随着2024年下半年70MPa储氢瓶与阀门标准正式实施，以及国内绿氢项目发展加快，燃料电池车有望在氢气价格较低地区，形成应用场景闭环。国内对氢气作为危化品管理逐渐放开，也从监管上逐渐给燃料电池车运营管理松绑。欧美对于氢能的扶持力度比较大，近期美国启动七个区域清洁氢中心以及欧洲氢能银行的实施，也昭示着欧美氢能产业及应用在加速发展。
摘要
70MPa行业标准出台，管理政策逐步放宽。出于技术不成熟以及安全考虑，我国一直未放开70MPa压力的IV型瓶市场。2023年5月，国家发布了70MPa阀门和储氢瓶标准，并将于2024年6月1日正式实施。标准实施有望显著降低燃料电池车的氢气使用成本，燃料电池重卡续航里程预计将提升60%，从而与纯电重卡拉开差距。同时，70MPa加氢站也得到了国家补贴的倾斜。行业的管理政策也开始放松，广东、河北、吉林等省陆续允许在化工园区外建设制氢加氢一体站，氢气加注不方便的问题逐步开始得以解决。
国内电解槽招标大量释放，价格趋平。2023年1-10月国内累计电解槽招标需求量已超过1433MW，达2022年出货量的2倍。公布中标结果的项目中，实际中标量超过710MW，派瑞氢能、隆基氢能、阳光电源位列前三，CR3 66%。电解槽中标价格趋平，目前单台1000标方碱性电解槽中标价格约700万元。
氢的化工应用、氢燃料电池重卡等应用有望加快。23年以来，国内绿氨\绿醇项目招标加快，后续风光资源较好区域有望实现绿氢在化工端的大范围应用。截至2023年10月，我国燃料电池车保有量约1.8万辆，距离国家2025年目标5万辆尚有3.2万辆差距，不及预期，主要因国内燃料电池车技术不成熟，整体成本高。随着70MPa储氢瓶大范围应用，燃料电池重卡续航有望显著提升；同时上游低价绿氢项目建成将有效降低加氢成本，后续氢能重卡发展有望加速。此外，国内部分公司开始探索氢能自行车等一些C端应用场景。
海外政策依然积极。欧美氢能发展加速落地，美国斥资70亿美金打造清洁氢中心；欧洲通过新可再生能源指令，将再生能源在整体能源消耗中的占比提高到42.5%（此前为32%）并且欧盟委员会启动了首次8亿欧元的氢能银行拍卖，支持欧洲可再生氢的生产。近期COP28会议上，27个国家同意批准全球氢认证标准，并承认现有的氢认证计划，以帮助开启全球低碳氢贸易。
投资建议：关注阳光电源、隆基绿能、华光环能、永安行（交运）、林洋能源、昇辉科技（中小盘）、亿华通（汽车）、双良节能（家电）、科威尔等。
风险提示：电解制氢技术进步及降本不及预期、燃料电池车推广不及预期、政策实施不及预期。
一、国内氢能发展有望加速，欧美政策积极
1、国内：行业面临部分问题，后续有望加速发展
自2020年五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》以来，氢能行业一直面临着部分问题：
1. 氢气管理层面：氢气作为危化品进行管理，加氢需要在化工园区内进行。公路运输氢气受到不同辖区不同规则的管制，跨区域运输受限。
2. 行业标准层面：各环节标准尚未完全确定，限制了行业大规模发展。同时出于技术不成熟以及安全考虑，70MPa车用燃料电池系统标准未公布，对燃料电池汽车制造和使用的降本造成了一定阻碍。
3. 资金层面：目前绿氢、燃料电池车端价格较贵，前期投资需要大量资金。燃料电池汽车产业链整体资金不够充裕，推广问题在于（1）补贴少且慢，产业链补贴细则需要确定；（2）企业资金负担较重，供应链占款较重。
4. 应用场景层面：前期氢气应用场景主要集中于车端，场景较少，同时示范群地区与绿氢主产地错配。长期而言，西部地区绿氢成本低，商用车需求大，为燃料电池车闭环使用提供了良好的应用场景。示范城市群地区技术先进，优势企业聚集，受到国家补贴优先投入。但是西部地区氢能发展较晚，技术储备不足。示范群地区往往经济比较发达，绿氢价格高昂，工业副产氢远期数量不足，整车运营经济性较难跑通。
然而从2023年下半年开始，我们观察到以上几个方面都逐步出现拐点。国家对于产业链扶持的也从下游整车端拓展到上游制氢端，同时就氢气下游其他应用场景如化工、冶金、航空等领域也做出了布局或出台指导性政策。
1. 氢气管理层面：危化品管理逐渐放宽。23年下半年以来，广东省、河北省、吉林接连发布政策文件，允许“在非化工园区建设制氢加氢一体站”，“在绿氢生产时不需取得危险化学品安全生产许可”，响应了行业里面长久以来对于解决氢能应用痛点的呼声，同时上海市也表示强调氢气的能源属性。虽然目前全国范围内尚未全面放开氢气危化品管理，但是部分示范城市群先行将起到带头作用，后续有望全面放开。
2. 行业标准层面：全产业链标准与70MPa储氢瓶标准落地。8月出台的《氢能产业标准体系建设指南(2023)》是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南，第一次全产业链从制-储-运-加-用以及安全层面全面对氢气确立或规划确立标准，为氢能各个环节确定了规范性。70MPa IV型储氢瓶和阀门的标准公布也进一步提升了燃料电池汽车的产品力，后期有望进一步实现降本。
3. 资金层面：总体而言，资金层面仍然紧张。10月，2021年及以前的燃料电池车补贴落地，但总量不多，且针对零部件补贴尚未落地。各地将补贴范围从下游车端、中游加氢站扩展到上游制氢端，但是更多的是地方性政策，国家级别的针对全产业链的补贴政策尚未发布。
4. 应用场景层面：氢气应用场景逐渐扩大。大量风光氢储制氨气/甲醇项目开始招标落地，氢气的应用也从车端拓展到工业端，推动化工行业绿色转型。同时国家颁布了冶金、航空、炼化等行业绿氢使用的政策，为下一步绿氢产能消纳做好前期铺垫。
2、美国斥资投入清洁氢中心，欧洲提高可再生能源目标
美国发布路线图，斥资70亿美金打造清洁氢中心。美国2023年6月正式发布了《国家清洁氢能战略和路线图》，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。同时给出了各个领域对清洁氢需求的预期。
2023年10月13日，美国能源部宣布斥资70亿美元在全国启动七个区域清洁氢中心（H2Hub），并给出各区域规划职责，以加快低成本清洁氢可以在零碳或接近零碳排放的情况下生产，这对实现拜登政府的气候和能源安全目标至关重要。
欧盟确定可再生能源氢气范围，发布首批氢银行拍卖规则。2月，欧盟《可再生能源指令》修正案正式发布并实施，修正案规定了三种可以被计入可再生能源的氢气：
（1）直接连接新的可再生能源发电机所产生的氢气；
（2）在可再生能源比例超过90%的地区采用电网供电所生产的氢气；
（3）在二氧化碳排放量低于每兆焦耳18克二氧化碳当量(64.8CO2e/kWh)国家电网的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。
在确认可再生氢认定范围后，8月31日，欧盟委员会发布了首批氢银行拍卖规则，此次拍卖由创新基金资助。2023年11月23日拍卖举行，为欧洲经济区 (EEA) 的可再生氢生产商提供10年最高4.5欧元/千克的固定补贴，本次拍卖的总补贴额为8亿欧元，补贴将在项目投运后每半年支付一次。
9月，欧盟通过的新可再生能源指令（RED III），对绿氢的需求大幅提升。RED III指出，欧盟将在2030年前将可再生能源在整体能源消耗中的占比提高到42.5%。此外，还提供了2.5%的指示性增量，以实现更高的目标，即45%（此前在RED II中为32%）。其中42%的工业用氢和1%的交通燃料必须是可再生的。
12月，在阿联酋迪拜召开《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28），会上宣布了“全球脱碳加速计划”（GDA），内容包括《阿联酋氢意向宣言》，根据该宣言，27个国家同意批准全球氢认证标准，并承认现有的氢认证计划，以帮助开启全球低碳氢贸易。
二、70MPa气瓶阀门标准公布
1、储氢形式多样，高压气态储氢是车用发展方向
储氢方式多种多样，70MPa高压气态储氢是未来车用发展方向。氢气的储存有液氢（LH2）、高压气态、有机化合物（LOHC）、金属储氢、甲醇、液氨等方式，我国当前在车载氢的发展方面致力于长距离高压气态管道运输、短距离采用高压气态长管拖车，以及车载高压气态储氢。提高整个系统的压力对于减少氢气储-加-运-用的成本方面具有显著的意义。此前，由于技术不成熟，出于安全考虑，我国一直未放开70MPa压力的IV型瓶市场。然而，23年5月，国家发布了70MPa阀门和储氢瓶标准，并将于2024年6月1日正式实施。这一举措有望大幅降低燃料电池车的氢气使用成本，同时在重卡等燃料电池主要应用领域，预计续航里程将提升60%，从而与纯电重卡拉开差距。
70MPa气瓶标准的实施牵一发而动全身，加氢站、系统减压阀、压缩机都会围绕70MPa系统进行配套设计制造。
2、储氢瓶与加氢站迎来70MPa标准
储氢瓶：
35MPa储氢瓶仍然占主流，各公司积极布局IV型瓶。在装车气瓶方面，2022年，94%的气瓶仍然采用35MPa的压强，同时部分70MPa的气瓶来自于海外进口。2022年装车气瓶中，国富氢能、中材科技、奥扬科技份额位列前三，CR3为68%，集中度较高。中集安瑞科，中材科技等企业纷纷提前布局IV型瓶，预计2024年6月，随着70MPa储氢瓶标准的实施，IV型瓶将迎来一波替换潮。
IV型瓶相较III型瓶有重量更轻、成本更低、耐用性更好等优点。同样产品规格下，IV型瓶相较于III型瓶整体瓶身减重可达20%-30%，压力循环次数为III型瓶的3倍，质量储氢密度最高可达5.5wt%；成本方面，35MPa IV型瓶成本高于III型瓶约15%，而70MPa IV型瓶成本则低于III型瓶近30%；此外在高压力环境下IV型瓶内胆具有抗氢脆、抗腐蚀、使用寿命更长等特性优势。
加氢站：
截至2023年10月，我国加氢站保有量为357座，根据各地氢能发展规划统计，2025年各地总计规划加氢站超1000座，同时中石化计划2025年建成1000座加氢站，目前实际加氢站保有量与计划相比尚有较大差距。
70MPa加氢站成本仍然较高。目前1000kg/d的70MPa加氢站建设价格约为1000万元/座，折合氢气价格1.9元/kg（20年，330天,80%负载率）。虽然相较35MPa加氢站成本有优势，但是由于目前上游氢气较贵，下游燃料电池车保有量不多，加氢站负载率低下，整体加氢站实际加注成本仍处于较高水平。
各地对70MPa加氢站也给出了相应了补贴倾斜，后续将有力推动新建/改建70MPa加氢站的进度。相较于35MPa加氢站，70MPa加氢站补贴更多。当前广义上的70MPa加氢站大多同时均具备35MPa、70MPa两种加注能力。大部分35MPa加氢站在建站之初就预留了70MPa加注设备的设计空间，因此后续建设改造在大部分工程设计费用、管理费用、建筑施工费用、运营费用上压力减轻。
三、国内电解水制氢招投标大量释放，目前市场格局较为集中
电解槽招标快速增长，价格趋平。截至23年10月31日，2023年1-10月国内共计发布28个电解槽公开招标需求，累计电解槽招标需求量已超过1433MW，达到2022年电解槽全年出货量的2倍。28个招标项目中累计已有22个公布了中标结果，实际中标量超过710MW。派瑞氢能、隆基氢能、阳光电源位列前三，CR3达到66%，行业格局目前较为集中。电解槽价格方面，以大安项目为例，1000标方（5MW）碱性电解槽中标价格约698-770万，即1396-1540元/kW，2023年上半年项目价格为1336-1896元/kW，整体趋平。
由于项目主要集中于风光制氢及下游氢化合品等分布式项目，使用场景对电解槽的成本与灵活性要求较高，中标项目还是以碱性电解槽为主，占中标比例9成，同时有部分项目采用SOEC等新技术进行招标。
目前电解槽行业在盈利与出海方面面临以下问题：
盈利节点：电解槽业务近两年盈利较难，国内的市场增长很快，但项目落地实施及完全投运周期需要2-3年以上。大规模的应用尚需5年，示范性项目或将带来行业洗牌。
产品出海：中东和欧洲的订单需求很多，中国产品需要在低成本创新和产品可靠性上大幅提高，以达到国际水平。
绿氢价格逐渐下降，资源禀赋较好区域有望实现与工业副产氢平价。氢气产品种类包括普通氢、工业氢（3N级）和高纯氢（5N级）。化石基氨气\甲醇一般需要用到工业氢，而氢燃料电池往往需要用到高纯氢，必须达到99.99%的要求。化工领域，随着绿氢成本的下降，有望实现绿色氨气/甲醇对化石基氨气/甲醇的替代。在交通领域，当枪口氢价格25元/kg以下的时候，燃料电池重卡的全生命周期成本（TCO）有望实现和油车平价。目前氢气储运加注的成本依然较高，氢源的成本要求越便宜越好：
工业副产氢成本：目前国内高纯氢气来源以工业副产氢为主，需经过一系列提纯、检测等工序进行充装运输，同时工业副产氢由于各道工艺的不同导致其生产的氢气成本差异较大，制氢资源分布不均也在很大程度上影响氢气的出厂成本。目前高纯氢价格在1.9-3.5元/Nm3，对应21-39元/kg。
绿氢成本：考虑西北、东北等风光资源禀赋较好地区利用时长较长、发电成本较低，在假设4000年利用小时数，0.2元/kWh电费的碱性电解槽制备绿氢的成本计算下，绿氢价格可以达到16.1元/kg，已经可以达到和工业副产氢一个水平。后续绿氢有望随着设备成本和风光发电成本的下降实现显著价格优势。
除化工和大型交通领域以外，永安行、协氢新能源、攀业氢能源等公司也在积极探索氢能在二轮车、无人机等小型化燃料电池领域的应用，后续燃料电池应用场景有望多点开花。
四、下游氢车前期发展较慢，后续发展可能加速
截止2023年10月，我国燃料电池车保有量约1.8万辆。根据中汽协数据，2023年1-10月，燃料电池车销量3336辆，同比2022年1-10月增加39%。
补贴申报驱动燃料电池汽车销量季节性变化。以北京补贴申报为例，其周期是按照每年的8月13日至次年的8月12日为一个核算年度，同时燃料电池车需要满足一定里程数才能拿到补贴，因此每年的6月成为销量小高峰。而9月由于冲量结束，往往迎来一波销量下滑。而其他地区则多以年底为核算节点，因此12月也会迎来一波小高峰。
根据国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，预计到2025年，我国燃料电池汽车的保有量将超过5万辆。目前离2025年底仅剩2年时间，距离5万辆目标还有3.2万辆差距，各城市群目标完成度也较低，行业整体发展速度远不及预期。
2022年燃料电池车销量市占率CR5为54%，2023年1-6月CR5为44%，集中度有所下降。具体来看，2023年1-6月期间，佛山飞驰燃料电池车的累计销量占比为11%，位列第一。其次是东风汽车，占比为10%。厦门金龙、陕西汽车、金龙联合、郑州宇通、北汽福田和南京金龙等七家整车厂的累计销量占比都在4%到8%之间，表现相对较为分散。
与换电重卡相比，氢能重卡的增速更快。2023年前10个月，燃料电池重卡的累计销售量达到2058辆，同比增长了61.5%。这一增幅超过了今年前10个月新能源换电重卡销售量增长27.5%的幅度。
然而，需要指出的是，2023年1-10月燃料电池重卡在新能源重卡销售中的占比仅为8.8%。这表明燃料电池在新能源车市场中仍有巨大的增长潜力和空间。尽管增速较快，但燃料电池重卡的市场份额相对较小，还有进一步发展和推广的空间。后续70MPa系统有望为中长途燃料电池重卡带来快速增长的市场。
我国燃料电池车发展以商用车为主，乘用车数量较少。近年来，由于我国燃料电池发展着眼于商用车领域，乘用车数量较少。同时，燃料电池补贴向大功率重载车辆倾斜，对应在销售结构上，牵引车、载货车、自卸车、专用车的比例也在不断增加。2023年1-10月，这四者占比达到76%，较去年同期提升11.8pcts。这一趋势呼应了燃料电池车在商业物流、运输和工程领域的需求。
2022年燃料电池系统装机量市占率CR5为66%，2023年1-6月CR5为45%，集中度有所下降。具体来看，2023年1月至6月期间，鸿力氢动公司（加上国鸿氢能，鸿力氢动系国鸿氢能全资子公司）的累计装机量占比为15%。而捷氢科技、亿华通、重塑能源、未势能源、以及国氢科技这五家公司的累计装机量占比相当，总体装机量占比位于6-8%的区间。需要强调的是，当前的燃料电池行业处于发展初期阶段，个别大订单会对燃料电池车市场份额产生较大影响，从而导致燃料电池系统装机量占比波动较大。
行业燃料电池系统价格逐年下降，规模化、标准化是驱动后续降本的核心力量。2019-2023年5月，行业燃料电池系统单位功率售价不断下降，目前已低于3800元/kW，主要得益于电堆、双极板等零部件的国产化替代，以及BOP相关零部件技术的不断成熟。未来随着产品规模的扩大以及质子交换膜、碳纸等核心零部件的国产化替代，相信燃料电池系统的价格还会逐步下降，但降本预计主要依靠销量降本，通过系统相关零部件的规模化生产、标准化生产来促进成本的进一步降低。
投资建议
随着2024年下半年70MPa储氢瓶与阀门标准正式实施，以及国内绿氢项目发展加快，燃料电池车有望在氢气价格较低地区，形成应用场景闭环。国内对氢气作为危化品管理逐渐放开，也从监管上逐渐给燃料电池车运营管理松绑。欧美对于氢能的扶持力度比较大，近期美国启动七个区域清洁氢中心以及欧洲氢能银行的实施，也昭示着欧美氢能产业及应用在加速发展。
推荐关注阳光电源、隆基绿能、华光环能、永安行（交运）、林洋能源、昇辉科技（中小盘）、亿华通（汽车）、双良节能（家电）、科威尔等。
风险提示
1）电解制氢技术进步及降本不及预期
制备绿氢的电解制氢技术目前不是主流制氢技术，未来绿氢行业的发展还有赖于电解制氢技术的进步与降本。
2）燃料电池车推广不及预期
燃料电池车价格太高，产业链缺乏资金推动规模降本，行业补贴落实不到位。
3）政策实施不及预期
目前海外各国对于氢能规划、投入相对较大，但未来宏观经济、地缘政治等因素均会影响绿氢政策落实情况。
参考报告
氢能系列报告（3）：海外绿氢将迈入实质发展阶段 2023-02-26
分析师承诺
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◾股票评级
强烈推荐：预期公司股价涨幅超基准指数20%以上
增持：预期公司股价涨幅超基准指数5-20%之间
中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间
减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上
◾行业评级
推荐：行业基本面向好，预期行业指数将跑赢基准指数
中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数
回避：行业基本面向淡，预期行业指数将跑输基准指数
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