1. 氢能是未来重要的产业方向

1.1. 核心驱动因素

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模 消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域 的低碳化。氢能的核心驱动因素可总结为三点：1）能源发展的规律结果；2）“碳达峰、碳中和”的必然选择；3）缓解能源危机，摆脱地域资源约束。全球能源向着减碳加氢的方向发展，而氢能是能源变革的规律结果。从能源革命的 层面看，能源结构由以煤碳为主，转向以可再生能源为主的多元能源结构，每一次能源 变革都向着能量密度提高、环保经再生型转变。能源系统本质上为碳氢系统，氢比例越 高，能源越干净、热值越高，因此从高碳燃料向低碳燃料转变，最终答案指向完全不含 碳的氢能，而氢气来源广泛、热值高、清洁无碳，被誉为“21 世纪终极能源”。

全球碳中和已达成共识，而氢能为深度脱碳的必然选择。为积极应对全球气候和环 境变化挑战，满足《巴黎协定》温控目标要求，国际各主要经济体加快了能源绿色低碳 转型进程，全球碳中和已达成共识，欧洲、北美、日韩均规划 2050 年前实现碳中和。我 国规划 2030 年前达到峰碳值，2060 年实现碳中和。而支持双碳目标增量的将是不含碳 的太阳能等可再生能源，但其具有间歇性和波动性，必须大规模发展储能，并从源头上 解决能源的无碳化，有电化学储能、氢储能等方式，电化学储能中，电池是一个短周期、高频率、分布式的储能装置，但若需要大规模、集中式、长周期的储能，只能选择氢能。因此氢能尤其是绿氢，是深度脱碳的必然选择

，掌控能源领域的自主性。由于不可再生能源的过度开发，全球面临着严重能源危机，同时全球能源资源分布不均匀。石油方面，全球石油资源主 要分布在中东地区、中南美洲以及北美洲，而中国的石油资源占比仅为 1.5%。锂资源方 面，全球 58%的锂资源集中在南美玻利维亚、阿根廷和智利，而中国的锂资源量占比为 5.9%。因此摆脱资源依赖，强化自主可控是我们发展的必经之路。而氢是自然界最普遍 存在的元素，氢气可取自水、天然气、化工废气、丙烷、甲醇等，原料来源极广，可以真正做到摆脱资源束缚，是国内自主可控的关键。

1.2. 优势：环保、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少

氢能具备清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少等优势，被誉为 21 世 纪的“终极能源”。1）环保：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 143MJ/kg，约为汽油的 3 倍，酒精 的 3.9 倍，焦炭的 4.5 倍；3）来源多样：可以使用水电解制备，也可以通过化石燃料、生物化学法、副产气体回收等多种方式制取；4）储运灵活：氢可以气态、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；5）损耗少：可以取消远距离高压输 电，以远近距离均可的管道输氢为取代，安全性相对提高，能源无效损耗减少。氢气作为能源载体和储能方式，可以配合可再生能源形成低碳能源体系，是工业深 度脱碳与新能源深度脱网的结合。氢气可由可再生能源制备，可再生能源发电，再电解 水制氢，从源头上杜绝了碳排放。此外通过转化为氢储能，可以将可再生能源规模化引 入能源体系，同时解决了可再生能源消纳问题，避免弃风、弃光、弃水现象，最终构筑 以可再生能源为主体的新型电力系统。

1.3. 各国政策持续加码，海外绿氢加速发展

各国氢能政策不断加码，海外绿氢加速发展。全球积极推进氢能发展，其中近年来 在碳中和+能源安全双轮驱动下，大力发展可再生能源制氢。中国：非化工区制氢松绑+发布电解制氢补贴，23 年绿氢进入快速发展期。近年中 央顶层设计逐步完善，发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》。多地响应国 家氢能发展战略发布本地氢能规划，叠加风光大基地鼓励就地消纳，倒逼绿氢项目建设，已有 4 个省级行政区、3 个市级行政区发布关于新能源制氢制度松绑的相关政策，并通 过直接生产补贴、电价优惠和配套奖励（风光指标）支持绿氢发展，国内绿氢招标密集 落地，23 年行业进入快速发展期。

欧洲：通过 CBAM 碳关税，绿氢进入实质发展阶段。将在 2030 年达到 1000 万吨 绿氢产能，本土至少安装 40 GW 的电解槽产能（至 2024 年达到 6 GW），CBAM 碳关税 范围扩展至氢气，灰氢和蓝氢将收取关税，其中绿氢更具经济性，为发展打下坚实基础。22 年 12 月，西班牙、葡萄牙和法国启动 H2Med 能源互联项目，氢气管道预计每年运输 200 万吨绿氢，并将于 2030 年投入使用，绿氢进入实质发展阶段。美国：IRA 提供最高 3 美元/kg 的税收抵免，大幅推动绿氢商业化进程。22 年公布 《国家清洁氢战略与路线图》，规划 2030/2040/2050 年生产 1000/2000/5000 万吨清洁氢 能源，计划到 2030 年成本降至 2 美元/kg，2035 年降至 1 美元/kg。同时，IRA 法案大幅 推动绿氢商业化进程，为其提供最高 3 美元/kg 的税收抵免，预计为美国多地绿氢生产 成本减半。此外《两党基础设施法》计划提供 80 亿美元建设区域清洁氢中心，10 亿美 元开发水电解制氢技术，5 亿美元支持制氢和再循环计划。

日本：氢能政策、资金、技术完善，大力发展海上运输链。日本通过完善的法律法 规、政府的资金扶持及广泛的国际合作，将在 2030 年前后建立商业规模的供应链，制 氢成本降低到 30 日元/Nm3，并达到 300 万吨/年，到 2050 年实现 2000 万吨/年。但受限 于自然资源稀缺、土地面积受限，日本可再生能源制氢成本高，因此需要高度依赖海外 进口，主要依靠海上运氢，构建液化氢+甲基环己烷（MCH）运输链，日本与澳大利亚、文莱、挪威和沙特阿拉伯就氢燃料采购问题进行合作。韩国：多项激励措施推动氢经济发展，2030 年构建 100 兆瓦级绿氢量产体系。2020 年 2 月，韩国颁布全世界首部《促进氢经济和氢安全管理法》，围绕氢定价机制、氢能 基础设施以及氢全产业链的安全管理提出了系统的法律框架。政府计划 2030 年构建 100 兆瓦级绿氢量产体系，2040 年建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，成本下降到 3000 韩元/kg，2050 年氢进口代替原油进口、氢能覆盖大型工业用能的发展目标。

2. 市场空间：绿氢替代空间广阔，碳排放趋严催生新应用场景

2.1. 氢气来源：绿氢替代灰氢已成趋势

全球纯氢产量达 7000 万吨，中国为第一大制氢国。根据国际能源署，2021 年全球 氢气总产量（含合成气）约 9400 万吨，同比增长 5.5%，占全球终端能源比重约 2.5%，其中每年纯氢制备产量约为 7000 万吨。伴随世界各国减排承诺方案的推进，预计 2030 年全球氢气产量有望突破 1.5 亿吨。自 2020 年“双碳”目标提出以来，我国氢能产业发 展加速，氢能产量由 2017 年的 1915 万吨增长至 2021 年的 3300 万吨，5 年 CAGR 达 14.6%，2021 年 32%的同比增速更是创下新高。

灰氢为当前主流制氢方式，无碳排放的绿氢将逐步取代灰氢。氢制取来源包括化石 能源制氢、工业副产气制氢、电解水制氢、其他可再生能源制氢等方式，根据制氢工艺 和二氧化碳排放量的不同，可划分为灰氢、蓝氢和灰氢三种路径，其中灰氢指通过化石 燃料燃烧/工业副产转化而来的氢能，生产过程中释放大量的二氧化碳，无法实现零碳生 产，因技术成熟且成本较低，成为当前主流制氢方式，占当前全球氢气产量的 95%；蓝 氢是在灰氢的基础上利用碳捕捉封存技术（CCUS）减少生产过程中的碳排放，实现低 碳制氢，作为过渡性的技术手段；绿氢则是通过光伏发电、风电及太阳能等可再生能源 电解水制氢或生物质等其他环保方式制氢，在制备过程中不会产生二氧化碳，为真正意 义上的绿色环保“零碳氢气”，目前受制于技术门槛和较高成本，尚未实现大规模应用。

目前化石能源是全球氢气生产的主要来源，电解水制氢占比仅 0.04%。从产量结构 来看，2021 年全球 9400 万氢气产量主要来源于化石能源制氢，占比高达 81%，其中煤 制氢占全球产量的 19%；天然气制氢全球占比高达 62%，低碳排放制氢占比仅 0.7%，其中电解水制氢产量仅 3.5 万吨，占比 0.04%。从我国制氢结构来看，由于我国天然气 紧缺依赖进口，煤炭资源丰富，我国氢能生产来源主要以煤炭为主，2020 年我国煤制氢 占比高达 62%，天然气制氢占比 19%，工业副产氢占比 18%，电解水制氢占比达 1%。

相较灰氢，绿氢在碳排放、储能、制氢纯度和生态循环方面具有显著优势。1）绿氢具备“零碳排”的制备优势，减碳空间极大。煤制氢路线下每生产 1 吨氢 气平均需要消耗煤炭约 6-8 吨，排放 15-20 吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐 废水及工业废渣。天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放 9-11 吨二氧化碳。根据 IEA，2021 年全球 9400 万吨氢气产量的二氧化碳排放量超 9000 万吨，低碳排制氢产量不足 100 万吨。灰氢减碳空间极大，而绿氢在制备过程中几乎不排放温室气体，每生产 1 吨 氢气碳排量仅 0.03 吨，在双碳目标要求下灰氢势必被更清洁的绿氢所取代。

2）绿氢储能具有规模大、时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消 纳问题。近年来新能源的迅速发展使得电力输送和综合消纳等困难凸显，而可再生能源 发电的随机性、季节性、反调峰特性及不可预测性导致部分电能品质较差，叠加储能技 术有限，“弃风弃光”问题快速增长。而用新能源发电制氢，有利于提高可再生能源利用 效率，助力消纳新能源“弃风弃光”问题。绿氢作为储能的方式，或将绿氢转为绿氨、绿醇，具备以下优势：①储能规模大且时间长：电化学储能的容量是兆瓦级（MW），储 能时间是 1 天以内；抽水蓄能容量是吉瓦级（GW），储能时间是 1 周-1 个月；而氢能储 能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到 1 年以上；②可跨长距离储能：氢储能可以做 到跨区域长距离储能；③能量转化形式多样化：从能量转换上看，氢能不仅可转换为电 能，还可以转换为热能、化学能多种形式的能源

。不同制氢方式所得的氢气纯度不同，采用电解水绿氢方式制 氢，氢气纯度最高，其中 PEM 水电解制氢初产物氢含量便高达 99%，提纯后纯度进一 步提升至 99.999%，具有明显优异性，适用于对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。

绿氢逐步取代灰氢成为必然。根据主要国际能源组织的预测，到 2050 年全球的绿 氢产量将远远高于蓝氢。IEA 预测 2030 年电解水制氢及生物质制氢等绿氢产量占比将 达 34%，2050 年全球绿氢产量将达 3.23 亿吨，较蓝氢产量高 58%。至 2060 年，几乎 全部的氢气需求都将由低排放技术满足，其中近 80%是电解水制氢，届时电解水制氢将 成为具有成本竞争力的制氢工艺，耦合 CCUS 的化石能源制氢产量则将满足 16%的氢 气需求。而彭博新能源财经则预测 2050 年全球氢能产量将达到 8 亿吨，且全为绿氢。

2.2. 氢气应用：助力工业领域脱碳，绿氢催生新增需求

氢能的应用场景集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。其中，交通、工业为主 要应用领域，建筑、发电和供热等仍然处于探索阶段。根据 IEA，2021 年全球氢能需求 超 9400 万吨，同比增长 5%，其中大部分新增需求来自于工业领域中的化学工业（300 万吨）和炼油工业（近 200 万吨）；在交通、建筑、发电等领域的新应用需求增长至 4 万 吨，大部分由公路领域氢燃料贡献，其同比增速高达 60%，反应氢燃料电池电动车需求 的加速释放，尤其是国内重卡领域。整体来看，2021 年全球氢能主要应用在工业领域，炼油/合成氨/甲醇/钢铁用氢占比分别为 42.2%、35.8%、15.5%和 5.5%，其他领域用氢占 比仅为 1%。2020 年我国应用在合成氨、甲醇、炼油及其他工业领域的氢能占比分别为 37%、19%、10%和 19%。

、甲醇制备，长期增量空间来自交通领域、天然气加氢、炼钢用氢。当氢作为原料时，1）短期工业领域的氢脱碳可通过提升绿氢渗透率减少生 产过程中的碳排放，即以更低碳或零碳的途径获取现有用于原料的氢，将煤、天然气制 灰氢升级为电解水制绿氢生成绿色甲醇和绿氨，该领域一年需求超 5000 万吨，未来超 50%可被替代，且进程最快；2）长期氢有望直接取代部分化石原料，如在炼铁/炼钢过 程中以绿氢取代焦炭作为还原剂实现钢铁工业的“零排放”、在交通领域替代石油、在天 然中掺氢减少天然气用量，长期这些领域空间较大，以炼钢为例，若完全替代焦炭，绿 氢需求超 1 亿吨。

1）合成氨：预期未来平稳增长，绿氢可渗透空间超 3000 万吨：2021 年全球合成氨 产量 1.5 亿吨，其中国内 0.52 亿吨，按照一吨合成氨需 0.18 吨氢气，分别对应氢气需求 2700 万吨及 1000 万吨。合成氨 70-80%用于化肥领域；10-20%应用于工业领域，用于生 产硝酸和尿素；约 1%用于民用炸药，我们预计预期合成氨未来每年增长 1%-3%。目前，国内合成氨行业的能耗构成中，煤占比 76%（无烟块煤 65%），天然气占比 22%，其他 2%。目前绿氢在合成氨领域已应用率先放量，在该领域，未来绿氢可替代空间 3000 万 吨以上。

2）甲醇：甲醇航运燃料催生绿氢新需求。2022 年我国甲醇产量约 7900 万吨+，同 比微增 2%，预估全球需求 1.4 亿吨。甲醇生产端看，约 65%的甲醇生产来源于天然气 重整，35%来源于煤气化，若按照一吨甲醇需 0.13 吨氢气，对应氢气需求分别为 1020 万吨和 1850 万吨。甲醇下游需求为烯烃、甲醛、甲醇汽油、醋酸、二甲醚、MTBE 等，其中烯烃占 55%，甲醛与甲醇汽油次之，均约占 10%左右，生产醋酸、二甲醚、MTBE 均约占 6%左右。

我们预计甲醇传统应用领域平稳增长，而甲醇航运燃料将为新增市场。22 年欧盟 正式将航运业纳入碳市场，24 年开始考核，对于 5000GT 以上船只，按照 2024 年排放 量的 40%、2025 年排放量的 70%、2026 年后排放量的 100%逐步纳入配额管理，且除了 二氧化碳，26 年也将正式考核甲烷、一氧化二氮（影响液化天然气船只）。因此自 22 年 开始，全球甲醇双燃料船订单明显增加，且将应用由绿氢制成的绿色甲醇。22 年前三季 度，甲醇船舶占新增订单比重预期为 3%，占替代燃料船舶比重为 6%，预计随着欧洲船 舶碳考核时间节点趋近，后续订单将明显增长。按照 1 艘 5 万吨载重量双燃料船舶每年 耗甲醇 5 万吨测算，预计到 2030 年新增甲醇船舶渗透率 9%，当年对应耗费氢量超 500 万吨

。2022 年全球氢燃料电池乘用车销 1.5 万 辆，同比持平，其中韩国销售 1 万量，主要为现代 nexo。国内氢燃料车型主要为商用车，22 年销售为 4782 辆，同比增长 155%，其中重卡为 2465 辆。氢燃料电池的特性决定其 适用于固定路线、中长途干线和高载重的场景，有望在重卡领域实现突破，且随着试点项目推广，有望明显增长。按照氢燃料乘用车年 5%增长，到 2030 年销量 3 万辆；氢燃 料商用车快速增长，到 2030 年氢燃料商用车销量 28 万辆，渗透率 1%，累计销量超 60 万辆，按照每辆商用车百公里耗氢量 10kg，年行程 10 万公里，则对应 2030 年氢气需求 超 700 万吨。

4）钢铁行业：远期绿氢渗透空间较大，但过程缓慢。全球年产钢铁 18 亿吨，碳排 放占全球碳排放 8%，碳排放密集程度最高、最难脱碳的行业之一。传统炼钢工艺使用 焦炭作为还原剂，冶炼工艺分为长流程和短流程两种，长流程钢材生产大体可以分为两 个环节：炼铁环节（高温下焦炭与 O2 反应生成 CO，CO 将铁矿石还原成铁水）和炼钢 环节（高温下铁水中部分碳被氧化）。短流程通过电炉将废钢冶成粗钢。用绿氢替代焦炭 作为还原剂，最具前景的钢铁行业脱碳解决方案之一。考虑到长流程高炉炼铁是我国主 流生产路线，我国的氢能炼钢技术发展会首先使用部分氢气代替化石燃料，通过高炉喷 氢气代替部分化石能源的方法来实现初步富氢减排效果，该方法设备改造难度小，但减 排不彻底。未来若绿氢制备成本降低，且工艺成熟，可实现纯氢炼钢，氢气完全替代焦 炭。

假设按照绿氢 15 元/kg 的较低水平测算，高炉喷氢成本较传统焦炭还原法高 5%；而纯氢法较传统焦炭法能源成本虽仅略高，但设备需完全改造、工艺难度大且不成熟，因此量产应用仍需长时间，目前厂商替换意愿较弱。但瑞典钢铁集团也提出 2045 年实 现无化石炼钢，我们测算若 2030 年钢铁领域绿氢还原渗透率近 1%，则对应绿氢需求 100 万吨，2050 年渗透率提升至 20%+，对应绿氢需求 3000 万吨以上。

5）建筑领域：天然气掺氢想象空间广阔，多国已开始推进。掺氢是天然气领域降 碳的一种有效方式，全球天然气需求 4 万亿立方，掺氢理论比例可为 10-20%，若按照 10%的比例，对应氢气需求 3600 万吨。但目前主要面临技术端及成本端难点，技术方面 并非所有天然气管道均适用于掺氢运输，不同国家的管道对掺氢比例要求不同，其次在 终端应用的安全性、设备适配性等标准需完善；成本端看，氢气的热值为天然气的 1/3，而当前绿氢按照 15 元/kg 成本的 3 倍测算（1.3 元/立方*3），远高于天然气的 2-3 元/立 方成本，因此目前该技术尚不成熟。但欧洲多国已启动掺氢项目，若均落地则年掺氢量 将超 200 万吨。我们预测 2030 年天然气掺氢或将带动近 100 万吨绿氢需求。

2.3. 绿氢空间：成本为限制瓶颈，零碳加持加速替代灰氢

电费为水电解制氢降本核心：电价及电耗，远期有望低至 8 元/kg。目前国内最成 熟的电解水制氢技术为碱性电解，整个制氢成本主要在于电费和设备折旧，其中电费占 比 70%-90%，折旧占比 10%-30%。按照年生产时间 2000 小时，电耗 5 kwh/标方，电价 0.3 元/kwh，1000 标方的电解槽制氢成本为 25 元/kg；理想情况下，按照电耗 4 kwh/标 方，电价 0.15 元/kwh，对应成本为 15 元/kg，则基本可与天然气制氢平价；若绿氢与风 光、风电耦合，年利用小时提高至 4000 小时以上，则成本有望进一步下降至 11 元/kg 以内，则基本可以实现与煤制氢平价。远期看，若电价达到 0.1 元/kwh，电耗下降至 3.5 kwh/标方，则绿氢成本可降至 8 元/kg，低于煤制氢。

相较于传统制氢方式，水电解制氢平价尚需时日。传统的煤炭制氢，主要有三种方 式，一是煤气化制氢、二是煤焦化制氢、三是煤转为甲醇再制氢。国内主要以成本低的 煤气化制氢技术路线为主。煤的气化制氢工艺包括气化剂反应、煤气净化、CO 转换、变压吸附提纯。一般大型炼化厂有配套煤制氢设备，自产自用，避免氢气运输。我们按 照 9 万标方/h 的装置，投资 17 亿，年工作时间近 8000 小时，1 吨氢气耗 3.8 吨无烟煤，无烟煤价格按照近 1800 元/吨，测算煤制氢成本 9.6 元/kg，若无烟煤价格下降至 1500 元 /吨，则成本将降至 8.6 元/kg。天然气制氢是以天然气为原料，用水蒸气作为氧化剂，来 制取富氢混合气，我们按照 3000 万标方/h 的装置，投资 0.4 亿，年工作时间近 8000 小 时，1 标方氢气耗 0.45 标方天然气，天然气价格按照近 2.5 元/标方，测算天然气制氢成 本 15 元/kg

，考虑碳价加持，有望加速平价。煤制氨，单吨合成氨需排放近 6 吨二氧化碳；天然气制氨，单吨合成氨需排放 3 吨二氧化碳，按照当前 50 元/吨的碳价，分别增加约 300 元/吨和 155 元/吨成本；若碳价达到 200 元/吨，则成本分别增加约 1200 元/吨和 600 元/吨，该情境下，绿氢价格只要降至 16 元/kg，即可与煤制氨实现平价；绿 氢价格只要跌至 18 元/吨，即可与天然气制氨实现平价。煤制甲醇，单吨甲醇需排放近 4 吨二氧化碳；天然气制甲醇，单吨甲醇需排放 1.6 吨二氧化碳，按照当前 50 元/吨的碳 价，分别增加约 200 元/吨和 80 元/吨成本；若碳价达到 200 元/吨，则成本分别增加约 800 元/吨和 300+元/吨，该情景下，绿氢价格只要降至 18 元/kg 以内，即可与天然气制 甲醇实现平价；而与煤制甲醇实现平价，而绿氢价格只要跌至 16 元/kg 以内。因此在当 前碳价 50 元/吨时，绿氢零碳排放优势体现不明显，若未来碳价涨至 200 元/吨，则绿氢 成本降至 16-18 元/kg，即可实现制合成氨和甲醇平价。

此外，绿氢纯度更高，在特定领域可更好应用。煤和天然气制得氢气中普遍含有硫、磷等杂质，对提纯有较高的要求，在特定领域难以应用，如电子工业领域。而电解水制 氢纯度等级则更高，更适用对于纯度要求高的行业。

因此，我们测算绿氢替代灰氢大势所趋，23 年国内开始爆发，25-27 年平价后有望 加速。绿氢目前占比极低，国内近两年风光氢一体化示范项目密集开建，预计 2025 年 后随着碳排放考核进一步趋严及电价下降，绿氢有望与天然气制氢实现平价，2030 年左 右有望接近煤制氢，绿氢份额有望达到 30%+。因此我们预期氢气未来十年产量复合增 长 4-5%，2030 年氢气需求超 1 亿吨，预计 2025 年绿氢渗透率 2%，产量超 150 万吨，2030 年绿氢渗透率超 30%，对应产量 3000 万吨。

3. 国内外氢能产业化进程加速，产业大势所驱

3.1. 国内：23 年将成为绿氢爆发元年，招标项目密集落地

政策端：风光大基地鼓励就地消纳，倒逼配套建设绿氢项目，内蒙布局领先。内蒙 及西北地区新能源开发模式较为单一，应用场景不足，主要依靠发电卖电，一方面造成 电网消纳和调度运行承受较大压力，另一方面难以拉动当地产业结构优化升级。2022 年 3 月，国家发改委与国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。截至 2022 年底，22 个省市纷纷制 定并发布本地氢能产规划，响应国家氢能发展战略。以内蒙古自治区为例，具备发展可 再生能源大规模制氢的良好条件，潜在制氢产能超过 330 万吨，22 年 4 月发布《关于促 进氢能产业高质量发展的意见》，明确 2025 年前开展“风光储+氢”、“源网荷储+氢”等 绿氢制备示范项目 15 个以上，绿氢制备能力超过 50 万吨/年。22 年 9 月，内蒙古能源局发布《2022 年度风光制氢一体化示范项目的通知》，优选示范项目 7 个，建设新能源 1.68 GW，电解水制氢 6.3 万吨/年。

内蒙及西北绿氢一体化项目密集开建，23 年集中招标。为了获取新能源建设指标，五大四小等能源集团，纷纷布局风光氢一体化项目。22 年开建的中石化库存项目是国内 首个规模化利用光伏发电直接制氢的项目，规模为 52 台 1000 标方电解槽，对应 260MW。我们统计截止 23 年 2 月，大规模绿氢项目中，已开标和在建项目合计近 2GW，对应电 解槽 500 台；规划的待开标项目近 15GW，对应电解槽需求 3000 台左右，按照项目进 度将于今年年中开始陆续招标。从区域上看，项目多集中于内蒙古，其次为新疆、吉林 等地。根据氢云链统计，23 年 1-2 月已明确开标的大规模绿氢项目新增 730MW 电解槽 需求，对应 146 台 1000 标方碱性电解槽需求，包括中石化鄂尔多斯项目预期制氢 3 万 吨/年，预期电解槽需求 390MW，对应 78 台电解槽；大安风光制氢合成氨一体化项目对 应 195MW、39 台电解槽需求。年内可期待的确定性较高的开标项目，包括乌兰察布 10万吨项目的一期 180 台、乌兰察布中石油项目 50-60 台电解槽、国能阿拉善项目 50-60 台、鄂尔多斯几大项目合计 100-120 台。因此我们预计今年招标量有望突破 500-600 台，实际出货量有望达到 300-400 台，实现翻番增长。

第一阶段：一体化化工园就地消纳绿氢，具备基本经济性，核心难点为消纳空间有 限。我们以 800 MW 风电和 300 MW 的光伏项目，配套 100 台电解槽和 15 万吨绿氨项 目为例，总投资 70 亿，按照自有资金 20%做了测算。按照风电年发电时间 2400h、光伏 1200h、电解槽 3000h 测算，年产氢气 2.7 万吨及 14.9 万吨绿氨，就地消纳 70%左右新 能源发电，剩余 30%并网，按照当前合成氨售价 4000 元/吨测算，则 irr 为 8%左右（若 电解槽工作时间 2000h，则 irr 为 6%），相较于风电 15%+、光伏 10%的 irr，irr 有所降 低，但仍为合理回报水平。

第二阶段：绿氢转为绿氨或绿醇应用于碳排放考核严格领域，以获得高附加值。由 于合成氨和甲醇等终端需求为东部地区，因此在内蒙、西北等地就地消纳空间有限，而 绿氢储运尚不成熟，目前各大能源集团也在探讨绿氢转为液氨后运输至东部地区。而这 种模式需后续制绿氢成本进一步下降，且需要政策大力支持，一方面制定并严格执行碳 排放考核政策，另一方面对于绿氨、绿醇等给予更高溢价。如上文所示，未来在绿氢普 遍成本降至 16 元/kg 时候，或给予碳价 200 元/吨，或给予绿氨绿醇 20-40%的销售溢价，则绿氢可完全实现平价，可广泛替代灰氢。

3.2. 欧洲氢能将高速增长，以满足既定目标

2020 年 7 月，欧盟委员会发布《欧洲氢能战略》，战略将分成三个阶段：1）在 2024 年前，全欧的绿氢制备总功率将达到 6 GW，绿氢年产量超过 100 万吨（预估 22 年欧 洲绿氢产量不足 10 万吨）；2）到 2030 年，安装至少 40GW 的可再生氢电解槽，欧盟的 绿氢年产能将超过 1000 万吨，氢能市场规模将从如今的 20 亿欧元上升至 1400 亿欧元，增长 70 倍；3）2030-2050 年期间，重点是氢能在能源密集产业的大规模应用，覆盖所 有难以脱碳的行业。典型代表是钢铁行业和物流行业。2022 年 5 月，欧盟发布 “REpowerEU”计划，再次明确到 2030 年 1000 万吨国内可再生氢生产和 1000 万吨进 口的目标，并创立了“氢能银行”，加大对氢能市场的投资力度。欧洲目前氢气产量 800- 1000 万吨/年，即便考虑钢铁、交运等领域新增需求，到 2030 年欧洲的绿氢占比也将超 50%。2023 年 2 月，欧盟通过可再生能源指令要求的两项授权法案，并提出了详细的规 则来定义欧盟可再生氢的构成，为氢生产商提供监管的确定性

，政策及基础设施先行。首先，制氢电力需求将大幅增长，按照欧盟计划 2030 年 1000 万吨绿氢需求，对应需要 500 twh 的可再生电力，相当于欧 盟能源消耗总量的 14%，因此欧盟委员会也将 2030 年可再生能源目标提高到 45%。其 次，23 年 2 月启动欧盟委员公布绿色交易工业计划，为绿氢生产厂商提供补贴，该计划 将于今年秋季启动第一批竞争性投标，金额为 8 亿欧元，中标者未来 10 年可获得每 kg 绿氢固定溢价，具体细则 6 月后明确。第三，多种配套政策，如将氢气纳入碳关税考核、执行严格的碳排放标准等。第四，启动配套基础设施建设，一是 22 年 12 月西班牙、法 国、葡萄牙在 2030 年前投资 25 亿欧元建设一条从大型海底隧道 H2Med，将氢气从西 班牙输送至法国，再送至欧洲其他地区。该管道计划每年向法国输送 200 万吨氢气，占 欧盟需求的 10%。二是，22 年 10 月，西班牙石油公司 Cepsa 启动与荷兰鹿特丹港合作 建立的“南欧和北欧之间第一条绿色氢走廊”项目，预计 2027 年投入运营，该走廊将 支持鹿特丹向西北欧供应 460 万吨绿色氢气的目标。南北氢走廊只是打响了第一枪，欧 洲另外 5 个绿色氢走廊也摆在了谈判桌上。

欧洲能源公司已开始大举布局氢能项目，目前规划项目合计氢气产量超 470 万吨。欧洲各大能源公司已入局绿氢，除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利 亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目标大，以满足 2030 年本土产绿氢 1000 万吨及进口 1000 万吨目标。其中，英国 BP 22 年 7 月宣布以 360 亿美元收购澳大利亚绿色氢开发 项目“亚洲可再生能源中心”40.5%的份额，该项目拟建 26 GW 新能源发电，并配套 160 万吨绿氢或 900 万吨氨/年；并分别于英国、德国布局 HyGreen Teesside 制氢项目（2030 年 500 MW 氢气产能）和绿色能源港口威廉港扩建新氢枢纽计划（28 年起每年可从绿 氨中提供 13 万吨绿氢）。苏格兰电力公司 22 年 8 月宣布计划在英格兰南部费利克斯托 港建设大型绿氢设施，预计将生产 100 MW 能源，从 2026 年开始为约 1300 辆氢燃料卡 车提供动力。德国可再生能源开发商 Svevind Energy Group 22 年 10 月计划向哈萨克斯 坦投资一个 20 GW 绿色氢能项目，总投资 500 亿美元，满负荷生产 200 万吨/年的绿氢，2030 年初投产，2032 年满产。壳牌 22 年 10 月在荷兰开工建设风电绿氢厂，规模 200 MW 电解槽，对应年产氢气 2 万吨，预计 2025 年正式投产；同时壳牌、荷兰天然气网 络运营商 Gasunie 和格罗宁根海港共同宣布，将合作在 2030 年前在荷兰北部海岸建设 一个 3-4 GW 风力发电厂，并计划于 2040 年将发电量增加到 10 GW，并全部用于生产 绿氢，预计年产量可达 100 万吨。法国 Lhyfe 计划在荷兰 Delfzijl 化工集群地利用海上 风电，建造一个大型制氢设施，规模 200 MW 对应 2 万吨绿氢生产能力，最早于 2026 年投产，该公司目标到 2030 年制氢产能达到 3 GW（对应 30 万吨绿氢）。西班牙能源公 司 Cepsa 联合另外 33 家公司组成财团，预计到 2025 年将实现 500 MW 绿色氢产能，到2030 年则达到 2 GW（对应 10 万吨绿氢），最终目标为 4 GW。

美国 2021 年后氢能布局明显加快，制定了清晰路径。21 年 7 月，美国能源部宣布 启动首个“氢能攻关计划”，目标是在未来 10 年使可再生能源制氢的成本降低 80%至 1 美元/千克，并将清洁氢的产量增加 5 倍。22 年 10 月美国能源部发布《国家清洁氢能战 略和路线图（草案）》，指出到 2050 年清洁氢能将贡献约 10%的碳减排量，到 2030、2040 和 2050 年美国清洁氢需求将分别达到 1000、2000 和 5000 万吨/年，并且计划在 2030 年 前制氢成本降至 2 美元/kg，35 年前制氢成本降至 1 美元/kg。政策加码，预计后续美国 绿氢发展将提速。

，目前美国绿氢项目规划相对稳健。美国规划的绿氢 项目，多集中于加州及德州，目前多处于规划中，按计划将在 24-26 年逐步投产，预计 今年明年大部分项目将确定开建。GHI 将在德州建造全球最大的绿氢项目，计划以 60 GW 的太阳能和风电、盐穴储能系统制造氢气，年产量超过 250 万吨，占全球灰色氢气 产量的 3.5%。美国元素资源公司拟在美国加州建设和一个可再生能源制氢项目，预计于 2025 年初开始商业运营，年生产 2 万吨绿氢。峰堡新能源公司计划建造 120 MW 的绿 氢生产厂，将于 2024 年中期完工并投入使用，将为该地区的多个主要炼油厂提供服务。美国南加州天然气公司宣布，正在提交绿色氢基础设施申请，以建设一个容量在 10 GW 至 20 GW 之间的电解工厂。Hy Stor Energy 计划打造美国首个零碳绿色氢储存中心，第一阶段计划 2025 年投入商用，日产氢气 350 吨（年产 12 万吨）。

4. 制氢环节产业放量在即，核心设备及部件弹性大

4.1. 技术路线：碱性为主，PEM 未来可期

水电解制氢生产技术碱性为主流，PEM 提升空间大，AEM、SOEC 仍较早期。当 前，绿氢生产技术主要有碱性电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、阴离子交换膜电 解（AEM）以及固体氧化物电解（SOEC）四种。其中碱性制氢技术成本最低，国内 90% 项目采用该技术，海外此前以 PEM 为主，近两年为降本也逐步转至碱性路线，预计未 来的规模化集中式电解水制氢以碱性为主。相较于碱性制氢，PEM 对可再生能源适应性 好、响应速度快，且不会环境有污染，但 PEM 的质子交换膜依赖进口（杜邦）、且需使 用铂等贵金属，成本极高，目前单线产能不超过 200 标方/h，预计未来 PEM 可在小型 分布式领域作为补充。AEM 和 SOEC 技术均处于研发阶段，试验线单线产能均不超过 1 标方/h，前者受限于原材料 AEM 膜的长度与宽幅，后者受限于原材料在高温下的裂 化，预计需要很长实现量产。

碱性电解水制氢工作原理简单。碱性电解槽主要由电源、电解槽箱体、电解液、阴 极、阳极和隔膜组成。电解液都是氢氧化钾溶液(KOH)，浓度为 20％～30％；隔膜目前 采用 PPS 膜（聚苯硫醚），主要起分离气体的作用，而两个电极则主要由金属合金组成。在直流电的作用下，在阴极，水分子被分解为氢离子和氢氧根离子，氢离子得到电子生 成氢原子，并进一步生成氢分子；氢氧根离子则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多 孔的横膈膜，到达阳极，在阳极失去电子生成水分子和氧分子。生成的氢气和氧气与电 解液一起被送至气液分离器内部进行分离，氢气和氧气分别经过氢气、氧气冷却器冷却、捕滴器捕滴除水，然后在控制系统的控制下外送；电解液在循环泵的作用下分别经过氢、氧碱液过滤器、氢、氧碱液冷却器，然后返回电解槽继续进行电解。

碱性电解水制氢设备由四大部分构成，其中电解槽为最核心设备。全套水电解制氢 装置主要设备有：前端电器设备（变压器、整流柜、PLC 程控柜、仪表柜、配电柜等），占成本比重 20%；核心设备电解槽，占成本比重 50%-60%；固液分离装置，占成本比重 15%；后端干燥纯化系统，占成本比重 10%；其他辅助系统如纯水机、冷水塔、冷水机、空气压缩机、碱液箱、原料水箱、补水泵等占成本比重 5%。以 1000 标方/h 的装置为例，目前售价 1000 万，其中电解槽售价 500 万左右。

电解槽核心性能的由电极（镍丝网喷涂）、隔膜、流场设计等决定，因此技术进步 方向为新材料、新结构、新制造。极板、镍丝网、隔膜、密封垫圈交错层层相叠形成一 个电解槽小室，上百个小室相叠形成电解槽腔体。其中，影响电解槽核心指标的是材料 电极（镍丝网喷涂）和隔膜。电极是以镍丝网为基体，采用雷尼镍喷涂，再做表面处理。电极需要具备超电位低及比表面积好的特点，易于电子脱嵌和加大反应面积，从而提高 电解效率。喷涂材料一般采用镍铝合金，铝在碱性溶液中溶解，留下微孔，从而使镍网 表面形成立体多孔结构，吸附面积增加，提升催化活性。表面处理一般电镀上金属涂层，具备超电位低及耐腐蚀性，各家电镀工艺及材料不同，为核心配方。隔膜材料从石棉布 已切换为 PPS（聚苯硫醚工程塑料），具备耐水解性、耐高温（120°）、耐腐蚀、强度高，目前多采用东丽进口隔膜，国产技术已突破，但性能仍有差距。此外流场设计、极板设 计（由传统乳突极板向平极板/不锈钢网/焊接镍网复合极板发展）、辅助系统扩容（如 2 台电解槽对应 1 台气液分离系统）等的改进亦有利于提升电解槽效率。

电解槽原材料端降本空间有限，更多依赖性能提升从而降低电解成本。我们测算了 1000 标方/h 单体电解槽的 BOM 成本大约为 4000 万，其中极板占比近 40%，主要材料 为碳钢；镍网占比 10%+，受近 2 年镍价大幅上涨影响，成本提升明显；镍网喷涂（原 材料+工艺）及隔膜分别占比 15-20%，隔膜后续完全国产化后，成本有一定下降空间。因此未来单体电解槽 BOM 成本下降主要来自于镍价回落及隔膜完全国产化，空间看 10% 左右。目前 1000 标方/h 行业毛利率基本为 20-30%，售价 550-600 万。

4.2. 电解槽市场空间已打开，设备厂商率先受益

未来几年电解槽设备招标有望翻番增长，高峰期 10 倍空间。21 年根据高工氢能统 计国内电解水制氢设备出货 722 MW（含出口，不含研发样机）。根据我们对各大项目跟 踪，预估今年国内电解槽招标量可达 2 GW，对应 400 台 1000 标方碱性电解槽。若 2030 年全球绿氢占比有望达到 30%，则高峰时期电解槽设备需求 2.5 万台+（1000 标方），按照单线价格 700 万，对应市场空间 1750 亿，其中国内占三分之一，市场空间近 600 亿。

电解槽设备进入门槛低，但设备长期稳定运行，龙头技术积淀深，优势明显。此前 电解水制氢行业规模小，主要由 718 所、竞立和天津大陆三家占据绝大部分份额。21 年 提出双碳目标后，隆基、阳光等光伏企业进入电解水行业，22 年大批厂商涌入，1000 标 方产线密集下线。目前行业内可做及计划做碱性电解槽厂商超 100 家，行业产能或超 10 GW。22 年 718、竞立、隆基三家占据市场近 75%份额，三家订单主要来自中石化库车 52 台项目，其中竞立 22 年出货 230 MW，市占率 32%，份额第一。趋势上看，龙头公 司技术积淀深，性能指标领先且产品经过实地长时间运行检验过，优势明显。根据我们 跟踪的大项目招标看，由于电解槽要求稳定运行 15 年以上，业主方更倾向于与第一梯 队、第二梯队厂商合作，但 23 起开始价格竞争有所加剧。我们认为未来三类公司拥有 竞争力，一是老牌技术积淀深厚、产品性能稳定、技术指标领先企业，如 718；二是传 统业务协同效应明显，可提供资源支持，技术研发激进，如隆基；三是依托集团内部资 源（风光电站、化工园区），获得项目招标，如能源集团的装备公司等。PEM 电解槽方 面，22 赛克赛斯实现了 7 台出货，单槽最大产能 200 标方，合计 1200 标方的发货，同 时长春绿动、阳光氢能、中国石化石科院等企业均实现兆瓦级 PEM 制氢系统装机应用。

电解槽设备中隔膜增量空间大，国内厂商技术加速追赶。电解槽的核心部件，极板、密封垫、镍丝网均可外包或外购，且产品差异小，附加价值低；镍丝网喷涂和电镀基本 由电解槽厂商完成，各家工艺有所不同；而 PPS 隔膜为电解槽的核心设备中尚未完全国 产替代的环节，占成本比重 15-20%，主要由日本的东丽供应。国内山东东岳等公司产品 逐步放量，性能差异缩小，我们预期未来份额有望明显提升。

投重点公司分析

隆基绿能

传统业务：公司作为全球光伏龙头，实现组件一体化布局，出货持续高增。公司 2022 年实现归母净利润 145-155 亿元，同增 60%-71%，扣非归母净利润 140-151 亿元，同增 59%-71%。我们预计公司 2022 年组件出货 45-47GW，同增 17-22%，组件盈利保持坚挺。氢能业务：隆基氢能当前研发的核心航道是降低制氢的单位电耗，2 月推出世界领 先的制氢装备系列产品隆基 ALK Hi1，直流电耗满载状况低至 4.3 千瓦时每立方米，Hi1 plus 产品低至 4.1 千瓦时每立方米，可以降低 10%以上的直流电耗，大幅降低 LCOH，驱动绿氢经济性提升。产品适合的场景可以根据项目的具体情况和财务假设来确定。Hi1 适用于 1500-5000 小时，比如纯风电、纯光伏、风光互补等；Hi1 plus 5000 小时以上，比如绿电交易、多能互补等。隆基氢能 21 年实现 500 MW 产能，22 年实现 1.5 GW 产 能，预计 25 年达到 5-10GW。

阳光电源

传统业务：公司是全球逆变器龙头，营收占比前三的业务为光伏逆变器、电站投资 开发以及储能系统。公司 2022 年实现营收 390-420 亿元，同增 62%-74%，实现归母净 利润 32-38 亿元，同增 102%-140%。2023 年逆变器放量叠加 IGBT 模块紧缺涨价，预计 出货盈利高增；2023 年大储出货同增 2 倍，户储同增 5-6 倍，继续量利双升。氢能业务：阳光电源从光伏制氢入局氢能，成立全资子公司阳光氢能。阳光氢能已 建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的 5MW 电解水制氢系统 测试平台、PEM 电解制氢技术联合实验室，及年产能 GW 级制氢设备工厂。阳光氢能 独立生产 1000 标方碱性制氢系统、兆瓦级 PEM 制氢系统对应的电解槽，可以提供包括 制氢电源、电解槽、智慧氢能管理系统在内的成套系统解决方案。2022 年，为内蒙古综 合能源站项目提供碱性水电解制氢装置，为宁夏等地项目提供 200 标方 PEM 制氢装置。2022 年 12 月底，长江电力绿电绿氢示范项目产氢成功，顺利产出 99.999%高纯度氢气，该项目采用阳光氢能领先的 PEM 电解制氢技术，将为国内首个 500kw 氢燃料电池动 力船艇提供制氢加氢服务。

华电重工

传统业务：公司业务涵盖物料输送、海洋与环境工程、高端钢结构、热门工程、噪 声治理、氢能与集装箱、岸桥等。物料输送摆脱对煤电项目的依赖，每年贡献稳定收入 和业绩；四大管道业务规模较小，在几个亿的水平；钢结构业务未来增量来自风电建设 和光伏大基地建设；海上风电业务 22 年中标 4-5 亿的射阳项目。氢能业务：公司规划从上游制氢端和下游应用环节两个角度切入氢能领域。目前上 游制氢端形成了 1200 标方碱性电解槽产品，年产能 100 套左右。22Q4 公司和集团企业 签订 3.4 亿元达茂旗项目，计划 23 年完工，需要交付碱性电解槽 1000 标方 11 台，PEM 电解槽 200 标方 5 台。公司与下游各大汽车厂商都在做样品测试，与捷氢有合作，和布 拉德也形成战略合作。子公司河南华电在研发储氢气瓶，未来计划布局氢气管道。公司 主要优势在于背靠华电集团，是能源电力企业，能够协调匹配发电端和制氢端，发展高 端核心装备能够更好地支撑氢能解决方案业务的开拓，同时解决方案业务可以开拓氢能 装备市场。

昇辉科技

传统业务：公司传统业务涵盖电气成套设备、LED 照明和亮化、智慧城市三大板 块。照明和亮化包括设计、产品、施工、交付等，毛利较高；智慧城市包括智慧社区、智慧安防等项目。氢能业务：公司 2020 年进入氢能产业，中长期战略规划定义为智能加氢站，目前 氢能业务模式定义为 3+3，指代投资的三个企业以及三块业务。三个企业：1）国鸿氢能 燃料电池系统国内市占率前三；2）飞驰汽车做燃料电池整车，由燃料电池客车转型重 卡；3）鸿基创能做燃料电池的核心零部件，技术壁垒在于把催化剂涂到制胶膜上。三块 业务：1）制氢设备：电解槽与其他公司的区别在于，整个配电包括电源柜、控制柜和 配电柜均由公司自己生产，以及后端的氢气纯化和分裂装置也由公司自制，所以有成套 的生产能力；2）氢能汽车运营平台：2 月底已有 120 辆氢能轻卡，冷链车政策支持蓄冷 电价 1.8 毛/度；3）氢能设备零部件：包括 DCDC 以及 ACB 电器的设备。23 年公司预 计制氢设备收入 1-1.5 亿元，运营平台收入 2.5-3 亿元，电器收入 0.5 亿元，整体氢能板 块4亿元营收。另外公司规划建设自用的制加氢一体站，使用自产电解槽叠加蓄冷电价，可以把氢能价格降至 35 元/kg 以下。

科威尔

传统业务：公司是国内领先的综合性测试设备供应商，主要涵盖测试电源、燃料电 池测试装备、功率半导体测试及智能制造装备三大产品线。测试电源定位于光伏以及电 动车市场，22 年电池包业务有 8000 万左右订单，传统以实验室为主的产品预计有 30%-50%增长，小功率产品即将放量。功率半导体方面 22 年完成多家头部客户认证，订单情 况取决于认证进度。22 年公司收入 3.8 亿元，同比增长 52%，归母净利 0.62 亿元，同比 增长 8.7%，扣非归母净利 0.44 亿元，同比增长 43%。22 年公司总体订单共 5.5 亿元左 右，前三季度完成 2.5 亿元收入。氢能业务：氢能业务中制氢端主要定位 PEM 槽检测设备，用氢端定位发动机和电 堆检测设备，市场份额在 20%左右。公司用氢端业务占比 80%-90%，制氢端占比 10% 左右。22 年订单不及预期，22 年初目标 2 亿元，实际完成 1.2 亿元，主要受疫情影响，预计 23 年订单量有 50%左右的增长。公司优势在于业务覆盖全产业链，有望凭借全栈 测试能力、较高性价比与下游头部企业深度合作，实现国产替代。

亿利洁能

传统业务：煤化工、清洁热力作为存量业务，未来增长点在于光伏发电加氢能。化 工业务每年贡献利润 7-8 亿元。光伏电站预计 23 年年底建成共 3.3 GW，25 年实现风光 电站的装机容量达到 15GW。氢能业务：在制氢和用氢端均有丰富的运营经验，主要包括风光制氢项目和参股投 资的碱性电解槽产品。公司计划 23 年底前实现 200 台的 1000 标方碱性电解槽产能规 模，25 年前达到 500 台；预计 23 年订单量在 40 台左右，未来 200 台，市占率预期可以 达到 10%左右。23 年 1 月 40 万千瓦的风光制氢一体化项目在自治区层面获批，公司依 托大股东 30 多年沙漠治理的核心优势，打造沙戈荒地区的风光氢储新材料，可一体化 消纳，占据土地资源的优势，同时与央企达成非常紧密的战略合作。

中集安瑞科

传统业务：中集安瑞科在天然气设备领域深耕多年，旗下业务包括了清洁能源、化 工环境、液态食品行业。氢能业务：公司主要定位储存装备、运输装备、加氢装备，目标是要在关键环节做 头部企业。中集安瑞科已经成为第三代氢储瓶的主要供应商之一，且与世界一流的四型 （“T4”）氢气瓶及系统技术和设计供应商 HEXAGON 共同成立合营公司，为高压氢气 储运提供三型和四型储氢瓶的生产和储运解决方案，以及供氢系统的生产，22 年底获得 首个 70Mpa 四型瓶车载供氢系统出口澳洲订单，运用在氢能重卡上。随着我国加氢站建 设有望迎来高速发展期，中集安瑞科将把握加氢站新建需求机会，并探索发展撬装式加 氢站、制氢加氢一体站等新模式。公司的优势在于具有天然气储运设备领域积累下的优 势，天然气性质接近氢气，使得其业务模式可以在氢气上复制推广。

兰石重装

传统业务：公司是国内能源化工装备和工业智能装备细分领域的核心企业之一，公 司正在加快推动由传统能源化工装备制造向新能源装备制造领域拓展转型。公司 2022 年实现归母净利润 1.9-2.1 亿元，同增 55%-71%，扣非归母净利润 1.3-1.5 亿元，同增 61%-86% 氢能业务：在氢能装备领域，业务主要为制氢、储氢和加氢站装备。具体产品有低 压储氢容器、煤制氢装备、加氢站用微通道换热器（PCHE），正在研发渣油 POX 造气 制氢装置、大型高压储氢球形储罐和卧式储罐（45MPa/75MPa）和丙烷脱氢技术装备。兰石重装已完成盘锦浩业 20 万 Nm³/h 煤制氢装置、榆林华秦氢能产业园一期项目储氢 球罐设计制造及安装，完成加氢站微通道换热器研制并交付客户试用。22 年 8 月高压储 氢容器试制取得圆满成功，正式进入市场化推广阶段。22 年底与内蒙古宝丰签订绿氢与 煤化工耦合碳减排创新示范项目供货合同，金额达 6.12 亿元。计划在现有 50Nm3 /h 电 解水制氢装置基础上，快速完成 1000Nm3 /h 及以上规模电解水制氢装置的开发