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1、 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。新能源汽车产业链行业 行业研究|深度报告 氢氢作为作为战略性脱碳能源载体，战略性脱碳能源载体，已纳入国家发展规划已纳入国家发展规划。随着净零碳排放成为全球目标，低碳、灵活、高效且生产方式多样的氢能源，正逐渐成为重塑全球能源架构、应对气候变化的关键手段。氢能在我国能源革命与低碳转型中具重要战略意义，“十四五”以来，从中央到地方围绕氢能频频表态，促发展举措密集出台，相关政策体系和产业标准随之建立健全，氢能产业有望开启全面发展的加速期。工业领域广泛应用，交通与

2、能源部门加速渗透，工业领域广泛应用，交通与能源部门加速渗透，IEA 预测预测 2030 年需求达年需求达 1.5 亿吨亿吨。氢气作为一种重要的工业气体，在传统工业领域已有非常广泛的应用。当前全球每年的氢气产量几乎全部用于非能源领域，炼油/合成氨/合成甲醇 2022 年的氢需求量分别为 4100/3300/1600 万吨，三大领域的需求量未来预计保持相对稳定。在深度脱碳的目标指引下，钢铁行业的用氢量有望随着氢冶金技术的发展在 500 万吨的基础上进一步提升。未来氢作为能源载体的作用将日益凸显。在交通领域，氢燃料电池为固定线路上的重型长途商用车提供了理想解决方案，氢基燃料或为航空航运部门最具可行性

3、的低碳能源方案。在能源领域，天然气掺氢、煤电掺氨比例提升，以及氢在大规模长时储能场景中的应用潜力，有望打开更加广阔的应用空间。绿氢萌芽蓄势待发，两大降本路径蕴藏机遇绿氢萌芽蓄势待发，两大降本路径蕴藏机遇。化石燃料制氢为当前全球主流制氢方式，碳排放强度高转型需求迫切。工业副产氢中短期内为极具经济效益的补充性氢源，但长期规模扩张受限。采用可再生电力的电解水制氢为长期发展目标，当前制氢技术趋于成熟，碱性电解槽已实现国产化，但绿氢在生产消费结构中占比仅0.1%，发展掣肘仍在成本。未来随着绿电和电解槽成本下降，绿氢项目经济性有望逐步显现。从电解槽装机容量和制氢项目规划来看，绿氢已迎来规模化应用的快速发展

4、阶段。中国具备廉价的可再生电力与低成本生产碱槽的制造能力，氢产业链生机勃发潜力无穷，有望孕育出世界领先的优质企业与高成长性投资机遇。炼油、化工、冶金等传统工业领域构成氢需求侧的稳定存量，全球/中国当前每年对氢的需求量分别在 9000 万吨/3000 万吨左右。而氢同时扮演能源载体和工业原料两重角色，未来随着能源转型的逐步推进，其作为能源载体的作用将日益突显，未来应用场景的拓展将带来需求的提升，交通领域的动力需求与能源领域的电力需求将构成未来氢需求的重要增量，据 IEA 预测，2030 年全球氢需求量有望达到 1.5 亿吨。短期内重型交通或成为用氢侧的突破口，建议关注氢燃料电池商用车，以及绿醇、

5、绿氨等氢基燃料在船舶动力中的使用。制氢端目前仍以灰氢为主，但绿氢更符合长期的低碳路径，政策推动下将迎来重要发展机遇。其渗透率提升一方面来自高排放工业企业对灰氢的替代，另一方面来自新应用场景中绿氢的放量，建议关注以化工为主要用氢场景的风光制氢一体化项目进展。绿氢规模化应用的核心制约因素是成本，沿着降低可再生能源发电成本、降低电解槽设备投资两大降本路径，建议关注风光发电成本、电价政策以及核心制氢设备电解槽。相关标的包括科威尔(688551，未评级)、华光环能(600475，未评级)、石化机械(000852，未评级)。风险提示风险提示 氢能源产业支持政策不达预期；电价下行不达预期；用氢场景发展不及预

6、期的风险 投资建议与投资标的 核心观点 国家/地区 中国 行业 新能源汽车产业链行业 报告发布日期 2024 年 04 月 25 日 卢日鑫 *6118 执业证书编号：S0860515100003 李梦强 执业证书编号：S0860517100003 林煜 执业证书编号：S0860521080002 杨雨浓 朱洪羽 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 氢能源行业系列报告（2）看好（维持）新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的

7、免责申明。2 目 录 氢：战略性脱碳能源载体，发展具有必然性.4 用氢：工业原料广泛应用，能源载体地位凸显.6 工业领域：集燃料、原料、还原剂于一身的重要工业气体.6 化工：应用成熟场景广泛，构成稳定存量市场 6 冶金：钢铁工业深度脱碳的重要途径 7 能源领域：贡献未来主要需求增量.8 交通：重型车辆加速渗透，航空航运开辟用氢新场景 9 电力：覆盖发、储、用环节的优质灵活性资源 12 制氢：供给结构亟待变革，绿氢迎来发展机遇.15 化石能源制氢：构成当前供给基本盘.15 工业副产氢：来源丰富成本低廉的补充性氢源.16 电解水制氢：脱碳转型最优解，发展空间广阔.17 投资建议.22 风险提示.2

8、2 pWjWhYiZjZnMuMsNtQnQ7NbPaQtRmMtRrNeRpPmQlOoMmR6MpOoRvPnMsQxNoOoN 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3 图表目录 图 1：各类能源在终端脱碳中所扮演的角色.4 图 2：不同应用场景和不同地区的氢气需求.6 图 3：全球炼油用氢需求.7 图 4：全球合成氨出口量占比.7 图 5：我国氢消费结构.7 图 6：“双碳”目标下未来钢铁制造主要工艺路线.8 图 7：氢作为

9、能源载体的下游应用分类.9 图 8：我国新能源乘用车和商用车销量及渗透率（单位：万辆）.9 图 9：我国燃料电池装机量及占比（单位：GWh）.10 图 10：2019-2023 年燃料电池汽车保有量.11 图 11：2020-2022 年道路交通领域氢消费量.12 图 12：2019-2030 年氢/氨发电装机容量.12 图 13：不同储能方式对比.13 图 14：全球氢需求量预测（单位：万吨）.14 图 15：全球制氢结构（2022 年，产量口径）.15 图 16：中国制氢结构（截至 2023 年 6 月，产能口径）.15 图 17：CCUS 对我国天然气与煤制氢单位成本的影响（单位：元/k

10、g）.16 图 18：工业副产氢与化石燃料制氢碳足迹对比（单位：t CO2/t）.16 图 19：不同制氢路线碳排放强度对比.17 图 20：全球电解槽装机容量及预测.18 图 21：不同制氢方式生产成本比较（单位：元/kg）.18 图 22：碱性电解槽制氢成本结构.19 图 23：PEM 电解槽制氢成本结构.19 图 24：电解槽装机成本预测.19 图 25：2010-2022 年全球新增规模可再生能源发电项目加权平均 LCOE.20 图 26：基于现有项目规划的 2030 年全球电解槽装机量预测.20 图 27：我国可再生氢项目状态及产能.20 图 28：我国历年发电装机总容量构成（单位：

11、GW）.21 表 1：氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）中氢能的战略定位.5 表 2：我国钢铁生产工艺占比及碳排放现状.8 表 3：燃料电池汽车、纯电动汽车、燃油车对比概览.10 表 4：制氢方法分类.17 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4 氢氢：战略性脱碳能源载体战略性脱碳能源载体，发展具有必然性，发展具有必然性 减碳成为全球共识，转型脱化挑战重重。减碳成为全球共识，转型脱化挑战重重。世界各国从 20 世纪

12、90 年代起，通过京都议定书、哥本哈根协议、巴黎协定等一系列文件，达成碳达峰、碳中和共识。2023 年 12 月，联合国气候变化框架公约首次将“转型摆脱化石燃料”写入文件。然而，摆脱化石能源面临两大关键问题：一是风光等可再生能源的占比提升意味着电力系统的不可控性加大，火电占比降低又造成了电力系统调节能力的下降；二是在重工业、重型交通等领域，电气化实现难度较大，例如钢铁、水泥、化工、航运、航空等，仍需要依靠可再生电力之外的其他清洁能源来实现深度脱碳。氢能是增加能源系统灵活性和深度脱碳的重要手段。氢能是增加能源系统灵活性和深度脱碳的重要手段。正如我们在探寻氢能的定位与发展逻辑中所指出的，氢能既是补

13、充能源系统灵活性的优质资源，有助于解决可再生能源的波动性问题，同时连接了可再生的一次电力和终端的燃料/原料需求，有望成为实现终端深度脱碳的重要载体。图 1：各类能源在终端脱碳中所扮演的角色 数据来源：能源转型委员会，落基山研究所项目组，东方证券研究所 氢能在我国能源革命与低碳转型中具重要战略意义。氢能在我国能源革命与低碳转型中具重要战略意义。“十四五”以来，我国氢能产业快速发展，相关政策体系随之建立健全。中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。“十四五”现代能源体系规划对氢能技术创新、示范应用等进行部署。2022 年 3 月

14、，发改委与国家能源局联合发布了氢能产业发展中长期规划（2021-2035），氢能发展正式纳入国家发展规划。规划明确了氢能在中国能源体系和产业结构调整和升级中的角色定位。氢能是中国绿色低碳能源体系的组成部分和“双碳”目标实现的重要途径。规划强调了“构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢”的发展基调，同时针对绿氢制定了分阶段的发展目标：1）到 2025 年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。目标是氢燃料电池汽车产量达到 5 万辆，并建设足够数量的加氢站。可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年，实现二氧化碳减排 100-

15、200 万吨/年。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5 2）到 2030 年，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑脱碳目标实现，重点发展低碳出行和工业减碳。3）到 2035 年，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。2023 年 8 月，国家标准委、国家发改委、工信部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门联合印发氢能产业标准体系建设指南（2023 版）。这是国家层面首个氢能全产业链标准

16、体系建设指南，对促进氢能产业高质量发展具有基础性、战略性、引领性作用。表 1：氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）中氢能的战略定位 定位定位 表述表述 定位一 氢能是未来国家能源体系的重要组成部分 充分发挥氢能作为再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系 定位二 氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体 以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜

17、引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。定位三 氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向 以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。数据来源：国家能源局，东方证券研究所 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见

18、本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6 用氢用氢：工业原料广泛应用，能源载体地位凸显：工业原料广泛应用，能源载体地位凸显 作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节作为替代能源进行使用，而氢气本身作为一种重要的工业气体，在传统工业领域已有非常广泛的应用，因此未来氢将同时扮演能能源载体源载体和工业原料工业原料两重角色，在重工业、交通、建筑、电力等行业中有不同的应用场景。工业领域：集燃料、原料、还原剂于一身的重要工业气体 目前，全球每年目前，全球每年的氢气产量的氢气产量几乎全部用于非能源领域。几乎全部

19、用于非能源领域。根据IEA数据，2022 年全球氢气用量达到 9500 万吨，同比增长近 3%创下历史新高，但从应用场景来看仍然集中在传统的工业和炼油领域，而来自运输、电力、建筑等新应用领域的氢需求量非常低，占比不到 0.1%。分地区来看，中国是全球最大的氢气消费国，年需求量占全球总量的 29%，主要的用氢地区还包括北美、中东、印度和欧洲。图 2：不同应用场景和不同地区的氢气需求 数据来源：IEA，东方证券研究所 化工：应用成熟场景广泛，构成稳定存量市场 全球范围内，全球范围内，炼油用氢当前在终端需求中占比最高。炼油用氢当前在终端需求中占比最高。在石化行业，氢气被广泛用于对石脑油、粗柴油、燃料

20、油、重油的脱硫，石油炼制，催化裂化以及不饱和烃等的加氢精制。在所有终端应用场景中，炼化行业目前的氢需求量最大，2022 年全球用氢需求约为 4100 万吨。随着全球石油需求保持在当前水平，炼油用氢需求将在未来几年继续存在；长期来看，尽管石油需求存在下降趋势，但由于对燃料的空气质量标准更加严格，因此炼化行业对氢的需求或将得以维持。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7 图 3：全球炼油用氢需求 数据来源：IEA，东方证券研究所 合成

21、氨和合成甲醇构成合成氨和合成甲醇构成全球全球近近 5000 万吨化工用氢需求。万吨化工用氢需求。氢气是重要的工业气体，氢元素的强还原性被用于多种化学反应，也是众多化合物的基础元素之一，化工行业需要用氢制备甲醇、合成氨等多种产品，2022 年全球用于合成氨和甲醇生产的氢气分别约为 3300 万吨/1600 万吨。而氨贸易在全球范围内进行，全球出口量约占总产量的 10%，因此作为重要的氢衍生物，氨的全球运输和贸易将成为未来氢生态系统的重要推动力。合成氨也是当前国内对氢需求量最大的应用场景，占国内氢总需求量的 31%，其次是甲醇合成（23%）和作为燃料直接燃烧（15%）。图 4：全球合成氨出口量占比

22、 图 5：我国氢消费结构（2020 年）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：可再生氢在中国的前景及在工业脱碳中的应用，东方证券研究所 冶金：钢铁工业深度脱碳的重要途径 氢可替代氢可替代煤、焦，实现钢铁行业的深度脱碳。煤、焦，实现钢铁行业的深度脱碳。钢铁行业是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的行业之一，碳排放约占全球排放总量的 7.2%。作为世界粗钢第一大生产国，我国粗钢产量占世界的一半以上，2022 年产量约为 10.2 亿吨，全国钢铁行业的碳排放量占全国排放总量的比例约为15%。当前我国主流的钢铁生产工艺是高炉-转炉长流程，以煤炭作为主要热源和还原剂，较高的碳排放强度无法避免，且基

23、于当前传统工艺技术的创新改进难以实现深度脱碳。而氢冶金用氢替代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢，既减少了钢铁工业对煤、焦炭等化石燃料的需求，也避免了炼铁过程大量碳排放的产生，将成为钢铁行业完全脱碳最具前景的解决方案之一。10%11%10%11%11%11%11%10%10%10%0%20%40%60%80%100%出口合成氨31%合成甲醇23%燃料15%废弃13%炼油9%其他9%新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。8 表 2：

24、我国钢铁生产工艺占比及碳排放现状 工艺路线工艺路线 产钢量占比产钢量占比 吨钢碳排放量吨钢碳排放量/t 碳排放主要工序碳排放主要工序 高炉-转炉长流程 90%1.8-2.5 高炉（1.5t CO2/t-s 占比 70-90%）废钢-电弧炉短流程 10%0.4-0.6 电弧炉（1.5t CO2/t-s 占比 70-90%）气基竖炉 DRI-电弧炉流程 很少 约 0.96 气基炉（1.5t CO2/t-s 占比 70-90%）数据来源：面向碳中和的氢冶金发展战略研究执行摘要，东方证券研究所 氢冶金技术氢冶金技术仍仍处于探索和示范阶段，处于探索和示范阶段，高炉富氢技术或将率先推广。高炉富氢技术或将率

25、先推广。较低碳排放的技术包括废钢电炉冶炼短流程、高炉富氢冶炼、氢基直接还原铁(DRI)+电炉工艺等。其中，高炉富氢冶炼由于改造成本较低、富氢气体易获取，可操作性强，被认为是现阶段“碳冶金”到“氢冶金”的重要过渡，其潜在碳减排幅度为10%-30%。而氢基直接还原铁技术采用氢气代替一氧化碳作为氧化铁的还原剂，还原反应生成的是水而非二氧化碳，因此是最具发展潜力的低碳冶金技术。但目前尚处于研发试验阶段，预计具备大规模推广条件需要等到 2040 年之后，同时还取决于绿氢产业链的发展。目前，全球每年有近全球每年有近 500 万吨的氢用于钢铁生产中的还原反应万吨的氢用于钢铁生产中的还原反应，随着氢冶金技术的

26、进步及装置改造的推进，钢铁行业的氢需求量有望进一步提升。根据 NRDC 和 CSDRI 的预测，到2030/2050 年，我国钢铁行业对氢的需求将达到 290/713 万吨。图 6：“双碳”目标下未来钢铁制造主要工艺路线 数据来源：面向碳中和的氢冶金发展战略研究执行摘要，东方证券研究所 能源领域：贡献未来主要需求增量 氢氢作为能源使用比例较低，发展空间广阔。作为能源使用比例较低，发展空间广阔。氢易燃且热值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧化碳等温室气体，与传统的化石燃料相比，是终端零排放的清洁能源。然而目前能源用氢在全球范围内都尚为有限。以中国为例，2022 年全国氢气产量超 3500 万吨，其中

27、用于交通和建筑的能源的比例不足 0.1%，按热值换算仅占能源消费总量的 0.002%。而为了实现巴黎协定中的目标，氢需要在 2050 年左右满足世界能源需求的约 15%，因此能源用氢需求空间广阔。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9 考虑氢主要作为能源载体的场景，下游应用可以分为交通动力和固定非动力两大类。目前来看，氢能将以燃料电池汽车为主要终端应用，以动力和电力为两条主要线索，纵向深挖交通领域持续探索新的场景，同时横向往储能、

28、建筑、发电等能源需求部门探索。图 7：氢作为能源载体的下游应用分类 数据来源：灼识咨询，东方证券研究所 交通：重型车辆加速渗透，航空航运开辟用氢新场景 重型交通能耗大、碳排高，转型进程缓慢。重型交通能耗大、碳排高，转型进程缓慢。重型交通是交通运输领域的重要组成部分，但温室气体和污染排放占比大，我国中重型车辆以 5%的保有量排放了道路交通领域 84%的颗粒污染物。重型交通设备普遍采用柴油发动机，对动力系统的稳定性、经济性等要求更高，为了实现零碳排放所需要付出的改造、燃料等额外成本更高。相较于乘用车新能源渗率稳步提升，重型交通领域转型路径仍存在较大争议，推进缓慢。截至2023年底，我国新能源乘用车

29、的单月渗透率已经达到40%，而商用车市场中新能源渗透率仍仅 17%，全球范围内中重型车辆的绿色转型则更为滞后。图 8：我国新能源乘用车和商用车销量及渗透率（单位：万辆）数据来源：中汽协，东方证券研究所 0%10%20%30%40%50%0204060801001202022年1月2022年2月2022年3月2022年4月2022年5月2022年6月2022年7月2022年8月2022年9月2022年10月2022年11月2022年12月2023年1月2023年2月2023年3月2023年4月2023年5月2023年6月2023年7月2023年8月2023年9月2023年10月2023年11月2

30、023年12月新能源乘用车销量新能源商用车销量乘用车渗透率商用车渗透率 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10 氢燃料电池为固定线路上的重型长途商用车提供了理想解决方案。氢燃料电池为固定线路上的重型长途商用车提供了理想解决方案。氢燃料电池具有不受温度影响、续航里程更长，且补充燃料速度快等优势，是交通领域新能源化双碳战略及环保政策下的必然趋势。实际上，氢能在乘用车领域的替代优势并不明显。无论是当前高昂的制氢、运输成本，还是滞后的加

31、氢站、运输管网等基础设施建设，都使得氢燃料电池车在与纯电动汽车的竞争中处于下风。从电池装机量来看，2023 年我国燃料电池在客车/专用车的装机量分别达到了 130/420MWh，远高于乘用车。氢能破局的关键在于找到差异化的应用场景，凭借能量转换效率、使用效率及低温条件性能表现等方面的优势，更适用于中长途、重载交通运输领域，如重型卡车、冷链物流、城际巴士、公交车和港口矿山作业车辆等，加上物流运输路线相对固定，方便沿途建设相关加氢站等基础设施。在北方部分地区，氢燃料电池也具备在出租车和公务用车领域的推广潜力，以解决寒冷条件下动力电池的续航问题。因此，我们认为燃料电池商用车有望成为整个氢燃料电池行业

32、的突破口。图 9：我国燃料电池装机量及占比（单位：GWh）数据来源：动力电池联盟，东方证券研究所 表 3：燃料电池汽车、纯电动汽车、燃油车对比概览 燃料电池汽车燃料电池汽车 纯电动汽车纯电动汽车 燃油车燃油车 动力系统 燃料电池 锂电池 内燃机 加注物 氢 电 汽油或柴油 安全性 风险主要来自于储氢和加氢过程，储氢罐需密封，加氢时氢气泄露易引起燃烧；碰撞时氢气易泄露 风险主要来自电池系统，高能量密度与安全性难以兼容，存在过充过放问题；碰撞时电解液泄露容易起火；电解液有毒性和腐蚀性 低温性能-30低温启动，-40低温存储 常规锂电池在-20以下低温环境无法充电，且里程损失可能达到约 30%-18

33、以下需要配置高性能汽油机润滑油、进气道低温预热装置和高能辅助点火装置并执行相应冷启动作业等 环保性 工业副产氢、天然气重整氢可减少碳排放，可再生能源制氢可实现零排放 污染部分转移到上游 排放 CO2、CO、SO2 等温室气体及污染物 整车续航里程 500 公里以上 200-600 公里 约 500 公里 整车补能时间 5-15 分钟 2-8 小时 10 分钟 能量转换效率 50-60%30-40%0%1%1%2%2%3%0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.452020年2021年2022年2023年乘用车客车专用车装机份额装机量（GWh）新能源汽车产业链

34、行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。11 补能基础设施 加氢站，当前仍较稀缺，截至2023 年底，全国共 428 座 充电桩，重点城市覆盖，截至2023 年底，全国充电桩保有量约273 万 加油站：截至 2022 年底，全国加油站共 10.8 万座 应用领域 中远途、中重载运输 中短距离运输 普适 数据来源：EV Tank，中国充电联盟，中国氢能联盟，中国石油流通协会，东方证券研究所 图 10：2019-2023 年燃料电池汽车保有量 数据来源：

35、IEA，东方证券研究所 长期而言，氢及其衍生物或成为航空航运部门的低碳能源方案。长期而言，氢及其衍生物或成为航空航运部门的低碳能源方案。航空和航运能耗极高，且电气化难度很大，电力和纯氢都无法成为化石燃料的替代品。而氨、e-甲醇等氢的衍生物或将成为航空和航运部门最具可行性的低碳能源方案。航运：国际海事组织 IMO船舶温室气体减排初步战略倡导在中长期逐步引入氢、氨等零碳燃料技术，驱动航运业交通运载工具实现零排放，欧盟将航运业纳入碳排放交易体系，利用市场化机制推动船舶低碳转型。氢能船舶包括燃料电池、氢内燃机、绿色甲醇、绿氨等多种技术路线：燃料电池路线适用于内河、近海船舶或作为远洋船舶辅助动力；氢基衍

36、生物如绿色甲醇、绿氨等路线适用于油船、集装箱船、散货船等航行较远的海上船舶。2023 年，挪威、荷兰、美国已有氢能船舶投入运营，马士基为其首批 12艘大型甲醇双动力船舶签订绿色甲醇订单，均对氢及其衍生物在船舶动力的应用起到引领作用。航空：与航空脱碳的其他潜在解决方案相比，包括合成煤油等低排放氢基燃料在内的可持续航空燃料（SAFs）在技术上的可行性最高，目前的应用阻碍仍然是高昂的生产成本。2023 年 4 月，欧盟暂时同意实施旨在实现航空业脱碳的倡议 ReFuelEU，其中涉及到合成燃料（包括合成煤油）的使用目标：2030年起，合成航空燃料（由二氧化碳与绿氢合成）占比应达到 1.2%，到 205

37、0年这一比例将提升到 35%。根据 IEA 预测，在 2050 净零排放场景下，到 2030 年，每年将有 800 万吨氢直接用于交通领域，其中公路交通占 50%，航运占 45%；除此之外还需要用 800万吨氢合成氨或其他氢基合成燃料，用于航运和航空部门。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12 图 11：2020-2022 年道路交通领域氢消费量 数据来源：IEA，东方证券研究所 电力：覆盖发、储、用环节的优质灵活性资源 氢能发

38、电以燃气轮机掺氢、煤电掺氨氢能发电以燃气轮机掺氢、煤电掺氨、燃料电池燃料电池为主要方式。为主要方式。目前氢能发电仅占全球发电总量的不到 0.2%。在技术层面，利用纯氢发电的技术已经商业化，燃料电池、内燃机和燃气轮机可以使用富氢气体或纯氢，煤电厂掺氨混燃也已经取得试验成功。根据 IEA 统计数据，已规划的氢氨发电项目到 2030 年装机容量可达到 5.8GW，其中约 70%的项目使用燃气轮机掺氢，10%使用燃料电池，3%为煤电厂掺氨混燃。据 IEA估测，全球现有的可掺氢燃气轮机装机量或超过 70GW，在平均掺氢比例 15%的假设下，每年对氢气的需求量将接近 500 万吨。随着新建火电厂配备可掺氢

39、/氨机组的比例提升，氢能在电力供应结构中的地位将进一步提高，同时也将拉动更大的氢气需求量。图 12：2019-2030 年氢/氨发电装机容量 数据来源：IEA，东方证券研究所 氢能作为大规模、长时间储能的解决方案，可为风光等间歇性可再生能源提供托底保障。氢能作为大规模、长时间储能的解决方案，可为风光等间歇性可再生能源提供托底保障。相比于电池的自放电、水的蒸发耗散，氢作为一种稳定的化学品更适合长时间的储存，因而更适合跨季节的长周期储能。另一方面，氢储能的制储部分主要由制氢系统（功率）和储氢系统（容量）分别构成，可以实现储能功率与储能容量的解耦，因而在长时间、大规模的储能场景下，氢储能容量的增加主

40、要依靠扩大储氢系统的容量，可以实现更低的规模化成本；相比电化学储能受到蓄电 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。13 池原理的约束，功率和容量耦合，在大规模储能的场景下规模化降本的潜力较小，所需的成本较高。氢氢具有高场景灵活性，直接应用可提高储能效率。具有高场景灵活性，直接应用可提高储能效率。从应用场景上来看，其他储能方式一般为电X电的闭环系统，也即最终能源还需要以电力的形式进行输出。而氢作为一种燃料和化工原料，在下游有丰富的应用

41、场景，可以实现电H2X 的开环储能模式，也即由电制取的氢可以直接面向不同场景进行应用，具有更高的场景灵活性，也可以避免更多的转换环节以提高储能效率。图 13：不同储能方式对比 数据来源：东方证券研究所绘制 我们认为，未来对氢的需求主要来自三个方面：一是传统工业领域的用氢需求，即主要来自炼油、合成氨及合成甲醇的需求，预计将保持相对稳定，其中炼油用氢可能随着石油需求量下降而有所下降。整体而言，根据IEA的预测，在2050净零排放场景下，2030 年炼油、合成氨及合成甲醇炼油、合成氨及合成甲醇对氢气的年需求量对氢气的年需求量合计合计将接近将接近 9000 万万吨吨。二是氢及其衍生物作为燃料的应用需求

42、，即氢作为能源载体替代化石燃料带来的需求，既包括在交通领域的动力需求、建筑领域的供热需求，也包括参与发电的电力需求。根据 IEA 的预测，在2050 净零排放场景下，2030 年交通和交通和能源能源行业的氢需求量将分别达到行业的氢需求量将分别达到 1600 万吨和万吨和 2200 万吨万吨。三是氢在新应用场景中的需求，如氢储能，在新场景中的推广程度既要靠相关技术发展赋能，也依赖于产业起步后用氢成本的下降。中短期内，新场景应用带来的需求提升十分有限，但长期来看可能撬动更大潜在空间。综合来看，IEA预计 2030/2050年全球氢气年需求量有望达到 1.5亿吨/4.3亿吨，其中能源和交通部门将贡献

43、最主要增量。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。14 图 14：全球氢需求量预测（单位：万吨）数据来源：IEA，东方证券研究所测算 0500000002500030000350004000045000500002022年2030年E2035年E2050年E炼油工业能源交通其他9500万吨1.5亿吨2.15 亿吨 4.3 亿吨 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本

44、报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。15 制氢制氢：供给结构亟待变革，绿氢迎来发展机遇供给结构亟待变革，绿氢迎来发展机遇 化石能源制氢：构成当前供给基本盘 化石燃料制氢为当前全球主流制氢方式化石燃料制氢为当前全球主流制氢方式。化石燃料制氢是以煤或天然气为原料还原制氢的传统方案，技术成熟、成本最低。根据 IEA 数据，2022 年全球氢气产量达到近 9500 万吨，其中化石燃料制氢占比超过 80%，包括天然气制氢（62%）、煤制氢（21%）、石油制氢（0.5%）。与全球制氢结构相比，基于“富煤、贫油、少气”的资源禀

45、赋，国内目前以煤制氢为主，也是世界上唯一具备大规模煤制氢产能的国家。据中国氢能联盟统计数据，截至 2023 年 6 月，我国氢气产能约为 4952 万吨，其中煤制氢产能为 2709 万吨，占比 54.7%，其次为天然气制氢，产能约 1090万吨，占比 22.0%。图 15：全球制氢结构（2022 年，产量口径）图 16：中国制氢结构（截至 2023 年 6 月，产能口径）数据来源：IEA，东方证券研究所 数据来源：中国氢能联盟，东方证券研究所 碳捕集利用与封存（碳捕集利用与封存（CCUS）技术可以有效降低碳排放，但将大幅抬高制氢成本。）技术可以有效降低碳排放，但将大幅抬高制氢成本。化石燃料制氢

46、碳排放强度高，随着碳排放指标进一步收紧，新增化石能源制氢产能将逐步缩减。利用碳捕捉、利用与储存技术（CCUS）可以实现低排放生产，被称为“蓝氢”。目前全球仅不到 1%的氢以蓝氢的形式生产，截至 2022 年，全球有 16 个制氢设施配备了 CCUS，其中超过半数都位于北美。从经济性角度衡量，CCUS 会增加额外的投资成本与运营成本，根据 IEA 测算，采用 CCUS 后，煤制氢的平准化成本将从 7-11 元/kg 增加至 9-20 元/kg，天然气制氢的平准化成本将从 9-18 元/kg增加至 13-24 元/kg。但考虑到我国已有 3800 万吨规模的化石燃料制氢产能，耦合 CCUS 是对该

47、部分存量制氢产能低碳化的重要手段，在二氧化碳储存能力高、化石燃料成本低、可再生资源有限的地区，采用 CCUS 的化石燃料制氢在中期内仍可能是一种具有综合经济效益的选择，将构成氢供给侧的重要组成部分。62%21%0.5%0.6%16%0.1%天然气制氢煤制氢石油制氢采用CCUS的化石能源制氢副产氢电解水制氢54.7%22.0%20.8%1.3%1.2%煤制氢天然气制氢副产氢电解水制氢甲醇制氢 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。16

48、 图 17：CCUS 对我国天然气与煤制氢单位成本的影响（单位：元/kg）数据来源：IEA，东方证券研究所 工业副产氢：来源丰富成本低廉的补充性氢源 副产氢的主要来源是炼副产氢的主要来源是炼油油、煤焦、煤焦、钢铁和化工钢铁和化工。工业副产氢来源丰富，在我国和世界制氢结构中分别占据 21%和 16%的份额。而考虑制氢过程原材料获取排放、工艺排放和能源使用排放，工业副产氢的碳排放量普遍低于化石燃料制氢，我国工业副产氢产能分布与能源负荷中心也高度重合，因此综合考量下可以作为中短期内可行的供氢方案。炼油行业：催化重整和蒸汽裂解均会产生副产氢，但这些氢气均在现场消耗用于石油馏分的脱硫和加氢裂化，无法转作

49、他用。钢铁行业：产生的焦炉煤气为富氢气体，含氢量可达55%-60%，其中的氢可以通过变压吸附法回收。按照 2019 年国内焦炭产量 4.71 亿吨计算，焦炉煤气中超过 700 万吨/年的副产品氢气可通过技术手段回收。这些氢气目前用作炼钢和甲醇生产的原料，以及区域供热。化工行业：氯碱电解是唯一副产纯氢的来源。由于烧碱行业的高耗能、高污染特性，区域氯碱产能扩张受到限制，但下游需求增加导致产能仍在缓步增长；截至2023年6月，我国氯碱副产氢产能达到 117 万吨/年。此外轻烃化工在丙烷脱氢、乙烷裂解等过程中也可产出副产氢，截至 2023年 6 月，我国轻烃化工副产氢产能达到约 130 万吨。图 18

50、：工业副产氢与化石燃料制氢碳足迹对比（单位：t CO2/t）数据来源：田涛等石化行业不同制氢过程碳足迹核算，东方证券研究所 24.32810.0631.7750.2300.6741.6341.253051015202530煤制氢天然气制氢氯碱副产氢重整副产氢乙烯副产氢乙苯脱氢丙烷脱氢 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。17 工业副产氢回收利用投入较低，但规模工业副产氢回收利用投入较低，但规模扩张扩张受受到到主产品限制。主产品限制

51、。与专门的氢气生产相比，回收副产氢所需的投资低、额外能源少，而且大多数富氢废气只需进行脱水或其他类型的清洁处理。且就我国而言，副产氢主要分布在沿海发达地区，这些地区同时也拥有包括燃料电池制造在内的下游产业，将大大降低副产氢再利用的储运难度。因此，挖掘利用副产氢不仅能提高资源利用效率，还能有效减少碳排放。但由于副产氢的生产规模受到主产品规模的限制，可作为氢源的有效补充。电解水制氢：脱碳转型最优解，发展空间广阔 绿氢是实现净零排放的最优方案绿氢是实现净零排放的最优方案，当前当前规模较小仍处于发展早期规模较小仍处于发展早期。绿氢指通过可再生能源电解水制备生产的氢。目前全球范围内，电解水制氢仅占全部氢

52、产量的 0.1%。国内电解水制氢产能占比为 1.3%，但大部分为网电制氢，而电网电力供应大部分来自火电厂，网电制氢全过程的碳排放强度（24kg CO2-eq/kg H2）甚至可能高于灰氢，也远远超出我国标准体系中低碳氢（14.51 kg CO2-eq/kg H2）和清洁氢（4.9 kg CO2-eq/kg H2）的阀值。因此，实际可再生能源制氢在我国制氢产能中的占比仅 0.1%，约 6.6 万吨（截至 2023 年 6 月），相比氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)中 2025 年可再生能源制氢产能达到 10-20 万吨/年的目标还有很远的距离。从消费侧来看，虽然中国氢能总体消费规

53、模较大，但绿氢的终端应用场景局限性较大，受成本和可得性制约，仅在交通领域实现小范围试点应用，占比不足中国氢能消费总量的 0.1%。表 4：制氢方法分类 制氢方法制氢方法 制氢来源制氢来源 制氢特点制氢特点 灰氢 化石燃料制氢 煤炭、石油、天然气等化石能源 高碳排放、低成本、技术成熟 工业副产氢 焦炉煤气、化工、氯碱等其他工业副产物 蓝氢 灰氢制取配合碳捕集、碳利用和碳封存技术 同灰氢，以天然气为主 较低碳排放、较高成本 绿氢 电解水制氢 水、可再生能源 极低碳排放，高成本、尚未实现规模化应用 数据来源：埃森哲，东方证券研究所 图 19：不同制氢路线碳排放强度对比 数据来源：IEA，东方证券研究

54、所 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。18 碱性槽技术趋于成熟，为目前电解水制氢主流技术路线。碱性槽技术趋于成熟，为目前电解水制氢主流技术路线。目前，可再生能源制氢的电解槽技术主要分为碱性电解槽（ALK）、质子交换膜电解槽（PEM）、离子交换膜电解槽（AEM）和固体氧化物电解槽（SOEC）。其中，碱性电解槽由于技术成熟、成本较低、单槽制氢量高，成为当前电解水制氢的最主要方式。根据 IEA 统计，到 2022 年底，碱性电解槽占全

55、球装机容量的 60%，其次是质子交换膜电解槽，约占 30%，而固体氧化物电解槽目前占比不到 1%，离子交换膜电解槽则尚未投入实际应用。图 20：全球电解槽装机容量及预测 数据来源：IEA，东方证券研究所 用电与设备用电与设备成本是成本是影响绿氢规模应用的关键影响绿氢规模应用的关键因素。因素。绿氢高昂的生产成本构成了供给侧规模生产的主要挑战。根据埃森哲分析，假设每年满负荷生产 7500 小时，平均电价 0.5 元/kWh，则目前绿氢的生产成本为 33.9-42.9 元/kg，即使考虑到原材料价格波动因素，绿氢的平均生产成本也至少是煤炭制氢成本的三倍，且显著高于天然气制氢成本以及工业副产制氢成本。

56、而目前已投入使用的两种电解水制氢技术 ALK 和 PEM，尽管分别处于不同的商业化发展阶段和规模化阶段，但却都有一个共同点，即耗电量巨大。在碱槽和 PEM 槽路线下，电费成本占比分别高达 86%/53%，其次为设备折旧，占比分别为 6.6%/27.9%。图 21：不同制氢方式生产成本比较（单位：元/kg）数据来源：车百智库，埃森哲分析，东方证券研究所 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。19 图 22：碱性电解槽制氢成本结构 图

57、23：PEM 电解槽制氢成本结构 数据来源：车百智库，埃森哲分析，东方证券研究所 数据来源：车百智库，埃森哲分析，东方证券研究所 绿氢降本绿氢降本路径明晰，路径明晰，有望充分释放有望充分释放长期长期应用潜力应用潜力。根据电解水制氢的成本结构，绿氢未来的降本空间主要来自两个方面，一是电解槽降本带动初始投资下降，二是廉价绿电带动用电成本下降。电解槽方面，规模效应是降本的首要驱动力。电解槽方面，规模效应是降本的首要驱动力。据 IEA 预测，根据目前公布的未来十年电解槽的产能规划情况，到 2025 年，电解槽的装机成本将比 2023 年下降 50%，到 2030 年下降 60%，达到约 720-810

58、 美元/千瓦，在其他参数保持不变的假设下，将使得初始资本开支在平准化制氢成本中所占的比例下降至 25%。图 24：电解槽装机成本预测 数据来源：IEA，东方证券研究所 另一方面，风光平价将大幅提升绿电制氢的成本竞争力。另一方面，风光平价将大幅提升绿电制氢的成本竞争力。以风电、光伏为代表的可再生能源价格在过去 10年显著下降，即使不考虑政府补贴，在部分地区也已经具备了与化石能源相当的成本竞争力。IRENA 的数据显示，2010-2022 年期间，全球新增光伏发电项目的加权平均 LCOE 从0.445 美元/kWh下降至 0.049美元/kWh，降幅达 89%；海上风电的全球加权平均 LCOE 从

59、 0.197 美元/kWh 下降 59%至 0.081 美元/kWh；陆上风电的加权平均 LCOE 从 0.107 美元/千瓦时下降69%至 0.033 美元/kWh。在风光发电成本快速下降的带动下，IEA 预计在太阳能和风能资源充足的地区，绿电制氢的长期成本可从 3.1-9.7 美元/kg 降至 1.5 美元/kg 左右，降幅超过 50%。而对比同样具备低碳属性的蓝氢，据有关机构测算到 2030 年，蓝氢总单位成本下降空间约 15%-20%。这意味着绿电制氢长期而言具有更大降本潜力，其相对经济性有望逐渐扩大，据 IEA 预测从 2030 85.7%6.6%5.2%0.4%2.1%电费成本设备

60、折旧运维成本土建折旧成本其他53.0%27.9%17.7%1.3%0.1%电费成本设备折旧运维成本土建折旧成本其他 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。20 年开始，电解水制氢可能会在制氢结构中占据主导地位。到 2060 年，以可再生电力为基础的电解水制氢将占中国氢气供应的 80%。图 25：2010-2022 年全球新增规模可再生能源发电项目加权平均 LCOE 数据来源：IRENA，东方证券研究所 得益于得益于绿电降本绿电降本和

61、和政策政策推动推动，电解水制氢进入快速发展期电解水制氢进入快速发展期。近年来电解槽装机容量持续快速增长，据 IEA 统计，2022 年底全球电解槽装机容量达到近 700 MW，同比增长 20%，而 2023 年全球装机容量预计将达到 2000MW，相当于约 20 万吨氢气产能。其中国内装机容量到 2023 年年底预计将达到 1100 兆瓦，占全球份额超 50%。若考虑在建/规划项目，到 2030 年，全球电解槽装机容量将达到 175GW，如果将处于早期开发阶段的项目也考虑在内，2030 年的装机容量有望达到 420 GW。图 26：基于现有项目规划的 2030 年全球电解槽装机量预测 图 27

62、：我国可再生氢项目状态及产能 数据来源：IEA，东方证券研究所 数据来源：中国氢能联盟，东方证券研究所 新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。21 我国可再生能源资源丰富，为绿氢发展提供沃土。我国可再生能源资源丰富，为绿氢发展提供沃土。我国可再生能源资源丰富，依托良好的风光资源禀赋与产业发展环境，我国风光发电装机容量快速增长，至2022年已占据发电装机总容量的近30%。根据中国氢能联盟对全国风、光、水资源的统计，我国可再生制氢潜力约

63、 7.4 亿吨，其中，光伏、风电和水电分别为 4.3、2.6 和 0.5 亿吨。随着电解水制氢技术进步和可再生能源装机规模的不断提高，绿氢成本持续下降，可再生能源富集地区绿氢项目的经济性有望逐步显现，构成绿氢替代灰氢的新动力，打开绿氢发展空间。图 28：我国历年发电装机总容量构成（单位：GW）数据来源：国家统计局，东方证券研究所 结合电解槽成本优势，中国氢产业链大有可为。结合电解槽成本优势，中国氢产业链大有可为。根据 IEA 对全球范围内已装机电解槽项目的统计，碱槽和 PEM 槽的单位成本（含设备、气体处理、工程、采购和建设费用）分别约为 1700 美元/kW 和 2000 美元/kW，而中国

64、生产的碱性电解槽比欧洲或北美生产的便宜得多，可能低至 350 美元/千瓦。在考虑国产电解槽出口的情景下，尽管为了满足不同国家和地区的标准可能会导致一定成本上升，仅 1/5 的成本水平还是能够充分反映出国产电解槽的技术水平与制造能力。在绿氢规模化快速发展的阶段，中国氢产业链有望在全球氢能市场中占据重要的一席之地。0%5%10%15%20%25%30%35%0500025003000火电水电核电风电太阳能发电其他风光占比（右）新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代

65、表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。22 投资建议投资建议 炼油、化工、冶金等传统工业领域构成氢需求侧的稳定存量，全球/中国当前每年对氢的需求量分别在 9000 万吨/3000 万吨左右。而氢同时扮演能源载体和工业原料两重角色，未来随着能源转型的逐步推进，其作为能源载体的作用将日益突显，未来应用场景的拓展将带来需求的提升，交通领域的动力需求与能源领域的电力需求将构成未来氢需求的重要增量，2030 年全球氢需求量有望达到 1.5 亿吨。短期内重型交通或成为用氢侧的突破口，建议关注氢燃料电池商用车，以及绿醇、绿氨等氢基燃料在船舶动力中的使用。制氢端目前仍以灰氢为主，但绿氢更符合长期的

66、低碳路径，政策推动下将迎来重要发展机遇。其渗透率提升一方面来自高排放工业企业对灰氢的替代，另一方面来自新应用场景中绿氢的放量，建议关注以化工为主要用氢场景的风光制氢一体化项目进展。绿氢规模化应用的核心制约因素是成本，沿着降低可再生能源发电成本、降低电解槽设备投资两大降本路径，建议关注风光发电成本、电价政策以及核心制氢设备电解槽。相关标的包括科威尔(688551，未评级)、华光环能(600475，未评级)、石化机械(000852，未评级)。风险提示风险提示 氢能源产业支持政策不达预期：氢能源产业支持政策不达预期：行业发展初期受产业支持政策影响较大，如果氢能源产业支持政策不达预期，将影响产业化发展

67、速度。电价下行不达预期：电价下行不达预期：电解水制氢经济性受电价影响较大，存在电价下行不达预期的风险。用氢场景发展不及预期的风险：用氢场景发展不及预期的风险：用氢场景的发展需要经济性、政策、社会认知等多方面因素的共同作用，存在用氢场景发展不及预期的风险。新能源汽车产业链行业深度报告 从氢的供需拆解探寻氢能发展方向 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。23 分析师申明 每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明

68、：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义 报告发布日后的 12个月内行业或公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数）；公司投资评级的量化标准公司投资评级的量化标准 买入：相对强于市场基准指数收益率 15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率 5%15%；中性：相对于市场基准指数收益率

69、在-5%+5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级 由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级 根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基

70、准指数收益率 5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%+5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。免责声明 本证券研究报告（以下简称“本报告”）由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本公司不会因接收人收到本报

71、告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必要措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、

72、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投

73、资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容。不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发的，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address东方证券研究所 地址：上海市中山南路 318 号东方国际金融广场 26 楼 电话：传真： 东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。