半岛体育app21 世纪的“终极能源”氢能：万亿蓝海市场清洁低碳未来可期

　　半岛体育app原标题：21 世纪的“终极能源”，氢能：万亿蓝海市场，清洁低碳，未来可期

　　氢能作为一种清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活的绿色能源，被誉为 21 世纪的“终极能源”。

　　1）清洁低碳：与传统的化石燃料不同，氢气和氧气可以通过燃烧产生热能，也可以通过燃料电池转化成电能；而在氢转化成电和热的过程中，只产生水，并不产生温室气体或细粉尘。

　　2）热值高：其热值可达到 120MJ/kg，是同质量化石燃料的 3 倍。

　　4）储运灵活：氢可以以气态、液态或固态的金属氢化物等形态出现，能适应不同场景的要求。

　　灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢是指在制氢过程中增加 CCUS （Carbon Capture，Utilization and Storage）碳捕捉、利用与储存技术产生的氢气。

　　绿氢是利用风电、水电、太阳能、核电等可再生能源制备出的氢气，制氢过程完全没有碳排放。

　　根据 2020 年中国氢能联盟发布的《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准与评价》，制取单位氢气温室气体排放量≤14.51kgCO2eq/kgH2 的氢气为低碳氢，制取单位氢气温室气体排放量≤4.9kgCO2eq/kgH2的氢气为清洁氢，可再生氢在温室气体排放量≤4.9kgCO2eq/kgH2的基础上同时要求制氢能源为可再生能源。即可再生氢、清洁氢与通俗意义上的“绿氢”相当，低碳 氢与“蓝氢”相当。

　　氢能产业链包括上游氢能制取、中游氢能储存运输、下游交通领域&储能领域&工业领域应用等。其中上游制氢包括化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢等；储运环节分为液氢储运、高压储运、固态储运、有机液态储运。氢能的下游利用领域广阔，包括交通运输、储能、工业应用等。其中交通领域是氢能行业发展初期的重要突破口，氢能燃料电池车发展前景可期。

　　国家政策陆续出台，引导氢能产业健康发展。氢能及燃料电池的发展关系到我国能源发展战略、生态文明建设以及战略性新兴产业布局。

　　2019年氢能源首次被写入《政府工作报告》，政府工作任务中明确将推动充电、加氢等设施建设。

　　2021年国务院在《“十四五”规划及 2035 年远景目标纲要》中提到，在包括氢能与储能在内的前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。

　　2021年底，《“十四五”工业绿色发展规划》出台，对加快氢能技术创新和基础设施建设、开展可再生能源电解制氢、鼓励氢能等替代能源在化工领域的应用、开展绿氢装备基础研究等方面做出规划。国家对发展氢能持积极态度，相关政策密集出台，氢能产业链有望迎来高速发展期。

　　地方政府对于氢能产业布局具有较高的积极性，自 2020 年以来，已有北京、上海、广东、浙江等 16 个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。

　　根据中国氢能联盟的预测，在 2030 年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到 3715 万吨，在终端能源消费需求量中占比约为 5%，到 2050 年氢气需求量将达到 9690 万吨，2030-2050 年均复合增长率为 4.9%。

　　在 2060 年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费需求量中占 比约为 20%，2030-2060 氢气需求量年均复合增长率为 4.3%。

　　氢能作为一种来源广泛的二次能源，是推动传统能源顺利过渡到可再生能源的最佳互联媒介，能够促进工业、建筑、交通运输等产业大规模实现脱碳，是我国实现“双碳”目标的必经之路。我们对氢能供应端市场规模进行测算。

　　2）电解水制氢以碱性电解水制氢成本为准，且随着可再生能源发电成本下降，电解水制氢成本下降；工业副产氢以焦炉煤气制氢成本为准。

　　3）可再生能源制氢降本空间较大，根据中国氢能联盟预测，2025 年，可再生能源电解水制氢成本有望降低至 25 元/kg 氢气，彼时将具备与天然气制氢进行竞争的条件；2030 年，可再生能源电解水制氢成本将低至 15 元/kg 氢气。

　　4）根据中国氢能联盟对中国氢气供给结构的预测，可再生能源制氢占比不断提升，2020 年、2030 年、2050 年的占比分别为 3%、15%、70%。

　　5）目前行业仍处于发展初期；至 2030 年，氢能产业有望快速发展，行业成本不断下降，利润率有望提升；至 2050 年，氢能产业发展成熟，行业规模不断扩大，行业竞争激烈利润率下滑，因此假设 2020/2030/2050 年利润率分别为 10%/15%/8%。

　　综合来看，短期内由于绿氢、蓝氢的占比提升，制氢成本在 2020-2030 年有一定程度上的增长，但随着可再生能源制氢的发展，到 2050 年我国平均制氢成本有望达到 12.37 元/kg，氢能供应端市场规模达到 13027 亿元，制氢端市场规模可观，2020-2050 年均复合增长率为 3.9%。

　　全球范围内化石能源制氢仍占主导地位，天然气制氢占比较高。氢的制取有多种方式，其中主要包括化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢。2020 年，全球 9000 万吨的氢需求量几乎完全由化石能源制氢满足，其中天然气制氢占氢生产量的 59%。

　　根据 IEA 数据，化石能源制氢的主导地位使氢生产在 2020 年造成近 9 亿吨二氧化碳直接排放，占全球能源和工业二氧化碳排放量的 2.5%。我国为世界第一制氢大国，煤制氢是首要制氢方式。

　　根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，2019 年我国氢气产能约 4100 万吨/年，产量约 3342 万吨，为世界第一制氢大国。其中，煤制氢是最主要的制氢方式，产量达到 2124 万吨，占比约 64%。其次为工业副产氢和天然气制氢，产量分别为 708 万吨和 460 万吨。电解水制氢产量约 50 万吨，占比 1%。

　　制氢路径差异大，短中期化石能源制氢和工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源。

　　不同制氢路径主要在能效、碳排放、经济性方面存在较大差异。这几种制氢方式中，天然气制氢由于我国天然气资源紧缺、对外依存度较高以及定价等问题发展受限；煤制氢技术发展成熟，但污染物和碳排放强度高；电解水制氢基本可以实现零碳排放，但目前产量小。

　　成本方面，目前煤制氢和工业副产氢的成本较低，根据 2020 年中国氢能产业发展报告，在煤价为 200-1000 元/吨时，煤制氢成本约为 6.77-12.14 元/kg；天然气价格为 1-5 元/Nm³时，天然气制氢成本为 7.5-24.3 元/kg；电解水制氢成本较高，电价为 0.6 元/kwh 时，电解水制氢成本达到 40 元/kg。

　　因此在电解水制氢发展初期，化石能源制氢和化工工业副产氢将成为我国氢气供给的主要来源。

　　化石能源制氢指的是煤炭、天然气、石油等制取氢气，其中煤制氢和天然气制氢的应用最广泛。 煤制氢是目前我国工业大规模制氢的首选。煤炭与气化剂混合后在高温高压条件下进行反应生成混合气体，通过后续工艺提纯除杂后，可获得高纯氢气。

　　煤制氢历史悠久，由于其技术路线成熟稳定、制备成本较低，是我国各类制氢工艺路线中最具经济性和应用最广泛的路径，2019 年我国煤制氢产量达到 2124 万 吨，占我国氢气总产量的 64%，是目前工业大规模制氢的首选方式。

　　天然气制氢主要通过 SMR(Steam Methane Reformer)甲烷蒸汽重整，在高温及催化剂存在的条件下，使甲烷与水蒸气发生反应生成合成气，广泛应用于生产炼厂氢气、纯氢、合成气和合成氨原料。

　　2019 年我国利用天然气制氢产量为 460 万吨，占 我国氢气总产量 14%。现阶段煤制氢成本低于天然气制氢，但天然气制氢成本下降空间更大，未来 CCUS 成本叠加或将缩小天然气制氢成本与煤制氢成本差距。

　　根据 2021 年张轩等学者在《氢能供应链成本分析及建议》一文中的测算，在原料天然气到厂价为 2.5 元/Nm3，煤炭为 600 元/吨时，天然气制氢成本为 12.8 元/kg，煤制氢成本 为 10.96 元/kg，煤制氢相对于天然气制氢成本优势突出。目前国内煤气化制氢企业已形成较大生产规模，未来降本空间小。

　　中长期看，国内外天然气供需修复确定性强，未来天然气供需格局将趋于宽松，天然气价格也将呈现逐渐下降并最终维持在相对低位的合理均衡水平，因此我们认为我国天然气制氢成本下降弹性大，未来实际降本情况应关注天然气价格。

　　无论天然气制氢还是煤制氢，生产过程中都伴随二氧化碳产生。根据 IEA 数据，煤制氢的单位碳排放量约为 19kgCO2/kgH2，天然气制氢的单位碳排放量约为 10kgCO2/kgH2。

　　在目前的技术水平下（2020 年），我们对结合 CCUS 技术的煤制氢和天然气制氢成本进行测算，天然气制氢叠加 CCUS 技术成本后，成本达到 17.02 元/kg，而利用 CCUS 技术后煤制氢成本达到 16.44 元/kg，煤制氢相较于天然气制氢的成本优势缩小。

　　CCUS 技术有望持续降本，未来叠加 CCUS 技术的天然气制氢和煤制氢路线成本或将持续下降。在“双碳”目标下，通过 CCUS 技术所生产的“蓝氢”是未来的方向。但由于 CCUS 技术尚不成熟，国内除了几个示范项目外，尚未大规模推广。

　　根据《中国氢能产业发展报告 2020》中的 CCUS 技术的发展趋势和目标，2025 年 CO2 捕集成本为 0.15-0.4 元/kg，2050 年 CO2 捕集成本下降到 0.11-0.24 元/kg。因此，未来叠加 CCUS 技术的天然气制氢和煤制氢成本或将 持续下降。

　　工业副产氢类型多样，助力资源利用效率提高。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨合成甲醇等工业的副产氢。提纯利用其中的氢气既能提高资源利用效率和经济效益，同时在原有产业基础之上基本不会产生额外的污染以及碳排放。

　　1）炼焦副产氢：焦炉煤气中混合的氢气，通过向高温焦炭喷淋水的方式给焦炭降温，高温焦炭与水发生水煤气化学反应释放大量氢气。

　　4）丙烷脱氢：通过高温催化作用将丙烷中的氢脱离生成丙烯，过程中会副产大量纯度较高氢气。

　　5）乙烷裂解：蒸汽裂解是生产乙烯最常用的方法，乙烷在 750-850℃、150-350kPa 条件下发生脱氢反应生成乙烯，并副产氢气。

　　焦化厂主要分布在华北、华东地区。较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市，合成氨醇企业主要分布在山东、山西、河南等省份。

　　从目前来看，国内工业副产氢是燃料电池行业氢源的较优选择。国内氯碱、PDH 和乙烷裂解行业集中在华东、华北等经济发达、人口稠密的能源负荷中心，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决周边区域的供氢和副产氢高效利用的问题。

　　我国氯碱、炼焦等行业有大量工业副产氢资源，产业基础较好。中国是全球最大的焦炭生产国，2020 年焦炭产量达 4.7 亿吨，每 1 吨焦炭可产生约 400m³ 的焦炉煤气，其中氢气含量约 44%，理论可副产氢气约 740 万吨；中国 2020 年实现烧碱产量 3643 万吨，理论可副产氢气约 91 万吨；根据《中国氢能产业发展报告 2020》，2020 年我国轻烃裂解的副产氢供应潜力为 30 万吨/年；2018 年合成氨醇副产氢供应潜力达到 118 万吨。我国焦炭和烧碱等相关化工产业制备工艺比较成熟，未来焦炉煤气副产氢和氯碱工业副产氢在产量规模上将基本维持平稳。

　　丙烷脱氢后粗氢的纯度已经高达 99.8%，变压吸附提纯后可达 99.999%。

　　乙烷裂解产生的氢气纯度也同样在 95%以上，提纯后可满足燃料电池用氢标准的要求。

　　截至 2020 年底，我国已投产的 PDH 装置有 12 套，合计产能 671 万吨，投产产能副产氢 气约 25 万吨/年。

　　2021年我国新增 PDH 产能 246 万吨/年，可以副产氢气 9 万吨/年。根据乙烷裂解规划项目，未来乙烷裂解有望释放约 235 万吨/年副产氢。丙烷脱氢和乙烷裂解副产氢可作为我国氢能发展初期的重要氢源。

　　制氢方式绿色环保，可再生能源制氢量有望提升至 1 亿吨/年。电解水制氢是一种绿色环保、操作灵活的制氢手段，产品纯度高，且可与风电、光伏等可再生能源耦合制氢，实现氢气的大规模生产。

　　根据中国氢能联盟预测，2030 年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到 1200GW-2000GW，按照可再生能源电解水制氢 5%的比例配置，可再生氢产量可达 500 万吨/年，可满足 2030 年氢气总需求量的 13%。

　　2035 年，我国可再生氢产量有望达到 1500 万吨/年。预计到 2060 年我国可再生氢产量有望提升至 1 亿吨/年，占 2060 年氢气年度总需求的 77%。脱碳需求是氢能产业发展的最大动力，随着深度脱碳的需求增加和低碳清洁氢的经济性提升，氢能供给结构将从以化石能源为主的非低碳氢逐步过渡到以可再生能源为主的低碳清洁氢。

　　目前共有三种电解水技术，根据电解质的不同分为碱性电解水制氢、质子交换膜（PEM）电 解水制氢、固体氧化物电解水制氢。

　　碱性电解水制氢技术具有投资费用少、操作简便、运行寿命长等优点，目前已经实现大规模工业应用，但能量转化效率较低，且产气需要脱碱。

　　质子交换膜电解池保证了产物的纯度，同时具有电流密度大、电解效率高、无污染、结构密集、体积小等优点，而且可以快速变载，响应时间短，与光伏、风电（发电的随机性和波动性大）匹配性较好。

　　虽然目前受制于膜电极的高成本，但是技术发展前景较好，是目前研发的主要方向。PEM 电解能较好适配波动性较强的可再生能源离网制氢。固体氧化物电解技术尚未广泛商业化应用。

　　截至 2020 年，我国光伏、风电累计装机量分别为 253GW、282GW，同比增长 24%、34%。

　　随着大规模的风电、光伏等可再生能源装机发电，可再生能源制氢发展将迎来突破。根据中国氢能联盟预测，2025 年，可再生能源电解水制氢成本有望降低至 25 元/kg 氢气，彼时将具备与天然气制氢进行竞争的条件；2030 年，可再生能源 电解水制氢成本将低至 15 元/kg 氢气，具备与配套 CCUS 的煤制氢竞争的条件。

　　可再生能源发电成本的下降是降低电解水制氢成本的重要途径，随着我国光伏及风电装机量的增长，未来电解水制氢竞争力凸显。

　　在“双碳”目标的驱动下，国内部分企业陆续布局氢能产业，充分体现了氢能领域的发展前景。目前国内企业已经在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等环节在内的全产业链，并取得了一批技术研发和示范应用的成果。

　　其中，中国石化和国家能源集团是国内氢气产能最大的两家企业，2021 年国家能源集团生产氢气 400 万吨；围绕“双碳”目标，中国石化率先发展绿氢产业，积极推动石化产业绿色低碳发展，年生产氢气约 390 万吨。

　　气态储氢由于氢气密度小，而储氢压力容器自重大，国内常见的单车运氢量约为 260-460kg，只占总运输质量的 1%-2%。

　　在加氢站日需求量 500kg 以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设的前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。液氢运输是指在标准大气压下，将氢气冷却至-253℃形成液体，储存至低温绝热的液氢罐中，并装载于液氢槽车中进行运输。

　　每次可运输氢气约 4000kg，是气氢拖车运量的 10 倍左右，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。

　　液氢在国内仅在航天领域有少量实际应用，民用缺乏相关标准。管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式。2019 年全球已建成的氢气管道近 5000 公里，而中国不足 100 公里。目前的研究热点是利用现有的天然气管网混氢运输。

　　当前我国氢气运输以高压气氢公路运输为主，费用过高，既有上下游不能有效衔接的原因，也有下游需求量不足的原因。未来随着氢气用量的增长以及终端设施的建设，我国需要逐步优化氢气运输方式，逐步构建便捷和低成本的氢气运输网络，大幅降低中间环节成本。

　　未来应面向大规模的液氢生产需求，解决氢液化系统效率低、投资大的主要问题。

　　未来，相关法规标准体系建设完善后，国内液氢的生产与运输将实现民用化，液氢生产与储运成本将快速下降。

　　此外，应发展国内民用液氢市场，提升液氢设备的规模化与国产化生产水平，促进技术成果转化应用。

　　化工领域需求目前占主导地位，未来交通领域需求或将高速增长。2019 年国内氢气需求量约为 2000 万吨，由于我国当前氢燃料电池汽车数量较少，所以用作动力能源的氢气不多，氢气主要用于化工原料，例如合成氨、炼油油品精制、甲醇生产等。其中 2019 年合成氨氢气需求量占比为 32%，甲醇、炼油与化工氢气需求量占比分别 27%、25%。

　　根据中国氢能联盟预测，在 2030 年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达到 3715 万吨，在终端能源消费需求量中占比约为 5%，在 2060 年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，在终端能源消费需求量中占比约为 20%；其中，工业领域用氢占比仍然最大，约 7794 万吨，占氢气总需求量的 60%；交通运输领域用氢 4051 万吨，发电与电网平衡用氢 600 万吨，建筑领域用氢 585 万吨，分别占比 31%、5%、4%。

　　截至 2021 年 6 月初，我国已建成加氢站共计 141 座，其中 119 座在运营，22 座已建成，另有 73 座正在建设。

　　同时，从中国历年建设加氢站的数量情况来看，2020 年在国家“以奖代补”政策出台较晚的情况下，仍然建成 47 座加氢站，超额完成了中国标准化研究院资源与环境分院发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》中“到 2020 年，加氢站数量达到 100 座”的目标，我国加氢站建设数量远超预期。

　　根据 2020 年中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线 年加氢站的建设目标为至少 5000 座，中国未来加氢基础设施的市场规模在 2030-2050 年间将突破千亿。

　　随着相关政策的逐渐完善、技术标准的逐步规范，装备技术的不断进步，未来我国加氢站发展空间巨大。

　　我国加氢站主要集中在东部沿海等氢燃料电池汽车产业发展较为领先的省市，截至 2021 年广东省已运营、已建成、在建及拟建的加氢站共 61 座，排名全国第一，占比 18%；上海 44 座，排名第二，占比 13%；河北 36 座，占比 11%。全国前 8 个省市的加氢站布局数据占 总体的 76%，目前国内氢能区域发展较为集中。

　　根据氢气来源，加氢站可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站。加氢站是氢燃料电池产业化、商业化的重要基础设施。

　　加氢站的技术路线主要包含站内制氢技术和外供氢技术。外供氢加氢站通过长管拖车、液氢槽车或者管道输运氢气至加氢站后，在站内进行压缩、存储、加注等操作。站内制氢加氢站是在加氢站内配备了制氢系统，制得的氢气经纯化、压缩后进行加注。

　　站内制氢可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统复杂程度和运营水平，目前我国仍以外供加氢站为主。

　　核心设备压缩机依赖进口，加氢机国产化进程有望推进。外供加氢站的主要设备包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其中压缩机成本占总成本比例较高，约占 30%。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。

　　压缩机是将氢源加压注入储氢系统的核心装置。目前国内加氢站应用最广泛的是 PDC 公司生产的隔膜压缩机。

　　国内生产的压缩机多为用于石油、化工领域的工业氢气压缩机，输出压力难以满足加氢站技术要求。

　　加氢机是实现氢气加注服务的设备，对加氢机的承压能力和安全性要求较高。目前设备制造的发展方向主要是加速氢气压缩机的国产化进程，从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。

　　目前一座加注能力 500kg/d 的固定式加氢站投资规模大约需要 700-1200 万元，相当于传统加油站的 3 倍，除建设成本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。根据中国电动汽车百人会预测，在技术进步及规模效应下，压缩机、储氢罐等设备的单位投资成本将大幅下降。

　　当压缩机、储氢罐、加氢系统需求量增加到 100 套/年时，未来加氢站降本空间在 21%左右。未来随着加氢站规模的扩大，单位加注成本会随之下降。

　　企业加快布局加氢站建设目前，中国氢能源发展仅处于起步阶段，未来 5 年，随着中国氢能源汽车保有量的快速增长以及加氢设施需求的提升，相关企业对于加氢站建设以及运营的参与热度将随之增高，其中中国石化在“十四五”期间规划建设 1000 座加氢站，打造中国第一氢能公司。

　　氢燃料电池可缓解传统汽车燃油发动机高碳排放问题，同时解决锂电池续航时间短的缺点。为降低碳排放带来的环保压力，目前我国主要通过锂电池、燃料电池等新能源产品代替传统汽车燃油发动机。相比锂电池，氢燃料电池具备显著优势。

　　从补给时长来看，锂电池充满电需 30min-8h，氢燃料电池补给时间只需要 3-20min；续航里程方面，氢燃料电池续航里程可达 600km 以上，锂电池仅 为450km，且受环境温度影响较大；能量密度方面，锂电池普遍在90-140Wh/kg，氢燃料电池则达 600Wh/kg，理论上限为 1-2 万 Wh/kg，在性能上相比锂电池具备多重优势。全球氢燃料电池汽车发展迅速，我国在细分市场占据主导地位。

　　截至 2021 年 6 月，全球氢燃料电池汽车保有量约为 4.28 万辆。从 2017 年到 2020 年，氢 燃料电池保有量平均每年增长 70%，全球氢燃料电池汽车部署主要集中在乘用车上，截至 2020 年底，使用氢燃料电池的乘用车占氢燃料电池汽车存量的 75%，公交车约占 16%，商用车占 9%。

　　根据国际能源署统计数据，在国内燃料电池客车和商用车领域的政策推动下，目前我国在全球燃料电池公交车和商用车领域中占据主导地位。

　　2020年我国拥有全球 93%的燃料电池公交车保有量和全球 99% 的燃料电池商用车保有量。

　　2020年中国新出台的燃料电池汽车补贴政策旨在提升中国氢燃料电池汽车产业的制造能力，重点是推动在中重型商用车中使用燃料电池，中国在全球氢燃料电池商用车领域的主导地位将会持续。

　　2016-2020 年，中国 氢燃料电池汽车保有量逐年上升，截至 2020 年底，我国氢燃料电池汽车年销量 1177 辆，保有量 7352 辆，2016-2020 年复合增长率为 58%。标志着我国氢燃料电池汽车正在逐渐被市场认可接纳，氢燃料汽车进入商业化初期。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2019》中的预测，中国氢燃料电池汽车保有量在2025 年、2030 年将分别增长至 10、100 万辆，市场规模达到 800、7500 亿元， 至 2050 年将达到 3000 万辆以上，市场规模增至万亿级。

　　未来氢燃料电池重卡和乘用车规模有望快速扩大，发挥氢燃料电池在长距离、重载领域的优势。

　　根据中国的实际情况，氢能在国内交通领域的应用具有氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展的特点。根据中国电动汽车百人会的统计数据，截至 2019 年底，氢能燃料电池物流车运行达到 60.5%，氢能燃料电池乘用车只用于租赁，占比仅为 0.1%。

　　未来随着氢燃料电池系统技术成熟以及成本下降，在重卡和乘用车中的应用规模将快速扩大，发挥氢燃料电池在长距离、重载领域的优势，根据中国氢能联盟预测，至 2050 年氢燃料电池重卡和乘用车的市场渗透率将达到 75%、12%。

　　燃料电池系统及储氢系统关键技术和核心材料的突破，可降低综合成本，对 产品技术路径的发展起到决定性的作用。

　　规模化生产、技术成熟度提升是燃料电池系统及储氢系统价格下降的两大驱动因素。催化剂及质子交换膜的国产化、碳纸国产化、电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化、部件标准化模具、Ⅳ型储氢瓶应用等是成本下降的主要技术迭代因素。

　　其中，电堆核心材料的技术自主化与国产化生产的实现，将使得燃料电池的成本明显下降。

　　氢能产业链所涉及的环节和应用场景众多，发展空间广阔，未来有望成为万亿级市场。

　　在“碳达峰、碳中和”目标的推动下，我国氢能产业发展正步入快车道，多个省市发布氢能产业规划，加快布局氢能源产业。

　　短时间内，煤制氢和工业副产氢仍将是主流制氢方式，目前，国内加氢站也进入快速建设阶段，随着中国氢能源汽车保有量的快速增长以及加氢设施需求的提升，加氢站有望在 2050 年达到千亿级市场规模，发展空间巨大。

　　行业公司：煤制氢企业：中国石化；工业副产氢企业：中国石油、卫星化学、宝丰能源、东华能源、九丰能源、中国旭阳集团；电解水制氢企业：宝丰能源；加氢站企业：中国石化、中国石油、卫星化学、镇海股份、泰山石油。

　　中国石化大力发展氢能，积极推进制氢、提纯、储运和加氢示范站等基础设施建设。据公司 2019 年可持续发展进展报告，2018 年，公司加入国际氢能理事会，与相关氢能企业开展深入交流与合作。

　　2019 年 11 月，公司与法国液化空气集团共同签署合作备忘录，由公司发起成立氢能公司，致力于氢能技术研发及基础设施网络建设，共同推动氢能和燃料电池汽车整体解决方案在中国的推广和应用，联合打造氢能产业链和氢能经济生态圈。

　　公司 2019 年相继在广东、浙江、上海等地建成 4 座油氢合建站，2020 年在广东建成 3 座油氢合建站，据证券日报报道，2021 年 3 月公司在贵州的首座油氢综合能源站投运。

　　公司的油氢合建站可实现油、氢、电能源的一体化供给，主要服务于使用氢燃料的公交线路及物流运输车队。另外，公司探索布局氢能全产业链，涵盖上游的氢气制储运环节、中游的燃料电池系统以及下游的各应用领域。

　　截至 2021 年，中国石化实现年生 产氢气约 390 万吨，占全国氢气产量的 11%左右。

　　2019 年 1 月，中国石化镇海 炼化公司煤焦制氢装置全流程一次打通，并成功产出合格产品，标志着我国首套 采用国产化自主攻关高压水煤（焦）浆气化技术的煤焦制氢装置开车成功。

　　2021 年 11 月 30 日，中国石化宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设，项目投产后可年产绿氢 2 万吨。在绿氢科技方面，首套自主开发的质子交换膜（PEM）电解水制氢示范站已投入运营。

　　规划建设 1000 座加氢站，打造中国第一氢能公司。中国石化以打造世界领先洁净能源化工公司为愿景目标，全力构建“一基两翼三新”产业格局，全面推进氢能全产业链建设。目前在全国已累计建成加氢站 38 座，服务 2022 北京冬奥会的 4 座加氢站已经正式投入运营。同时，中国石化有 3 万座加油站销售网络，具备发展氢能交通的产业基础和先发优势。

　　2021 年，中国石油氢气总产能已超过 260 万吨/年，在环渤海、陕甘宁、华南、西南、新疆、黑龙江、吉林等 7 个区域部署建设 19 个氢提纯项目，发挥现有制氢能力和副产氢资源与二氧化碳捕集利用相结合，实现“蓝氢”供应。

　　公司充分发挥在化学化工和新材料领域的基础优势，构建蓝氢、绿氢多元供氢，进行氢—电、电—氢相互转化，建立氢气储存、运输、终端加注供应链。按照“战略布局、稳步推广、规模发展”三步走阶段部署，中国石油坚持系统发展多元化制氢、低成本高效储运氢，打造国内领先的氢能供应商、贸易商、服务商。

　　中国石油华北石化公司作为距离雄安新区最近的炼化企业，立足京津冀协同、雄安新区建设、冬奥会举办等独特区位优势，积极贯彻落实《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025 年）》《河北省氢能产业发展“十四五”规划》要求，瞄准新能源，打造氢能源示范基地，为北京率先打造氢能创新链和产业链以及构建张家口氢能全产业链发展先导区、以雄安新区为核心的氢能产业研发创新高地提供氢能支撑。截至 2021 年底，北京冬奥会太子城和福田加氢站已建成投运，公司共 6 座加氢站正在开展建设。

　　2021 年前三季度，中国石油实现营业收入 18803 亿元，同比增长 31.8%；实现归属于母公司股东净利润 751 亿元，同比增长 646.4%；实现扣非后净利润 682 亿元。其中 Q3 单季度，公司实现营业收入 6838 亿元，同比增长 37.5%；实现归母净利润 220.9 亿元，连续三个季度净利润超 200 亿元。

　　副产高纯度氢气，PDH 项目产能丰富。卫星化学是国内丙烯酸及酯行业的领先企业，也是国内位居前列的 PDH 生产企业。

　　公司采用丙烷脱氢以及乙烷裂解的工艺会大量副产氢气，而且氢气纯度可达到 99.999%，可直接作为氢能源使用。2021 年 3 月公司拟投资 102 亿元，在独山港区管委会区域内投资新建年 产 80 万吨 PDH 及配套装置，并充分利用富余氢气资源，该项目正在筹划建设 中，预计 2023 年底建成。

　　建成后公司氢气产量将达到近 30 万吨/年，届时有望成为华东地区最大的氢气生产商。总体而言，公司未来项目储备丰富，稳步推进，成长潜力可观。

　　公司与浙江省能源集团有限公司签署战略合作协议，双方约定由浙能集团发挥省属能源企业全产业链优势，牵头探索加氢站安全标准体系建设。到 2022 年依托综合供能服务站建成加氢示范站 20 座。

　　开展液氢制备、储运、加注、供应完整产业链示范，建立一体化液氢综合体系，布局覆盖全省的氢能供给网络。

　　公司布局全球单厂规模最大、产能最大的电解水制氢项目，2021 年首批装置成功投产，项目全部达产后可年 产 2.4 亿标方绿氢和 1.2 亿标方绿氧。

　　首批电解水制氢项目全部投产后，每年可新增减少煤炭资源消耗约 38 万吨，新增减少 CO2排放约 66 万吨。如果按近期煤价 1000 元/吨计算，每年可直接降低 3.8 亿的原料成本，同时还有每年减少 66 万吨 CO2排放的效益。

　　此外公司将在 21 年底投产 30 台单台产能 1000 标方/ 小时的高效碱性电解槽制氢装备，该项目所产氢气目前主要用于化工生产，减少煤炭用量和二氧化碳排放。宝丰能源未来将向制氢储能、氢气储运、加氢站建设方向综合发展，实现氢能全产业链一体联动发展。

　　公司发布 2021 年年度报告，21 年实现营业收入 233 亿元，同比增长 46.29%；归母净利润 70.70 亿元，同比增长 52.95%；基本每股收益为 0.97 元。其中 Q4 单季度实现营业收入 71.04 亿元，同比+53.48%；实现归母净利润 17.52 亿元，同比+19.11%。

　　PDH 产能持续扩张，加大氢能源布局力度。截至 2021 年公司拥有张家港和宁波两个生产基地，总计拥有 186 万吨/年 PDH（张家港 60 万吨、宁波 126 万吨）的产能。此外，公司正在建设的茂名一期（I）项目（60 万吨/年 PDH）计划于 2022 年年底投产，一期（II）项目（60 万吨/年 PDH）预计将于 2023 年投产。

　　氢能源是公司的重要板块，公司将进一步加大氢能源布局力度，并着力围绕制氢、充装、储运和加氢，打造产业生态链闭环。

　　合理规划氢能资源，夯实 C3 产业链竞争优势。茂名项目的持续推进，能够为公司后期氢能利用提供更多的资源。一方面，公司利用高纯度氢气资源及渠道优势，布局加氢站，打通氢能运输通道，完善氢能供应链，打造新的业绩增长点；另一方面，公司规划建设产能 26 万吨/年的丙烯腈及其配套项目，利用海外低价丙烷资源及现有的丙烯和氢气作为原料生产丙烯腈。该项目的落地，促进公司进一步加强氢能源综合利用，也为公司的产业升级及持续盈利能力的增强奠定了基础。

　　2021 年前三季度，公司实现营业收入 214.5 亿元，同比-9.6%，归母净利润 9.6 亿元，同比-6.9%；其中第三季度实现营业收入 71.9 亿元，同比-1.3%，归母净利润 2.1 亿元，同比-39.2%。

　　进入氢能领域先天优势明显，公司发展未来可期。公司是国内专注于燃气产业中游及终端领域的大型清洁能源综合服务提供商，主营产品包括液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）等。公司参与氢能产业先天优势明显，在化石能源制氢方面具有资源与成本优势。

　　目前公司初步确定的氢能布局方向包括制氢及净化技术的开发引进、PDH 装置副产氢的提纯、天然气重整制氢、电解水制氢等。

　　广东城市群是我国首批燃料电池汽车示范城市群之一，省内支持氢能发展的政策陆续出台。2021 年 12 月，广东省发改委下发《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2021-2025 年）》征求意见稿。到示范期末，广东年供氢超过 10 万吨，建成加氢站约 200 座，示范城市群产业链更加完善。

　　广东氢能布局加速有望大幅提升天然气需求，而公司作为广东 LNG 主要大型供应商，有望凭借区位优势和资源优势显著受益于广东省天然气需求的提升，未来业绩增量可观。

　　巨正源系广东省属国有大型企业广物控股集团的控股子公司，其在东莞市立沙岛投资建设了 120 万吨/年丙烷脱氢制高性能聚丙烯项目。双方以成立合资公司的形式，充分利用巨正源 PDH装置的副产氢资源（一期 2.5 万吨/年，二期规划 2.5 万吨/年）开展氢能产业发展合作。此次合作有利于巩固公司打造“具有价值创造力的清洁能源服务商”的战略定位，提升公司在氢能市场的影响力和竞争力。

　　2021 年前三季度，公司实现营业收入 116 亿，同比+94%，归母净利润 6.1 亿，同比-4%；2021 年 Q3，公司实现营业收入 50 亿元，同比+126.6%，归母净利润 2.1 亿，同比-25%，环比+80%。

　　风险提示 宏观经济波动风险，人民币兑美元汇率风险，上游采购价格波动风险，次新股股价波动风险。

　　公司作为国内大型的民营独立焦化生产企业，行业龙头地位稳固。公司以焦炭为起点，形成了碳材料、芳烃、醇醚三条独特的化工产业链，同时，公司积极布局氢能产业，未来公司希望进一步拓展氢能项目规模，以制氢为起点，在“储、运、加”各个环节进行全方位突破。

　　根据公司 2021 年发布的《旭阳集团氢能发展规划》，公司现运营焦化规模 1210 万吨/年，预计 2025 年 达到 3000 万吨/年，2030 年达到 6000 万吨/年；与之相对应，旭阳集团现有氢资源 26.6 亿方/年，预计 2025 年氢资源超过 65 亿方/年，2030 年氢资源超过 130 亿方/年。

　　公司采用焦炉煤气制氢方式，制氢成本为 0.7—1 元/Nm3，相较于煤制氢具有成本优势。

　　另外旭阳产业园区覆盖氢能发展聚集区和交通发达地区，实现了网络式氢能生产和就近供应，区域优势凸显。

　　自 2020 年成立定州氢能公司以来，旭阳集团氢能项目不断取得进展，定州氢能项目一期 500Nm3 /h 制氢装置 2020 年 7 月投产，可按照 1 吨/天规模生产氢能汽车用氢及国标高纯氢；预计将于 2022 年上半年投产的定州二期制氢项目高纯氢产能可达 12 吨/天。

　　公司于 2021 年 7 月注册成立邢台旭阳氢能有限公司，公司以加氢站建设为示范先行，以氢能源示范引领项目为后续产业依托，积极推进氢能产业发展；2021 年 8 月，呼和浩特旭阳氢能有限公司注册成立。

　　2021 年 9 月，河北旭阳氢能综合项目开工建设。该项目在建设 12000 公斤/天高纯氢生产装置进一步扩大制氢能力同时，还建设 1000 公 斤/天液氢装置积极打造民用液氢应用示范，建设高标准氢能检测中心有效保障氢能产品质量。

　　2021 年上半年，公司实现营业收入 180 亿，同比+122%，实现归母净利润 17 亿，同比+382%。

　　风险提示 政策推进不及预期；主营产品价格大幅波动；项目建设进度不及预期。

　　公司主要从事以石油化工项目为主的工程设计和工程总承包业务，在石油炼化工程设计的多个细分市场建立了良好的声誉。

　　2021 年前三季度，公司实现营业收入 7 亿，同比+8%，实现归母净利润 0.5 亿，同比+26%；2021 年 Q3，公司实现营业收入 2 亿，同比-25%，实现归母净利润 0.2 亿，同比-11%，环比-36%。

　　技术领先行业，加氢装置设计优势突出。公司致力于在环境保护、油品质量升级、装置节能减排等技术领域进行研发及创新，在硫磺回收、加氢精制、常减压蒸馏、大型储罐等领域具有相对明显的技术优势。

　　公司已掌握了生产国Ⅳ、国Ⅴ、国Ⅵ标准汽油加氢装置、柴油加氢装置、全馏分催化汽油选择性加氢脱硫生产高等级车用汽油装置、煤油加氢装置、高品位加氢树脂生产装置等的设计技术，公司设计的加氢装置能耗低，装置安全性高，连续运转时间长。

　　在加氢装置领域，公司设计的“镇海炼化 300 万吨/年柴油加氢及 180 万吨/年蜡油加氢联合装置”获得国家优秀工程设计金奖。

　　氢能源产业发展政策规划的密集出台，正在助推行业驶入快车道，并率先在长三角、珠三角和环渤海等经济发达地区落地。长三角在发展氢能产业方面具有氢气资源丰富、应用场景丰富、加氢基础设施支撑良好等发展基础及优势。

　　公司地处长三角经济发达区，区位优势显著，公司化石能源制氢、加氢相关的工程咨询、设计和总承包业务有望受益于产业发展，业务发展获得新动力。参股成立子公司，布局生物基新材料领域。

　　生物基材料是利用谷物、豆科、秸秆、竹木粉等可再生生物质为原料制造的新型材料和化学品，相较于传统材料，生物基材料能有效减少生产过程中的碳排放。根据全球经济合作与发展组织（OECD）预计，到 2030 年，全球将有大约 35%的化学品和其他工业产品来自 生物制造，生物基材料迎来历史性发展机遇。

　　2021 年 12 月 3 日公司参股成立宁波华呋新材料科技有限公司，宁波华呋新材料科技有限公司的经营范围为新材料技术研发、生物基材料技术研发、生物基材料制造、生物基材料聚合技术研发等，合作股东为中国科学院宁波材料技术与工程研究所相关技术团队及出资人。

　　公司的主营业务为成品油批发零售业务以及非油品业务。公司的主要产品是汽油、柴油、天然气、非油品。

　　2021 年前三季度，公司实现营业收入 20 亿元，同比+21%，归母净利润 399 万元，同比+337%；2021 年 Q3，公司实现营业收入 7 亿元，同比+24%，归母净利润 248 万元，同比+209%，环比+1606%。

　　公司作为中国石化所属企业着力新能源项目的开发，目前已签署多项氢能源项目，与肥城城投、山东宁阳、泰安市国资委等进行加油加气加氢站建设，合作氢能应用示范基地，在公共交通、物流运输、旅游专用等领域探索示范应用基地，推动氢能与燃料电池汽车产业发展； 合作投建“油氢电一体化”生态新能源补给站，紧跟国家战略推动氢能产业发展。

　　20 年 6 月，《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030 年）》出台，《规划》提出力争通过 10 年左右的努力，实现氢能产业从小到大、由弱变强的突破性发展，全力打造“中国氢谷”“东方氢岛”两大品牌，建成集氢能创新研发、装备制造、产品应用、商业运营于一体的国家氢能与燃料电池示范区。公司高度重视氢能源发展，拥有独特区位优势，按照中国石化和当地政府统一布局开展相关业务。

　　可再生能源发电成本下降不及预期 由于当前可再生能源发电成本是制约绿氢发展的最主要的成本限制因素之一，因此光伏、风电等可再生能源发电成本如不能按照预期下降，绿氢的平价规模化应用将无法如期实现。

　　政策落地不及预期 当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，若政策无法落地，将影响产业发展积极性。

　　关键技术突破不及预期 除了依靠规模化应用来降低氢能产业链各环节成本之外，还需依靠技术的突破，因此技术的发展同样影响氢能产业发展的进度。