证券研究报告行投资建议：2023年12月17日业上次建议：报强于大市（维持）强于大市告电力设备│行相对大盘走势业周风光消纳难题下氢电解槽潜力有多大？电力设备沪深300报20%风电、光伏装机快速增长，产生了较大的消纳压力，绿电制氢凭借持续成本下降、技术提升，已成为解决消纳的重要手段，正在迎来需求快速释放。0%➢电解槽当前需求：-20%当前：2023年1月-12月初，以电解槽需求口径进行统计，2023年1月至-40%2023/42023/82023/1212月初，合计电解槽招标量1.6GW，相比2022年出货量增长97.13%。招2022/12标主要以大项目驱动，技术路线以碱性为主，占92.1%。2024年需求：2024年电解槽新增需求约为3.2GW，增长态势持续。随氢能作者政策支持力度加强，氢能项目审批开工招标有望加速，从项目角度出发，分析师：贺朝晖2024年电解槽新增需求最大值约为6.5GW。执业证书编号：S0590521100002远期：我们以绿氢渗透率方式计算实际电解槽潜在需求量，预计2023E-邮箱：hezh@glsc.com.cn2025E年电解槽潜在累计需求量分别为8.9/19.4/29.4GW，电解槽潜在新增装机需求分别为3.64/10.52/9.95GW。假设2030年绿氢渗透率为15%时，电解槽装机需求量为73.6GW，2023E-2030E复合增长率约35.3%，持续高速增长大大提升绿氢天花板。➢如何看待电解槽价格？碱性电解槽现阶段价格企稳。我们统计碱性电解槽中标项目情况，以碱性电解槽系统（电解槽+后处理装置，不含电源）角度来看，项目中标平均价格在682~734万元之间，折算单W价格在1.36~1.47元/W之间。远期价格趋势；当前实际运行项目存在漏液、跟随风光波动较差问题，项目要求由需要产品过度到需要好产品，竞争壁垒提升，头部厂商议价能力提升，电解槽有望通过规模化采购原材料驱动降本，进而降低电解槽价格。➢如何看待电解槽竞争格局？当前：2023年头部集中度高,CR3约为74.3%，未来第二梯队份额有望提升。未来：氢能项目由示范项目步入成熟项目周期，工控要求提升、电解槽参数优化等要求将明显提升行业壁垒，头部企业有望规模化效应带动降本。➢氢能项目有望从政策驱动变为盈利驱动当前制约氢能项目建设缓慢的原因主要在终端需求欠缺、终端价格昂贵等问题。今年招标大项目甲醇、氨气等项目提升需求，我们认为现阶段项目盈利能力主要体现在到厂绿氢平价化，中长期来看随着核心储运环节降本，加氢站规模高速提升，应用场景下沉，商用化度提升。商用化进程加快：12月1日，中国燃料电池汽车大会上发布《共建中国氢能高速行动倡议》，以京津冀、上海、广东、郑州和河北五城示范群为基础的氢能高速网络建设。我们统计各省氢能中长期规划及行动方案，截至12月初，以我们不完全统计结果全国各地加氢站达到329座左右，结合各地2025年规划，2025年目标为1167座，目前还有838座加氢站待建。➢投资建议制氢环节建议关注隆基绿能、阳光电源、双良节能、昇辉科技等储运环节建议关注：厚普股份、开山股份、京城股份等氢能装备测试环节建议关注：科威尔风险提示：项目建设不及预期，原材料价格变化，市场竞争加剧相关报告1、《电力设备：全球首台四代核电商运意义重大》2023.12.102、《电力设备：新能源撬动全球电网需求欧盟绿政加速电力设备出海》2023.12.031请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报正文目录1.如何看待当前电解槽需求和价格......................................31.1如何看待电解槽空间？........................................31.2如何看待电解槽价格趋势？....................................72.氢能项目将从政策驱动变为盈利驱动.................................122.1央国企布局加速氢能.........................................142.2氢能基建需求提振加氢站需求.................................143.关注标的........................................................164.风险提示........................................................16图表目录图表1：2023年1月-12月初电解槽招标、中标不完全统计..................3图表2：2023年氢能电解槽月度招标情况（MW）...........................4图表3：2023年电解槽招标类型情况（MW，%）............................4图表4：2024年新增电解槽需求（MW）...................................5图表5：2024年电解槽超预期需求（MW）.................................5图表6：以绿氢渗透率计算电解槽潜在需求...............................6图表7：部分中标项目碱性电解槽价格...................................7图表8：电解槽价格阶段性企稳（万元/台）..............................8图表9：风光制氢离网类型系统结构.....................................8图表10：风光并网制氢类型系统结构....................................8图表11：在电源功率波动下电解槽电流和电压变化........................9图表12：电源功率波动下电解槽温度变化................................9图表13：碱性电解槽外观..............................................9图表14：碱性电解槽单电解小室三维模型................................9图表15：部分制氢项目已采用IGBT电源................................10图表16：碱性电解槽规模向大型化发展.................................10图表17：中标企业中标量情况（MW）...................................11图表18：中标企业占比情况（%）......................................11图表19：中能建框中标企业名单及电解槽报价情况.......................11图表20：2023/12/15日部分地区绿氢、蓝氢平均价格（元/kg）............12图表21：甘肃低电价时段制氢成本约15.6元/kg.........................12图表22：甘肃省并网制氢最低成本静态结构.............................12图表23：电耗、电价变化对制氢成本敏感性（元/kg）（以甘肃为例）........13图表24：光氢一体化部分参数设置.....................................13图表25：光氢一体化提升项目收益率...................................13图表26：绿氨相关项目应用规划.......................................14图表27：各省氢能发展规划及加氢站要求...............................14图表28：500kg/a加氢站成本拆分......................................162请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报1.如何看待当前电解槽需求和价格1.1如何看待电解槽空间？➢2023电解槽需求实现同比高增2023年1月-12月初电解槽招标达到1.6GW。依据项目招标/中标数据不完全统计，统计口径为电解槽需求口径（包括电解槽设备中标、EPC完成招标进行设备招标、框架招标）。招标中标项目来看，2023年1月至12月初，合计电解槽招标量1.6GW，相比2022年出货量增长97.13%（依据GGII数据显示，2022年电解槽出货量约800MW）。图表1：2023年1月-12月初电解槽招标、中标不完全统计日期项目进度项目名称业主拟招/招标（MW）2023年1月未公示白城分布式发电制氢加氢一体化示范项目吉电股份6大连洁净能源集团402023年1月设备中标大连海水制氧产业一体化示范项目（一期）5深圳能源7.52023年1月EPC中标深圳能源库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目七台河润沐新能源5.06.02023年1月EPC中标勃利县200MW风电制氢联合运行项目广汇能源45滦源氢阳新能源开发0.52023年1月EPC中标广汇能源绿电制氢及氢能一体化示范项目195深圳能源502023年1月EPC中标涞源县300MW光伏制氢项目北元化工集团6.552023年2月设备中标鄂尔多斯市鄂托克前旗上海庙经济开发区光伏制氢项目吉电股份105吉电股份32023年2月设备中标陕西北元化工集团制氢电解槽成套装置设备采购华能清能院6.5东润氢能352023年2月设备中标大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目标段（碱性）国家能源集团10.0华电集团402023年2月设备中标大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（PEM）华能集团63三峡集团12023年2月设备中标华能清能院1300Nm3/h碱性电解槽采购项目金山股份、华电科工6鸿蒙新能源200.02023年3月EPC中标东润清能察北光伏配套制氢示范项目翌晶能源70.0华电集团12023年3月设备中标国能宁东可再生氢碳减排示范区项目（一期）北京低碳清洁能源研究院10新疆俊瑞能源科技782023年4月设备中标华电德令哈3MW光伏制氢项目大唐集团12.0东岳研究院5652023年4月EPC中标华能东方氢能产业园绿电制氢示范项目国家能源集团1577华电集团2023年4月设备中标准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目（一期）中广核中能建2023年5月设备中标辽宁华电铁岭25兆瓦风电离网储能制氢一体化项目2023年5月设备中标河北鸿蒙风电光伏发电综合利用（制氢）示范项目2023年5月设备招标翌晶能源辽宁营口500MW风光氢储一体化示范项目2023年7月未公示青海德令哈100万千瓦光氢储项目2023年8月设备中标低碳院煤化工与新能源耦合技术示范制氢系统2023年8月EPC中标新疆俊瑞吉木萨尔规模化制绿氢项目2023年9月EPC中标大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化科技示范项目2023年10月未公示东岳氢能园区示范项目2023年10月未公示赤城风氢储多能互补示范项目2023年11月未公示包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目2023年11月设备中标中广核新能源宁东清洁能源制氢项目2023年12月框架中标中能建框架中标合计资料来源：北极星氢能网，香橙会研究院，GGII，国联证券研究所3请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报招标项目规模以大项目驱动为主。我们统计招标/中标项目规模月度数据，其中2月招标297MW（大安风光制氢项目），12月招标565MW（中能建2023年制氢设备采购）招标量较多月份主要系当月大型驱动为主。招标技术路线以碱性电解槽为主。我们统计不同类型招标情况，其中碱性招标1.51MW、占比92%，PEM招标66MW，占比4.02%，SOEC招标63MW，占比3.8%，技术路线以成熟度较高的碱性电解槽为主，为适应风光高波动性情况，部分项目同时配套招标PEM电解槽。图表2：2023年氢能电解槽月度招标情况（MW）图表3：2023年电解槽招标类型情况（MW，%）600565AMESOC0.03%3.84%500PEM4.02%4002973002062001101139010070457001110碱性92.10%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：北极星氢能网，香橙会研究院，GGII，国联证券研究所资料来源：北极星氢能网，香橙会研究院，GGII，国联证券研究所➢2024需求展望：增长或仍将继续2024年电解槽新增需求3.2GW。我们依据统计项目数据对明年电解槽新增需求进行测算，核心假设为1）当前正在进行EPC招标项目、2）风光电站已经开工项目、3）制氢部分已进行环评公示，这三类项目有望明年开启电解槽设备招标。部分项目未明确实际电解槽招标量，我们以年制氢规划折算。依据我们不完全统计，2024年电解槽新增需求约3.2GW，增长态势仍将持续。4请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报图表4：2024年新增电解槽需求（MW）日期项目进度项目名称业主拟招/招标（MW）2023年2月环评公示内蒙古阿拉善能源60万千瓦风光制氢一体化项目内蒙古阿拉善新能源公司225.02023年2月前期工作中石化内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目（一期）中石化100.02023年2月制氢部分环评中石化内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目（二期）中石化200.02023年2月EPC招标鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目中石化63.42023年2月EPC招标七台河勃利县200MW风电制氢项目7.52023年3月前期工作京能查干淖尔风光火储氢一体化项目七台河润沐新能源10.02023年3月环评公示甘肃酒泉风光氢储及氢能综合利用一体化示范项目（一期）京能集团70.02023年3月EPC招标山东华电潍坊氢储能示范项目中能建25.02023年4月前期建设中石化中原油田增量配电网风电制氢示范项目华电集团50.0中石化2023年4月环评公示国际氢能冶金化工新能源制氢联产无碳燃料示范项目280.0水木明拓(达茂)能源管理公2023年5月EPC招标大冶市绿电绿氢制储加用一体化氢能矿场综合建设项目司6.52023年7月EPC招标玉门油田可再生能源制氢示范项目一期工程20.02023年8月前期工作国电投宣化风储氢综合智慧能源示范项目华能集团2.52023年8月前期工作国华丰宁风光氢储100万千瓦项目中石油10.0国电投2023年8月前期工作鄂尔多斯中极新能源4000万方制氢加氢一体化项目国华集团35.7内蒙古特弘煤电集团、格罗2023年10月环评公示新疆山能化工有限公司准东五彩湾80万吨/年煤制烯烃项目夫氢能源科技集团60.0山东能源集团2.52023年10月前期工作布尔津上氢能源-绿电制氢及氢燃料电池汽车动力系统项目上海上氢能源科技有限公司1700.0中电建35.02023年10月EPC招标中电建赤峰风光制氢一体化示范项目(元宝山区部分)明阳智能2.5中电建300.02023年10月前期工作明阳多伦工业园区风电制氢一体化示范项目京能集团20.0阳光电源32252023年11月前期工作中电工程西北院英吉沙县氢能源制加一体站示范项目2023年11月环评公示兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目2023年11月前期工作阳光新能源公安县4000标方制氢储氢设施建设项目合计资料来源：北极星氢能网，香橙会研究院，GGII，国联证券研究所2024年电解槽潜在需求最大值约6.5GW，其中电解槽超预期需求约3.2GW。当氢能相关政策支持力度加强，下游需求提振时，我们认为氢能项目审批有望加速，签约、立项项目有望迅速进行前期工作，电解槽招标有望加快。依据我们不完全统计（包括招可研项目、备案项目、立项批复项目）结果，2024年电解槽超预期需求约3.2GW。因此从项目角度出发，2024年新增电解槽需求最大值约为6.5GW。图表5：2024年电解槽超预期需求（MW）日期项目进度项目名称业主拟招/招标（MW）亿华通120.02023年3月可研中伊宁市光伏绿电制氢源网荷储一体化项目中能建100.0三一重能360.02023年3月备案中能建巴彦淖尔乌拉特中旗绿电制氢制氨综合示范项目国华集团20.0华能集团270.02023年4月备案乌拉特中旗甘其毛都口岸加工园区风光氢储氨一体化示范项目远景能源500.02023年5月可研可再生氢基地暨光氢储一体化项目2023年7月可研兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化项目（一期）2023年8月备案远景通辽风光制氢氨醇一体化项目（一期）5请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报2023年9月审批公示鄂尔多斯库布其40万千瓦风光制氢一体化示范项目亿利洁能、国家电投154.6中国天楹600.02023年11月备案内蒙古科左中旗风光储氢氨一体化产业园示范项目（储氢氨部分）深圳能源200.0金风科技922.02023年11月备案深圳能源鄂托克旗风光制氢一体化及配套合成绿氨项目32472023年12月立项批复兴安盟金风200万千瓦风电制绿氢示范项目（并网型）合计资料来源：北极星氢能网，香橙会研究院，GGII，国联证券研究所➢如何看待电解槽远期空间：2023E-2030E潜在CAGR约35.3%我们以绿氢渗透率方式计算实际电解槽潜在需求量，假设2023E-2025E绿氢渗透率分别为1.8%/4.0%/6.0%；电解槽规格以1000标方为标准计算，考虑电解槽技术参数优化，电耗逐年略有降低，2025E电耗为4.1kWh/Nm3。假定电解槽经济性利用小时数3500h（仅用谷电）。实际情况来看2023E-2025E年电解槽潜在需求量分别为8.9/19.4/29.4GW，电解槽潜在新增装机需求分别为3.64/10.52/9.95GW。2030年绿氢渗透率为15%时，电解槽装机需求量为73.6GW，2023E-2030E复合增长率约35.3%。图表6：以绿氢渗透率计算电解槽潜在需求202120222023E2024E2025E2030E氢气总需求（万吨）346835333661368537174020煤制氢（%）62.00%57.90%58.73%56.80%55.13%49.05%天然气制氢（%）19.00%22.33%21.56%21.41%21.23%19.63%工业副产氢（%）18.00%18.46%17.81%17.69%17.54%16.22%绿氢（%）1.00%1.20%1.80%4.00%6.00%15.00%其他制氢（%）0.00%0.08%0.10%0.10%0.10%0.10%电解水制氢总需求（万吨）354266147223603产氢量（Nm³/h）100010001000100010001000直流电耗（KWh/Nm³）全年工作小时数（h）4.44.44.24.14.13.8400040003500350035003500电解槽设备数量（台）974119121154732715919358电解槽装机需求量（GW）4.295.248.8819.4029.3573.56新增电解槽设备（台）—21792426172427—电解槽新增装机量（GW）—0.953.6410.529.958.84可再生能源装机（GW）635758968116813682168可再生能源新增装机（GW）—123210200200150电解槽装机/可再生能源装机0.68%0.69%0.92%1.66%2.15%3.39%新增电解槽装机/新增可再生能源装机—0.78%1.74%5.26%4.98%5.89%资料来源：国家统计局，中国氢能联盟，《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，国联证券研究所电解水制氢占比相对有限，假设2023E-2025E新增风光装机分别为210GW/200GW/200GW时，电解槽潜在装机量占风光装机比例仅为0.92%/1.66%/2.15%，到2030年占比也仅提升到3.39%；从新增角度来看也仅为1.74%/5.26%/4.98%，2030E6请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报也仅为5.89%。大规模的电解槽装机并不会产生无电可用情况，因此在电能量供应侧相对充足情况下，长远来看电解槽核心驱动因素为项目盈利驱动。1.2如何看待电解槽价格趋势？➢现阶段：价格阶段性企稳碱性电解槽现阶段价格企稳。我们统计碱性电解槽中标项目情况，以碱性电解槽系统（电解槽+后处理装置，不含电源）角度来看，项目中标平均价格在682~734万元之间，折算单W价格在1.36~1.47元/W之间。图表7：部分中标项目碱性电解槽价格#REF!800750700650中石化库车项目国能宁东项目600550大安风光绿氢合成氨项目中能建框架招标5000000资料来源：中国招标投标公共服务平台，北极星氢能网，国联证券研究所我们拆分各个项目中标厂家价格来看，碱性电解槽中标价格区间在628~770万元之间，中位数为691万元，单W价格在1.26~1.54元/W之间，中位数为1.38元/W。从今年电解槽中标情况分析，价格端并没有市场预期中的快速降价和恶性竞争。我们从本次中能建框架招标结果来看，中标价格最高为726万元，平均价格为683万元，与中石化库车、吉电大安、国能宁东三项目平均价（706万元）相比，下降幅度约3%。其中阳光氢能中标价格最低约628万元，我们认为主要系规模化生产及原材料价格下降带动整体设备降本所致。7请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报图表8：电解槽价格阶段性企稳（万元/台）资料来源：中国招标投标公共服务平台，北极星氢能网，国联证券研究所➢远期：壁垒提升，良性竞争风光耦合制氢系统典型形式主要包括并网制氢、离网制氢两种。其中离网场景由风光电站（含变流器）由直流母线链接而成。并网场景中电源侧风光机组首先接入交流母线并网，下网再通过变流器接入直流母线供电解槽。图表9：风光制氢离网类型系统结构图表10：风光并网制氢类型系统结构资料来源：《多场景风光耦合制氢系统优化配置研究》商伟情等，国联证资料来源：《多场景风光耦合制氢系统优化配置研究》商伟情等，国联证券研究所券研究所目前问题-风光波动会导致电解槽内部环境变化，产生漏液。风电、光伏具有波动性，因此需要电解槽具备一定性的波动性负荷跟随能力，如在30%-120%的额定功率区间内运行，当电力波动性变化时，电解槽内温度、点位等参数发生瞬态变化，水或碱液等传质响应会滞后，造成局部高温或高电势，对电极、隔膜材料产生严重影响。如下图所示，当输入功率波动时，电解电压发生小幅变化，但电流发生了显著震8请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报荡，因此会影响电解槽电极反应，偏离稳态工况。当电流快速增加时，电解槽反应区域温度也随之增加，会导致报警等情况。图表11：在电源功率波动下电解槽电流和电压变化图表12：电源功率波动下电解槽温度变化资料来源：《风电光伏波动性电源对电解水制氢电解槽影响的研究进展》资料来源：《风电光伏波动性电源对电解水制氢电解槽影响的研究进展》丁显，国联证券研究所丁显，国联证券研究所发展趋势一：各环节工控要求提升。电解槽由多个电解小室叠加而成，由极框、电极、主极板、隔膜、垫片等组成，1000标方电解槽可能需要300个单独电解小室，因此各环节均需要提升精细度和标准，如使用优质垫片、隔膜材料，如高标准的组装工艺确保电极和隔膜之间不存在空隙等。图表13：碱性电解槽外观图表14：碱性电解槽单电解小室三维模型资料来源：《高效低耗碱性电解水制氢装置的结构设计及性能研究等》王资料来源：《高效低耗碱性电解水制氢装置的结构设计及性能研究等》王玉杰，国联证券研究所玉杰，国联证券研究所发展趋势二：IGBT替代晶闸管。晶闸管方案功率因数低、谐波畸变率高、响应速度慢。使用IGBT电源作为碱性电解槽整流电源，IGBT电源可减少整流过程中产生的谐波含量，从而减少对电网及发电设施的危害，同事响应速度较块，综合转换效率高。9请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报图表15：部分制氢项目已采用IGBT电源项目电解槽类型电源类型厂商IGBT中车时代电气三峡纳日松项目碱性IGBT中车时代电气IGBT中车时代电气国华宁东50万千瓦光伏制氢碱性IGBT国电南瑞IGBT阳光氢能康明斯佛山项目PEM大安风光制绿氢合成氨项目碱性大安风光制绿氢合成氨项目碱性资料来源：高工氢能，氢启未来，国联证券研究所发展趋势三：电解槽大型化、低能耗、宽负载。过去以1000标方为检验各厂家硬实力标准，随着技术迭代迅速，年初至今各大厂商陆续发布新的碱性电解槽产品，新产品达到2000标方，其中爱德曼11月发布产品达到4000标方，该电解槽由100Nm³/h标准模块化电解槽并联而成。以隆基氢能介绍，2000Nm³/h电解槽和1000Nm³/h电解槽相比，占地面积可节约30%，重量减轻20%，CAPEX可降低20%。图表16：碱性电解槽规模向大型化发展公司名称型号技术单台最大产直流电耗产氢压力电流密度负载范围路线氢量（kW·h/N（Mpa)(A/m2)派瑞氢能CDQ50%~100%中电丰业HELA2000PlusALK（Nm³/h）m3H2）1.5~2.520%~110%双良节能ALK2000≤4.320%~110%JSDJS1-30003.66~4.71000/1.6ALK10%~110%20004.041.6≥600020%~110%30%-110%明阳智能ALK2500最低3.874000~5005%-110%0≤4.4奥扬科技ALK20004.3-4.53000隆基氢能G3000ALK4000爱德曼ALK资料来源：各个公司公告，国联证券研究所目前氢能项目由示范项目步入成熟项目周期，技术验证后，大批量项目有望加速建设。氢能项目具有初始投资高，制氢相对危险等特点，因此业主方对电解槽要求较高，现在对电解槽需求从有产品到有好产品过度，竞争壁垒或将提升，产业链有望进入以技术为导向的竞争模式。➢竞争格局：2023年头部集中度高,未来第二梯队份额有望提升2023年1-11月中标情况来看，头部集中度较高，CR3为74.3%。我们以2023年电解槽中标企业量和份额情况来看（公开中标信息，不完全统计），中标企业前三依次为派瑞氢能、阳光电源、隆基氢能，中标量分别为135/131/95MW，市占率分别为27.8%/27.0%/19.5%，CR3集中度则为74.3%。10请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报图表17：中标企业中标量情况（MW）图表18：中标企业占比情况（%）160南通安中能氢能源华电重工赛克赛斯140135131思卓1.3%0.6%0.1%5.1%三一氢能1208.2%95派瑞氢能10027.8%80长春绿动10.3%6050404025隆基氢能19.5%206.530.5阳光电源27.0%0资料来源：高工氢能、北极星氢能网、香橙会研究院，国联证券研究所资料来源：高工氢能、北极星氢能网、香橙会研究院，国联证券研究所二线厂商竞争力提升，未来项目有望开启框架招标形式。12月12日，中国能建2023年制氢设备集中采购招标中标候选人结果公布，我们依据本次框架结果来看，本次短名单或依据综合实力排布，二线厂商成功入围框架体系内，体现公司竞争力，贡献业绩。当前电解槽处于招标放量期，主要业主方主要为大型央国企，如中石油、中石化、中能建、中电建、五大发电集团等，随着项目增多未来有望开启框架招标形式。图表19：中能建框中标企业名单及电解槽报价情况中标候选人碱性（1000Nm³/h)单价（万元，共15套）阳光氢能科技有限公司投标报价（万元）628天津市大陆制氢设备有限公司69036688中船(邯郸)派瑞氢能科技有限公司75670718广东盛氢制氢设备有限公司78980649无锡华光环保能源集团股份有限公司71429648考克利尔竞立(苏州)氢能科技有限公司71280706西安隆基氢能科技有限公司77674726江苏双良新能源装备有限公司79860712上海氢器时代科技有限公司78265700江苏天合元氢科技有限公司77000656北京电力设备总厂有限公司7213668074800单价（万元，共15套）中标候选人PEM(200Nm³/h)898康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司投标报价（万元）872长春绿动氢能科技有限公司13470750氢辉能源（深圳）有限公司13083679阳光氢能科技有限公司11250580上海氢器时代科技有限公司10181870011请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报资料来源：中能建，国联证券研究所2.氢能项目将从政策驱动变为盈利驱动当前制约氢能项目建设缓慢的原因主要在终端需求欠缺、终端价格昂贵等问题。今年招标大量制甲醇、制氨等项目，明显提振需求。我们认为现阶段项目盈利能力主要体现在到厂绿氢平价化，中长期来看随着核心储运环节降本，加氢站规模高速提升，应用场景下沉，氢能商用化应用赋予长远逻辑。图表20：2023/12/15日部分地区绿氢、蓝氢平均价格（元/kg）3529.73025.224.1252018.918.517.617.216.216.0151050资料来源：SMM，国联证券研究所现货市场建设推动电价价格分层，低电价时段制氢接近蓝氢成本，目前招标项目主要为风光一体化制氢项目，西北地区风光资源丰富，电价水平相对较低，且低电价时段长，并网制氢项目经济性强。以甘肃为例（已进行现货市场连续运行），当利用小时数为2875小时，综合电价0.234元/kWh，甘肃河西并网制氢成本最低为15.6元/kg，甘肃省并网制氢成本结构中，电费占比为74.19%。图表21：甘肃低电价时段制氢成本约15.6元/kg图表22：甘肃省并网制氢最低成本静态结构24土地安装,电解槽装22.61.92%人工费,置,2.00%2314.77%电费,制氢成本(元/kg)2220.574.19%装置运维,20.619.619.94.43%19.12118.6更换费用,18.12.22%2017.21917.8181716.215.815.615.615.716.0161514利用小时数(h)资料来源：兰木达，国联证券研究所资料来源：兰木达，国联证券研究所12请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报当电价为0.2元/kWh及以下时，绿电制氢经济性凸显。我们测算电价由0.1元/kwh到0.3元/kwh变动，及电耗从3.6kWh/Nm³到4.4kWh/Nm³变动情况。建设当前先进碱性电解槽电耗为4.0kWh/Nm³，我们测算当电价在0.2元/kWh-0.3元/kWh时，绿氢成本可替代蓝氢（15元/kg）。0.14元/kwh-0.2元/kwh时绿氢可替代煤制氢（8~12元/kg），当电价在0.1元/kwh左右时，绿氢将具备明显经济性。图表23：电耗、电价变化对制氢成本敏感性（元/kg）（以甘肃为例）电耗0.10.120.14电价变化（元/kWh）0.240.260.280.3变化3.66.527.338.130.160.180.20.2212.1612.9713.7814.58（Kwh3.86.747.598.458.949.7410.5511.3612.7013.5514.4015.25/Nm³7.868.769.3010.1511.0011.8513.2414.1315.0315.93）46.978.139.079.6510.5511.4512.3413.7814.7215.6616.604.27.198.409.3910.0110.9511.8912.8414.3115.3016.2917.274.47.4110.3711.3612.3413.33资料来源：国联证券研究所➢光氢一体化建设提升综合项目收益率光伏电站参数假设：我们以新疆地区500MW光伏电站为例，假设弃光率为10%，年利用小时数为1500h，光伏上网电价0.23元/kWh，组件单价1元/W，光伏电站单位投资额3元/W，资本金比率20%。碱性电解槽参数假设：1000标方电解槽系统900万元，电耗为4.1kWh/Nm³，仅使用电量为电解槽弃电时，利用天数为360天，假设氢气出厂售价为15元/kg。我们以上述基本假设条件计算时，当使用电量为电解槽弃电时需配置12台电解槽。纯光伏电站项目全投资税后IRR约为7.03%，度电成本为0.233元，弃电制氢时，光氢一体化项目全投资税后IRR约为7.16%，提升0.13%，度电成本为0.201元，上升0.032元。图表24：光氢一体化部分参数设置图表25：光氢一体化提升项目收益率参数值单位光伏电站开发条件MW7.20%全投资税后IRR度电成本（元/kWh）0.24h7.15%0.2337.16%装机容量500百分比7.10%元/kWh7.05%7.03%0.23元/W7.00%利用小时数1500元/W6.95%单光伏电站弃光率10%标方0.22kWh/Nm³光伏上网电价0.230.21天组件单价1光伏电站单位投资30.2010.2制氢端开发条件0.19电解槽规模1000电耗4.10.18光氢一体利用天数36013请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报氢气出厂售价15元/kg资料来源：国联证券研究所资料来源：国联证券研究所2.1央国企布局加速氢能今年以来，以中国石化、中煤集团、中国化学、宝丰能源为代表的化工企业，以中国华电、中国电建、长江电力、金山股份、广东省能源集团、京能集团、申能能创等为代表的电力企业纷纷加速推进绿氢应用项目的落地，主要应用在绿氢耦合制烯烃、绿氢制甲醇、绿氢合成氨、绿氢绿电耦合、加氢站等领域。图表26：绿氨相关项目应用规划应用类型企业内容采用绿氢与现代煤化工融合协同生产工艺，建设年产300万吨烯烃，其中40绿氢耦合制烯烃宝丰能源、中国万吨是通过配套建设风光制氢一体化示范项目，用绿氢替代煤炭进行生产。化学项目年产绿氢3万吨（相当于33.4亿立方米）、绿氧24万吨中煤鄂尔多斯能源化工有限公司10万吨/年液态阳光——二氧化碳加绿氢制风光融合绿氢示范项目中国石化甲醇技术示范项目整体规模装机总容量625MW，光伏发电400MW（交流侧）、风力发电225MW；制储氢电解水制氢产能为2.1万吨/年，总制氢能力液态阳光项目中煤鄂尔多斯46200Nm³/h，储氢规模为22万Nm³能源化工有限公司规划建设50万吨/年离网型风光制氢合成绿氨技术示范项目，项目主要包括风光发电、电解水制储氢和合成绿氨（含空分）三个部分。风光制氢合成绿氨技术示中煤鄂尔多斯范项目能源化工有限计划投资52.8亿元，拟建设60000m³/h电解水制氢项目、一座500kg/日示范公司加氢站、20万吨/年绿色合成氨项目、燃料电池产业研究院及电池储能系统制造等多个项目。府谷县绿电制氢与年产20广东省能源集万吨绿氨及燃料电池产业团研究院一体化示范项目资料来源：北极星氢能网，国联证券研究所2.2氢能基建需求提振加氢站需求各地加氢站规模加码，需求至少840座加氢站以上。12月1日，中国燃料电池汽车大会上发布《共建中国氢能高速行动倡议》，以京津冀、上海、广东、郑州和河北五城示范群为基础的氢能高速网络建设。这五个城市示范群共有41个城市，目标是建立一个联通五大示范城市群的氢能高速网络，加氢站建设需求有望加速。我们统计各省氢能中长期规划及行动方案，截至2023年，以我们不完全统计结果全国各地加氢站达到329座左右，结合各地2025年规划，2025年需要达到1167座，目前还有838座加氢站待建。图表27：各省氢能发展规划及加氢站要求省份省份/城市政策名称已经达成2025（2023）北京市北京市《北京市可再生能源替代行动方案》74上海市上海市《上海市氢能产业发展中长期规划(2022-2035年)》12701514请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业周报吉林省吉林省《“氢动吉林”行动实施方案》51050江苏省常州市《武进区加快推动氢能产业发展的实施意见》264010无锡市《无锡市氢能和储能产业发展三年行动计划（2023-2025）》100福建省福建省《福建省氢能产业发展行动计划（2022—2025年）》32005江西省江西省《江西省氢能产业发展中长期规划（2023-2035年）》134山东省山东省《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030年）》346010东营市《东营市氢能产业发展规划（2022—2025年）》2100河南省河南省《河南省氢能产业发展中长期规划（2022—2035年）》177230广东省珠海市《珠海市氢能产业发展规划（2022-2035年）》555030四川省攀枝花市《攀枝花市氢能产业示范城市发展规划（2021—2030年）》95010甘肃省甘肃省《甘肃省人民政府办公厅关于氢能产业发展的指导意见》115青海省青海省《青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》110030内蒙古内蒙古《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进氢能产业高质量发展的意见》210宁夏宁夏《宁夏回族自治区氢能产业发展规划》25新疆克拉玛依市《克拉玛依市氢能产业发展行动计划（2023—2025年）》11167河北省河北省《河北省氢能产业发展“十四五”规划》32山西省山西省《山西省氢能产业发展中长期规划(2022-2035年)》22辽宁省辽宁省《辽宁省氢能产业发展规划（2021-2025年）》9浙江省浙江省《浙江省加快培育氢能产业发展的指导意见》24《浙江省加氢站发展规划》安徽省安徽省《安徽省氢能产业发展中长期规划》9湖北省湖北省《湖北省氢能产业发展规划(2021-2035年)》（未找到源文件）17《关于支持氢能产业发展的若干措施》湖南省湖南省《湖南省氢能产业发展规划》5贵州省贵州省《贵州省“十四五”氢能产业发展规划》（未找到源文件）2云南省丽江市《丽江市人民政府关于氢能产业发展的指导意见》1陕西省西安市《西安市氢能产业发展规划（2023-2035年）（征求意见稿）》2重庆市重庆市《关于推动我市氢能产业发展的建议》3广西广西《广西氢能产业发展中长期规划（2023—2035年）》6海南省海南省《海南省高新技术产业“十四五”发展规划》2天津市天津市《天津市可再生能源发展“十四五”规划》9黑龙江省黑龙江省《黑龙江省建立健全绿色低碳循环发展经济体系实施方案》2合计329资料来源：各省发改委，国联证券研究所加氢站快速扩张期，核心设备压缩机占投资成本30%。我们以供氢能力500kg/a的外供氢型加氢站的建设成本进行拆分，压缩机、储氢瓶及加氢系统是最核心成本构成，约占加氢站建设成本58%，其中压缩机约占成本30%。以国产压缩机单站200万元价格计算，到2025年压缩机市场规模约21亿元。15请务必阅读报告末页的重要声明图表28：500kg/a加氢站成本拆分行业报告│行业周报土地和土建,19%压缩机,30%安装成本,10%其他设备,13%储氢瓶及加氢系统,28%资料来源：《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》李妍，国联证券研究所3.关注标的制氢环节建议关注隆基绿能、阳光电源、双良节能、华电重工、昇辉科技等储运环节建议关注：厚普股份、开山股份、京城股份等电解槽&燃料电池检测环节建议关注：科威尔4.风险提示项目建设不及预期，原材料价格升高，市场竞争加剧16请务必阅读报告末页的重要声明分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个股票评级增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达行业评级中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上克指数或韩国综合股价指数为基准。一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇二座25楼北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场A塔4楼深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心大厦45楼无锡：江苏省无锡市金融一街8号国联金融大厦12楼电话：0510-8518758317请务必阅读报告末页的重要声明