機(jī)液體儲氫。目前最常 用的是高壓氣態(tài)儲氫，即利用高壓將氫氣壓縮到高壓容器中，其技術(shù)成熟度最高，氫氣壓 縮能耗低，另外氫氣儲存多采用鋼瓶，結(jié)構(gòu)簡單、充放氣速度快，但存在較大的安全隱患；低溫液態(tài)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(yán)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(lǐng)域。固態(tài)儲氫是 利用儲氫材料與氫氣反應(yīng)生成穩(wěn)定化合物，相比于高壓氣態(tài)和低溫液態(tài)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(yōu)勢，長期來看發(fā)展?jié)摿ψ畲?。有機(jī)液 體儲氫是通過不飽和液體有機(jī)物的可逆加氫和脫氫反應(yīng)來實現(xiàn)儲氫，目前仍有較多的技術(shù) 難題尚未攻克，導(dǎo)致費用較高、氫氣純度不夠，但是有機(jī)液體儲氫能夠在常溫下運輸，安 全性較高，并且可以利用現(xiàn)有加油站設(shè)施進(jìn)行加注，在未來極具應(yīng)用前景。2.3 下游需求：化工需求為主，工業(yè)及交通領(lǐng)域需求潛力巨大全球能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型加快，氫能成為重點關(guān)注對象。受全球氣候變暖、保障能源安全、保護(hù) 生態(tài)環(huán)境等方面因素的影響，全球能源結(jié)構(gòu)持續(xù)向低碳化轉(zhuǎn)型。隨著《巴黎氣候協(xié)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(yōu)勢，成為化石能源的重要替代品，是許多國家能源轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略選擇，全球已有超過 20 個國家或聯(lián)盟發(fā)布或制定了《國家氫能戰(zhàn)略》。據(jù)國際氫能委員會預(yù)測, 2050 年全球能 源消費結(jié)構(gòu)中，氫能占比有望達(dá) 18%，同時還將創(chuàng)造 3000 萬個工作崗位，減少 60 億噸 二氧化碳排放量，產(chǎn)值達(dá) 2.5 億美元。全球氫能市場前景可觀，規(guī)模有望持續(xù)增長。全球氫能需求自 2000 年以來強(qiáng)勁增長，2020 年全球氫氣需求大約為 9000 萬噸。根據(jù)預(yù)測，到 2030 年，全球氫氣產(chǎn)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(chǎn)量預(yù)計在 2030 年達(dá)到 4361 萬噸，占世界總產(chǎn)量的 30%。氫能需求主要集中于精煉環(huán)節(jié)和工業(yè)用途。2020 年精煉環(huán)節(jié)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(yè)合成領(lǐng)域，2020 年氫氣消耗量超 3000 萬噸，大部分作為原料使用。據(jù) IEA 的預(yù)測，2050 年燃料電池、能源發(fā)電和合成燃料的 需求將成為未來氫能應(yīng)用的重要領(lǐng)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(huán)節(jié)和工業(yè)合成領(lǐng)域，在 2050 年將下滑至 5.9%、21.9%，氫能其 它領(lǐng)域的應(yīng)用仍有較大發(fā)展?jié)摿Α?/span>傳統(tǒng)合成氨、甲醇等化工產(chǎn)品利用煤氣化產(chǎn)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(fēng)力、太陽能等可再生能源電解水，能夠?qū)崿F(xiàn)零碳排放制氫， 推動化工行業(yè)脫碳生產(chǎn)?！蛾P(guān)于“十四五”推動石化化工行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的指導(dǎo)意見》明 確提出，要發(fā)展“以氣代煤”燃料格局，增加富氫原料比重，合理開發(fā)利用緣氫，推進(jìn)煉 化、煤化工與“綠電”、“綠氫“等產(chǎn)業(yè)耦合示范。到 2050 年含鋼鐵、化工的工業(yè)領(lǐng)域氫能消費總量將超過 1.6 億噸標(biāo)準(zhǔn)煤。工業(yè)領(lǐng)域氫能 消費增量主要源自鋼鐵行業(yè)。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，到 2030 年鋼鐵領(lǐng)域氫能消費量將 超過 5000 萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤，到 2050 年進(jìn)一步增加到 7600 萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤，將占鋼鐵領(lǐng)域能源消 費總量的 34%。氫建筑應(yīng)用仍處于導(dǎo)入階段，未來存在較大市場空間。氫能建筑，是近年發(fā)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(wǎng)、天然氣等傳統(tǒng)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(yōu)化國內(nèi) 的能源結(jié)構(gòu)、降低電網(wǎng)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(lǐng)域應(yīng)用，利用氫氣通過發(fā)電、直接燃燒、熱電聯(lián)產(chǎn)（CHP）等形式為居民住宅或商業(yè) 區(qū)提供電熱水冷多聯(lián)供。如氫可與天然氣混合（氫氣摻混比例為 0~20%），通過基于燃?xì)?輪機(jī)或燃料電池的 CHP 技術(shù)，利用現(xiàn)有建筑和能源網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)設(shè)施提供靈活性和連續(xù)性的 熱能、電力供應(yīng)，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(shù)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(xiàn)有天然氣管道輸送能力的提升，預(yù)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(lián)供的氫能 需求量為 3 萬~ 9 萬 t/年。三、發(fā)展邏輯：政策催化疊加產(chǎn)業(yè)鏈降本，綠氫發(fā)展加速綠氫行業(yè)發(fā)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(yè)主要項目發(fā) 現(xiàn)大型綠氫示范項目放量對于行業(yè)發(fā)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(nèi)裝機(jī)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(yè)走向成熟。此外新能源特別是光伏、風(fēng)電的發(fā)展產(chǎn)生了大量不穩(wěn)定的電力，這些電力目前需要配套大 量的儲能解決調(diào)峰調(diào)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(rèn)為隨著光伏風(fēng)電等新能源發(fā)展導(dǎo)致電力不穩(wěn)定性日益突出，利用綠電制綠氫有望成 為行業(yè)發(fā)展的必然選擇。此外，交通領(lǐng)域氫燃料車的放量、海外市場需求的高速增長都為 國內(nèi)的氫能產(chǎn)業(yè)鏈帶來了巨大的發(fā)展機(jī)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(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要因素。雙碳目標(biāo)的建立對電解水制氫項目在工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng) 用起到了極大的推動作用，據(jù)統(tǒng)計，大多數(shù)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(lián)網(wǎng)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(lǐng)域，通過這些 示范項目的運營與實踐，綠氫產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)、應(yīng)用和推廣將得到進(jìn)一步發(fā)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(guī)模最大的可再生能源制氫項目。項目位于庫車經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)，占地面積約 500 畝，總投資近 30 億元。將新建裝機(jī)容量 300 兆瓦、年均發(fā)電量 6.18 億千瓦時的光伏電站，年產(chǎn)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(guī)模約 21 萬標(biāo)立方米的儲氫球罐，輸氫能力每小 時 2.8 萬標(biāo)立方米的輸氫管線及配套輸變電等設(shè)施。項目第一期預(yù)計 2023 年六月能夠建 成投產(chǎn)，是中國石化第一個貫通風(fēng)光發(fā)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(chǎn)利用全流程的典型示范項目。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(guī)模大、涵蓋領(lǐng)域廣、 與地區(qū)政府合作緊密，對地區(qū)及整個綠氫行業(yè)的發(fā)展起到了很大的推動作用。據(jù)統(tǒng)計，接 近 75%的綠氫項目坐落于三北地區(qū)，尤其在寧夏、新疆、內(nèi)蒙古等地，多個大型綠氫示范 項目今年將持續(xù)發(fā)力，推動綠氫行業(yè)進(jìn)一步發(fā)展。綠氫作為一種非常環(huán)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(yīng)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(fēng)電、光伏發(fā)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(wǎng)安全穩(wěn)定性造成沖擊。儲能是解決光伏、風(fēng)電等 新能源間歇性及波動性，促進(jìn)消納、減少棄風(fēng)、棄光的重要手段。在此背景下，多個省份 相繼出臺相關(guān)文件要求光伏、風(fēng)電等新能源電站加裝儲能系統(tǒng)，要求配儲比例不少于 10%/2h，且呈不斷上升的趨勢。強(qiáng)制配儲帶來了成本負(fù)擔(dān)，據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，假 設(shè) 100MW 項目配置 10%/2h 儲能系統(tǒng)，會使電站成本增加 0.3 元/瓦及以上，若繼續(xù)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(guī)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(yōu)勢，能夠?qū)崿F(xiàn)跨周、跨季儲 能。但其實際應(yīng)用需要經(jīng)過光伏發(fā)電到制氫再由儲氫發(fā)電的兩次轉(zhuǎn)換，短期內(nèi)儲能效率較 低。鋰電儲能的效率更高，適用于日度調(diào)峰；氫能更針對于大規(guī)模儲能和季度調(diào)峰，擴(kuò)容 只需要增加儲氫設(shè)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(tǒng)燃油發(fā)動機(jī)高碳排放問題，同時解決鋰電池續(xù)航時間短的缺點。由于鋰電池能量密度的限制，純電動汽車?yán)m(xù)航與車重成正比，以一輛載重 30 噸、續(xù)航 200 公里的純電動重卡為例，當(dāng)鋰電池容量是 400kWh，質(zhì)量能量密度是 300Wh/kg 時，電池 的自重將會高達(dá) 1.3 噸，且僅能續(xù)航 200 公里，如果把續(xù)航提升到 800-1000 公里，那么 該鋰電池的自重將高達(dá) 6 噸以上,而氫燃料電池車?yán)m(xù)航可以輕松達(dá)到 500km 以上，整車 重量也遠(yuǎn)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(nèi)， 遠(yuǎn)低于純電動卡車的充電時間，并且能夠克服低溫環(huán)境適應(yīng)性差的問題。在充能時間、工 作環(huán)境、續(xù)航里程的角度，氫燃料重卡都具有明顯優(yōu)勢。全球燃料電池汽車銷量穩(wěn)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(xù)發(fā)展和戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型的重要路徑，目前已成為交通領(lǐng)域改革創(chuàng)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(huán)保產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。2022年全球燃料電池汽車銷量達(dá)到20258 輛，同比增長 14.7%，近五年全球銷量總體呈穩(wěn)步攀升態(tài)勢。按車輛類型來看，乘用車占 據(jù)主導(dǎo)地位，2022 年銷量占比超過七成，其中豐田 Mirai 和現(xiàn)代 NEXO 占據(jù)市場絕對主 導(dǎo)地位，在 2022 年兩者的銷量分別達(dá)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(jīng)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(jù)主導(dǎo)地位。2016－2019 年我國燃料電池汽 車銷量持續(xù)增長，2020 年受疫情和補(bǔ)貼政策退坡等因素的影響，燃料電池汽車銷量出現(xiàn) 下降，而在 2021 年燃料電池汽車銷量恢復(fù)增長，到 2022 年底，我國燃料電池汽車銷量 達(dá)到 5006 輛，同比增長 164.17%。國內(nèi)燃料電池汽車保有量持續(xù)增長，2022 年達(dá)到 12306 輛，同比增長 37.68%。根據(jù)《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2022》，預(yù)計至 2025 年，中國燃料 電池汽車保有量將發(fā)展到 5-10 萬輛，預(yù)計至 2030 年，燃料電池汽車將實現(xiàn)商業(yè)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(jù)主導(dǎo)地位，乘用車占比 僅為 4.47%。根據(jù)國際能源署統(tǒng)計數(shù)據(jù)，在國內(nèi)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(lǐng)域中占據(jù)主導(dǎo)地位。啟動燃料電池汽車示范城市，氫車蓄勢待發(fā)。2021 年 8 月和 12 月，我國分兩批批復(fù)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(fā)展動能。2023 年 3 月 28 日，在北京氫能產(chǎn)業(yè) 大會暨京津冀氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展高峰論壇上，科學(xué)技術(shù)部高新技術(shù)司能源與交通處處長問斌表 示：“當(dāng)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(chǎn)業(yè)布局呈現(xiàn)遍地開花 局勢?！蔽覈鴼淠墚a(chǎn)業(yè)處于發(fā)展初期，但是在政策的驅(qū)動下，氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，燃料電池 汽車產(chǎn)業(yè)鏈雛形初步形成，基本掌握部分關(guān)鍵技術(shù)，產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景廣闊。國家及地方政府積極出臺氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展支持政策。2022 年 3 月，國家發(fā)改委發(fā)布的《氫 能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃 (2021-2035 年)》，要求統(tǒng)籌氫能產(chǎn)業(yè)布局，提高氫能在能源消費 結(jié)構(gòu)中的比重，到 2025 年實現(xiàn)燃料電池車保有量約 5 萬輛。為推動我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展， 北京、廣東、上海等省份也紛紛發(fā)布?xì)淠墚a(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，從推廣電動汽車到交通領(lǐng)域，到 推廣燃料電池車到交通領(lǐng)域，從加氫站到燃料電池系統(tǒng)再到燃料電池車的推廣形成了一條 龍的政策體系。從規(guī)劃來看，燃料電池汽車和加氫站發(fā)展前景值得期待。加氫站布局加快，逐漸形成網(wǎng)絡(luò)。加氫站等基礎(chǔ)設(shè)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(nèi)氫燃料電池汽車?yán)塾嬩N量增加，中石化、中石油等能源 央企不斷加大加氫基礎(chǔ)設(shè)施的投資和建設(shè)力度，國內(nèi)加氫站數(shù)量呈現(xiàn)快速增長趨勢。截至 2022 年底，我國加氫站累計建成數(shù)量達(dá)到 274 座。根據(jù) 2020 年中國汽車工程學(xué)會發(fā)布 的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖 2.0》相關(guān)規(guī)劃，到 2035 年加氫站的建設(shè)目標(biāo)為至少 5000 座，中國未來加氫基礎(chǔ)設(shè)施的市場規(guī)模在 2030-2050 年將突破千億。此外，我國加 氫站建設(shè)參與主體呈現(xiàn)多樣化趨勢，采取規(guī)?；ㄔO(shè)或加油/加氫/加氣站合建等方式來拓 展加氫基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)，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(nèi)氫能業(yè)務(wù)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(rèn)為，全球?qū)?2030 年開始大規(guī)模利用氫能，2040 年氫能將承擔(dān)全球終端能源消費 量的 18%，而到 2050 年氫能利用可以貢獻(xiàn)全球二氧化碳減排量的 20%。全球氫能發(fā)展 領(lǐng)先的地區(qū)如美國、歐洲、日韓以及沙特等中東地區(qū)也都提出了氫能發(fā)展目標(biāo)。中東國家積極尋求能源轉(zhuǎn)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(chǎn)業(yè)鏈。在中東區(qū)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(yōu)勢，特別是中國電建在迪 拜建設(shè)有分公司，已經(jīng)深入中東市場開拓業(yè)務(wù)。沙特天然氣與太陽能資源充沛，積極發(fā)展氫能行業(yè)。沙特 2016 年發(fā)布“2030 愿景”，提 出大力推動能源轉(zhuǎn)型，到 2030 年力爭實現(xiàn) 400 萬噸氫能的年產(chǎn)量和出口量的目標(biāo)，期望 成為全球氫能經(jīng)濟(jì)的引領(lǐng)者。沙特天然氣與太陽能資源充沛，其東部地區(qū)擁有石油天然氣 生產(chǎn)、煉油化工的完備基礎(chǔ)設(shè)施，具有發(fā)展藍(lán)氫產(chǎn)業(yè)的良好基礎(chǔ)；西部地區(qū)太陽能和風(fēng)能 資源豐富，電力成本低廉，通過電解水制取“綠氫”的成本優(yōu)勢顯著。隨后，在 “綠色沙 特倡議”中計劃，到 2030 年實現(xiàn)每年減少 2.78 億噸碳排放，到 2060 年實現(xiàn)溫室氣體“凈 零排放”，并致力于推動氫能生產(chǎn)鏈本地化，成為全球清潔氫能供應(yīng)商。阿聯(lián)酋發(fā)布了“2050 能源戰(zhàn)略”，目標(biāo)到 2050 年將清潔能源在總能源結(jié)構(gòu)中占比提高到 50%，氫能領(lǐng)域占據(jù) 全球低碳?xì)涫袌龇蓊~ 25%。中阿氫能合作進(jìn)一步加強(qiáng)，氫能業(yè)務(wù)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(tuán)簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，范圍涉及氫能、可再生能源和碳捕集技術(shù)。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(yè)積極參加沙 特重大基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和能源項目合作。隨著中阿在氫能方面的合作不斷促進(jìn)，短期內(nèi)將促 進(jìn)氫能設(shè)備制造廠商出海，長期有助于氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的出海。中國電解槽成本優(yōu)勢明顯，中阿合作集中在綠氫制取環(huán)節(jié)。氫能能否大力推廣的主要原因 是氫能的成本，而電解水設(shè)備是制取“綠氫”的主要成本。中國目前電解水設(shè)備價格顯著 低于其他國家，據(jù) BNEF、IEA 和香橙會數(shù)據(jù)，中國堿性電解槽設(shè)備成本僅為歐美供應(yīng)商 的 25%-40%，目前國內(nèi)堿性電解槽產(chǎn)能逐步擴(kuò)張，堿性電解槽設(shè)備成本已普遍降至 1500～2000 元/kw，具備成本競爭力。全球大規(guī)模制造技術(shù)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(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，目前電解槽產(chǎn)能一 半在中國，另一半在世界其他地區(qū)?；诖?，認(rèn)為沙特氫能的發(fā)展會促進(jìn)中阿氫能合作， 進(jìn)一步加快氫能制造設(shè)備廠商出海，同時，氫能儲運公司或?qū)⑹芤嬗诳鐕献鳌?/span>歐洲推進(jìn)氫氣管道建設(shè)項目，大力發(fā)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(xié)同推進(jìn)“H2Med”清氣管道建設(shè)，從歐洲西部發(fā)力，為歐洲各國提供 氫氣；加之二二五沖突導(dǎo)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(fā)力。而中國與沙特簽訂的合作協(xié)議有助于中國的氫能源產(chǎn)業(yè)鏈從阿拉伯國家對歐洲的 能源供應(yīng)中受益。2022 年 5 月歐盟委員會在官網(wǎng)公布“REPower EU”能源計劃，到 2030 年歐盟將實現(xiàn)可再生氫氣生產(chǎn) 1000 萬噸、進(jìn)口 1000 萬噸；2022 年 9 月歐盟通過了《可 再生能源發(fā)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(dá) 到 40%/70%，2030 年低碳?xì)洌êG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(chǎn)優(yōu)勢逐步顯現(xiàn)3.5.1 全球可持續(xù)發(fā)展理念深入人心，碳稅征收應(yīng)運而生氣候變化對全球構(gòu)成極大威脅，低碳減排成為世界共識。世界氣象組織發(fā)布《2022 年全 球氣候狀況》指出，全球變暖仍在繼續(xù)，2013 年至 2022 年的 10 年平均氣溫估計比工業(yè)化前高出 1.14℃。其中，溫室氣體是導(dǎo)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(yīng)對全球氣候變化挑戰(zhàn)，包括我國在內(nèi)的 197 個國家加入 《巴黎協(xié)定》，為了將全球升溫控制在 1.5℃以內(nèi)，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(xiàn)凈零。碳稅政策已累計豐富實踐經(jīng)驗，全球覆蓋范圍廣泛。20 世紀(jì) 90 年代，歐洲國家便開始通 過征收碳稅等環(huán)境稅來降低勞動和資本的稅負(fù)。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(tǒng)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(qiáng)化引導(dǎo)企業(yè)綠色轉(zhuǎn)型。碳稅體系下，政府針對企業(yè)造成二 氧化碳排放的商品或服務(wù)，依照排放量來征收環(huán)境稅，通過稅收手段促使企業(yè)采取更加環(huán) 保的行為，如減少能源消耗、轉(zhuǎn)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(xié)助企業(yè)轉(zhuǎn)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(xiàn)階段，一些國家正在規(guī)劃更為嚴(yán)苛的碳稅政策， 加拿大碳稅稅率預(yù)計十年內(nèi)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(yōu)勢有望逐步顯現(xiàn)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(jīng)初步 建立碳交易市場并制定實施了節(jié)能減排相關(guān)政策。未來，我國可以充分借鑒國外的碳稅經(jīng) 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(wù)價格中，由市場上 的生產(chǎn)者和消費者共同分擔(dān)，以溫和的方式在節(jié)約立法成本的同時實現(xiàn)減排目標(biāo)。綠氫制備零碳排放占優(yōu)，碳稅出臺將釋放利好信號。傳統(tǒng)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(fā)電、風(fēng) 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(chǎn)生溫室氣體。雖然綠 氫制備仍存在轉(zhuǎn)化率低、成本高的缺點，但碳稅出臺將進(jìn)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(jù)測算結(jié)果，將 2020 年水平作為 基準(zhǔn)，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(dá)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(tǒng)制氫企業(yè)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(yù)計26/30年新增裝機(jī)30/127GW，市場規(guī)模761/2420億元電解槽系統(tǒng)成本有望規(guī)?；当荆琍EM 占比有望逐步提升。我們預(yù)計 2023 年中國 ALK/PEM 電解槽系統(tǒng)均價分別為 1.80/6.84 元/W，同比-10%/-15%，海外 ALK/PEM 電解槽系統(tǒng)均價分 別為 3.78/5.76 元/W，同比-14%/-18%，預(yù)計隨著電解槽系統(tǒng)裝機(jī)規(guī)模大幅提升，成本有望呈 現(xiàn)逐步下降趨勢。我們預(yù)計 2023 年中國 ALK/PEM 電解槽新增裝機(jī)占比分別為 94%/6%，預(yù) 計到 2030 年占比分別為 85%/15%；預(yù)計海外 ALK/PEM 電解槽新增裝機(jī)占比分別為 30%/70%， 預(yù)計到 2030 年占比分別為 26%/74%。綠電制綠氫成行業(yè)趨勢，電解水制氫規(guī)模迎來高增。我們預(yù)計 2022 年全球電解水制氫規(guī) 模約 8.9 萬噸，2023 年有望達(dá) 22.1 萬噸，同比+147%，隨著電解槽裝機(jī)規(guī)模大幅提升， 我們預(yù)計 2026/2030 年電解水制氫規(guī)模分別達(dá)到 266/1949 萬噸，22-30 年 CAGR=96%, 氫能有望逐步成為全球能源結(jié)構(gòu)的重要組成部分。 四、投資分析 4.1 制氫環(huán)節(jié)：設(shè)備廠商最受益，看好具備制造技術(shù)優(yōu)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(tǒng)中的核心設(shè)備， 堿性電解槽憑借商業(yè)成熟度高、成本低等優(yōu)勢，2021 年出貨量達(dá)到 776MW，成為目前制 氫行業(yè)的首選，目前堿性電解槽可以初步實現(xiàn)綠色制氫大規(guī)模應(yīng)用。2022 年全球前 20 家 電解槽企業(yè)產(chǎn)量合計達(dá)到 14GW，2023 年規(guī)劃產(chǎn)能達(dá)到 26.4GW，根據(jù)彭博新能源預(yù)測， 2030 年全球電解槽裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 242GW。根據(jù) BloombergNEF 數(shù)據(jù)，2023 年中國電解槽出貨量將繼續(xù)保持高增，出貨量有望達(dá)到 1.4-2.1GW，占當(dāng)年全球出貨量的 60%以 上，同比增加 75%-163%。硅片制造企業(yè)向氫能新業(yè)務(wù)全面布局。隆基綠能從 2018 年開始開展在氫能領(lǐng)域的戰(zhàn)略規(guī) 劃，積極與國內(nèi)外研究機(jī)構(gòu)合作研發(fā)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(lǐng)先企業(yè)，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(tǒng)的實證測試，氫能裝備技術(shù)發(fā)展迅猛。公司于 2021 年初步具備 500MW 電解水制氫裝備產(chǎn)能,2022 年規(guī)劃產(chǎn)能達(dá) 1.5GW，未來五年內(nèi)產(chǎn)能將達(dá)到 5-10GW，助力實 現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)，共同推動能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程。實施“綠電+綠氫”戰(zhàn)略，氫能業(yè)務(wù)蓬勃發(fā)展。光伏發(fā)電已成為全球最具經(jīng)濟(jì)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(lǐng)域。隆基氫能作為領(lǐng)先企業(yè)，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(chǎn)裝備以及制氫相關(guān)解決方案。萬華化學(xué)與隆基綠能于 2023 年達(dá)成戰(zhàn)略合作，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢互補(bǔ)，助力“雙碳”目標(biāo)實現(xiàn)。據(jù)證券之星披露，隆基綠能擬與可再生和清潔 能源開發(fā)商 Invenergy 合作，在美國俄亥俄州建設(shè)一處 5GW 光伏組件工廠前瞻性布局氫能。公司于 2019 年布局氫能業(yè)務(wù)，成立了專門的氫能事業(yè)部。公司在穩(wěn)步 發(fā)展新能源裝備業(yè)務(wù)時，也在氫能領(lǐng)域不斷加大研發(fā)投入。2021 年 3 月，公司以推出的國 內(nèi)首款可量產(chǎn)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(biāo)志，正式踏入制氫設(shè)備領(lǐng)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(tǒng)技術(shù)（ALK）和質(zhì)子交換膜（PEM）純水電解制氫技 術(shù)兩種技術(shù)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(tǒng)。氫能與儲能相互協(xié)同。公司聯(lián)手中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所成立 PEM 電解制氫技術(shù)聯(lián) 合實驗室，以大功率 PEM 電解制氫裝備的研究開發(fā)為核心，加強(qiáng)可再生能源和電解制氫的 融合，改善優(yōu)化制氫系統(tǒng)。利用光伏、風(fēng)電等可再生能源供電的水電解生產(chǎn)的氫氣（綠氫）， 再通過燃料電池等方式轉(zhuǎn)換為電力，可實現(xiàn)氫儲能的“電-氫-電”循環(huán)。公司在多地開展 了光伏制氫項目，業(yè)務(wù)擴(kuò)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(fā)展。未來若氫能實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，氫能業(yè)務(wù)將助力于公司的長期發(fā)展。氫能產(chǎn)業(yè)布局穩(wěn)步開展。2020 年華電重工正式成立氫能事業(yè)部，以可再生能源高效利用、 二氧化碳減排利用、工業(yè)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(wù)。2020 年氫能業(yè)務(wù)承接甘電投氫能利用研究課題，簽訂 2 個氣體擴(kuò) 散層供貨合同。公司承擔(dān)華電集團(tuán)“揭榜掛帥”項目和國家重點科技攻關(guān)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(dá)茂旗、青海德令哈兩個項目 落地，同時對多個項目進(jìn)行跟蹤，業(yè)務(wù)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(xù)業(yè)務(wù)開展打下基礎(chǔ)。2022 年氫能業(yè)務(wù)突破巨大。2022 年 5 月公司并購深圳通用氫能 51%的股權(quán)，公司更加 看重通用氫能的專家團(tuán)隊，能夠為公司在氫產(chǎn)業(yè)上的發(fā)展提供技術(shù)上的支持，目前已在氣 體擴(kuò)散層、質(zhì)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(kuò)散層產(chǎn)品已成功下線；2022 年 11 月，與內(nèi)蒙古華電氫能科技有限公司簽 署了《內(nèi)蒙古華電包頭市達(dá)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(nèi)投產(chǎn)。與大連理工緊密合作，制氫項目逐一落地。公司業(yè)務(wù)橫跨環(huán)保、能源兩大領(lǐng)域，涉及裝備 制造、工程與服務(wù)以及項目運營等。背靠無錫國資，公司并入國聯(lián)環(huán)保、市政設(shè)計院、國 聯(lián)環(huán)科、無錫藍(lán)天、中設(shè)國聯(lián)等多項優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)。公司作為無錫市氫能聯(lián)盟理事長單位，與 政府相關(guān)部門溝通，積極布局無錫氫能產(chǎn)業(yè)。2022 年公司與大連理工大學(xué)合作成立零碳 工程技術(shù)研究中心，進(jìn)行電解水制氫、碳捕捉技術(shù)等示范項目的開發(fā)。公司憑借裝備制造 方面多年的經(jīng)驗，成功實現(xiàn)了堿性水電解槽制氫技術(shù)、裝備及系統(tǒng)集成的成功落地歷時 70 天完成了 30m3/h 制氫設(shè)備及系統(tǒng)的研發(fā)和生產(chǎn)，設(shè)備在程度中試順利。公司研制的制氫設(shè) 備，對主副電極結(jié)構(gòu)進(jìn)行了改進(jìn)，采用新型環(huán)保隔膜材料，大幅提高了電流密度，同等產(chǎn) 氫量下，設(shè)備體積大幅減小。在此基礎(chǔ)上，公司近期計劃試制線下大型可商業(yè)化應(yīng)用水電 解槽制氫設(shè)備，從氫能設(shè)備制造到儲運裝備、投資運營，逐步向下游延伸布局。氫能布局實現(xiàn)強(qiáng)強(qiáng)聯(lián)合，電解槽研發(fā)生產(chǎn)進(jìn)展迅速。公司充分借助在佛山當(dāng)?shù)貧淠茴I(lǐng)域的 政策先發(fā)優(yōu)勢與產(chǎn)業(yè)集聚優(yōu)勢，重點聚焦氫能產(chǎn)業(yè)，從氫能源車輛運營、制氫設(shè)備、氫能 核心電氣零部件等產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)進(jìn)行投資與布局，先后投資氫能產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)國鴻氫能、飛馳汽 車、鴻基創(chuàng)能及盛氫制氫。昇輝新能源也與佛山市南海區(qū)政府、美錦能源達(dá)成戰(zhàn)略合作， 通過高效整合行業(yè)及公司資源，強(qiáng)強(qiáng)聯(lián)合，形成昇輝新能源氫能產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟。2022 年 8 月 22 日，公司旗下廣東盛氫制氫設(shè)備有限公司推出了首臺套 100 標(biāo)方堿性電解水制氫設(shè)備 產(chǎn)品，僅僅 120 天后，盛氫制氫開發(fā)的 1000 標(biāo)方制氫設(shè)備下線，該設(shè)備采用堿性電解水 的制氫技術(shù)路線，能夠?qū)崿F(xiàn)單槽制氫產(chǎn)量 1000 標(biāo)方/小時的水平，氫氣純度達(dá) 99.9995%， 工作壓力在 1.6Mpa。新產(chǎn)品配套系統(tǒng)具備寬頻調(diào)諧能力和快速啟動能力，有利于實現(xiàn)風(fēng) 光可再生能源離網(wǎng)綠電制氫模式。目前盛氫制氫已經(jīng)具備年產(chǎn) 50 臺套大功率電解槽的生 產(chǎn)能力以及快速交付整體解決方案的能力。綠電智能制氫系統(tǒng)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(tǒng)下線儀式，目前雙良綠電制氫裝備制造車間正在建設(shè)中，建成后預(yù)計具備 1000-1500 m3/h 電解槽 100 臺套的產(chǎn)能。同時，公司成立氫能研究中心，規(guī)劃氫能產(chǎn)業(yè) 鏈技術(shù)研發(fā)，布局上游電解制氫技術(shù)、儲氫技術(shù)、以及下游氫氣高效利用技術(shù)。由雙良自 主研發(fā)的“綠電智能制氫系統(tǒng)”，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(yōu)勢，采用高電流密度設(shè)計的電解槽 最大制備量可達(dá) 1000Nm3/h，通過氣液分離裝置將堿液沉降分離后，經(jīng)過提純的氫氣純 度可達(dá)到 99.9999%以上，真正實現(xiàn)無污染、零排放、低成本，實現(xiàn)了制氫系統(tǒng)的節(jié)能高 效與無人值守，可廣泛應(yīng)用于煤化工與石化、鋼鐵與冶金、合成氨等工業(yè)領(lǐng)域與民用領(lǐng)域， 減少碳排放，助力用能終端實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。背靠國電投積極發(fā)展新能源，氫能布局行業(yè)領(lǐng)先。吉電股份是國電投控股上市公司，主要 業(yè)務(wù)涉及新能源、綜合智慧能源、氫能、儲能及火電、供熱、生物質(zhì)能、電站服務(wù)等領(lǐng)域。公司從 2018 年開始謀劃氫能產(chǎn)業(yè)，目前公司開發(fā)的白城分布式新能源發(fā)電+制氫加氫一 體化示范項目、長春中韓示范區(qū)“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(qū)開發(fā)的風(fēng)光制氫合成氨一體化項目正在推進(jìn)相關(guān)工作。公司計劃在吉林省 氫能規(guī)劃的框架內(nèi)，促進(jìn)白城區(qū)域建設(shè)千萬千瓦新能源制氫基地，在吉林中部長春中韓示 范區(qū)建設(shè)氫能裝備研發(fā)制造應(yīng)用基地，并在白城、長春間打通形成制氫、儲運和化工產(chǎn)業(yè) 應(yīng)用的氫能走廊，促進(jìn)發(fā)展吉林省氫能全產(chǎn)發(fā)展。公司在氫能交通領(lǐng)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(biāo)有“中韓（長春）國際合作示范區(qū)”的氫能大巴 準(zhǔn)時抵達(dá)中韓大廈。中韓示范區(qū)“可再生能源+PEM 制氫+加氫”一體化創(chuàng)新示范項目作 為“氫能走廊”起點應(yīng)運而生——全面應(yīng)用國家電投自主知識產(chǎn)權(quán)的 PEM 電解水制氫裝 備，實現(xiàn)加氫站每天加氫 500 公斤，將在長春氫能交通示范應(yīng)用中發(fā)揮高品質(zhì)氫氣網(wǎng)絡(luò)母 站作用，被列為國家發(fā)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(shù)據(jù)，并為后續(xù)吉電股份推廣“一體站”發(fā)展模式打下堅實基礎(chǔ)。4.2 材料及零部件：看好具備核心技術(shù)和產(chǎn)品優(yōu)勢的細(xì)分賽道龍頭氫氣特點賦予儲運重要意義。在氫能產(chǎn)業(yè)鏈中，氫的儲存和運輸起到了氫氣生產(chǎn)端和需求 端之間的重要橋梁作用，對氫能的發(fā)展節(jié)奏和進(jìn)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(yè)內(nèi)廠商突破的難點和競爭著力點。氫能儲運發(fā)展快速拉動關(guān)鍵設(shè)備及材料需求。在實現(xiàn)儲運氫過程中，離不開技術(shù)和設(shè)備的 有力支持，例如閥門、壓縮機(jī)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(chǎn)制備技術(shù)難度性較高。氫氣壓縮機(jī) 為燃料電池工作系統(tǒng)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(guān)重要的作 用，在整個氫能產(chǎn)業(yè)鏈中應(yīng)用廣泛，其性能直接影響著整個燃料電池系統(tǒng)的壓縮比、效率、 噪聲等重要性能指標(biāo)。閥門龍頭拓展氫能新領(lǐng)域。公司專業(yè)研究、開發(fā)、生產(chǎn)與銷售新型特種閥門，產(chǎn)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(guī)格。傳統(tǒng)業(yè)務(wù)為冶金閥 門和核電閥門，2019 年，公司引進(jìn)行業(yè)專業(yè)團(tuán)隊并設(shè)立專業(yè)子公司南通神通新能源公司， 股權(quán)占比為 35%，布局氫能閥門，專門從事應(yīng)用于高壓氫能源閥門的設(shè)計開發(fā)，包括儲氫、 加氫和電堆等系統(tǒng)高壓閥門。子公司掌握關(guān)鍵技術(shù)，解決問題。目前神通新能源已經(jīng)完成了車載氫系統(tǒng)產(chǎn)品實現(xiàn)全自主 研發(fā)，具備 70-90MPa 高壓氫能閥門生產(chǎn)能力，在瓶口閥、合減壓閥、電磁閥等核心閥門 均已取得資質(zhì)，解決了高壓密封/結(jié)構(gòu)設(shè)計、氫氣的“腐蝕性”、車載系統(tǒng)環(huán)境適應(yīng)性等問 題，開啟了新的增長空間，為打破氫能閥門市場被進(jìn)口壟斷的局面作出貢獻(xiàn)。壓機(jī)業(yè)務(wù)歷史悠久規(guī)?？捎^。公司深耕空氣壓縮機(jī)領(lǐng)域近 20 年，主營業(yè)務(wù)螺桿空氣壓縮 機(jī)生產(chǎn)規(guī)模和技術(shù)水平處于行業(yè)領(lǐng)先，制造規(guī)模亞洲排名第一、全球排名第三。公司位列 全球新能源企業(yè) 500 強(qiáng)，分別在美國成立了全資制造、研發(fā)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(shè)立了以銷 售服務(wù)為主的營運中心，有 2000 多家營銷網(wǎng)點，14 家生產(chǎn)及研發(fā)中心，具有完整的制造體系和一定的規(guī)模經(jīng)濟(jì)效應(yīng)。公司在氫能壓縮機(jī)領(lǐng)域全面布局。公司主業(yè)為氣溫控制，致力于為客戶提供系統(tǒng)解決方案， 廣泛應(yīng)用于食品冷鏈、石化、醫(yī)藥、能源、冰雪體育、大型場館、軌道交通、核電、數(shù)據(jù) 中心、學(xué)校、醫(yī)院等。在氫能領(lǐng)域，公司中期戰(zhàn)略定位是專業(yè)設(shè)備商，組織專業(yè)團(tuán)隊，聚 焦全流程壓縮機(jī)，如充裝壓縮機(jī)、輸送壓縮機(jī)、加氫壓縮機(jī)、液化壓縮機(jī)、氫燃料電池車 空氣壓縮機(jī)、氫氣循環(huán)泵等，并持續(xù)進(jìn)步，技術(shù)水準(zhǔn)保持在行業(yè)前列，靜待國家氫能應(yīng)用 大規(guī)模鋪開。公司目前已經(jīng)完成了 22MPa 和 90MPa 隔膜壓縮機(jī)的設(shè)計、試制，未來擬研 發(fā)完整氫能壓縮機(jī)型譜，豐富公司產(chǎn)品線。公司主要產(chǎn)品包括氫燃料電池空氣壓縮機(jī)、氫氣循環(huán)泵、氫氣液化壓縮機(jī)、加氫站用氫氣 壓縮機(jī)。氫燃料電池空氣壓縮機(jī)：氫燃料電池的關(guān)鍵部件，是保證燃料電池高效可靠運行的關(guān)鍵設(shè) 備。根據(jù)適配電堆功率及流量等參數(shù)的不同，分為 10 余種型號，燃料電池空壓機(jī)效率可 達(dá)到 60%以上、壽命可達(dá) 30000h。氫氣循環(huán)泵：氫燃料電池的關(guān)鍵部件，可以有效的改善氫循環(huán)、靈活性高。提高了氫氣的 利用率。獨有的專利結(jié)構(gòu)設(shè)計，保證了氫泵破冰功能。氫氣循環(huán)泵效率可達(dá)到 60%以上、 噪音≤70dB、壽命可達(dá) 25000h。氫氣液化壓縮機(jī)：氫氣增壓、液化的主要壓縮設(shè)備，采用冰輪自主研發(fā)的高性能氦氣螺桿 式壓縮機(jī)，配套輔助設(shè)備撬裝，運行安全可靠，能效比高。加氫站用氫氣壓縮機(jī)：主要采用隔膜式壓縮機(jī)，作為往復(fù)式容積型壓縮機(jī)，其性能特點決 定了它在特殊氣體壓縮運輸上的突出優(yōu)勢。公司在國際化的同時實現(xiàn)氫能源業(yè)務(wù)拓展。公司主要從事壓縮機(jī)及機(jī)組、氫燃料電池空氣 壓縮機(jī)的研發(fā)、生產(chǎn)和銷售，目前公司產(chǎn)品的應(yīng)用領(lǐng)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(yè)務(wù)兩大 子公司 SRM 和 OES100%股權(quán)。通過并購，公司掌握了先進(jìn)的螺桿膨脹發(fā)電機(jī)技術(shù)和氫 燃料電池空氣循環(huán)系統(tǒng)核心技術(shù)，為后續(xù)開展氫能源業(yè)務(wù)做好充足的鋪墊和準(zhǔn)備。公司設(shè)備精良，產(chǎn)品質(zhì)量有保障。從德國、日本等發(fā)達(dá)國家進(jìn)口高精度、全自動化、智能 化的生產(chǎn)和檢測設(shè)備使得公司能夠?qū)崿F(xiàn)仿真模擬，在線檢測和工藝流程監(jiān)控。同時公司還 設(shè)計建造了大型的智能化壓縮性綜合性能實驗室。建成先進(jìn)的節(jié)能制冷壓縮機(jī)生產(chǎn)線，這 些先進(jìn)的生產(chǎn)設(shè)備和儀器確保了公司產(chǎn)品質(zhì)量。目前，公司在全球建立了 6 大技術(shù)研發(fā)機(jī) 構(gòu)，已開發(fā)出 12 個型號的燃料電池系統(tǒng)，為克萊斯勒、奔馳、通用、沃爾沃等多家汽車 生產(chǎn)商提供過燃料電池系統(tǒng)。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(yè)的先行 者。其前身是國家“一五”期間前蘇聯(lián)援建中國的 156 個重點建設(shè)項目之一，并且是中國 國內(nèi)首家獲得一、二、三類壓力容器設(shè)計制造許可證的公司。公司已連續(xù)七年被評為中國 石化裝備制造業(yè)“五十強(qiáng)企業(yè)”，并支撐蘭石集團(tuán)獲得“裝備中國功勛企業(yè)”稱號。公司業(yè) 務(wù)涵蓋傳統(tǒng)能源裝備、新能源裝備、工業(yè)智能裝備以及節(jié)能環(huán)保裝備的研發(fā)、設(shè)計、制造、 檢測、檢維修服務(wù)及工程總承包，其中氫能業(yè)務(wù)方面公司致力于構(gòu)建“制、儲、輸、加” 一體的氫能全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展模式，目前主要設(shè)備為制氫、儲氫和加氫站裝備。蘭石重裝加大氫能源領(lǐng)域研發(fā)及市場開拓，加快構(gòu)建氫能產(chǎn)業(yè)新格局。1）公司聯(lián)合合肥 通用機(jī)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(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，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(lián)合加快推動氫能領(lǐng)域關(guān)鍵核心技術(shù)攻關(guān)和科技成果轉(zhuǎn)化，如推進(jìn)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(shù)及裝備”榮獲“中國 好技術(shù)”“中國好設(shè)計”等榮譽(yù)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(nèi)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(chuàng)新示范項目相關(guān)合同，約定于 2023 年底之前完成設(shè)備交付。4.3 氫燃料車：看好具備核心技術(shù)及新應(yīng)用場景龍頭公司政策規(guī)劃穩(wěn)步推進(jìn)，氫車產(chǎn)業(yè)熱度持續(xù)增加。2020 年中國出臺燃料電池汽車補(bǔ)貼政策， 旨在提升氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的制造能力，燃料電池在氫車成本構(gòu)成中占比最大，一輛氫能重卡或者大巴車的電池系統(tǒng)占比大約 60%，若能實現(xiàn)燃料電池技術(shù)自主化與國產(chǎn)化生 產(chǎn)，對氫車的降本將具有積極效果。2022 年 3 月發(fā)布的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021- 2035）》提出部署建設(shè)一批加氫站，各地紛紛跟進(jìn)積極布局加氫站建設(shè)，如北京、上海、廣 東、重慶在其能源發(fā)展十四五規(guī)劃中，將推進(jìn)氫能在交通領(lǐng)域的規(guī)?；瘧?yīng)用及基礎(chǔ)設(shè)施建 設(shè)作為重點任務(wù)。工信部 2022 年推薦車型同比增加 29%，同時入圍廠商數(shù)量和頭部企業(yè) 配套數(shù)量均有明顯增加。隨著氫能產(chǎn)業(yè)鏈的不斷完善和政策補(bǔ)貼落地，氫車產(chǎn)業(yè)前景值得 期待。率先布局氫能全產(chǎn)業(yè)鏈，全面啟動“五個一”戰(zhàn)略。公司于 2017 年在氫能產(chǎn)業(yè)鏈領(lǐng)先廣 泛布局，至 2021 年完成氫能發(fā)展的第一個五年規(guī)劃，目前已經(jīng)搭建了上游氫氣的“制-儲運-加”氫能供應(yīng)體系、中游“膜電極-燃料電池電堆及系統(tǒng)-整車制造”核心裝備產(chǎn)業(yè)鏈，以及 下游六大區(qū)域氫能示范應(yīng)用的三 維格局，形成從研發(fā)—生產(chǎn)制造—商業(yè)化應(yīng)用的“氫能源 全生命周期”創(chuàng)新生態(tài)鏈。2022 年，公司啟動氫能產(chǎn)業(yè)第二個五年計劃，確立“五個一”戰(zhàn) 略。具備制氫資源優(yōu)勢，低成本大規(guī)模制氫。公司作為全國最大的獨立焦炭生產(chǎn)商之一，煤焦 化過程中的副產(chǎn)品焦?fàn)t煤氣中富含氫氣 55%左右，是目前低成本大規(guī)模制氫的重要途徑 之一。據(jù)公司現(xiàn)有 715 萬噸/年焦炭產(chǎn)能粗略計算，可從焦?fàn)t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(chǎn)制造年生產(chǎn)能力 10000 臺。產(chǎn)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(fā)動機(jī)系統(tǒng)研發(fā)及產(chǎn)業(yè)化，于 2016 年率先實現(xiàn)了發(fā)動機(jī)系統(tǒng)及燃料電池電堆的批量國產(chǎn)化，成為我國 最早實現(xiàn)具有自主知識產(chǎn)權(quán)燃料電池及電堆的批量化制造的企業(yè)之一。2021 年 12 月公司 向市場發(fā)布國內(nèi)首款額定功率達(dá)到 240kW 的車用燃料電池系統(tǒng)，至此公司的燃料電池產(chǎn) 品覆蓋 30kW-240kW。2022 年公司實現(xiàn)營業(yè)收入 7.38 億元，同比增長 17.28%。公司采取一體化發(fā)展路線，不斷擴(kuò)大各產(chǎn)線規(guī)模。張家口基地主要生產(chǎn)燃料電池系統(tǒng) （2022 年 8 月投產(chǎn)，產(chǎn)能將從 2000 套/年提升至 10000 套/年），上海基地主要生產(chǎn)燃料 電池電堆并供應(yīng)給張家口基地，公司擬計劃于 2024 年將上海基地電堆產(chǎn)能提高至 6000 套/年，從而提升電堆的自供比例。堅持“點-線-面”發(fā)展戰(zhàn)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(yīng)用城市群政策釋放的有利機(jī)遇，不斷加強(qiáng)與同行的交流合作，實現(xiàn)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(xiàn)合作，聯(lián)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(chǎn)品。公司產(chǎn)品主要面向商用應(yīng)用(如客 車和貨車)，已經(jīng)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(tǒng)，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(yīng)的顯現(xiàn)，公 司有望迎來產(chǎn)品放量，進(jìn)而轉(zhuǎn)虧為盈。共享氫能自行車先行者，不斷完善產(chǎn)品譜系，拓展新應(yīng)用場景。公司創(chuàng)立于 2010，主要 發(fā)力于智慧交通與智慧生活兩大板塊。公司先后發(fā)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(yè)務(wù)，完成從 1-300 公里全面覆蓋的綜合共享出行體系建 設(shè)，截止 2021 年底,公司已成功在全國 300 多個城市和地區(qū)開展了共享出行服務(wù)業(yè)務(wù)。依托強(qiáng)大的技術(shù)儲備和業(yè)務(wù)積累，公司于 2018 年開始?xì)淠苋a(chǎn)業(yè)鏈布局，并以氫能產(chǎn)業(yè) 作為未來的重點發(fā)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(tǒng)”在常州正式投運,成為全球首個大規(guī)模量產(chǎn)運營的“氫動車系統(tǒng)”。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(chǎn)業(yè)鏈。氫能兩輪車(氫動車) 目前行業(yè)內(nèi)外競爭企業(yè)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(yè)務(wù)的一個發(fā)展方向,公司已經(jīng)形成了小功率燃料電池的規(guī)?；a(chǎn)線, 為氫動車、無人機(jī)等小功率產(chǎn)品提供服務(wù),未來將開始布局大功率燃料電池產(chǎn)品,為商用 車和發(fā)電設(shè)備等大功率產(chǎn)品提供服務(wù)。2022 年公司積極響應(yīng)《上海市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長 期規(guī)劃(2022-2035 年)》和市委市政府《關(guān)于支持中國(上海)自由貿(mào)易試驗區(qū)臨港新片區(qū) 氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策》,設(shè)立了永安行(上海)氫能科技有限公司,建設(shè)氫能產(chǎn)業(yè) 應(yīng)用終端產(chǎn)品和服務(wù)平臺。同時公司正在杭州、南京、蘇州等地建立氫能產(chǎn)業(yè)供應(yīng)鏈,加 快布局和融入長三角的氫能產(chǎn)業(yè)一體化發(fā)展。我們預(yù)測氫動車業(yè)務(wù)未來將會大大促進(jìn)公司 的業(yè)績增長。
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