氫能行業深度研究氫能清潔低碳，發展綠氫是實現碳中和目標的重要方式氫能是清潔低碳的綠色能源氫能是支持可再生能源發展的重要二次能源：氫是宇宙中最豐富的化學物質，約占所有正常物質的75%。由于氫氣必須從水、化石燃料等含氫物質中制得，而不像煤、石油和天然氣等可以直接從地下開采，因此是二次能源。氫能是推動傳統化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規模發展的理想互聯媒介，是實現交通運輸、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的最佳選擇。氫能具有來源多樣、清潔低碳、靈活高效和應用場景豐富等特點：1）來源多樣：作為二次能源，氫能不僅可以通過煤炭、石油、天然氣等化石能源重整、生物質熱裂解或微生物發酵等途徑制取，還可以來自焦化、氯堿、鋼鐵、冶金等工業副產氣，也可以利用電解水制取，特別是與可再生能源發電結合，不僅實現全生命周期綠色清潔，更拓展了可再生能源的利用方式。2）清潔低碳：不論氫燃燒還是通過燃料電池的電化學反應，產物只有水，沒有傳統能源利用所產生的污染物及碳排放。此外，生成的水還可繼續制氫，反復循環使用，真正實現低碳甚至零碳排放，有效緩解溫室效應和環境污染。3）靈活高效：根據中國氫能聯盟數據，氫熱值較高(140.4MJ/kg)，是同質量焦炭、汽油等化石燃料熱值的3-4倍，通過燃料電池可實現綜合轉化效率90%以上。氫能可以成為連接不同能源形式(氣、電、熱等)的橋梁，并與電力系統互補協同，是跨能源網絡協同優化的理想互聯媒介。4）應用場景豐富：氫能可廣泛應用于能源、交通運輸、工業、建筑等領域。既可以直接為煉化、鋼鐵、冶金等行業提供高效原料、還原劑和高品質的熱源，有效減少碳排放；也可以通過燃料電池技術應用于汽車、軌道交通、船舶等領域，降低長距離高負荷交通對石油和天然氣的依賴；還可應用于分布式發電，為家庭住宅、商業建筑等供電供暖。發展綠氫是實現碳中和目標的重要方式目前根據制取方式和碳排放量的不同將氫能按顏色主要分為灰氫、藍氫和綠氫三種：1）灰氫：通過化石燃料（天然氣、煤等）轉化反應制取氫氣。由于生產成本低、技術成熟，也是目前最常見的制氫方式。由于會在制氫過程中釋放一定二氧化碳，不能完全實現無碳綠色生產，故而被稱為灰氫；2）藍氫：在灰氫的基礎上應用碳捕捉、碳封存等技術將碳保留下來，而非排入大氣。藍氫作為過渡性技術手段，可以加快綠氫社會的發展；3）綠氫：通過光電、風電等可再生能源電解水制氫，在制氫過程中將基本不會產生溫室氣體，因此被稱為“零碳氫氣”。綠氫是氫能利用最理想的形態，但目前受制于技術門檻和較高的成本，實現大規模應用還有待時日。發展綠氫是實現碳中和目標的重要方式：2016年《巴黎協定》正式簽署，提出本世紀后半葉實現全球凈零排放,同時提出控制全球溫升較工業化前不超過2℃，并努力將其控制在1.5℃以下的目標。為了實現2℃的溫升目標，全球碳排放必須在2070年左右實現碳中和；如果實現1.5℃的目標，全球需要在2050年左右實現碳中和。至目前已有超過130個國家和地區提出了實現“零碳”或“碳中和”的氣候目標，其中包括歐盟、英國、日本、韓國在內的17個國家和地區已有針對性立法。零碳愿景成為全球范圍內綠氫發展的首要驅動力。根據IEA數據，通過可再生能源電解水制氫的碳排放量基本為零，遠低于灰氫和藍氫的碳排放量。作為零碳氣體，綠氫是實現碳中和路徑的重要抓手。綠氫儲能具備大規模、長周期等優勢，可以有效解決新能源消納問題：由于可再生能源發電出力置信水平低、轉動慣量不足，實現高比例可再生能源電力系統的安全穩定運行仍面臨較大挑戰。可再生能源發電制氫儲能具備大規模、長周期等優勢，可實現可再生能源電力在不同時間、空間尺度上轉移，有效提升能源供給質量和可再生能源消納利用水平，將成為應對可再生能源隨機波動、拓展電能利用場景的重要途徑。隨著可再生能源發電占比的提升，電力系統季節性調峰壓力不斷加大，接近零成本的棄風棄光電量將成為未來電解水制氫的重要電源。綠氫是連接可再生能源豐富地區與需求中心的重要橋梁：根據國際太陽能熱利用區域分類，全世界太陽能輻射強度和日照時間最佳的區域包括北非、中東地區、美國西南部和墨西哥、南歐、澳大利亞、南非、南美洲東、西海岸和中國西部地區等。通過可再生能源電解的方式，綠氫能夠將可再生電力轉化為更適合長距離運輸的能源形式，降低了可再生能源的運輸成本，低成本、有效地連接了可再生能源豐富地區與需求中心。發展綠氫將帶動上下游產業，提供經濟增長強勁動力：從產業角度來看，氫能產業鏈條長，涉及能源、化工、交通等多個行業。氫能產業的快速發展必將帶動氫能產業鏈上下游零部件商、原材料商、設備商、制造商、服務商快速發展。根據中國氫能聯盟數據，氫能產業鏈的建立能充分帶動經濟增長和產業的發展，創造約1.6萬億的市場產值和超過1萬億的基礎設施投資空間（根據固定成本投資和運營費用加總計算）。全球綠氫產量有望快速增長：根據Statista數據，主要國際能源組織預測到2050年全球的綠氫產量將遠遠高于藍氫。以IEA為例，2050年全球綠氫產量將達3.23億噸，較藍氫產量高58%；BNEF預測2050年全球氫能產量將達到8億噸，且全為綠氫。根據Statista數據，主要國際能源組織針對2050年氫能在全球能源總需求中的占比進行了預測，數據顯示主要能源組織預測到2050年氫能在總能源中的占比將達22%，其余幾家機構的預測值在12%-18%間不等。以國際可再生能源機構12%的占比預測為例，綠氫產量將提升到2050年的6.14億噸，在氫能的幾大行業重點應用領域，包括交通業、工業和建筑中清潔氫能的總消耗量也將在目前基礎上得以大大提升。國內外政策積極落地，推動氫能高質量發展政策持續加碼，明確產業規劃與發展方向：2016年，中國標準化研究院資源與環境分院和中國電器工業協會燃料電池分會發布《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016年）》，首次提出了我國氫能產業發展路線圖。自2019年氫能被首次列入政府工作報告，國家緊密出臺了一系列政策支持氫能產業發展。2020年6月，《2020年能源工作指導意見》提出推動氫能技術進步與產業發展。2021年3月，氫能被視為“十四五”規劃中須前瞻規劃的未來產業之一；11月，《“十四五”工業綠色發展規劃》提出加快氫能技術創新和基礎設施建設，鼓勵氫能的多元化應用。2022年，國家政策持續加碼，進一步明確氫能產業發展方向和戰略布局，其中3月出臺的《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》強調指出，統籌推進氫能基礎設施建設，穩步推進氫能在交通領域的示范應用，拓展在儲能、分布式發電、工業等領域的應用。多個地方政府積極發布相關政策推動氫能發展：為響應國家號召，我國多個省份相繼發布相關政策規劃推動氫能產業積極發展。北京、上海、廣東作為第一批燃料電池汽車示范應用城市群，持續推進氫能科技創新、產業鏈一體化協同發展、重點技術攻關等工作。河北、河南作為第二批示范應用城市群，也在加強建設加氫站等基礎設施、積極推廣燃料電池汽車的普及應用、完善政策體系。此外，四川、江蘇、山東、福建等多個省份公布了加氫站、燃料電池汽車等具體規劃目標，氫能產業有望快速全面發展。歐盟計劃到2030年實現內部可再生氫能年產能1,000萬噸：歐盟在REPowerEU方案中提出到2030年實現內部生產可再生氫能1,000萬噸，進口可再生氫能1,000萬噸，預計2030年歐盟可再生能源占能源供應的比例達到45%，實現可再生能源裝機12,3600萬千瓦，光伏裝機增加到60,000萬千瓦。此外，歐盟通過碳關稅要求有漏碳風險的進口產品繳納其在生產地和歐盟的碳價差額，由于制綠氫不產生碳排放，從而極大程度鼓勵了綠氫、電解槽的生產。美國計劃到2030年實現綠氫年產能1,000萬噸：美國通過IRA法案對光伏、儲能進行稅收抵免，抵免比例上調至30%，且規定滿足最終轉換成氫能等要求的儲能技術才能申請補貼。美國計劃到2030年實現綠氫年產能1,000萬噸，并發布《氫能計劃發展規劃》明確2020-2030年的關鍵經濟技術指標，具體包括電解槽成本降至300美元/千瓦、氫輸配成本降至2美元/千克等。日本計劃到2030年實現氫氣年供應量300萬噸：日本于2021年10月發布《第六次能源基本計劃》，提出到2030年實現氫氣年供應量300萬噸，制氫成本從目前的100日元/Nm3降至30日元/Nm3；到2050年實現氫氣年供應量2000萬噸/年，制氫成本降至20日元/Nm3。氫能產業鏈：制儲用氫產業技術趨于成熟氫能產業鏈較長，分為制氫、儲氫和用氫三個環節：根據產業鏈劃分，氫能可以分為上游的氫氣制備、中游的氫氣儲運和下游的氫氣應用等眾多環節，產業鏈條較長。氫氣制取：化石燃料制氫仍為主流目前全球主要制氫方式包括化石燃料制氫、工業副產制氫和電解水制氫，化石燃料制氫為主流：根據中國煤炭工業協會數據，2020年我國氫氣總產量達到2,500萬噸，主要來源于化石能源制氫（煤制氫、天然氣制氫）；其中，煤制氫占我國氫能產量的62%，天然氣制氫占比19%，而電解水制氫受制于技術和高成本，占比僅1%。全球來看，化石能源也是最主要的制氫方式，根據IEA數據，天然氣制氫占比59%，煤制氫占比19%。1）煤制氫：煤炭目前仍是我國的主要能源之一，也是我國制氫的主要原料。雖然煤焦化副產的焦爐氣也可用于制氫，但煤氣化制氫目前在國內氫氣生產中占據主導地位。煤氣化制氫技術的工藝過程一般包括煤氣化、煤氣凈化、CO變換以及氫氣提純等主要生產環節。煤制氫經過多年的發展，技術成熟，被廣泛應用于煤化工、石化、鋼鐵等領域。特別是化工和化肥行業一直在使用這項技術生產氨。但煤制氫工藝的二氧化碳排放量約是天然氣制氫的4倍，需結合碳捕集與封存(CCUS)技術才能實現減排，增加了制氫成本。根據IEA數據，在煤制氫生產中加入CCUS預計將使資本支出和燃料成本分別增加5%和130%。2）天然氣制氫：天然氣制氫是目前全球氫氣的主要來源，在北美和中東等地區被廣泛使用。與煤制氫裝置相比，用天然氣制氫產量高，排放的溫室氣體少，是化石原料制氫路線中較為理想的制氫方式。工業上由天然氣制氫的技術主要有蒸汽轉化法、部分氧化法以及天然氣催化裂解制氫。然而，我國國內目前天然氣約40%依賴進口，國內主流的工業制氫方式仍然是煤制氫。3）工業副產制氫：工業副產制氫是指將富含氫氣的工業尾氣作為原料，主要采用變壓吸附法（PSA法），回收提純制氫。目前主要尾氣來源有氯堿工業副產氣、焦爐煤氣、輕烴裂解副產氣。與其他制氫方式相比，工業副產品制氫的最大優勢在于幾乎無需額外的資本投入和化石原料投入，所獲氫氣在成本和減排方面有顯著優勢。由于其豐富的潛在供應量，被廣泛認為是燃料電池發展現階段可行的供氫解決方案。4）電解水制氫：電解水制氫是在直流電下將水分子分解為氫氣和氧氣，分別在陰、陽極析出，所產生的氫氣純度高。該技術是目前最有發展潛力的綠色氫能生產方式，特別是利用可再生能源進行電解水制氫是目前眾多氫氣來源方案中碳排放最低的工藝，與全球低碳減排的能源發展趨勢最為一致。氫能儲運：高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段氫能儲運是大規模用氫的必要保障：在氫能產業發展過程中，氫的存儲運輸是連接氫氣生產端與需求端的關鍵橋梁，因此高效、低成本的氫氣儲運技術是實現大規模用氫的必要保障。目前主要儲氫方式分為氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液態儲氫和固態儲氫等：幾種主要的儲氫方式各具優缺點：1）氣態儲氫具有成本低、能耗低、操作環境簡單等特點，是目前發展相對成熟、應用較廣泛的儲氫技術，但該方式仍然在儲氫密度和安全性能方面存在瓶頸；2）低溫液態儲氫是先將氫氣液化，然后儲存在低溫絕熱容器中。低溫液態儲氫密度大，成本很高；3）有機液態儲氫由于其存儲介質與汽油、柴油相近，可利用已有基礎設施從而降低應用成本。有機液態儲氫尚處于示范階段；4）利用固體對氫氣的物理吸附或化學反應等作用，將氫儲存于固體材料中，主要包括苯、合金儲氫、納米儲氫。國外固態儲氫已在燃料電池潛艇中商業應用，在分布式發電和風電制氫中得到示范應用；國內固態儲氫已在分布式發電中得到示范應用。高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段：目前，高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫已進入商業應用階段，而有機液態儲氫、固體材料儲氫尚處于技術研發階段。根據車百智庫信息，2021年，全球氫能儲運呈現出以高壓氣態為主，液氫、有機儲氫等多種方式共同探索的發展格局。高壓氣態由于初始投入較低、對基礎設施配套要求較低，未來一段時間內仍將是小規模短距離氫儲運主要方式。液態儲運可以實現大規模遠距離的氫儲運，如低溫液態儲氫、液氨儲氫及有機液態儲氫等,但仍存成本高、技術難度高等問題，產業化應用尚需時日。氫氣運輸分為氣態輸送、液態輸送和固態輸送，氣態和液態為目前的主流方式：通常的輸氫形式包含長管拖車、槽罐車、管道（純氫管道、天然氣管道混輸），不同的儲運方式具有不同特點及適應場景，如長管拖車適用于城市內配送、管道適用于國際跨城市與城市內配送。由于目前中國氫能產業處于發展初期，氫能市場規模較小，且氫能示范應用主要圍繞工業副產氫和可再生能源制氫地附近，因此多采用長管拖車運輸，這是當前較為成熟的運輸方式。加氫站：中國加氫站數量居全球首位，技術趨于成熟但建設成本較高加氫站是氫能發展的重要基礎設施，根據不同標準有多種分類：加氫站是為燃料電池汽車充裝氫氣燃料的專門場所，作為服務氫能交通商業化應用的中樞環節，是氫能源產業發展的重要基礎設施。目前，根據不同標準，加氫站有多種分類：1）根據氫氣來源不同，加氫站分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站兩種。外供氫加氫站通過長管拖車、液氫槽車或者管道輸運氫氣至加氫站后，在站內進行壓縮、存儲、加注等操作。站內制氫加氫站是在加氫站內配備了制氫系統，制得的氫氣經純化、壓縮后進行存儲、加注。站內制氫包括電解水制氫、天然氣重整制氫等方式，可以省去較高的氫氣運輸費用，但是增加了加氫站系統復雜程度和運營水平。因氫氣按照危化品管理，制氫站只能放在化工園區，尚未有站內制氫加氫站。2）根據加氫站內氫氣儲存相態不同，加氫站可分為氣氫加氫站和液氫加氫站兩種。全球液氫儲運加氫站主要分布在美國和日本。相比氣氫儲運加氫站，液氫儲運加氫站占地面積小，同時液氫儲存量更大，適宜大規模加氫需求。3）根據供氫壓力等級不同，加氫站可分為35MPa和70MPa壓力供氫兩種。用35MPa壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為45MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為45MPa，一般供乘用車使用；用70MPa壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為98MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為87.5MPa。壓縮機、儲氫瓶、加氫機是加氫站三大核心設備：1）氫氣壓縮機：氫氣壓縮機是將拖車管束內氫氣卸裝，加壓至儲氫目標壓強的關鍵設備。依據工作原理差異，主流氫氣壓縮機可分為往復隔膜式壓縮機、活塞式壓縮機。由于燃料電池汽車對氫氣純度要求較高（≥99.99%），隔膜式壓縮機能夠較好保證氣體純凈度，是目前的主流選擇。2）儲氫罐：加氫站是利用站內儲氫容器和車載氫瓶間的壓差實現氫氣加注，要求站內儲氫壓力高于車載供氫系統。為降低卸氣過程壓縮機能耗，提升氫氣加注過程可控性，加氫站儲氫罐或儲氫瓶組通常按照2-3級壓力分級設置，如35MPa加氫站可選擇配置45+22MPa儲氫罐組合，70MPa加氫站則可配置90+65+40MPa組合。3）加氫機：加氫機由控制系統、計量系統、加氫槍三大核心環節構成，并完成氫氣加注的最終環節。中國加氫站數量快速增長：隨著中石化等能源央企加大加氫基礎設施的投資和建設力度，中國加氫站數量呈現快速增長趨勢。根據中國氫能聯盟統計，截至2022年底，全球主要國家在營加氫站數量達到727座，我國累計建成加氫站358座，其中在營245座，加氫站數量全球第一。國內加氫站主要分布在北京、山東、湖北、上海等燃料電池汽車產業發展較快的地區。“十四五”期間,隨著全國“3+2”燃料電池汽車示范格局的正式形成，氫燃料電池汽車推廣數量將快速增加，加氫站建設也將提速。根據車百智庫的預測，到2025年中國將建成1000座加氫站。中國加氫站建設參與主體呈現多樣化趨勢：氫能產業各環節的企業都有參與加氫站建設的案例，如上游的能源、化工和氣體公司以及專業的加氫站建設運營商和設備供應商，中游的燃料電池電堆和系統企業，下游的整車企業和車輛運營企業。加氫站技術趨于成熟，建設成本依然較高：現階段，加氫站技術趨于成熟，關鍵設備基本實現國產化。但是，當前加氫站的建設成本較高，根據車百智庫數據，加注量1000kg/d的35MPa加氫站建設成本高達1500萬元，是加油站的數倍，其中氫氣壓縮機、儲氫裝置、加注機、站控系統等占加氫站總投資約60%。補貼政策、技術進步與規模效應帶來的加氫站成本下降是提升加氫站數量的主要驅動因素：目前示范城市大多按照加氫站設備投資額或整體投資額的一定比例給予補貼，并按照加氫能力設置補貼上限，最高補貼額200-600萬元/站不等，同時給予加氫站銷售補貼和稅收優惠等扶持政策。傳統石化企業普遍通過打造油氣電氫合建站來拓展加氫基礎設施網絡。展望未來，加氫站建設運營成本仍有一定下降空間。根據車百智庫的預測，到2025年，加氫站投資有望下降30%左右，加氫站利用率的提升也將攤薄設備投資及運營成本。工業、交通、儲能行業推動綠氫需求快速增長氫能可以在工業、交通、建筑和電力等多個領域作為替代能源進行使用：作為二次能源，氫能在重工業、交通、建筑、電力行業中均有不同的應用場景，其中最主要的用途包括燃料用氫、原料用氫，以及儲能用氫三類。目前氫能主要應用在工業和交通領域：目前氫能的成本較高，使用范圍較窄，氫能應用處于起步階段。氫能源主要應用在工業領域和交通領域中，在建筑、發電和發熱等領域仍然處于探索階段。根據IEA數據，2021年全球氫氣需求量超9400萬噸，同比增長5%，其中增量中約67%是來自化工領域。2021年全球氫氣需求來源中，煉油、合成氨、甲醇、鋼材的氫氣需求比例分別為42.6%、36.2%、16.0%和5.3%。根據中國氫能聯盟預測，到2060年工業領域和交通領域氫氣使用量分別占比60%和31%，電力領域和建筑領域占比分別為5%和4%。碳中和目標下，氫能大規模推廣應用刻不容緩：根據中國氫能聯盟數據，在2020-2060年間通過應用氫能有望實現超過200億噸的累計減排量，其中交通行業累計減排量最大，約為156億噸，鋼鐵行業累計減排量約為47億噸，化工行業累計減排量約為38億噸，而可再生氫將在交通、鋼鐵、化工等領域成為主要的零碳原料。工業領域：鋼鐵與化工行業有望成為綠氫發展的重要場景煉化領域是氫氣重要的使用場景，到2030年煉化用氫需求將達到4570萬噸：在煉化領域，氫氣主要用于加氫硫化以去除原油中的硫含量，以及加氫裂化將重渣油升級為更高價值的產品。全球對空氣質量的持續關注的背景下，最終精煉產品中的硫含量持續降低，加氫裂化越發重要。根據高盛數據，目前煉化領域大約一半的氫氣需求是通過煉油廠其他工藝或煉油廠集成的其他石化工藝產生的副產品氫來滿足的，而其余需求則通過專門的現場制氫或從外部采購的商業氫來滿足。根據我們的測算，到2030年，煉化用氫的需求量有望達到4570萬噸。“雙碳”目標下，鋼鐵行業面臨巨大的碳減排壓力：鋼鐵冶煉二氧化碳排放量較大，根據KPMG《一文讀懂氫能產業》，2020年國內鋼鐵行業碳排放總量約18億噸，占全國碳排放總量的15%左右。實現“雙碳”目標下，鋼鐵行業面臨巨大的碳減排壓力。根據各大型鋼鐵企業公布的碳達峰碳中和路線圖，結合中國鋼鐵行業協會減碳目標，假設到2030年，我國鋼鐵行業減碳30%，則在此期間鋼鐵行業需累計減排5.4億噸。氫冶金是鋼鐵行業實現碳中和目標的革命性技術：傳統的高爐煉鐵是以煤炭為基礎的冶煉方式，根據車百智庫數據，長流程高爐煉鐵碳排放量約占整個鋼鐵生產碳排放的70%。鑒于鋼鐵行業碳中和目標的緊迫性，鋼鐵行業必須采用突破性的低碳煉鐵技術減少碳排放或通過CCUS技術實現脫碳。氫冶金通過使用氫氣代替碳在冶金過程中的還原作用，實現源頭降碳。氫冶金減碳技術路線主要分為兩種：富氫還原高爐和氫氣氣基豎爐直接還原煉鐵，根據中國氫能聯盟數據，富氫還原高爐技術碳減排潛力可達20%左右，氫氣豎爐氣基豎爐直接還原煉鐵碳減排潛力達到95%。氫氣作為氫冶金的基本原料，國內需求有望保持快速增長：根據百人氫能中心預測數據，預計到2030年國內氫冶金產量可達0.21-0.29億噸，約占全國鋼鐵總產量的2.3%-3.1%。氫冶金的氫氣需求約為191-259萬噸，其中約92%來自焦爐煤氣，剩余約8%來自電解水制氫。到2050年，氫冶金鋼產量為0.96-1.12億噸，氫冶金的氫氣需求約為852-980萬噸，其中焦爐煤氣提供166萬噸氫，剩余814萬噸來自于綠氫。綠氫成本是決定氫冶金競爭力的關鍵因素：“十四五”期間，鋼鐵行業有望納入碳排放權交易。隨著碳價的提高，氫冶金對綠氫的價格接受度也將提升。根據百人會氫能中心預測，到2030年碳價將達到200-250元/噸CO2，若屆時綠電價格達到0.15元/kWh，電解水制氫電耗達到4.5kWh/kg，則綠氫成本將降至10.5-11.2元/kg，氫冶金經濟性將得以顯現。尤其在可再生能源富集地區，綠氫成本具有較大下降空間，適宜開展綠氫氫冶金示范應用。化工行業是目前氫氣消費的重要領域之一：氫氣是合成氨、合成甲醇、石油精煉和煤化工行業中的重要原料，還有小部分副產氣作為回爐助燃的工業燃料使用。目前，中國的化工行業仍然屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業。石油煉化作為石油化工行業的主要生產環節，對氫氣的需求量大，大型煉化廠幾乎均有場內制氫設備，采取天然氣重整或煤氣化作為主要氫氣供給方式。合成氨、甲醇的生產在中國以煤化工為主要路徑，工廠大多采用煤氣化制氫的傳統方式獲取氫氣。根據中國氫能聯盟數據，2020年化工行業用氫中，合成氨、甲醇、冶煉與化工所需氫氣分別占比32%、27%和25%。目前，工業用氫主要依賴化石能源制取，未來通過低碳清潔氫替代應用潛力較大。甲醇是第二大工業氫應用領域，到2030年全球甲醇用氫需求有望達到1756萬噸：甲醛是甲醇體積最大的衍生物，用于生產建筑、汽車和消費品行業使用的樹脂。在國內，甲醇是用煤炭生產高價值化學品(制造塑料的關鍵化學前體)的中間原料，是傳統以石油為基礎路線的替代品。根據IEA數據，每噸甲醇大約需要130公斤氫氣作為原料，2021年全球生產的1.13億噸甲醇對氫氣的需求約1500萬噸。生產1噸甲醇平均會產生2.2噸二氧化碳，而以煤為原料的生產在國內占主導地位，約占全球總量的一半。與合成氨類似，綠氫是甲醇脫碳的重要手段，到2030年全球甲醇用氫需求有望達到1756萬噸，綠氫替代空間廣闊。到2030年中國化工行業綠氫年消費量將達到376萬噸：未來，可再生氫能在化工行業的應用將主要包括既有傳統工藝流程的可再生氫替代和新型化工生產的可再生氫利用兩種模式。由于現代化工項目工藝復雜、投資大且周期長，可再生氫作為原料在化工生產中大規模利用需要進行較多產線的升級改造，短期內成本較高且風險較大，因此未來十年可再生氫將主要在既有傳統工藝流程中發揮對傳統化石能源制氫的替代作用，并在條件相對成熟的少部分可再生氫新型化工項目中逐步開展試點應用。新型化工路徑采取的工藝技術不同于現有傳統生產路徑，已有項目進行改造的難度大，因而僅適用于新建項目。根據中國氫能聯盟測算，2030年中國化工行業總可再生氫消費量將達到376萬噸。1）合成氨領域：到2030年，相關產能集中度增強、裝置替換升級，并進一步向可再生資源富集地區轉移，根據中國氫能聯盟測算，中國合成氨領域可再生氫需求預計達到138萬噸/年。2）甲醇領域：到2030年，產業整體保持增長并逐漸飽和，根據中國氫能聯盟預測，中國甲醇領域可再生氫需求量預計達到165萬噸/年，全國甲醇產業平均可再生氫應用率有望達到20%。目前國內甲醇產業整體供過于求且各區域差異大，原料結構對煤炭的依賴度高，易受國外低成本甲醇的沖擊。未來預計甲醇下游消費增長將以MTO/MTP（甲醇制烯烴）、甲醇燃料等新興下游帶動，政策引導下優勝劣汰產能整合升級以提高競爭力。考慮煤制甲醇新項目難以獲批，可再生氫制綠色甲醇將成為未來增加甲醇產能的突破口。3）煉化領域：到2030年，煉廠總產量預計與目前持平，可再生氫需求預計達到73萬噸/年。受到上游原料供應來源、工業基礎以及下游消費市場等因素影響，目前煉廠的區域布局以東部沿海地區為主。至2030年，隨著“雙碳”和相關行業政策的推進，交通領域加速新能源替代，石化產品市場總需求增長不顯著，未來大型煉化一體化裝置的投產將增長部分產能，同時部分規模較小的獨立煉廠將面臨淘汰或兼并重組，煉廠總產量預計與目前水平持平。交通領域：燃料電池需求快速增長，有望帶動綠氫需求增長提速氫燃料電池汽車適用于中長途、高載重、固定路線貨運場景：中長途指行駛里程在400-800公里左右，燃料電池相比純電動技術的續航優勢更加明顯；高載重指燃料電池及儲氫系統重量能量密度遠高于電動汽車動力電池，大幅提升了重型貨車載貨能力；固定路線指車輛運營路線相對固定，便于布局加氫站等配套基礎設施。氫燃料電池產銷量快速增長：根據中汽協數據，2022年國內氫燃料電池汽車產銷量分別為3626輛和3367輛，同比分別增長104.1%和112.3%。根據香橙會氫能數據庫統計，截至2022年底，全球燃料電池汽車保有量67488輛。2022年全球主要國家銷售燃料電池汽車17920輛，同比增長9.9%。現階段氫燃料電池汽車處于起步階段，以氫燃料電池商用汽車為主。隨著5大示范城市群相繼落地，“十四五”期間我國燃料電池車及加氫站有望迎來大面積推廣。根據中國汽車工程學會組織編制的《節能與新能源汽車技術路線圖2.0》，2025年中國氫燃料電池汽車保有量將達到10萬輛左右，加氫站1000座，2030年燃料電池汽車將達到100萬輛左右，加氫站5000座。預期2021-2025年中國氫燃料電池汽車年復合增長率有望達到68%，預期市場規模有望達到800億元。儲能領域：氫儲能有望成為綠氫需求的重要組成部分光伏風電裝機快速增長，棄風棄光問題逐漸凸顯：截至2022年，全國風電裝機達3.65億千瓦、光伏發電3.93億千瓦，光伏風電累計裝機接近8億千瓦，已占全國發電總裝機的29.5%。截止2022年，光伏風電發電量達到1.19萬億千瓦時，可再生能源發電量達到2.7萬億千瓦時，占全社會用電量的31.6%。2022年2月，國家發展改革委、國家能源局等9部門聯合印發《“十四五”可再生能源發展規劃》提出，2025年可再生能源年發電量達到3.3萬億千瓦時左右，“十四五”期間可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%，風電和太陽能發電量實現翻番，意味著以風電光伏為代表的可再生能源發電的比重還將繼續增大。但是，光伏風電發電具有隨機性和間歇性，影響并網的穩定性和連續性，同時裝機迅速上量也帶來了消納問題，加大了系統調峰難度，造成棄風、棄光等問題，產生資源浪費。以氫作為儲能載體，具備長周期、季節性優勢，有助于解決可再生能源消納問題：氫儲能技術是利用光伏、風電等間歇性新能源發電所產生的富余電能或棄電，通過電解槽制氫，并經由壓縮機儲存在儲氫罐中，在其他需要用電時段由燃料電池發電或通過管道、長管拖車等手段供應用電終端。相對于傳統的儲能方式，氫儲能的存儲規模更大，可達百萬千瓦級，存儲時間更長，可根據太陽能、風能、水資源等產出差異實現季節性存儲。氫儲能可以滿足長周期、大容量儲能要求，實現季節性失衡下所需的電力容量或時間跨度。此外，氫儲能可以采用長管拖車、管道輸氫、液氨等儲運方式，更具靈活性。氫能可以更經濟地實現電能或熱能的長周期、大規模存儲，成為解決棄風、棄光、棄水問題的重要途徑，保障未來高比例可再生能源體系的安全穩定運行。氫儲能仍處于起步階段，面臨諸多挑戰。氫儲能目前仍處于起步階段，根據車百智庫和KPMG數據，2021年國內氫儲能裝機量約為1.5MW，氫儲能滲透率不足0.1%。目前氫儲能仍面臨諸多挑戰：一方面，氫儲能系統效率相對較低。根據車百智庫、高盛和KPMG數據，氫儲能的“電-氫-電”過程存在兩次能量轉換，整體效率40%左右，低于抽水儲能、鋰電池儲能等70%左右的能量轉化效率。另一方面，氫儲能系統成本相對較高。當前抽水蓄能和壓縮空氣儲能成本約為7,000元/千瓦，電化學儲能成本約為2,000元/千瓦，而氫儲能系統成本約為13,000元/千瓦，遠高于其他儲能方式。氫儲能工藝流程較長，目前各環節的產業化程度還比較低，實現規模化發展仍需一定時間。發電領域：目前氫燃料電池發電成本仍然較高純氫氣、氫氣與天然氣的混合可以為燃氣輪機提供動力，從而實現發電行業的脫碳：氫能發電有兩種方式。一種是將氫能用于燃氣輪機，經過吸氣、壓縮、燃燒、排氣過程，帶動電機產生電流輸出，即“氫能發電機”。氫能發電機可以被整合到電網電力輸送線路中，與制氫裝置協同作用，在用電低谷時電解水制備氫氣，用電高峰時再通過氫能發電，以此實現電能的合理化應用，減少資源浪費。另一種是利用電解水的逆反應，氫氣與氧氣（或空氣）發生電化學反應生成水并釋放出電能，即“燃料電池技術”。燃料電池可應用于固定或移動式電站、備用峰值電站、備用電源、熱電聯供系統等發電設備。這兩種氫能發電均存在成本較高的問題。根據KPMG數據，目前燃料電池發電成本大約2.50-3.00元/度，而其他發電成本基本低于1元/度。燃料電池發電成本較高，主要原因為于質子交換膜、電解槽等核心設備主要依賴進口疊加原材料鉑的價格昂貴。核心設備電解槽需求有望快速增長電解槽是電解制氫的核心設備，關鍵零部件對制氫效率起到重要作用電解水制氫有多種技術路線：根據電解質系統的差別，電解水制氫的技術路線可以分為包括堿性電解水制氫（ALK）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、固態氧化物電解水制氫（SOEC）、陰離子交換膜電解水制氫（AEM）。各種技術路線的原理類似，都是在氧化還原反應過程中，阻止電子的自由交換，而將電荷轉移過程分解為外電路的電子傳遞和內電路的離子傳遞，從而實現氫氣的制備和利用。電解槽是電解水制氫的核心設備：電解水制氫裝備包括電解槽及輔助系統（電源、控制器、換熱器、氣液分離器等），電解槽為主體核心設備，承擔電解職能，決定效率、能耗、純度等關鍵性指標。根據IRENA，堿性電解槽和PEM電解槽在電解水系統中成本占比均約45%。電解槽材料及零部件包括電解質、隔膜、電極/催化劑、多空傳輸層、雙極板等，影響效率的關鍵零部件主要是隔膜、電極/催化劑、雙極板。隔膜影響系統的安全性及效率隔膜是影響電解槽的安全性、純度、效率的重要材料：隔膜是分隔產成品氧氣、氫氣的材料。PEM、SOEC、AEM電解槽均使用固態電解質，隔膜材料即為電解質材料。1）安全性：氧氣、氫氣在隔膜的分離之下進入氣體分離器，因此隔膜的氣密性對電解槽的安全性至關重要。2）產成品純度：若隔膜氣密性不佳，無法良性分隔氫氣、氧氣，可能會造成電解水制成的氫氣被氧氣污染，導致氫氣純度降低，也可能導致氫氣、氧氣被外部空氣污染。3）效率：隔膜電阻會影響電解槽電耗，隔膜的離子電導率會影響電解槽內阻，疏水性影響氫氣、氧氣的傳輸。通常情況下，低內阻、低疏水性隔膜較優。PPS、PSU等材料正在代替石棉成為堿性電解槽隔膜的主流材料：石棉曾被廣泛用作隔膜材料，但石棉的高溫耐堿腐蝕性差，隔氣能力較差，存在爆炸風險，逐漸被其他材料替代。堿性電解槽使用的隔膜需要具備低電阻、高隔氣性、高機械強度和高化學穩定性等特性，目前主流方案包括聚苯硫醚（PPS）、聚砜（PSU/PSF）。隔膜在電解槽中屬于消耗品，使用厚膜可延長隔膜壽命，但厚膜會增加氣體運輸阻力并降低生產效率，選擇膜材料時需考慮壽命、效率、衰減等性質。電極性能、形態影響效率電極性能影響電解水效率：電極/催化劑為電解反應的發生場所，根據郭育菁《一種堿水制氫電解槽結構設計及性能優化》水的理論分解電壓為1.23V，但實際電解過程中的最小分解電壓一般約為1.7V，其原理在于電解過程中需要克服電解池中的電阻及過電位。電極/催化劑在電解池反應中主要作用是降低反應過電勢，減少能耗。陰陽電極上自由電子的轉移過程可分為：陽極的失電子和陰極的得電子兩大類。氫氣的析出發生在陰極，氫離子得到電子發生氧化反應后析出。氧氣的析出發生在陽極，水或者氫氧根離子失去電子發生還原反應。在整個電解水反應中，析氫過電位往往較小，并且遠低于析氧過電位，為降低電解過程的能耗，常采用適宜的催化劑提高析氧催化，降低析氧過電位。膜電極是PEM電解槽最重要的部分，直接影響電解池制氫效率：PEM膜電極的核心為質子交換膜（隔膜），陽極催化劑和陰極催化劑通過化學鍍或者熱壓的方法附著在隔膜兩側。PEM膜電極可同時被用作電極和隔膜。從膜電極自身來看，制備完成的膜電極組裝進電解池，電解時長會引起催化劑活性的改變，進而影響膜電極性能。從電解池裝置來看，電解液種類、酸堿性和電解液溫度對膜性能也存在影響。極板形態影響效率雙極板在PEM電解槽成本中占比超過50%，承擔多種功能：雙極板是為PEM電解槽提供結構支撐的材料，雙極板還需要為反應物的供應和生成物的排出提供路徑，通過流道設計在電荷、熱量、產成品氫氣氧氣的運輸中起著關鍵作用。PEM雙極板通常使用鈦、石墨或涂層不銹鋼形式，根據IRENA，雙極板成本約占電堆總成本的53%。目前大多數的研究主要集中在表面抗腐蝕、成本降低以及流道結構對性能的影響。PEM雙極板和燃料電池雙極板在結構、材料方面有差異：1）結構方面，PEM電解槽雙極板不需要加入冷卻液對設備進行冷卻，使用一板兩場的結構就可以滿足運行需求，相比于燃料電池雙極板兩板三場的結構更為簡單。2）材料方面，PEM電解槽中陽極的電位過高，燃料電池常用的石墨板或者不銹鋼制金屬板容易被腐蝕降解。使用鈦材料可以很好的避免金屬腐蝕導致的離子浸出，預防催化劑的活化電位受到干擾。但由于鈦受到腐蝕后，容易在表面形成鈍化層，增大電阻，通常會在板上涂抹含鉑的涂層來保護鈦板。在堿性電解槽中增加極板與電極的接觸有利于提升電解水效率：通過提升雙極板表面粗糙度，可提升雙極板與KOH溶液的接觸面積，最終導致電解面積增大、電流密度降低。傳統堿性電解槽一般采用低成本的金屬雙極板，包括多孔金屬框架結構或表面涂覆催化劑層。在堿性電解槽中雙極板的多孔結構有利于提升電解水效率：堿性電解槽的極板通常與電極相分離，極板的設計也會影響堿水制氫電解槽的電極電阻。若多孔結構越多，生成氫氣形成大氣泡的概率降低，而大氣泡會造成電解液內的電阻變大，因此極板多孔具備降低電阻的作用。目前傳統沖壓乳突式極板/單擺鎳網正在朝平面極板/焊接鎳網的復合式極板進行迭代。PEM電解槽優點包括反應效率高、不需要穩定電源、維護成本低：1）反應效率高：由于PEM隔膜分離作用更好且無溶液電壓降，所以可以承受更大的電流密度，進而具備更高的能量利用率；2）不需要穩定電源：根據車百智庫，PEM電解槽額定功率調節范圍可達0%-160%，且啟停時間快，所以易于實現與可再生能源的結合；3）與堿式電解槽相比，PEM電解槽電解質為去離子水，不具備腐蝕性所以維護成本更低。PEM電解槽缺點主要有設備成本高、單臺設備制氫規模較小：1）設備成本高：PEM電解槽的設備成本主要體現在貴金屬使用上，Nafion膜在水中呈現強酸性，只有少數貴金屬催化劑才能表現出較好的活性、穩定性。目前常用的電極材料為銥（陽極）、鉑（陰極），根據IRENA，制造1GW質子交換膜電解槽需要300公斤鉑金及700公斤銥，目前全球銥年產量僅7000噸。此外PEM電解槽設備所需要的Nafion膜成本相較于ZrO2、無紡布等材料也更高。綜合來看，PEM電解槽設備價格為堿性電解槽的2-5倍。2）單臺設備制氫規模較小：根據車百智庫，堿性電解槽制氫規模通常位于0.5-1000標方，但PEM電解槽制氫規模通常位于500標方以內，相較于堿性電解槽，PEM電解槽單臺設備制氫規模較小。固態氧化物電解水制氫（SOEC）是新興技術，目前仍未產業化SOEC電解槽的結構簡單：SOEC電解槽使用固態電解質，一般中間是致密的電解質層，兩邊為多孔的氫電極和氧電極。電解質的主要作用是隔開氧氣和燃料氣體,并且傳導氧離子或質子。因此一般要求電解質致密且具有高的離子電導率和可忽略的電子電導。電極一般為多孔結構,以利于氣體的擴散和傳輸。SOEC電解槽優點：能耗更低、電解槽成本較低、具備與燃料電池逆運行的可能性：1）能耗更低：根據艾邦氫能技術網，因為SOEC電解槽在高溫下運作，所以粒子反應速度比堿性電解槽、PEM更快，使得SOEC具備更低的工作電壓（1.2-1.4V）及更低的能耗。此外，部分用于電解水的能量可以通過熱能獲得，所以基于電力計量的表觀效率可以高于100%。2）成本較低：由于SOEC具備較優的動力學條件，因此可以使用相對便宜的鎳電極。目前由于SOEC電解槽仍未產業化，具體銷售價格未知。3）具備與燃料電池逆運行的可能性：由于SOEC的反應過程為SOEF的逆運行，其具備可逆性潛力，即同時作為燃料電池和電解槽工作。SOEC電解槽缺點：系統復雜、需要穩定電源：1）系統復雜：因為SOEC電解槽以高溫為基礎，所以需要多個組件以維持系統運行的溫度及壓力，其系統需要額外的熱交換器、電加熱器等設備維持系統熱平衡，對于熱集成能力要求較高。此外，由于系統運行溫度高，所以安全性要求更高。2）需要穩定電源：熱化學循環會加快系統劣化和縮短使用壽命，若頻繁在停機/啟動之間切換，壽命下降更明顯，因此SOEC系統通常需要穩定電源供能。陰離子交換膜（AEM）仍處于研發階段AEM電解槽結構與PEM電解槽類似，核心組件為膜電極組件（MEA）：膜電極組件主要包括陰離子交換膜、離聚物、陽極和陰極催化劑層。AEM的陰離子交換膜是AEM電解槽裝置中的基本核心組成部分，其作用是將OH-從陰極傳導到陽極，同時阻隔氣體和電子在電極間直接傳遞。結構上，陰離子交換膜通常由帶有固定陽離子基團的聚合物主鏈組成，陽離子基團具備陰離子選擇性。其中，大多數陰離子交換基團由三烷基季銨鹽組成，通過苯基亞甲基連接到聚合骨架上，如聚苯乙烯、聚孤、聚醚孤或聚氧化亞苯等。高效的陰離子交換膜應該具備較高的機械、熱和化學穩定性、離子導電性，以及電子和氣體的勢壘作用。堿性電解槽短期內適用于大規模示范項目，PEM電解槽具備發展潛力堿性電解槽短期內具備成本優勢、規模優勢，是短期內適合在西北示范項目落地的技術路線：1）成本優勢：根據車百智庫，由于堿性電解槽初始投資額較低，假設堿性電解槽和PEM電解槽年均全負荷運行小時7500h、使用電價0.3元/kWh，則堿性與PEM電解水的制氫成本分別為約21.6元/kg、31.7元/kg，堿性電解槽制氫成本相較低約30%，短期內成本優勢明顯。2）規模優勢：堿性電解槽制氫規模通常可達1000標方，優勢企業堿性電解槽制氫規模可達2000標方，相比于PEM電解槽的500標方具備明顯規模優勢。目前國家積極推動氫能產能落地，堿性電解槽短期內具備成本優勢、規模優勢，適合作為示范項目落地土地成本相對便宜的西北地區。提升設備性能、降低材料成本為電解水制氫技術的發展方向堿性電解槽技術發展方向：提升性能、降低電耗：根據車百智庫，堿性電解水制氫電解能量轉化效率基本位于60%-75%，電費約占制氫費用的86%。堿性電解槽降本路徑主要是降低電耗、提升設備性能。實際上，設備電耗和轉換效率息息相關，根據《水電解制氫系統能效限定值及能效等級GB32311-2015》，在標準狀態下制取1m3氫氣所需理論電量為2390Ah/m3，能效值100%時，能耗約3.54kWh/m3。目前隆基氫能、華光環能企業在極限情況下可將堿性電解槽能耗降低至4.0-4.2kWh/m3，能耗仍有下降空間。開發關鍵材料、改進電解槽結構為目前主要方案：電解槽關鍵材料需在可穩定運行的前提下具備經濟性。上述隔膜、電極、雙極板對電解槽性能均具備重要影響。1）隔膜：根據IRENA，目前堿性電解槽隔膜厚度約460微米，通過減少隔膜厚度至50微米，減少電阻可提升堿性電解槽電流強度至1.0A/cm2，提升電流強度250%-500%并同時實現降本。同理也適用于PEM電解槽，根據IRENA，目前PEM電解槽質子交換膜厚約125-175微米，其具備降低至20微米的可能性。2）提高陽極、陰極催化率利用率以實現提效；3）優化雙極板流場設計，使得水均勻分布、減少氣體堵塞。重新設計電堆和電解槽結構可能通過降低系統電阻、氣阻等方式實現更高能效、更長壽命、更大電流密度從而實現更低能耗、更高生產速度。設備產量大型化是降低單位制氫成本的路徑之一：提升電解槽產量后可攤薄輔助設備單位成本從而實現降本。根據許衛《大規模電解水制氫系統的發展現狀》，目前國內主流堿性電解槽氫氣產量為1000Nm3/h，其設備成本約為氫氣產量500Nm3/h設備成本的150%。2021年7家單位承擔國家重點研究計劃“氫能專項”中的“高效大功率堿水電解槽關鍵技術開發與裝備研制”，目標在2025年前研發出3000Nm3/h的堿性電解槽，并將制造單位Nm3氫氣的電耗降至4.3kWh以下。根據IRENA，若將堿性電解槽規模由1MW提升至100MW，其單位投資額降幅比例約60%。目前產氫量最大的設備由明陽智能發布，產氫量單位產氫量最高可達2500Nm3/h，但根據中氫博創，目前明陽智能的2500Nm3/h電解槽距離工業化需求產氫量仍有一定差距。全球電解槽需求有望快速增長2022年全球電解槽出貨快速增長：根據中氫博創數據，2022年全球電解槽市場出貨量達到1GW，中國堿性電解水制氫設備的出貨量約776MW，電解槽總出貨量在800MW左右，在2021年基礎上實現翻番。根據BNEF統計，目前電解槽市場出貨量盡管有延遲，但仍在增長。2023年，中國電解槽出貨量將為1.4-2.1GW，占當年全球出貨量的60%以上；未來18個月，全球電解槽出貨量將為2.4-3.8GW，ALK制氫技術路線將繼續憑借經濟性、大型化、高轉化效率、可靠性強等性能指標優勢占據主導地位。全球電解槽市場格局相對集中：根據BNEF數據，2022年全球電解槽出貨量前三名的制氫設備廠商分別為：考克利爾競立、派瑞氫能、隆基氫能。根據BNEF數據，頭部電解水制氫裝備制造企業的市場占有率較高，市場相對集中，Top3企業電解槽總市場占有率占80%。2022-2030年全球新增電解槽需求CAGR有望達到77%：根據我們的測算，到2025年全球電解槽的累計需求量有望達到16GW，2022-2025年新增電解槽需求CAGR有望達到100%；到2030年全球電解槽的累計需求量有望達到288GW，2022-2030年全球新增電解槽需求CAGR有望達到77.36%。堿性電解槽將保持主流路線地位：根據IEA預測，2030年全球堿性電解槽產能占比將保持高增達到64%，PEM產能占比將達到22%，SOEC產能將達到5%。2030年中國堿性電解槽產能有望超過22GW，占中國電解槽總產能比例約97%。華光環能環保基因悠久，橫向發展氫能環保基因悠久，橫向發展氫能：公司前身華光股份可追溯至1958年“公私合營無錫鍋爐廠”與“地方國營湖光機械廠”合并成立“國營無錫江蘇鍋爐廠”，而后改制成為華光股份并于2003年掛牌上交所。2005年公司控股股東水星集團更名國聯環保，2017年公司吸收合并國聯環保實現整體上市。吸收合并完成后，公司主營業務由傳統常規能源逐漸向新能源、環保領域發展，2020年公司更名華光環能，并于2022年逐步布局制氫產業。目前，公司在環保、能源領域建立了涵蓋設計咨詢、設備制造、工程建設、運營管理的一站式服務體系。收入、盈利情況持續向好：2018年至今，公司收入、歸母凈利潤總體保持上升趨勢。2018-2021年，公司收入復合增速4.02%，盈利復合增速21.67%。其中新業務板塊熱電及光伏發電運營服務收入占比不斷提升，由15.03%逐漸提升至32.73%。2022年上半年公司裝備制造業務板塊，即節能高效發電設備、環保設備業務，受到地區疫情影響供應鏈受阻，發貨周期延后，收入占比同比下滑約13.40個百分點。但總體上裝備制造板塊、工程與服務板塊毛利率持續向好，帶動公司毛利率波動提升。熱電、光伏業務構筑公司業績彈性地區熱電運營龍頭，深度減碳受益于碳排放權交易：公司是無錫地區熱電運營龍頭，市區熱電聯產供熱市占率超70%，擁有國內供熱距離最長的多熱源、大規模蒸汽集中供熱系統。目前公司已經實現燃煤燃氣聯合供應、能夠跨區域供熱。2021年8月，公司完成了對無錫藍天控股權收購，進一步擴大公司在無錫熱網領域的調度范圍。公司注重熱電生產運營的控碳、減碳，通過降低廠用電率、降低供電標煤耗、提高電廠熱效率等措施，降低碳排放，并建設打造了智慧電廠系統。根據《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》等政策文件，目前公司下屬惠聯熱電、友聯熱電、無錫藍天3家熱電企業進入重點排放名單，2021年及2022年上半年，3家單位碳排放權盈余合計分別為31.39萬噸、10.06萬噸。具備電站建設經驗，積極布局電站運營：2013年公司開始布局光伏電站建設業務，依托中設國聯及協鑫能源業務快速發展，2015年實現光伏電站工程訂單約9億元，目前公司子公司華光電站及下屬大唐電力設計院擁有電力行業乙級資質。2021年公司通過同一控制下企業合并收購中設國聯58.25%控股權，積極拓展光伏發電運營業務。截至2021年底，中設國聯開發運營有37個成熟的光伏運營項目，區域覆蓋江蘇、安徽、山東、浙江、江西、廣東等多省市地區。2022年上半年中設國聯實現光伏發電收入1.18億元，運營情況良好。產學研結合，制氫技術領先構筑長期優勢央企項目密集落地，帶動氫能產業加速發展：根據北極星氫能網，2022年5月國家電網公司首個氫能相關的國家重點研發計劃配套項目寧波慈溪氫電耦合直流微網示范工程開工，建設期約6個月，于2022年12月29日正式完工。該項目年產氫超過60萬標方，且實現氫電耦合核心設備100%國產化。根據實驗與分析數據，2023年以來，中石油、中石化等12家央企陸續投資建設綠氫示范工程，投資儲運氫、氫能高效熱電聯產能源應用，帶動氫能產業密集落地。氫能產業加速落地、國產化需求提升，將帶動國內氫能產業連加速發展。研發落地進程快，生產設備水平高：公司2022年與大連理工大學合作成立零碳工程技術研究中心，進行電解水制氫、碳捕捉技術等示范項目的開發。公司在電解槽方向進展快速，2022年10月，國聯集團披露，華光環能僅用時70天就研發落地公司首臺產氫量30Nm3/h堿性電解槽，公司對該產氫量30Nm3/h的電解槽的主副電極結構進行了改進，采用新型環保隔膜材料，大幅提高了電流密度并在同等產氫量下，大幅減小設備體積。2023年3月16日，公司產氫量1500Nm3/h堿性電解槽成功下線。在產氫量突破1000Nm3/h的前提下，公司產氫壓力最高可達3.2MPa，填補國內千方級高壓電解槽空白，電流密度最高可達6000A/m2，且能耗低于4.2Kwh/Nm3。此外，公司還與大連理工大學合作CCUS雙碳技術已經可以規模化量產。華電重工華電集團旗下重工板塊平臺，受益于新能源發展華電集團旗下重工板塊平臺：華電重工成立于2008年，母公司為華電科工，實際控制人為華電集團，于2014年在上交所上市。華電科工為華電集團的全資子公司，主要從事重工、環保水務、電站建設、能源技術研究與服務四大板塊業務。為避免同業競爭、減少關聯交易，華電重工曾于2010、2011年完成兩次資產重組，調整了華電重工內部組織架構，同時華電科工將重工業務全部注入公司，此后公司成為華電科工、華電集團重工業務板塊的唯一平臺。目前，公司業務涵蓋物料輸送工程、熱能工程、高端鋼結構工程、海洋環境工程，并于2020年布局氫能業務。收入、盈利情況持續向好：2018年至今，公司收入、歸母凈利潤保持上升趨勢。2021年，公司實現營業收入103.29億元，同比增加15.97%；實現歸母凈利潤3.03億元，同比增加213.60%。2018-2021年，公司收入復合增速20.97%，歸母凈利潤復合增速74.53%。收入的主要驅動為海洋與環境工程業務（海風工程），2018-2021年，海洋與環境工程板塊收入由15.35億元提升至56.09億元，復合增長率達到54.02%。但由于海洋與環境工程業務處于發展初期，且2020年海上風電出現搶裝潮，海上風電所需的原材料和關鍵船機價格提升，2020年公司海洋與環境工程業務板塊毛利率同比下降3.99個百分點，帶動公司整體毛利率下降1.53個百分點。2020-2022Q3，公司毛利率總體保持上升趨勢。背靠華電具備資源優勢，制氫設備已成功應用公司發展氫能信念堅定：可再生能源制氫是華電集團“十大重點科技項目”之一，涵蓋在華電集團《2019-2023年重點研發計劃》當中。公司發展氫能信念堅定，母公司華電科工于2020年成立中國華電氫能技術研究中心，并由華電重工起草《華電集團氫能產業發展路徑》，華電重工作為集團“可再生能源制氫關鍵技術研究及核心裝備開發項目”牽頭單位，承擔項目攻關任務。背靠華電集團具備資源優勢，當前研發重點落腳大容量電解水制氫裝置和氫燃料電池動力系統：憑借央企資源，公司已與中船重工718所、天津大陸、考克利爾競立、國富氫能等單位建立技術交流，并與中科院大連化物所、清華大學、上海交通大學等國內外知名科研院所建立廣泛合作。目前公司新產品開發重點圍繞大容量電解水制氫裝置和氫燃料電池動力系統兩方面，后續將擇機開展摻氫燃機應用技術、分布式供能技術等方面的集成技術研究。儲氫、用氫全面布局，目標成為一體化能源服務商：公司目標成為可再生能源制氫、儲氫、用氫等技術開發、裝備制造、工程總包及項目投資、運營為一體的能源服務商。公司通過對氫燃料電池供能系統進行研究，已經完成了百千瓦等級氫燃料電池分布式供能系統的開發；通過投資并控股通用氫能，增強了在氫燃料電池關鍵材料領域的設計開發與產業化發展能力。根據中國電力網報道，公司開發的氫燃料電池分布式供能系統產品具備“大功率、高效率、智能化、長壽命、環境適應性強”的特點，氫電效率大于52%，熱電聯產效率大于85%。該套裝置采用撬裝式設計，系統集成度高、結構設計模塊化，可以為綠色建筑、新型基礎設施、園區、孤島等提供電力和熱電聯供服務。未來公司計劃通過新能源項目氫能產業配套項目規劃、核心裝備配套供應、應用場景開發等多種方式為業主提供支持與服務。風電、熱能工程具備優勢具備海風建設技術儲備，近年來業務發展迅速：公司對于風電該工程領域持續進行技術研發，2021年牽頭承擔的國家能源局海上風電“補短板”項目。截至2022年6月末，公司參與建設海上風電項目26個，項目裝機容量350萬千瓦，其中以施工總承包模式承建的項目190萬千瓦，以EPC總承包模式承攬的項目20萬千瓦；完成了450余套單樁基礎施工、550多臺風機安裝,累計敷設海底電纜1,000余公里。其中，中電投濱海北H1項目為國內首個以“四合一”總包模式招標的項目，工作范圍包括樁基制造及運輸、樁基施工、塔筒制造及運輸、塔筒及風機設備吊裝等內容，該項目榮獲2016-2017年度“國家優質工程金質獎”榮譽稱號，也是國內風電領域（陸上、海上）首個國家優質工程金質獎的項目。隨著2023年海風裝機提升，公司海洋與環境工程業務預計迎來高速增長。熱能工程板塊具備發展機遇：公司熱能工程業務涵蓋四大管道系統、空冷系統兩類輔機系統以及電廠綜合能效提升服務。公司是四大管道系統的龍頭企業，掌握了四大管道系統的設計、工廠化配制的全套工藝流程和超超臨界機組管道用鋼焊接技術等核心技術。火電靈活性改造方面，2021年國家發改委和國家能源局發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，并會同有關方面制定了《全國煤電機組改造升級實施方案》，同年公司成功簽訂福建華電可門電廠1#綜合能效提升項目合同、國家能源雙維電廠百萬機組中速磨煤機能效提升項目復合金屬陶瓷改造耐磨磨輥磨瓦改造合同等項目；根據公司公告，2022年上半年，公司順利簽訂華電內蒙土默特1號、2號機組靈活性改造項目EPC合同、華電新疆紅雁池1號機組多能互補運行靈活性提升改造項目EPC合同等項目。2022年6月末，公司熱能工程板塊收入達到5.56億元，同比提升138.01%，收入占比提升9.09個百分點，預計短期內熱能工程板塊將成為公司收入增長驅動。蘭石重裝傳統石化裝備行業先行者公司是國內石化裝備行業先行者，產品覆蓋傳統與新能源多個領域：公司始建于1953年，是我國石化裝備制造業的先行者。其前身是國家“一五”期間156個重點建設項目之一——蘭州煉油化工設備廠，被譽為“中國石化機械搖籃和脊梁”。2014年10月9日在上海證券交易所上市。公司業務涵蓋傳統能源裝備（煉油化工、煤化工、化工新材料等領域）、新能源裝備（光伏多晶硅、核能、氫能等領域）、工業智能裝備（快速鍛造液壓機組等）以及節能環保裝備的研發、設計、制造、檢測、檢維修服務及工程總承包。近年來收入有所波動，盈利能力穩步向好：受行業需求變化影