2022氢能产业研究报告：解密氢能产业风口，披露5大发展关键点

2021年，“碳达峰”和“碳中和”在两会上作为中国的战略目标，首次被写入政府工作报告，彰显了中国坚持走低碳发展道路的决心。在加速能源行业转型的背景下，氢能凭借零污染、能量高、资源丰富、用途广泛等优点，氢能产业受到了国家的高度重视，并积极引导、支持其发展。
目前，我国氢能已逐步建立起制储运加用等重点环节较完整的产业链，初步具备了规模化发展的基础，但氢能产业仍面临核心技术、关键零部件依赖进口、产业配套能力不足等问题。不过作为氢气产量世界第一的国家，我国拥有丰富的氢能供给经验和产业基础，同时拥有目前世界上规模最大的制氢能力，低成本的氢源将能支持产业早期的发展。加之国家政策的大力支持，央企、优质民企地不断入局，我国氢能领域发展前景广阔。
根据中国氢能联盟的预计，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。在“双碳”目标下，为建设绿色经济高效便捷的氢能供应体系，中国将在氢的制储运加各环节逐渐突破。本报告从氢能政策体系、产业链技术、应用前景、发展趋势以及企业布局5大关键点切入详述我国氢能产业的发展。（获取完整报告请联系后台）
PART.1双碳转型推动下的氢能
（一）氢能源的概念、特点以及对推进双碳目标的意义

氢能概念：氢能是指一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，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发展的理想互联媒介。
氢能特点：根据中国氢能联盟白皮书，氢能具有以下五个特点。

氢能对推进双碳目标的意义：受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，能源消费结构向低碳化转型是必然趋势，以风电、光伏、水电等可再生能源为代表的新能源获得了大力的发展。氢能作为一种可再生的二次能源，来源丰富，可以从水、化石燃料等含氢物质中制取，是重要的工业原料和能源载体。与煤炭、天然气、石油等传统燃料相比，氢能还具有热值高、能量密度大、反应零排放等天然优势。发展氢能可以保障国家能源安全，减少对化石燃料的进口依赖，解决能源与环境尖锐矛盾，实现碳减排目标，是交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。氢能源产业链较长，发展氢能源能够带动上下游产业共同发展，为经济增长提供强劲动力。

（二）国外：全球各国共同推荐氢能源发展
全球主要国家高度重视氢能的发展，欧洲、美国、日本和韩国等经济和科技较为领先的国家已规划了明确的发展目标，发展路线清晰，政策力度较强。

（三）国内：氢能政策体系日渐明朗

国家层面

在“十三五”之前，我国氢能处于推广阶段，尚未制定明确计划。自“十三五”至“十四五”，国家政策有序加码，明确其发展目标、重点任务以及保障措施等，积极引导氢能产业的健康发展。顶层设计层面，国家对氢能产业给予高度重视，并积极引导、支持其发展。

地方政府①

自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等16个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。

地方政府②

自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等16个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。

央企入局，加快氢能全产业链布局

政策的倾斜带来氢能产业的蓬勃发展。2021年7月份，根据国资委在国新办新闻发布会的表示，已有超过三分之一的中央企业在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链。

（四）氢能发展现状：氢气需求逐步提高，氢气产量世界第一
根据中国氢能联盟，2020年我国氢气需求量约3342万吨，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将提高到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%。从2018年开始我国氢气年产量就已超过两千万吨规模，位居世界第一，但主要用于工业原料而非能源。

PART.2氢能产业链梳理
（一）氢能产业链概述
氢能产业链长、产值大，上游为制氢环节，中游为氢气的储运，下游为氢能的应用领域。根据中国氢能联盟的预计，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。
（二）氢能产业发展目标
2022年3月23日发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》对可再生能源制氢、加氢站等产业链部分环节提出了具体的发展目标：至2025年燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站；可再生能源制氢量达到10～20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现CO₂减排100～200万吨/年。因此在氢能产业链上，氢气制储运加环节规模化发展以及商用车辆应用等均是现阶段值得重点关注的重要环节。

（三）制氢端：三种主要技术路线
氢的制取产业主要有三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产氢，三是电解水制氢。目前，中国氢气供给结构中约近80%来源于煤制氢或焦炉煤气副产氢，电解水等清洁氢源占比较低。

化石燃料制氢：技术最为成熟

当前化石燃料制氢技术最为成熟，制氢效率最高。但在各类制氢技术中，化石燃料制氢的二氧化碳排放量也更多。且所得氢气中普遍含有硫、磷等危害燃料电池的杂质，对提纯及碳捕获有较高的要求。

煤制氢是我国制氢的主要途径。煤制氢是当前我国大规模稳定制氢的主要途径，而天然气制氢是国外主流制氢方式。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，合成气中CO₂、CO等体积分数高达45%-70%，碳排放高，且含有硫化物等腐蚀性气体，不满足低碳化的制氢路径。近年来，新型煤气化制氢技术不断发展。超临界水煤气化技术，利用超临界水（温度≥374 °C，压力≥22.1MPa）作为均相反应媒介，具有气化效率高、氢气组分高、污染少等优点，但目前尚未产业化。

工业副产氢：近期理想氢源

工业副产氢指在生产化工产品的同时得到的氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨、合成甲醇等工业的副产氢。我国氯碱、炼焦以及化工等行业有大量工业副产氢资源，从工业副产氢的放空量上来看，供应潜力可达450万吨/年，足以满足近期和中期氢气的增量需求。但因渠道、价格、信息等原因，目前工业副产氢基本为各企业自产自用；且存在地域性分布差异的特点。

电解水制氢：最具发展潜力的绿氢供应方式

电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，易与可再生能源结合，被认为是未来最具发展潜力的绿色氢能供应方式。根据电解质系统的差别，可将电解水制氢分为碱性电解水(ALK)、质子交换膜(PEM)电解水和固体氧化物电解水(SOEC) 、阴离子交换膜电解水（AEM）4种。目前可以实际应用的电解水制氢技术主要有ALK和PEM，SOEC、 AEM仍处于实验室开发阶段。

碱性电解水目前更具经济性，质子交换膜电解水是未来方向对比ALK和PEM两种已经商业化的制氢路线，ALK电解槽基本实现国产化。国内的ALK制氢技术相对成熟，在国内市场份额较高，关键设备主要性能指标均接近国际先进水平，但是在制氢效率等重要技术指标上仍与国外存在一定差距。
PEM制氢技术在国内的发展时间较短，其性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，整体上落后于欧美。而PEM电解槽由于关键材料和技术仍依赖进口，投资成本相对较高。PEM电解水总体效率更高，动态响应速度更快，是更具前景的水电解制氢技术。降低催化剂与电解槽的材料成本，特别是阴、阳极电催化剂的贵金属载量，提高电解槽的效率和寿命，是PEM水电解制氢技术发展的研究重点。

绿氢降本核心在于电解槽和电价。当前绿氢生产成本中占比较高的是电价和设备成本。电解槽是绿氢制备的关键设备，从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%-50%。因此未来绿氢生产降本的核心也在上述两个环节。
2021年中国石化PEM制氢示范站的启动，首次打通了PEM电解水制氢设备从关键材料、核心部件到系统集成的整套流程，极大地推动了质子交换膜电解水制氢设施的国产化。随着可再生能源发电成本不断降低，发电占比逐步提升，叠加核心设备的进一步国产化，将极大带动可再生能源电解水制氢方式的发展。

中国氢气供给结构：可再生能源制氢占比将逐年升高。
目前，中国氢气供给结构中约近80%来源于煤制氢或焦炉煤气副产氢，电解水等清洁氢源占比较低。根据中国氢能联盟对未来中国氢气供给结构的预测，中短期来看，中国氢气来源仍以化石能源制氢为主，以工业副产氢作为补充，可再生能源制氢的占比将逐年升高。到2050年，约70%左右的氢由可再生能源制取，20%由化石能源制取，10%由生物制氢等其他技术供给。

（四）储氢端：四大储存方式各有千秋
储存是氢能经济应用的关键环节。在氢能全产业链中，氢的储运是制约我国氢能产业发展的难点，也是保证氢气安全且经济化应用的关键。主要是因为氢气特殊的物理、化学性能，使得它储运难度大、成本高、安全性低。氢的储存方式根据其存在状态可以分为三大类：气态储氢、液态储氢和固态储氢。
高压气态储氢是目前应用最广，技术最为成熟，但是在安全性和储氢密度方面天然存在瓶颈；低温液态储氢技术在单位质量和单位体积储氢密度具有绝对优势，但是由于在液化过程中能耗大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高等原因，储存成本过高；有机液态储氢安全性更高，能够在常温常压下满足长期、长距离、大规模的氢气储运需求，但是目前由于脱氢能耗偏高、脱氢催化剂开发难度大、有机物随着循环次数增加储氢性能下降等问题，距离大规模商业化还有一段时间；固态储氢拥有巨大潜力，但目前还处于研究阶段。
从储氢成本、技术、安全性等方面来看，高压气态储氢仍是当下储氢方式的最优选择，短中期高压气态储氢仍是主流。因受技术和成本端的制约，国内低温液化储氢技术、金属氢化物固态储氢短期难以实现规模化应用。

高压气态储氢：当前最成熟的储氢技术，占绝对主导地位

高压气态储氢采用高压压缩的方式将氢气储存在特制容器中，是目前国内氢气储存的主要方式，技术相对已经较为成熟。但由于储氢密度低，且存在安全隐患，长期来看不是储氢技术的优选方案，高压气态储氢瓶未来仍需要向轻量化、高压化、低成本、质量稳定等方向发展。
高压气态储氢关键环节在于压缩和储存。压缩过程的关键在于氢气压缩机的选用，氢气压缩机有往复式、膜式、离心式、回转式、螺杆式等类型。不同的压缩机流量、吸气及排气压力等参数不同。高压氢气通常用圆柱形高压气罐或者气瓶灌装，全球呈现出从I型储氢瓶到IV型储氢瓶的技术发展趋势。

低温液态储氢：起步阶段，是大规模用氢的良好解决方案

低温液态储氢属于物理储存，是一种深冷氢气存储技术。氢气在低温下液化，存放在绝热的储存容器，可大幅提高储氢密度（70.8g/L），对于大规模、远距离的氢能储运有较大优势。
目前，欧美和日本的液化储氢技术已经成熟商业化，从液氢的储存到使用，包括加氢站全部都有了比较规范的标准和法规。而国内受核心技术和高成本的限制，目前仅在航天领域有应用。国内的大型氢液化装置需要突破的技术难题在于低温氢工况材料选用，氢、氦透平膨胀机研制和正仲氢转化催化剂等。2021年11月，我国国家标准委正式发布了三项有关液氢的国家标准，涉足民用液氢领域的企业正逐步增多。

有机液态储氢：最具发展潜力的氢气低价储运技术之一

有机液态储氢（LOHC）属于化学储存，能够实现常温常压下氢气储运，近年来被看作是颇具前景的氢载体。是诸多储氢方式中稳定性最高、日常维护量最小、长周期储存成本最低的一种方式。但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题，目前尚处于研发阶段。有机液态储氢的关键在于有机物储氢介质的选择。

固态储氢：目前尚在示范阶段

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式进行氢储运，具有运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点。
固态储氢对储运工具无特殊要求，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，是未来高密度储存和氢能安全利用的重要发展方向。

（五）运氢端：与储氢方式密不可分
氢氢的运输方式与储氢的技术方案紧密相关。根据氢气运输时的状态，可以分为气氢输送、液氢输送和固氢输送三种。当下我国氢能产业仍处初期发展阶段，对于大规模、长距离运氢的需求不大，普遍采用的是20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式。随着氢能产业快速发展，下游应用场景逐渐丰富，对于大规模、长距离运氢的需求将逐渐增加，液氢输送的优势将会显现，并成为主流。

气氢输送：当下短距离运输的主要途径

液氢输送：液氢槽车运输适合运距较远

槽车是液氢车运的关键设备，常用水平放置的圆筒形低温绝热槽罐。运输成本结构与长管拖车类似，但增加了氢气液化成本及运输途中液氢的沸腾损耗。同时，由于液化过程的成本占整个液氢储运环节的70%以上，油费、路费等与距离呈正相关的成本占比并不大，液氢运输成本变动对于距离不敏感，液氢槽车运输更适合远距离运送。未来，随着液化设备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。

固氢输送：仍处试验阶段，未来有望丰富短距离运氢途径

固态氢的运输是指用固体储氢材料通过物理、化学吸附或形成氢化物储存氢气，目前最具实用化价值的是使用储氢合金储存氢气，然后运输装有储氢材料的容器。轻质储氢材料（如镁基储氢材料）兼具高的体积储氢密度和重量储氢率，作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用，加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场，可以实现氢的快速充装及其高密度高安全输运，提高单车运氢量和运氢安全性。但是由于储氢合金价格高（通常几十万元/吨），放氢速度慢，还需要加热，并且储氢合金本身很重，长距离运输不具备经济性。目前尚未有固态氢气运输的案例，各类储氢材料大都处于研究阶段。

（六）应用端：交通、工业、电力、建筑四大领域
氢能源的有效利用既可以减少碳排放，又可以降低对化石能源的依赖，应用场景丰富，包括交通、工业、电力和建筑四大领域。预计2050年交通领域氢气需求将接近4000万吨，工业领域氢能需求将超过3500万吨，建筑领域氢气需求将接近2000万吨。

交通

1）燃料电池汽车是未来推广重点
根据《中国氢能发展报告2020》测算，氢燃料电池商用车将率先实现产业化的应用与运行，除了政策的激励效应之外，氢燃料电池客车、物流车、重卡等车型将在2030年前取得与纯电动车型相当的全生命周期经济性。
燃料电池汽车一般主要由燃料电池系统、驱动电机、电力电子控制器、动力电池系统、车载储氢系统几大部件组成。燃料电池动力系统是燃料电池汽车的核心部件，也是燃料电池汽车成本高昂的主要原因，一辆燃料电池汽车总成本约三分之二来自于燃料电池系统。
氢燃料电池是通过氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置。氢气与氧气在燃料电池电堆中进行电解水的逆反应，释放的能量转化为电能，为电机提供电能，而电机则作为动力源为车辆提供动力，驱动车辆行驶。
质子交换膜燃料电池是普遍采用的燃料电池技术，也是目前发展最好的燃料电池技术。

2）氢燃料电池商用车先行，未来空间广阔
我国氢能在交通领域的应用呈现氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展的特点。当前氢燃料电池汽车的主要示范应用集中在物流、客车等领域。随着质子交换膜燃料电池的技术突破与规模效应带来的成本下降，氢燃料电池重卡、乘用车等车型的市场化进程将加快。
根据新能源汽车国家大数据联盟发布的《全国氢燃料电池汽车示范城市群车辆统计与分析报告》，截至2021年10月31日，新能源汽车国家监测与管理平台累计接入全国氢燃料电池汽车为6910辆，其中京津冀城市群、上海城市群、广东城市群累计接入4283辆氢燃料电池汽车，占全国氢燃料电池汽车接入量的61.98%。根据示范城市群的示范目标，2025年合计为3.3万辆，考虑其他非示范氢能规划持续落地，预计2025年中国氢燃料电池汽车10万辆的保有量目标有望实现。

3）加氢站迎来提速发展
加氢站作为向氢能燃料电池汽车提供氢气的基础设施，是联系产业链上游制氢和下游应用的重要枢纽，是燃料电池汽车产业中十分关键的、不可或缺的重要环节。
随着燃料电池汽车保有量的不断提升，以及中石化、中石油等能源央企的入局，国内加氢站的建设进程明显提速。2021年国内已建成加氢站218座，较上一年增长了近100座，预计在加氢站需求旺盛的市场现状下，2022年我国加氢站将建成287座。
加氢站主要由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。从成本结构来看，压缩机成本和土地购置费的成本占比最高，分别为34%和27%。从设备层面来看，压缩机、储氢罐和加氢机三者占比合计达到55%。

4）加氢站降本路径逐步清晰
通常情况下，在国内建一座加注压力35MPa、日加注量500kg固定式加氢站，初始投资额高达1500-2000万元，在较高的补贴力度下，建设成本仍然是加氢站规模化发展的最大障碍。设备端技术的突破和广泛使用将是加氢站降本的关键所在。在加氢站三大核心设备中，压缩机和加注设备价值量较高，仍高度依赖于进口，是我国加氢站设备国产化的主要降本点。
根据TrendBank数据，2021H1我国新建加氢站日加注量在1000kg以上的占比接近45%。日加注量提升一定程度上将均摊加氢站高昂的初始投资额，单位运营成本也有望得到降低。另一方面，合建站模式有望缓解我国加氢站选址和用地的阻碍，油氢合建站将成为未来加氢站趋势之一，促进加氢站大规模快速渗透。
此外，随着电解槽成本下降，以及相关政策完善，站内制取氢气有望成为未来加氢站主流建设模式，将明显降低氢气的储运成本。

工业：原料和能源“双管齐下”

工业领域里，氢气是重要的化工原料，合成氨、合成甲醇、原油提炼等，均离不开氢气。基于减碳的角度，实现“绿氢转型”可以大幅减少工业部门的碳排放。
钢铁作为第一大碳排放的工业行业，氢气理论上是可以替代焦炭在高炉中的核心作用，即加热和作为还原剂。但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数。瑞典钢铁公司（SSAB）联合大瀑布电力公司（Vattenfall）以及矿业集团（LKAB）创立了非化石能源钢铁项目HYBRIT，预计2024年有望转入小规模生产。
中国宝武集团也在2021年底举行了湛江钢铁全氢零碳绿色示范工厂百万吨级氢基竖炉工程奠基活动，该项目建成后有望成为国内首套自主集成的百万吨级竖炉，也是世界首套直接加氢气进行还原生产的竖炉。

电力：氢储能有望成为电网的“稳定器”

当前我国光伏、风电等可再生能源发电发展迅猛，但由于其波动性、随机性、发电设备的低抗扰性和弱支撑性等特点，给电网带来了高效消纳、安全运行等挑战。
氢能可以为电力储能的一种形式，可以作为电力供应中的中间载体，当电力生产过剩时，不能上网的冗余电量可以用来电解水制氢，从而将电能转化为氢能；在用电负荷增加时，可以用储存的氢能进行发电，从而达到平衡供需的目的。
2021年4月，国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》，提出以需求为导向，探索开展氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。氢能作为储能载体，将成为未来可再生能源发展的有力保证。

建筑：助力建筑供热领域碳减排

在建筑行业，一方面天然气掺氢用作家用燃料，可以降低燃气使用碳排放强度。另一方面，氢驱动的燃料电池热电联供系统，为建筑物供电供热，综合能源利用效率超过80%。
天然气掺氢供暖供电：加拿大、美国和西欧等主要供暖市场已有成功经验，将一定比例的氢气混合到天然气管网中，对锅炉和煤气灶等最终使用设备几乎没有影响。2022年1月，国家电投荆门绿动电厂成功实现15%掺氢燃烧改造和运行，成为全球首个在天然气商业机组中进行掺氢燃烧的联合循环、热电联供示范项目。
热电联供应用模式：利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种互联互补，提高能源利用效率。日本2009年开始推广家用燃料电池热电联供系统，可以满足普通家庭40%~60%的能源消耗需求。

PART.3氢能产业未来发展趋势
趋势：以绿色经济高效便捷为目标
在“双碳”目标下，为建设绿色经济高效便捷的氢能供应体系，中国将在氢的制储运加各环节逐渐突破。氢气的终端价格能否降，取决于产业链上制氢、储运、加氢各环节的整合，寻找更绿色经济的氢气来源、采用更高效的氢气制取方式和更安全的氢气储运输渠道是必然趋势。
从长远看，随着用氢需求的扩大，结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站、经济高效的集中式制氢、液氢等多种储运路径并行的方案将会是主要的发展方向。同时，随着新能源电站的增加以及工业领域绿氢需求的增加，储能需求或催生部分绿氢制取项目，氢能冶金、天然气掺混氢气发电，也有望催生新的赛道，绿氢的推广将更加深入。

PART.4氢能产业链代表性企业

美锦能源：打造氢能全产业链
美锦能源是美锦能源集团旗下的上市平台，1997年在深圳证券交易所正式上市。原先是以生产经营高低压开关、变压器等电力一次设备为主的国有控股公司，2007年2月28日，公司实施了重大资产置换，主要经营范围变更为焦化产品的生产和销售，公司也由电气设备类公司转变为能源类上市公司。

主营业务：

公司主要从事煤炭及焦化业务，拥有储量丰富的煤炭资源，是全国超大型的独立商品焦和炼焦煤生产商之一。2017年公司开始积极探索向新能源转型，依托传统炼焦产业能够生产低成本氢气的先发优势，逐步进行氢能源全产业链布局，目前已具备“煤-焦-气-化-氢”一体化的完整产业链，从事煤炭、焦化、天然气、氢燃料电池汽车为主的新能源汽车等商品的生产销售。

美锦能源从2017年开始涉足氢能行业，经过5年多的持续投入，目前已经形成“一点一线一网”的发展格局：
一点指的是燃料电池汽车飞驰汽车。是国内第一批取得氢燃料电池整车生产资质的企业，居于国内领先地位。
一线指的是燃料电池核心零部件产业线。公司主要通过参股国鸿氢能和鸿基创能来实现，国鸿氢能主要做燃料电池的电堆和系统，鸿基创能是国内首家将膜电极国产化并规模化的生产企业。
一网就是加氢站网络的建设，加氢站等基础设施的建设对推广氢能应用具有举足轻重的作用。

竞争优势：

公司作为全国最大独立商品焦炭生产商之一，焦炭在产产能在行业内排名前列，另外还规划了新型焦化项目，建成之后焦化产能位列行业首位，焦炭龙头地位得到巩固。
公司客户多为大型国企、央企，合作关系牢靠且可持续，下游需求保持稳定。焦炭行业去产能改革持续推进，供需维持紧平衡状态，焦炭价格维持高位，量价齐升提升公司业绩弹性。同时，为积极推动转型升级，公司利用自身资源优势，积极布局氢能全产业链，形成“煤焦气化氢”一体化的循环经济闭环。未来受政策积极影响，氢能产业发展前景可期，焦化主业与氢能板块协同发展，将会为公司提供新的盈利增长点。
宝丰能源：“绿氢”减排的先行者
宝丰能源集团股份有限公司成立于2005年，地处中国能源“金三角”的宁东国家级能源化工基地核心区。专注于以煤炭采选为基础、以现代煤化工为核心的主营业务发展方向。2019年开始布局光伏发电及绿氢项目，积极推进煤化工产业“碳中和”转型。

业务布局

从早期的煤焦化业务起家，公司逐步以甲醇为生产节点向煤气化等领域进行延伸，现阶段已经形成了包含传统煤化工和新型煤化工的双线业务格局。公司现已形成以煤为原料的一体化煤基新材料产业集群，现有产能以焦化和烯烃产业为主。

竞争优势

公司成功落地“绿氢”示范项目、率先实现“碳中和”的基础，在于拥有适宜发展
光伏发电的区位禀赋以及碳利用率最大化的一体化生产模式。依托宁夏优质的光照条件以及优惠的土地政策，公司具备强竞争力的绿色发电成本。
而在“绿氢”制造成本中，电力成本占据近八成。同时，公司目前采用的焦炉气制甲醇一体化模式能够最大化提升碳利用率，降低碳排放。

中集安瑞科：行业领先综合供应商
中集安瑞科控股有限公司于2004年成立，自2005年在香港联交所上市，是中集集团成员之一。立足清洁能源、化工环境、液态食品行业，为客户提供运输、储存、加工的关键装备、工程服务及系统解決方案，现已成为业内具有领先地位的集成业务服务商与关键设备制造商。

氢能布局

公司自2006年起开展氢能业务，产品涵盖了氢能储、运、加等各细分领域。2020年初，公司与挪威的HEXAGON PURUS成立合资公司，携手将欧洲已成熟运用的四型储氢瓶技术国产化，布局中国及东南亚快速增长的高压氢气储运的市场。

雪人股份：上下游并举布局氢能产业链
雪人股份成立于2000年，主要从事压缩机及机组、余热回收膨胀发电机组、氢燃料电池空气压缩机等的研发、生产和销售。公司产品广泛应用于混凝土冷却、矿井降温、食品冷加工及保鲜、冷链物流等领域，其中公司制冰机品牌“SNOWKEY”已在全球市场中享有一定知名度。

业务布局

通过外延并购策略，公司成功进军氢能源领域，已形成覆盖上游“电解水制氢&加氢站&氢液化”，下游“氢燃料电池系统&空压机&氢循环泵”的产业链全面布局。
在氢能源领域，公司长期从事空压机研发制造&燃料电池相关产品的研发，现有产品覆盖氢燃料电池系统、氢燃料电池空压机、氢气循环泵、氢气压缩与氢气液化等。

厚普股份：加氢领域国产领军者
厚普股份成立于2005年，专注清洁能源高端装备整体解决方案，主营业务涵盖天然气/氢能加注设备、清洁能源&航空领域核心零部件、天然气/氢能相关工程EPC等，与中石油、中石化、中海油、各大燃气集团、各地交运集团、物流、港口码头等优质客户保持密切合作。

业务布局

2018年公司成立厚普氢能，开始重点布局氢能领域。2019年公司与法国液空公司合作，共同成立液空厚普，2021年又先后在北京、成都成立氢能子公司。持续研发投入下，公司在氢能全产业链的核心竞争力正在快速提升。
1）在加氢领域，公司产品已覆盖加氢机、卸氢柱、加氢站控制系统、加氢撬装设备，以及加氢枪、流量计等核心零部件，其中公司自主研发的100MPa氢气质量流量计、70MPa加氢机、70MPa加氢枪已成功推向市场，成功打破海外垄断。
2）公司还在积极研发布局低压固态储氢装备&活塞式氢气压缩机，其中低压固态储氢装备已完成小批量试制，活塞式氢气压缩机也已通过1000小时的连续运行测试。

亿华通：中国领先的燃料电池系统供应商
亿华通成立于2012年，前身为北京清能华通科技发展有限公司（成立于2004年）。多年来专注于设计、开发及制造燃料电池系统及核心零部件电堆，在降低成本、提高可靠性、耐久性、可维护性等方面取得了众多创新成果。产品主要面向商用车领域应用，2020年公司于A股科创板上市。

业务布局

基于二十年的技术积累和示范经验，亿华通已形成以自主氢燃料电池系统为核心，包括双极板、电堆、整车控制器、智能DC/DC、氢系统、测试设备、燃料电池实验室全套解决方案等在内的纵向一体化产品与服务体系。

竞争优势

公司技术研发领先，于2021年12月率先向市场发布240kW型号，是国内首款额定功率达到240kW的车用燃料电池系统。市场认可度高，2022年北京冬奥会共投入一千多辆氢燃料电池车，是全球首次大规模投入氢燃料电池汽车，亿华通成为最大燃料电池系统提供方，为727辆汽车提供燃料电池发动机。
融资渠道通畅，亿华通于2016年在新三板挂牌交易，历轮融资共募集资金7.88亿元，2020年于科创板上市融得资金15.51亿元，2021年增发融资3亿元。

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