1. 上游：布局新能源，打造综合能源供应商

1.1 全球能源结构调整：清洁能源快速发展

全球能源结构

石油、天然气、煤炭及其他能源四分天下。当前全球一次能源消费 仍以化石能源为主，2020 年石油、天然气、煤炭消费占比分别为 31%、25%、27%， 非化石能源占比 17%（其中核能、水能、其他可再生能源分别占比 4%、7%、6%）。 分地区看，中东油气资源丰富，98%的能源消费依赖石油、天然气，能源结构单一；北 美、中南美、独联体国家、非洲地区以油气资源为主，其他能源为辅；亚太地区煤炭资 源丰富，煤炭消费占比较大；欧洲能源结构相对最为均衡。

石油消费占比下降，天然气等清洁能源快速发展。从 1980-2020 年的历史数据来看，全球能源消费结构呈现出石油降、煤炭稳、清洁能源快速发展的趋 势。其中，石油消费占一次能源比例由 46%下降至31%，煤炭消费占比稳定在25%-27%， 天然气消费占比由 18%提高至 25%，非化石能源（如核能、水能、风能、热能、太阳 能、生物质能等）占比由 9%提高至 17%。分地区来看，除亚太地区煤炭占比提升明显 外，其他地区表现均与全球趋势一致。亚太地区由于印尼、菲律宾、马来西亚等国煤炭 占比提升，整体煤炭消费占比由 1980 年 42%提高至 48%。

预计 2050 年非化石能源占比提升至 60%。根据《BP 世界能源展 望 2020》，全球能源需求增速放缓，预计 2018-2050 年平均增速 0.3%-0.7%，相比 1965 年以来年均 2%以上的增速明显下降。从能源结构看，未来全球能源消费结构将更加多 元化，其中可再生能源是增长最快的能源。根据 BP 中性预测，到 2050 年，化石能源 消费占比由 2019 年 84%降至 40%，其中，石油、天然气、煤炭占比分别降至 14%、 21%、4%；非化石能源消费占比提升至 60%。

我国能源结构

富煤、贫油、少气的基本国情决定我国当前能源消费结构。从我国 化石能源储量分布看，2020 年煤炭、石油、天然气分别占比 88%、4%、8%，资源禀 赋决定煤炭是我国历史上最主要的能源。2020 年，在我国一次能源消费总量 34.74 亿 吨油当量中，煤炭消费占比 57%。其次，石油、天然气及其他非化石能源分别占比 20%、 8%、16%。与全球主要国家相比，我国煤炭消费占比较高，天然气消费占比远低于全 球平均 25%的水平。

在碳达峰、碳中和目标下，未来我国鼓励优先发展非化石能源。根 据中共中央、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》，我国非化石能源消费比重在 2025 年、2030 年、2060 年分别达到 20%左右、25% 左右、80%以上；照此测算，我们预计 2021-2030 年非化石能源消费年均增长 6.6%。 我们认为化石能源在未来十年仍将为我国主体能源，其中天然气作为清洁能源，将作为 我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源，我们预计 2021-2030 年天然气消 费年均增速 8.1%，到 2030 年占一次能源消费比例达 15%。此外，原油在化工需求支 撑下，我们预计 2021-2030 年消费增速平均 1.8%，在一次能源消费中占比维持 20%左 右，相对稳定。煤炭消费下降，我们预计 2021-2030 年消费增速-1.8%，到 2030 年消 费占比降至 40%左右。

1.2 天然气：未来十年重要过渡能源

天然气碳排放量低，是未来十年重要的过渡能源。我们认为化石能源在未来十年仍 将为我国主体能源。其中，天然气单位热值二氧化碳排放量仅为 55.5 吨二氧化碳/TJ， 在常用化石能源中最低，煤炭单位热值下二氧化碳排放量是天然气的 1.60-1.77 倍，原 油是天然气的 1.30 倍。因此现阶段，我们认为提升天然气占比是在保障能源安全的同时， 进行减碳的现实选择。

“十三五”期间政策频发，促进天然气消费。在控制碳排放等因素驱动下，国家近年 来发布了多项政策，促进天然气消费。我们将这些政策划分为两类，一类是针对“量”， 要求天然气消费量要达到一定水平，并发展非常规气，促进产量增长；另一类是针对“价”， 在“管住中间、放开两端”的整体思路下，通过气价改革，降低终端气价，促进天然气消 费。2017 年国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，提出到 2030 年，力争将 天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右。2020 年，天然气在一次能源消费中 占比仅 8%。

1.2.1 上游供给端：国内产量稳步增长，进口来源多元化

产量：稳步增长。2021 年，我国天然气产量达 2052 亿立方米，同比增长 8.7%， 2015-2021 年年均复合增速达 8.3%。预计 2025 年国内天然气产量达到 2300 亿立方米以上，其后继续稳步增长， 预计在 2040 年及以后较长时期稳定在 3000 亿立方米以上水平。

非常规天然气有望成为未来重要增产力量。非常规天然气是指由于各种原因在特定 时期内无法用常规技术开采、还不能进行盈利性开采的天然气，非常规天然气在一定阶 段可以转换为常规天然气。我们认为，非常规天然气，尤其是页岩气的产出仍有很大增 长空间。

（1）非常规天然气产量快速增长：2015-2020 年，我国非常规天然气（页岩气、 煤层气、煤制气）产量从 90 亿立方米增长至 314 亿立方米，增长 249%；产量占比从 6.69%增长至 16.31%，已经翻倍。

（2）页岩气产量占比显著提升：2015-2020 年，我国页岩气产量从 46 亿立方米增 长至 200 亿立方米，占天然气产量总量占比从 3.42%增长至 10.39%。2021 年我国页岩 气产量达 230 亿立方米，同比增长 15%，其产量占总产量的 11.95%。

（3）页岩气产区较为集中：目前为止，我国页岩气田数量仍然只有个位数，而且 主要集中在西南地区，特别是四川、重庆等地，但这些气田的开采技术取得突破，投入 也在加大。

（4）资源禀赋与政策加持：由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自 2012 年开始对页岩气按 0.4 元/立方米进行补贴； “十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策， 2016 年至 2018 年的补贴标准为 0.3 元/立方米；2019 年至 2020 年补贴标准为 0.2 元/ 立方米。另外，自 2018 年 4 月 1 日至 2021 年 3 月 31 日，对页岩气资源税（按 6%的 规定税率）减征 30%。

进口管道气多元格局形成，短中期供需缺口呈扩大趋势。我国天然气需求增速长期 高于产量增速，国内供需缺口不断扩大，2015 年以来，供需缺口呈加速扩大趋势，2021 年国内供需缺口约 1670 亿立方米，对外依赖度为 45%，较 2015 年增长 12 个百分点。

目前，我国已经初步形成管道天然气进口格局，形成中国-中亚 A、B、C 三条管道、 中缅管道以及中俄东线管道，主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、 哈萨克斯坦和俄罗斯。2016-2021 年以来，我国管道气进口结构中，哈萨克斯坦和俄罗 斯的比重显著提升，分别从 1.1%和 0%增长至 10.9%和 17.9%；进口管道气中土库曼斯 坦的比重从 77.4%下降至 56.3%，下降达 21 个百分点。

进口 LNG 保持高速增长。2016 年来我国 LNG 进口量加速增长，2016-2021 年复 合增速 25%；进口量从 2016 年 365 亿立方米增长至 2021 年 1105 亿立方米，增长 203%； 进口占比从 48%增长至 65%。我们认为 LNG 进口量保持较快增长，是管道气进口的增 速无法覆盖高速增长的需求所导致，同时也得益于 LNG 现货价格低廉，国内进口商积 极采购。

2021年我国进口 LNG进口国占比前五分别占 39.5%、11.7%、10.4%、6.5%和 5.7%。 剔除前五后，我国从其余国家进口了剩余 26.5%LNG，较 2015 年 7%有所提升。值得 注意的是，2021 年自俄罗斯进口 LNG 453.2 万吨（占比 5.74%），2019 年仅为 169.81 万吨。2020 年自美国进口 LNG 320.44 万吨（占比 5%），2019 年仅为 27.6 万吨。

1.2.2 中游管道：管道与接收站建设加速

天然气管道建设里程有望保持高速增长。截止 2020 年底，我国天然气管道总里程 达 10.2 万千米，较 2015 年底增长 3 万千米，增幅达 42%。其中，干线增长 1.02 万千 米，支线增长 1.98 万千米，新增里程中支线占比 66%。我国 2020 年管网设计运力流量 约 6014 亿方，实际剩余能力约 1337 亿立方，实际使用率不到 80%，短中期天然气管 网运力总体充裕。根据发改委《中长期油气管网规划》，2025 年我国天然气长输管道要 达到 16.3 万公里，较 2020 年底增长 6.1 万公里，还有 60%的增长空间。

LNG 接收站加速建设。根据我们统计，截至 2022 年 3 月，我国主要有 22 座接收 站处于运行状态，总接收能力达到 9430 万吨（约 1320 亿立方米）。

储气库建设迫在眉睫。储气库是天然气调峰的主要方式，国内外主要的天然气调峰 方式包括地下储气库调峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等。

（1）优质库源缺乏，建库成本高：储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资 源地或者消费市场。但我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库 目标十分稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。目前国内已建成的储气库 90%为油气藏储气库，主要分布在北方，而南方作为主要消费市场，建设储气库以盐穴 和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。

（2）过去 5 年我国储气库建设较缓慢：截至“十三五” 末我国累计建成地下储气库群 14 座，总设计工作气量 236 亿立方米，形成工作气量 159 亿立方米，与 2021年我国 3726亿立方米消费量相比，工作气量占消费量比例只达 4.3%， 与国际行业公认的标准 12%-15%还有较大差距。

（3）政策加持下，储气库建设亟待增长：根据国家发改委、国家能源局联合印发 的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，供气企业 2020 年要拥有不低于年合同销售量 10%的储气能力；城镇燃气企业形成不低于年用气量 5% 的储气能力；地方政府至少形成日均 3 天需求量的储气能力。这意味着若要达标，我们 还应配套增长一倍工作气量水平，而在我国能源清洁转型的背景下，我们认为天然气的 需求还将保持中高速增长，因此对应的储气设施有保持同步增长的需要。

1.2.3 下游需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长

天然气消费量保持较快增长。2021 年我国天然气消费量达到 3726 亿立方米，过去 5 年保持 12.3%的高速复合增长率。2020 年我国天然气消费占一次能源比例为 8.2%， 较 2017 年前提升 1.7 个百分点。消费量高速增长的同时进口规模对应提升，2021 年我 国进口 1687 亿立方米天然气，较 5 年前增长 124%，进口依赖度从 36.1%增加至 45.3%。

城市燃气与发电用气占比保持增长。2020 年，我国天然气消费中，工业燃料和城 镇燃气用气占比基本持平，均在 37％～ 38％，发电用气占比 16%，化工用气占比 9% 最低。相较于 2015 年，城市燃气与发电占比略有提升，工业燃料占比基本维持不变， 工业用气占比下降 5 个百分点。

化工用气发展受限，工业燃料用气相对稳定。我国化工原料用气占总消费量比例为 10%左右，相对美国（4%）、德国（6%）、日本（7%）较高。2012 年，国家发改委 出台《天然气利用政策》，将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类，允许 类包含工业燃料和发电用气，限制和禁止类中多为天然气化工项目。因此政策上，化工 用气受限最显著；而工业燃料用气受益于“十三五”以重点城市“煤改气”工程，有替代煤炭 作为工业燃料的空间，结构上能够保持稳定。

城市燃气和发电用气比例有进一步提高空间。我们认为我国消费模式将呈现城市燃 气、工业燃料用气、发电燃气三足鼎立的局面。我国天然气资源并不匮乏，只是储量较 高的非常规天然气当前开采难度较大，但随着技术进步，这一问题将会有所改善。因此 不会形成日韩单一部门消费过重的模式，但也难以与美国这一资源富余国相比，即全面 均衡模式可能性也不大。综上，我们认为城市燃气和发电用气比例有进一步提升空间。

（1）城镇燃气仍有提升空间： 第一，用气人口、用气量保持高速增长。2015-2020年我国城市天然气供应量年化复合增长率 8.5%；用气人口年化复合增长率 8.3%。 第 二，城镇化建设稳步推进，提高城镇用气增长空间。2019 年，我国城镇化率达 60.6%， 较 2014 年增长 5.8%。第三，城镇化率、气化率仍有增长空间。

（2）天然气发电潜在提升空间最大：首先，社会用电量稳步增长，燃气发电比例 相对较低。在我国发电量中，2020 年燃气发电仅占 3.2%。其次，装机与发电量同步增 长，发电机组利用率逐步提升。2016-2021 年燃气发电装机与 2015-2020 年燃气发电量 分别年均增长 8.6%和 8.2%。再者，燃气发电设备领域的技术正在突破，卡脖子问题将 得到解决。最后，国家政策支持不断延续。

1.3 氢能：有望加快发展

氢能作为一种可储存、可移动、能控制的二次清洁能源，被认为是最有希望取代传统的化石燃料的能源载体，更被众多科学家视为“21 世纪终极能源”，其特点如下：（1） 氢能储量大，氢是地球上第三大元素，主要以水的形式存在，原材料易得；（2）氢气 本身无毒，燃烧产物只有水和少量氨气，属于清洁能源，生产和使用形成可循环的闭环， 有利于实现绿色经济。（3）氢气比能量高，氢气的热值在常见燃料中最高（142 kJ/g）， 约为石油的 3 倍，煤炭的 4.5 倍；对比目前容量最高的两种电池正负极材料计算（负极 Si:4 200 mAh/g; 正极 LiMn2O4:320 mAh/g），其比能量是锂电池的 7 倍多。（4）氢 的使用方式多样，氢能的存储状态可以是气态、液态或固态，可以适用于不同要求下的 储存和运输以及使用。

从整个产业链来看，氢能的利用主要包括上游氢气制备、中游氢能的储运及运输和下游发电、供热、燃料电池及燃料电池汽车等应用。现阶段，制氢的手段多样，制氢的 方法较为成熟，可以从不同的资源中制取氢气，但不同的制氢技术其成本和优劣性均不 相同。目前，按照制氢的技术路线不同，制氢方法可以分为 5 种：工业副产氢、电解 水制氢、天然气制氢、煤制氢及新型制氢方法等。储运方面从目前主要技术看，又可分 为气态、液态、固态和有机液氢储运。氢能的下游应用，目前主要以工业应用和氢氧燃 料电池发电为主。

当前，全球多国已经出台氢能顶层设计和战略路线。根据国际氢能委员会与麦肯锡 公司合作发布的最新氢能洞察更新，在全球已有 30 多个国家在国家层面提出了氢能相 关战略。综合来看，海外各国的国家氢能战略，首要目标在于尽快脱碳，其次才是增加 能源种类，其中澳大利亚、俄罗斯、加拿大等国还有扩大氢能出口的战略目标。而重点 技术领域上，主要集中在降低氢价、发展氢燃料交通和工业脱碳上。

1.3.1 上游：未来将以清洁能源和可再生能源制氢为主

全球目前人工制氢工艺仍然以化石燃料制氢为主，未来清洁能源和可再生能源制氢将发挥积极作用。自 1975 年以来，全球对氢的需求增长了三倍以上，且仍在继续增长。 目前全球人工产氢约 11500 万吨，化石燃料制氢和工业副产氢占比约 99%，仅 1%来自 电解水。大宗制氢方式主要是天然气制氢和煤制氢。

从能源转换效率和排放量来看，可再生能源，如电解水制氢，能从制氢源头上推动 双碳经济，但目前高耗能（4.5~5kWh/m3），高耗水（生产 1kg H2需耗水约 9L，约是 天然气制氢水耗的 2 倍）等成本因素及较小的经济规模限制了其发展。未来随着风电、 光电成本的降低，我们预计电解水制氢成本有望进一步降低。

工业副产氢有望成为重要氢供给来源。短期内我国获得大宗、低价氢气的主要方式 是化石能源制氢。我国已成为世界第一产氢大国，氢能产业链布局已基本完善，初步形 成从基础研究、应用研究到示范应用的全方位格局。从上游制氢端来看， 2020 年我国H2 年产量约 2500 万吨。由于我国丰富的煤炭资源和煤制氢成本低、工艺简单以及可大 规模量产等特点，使得 H2 生产主要依靠石化和煤化工企业。

2020 年我国的煤制氢量占比约 62%，天然 气制氢量占比约 19%，工业副产氢量占比约 18%，电解水制氢量占比约 1%。我国工业 副产氢气主要来自焦炉煤气、氯碱工业及 PDH 项目等。目前这些副产氢气很多都排放 到空气中，污染环境的同时也成为危险因素。若能充分利用好这些低品位能源，化工副 产氢气将成为我国的重要氢气源，对氢能源发展有着重要意义。

碳中和目标，推动技术路线由“灰氢”转向“绿氢”。依据制取方式和过程中碳排放量 的不同，氢气可分为由化石能源燃烧产生、且不对释放二氧化碳进行处理的灰氢，通过 碳捕集和封存技术（Carbon Capture and Sequestration,简称 CCS）来减少二氧化碳排 放的蓝氢，以及由清洁能源和可再生能源电解或光解制取的绿氢。即使是电解水制氢， 考虑到目前电力系统的脱碳比例，依然无法统称为绿氢。从能源转换效率和排放量来看， 无疑低排放、高效率的绿氢，才是符合全球碳中和目标的发展方向。

目前，全球氢能产量中，有 23%是煤制氢，43%是天然气制氢，这些大多数属于灰 氢，部分属于蓝氢，中国光完全属于灰氢的煤制氢占比就超过 60%。

国际可再生能源署（IRENA）发布《全球可再生能源展望：能源转型 2050》显示， 绿氢成本由可再生能源（用于制造绿色氢）的成本、电解槽的成本和性能，以及电解槽 的负载因子决定。目前在许多国家和地区，太阳能光伏和风能正逐渐成为最便宜的电力 来源，预计在未来十年内大部分可再生能源将在成本上极具竞争力。具体而言，到 2030 年，集中太阳能发电的平均成本对比 2018 年下降 35%，太阳能光伏平均成本下降 58%；陆上风电平均成本下降 55%，海上风电平均成本下降 25%。

电解槽成本预计将由 2020 年的 770 美元/kW，降至 2030 年的 540 美元/kW、2040 年的 435 美元/kW，直至 2050 年达到 370 美元/kW。预测到 2030 年，绿氢的生产成本 有望降至每公斤 2-3 美元。

根据《清洁氢能的成本竞争力》，当前可再生能源制氢成本高于化石燃料，在采用 最低成本风电（23 美元千瓦时）和最低成本电解槽（200 美元/千瓦）时，绿氢有望与 蓝氢成本相当。2050 年电解槽成本将大幅下降，配备 CCS 的化石燃料制氢成本则基 本不变。因此，利用低成本光伏和风电制氢将在未来 5 年内具备与化石燃料制氢相当 的成本，尤其与配备 CCS 的天然气制氢相比。

1.3.2 中游：液态氢储运或将成为发展重点

与传统石油相比， 国内氢能的储运技术在能效性、安全性上尚未完全解决。氢气 储运的技术路线主要有高压气态储运、低温液态储运、液氨/甲醇储运和吸附储运（氢 化物/液体有机氢载体（LOHC））以及金属合金储运。 目前我国氢气主要以高压气态 或低温液态储运，压缩氢气的高压和液氢的低温、易气化等特点都限制了氢气的储运规 模和储存时间，使储运成本较高，降低了氢气相比于其他燃料的竞争力。气态储运存在 储氢密度低、压缩能耗高的缺点，而液氢的体积约是气态氢的 1/800， 大大提高了运输 效率。然而，长距离运输液氢需要解决液氢不断气化，压力升高的问题。

氢气管道：目前规模较小。全球目前氢气管道总长度约 5000km，超过 50%（1600miles）位于美国，主要用于向炼化和化工输送氢气。氢气专输管道单位长度投 资约是天然气管道的 3 倍，获得批准的难度也比天然气管道更高。根据人民网援引中国 能源网，截至 2017 年底，我国氢气管道总里程约 400 公里，主要分布在环渤海湾、长 三角等地。相比之下，我国油气管网是以„万公里‟为单位，而氢气管网却仅是以„百公里‟ 为单位，规模差距巨大。

加氢站：迎来快速发展期。加氢站是氢能商用的基石，将 H2 压缩并储存在高压储 气罐中，通过加氢机完成加注服务。截止至 2021 年全球已建成 685 座加氢站，日本、 拥有 159 座加氢站，位居世界第一，占比 23.2%；我国排名第二，已建成加氢站 105 座， 占比为 15.3%；德国、韩国分别以 101、95 座位居第三、第四，占比分别为 14.7%和 13.9%。根据《我国加氢站现状与商用化进程展望》援引中国汽车工程学会发布的《节 能与新能源汽车技术路线图》，到 2025 年我国建成加氢站将达 350 座，2030 年将达到 1000 座。

在政策红利驱动下，国内地方政府对于氢能产业布局加快了速度，布臵多地氢能发 展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴，并在加氢站建设 方面做出了明确的数量规划，政策支持有力的推动了加氢站建设发展。

我国加氢站已建设数量和未来规划的数量基本达到其他主要氢能应用国家和地区同 等水平，但是各地区数量分布不均，主要集中在京津冀、珠三角和长三角等经济发达地 区，这与当地产业链优势和经济实力密切相关。

我国加氢站发展存在的不足：（1）加氢站建设运营成本高。（2）国内对加氢站建 设审批验收缺乏标准体系。（3）加氢站核心设备仍然依赖进口。（4）国内外加氢站建 设技术和标准不统一。（5）知识推广不到位。

从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，如亿华通、 舜华新能源、液空厚普、派瑞华氢、海德利森、国富氢能等公司。随着近年氢能行业发 展逐渐加快，加氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加 氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设 备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运营企业。大型能 源化工企业大都是从 2018 年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢 站建设的进程明显快于其他参与者。

1.3.3 下游：燃料电池汽车作为氢能利用的先导

氢能的利用途径主要有三种：（1）直接燃烧；（2）核聚变；（3）通过燃料电池转化为电能。 其中最安全高效的使用方式是通过燃料电池将氢能转化为电能。

氢燃料电池是一种把燃料的化学能直接转化为电能的电化学发电装臵，发电的基本 原理是电解水的逆反应，能量转换率可达 60%～80%，而且污染少、噪声小。其工作过 程不涉及燃烧，因此无机械损耗及腐蚀。氢燃料电池所产生的电能可以直接用于驱动电 机，从而省略了内燃机机械传动装臵。同时，可以采用加注氢气的方式实现长距离运输。 在氢能产业链中，燃料电池系统处于下游应用的核心环节。

交通运输领域：燃料电池汽车作为氢能交通的主要载体，是氢能利用的先导。国内氢能的应用遵循氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展。以氢燃料为动力， 可以实现车辆使用端的零碳排放。相比电动力，氢动力可以实现更长续航，在低温环境 下有很好的适应力，同时氢气加注速度远高于充电速度。因此，氢燃料电池汽车被视为 带动氢能实现突破式、全面发展的关键。

在过去的十年里，中国氢燃料电池客车、物流车等商用车的应用已领先于其他氢燃料电池车型。截止 2019 年底，国内平台已接入氢燃料电池汽车 3712 辆，其 中物流车占比达到 60.5%，公交客车、公路客车、通勤客车等客车占比达到 39.4%，乘 用车只用于租赁，占比仅为 0.1%，当前氢燃料电池汽车的示范应用主要集中在物流、客 车等商用车领域。

（1）氢燃料电池客车：目前交通领域最主要的细分应用场景之一。其中公交客车是主要用途，占比达 60%以上。随着燃料电池和储氢系统技术性能的提升，氢燃料电池 客车的续航能力、低温适应性、能源补给时间等方面的优势逐渐凸显，在长距离公交大 巴领域具备较大的发展前景。

（2）氢燃料物流车：主要应用于城市或城际中长距离货运领域。考虑到货运所需 的载荷能力和续航里程要求，与纯电动物流车相比，氢燃料物流车因其加注时间短、装 载空间大而更具优势。

（3）氢燃料电池重卡：重卡领域减排脱碳的重要替代方案。目前国内已有多款车 型问世，随着氢燃料电池动力系统的技术发展，氢燃料电池重卡的动力性能和续航能力 将在干线或支线重载长途物流领域发挥较大的优势。

（4）我国氢燃料电池乘用车：还未实现量产与销售。其主要应用场景是提供汽车 共享服务，与国际上氢燃料电池乘用车商业化程度存在一定差距。发展乘用车市场，降 低整车购臵成本，关键在于降低氢燃料电池系统和储运系统的价格。预计氢燃料电池乘 用车在未来中国的智能共享出行市场具有较大的发展潜力。

我国燃料电池汽车产业发展与全球主要发达经济体的燃料电池汽车和我国纯电动汽 车相比，相对起步略晚且进展较慢。但从 2016 年以来，我国燃料电池汽车销量开始逐 渐上升，呈现快速发展态势。2019 年，燃料电池汽车销量达到 2737 辆，较 2018 年度 同比增长 79%，2016 年-2019 年 4 年复合增长率达到 63.26%。2020 年受疫情影响产 销双降，截至 2020 年底，我国燃料电池车保有量为 7352 辆，市场规模约 3600 亿元， 但对比美国等国家仍有一定差距。

氢燃料电池车具有较大发展空间。到 2030 年，中国氢气需求量将达到 3500 万吨，在终端能源 体系中占比为 5%；到 2050 年，需求量有望达到 6000 万吨。在终端能源体系中占比 为 10%，预计产业链年产值将达 12 万亿元。其中，交通运输领域用氢 2458 万吨，约占该领域用能的 19%。这意味着氢能产业链未来有望与锂电产业链形成“双雄”市场格 局。

非交通运输领域：氢燃料电池重型工程机械、轨道交通、船舶、无人机等领域已有 项目和技术储备。氢动力叉车凭借其灵活性和快充性能已实现推广使用。氢动力飞机、 氢动力船舶以氢代替传统燃油，在保证续航和载重能力的同时更加清洁环保，相关研究 正在如火如荼进行中。此外，氢动力在使用过程中仅产生水，且避免了噪音和高温的产 生，是军事交通的优选动力来源。作为低温推进剂，液氢在航天领域已有多年应用历史。

1.3.4 轻质化龙头：积极布局氢能产业链

轻质化碳排放优势明显。在石脑油、轻质化、煤化工三条工艺路线中，轻质化路线 单位烯烃排放的二氧化碳量最低，约为 2 吨二氧化碳/吨烯烃，碳中和背景下具有低排放 优势；而煤制烯烃、石脑油制烯烃分别为 10.5、2.6 吨二氧化碳/吨烯烃。国务院碳达峰 行动方案明确提出，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。

轻质化具有副产氢优势。丙烷脱氢（PDH）、乙烷裂解、氯碱等化工生产过程中副 产氢气，其中 1 吨 PDH 约产生氢气 0.04-0.05 吨。现阶段，受制于储运等因素，PDH 部分副产氢气仅作为燃料，用于工厂的蒸汽热值补充，价值尚未充分体现。2021 年以来 单吨氢气出厂价最低约 1.9 万元（1.73 元/立方米），而同等热值的燃料气价格（以天然 气门站价为例）仅 0.8 万元。我们认为在碳中和背景下，随着氢能全产业链逐步发展， 氢气附加值有望逐步体现。

国内轻质化龙头企业积极布局氢能产业链。国内轻质化龙头企业充分利用轻质化副 产氢优势，积极布局氢能开发与利用，包括加氢站、充装站建设，可再生能源制氢等。

1.4 国内三桶油的新能源转型布局：打造综合能源供应商

作为传统油气生产企业，三桶油在增储上产、保障能源安全同时，积极布局新能源， 转型综合能源供应商，中石化、中石油在 2020 年 ESG 报告中均提出力争 2050 年实现 碳中和。

中石化：积极打造“油气氢电非”综合能源服务商，重点布局氢能全产业链，有序推 进光伏发电、生物质燃料（生物航煤、生物柴油）等业务发展，加快布局加氢站、充换 电站等新能源配套设施建设。目前，公司现有制氢能力 350 万吨/年，占全国 14%以上， 并在燕山石化、广州石化、高桥石化分别建成高纯氢提纯装臵 3 套，合计能力 9000 千 克/天，向市场供应纯度为 99.999% 的高品质氢气产品。在基础设施方面，到 2020 年 末，公司在全国建设充换电站 281 个，充电桩 984 个；并依托 3 万多座加油站，累计在 上海、广东、浙江、河南等地区建成并投用油氢合建站 10 座。十四五期间，中石化规 划布局 1000 座加氢站或者油氢合建站。

中石油：提出构建“油、气、热、电、氢”五大能源平台，大力推进地热能、风能、 太阳能等清洁能源对传统生产用能的替代。2020 年，公司光伏发电 3000 万千瓦时，并 开工建设 2 座示范加氢站，规划“十四五”末建成可再生能源制氢示范工程。

中海油：公司将不断提升天然气产量占比（2022 年计划占比 22%），推动油气田 开发全过程节能减碳，推进海上 CCS 和 CCUS 示范工程项目。在新能源布局上，公司 加快发展海上风电，择优发展陆上风光一体化，计划 5%-10%资本支出用于新能源发展， 到 2025 年获取海上风电资源 500-1000 万千瓦，装机 150 万千瓦；获取陆上风光资源 500 万千瓦，投产 50-100 万千瓦。公司首个风电项目（江苏海上风电项目）2020 年 9 月正式并网发电，装机容量 300MW。

2. 下游：布局新材料

炼化企业拥有上游大化工平台，其产品（乙烯、丙烯、PX 等）为炼化企业延伸新 材料产业链提供原料基础。目前，行业龙头已经着手往新材料领域延伸，提高产品附加 值。就新能源上游材料来看，主要集中在光伏、锂电、风电等产业链方向。其中，光伏 原材料主要包括 EVA（东方盛虹、荣盛石化）、POE（万华化学、中国石化）；锂电原 材料包括锂电隔膜（恒力石化）、DMC（荣盛石化、卫星化学）等；风电产业链包括碳 纤维（上海石化）等。

恒力石化：引进生产线，进军锂电池隔膜领域。公司规划发展包括可降解新材料、 锂电、光伏、新型工程塑料产业链等高增长新材料市场，规划包括 PS、丙烯腈、ABS、 电池级 DMC、PC、聚醚多元醇等产能。2021 年 12 月 26 日恒力石化官方微信称公司 旗下康辉新材料将引进日本芝浦机械株式会社和青岛中科华联新材料股份有限公司的湿 法锂电池隔膜生产线共 12 条，年产能 16 亿平方米，标志着恒力石化正式进军锂电隔膜 领域，加码化工新能源材料市场。

荣盛石化：光伏级 EVA 顺利产出。2021 年 12 月 30 日荣盛石化公告称年产 30 万 吨 EVA 装臵于 2021 年 12 月 28 日一次投料成功，目前已顺利产出光伏料产品，VA 含 量 28%。

东方盛虹：斯尔邦资产过户完成，加码新材料布局。斯尔邦是国内最大的光伏级 EVA 生产商。公司拥有 240 万吨/年甲醇制烯烃装臵，主要产品包括 30 万吨/年 EVA（其中光 伏级 EVA 20 万吨/年）、78 万吨/年丙烯腈、17 万吨/年 MMA、42 万吨/年环氧乙烷及 其衍生物。十四五期间，公司将布局百万吨 EVA、百万吨丙烯腈、百万吨可降解塑料三 大百万吨级项目。

卫星化学：布局乙烯下游新材料项目。2021 年 12 月 28 日卫星化学公告称拟投资 新建绿色化学新材料产业园项目，主要包括年产 20 万吨乙醇胺（EOA）、年产 80 万 吨聚苯乙烯（PS）、年产 10 万吨 α -烯烃与配套 POE、年产 75 万吨碳酸酯系列生产装 臵及相关配套工程。

3. 节能减碳，绿色发展

2020 年，我国二氧化碳排放总量 98.94 亿吨，占全球 31%，居全球首位；其中， 石油和化工行业排放量约 14 亿吨，占 14%。根据化工企业碳排放核算方法，化工企业 碳排放主要包括燃料燃烧、工业生产过程、外购热电、回收利用四个环节产生（或扣减） 的 CO2 量。

从主要化工品能耗、电耗水平看：

（1）吨产品综合能耗较高的产品：煤制烯烃、黄磷、甲醇、合成氨。

（2）吨产品电耗较高的产品：黄磷、煤制烯烃、电石、烧碱、PVC、合成氨（以 优质无烟煤作为原料）。

部分高耗能化工品产能集中省份面临双控压力。2021 年 9 月 11 日，国家发改委发 布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，指出完善能耗双控指标管理，将能耗强 度指标作为五年规划的约束性指标，合理设臵消费总量指标。2021H1，全国 9 省（区） 能耗强度不降反升，为一级预警；10 省能耗强度降低率未达到进度要求，为二级预警。 黄磷、工业硅、甲醇、电石、PVC、合成氨、烧碱等高耗能产品在预警省份中产能占比 超过 50%。

政策推动石化重点行业节能减碳。为推动石化重点行业绿色低碳转型，2021 年 10 月 21 日，国家发改委发布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案 （2021-2025 年）》，提出到 2025 年，炼油、乙烯、合成氨、电石行业达到能耗标杆 水平的产能比例超过 30%，行业整体能效水平显著提升，碳排放强度明显下降。

民营炼化：能效水平行业领先。目前，民营炼化龙头企业在炼油方面已达到能效标 杆水平，并在 PX、PTA 等产品上能效水平领先。