2023-2028年制氢行业发展前景预测及投资机会研究报告

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2023-2028年制氢行业发展前景预测及投资机会研究报告报告目录TOC\o"1-3"\u第一章全球和中国制氢行业发展现状 6第一节全球制氢行业发展现状分析 6一、全球制氢行业发展现状分析 6二、全球制氢行业发展最新动态分析 9三、全球制氢行业发展趋势分析 11第二节制氢行业发展基本情况 12一、中国及各省市氢能政策 13二、国内氢能产业规模不断扩大 15三、中国氢能产业布局——城市群初步形成“3+2”格局 15四、氢能行业概览——应用场景 16五、发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式 16六、国内外政策积极落地，推动氢能高质量发展 19第二章2022-2023年我国制氢行业发展情况分析 22第一节2022-2023年中国制氢行业发展情况分析 22一、国内可再生制氢产能建设快速推进 22二、2022年中国氢能专利数据排名全球第一 23三、2023年氢能行业要闻速递 24四、截至2023年氢能行业招标项目汇总 27五、海水制氢入选22年中国科学十大进展 28六、氢能全球化脚步加快，积极开展氢能领域国际合作 29七、“西氢东送”管道项目启动干亿市场逐步打开 30第二节2022-2023年我国制氢行业市场竞争格局分析 31一、制氢行业竞争格局分析 31二、制氢行业重点企业分析 32三、电解水制氢竞争格局及发展现状 44第三节2022-2023年中国制氢行业存在的问题与对策分析 46一、绿氢行业三问三答 46（一）项目盈利：风光氢氨及制氢加氢一体站项目是否有盈利性？ 46（二）出口订单：国内企业出口最新进展？ 47（三）竞争格局：现阶段碱槽企业的差异？ 48二、氢能产业发展面临的问题 49三、发展建议 50第三章2022-2023年我国制氢行业产业链深度调研 52第一节2022-2023年制氢行业产业链基本情况 52一、国内氢能政策 52二、氢气产量 59三、氢气供给结构 59四、国内可再生氢项目 60五、国内氢能应用领域 68六、国内氢气成本 75七、氢能产业链 80八、电解槽电解水制氢的核心设备 80第二节2022-2023年我国制氢行业产业链深度调研 87一、氢气制取 87（一）化石燃料制氢仍为主流 87（二）绿氢应势而起，电解水制氢规模初现 89二、氢能储运：高压气态储氢、低温液态储氢已进入商业应用阶段 92三、加氢站：中国加氢站数量居全球首位，技术趋于成熟但建设成本较高 94四、工业、交通、储能行业推动绿氢需求快速增长 97（一）工业领域：钢铁与化工行业有望成为绿氢发展的重要场景 98（二）交通领域：燃料电池需求快速增长，有望带动绿氢需求增长提速 103（三）储能领域：氢储能有望成为绿氢需求的重要组成部分 104（四）发电领域：目前氢燃料电池发电成本仍然较高 106五、核心设备电解槽需求有望快速增长 107（一）关键零部件对制氢效率起到重要作用 107（二）固态氧化物电解水制氢（SOEC）是新兴技术，目前仍未产业化 111（三）阴离子交换膜（AEM）仍处于研发阶段 112（四）碱性电解槽短期内适用于大规模示范项目，PEM电解槽具备发展潜力 113（五）提升设备性能、降低材料成本为电解水制氢技术的发展方向 113（六）全球电解槽需求有望快速增长 115第四章2022-2023年我国绿氢行业发展情况分析 116第一节2022-2023年我国绿氢发展现状与趋势 116一、发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰 116二、技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳 118三、行业痛点：全周期成本亟须下降，关键技术期待突破 122四、产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局 125第二节我国绿氢供应体系建设思考与建议 129一、绿氢供应体系建设的发展态势与价值 130（一）氢能供应体系将逐步以绿氢为基础进行重塑 130（二）绿氢将是新能源供给消纳体系的重要组成部分 131二、我国绿氢供应体系建设面临的挑战分析 132（一）绿氢资源与需求的空间分布不匹配 132（二）绿氢生产与消费的时间特性不匹配 134（三）现有体制机制及标准与绿氢供应体系不匹配 135三、以氢储运环节的高质量发展支撑绿氢供应体系建设 136（一）强化氢储运关键基础问题研究 137（二）加快氢储运技术装备攻关 138（三）提升氢储运装备安全检测技术水平 139四、有关绿氢供应体系建设的发展建议 139（一）注重顶层设计，统筹规划布局 140（二）建设基础设施，化解时空错配矛盾 140（三）开展试点示范，驱动技术创新 140（四）完善体制机制，营造发展环境 141第五章2023-2028年中国制氢行业投资特性与及预测 142第一节2023-2028年制氢行业投资前景 142一、制氢行业投资价值评估 142二、制氢行业发展潜力评估 143第二节2023-2028年制氢行业投资前景 145一、2023-2028年制氢市场发展前景 145二、2023-2028年制氢市场规模预测 147第三节2023-2028年制氢行业发展趋势 148一、未来主流制氢方式将逐步从灰氢、蓝氢过渡到绿氢 148二、未来十年低碳和/或可再生能源制氢的成本将大幅下降 149第六章2023-2028年中国制氢行业投资机会分析及预测 150第一节制氢行业投资特性分析 150一、制氢行业投资现状分析 150二、技术路径：碱性电解槽发展成熟，PEM徐徐图之 153三、经济性：低电价地区将率先平价 156四、需求：氢能重要性凸显，需求将逐步放量 162五、供给：多方势力布局，抢占市场先机 164五、制氢行业投资风险预警 169第二节2023-2028年制氢市场投资机会 170一、制氢行业投资机会剖析 170二、制氢行业细分领域投资机会 174三、制氢行业细分市场投资机会 178四、制氢行业产业链薄弱环节投资机会 181五、投资回报率比较高的投资方向 184六、产业空白点投资机会 187第三节2023-2028年绿氢及电解槽市场投资机会 192一、氢能：脱碳和氢储催生需求，化工+交通领域是主体 192二、制氢路线：绿氢将逐渐替代灰氢成为主流 198（一）绿氢有望成为未来供应主体，预计2050年产量比重达到70% 199（二）煤制氢：当前经济性最佳，碳减排是未来主要制约因素 199（三）天然气制氢：经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用 205（四）天然气制氢：经济性尚可，受制于资源禀赋难以长期大规模应用 206（五）工业副产氢：我国中期过渡性低成本、分布式氢源 209（六）电解水制氢：电价低于0.2元/kWh时，经济性可媲美蓝/灰氢 213三、电解槽：方兴未艾，群雄逐鹿 216（一）碱性电解槽：向大标方、低能耗迈进，2022年产能接近12GW 217（二）PEM电解槽：技术进步+降本是目前主线 218（三）预计2030年我国电解槽合计市场空间超3000亿元 218第一章全球和中国制氢行业发展现状第一节全球制氢行业发展现状分析一、全球制氢行业发展现状分析氢能是清洁低碳的绿色能源氢能是支持可再生能源发展的重要二次能源：氢是宇宙中最丰富的化学物质，约占所有正常物质的75%。由于氢气必须从水、化石燃料等含氢物质中制得，而不像煤、石油和天然气等可以直接从地下开采，因此是二次能源。氢能是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。氢能具有来源多样、清洁低碳、灵活高效和应用场景丰富等特点：1）来源多样：作为二次能源，氢能不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。2）清洁低碳：不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。3）灵活高效：根据中国氢能联盟数据，氢热值较高(140.4MJ/kg)，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式(气、电、热等)的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。4）应用场景丰富：氢能可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。战略意义突出，氢能将成重要终端能源现阶段，全球气候变化、环境污染、资源紧缺等问题日益凸显，碳中和成为全球范围重要议题。氢能作为清洁能源，正逐步替代石油、煤炭等化石燃料，成为全球能源重要载体。氢能具多点特性，在碳中和背景下，战略意义突出。1）来源多样：作为一种二次能源，氢能可以通过化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产气、电解水等方式制取；2）清洁低碳：氢能转化为电与热时产物为水，且不排放温室气体或细粉尘，生产的水还可继续制氢，循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放；3）灵活高效：氢热值高，是同质量焦炭、汽油等化石燃料的3-4倍；4）应用场景丰富：可作为燃料电池发电，用于汽车、航空等交通领域，亦可作为燃料气体或化工原料投入生产，此外，可以作为储能介质平抑可再生能源波动。资料来源：毕马威由于氢能在碳中和议题下具重大战略意义，全球主要经济体均针对氢能制定了国家层面的发展战略。日本规划2030年制氢成本降至30日元/Nm³，氢气供应量达300万吨/年，2050年成本进一步降至20日元/Nm³，氢气供应量提升至2000万吨/年；美国则规划在2026-2029年将电解水制氢成本降低至2美元/kg，基本实现与灰氢平价，至2030年成本进一步降至1美元/kg，清洁氢产能达到1000万吨/年，此外，美国通过IRA对制氢税收进行抵免；欧洲规划2025-2030年安装至少40GW可再生氢能电解槽，生产1000万吨可再生氢能，并通过碳关税支持氢能发展。图表：海外氢能相关政策资料来源：毕马威，欧盟地中海国家领导人峰会，美国财政部，美国能源局，欧盟委员会，华鑫证券研究二、全球制氢行业发展最新动态分析鉴于自身所具高效性、经济性以及安全性等多功能特征，氢的使用场景特别广泛。在工业领域，氢气可以代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁、炼钢过程中的大部分碳排放，同时氢作为十分重要的化工原料可用于合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等生产过程，生成绿色甲醇和绿氨，带动相关生产过程中二氧化碳的显著减少和排放。国际氢能源委员会预测,2050年全球氢能源需求将增至目前的10倍，同时2050年全球氢能产业链产值将超过2.5万亿美元。基于氢能的宽阔使用场景以及庞大的产业链价值，氢能的开发与利用不仅成为了多个经济体实现能源转型的重要路径，而且上升为国际竞争的重要部位。按照美国能源部发布的《国家清洁氢能战略与路线图》，2030、2040和2050年美国内氢需求将分别升至1000、2000和5000万吨/年，同时2030年与2035年前分别将制氢成本降至2美元/千克和1美元/千克；同样，欧盟RepowerEU规划提出到2030年要实现自产和进口各1000万吨/每年的可再生氢目标，为此欧盟将通过欧洲氢能银行、投资欧洲计划等多个项目对氢能提供融资支持。紧随欧美的脚步，日本“2050碳中和绿色增长战略”计划于2030年实现国内氢产量达到300万吨/年，2050年达到2000万吨/年，而韩国的《促进氢经济和氢安全管理法》也提出了2050年实现进口氢替代进口原油的目标。初步统计，目前全球已有42个国家和地区发布了氢能政策，36个国家和地区的氢能政策也正在筹备中。从商业层面看，迄今全球已经启动的680多个大型氢能项目绝大部分都是由企业直接出资开发，包括埃克森美孚在得克萨斯州开发的全球最大低碳制氢设施、西班牙伊比德罗拉电力公司在普埃托里亚诺建设的欧洲最大工业用氢能工厂，法国企业Lhyfe正在筹建的全球首个海上氢气工厂等。数据显示，截至2022年年底全球氢能领域的直接投资额近2500亿美元，而据国际氢能委员会预测，到2030年该投资总额将升至5000亿美元。从氢能建设方向看，绿氢成为了各国一致性的开发重点。美国的《通胀削减法案》提出为绿氢提供最高3美元/千克的税收抵免，而按照启动不久的欧盟绿色交易工业计划，欧盟创新基金将为绿氢提供8亿欧元的专项补贴，同时日本也推出了2万亿日元的绿色创新基金用以建设大规模的绿氢供应链。与发达国家抢夺全球绿氢市场相竞争，新兴市场国家也不约而同地瞄准了绿色氢能，包括印度政府拨款23亿美元用于支持绿氢产业，沙特超级未来城市工程NEOM的目标就是要在境内建成一个超过2吉瓦的水电解制氢工厂，阿联酋计划五年内每年斥资4000亿美元扩展绿氢市场，另外，南美洲的巴西、智利以及非洲的埃及、纳米比亚等都宣布了绿氢投资计划。受到多元力量驱动，国际能源组织预测，2030年全球绿氢产量将达3.6万吨，2050年达到3.2亿吨。三、全球制氢行业发展趋势分析氢能占全球能源比重将大幅提升。目前，由于制取及储运成本高等因素，氢能在全球能源占比仅0.1%。随全球能源转型进程加速，氢能将在全球能源结构中占据重要地位，多家国际能源研究机构对2050年氢能需求占全球能源比重做出预测，预测结果均在12%以上，氢能委员会、彭博新能源财经预测结果高达22%，相较目前0.1%的水平大幅提升。图表：各国际能源机构对2050年氢能在全球能源总需求中占比预测第二节制氢行业发展基本情况碳中和背景下，氢能迎来发展机遇氢是宇宙中最常见的物质元素。氢能作为一种应用场景丰富的清洁能源载体或燃料成分，取之不尽，用之不竭。近两年来，在能源转型、经济增长和脱碳的推动下，全球氢能发展不断加速。截至2020年底，全球共有44个国家和经济体正式宣布碳中和目标，全球能源结构正从化石燃料向可再生能源转变，以实现二氧化碳减排目标。美国、欧盟、日本、韩国等国家和地区都加快了氢能产业链的布局。根据国际氢能委员会的预测，到2050年，全球氢能产业和技术将每年减少60亿吨二氧化碳排放，氢能在总能源消费中的比例将提高到18%，市场规模为2.5万亿美元。一、中国及各省市氢能政策我国对氢能和燃料电池的研究始于20世纪50年代，氢能和燃料电池的863和973计划都被列入计划。十三五期间，氢能和燃料电池开始进入快车道。近两年来，国务院、国家发改委、国家能源局等部门密集出台政策支持和规范氢能产业发展，推动氢能产业发展。2019年氢能首次被写进政府工作报告，随后，各部委密集出台各项氢能支持政策，内容涉及氢能制储输用加全链条关键技术攻关、氢能示范应用、基础设施建设等。2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，将氢能产业上升至国家能源战略高度。图表：中国氢能相关政策目前，全国已有近30个省市出台了与氢能发展相关的政策和规划(包括单独政策、全省“十四五”规划、新能源汽车产业、战略新兴产业发展规划等。).其中，北京、河北、四川、山东、内蒙古等地都出台了专门的氢能产业发展政策，从产业规模、企业数量量、燃料电池汽车、加氢站等。二、国内氢能产业规模不断扩大据中国氢能联盟预测，2025年中国氢能产业产值将达到1万亿元。在2030年二氧化碳排放峰值情景下，中国氢气年需求量将达到3715万吨，约占终端能耗的5%，可再生氢气产量约500万吨，已部署电解槽装机容量约80GW。在2060年碳中和的情景下，中国每年对氢气的需求将增加到约1.3亿吨，约占最终能源消费的20%。三、中国氢能产业布局——城市群初步形成“3+2”格局2021年8月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发改委、国家能源局正式发布《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》。京津冀、上海、广东成为我国氢燃料电池汽车三大示范城市群，示范期长达四年。2021年12月，河北、河南两个城市群获批，国家燃料电池汽车示范应用城市群已初步形成“32”格局。五大城市群在氢能产业链布局上各具特色。现有的五个燃料电池汽车示范应用城市群覆盖47个城市。“示范城市群”的落地将加快燃料电池关键核心技术的自主化和产业化进程，有助于探索氢能商业化模式和燃料电池产业政策的建立，促进氢能跨省跨区域协调发展。四、氢能行业概览——应用场景氢能作为一种清洁高效的新能源，灵活高效、清洁低碳，应用场景广泛。在碳中和战略的背景推动下，各地竞相大力支持氢能产业的发展。目前，氢能主要应用于工业、建筑、交通、储能和发电等领域。据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和愿景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右。其中，工业领域用氢约7,794万吨占比氢总需求量60%;交通领域用氢预计达4000万吨。氢能在交通领域的应用，成本下降的空间与量化规模、关键部件国产化率等因素密切相关，主要是在燃料电池系统及储氢系统的关键技术和材料的突破，以及规模化生产价格下降的两大驱动因素。例如催化剂、质子交换膜、碳纸的国产化、电堆功率密度的提升、空压机及氢气循环泵的国产化，部件标准化模具开发、IV型储氢瓶应用等是成本下降的主要迭代因素。五、发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式目前根据制取方式和碳排放量的不同将氢能按颜色主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三种：1）灰氢：通过化石燃料（天然气、煤等）转化反应制取氢气。由于生产成本低、技术成熟，也是目前最常见的制氢方式。由于会在制氢过程中释放一定二氧化碳，不能完全实现无碳绿色生产，故而被称为灰氢；2）蓝氢：在灰氢的基础上应用碳捕捉、碳封存等技术将碳保留下来，而非排入大气。蓝氢作为过渡性技术手段，可以加快绿氢社会的发展；3）绿氢：通过光电、风电等可再生能源电解水制氢，在制氢过程中将基本不会产生温室气体，因此被称为“零碳氢气”。绿氢是氢能利用最理想的形态，但目前受制于技术门槛和较高的成本，实现大规模应用还有待时日。发展绿氢是实现碳中和目标的重要方式：2016年《巴黎协定》正式签署，提出本世纪后半叶实现全球净零排放,同时提出控制全球温升较工业化前不超过2℃，并努力将其控制在1.5℃以下的目标。为了实现2℃的温升目标，全球碳排放必须在2070年左右实现碳中和；如果实现1.5℃的目标，全球需要在2050年左右实现碳中和。至目前已有超过130个国家和地区提出了实现“零碳”或“碳中和”的气候目标，其中包括欧盟、英国、日本、韩国在内的17个国家和地区已有针对性立法。零碳愿景成为全球范围内绿氢发展的首要驱动力。根据IEA数据，通过可再生能源电解水制氢的碳排放量基本为零，远低于灰氢和蓝氢的碳排放量。作为零碳气体，绿氢是实现碳中和路径的重要抓手。绿氢储能具备大规模、长周期等优势，可以有效解决新能源消纳问题：由于可再生能源发电出力置信水平低、转动惯量不足，实现高比例可再生能源电力系统的安全稳定运行仍面临较大挑战。可再生能源发电制氢储能具备大规模、长周期等优势，可实现可再生能源电力在不同时间、空间尺度上转移，有效提升能源供给质量和可再生能源消纳利用水平，将成为应对可再生能源随机波动、拓展电能利用场景的重要途径。随着可再生能源发电占比的提升，电力系统季节性调峰压力不断加大，接近零成本的弃风弃光电量将成为未来电解水制氢的重要电源。绿氢是连接可再生能源丰富地区与需求中心的重要桥梁：根据国际太阳能热利用区域分类，全世界太阳能辐射强度和日照时间最佳的区域包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸和中国西部地区等。通过可再生能源电解的方式，绿氢能够将可再生电力转化为更适合长距离运输的能源形式，降低了可再生能源的运输成本，低成本、有效地连接了可再生能源丰富地区与需求中心。发展绿氢将带动上下游产业，提供经济增长强劲动力：从产业角度来看，氢能产业链条长，涉及能源、化工、交通等多个行业。氢能产业的快速发展必将带动氢能产业链上下游零部件商、原材料商、设备商、制造商、服务商快速发展。根据中国氢能联盟数据，氢能产业链的建立能充分带动经济增长和产业的发展，创造约1.6万亿的市场产值和超过1万亿的基础设施投资空间（根据固定成本投资和运营费用加总计算）。全球绿氢产量有望快速增长：根据Statista数据，主要国际能源组织预测到2050年全球的绿氢产量将远远高于蓝氢。以IEA为例，2050年全球绿氢产量将达3.23亿吨，较蓝氢产量高58%；BNEF预测2050年全球氢能产量将达到8亿吨，且全为绿氢。根据Statista数据，主要国际能源组织针对2050年氢能在全球能源总需求中的占比进行了预测，数据显示主要能源组织预测到2050年氢能在总能源中的占比将达22%，其余几家机构的预测值在12%-18%间不等。以国际可再生能源机构12%的占比预测为例，绿氢产量将提升到2050年的6.14亿吨，在氢能的几大行业重点应用领域，包括交通业、工业和建筑中清洁氢能的总消耗量也将在目前基础上得以大大提升。六、国内外政策积极落地，推动氢能高质量发展政策持续加码，明确产业规划与发展方向：2016年，中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会燃料电池分会发布《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016年）》，首次提出了我国氢能产业发展路线图。自2019年氢能被首次列入政府工作报告，国家紧密出台了一系列政策支持氢能产业发展。2020年6月，《2020年能源工作指导意见》提出推动氢能技术进步与产业发展。2021年3月，氢能被视为“十四五”规划中须前瞻规划的未来产业之一；11月，《“十四五”工业绿色发展规划》提出加快氢能技术创新和基础设施建设，鼓励氢能的多元化应用。2022年，国家政策持续加码，进一步明确氢能产业发展方向和战略布局，其中3月出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》强调指出，统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用。多个地方政府积极发布相关政策推动氢能发展：为响应国家号召，我国多个省份相继发布相关政策规划推动氢能产业积极发展。北京、上海、广东作为第一批燃料电池汽车示范应用城市群，持续推进氢能科技创新、产业链一体化协同发展、重点技术攻关等工作。河北、河南作为第二批示范应用城市群，也在加强建设加氢站等基础设施、积极推广燃料电池汽车的普及应用、完善政策体系。此外，四川、江苏、山东、福建等多个省份公布了加氢站、燃料电池汽车等具体规划目标，氢能产业有望快速全面发展。欧盟计划到2030年实现内部可再生氢能年产能1,000万吨：欧盟在REPowerEU方案中提出到2030年实现内部生产可再生氢能1,000万吨，进口可再生氢能1,000万吨，预计2030年欧盟可再生能源占能源供应的比例达到45%，实现可再生能源装机12,3600万千瓦，光伏装机增加到60,000万千瓦。此外，欧盟通过碳关税要求有漏碳风险的进口产品缴纳其在生产地和欧盟的碳价差额，由于制绿氢不产生碳排放，从而极大程度鼓励了绿氢、电解槽的生产。美国计划到2030年实现绿氢年产能1,000万吨：美国通过IRA法案对光伏、储能进行税收抵免，抵免比例上调至30%，且规定满足最终转换成氢能等要求的储能技术才能申请补贴。美国计划到2030年实现绿氢年产能1,000万吨，并发布《氢能计划发展规划》明确2020-2030年的关键经济技术指标，具体包括电解槽成本降至300美元/千瓦、氢输配成本降至2美元/千克等。日本计划到2030年实现氢气年供应量300万吨：日本于2021年10月发布《第六次能源基本计划》，提出到2030年实现氢气年供应量300万吨，制氢成本从目前的100日元/Nm3降至30日元/Nm3；到2050年实现氢气年供应量2000万吨/年，制氢成本降至20日元/Nm3。第二章2022-2023年我国制氢行业发展情况分析第一节2022-2023年中国制氢行业发展情况分析一、国内可再生制氢产能建设快速推进根据中国氢能联盟不完全统计，2022年国内新增可再生制氢项目产能3.3万吨，同比增长65%。截至2023年2月，国内规划可再生氢项目合计429.4万吨/年；已运行项目5.6万吨/年；建成尚未运营2.5万吨/年；在建项目19.7万吨/年；规划待建401.6万吨/年。从地区分布上看，可再生制氢产能规划前五的省份是内蒙古、吉林、上海、河北、宁夏。图表：国内可再生制氢项目统计来源：中国氢能联盟，中泰证券研究所二、2022年中国氢能专利数据排名全球第一近日，IPRdaily与incoPat联合发布了《2022年全球氢能产业发明专利排行榜TOP100》。1）从申请企业看，100个企业中包含了16个国家的企业，中国企业32家，占32%；2）从专利总数看，100个企业在2022年一共有5277件氢能专利申请，中国32家企业一共占据2144件，占40%。3）从排名看，中国石化、华能集团分别以708件和221件雄踞榜一和榜二。除了中国石化、华能、国家电网这些大型央企的技术一直保持领先优势，亿华通也以120件专利申请名列全球专利排名中的第10名。三、2023年氢能行业要闻速递我国首条“西氢东送”管道纳入国家规划。4月10日，中国石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案)标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。"西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市，管道全长400多公里，规划经过内蒙古、河北、北京等3省(市)9个县区，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道，计划总投资205亿元。管道一期运力10万年，预留50万中年的远期提升潜力。国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》。在氢能方面，《意见》提出：1)积极推动能应用试点示范，探索氢能产业发展的多种路径和可推广的经验，2)继续抓好核电重大专项实施管理。加快攻关新型能关键技术和绿氢制运用技术，推动储能、氢能规模化应用;3)建立健全能源数据管理制度，强化数据安全治理。加强新型电力系统、储能、氢能、抽水蓄能、CCUS等标准体系研究，重点支持能源碳达峰碳中和相关标准立项，加快重点标准制修订。华光环能1500标方减性电解遭产品下线，4月11日，国内首创最大里休电解水制设备--32MPa.150-200Nm性电解水制复系统在江苏无锡隆重发布标志华光环能迈入规模化电解水制氢新赛道，并具备批量化生产交付能力。目前，华光环能已经形成年产1GW电解水制氢设备制造能力，具备2000Nm3/h以下多系列碱性电解水制氢系统技术。氢枫能源联合上海交通大学氢科学中心发布世界领先的第一代级镁基固态储运氢车(MH-100T)该车是司资数万、耗时四年持续专研突破推出的全国首台吨级镁基固态储运氛车，将切实推动我国镁基固态储运发展迈向商业化应用新阶段，该车搭载12人储氢罐，40尺大小可以储存1中复气，是常规(态情氢)3-4倍的存储量，车辆在常温常压下储运，工作压力1.2MPa，放纯度99.999%，循环次数>3000次，采用标准集装箱式设计，能够适应铁路、公路、轮船等不同的运输方式，适合长距离、大规模气运输，不同的集装箱组合在一起，可以固定存储大量的氢能，形成大规模的固态储气系统、固态储氢具条安全性高(常温常压存堵，无需担心高压下的爆问题)、储氢密度高(同等重量的储复车，高压气态储复容量约350kg，镁某固态储气容量可达到1以上)低成本(镁价格便宜)、能净化存(可有效去除CO和H2S等杂质)、场景富(从kW级、MW级至GW级储均可使用)等优点。昇辉科技与大连普兰店区政府签订氢能战略合作协议3月15日，昇辉科技与大连市普兰店区政府签订氢能产业项目战略合作协议，构建从制氢、储氢到运氢、加氢，以及氢能源应用的完整产业链，全方位赋能地区经济发展。后续，昇辉科技将参与建设普兰店区滩涂光伏离网制氢项目，在制氢环节为项目提供装备解决方案；参与大连市普兰店区的氢能港口规划与建设，将氢能应用到氢能船舶、氢能交通装备以及专用装卸机械等各类场景中；积极推动区内“氢高速走廊”建设，助力打造跨区域的氢能高速干线，带动区内氢能交通应用规模化发展。华光环能1500Nm³/h碱性电解槽下线3月15日，华光环能发布公告，成功研发并下线产氢量1500Nm3/h的碱性电解槽。电解槽采用压力容器标准实施设计，轻量精巧，极大缩短了制造周期，节约用户成本。通过三维建模和应力分析测试，实现产氢压力3.2MPa；预计单位能耗≤4.2Kw·h/Nm3H2，达到国标一级能效标准；整套制氢系统具备10%-200%的负荷调节能力，电流密度最高可达6000A/m2。适用于储能、动力、冶炼、化工、交通、玻璃、食品、医药、电子等多个场景。华光环能目前已具备500Nm3/h以下、500-1000Nm3/h，1000-2000Nm3/h，多个系列碱性电解水制氢系统制造技术。公司已有10000m2电解槽水制氢设备制造场地，并同步推进新制造基地建设。四、截至2023年氢能行业招标项目汇总截至2023年3月底，国内电解槽累计招标13个，项目总量452MW，除科研领域2项外，交通领域4项，工业化工领域7项（国能宁东可再生氢碳减排项目将有25MW绿氢产能用于交通）。交通领域产能约为67.5MW，占比15%；工业化工领域产能约为378MW，占比84%。表4：2023年度第一季度电解槽招标情况3月氢能重大签约项目五、海水制氢入选22年中国科学十大进展3月17日，科学技术部高技术研究发展中心发布2022年度中国科学十大进展，深圳大学/四川大学谢和平院士团队的研究成果“全新原理实现海水直接电解制氢”从30项候选进展中脱颖而出入选。该项成果是海水原位直接电解制氢的全新原理与技术，实现无淡化过程、无额外能耗、动态自调节稳定海水直接制氢。自主研制的386L/hH2原理样机在真实海水中稳定制氢超过3200小时，法拉第效率近100%，电能耗约5.0kWh/Nm3H2，为突破业内技术壁垒奠定坚实基础。这项技术成果充分显示出国产化装备在制氢产业的技术水平，将成为我国可再生能源发展的标杆，建议关注在制氢领域布局的龙头企业。六、氢能全球化脚步加快，积极开展氢能领域国际合作近期以来，国内氢能对外交流逐步增多，国家高层之间的会晤也逐渐传出氢能声音。纳米比亚时间3月31日，纳米比亚总统根哥布在温得和克会见了中国国家能源局局长章建华，纳方表示积极推动经济社会转型发展，将绿氢战略作为经济增长的新引擎，欢迎中方企业积极发挥自身优势，参与纳能源发展和项目合作。4月6日下午，国家能源集团董事长刘国跃和法国电力集团董事长雷蒙在人民大会堂签署了《国家能源集团和法国电力集团扩展合作协议》，双方规划在江苏东台共同建设“风光氢储”绿色能源协同融合的海上综合智慧能源岛示范项目，总规划装机150万千瓦。当地时间4月12日，中国能建国际建设集团与沙特阿吉兰兄弟公司和摩洛哥盖亚能源公司签署摩洛哥南部大区绿氢项目合作备忘录，计划建设年产量140万吨绿氨（约合32万吨绿氢）的生产工厂，以及配套的2GW光伏、4GW风电项目建设和后期运维等。4月14日，中巴联合申明指出双方重申愿共同努力在可再生能源、能源转型和能效领域，特别是生物能源、氢能源、可持续航空燃料等方面开展合作。我们认为，开展氢能领域的国际合作有利于打通产业链关键环节，突破产业瓶颈，同时利好我国优秀企业项目出海。七、“西氢东送”管道项目启动干亿市场逐步打开随着“西氢东送”输氢管道被纳入全国一张网规划，我国首个纯氢长输管道项目启动2023年4月10日，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网建设实施方案》，标志着我国氧气长距离输送管道进入新发展阶段。此次项目，中石化将投资205亿元用于在内蒙古乌兰察布建设绿色电力和氢能综合项目，该计划包括陆上风电制氢一体化工程和400公里长的输氢管道，将连接乌兰察布的制氢厂和中石化在北京的燕山石化，年吞吐量为10万吨氢气，并预留50万吨每年的远期提升潜力。我们认为该项目建成后将为京津冀地区提供低成本的可再生能源制氢，助力京津冀氢能走廊的构建，以及为我国今后在风光发电-绿电制氢-氢气管输-炼化与交通用氢的一体化氢产业链的发展模式做出示范效应。利用现有天然气掺氢管道和新建纯氢管道对于氢储运的发展有里程碑的意义，未来市场空间达干亿。目前，全球输氢管道总长约5000公里，其中美国的氢能管道网络建设最为发达，约占50%，欧洲占10%左右，而我国输氢管道约占5%。表：世界各地区氢管道建设情况资料来源：未来智库、申万宏源研究表3：目前我国纯氢管道与掺氢管道概览第二节2022-2023年我国制氢行业市场竞争格局分析一、制氢行业竞争格局分析2020年中国产氢量约2500万吨，其中中石化年产氢气350万吨，约占国内氢气总产量的14%，是目前中国最大的氢能生产商目前以制氢为主业的大型企业较少，主要参与方有能源炼化企业、气体供应企业、钢铁治炼等企业及光伏等行业跨界企业，其中能源炼化企业是目前市场供应的主体。氢能企业数量企查查数据显示，我国现存氢能相关企业2675家。2022年上半年，我国新增氢能相关企业276家，同比减少18.34%。近10年来，我国氢能相关企业注册量不断增加，2020年新增499家，同比增长6.85%。2021年新增680家，同比增长36.27%。预计2023年我国氢能相关企业注册量将达846家。二、制氢行业重点企业分析华光环能环保基因悠久，横向发展氢能环保基因悠久，横向发展氢能：公司前身华光股份可追溯至1958年“公私合营无锡锅炉厂”与“地方国营湖光机械厂”合并成立“国营无锡江苏锅炉厂”，而后改制成为华光股份并于2003年挂牌上交所。2005年公司控股股东水星集团更名国联环保，2017年公司吸收合并国联环保实现整体上市。吸收合并完成后，公司主营业务由传统常规能源逐渐向新能源、环保领域发展，2020年公司更名华光环能，并于2022年逐步布局制氢产业。目前，公司在环保、能源领域建立了涵盖设计咨询、设备制造、工程建设、运营管理的一站式服务体系。收入、盈利情况持续向好：2018年至今，公司收入、归母净利润总体保持上升趋势。2018-2021年，公司收入复合增速4.02%，盈利复合增速21.67%。其中新业务板块热电及光伏发电运营服务收入占比不断提升，由15.03%逐渐提升至32.73%。2022年上半年公司装备制造业务板块，即节能高效发电设备、环保设备业务，受到地区疫情影响供应链受阻，发货周期延后，收入占比同比下滑约13.40个百分点。但总体上装备制造板块、工程与服务板块毛利率持续向好，带动公司毛利率波动提升。热电、光伏业务构筑公司业绩弹性地区热电运营龙头，深度减碳受益于碳排放权交易：公司是无锡地区热电运营龙头，市区热电联产供热市占率超70%，拥有国内供热距离最长的多热源、大规模蒸汽集中供热系统。目前公司已经实现燃煤燃气联合供应、能够跨区域供热。2021年8月，公司完成了对无锡蓝天控股权收购，进一步扩大公司在无锡热网领域的调度范围。公司注重热电生产运营的控碳、减碳，通过降低厂用电率、降低供电标煤耗、提高电厂热效率等措施，降低碳排放，并建设打造了智慧电厂系统。根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》等政策文件，目前公司下属惠联热电、友联热电、无锡蓝天3家热电企业进入重点排放名单，2021年及2022年上半年，3家单位碳排放权盈余合计分别为31.39万吨、10.06万吨。具备电站建设经验，积极布局电站运营：2013年公司开始布局光伏电站建设业务，依托中设国联及协鑫能源业务快速发展，2015年实现光伏电站工程订单约9亿元，目前公司子公司华光电站及下属大唐电力设计院拥有电力行业乙级资质。2021年公司通过同一控制下企业合并收购中设国联58.25%控股权，积极拓展光伏发电运营业务。截至2021年底，中设国联开发运营有37个成熟的光伏运营项目，区域覆盖江苏、安徽、山东、浙江、江西、广东等多省市地区。2022年上半年中设国联实现光伏发电收入1.18亿元，运营情况良好。产学研结合，制氢技术领先构筑长期优势央企项目密集落地，带动氢能产业加速发展：根据北极星氢能网，2022年5月国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，建设期约6个月，于2022年12月29日正式完工。该项目年产氢超过60万标方，且实现氢电耦合核心设备100%国产化。根据实验与分析数据，2023年以来，中石油、中石化等12家央企陆续投资建设绿氢示范工程，投资储运氢、氢能高效热电联产能源应用，带动氢能产业密集落地。氢能产业加速落地、国产化需求提升，将带动国内氢能产业连加速发展。研发落地进程快，生产设备水平高：公司2022年与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心，进行电解水制氢、碳捕捉技术等示范项目的开发。公司在电解槽方向进展快速，2022年10月，国联集团披露，华光环能仅用时70天就研发落地公司首台产氢量30Nm3/h碱性电解槽，公司对该产氢量30Nm3/h的电解槽的主副电极结构进行了改进，采用新型环保隔膜材料，大幅提高了电流密度并在同等产氢量下，大幅减小设备体积。2023年3月16日，公司产氢量1500Nm3/h碱性电解槽成功下线。在产氢量突破1000Nm3/h的前提下，公司产氢压力最高可达3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白，电流密度最高可达6000A/m2，且能耗低于4.2Kwh/Nm3。此外，公司还与大连理工大学合作CCUS双碳技术已经可以规模化量产。华电重工华电集团旗下重工板块平台，受益于新能源发展华电集团旗下重工板块平台：华电重工成立于2008年，母公司为华电科工，实际控制人为华电集团，于2014年在上交所上市。华电科工为华电集团的全资子公司，主要从事重工、环保水务、电站建设、能源技术研究与服务四大板块业务。为避免同业竞争、减少关联交易，华电重工曾于2010、2011年完成两次资产重组，调整了华电重工内部组织架构，同时华电科工将重工业务全部注入公司，此后公司成为华电科工、华电集团重工业务板块的唯一平台。目前，公司业务涵盖物料输送工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋环境工程，并于2020年布局氢能业务。收入、盈利情况持续向好：2018年至今，公司收入、归母净利润保持上升趋势。2021年，公司实现营业收入103.29亿元，同比增加15.97%；实现归母净利润3.03亿元，同比增加213.60%。2018-2021年，公司收入复合增速20.97%，归母净利润复合增速74.53%。收入的主要驱动为海洋与环境工程业务（海风工程），2018-2021年，海洋与环境工程板块收入由15.35亿元提升至56.09亿元，复合增长率达到54.02%。但由于海洋与环境工程业务处于发展初期，且2020年海上风电出现抢装潮，海上风电所需的原材料和关键船机价格提升，2020年公司海洋与环境工程业务板块毛利率同比下降3.99个百分点，带动公司整体毛利率下降1.53个百分点。2020-2022Q3，公司毛利率总体保持上升趋势。华电重工2020年设立了氢能事业部，以可再生能源高效利用、二氧化碳减排利用、工业尾气综合利用为方向，定位于集制售氢、装备制造、工程总包及项目投资、运营为一体的能源服务商。2020年氢能业务承接甘电投氢能利用研究课题，签订2个气体扩散层供货合同。华电集团持续赋能。2022H1公司营收中来自华电集团及其控股企业的业务占比达到42.70%，华电集团持续助力公司氢能业务开拓。2021年公司辅助实现华电集团绿电制氢零的突破，承担的华电集团“十大重点科技项目”四川泸定电解水制氧装置顺利完成72小时试运行，氧气纯度达到99.99%。同时，公司协助华电集团所属公司获取德令哈项目、达茂旗项目等可再生能源资源。2023年3月金山股份(实际控制人为华电集团)与华电科工(华电重工第一大股东)共同投资2.78亿元建设25MW风电离网制氢一体化项目，并配套电解槽、储气罐等设备，华电重工有望受益。2022年氢能业务发展迅速。2022年5月，公司并购深圳通用氧能51%股权，并购标的具有气体扩散层及质子交换膜生产能力;2022年7月12日，公司1200Nm3/h碱性电解水制氢装置与气体扩散层产品成功下线：2022年11月公司取得内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目PC总承包合同的制氧站部分，合同金额3.4亿元，计划2023年投产。此外，海外合作加强。2022年9月15日，巴拉德与深圳市通用氢能科技有限公司在深圳签署战略合作协议。双方将在氢燃料电池气体扩散层及应用等方面开展紧密合作.背靠华电具备资源优势，制氢设备已成功应用公司发展氢能信念坚定：可再生能源制氢是华电集团“十大重点科技项目”之一，涵盖在华电集团《2019-2023年重点研发计划》当中。公司发展氢能信念坚定，母公司华电科工于2020年成立中国华电氢能技术研究中心，并由华电重工起草《华电集团氢能产业发展路径》，华电重工作为集团“可再生能源制氢关键技术研究及核心装备开发项目”牵头单位，承担项目攻关任务。背靠华电集团具备资源优势，当前研发重点落脚大容量电解水制氢装置和氢燃料电池动力系统：凭借央企资源，公司已与中船重工718所、天津大陆、考克利尔竞立、国富氢能等单位建立技术交流，并与中科院大连化物所、清华大学、上海交通大学等国内外知名科研院所建立广泛合作。目前公司新产品开发重点围绕大容量电解水制氢装置和氢燃料电池动力系统两方面，后续将择机开展掺氢燃机应用技术、分布式供能技术等方面的集成技术研究。储氢、用氢全面布局，目标成为一体化能源服务商：公司目标成为可再生能源制氢、储氢、用氢等技术开发、装备制造、工程总包及项目投资、运营为一体的能源服务商。公司通过对氢燃料电池供能系统进行研究，已经完成了百千瓦等级氢燃料电池分布式供能系统的开发；通过投资并控股通用氢能，增强了在氢燃料电池关键材料领域的设计开发与产业化发展能力。根据中国电力网报道，公司开发的氢燃料电池分布式供能系统产品具备“大功率、高效率、智能化、长寿命、环境适应性强”的特点，氢电效率大于52%，热电联产效率大于85%。该套装置采用撬装式设计，系统集成度高、结构设计模块化，可以为绿色建筑、新型基础设施、园区、孤岛等提供电力和热电联供服务。未来公司计划通过新能源项目氢能产业配套项目规划、核心装备配套供应、应用场景开发等多种方式为业主提供支持与服务。风电、热能工程具备优势具备海风建设技术储备，近年来业务发展迅速：公司对于风电该工程领域持续进行技术研发，2021年牵头承担的国家能源局海上风电“补短板”项目。截至2022年6月末，公司参与建设海上风电项目26个，项目装机容量350万千瓦，其中以施工总承包模式承建的项目190万千瓦，以EPC总承包模式承揽的项目20万千瓦；完成了450余套单桩基础施工、550多台风机安装,累计敷设海底电缆1,000余公里。其中，中电投滨海北H1项目为国内首个以“四合一”总包模式招标的项目，工作范围包括桩基制造及运输、桩基施工、塔筒制造及运输、塔筒及风机设备吊装等内容，该项目荣获2016-2017年度“国家优质工程金质奖”荣誉称号，也是国内风电领域（陆上、海上）首个国家优质工程金质奖的项目。随着2023年海风装机提升，公司海洋与环境工程业务预计迎来高速增长。热能工程板块具备发展机遇：公司热能工程业务涵盖四大管道系统、空冷系统两类辅机系统以及电厂综合能效提升服务。公司是四大管道系统的龙头企业，掌握了四大管道系统的设计、工厂化配制的全套工艺流程和超超临界机组管道用钢焊接技术等核心技术。火电灵活性改造方面，2021年国家发改委和国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，并会同有关方面制定了《全国煤电机组改造升级实施方案》，同年公司成功签订福建华电可门电厂1#综合能效提升项目合同、国家能源双维电厂百万机组中速磨煤机能效提升项目复合金属陶瓷改造耐磨磨辊磨瓦改造合同等项目；根据公司公告，2022年上半年，公司顺利签订华电内蒙土默特1号、2号机组灵活性改造项目EPC合同、华电新疆红雁池1号机组多能互补运行灵活性提升改造项目EPC合同等项目。2022年6月末，公司热能工程板块收入达到5.56亿元，同比提升138.01%，收入占比提升9.09个百分点，预计短期内热能工程板块将成为公司收入增长驱动。兰石重装传统石化装备行业先行者公司是国内石化装备行业先行者，产品覆盖传统与新能源多个领域：公司始建于1953年，是我国石化装备制造业的先行者。其前身是国家“一五”期间156个重点建设项目之一——兰州炼油化工设备厂，被誉为“中国石化机械摇篮和脊梁”。2014年10月9日在上海证券交易所上市。公司业务涵盖传统能源装备（炼油化工、煤化工、化工新材料等领域）、新能源装备（光伏多晶硅、核能、氢能等领域）、工业智能装备（快速锻造液压机组等）以及节能环保装备的研发、设计、制造、检测、检维修服务及工程总承包。近年来收入有所波动，盈利能力稳步向好：受行业需求变化影响，近年来公司收入有所波动。2021年以来，公司紧抓光伏多晶硅行业产能扩张和核能行业发展提速的市场机遇，公司订单、收入和利润稳步增长。2022年实现营业收入49.80亿元，同比增长23.37%；实现归属于上市公司股东的净利润1.76亿元，同比增长43.35%；实现新增订单67.09亿元，同比增长71.98%，其中新能源装备订单18.25亿元，同比增长81.23%。同时，公司盈利能力稳步提升，2022-2023年公司综合毛利率分别为16.83%、14.00%。公司主要传统能源装备产品是各类高端压力容器，主要用于炼油、化工、煤化工等领域：炼油领域主要产品有重整反应器、加氢反应器（板焊式、锻焊式）、螺纹式换热器、隔膜式换热器、高压容器（热高压分离器、冷高压分离器）、循环氢脱硫塔等；化工领域主要产品有高压列管反应器、大型塔器等；煤化工领域主要产品有气化炉、费托反应器、变换炉、水洗塔、中间换热器、废热锅炉等；精细化工领域主要产品有各种反应釜、冷却器、特材容器等。公司是传统能源化工装备行业领先企业：在传统能源化工装备方面，公司是中国建厂最早的炼油、化工、煤化工高端压力容器制造企业，凭借自身实力填补了国内能源装备领域百余项技术和产品空白，是传统能源化工装备制造领域领军企业。公司是国内最大直径、最大吨位螺纹换热器制造商，是国内炼油行业四合一连续重整反应器设备独家供应商，代表着国内重型压力容器的领先制造水平。同时，在锻焊式压力容器制造领域，公司可生产单台重达2000吨级的大型锻焊式加氢反应器，打破了国内少数企业在千吨级以上大型锻焊式压力容器制造领域中的垄断地位。转型新能源业务步伐加快，协同效应逐步显现核能设备市场空间广阔，乏燃料后处理需求旺盛：根据中国核电统计，目前我国具有自主知识产权的三代核电机组华龙一号造价约为160亿元/百万千瓦左右。华龙一号机型的设备投资占比为38.6%，若按照每年新建6-8台装机容量为百万千瓦级的核电机组计算，未来每年的核电设备投资约在370亿至500亿之间。与此同时，随着我国核电站运营规模不断扩大，乏燃料的产量及累积量逐步增加，乏燃料处理的刚性需求持续累积，乏燃料后处理设备市场需求将快速提升。国家对乏燃料后处理产业的支持力度有望持续上升。根据财政部数据，近年来，中央本级政府性基金支出中乏燃料处理基金支出迅速增长，其中2022年乏燃料处理基金支出预算数达65.76亿元，比2021年执行数增加54.93亿元，增幅为507.2%。光伏产业规模扩大，多晶硅核心设备市场需求旺盛：据中国光伏行业协会预测，2022-2025年我国年均新增光伏装机将达到83-99GW，2022年在国内较大的光伏发电项目储备量推动下，我国光伏新增装机量可能增至75GW以上，相比2021年增幅达到36%以上。2022-2025年多晶硅核心设备市场空间或将逾千亿规模。据硅业分会预计，到2022年底，国内多晶硅产能将达到100万吨/年以上，比2021年度增加48万吨/年；到2025年底，国内多晶硅产能将达到400万吨/年以上，以每万吨硅料的核心设备需求为5.4亿元推算，2022年至2025年新增的348万吨硅料产能或将带来1,879.2亿元的核心设备需求。其中，2022年至2025年冷氢化反应器的总需求量或将达210亿元，还原炉的总需求量或将达125亿元，换热器的总需求量或将达150亿元，塔器的总需求量或将达150亿元，球罐等其他设备的总需求量或将达200亿元。公司紧抓“双碳”政策机遇，初步完成了新能源装备制造业务布局，顶层设计不断完善；公司顶层设计不断完善，确定了“十四五”中长期发展路径，制定了上市公司质量提升、新能源装备、新材料产业、煤基产业提升发展等实施方案，紧跟国家能源产业发展方向，制订了《氢能产业发展规划纲要》，成立了核能装备事业部，公司“核氢光储”、新材料领域产业布局逐步完善。公司积极对接中核集团、清华大学、上海核工院、酒钢集团、佛山仙湖实验室等20余家科研院所及合作伙伴，建立战略合作关系，搭建高效工作互联机制，以新能源产业为主要合作方向，卡位布局市场先机。EPC总包的1500吨/年纳米磷酸铁锂正极材料示范项目、酒钢宏汇减压蒸馏项目中交开车，推动延链补链强链工作取得新成效。确立氢能发展规划，加大力度发展氢能氢能顶层规划落地，产业发展迎来机遇：2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能的能源属性及战略定位，并提出了氢能产业发展各阶段目标。据《规划》，到2025年，我国可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。政策推动下，氢能产业发展或将提速。中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出：目前国内氢能主要来源于煤制氢，约占我国氢产能64%，工业副产气制氢占21%，天然气制氢占14%，电解水制氢占比不到2%。根据中国氢能联盟的预测，2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元；2026年至2035年产值达到5万亿元。其中电解水制氢到2030年占比将逐渐提升到10%，未来十年提升空间超4倍，到2060年电解水制氢占比将提升到70%。氢能产品加快落地交付：在氢气制造与氢气储藏设备领域，公司研制多项产品，应用领域包括煤制氢、化工制氢、加氢站配套使用的换热冷却装置微通道换热器。公司换热子公司承接的1000Nm³/h电解水制氢装备项目，采用兰石研究院电解水制氢技术研发成果，目前正在有序推进。公司研制的中海油惠州石化E-GAS煤气化制氢项目核心设备气化炉完工交付，项目采用美国CBI公司的E-Gas水煤浆加压气化技术，生产15万吨/年氢气和11.76万吨/年羰基合成气。在氢气储藏领域，公司研制的榆林华秦氢能产业园一期项目2台400m³氢气球罐，即将投入试运行。三、电解水制氢竞争格局及发展现状现阶段，国内主要制氢方式有水电解制氢、化石能源制氢及化工副产氢等。其中水电解制氢因为成本偏高，在整个氢气供应体系中所占份额不到1%。随着绿氢发展呼声的高涨，水电解制氢正迎来新一轮发展机遇。固体聚合物电解质。固体聚合物电解质，SPE电解水，最初用于向宇宙飞船或潜水艇供氧，或在实验室作为氢气发生器(可用于气体色谱)。核电大规模发展以后，人们利用SPE技术在用电低谷电解水产生氢，在供电高峰以SPE氢-氧燃料电池向外供电，使之成为能量贮存转换装置。通过直接电解纯水产生高纯氢气(不加碱)，电解池只电解纯水即可产氢。通电后，电解池阴极产氢气，阳极产氧气，氢气进入氢/水分离器。氧气排入大气。氢/水分离器将氢气和水分离。氢气进入干燥器除湿后，经稳压阀、调节阀调整到额定压力(0.02～0.45Mpa可调)由出口输出。电解池的产氢压力由传感器控制在0.45Mpa左右，当压力达到设定值时，电解池电源供应切断;压力下降，低于设定值时电源恢复供电。在氯碱工业中副产多量较纯氢气，除供合成盐酸外还有剩余，也可经提纯生产普氢或纯氢。像化工二厂用的氢气就是电解盐水的副产。2018年12月9日，中国科学技术大学俞书宏教授团队和高敏锐教授团队合作，研制出一种高性能低成本的新型三元纳米片电催化剂。国际学术期刊《德国应用化学》发表了该研究成果。2021年11月19日，全球单厂规模最大电解水制氢项目运营商宁夏宝丰能源表示，公司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66万吨二氧化碳排放的效益。截至2022年12月，国内共有40余家具备真实产能的电解水制氢设备制造商，名义总产能达到12GW。鉴于对未来市场前景的看法，行业内企业产能还在持续扩张当中。高工产研氢电研究所(GGII)不完全统计，2020年中国新投资制氢项目约23个。其中，电解水制氢项目7个，占比30%，水电解制氢项目近年来开始明显增多。氢能产业基地相继落地，将带动形成产业聚集，推动区域氢能产业建设更加完整的产业集群。除广东、山东外，多地在今年开始布局氢能产业园、产业基地项目。据不完全统计，2022年至今，北京、天津、浙江、江苏、河北、河南、广东、内蒙古8省(区市)共规划了30个2022年拟新开工氢能产业项目，其中氢能产业园项目占比高达43%，几乎占据半壁江山。根据相关项目规划和建设周期来看，多数项目的一期工程将于年内完成。业内人士表示，未来电解水制氢的规模会进一步扩大，国家需要提供可再生能源制氢优惠政策，降低可再生能源制氢的过网费和使用费，预计到2030年可再生能源制氢成本将降至15元/kg。第三节2022-2023年中国制氢行业存在的问题与对策分析一、绿氢行业三问三答（一）项目盈利：风光氢氨及制氢加氢一体站项目是否有盈利性？风光氢氨一体化项目具备基本经济性，吉林大安风光制氢项目RR可达78%。假设大安项目风光年均利用小时数分别为3342/1753小时、绿氨价格为4000元/吨、制氢耗电50kWh/kg、上网电价为0.37元kWh（含税）情况下IRR约为7.8%，为合理回报水平。非化工园区制氢的“松绑”将推动制氢加氢一体站的快速发展，目前长距离的氢气储运成本较高，与外供氢加氢站相比，站内制氢具备一定的成本优势。①制氢加氢一体站：电价为0.25-0.3元kWh时，测算加氢成本为23.8-27.1元kg。②外供加氢站，目前氢气运输成本居高不下，常见的长管拖车运氧在运输距离100km和200km时的单价分别约3.9元kg和7.6元kg,测算煤制氢、工业副产氢外供加氢站加氢成本为19.1-26.6元kg、19.736.4元kg。（二）出口订单：国内企业出口最新进展？国内企业正加速布局海外市场。①企业角度：老牌企业及新兴企业均走出国门。②合作类型：从出口销售到与当地企业合资建厂，合作方由企业扩展至地方政府和能源主管部门，合作不断深化。③国家：规模化出口主要是印度、巴西、沙特等市场，欧美地区因存在众多本士电解槽厂商、技术实力较为突出，且欧洲《净零法案》要求至2030年欧洲40%电解槽为本土生产，目前中国电解槽企业大多是小批量出口欧美。我们认为随着国内申解槽企业技术进一步捉升、中国企业有望通过合资等方式切入欧类市场。（三）竞争格局：现阶段碱槽企业的差异？2020年前电解槽企业数量较少，2022-2023年大批厂商涌入，产品密集下线。2022年行业产能8.6GW,国内电解水制氢设备出货量达到722MW,同比+106%，其中考克利尔竞立以230MW出货量居于第一，占比31.9%。目前国内主流的碱性电解槽企业产品额定产氢量均≥1000Nm3h,直流能耗低于4.4kWh/Nm3,具备大型化、低电耗特点，产品成熟度高。电解槽相关公司可分为国内老牌厂商、风电光伏电力产业链企业及氢能产业链企业三类。）老牌厂商：中船718所、考克利尔竞立和天津大陆：2）风电光伏电力设备产业链企业：如华电重工依托华电集团，电解槽订单获取能力强；隆基绿能、亿利洁能、阳光电源等大型风电光伏企业与下游客户联系紧密、研发资金与研发人员充足；3）氢能产业链企业：如昇辉科技、华光环能、瑞轔科技、国富氢能。风险提示1、全球氢能政策推进不及预期；2、行业竞争日趋激烈的风险。二、氢能产业发展面临的问题氢能产业链顶层设计不够，产业链中的各环节、各地区发展不协调的问题突出。虽然国家发改委已出台《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》作为氢能产业的指导性规划文件，但是国家层面对企业的规划统筹仍显不足，产业链上下游企业发展不同步，难以形成大范围的集群协作效应，补贴和引导政策不配套，产业链各环节、各地区之间政策措施不统一。氢能及燃料电池产业中出现了三个“死循环”：产业链上中下游发展相互“等靠”的“死循环”、成本下降与推广规模相互依赖的“死循环”、产业链断层与一体化市场消费相悖的“死循环”。单靠市场自发调节手段难以解决上述复杂的综合性问题，需要制定国家层面的跨部门、跨学科、跨行业协同的政策措施。氢能产业管理组织混乱，安全保障体系、行业标准体系、检测体系等配套内容缺失。氢能产业链涉及领域众多，需要多个部委之间相互配合，但目前我国尚无专门管理组织机构负责统筹协调，因此在某些领域出现了对氢能产业链主体和环节的重复管理或管理缺位的现象。基础设施建设薄弱，难以匹配高速发展的氢能产业。我国目前建成的加氢站数量约为日本的四分之一，也远落后于德国与美国。另外，国内大部分加氢站属于场内测试站与橇装站，这些加氢站固定储氢量或氢气压缩系统能力较低，随着加氢车辆规模的增加，将无法满足加氢车辆进场时间随机化、单次加注时间短的商业需求。在基础设施相关技术方面，我国虽已具有35MPa(兆帕)加氢站关键技术与装备集成能力，但在关键指标与国产化方面还与先发国家存在很大差距。完全国产化的45MPa压缩机流量较小且在实际应用中故障率较高，其关键部件仍需通过进口后在国内组装;氢能基础设施的高压管路及阀门目前仍依赖进口;加氢站的工艺控制系统未来还需通过实际运营进一步验证及优化。氢能应用领域单一，多元化应用能力不强。在当前已发布氢能产业政策的省市中，几乎都将发展重点聚焦在氢燃料电池汽车及其产业链上，对于氢能在其他领域的应用则很少提及。当前高昂的制氢、运输成本和相对滞后的加氢站、运输管网等基础设施建设，都使得氢能汽车在与纯电动汽车的竞争中处于下风。另外，“绿氢”在化工、冶金等行业绿色化、高端化发展中发挥的作用还不显着，多元化应用的前景尚不明朗。三、发展建议作为全球最大氢气生产国，2022年中国氢气产量3781万吨，但同时必须看到，中国氢能产业尚处示范应用和商业模式探索阶段。氢能产业生态尚未全面建立，不仅规模尚未上去，而且受国外技术壁垒限制严重，比如不仅加氢枪、压缩机、储容器和质子交换膜等关键设备，而且氢密封材料、低温金属材料、高效冷绝缘材料等关键材料等目前中国都需通过进口来解决，与此同时，制氢方面以灰氢为主要产出，产业链绿色升级尚存壁垒。另外，多层次的金融支持体系尚未建立，氢能建设的融资渠道偏窄，接下来唯有坚持战略升维与政策创新，中国才有可能在氢能国际竞争中抢占到制胜高地。一方面，针对氢能产业的“卡脖子”技术，需要组建创新联合体，围绕产业链进行科技攻关，在此基础上依托大型能源企业成立联合研发和推广应用平台，有效整合社会资源，推动全社会相关领域科研力量的广泛参与和协同攻关，聚焦核心技术，加快突破薄弱环节，同时也为新技术新产品的推广应用提供成熟的产业依托和试用平台。另一方面，瞄准制氢的升级方向，在目前的京津冀、长三角和珠三角三大氢能产业区开辟绿氢研发与制造基地，政策上对绿氢进行重点倾斜，同时将绿氢开发占比指标分解到全国各地。此外，除政策性金融领域通过设立重大专项、产业基金等产品对氢能建设进行支持外，也应在商业性金融方面加大力度，包括鼓励行业协会、龙头企业带头设立氢能发展专项投资基金，鼓励私募股权基金投资氢能绿色环保产业等，与此同时要创新绿色金融产品，如将绿氢技术纳入绿色信贷及绿色债券的指导目录，在碳交易市场搭建氢能产业板块交易机制等。第三章2022-2023年我国制氢行业产业链深度调研第一节2022-2023年制氢行业产业链基本情况一、国内氢能政策国内氢能政策梳理直接涉及氢能政策：1）21年以来，发布国家级10个、省级83个、市县级252个；2）涉及发展规划占比45%、财政支持占比20%、项目支持占比17%、管理办法占比16%、氢能安全和标准占比2%。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院“十四五”规划中氢能目标1、氢能制、储、运、加环节：1）到2025年，中国可再生能源制氢量达到10-20万吨/年；2）气态运输用氢气瓶突破50MPa；3）实现二氧化碳减排100-200万吨。2、氢能转换及燃料电池环节：1）开展高性能、长寿命质子交换膜燃料电池技术研究；2）突破固体氧化物燃料电池关键技术；3）完善熔融碳酸盐燃料电池电堆堆叠、功率放大等关键技术；4）掌握百千瓦级熔融碳酸盐燃料电池集成设计技术。3、氢能应用环节：1）到2025年，国内燃料电池汽车保有量50000辆。多省份出台政策，制定2025年氢能发展目标：1）甘肃省：2025年可再生能源制氢产量达到20万吨；2）内蒙古：2025年可再生能源制氢产量达到50万吨；3）四川成都：2025年可再生能源制氢产量达到1万吨；4）宁夏：2030年可再生能源制氢产量达到30万吨。来源：中国氢能联盟研究院中国氢能联盟预测目标氢能发展空间—中国氢能联盟预测。前面所述是国家层面对2025年产业规划，但据中国氢能联盟统计，各省市出台的“十四五”规划涉及氢能的目标总和，远超国家层面的规划目标：1）产值目标：2025年1万亿、203