2022年氫能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來趨勢分析

1、2022年氫能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來趨勢分析1、 碳中和推動能源轉(zhuǎn)型，氫能或成萬億藍海市場1.1、 氫能：清潔低碳的綠色能源氫能作為一種清潔低碳、熱值高、來源多樣、儲運靈活的綠色能源，被譽為 21 世紀(jì)的“終極能源”。1）清潔低碳：與傳統(tǒng)的化石燃料不同，氫氣和氧氣可 以通過燃燒產(chǎn)生熱能，也可以通過燃料電池轉(zhuǎn)化成電能；而在氫轉(zhuǎn)化成電和熱的 過程中，只產(chǎn)生水，并不產(chǎn)生溫室氣體或細粉塵。2）熱值高：其熱值可達到 120MJ/kg，是同質(zhì)量化石燃料的 3 倍。3）來源多樣：氫可以通過化石燃料、 電解水、核能、光催化等多種方式制取。4）儲運靈活：氫可以以氣態(tài)、液態(tài)或 固態(tài)的金屬氫化物等形態(tài)出現(xiàn)，能適應(yīng)不同場

2、景的要求。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、藍氫、綠 氫?；覛涫侵竿ㄟ^化石燃料燃燒產(chǎn)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(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。根據(jù) 2020 年中國氫能聯(lián)盟發(fā)布的低碳氫、清潔氫 與可再生氫標(biāo)準(zhǔn)與評價，制取單位氫氣溫室氣體排放量14.51kgCO2eq/kgH2 的氫氣為低碳氫，制取單位氫氣溫室氣體排放量4.9kgCO2eq/kgH2的氫氣為 清潔氫，可再生氫在溫室氣體

3、排放量4.9kgCO2eq/kgH2的基礎(chǔ)上同時要求制 氫能源為可再生能源。即可再生氫、清潔氫與通俗意義上的“綠氫”相當(dāng)，低碳 氫與“藍氫”相當(dāng)。氫能產(chǎn)業(yè)鏈所涉及的環(huán)節(jié)和應(yīng)用場景眾多，發(fā)展空間廣闊。氫能產(chǎn)業(yè)鏈包括 上游氫能制取、中游氫能儲存運輸、下游交通領(lǐng)域&儲能領(lǐng)域&工業(yè)領(lǐng)域應(yīng)用等。 其中上游制氫包括化石能源制氫、電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫等；儲運環(huán)節(jié)分為液 氫儲運、高壓儲運、固態(tài)儲運、有機液態(tài)儲運。氫能的下游利用領(lǐng)域廣闊，包括 交通運輸、儲能、工業(yè)應(yīng)用等。其中交通領(lǐng)域是氫能行業(yè)發(fā)展初期的重要突破口， 氫能燃料電池車發(fā)展前景可期。1.2、 政策體系逐漸明朗，氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展迎來新格局國家政策陸續(xù)出臺

4、，引導(dǎo)氫能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。氫能及燃料電池的發(fā)展關(guān)系到 我國能源發(fā)展戰(zhàn)略、生態(tài)文明建設(shè)以及戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)布局。2019 年氫能源首 次被寫入政府工作報告，政府工作任務(wù)中明確將推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)。 2021 年國務(wù)院在“十四五”規(guī)劃及 2035 年遠景目標(biāo)綱要中提到，在包括 氫能與儲能在內(nèi)的前沿科技和產(chǎn)業(yè)變革領(lǐng)域，組織實施未來產(chǎn)業(yè)孵化與加速計 劃。2021 年底，“十四五”工業(yè)綠色發(fā)展規(guī)劃出臺，對加快氫能技術(shù)創(chuàng)新 和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、開展可再生能源電解制氫、鼓勵氫能等替代能源在化工領(lǐng)域的 應(yīng)用、開展綠氫裝備基礎(chǔ)研究等方面做出規(guī)劃。國家對發(fā)展氫能持積極態(tài)度，相 關(guān)政策密集出臺，氫能產(chǎn)業(yè)鏈有望迎來高速

5、發(fā)展期。各省市政策目標(biāo)明確，“十四五”期間加碼燃料電池汽車和加氫站布局。地 方政府對于氫能產(chǎn)業(yè)布局具有較高的積極性，自 2020 年以來，已有北京、上海、 廣東、浙江等 16 個省市先后制定了氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)相關(guān)政策和規(guī)劃，對加 氫站的規(guī)劃建設(shè)、氫燃料電池汽車的推廣應(yīng)用、核心產(chǎn)業(yè)鏈的布局等都進行了詳 細布局。1.3、 碳中和推動需求增長，氫能有望迎來萬億級市場空 間根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的預(yù)測，在 2030 年碳達峰情景下，我國氫氣的年需求量 將達到 3715 萬噸，在終端能源消費需求量中占比約為 5%，到 2050 年氫氣需 求量將達到 9690 萬噸，2030-2050 年均復(fù)合增長率為 4.

6、9%。在 2060 年碳中和 情景下，我國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在終端能源消費需求量中占 比約為 20%，2030-2060 氫氣需求量年均復(fù)合增長率為 4.3%。氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，市場空間廣闊。氫能作為一種來源廣泛的二次能源，是 推動傳統(tǒng)能源順利過渡到可再生能源的最佳互聯(lián)媒介，能夠促進工業(yè)、建筑、交 通運輸?shù)犬a(chǎn)業(yè)大規(guī)模實現(xiàn)脫碳，是我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的必經(jīng)之路。我們對氫 能供應(yīng)端市場規(guī)模進行測算。核心假設(shè)：1）2030 年及以后煤制氫和天然氣制氫 增加 CCUS 技術(shù)成本。2）電解水制氫以堿性電解水制氫成本為準(zhǔn)，且隨著可再 生能源發(fā)電成本下降，電解水制氫成本下降；工業(yè)副產(chǎn)氫

7、以焦?fàn)t煤氣制氫成本為 準(zhǔn)。3）可再生能源制氫降本空間較大，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，2025 年，可再 生能源電解水制氫成本有望降低至 25 元/kg 氫氣，彼時將具備與天然氣制氫進 行競爭的條件；2030 年，可再生能源電解水制氫成本將低至 15 元/kg 氫氣。4） 根據(jù)中國氫能聯(lián)盟對中國氫氣供給結(jié)構(gòu)的預(yù)測，可再生能源制氫占比不斷提升， 2020 年、2030 年、2050 年的占比分別為 3%、15%、70%。5）目前行業(yè)仍處 于發(fā)展初期；至 2030 年，氫能產(chǎn)業(yè)有望快速發(fā)展，行業(yè)成本不斷下降，利潤率 有望提升；至 2050 年，氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成熟，行業(yè)規(guī)模不斷擴大，行業(yè)競爭激烈 利潤率下滑

8、，因此假設(shè) 2020/2030/2050 年利潤率分別為 10%/15%/8%。綜合來看，短期內(nèi)由于綠氫、藍氫的占比提升，制氫成本在 2020-2030 年 有一定程度上的增長，但隨著可再生能源制氫的發(fā)展，到 2050 年我國平均制氫 成本有望達到 12.37 元/kg，氫能供應(yīng)端市場規(guī)模達到 13027 億元，制氫端市場 規(guī)?？捎^，2020-2050 年均復(fù)合增長率為 3.9%。2、 短中期化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫將成為我國氫氣供給的主要來源2.1、 制氫路徑差異大，化石能源制氫仍占主導(dǎo)地位全球范圍內(nèi)化石能源制氫仍占主導(dǎo)地位，天然氣制氫占比較高。氫的制取有 多種方式，其中主要包括化石能源制氫

9、、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫。2020 年， 全球 9000 萬噸的氫需求量幾乎完全由化石能源制氫滿足，其中天然氣制氫占氫 生產(chǎn)量的 59%。根據(jù) IEA 數(shù)據(jù)，化石能源制氫的主導(dǎo)地位使氫生產(chǎn)在 2020 年造 成近 9 億噸二氧化碳直接排放，占全球能源和工業(yè)二氧化碳排放量的 2.5%。我國為世界第一制氫大國，煤制氫是首要制氫方式。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟與石 油和化學(xué)規(guī)劃院的統(tǒng)計，2019 年我國氫氣產(chǎn)能約 4100 萬噸/年，產(chǎn)量約 3342 萬噸，為世界第一制氫大國。其中，煤制氫是最主要的制氫方式，產(chǎn)量達到 2124 萬噸，占比約 64%。其次為工業(yè)副產(chǎn)氫和天然氣制氫，產(chǎn)量分別為 708 萬噸和 4

10、60 萬噸。電解水制氫產(chǎn)量約 50 萬噸，占比 1%。制氫路徑差異大，短中期化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫將成為我國氫氣供給的 主要來源。不同制氫路徑主要在能效、碳排放、經(jīng)濟性方面存在較大差異。這幾種制氫方式中，天然氣制氫由于我國天然氣資源緊缺、對外依存度較高以及定價 等問題發(fā)展受限；煤制氫技術(shù)發(fā)展成熟，但污染物和碳排放強度高；電解水制氫 基本可以實現(xiàn)零碳排放，但目前產(chǎn)量小。成本方面，目前煤制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫的 成本較低，根據(jù) 2020 年中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告，在煤價為 200-1000 元/噸時， 煤制氫成本約為 6.77-12.14 元/kg；天然氣價格為 1-5 元/Nm時，天然氣制氫 成本為

11、7.5-24.3 元/kg；電解水制氫成本較高，電價為 0.6 元/kwh 時，電解水 制氫成本達到 40 元/kg。因此在電解水制氫發(fā)展初期，化石能源制氫和化工工 業(yè)副產(chǎn)氫將成為我國氫氣供給的主要來源。2.2、 化石能源制氫：利用 CCUS 技術(shù)生產(chǎn)“藍氫”是未 來發(fā)展趨勢化石能源制氫指的是煤炭、天然氣、石油等制取氫氣，其中煤制氫和天然氣 制氫的應(yīng)用最廣泛。煤制氫是目前我國工業(yè)大規(guī)模制氫的首選。煤炭與氣化劑混合后在高溫高壓 條件下進行反應(yīng)生成混合氣體，通過后續(xù)工藝提純除雜后，可獲得高純氫氣。煤 制氫歷史悠久，由于其技術(shù)路線成熟穩(wěn)定、制備成本較低，是我國各類制氫工藝 路線中最具經(jīng)濟性和應(yīng)用最廣

12、泛的路徑，2019 年我國煤制氫產(chǎn)量達到 2124 萬 噸，占我國氫氣總產(chǎn)量的 64%，是目前工業(yè)大規(guī)模制氫的首選方式。天然氣制 氫主要通過 SMR(Steam Methane Reformer)甲烷蒸汽重整，在高溫及催化劑存 在的條件下，使甲烷與水蒸氣發(fā)生反應(yīng)生成合成氣，廣泛應(yīng)用于生產(chǎn)煉廠氫氣、 純氫、合成氣和合成氨原料。2019 年我國利用天然氣制氫產(chǎn)量為 460 萬噸，占 我國氫氣總產(chǎn)量 14%?，F(xiàn)階段煤制氫成本低于天然氣制氫，但天然氣制氫成本下降空間更大，未來 CCUS 成本疊加或?qū)⒖s小天然氣制氫成本與煤制氫成本差距。根據(jù) 2021 年張軒 等學(xué)者在氫能供應(yīng)鏈成本分析及建議一文中的測算

13、，在原料天然氣到廠價為 2.5 元/Nm3，煤炭為 600 元/噸時，天然氣制氫成本為 12.8 元/kg，煤制氫成本 為 10.96 元/kg，煤制氫相對于天然氣制氫成本優(yōu)勢突出。目前國內(nèi)煤氣化制氫 企業(yè)已形成較大生產(chǎn)規(guī)模，未來降本空間小。中長期看，國內(nèi)外天然氣供需修復(fù) 確定性強，未來天然氣供需格局將趨于寬松，天然氣價格也將呈現(xiàn)逐漸下降并最 終維持在相對低位的合理均衡水平，因此我們認(rèn)為我國天然氣制氫成本下降彈性 大，未來實際降本情況應(yīng)關(guān)注天然氣價格。無論天然氣制氫還是煤制氫，生產(chǎn)過 程中都伴隨二氧化碳產(chǎn)生。根據(jù) IEA 數(shù)據(jù)，煤制氫的單位碳排放量約為 19kgCO2/kgH2，天然氣制氫的單

14、位碳排放量約為 10kgCO2/kgH2。在目前的技 術(shù)水平下（2020 年），我們對結(jié)合 CCUS 技術(shù)的煤制氫和天然氣制氫成本進行測算，天然氣制氫疊加 CCUS 技術(shù)成本后，成本達到 17.02 元/kg，而利用 CCUS 技術(shù)后煤制氫成本達到 16.44 元/kg，煤制氫相較于天然氣制氫的成本優(yōu)勢縮小。CCUS 技術(shù)有望持續(xù)降本，未來疊加 CCUS 技術(shù)的天然氣制氫和煤制氫路線 成本或?qū)⒊掷m(xù)下降。在“雙碳”目標(biāo)下，通過 CCUS 技術(shù)所生產(chǎn)的“藍氫”是 未來的方向。但由于 CCUS 技術(shù)尚不成熟，國內(nèi)除了幾個示范項目外，尚未大 規(guī)模推廣。根據(jù)中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2020中的 CCUS

15、技術(shù)的發(fā)展趨勢和 目標(biāo)，2025 年 CO2 捕集成本為 0.15-0.4 元/kg，2050 年 CO2 捕集成本下降到 0.11-0.24 元/kg。因此，未來疊加 CCUS 技術(shù)的天然氣制氫和煤制氫成本或?qū)?持續(xù)下降。2.3、 工業(yè)副產(chǎn)氫：低成本、分布式氫源工業(yè)副產(chǎn)氫類型多樣，助力資源利用效率提高。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、合成氨合成甲 醇等工業(yè)的副產(chǎn)氫。提純利用其中的氫氣既能提高資源利用效率和經(jīng)濟效益，同 時在原有產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)之上基本不會產(chǎn)生額外的污染以及碳排放。1）煉焦副產(chǎn)氫： 焦?fàn)t煤氣中混合的氫氣，通過向高溫焦炭噴淋水的方式給焦

16、炭降溫，高溫焦炭與 水發(fā)生水煤氣化學(xué)反應(yīng)釋放大量氫氣。2）氯堿副產(chǎn)氫：用電解飽和氯化鈉溶液 的方法來制取氫氧化鈉、氯氣和氫氣。3）合成氨：以氫氣為直接原料，在馳放 氣中含有大量未完全參與反應(yīng)的氫氣。4）丙烷脫氫：通過高溫催化作用將丙烷 中的氫脫離生成丙烯，過程中會副產(chǎn)大量純度較高氫氣。5）乙烷裂解：蒸汽裂 解是生產(chǎn)乙烯最常用的方法，乙烷在 750-850、150-350kPa 條件下發(fā)生脫氫 反應(yīng)生成乙烯，并副產(chǎn)氫氣。工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)能分布比較分散，整體上靠近能源負荷中心。焦化廠主要分布 在華北、華東地區(qū)。較大規(guī)模的氯堿廠主要分布在新疆、山東、內(nèi)蒙古、上海、 河北等省市，合成氨醇企業(yè)主要分布在山東

17、、山西、河南等省份。丙烷脫氫項目 主要分布在華東及沿海地區(qū)。從目前來看，國內(nèi)工業(yè)副產(chǎn)氫是燃料電池行業(yè)氫源 的較優(yōu)選擇。國內(nèi)氯堿、PDH 和乙烷裂解行業(yè)集中在華東、華北等經(jīng)濟發(fā)達、 人口稠密的能源負荷中心，在對這些裝置進行低強度的改造之后可同時解決周邊 區(qū)域的供氫和副產(chǎn)氫高效利用的問題。我國氯堿、煉焦等行業(yè)有大量工業(yè)副產(chǎn)氫資源，產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)較好。中國是全球 最大的焦炭生產(chǎn)國，2020 年焦炭產(chǎn)量達 4.7 億噸，每 1 噸焦炭可產(chǎn)生約 400m 的焦?fàn)t煤氣，其中氫氣含量約 44%，理論可副產(chǎn)氫氣約 740 萬噸；中國 2020 年實現(xiàn)燒堿產(chǎn)量 3643 萬噸，理論可副產(chǎn)氫氣約 91 萬噸；根據(jù)中國氫

18、能產(chǎn)業(yè) 發(fā)展報告 2020，2020 年我國輕烴裂解的副產(chǎn)氫供應(yīng)潛力為 30 萬噸/年；2018 年合成氨醇副產(chǎn)氫供應(yīng)潛力達到 118 萬噸。我國焦炭和燒堿等相關(guān)化工產(chǎn)業(yè)制 備工藝比較成熟，未來焦?fàn)t煤氣副產(chǎn)氫和氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫在產(chǎn)量規(guī)模上將基本維 持平穩(wěn)。丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫純度高，釋放氫氣供給的潛力大。丙烷脫氫后 粗氫的純度已經(jīng)高達 99.8%，變壓吸附提純后可達 99.999%。乙烷裂解產(chǎn)生的 氫氣純度也同樣在 95%以上，提純后可滿足燃料電池用氫標(biāo)準(zhǔn)的要求。截至 2020 年底，我國已投產(chǎn)的 PDH 裝置有 12 套，合計產(chǎn)能 671 萬噸，投產(chǎn)產(chǎn)能副產(chǎn)氫 氣約 25 萬噸/年。20

19、21 年我國新增 PDH 產(chǎn)能 246 萬噸/年，可以副產(chǎn)氫氣 9 萬 噸/年。根據(jù)乙烷裂解規(guī)劃項目，未來乙烷裂解有望釋放約 235 萬噸/年副產(chǎn)氫。 丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)氫可作為我國氫能發(fā)展初期的重要氫源。2.4、 電解水制氫：發(fā)展?jié)摿薮螅俏磥戆l(fā)展方向制氫方式綠色環(huán)保，可再生能源制氫量有望提升至 1 億噸/年。電解水制氫 是一種綠色環(huán)保、操作靈活的制氫手段，產(chǎn)品純度高，且可與風(fēng)電、光伏等可再 生能源耦合制氫，實現(xiàn)氫氣的大規(guī)模生產(chǎn)。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，2030 年， 我國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到 1200GW-2000GW，按照可再生能源 電解水制氫 5%的比例配置，可再生氫產(chǎn)

20、量可達 500 萬噸/年，可滿足 2030 年氫 氣總需求量的 13%。2035 年，我國可再生氫產(chǎn)量有望達到 1500 萬噸/年。預(yù)計 到 2060 年我國可再生氫產(chǎn)量有望提升至 1 億噸/年，占 2060 年氫氣年度總需求 的 77%。脫碳需求是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的最大動力，隨著深度脫碳的需求增加和低 碳清潔氫的經(jīng)濟性提升，氫能供給結(jié)構(gòu)將從以化石能源為主的非低碳氫逐步過渡 到以可再生能源為主的低碳清潔氫。堿性電解實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用，未來 PEM 電解應(yīng)用優(yōu)勢明顯。目前共有三 種電解水技術(shù)，根據(jù)電解質(zhì)的不同分為堿性電解水制氫、質(zhì)子交換膜（PEM）電 解水制氫、固體氧化物電解水制氫。堿性電解水制氫技

21、術(shù)具有投資費用少、操作 簡便、運行壽命長等優(yōu)點，目前已經(jīng)實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用，但能量轉(zhuǎn)化效率較低， 且產(chǎn)氣需要脫堿。質(zhì)子交換膜電解池保證了產(chǎn)物的純度，同時具有電流密度大、 電解效率高、無污染、結(jié)構(gòu)密集、體積小等優(yōu)點，而且可以快速變載，響應(yīng)時間 短，與光伏、風(fēng)電（發(fā)電的隨機性和波動性大）匹配性較好。雖然目前受制于膜 電極的高成本，但是技術(shù)發(fā)展前景較好，是目前研發(fā)的主要方向。PEM 電解能 較好適配波動性較強的可再生能源離網(wǎng)制氫。固體氧化物電解技術(shù)尚未廣泛商業(yè) 化應(yīng)用。風(fēng)能、光伏發(fā)電成本不斷下降，未來電解水制氫經(jīng)濟性凸顯。截至 2020 年， 我國光伏、風(fēng)電累計裝機量分別為 253GW、282GW，

22、同比增長 24%、34%。隨 著大規(guī)模的風(fēng)電、光伏等可再生能源裝機發(fā)電，可再生能源制氫發(fā)展將迎來突破。 根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，2025 年，可再生能源電解水制氫成本有望降低至 25 元/kg 氫氣，彼時將具備與天然氣制氫進行競爭的條件；2030 年，可再生能源 電解水制氫成本將低至 15 元/kg 氫氣，具備與配套 CCUS 的煤制氫競爭的條件。 可再生能源發(fā)電成本的下降是降低電解水制氫成本的重要途徑，隨著我國光伏及 風(fēng)電裝機量的增長，未來電解水制氫競爭力凸顯。2.5、 企業(yè)布局加快，彰顯氫能市場發(fā)展前景在“雙碳”目標(biāo)的驅(qū)動下，國內(nèi)部分企業(yè)陸續(xù)布局氫能產(chǎn)業(yè)，充分體現(xiàn)了氫 能領(lǐng)域的發(fā)展前景。目前

23、國內(nèi)企業(yè)已經(jīng)在布局包括制氫、儲氫、加氫、用氫等環(huán) 節(jié)在內(nèi)的全產(chǎn)業(yè)鏈，并取得了一批技術(shù)研發(fā)和示范應(yīng)用的成果。其中，中國石化 和國家能源集團是國內(nèi)氫氣產(chǎn)能最大的兩家企業(yè)，2021 年國家能源集團生產(chǎn)氫 氣 400 萬噸；圍繞“雙碳”目標(biāo)，中國石化率先發(fā)展綠氫產(chǎn)業(yè)，積極推動石化 產(chǎn)業(yè)綠色低碳發(fā)展，年生產(chǎn)氫氣約 390 萬噸。3、 氫能高壓氣態(tài)儲運占主導(dǎo)，發(fā)展非氣態(tài) 儲運是大規(guī)模運輸?shù)那疤?.1、 高壓氣態(tài)運輸應(yīng)用最廣泛，液氫和管道運輸適用長 距離運輸氫氣儲運指的是氫氣制成后運往加氫站的過程。現(xiàn)階段，中國普遍采用 20MPa 氣態(tài)高壓儲氫與集束管車運輸?shù)姆绞健鈶B(tài)儲氫由于氫氣密度小，而儲 氫壓力容器自

24、重大，國內(nèi)常見的單車運氫量約為 260-460kg，只占總運輸質(zhì)量的 1%-2%。在加氫站日需求量 500kg 以下的情況下，氣氫拖車運輸節(jié)省了液化成 本與管道建設(shè)的前期投資成本，在一定儲運距離以內(nèi)經(jīng)濟性較高。當(dāng)用氫規(guī)模擴 大、運輸距離增長后，采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才能滿足高效經(jīng)濟的 要求。液氫運輸是指在標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下，將氫氣冷卻至-253形成液體，儲存至低溫 絕熱的液氫罐中，并裝載于液氫槽車中進行運輸。每次可運輸氫氣約 4000kg， 是氣氫拖車運量的 10 倍左右，大大提高了運輸效率，適合大批量、遠距離運輸。 液氫在國內(nèi)僅在航天領(lǐng)域有少量實際應(yīng)用，民用缺乏相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。管道輸氫是實現(xiàn)氫

25、氣大規(guī)模、長距離、低成本運輸?shù)闹匾绞健?019 年全 球已建成的氫氣管道近 5000 公里，而中國不足 100 公里。目前的研究熱點是利 用現(xiàn)有的天然氣管網(wǎng)混氫運輸。3.2、 液氫運輸未來降本空間大良好的氫氣運輸方式是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件。當(dāng)前我國氫氣運輸以高壓 氣氫公路運輸為主，費用過高，既有上下游不能有效銜接的原因，也有下游需求 量不足的原因。未來隨著氫氣用量的增長以及終端設(shè)施的建設(shè)，我國需要逐步優(yōu) 化氫氣運輸方式，逐步構(gòu)建便捷和低成本的氫氣運輸網(wǎng)絡(luò)，大幅降低中間環(huán)節(jié)成 本。未來應(yīng)面向大規(guī)模的液氫生產(chǎn)需求，解決氫液化系統(tǒng)效率低、投資大的主要 問題。未來，相關(guān)法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)完善后，國內(nèi)

26、液氫的生產(chǎn)與運輸將實現(xiàn)民用 化，液氫生產(chǎn)與儲運成本將快速下降。此外，應(yīng)發(fā)展國內(nèi)民用液氫市場，提升液 氫設(shè)備的規(guī)?；c國產(chǎn)化生產(chǎn)水平，促進技術(shù)成果轉(zhuǎn)化應(yīng)用。4、 氫的應(yīng)用：氫燃料電池汽車是氫能發(fā)展 初期的重點突破方向化工領(lǐng)域需求目前占主導(dǎo)地位，未來交通領(lǐng)域需求或?qū)⒏咚僭鲩L。2019 年 國內(nèi)氫氣需求量約為 2000 萬噸，由于我國當(dāng)前氫燃料電池汽車數(shù)量較少，所以 用作動力能源的氫氣不多，氫氣主要用于化工原料，例如合成氨、煉油油品精制、 甲醇生產(chǎn)等。其中 2019 年合成氨氫氣需求量占比為 32%，甲醇、煉油與化工氫 氣需求量占比分別 27%、25%。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，在 2030 年碳達峰情

27、景 下，我國氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費需求量中占比約為 5%，在 2060 年碳中和情景下，我國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在 終端能源消費需求量中占比約為 20%；其中，工業(yè)領(lǐng)域用氫占比仍然最大，約 7794 萬噸，占氫氣總需求量的 60%；交通運輸領(lǐng)域用氫 4051 萬噸，發(fā)電與電 網(wǎng)平衡用氫 600 萬噸，建筑領(lǐng)域用氫 585 萬噸，分別占比 31%、5%、4%。4.1、 加氫站進入快速發(fā)展階段加氫站進入快速發(fā)展階段，有望達到千億市場規(guī)模。截至 2021 年 6 月初， 我國已建成加氫站共計 141 座，其中 119 座在運營，22 座已建成，另有

28、73 座 正在建設(shè)。同時，從中國歷年建設(shè)加氫站的數(shù)量情況來看，2020 年在國家“以 獎代補”政策出臺較晚的情況下，仍然建成 47 座加氫站，超額完成了中國標(biāo)準(zhǔn) 化研究院資源與環(huán)境分院發(fā)布的中國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展藍皮書(2016)中 “到 2020 年，加氫站數(shù)量達到 100 座”的目標(biāo)，我國加氫站建設(shè)數(shù)量遠超預(yù)期。 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 年間將突破千億。隨著相關(guān)政策的逐漸完善、技術(shù)標(biāo) 準(zhǔn)的逐步規(guī)范，裝備技術(shù)的不斷進步，

29、未來我國加氫站發(fā)展空間巨大。加氫站建設(shè)較為集中，廣東省位列第一。我國加氫站主要集中在東部沿海等 氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為領(lǐng)先的省市，截至 2021 年廣東省已運營、已建成、 在建及擬建的加氫站共 61 座，排名全國第一，占比 18%；上海 44 座，排名第 二，占比 13%；河北 36 座，占比 11%。全國前 8 個省市的加氫站布局?jǐn)?shù)據(jù)占 總體的 76%，目前國內(nèi)氫能區(qū)域發(fā)展較為集中。規(guī)模化和設(shè)備國產(chǎn)化推動加氫站降本根據(jù)氫氣來源，加氫站可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站。加氫站是氫 燃料電池產(chǎn)業(yè)化、商業(yè)化的重要基礎(chǔ)設(shè)施。加氫站的技術(shù)路線主要包含站內(nèi)制氫 技術(shù)和外供氫技術(shù)。外供氫加氫站通過長

30、管拖車、液氫槽車或者管道輸運氫氣至 加氫站后，在站內(nèi)進行壓縮、存儲、加注等操作。站內(nèi)制氫加氫站是在加氫站內(nèi) 配備了制氫系統(tǒng)，制得的氫氣經(jīng)純化、壓縮后進行加注。站內(nèi)制氫可以省去較高 的氫氣運輸費用，但是增加了加氫站系統(tǒng)復(fù)雜程度和運營水平，目前我國仍以外 供加氫站為主。核心設(shè)備壓縮機依賴進口，加氫機國產(chǎn)化進程有望推進。外供加氫站的主要 設(shè)備包括儲氫裝置、壓縮設(shè)備、加注設(shè)備、站控系統(tǒng)等，其中壓縮機成本占總成 本比例較高，約占 30%。由于國內(nèi)缺乏成熟量產(chǎn)的加氫站設(shè)備廠商，進口設(shè)備 推高了加氫站建設(shè)成本。壓縮機是將氫源加壓注入儲氫系統(tǒng)的核心裝置。目前國 內(nèi)加氫站應(yīng)用最廣泛的是 PDC 公司生產(chǎn)的隔膜壓

31、縮機。國內(nèi)生產(chǎn)的壓縮機多為 用于石油、化工領(lǐng)域的工業(yè)氫氣壓縮機，輸出壓力難以滿足加氫站技術(shù)要求。加 氫機是實現(xiàn)氫氣加注服務(wù)的設(shè)備，對加氫機的承壓能力和安全性要求較高。目前 設(shè)備制造的發(fā)展方向主要是加速氫氣壓縮機的國產(chǎn)化進程，從而降低加氫站的建 設(shè)成本，促進氫能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。目前一座加注能力 500kg/d 的固定式加氫站投資規(guī)模大約需要 700-1200 萬元，相當(dāng)于傳統(tǒng)加油站的 3 倍，除建設(shè)成本外，設(shè)備維護、運營、人工等運營 成本也同樣較高。根據(jù)中國電動汽車百人會預(yù)測，在技術(shù)進步及規(guī)模效應(yīng)下，壓 縮機、儲氫罐等設(shè)備的單位投資成本將大幅下降。當(dāng)壓縮機、儲氫罐、加氫系統(tǒng) 需求量增加到 100

32、套/年時，未來加氫站降本空間在 21%左右。未來隨著加氫站 規(guī)模的擴大，單位加注成本會隨之下降。企業(yè)加快布局加氫站建設(shè)目前，中國氫能源發(fā)展僅處于起步階段，未來 5 年，隨著中國氫能源汽車保 有量的快速增長以及加氫設(shè)施需求的提升，相關(guān)企業(yè)對于加氫站建設(shè)以及運營的 參與熱度將隨之增高，其中中國石化在“十四五”期間規(guī)劃建設(shè) 1000 座加氫站， 打造中國第一氫能公司。4.2、 氫燃料電池汽車：短中期氫能需求的主要增量氫燃料電池可緩解傳統(tǒng)汽車燃油發(fā)動機高碳排放問題，同時解決鋰電池續(xù)航 時間短的缺點。為降低碳排放帶來的環(huán)保壓力，目前我國主要通過鋰電池、燃料 電池等新能源產(chǎn)品代替?zhèn)鹘y(tǒng)汽車燃油發(fā)動機。相比鋰

33、電池，氫燃料電池具備顯著 優(yōu)勢。從補給時長來看，鋰電池充滿電需 30min-8h，氫燃料電池補給時間只需 要 3-20min；續(xù)航里程方面，氫燃料電池續(xù)航里程可達 600km 以上，鋰電池僅 為450km，且受環(huán)境溫度影響較大；能量密度方面，鋰電池普遍在90-140Wh/kg， 氫燃料電池則達 600Wh/kg，理論上限為 1-2 萬 Wh/kg，在性能上相比鋰電池 具備多重優(yōu)勢。全球氫燃料電池汽車發(fā)展迅速，我國在細分市場占據(jù)主導(dǎo)地位。截至 2021 年 6 月，全球氫燃料電池汽車保有量約為 4.28 萬輛。從 2017 年到 2020 年，氫 燃料電池保有量平均每年增長 70%，全球氫燃料電

34、池汽車部署主要集中在乘用 車上，截至 2020 年底，使用氫燃料電池的乘用車占氫燃料電池汽車存量的 75%， 公交車約占 16%，商用車占 9%。根據(jù)國際能源署統(tǒng)計數(shù)據(jù)，在國內(nèi)燃料電池客 車和商用車領(lǐng)域的政策推動下，目前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。2020 年我國擁有全球 93%的燃料電池公交車保有量和全球 99% 的燃料電池商用車保有量。2020 年中國新出臺的燃料電池汽車補貼政策旨在提 升中國氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的制造能力，重點是推動在中重型商用車中使用燃料 電池，中國在全球氫燃料電池商用車領(lǐng)域的主導(dǎo)地位將會持續(xù)。我國氫燃料汽車進入商業(yè)化初期，未來發(fā)展空間廣闊。20

35、16-2020 年，中國 氫燃料電池汽車保有量逐年上升，截至 2020 年底，我國氫燃料電池汽車年銷量 1177 輛，保有量 7352 輛，2016-2020 年復(fù)合增長率為 58%。標(biāo)志著我國氫燃 料電池汽車正在逐漸被市場認(rèn)可接納，氫燃料汽車進入商業(yè)化初期。根據(jù)中國 氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書 2019中的預(yù)測，中國氫燃料電池汽車保有量在2025 年、2030 年將分別增長至 10、100 萬輛，市場規(guī)模達到 800、7500 億元， 至 2050 年將達到 3000 萬輛以上，市場規(guī)模增至萬億級。未來氫燃料電池重卡和乘用車規(guī)模有望快速擴大，發(fā)揮氫燃料電池在長距 離、重載領(lǐng)域的優(yōu)勢。根據(jù)中國

36、的實際情況，氫能在國內(nèi)交通領(lǐng)域的應(yīng)用具有氫 燃料電池商用車先發(fā)展，氫燃料電池乘用車后發(fā)展的特點。根據(jù)中國電動汽車百 人會的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至 2019 年底，氫能燃料電池物流車運行達到 60.5%，氫能 燃料電池乘用車只用于租賃，占比僅為 0.1%。未來隨著氫燃料電池系統(tǒng)技術(shù)成 熟以及成本下降，在重卡和乘用車中的應(yīng)用規(guī)模將快速擴大，發(fā)揮氫燃料電池在 長距離、重載領(lǐng)域的優(yōu)勢，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，至 2050 年氫燃料電池重卡 和乘用車的市場滲透率將達到 75%、12%。燃料電池系統(tǒng)及儲氫系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)和核心材料的突破，可降低綜合成本，對 產(chǎn)品技術(shù)路徑的發(fā)展起到?jīng)Q定性的作用。規(guī)?；a(chǎn)、技術(shù)成熟度提升

37、是燃料電 池系統(tǒng)及儲氫系統(tǒng)價格下降的兩大驅(qū)動因素。催化劑及質(zhì)子交換膜的國產(chǎn)化、碳 紙國產(chǎn)化、電堆功率密度提升、空壓機及循環(huán)泵國產(chǎn)化、部件標(biāo)準(zhǔn)化模具、型 儲氫瓶應(yīng)用等是成本下降的主要技術(shù)迭代因素。其中，電堆核心材料的技術(shù)自主 化與國產(chǎn)化生產(chǎn)的實現(xiàn)，將使得燃料電池的成本明顯下降。5、 重點公司分析5.1、 中國石化：打造中國第一氫能公司中國石化大力發(fā)展氫能，積極推進制氫、提純、儲運和加氫示范站等基礎(chǔ)設(shè) 施建設(shè)。據(jù)公司 2019 年可持續(xù)發(fā)展進展報告，2018 年，公司加入國際氫能理 事會，與相關(guān)氫能企業(yè)開展深入交流與合作。2019 年 11 月，公司與法國液化空 氣集團共同簽署合作備忘錄，由公司發(fā)

38、起成立氫能公司，致力于氫能技術(shù)研發(fā)及 基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)建設(shè)，共同推動氫能和燃料電池汽車整體解決方案在中國的推廣和 應(yīng)用，聯(lián)合打造氫能產(chǎn)業(yè)鏈和氫能經(jīng)濟生態(tài)圈。公司 2019 年相繼在廣東、浙江、 上海等地建成 4 座油氫合建站，2020 年在廣東建成 3 座油氫合建站，據(jù)證券日 報報道，2021 年 3 月公司在貴州的首座油氫綜合能源站投運。未來，公司將在 廣東、江蘇、湖北、四川、重慶等地開展加氫站試點項目。公司的油氫合建站可 實現(xiàn)油、氫、電能源的一體化供給，主要服務(wù)于使用氫燃料的公交線路及物流運 輸車隊。另外，公司探索布局氫能全產(chǎn)業(yè)鏈，涵蓋上游的氫氣制儲運環(huán)節(jié)、中游 的燃料電池系統(tǒng)以及下游的各應(yīng)用

39、領(lǐng)域。布局制氫業(yè)務(wù)，全面推進綠氫示范項目。截至 2021 年，中國石化實現(xiàn)年生 產(chǎn)氫氣約 390 萬噸，占全國氫氣產(chǎn)量的 11%左右。2019 年 1 月，中國石化鎮(zhèn)海 煉化公司煤焦制氫裝置全流程一次打通，并成功產(chǎn)出合格產(chǎn)品，標(biāo)志著我國首套 采用國產(chǎn)化自主攻關(guān)高壓水煤（焦）漿氣化技術(shù)的煤焦制氫裝置開車成功。2021 年 11 月 30 日，中國石化宣布我國首個萬噸級光伏綠氫示范項目中國石化新 疆庫車綠氫示范項目正式啟動建設(shè)，項目投產(chǎn)后可年產(chǎn)綠氫 2 萬噸。在綠氫科技 方面，首套自主開發(fā)的質(zhì)子交換膜（PEM）電解水制氫示范站已投入運營。規(guī)劃建設(shè) 1000 座加氫站，打造中國第一氫能公司。中國石化

40、以打造世界領(lǐng) 先潔凈能源化工公司為愿景目標(biāo)，全力構(gòu)建“一基兩翼三新”產(chǎn)業(yè)格局，全面推 進氫能全產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)。目前在全國已累計建成加氫站 38 座，服務(wù) 2022 北京冬 奧會的 4 座加氫站已經(jīng)正式投入運營。同時，中國石化有 3 萬座加油站銷售網(wǎng) 絡(luò)，具備發(fā)展氫能交通的產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和先發(fā)優(yōu)勢。2021 年前三季度，中國石化實現(xiàn)營業(yè)收入 20034 億元，同比增長 29.0%； 歸母凈利潤 599 億元，同比增長 154.9%。2021Q3 末歸屬于上市公司股東的凈 資產(chǎn)達到 18873 億元，相比 2020 年末+8.8%；加權(quán)平均 ROE7.92%，同比增加 4.72pct。2021Q3 單季度實

41、現(xiàn)凈利潤 207.4 億元，同比減少 55.4%。5.2、 中國石油：積極布局氫能業(yè)務(wù)，為“綠色冬奧”提 供清潔能源服務(wù)構(gòu)建藍氫、綠氫多元供氫體系。2021 年，中國石油氫氣總產(chǎn)能已超過 260 萬噸/年，在環(huán)渤海、陜甘寧、華南、西南、新疆、黑龍江、吉林等 7 個區(qū)域部 署建設(shè) 19 個氫提純項目，發(fā)揮現(xiàn)有制氫能力和副產(chǎn)氫資源與二氧化碳捕集利用 相結(jié)合，實現(xiàn)“藍氫”供應(yīng)。公司充分發(fā)揮在化學(xué)化工和新材料領(lǐng)域的基礎(chǔ)優(yōu)勢， 構(gòu)建藍氫、綠氫多元供氫，進行氫電、電氫相互轉(zhuǎn)化，建立氫氣儲存、運輸、 終端加注供應(yīng)鏈。按照“戰(zhàn)略布局、穩(wěn)步推廣、規(guī)模發(fā)展”三步走階段部署，中 國石油堅持系統(tǒng)發(fā)展多元化制氫、低成本

42、高效儲運氫，打造國內(nèi)領(lǐng)先的氫能供應(yīng) 商、貿(mào)易商、服務(wù)商。增強氫能供應(yīng)保障，建設(shè)加氫站服務(wù)“綠色冬奧”。中國石油華北石化公司 作為距離雄安新區(qū)最近的煉化企業(yè)，立足京津冀協(xié)同、雄安新區(qū)建設(shè)、冬奧會辦等獨特區(qū)位優(yōu)勢，積極貫徹落實北京市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展實施方案（2021-2025 年）河北省氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展“十四五”規(guī)劃要求，瞄準(zhǔn)新能源，打造氫能源 示范基地，為北京率先打造氫能創(chuàng)新鏈和產(chǎn)業(yè)鏈以及構(gòu)建張家口氫能全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā) 展先導(dǎo)區(qū)、以雄安新區(qū)為核心的氫能產(chǎn)業(yè)研發(fā)創(chuàng)新高地提供氫能支撐。截至 2021 年底，北京冬奧會太子城和福田加氫站已建成投運，公司共 6 座加氫站正在開展 建設(shè)。2021 年前三季度，中國石油實

43、現(xiàn)營業(yè)收入 18803 億元，同比增長 31.8%； 實現(xiàn)歸屬于母公司股東凈利潤 751 億元，同比增長 646.4%；實現(xiàn)扣非后凈利潤 682 億元。其中 Q3 單季度，公司實現(xiàn)營業(yè)收入 6838 億元，同比增長 37.5%； 實現(xiàn)歸母凈利潤 220.9 億元，連續(xù)三個季度凈利潤超 200 億元。5.3、 衛(wèi)星化學(xué)：位居前列的 PDH 生產(chǎn)企業(yè)，副產(chǎn)高純 度氫氣副產(chǎn)高純度氫氣，PDH 項目產(chǎn)能豐富。衛(wèi)星化學(xué)是國內(nèi)丙烯酸及酯行業(yè)的 領(lǐng)先企業(yè)，也是國內(nèi)位居前列的 PDH 生產(chǎn)企業(yè)。公司采用丙烷脫氫以及乙烷裂 解的工藝會大量副產(chǎn)氫氣，而且氫氣純度可達到 99.999%，可直接作為氫能源 使用。20

44、21 年 3 月公司擬投資 102 億元，在獨山港區(qū)管委會區(qū)域內(nèi)投資新建年 產(chǎn) 80 萬噸 PDH 及配套裝置，并充分利用富余氫氣資源，該項目正在籌劃建設(shè) 中，預(yù)計 2023 年底建成。建成后公司氫氣產(chǎn)量將達到近 30 萬噸/年，屆時有望 成為華東地區(qū)最大的氫氣生產(chǎn)商?？傮w而言，公司未來項目儲備豐富，穩(wěn)步推進， 成長潛力可觀。牽手浙能集團，推動加氫站建設(shè)。公司與浙江省能源集團有限公司簽署戰(zhàn)略 合作協(xié)議，雙方約定由浙能集團發(fā)揮省屬能源企業(yè)全產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，牽頭探索加氫 站安全標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)。到 2022 年依托綜合供能服務(wù)站建成加氫示范站 20 座。 開展液氫制備、儲運、加注、供應(yīng)完整產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)痉?，建?/p>

45、一體化液氫綜合體系， 布局覆蓋全省的氫能供給網(wǎng)絡(luò)。公司發(fā)布 2021 年業(yè)績預(yù)告，預(yù)計 2021 年實現(xiàn)歸母凈利潤 57-63 億元，同 比增長 243%-279%；其中 Q4 單季度實現(xiàn)歸母凈利潤 14.4-20.4 億元，環(huán)比下 降 4%-32%，同比增加 90%-169%。5.4、 寶豐能源：“綠氫”示范項目領(lǐng)跑行業(yè)布局“綠氫”實現(xiàn)碳減排，打開公司成長空間。公司布局全球單廠規(guī)模最大、 產(chǎn)能最大的電解水制氫項目，2021 年首批裝置成功投產(chǎn)，項目全部達產(chǎn)后可年 產(chǎn) 2.4 億標(biāo)方綠氫和 1.2 億標(biāo)方綠氧。首批電解水制氫項目全部投產(chǎn)后，每年可 新增減少煤炭資源消耗約 38 萬噸，新增減少

46、CO2排放約 66 萬噸。如果按近期 煤價 1000 元/噸計算，每年可直接降低 3.8 億的原料成本，同時還有每年減少 66 萬噸 CO2排放的效益。此外公司將在 21 年底投產(chǎn) 30 臺單臺產(chǎn)能 1000 標(biāo)方/ 小時的高效堿性電解槽制氫裝備，該項目所產(chǎn)氫氣目前主要用于化工生產(chǎn)，減少 煤炭用量和二氧化碳排放。寶豐能源未來將向制氫儲能、氫氣儲運、加氫站建設(shè) 方向綜合發(fā)展，實現(xiàn)氫能全產(chǎn)業(yè)鏈一體聯(lián)動發(fā)展。公司發(fā)布 2021 年年度報告，21 年實現(xiàn)營業(yè)收入 233 億元，同比增長 46.29%；歸母凈利潤 70.70 億元，同比增長 52.95%；基本每股收益為 0.97 元。其中 Q4 單季度

47、實現(xiàn)營業(yè)收入 71.04 億元，同比+53.48%；實現(xiàn)歸母凈利潤 17.52 億元，同比+19.11%。5.5、 東華能源：看好公司 PDH 產(chǎn)能持續(xù)擴張帶來的高 成長性PDH 產(chǎn)能持續(xù)擴張，加大氫能源布局力度。截至 2021 年公司擁有張家港和 寧波兩個生產(chǎn)基地，總計擁有 186 萬噸/年 PDH（張家港 60 萬噸、寧波 126 萬 噸）的產(chǎn)能。此外，公司正在建設(shè)的茂名一期（I）項目（60 萬噸/年 PDH）計 劃于 2022 年年底投產(chǎn)，一期（II）項目（60 萬噸/年 PDH）預(yù)計將于 2023 年投 產(chǎn)。氫能源是公司的重要板塊，公司將進一步加大氫能源布局力度，并著力圍繞 制氫、充裝

48、、儲運和加氫，打造產(chǎn)業(yè)生態(tài)鏈閉環(huán)。合理規(guī)劃氫能資源，夯實 C3 產(chǎn)業(yè)鏈競爭優(yōu)勢。茂名項目的持續(xù)推進，能夠 為公司后期氫能利用提供更多的資源。一方面，公司利用高純度氫氣資源及渠道 優(yōu)勢，布局加氫站，打通氫能運輸通道，完善氫能供應(yīng)鏈，打造新的業(yè)績增長點； 另一方面，公司規(guī)劃建設(shè)產(chǎn)能 26 萬噸/年的丙烯腈及其配套項目，利用海外低價 丙烷資源及現(xiàn)有的丙烯和氫氣作為原料生產(chǎn)丙烯腈。該項目的落地，促進公司進 一步加強氫能源綜合利用，也為公司的產(chǎn)業(yè)升級及持續(xù)盈利能力的增強奠定了基 礎(chǔ)。2021 年前三季度，公司實現(xiàn)營業(yè)收入 214.5 億元，同比-9.6%，歸母凈利 潤 9.6 億元，同比-6.9%；其中

49、第三季度實現(xiàn)營業(yè)收入 71.9 億元，同比-1.3%， 歸母凈利潤 2.1 億元，同比-39.2%。5.6、 九豐能源：積極開展氫能產(chǎn)業(yè)布局，公司發(fā)展未來 可期進入氫能領(lǐng)域先天優(yōu)勢明顯，公司發(fā)展未來可期。公司是國內(nèi)專注于燃氣產(chǎn) 業(yè)中游及終端領(lǐng)域的大型清潔能源綜合服務(wù)提供商，主營產(chǎn)品包括液化天然氣 （LNG）、液化石油氣（LPG）等。公司參與氫能產(chǎn)業(yè)先天優(yōu)勢明顯，在化石能 源制氫方面具有資源與成本優(yōu)勢。目前公司初步確定的氫能布局方向包括制氫及 凈化技術(shù)的開發(fā)引進、PDH 裝置副產(chǎn)氫的提純、天然氣重整制氫、電解水制氫、 等。廣東省氫能政策支持力度加大，公司顯著受益。廣東城市群是我國首批燃料 電池汽

50、車示范城市群之一，省內(nèi)支持氫能發(fā)展的政策陸續(xù)出臺。2021 年 12 月， 廣東省發(fā)改委下發(fā)廣東省加快建設(shè)燃料電池汽車示范城市群行動計劃 （2021-2025 年）征求意見稿。到示范期末，廣東年供氫超過 10 萬噸，建成 加氫站約 200 座，示范城市群產(chǎn)業(yè)鏈更加完善。廣東氫能布局加速有望大幅提 升天然氣需求，而公司作為廣東 LNG 主要大型供應(yīng)商，有望憑借區(qū)位優(yōu)勢和資 源優(yōu)勢顯著受益于廣東省天然氣需求的提升，未來業(yè)績增量可觀。與巨正源強強聯(lián)合，氫能布局首枚棋子落地。巨正源系廣東省屬國有大型企 業(yè)廣物控股集團的控股子公司，其在東莞市立沙島投資建設(shè)了 120 萬噸/年丙烷 脫氫制高性能聚丙烯項目

51、。雙方以成立合資公司的形式，充分利用巨正源 PDH裝置的副產(chǎn)氫資源（一期 2.5 萬噸/年，二期規(guī)劃 2.5 萬噸/年）開展氫能產(chǎn)業(yè)發(fā) 展合作。此次合作有利于鞏固公司打造“具有價值創(chuàng)造力的清潔能源服務(wù)商”的 戰(zhàn)略定位，提升公司在氫能市場的影響力和競爭力。2021 年前三季度，公司實現(xiàn)營業(yè)收入 116 億，同比+94%，歸母凈利潤 6.1 億，同比-4%；2021 年 Q3，公司實現(xiàn)營業(yè)收入 50 億元，同比+126.6%，歸母 凈利潤 2.1 億，同比-25%，環(huán)比+80%。5.7、 中國旭陽集團：焦化龍頭企業(yè)加速布局氫能產(chǎn)業(yè)公司作為國內(nèi)大型的民營獨立焦化生產(chǎn)企業(yè)，行業(yè)龍頭地位穩(wěn)固。公司以焦

52、炭為起點，形成了碳材料、芳烴、醇醚三條獨特的化工產(chǎn)業(yè)鏈，同時，公司積極 布局氫能產(chǎn)業(yè)，未來公司希望進一步拓展氫能項目規(guī)模，以制氫為起點，在“儲、 運、加”各個環(huán)節(jié)進行全方位突破。綜合優(yōu)勢凸顯，布局氫能產(chǎn)業(yè)打開長期成長空間。根據(jù)公司 2021 年發(fā)布的 旭陽集團氫能發(fā)展規(guī)劃，公司現(xiàn)運營焦化規(guī)模 1210 萬噸/年，預(yù)計 2025 年 達到 3000 萬噸/年，2030 年達到 6000 萬噸/年；與之相對應(yīng)，旭陽集團現(xiàn)有氫 資源 26.6 億方/年，預(yù)計 2025 年氫資源超過 65 億方/年，2030 年氫資源超過 130 億方/年。公司采用焦?fàn)t煤氣制氫方式，制氫成本為 0.71 元/Nm3，相較于 煤制氫具有成本優(yōu)勢。另外旭陽產(chǎn)業(yè)園區(qū)覆蓋氫能發(fā)展聚集區(qū)和交通發(fā)達地區(qū)， 實現(xiàn)了網(wǎng)絡(luò)式氫能生產(chǎn)和就近供應(yīng)，區(qū)域優(yōu)勢凸顯。氫能項目不斷取得進展。自 2020 年成立定州氫能公司以來，旭陽集團氫能 項目不斷取得進展，定州氫能項目一期 500Nm3 /h 制氫裝置 2020 年 7 月投產(chǎn)， 可按照 1 噸/天規(guī)模生產(chǎn)氫能汽車用氫及國標(biāo)高純氫；預(yù)計將于 2022 年上半年 投產(chǎn)的定州二期制氫項目高純氫產(chǎn)能可達 12 噸/天。公司于 2021 年 7 月注冊成 立邢臺