敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2023年8月16日行业研究政策需求共振，氢能电解槽快速增长——氢能与燃料电池产业前沿系列九电力设备新能源氢能具有能源和原料双重属性，国内外政策驱动绿氢快速渗透。作为能源，氢能主要应用在燃料电池技术路线上，下游对应燃料电池车、储能等场景。作为原料，氢能主要应用于合成氨、甲醇、以及冶金等领域。欧洲通过欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，设定2030年本地生产+进口各1000万吨绿氢的目标，内部通过风光氢储一体化示范项目和能耗双控推动绿氢发展，主要应用于化工端。统计目前国内及与国际合作的绿氢项目，我们预计22-25年释放3000-3200台电解槽订单。目前国内绿氢渗透率约2%，碱性电解槽成为绿氢技术路线主流。我国2020年氢气消耗量3342万吨，绿氢渗透率约2%，氢气来源以煤制氢和天然气制氢为主。2021年，全球氢能需求达到9400万吨，欧美制氢主要通过大型中央工厂的天然气重整实现。碱性电解槽具有成本优势，是目前商业化制绿氢的主流技术路线，2021年国内出货量占比99%。碱性电解槽国内市场空间预计2025年达到176亿，2022-2025年CAGR为150%。全球2030年电解槽累计需求有望达到79860台，每年绿氢需求约3993万吨。价格是各个场景氢气替代的关键，电价对绿氢成本影响最大。在化工领域，绿氢主要替代灰氢和蓝氢。绿氢成本中电费占比高达70%以上，当电价低于0.2元/kWh时，由于灰氢和蓝氢需要CCUS费用和提纯费用，绿氢在经济性上有望与之竞争。在车用领域，氢气的优势在于其高能量密度，从经济角度考虑，它可以与柴油车的全生命周期成本（TCO）相媲美。对于长途运输车辆而言，当氢气的枪口价格低于25元/kg，并且考虑到补贴因素时，燃料电池重卡可以在经济性上超过柴油车。至于船用领域，燃料电池船舶目前处于发展初期，谈论经济性还为时过早。未来，通过采用合成燃料的方式，绿色船舶有望实现应用。海内外各公司积极布局电解槽技术，各企业转型进入电解槽领域。自2022年8月以来，各家电解槽企业明确公布产能超7.5GW，同时纷纷发布电解槽新品。国内主要有以下几类企业：光伏、风电企业转型做电解槽，通过光伏风电设备配套项目拿下订单；传统电解槽企业，实力稳定，产品验证较多；电气、重工、压力容器类企业转型，有压力容器制造经验。电解槽本身制造技术壁垒不高，主要在于下游的渠道以及长期的运行稳定性，拥有早期装机经验的企业有望快速获得订单，形成规模效应。投资建议：电解槽行业进入“0-1”阶段，产品性能及下游渠道是决定后续企业销量以及项目配套的关键所在，有光伏、风电配套项目以及大客户合作背景的企业有望拿到大量订单。建议关注：华光环能、华电重工、昇辉科技。风险分析：绿氢需求及应用推广进度不及预期、政策鼓励不及预期、AEM/PEM等技术降本迅速引起技术迭代。买入（维持）作者分析师：殷中枢执业证书编号：S0930518040004010-58452063yinzs@ebscn.com分析师：郝骞执业证书编号：S0930520050001021-52523827haoqian@ebscn.com联系人：吕昊021-52523817lvhao@ebscn.com行业与沪深300指数对比图-23%-15%-6%2%10%07/2209/2212/2204/23电力设备新能源沪深300资料来源：Wind要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告电力设备新能源投资聚焦海内外碳排放目标设立的大背景下，各国纷纷推动绿氢发展。欧洲通过碳边界调整机制（CBAM）协议，碳关税目录内新增氢气，同时设立2030年绿氢2000万吨的目标。国内通过能耗双控，以及风光氢储一体化项目推动企业建设绿氢应用项目。目前西北地区由于风光资源丰富，发电成本较低，制氢成本接近灰氢/蓝氢，有力推动企业建设绿氢及应用项目。碱性电解槽（ALK）是目前主流技术路线，其技术较为成熟，成本较低，国内主要有以下几类企业入局制造：光伏、风电企业转型做电解槽，通过光伏风电设备配套项目拿下订单；传统电解槽企业，实力稳定，产品验证较多；电气、重工、压力容器类企业转型。我们的创新之处1、统计了目前海内外各国对于氢气需求规划，并且分析了国内电解槽及其零部件的市场空间；2、分析了氢气在不同应用场景下对于成本的容忍程度，并对ALK制氢、PEM制氢、煤制氢、天然气制氢成本综合进行了分析；3、总结了国内外各家企业对于电解槽的布局，并且就新产品技术参数、产能情况进行了统计。股价上涨的催化因素1、示范级项目释放速度超预期，国家对能耗以及环保的要求进一步提升。2、光伏、风电价格持续下降，带动绿氢成本进一步下降。3、国内与中东、北非地区“一带一路”带动新能源风光氢储项目大量实施，电解槽出口量进一步提升。投资观点电解槽行业进入0-1阶段，产品性能及下游渠道是决定后续企业销量以及项目配套的关键所在，有光伏、风电配套项目以及大客户合作背景的企业有望拿到大量订单。建议关注：华光环能、华电重工、昇辉科技。nMuNmOqQvMtQsNqQsNnOtRbRdN7NmOqQnPsRfQnNvNlOrQsN8OrQsMvPoNtRuOpPtR敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告电力设备新能源目录1、海内外携手政策驱动，绿氢助力双碳目标.........................................................................61.1、氢能具有能源和原料双重属性，目前成本较高......................................................................................61.2、我国氢气主要来源于煤制氢与天然气制氢，绿氢渗透率约2%..............................................................71.3、电解槽技术多样化，碱性电解槽（ALK）与质子交换膜电解槽（PEM）为主流...................................91.4、海内外纷纷出台政策推动绿氢产业发展...............................................................................................141.4.1、国内碳中和碳达峰驱动制氢端产能释放...........................................................................................141.4.2、风光氢储示范级项目推动电解槽需求快速增加................................................................................161.4.3、欧洲提出氢能发展目标....................................................................................................................171.4.4、海湾地区多国提出氢能发展目标......................................................................................................201.4.5、北非各国氢能发展目标....................................................................................................................221.4.6、日韩提出全方位氢能发展目标.........................................................................................................231.4.7、美国致力于清洁能源替代.................................................................................................................251.4.8、海外重点板块需求总结....................................................................................................................252、因地制宜，多来源氢气匹配不同应用场景........................................................................262.1、价格是各个场景氢气替代的关键..........................................................................................................262.2、原料属性：化工与冶金领域氢能应用主要替代灰氢与蓝氢..................................................................272.2.1、全球氢能在化工与冶金领域应用情况..............................................................................................272.2.2、国内化工领域不同氢气来源成本对比..............................................................................................282.2.3、氢气冶金发展较慢，技术仍需突破..................................................................................................332.3、能源属性：交通运输领域替代燃油发动机，补充锂电.........................................................................352.3.1、车用领域我国主要关注燃料电池商用车...........................................................................................352.3.2、氢动力船舶尚处于发展初期.............................................................................................................363、电解槽领域重点公司.......................................................................................................373.1、中船718研究所（派瑞氢能）..............................................................................................................383.2、隆基绿能..............................................................................................................................................393.3、阳光氢能..............................................................................................................................................393.4、考克利尔竞立（苏州）.........................................................................................................................393.5、亿利洁能..............................................................................................................................................393.6、双良新能源...........................................................................................................................................403.7、华电重工..............................................................................................................................................403.8、昇辉科技..............................................................................................................................................403.9、华光环能..............................................................................................................................................404、投资建议.........................................................................................................................415、风险提示.........................................................................................................................425.1、市场风险..............................................................................................................................................425.2、技术风险..............................................................................................................................................42敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告电力设备新能源图目录图1：2019年我国氢气来源量............................................................................................................................8图2：2019年我国氢气分区域产量占比..............................................................................................................8图3：2019年我国氢气消费结构.........................................................................................................................8图4：2020-2060年中国氢能需求量预测趋势图（单位：万吨）........................................................................9图5：2060年中国氢气需求结构.........................................................................................................................9图6：2021年全球制氢来源结构.........................................................................................................................9图7：2021年电解水制氢设备出货量（单位：MW）.......................................................................................10图8：可再生能源制氢项目使用技术占比.........................................................................................................10图9：电解槽构造..............................................................................................................................................11图10：2022年电解槽成本构成.........................................................................................................................11图11：2023Q1企业中标情况（单位：台）......................................................................................................12图12：2022-2025年中国绿氢规划项目，单位：吨/年......................................................................................17图13：电解槽项目平均招标价格，单位：元/kW.............................................................................................17图14：IPCEI发展宣言中氢价值链摘要............................................................................................................19图15：欧洲-北非地区天然气/氢气管道图.........................................................................................................19图16：海湾阿拉伯国家重点氢能项目分布.......................................................................................................20图17：海湾国家2050年预计新能源装机量与电解槽装机量（单位：GW）....................................................20图18：北非各国气态氢的理论年产量潜力（单位：TWhH2）........................................................................22图19：北非各国气态氢的实际年产量潜力（单位：TWhH2）........................................................................22图20：日本氢能增长战略时间表......................................................................................................................24图21：美国清洁氢发展目标.............................................................................................................................25图22：重点关注板块各国2030年计划氢能项目产能（单位：万吨/年）.........................................................25图23：终端市场对氢价接受不同......................................................................................................................26图24：氢能全产业链条图.................................................................................................................................27图25：中国甲醇产能、产量及消费量（单位：万吨）.....................................................................................28图26：2020年世界甲醇产能分布（单位：万吨）............................................................................................28图27：中国合成氨产量（单位：万吨）...........................................................................................................28图28：2019年世界合成氨产量分布（单位：万吨）........................................................................................28图29：中国粗钢产量（单位：亿吨）...............................................................................................................28图30：2022年世界粗钢产量分布（单位：亿吨）............................................................................................28图31：各区域化工行业2030年可再生氢需求量（单位：万吨）.....................................................................29图32：氢气在化工行业的应用.........................................................................................................................29图33：2030年中国氢能炼钢耗氢量分布（单位：万吨）.................................................................................34图34：氢气在钢铁行业的应用（三种工艺示意图）.........................................................................................34图35：中国氢燃料电池汽车销量（单位：辆）................................................................................................35图36：国内氢能船发展....................................................................................................................................36图37：国际氢能船发展....................................................................................................................................36敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告电力设备新能源表目录表1：常见储氢系统与材料的储能密度...............................................................................................................6表2：基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析.....................................................................................7表3：四种电解水技术对比...............................................................................................................................10表4：ALK和PEM电解槽及其零部件国内市场空间预测................................................................................11表5：部分质子交换膜电解槽布局企业.............................................................................................................13表6：欧美主要PEM电解水系统整体解决方案供应商.....................................................................................13表7：国内氢能政策梳理...................................................................................................................................14表8：欧盟核心六国氢战略一览........................................................................................................................18表9：IPCEI项目建立以来，欧盟批准的两批氢能项目....................................................................................19表10：2050年欧洲与北非供欧一次能源产量...................................................................................................20表11：中东海湾阿拉伯国家近几年重要氢能项目布局.....................................................................................21表12：北非国家近几年重要氢能项目布局.......................................................................................................22表13：韩国氢能经济活性化路线图主要目标....................................................................................................24表14：煤制氢制绿氨绿色甲醇成本..................................................................................................................29表15：天然气制氢制绿氨绿色甲醇成本...........................................................................................................30表16：ALK电解水制氢制绿氨绿色甲醇成本...................................................................................................32表17：PEM电解水制氢制绿氨绿色甲醇成本...................................................................................................33表18：多种不同动力车成本比较......................................................................................................................36表19：2022年8月以来电解槽产能项目立项情况............................................................................................37表20：电解槽产品新品发布情况......................................................................................................................38敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告电力设备新能源1、海内外携手政策驱动，绿氢助力双碳目标1.1、氢能具有能源和原料双重属性，目前成本较高纵观人类能源发展史，从最初的炭(C)到石油(—CH2—)和天然气(CH4)，能源形式中含氢量剧增，实现低碳及无碳能源消费是必然趋势。炭、石油和天然气都是典型的化石燃料，燃烧产物主要有二氧化碳(CO2)、硫的氧化物(SOx)、氮的氧化物(NOx)、挥发性有机碳化物(VOC)、一氧化碳(CO)和微小的颗粒物。其中，CO2是一种温室气体，被认为是导致全球气候变暖的主要原因。SOx和NOx会造成区域性酸沉积。空气中NOx、CO和VOC反应会形成臭氧，其高氧化性会引起呼吸道疾病，造成农作物减产甚至破坏植被。微小的颗粒物引起的问题更大，会引起呼吸道和心血管疾病，甚至癌症。近年来每到入冬季节人们都深受雾霾困扰，颗粒物PM2.5是罪魁祸首。有研究表明，黑色的炭颗粒也会增强全球变暖趋势。化石燃料属于一次能源，用完后不可再生，因此面临着枯竭的危险。因争夺化石能源造成的地区不安定，包括战争的频频出现，也促进了各种替代能源的高速发展。零排放的氢将成为未来能源的载体。氢是一种真正的清洁能源，其燃烧产物是水，尤为重要的是不会产生任何污染物。氢有以下优点：（1）能量密度极高：达到39.4kWh/kg，约为汽油的3倍，焦炭的4.5倍，用高储能密度的氢储存能量具有得天独厚的优势。（2）资源丰富：宇宙中大于90%(原子分数)或者75%(质量分数)是由氢构成的；（3）可由水制取：水是地球上最为丰富的资源，全球约有70%的面积覆盖着水。表1：常见储氢系统与材料的储能密度储能系统质量能量密度(MJ/kg)体积能量密度(MJ/L)铅酸电池0.140.36镍氢电池0.41.55锂离子电池0.54~0.90.9~1.9高压氢(3MPa)1206.87液氢1208.71MgH,10.6314.68LiAH,11.0412.58NH3BH318.8719.57汽油43.932.05液化天然气50.2422.61资料来源：吴朝玲《氢气储存和输运》，光大证券研究所整理相对于电能而言，氢气具有能源和原料的双重属性。在能源领域，氢气可以通过燃料电池、氢内燃机等技术进行能量转换。其中，燃料电池是氢气能源应用的主要方向。在燃料电池中，氢气作为反应物与氧气反应，产生电能作为输出。燃料电池主要应用于交通和储能领域。与电动车和内燃机汽车相比，燃料电池汽车的综合效率约为30%，居于中间位置。这主要是因为在整个电-氢-电的能量转换过程中，涉及到电解水、氢气的运输和储存，以及燃料电池的应用，这些环节会导致能量损失，从而降低效敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告电力设备新能源率。相较于电动车而言，燃料电池汽车的效率较低。然而，与燃油车相比，燃料电池汽车不受卡诺循环的限制，整体效率更高。氢车与电车从整车能耗对比来看：丰田mirai2百公里耗氢0.415kg，对应耗电约23.2kWh，而比亚迪汉纯电版本百公里耗电13.5kWh，远低于燃料电池乘用车。所以就综合能耗而言，在乘用车领域，燃料电池汽车相较锂电车型并不具有竞争力。燃料电池车的优势在于补能速度快。燃料电池车3-5min即可充满，而锂电车即使快充也需要20min以上才能充满。同时由于燃料电池系统重量较轻，氢气及其金属化合物的能量密度也远高于锂电池，所以在能耗较大，补能速度要求较高的场景，燃料电池比锂电池更具有优势，如商用车、冷链物流车等应用领域。我国基于电网基建发达的国情，前期集中发展纯电动乘用车，同时于2022年提出了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，在商用车领域着重发展燃料电池系统的应用。表2：基于可再生能源的能源动力组合全链条能效分析环节能量损失项目电动车燃料电池内燃机汽车100%可再生能源燃料环节电解-22%-22%二氧化碳捕捉-44%运输、储存、加注-5%-22%燃料生产效率95%61%44%动力环节充电设备-5%电池充电-5%氢转化为电-46%DC/AC转换-5%-5%发动机效率-5%-5%-70%综合效率77%30%13%资料来源：《面向碳中和的新能源汽车创新与发展》（欧阳明高），光大证券研究所整理在原料领域，氢气主要应用在化工、冶金等场景。氢气在化工领域中的应用主要是在氢化反应、氧化反应、加氢反应等方面。例如，在精细化学品（香料、药品、农药等）的生产中，氢气通常用于加氢反应；在石油化工行业中，氢气常常用于加氢裂化、氢气重整等反应，用于生产乙烯、苯乙烯、煤油等化工产品。此外，氢气还可以用于制备氨气、甲醇、氢氧化钠等化工产品。1.2、我国氢气主要来源于煤制氢与天然气制氢，绿氢渗透率约2%按照生产来源，世界能源理事会将氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢三类。灰氢指由天然气、煤等化石燃料生产的氢气，制取过程成本最低，但碳排放量高，在化工行业应用普遍；蓝氢是灰氢的“升级版”，在氢气生产环节配合碳捕捉和封存技术，能够减少大量碳排放，成本相应更高；绿氢则是利用风能、太阳能等可再生能源发电，再电解水生产氢气，成本最高。绿氢应用需要考虑“制备：电价足够低”、“消纳：化工配套较好”、“平替：替代煤制氢、天然气制氢”：（1）由于绿氢的成本构成中70%以上来自于电费，而不同地区的电价受到供电来源的限制，差距较大，所以电价洼地有较强的优势。（2）由于氢气制备之后储运也涉及到成本增加，所以当地有对应的化工园区进行配套将有助于氢气就地消纳，大大减少储运成本。（3）碳中和背景下需要绿氢替代化石能源制氢。目前我国氢气主要来源是煤制氢（64%）和天然气制氢（14%），电解水制氢比例约2%。敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告电力设备新能源图1：2019年我国氢气来源量图2：2019年我国氢气分区域产量占比64%14%21%2%煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢26.30%25.10%23.20%12.30%8.30%4.80%西北华北华东华南西南东北资料来源：中国氢能联盟资料来源：中国氢能联盟图3：2019年我国氢气消费结构25%32%0%2%27%14%炼化与化工合成氨交通其他纯氢甲醇其他（eg.热）资料来源：中国氢能联盟中国氢能联盟统计预测，2030年我国氢气的需求量约为3715万吨，其中绿氢需求量约771万吨，2060年我国氢气的需求量为1.3亿吨，氢气需求充足。2030年不同行业氢气消费量如下：化工行业：可再生氢需求约为376万吨，是中国最大的可再生氢需求市场。钢铁行业：总氢气需求约为174万吨，其中可再生氢需求约94万吨，其余为工业副产氢。氢燃料电池：总耗氢量每年434万吨，其中可再生氢需求约301万吨，燃料电池车保有量将达到62万台。在2060年的中国用氢需求预测中，工业领域用氢需求为7794万吨，约占氢气总需求量的60%，交通运输领域的用氢需求约为4051万吨，约占氢气总需求量的31%，电力和建筑领域用氢约占氢气需求总量的9%。敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告电力设备新能源图4：2020-2060年中国氢能需求量预测趋势图（单位：万吨）图5：2060年中国氢气需求结构3342371557269690130300200040006000800010000120001400020202030E2040E2050E2060E60%31%5%4%工业交通运输电力建筑资料来源：中国氢能联盟统计及预测，光大证券研究所整理资料来源：中国氢能联盟预测，光大证券研究所整理世界范围内，国际能源署（IEA）《全球氢能回顾2022》数据显示，2021年，全球氢能需求达到9400万吨，氢能需求的大部分增长来自炼油和传统工业。与中国不同，目前全球范围内主要依靠天然气和工业副产制氢，美国95%的制氢通过大型中央工厂的天然气重整实现，主要原因在于它是目前最经济实惠的做法；欧洲氢气产量占全球21%，也主要依赖于天然气重整。图6：2021年全球制氢来源结构18.04%19.04%62.14%0.70%0.04%0.04%工业副产氢煤制氢未配备CCUS的天然气制氢电解水制氢油制氢配备CCUS的化石燃料制氢资料来源：IEA《全球氢能回顾2022》，光大证券研究所整理1.3、电解槽技术多样化，碱性电解槽（ALK）与质子交换膜电解槽（PEM）为主流根据电解槽的不同，目前共有四种电解水制氢技术。碱性电解水技术(ALK)、质子交换膜电解水技术(PEM)、高温固体氧化物电解水技术(SOEC)和固体聚合物阴离子交换膜电解水技术(AEM)。（1）ALK技术最为成熟，已经完全商业化，成本最低，目前在中国发布的最大电解槽制氢规模已达到2000Nm³/h，直流能耗最低达到4.0kWh/Nm³（极限约3.6kWh/Nm³）。（2）PEM技术也较为成熟，但成本较高，2020年美国能源部划分的技术成熟度与ALK一致，目前中国已具备生产制氢规模200Nm³/h的电解槽，工业级PEM制氢能耗约5kWh/Nm³，目前存在产业链国产化不足问题，质子交换膜与催化剂依赖进口，正处于商业化初期。敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告电力设备新能源（3）SOEC与AEM在中国处于研发与示范阶段，未进行商业化。2023年4月，由翌晶氢能制造的国内首条SOEC量产线在上海嘉定下线，年产能达100MW。表3：四种电解水技术对比技术分类ALKPEMSOECAEM运行温度(℃)70-9050-80600-100040-60电解质/隔膜/电极30%浓度KOH溶液石棉、PPS膜、Fe/Ni质子交换膜铂、铱等膜电极陶瓷材料YSZ(钇稳定的氧化锆)苯乙烯类聚合物(DVB)阴离子交换膜电流密度(A/㎡)3000-600010000以上——氢气纯度99.80%99.99%99.99%—产氢压力(MPa)1.6443.5直流能耗(kWh/Nm³)4.0-5.53.9-63.0-4.04-5.5发展进度完全商业化5MW-10MW商业化初期1MW研发和示范阶段高温800-850℃研发和示范阶段50kW最大单槽制氢规模(Nm³/h)2000260——资料来源：IRENA，势银，光大证券研究所整理国内碱性电解水制氢设备出货量远高于质子交换膜电解水制氢设备。据势银统计，2021年中国碱性电解水制氢设备的出货量约350MW，质子交换膜电解水制氢设备的出货量约5MW，碱性电解水制氢设备出货量占比达99%。在现有的可再生能源制氢项目中，约有80%的项目采用碱性电解水技术，主要集中在炼化、化工和交通领域，因为碱性电解水制氢成本低、单槽制氢规模大；约有20%的项目采用质子交换膜电解水技术，主要集中在储能和制氢加氢一体站项目，中石化风光制氢示范项目和三峡集团“源网荷储一体化”示范项目是目前中国规模最大的PEM制氢项目。图7：2021年电解水制氢设备出货量（单位：MW）图8：可再生能源制氢项目使用技术占比350,99%5,1%碱性电解水制氢设备质子交换膜电解水制氢设备80%20%碱性电解水技术质子交换膜电解水技术资料来源：势银，光大证券研究所整理资料来源：势银，光大证券研究所整理碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和BOP辅助系统。（1）碱性电解槽主体包括正负双极板、阳极电极、隔膜、密封垫圈、阴极电极等6个组成部分。（2）BOP辅助系统包括电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统及附属系统等8大系统。PEM电解制氢技术使用质子交换膜作为固体电解质替代了ALK电解槽使用的隔膜和液态电解质，避免了碱液污染和腐蚀问题。PEM电解槽具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点。敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告电力设备新能源产业链上各环节布局逐渐完善。如碱性电解槽隔膜的代表性企业有东丽（中国）投资有限公司、Agfa-GevaertGroup及碳能科技（北京）有限公司；电解槽镍网的代表性企业有安平县辉瑞丝网制造厂等；喷涂的代表性企业有保时来、北京盈锐优创氢能科技有限公司等。图9：电解槽构造图10：2022年电解槽成本构成28%8%8%44%12%电极隔膜密封垫片极板其他资料来源：高工氢电，光大证券研究所整理资料来源：高工氢电，光大证券研究所整理受益于国家双碳目标，电解槽市场快速增长。我们预计2025年ALK电解槽市场规模有望达到176亿，2022-2025年CAGR为150%。2025年PEM电解槽市场规模有望达到19.4亿，2022-2025年CAGR为142%。关键假设：（1）2022年ALK电解槽价格约1500元/kW，考虑ALK电解槽技术较为成熟，每年系统价格下降2%。隔膜/Ni电极/双极板/端板及集流板/其他组件及密封分别占ALK电解槽成本的27%/30%/20%/12%/11%。（2）2022年PEM电解槽价格约8400元/kW，考虑PEM电解槽技术通过优化贵金属催化剂使用，仍有较大降本空间，每年系统价格下降10%。膜电极/双极板/端板及集流板/其他组件及密封分别占PEM电解槽成本的38%/53%/5%/4%。（3）考虑ALK成本较低，作为22-25年主要商用化应用技术，数量占比较大，根据示范项目规划氢气量估计，2023-2025年ALK电解槽出货数量500/1000/1800台。电解槽整体朝大型化发展，假设2022年单台功率4400kW，2023-2025年单台功率按照9%/20%/20%增长。（4）考虑PEM成本逐渐降低，以及体积小，灵活性强的优势，整体增速较快，2023-2025年PEM电解槽出货数量30/75/180台。目前单台功率较ALK更小，整体朝大型化发展速度有望更快，假设2022年单台功率900kW，2023-2025年单台功率按照25%/25%/25%增长。表4：ALK和PEM电解槽及其零部件国内市场空间预测电解槽数量/个20222023E2024E2025EALK电解槽17050010001800YOY194%100%80%PEM电解槽183075180YOY67%150%140%合计1885301,0751,980功率/KW20222023E2024E2025EALK电解槽748,0002,400,0005,760,00012,441,600敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告电力设备新能源YOY221%140%116%PEM电解槽16,20033,750105,469316,406YOY108%213%200%合计764,2002,433,7505,865,46912,758,006PEM电解槽占比2%1%2%2%零部件市场空间（亿元）20222023E2024E2025EPEM电解槽1.362.557.1819.38膜电极0.520.972.737.36双极板0.721.353.8010.27端板及集流板0.070.130.360.97其他组件及密封0.050.100.290.78合计1.362.557.1819.38ALK电解槽11.2235.2882.98175.65隔膜3.039.5322.4047.43Ni电极3.3710.5824.8952.69双极板2.247.0616.6035.13端板及集流板1.354.239.9621.08其他组件及密封1.233.889.1319.32合计11.2235.2882.98175.65合计（PEM+ALK）12.5837.8390.15195.02资料来源：势银，光大证券研究所测算我们统计了2030年海外以及国内的绿氢需求，每年总计约3993万吨，根据中国氢能联盟预测，2030年国内绿氢需求有望达到771万吨；根据欧盟、中东、北非的规划，2030年绿氢需求有望达到2222万吨；根据美国能源部规划，2030年绿氢需求有望达到1000万公吨（以上数据见后文1.4节）。基于以上数据，按照1000标方电解槽，5000利用小时数计算，1万吨绿氢约需要20台电解槽，每台功率约5MW，我们推测全球主要氢气生产国电解槽2030年合计需求有望达到79860台。碱性电解槽竞争较为激烈，23年订单快速增加。2022年，中国电解槽总出货量约为800MW，其中碱性电解水制氢设备出货量约为776MW。头部企业出货量占有率高，中船派瑞氢能、考克利尔竞立、隆基氢能占据总出货量的80%。2023年一季度，10家企业分享413.5MW电解槽订单，阳光电源、中船派瑞、隆基氢能分别以105MW、100MW和75MW位居前三。图11：2023Q1企业中标情况（单位：台）020406080100120阳光电源中船派瑞隆基氢能绿动氢能三一氢能安思卓中能氢能中国电建厚普赛克赛斯资料来源：氢云链，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告电力设备新能源目前国内在质子交换膜电解槽领域布局的企业约有20家，具备MW级制氢设备生产能力的有中船派瑞氢能、赛克赛斯、国氢科技、长春绿动和阳光氢能等。表5：部分质子交换膜电解槽布局企业序号企业名称1中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司2山东赛克赛斯氢能源有限公司3中国科学院大连化学物理研究所4长春绿动氢能科技有限公司5阳光氢能科技有限公司6康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司7上海治臻新能源股份有限公司8北京中电丰业技术开发有限公司9江苏国富氢能技术装备股份有限公司10无锡威孚高科技集团股份有限公司11氢辉能源（深圳）有限公司12普顿（北京）制氢科技有限公司13浙江高成绿能科技有限公司资料来源：势银《中国电解水制氢产业蓝皮书》，光大证券研究所整理国外电解槽企业多布局于PEM和SOEC等新技术。欧美主要PEM电解水系统整体解决方案供应商为Cummins、Elogen、ITMPower、NEL、PlugPower、SiemensEnergy。近年有多次融资、并购和整合案例出现。如英国ITMPower在2019年获得5880万英镑融资、在2020年获得1.72亿英镑融资；GTT集团在2020年以约800万欧元价格收购了Elogen；美国PlugPower在2021年以9800万美元收购了FramesGroup、在2020年以6500万美元收购UnitesHydrogen。欧美在SOEC方面的代表公司包括FuelCellEnergy、康明斯、Sunfire等。近年来也获得国家和社会等方面的资金支持。美国FuelCellEnergy曾于2016-2020年负责美国能源部300万美元的SOEC研发项目；康明斯于2021年获得美国能源部500万美元拨款，用于SOEC电堆自动化组装、生产的研发；德国Sunfire在2021年获得1.09亿欧元D轮融资，计划在2023年建成200MW的SOEC电解槽产能。表6：欧美主要PEM电解水系统整体解决方案供应商公司国家备注Cummins美国其电解水业务为2019年收购的HydrogenicsElogen德国原AREVAHH2Gen，2020年被GTT集团收购ITMPower英国已建成1GWGigafactory，计划新建两家工厂使总产能达到5GWNEL挪威其美国PEM业务为2017年收购的ProtonOnsitePlugPower美国其PEM电解水技术为2020年收购的GINERELXSiemensEnergy德国2020年从西门子拆分上市资料来源：各公司官网，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告电力设备新能源1.4、海内外纷纷出台政策推动绿氢产业发展1.4.1、国内碳中和碳达峰驱动制氢端产能释放政策持续加码，明确产业规划与发展方向。2016年，中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会燃料电池分会发布《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016年）》，首次提出了我国氢能产业发展路线图。自2019年氢能被首次列入政府工作报告，国家密集出台了一系列政策支持氢能产业发展。2020年6月，《2020年能源工作指导意见》提出推动氢能技术进步与产业发展。2021年3月，氢能被视为“十四五”规划中须前瞻规划的未来产业之一；11月，《“十四五”工业绿色发展规划》提出加快氢能技术创新和基础设施建设，鼓励氢能的多元化应用。2022年，国家政策持续加码，进一步明确氢能产业发展方向和战略布局，其中3月出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》强调指出，统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用。表7：国内氢能政策梳理时间机构部门/会议政策/公告具体内容关键词2019/3/5国务院2019年政府工作报告提出“推进充电、加氢等设施建设”，氢能首次被写入政府工作报告。氢能2020/6/22国家能源局2020年能源工作指导意见提出应制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。氢能2020/9/16财政部、工业和信息化部、科技部、发展改革委、国家能源局关于开展燃料电池汽车示范应用的通知将燃料电池汽车购置补贴政策调整为燃料电池汽车示范应用扶持政策，对符合条件的城市群进行燃料电池汽车关键核心技术产业化研究和示范应用给予奖励。示范期暂定为四年。示范期间，五部门将采取“以奖代补”的方式，根据目标完成情况对入围示范的城市群进行奖励。燃料电池汽车2020/11/2国务院《新能源汽车产业发展规划(2021-2035）》攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支挥技术。提高氢燃料制储运经济性。因地制宜开展工业副产氢及可再生能源制氢技术应用。开展多种形式储运技术示范应用，逐步降低氢燃料储运成本:健全氢燃料制储运、加注等标准体系。加强氢燃料安全研究，强化全链条安全监管。推进加氢基础设施建设。完善加氢基础设施的管理规范，引导企业根据氢燃料供给、消费需求等合理布局加氢基础设施，提升安全运行水平。燃料电池汽车2021/3/13十三届全国人大四次会议、全国政协十三届四次会议中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要将氢能与储能列为六大前沿科技和产业变革领域之一，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。氢能、储能2021/6/25国家能源局国家能源局关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知氢能及燃料电池技术:研究内容（包含但不限于):高效氢气制备、储运、加注和燃料电池关键技术，氢能与可再生能源协同发展关键技术。氢能、储能2021/9/22国务院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1.统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。2.推动可再生能源制氢等前沿技术攻关。3.推动加氢站建设。4.加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。氢能2021/10/29国务院《“十四五”全国清洁生产推行方案》开展高效催化、过程强化、高效精馏等工艺技术改造。推进炼油污水集成再生、煤化工浓盐废水深度处理及回用、精细化工微反应、化工废盐无害化制碱等工艺。实施绿氢炼化、二氧化碳耦合制甲醇等降碳工程。氢能2021/10/24国务院2030年前碳达峰行动方案1.钢铁行业：鼓励钢化联产，探索开展氢冶金、二氧化碳捕集利用一体化等试点示范。2.交通运输：积极扩大电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域应用；推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆；有序推进充电桩、配套电网、加注（气）站、加氢站等基础设施建设。3.科技创新：氢能等学科建设和人才培养，深化应用研究基础。集中力量开展低成本可再生能源制氢等技术创新。加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。4.政策保障：建立健全氢制、储、输、用标准。氢能、氢燃料电池汽车、氢冶金2021/11/2国务院中共中央国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见深入实施清洁柴油车（机）行动，全国基本淘汰国三及以下排放标准汽车，推动氢燃料电池汽车示范应用，有序推广清洁能源汽车。氢燃料电池汽车2021/11/15工信部《“十四五”工业绿色发展规划》提升清洁能源消费比重。鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。严格控制钢铁、煤化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费，鼓励有条件地区新建、改扩建项目实行用煤减量替代。提升工业终端用能电气化水平，在具备条件的行业和地区加快推广应用电窑炉、电锅炉、电动力设备。鼓励工厂、园区开展工业绿色低碳微电网建设，发展屋顶光伏、分散式风电、氢能敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告电力设备新能源多元储能、高效热泵等，推进多能高效互补利用。2021/12/30国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰中和工作的指导意见》优化非化石能源发展布局，不断提高非化石能源业务占比。完善清洁能源装备制造产业链，支撑清洁能源开发利用。坚持集中式与分布式并举，优先推动风能、太阳能就地就近开发利用，加快智能光伏产业创新升级和特色应用。因地制宜开发水电，推动已纳入国家规划、符合生态环保要求的水电项目开工建设。积极安全有序发展核电，培育高端核电装备制造产业集群。稳步构建氢能产业体系，完善氢能制、储、输、用一体化布局，结合工业、交通等领域典型用能场景，积极部署产业链示范项目。加大先进储能、温差能、地热能、潮汐能等新兴能源领域前瞻性布局力度。氢能、氢燃料电池汽车、示范产业链2022/1/5国家能源局、工信部、住建部、交通运输部、农业农村部智能光伏产业创新发展行动计划(2021-2025年)拓展智能光伏技术耦合，支持智能光伏制氢等试点示范项目建设，加快开展制氢系统与光伏耦合技术研究。建设行业服务和验证平台，支持建设一批光伏储能、光伏制氢、光伏直流等系统验证平台，加强多领域横纵联合。光伏制氢2022/1/29国家发改委、国家能源局“十四五”新型储能发展实施方案目标：到2025年，新型储能由商业初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件，氢储能、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破；到2030年，新型储能全面市场化发展，新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列。举措：将加大关键技术装备研发力度，推动多元化技术开发，开展氢(氨)储能等新一代高能量密度储能技术。氢储能2022/3/24国家发改委、国家能源局氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）战略定位:氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。发展目标：1.到2025年，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。2.到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。3.到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。氢能，规划2022/6/1国家发展改革委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局“十四五”可再生能源发展规划推动可再生能源规模化制氢应用，包括：1.开展规模化可再生能源制氢示范；2.推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。将可再生能源规模化制氢应用定位为创新可再生能源利用方式，开展大规模离网制氢示范和并网型风光制氢示范。可再生能源规模化制氢2022/6/10生态环境部发展改革委工业和信息化部住房城乡建设部交通运输部农业农村部能源局《减污降碳协同增效实施方案》加快新能源车发展，探索开展中重型电动、燃料电池货车示范应用和商业化运营。并要求加强氢能冶金二氧化碳合成化学品、新型电力系统关键技术等研发，推动炼化系统能量优化、低温室效应制冷剂替代、碳捕集与利用等技术试点应用。燃料电池货车2022/7/8国家发改委等16部门贯彻实施《国家标准化发展纲要》行动计划提出加强新型电力系统标准建设，完善风电、光伏、输配电、储能、氢能、先进核电和化石能源清洁高效利用标准。氢能2022/7/18国家自然科学基金委员会《“双碳”基础研究指导纲要》其中能源结构重塑方面的重点领域与优先方向包括:氢能等二次能源与低碳化工协同体系构建:化石能源低碳高效制氢原理:氢能“制储输用”一体化产业体系构建及关键材料研制:高效经济的气燃料电池的过程机理:高值流程制造业体系构建等。氢能2022/8/1工信部、国家发展改革委、生态环境部《工业领域碳达峰实施方案》有序引导天然气消费，合理引导工业用气和化工原料用气增长。推进氢能制储输运销用全链条发展。鼓励企业、园区就近利用清洁能源支持具备条件的企业开展“光伏+储能”等自备电厂、自备电源建设。鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。开展电动重卡、氢燃料汽车研发及示范效应。制储氢2022/8/18科技部等九部门《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022-2030年)》研发可再生能源高效低成本制氢技术、大规模物理储氢和化学储氢技术、大规模及长距离管道输氢技术、气能安全技术等:探索研发新型制氢和储氢技术储氢2022/8/19交通运输部《绿色交通标准体系(2022年)》涉及新能源与清洁能源应用、能耗能效、碳排放控制、节能技术与管理等多项节能降碳标准，其中节能降碳标准200中包括气燃料电池公共汽车配置要求，国家节能降碳相关标准中包括:加氧站技术规范(2021年版)。燃料电池汽车、加氢站2022/8/25工信部《关于推动能源电子产业发展的指导意见(征求意见)》加快高效制氢技术攻关，推进储氢材料、储氢容器和车载储氢系统等研发。突破电堆、双极板、质子交换膜、催化剂、膜电极材料等燃料电池关键技术。支持制氢、储氢、燃氢等系统集成技术开发及应用。加强固态电池、钠离子电池、超级电容器、氢储能/氢燃料电池等标准体系研究。燃料电池关键技术2022/8/29工信部、财《加快电力装备绿色推进火电、水电、核电、风电、太阳能、氢能储能、输电、配电及用电等10个领域电力装备绿色低氢能敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告电力设备新能源政部等五部门低碳创新发展行动计划》碳发展。加快制氢、氢燃料电池电堆等技术装备研发应用，加强氢燃料电池关键零部件、长距离管道输氢技术攻关。完善新型储能、氢能等全产业链标准体系。2022/9/18财政部税务总局工业和信息化部关于延续新能源汽车免征车辆购置税政策的公告明确对购置日期在2023年1月1日至2023年12月31日期间内的新能源汽车，免征车辆购置税。新能源汽车2022/9/27工业和信息化部发展改革委财政部生态环境部交通运输部《关于加快内河船舶绿色智能发展的指导意见》到2025年，液化天然气(LNG)、电池、甲醇、氢燃料等绿色动力关键技术取得突破。加强船用氢燃料电池动力系统、储氢系统、加注系统等技术装备研发，探索氢燃料电池动力技术在客船等应用，鼓励采用太阳能等可再生能源电解水产生的绿氢。燃料电池、电解水2022-10-09国家能源局《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》进一步推动氢能产业发展标准化管理，加快完善气能标准顶层设计和标准体系。重点围绕可再生能源制氢电氢耦合、燃料电池及系统等领域，增加标准有效供给。建立健全氢能质量、氢能检测评价等基础标准。燃料电池系统2022/10/18市场监管总局国家发展改革委工业和信息化部自然资源部生态环境部住房城乡建设部交通运输部中国气象局国家林草局建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案其中氢能方面指出:建立覆盖制储输用等各环节的氢能标准体系，开展氢燃料品质和氢能检测及评价等基础通用标准制修订制储输氢2022/11/9教育部绿色低碳发展国民教育体系建设实施方案加强绿色低碳相关专业学科建设，支持具备条件和实力的高等学校加快储能、氢能碳捕集利用与封存、碳排放权交易、碳汇、绿色金融等学科专业建设。鼓励高校开设碳达峰碳中和导论课程。碳捕集，碳排放2022/11/10科技部“十四五”国家高新技术产业开发区发展规划支持国家高新区依托高校优势学科和学科交叉融合的优势，面向类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，前瞻部署一批未来产业。氢能2022/12/12工业和信息化部发展改革委住房城乡建设部水利部关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见鼓励氢能等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。统筹考虑产业基础、市场空间等条件，有序推动山西、内蒙古、河南、四川、陕西、宁夏等省区绿氢生产，加快煤炭减量替代。绿氢生产2022/12/15国务院《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》优化城市交通网络布局，大力发展智慧交通。推动汽车消费由购买管理向使用管理转变，推进汽车电动化、网联化、智能化，加强充电桩、加氢站等配套设施建设。加氢站2023/1/3工业和信息化部教育部科技部人民银行银保监会能源局《关于推动能源电子产业发展的指导意见》《意见》针对安全经济的新型储能电池进行开发，在氢储能/燃料电池领域，要加快高效制氢技术攻关，推进储氢材料、储氢容器和车载储氢系统等研发。支持制氢、储氢、燃氢等系统集成技术开发及应用。储氢材料、储氢容器2023/1/19国务院新闻办公室《新时代的中国绿色发展》白皮书《白皮书》系统总结了十年来中国绿色发展的举措与成效，阐述了中国绿色发展的核心理念和实践经验。在氢能方面，白皮书提出，推动能源绿色低碳发展，大力发展非化石能源，坚持创新引领，积极发展氢能源。氢能源2023/3/16国家发改委《绿色产业指导目录（2023年版）》（征求意见稿）意见的公告1.包括利用液化天然气（LNG）、电池、甲醇、氢等船用绿色动力装备制造，以及提升船舶能效水平、减少船舶污染物排放有关动力系统和设备制造。2.包括铁路高端装备制造、城市和港口轨道交通装备制造、轨道交通其他装备制造等，不包括轨道建设。3.包括电动、氢动力和可持续航空燃料动力飞行器制造。4.包括质子交换膜燃料电池、直接甲醇燃料电池、碱性燃料电池、熔融碳酸燃料电池、磷酸燃料电池、固体氧化物燃料电池等制造。5.包括用于可再生能源制氢的碱性电解槽、PEM电解槽、SOEC电解槽、AEM电解槽、质子交换膜、双极板等装备，以及高压气态、低温液态、固态、深冷高压、有机液体等形态的氢储运所需铝内胆碳纤维全缠绕气瓶、塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶、长管拖车和管束式集装箱、管道、氢气阀门等装备制造。6.包括可再生能源制氢（氨）、氢电耦合、氢气安全高效储存、加氢站、氢燃料电池运行维护、氢燃料电池汽车、氢燃料电池发电和氢能应用等设施建设和运营。氢能产业资料来源：各部委官网，光大证券研究所整理1.4.2、风光氢储示范级项目推动电解槽需求快速增加国家自2022年规划了大量风光氢储一体化项目。2022年起，国家针对双碳目标，规划了大量风光氢储一体化项目，其下游应用主要是工业端制绿色甲醇、绿氨等化工行业。由于化工厂具有集群效应，绿氢项目分布也以风光资源较敬请参阅最后一页特别声明-17-证券研究报告电力设备新能源好、电价较低的内蒙、宁夏、东北等地为主。在各地2022-2025年规划的55个制氢项目中，有29个项目为绿氨及绿色甲醇应用项目，对应的绿氢产能为73.7万吨/年；燃料电池汽车相关领域项目6个，对应的绿氢产能为2.1万吨/年，部分产能用于外销等。同时为响应“一带一路”倡议，我国与摩洛哥、埃及签订新能源建设项目战略协议，共计绿氢产能46万吨/年。所有项目绿氢产能共计约158万吨/年，按照每万吨约20台1000标方电解槽计算(5000利用小时数)，对应电解槽需求量3000~3200台。电解槽招标价格趋于稳定。2023年大安以及宁东项目与2022年中石化库车一期项目价格相近，都位于1400元/KW左右。图12：2022-2025年中国绿氢规划项目，单位：吨/年图13：电解槽项目平均招标价格，单位：元/kW843977,42%490000,24%320000,16%140000,7%90104.7,4%77000,4%58000,3%7330,0%4500,0%1870,0%内蒙古新疆摩洛哥埃及河北吉林辽宁甘肃宁夏四川13731896144613360200400600800100012001400160018002000中国石化新疆库车一期(2022/5/6)鄂托克前旗光伏制氢项目(2023/3/14)大安合成氨示范项目(2023/4/11)宁东可再生氢碳减排项目(2023/4/24)资料来源：各地方政府招标官网，光大证券研究所整理资料来源：各地方政府招标官网，光大证券研究所整理1.4.3、欧洲提出氢能发展目标2020年7月欧盟发布《欧盟氢能战略》，提出了欧洲发展氢能的战略蓝图，并给出了氢能发展目标：2020年至2024年，欧盟将安装至少6GW的可再生氢能电解槽，并生产多达100万吨的可再生氢能。2025年至2030年，欧盟安装至少40GW的可再生氢能电解槽，并生产多达1000万吨的可再生氢能。2030年至2050年，可再生氢能技术应成熟并大规模部署，可以覆盖所有难以脱碳的领域。2022年5月的RepowerEU规划提出，欧盟将在2030年在本土部署1000万吨/年的可再生氢能产能，以及从可靠供应国进口1000万吨/年的氢能。2023年4月18日，欧洲议会的环境、公众健康和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，行业范围扩大至涵盖氢，由于灰氢和蓝氢的生产均有二氧化碳的排放，仅绿氢免收碳关税，欧洲期望使用大规模的绿氢以推动能源转型。敬请参阅最后一页特别声明-18-证券研究报告电力设备新能源表8：欧盟核心六国氢战略一览国家绿氢产能燃料电池车目标氢产业结构资金规模法国到2030年电解槽产能将达到6.5GW（1）到2028年将达到2-5万辆乘用车和轻型商务车，800-2000辆重型汽车（2）到2028年将达到400-1000个加氢站到2023年，绿氢在氢气比例将达到10%，到2028年将达到20-40%2020-2030年将投资70亿欧元发展绿色氢能德国（1）到2030年达到5GW的电解槽装机量，即14TWh的绿氢生产（2）到2040年将达到10GW的电解槽装机量/（1）到2050年本土钢铁生产转型对绿氢的需求将超过80Twh（2）到2050年精炼业和氨气生产转型对绿氢的需求达到22TWh（1）70亿欧元用于升级氢气相关技术（2）36亿欧元用于燃料电池汽车的购买（3）34亿欧元用于加氢站和充电桩等基础设施的建设意大利到2030年电解槽达到5GW的装机量到2030年氢燃料电池长途汽车将达到4000辆，同时逐步使用氢燃料火车取代柴油火车（柴油火车目前占全部火车的三分之一）到2030年氢气将占最终能源需求的2%，到2050年氢能在全部能源供应的占比提升至20%（1）绿氢项目投资规模为50亿-80亿欧元（2）交通领域投资规模为20亿-30亿欧元荷兰（1）到2025年将达到0.5GW的电解槽装机量（2）到2030年将达到3-4GW的电解槽装机量（1）到2025年将达到1.5万辆氢燃料电池汽车和3000辆重型汽车（2）到2025年将达到50个加氢站（3）到2030年将达到30万辆氢燃料电池汽车//葡萄牙到2030年，电解槽产能将达到2-2.5GW（1）到2030年，公路运输中的氢能占燃料电池消耗的5%（2）到2030年国内海上运输中氢能占总燃料消耗的3-5%（3）到2030年达到50-100个加氢站（1）到2030年，最终能源消耗中绿氢占比1.5%-2%（2）到2030年，向天然气网络中注入10%-15%的绿氢（3）建立50-100个加氢站到2030年将拥有70亿-90亿欧元的绿氢项目投资西班牙到2030年，电解槽装机量将达到4GW（1）到2030年拥有150-200辆氢燃料电池公共汽车（2）2030年拥有5000-7500辆轻型和重型燃料电池汽车（3）2030年前拥有100-150个加氢站到2030年绿氢占氢气总消耗量的25%到2030年绿氢项目投资额为90亿欧元资料来源：HGFR，光大证券研究所整理除战略规划之外，欧洲氢能产业政策还提供财政融资支持：2020年12月，22个欧盟国家和挪威发起了欧洲价值链共同利益重点工程支持计划（IPCEIs），用于支持绿氢全产业链的各类项目，形成跨国绿氢网络。联合项目包括整个氢价值链——从可再生和低碳制氢到氢的储存、运输和分配，特别是在工业部门的氢应用。2023年3月16日欧盟委员会成立“欧洲氢能银行”，将投资30亿欧元（大约29.7亿美元），以助力当地氢能市场及工业部门发展。德国还将试点碳差价合约（CCfD），即由政府补足合约约定的碳价格与碳市场交易价格的差额，此举能够显著降低碳市场价格波动的风险，继而保障绿氢企业的投资回报。敬请参阅最后一页特别声明-19-证券研究报告电力设备新能源图14：IPCEI发展宣言中氢价值链摘要资料来源：清氢研究院，光大证券研究所整理表9：IPCEI项目建立以来，欧盟批准的两批氢能项目项目名宣布时间成员数量收益单位资金重点目标Hy2Tech2022年6月15个成员国35家公司投入54亿欧元的公共资金，预计将释放额外的88亿欧元私人投资该计划侧重于移动领域最终用户，旨在为氢气价值链开发新技术，以实现工业流程和流动性的脱碳，该计划将涉及以下四个技术领域：氢气生产、氢燃料电池、氢气储存+运输+加氢、终端用户应用。Hy2Use2022年9月13个成员国29家公司和35个项目投入52亿欧元的公共资金，预计将释放额外70亿欧元私人投资项目侧重于工业领域与氢相关的基础设施和应用，旨在增加可再生和低碳氢的供应，特别是大型电解槽和运输基础设施，并促进清洁和创新氢技术在水泥、钢铁和玻璃等其他面临更高脱碳障碍的工业部门的开发和部署。资料来源：IEA，光大证券研究所整理欧洲氢能需求量大，寻求与北非合作。RePowerEU欧盟计划(欧盟委员会)估计，到2030年将进口可再生氢的需求为1000万吨。为了促进进口，欧盟委员会将支持三条经地中海、北海和乌克兰的主要氢进口走廊的建设。欧盟委员会于2022年5月发布《欧盟外部能源战略》，称欧盟正在与地中海南部国家之间开展地中海绿色氢伙伴关系。该伙伴关系将从欧盟-埃及氢能伙伴关系和欧盟-摩洛哥绿色伙伴关系开始。我国近期也有埃及32万吨，摩洛哥14万吨绿氢项目合作。图15：欧洲-北非地区天然气/氢气管道图资料来源：DiiDesertEnergy，光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-20-证券研究报告电力设备新能源表10：2050年欧洲与北非供欧一次能源产量2050年一次能源生产装机容量/GW发电量/TWh产氢量/TWh产氢量/MtonH2欧洲光伏2,0002800风电（陆上+海上）6502010水电+其他可再生能源240额外的海上风电制氢6003000240061额外的风+光伏制氢1004003208欧洲总计8,450272069北非光伏2,0004,4003,52089风电（陆上）5002,000160041光伏+CSP(混合)17086069017北非总计72605810147总计157108530216资料来源：DiiDesertEnergy，光大证券研究所1.4.4、海湾地区多国提出氢能发展目标沙特阿拉伯提出“绿色沙特倡议”。沙特计划到2030年实现每年减少2.78亿吨碳排放，到2060年实现温室气体“净零排放”，并致力于推动氢能生产链本地化，成为全球清洁氢能供应商。沙特能源大臣表示沙特计划到2030年生产和出口约400万吨氢气能源，有望成为全球最大的氢能供应来源。阿联酋发布了“2050能源战略”。提出要致力于生产全球最低价的“蓝氢”，并通过发展氢能降低本国1/4的碳排放量，同时加速氢气生产和出口。2021年11月，阿联酋通过“氢领军路线图”，提出了到2030年在全球低碳氢市场中占据25%份额的目标。阿曼希望成为一个主要的氢气生产国和出口国。其目标是清洁氢气(绿氢和蓝氢)发电量到2025年达到1GW、到2030年达到10GW、到2040年达到30GW,成为全球主要的氢生产国和出口国。阿曼能源开发公司首席执行官表示到2030年要实现100万吨氢气生产，并致力于成为全球氢气生产中心。图16：海湾阿拉伯国家重点氢能项目分布图17：海湾国家2050年预计新能源装机量与电解槽装机量（单位：GW）02004006008001000新能源发电装机量电解槽装机量新能源发电装机量电解槽装机量乐观情况保守情况资料来源：SWP，光大证券研究所整理资料来源：罗兰贝格，Dii，光大证券研究所整理建立国家氢能联盟。2021年1月，阿布扎比国家石油公司（ADNOC）与阿联酋两大主权财富基金穆巴达拉投资公司(Mubadala)和阿布扎比发展控股公司(以下简称ADQ)宣布成立阿联酋国家氢能联盟，旨在利用各自的行业优势，建立实质性的氢能经济，将阿联酋打造成可信赖的氢气出口国。敬请参阅最后一页特别声明-21-证券研究报告电力设备新能源推动氢能出口及商业应用。2020年沙特阿美石油公司(Aramco)向日本出口了世界首批蓝氨，宣告沙特氢(氨)经济商业化迈出重要一步。2021年1月，ADNOC与日本经济产业省签署了关于开展燃料氨利用的合作备忘录，8月阿联酋向日本出口了一批用于化肥生产的蓝氨，为阿联酋的氢能对外贸易奠定了基础。2022年6月，阿美发布首份可持续发展报告，提出到2030年每年生产1100万吨蓝氨，以满足亚洲等全球重要市场日益增长的氢能需求。表11：中东海湾阿拉伯国家近几年重要氢能项目布局时间国家/企业相关进展2019年沙特阿美联合空气产品公司建设了沙特第一座加氢站，并成立一支燃料电池汽车示范车队。2020年2月沙特阿美投资1100亿美元开发JAFURAH气田并利用所产天然气协同二氧化碳捕集与封存技术生产蓝氢出口销售。2020年7月沙特国际电力水务公司沙特国际电力和水务公司(ACWA)与美国空气化工产品公司启动沙特太阳神绿色燃彩项目。2020年7月沙特阿美该项目日产650吨可再生氢，并通过空气分离生产氮气，每年生产120万吨绿氨。2020年9月沙特阿美计划在NEOM建造全球最大的采用光伏风能电力的电解水制氢工厂HELIOS，装机规模4GW，预计2025年投运，绿氢产能约600千吨/年，制氢成本预计仅1.5美元/公斤由沙特阿美(SAUDIARAMCO)生产的40吨蓝氨运抵日本，用于无碳发电。2021年1月阿联酋马斯达尔与西门子签署合作意向书，目标建立战略合作伙伴关系，以推动绿氢及氢基燃料生产制造和投资贸易。2021年3月沙特阿美沙特阿美与现代重工集团签署非约束性谅解备忘录，研究和开发蓝色氢和氨。2021年3月沙特阿美沙特阿美计划斥资1,100亿美元开发JAFURAH页岩气田，将被用于制造低碳氢。2021年5月阿曼阿曼国家控股的能源公司OQ，总部位于香港的绿色燃料开发商InterContinentalEnergy，以及科威特政府支持的清洁能源投资者和开发商EnerTech，宣布了一项全球最大的绿色氢设施计划。2021年7月阿联酋阿联酋阿布扎比国家石油公司（ADNOC）刚刚宣布，计划在阿拉伯联合酋长国(UAE)阿布扎比Ruwais新建一座世界级规模的蓝氨生产设施，以推进制氢发展。目前，项目已进入设计阶段，项目将在Ruwais的新TA‘ZIZ工业生态系统和化学品中心建设，该工厂的年生产能力为100万吨。2021年10月阿联酋阿联酋公布“2050年零排放战略倡议”，力争2050年实现温室气体净零排放。2021年11月沙特阿拉伯在2021年COP26(《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会)期间发布“绿沙特倡议”，计划到2030年实现年减少278亿吨碳排放，到2060年实现温室气体“零排放”，并致力于推动氢能生产链本地化，成为全球清洁氢能供应商。2021年11月阿联酋阿联酋公布氢能领导路线图，包含三大核心目标:通过向主要进口地区出口低碳氢、生品和产品来释放新的价值创造来源。通过低碳钢、可持续煤油以及阿联酋其他优先产业培育新的氢衍生品机会并为阿联酋2050年的净零承诺做出贡献。2021年12月阿联酋法国ENGIE集团与马斯达尔签署合作协议，将投资总计50亿美元在阿联酋建设绿氢中心，2030年前计划开发2GW绿氢项目。2021年12月沙特阿拉伯NEOM蒂森克虏伯伍德氯工程技术公司美国与空气化工产品公司签署合同，根据合同，蒂森克虏伯将采用20MW水电解模块为制氢工厂提供工程设计、采购及建设服务。2022年4月埃及，阿联酋埃及与阿联酋在氢能方面达成战略合作，两国相关公司将在苏伊士运河经济区和地中海沿岸合作开发绿氢工厂，预计到2030年电解槽容量达到4GW，绿氢年产量达48万吨。2022年4月阿曼美国氢能公司H2-Industries已与工业区公共机构–Madayan签署了一份谅解备忘录(MOU)，将在阿曼建造一座价值14亿美元的废物制氢工厂。该设施将与基荷容量为300MW的光伏(PV)太阳能发电厂一起开发。2022年5月阿曼利雅得公用事业开发商AcwaPower正在与阿曼的OQ能源公司和在纽约上市的AirProducts工业气体供应商合作，在阿曼的塞拉莱自由区创建一个价值数十亿美元的绿色氢基氨生产装置。2022年8月阿联酋1.阿联酋ALCAZAR提供20亿美元用于年产23万吨绿氨的计划;2.阿联酋K&K计划建设年产23万吨可再生氢工厂；2022年8月卡塔尔卡塔尔投资局正在考虑在苏伊士运河经济区投资可再生氢和绿氨项目。2022年8月沙特阿拉伯沙特阿拉伯ALFANOR计划投资40亿美元，建设年产50万吨绿氨工厂。2022年9月卡塔尔卡塔尔能源公司与卡塔尔工业公司、卡塔尔化肥公司签署合作协议。三方将合作建设AMMONIA-7项目，该项目总投资10亿美元，预计将于2026年一季度投产，年产120万吨蓝氨。2022年10月阿联酋1.德国接收首批来自阿联酋的氢，以期推动能源转型、环节国内能源转型。据悉，该批氢能源以液氨运送，合计13吨；2.阿联酋ALCAZAR公司计划投资20亿美元在埃及建设绿色燃料工业综合体，总产能为23万吨/年；3.阿联酋K&K集团将在埃及建设年产能为23万吨的绿氢工厂。2022年11月沙特阿拉伯德国政府决定与私营部门合作在汉堡建设一个绿氨进口码头。2026年起，该码头将从沙特阿拉伯进口绿氨。2022年11月阿联酋阿联酋典型氢能项目为MBR太阳能公园绿氢项目。目前，该项目已实现部分投入使用预计到2030年，将有5GW太阳能投入使用;白天，项目利用阿勒马克图姆太阳能公园光伏电力通过电解生产绿氢，夜间，绿氢转化为电力，为城市提供可持续能源。2023年1月阿联酋马斯达尔1.德国公用事业公司Uniper与阿联酋清洁能源公司马斯达尔（Masdar）的一个绿色氢项目，将建造一座1.3GW的太阳能发电厂，预计从2026年开始通过电解生产清洁氢Uniper正积极参与中东的大型氢项目，以期向欧洲敬请参阅最后一页特别声明-22-证券研究报告电力设备新能源和亚洲市场出口氢；2.世界领先的清洁能源公司之一马斯达尔、阿姆斯特丹港（PortofAmsterdam）、SkyNRG、埃夫斯阿姆斯特丹和Zenithenergy签署了一份谅解备忘录，探讨在阿布扎比和阿姆斯特丹之间发展绿色氢供应链，以支持荷兰和欧洲市场。资料来源：中国氢能联盟，光大证券研究所整理1.4.5、北非各国氢能发展目标埃及：目标到2030年，实现可再生能源占据能源结构40%以上。埃及于2021年制定了三大发展方向——将天然气作为过渡燃料、制定国家氢战略以及扩大可再生能源。2022年联合国气候变化大会上埃及宣布将在未来几个月发布总投资价值约400亿美元的国家氢能规划。埃及发展氢能的核心区域为苏伊士运河地区，其拥有埃及最好的可再生资源且是连接欧洲、亚洲和非洲的重要枢纽。摩洛哥：目标到2030年，可以满足全球4%的绿色氢需求。摩洛哥在2019年成立国家氢委员会后，于2021年8月发布了国家绿色氢战略。下图反映了北非各国的氢气年产量的潜力，图18仅考虑了各国的风速和太阳辐射资源，图19考虑了基础设施、城市和海岸的距离、世界资源研究所报告的水资源压力的限制、出口设施距离的运输成本等。图18：北非各国气态氢的理论年产量潜力（单位：TWhH2）图19：北非各国气态氢的实际年产量潜力（单位：TWhH2）0102030405060埃及摩洛哥突尼斯阿尔及利亚光伏风能00.511.522.533.544.55埃及摩洛哥突尼斯阿尔及利亚毛里塔尼亚海岸风光能结合内陆风光能结合海岸光伏内陆光伏资料来源：Okologieinstitute，PtXHub，光大证券研究所整理，截至2022年10月资料来源：Okologieinstitute，PtXHub，光大证券研究所整理，截至2022年10月表12：北非国家近几年重要氢能项目布局时间国家/企业相关进展2020年3月阿尔及利亚国有石油公司Sonatrach和埃尼(Eni)之间的谅解备忘录，计划在阿尔及利亚开发一个生产绿色氢气的试点项目。2020年6月摩洛哥摩洛哥和德国政府之间签订了100MW可再生能源工厂在摩洛哥生产绿色氢气的伙伴关系协议。2020年7月摩洛哥摩洛哥能源与矿产部与FusionFuelGreen以及CCC(ConsolidatedContractorsGroupS.A.L.)签订了绿氨绿氢发展项目(HEVOAmmoniacMaroc)的协议，投资8.65亿欧元计划于2022年生产绿氨3650吨、绿氢616吨；2025年年产绿氨60000吨、绿氢10411吨。2020年10月突尼斯突尼斯和德国之间签订谅解备忘录，建立突尼斯-德国绿色氢联盟。2020年11月摩洛哥摩洛哥太阳能机构(Masen)计划开发一个混合光伏/风力发电厂以制造绿氢，该厂拥有100MW的电解制氢的能力，计划于2022年完成可行性研究和招标过程，2024-2025年开始商业运营。2021年埃及埃及政府与欧洲复兴开发银行合作，共同编制并发布国家氢能战略，目标投资400亿美元以构建完备的氢能产业体系。2021年1月埃及埃及电力和可再生能源部与西门子签署谅解备忘录，评估埃及的绿色氢生产和试点项目的实施。2021年2月摩洛哥摩洛哥与葡萄牙政府签订了发展绿氢的协议。2021年3月埃及埃及电力部、石油部和海军与比利时DEME的合作协议，研究埃及氢能的制造与利用。2021年5月毛里塔尼亚毛里塔尼亚石油部与澳大利亚CWPGlobal公司签订的谅解备忘录，在毛里塔尼亚开发一个总成本400亿美元的30GW(GW)的发电电厂，生产和出口绿色氢(“AMAN”项目)。2021年6月埃及埃尼公司(Eni)、埃及电力控股公司和埃及天然气控股公司之间的达成协议，评估在埃及制造绿氢和蓝氢的可行性。2021年8月埃及西门子与埃及电力控股公司(EEHC)签署谅解备忘录，启动电解容量为100-200MW的绿色氢试点项目。敬请参阅最后一页特别声明-23-证券研究报告电力设备新能源2021年9月毛里塔尼亚毛里塔尼亚石油、矿业和能源部与非洲能源集团Chariots之间的谅解备忘录，计划进行“努尔项目”的可行性研究，一个10GW的绿色氢气发电厂。2021年10月埃及Scatec(挪威)、制氨公司Fertiglobe和埃及主权财富基金之间的合作，在埃及开发100MW的绿色制氨氢工厂。2022年4月埃及，阿联酋埃及与阿联酋在氢能方面达成战略合作，两国相关公司将在苏伊士运河经济区和地中海沿岸合作开发绿氢工厂，预计到2030年电解槽容量达到4GW，绿氢年产量达48万吨。2022年4月毛里塔尼亚2022年4月，非洲能源集团Chariots与鹿特丹港签署了进口可再生氢的谅解备忘录。2022年6月埃及苏伊士运河经济区总局埃及苏伊土运河经济区总局与美国氢能公司H2INDUSTRIES签署谅解备忘录，拟在埃及塞得港东港口投资40亿美元建造一座年处理400万吨城市废弃物的垃圾制氢厂，预计氢气年产能达30万吨。2022年7月埃及苏伊士运河经济区总局苏伊士运河经济区总局与印度RENEWPOWER签署谅解备忘录，拟投资80亿美元在苏伊士运河苏科纳港年（SOKHNA)建产一座绿氢绿氨产业园每业205年绿复和100万吨绿氨。至2025年绿氢绿氨产能分别达2万吨\年、10万吨\年，全部投产后可达22万吨\年、100万吨\年。2022年8月埃及埃及地中海能源合作伙伴计划投资2.3亿美元建设年产12万吨绿氨工厂。2022年10月埃及1.埃及苏伊士运河经济区、埃及主权基金、埃及电力传输公司及新能源和可再生能源管理局与来自沙特阿拉伯、阿联酋等公司签署谅解备忘录，其中沙特ALFANA公司计划投资40亿美元在埃及建设年产能为50万吨的绿色燃料工厂。2.地中海能源合作伙伴(MEP)计划投资2.5亿美元建设年产能为12万吨的绿氨工厂。2022年11月埃及埃及与挪威共同启动埃及可再生氢生产项目第一阶段。项目将在埃及红海沿岸城市艾因苏赫纳建立100MW可再生氢工厂。2022年11月埃及全球电力公司GLOBELEQ与苏伊士运河经济区总管理局、埃及投资与发展主权基金、新能源和可再生能源管理局以及埃及输电公司签署合作协议，拟在未来12月内分三期在埃及开发总装机为3.6GW的绿氢项目，所产部分绿氢将用于绿氨制造并出口欧洲和亚洲，绿氨年产能为10万吨。资料来源：中国氢能联盟，IRENA，光大证券研究所整理1.4.6、日韩提出全方位氢能发展目标日本：锂资源约束下的优先选择方向。日本于2020年12月提出《2050年碳中和绿色增长战略》（以下简称《战略》）作为日本碳中和发展的纲领性文件，其中基于资源约束和发展核心竞争力两方面因素对氢能发展提出了长期规划并作为优先选择方向。《战略》对于日本氢能行业在扩大规模、降低成本、国际推广等多方面提出了明确的发展目标和推进方向。扩大规模：根据《战略》预计，2050年全球氢能涡轮机发电装机容量3亿千瓦，氢能卡车累计1500万辆，零排放钢铁5亿吨/年。对应的，清洁氢供应量在2030年达到300万吨，2050年达到2000万吨。降低成本：根据《战略》数据，2020年，氢获取成本170日元/Nm3（约110元/kg），纯氢发电成本97.3日元/kWh（约5.76元/度），10%的氢和90%再气化LNG混合发电成本为20.9日元/kWh；2030年获取成本降至30日元/Nm3（约20元/kg），2050年获取成本降至20日元/Nm3（约13元/kg）。国际推广：日本政府同样重视氢能发展过程中的技术与设备优势。根据Hemade咨询，日本的氢能潜力较低，但应用潜力高，未来很可能经由澳大利亚、拉丁美洲和中东进口氢能。因此，《战略》强调了日本在涡轮机、液化输氢船、大型电解装机方面的优势，致力于向可再生能源丰富的世界地区出口设备。敬请参阅最后一页特别声明-24-证券研究报告电力设备新能源图20：日本氢能增长战略时间表l具体政策方法：①目标、②法律制度（制度改革等）、③标准、④税、⑤预算、⑥金融、⑦公共采购等１．开发阶段２．示范阶段2021年2022年2023年2024年～2040年～2050年利用输送等制造领域跨越③氢工业增长战略时间表氢还原炼铁技术开发氢还原铁COURSE50的大规模展示（减排CO230％）支持部署商业化/国际扩张大型远洋输氢技术开发支持电解槽等装置大型化，改善性能和环境评价通过利用分级的FIT可再生能源等扩大普及通过加氢站规章改革降低成本并给于支持大规模示范发展分布式能源，利用多余的可再生能源，促进社会普及●输送支持海外扩张（抢占海外市场）●电解水●技术革新★目标成本(2050年）：20日元/Nm3以下数量：约2000万吨2025年～2030年支持部署创新技术（光催化剂，固体氧化物水电解，高温气冷堆制氢等）设置脱碳等级支持部署商用车大型加氢站的开发和示范技术成熟支持部署●地域福岛发电厂，机场、港口、沿海地区的氢利用示范为实现国际标准化而开展的国际合作，例如清洁氢的标准审查联合标准和法规降低成本明确氢燃料电池交通工具的技术标准、基础设施的性能要求利用本地资源（如可再生能源），进行分布式能源系统的示范、转型和商用通过《能源供应结构促进法》等促进社会普及●发电●炼铁●化学●燃料電池支持引入创新型燃料电池大规模示范，运输技术的国际标准化，以便可以在港口进行交付和存储４．独立商业阶段★目标成本(2030年)：30日元/Nm3数量：最大300万吨实验发展基础设施，在全国范围内扩大部署通过加强与资源丰富国家的关系并积极团结需求丰富的国家来建立国际氢能市场与海上风电，氨燃料，碳回收以及生活方式产业的行动计划进行协调创新燃料电池技术发展用氢等制造塑料原料的技术的研究开发国内外扩展支持（燃料电池，小型/大型涡轮机）实际产生氢气的演示（燃料电池和涡轮机中的共燃/专用燃烧）大规模纯氢燃烧发电技术开发查看汽车，船舶和飞机行业的实施计划多用途应用，支持生产设备投资，支持部署l实施阶段：使用高温热源制氢的研发与示范３．扩大部署和降低成本阶段资料来源：日本经济产业省、光大证券研究所韩国：2019年1月，韩国政府发布《氢经济发展路线图》。2021年11月，韩国贸易、工业和能源部再次发布国家氢能目标，提出到2050年氢进口代替原油进口、氢能覆盖大型工业用能的发展目标。根据路线图规划，到2040年，韩国氢需求量可达526万t/a，建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，国内制氢成本下降到3000韩元/kg（约合人民币16元/kg）以下。表13：韩国氢能经济活性化路线图主要目标项目2018年2022年2040年燃料电池氢燃料电池汽车1800台8.1万台620万台(国内)(900台)(6.7万台)(290万台)大型固定式燃料电池307MW1.5GW15GW(国内)(307MW)(1GW)(8GW)家庭、建筑用7MW50MW2.1GW加氢站14座310座1200座氢气供给13万t/年47万t/年526万t/年以上氢气价格8000韩元/kg6000韩元/kg3000韩元/kg资料来源：北极星电力会展网，光大证券研究所敬请参阅最后一页特别声明-25-证券研究报告电力设备新能源1.4.7、美国致力于清洁能源替代2022年9月，美国能源部发布《国家清洁氢战略与路线图》（草案）。该路线图全面概述美国氢气生产、储运和应用的潜力，阐述清洁氢将如何助力美国脱碳和经济发展目标。美国能源部的目标是将清洁氢的生产增加到2030年的1000万公吨/年，2040年2000万公吨/年，2050年3000万公吨/年。这些目标是基于氢气在工业应用、重型运输和长期储能等特定领域的使用具有成本竞争力的情景下设置，具备较强的可实现性。通过到2050年实现氢气生产和利用量的5倍增长，美国能源部预计，在所有氢气都是清洁生产的情况下，美国的温室气体排放总量可以比2005年减少约10%。图21：美国清洁氢发展目标资料来源：美国能源部《国家清洁氢战略与路线图》（草案）1.4.8、海外重点板块需求总结在重点板块中，欧盟由于提前的布局和自身对氢气更大的需求量，2030年前已规划制氢项目的产能占比最高，总产能为1575.7万吨/年。其中荷兰、德国和西班牙产能排名前三，分别为678.4、415.9和248.7万吨/年。中东地区：近年以沙特、阿曼和阿联酋为首的海湾阿拉伯国家，正在通过国际合作的形式大力推动氢能产业发展，以此加速本国经济向绿色、低碳、多样化、可持续发展转型。其中阿曼，阿联酋和沙特阿拉伯为主要参与国家，2030年前的产能规划为326.4、103.2、37.3万吨/年。北非地区成为了欧洲极佳的氢能供应地，以埃及为首，摩洛哥、突尼斯和阿尔及利亚为辅的国家均对氢能发展有所布局。埃及和摩洛哥2030年前的产能规划为174.3、4.9万吨/年。美国规划2030年清洁氢的生产增加到1000万公吨/年。图22：重点关注板块各国2030年计划氢能项目产能（单位：万吨/年）0.0200.0400.0600.0800.01000.01200.01400.01600.01800.0欧盟东亚北非中东德国西班牙法国意大利荷兰葡萄牙中国韩国日本埃及摩洛哥阿联酋阿曼沙特阿拉伯资料来源：IEA，光大证券研究所整理，截至2022年10月敬请参阅最后一页特别声明-26-证券研究报告电力设备新能源2、因地制宜，多来源氢气匹配不同应用场景2.1、价格是各个场景氢气替代的关键由于不同场景对于氢气成本的容忍度不一样，氢气应用速度也将不一样。氢能在2C和2B端应用如同锂电池在电动车和储能领域的应用。2C整车端当电池价格下降到一定水平，购置成本可以与同价格带燃油车打平，产品力有优势，新能源车得以普及。2C储能领域，当风光+锂电的度电成本与当地上网电价接近时候，储能领域也将迎来快速增长。而氢气下游同样由于应用场景不同，每个场景对于成本的要求也不同：合成氨，甲醇等领域：工业上过去使用灰氢/蓝氢，成本较低，对绿氢替代成本要求更加苛刻。商用车领域：成本对标柴油车TCO（全生命周期成本），对氢气价格容忍度较高。炼钢领域：由于我国富煤贫油少气的特性，过去主要采取焦煤炼钢，而海外多采用天然气炼钢，故氢气冶钢不仅对氢气的成本要求很高，在对于现有炼钢技术替代上，额外投资成本也需要考量在内。储能领域：氢气主要应用于长时储能调节，但是电-氢-电的模式转换效率较电-电池-电更低，所以需要根据具体的应用场景进行调整，如采用SOFC热电联供可提高能量利用效率至90%+。图23：终端市场对氢价接受不同资料来源：上海电气《上海电气氢能产业发展介绍》制氢加氢供需空间错配，影响不同应用场景氢气源。考虑到下游应用场景的不同，其对于氢气价格的容忍度不同，不同场景氢气来源也具有一定的差异性。合成氨、合成甲醇、冶金、储能等领域：下游应用较为集中，现阶段适合采用电解槽制氢，适配风光资源较好，发电成本较低的三北地区。交通领域：下游车端应用较为分散，在低电价的西北地区，以及高电价的沿海城市都有运营。现阶段燃料电池车保有量较少，当地不同来源氢气皆可满足需求，电价较低地区采用电解槽制氢；而电价较高地区，多使用工业副产氢提纯。同时在部分钢铁、化工园区，由于环保要求对开工率的限敬请参阅最后一页特别声明-27-证券研究报告电力设备新能源制，采用燃料电池车开工率更高，即使现在燃料电池车较贵，不依赖补贴亦可打通商业模式。图24：氢能全产业链条图电解水制氢（可再生能源发电）煤基制氢上游：制氢的技术路线多元化，不存在单一最优模式；基于碳排放和可持续发展考虑，电解水制氢有望成为未来氢气制取主流方式工业副产制氢储运状态储运方式气态液态固态集装格管道有机载体储氢金属槽罐车集装管束（拖车）中游：氢气属于І类危险品，对运输安全性较高；未来液氢与管道运输有望成为最主要、成熟的氢气储运方式下游：氢能燃料电池系统组装而成的燃料电池车是未来氢能产业链的主要发展方向氢燃料电池车乘用车物流车客车公交工业交通储能钢铁化工炼油船舶飞机高铁储能介质再生能源上游制氢中游储运下游应用资料来源：光大证券研究所绘制2.2、原料属性：化工与冶金领域氢能应用主要替代灰氢与蓝氢2.2.1、全球氢能在化工与冶金领域应用情况工业领域氢气的主要应用场景为制甲醇、合成氨、冶金等方向。作为碳排放占比较大的行业，化工和钢铁企业面临着节能减排的巨大压力。由于绿氢在这两个领域中是作为灰氢和蓝氢的替代，而电费又占绿氢成本最大部分，同时能源成本在这两个行业里面占比较高。故长期而言，化工和钢铁行业分布将向风光资源禀赋较好，电力成本较低的区域进行富集。甲醇：国内市场方面，目前中国甲醇的产能位列世界第一，根据广东化工交易中心数据显示，2021年国内甲醇产能过剩19.8%。国外市场方面，2020年中国、南美、北美、中东的甲醇产能占全球比重达97%。其中中国占比最高约65.8%，其次为中东15.3%，北美8.4%，南美7.5%。合成氨：国内市场方面，从2012年到2022年合成氨产量在5313万吨上下波动。国外市场方面，2019年中国合成氨的产能在全球位于前列，欧洲整体加起来比中国多565万吨，东南亚整体产量为700万吨。冶金：各洲粗钢产量方面，根据世界钢铁协会数据显示2022年亚洲13.28亿吨，欧洲1.72亿吨，美洲0.74亿吨，非洲0.21亿吨，大洋洲0.06亿吨。2022年中国粗钢产量为10.18亿吨位居全球第一。敬请参阅最后一页特别声明-28-证券研究报告电力设备新能源图25：中国甲醇产能、产量及消费量（单位：万吨）图26：2020年世界甲醇产能分布（单位：万吨）0200040006000800010000120002016201720182019202020212022产能产量消费2200,15%1200,8%1080,8%9437,66%430,3%中东北美南美中国其他资料来源：广东化工交易中心，光大证券研究所整理预测资料来源：郑商所，隆众资讯，光大证券研究所整理图27：中国合成氨产量（单位：万吨）图28：2019年世界合成氨产量分布（单位：万吨）01000200030004000500060007000201220132014201520162017201820192020202120224735,28%5300,31%700,4%6350,37%中国欧洲东南亚其他资料来源：中国国家统计局，光大证券研究所整理资料来源：最新全球合成氨行业发展现状及前景趋势投资研究（2023-2029年），光大证券研究所整理图29：中国粗钢产量（单位：亿吨）图30：2022年世界粗钢产量分布（单位：亿吨）8.599.51010.5112018201920202021202213.28,83%1.72,11%0.74,5%0.21,1%0.06,0%亚洲大洋洲美洲非洲欧洲资料来源：世界钢铁协会，光大证券研究所整理资料来源：wolrdsteelassociation，光大证券研究所整理2.2.2、国内化工领域不同氢气来源成本对比化工行业是电解槽制氢的重要下游。国家发展和改革委员会、工业和信息化部、生态环境部、国家能源局等四部门曾发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022版）》，对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台绿色化转型和降碳的实施指南，为以可再生氢为基础的清洁化工产业发展奠定了基础。敬请参阅最后一页特别声明-29-证券研究报告电力设备新能源由中国氢能联盟研究院测算，2030年，化工行业氢气需求总可再生氢消费量约为376万吨，是中国最大的可再生氢需求市场。而电解水制氢是制造可再生氢气的主要方式。分地区来看，西北地区由于具备化工产业及可再生电力资源优势，将成为最大的化工可再生氢消费地，其次分别是华东、东北和西南地区。图31：各区域化工行业2030年可再生氢需求量（单位：万吨）图32：氢气在化工行业的应用020406080100120140160180华东华中华北东中西南华东西北炼化合成氨甲醇H2资料来源：中国氢能联盟，光大证券研究所整理资料来源：光大证券研究所绘制国内主要以成本低的煤气化制氢技术路线为主。煤的气化制氢工艺包括气化剂反应、煤气净化、CO转换、变压吸附提纯。按照1万标方/h的装置计算，假设每标方设备的投资强度为1.7万元，年工作时间近7680小时，每吨氢气耗7.5吨无烟煤，无烟煤价格按照近730元/吨，测算煤制氢成本12.4元/kg。按照当前50元/吨的碳价计算，每生产一标方氢气产生26千克的二氧化碳，则加上碳排放成本后的制氢成本为13.7元/kg。假设使用碳捕捉技术制造灰氢，按每捕捉一吨二氧化碳花费160元来计算，煤制灰氢的成本为16.6元/kg，绿氢仍未达到平价水平。表14：煤制氢制绿氨绿色甲醇成本煤制氢制氢设备固定资产成本制氢设备17000万元其他3400万元土建安装费用6120万元总计26520万元贴现率8%年限20年资本回收系数0.10贴现后资本成本2701万元原料/电力成本耗煤量0.7kg/标方煤价0.73元/kg煤成本0.511元/标方耗电量0.043kWh/标方电价0.25元/kWh电费0.013元/标方耗氧量0.42标方/标方氧气价格0.5元/标方敬请参阅最后一页特别声明-30-证券研究报告电力设备新能源氧气成本0.21元/标方耗水量5kg/标方水价5元/吨总水费0.01元/标方运营维护成本人工15万元维修养护81.03万元产能产能1万标方/小时年工作时长7680小时年产能7680万标方/年年产能6857142.86kg/年成本体积成本（碳税前，无ccus）1.11元/标方质量成本（碳税前，无ccus）12.39元/kg碳排放强度26kg/标方碳价50元/吨碳成本1.3元/kg成本（碳税后，无ccus）13.69元/kg碳捕捉、运输和封存价格160元/吨CCUS成本4.16元/kg成本（有ccus）16.55元/kg资料来源：郑励行《基于全生命周期评价的中国制氢路线能效、碳排放及经济性研究》，王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，张轩《氢能供应链成本分析及建议》，光大证券研究所测算天然气制氢是以天然气为原料，用水蒸气作为氧化剂，来制取富氢混合气。按照1万标方/h的装置计算，每标方设备投资强度为1.2万元，年工作时间近7680小时，1标方氢气耗0.4标方天然气，天然气价格按照近2.5元/标方，测算天然气制氢成本14.3元/kg。按照当前50元/吨的碳价计算，每生产一标方氢气产生19千克的二氧化碳，则加上碳排放成本后的制氢成本为15.3元/kg。假设使用碳捕捉技术制造蓝氢，按每捕捉一吨二氧化碳花费160元来计算，天然气制蓝氢的成本为17.4元/kg。表15：天然气制氢制绿氨绿色甲醇成本天然气制氢制氢设备固定资产成本制氢设备12000万元其他2400万元土建安装费用2880万元总计17280万元贴现率8%年限20年资本回收系数0.10贴现后资本成本1760万元原料/电力成本耗气量0.4标方/标方天然气价2.5元/标方天然气成本1元/标方耗电量0.13kWh/标方电价0.25元/kWh电费0.04元/标方耗水量5kg/标方敬请参阅最后一页特别声明-31-证券研究报告电力设备新能源水价5元/吨总水费0.01元运营维护成本人工15万元维修养护52.80万元产能产能1万标方/小时年工作时长7680小时年产能7680万标方/年年产能6857142.9kg/年成本体积成本（碳税前，无ccus）1.28元/标方质量成本（碳税前，无ccus）14.34元/kg碳排放强度19kg/标方碳价50元/吨碳成本0.95元/kg成本（碳税后，无ccus）15.29元/kg碳捕捉、运输和封存价格160元/吨CCUS成本3.04元/kg成本（有ccus）17.38元/kg资料来源：郑励行《基于全生命周期评价的中国制氢路线能效、碳排放及经济性研究》，王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，张轩《氢能供应链成本分析及建议》，光大证券研究所测算目前国内绿氢制备主要采用碱性电解槽，PEM电解槽使用较少。碱性电解槽制绿氢成本测算基本假设：（1）碱性电解水制氢设备按1000标方/时，720万元/套计算。（2）按照年生产时间4000小时，电耗4.4kWh/标方，电价0.25元/kWh。1000标方的碱性电解槽制氢成本为18.58元/kg，与化石燃料制氢相比暂时还未实现平价。但从远期看，若风光发电电价进一步下降至0.2元/kWh，并且电解效率提高，电耗下降至4kWh/标方时，则绿氢成本有望得到平价。PEM电解槽制绿氢成本测算基本假设：（1）PEM电解水制氢设备按200标方/时，600万元/套计算。（2）按照年生产时间4000小时，电耗4.2kWh/标方，电价0.25元/kWh。1000标方的PEM电解槽制氢成本为32.9元/kg，远未能达到平价。然而PEM电解槽对可再生能源适应性好，响应速度快，目前有项目采用PEM：ALK=2:8的配置比例进行使用。若考虑把碱性电解槽的氢气制成氨或甲醇等化工产品，每吨的合成氨需要消耗178kg的氢气，再加上400元/吨的制备成本，绿氨成本为3708元/吨；而市场上的化石燃料制得的合成氨加上碳税后的成本约为3211元/吨，两者成本仍有所差距，考虑到目前合成氨价格处于历史低位，随着电价下行，两者有望平价。若用于合成甲醇，每吨甲醇需消耗130kg的氢气，加上1100元/吨的制备成本，绿醇的合成成本大约为3516元。而工业甲醇加上碳税价格后也仅需2199元/吨。因此现阶段的绿氨与绿醇还不具备经济性，但如果配合国家和地方的氢能项目补贴，电力成本下降或将绿色化工产品销往海外碳税价格更高的国家则有望实现平价。敬请参阅最后一页特别声明-32-证券研究报告电力设备新能源表16：ALK电解水制氢制绿氨绿色甲醇成本ALK电解水制氢绿氢制氢设备固定资产成本制氢设备720万元纯化设备240万元储存及其他设备240万元土建安装费用150万元总计1350万元贴现率8%年限15年资本回收系数0.12贴现后资本成本157.7万元/年原料/电力成本耗电量4.4kWh/标方电价0.3元/kWh电费1.32元/标方耗水量0.001吨/标方冷却水耗量0.001吨/标方水价5元/吨总水费0.01元/标方运营维护成本人工40万元维修养护22万元产能产能1000标方/小时年工作时长4000小时年产能400万标方/年年产能357143kg/年成本体积成本1.66元/标方质量成本18.58元/kg绿氨耗氢量0.178吨/吨制备成本400元/吨绿氨成本3708元/吨合成氨市场价格2966元/吨碳税50元/吨碳排放强度4.9吨/吨合计成本3211元/吨绿醇耗氢量0.13吨/吨制备成本1100元/吨绿醇成本3516元/吨工业甲醇市场价格1899元/吨碳税50元/吨碳排放强度4.4吨/吨合计成本2199元/吨资料来源：郑励行《基于全生命周期评价的中国制氢路线能效、碳排放及经济性研究》，王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，张轩《氢能供应链成本分析及建议》，市场价格基于20230811，光大证券研究所测算敬请参阅最后一页特别声明-33-证券研究报告电力设备新能源表17：PEM电解水制氢制绿氨绿色甲醇成本PEM电解水制氢绿氢制氢设备固定资产成本制氢设备600万元纯化设备150万元储存及其他设备200万元土建安装费用100万元总计1050万元贴现率8%年限15年资本回收系数0.12贴现后资本成本122.7万元/年原料/电力成本耗电量4.2kWh/标方电价0.3元/kWh电费1.26元/标方耗水量0.001吨/标方冷却水耗量0.001吨/标方水价5元/吨总水费0.01元/标方运营维护成本人工20万元维修养护7.5万元产能产能200标方/小时年工作时长4000小时年产能80万标方/年年产能357143kg/年成本体积成本2.94元/标方质量成本32.90元/kg绿氨耗氢量0.178吨/吨制备成本400元/吨绿氨成本6255元/吨合成氨市场价格2966元/吨碳税50元/吨碳排放强度4.9吨/吨合计成本3211元/吨绿醇耗氢量0.13吨/吨制备成本1100元/吨绿醇成本5376元/吨工业甲醇市场价格1899元/吨碳税50元/吨碳排放强度4.4吨/吨合计成本2199元/吨资料来源：郑励行《基于全生命周期评价的中国制氢路线能效、碳排放及经济性研究》，王彦哲《中国不同制氢方式的成本分析》，张轩《氢能供应链成本分析及建议》，市场价格基于20230811，光大证券研究所测算2.2.3、氢气冶金发展较慢，技术仍需突破氢冶金政策前置，确立四大技术路径。2022年1月，国家发展和改革委员会、工业和信息化部、生态环境部等三部门曾发布《关于促进钢铁工业高质量发展的指导意见》，明确提出了地方和企业指定氢冶金行动方案，推动可再生氢冶金。截至目前，钢铁行业针对氢冶金研究初步形成氢基竖炉直接还原炼铁技敬请参阅最后一页特别声明-34-证券研究报告电力设备新能源术、氢基流化床直接还原炼铁技术、高炉富氢冶炼技术和富氢熔融还原炼铁技术等四大技术路径。根据中国氢能联盟研究院测算，2030年，钢铁行业总氢气需求约为174万吨，其中可再生氢需求约为94万吨，其余为工业副产氢。空间分布方面，西北地区可再生氢资源丰富、储运成本低，是氢能炼铁的重要发展基地，氢气需求最多，其次分别是华北、华南和华东地区。目前我国发展氢冶金面临以下困难：（1）高品位铁矿资源匮乏：氢基直接还原要求铁精粉品位达到68%以上，脉石含量低于4%，而我国铁矿石是以低品位磁铁矿为主，高品位铁矿资源匮乏，难以支撑我国大规模开展直接还原铁生产。（2）氢能资源少、利用成本高：利用绿电—电解水制氢工艺，氢气成本是焦炉煤气制氢和天然气制氢的2倍~3倍，用氢成本较高，难以和高炉—转炉长流程在成本上进行竞争。（3）技术研发难点多：全氢直接还原炼铁技术是对现有高炉—转炉工艺的革新，在技术研发上具有较多关键问题需要解决。一是氢还原为强吸热反应，将影响到反应器内温度场分布，而反应温度的变化将影响氢气利用效率。二是依照现有气基竖炉工艺或流化床工艺，氢还原反应器内热量均依靠高温还原气的物理热带入，解决热量不足问题将是未来研发重点。三是通过提高还原气温度和增加还原气流量来补充热量，将影响到氢气在竖炉中的流速，进一步影响氢气还原率及利用效率，同时对气体加热炉装备、反应器的耐高温、耐高压、防泄漏、耐氢蚀性等带来巨大挑战。四是全氢还原无渗碳条件，不含碳的直接还原铁熔点高、极易再氧化、自燃，难以安全储存和运输。（4）可再生能源制绿氢与冶金流程耦合难度大：冶金工业是一种流程制造系统，生产基地由多个不可拆分的化工、冶金反应器组成，反应器内部高温、高压，伴有连续进行的多相物质相互转化的化学反应，对系统的可靠性要求很高，必须长期连续稳定运行。图33：2030年中国氢能炼钢耗氢量分布（单位：万吨）图34：氢气在钢铁行业的应用（三种工艺示意图）0102030405060708090东北华中西南华东华南华北西北高炉富氢冶炼氢能直接还原炼铁氢能熔融还原冶炼资料来源：中国氢能联盟，光大证券研究所整理资料来源：光大证券研究所绘制敬请参阅最后一页特别声明-35-证券研究报告电力设备新能源2.3、能源属性：交通运输领域替代燃油发动机，补充锂电交通领域，氢气发挥高能量密度优势。过往市场对氢气在交通领域的应用着眼于车用市场，实际上因为氢能能量密度高，环境友好，能对燃油车形成替代。由于氢气这个特点，其在（1）高耗能，（2）需要快速补能的场景，相较锂电池有极大的优势。除车用以外，由于其能量密度高的属性，氢能在船用、轨道以及航空领域也有很大的发展空间。2.3.1、车用领域我国主要关注燃料电池商用车销售量持续上升，2022年全年燃料电池汽车销量达到4782辆。2018年到2022年，我国燃料电池汽车销量由841辆增长至4782辆，2020年由于COVID-19影响，燃料电池示范应用推广政策延迟落地，燃料电池汽车销量因此下降至1455辆。示范城市群自2021年8月起出台并落实具体政策，燃料电池汽车的销量大幅提升。燃料电池汽车持续降本，加速车用发展。国内燃料电池系统厂家加大在研发方面的投入，在燃料电池系统成本中占比60%的燃料电池堆成本已下降，带动燃料电池系统成本进一步下降。根据灼识咨询预计，到2025年我国燃料电池系统成本将降至2200元/KW，相比2020年下降63.3%。图35：中国氢燃料电池汽车销量（单位：辆）841.003190145518764782010002000300040005000600020182019202020212022资料来源：中国保险行业协会、光大证券研究所我们综合比较在不同的应用场景下，燃料电池车、换电重卡和柴油车的TCO成本，以49吨重卡为例，基于25元/kg的氢气价格下，考虑地方与国家补贴1:1配置，柴油重卡和燃料电池汽车有望率先实现平价。但由于现在燃料电池车规模效应尚未显现，购置成本较高，整体TCO依然承压。同时补贴下放较慢，燃料电池车购买意愿仍处于较低水平。相对于纯电重卡，燃料电池重卡在每公斤25元的氢气价格下表现出较高的全生命周期成本（TCO）。这是因为纯电重卡具有更低的购置成本和电费成本。然而，在实际运营中，重卡经常会超载，这导致纯电重卡需要频繁充电，充电速度和实际能耗与理论值之间存在一定差距。此外，燃料电池重卡在续航里程方面具有竞争优势。随着氢气价格的下降以及燃料电池重卡成本的降低，燃料电池重卡有望在未来获得更广泛的应用。敬请参阅最后一页特别声明-36-证券研究报告电力设备新能源表18：多种不同动力车成本比较项目用途1用途2用途3用途4用途5车型4.5吨物流车4.5吨冷链车13吨物流车49吨重卡12米公交车车型以及燃料类型氢柴油电氢柴油氢柴油氢柴油电车氢柴油电车购车成本/万元601018651511020120457018060130发动机功率/kW6096609293105135120360220150242150满载最大续航/km400600340320400400500450600200600400300日行驶里程/km150150150150150200200250250250150150150使用寿命/年5555555555555能源单价/（元/kg，元/kW·h，元/L）25.09.01.325.09.025.09.025.09.01.325.09.01.3能耗/（kg/100km，kW·h/100km，L/100kM）2.012.040.02.214.03.015.012.040.0180.08.031.0100.0尿素消耗/（L/100kM）0.000.600.000.000.700.000.750.002.000.000.001.550.00能源费用/万元13.1329.0113.6514.4433.8526.2548.08131.25159.70102.3852.5073.2434.13维保及人工费用/万元45.341.739.345.341.749.044.252.346.846.451.345.246.1车辆残值/万元1.11.01.31.21.12.51.53.42.11.53.62.31.7补贴前TCO/万元117.179.469.7123.489.2184.0111.0302.3250.2217.5282.5177.1208.9购车补贴/万元18.00.00.028.80.053.00.075.60.00.050.40.00.0补贴后TCO/万元99.179.469.794.689.2131.0111.0226.7250.2217.5232.1177.1208.9资料来源：氢电邦，燃料电池补贴为2023年标准，国补：地补=1:1，光大证券研究所整理2.3.2、氢动力船舶尚处于发展初期船用领域碳排放较多，氢动力船舶尚处于发展初期。当前，航运业迅猛发展，柴油机动力船舶伴生的能耗与环境问题日益显现，2020年我国航运业的二氧化碳排放量达到1.2×108t，约占交通运输领域排放量的12.6%。氢动力船舶通常用于湖泊、内河、近海等场景，以客船、渡船、内河货船、拖轮等类型为主；海上工程船、海上滚装船、超级游艇等大型氢动力船舶研制是当前的国际趋势，潜艇采用氢燃料电池动力系统同样具有良好前景。目前采用甲醇、氨等合成气，作为燃料电池的原料来源也是发展方向之一。2022年3月，中国海事局印发了《氢燃料电池动力船舶技术与检验暂行规则(2022)》，中国船级社发布了《氢燃料电池》、《氢气瓶》、《重整装置》等3份涉及船用氢燃料电池系统的产品检验指南，2022年7月，中国船级社(CCS)《船舶应用燃料电池发电装置指南》(2022)也正式生效，这扫清了大量氢能船发展的技术标准障碍，有望大幅缩短产业化落地及氢能船舶规模化示范应用的时间。图36：国内氢能船发展图37：国际氢能船发展资料来源：风电头条资料来源：风电头条敬请参阅最后一页特别声明-37-证券研究报告电力设备新能源3、电解槽领域重点公司随着绿氢的需求快速增长，目前各家企业纷纷入局电解槽制氢行业，现电解槽制造商以3类企业为主：光伏、风电企业转型做电解槽，通过光伏风电设备配套项目拿下电解槽订单：隆基绿能、阳光电源。传统电解槽企业，实力稳定，验证较多：派瑞氢能、苏州竞立。电气、重工、压力容器类企业转型：昇辉科技、华电重工、华光环能、双良节能。2022年以来，电解槽产能加速建设。据我们不完全统计，自2022年8月以来，至少有18家企业立项19个电解槽产能项目，明确公布产能超7.5GW。表19：2022年8月以来电解槽产能项目立项情况企业名称项目地区总产能技术路线产能细节陕西正太能源科技有限公司陕西省商洛市600MW碱性制氢设备100套、电解槽120套阳光氢能科技有限公司安徽省合肥市600MW碱性+PEM/南通安思卓新能源有限公司江苏省如皋市250MW碱性50台套1000立方电解制氢加氢设备中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司河北省邯郸市/碱性+PEM新建八条制氢（氧）装备生产线，年产制氢装备200余台，极板50000余片淳华氢能源科技（湖南）有限公司湖南省株洲市/PEM60ml/min-250Nm³/h水电解制氢设备远景能源有限公司江苏省江阴市2GW碱性/江阴市众合盛泰机械设备有限公司江苏省江阴市/碱性100台套江苏青盛能源科技有限公司江苏省无锡市/碱性/苏州希倍优氢能源科技有限公司江苏省苏州市1GW碱性/海德装备科技（徐州）有限公司江苏省沛县//500套电解水制氢装备内蒙古希倍优氢能源科技有限公司内蒙古兴安盟/碱性两条电解槽生产线赤峰秦能新能源科技有限公司内蒙古赤峰市/碱性2000套制氢装置鄂尔多斯市国盛利华制氢设备有限公司内蒙古鄂尔多斯市1.5GW碱性+PEM300套0.5-2000Nm³/H水电解制氢设备康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司广东省佛山市500MWPEM康明斯Hylyzer500/1000/5000水电解制氢设备广东卡沃罗氢科技有限公司广东省佛山市/PEM10万套家用制氢机，30万台便携式制氢机和30万个氢水杯广东卡沃罗氢科技有限公司广东省佛山市1GWPEM500套MW级PEM制氢成套设备和100万台消费级电解水产品河南中能和安建设发展有限公司河南省南阳市//400台（套）绿氢电解槽山东航成新能源装备有限公司山东省淄博市///山东蓝拓氢能科技有限公司山东省日照市///资料来源：氢云链，光大证券研究所整理各家发布电解槽产品，整体朝大标方演进。自2022年7月以来，有18家企业发布19款电解槽产品，其中有17款为碱性电解槽，一款为PEM电解槽，一款为AEM电解槽，最高产氢量2000Nm³/h，电解槽整体呈现出朝大标方发展的趋势。敬请参阅最后一页特别声明-38-证券研究报告电力设备新能源表20：电解槽产品新品发布情况时间企业名称新品参数技术路线产能（GW）产氢量（Nm³/h）单位能耗（kWh/Nm³）输出压力（mpa）启动时间调节范围2023.04.11无锡华光环保能源集团股份有限公司1500<=4.03.250-120min10%-200%碱性2023.02.16稳石氢能科技有限公司600（2.5kW）4.33MPa热启动60秒内达到0-100%，冷启动时间不超过5分钟。AEM2023.02.14西安隆基氢能科技有限公司10004.3（ALKHi1），4.1（ALKHi1plus）2.52023.01.16苏州苏氢制氢设备有限公司2000Nm³/h碱性2023.01.10中集集电（广东）科技发展有限公司1200Nm³/h4.2~4.5520%-120%碱性2023.01.09广东盛氢制氢设备有限公司1000Nm³/h4.61.620%-115%碱性2022.12.19江苏天合元氢科技有限公司1000Nm³/h碱性2022.12.16中船（邯郸）派瑞氢能科技公司2000Nm³/h碱性2022.12.08上海氢器时代科技有限公司1500Nm³/h碱性2022.12.08上海氢器时代科技有限公司50Nm³/hPEM2022.11.25清耀（上海）新能源科技有限公司MW级全自动并/离网制氢装备碱性2022.11.15深圳市图灵科创产业发展有限公司海水/碱水电解制氢设备碱性2022.10.13明阳智慧能源集团股份公司1500-2500Nm³/h10%-110%碱性2022.09.29内蒙古亿利氢田时代技术有限公司1000Nm³/h4.3-4.60.8-1.620%-110%碱性2022.09.21双良节能系统股份有限公司1000Nm³/h碱性2022.08.28山东奥扬新能源科技股份有限公司1200Nm³/h碱性12022.08.18海德氢能源科技（江苏）有限公司“氢舟”电解水制氢系统碱性2022.08.18苏州希倍优氢能源科技有限公司1400Nm³/h碱性2022.07.12中国华电集团有限公司1200＜4.61.6碱性资料来源：氢云链，光大证券研究所整理3.1、中船718研究所（派瑞氢能）入局较早，研发销售体系成熟，氢能业务覆盖全产业链，制氢装备技术领先。中船718所是制氢行业最早的行业龙头。中船718所始建于1966年，主攻核潜艇大气生命维持系统，1984年开发出加压水电解制氢装置，于2008年成立全资子公司派瑞氢能科技有限公司，主攻电解水设备。目前，派瑞氢能业务涵盖制氢-储氢-运输-加氢站全产业供应链，以可再生能源电解水制氢为主线，兼顾加氢站及关键设备、车载氢系统。2022年，中船718所发布全球首台套单体产氢量2000Nm³/h水电解制氢装备，实现制氢装置的单机产氢量世界领先。目前，中船718所可年产碱性电解槽350台，PEM电解槽120台，总产能达到1.5GW，制氢设备产品已成功出口30多个国家和地区，是国内外主要制氢装备系统供应商。敬请参阅最后一页特别声明-39-证券研究报告电力设备新能源3.2、隆基绿能制氢设备单位电耗低，电解槽产能快速扩张，是行业强劲新势力。隆基绿能自2018年开始对氢能产业链进行战略研究，于2021年3月成立控股子公司隆基氢能，主攻电解水制氢设备和可再生能源制氢解决方案，2021年10月产品下线并实现500MW产能，2022年隆基氢能实现电解槽产能1.5GW，公司预计2025年电解槽产能将达到5-10GW。目前，隆基氢能以降低制氢的单位电耗为主要战略方向，于2023年2月发布制氢装备ALKHi1，在直流电满载状况下电耗可低至4.3kWh/Nm³，用于适应更高利用小时数场景的ALKHi1产品，直流电满载状况下电耗则可低至4.1kWh/Nm³，该系列产品具有高效率、高收益的特点，能降低10%以上的直流电耗，大幅降低不同场景下的制氢LCOH。隆基氢能在2022年大型绿氢示范项目中装机市场占有率约为30%，年氢能出货量居全国前三。3.3、阳光氢能阳光氢能科技有限公司是阳光电源子公司，专注于可再生能源柔性制氢技术研究。阳光电源于2016年成立氢能研究小组；2019年成立氢能事业部，专注于可再生能源柔性制氢技术研究。同年，与大连物化所共同成立“PEM电解制氢技术联合实验室”，以大功率PEM电解制氢装备的研究开发为核心，攻关技术制高点。2020年，在阳光产业园建成可再生能源变功率制氢及氢储能发电实证平台，实现纯离网变功率制氢及电——氢——电闭环。2021年，注册成立阳光氢能科技有限公司，发布50Nm³/hPEM电解槽，1000Nm³/h碱性水电解制氢系统试车成功。2022年，年产能GW级制氢设备工厂建成投产。目前，公司主要产品有IGBT制氢电源、碱性水电解槽、PEM电解槽、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统，产品已在吉林、宁夏、内蒙古、甘肃、湖北等多地风光制氢示范项目中得到广泛应用。3.4、考克利尔竞立（苏州）碱性电解水制氢设备的生产、研发经验丰富，目前出货量全球领先。考克利尔竞立前身为苏州竞立，苏州竞立最初核心团队来自中船718研究所，在苏州竞立时期已着手研发制造多个大容量电解槽设备。2019年，比利时JohnCockerill集团承接苏州竞立制氢设备有限公司全部人员和知识产权，增大研发力量、更新设备、扩大产能，建立考克利尔竞立。2021年公司生产了超50台产氢量1000Nm³/h电解水制氢设备，参与了1200Nm³/h和1300Nm³/h电解水制氢设备的研发和生产，出货量达160MW，占全球碱性电解槽出货量的50%，位列全球第一。2022年，考克利尔竞立单槽最大产能达到1500Nm³/h，出货量超过230MW，实际产能达到1GW，预计2023年产能将扩充至1.5GW。3.5、亿利洁能光伏、氢能、化工一体化融合发展，制氢用氢两端技术成熟、运营经验丰富。亿利洁能于2020年8月投资设立宁波氢能创新中心有限公司，积极布局氢能产业，2022年9月发布单台1000Nm³/h碱性电解槽，2022年实现年产50台套，产能250MW，计划于2023年底实现200台1000标方碱性电解槽，产能规模达到1GW，2025年达到500台套，产能规模达2.5GW，2030年在我国西部沙区达到年产1000台套。亿利洁能拥有达拉特、库布其两大工业园区，风光制氢一体化项目2023年1月获批，未来可依托沙漠治理和土地资源的优势，实现光伏、风电、氢能一体化消纳和一体化发展，以及寻求外部合作，开展氢冶金业务。敬请参阅最后一页特别声明-40-证券研究报告电力设备新能源3.6、双良新能源节能环保和高端制造底蕴深厚，与光伏、工业冷却水和化工等产业链深度整合。双良集团成立于1995年，主要业务为节能节水系统业务及新能源系统业务，2022年3月，双良节能成立氢能研究中心，布局氢能产业链，子公司双良新能源负责设备的研发和制造。2022年9月，双良新能源首个单槽1000Nm³/h碱性电解槽成功下线，该设备采用高电流密度设计，通过气液分离装置实现碱液沉降分离，氢气纯度可达99.9999%，实现低成本、低能耗、高性能。11月，双良新能源首套绿电智能制氢系统顺利发货。3.7、华电重工依托华电集团，电解槽出货量具有较高保障。华电重工于2021年11月试运行水电解制氢装置成功，2022年5月收购深圳通用氢能51%股权，拥有通用氢能质子交换膜电池的生产工艺和核心技术，2022年7月下线独立研发生产的1200Nm³/h碱性电解槽，2022年末，公司签约内蒙古包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目，预计2023年完成交货。“十四五”期间，公司计划将氢能作为重点业务，并带动一体化项目EPC的发展。3.8、昇辉科技氢能领域布局全面，“3+3”业务模式覆盖面广。公司2020年入局氢能产业，目前已经初步形成“3+3”的氢能业务模式，即投资三家产业链头部企业：国鸿氢能、鸿基创能、飞驰汽车，分别布局电堆、膜电极和整车制造；以及自主经营三个氢能业务板块：制氢设备、氢能汽车运营平台、氢能设备零部件。制氢设备方面，旗下公司广东盛氢已经于2023年1月9日下线1000标方电解水制氢成套设备，目前已经具备年产50套大功率电解槽的生产能力以及快速交付整体解决方案的能力。3.9、华光环能公司主营业务与电解槽协同程度高，氢能市场空间巨大。公司2022年与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心，进行电解水制氢等示范项目的开发。得益于大连理工的技术专利、骨干，借助公司装备制造中原材料、吊装设备的已有资源和研发人员丰富的经验，2022年仅耗时70天即完成30标方碱性电解槽的研发生产。2023年4月下线1500Nm³/h碱性电解槽，单位能耗4.3kWh/Nm³，目前已经具备500Nm³/h，500-1000Nm³/h，1000-2000Nm³/h多个系列碱性电解槽制造技术，形成年产1GW电解水制氢设备制造能力。华光环能已与中能建签订战略合作协议，未来会积极开拓市场，进行商业化应用，并积极探索现有业务与氢能等新能源的协同发力的可能性。敬请参阅最后一页特别声明-41-证券研究报告电力设备新能源4、投资建议内外碳排放目标设立的大背景下，各国纷纷推动绿氢发展。欧洲通过碳边界调整机制（CBAM）协议，碳关税目录内新增氢气，同时设立2030年绿氢2000万吨的目标。国内通过能耗双控，以及风光氢储一体化项目推动企业建设绿氢应用项目。目前西北地区由于风光资源丰富，发电成本较低，制氢成本接近灰氢/蓝氢，有力推动企业建设绿氢及应用项目。碱性电解槽（ALK）是目前主流技术路线，其技术较为成熟，成本较低，随着绿氢的驱动，目前各家企业纷纷入局电解槽制氢行业，以3类企业为主，建议关注：光伏，风电企业转型做电解槽，通过光伏风电设备配套项目拿下电解槽订单：隆基绿能、阳光电源。传统电解槽企业，实力稳定，验证较多：派瑞氢能、苏州竞立。电气、重工、压力容器类企业转型：昇辉科技、华电重工、华光环能、双良节能。敬请参阅最后一页特别声明-42-证券研究报告电力设备新能源5、风险提示5.1、市场风险（1）市场竞争加剧的风险：整体而言电解槽壁垒较低，竞争格局较差，新品上市较多，后续有竞争加剧、企业毛利率下降的风险。（2）降本不及预期的风险：各地电价不同，若沿海地区风光发电成本下降不及预期，绿电产业或局限于西北，需求或低于预期。5.2、技术风险（1）电解槽技术路线变化：目前氢能电解槽尚处于发展早期，后续AEM，SOEC等技术成熟后制氢成本更加低廉，或将颠覆ALK以及PEM的市场。（2）其他制氢技术更新：若未来电解水制氢被其他技术路线制氢超越，那么电解槽制氢技术将面临被颠覆的风险。敬请参阅最后一页特别声明-43-证券研究报告行业及公司评级体系评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股市场基准为沪深300指数；香港市场基准为恒生指数；美国市场基准为纳斯达克综合指数或标普500指数。分析、估值方法的局限性说明本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。分析师声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。法律主体声明本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告首页。中国光大证券国际有限公司和EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构。特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）成立于1996年，是中国证监会批准的首批三家创新试点证券公司之一，也是世界500强企业——中国光大集团股份公司的核心金融服务平台之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。光大证券研究所上海北京深圳静安区南京西路1266号恒隆广场1期办公楼48层西城区武定侯街2号泰康国际大厦7层福田区深南大道6011号NEO绿景纪元大厦A座17楼光大证券股份有限公司关联机构香港英国中国光大证券国际有限公司香港铜锣湾希慎道33号利园一期28楼EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited6thFloor,9AppoldStreet,London,UnitedKingdom,EC2A2AP