投资建议2023年以来板块核心逻辑发生重大变化，由下游燃料电池推广应用转移到上游绿氢推动电解槽放量。新能源设备的大幅降本以及绿色能源的政策性溢价共同推动了绿氢大发展，市场关注点由2023年上半年绿氢作为新兴能源的第一波热潮，转向开始关注行业端的绿氢项目落地节奏以及企业端的相应订单获取及兑现节奏，下游多个绿氢应用领域的铺开也将同步带动绿氢需求高涨，在绿氢项目储备充足的情况下，未来1-3年项目落地将持续高增长，我们认为2024年仍将延续氢能自上而下带动的板块行情。1）绿氢生产由项目持续落地所带动，板块整体表现将取决于招标的持续性与绝对量，随着近一年来电解槽项目招标要求逐步提高，标的首选具备进入大型项目供应商以及具备海外出货企业，重点看好电解槽相关设备端机会。2）产业大发展下，中下游同步推广，看好加氢站建设带来的设备机会以及燃料电池核心零部件。核心推荐组合：昇辉科技、华光环能、科威尔、富瑞特装、国鸿氢能（完整组合详见正文）。行业观点上游绿氢项目进入爆发期，风光电消纳与配套设备降本推动需求启动。2023年国内绿氢项目电解槽招标量接近2GW，同比翻倍，符合乐观预期，在风光储氢设备的降本以及政策不断加码驱动下，绿氢大发展启动，从需求端看，在绿氢全面渗透下，潜在的消纳空间高达亿吨，远期看行业发展天花板高。2023年内，大量绿氢项目开始申报立项，国内立项的项目绿氢产能已超450万吨，当前落地项目仅5万多吨产能，此外海外需求也开始起量，中东立项绿氢产能近3000万吨，未来需求将同时受益于国内外拉动。考虑到2025年国家10-20万吨、各地合计100万吨绿氢产能规划，明年绿氢项目将迎开工潮，带动制氢设备需求高增，我们乐观预计2024年国内电解槽招标量为4GW，同比翻倍。绿氢应用限制逐步放开，光储氢平价推动产业发展加速。政策保障和经济性是绿氢大规模推广应用的两大核心，政策保障是前提、经济性是关键。今年以来从政策角度看，各地氢气的政策管理条例开始逐步松绑，绿氢应用限制陆续开放。从经济性角度看，关键是用电成本，现阶段采用外供电力的绿氢成本（电价≤0.2元/kWh）可与灰氢平价，对于绿氢的全面平价，光储氢一体化项目是关键。2023年以来，光伏组件和储能的降本进程加速，据我们的测算，假设项目70%电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh，电解槽1.2元/W、单位投资1.35元/W时，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR达到5.7%，绿氢成本有望与灰氢持平。未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢大规模应用场景有望进入经济性推动阶段。展望后续两年，随着欧盟碳关税落地倒逼国内涉氢应用产业成本抬高，绿氢应用将进入大规模放量阶段。重点看好制氢相关设备，储运装备与燃料电池环节受放量带动。上游端受绿氢项目高增带动，并具备政策保障和经济性前提，2024年绿氢项目批量开工，将直接带动制氢设备需求起量，电解槽作为核心设备率先受益，当前待招标电解槽量级已达到GW级别，明年预计招标量同比翻倍，此外绿色甲醇船以及国外绿氢项目等将进一步带动绿氢需求高增，电解槽出货超预期与出海重演“早期光伏”可能性并存。中游端，随廉价氢气供应增加，储运环节将成为制约下游应用的重要成本项，随氢能产业标准体系出台、氢能高速示范建设等相关措施落地，将带动相关装备放量；下游端，燃料电池汽车明年推广将提速，2025年国家/各地加总规划达5万/11.8万辆，燃料电池核心零部件将受到带动。风险提示降本速度不及预期、技术研发进度不及预期、下游氢能推广滞后、政策和项目落地不及预期。敬请参阅最后一页特别声明1扫码获取更多服务行业年度报告内容目录1.上游绿氢项目进入爆发期，风光电消纳与配套设备降本推动需求启动.................................41.1绿氢规划量爆发，2024年绿氢项目将迎批量开工.............................................41.2绿氢应用限制逐步放开，光储氢平价推动产业发展加速........................................61.3氢气消纳潜在上亿吨量级，万亿市场启动....................................................92.全球绿氢发展成共识，重点关注制氢设备环节与绿色溢价..........................................112.1绿色溢价为产业发展推手，电解槽迎接早期光伏机会.........................................112.2全球绿氢规划高增，重点关注制氢设备环节.................................................122.3设备放量以碱性电解槽为主，关键设备部件同迎机遇.........................................152.4碳税推动绿色航运新需求，关注下游绿色燃料溢价...........................................163.标准落地推动“储-运-加”发展，加氢站、管道和液氢落地加速......................................173.1储运环节将成氢气成本关键点，管道、液氢落地加速.........................................173.2氢能高速建设示范将落地，加氢站配套同步起量.............................................204.燃料电池汽车推广将提速，氢储能电站开启示范..................................................214.1燃料电池汽车和氢储能电站落地推广，燃料电池及核心零部件受益带动.........................215.投资建议....................................................................................235.1节奏把握：重点关注绿氢项目招标落地与出海，其余环节关注政策持续加码.....................235.2方向选择：重点布局制储相关设备企业.....................................................236.风险提示....................................................................................25图表目录图表1：氢能产业发展中长期规划2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年.........................4图表2：各地2025/2030/2035年绿氢规划量达到100/100/250万吨/年.................................4图表3：全球各国绿氢产能规划合计超千万吨.......................................................5图表4：中东各个地区绿氢产能规划高增...........................................................5图表5：国内立项的项目绿氢产能已超450万吨.....................................................5图表6：全国绿氢项目开工率达30.17%.............................................................5图表7：明年待招标电解槽达1662MW...............................................................6图表8：氢气政策管理条例开始逐步松绑...........................................................7图表9：电价0.2元/kWh以下时绿氢和灰氢可达成平价...............................................8图表10：不同组件价格/制氢系统价格下的绿氢成本可实现平价.......................................9图表11：不同组件价格/制氢系统价格下的IRR，设备降本下项目经济性逐步显现........................9图表12：氢气消纳理论极限上亿吨，带动万亿市场规模.............................................10图表13：四大领域氢气消纳理论极限规模达上亿吨，对应电解槽上千GW...............................10敬请参阅最后一页特别声明2扫码获取更多服务行业年度报告图表14：四大领域氢气消纳理论极限的测算市场空间达上万亿元.....................................10图表15：绿氢成本正在向全面平价点逼近.........................................................11图表16：碳税落地抬高灰氢成本，绿氢全面平价进程加速...........................................11图表17：50欧元/吨碳价下，灰氢价格高于绿氢....................................................12图表18：2022-2023年已立项绿氢项目合计达到483.31万吨.........................................12图表19：内蒙古、吉林、新疆、甘肃等多地区给予绿氢生产补贴政策.................................13图表20：待招标电解槽量级已经达到GW级别......................................................14图表21：中东绿氢项目规划达90个..............................................................15图表22：碱性电解槽招标量占比为94%，为当前主流技术路线........................................15图表23：碱性电解槽降本趋势，单位：元/m3.......................................................16图表24：PEM电解槽降本趋势，单位：元/m3.......................................................16图表25：碱性电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh）..................................................16图表26：电极和制氢电源占碱性电解槽成本比例高.................................................16图表27：氢气供需趋紧.........................................................................17图表28：氢气使用以氨、甲醇、炼油及直接燃烧为主...............................................17图表29：绿色甲醇航运燃料溢价高将带动绿氢消纳.................................................17图表30：氢气运输成本偏高.....................................................................18图表31：氢储存和运输标准体系出台.............................................................18图表32：氢加注标准体系出台...................................................................18图表33：输氢管道建设开始铺开.................................................................19图表34：国内液氢开启示范工程.................................................................20图表35：加氢站数量逐年增加，未来2年将加速建设...............................................20图表36：加氢站建设将带动配套加氢设备及氢气罐需求.............................................21图表37：FCV重卡比BEV重卡TCO更低（短岛）....................................................21图表38：FCV重卡比BEV重卡TCO更低（长途）....................................................21图表39：2025年各地方燃料电池车推广目标加总达到11.8万辆......................................22图表40：氢储能7天运行特性...................................................................22图表41：氢储能全年储氢容量变化...............................................................22图表42：1MWh储能下氢能初始投资建设的度电成本较低（元/kWh）...................................23图表43：1kWh储能扩容下氢能度电储能边际成本最低（元/kWh）.....................................23图表44：氢能行业公司估值（亿元，倍）.........................................................24敬请参阅最后一页特别声明3扫码获取更多服务行业年度报告1.上游绿氢项目进入爆发期，风光电消纳与配套设备降本推动需求启动1.1绿氢规划量爆发，2024年绿氢项目将迎批量开工绿氢规划产能高增，2025年国家规划10-20万吨、各地合计达100万吨。自国家层面发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》后，各地积极规划可再生能源制氢。当前已落地绿氢项目产能在5万吨左右，根据各地政府发布的相应氢能政策规划，绿氢产能合计规划量到2025/2030/2035年已达100/100/250万吨，国内绿氢产能规划高增。图表1：氢能产业发展中长期规划2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年2025年2030年2035年发展目标燃料电池车加氢站可再生能源二氧化碳减形成较为完备的氢广泛应用可再提升可再生能源形成涵盖交通、保有量部署建设制氢排能产业技术创新体生能源制氢。制氢在终端能源储能、工业等领系、清洁能源制氢消费中的比重。域的多元氢能应约5万辆10-20万吨/100-200万年吨/年及供应体系。用生态。核心技术产业创新制氢设施交通领域工业领域储能领域规划路线质子交换膜燃料电高校、科研院所、企因地制宜的制氢技术重型车辆应用，货汽还原剂，替代化石能“风光发电+氢储池、新型燃料电池、业建设重点实验室、路线，清洁化、低碳车市场，与锂电池纯源应用。能”一体化应用新模核心零部件以及关键前沿交叉研究平台。电动汽车的互补发展化、低成本。式。装备。模式。示范工程交通储能发电工业城市公交车、物流配送车、环卫可再生能源资源富集、氢气需求在金融、医院、学校、商业、工在合成氨、甲醇、炼化、煤制油车量大的地区矿企业等领域引入氢燃料电池气等行业替代化石能源来源：《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》，国金证券研究所图表2：各地2025/2030/2035年绿氢规划量达到100/100/250万吨/年地区2025年规划量（万吨/年）2030年规划量（万吨/年）2035年规划量（万吨/年）-内蒙古50--宁夏830120-150-吉林830-40100甘肃20--青海430220-250新疆10-合计10090-100来源：各地政府官网、国金证券研究所发展氢能全球共识逐步达成，海外绿氢规划产能同步高增。COP28最新草案第39条（d）款指出“加快零排放和低排放技术，包括碳捕获、利用和储存以及低碳氢的生产等，以便加强在能源系统中替代碳排放有增无减的化石燃料的努力。”相较于COP27草案只是将氢能作为供缔约方进一步审议的领域，COP28草案则是正式加入了氢能相关内容，被纳入意味着此领域被缔约方呼吁加快布局，意味着全球发展氢能共识已经形成，后续各国的氢能发展将会提速，从海外绿氢规划来看，欧盟2030年绿氢产能规划达到2000万吨，中东当前合计产能规划达到2914.26万吨。对于国内企业而言，国内外发展机遇并存，尤其是中东市场值得重视。敬请参阅最后一页特别声明4扫码获取更多服务行业年度报告图表3：全球各国绿氢产能规划合计超千万吨图表4：中东各个地区绿氢产能规划高增350012001141.63000100025001013.5200015008001000600554.4500040020086.90.0039.20.00248.143.20.00317.3202520302032204020500美国加拿大日本捷克匈牙利欧盟阿联酋阿曼摩洛哥沙特阿拉伯哈萨克斯坦埃及来源：各国政府官网、国金证券研究所来源：各国政府官网、国金证券研究所2024年绿氢项目将迎开工潮，预计电解槽招标同比翻倍看向4GW。2023年内，大量绿氢项目开始申报立项，国内立项的项目绿氢产能已超400万吨，当前落地项目仅5万多吨产能，考虑到2025年国家10-20万吨、各地合计100万吨绿氢产能规划，明年绿氢项目将迎开工潮，带动制氢设备需求高增，我们乐观预计2024年国内电解槽招标量为4GW，同比翻倍增长。图表5：国内立项的项目绿氢产能已超450万吨图表6：全国绿氢项目开工率达30.17%300250100%250204.6990%20080%20070%15060%15050%40%10010091.6030%65.8758.74505013.2921.0520%0.6511.316.560.121.006.610.291.300.2210%000%2022辽宁吉林宁夏2023河南内蒙古新疆甘肃江苏天津湖北河北山东黑龙江陕西四川在建/已规划项目（万吨）开工率来源：政府官网、国金证券研究所，数据截至2023/12/22来源：政府官网、国金证券研究所，数据截至2023/12/22敬请参阅最后一页特别声明5扫码获取更多服务行业年度报告图表7：明年待招标电解槽达1662MW100095271090020248002023700600项目开工5004003002001000EPC招标预招标集中采购招标来源：政府官网、中国招标和采购网、国金证券研究所，数据截至2023/12/221.2绿氢应用限制逐步放开，光储氢平价推动产业发展加速政策保障+经济性是绿氢大规模推广应用的两大核心，政策保障是前提、经济性是关键。从政策角度看，各地氢气的政策管理条例开始逐步松绑，绿氢应用限制陆续开放，政策保障条例频出台。从经济性角度看，光储氢降本背景下，绿氢的经济性开始显露，未来在碳税驱动下平价进程将加速。现阶段看，政策和经济性两端均初现端倪，在政策限制逐步放开的前提下，光储氢平价或将成为氢能行业的爆发拐点。保障政策陆续出台，绿氢应用限制逐步放开。受限于能源管理条例，初期氢能发展应用推广相对较缓，今年以来，氢气的政策管理条例开始逐步松绑，氢能能源属性政策破冰，体现在绿氢生产不需危化品许可、允许在非化工园区建制加氢站等等，极大程度上放开了绿氢的生产和使用限制，也降低了额外的无效成本支出，政策的松绑扫除了绿氢推广路上的重要障碍之一，当前内蒙古、广东等多地均已出台相关政策，预计其他地区后续将陆续开放。敬请参阅最后一页特别声明6扫码获取更多服务行业年度报告图表8：氢气政策管理条例开始逐步松绑环节放松/利好政策地区政策名称《河北省氢能产业安全管理办法（试行）》绿氢生产项目不需在化工园区内建设。绿氢生河北《大东区支持氢燃料电池汽车产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）》产不需取得危险化学品安全生产许可。辽宁大东区《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》吉林《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版(试行)》制氢离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规《GB/T42612-2023车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》模，新能源综合利用率不低于90%；并网型年内蒙古《氢气（含液氢）道路运输技术规范》上网电量不超过年总发电量的20%，年下网电《鄂尔多斯市支持氢能产业发展若干措施》量不超过项目年总用电量的10%《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》IV型储氢瓶国家标准发布。国家标准《广东省燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法》《河北省氢能产业安全管理办法（试行）》液氢在运输环节标准规范的细化，也是实现民交通部《大东区支持氢燃料电池汽车产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）》用液氢道路运输的前提。《六安市燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法（征求意见稿）》《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》储运内蒙古鄂尔多《布尔津县加氢站管理办法（暂行）（征求意见稿）》支持输氢管道建设和前期手续办理。斯《内蒙古自治区加氢站管理暂行办法》《河北省氢能产业安全管理办法（试行）》推动输氢管道规划布局，变输电为输氢，以绿内蒙古《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》氢为载体实现新能源跨区域输送。《大东区支持氢燃料电池汽车产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）》广东《布尔津县加氢站管理办法（暂行）（征求意见稿）》河北《大东区支持氢燃料电池汽车产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）》《上海交通领域氢能推广应用方案》（2023-2025年）允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。辽宁大东区《宜兴市新能源产业发展三年行动计划（2023－2025年）》安徽六安《兴安盟“十四五”能源发展规划》《大东区支持氢燃料电池汽车产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿）》吉林《鄂尔多斯市支持氢能产业发展若干措施》新疆布尔津加氢站内蒙古河北加氢站参照天然气加气站管理模式，经营性加吉林氢站应取得燃气经营许可或批复。参照燃气管理办法，规范加氢站审批、建设、辽宁大东区验收标准。加氢站参照城镇燃气加气站管理，由住建部门新疆布尔津核发燃气经营许可证。探索城市物流配送、公共客运、管理服务、市辽宁大东区际专线货运等应用场景；简化审批手续。鼓励开展氢能网约车、租赁车、工作用车、公上海务用车试点。江苏宜兴工业领域试点氢燃料电池重卡；工业园区、装内蒙古备制造基地、矿区应用氢燃料电池重卡、矿卡。对车用氢气运输车辆通行给予便利。辽宁大东区氢车在运输道路开设绿色专用通道；氢能等新能源内蒙古鄂尔多汽车不受环保限行。政府还贷收费公路执行2斯折的差异化收费政策。京津冀示范城市群推出7个氢能高速场景。国务院国资委《共建中国氢能高速行动倡议》“氢走廊”建设给氢能重卡带来发展机遇。内蒙古包头《包头市氢能产业发展规划（2023—2030年）》来源：各地政府官网、国金证券研究所河南《郑汴洛濮氢走廊规划建设2023年20项重点工作清单》四川成都《成都市新能源和智能网联汽车产业发展规划（2023—2030年）》敬请参阅最后一页特别声明7扫码获取更多服务行业年度报告光储氢降本驱动绿氢经济性初显，阶段性区域平价可期。绿氢可与灰氢平价，0.2元/kWh电价时经济性显现。绿氢制取成本主要由电费和制氢设备构成，灰氢制取成本主要受煤价影响。煤炭价格呈现波动态势，400-1050元/吨煤价下，对应制氢的氢气成本在9.5-15元/kg；对于绿氢制取成本，外接电力成本在0.1-0.23元/kWh时，对应制氢成本在9.1-16.3元/kg。即意味着电价0.2元/kWh以下时，绿氢和灰氢（1000元/吨煤价）可达成平价。图表9：电价0.2元/kWh以下时绿氢和灰氢可达成平价211917150.2元/kWh电价131197ALK制氢成本（元/kg）PEM制氢成本（元/kg）-7.5元/WPEM制氢成本（元/kg）-4.5元/W煤制氢成本（元/kg）来源：国金证券研究所测算，注：煤制氢成本测算区间对应煤价400-1050元/吨，ALK和PEM制氢成本测算区间对应电价0.1-0.23元/kWh。光储氢降本下绿氢开始具备经济性，光储氢项目可行性未来可期。电价是绿氢平价关键，光储氢一体化项目为破局要点，0.2元/kWh以下的电价是实现绿氢平价的关键，低电价甚至零电价（弃电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况，绿氢成本在光储氢一体化项目内将大幅下降，降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机组的价格上。今年以来，光伏组件和储能的降本进程加速，阶段性的绿氢经济性已经初步显现。假设项目70%的电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，根据我们的测算，在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh，电解槽1.2元/W、单位投资1.35元/W的情况下，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR达到5.7%。这意味着在当前光储氢设备均可达到的成本下，在此模式下绿氢制取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。敬请参阅最后一页特别声明8扫码获取更多服务行业年度报告图表10：不同组件价格/制氢系统价格下的绿氢成本可实现平价绿氢制取成本电解槽价格（元/W）（元/kg）0.800.850.900.951.001.051.101.151.201.251.301.351.400.866.226.246.276.296.326.346.366.396.416.436.466.486.500.886.236.256.286.306.336.356.376.406.426.446.476.496.510.906.246.266.296.316.346.366.386.416.436.456.486.506.530.926.256.286.306.326.356.376.396.426.446.466.496.516.540.946.266.296.316.336.366.386.406.436.456.476.506.526.55光伏组0.966.276.306.326.346.376.396.416.446.466.486.516.536.56件格0.986.286.316.336.356.386.406.426.456.476.506.526.546.57（元1.006.296.326.346.366.396.416.436.466.486.516.536.556.58/W）1.026.306.336.356.376.406.426.446.476.496.526.546.566.591.046.316.346.366.386.416.436.466.486.506.536.556.576.601.066.326.356.376.396.426.446.476.496.516.546.566.586.611.086.336.366.386.406.436.456.486.506.526.556.576.596.621.106.346.376.396.416.446.466.496.516.536.566.586.606.63来源：国金证券研究所测算，注：1.06元/Wh储能成本图表11：不同组件价格/制氢系统价格下的IRR，设备降本下项目经济性逐步显现风光氢一体化项电解槽价格（元/W）目IRR（%）0.800.850.900.951.001.051.101.151.201.251.301.351.406.34%6.33%6.32%6.31%0.866.45%6.44%6.43%6.42%6.40%6.39%6.38%6.37%6.36%6.24%6.23%6.22%6.21%6.14%6.13%6.11%6.10%0.886.35%6.34%6.32%6.31%6.30%6.29%6.28%6.26%6.25%6.04%6.03%6.01%6.00%5.94%5.92%5.91%5.90%0.906.24%6.23%6.22%6.21%6.20%6.18%6.17%6.16%6.15%5.84%5.83%5.81%5.80%5.74%5.73%5.72%5.71%0.926.14%6.13%6.12%6.11%6.09%6.08%6.07%6.06%6.05%5.64%5.63%5.62%5.61%5.55%5.54%5.52%5.51%0.946.04%6.03%6.02%6.00%5.99%5.98%5.97%5.96%5.95%5.45%5.44%5.43%5.42%光伏组5.36%5.35%5.34%5.33%5.26%5.25%5.24%5.23%件格0.965.94%5.93%5.92%5.90%5.89%5.88%5.87%5.86%5.85%5.17%5.16%5.15%5.14%（元0.985.84%5.83%5.82%5.81%5.79%5.78%5.77%5.76%5.75%/W）1.005.74%5.73%5.72%5.71%5.70%5.69%5.67%5.66%5.65%1.025.64%5.63%5.62%5.61%5.60%5.59%5.58%5.57%5.56%1.045.55%5.54%5.53%5.52%5.50%5.49%5.48%5.47%5.46%1.065.45%5.44%5.43%5.42%5.41%5.40%5.39%5.38%5.37%1.085.36%5.35%5.34%5.33%5.32%5.31%5.30%5.28%5.27%1.105.27%5.26%5.24%5.23%5.22%5.21%5.20%5.19%5.18%来源：国金证券研究所测算，注：1.06元/Wh储能成本1.3氢气消纳潜在上亿吨量级，万亿市场启动氢气消纳潜在上亿吨量级，带动万亿市场规模。根据我们之前发布的氢能产业链系列深度报告之十六——“潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨”的测算和分析，氢气消纳主要集中在化工、钢铁、储能和交通四大领域，从短、中期以及理论极限值分析来看，短期已立项规划的绿氢项目可带动百万吨氢气需求和百亿元市场空间，在绿氢全面渗透下，潜在的消纳空间高达亿吨，将催生氢气和相应设备的万亿市场规模，远期天花板高。测算说明：（1）短期：以当前已落地或立项的绿氢相关项目作为指引测算，部分无明确规划项目的以绿氢渗透率估算，预计看向2-3年后；（2）中期：以30%的绿氢渗透率为假设测算，预计看向2030年；（3）理论极限：以绿氢全面渗透为假设测算。敬请参阅最后一页特别声明9扫码获取更多服务行业年度报告图表12：氢气消纳理论极限上亿吨，带动万亿市场规模领域类型绿氢潜在可渗透的行业规模使用绿氢的对应产品规划量短期规划对应绿氢量805.1万吨141.7万吨合成氨6000万吨478.85万吨89.8万吨23.1万吨化工甲醇8000万吨假设3%渗透40.7万吨740万吨28.18万吨炼油7亿吨18.4万吨28.18万吨钢铁钢铁冶炼18.9亿吨假设15%渗透率理论极限储能储存电能6000亿kWh中期309596726交通商用车839万辆896430025364613451潜在市场规模短期162777146氢气需求规模（万吨）341电解槽装机规模（GW）208氢气市场规模（亿元）930电解槽市场规模（亿元）490来源：国金证券研究所测算图表13：四大领域氢气消纳理论极限规模达上亿吨，对应电解槽上千GW氢气消纳规模（万吨）短期中期理论极限30959合计3418964332617639化工25599823827611钢铁405292理论极限储能282286726723交通1824473832电解槽装机规模（GW）短期中期5181653合计2083646理论极限化工155406300253226钢铁252152171072311储能17937382交通11995理论极限13451来源：国金证券研究所测算14457664图表14：四大领域氢气消纳理论极限的测算市场空间达上万亿元10353307氢气市场规模（亿元）短期中期16277合计93018129609化工694414钢铁1104442中期储能777146795交通504219182电解槽市场规模（亿元）短期1950合计490化工365钢铁58储能40交通26来源：国金证券研究所测算敬请参阅最后一页特别声明10扫码获取更多服务行业年度报告2.全球绿氢发展成共识，重点关注制氢设备环节与绿色溢价2.1绿色溢价为产业发展推手，电解槽迎接早期光伏机会绿氢大规模应用将出现在光储氢平价点，现阶段正向全面平价点接近。新能源的大规模应用往往出现在其与原有能源的成本平价的时点之后，例如光伏行业的爆发是在2018年平价上网政策之后，对应看氢能行业的爆发拐点将出现在光储氢平价点之后。现阶段看，在新能源成本下行的背景下，阶段性的区域绿氢平价已实现，绿氢成本正在向全面平价点接近。图表15：绿氢成本正在向全面平价点逼近来源：国金证券研究所测算碳税落地将抬高原有能源使用成本，绿氢平价进程加速。欧盟碳税已于2023年10月开启试运行，2026年正式运行，碳税的落地将抬高原有灰氢成本，因而变相加速绿氢的平价进程。2022年欧盟平均碳价约为88.36欧元/吨，每千克灰氢（煤制氢）约产生25kgCO₂，以欧盟10、50欧元/吨的碳价测算，对应的灰氢成本将上涨1.93、9.65元/kg，对应1000、400元/吨煤价下，灰氢达到24、19元/kg，高于0.23元/kWh电费下的绿氢制取成本。碳税逐步落地下，绿氢的平价进程将加速，绿氢的大规模应用时点或将提前。图表16：碳税落地抬高灰氢成本，绿氢全面平价进程加速来源：国金证券研究所测算，注：以欧盟10欧元/吨的碳价测算敬请参阅最后一页特别声明11扫码获取更多服务行业年度报告图表17：50欧元/吨碳价下，灰氢价格高于绿氢252321191715131197ALK制氢成本（元/kg）PEM制氢成本（元/kg）-7.5元/WPEM制氢成本（元/kg）-4.5元/W煤制氢+碳税成本（元/kg）煤制氢成本（元/kg）来源：国金证券研究所测算，注：煤制氢成本测算区间对应煤价400-1050元/吨，ALK和PEM制氢成本测算区间对应电价0.1-0.23元/kWh。2.2全球绿氢规划高增，重点关注制氢设备环节以风光氢储一体化项目为导向，绿氢项目呈现高增长态势。当前国内已投产的绿氢项目规模达到5.4万吨，其中位于新疆库车的国内最大光伏制氢示范项目于2023年8月30日全面投产，绿氢工业化规模应用逐步开启，电解槽进入规模化验证时代。绿氢项目规划持续高增，近两年已立项的绿氢项目合计达到483.31万吨，绿氢项目将迎来落地放量。图表18：2022-2023年已立项绿氢项目合计达到483.31万吨省区已投产2022年2023年下游应用领域万吨/年万吨/年万吨/年化工、交通、热电联供内蒙古1.194.4110.3化工、交通6.4新疆2.070.1464.2化工、交通、液氢4.7化工、交通、储能、液氢甘肃0.071.710.0化工辽宁6.691.4化工、交通1化工、交通、储能吉林0.093.29交通、工业0.65交通、综合加能站宁夏1.421.158.62.28化工河北0.480.240.29化工、交通1.3河南0.020.12化工、交通化工、交通山东0.04351.5交通、热电联供发电、热电联供黑龙江0.11陕西4.3江苏天津湖北安徽0.01浙江0.08青海0.02合计5.4131.8来源：政府官网、中国招标和采购网、国金证券研究所，数据截至2023/12/22敬请参阅最后一页特别声明12扫码获取更多服务行业年度报告多地发布绿氢生产补贴政策，给予制氢端前期发展保障。西北部地区拥有丰富的风光资源，绿氢项目多集中于此，其中，内蒙古、宁夏、吉林、甘肃、青海、新疆均出台了相应的绿氢产能规划，加总规划量至2025年达到100万吨，除规划外，内蒙古、吉林、甘肃、新疆等多地区也发布了绿氢生产补贴政策，补贴额最高高达10元/kg，预计后续其他地区有望逐步跟进出台相关政策，规划指引叠加补贴保障，制氢端迎大发展机遇。图表19：内蒙古、吉林、新疆、甘肃等多地区给予绿氢生产补贴政策省级地市级政策名称补贴类型补贴条件补贴标准内蒙古鄂尔多《支持氢能产业发展若干措施的通绿氢制备生产对落地鄂尔多斯且氢气产能大于50002022-2023年：4000元/吨；2024年：斯知》吨/年的风光制氢一体化项目主体3000元/吨，2025年：2000元/吨对已和市内加氢站签订中长期供气合甘肃张掖《关于促进氢能产业高质量发展的若绿氢制备供应同的绿氢制造企业，出厂价格不超过10元/kg，单个企业不超70万干措施（暂行）》（征求意见稿）30元／公斤的绿氢制备生产对年产绿氢100吨以上（含100吨）首年15元/kg，此后逐年按20%退坡，的项目连续3年，最高500万《支持氢能产业发展若干政策措施对专业从事绿氢存储的项目主体以及吉林-（试行）》绿氢设备设备投资的20%，最高500万使用绿氢存储装置的其他项目主体绿氢运输对专业从事绿氢运输的项目主体15元/kg，最高150万克拉玛《克拉玛依市支持氢能产业发展的有对落地克拉玛依且氢气产能大于50002024年：3000元/吨；2025年：1500新疆关扶持政策》绿氢制备生产吨/年的风光制氢一体化项目主体元/吨依《八师石河子市推进氢能源产业高质引进碱性电解水制氢设备和质子交换膜电解制氢设备企业自取得第一笔营新疆石河子量发展若干措施（试行）》绿氢设备销售开票金额5%，不超500万业收入起《大连市氢能产业发展专项资金管理前款加氢站氢气来源为可再生能源发辽宁大连办法（2023-2025）》（征求意见稿）绿氢制备供应电制取、电解水“零碳”绿氢的，对2023-2024年：10元/kg提供氢源的制氢企业《大东区支持氢燃料电池汽车产业高沈阳大对发展光伏、风电等零碳制氢等相关项目辽宁质量发展的若干政策措施（征求意见绿氢设备固投最高30%，不超过500万元东区稿）》对绿氢出厂价格不高于同纯度工业副《濮阳市促进氢能产业发展扶持办法首年15元/kg，逐年按20%退坡，最高河南濮阳（2023年修订版）》绿氢制备生产产氢平均出厂价格，且用于本市加氢500万；风电、光伏等指标配备支持站加注的《成都市优化能源结构促进城市绿色对制氢能力500标方/小时以上（含500标方/小时）的电解水制氢企业四川成都低碳发展政策措施实施细则（征求意绿氢用电电费0.15—0.20元/千瓦时见稿）》《关于支持氢能产业高质量发展的若绿氢用电、项发展新技术、新工艺、新装备制氢企电价0.105元/kwh（含线损）；不超四川攀枝花干政策措施（征求意见稿）》目投资业落地建设过实际投资总额的20%山东潍坊《关于支持氢能产业发展的若干政绿氢设备对从事高压氢气、液氢制备、固态储购置款10%，单项不超1000万策》氢等新增设备广东深圳《深圳市氢能产业创新发展行动计划绿氢设备在具备条件的加氢站内电解水制氢，购置成本30%，不超200万对站内制氢设备2022-2025年）（征求意见稿）》《关于支持氢能产业发展的若干措对在可再生能源富集地区发展风光水1000Nm3/h制氢能力奖励50MW风电或湖北-绿氢制备生产施》规模电解水制氢光伏开发资源并视同配置储能来源：各政府官网、国金证券研究所重点跟踪绿氢项目进度，制氢端设备需求爆发。绿氢项目立项高增背景下，随着项目的推进，后续将迎来设备的大规模招标，制氢端设备需求将率先爆发，主要为电解槽、制氢电源、储氢球罐等设备需求，重点关注明年各项目落地及招标进度。敬请参阅最后一页特别声明13扫码获取更多服务行业年度报告图表20：待招标电解槽量级已经达到GW级别项目名称项目地项目阶段制氢量制氢量电解槽量电解槽技术路线开工时间万吨/年Nm3/hMW台套数2023.6大冶市绿电绿氢制储加用一湖北黄石EPC招标2250碱性+PEM2023.81项目开工-160008.53电解槽2023.8甘肃酒泉项目开工0.212023.11体化氢能矿场综合建设项目内蒙古鄂EPC招标0.36-805-2023.9尔多斯项目开工0.54140002023.9玉门油田可再生能源制氢示内蒙古锡项目开工4.564800---2林郭勒盟风电工程、送40002023吉林松原出工程可研及-7014碱性电解槽范项目勘察设计技术540002023-2024甘肃张掖服务预招标2.2132462碱性+PEM2023.10鄂尔多斯中极新能源4000万制氢设备集中158402023.103内蒙古兴采购招标-500电解槽2023.12安盟项目开工-2023.11方制氢加氢一体化项目项目开工-1500020-碱性电解槽2023.11甘肃酒泉EPC招标0.8-2023.11大唐风光制氢一体化项目制项目开工--27054碱性电解槽2023.114浙江衢州项目开工-2023.11新疆阿勒项目开工0.04500碱性+PEM2023.11氢项目开工0.045002024.1泰项目开工-565125电解槽中能建松原氢能产业园（绿甘肃兰州项目开工0.27-5EPC招标1.86400079.2--新疆喀什29000色氢氨醇一体化）---新疆喀什张掖绿氢合成氨一体化示范7515-6新疆喀什---项目新疆喀什---华能蒙东公司华能兴安盟新疆喀什2.51-7100万千瓦风电制氢一体化湖北荆州内蒙古赤2.51-示范项目一期峰---中国能建2023年制氢设备集820--中采购招标14534碱性电解槽浙江明深年产15840万Nm³9氢气建设项目阿勒泰绿电制氢及氢燃料电10池汽车动力系统项目中能建兰州新区绿电制氢氨11项目EPC招标喀什市城市氢能源综合服务12站项目疏附县首个光伏电解水制加13氢一体示范项目国投泽普县光伏绿电制储加14氢一体化项目中电工程西北院英吉沙县氢15能源制加一体站示范项目晶芳科技喀什地区泽普县光16伏制氢一体化示范项目阳光新能源公安县4000标方17制氢储氢设施建设项目中电建赤峰风光制氢一体化18示范项目(元宝山区部分)合计10.872203901662314来源：中国招标与采购网、国金证券研究所，数据截至2023/12/22国外绿氢项目有望进一步带动绿氢产能高增，电解槽出货存在超预期可能。制氢设备需求除受国内风光氢储一体化能源大基地项目带动外，国外的相关绿氢项目建设也将带动制氢设备需求，尤其是中东地区规划项目数量达90个，氢气产能达2914.26万吨，当前多家敬请参阅最后一页特别声明14扫码获取更多服务行业年度报告企业已与中东国家签订制氢设备条约并实现了小批量出货，中能建等企业也承包了绿氢相关项目EPC，制氢设备需求将受到国内外同时拉动，重点关注项目实施及氢能企业出海情况。图表21：中东绿氢项目规划达90个3028252019171615141110856摩洛哥55532221毛里塔尼亚0埃及11111阿曼沙特阿拉伯土耳其阿联酋吉布提伊朗0黎巴嫩约旦截至2022年10月截至2023年10月来源：IEA、国金证券研究所2.3设备放量以碱性电解槽为主，关键设备部件同迎机遇以碱性电解槽为主流，招标量占比达到94%。电解槽技术路线当前以碱性电解槽为主，从2023年的招标数据看，碱性电解槽招标量（MW）占比达到94%，PEM电解槽仅为6%，碱性电解槽及相关设备将在2-3年内加速发展。图表22：碱性电解槽招标量占比为94%，为当前主流技术路线6%碱性电解槽PEM电解槽94%来源：中国招标与采购网、国金证券研究所，数据截至2023/12/22碱性电解槽因成本更低应用较广，PEM今年起逐步起量，后续两者有望搭配出货。碱性电解槽成本更低，更加受到广泛应用，PEM电解槽今年起开始招标应用，未来两年PEM电解槽有望作为碱性电解槽的补充存在，用于应对新能源发电的波动和低负载。敬请参阅最后一页特别声明15扫码获取更多服务行业年度报告图表23：碱性电解槽降本趋势，单位：元/m3图表24：PEM电解槽降本趋势，单位：元/m32.543.8122.162.102.011.931.843.53.2432.851.52.52.4622.071.101.5111.150.5020212022E2023E2024E2025E电价0.15元0.50年份设备成本用地成本20212022E2023E2024E2025E电价0.15元电费水费年份人工成本维护成本设备成本用地成本碱式制氢成本（元/m3）电费水费人工成本维护成本PEM制氢成本（元/m3）202120222023E2024E2025E度电价202120222023E2024E2025E度电价0.15元0.15元碱性单价21.81.51.31.21PEM单价65.554.543（元/W)（元/W)电费（元0.30.290.280.270.15电费（元0.30.30.290.280.270.150.3/kWh）/kWh）来源：TheCleanHydrogenRevolution，国金证券研究所来源：TheCleanHydrogenRevolution，国金证券研究所电解槽及配套关键设备部件同迎机遇。绿氢项目的高增将带动制氢设备需求，电解槽作为核心设备将率先受益。同时，配套辅件设备及价值含量高的核心零部件也将同时受益带动。配套辅件设备方面，制氢电源等电气设备对于稳定输入电力起关键作用且成本占比高，核心零部件方面，电极是碱性电解槽中对能耗影响最大、成本最高的零部件。图表25：碱性电解槽制氢成本拆分（0.2元/kwh）图表26：电极和制氢电源占碱性电解槽成本比例高0.6%1.9%1.0%0.6%电解槽成本4%29%膜片+电极组件8.2%4.8%用地成本10%电堆组装和端板电气设备双极板75.7%3.6%水循环系统11%小组件纯化系统结构层3.6%用电成本多孔传输层用水成本电源人工成本5%分离纯化维护成本去离子水系统25%4%冷却系统2%7%4%来源：IEA、国金证券研究所来源：IEA、国金证券研究所2.4碳税推动绿色航运新需求，关注下游绿色燃料溢价新消纳体系建立将推动项目进展，绿色航运发展打开绿氢应用新需求。绿氢项目从规划建设到落地投运，需同步推动下游绿氢应用，绿色溢价在当前绿色航运中体现较为迅速。受欧盟碳税影响，当前甲醇和氨燃料船订单已超越LNG船订单，绿色甲醇与绿氨为未来较长一段时间的重要燃料来源，甲醇与氨作为传统化工产品供应并不缺乏，考虑到叠加碳税，绿色燃料缺口仍然较大，同时随着绿电价格下降，相关溢价会逐步显著。敬请参阅最后一页特别声明16扫码获取更多服务行业年度报告图表27：氢气供需趋紧图表28：氢气使用以氨、甲醇、炼油及直接燃烧为主14,0001000012,0009000800010,000700019%600015%8,000500037%合成氨用氢400010%18%甲醇用氢6,0003000炼油用氢2000直接燃烧4,0001000其他02,00002022已立项短期中期2018201920202021氢气消耗量（万吨）氢气产量（万吨）氢气产量和消耗量差值（万吨）来源：中国氢能联盟、中国煤炭工业协会、国金证券研究所，注：假设以已立项、来源：《2022年中国氢能及燃料电池产业发展趋势报告》、国金证券研究所短期和中期的氢气消耗量不变测算国内以政策作为主要驱动，出海关注绿色燃料溢价。国内当前示范工程对经济性考量并不显著，短期看国内更依靠政策及补贴的推动，绿氢方面景气度更多体现在装备端而非项目运营。对标海外，绿色溢价更为显著，碳税的落地将推动绿氢及采用绿氢作为原料制取的甲醇、氨等的快速起量。全球船运每年化石燃料消耗量约为3亿吨，全球以绿色甲醇为代表的生物燃料产能约为每年1100万吨油当量（按照甲醇与油1.95：1的关系），在碳税推动下，船运可接受甲醇价格约在4500-4800元/吨，按照当前绿色甲醇的成本加上储运费用（500元/吨）后，燃料绿色溢价有望高近1000元/吨。图表29：绿色甲醇航运燃料溢价高将带动绿氢消纳35,00080030,00070025,00060050020,00040015,00030010,0002005,0001000渗透率10%渗透率30%0渗透1%渗透率50%绿色甲醇需求量（万吨/年）生产所需要绿氢（万吨/年）对应电解槽需求量（GW）来源：国金证券研究所测算3.标准落地推动“储-运-加”发展，加氢站、管道和液氢落地加速3.1储运环节将成氢气成本关键点，管道、液氢落地加速制氢平价供应趋势已现，储运将成为行业重点发展。随着新能源设备端的降本以及政策推动，从上文分析中可发现绿氢的制取已趋于平价，尤其在西部新能源低廉电价地区，然而目前终端应用的使用成本仍在高位，产业链成本的大头已从生产端转向储运端。敬请参阅最后一页特别声明17扫码获取更多服务行业年度报告图表30：氢气运输成本偏高25.020.0运输成本（元/kg）15.010.05.00.01002003004005006000运输距离（km）20MPa气氢低温液氢液氨载氢甲醇载氢满运力管道输氢来源：国金证券研究所测算氢能产业标准体系出台，推动中游环节发展。氢气的储存、运输和加注环节相关标准的模糊是阻碍产业链中游发展的重要原因之一，今年以来各项标准逐步落地出台，并且六部门联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，从国家层面提出了标准制修订工作的重点，随着标准体系的出台以及加氢站许可证等政策的逐步放开，中游储运加环节将配套迎来发展机遇。图表31：氢储存和运输标准体系出台图表32：氢加注标准体系出台来源：《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》、国金证券研究所来源：《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》、国金证券研究所管道建设方案铺开，中国进入输氢管网建设元年。三桶油管道建设发力，“西氢东送”受到推广，内蒙古发布《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》，规划到2025年全区绿氢生产能力突破50万吨，绿氢产能在全国占比超过50%，并研究以绿氢为载体的新能源跨区域输送模式，结合绿氢长时性储能属性，推动输氢管道规划布局，通过将绿氢运送至全国各地，变输电为输氢，以绿氢为载体实现新能源跨区域输送。当前过半绿氢规划及项目大多集中在内蒙古，绿氢制取供给地位确立。关注管道建设带来的相关管网承接商、大功率压缩机和管道钢材等核心零部件机遇。敬请参阅最后一页特别声明18扫码获取更多服务行业年度报告图表33：输氢管道建设开始铺开长度(km)年输氢量建设单位2510.04万吨中石油中国石油天然气管道工程有限公司项目济源-洛阳输氢管道164.710万吨中国石油天然气管道工程有限公司定州-高碑店氢气管道工程424.42万吨巴陵石化巴陵-长岭输氢管道32金陵石化金陵-扬子氢气管道1.24万吨沃凯珑公司宁夏宁东输氢管线5.5200万标方玉门油田水电厂氢气输送管道中石油中国石油天然气管道工程有限公司宝钢无取向硅钢产品结构优化标段三项目输氢3.977000吨管道上海宝冶冶金工程公司乌兰察布陆上风电制氢一体化工程和输氢管道4005040吨中石化石油工程技术服务股份有限公司乌海至呼和浩特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”10万吨中石油中国石油天然气管道工程有限公司，内500蒙古科学技术研究院、中太(苏州)氢能源科技-项目有限公司-中石油中国石油天然气管道工程有限公司山东100公里纯氢管网示范100-440万立方国家电投朝阳天然气掺氢示范工程-40万吨由张家口鸿华清洁能源科技有限公司牵头40亿立方中石油中国石油天然气管道工程有限公司张家口掺氢管道示范项目-15.9万吨中石油中国石油天然气管道工程有限公司中石油中国石油天然气管道工程有限公司达茂-工业区氢气管道工程159-昆仑氢能有限公司、兴安盟吉通天然气有限公广东海底掺氢管道55-司陕宁一线掺氢示范项目97-由通辽市隆圣峰天然气有限公司牵头10.04万吨扎鲁特旗-乌兰浩特氢混天然气长输管线230中石油中国石油天然气管道工程有限公司10万吨中石油中国石油天然气管道工程有限公司通辽市隆圣峰天然气有限公司甘旗卡综合站纯4.74.42万吨氢与掺氢燃气管道工程中国石油天然气管道工程有限公司宁夏宁东天然气掺氢降碳示范化工程7.4巴陵石化济源-洛阳输氢管道25定州-高碑店氢气管道工程164.7巴陵-长岭输氢管道42合计1827.47来源：国际能源网、国金证券研究所液氢运输也进入标准放开阶段，关注设备与运营企业。液氢运输一直以来受限制于标准的落地与政策松绑，2023年起标准开始落地，关注示范运用项目落地。液氢从设备技术难点看，在于膨胀机的国产化替代以及液氢储罐的绝热性能，前者决定液氢单位能耗，后者决定氢储存过程中的损失率；对于液氢整体运营来看，每天的液化规模越大，对应液化氢气的单位能耗越少，而压缩的过程电费占据大头，故电价越低，液态成本整体越便宜。敬请参阅最后一页特别声明19扫码获取更多服务行业年度报告图表34：国内液氢开启示范工程安装地点时间产能（t/天）乌海2020年投产0.3公司嘉兴2021年设备调试1.5鸿达兴业2022年开工1.5浙江能源2022年开工0.22021年投产8.5中建氢能定西2022年开工8.5长江三峡乌兰察布2022年投产1.5华九氢能2022年开工0.5洛阳2023年投产52023年投产60齐鲁石化淄博2020年6月开工302021年10月开工30吴源化工阜阳30-30未势能源定州2021年12月开工100三十三集团重庆-2700（t/年）2023年6月投产1.5巴陵石化&湖南核电岳阳2022年2月开工建设AP嘉兴海盐2022年2月开工13200（t/年）30AP呼和浩特-1林德嘉兴2021年9月开工52022年8月启动法液空嘉兴鸿达兴业乌海华久氢能洛阳中科富海安徽齐鲁氢能淄博久泰氢能内蒙古旭阳集团定州中石油管道乌海来源：北京航天试验技术研究所（101所）、势银能链、国金证券研究所3.2氢能高速建设示范将落地，加氢站配套同步起量氢能高速建设示范将落地。国务院国资委提出《共建中国氢能高速行动倡议》，旨在加快构建以京津冀、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，包含对高速运营车辆和加氢站给予政策支持的内容，如减免高速通行费以及优化加氢站的建设和运营成本等，极大的推动和保障了氢燃料电池汽车的运营。随着上游制氢和下游燃料电池车的高速发展，以及相关标准的出台及政策松绑，中游的基础设施建设将开始配套起量。图表35：加氢站数量逐年增加，未来2年将加速建设400300200100020192020202120222023年10月2018来源：GGII、国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明20扫码获取更多服务行业年度报告基础设施建设加速，关注加氢站设备和氢罐。中石化发布了氢能中长期发展战略，按照“油气氢电服”一体化综合能源服务的思路，推进加氢站网络布局，规划到2025年，建成加氢能力12万吨/年左右。这意味着若加氢站加注量为500kg/天，则对应将落地建设650余座加氢站。当前加氢站数量为350余座，加氢站的建设数量高增将带动配套加氢站设备，例如加氢站压缩机、储氢罐等需求，以及外供式加氢站带动的长管拖车高压氢气罐需求。重点关注以中石化为主的央国企加氢站建设落地情况。图表36：加氢站建设将带动配套加氢设备及氢气罐需求来源：《集装管束运输车在氢气运输中的应用》、国金证券研究所4.燃料电池汽车推广将提速，氢储能电站开启示范4.1燃料电池汽车和氢储能电站落地推广，燃料电池及核心零部件受益带动经济端和政策端准备就绪，燃料电池汽车将迎推广。从经济端看，燃料电池汽车已经具备经济性推广条件，根据我们发布的氢能&燃料电池深度专题报告——“重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析”内的测算结果看，当前燃料电池重卡（FCV）在补贴下可实现全生命周期成本（TCO）平价，其降本成效显著，现阶段补贴后TCO低于电动重卡（BEV）。图表37：FCV重卡比BEV重卡TCO更低（短岛）图表38：FCV重卡比BEV重卡TCO更低（长途）4000.080.104000.100.080.080.080.073000.08300200238.90.06223.90.06281.32000.04256.40.041000.021000.0298.998.9037.60.00037.60.00BEVFCVFCVBEV实际购置成本（万元）实际购置成本（万元）运营成本（万元）运营成本（万元）吨公里成本（元/(tkm）-右轴吨公里成本（元/(tkm）-右轴来源：国金证券研究所测算来源：国金证券研究所测算从政策端看，补贴和推广示范政策不断加码。燃料电池政策规划及细则基本均已落地，国家政策规划2025年5万辆保有量、各地加总规划达到11.8万辆，2022年底FCV保有量为1.27万辆，分别以2025年5万辆和11.8万辆测算，近三年CAGR将达到90%和110%，2025年是第一个规划结算点，明年FCV推广进程将大幅提速。燃料电池相关核心零部件，电堆、系统、膜电极、车载储氢瓶等需求将受到带动。敬请参阅最后一页特别声明21扫码获取更多服务行业年度报告图表39：2025年各地方燃料电池车推广目标加总达到11.8万辆省份规划发布时间2025年燃料电池车推广目标（辆）省份规划发布时间2025年燃料电池车推广目标（辆）北京2020年10月10000河南2023年2月5000上海2022年6月10000安徽2022年11月5000陕西2022年7月10000福建2022年12月4000山西2022年10月10000辽宁2022年8月2000山东2022年7月10000重庆2022年6月1500广东2022年8月10000新疆2023年4月1500河北2021年7月10000贵州2022年7月1000江苏2019年8月10000宁夏2022年5月500四川2020年9月6000江西2023年1月500浙江2021年11月5000吉林2022年10月500内蒙古2022年2月5000湖南2022年11月5002022年底保有量为12682辆；2025年各地燃料电池车推广目标合计为118000辆来源：中汽协、各地政府官网、国金证券研究所电网侧储能调峰需求显现，氢储能电站开启示范建设。氢储能系统可利用新能源出力富余的电能进行制氢，储存起来或供下游使用，当电力系统负荷增大时，储存起来的氢气可利用燃料电池进行发电回馈电网。在电网侧，随着风光在电网中供电占比的逐步提升，储能调峰需求对应提升，氢能适用于长时大规模储能，根据我们发布的氢能产业链系列深度报告之十五——“碳中和及储能背景下，千亿氢储能市场一触即发”的测算结果看，氢能初始投资建设和度电储能边际成本均较低，具备储能及调峰的经济性初始条件。使用氢气发电调峰将配套氢燃料电池系统，首个氢储能调峰电站项目在克拉玛依已经启动，首期将建设1GW光伏发电场，年发电量约14亿千瓦时，配套180万千瓦时氢储能调峰电站，年制氢量331,707,458立方米，通过氢燃料电池发电，年产稳定绿电电量约899,890,230千瓦时，计划于2024年8月交付，交付期12个月。除燃料电池汽车外，氢燃料电池需求还将受益于氢储能电站带动，带动的价值量为单车价值量的数倍。图表40：氢储能7天运行特性图表41：氢储能全年储氢容量变化来源：《新能源革命的技术瓶颈与路径》、国金证券研究所来源：《新能源革命的技术瓶颈与路径》、国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明22扫码获取更多服务行业年度报告图表42：1MWh储能下氢能初始投资建设的度电成本较低图表43：1kWh储能扩容下氢能度电储能边际成本最低（元/kWh）（元/kWh）25001400120020001000150080010006004005002000钠离子电池液流电池氢能0钠离子电池液流电池氢能磷酸铁锂电池磷酸铁锂电池来源：《中国低碳技术创新需求评估报告》、DeepTech、国金证券研究所来源：《中国低碳技术创新需求评估报告》、国金证券研究所5.投资建议5.1节奏把握：重点关注绿氢项目招标落地与出海，其余环节关注政策持续加码绿氢项目高增带来制氢设备机会，2023年以来成本端和政策端都发生了大的基本面变化，新能源设备的大幅降本以及绿色能源的政策性溢价共同推动了绿氢大发展，市场关注点由2023年上半年绿氢作为新兴能源的第一波热潮，转向开始关注行业端的绿氢项目落地节奏以及企业端的相应订单获取及兑现节奏，下游多个绿氢应用领域的铺开也将同步带动绿氢需求高涨，在绿氢项目储备充足的情况下，未来1-3年项目落地将持续高增长，我们认为2024年仍将延续主题板块行情，节奏重点把握以下方面：1）绿氢项目开工及制氢设备招标进度：绿氢项目开工后半年到一年将对制氢设备进行招标，项目迎来开工潮的情况下，2024下半年或将迎来制氢设备招标高峰，重点关注中能建等几个大项目的落地进展；2）国家级示范应用政策及补贴等政策的出台：氢能产业发展现阶段多以政策驱动，若国家针对氢能的示范应用政策或补贴出台，将有力的推动行业发展，绿氢及燃料电池的规模化应用或将提前；3）加氢站建设进度：中石化作为加氢站建设引领企业，明年加氢站建设进度可能提速，相应设备提供商将迎来机会；4）燃料电池汽车推广：随着2025年第一个结算点的临近以及氢能高速建设的倡议出台，燃料电池汽车推广明年将大幅提速，关注燃料电池零部件头部企业的出货，一般而言出货高峰集中在四季度；5）新能源设备及制氢系统降本：经济性是氢能产业发展的核心驱动力，风光储氢成本的下降带动绿氢经济性向全面平价点靠近，从而利好氢能全产业链发展。5.2方向选择：重点布局制储相关设备企业1）绿氢生产由项目持续落地所带动，板块整体表现将取决于招标的持续性与绝对量，随着近一年来电解槽项目招标要求逐步提高，标的首选具备进入大型项目供应商以及具备海外出货企业，重点看好电解槽相关设备端机会。2）产业大发展下，中下游同步推广，看好加氢站建设带来的设备机会以及燃料电池核心零部件。具体投资组合&主线：1）板块整体受行业大贝塔驱动，直接受益于绿氢项目高增带来的制氢端设备相关企业：昇辉科技、华光环能、科威尔、华电重工、亿利洁能；2）中游随着产业大发展配套推广，推荐关注加氢站、液氢及管道建设带来的设备端机会：石化机械、蜀道装备、冰轮环境、厚普股份、中泰股份；3）下游燃料电池汽车及氢储能电站推广加速，带来燃料电池需求高增，推荐关注核心零部件企业：国鸿氢能、富瑞特装、亿华通、京城股份、致远新能。敬请参阅最后一页特别声明23扫码获取更多服务行业年度报告图表44：氢能行业公司估值（亿元，倍）环证券名称货股价总市PB2022年2023E2024E2025E2023-氢能业务节代码归母净2024币值归母净归母净归母净CAGR利PEPEPE利利利300423昇辉科技CNY9.1345.421.70-9.81-------电解槽、电源设备600475华光环能CNY9.9794.081.187.298.479.8011.087.4913.666.0714.41%电解槽电解槽、气体扩散601226华电重工CNY6.2873.261.753.103.0221.984.2815.55.711.6319.11%层、质子膜600277亿利洁能CNY2.5590.800.537.31-------电解槽、绿氢项目601012隆基绿能CNY21.221608.062.27148.121461319410244815.27%电解槽300274阳光电源CNY83.011232.824.8335.9398.7612122.7110160.28811.47%电解槽、电源设备603169兰石重装CNY5.9878.122.381.762.85303.74234.851814.55%电解槽、储罐制电解槽、压缩机、管氢000852石化机械CNY6.1658.871.930.52109.1455.95172.2635.45235.4925.9325.63%道钢材电解槽和燃料电池检688551科威尔CNY56.9947.544.400.621.2829.731.8820.282.6314.5421.19%测设备300405科隆股份CNY6.82138.331.36-118.75-------118.75电极603063禾望电气CNY6.8239.242.22266.813.4535.715.1324.007.0117.54266.81电源300124汇川技术CNY23.1838.203.894,319.7642.0643.9354.3533.0069.6526.534,319.8电源300124许继电气CNY11.5829.751.33759.228.8222.8210.9318.4213.6814.71759.22电源603269海鸥股份CNY12.9952.504.1173.75------73.75冷却塔中集安瑞储氢球罐、车载储氢瓶、高压气瓶3899.HKHKD13.17100.571.8910.5512.610.2214.928.6317.367.428.82%科储300228富瑞特装CNY17.3289.723.45-2.230.6760.462.416.883.7410.8389.26%储氢瓶-0.2546.45运液氢装备、加氢站成300540蜀道装备CNY44.0468.772.370.5768.460.840.9939.4221.40%套设备603856东宏股份CNY30.8568.771.661.493.059.773.907.644.796.2313.06%输氢管道钢材加300471厚普股份CNY14.4755.602.00-1.36-------加氢站设备及EPC4.2614.65氢压缩机、车用空压000811冰轮环境CNY13.471137.961.524.3918.885.656.8512.0813.51%站机、氢循环泵9663.HK国鸿氢能HKD4.0984.170.74-2.73-------电堆、系统、双极板688339亿华通CNY7.3256.552.27-1.66-0.50-47.30.65112.861.7542.12-系统2402.HK亿华通HKD12.4957.636.59-1.66-0.50-47.30.65112.861.7542.12-系统002733雄韬股份CNY5.41121.920.781.571.6340.382.5525.883.4918.8724.93%系统000338潍柴动力CNY11.31103.792.4049.0558.1115.2976.9611.5490.319.8415.09%系统11.7815.626.7718.515.7122.544.698.86%整车、加氢站运营等燃-2.03空压机、氢循环泵0.18-------601678美锦能源CNY30.7536.971.97-51.56-------车载储氢瓶-------车载储氢瓶料002639雪人股份CNY14.14107.601.71电600860京城股份CNY9.1345.421.70池300985致远新能CNY9.9794.081.180189.HK东岳集团HKD6.2873.261.753.86-------质子交换膜601208东材科技CNY2.5590.800.534.154.4323.645.9917.518.3112.6016.17%质子交换膜688737中自科技CNY21.221608.062.27-0.870.31104.970.8637.84288.1513.1766.56%催化剂600459贵研铂业CNY83.011232.824.834.074.7925.016.1719.438.0814.8413.45%催化剂来源：Wind，国金证券研究所（带“星号”公司采用Wind一致盈利预期，其余公司采用国金证券盈利预测，股价采用2023/12/22收盘价）敬请参阅最后一页特别声明24扫码获取更多服务行业年度报告6.风险提示降本速度不及预期：绿氢制取成本受到光伏组件、储能设备及制氢设备价格的影响，若后续新能源相关设备降本速度不及预期，可能将影响绿氢的平价进程及应用推广。技术研发进度不及预期：电解水制氢设备处于技术快速迭代的过程，技术的进步将带来成本的下降，若技术研发不及预期，将影响商业化进程推广。下游氢能推广滞后：氢能应用场景广阔，当前渗透率较低，存在后续氢能应用推广不及预期的情况。政策和项目落地不及预期：当前氢能推广主要受政策规划驱动，项目和车辆推广进程受制于补贴下发周期和项目勘探批复等多重因素影响，政策和项目落地的具体时间具备一定的不确定性。敬请参阅最后一页特别声明25扫码获取更多服务行业年度报告行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。敬请参阅最后一页特别声明26扫码获取更多服务行业年度报告特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议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