氢能源产业研究报告中国氢能的挑战与机遇

　　1万亿蓝海市场，氢能蓄势待发
　　1。1氢能源是化石燃料的理想替代品
　　氢资源丰富、容易获取，具有可持续发展性。氢是宇宙中含量最多的元素，在地球所有元素储量中排第三，如此充足的资源使其具有能源供给的充足性。其次，大部分氢元素以水的形式存在于大自然，原料容易获取。此外，早在1970年，通用汽车就首次提出氢经济的概念，其核心就是利用氢的化学性质实现循环利用。氢气产自于水，通过和氧气反应生成水释放化学能，而且使用后的产物仍为水。整个过程无其他中间产物，无浪费，零污染。由此形成一个可循环闭环系统，具有巨大的可持续性优势。在我国碳中和，碳达峰的大背景下，氢能的商业化利用逐渐成为市场关注的热点。
　　氢气热值高，是现有化石燃料的理想替代品。根据氢气的化学性质，我们发现它的热值是常见燃料中最高的（142KJg），约是石油的3倍，煤炭的4。5倍。这意味着如果消耗相同质量各种燃料，氢气所提供的能量是最大的。热值高的特点将在交通工具实现轻量化方面发挥重要作用。
　　1。2我国氢能产业链复杂，理论经济价值含量大
　　氢能产业链分为制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。相比锂电池产业链而言氢能产业链更长，复杂度更高，理论经济价值含量更大。我国氢能产业链正处于导入期，政策扶持显得尤为重要，政策扶持下产业进入规模化降本开拓市场的量价循环。此外，持续的技术进步也将反哺解决各环节核心技术的成本制约，进一步提升商业化竞争力。
　　1。2。1制氢：由灰氢向绿氢发展，大规模低成本是发展方向
　　为了区分制氢途径的清洁度（碳排放量），我们将可再生能源电解水得到的氢气称为绿氢，包括可再生能源制氢和电解水制氢等，核心特点为生产过程可以做到零碳排放。灰氢是指以化石能源为原料，通过甲烷蒸气重整或自热重整等方法制造的氢气，虽然成本较低，但是碳强度较高。清洁度介于绿氢和灰氢的是蓝氢，其核心技术是在生产过程中增加了碳捕捉和贮存环节（CCS），降低了生产过程中的碳排放量，但是无法消除所有碳排，是一种相对适中的制氢方式。
　　我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。光伏龙头隆基股份进军光伏制氢，是我国光伏产业探索电解水制氢综合发展道路上标志性的一步。由于电费占整个水电解制氢生产费用的80左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面通过开发PEM及SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展低成本制氢。据国家能源局统计数据显示，2020年全年新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1。2亿千瓦。根据国网能源研究院数据，2019年我国光伏系统度电成本约0。290。80元每千瓦时，到2025年度电成本在0。220。462元每千瓦时。陆上风电度电成本约0。3150。565元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到2025年度电成本在0。2450。512元每千瓦时。
　　工业副产氢制氢技术成熟且成本低廉，有望成为近期高纯氢气的重要来源。工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式，主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨等，利用效率低，有较高比例的富余。我国工业副产氢资源丰富，其中以美锦能源为代表的炼焦企业正是利用焦炉煤气来制取灰氢，工业副产氢是短期内最为经济可行的制氢方式。
　　1。2。2储氢：高压气态储氢已广泛应用，液态和固态储氢尚处于研究和示范阶段
　　作为氢气从生产到利用过程中的桥梁，储氢技术的核心是将氢气以稳定形式的能量储存起来以便后续的使用。氢气的储存主要分为三种方式，包括气态储氢、液态储氢和固体储氢。在国内目前高压气态储氢应用相对广泛，低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。目前国内主要有深冷股份、富瑞特装、京城股份、中材科技等企业布局了储氢环节。
　　1。2。3运氢：以长管拖车运输高压气态氢为主，未来规模化后将向长期管网发展
　　氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。目前运氢以高压气态运输短期长管拖车为主，但其加压与运力仍待提高；液态氢运输在国外技术成熟地区广泛运用，我国尚未达到民用水平。
　　根据氢云链对氢气管道和天然气管道的对比分析，输氢管道在建设现状、规范标准、材料选择、设计制造、事故后果和安全间距等方面存在许多进步空间：
　　（1）建设现状：相较于天然气管道，氢气管道建设量较少，管道直径和设计压力较低，相关标准体系仍不完善，目前国内仍没有适用于氢气长输管道的设计标准，应重点加强长距离氢气管道输送技术的标准化工作。
　　（2）规范标准：由于环境氢脆的影响，氢气管道选材具有更严格的限制，材料需满足高压氢环境相容性试验要求，ASMEB31。122014推荐使用X42，X52等低强度管线钢，且规定必须考虑低温性能转变等问题。
　　（3）材料选择：为降低管道发生氢致失效的概率，相较于天然气管道，氢气管道设计公式里增加了材料性能系数，提高了管道的整体壁厚水平，同时氢气管道对焊前预热和焊后热处理的要求更为严格。
　　（4）设计制造：与天然气泄漏相比，管道内高压氢气泄漏形成的危险云团较大且集中，扩散最大高度增加较快，在近地面区产生的危险后果较小，但氢气影响范围区间更广，更易扩散，且达到同样火焰热辐射水平时，氢气的热辐射距离更近，能量相对更强。
　　（5）事故后果：氢气管道最小埋地厚度与天然气管道差异较小，但氢气管道与地下其他管道、建筑物之间的最小间距要求明显高于天然气管道，以避免高压氢气泄漏事故发生后引发多米诺效应。
　　我国氢气运输管道建设仍处于起步阶段。截至2019年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国氢气管道，仍停留在百公里级别，总里程约400km，主要分布在环渤海湾、长三角等地，位于河南省的济源与洛阳之间的氢气管道是我国目前里程最长、管径最大、压力最高、输送量最大的氢气管道，其管道里程为25km，管道直径508mm，输氢压力4MPa，年输氢量达到10。04万吨。按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》预计，到2030年，我国氢气管道将达到3000km。
　　1。2。4加氢：核心设备依赖进口，国产化进程逐步开启
　　加氢站的技术路线主要分为站内制氢技术和外供氢技术，中国加氢站的氢源绝大部分来自于外供高压氢气。据OFweek统计，当前国内正在运营的加氢站中，仅大连新源加氢站、北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其余加氢站的氢气主要来源于外部供氢，使用氢气长管拖车（运输高压气态氢）、液氢槽车（运输低温液态氢）往返加氢站与氢源之间。站内制氢技术又包括天然气重整制氢和电解水制氢。其中，电解水制氢已经应用广泛且技术已十分成熟，为大多数的欧洲加氢站所采用。
　　广东河北湖北包揽前三，大型加氢站仍然匮乏。据GGII不完全统计，截至2020年12月31日，全国在建和已建加氢站共181座，已经建成124座，其中2020年总计建成加氢站55座。在2020年国内建成的124座加氢站中，105座有明确的加注能力。而进一步分析这105座加氢站，大多数为加氢能力500kgd（12h）的加氢站，共50座，占比47。26；1000kgd（12h）的加氢站有20座，占比19。05，加氢能力超过1000kgd（12h）的加氢站有仅有7座，占比6。67。截至2021年3月，我国加氢站布局数量最多的前三名为广东、河北和湖北，在运数量分别为614436座。
　　从加氢站的功能来看，国内合建站占比逐年提高。根据《加氢站技术规范（国标GB505162010）》，加氢站可以单站建设，但具有需要重新选址、投入成本高等弊端而建设综合加注站可以降低运营成本。国内目前正积极探索油、氢、气、电的联合建设运营模式，中石油、中石化等央企已开始进行相关的研发和建设。
　　1。2。5燃料电池：进入产业化初期，具有广阔发展前景
　　国家能源集团、中石化、中石油等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。截止2020年底，我国燃料电池汽车保有量7352辆，我国燃料电池汽车已进入商业化初期。
　　电堆占据燃料电池系统的一半成本，国产化仍然存在短板。根据美国能源部的测算，系统成本中最核心的部分是燃料电池电堆和空压机。对80KW系统的成本测算，在年产50万套的规模化条件下，电堆占据了燃料电池系统成本的44，而空压机占比超过四分之一。电堆和空压机两部分也是降低燃料电池系统综合成本的关键。催化剂、质子交换膜、膜电极等核心零部件未实现国产化，生产效率较低，成本居高不下，仍然是燃料电池发展中的核心问题。
　　燃料电池系统基本性能满足需求，降低成本是未来的发展重点。对比《节能与新能源汽车技术路线图（2016年）》提出的技术目标，目前我国乘用车、商用车用燃料电池系统的研发和性能已满足使用需求，但成本距离目标要求依然还有很大差距，仍然制约着燃料电池汽车的商业化进程。根据美国能源部对燃料电池汽车成本的预估，生产规模的扩大化将使燃料电池系统的成本将大幅下降。基于2020年的技术水平，在年产50万套80kW电堆的规模下，质子交换膜燃料电池系统成本可降低到40美元kW，即80kW燃料电池汽车的电池系统总价约3200美元（约2万人民币）。
　　2道阻且长行则将至，中国氢能的挑战与机遇
　　2。1顶层设计逐渐清晰，燃料电池商业化路径进一步明确
　　国家能源局发布的《能源法（征求意见稿）》将氢能与煤、石油、天然气和风能等传统能源归类为能源范畴。年12020月，《新时代的中国能源发展》白皮书指出，开发利用非化石能源是推进能源绿色低碳转型的主要途径。未来将加速绿氢的制取、储运和应用等氢能产业链技术装备的发展，推动氢能燃料电池技术链和氢燃料电池汽车产业链的发展。十四五规划纲要中将氢能及储能作为未来产业进行前瞻规划，从国家战略高度引领氢能产业未来发展。而国务院发布的《新能源汽车发展规划（20212035年）》和中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图（2。0版）》更是为我国氢能发展道路提出了更为明确的要求与指引。随着国家碳中和、碳达峰任务的推进，氢能这一绿色能源受到国家的重视和大力推动。上述文件，对于氢气的制，储，运，加，用各环节都有所布局。核心利好的板块包括风光能电解水制氢，加氢站等基础设施建设，氢燃料电池汽车等。
　　财政部等五部委联合发文，以奖代补推动氢燃料电池汽车发展。《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》规定的燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系分两个方面：在燃料电池汽车推广应用领域，考核的关键指标是推广应用车辆技术和数量；在氢能供应领域，考核的关键指标为氢能供应及经济性。以奖代补示范政策核心：以中重型商用车、以城市群为引领，强化燃料电池产业链的强链、补链。以往补贴政策下，燃料电池汽车的应用落地主体主要为车企，此次《通知》将发展的核心任务交给了示范城市群。《通知》还指出示范城市群还可获得更多奖励，示范结束后超额完成任务的超额完成部分予以额外奖励。以上种种政策极大地鼓舞了各省市对氢能行业的发展和对申请成为示范城市群的动力。氢燃料电池汽车示范城市群政策发布后，全国有近20个城市群申报氢燃料电池汽车示范，国内多地掀起氢电产业发展热。随着未来示范城群名单的公布，氢能行业的发展将更上一层楼。
　　2。2地方氢能政策相继发布，各省政府对氢能行业热情高涨
　　受到国家大方向的指引，以及以奖代补等有关激励政策的出台，各地政府也纷纷响应国家号召，发布相关的氢能政策指导工作。其中2021年第一个季度，有不少地方政府纷纷对未来几年内氢能行业发展提出具体规划。
　　2。3中国减排任务艰巨，双碳承诺为氢能发展带来机遇
　　根据我国的承诺，到2030年和2060年，将分别实现碳达峰和碳中和两个宏大目标。然而就目前来看，中国的减排任务依然十分艰巨。根据联合国《EmissionGapReport2020》数据，2019年中国碳排放约140亿吨，从总量看，占全球总排放量的14以上，仍是全球排名第一的碳排放国。为应对全球气候变化，履行《巴黎协议》中碳减排目标，据国家可再生能源中心测算，我国既定能源政策仍需降低化石能源使用占比来达成气候变化低于2的目标。由此可见，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系迫在眉睫。
　　氢电耦合是构建我国现代能源体系的重要途径。目前，我国能源发展逐步从重量扩张向提质增效转变，能源效率、能源结构、能源安全已经成为影响我国能源高质量发展的三大关键所在。相比其他转型方式，氢能与电能结合将成为构建现代能源体系的重要途径。
　　我国兼具发展氢能的产业基础和应用市场。根据中国氢能联盟的预计，到2030年，中国氢气需求量将达到3，500万吨，在终端能源体系中占比5。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10，氢气需求量接近6，000万吨，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元。其中，交通运输领域用氢2，458万吨，约占该领域用能比例19，相当于减少8，357万吨原油或1，000亿立方米天然气；工业领域用氢3，370万吨，建筑及其他领域用氢110万吨，相当于减少1。7亿吨标准煤。
　　2。4制运氢成本高企是我国氢能普及所面临的首要挑战
　　氢气的大规模、低成本生产是降低氢气价格的首要解决难题。根据能链的数据，当前德国氢价为9。5欧kg（折合人民币约74。4元kg），而油价情况则是1。53美金升（折合人民币10。85元升）。美国目前氢气价格15美金公斤（折合人民币约106。35元kg）。高价的核心原因在于只有33的氢目前来源于二次能源，67的氢还是要被征收碳税，而油价情况美国目前是0。77美金升（折合人民币5。46元升）。日本当前的氢气价格为70元人民币kg。国内目前氢气出售价格每公斤约6070元（均价、无补贴），公交车跑100公里，需要约8公斤，也就是480560元。对比使用柴油的100公里只需220元，使用氢气成本仍然较高。而普通乘用车跑100公里需要约1公斤氢气，相对应就是6070元，与普通汽油车成本差不多。
　　运氢成本是中国加氢站成本的重要一环，也是降低加氢价格的关键。根据《InternationalJournalofHydrogenEnergy》对上海加氢站成本的研究，站内制氢的加氢站与外供高压氢气的加氢站相比，加氢的成本更低，主要原因是运送到加氢站的原料工业氢卡车的成本相对较高，这也是发达国家加氢价格较低的原因之一。由于中国大部分加氢站没有站内制氢的能力，因此充分利用长管拖车的运输能力变得十分重要。降低运氢成本可以弥补与发达国家的成本差距，使加氢的价格降低。3海阔凭鱼跃天高任鸟飞，下半年氢能产业中的投资机会
　　3。1氢燃料电池汽车销量将爆发式增长，2021或成为氢燃料电池发展元年
　　2020年受疫情和政策影响，自2016年连续4年增长的氢燃料电池汽车迎来了首次产销下降。据中汽协数据显示，2020年全年燃料电池汽车生产1199辆，销售1177辆，同比分别下降57。5和56。8。数据显示，今年2月，汽车产销分别完成150。3万辆和145。5万辆，环比分别下降37。1和41。9，同比分别增长4。2倍和3。6倍。其中，新能源汽车产销分别完成12。4万辆和11万辆，同比分别增长7。2倍和5。8倍，新能源汽车已连续8个月刷新当月产销历史记录。
　　随着疫情散去以及燃料电池政策示范通知政策在下半年的出台，预计全国燃料电池汽车产销量将有较大幅度提升。2020年之前，由于燃料电池持续在补贴政策不明朗，市场的观望态度明显。下半年氢能示范城市群的正式公布，将会大力促进当地燃料电池汽车产业链的快速发展，零部件国产化研发进程也会得到奖励政策等的有力支撑。而在基础建设支撑方面，就目前各地公布的在建拟建加氢站数量来看，预计2021年加氢站数量将有新的突破，或将达到150200座，也给氢燃料电池汽车提供了血液。
　　氢燃料电池汽车产销数据的增长潜力有望在下半年爆发。因为氢燃料电池全产业链一般在第一、二季度与下游厂商商讨技术方案、制定商务合同、订单备货，第三季度采购生产第四季度确认交付。若十城千辆政策在三季度能顺利落地，2021年氢燃料电池汽车有突破1万辆的潜力。从车型来看，氢燃料客车与重卡将占据2021年氢燃料电池汽车市场的主要份额。这主要是由于2021年我国将为2022年北京冬奥会做准备，我们预计氢燃料重卡将在2021年下半年开始逐步落地进行示范运营。
　　3。2赛道广阔前景明朗，挖掘细分环节中的经济价值
　　氢能供应端市场空间广阔，拥有千亿级市场潜能。氢能供应端包括氢气的制、储、运。根据中国氢能联盟的预计，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5。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10，氢气需求量接近6000万吨。
　　我国目前灰氢占比高，未来将被绿氢蓝氢取代。根据全国能源信息平台的调研显示，我国目前制氢原料超过90均来源于对传统能源的化学重整。其中，48来自于天然气重整、30来自于醇类重整、18来自于焦炉煤气重整，仅有约4来自于电解水。我们预计随着环保监管的逐步提高，未来无CCUS技术的化石燃料制氢（灰氢）将逐步被电解水制氢（绿氢）和结合碳处理CCUS技术的化石燃料制氢（蓝氢）所取代。
　　绿氢方面预测：
　　我国光伏风电迎来装机高峰，电解水制氢前景广阔。由于电费占整个水电解制氢生产费用的80左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。一方面通过开发PEM及SOEC技术可降低电解过程中的能耗，另一方面依靠光伏和风电的发展低成本制氢。当用电价格低于0。50元每千瓦时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。目前电价下，电解水制氢的成本在2040元每千克，随着我国光伏及风电的逐渐扩张，电解水制氢在未来有望达到平价，当电价下降到0。10。2元每千瓦，电解水制氢成本可下降至1020元每千克。根据国网能源研究院数据，2019年我国光伏系统度电成本约0。290。80元每千瓦时，到2025年度电成本在0。220。462元每千瓦时。陆上风电度电成本约0。3150。565元每千瓦时，且在未来仍有一定的下降空间，预计到2025年度电成本在0。2450。512元每千瓦时。我们预测304050年绿氢成本分别为21。5614。469。70元每千克。
　　蓝氢灰氢方面：
　　我国煤制氢技术成熟，已实现商业化且具有明显成本优势。目前我国煤制氢成本约在0。81。2元标方，存在大规模制氢的基础，且我国煤炭资源充足，煤制氢是我国当前主要的制氢方式。我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为600元时，大规模煤气化生产氢气的成本为1。1元Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至200元吨时，制氢气的成本可能降低为0。34元Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。然而煤制氢也存在碳排放问题，虽然未来CCS有望解决CO2排放问题，但也会增加制氢成本。此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步的提纯，增加纯化成本。在我国碳中和、碳达峰的目标下，CCUS技术的应用将逐渐被普及，我们预计20302040年灰氢将逐渐被蓝氢取代，我们预计随着蓝氢渗透率的提升，20202050年化石燃料制氢的综合制氢成本将逐步提升至18。32元每千克。
　　根据《2019中国氢能源及燃料电池产业白皮书》对中国氢气供给侧结构预测，按照绿氢、蓝灰氢进行归类，可以得出平均制氢成本。综合来看，短期内由于蓝氢对灰氢的替代，制氢成本在20202040年有一定程度上的增长，但随着光伏制氢项目的逐渐投产与普及，2050年绿氢占比80的目标若能实现，我国平均制氢成本有望下降到11。42元每千克。由于目前行业仍处在导入发展期，氢气的价格可能受到供需波动的影响，在此假设毛利率为10，预测氢气平均价值。再结合氢气需求量，我们预测氢气供应端市场空间304050年将有望达到572。755850。387615。90亿元。
　　加氢站建设势头迅猛，市场空间可达千亿级别。根据我国《节能与新能源汽车技术路线图》中对加氢站数量的规划，2025年预计达到1000座，2035年预计达到5000座，预测到2050年或将建成10000座加氢站。中商产业研究院的数据显示，氢气成本约占加氢价格的70。依据《节能与新能源汽车技术路线图（2。0版）》的要求，预计2050年加氢能力有望达到4000kg每天。我们推测出加氢站的市场空间在253550年分别为68。26871。592647。43亿元。
　　氢燃料电池汽车规模化有望降低成本，或将打开万亿级市场空间。根据我国《节能与新能源汽车技术路线图》中对燃料电池汽车总体技术路线的规划，2020年，计划实现燃料电池汽车在特定地区公共服务用车领域的小规模示范应用，达到5000辆规模；2025年在城市私人用车、公共服务用车领域实现大批量应用，达到5万辆规模；2030年在私人乘用车、大型商用车领域实现大规模商用化推广，达到百万辆规模。根据以上数据，结合我国燃料电池汽车商用车、乘用车发展现状，我们预计2050年燃料电池汽车市场规模将达到500万辆，假设2020年10000辆全部为商用车，2025年的50000辆中70为商用车，2030年的100万辆中50为商用车，2050年500万辆中40为商用车。
　　此外，根据《节能与新能源汽车技术路线图》中对单车成本的规划，我们采用单车最大成本进行保守估计，即2020年燃料电池汽车商用车、乘用车成本分别为150万元、50万元；2025年，分别为100万元、30万元；2030年，分别为50万元、20万元，根据技术发展情况，我们估计2050年两种车型成本将进一步下降，分别降为30万元和10万元。以上数据为基础，我们对单车价值量进行了估计，并由此推算出燃料电池汽车的整车市场空间。预计21253550年燃料电池汽车空间规模将达到16586938509900亿元。4三主线布局，赛道龙头强者恒强
　　4。1亿华通：燃料电池国产替代的领军企业
　　亿华通是中国氢能产业龙头标的，专注于氢燃料电池发动机系统研发及产业化。公司致力于成为国际领先的氢燃料电池发动机供应商，具备自主核心知识产权，率先实现了发动机及电堆的批量国产化，形成了以氢燃料电池发动机为核心，多种零部件共发展的体系。
　　投资要点：
　　冬奥会即将到来，短期业绩增长明确：张家口地区在冬奥会期间将有2000辆氢能公交运营，此外河北省要求2022年全省在运4000辆，北京地区2023年氢能汽车目标在运量3000辆，参考目前亿华通的区域地位，仅北京及张家口地区2021、2022年销售量将达到1513、1454辆，是公司2019年总销量的3。0倍、2。9倍，未来两年业绩增长确定性高。
　　配套车型居行列第一，市占率高龙头地位稳固：根据19年发布的《新能源汽车推广应用推荐车型目录》，被纳入目录的燃料电池商用车型共185款，其中配套公司生产发动机系统的商用车车型共计37款，占比高达20，超出第二名国鸿氢能8。公司燃料电池发动机市场占有率稳定在20左右，2019年全国燃料电池汽车销量2737辆，同期亿华通燃料电池发动机销量498套，龙头地位稳固。
　　2020年业绩下降属于短期因素，长期基本面依然向好：公司业绩下滑主要由于三个因素。1。2019年公司出售海珀尔新能源公司确认了6345。82万元投资收益，而2020年没有类似的非经常性损益；2。公司提高了对申龙客车应收账款坏账准备的计提比例，2019年计提4684。47万元坏账准备，2020年6月底增至8068。48万元；3。2020年计入当期损益的课题项目补贴同比减少。长期看公司重点布局的京津冀地区有望出现首批示范城市群，未来将加速规模化步伐，进入规模化降本的正向循环。
　　4。2美锦能源：以焦炉煤气制氢为核心，全产业链布局氢能赛道
　　美锦能源是中国炼焦产业龙头，工业副产氢资源充足，从制氢加氢站膜电极电堆整车全产业链布局氢能板块，旗下飞驰汽车研发的重卡样车已开始上路测试，此外在青岛、嘉兴、佛山、广州、云浮等多个城市建设氢能产业园，发挥全链条布局的协同效应优势。
　　工业副产氢及煤炭资源丰富，具备低成本制氢的潜力：公司炼焦业务的副产物焦炉气中工业副产氢占比高达5055，通过提纯能够满足低成本制氢的需求，发展工业制氢充分利用了公司传统煤焦业务的资源优势，也符合我国碳中和发展路线的要求。公司在山西的资源优势凸显，焦炉煤气成本低，目前现代制氢配套项目已经开工，二期竣工后产能达1万标方每小时，年产7800吨，未来35年会产生示范性效应。
　　飞驰汽车进入分拆上市提速期：公司在氢能领域进行了全产业链布局。子公司飞驰汽车是国内最大的氢燃料电池客车企业，年产能5000台，19年销售376辆氢能汽车，广东地区市占率达96，实现营收5。37亿元，同比增长24。91；净利润3656万元，同比增长12。59。飞驰汽车氢能主流产品突破了客车的范围，在8。6米、11米、12米城市客车之外，还有12T、18T物流车，还有4。5T、18T冷藏车，31T自卸车及49T牵引车，应用范围不断扩大，目前已更名为飞驰科技。公司在21年6月4日于深交所互动易披露，飞驰科技具备生产5000台年新能源汽车产能。受疫情和氢能行业相关政策影响，2020年飞驰汽车生产和销售各种类型车辆合计324辆，其中燃料电池车辆224辆。预计2021年飞驰科技各类车型产销量优于2020年，预计2123年飞驰汽车将进入分拆上市提速期。
　　氢能板块布局广阔，全链条协同效应强：公司从制氢加氢站膜电极电堆整车全产业链布局氢能板块，发挥全链条布局的协同效应优势。公司在全国各地陆续建设加氢站，全国各地规划100座次，公司运营的青岛首座固定式加氢站已经配套投运，具备1000公斤天的加氢能力。结合公司在工业制氢上的优势，在加氢站建设上拿单能力强，公司与河钢开展合作覆盖生产应用及基础设施建设，并与河钢集团全资子公司河钢工业技术签订《河钢工业技术服务有限公司与山西美锦能源股份有限公司之氢能产业合作框架协议》，明确4年内在河北建设不低于30座加氢站，未来23年内有望成为公司一大业绩亮点。公司有望在区域内实现氢气现制现用，降低储运及用氢成本。子公司飞驰汽车是国内最大的氢燃料电池客车企业，年产能5000台，20年H1实现营业收入2。88亿元，净利润1982万元公司在21年6月4日于深交所互动易披露，飞驰科技具备生产5000台年新能源汽车产能。受疫情和氢能行业相关政策影响，2020年飞驰汽车生产和销售各种类型车辆合计324辆，其中燃料电池车辆224辆。预计2021年飞驰科技各类车型产销量优于2020年，预计2123年飞驰汽车将进入分拆上市提速期。控股公司鸿基创能目前燃料电池膜电极确定订单在50万片以上，未来在政策推动下营收有望保持三年10倍增速，其中2021年营收预期为1。7亿元。
　　一季度业绩表现亮眼，焦炭板块量价稳步提升：公司21年第一季度归属于上市公司股东的净利润5。5亿元至7。5亿元，上年同期亏损5887万元，同比扭亏为盈。一是受焦炭价格持续高位运行的推动；二是国内新冠肺炎疫情已基本控制，公司主要产品产量较上年同期有所增加；三是年产385万吨的华盛化工项目中的焦炭项目已陆续投产，量价齐升带动公司业绩增长。
　　4。3潍柴动力：氢能重卡龙头标的
　　潍柴动力是我国重卡行业龙头企业，公司以发动机、车桥、变速箱在内的动力总成系统为根基，另外延伸上游零部件和下游重卡，率先涉足叉车和智能仓储。经过多年发展，已经成功构筑起了动力总成、整车整机、智能物流等产业板块协同发展的格局。
　　研发助力节能环保，国六大背景下龙头优势显著：20年公司研发投入达82。94亿元，逐年10以上稳步增长，远高竞争对手。公司目前在重卡行业市占率高达50。公司发布了全球首款效率达50。23的发动机并实现商业化应用。按49吨重卡行驶1万公里估算，可节省1500元的油耗。国六大背景下公司有望实现市占率以及毛利率的双重增长。
　　全面布局燃料电池，传统能源及新能源齐头并进：碳达峰将倒逼内燃机行业在节能减排等关键核心技术的升级。公司传统能源及新能源齐头并进，目前已建成两万套级产能的燃料电池发动机及电堆生产线，截至20年4月公司已累计配套300余辆氢燃料电池车辆，累计运营超过600万公里。随着FCEV客车带来的产业降本，氢能重卡有望在未来510年实现全寿命成本平价，氢能重卡将成为潍柴动力未来的增长驱动力。
　　百亿定增助力，中长期布局核心技术板块：公司于2020年发布130亿非公开发行A股方案，其中20亿用于燃料电池全产业链项目，40亿用于全系列国六及以上排放标准H平台道路用高端发动机项目，30亿用于大缸径高端发动机产业化项目以及30亿用于全系列液压动力总成和大型CVT动力总成产业化项目。