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核心观点
1、油气：能源转型驱动需求前景变化，和供给格局变化
1)原油：2022年全球原油需求将基本回到疫情前水平。2022年美国页岩油将恢复一定幅度的增长，但是考虑DUC的消耗和资本开支意愿，持续快速增产的前景难再现。OPEC因剩余产能非常集中，把控市场的能力仍在。预计2022年国际油价维持中高位概率大。远期来看在碳能源转型背景下，石油资产的久期变短，但是可能因投资意愿的明显下降而价格中枢抬升。
2)天然气：2021年秋季，国际天然气价格创历史最高水平，深层次原因在于——能源转型的不均衡性，以及国际LNG定价体系问题。远期来看能源转型背景下，天然气是三种化石能源中前景相对最好的品种。中国天然气需求“十四五”也有望保持较快增速。什么样的企业能够在市场变革、大浪淘沙中胜出？我们认为纵向一体化是关键。
2、炼化：老树开新花
1)大宗石化产品供给周期分析：预计2023年是行业产能周期拐点。受上一轮产能投放周期结束，以及碳中和项目审批难度加大影响，2023年及以后新增产能将明显下降。
2)新材料布局：能源转型将驱动化工转型。一方面，成品油需求放缓使企业主动进行“油改化”改造；另一方面，新能源相关投资迅猛发展拉动相关化工品需求。自下而上的看，企业层面也陆续有一些新材料产品规划。而炼化企业凭借其产业链配套优势和规模优势，有望在这部分产品竞争格局众占据优势。本文初步涉及EVA、DMC、PBAT和BDO的子行业跟踪。
3、氢能：脱胎于化石能源体系，碳中和关键一环
目前的氢气供给和应用都集中在化石能源和炼化生产过程内部。氢能因其清洁性、高能量质量密度、对旧能源体系基础设施的适用性，有望在碳中和扮演重要角色。化工企业从其产业链出发，可布局的方向包括，制氢+CCUS或副产氢(如轻烃裂解脱氢)，以及化工过程用氢的绿色替代。
风险提示：能源转型快于预期导致化石能源需求提早下滑的风险；能源转型慢于预期，且化石能源投资不足，导致化石能源价格持续高位的风险；公司层面，未能跟随行业变化趋势调整产业链结构的风险；行业审批政策持续收紧，导致企业缺乏成长性，以及产品供需长期紧张的风险。
1、 原油：碳中和下，久期更短，中枢更高
在碳中和背景下，石油资产的久期变短，按照主流机构的预测全球石油需求将在2025年见顶。但是资本开支面临较高不确定性，导致企业资本开支意愿很低。原油需求在减速，但是供给不只是在减速而是在刹车，供需不匹配将使油价在近端被抬高。
1.1、 需求2022将回到2019的疫情前水平
根据IEA预测， 2021年全球原油需求同比+550万桶/天，达到9630万桶/天；2022年全球原油需求将同比+330万桶/天，达到9960万桶/天，基本回到疫情前2019年的水平。
我们预计需求增长部分来自于天然气的拉动。2021Q3全球LNG价格暴涨之后，石油制品相对天然气的比价优势显现。根据IEA的估计，“油代气”将拉动近期石油需求50万桶/天。
明年需求增长主力将是航煤，在疫情面前仍具不确定性。2021年石油需求增长主要来自汽油和柴油；2022年预计的需求增长330万桶/天，其中1400万桶/天来自航空煤油。航煤需求快速恢复必须基于疫情的显著好转和国际航线的恢复，考虑疫情变化复杂，实际恢复速度仍具不确定性。
1.2、 OPEC和页岩油跷跷板效应可能再次出现
供给端，页岩油2022年将恢复少量增长。继2020年疫情产量下滑、2021年产量平稳无增长之后，2022年美国页岩油有望恢复一定的产量增长。根据IEA预测，2022年美国页岩产量有望增加62万桶/天，加上NGL和墨西哥湾地区的产量增长，美国整体石油产量有望增加约100万桶/天。
2021年以来，尤其是拜登上任及美国重回气候协定之后，页岩油上市公司的资本开支纪律非常鲜明。面对油价较快回升几乎不为所动，2021全年资本开支仅增加9%(2020年同比为大幅下滑-59%)。从美国石油钻机数量来看，也没有再重演历史上出现过的对价格的迅速反馈(如2016年油价快速回升驱动的钻机数量的大幅提升)。本轮油价回升后，美国活跃石油钻机数量从底部的172个，回升到近期的461个，相比上一轮油价高点2018年底的钻机数量相差近一半。
明年OPEC或再次面临政策两难。2021年对于OPEC来讲是非常舒适的一年——全球原油需求较快修复，叠加美国页岩无增长，给OPEC留出了良好的操作空间。2021年OPEC在释放持续产量的前提下，同时实现了全球原油库存的快速下降。截至8月，OECD原油库存已经下降至28.24亿桶，跌至5年均值的下方。可以说目前原油库存处于偏低状态、全球供需紧平衡。
但是，进入2022年，OPEC将面临“释放产能”和“控制库存”的两难局面。
1.3、 2022年油价维持中高位概率大
尽管2022年的石油市场供需平衡情况比2021年更加微妙，油价走势也不太可能像2021年那么流畅，但是我们仍倾向于判断油价将维持中高位。原因如下：
首先，页岩的产量会有小幅增长，但是潜力实在有限。美国石油行业深受“绿色化”影响，尤其是上市公司在华尔街的影响下资本开支受限。尽管2021年将出现一定产量恢复，但是很难再现历史上2013~2014和2017~2019年两轮产量高增的局面。另外值得重视，从DUC(已钻未完井)数据来看，2021年在钻井数量低迷的情况下，页岩油产量得以维持平稳未明显下滑，是得益于对DUC的消耗。而DUC消耗至今数量已经跌至5100个左右，到达2014年即页岩油革命之初的水平。蓄水池作用几乎消失，对未来产量支撑作用下降。
其次，OPEC虽还有剩余产能，但是剩余产能集中在海湾四国手里。根据OPEC增产计划，将每个月增产40万桶/天，直到限产的580万桶全部回归市场；并且将在2022年5月将产量基线上调160万桶/天。理论上，到明年5月份之前的增产空间高达620万桶/天(相比2021年10月)。但实际上目前OPEC10国的剩余产能544万吨，且绝大部分88%集中在海湾四国——沙特、阿联酋、伊拉克、科威特手中。因此，OPEC对市场控制力仍然存在，只要不起内讧，仍有较大希望将油价维持在相对高位上。
2、 天然气：大变革时代，谁能胜出
天然气的供需扭曲或称为常态，核心矛盾在于——降碳要求下，天然气替代煤炭是非常经济的做法，这会在中短期拉动天然气需求。但是供给端，企业对30年后碳中和前景对天然气远期需求担心，无论是气田、还是LNG出口终端投资意愿都不足。未来5年，欧洲碳交易价格将形成对天然气价的底部支撑。
2.1、 涨价的深层次原因--碳中和下的市场扭曲
2021年秋季，国际天然气价格创历史最高水平，甚至成为拉动国际原油和欧洲煤炭大涨的主要推手。截至11月末，亚太JKM价格和欧洲TTF价格还分别停留在37美金/mmbtu、29美金/mmbtu的高位。
透过现象看本质，天然气市场的深层次问题在于：
1)能源转型的不均衡性
降碳要求下，天然气替代煤炭是非常经济的做法，这会在中短期拉动天然气需求。根据IEA，2020年天然气对煤炭的替代降低了5800万吨二氧化碳排放。预计2019-2024年全球天然气需求CAGR仍有1.3%左右，工业领域将成为主要需求拉动因素。
2021年我们看到的现实的情况，欧洲天然气需求在Q1-3同比增长了10%，Q2单季增长接近25%。中国工业煤改气拉动天然气需求高速增长，1-9月表观消费增速高达15.6%。
与此同时，天然气供给端投资意愿低迷。上游勘探开发投资受到碳中和预期的抑制，因为假如2050年可以实现碳中和就意味着届时天然气的需求量会降到很低，也就意味着投资相关资产的现金流久期很短。比如根据BP的计划，从2019年到2030年，自身石油天然气产量压减42%，平均每年压减5%。对于LNG出口终端的投资也同样面临久期的问题。
2)国际LNG定价体系存在问题
全球天然气市场经历了从“固定价格”向“挂钩油价”向“挂钩气价”转变的过程。以欧洲为例，1996年英国率先完成天然气市场化改革，建立起了国家虚拟平衡点(NBP)并逐步发展为区域基准价格，后来陆续打造了荷兰TTF、德国GPL等十余个天然气交易枢纽。目前TTF是最主流的LNG贸易进入挂靠枢纽气价的气-气竞争时代。2019年，欧洲LNG进口中与油价挂钩占比32%，气-气竞争占比68%。
然而，天然气的两个特征决定了它不是非常适合高度市场化：第一，天然气作为气态的商品，库存水平变化对其价格影响大，要远大于原油或者固体商品。挂钩气价本身的国际市场定价体系，非常容易受到外部因素的影响，比如冷冬对需求的意外提升，比如今年欧洲风电出力不好使天然气需求被动提升等。第二，天然气的需求可中断性比较差，尤其是民生用气领域，类似电力，供给中断就是事故。换句话说就是天然气需求刚性太强，价格波动对调节供需不太发挥作用。
2.2、 能源转型背景下，天然气是三种化石能源中前景相对最好的品种
IEA的《2021全球能源展望》中，分三种情形描绘了化石能源的需求前景：1)转型最激进的NZE(Net Zero Emissions by 2050 Scenario)假设全球在2050年实现碳的净零排放；2)中性情形APS(Announced Pledges Scenario)假设国家做出的气候承诺全部实现；3)最保守的情形STEPS(Stated Policies Scenario)反应当前的政策设置。在上述三种情形下，油、气、煤需求呈现不同的前景：
1)石油：三种情形之下，石油需求均在2025年左右达峰，然后以不同的速度下降。
2)天然气：中性和激进转型下，天然气需求均在2025年左右达峰；而保守转型下，天然气需求在2050年之前持续保持增长趋势。
3)煤炭：三种情形都表明煤炭供给量呈现加速下降的趋势。
在未来五年内，所有情形下的天然气需求都会增加。中性情形下，需求预计在2025年左右达到峰值然后缓慢下降；而在保守转型情形下，天然气需求一直呈现增长的趋势。
1)天然气在全球电力转型过程中将发挥重要作用。在世界许多地区，天然气在满足季节性供热需求和短期发电方面发挥着重要作用。目前，地下天然气储存设施容量为4200亿立方/年，相当于世界供暖需求的一半以上；从供暖的角度来说，天然气的缓冲能力不容易被电力系统取代。
天然气发电厂是当今电力安全的保障，因为天然气能够根据可再生能源产量的变化或需求等进行灵活地调整。在亚太地区，燃气发电厂在2030年的峰值发电量预计比2020年高出10%~15%。
2)国内天然气将保持较快增长。根据IEA，2030年，我国的天然气需求在保守、中性、激进的情况下，分别为4540亿立方、4430亿立方、4380亿立方，较2020年增幅分别为41%、38%、36%。主要来自于我国的工业与化工领域“煤改气”拉动用气量增长。
3)国际LNG贸易量将继续增长，到2050年占交易量的近70%。中性情形下，尽管全球天然气总体需求会在2025年见顶，但是LNG贸易量会持续增长，到2050年占据全球天然气贸易量70%份额。主要出口供给增量来自美国和俄罗斯。
2.3、 中国天然气将继续较快发展，谁将胜出？
我们认为，中国的天然气需求仍在较快增长。产业链上游供气商，和下游燃气公司体现出不同的竞争格局。上游供气商目前仍以三桶油为主。下游城市燃气公司的竞争格局仍然较为分散，近年来有逐渐走向集中的趋势。
政策层面，国家鼓励天然气市场化改革， 和“X+1+X”的市场结构，即上游供气商和下游终端用户直接谈合同，中间的管输环节逐渐变成代输模式、更接近公用事业的定价方式。
未来，什么样的企业能够在市场变革、大浪淘沙中胜出？
1)产业链纵向一体化：随着“X+1+X”市场结构雏形初现，原本存在的产业链各环节的切割越发模糊。上游供气商越来越重视下游市场布局，比如油公司对大型直供气客户的开发。同时，下游燃气公司也越来越重视上游资源的掌握，包括海外进口长协的谈判。另外，中游公司比如LNG接收站贸易商，必须同时重视上游气源获取和下游用户的把控。随着特许经营权概念的淡化和现存特许经营权逐渐到期，传统“城燃公司”概念或将成为历史，正确把握历史机遇的“一体化龙头”将崛起。
2)资源和用户多元化：如我们前面提到，天然气供应的稳定性对用户来讲非常重要，且天然气的供和需对价格不敏感，价格波动对供需平衡的调控能力有限，必须依靠市场主体主动调节供需。而市场化意味着保供主体多元化，原先依赖三桶油保供，未来要变成多方共同保供。作为天然气供应商必须拥有主动调配供给需求的能力，不能把鸡蛋放在一个篮子里，要有多元化供给(包括三桶油常规气源、非常规气、海气、液厂等)，以及多元化需求(居民、电厂等保供对象，同时要有工业气、化工用气等可中断用户)，甚至拥有自己的下游产业链配套(综合能源、甚至化工)。
3、 炼化：老树开新花
3.1、 大宗石化产品供给周期分析
我们定期对主要石化大宗产品产能统计进行更新，本次我们对部分产品增加了2024年的供给预测。
总体产能周期判断维持不变：预计2023年是行业产能周期拐点，受上一轮产能投放周期结束，以及碳中和项目审批难度加大影响，2023年及以后新增产能将明显下降。具体而言：1)烯烃，乙烯好于丙烯，因为乙烯项目审批难度更大，丙烯因制取路线多元化程度高、新产能仍相对较多；2)聚酯产业链，PX供给预期明显调减，主因炼化项目审批难度增加；PTA受行业低迷和上游PX放缓影响，新增产能也有明显放缓，但基数太大压力仍在；涤纶长丝供给长期保持温和增长格局。
3.2、 下游新材料布局和重点产品跟踪
能源转型将驱动化工转型。一方面，成品油需求放缓使企业主动进行“油改化”改造；另一方面，新能源相关投资迅猛发展拉动相关化工品需求。自下而上的看，企业层面也陆续有一些新材料产品规划。而炼化企业凭借其产业链配套优势和规模优势，有望在这部分产品竞争格局众占据优势。
本报告仅就几家公司已经涉及的几个品种——EVA、DMC、PBAT和BDO进行初步的分析跟踪。而炼化产业链可以延展的下游新材料品种远不止于此，碳纤维、POE、己二腈等都是可以考虑的延伸方向。
3.2.1、 EVA:炼化 ╳ 光伏，享受高成长和技术壁垒
根据IHS预测，2022年全球太阳能光伏装机容量将出现超过20%的增长，首次突破200GW大关。我们估算，在光伏需求拉动下，EVA总需求量有望维持10%的增长，而光伏级EVA需求增速有望达到20%或以上。
供给端，2021年虽然新增产能不少，但能供光伏级的不多，仅中化泉州、延长榆林或能部分产出光伏级EVA.2022年，预计行业新增产能较少，仅浙石化二期下游配套的EVA预计有望2021年底投产、2022年逐渐释放产能。
到2024年，尽管EVA行业整体进口依存度将有所下降，但光伏级EVA进口依存度仍然在40%~50%之间。
3.2.2、 DMC:炼化 ╳ 锂电，关注EO法进入锂电领域前景
碳酸二甲酯(DMC)产品品质主要为电池级(99.9%纯度)及工业级(一等品 99.5%，优级品 99.8%纯度)。中国碳酸二甲酯的下游消费集中在电解液溶剂和聚碳酸酯(PC)区域，隆众资讯预计，2021 年锂电池电解液溶剂品消费占比 44.2%，聚碳酸酯产品消费占比 26.3%。
2021年1~10月，中国新能源车产量增速高达164%，后续有望拉动DMC需求持续高速增长。我们预测，尽管DMC后续有一些规划新增产能，但是考虑需求高增，行业整体的产能利用率有望持续提升。
从供给端竞争力的角度，DMC与炼化产业链契合度比较高。其主流工艺路线原料是EO/PO，以及甲醇、二氧化碳，都是大炼化的产品或副产物。且生产过程中消耗二氧化碳，能够形成碳汇。DMC下游传统需求领域PC，又可以与酚酮产业链结合。
值得关注的是，随着锂电池电解液领域额需求高增长，其在DMC需求占比将持续提升。而锂电池电解液对DMC产品纯度、含水量、甲醇含量都有相对较高要求。EO路线生产DMC能否进入电池级领域值得关注。
3.2.3、 PBAT和BDO:顺酐法有望成为炼化进军PBAT切入点
根据隆众石化预测，随着未来“禁塑令”政策加紧，2025年国内可降解塑料有望突破260万吨。PBAT作为重要的石化基可降解塑料占据较大市场份额并被用于替代传统PE材质的塑料制品(垃圾袋、食品容器、薄膜包装等)。截至2020年底，PBAT占我国可降解塑料总产能的46%。己二酸(AA)、对苯二甲酸(PTA)、丁二醇(BDO)为原料，在催化剂作用下直接进行酯化和缩聚反应来制得
2021年以来，PBAT产业链遇到的最大问题就是，原料之一BDO供给受限，导致其吃掉产业链绝大部分利润。我们跟踪的价格价差数据来看，截至2021年11月份，PBAT价格虽然仍在25000元/吨左右的高位，但其本身利润已经比较微薄。而BDO价格高达30000元/吨以上。
BDO成为解决可降解塑料应用推广速度的关键因素。BDO有三种原料路线——电石、天然气、顺酐。电石法受“能耗双控”影响新增产能难度大；天然气法受制于国内天然气优先保民生，在化工领域的应用也受限。原本盈利较弱的顺酐法BDO路线，在PBAT扩能的带动下，未来或成为主流路线。
企业方面，恒力石化、东方盛虹、齐翔腾达、宇新股份，都有PBAT和/或顺酐法BDO的规划。
4、 氢能：脱胎于化石能源体系，碳中和关键一环
氢并不算是“新”能源，它在能源领域的应用有很长的历史，而且与化石能源存在密切关系。“阿波罗”人类登月就是氢能驱动的。氢气在合成氨尿素和炼化领域的应用也给人类的发展带来支撑。
氢能拥有几个特性——清洁性、高能量质量密度、对旧能源体系基础设施的适用性，有望在碳中和扮演重要角色。
4.1、 氢气供需现状：目前主要来自化石能源，主要用于炼化过程
根据IEA，2020年，全球氢需求量约为9000万吨，相比2000年需求量增长了50%。几乎所有的需求都来自炼油和化工，炼油厂每年消耗近4000万吨氢气作为原料或者能源，化工生产的氢气需求大约为4500万吨，其中约四分之三用于氨生产，四分之一用于甲醇生产。
新型领域的需求目前占比很低。例如，运输方面，氢需求量每年不到2万吨，仅占氢总需求量的0.02%。
供给端，截止2020年，天然气是制氢的主要原料，占全球年氢气产量的60%；煤炭占氢气产量的19%。
2020年，我国氢气产量超过2500万吨，其中主要以煤制氢为主，所产氢气占62%，天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢占1%左右。
4.2、 未来应用领域展望
1)工业应用值得重视，既可以帮助工业生产降碳，又可以培育低成本绿氢供给，是氢气应用从传统领域切换至新兴领域的重要中转。2)交通领域和发电、储能新兴领域是长期布局方向；3)传统炼油领域需求受成品油需求见顶预期影响，长期来看将下降。
4.2.1、 工业领域：传统应用嫁接绿氢供给
根据IEA，2020年，工业领域的氢气总需求为5100万吨，其中，氨、甲醇、直接还原铁占比分别为65%、25%与10%。随着经济与人口的增长，工业对于氢气的需求越来越大，并且开辟出了新运用、新领域。根据IEA的中性预测，2030年，氢气需求大约为6500万吨，与2020年相比，增速为30%；2050年，氢气的需求大约为1亿吨，与2020年相比，增速将近100%。
1)化工用氢：需求保持上涨趋势，低碳氢替代化石能源是关键
2020年，化工行业的氢需求为4600万吨，主要用于氨与甲醇的生产，对于氢的需求分别为3300万吨与1300万吨。未来，化工行业对于氢的需求会继续上升，根据中性情形的预测，2030年的需求会比2020年提高25%，达到5700万吨左右；2050年的需求会比2020年提高50%，提高至7000万吨左右。如何使用低碳氢来替代化石能源对于化工企业来说是关键。
2)钢铁：氢气直接还原炼铁
在中性的情形下，钢对于氢气的需求会在2030年翻一倍，为1000万吨左右；2050年会达到现在需求量的五倍以上，为2500万吨左右。所以在直接还原铁(DRI)和高炉中混合纯氢来替代煤炭与天然气是迈向粗钢零排放的第一步。
工业领域氢气发展的关键是，低碳氢气的替代，主要包括两个方式：电解水制氢，和化石能源制氢+CCUS。各国有一些示范项目在推进，比如：
甲醇用绿氢：德国和丹麦分别有1MW和0.25MW的电解水制氢项目。拟在建项目有荷兰的e-Thor与Djewels、比利时的North-C-Methanol以及瑞典的LiquidWind。
宝丰能源：公司于2019年启动200MW光伏发电及2万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，该项目采用“新能源发电+电解水制取绿氢绿氧直供煤化工”新模式，将所产的氢气、氧气直接送入化工装置，实现新能源替代化石能源。目前，正在给宁夏的煤制烯烃项目提供部分原料制甲醇。
该项目采用单台产能1000标方/小时的高效碱性电解槽制氢设备，并配套相应的氢气压缩与储存设备，可年产2.4亿标方“绿氢”和1.2亿标方“绿氧”。目前已经有10台投入运营，计划今年年底前全部建成投产。
从成本方面来看，根据公司公告，制1标方氢气需要5.2度电，用电成本为0.63元；在加上设备折旧、人工等等，氢气的综合成本为0.7(0.63+0.07)元/标方。化石能源制取氢的成本为0.6元/标方，公司制氢成本与传统能源制氢成本相近。
直接还原铁(DRI)用绿氢：德国的SALCOS与奥利地的H2FUTURE合作，通过电解氢来替代天然气，规模为每年1000吨的氢气；Thyssenkrupp在德国使用氢气替代煤炭的项目获得成功，目前在测试个能高的混合率；西班牙的ArcelpMittal用可再生能源生产氢气来做DRI。
国内的宝钢承诺在2050年实现零碳排放，主要大力发展基于绿氢的直接还原铁DRI技术。同时，河北钢铁集团已经开始布局氢气炼钢项目，开发了一个小型商业化的直接还原铁项目，将70%氢气与30%焦炉煤气混合使用。
4.2.2、 交通运输：布局以大型载具为主，传统企业延续竞争力的载体
目前运输方面，石油产品占运输能源总需求的90%。氢占比很小，主要用于在难以电气化的运输领域，比如长途、重卡、航运与航空。根据中性预计，用于运输方面的氢将在2030年升至520PJ，占运输能源需求的0.4%；2050年，运输对氢的需求比30年高15倍，占运输能源需求的6%。
能量密度——氢气能量质量密度有优势，能量体积密度有劣势。目前来说，1kg的氢气的能量密度约等于1加仑汽油，然而，用于为燃料车提供动力的燃料电池效率为50%左右，所以估算1kg氢气的能量密度约等于2加仑汽油。
从下图可以看出，氢气的能量质量密度非常高，远高于成品油和锂电池；但是氢气的能量体积密度比较低，除非达到70mpa或者液氢，氢的能量体积密度相对锂电并不占据优势。氢气的该属性决定了它比较适合用于大型交通工具，比如重卡、船舶等。
氢能用于交通领域是传统石化企业、传统车企共同发力方向。氢能在运输方面的发展受到了传统能源企业的支持，因为氢能除了可以帮助完成双碳的目标之外，对传统石化企业原有产业链可以直接利用(drop-in)，有助于延续这些巨头的竞争力。对于传统车企来讲，在电动车赛道上落后，或将寄希望于燃料电池车上弯道超车。
油氢合建站可以依靠已有加油站而建，被认为是目前加氢站建设的最佳方式。部分加油站具备油氢合建站的基本条件，有足量的土地以及跟周边设施的距离满足加氢站技术规范的要求。
不仅可以有效节约土地成本，而且可以依靠已有加油站销售网络，带来比较稳定的客户，形成一个可持续发展的加氢基础设施推广新模式，从而体现出建设油氢合建站的可行性。同时，现有加油站已有多年运营经验，在设备维护、安全管理以及人员素质方面都有得天独厚的条件，为油氢合建站的建设和示范运行提供了基本保障。
丰田与日野汽车共同开发重型燃料电池卡车，Daimler Truck与Volvo成立了合资企业，开发、生产长途卡车使用的燃料电池。OMV与壳牌一起，跟着依维柯在欧洲大规模部署氢燃料卡车。
国内也开始布局氢燃料电池，一汽在佛山开始打造燃料电池商用车研发生产基地，国家能源集团成功试车自主研发的20kW固体氧化物燃料电池发电系统，潍柴动力募资130亿元量产固态氧化物燃料电池。中国石油、中国石化也在氢能方面积极布局。
此外，火车、轮船等大型运输工具氢气或有应用前景。2018年，德国拥有了第一辆氢燃料火车，进行100公里的商业服务。后续，欧洲各国开始陆续订购氢燃料电池列车，目前德国有27列氢燃料列车，计划在2022年开启永久，常规运营。在线路直接电气化困难或者成本高的地方，部署燃料电池轨道可以帮助脱碳。
轮船方面，绿氨在轮船方面或有应用前景。绿色氨可以用于内燃机来消除二氧化碳的排放，最早在2023年可以提供100%氨燃料的海上发动机，并在2025年为现有船提供氨改装包。甲醇比氨与氢的运用技术更加成熟，是减少船舶排放的短期解决方案，但是氨有更深层次的脱碳潜力。
4.2.3、 发电领域：关注调峰和储能
目前，用于发电的氢气可以忽略不计，占比不到0.2%，主要是用于燃气轮机的燃料。目前燃气轮机只能处理含氢量70%(以体积计算)的混合气体，未来几年，可以处理100%氢气的燃气轮机有望商业化。
1)燃料电池可以提供备用与离网电力：燃料电池将氢变为电与热，同时产生水，不会有直接的排放问题。从IEA的报告内容来看，目前，燃料电池的电气率在60%以上，即使在部分负载的情况下，也能保持较高的效率。
在燃料电池之中，固定式燃料电池可以提供备用电力与离网电力。目前很多的国家，以甲醇、LPG或者氨为原料，作为无线电与电视塔的备用或者离网电能。
2020年，Ballard Power为德国的数字无线电发射塔提供500个燃料电池系统，以确保72小时的备用电源。
2)氨可以作为储能媒介：氨可以作为一种媒介进行长时间的存储，以此来平衡可再生能源的不稳定性。日本最大的公用事业公司JERA，计划把20%燃煤机组里面的燃料换成氨。
目前，氨气因为燃烧速度与火焰的稳定性都偏低，还不能适用于大型的燃气轮机。三菱公司致力于解决这个技术难题，并且宣布在2025年将有燃烧100%氨的大型燃气轮机商业化。
除此之外，大型冷冻液氨罐也是一种途径。比如，一个大型罐的直径为50米，高度为30米，那么就可以储存150GWh的能源，相当于10万人城市的年用电量。
5、 投资观点
1)原油预计2022年国际油价维持中高位概率大。远期来看在碳能源转型背景下，石油资产的久期变短，但是可能因投资意愿的明显下降而变得更贵。
2)天然气是三种化石能源中前景相对最好的品种。中国天然气需求“十四五”也有望保持较快增速。什么样的企业能够在市场变革、大浪淘沙中胜出？我们认为纵向一体化是关键。
3)炼化：周期品方面，预计2023年是主石化产品产能周期拐点。受上一轮产能投放周期结束，以及碳中和项目审批难度加大影响，2023年及以后新增产能将明显下降。
能源转型将驱动化工转型值得重视。一方面，成品油需求放缓使企业主动进行“油改化”改造；另一方面，新能源相关投资迅猛发展拉动相关化工品需求。自下而上的看，企业层面也陆续有一些新材料产品规划。而炼化企业凭借其产业链配套优势和规模优势，有望在未来的竞争格局处于优势。
4)氢能脱胎于化石能源体系，有望成为碳中和关键一环。目前的氢气供给和应用都集中在化石能源和炼化生产过程内部。氢能因其清洁性、高能量质量密度、对旧能源体系基础设施的适用性，有望在碳中和扮演重要角色。化工企业从其产业链出发，可布局的方向包括，副产氢(如轻烃裂解脱氢)的供给，以及化工过程用氢的绿色替代。
6、 风险提示
1) 能源转型快于预期导致化石能源需求提早下滑的风险；
2) 能源转型慢于预期，且化石能源投资不足，导致化石能源价格持续高位的风险；
3) 公司层面，未能跟随行业变化趋势调整产业链结构的风险；
行业审批政策持续收紧，导致企业缺乏成长性，以及产品供需长期紧张的风险。
（文章来源：樨樨和她的油气小伙伴）
文章来源：樨樨和她的油气小伙伴