北交所行业主题报告：氢能源新质生产力代表，北交所和新三板氢全产业链覆盖

氢能支持政策持续推出，国内氢产业快速发展技术持续提升 我国氢能技术及产业快速发展，发展规划陆续推出。2024年9月，我国发布了34条与氢能相关的政策，包括国家层面的10条，地方层面的24条；2024年10月，我国发布了33条与氢能相关的政策，包括国家政策4条，地方政策29条。 中国电解水制氢产能及电解槽需求量都处于快速增长阶段。2023年电解水制氢新增产能（建成项目）约3.7万吨/年，同比增长约181%。2023年，中国制氢电解槽需求量约1.42GW（不含出口），同比增长约128%。同时国内电解槽技术持续提升，制氢电耗预计持续下降。根据沙利文数据，预计中国电解槽行业的市场规模2028年达到621亿元。预计全球氢燃料电池市场将于2028年前达到1,168亿美元，燃料电池电堆成本约占系统成本的63.0%，膜电极成本约占燃料电池电堆成本的61.8%。自2028年起燃料电池重卡的生命周期成本预计低于电动重卡。 北交所11家公司覆盖制储运及电池等全产业链环节，总市值达274.35亿元现阶段北交所中氢能相关公司共有11家，截至2024年12月9日总市值达到274.35亿元。从产业链分布情况来看，北交所内氢能相关的公司覆盖了制氢、储氢、运氢、燃料电池应用等全产业链环节。制氢环节，硅烷科技、齐鲁华信；储氢环节，吉林碳谷、新威凌；运氢环节特瑞斯、海泰新能；应用环节宁新新材、东方碳素、凯大催化、利通科技、方盛股份。吉林碳谷：目前为国内最大的专业碳纤维原丝生产商，所生产的碳纤维原丝可用于碳纤维缠绕储氢瓶。凯大催化：本身具有氢燃料电池铂基催化剂产品，后续公告拟设立合资公司，开展氢燃料电池催化剂的研发、生产与销售业务。特瑞斯：分布式氢能源解决方案方面已有如甲醇水蒸气重整制氢装置、天然气掺氢装置等产品。海泰新能：子公司张家口海泰氢能科技有限公司参与建设康保-曹妃甸氢气长输管道项目，此管道利用张家口市及周边地区的风电、光电的资源，通过电解水制出的绿氢，目标市场为唐山市的交通用氢、氢冶金、工业用氢以及城燃掺氢。 新三板氢能源代表性企业集中于压缩机及氢气制造领域 丰电科技：子公司丰电金凯威拥有制氢压缩机、充装压缩机、加氢站压缩机，实现氢能压缩机的全面覆盖。2022年北京冬奥会期间参与了荷兰壳牌国内第一个商业氢能项目32MPa氢气装冲压缩机、河北建投风电制氢（崇礼）等典型项目。 中溶科技：年产能燃料电池用氢气7200吨，天然气4000万m³。子公司唐山中溶科技有限公司进行化工合成乙醇和电池燃料氢、天然气等产品的生产。2023年6月12日，中溶科技每小时10000标方焦化尾气制燃料氢项目在河北迁安经济开发区正式投产。普发动力：针对加氢市场推出了液压活塞式氢气压缩机。同时提供氢能源核心装备解决方案及安装服务，目前已有如大兴氢能示范区加氢站项目、佛山高明区有轨电车加氢站等多个氢能工程项目。裕隆气体：氢能方面主要产品为纯氢气及高纯氢气。 风险提示：技术迭代风险、宏观经济变动风险、政策变动风险。 1、氢能支持政策持续推出，国内氢能源全产业快速发展 1.1、氢能支持政策持续推出，氢能发展进程加速推进 近年来，我国氢能技术及产业快速发展：首列氢能源市域列车完成达速试跑，海水直接制氢技术在福建海试成功，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》等陆续推出。氢能作为清洁能源，为经济社会发展注入强劲动力，也成为深受关注的科技话题。 从政策角度来看，2024年9月，我国发布了34条与氢能相关的政策，包括国家层面的10条，地方层面的24条；2024年10月，我国发布了33条与氢能相关的政策，包括国家政策4条，地方政策29条。从这些政策可以看出全国正在加速推进氢能发展进程，各省结合资源禀赋优势，不断开拓氢能应用场景，扩展氢能下游产业链，构建具有自身特色和优势的氢能全产业链生态。 表1：2024年9、10月份共出台氢能相关政策14条 1.2、国内全产业链快速发展，电解槽、燃料电池等市场规模未来可期 而从产业发展情况来看，中国电解水制氢产能及电解槽需求量都处于快速增长阶段。2023年电解水制氢新增产能（建成项目）约3.7万吨/年，同比增长约181%； 截至2023年底，累计产能达约7.2万吨/年。绿氢项目产能的持续建设，推动电解槽需求量（在建项目）进一步扩张。2023年，中国制氢电解槽需求量约1.42GW（不含出口），同比增长约128%。 到2023年底，中国电解水制氢产能约63%集中在西北新疆、宁夏两省；同时约80%采用光伏制氢，主要受中国石化库车光伏制氢等示范项目带动。电解水制氢项目产能的落地受各地区可再生能源丰沛水平、技术成熟度、减碳需求、消纳潜力等因素影响。 短期来看，三北地区将成为电解水制氢产能主要聚集地，风电制氢或风光一体化制氢占比将逐渐升高。新疆、宁夏、内蒙古等地是光伏资源或风能资源最丰富地区，光伏及风电可利用小时数高，对氢气综合成本的快速降低具有重要作用；此外，这些地方分布有油气加工、甲醇生产等一系列用氢装置，可对绿氢的大规模工业应用进行技术验证并对绿氢实现有效消纳。 长期来看，东部沿海或将成为中国绿氢产能主要来源之一，而风电制氢为东部主要模式。东部沿海各省陆上及海上风电技术可开发量超过4000GW，占东部可再生能源可开发量7成左右；在全国炼化、甲醇等用氢场景中，东部地区氢气需求占总量50%以上；东部沿海港口众多，其氢基能源国际贸易也将率先起步。 图1：2023年电解水制氢新增产能约3.7万吨/年，累计产能达约7.2万吨/年 技术层面来看，2023年中国碱性电解槽进入技术迭代阶段，国内PEM电解槽技术水平也逐步提升。 零部件性能进展方面，部分国产化新型合金催化剂、复合隔膜开始在国内电解槽厂家试用。结合部分厂家研发进展，国产催化剂或隔膜等或可实现批量供应，1至2年内在性能上迭代更新至国际前沿水平。国内主流的中压柱形碱性电解槽结构进展方面，单槽制氢量继续增大，2023年有约10款2000Nm^3/h单槽制氢电解槽推出，且推出3000Nm^3/h电解槽。 低压方形碱性电解槽路线进展方面，2023年中国推出至少三款低压方形碱性电解槽，其中单槽制氢量最高达到3000Nm^3/h。国内碱性电解槽性能指标不断突破。 一是额定制氢电耗降低，电流密度升高。两者主要与制氢催化剂活性、隔膜电阻等因素有关。2023年，主要厂家产品的额定制氢电耗平均约为4.3kW·h/Nm^3H2，电流密度约3200A/m^2@1.8V。结合技术发展，预测到2025年，碱性电解槽制氢平均电耗有望降至约4.1kW·h/Nm^3H2，同时电流密度升至4000A/m^2@1.8V。二是负荷调节范围更宽。电解槽负载功率范围主要受隔膜零部件、电解槽结构、工程系统设计等方面影响。2023年，主要厂家的产品负荷调节范围约为25%～110%。受益于国内电解槽产品设计迭代升级与制氢项目工程应用经验积累，到2025年碱性电解槽负荷调节范围有望达到15%～110%。小型阵列式碱性电解槽方案中，并联的子模块电解槽达到40台，系统制氢量达到 4000Nm ^ 3/h 。 国内PEM电解槽技术水平逐步提升。一是零部件供应链逐渐形成，国产质子交换膜、催化剂技术等逐渐实现量产；同时2023年以来燃料电池零部件企业逐渐涉足PEM电解槽领域，开始探索燃料电池极板、膜电极等向PEM电解槽的转化应用。 二是2023年新公开的PEM电解槽产品在制氢电耗、电流密度等方面均有所提升，这主要得益于电解槽设计经验的积累以及催化剂的逐步优化等。三是贵金属用量逐渐降低。2023年中国PEM电解槽贵金属用量仍较高，阳极部分贵金属铱的负载量约1mg/cm ^2。同时实验室内低铱催化剂技术，如核壳结构、原位制备等新型合成理念逐渐实现产业转化。到2025年，根据对技术转化进展的预判、各厂家披露的新型催化剂量产规划等因素，中国贵金属铱的用量或可降至约0.3mg/cm^2。 图2：中国碱性电解槽制氢电耗预计持续下降 图3：中国PEM电解槽制氢电耗在2023年进一步优化 电解水制氢成本由电解槽折旧成本、电力成本、人工管理费用、电解液材料成本等组成，其中电力成本与电解槽折旧成本占主要部分。折旧成本与电解槽系统成本、工作时长等有关，电力成本与电价和电解槽电耗等相关。以如下工作场景为例进行核算：在一台5MW碱性电解槽工作6小时/日、电解槽价格700万元、寿命15年、电价（直接连接的光伏、风电）为0.2元/kW·h等计算条件下，电解槽设备折旧成本约占总成本的31%，电力成本约占51%，人力、耗材等成本占18%。 图4：电解水制氢成本中电解槽设备折旧约占31%，电力51%，人力、耗材等18% 2023年按出货量计，中国占全球电解槽市场份额约62.7%。在中国，由于ALK的技术比PEM更加成熟，ALK比PEM更受青睐。中国有不少企业致力于ALK产业。2023年，ALK出货量达到1,160.5MW，而PEM出货量达到35.9MW。预计未来国内PEM技术将突破技术瓶颈，出货量将因此有所增长。根据沙利文预期，预计PEM的出货量将以196.0%的复合年增长率从2023年的35.9MW增长到2028年的8.2GW。ALK的出货量将以93.8%的复合年增长率从2023年的1,160.5MW增长到2028年的31.7GW。 由于技术不成熟以及原材料（如铱、铂、钛）匮乏，国产PEM电解槽价格比国外高。PEM的出货额从2018年的人民币1,000万元增长到2023年的人民币5亿元。ALK的出货额以69.5%的复合年增长率从2018年的人民币1亿元增长到2023年的人民币14亿元。2023年按出货额计，中国占全球电解槽市场份额约27.5%。预计PEM的出货额将以128.9%的复合年增长率从2023年的人民币5亿元增长到2028年的人民币314亿元。ALK的出货额将以87.8%的复合年增长率从2023年的人民币14亿元增长到2028年的人民币327亿元。 图5：预计中国电解槽行业的市场规模2028年达到621亿元 燃料电池作为氢能源重要下游应用发展方向。质子交换膜燃料电池主要包括燃料电池电堆及辅机系统（BOP）。燃料电池电堆是氢燃料电池系统的关键零部件，负责管理和控制化学能转化为电能的反应场所，由双极板、膜电极(MEA)及其他零部件（如密封垫片）组成。辅机系统是指除燃料电池电堆以外的燃料电池系统的模块及零部件，主要包括空压机和氢循环系统。 图6：质子交换膜燃料电池主要包括燃料电池电堆及辅机系统（BOP） 氢燃料电池的下游可用于交通运输、工业用电等多方面。国内燃料电池系统的应用场景以商用车为主。与纯电动汽车相比，燃料电池汽车拥有强大的性能，运行时间和运行里程明显更长，安全性能也更优。目前，燃料电池商用车的主要示范应用集中在物流、公共汽车等领域。 得益于产业补贴和国家扶持政策，中国氢燃料电池在商用车（尤其是公共汽车、物流车）应用方面已处于领先地位，超过了其他应用场景。此外，在低价氢地区，氢能重卡的可扩展性有所提高，预计到2027年安装氢燃料电池的重卡将达到成本平价。2023年，全球氢燃料电池行业的市场规模（按销售额计）已达到60亿美元，自2018年起以29.9%的复合年增长率增长。2023年，交通运输及固定式发电是全球氢燃料电池下游应用的前两大分部，分别占43.9%及47.2%。根据沙利文预期，预计全球氢燃料电池市场将于2028年前达到1,168亿美元，2023年至2028年的复合年增长率为81.1%。 图7：预计全球氢燃料电池市场将于2028年前达到1,168亿美元（亿美元） 以单一氢燃料电池系统的单个电堆组件为例，燃料电池电堆成本约占燃料电池系统成本的63.0%，是燃料电池系统的关键零部件。在燃料电池电堆中，双极板成本约占燃料电池电堆成本的27.5%，膜电极成本约占燃料电池电堆成本的61.8%。在膜电极结构中，催化剂是最大的成本项目，约占膜电极整体成本的39.8%。 图8：