降本为基，行业预期有望修复氢能行业2024年投资策略｜2023.12.28中信证券研究部核心观点祖国鹏展望2024年，燃料电池汽车产业链补贴有望落地，加之产业链降本效应的累氢能行业首席积，FCEV产销量增长或再度加速；绿氢及其衍生品的新应用场景和商业模式有望成型，有望带动绿氢项目的投资和电解槽需求高速增长。因此2024年或分析师是行业预期修复的一年，FCEV和绿氢产业链发展均有望提速，我们维持行业S1010512080004“强于大市”评级。氢能与能源转型行业▍2023年回顾：FCEV产销不及预期，绿氢项目规划大增。2023年前11月，燃料电池车产销近4000辆，相比2022年全年增长42.6%/34.8%，但距市场年初评级强于大市（维持）预期的80～100%的增速有落差。根据thinkercar数据，2023年前11月，商用车上险量为4752台，CR3为37%，燃料电池系统CR5为47%，亿华通/捷氢科技/重塑科技位居前三；根据我们统计，当前有55个绿氢项目披露投资进展，其中20%的项目处于开工阶段。此外，2023年行业一级市场融资规模同比下降，示范城市群补贴落地延迟，也压制行业预期。▍FCEV展望：2024年补贴有望落地，产业链降本效应持续累积。目前已有部分地方政府部门宣布将燃料电池示范补贴列入2024年预算，第一轮补贴有望于2024年发放到位，或改善行业现金流状况，叠加产业链降本的累积效应，FCEV产销量有望加速，2024年销量仍有机会突破万辆，推动燃料电池零部件和相关材料的增长，也有望助力部分企业扭亏，有助于投资者预期的改善。我们预计到2025年，国内FCEV保有量或达到5万辆的规划目标。▍绿氢展望：成本有望低于25元/kg，绿色航运燃料兴起或贡献需求增量。目前大型化工、电力企业积极规划绿氢项目，从已运行的示范性项目看，经济性和商业模式尚未成熟。我们结合内蒙等地的相关政策推算，在风光互补的电站模式下，2024年绿氢成本有望低于25元/kg，在特定的应用场景中或具备初步经济性。在绿氢需求端，欧洲大型船运公司的减碳目标或带动绿色甲醇等绿色燃料的需求。我们测算，至2025年绿醇对应的绿氢需求约84万吨。按照跟踪的各类绿氢项目规划，我们预计2024年国内电解槽需求量或超过3.75GW。▍风险因素：绿氢项目推进不及预期；燃料电池材料降本速度不及预期；产业支持政策落地低于预期；氢能车产销量不及预期；海外绿色航运燃料需求不及预期；技术变革风险。▍投资策略：我们认为，2024年是氢能行业预期修复的一年，在政策补贴发放及产业链降本的推进下，氢能车产销量增长有望再度提速。而氢在交通和化工领域的减碳作用也有望催生新一轮的绿氢及相关设备需求。我们建议关注主业有安全边际，氢能业务具备成长潜力的公司：1）绿氢电解槽设备环节的华光环能、华电重工等；2）氢能储运相关的中集安瑞科；3）关键材料国产替代的东岳集团；4）FCEV提速预期下有望直接受益的亿华通、美锦能源、国鸿氢能等。重点公司盈利预测及投资评级简称代码收盘价EPSPE评级2223E24E25E2223E24E25E13121110买入华光环能600475.SH10.020.770.840.910.9824232018买入华电重工601226.SH6.450.270.280.320.35中集安瑞3899.HK6.980.600.680.801.02121097买入科亿华通-U688339.SH43.30-1.41-1.14-0.57-0.03-31-38-76-1,44买入3证券研究报告请务必阅读正文之后第31页起的免责条款和声明氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28美锦能源000723.SZ6.480.510.230.290.3213282220买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年12月27日收盘价请务必阅读正文之后的免责条款和声明2氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28目录2023年回顾：FCEV车辆销售不及预期，绿氢项目规划大增..........................................6FCEV前11月产销超过4000辆，销量同比增长约35%.................................................6绿氢规划大增，化工属性凸显...........................................................................................8行业融资热度下降，车辆补贴发放推迟..........................................................................11FCEV产业链展望：第一轮示范补贴到位+产业链降本推进，2024年产销量仍有机会破万辆12补贴有望陆续到位，或优化行业现金流状况...................................................................12燃料电池车降本持续推进................................................................................................13预计2024年燃料电池车销量破万辆，2025年保有量超5万辆.....................................16绿氢2024年展望：电解槽需求或超过3.75GW，绿色甲醇燃料或贡献需求增量..........162024年绿氢成本有望低于25元/kg................................................................................16绿色航运燃料兴起，2024年开始或贡献绿氢需求新增量...............................................182024年国内电解槽需求或超过3.75GW.........................................................................21氢能相关材料需求远景可期............................................................................................23电解槽与燃料电池增长将带动相关材料需求...................................................................23碱性电解槽材料：隔膜材料相对关键..............................................................................24PEM电解槽：质子交换膜和催化剂值得关注..................................................................24燃料电池车产业链：膜电极核心材料国产化率有提升空间.............................................26风险因素.........................................................................................................................28投资策略.........................................................................................................................29请务必阅读正文之后的免责条款和声明3rQvNoOsPqNnOuNrPrPqOoO9PbPaQsQpPpNoNkPnMpNfQsQwP8OrQnMvPoMtNvPsQrP氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28插图目录图1：2023M1-M11我国燃料电池车产销量......................................................................6图2：2019-2023M11我国燃料电池车产销量...................................................................6图3：2023年11月燃料电池商用车上险量占比...............................................................7图4：2023年1-11月燃料电池商用车上险量占比...........................................................7图5：2023年11月上险燃料电池车燃料电池系统配套厂商............................................7图6：2023年1-11月上险燃料电池车燃料电池系统配套厂商.........................................7图7：2023年11月上险燃料电池车车型分布..................................................................8图8：2023年1-11月上险燃料电池车车型分布...............................................................8图9：2023年1-11月分月份燃料电池车平均功率...........................................................8图10：2023年11月与1-11月燃料电池车分车型平均功率............................................8图11：2019-2023年氢能产业融资统计.........................................................................11图12：商用车燃料电池系统示意图................................................................................13图13：燃料电池大型商用车成本构成.............................................................................13图14：燃料电池系统成本构成........................................................................................13图15：燃料电池电堆成本构成........................................................................................13图16：行业头部公司燃料电池系统单位功率均价...........................................................14图17：2021-2026E燃料电池系统单位功率均价............................................................14图18：2020-2025E中国膜电极平均价格.......................................................................15图19：2020-2025E中国燃料电池电堆平均价格............................................................15图20：氢能大型商用车成本变化预测.............................................................................15图21：“十四五”期间FCEV年度销量预测......................................................................16图22：未来氢能车保有量预测........................................................................................16图23：全球在运船舶采用不同燃料的占比和数量...........................................................19图24：全球船舶订单采用不同燃料的占比和数量...........................................................19图25：全球在运船舶采用不同燃料的吨位数占比...........................................................19图26：全球船舶订单采用不同燃料的吨位数占比...........................................................19图27：2022-2030E全球甲醇动力船舶数量及对应的绿氢需求......................................20图28：全球交通领域氢气未来需求预测.........................................................................21图29：全球工业领域氢气未来需求预测.........................................................................21图30：2020-2025E我国电解槽规模及增速...................................................................23图31：电解槽与燃料电池电堆环节材料.........................................................................23图32：碱性电解槽结构示意图........................................................................................24图33：碱性电解槽成本明细构成....................................................................................24图34：PEM电解槽结构示意图......................................................................................25图35：PEM电解槽成本明细构成..................................................................................25图36：燃料电池系统成本构成........................................................................................26图37：燃料电池电堆成本构成........................................................................................26图38：2023年至今（2023/12/26）中信燃料电池指数收益率.......................................29请务必阅读正文之后的免责条款和声明4氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28表格目录表1：2023年至今（2023/12/17）披露项目进展的绿氢项目统计...................................9表2：部分省市燃料电池奖金发放金额统计....................................................................12表3：各省市涉及燃料电池车补助的政策文件................................................................12表4：2022年底FCEV关键零部件国产化情况..............................................................14表5：不同可再生能源制氢电价测算...............................................................................17表6：当前主流厂商碱性电解槽技术参数.......................................................................17表7：2023年年初以来部分项目电解槽中标价格...........................................................17表8：可再生能源制氢成本测算......................................................................................18表9：2024年电解槽潜在需求........................................................................................21表10：2023年部分电解槽招投标统计...........................................................................22表11：我国碱性电解槽隔膜市场空间测算......................................................................24表12：我国PEM电解槽部分零部件市场空间测算........................................................26表13：燃料电池电堆主要零部件作用及国产化情况.......................................................26表14：国内燃料电池车质子交换膜和催化剂市场规模测算............................................27表15：氢能行业部分材料市场规模................................................................................27表16：全区已废止市场化并网新能源项目清单（风光制氢项目）.................................28请务必阅读正文之后的免责条款和声明5氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28▍2023年回顾：FCEV车辆销售不及预期，绿氢项目规划大增FCEV前11月产销超过4000辆，销量同比增长约35%产销同比增速低于年初预期。根据中汽协数据，2023年11月，我国燃料电池车产销量分别为647/721辆，前11月累计产销量分别为4290/4291辆，同比增长42.6%/34.8%，相比2022年全年增长16.9%/10.6%。尽管FCEV产销同比取得增长，但相较于市场年初预期的全年产销7000辆以上，同比增速达到80~100%以上仍有一定差距。图1：2023M1-M11我国燃料电池车产销量（辆）图2：2019-2023M11我国燃料电池车产销量（辆）销量产量销量产量1,2004,5001,0004,0003,5008003,0006002,5004002,0002001,5001,00005000资料来源：Wind，中汽协，中信证券研究部资料来源：Wind，中汽协，中信证券研究部11月燃料电池商用车上险772台，2023年前11月累计上险4752台。2023年11月，共有约20家生产商的772台燃料电池商用车上险，其中郑州宇通/佛山飞驰/中国一汽上险量分别为294/209/81台，占比为38.1%/27.1%/10.5%，上险量CR3为75.6%。2023年1-11月，燃料电池商用车总上险量为4752辆，排名前三分别为郑州宇通、佛山飞驰、北汽福田，分别为816/502/422台，占比为17.2%/10.6%/8.8%。厦门金龙和其控股子公司厦门金龙旅行车上险量分别为273/250台，占比为5.7%/5.3%，累计占比为11.0%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明6氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28图3：2023年11月燃料电池商用车上险量占比图4：2023年1-11月燃料电池商用车上险量占比河南德力,金龙联合,其他,2.8%郑州宇通5.2%4.3%17%其它东风汽车,28%5.2%郑州宇通,38.1%东风汽车佛山飞驰3%11%中国一汽,10.5%南京金龙北汽福田4%9%佛山飞驰,中国一汽厦门金龙旅陕汽集团金龙联合27.1%4%行车6%厦门7%金龙5%资料来源：thinkercar，中信证券研究部6%资料来源：thinkercar，中信证券研究部燃料电池系统11月CR5达到77%，1-11月CR5为47%。2023年11月，亿华通/重塑科技/国鸿氢能配套的燃料电池车数量分别为212/195/115辆，占比为28%/25%/15%,锐唯新能源和捷氢科技的配套数量为40/33辆，占比4%/3%，市场单月CR5为77%。1-11月燃料电池系统CR5约47%，前三的亿华通/捷氢科技重塑科技分别配套805/552/349台，占比分别为17%/12%/7%，亿华通的市占率仍然保持第一。图5：2023年11月上险燃料电池车燃料电池系统配套厂商图6：2023年1-11月上险燃料电池车燃料电池系统配套厂商其他亿华通亿华通,20%28%17%东方电气其他,40%捷氢科技,3%12%捷氢科技重塑科技,4%7%锐唯新能源国鸿氢能重塑科技青氢科技,国鸿氢能,5%15%25%3%国氢科技,7%广东探索东方电气,未势能源,4%汽车,3%3%4%资料来源：thinkercar，中信证券研究部。注：共同配套项目假设参与资料来源：thinkercar，中信证券研究部。共同配套项目假设参与厂商平分订单。厂商平分订单。半挂牵引车是当前主要的燃料电池车类别。2023年11月，上险燃料电池车中有59%是半挂牵引车，13%为低入口城市客车，自卸汽车/仓栅式运输车/城市客车分别占比7%/7%/3%，整体仍以货车为主。1-11月，占比前三的半挂牵引车/厢式运输车/保温车分别为1444/587/439台，占比30%/12%/9%，冷藏车与客车占比均为8%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明7氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28图7：2023年11月上险燃料电池车车型分布图8：2023年1-11月上险燃料电池车车型分布其他低入口城其他,11%半挂牵引城市客车11%市客车,车,30%3%4%厢式运输城市客车,车,12%仓栅式运输车7%5%翼开启厢自卸汽车半挂牵引式车,6%7%车自卸汽车,低入口城59%6%市客车13%客车,8%冷藏车,保温车,8%9%资料来源：thinkercar，中信证券研究部资料来源：thinkercar，中信证券研究部燃料电池车平均功率提升趋势明显。2023年11月，上险的燃料电池车平均功率为328kW，环比提升16kW，达到年内新高，主要原因是半挂牵引车占比较高，同时其平均功率也在年内维持增长趋势。分车型来看，在11月上险的所有车型平均功率均高于1-11月的均值，燃料电池车平均功率提升的趋势非常明显。图9：2023年1-11月分月份燃料电池车平均功率（KW）图10：2023年11月与1-11月燃料电池车分车型平均功率（KW）35030011月1-11月250200450150400100350300250200150100500资料来源：thinkercar，中信证券研究部资料来源：thinkercar，中信证券研究部绿氢规划大增，化工属性凸显过半项目仍处于较早期，近20%绿氢项目处于开工阶段。2023年年初至今（2023/12/17），我们综合亚化咨询、国际能源网、索比氢能网、氢云链等公布的项目信息，统计到共有55个绿氢项目披露进展，累计规划投资规模3879亿元，绿氢产能共156万吨/年。其中处于早期阶段的占半数以上，有30个项目位于签约、备案和获批阶段，该部分项目规划投资规模2385亿元，绿氢产能89万吨/年。位于环评及其他环节公示以及招标阶段的项目数量为11个，投资规模和绿氢产能分别为615亿元和28万吨/年；当前有10个项目处于开工阶段，投资规模854亿元，绿氢产能共38万吨/年，但除水木明拓氢能主导的新能源制氢联产无碳燃料项目外，其他单个项目的绿氢产能规模均在3万吨/年以下；目前有两个项目处于成功运行和投产，纳日松光伏制氢示范项目于6月成功运行，请务必阅读正文之后的免责条款和声明8氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28该项目绿氢产量为1万吨/年，深能库尔勒绿氢制储加佣一体化示范项目于12月投产，项目年产绿氢169万吨。绿氢化工属性凸显，新兴应用领域出现。从项目类型来看，氢气的化工原料属性更加凸显，仅以绿氢作为产品的项目有24个，绿氢产能为51.9万吨/年，而以绿氨、绿醇为最后产物的项目有26个，对应绿氢产能为92万吨/年。此外，10月签约的阿拉善乌兰布和风光氢治沙项目以及12月份备案的氢绿龙江讷讷河风电制氢项目产品均有绿色航油，12月签约的制氢中心与生物质加氢制生物燃料项目最终产品之一为生物燃料。表1：2023年至今（2023/12/17）披露项目进展的绿氢项目统计时间项目名称项目阶项目类型投资规模（亿项目主导企业绿氢产能段元）（万吨/年）绿氢、绿氨41中石油2.572023乌兰察布兴和县风光发电制氢合成氨一体化获批海水制氢30大连洁净能源集团0.2年1月项目开工绿氢耦合煤化工57中石化3大连海水制氢产业一体化示范项目绿氢、绿氨53广东省能源集团、浙1.3江运达风电2023中石化鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目开工绿氢76中能建1.7年2月府谷县绿电制氢合成氨及储氢电池产业链项签约绿氢制甲醇49中煤鄂尔多斯能化2.1目绿氢36国富氢能、龙源新能0.33绿氢100源、中国机械设备6中能建风光氢储及氢能综合利用一体化示范环评公绿氢、绿氨、氢直400中电建新能源30接还原铁水木明拓氢能2023项目示绿氢、绿氨231年3月中煤10万吨/年液态阳光项目公示绿氢35中能建1.86绿氢、绿氨50中电建2丰镇风光制氢一体化项目签约绿氢、绿氨43中能建3.6三一重能2023中国电建满洲里风光制氢一体化项目签约绿氢291.55年4月国际氢能冶金示范区新能源制氢联产无碳燃开工库布其绿电氢能料项目绿氢制甲醇30金风绿能化工（兴安-2023中能建乌拉特中旗风光制氢制氨综合示范项备案盟）年5月目公示绿氢制甲醇260中广核新能源、扬州-中电建赤峰风光制氢一体化示范项目签约吉道能源中能建巴林左旗绿色氢基化工基地示范项目备案绿氢330融科氢能、中国电建5三一重能乌拉特中旗风光氢储氨一体化示范昆明院项目备案绿氢23三峡能源1鄂尔多斯库布其40万千瓦风光制氢一体化示范项目获批绿氢、绿氨245中煤能源9兴安盟绿氢制50万吨绿色甲醇项目中广核100万吨风光制氢绿色甲醇项目签约2023丰镇年产5万吨绿氢暨氢能装备产线项目签约年6月成功运纳日松光伏制氢示范项目行中煤50万吨/年离网型风光制氢合成绿氨技招标术示范项目请务必阅读正文之后的免责条款和声明9氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28时间项目名称项目阶项目类型投资规模（亿项目主导企业绿氢产能段元）（万吨/年）2023亿华通风氢一体化源网荷储综合示范工程项绿氢18亿华通5.1年7月目获批远景能源、赤峰国资绿氢44运营2.422023赤峰市能源物联网零碳氢氨一体化示范项目开工国能源创阿拉善新能年8月绿氢51源1.1国能阿拉善高新区百万千瓦风光氢氨+基础环评公兴安盟汇科能源2023绿氢、绿氨45圣圆能源2.16年9月设施一体化低碳园区示范项目示绿氢14阿拉善能源0.5绿氢41远景能源2.082023中核科右前旗风储制氢制氨一体化示范项目环评公绿氢、绿氨、绿醇98中能建6.4年10示绿氢32吉林电力-月绿氢、绿氨63俊瑞能源3.2鄂尔多斯圣圆能源风光制氢加氢一体化项目获批绿氢10汇申新能源1.442023绿氢1中电工程0.0年11腾格里60万千瓦风光制氢一体化示范项目环评公绿氢、绿氨5榆林华秦新能源0.1月示绿氢、绿氨16远景煤化工0.5绿氢制甲醇30京能电力1.1远景通辽风光制氢氨醇一体化项目备案绿氢30中能建1绿氢、绿氨、绿醇2961.1中能建石家庄光伏制氢及氢能配套产业项目备案中船风电绿氢、绿氨21华能蒙东公司2.26大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目招标绿氢-深能（林西）能源2.21绿氢12中能建2.4新疆俊瑞吉木萨尔规模化制绿氢项目招标绿氢、绿氨105亿利资源集团3.6绿氢、绿色航油254明阳集团7.5新疆汇申新能源科技有限公司绿电制氢及氢开工绿氢8晶芳科技0.35能一体化示范项目绿氢2中能建0.1绿氢、绿氨-国能蒙西公司、国富0.8张掖绿氢合成氨一体化示范项目开工绿氢105氢能0.66北京能见科技榆林华秦新能源产业园（中西部氢谷）二期签约绿氢99深圳能源集团12.5项目绿氢、绿氨362.0远景煤化工耦合绿氢/绿醇项目签约京能滑县绿氢母站—豫北绿氢供应基地项目签约中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）开工项目中船通辽市50万千瓦风电制氢制氨一体化备案示范项目—制氢制氨项目华能100万千瓦风电制氢一体化项目招标深能（林西）能源年产2.4万吨电解水制氢备案项目中能建辽宁营口风电制氢氨一体化项目签约阿拉善乌兰布和350万千瓦立方风光氢治沙签约制取航空燃料一体化示范项目明阳多伦工业园区风电制氢一体化示范项目开工晶芳科技喀什泽普县光伏制氢一体化示范项开工目中能建兰州新区绿电制氢氨项目招标国能蒙西内蒙古风光制氢一体化项目签约哈尔滨民主镇风光一体化耦合绿氢清洁供暖备案项目备案深能鄂托克旗风光制氢一体化及配套合成绿请务必阅读正文之后的免责条款和声明10氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28时间项目名称项目阶项目类型投资规模（亿项目主导企业绿氢产能段元）（万吨/年）氨项目赤峰风光氢醇一体化及氢能配套产业项目签约绿氢、绿氨、绿醇266中能建11.0大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化示范项开工绿氢制甲醇大唐新能源目110.54兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范备案绿氢北京京能清洁能源电项目37力2.5氢绿龙江讷河100MW风电制氢示范工程制备案绿氢、绿色航油3.5国电投2023氢项目0.5年12吉林洮南30万吨绿氢合成氨项目签约绿氢、绿氨100华景新能源、华能5.5月制氢中心与生物质加氢制生物燃料项目签约绿氢、生物燃料114航控绿能集团0.9深能库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目投产绿氢1.68深圳能源集团0.02合计3879156资料来源：亚化咨询、国际能源网、氢云链、索比氢能网，中信证券研究部。注：招标状态指包括项目的可研、EPC、土建、其他设备的招标，并非指电解槽设备的招标。行业融资热度下降，车辆补贴发放推迟行业融资规模环比2022年有所下降。根据遨问创投和索比氢能网的统计，2023年年初以来，氢能行业的融资规模为52亿元，环比有所下降，接近2020年水平。项目平均融资金额为1.18亿元，相比2022年下降约40%，同时也低于2021年水平。但若除去2022年国氢科技单笔45亿元的融资，项目平均融资金额环比上升约29%，相比2022年有所恢复。2023年（截至11月23日）最大的两笔融资分别是亿华通挂牌港股融资9.3亿元以及中科富海C轮融资8亿元，其余大部分项目融资规模均在数千万元水平。图11：2019-2023年氢能产业融资统计投资项目数（个）投资金额（亿元）项目平均融资金额（亿元,右轴）902020202120222.50802.00701.50601.00500.50400.00302023201002019资料来源：遨问创投，索比氢能网，中信证券研究部。注：2023年数据截至2023.11.23。国补发放推迟影响行业情绪，但后续下发可期。燃料电池示范车辆的补贴主要由中央奖励和五大示范城市群内各省市的地方补贴构成。五大示范城市群第一年度示范应用核算均于2022年末前结束，但直至2023年11月末，五大示范城市群第一批示范车辆的中央奖励尚未发放，部分地区也降低持续推广燃料电池汽车的意愿，燃料电池产业链企业经营发展受到一定影响。请务必阅读正文之后的免责条款和声明11氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28进入12月，随着部分省市的关于下发补贴的政策文件推出，市场对补贴落地的预期有所回暖。其中金额较大的包括河北省奖金1.7亿元，上海市奖金约1.7亿元，上海市奖金为地方补贴，后续或待国补到位后一同下发。表2：部分省市燃料电池奖金发放金额统计省市资金来源金额（万元）投放地金额唐山市1.396亿元（京津冀城市群安排1376万元）河北中央17164保定市2541万元（京津冀城市群安排1175万元）张家口市655上海市市级17263定州市8上海市内蒙古中央1519鄂尔多斯1515乌海4嘉兴浙江中央884六安安徽省中央262总计37092资料来源：氢能汇，中信证券研究部▍FCEV产业链展望：第一轮示范补贴到位+产业链降本推进，2024年产销量仍有机会破万辆补贴有望陆续到位，或优化行业现金流状况燃料电池车国补或于2024年陆续到位。除上海的地补外，其他地区下发中央补贴的文件均由省级财政厅发布，包括燃料电池车示范应用补贴在内的补助资金预算均纳入2024年年度预算，待2024年预算年度开始后，按程序拨付使用。因此燃料电池车的国补或于2024年陆续到位。表3：各省市涉及燃料电池车补助的政策文件省市部门政策上海市发改委《关于下达本市2023年节能减排专项资金安排计划（第六批）的通知》河北省财政厅《关于提前下达2024年节能减排补助资金预算的通知》内蒙古财政厅《关于提前下达2024年节能减排补助资金预算的通知》浙江省财政厅《关于提前下达2024年中央节能减排补助资金（新能源汽车领域）预算的通知》安徽省财政厅《关于提前下达2024年节能减排（新能源汽车推广和燃料电池汽车示范应用）补助资金预算的通知》资料来源：各地方政府或政府部门官网，中信证券研究部行业现金流有望注入，车辆加速可期。根据2020年9月发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，国家层面关于燃料电池汽车推广应用的补贴金额上限约为15亿元，地方政府为燃料电池车推广的补贴一般而言和国家补贴大致相当，因此国补和地补合计共30亿元。燃料电池汽车示范应用示范期为4年，即示范期于2025年结束，因此如补贴发放无推迟，总金额30亿元的补贴或将在未来三年内发放完毕，为企业注入充分的现金流，促进产业链健康发展。请务必阅读正文之后的免责条款和声明12氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28燃料电池车降本持续推进燃料电池汽车降本关键在于燃料电池系统。因燃料电池系统在整车成本中占比较高，其他环节较为成熟，所以当前燃料电池整车的降本仍集中在燃料电池系统环节。以燃料电池大型商用车为例，根据GGII，目前一辆氢能重卡或大巴车的制造成本约为120~130万元，燃料电池系统成本占整车成本的60%。图12：商用车燃料电池系统示意图图13：燃料电池大型商用车成本构成电池系统成本汽车车骨电驱系统零部件及其他电控系统制造费用10%4%8%60%8%10%资料来源：博世官网，中信证券研究部资料来源：GGII，中信证券研究部测算在燃料电池系统成本中，燃料电池电堆为核心部分，根据GGII，其占系统成本比例为55%，储氢系统、空气系统、增湿系统分别占整车成本的28%/3%/4%。电堆主要由膜电极、双极板及其他结构件构成，膜电极是核心部分，由质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成，根据国鸿氢能招股说明书，膜电极占电堆约64%的成本，双极板成本占比则为30%。图14：燃料电池系统成本构成图15：燃料电池电堆成本构成0%燃料电池电堆6%4%6%储氢系统4%空气系统20%30%双极板3%增湿系统质子交换膜控制系统催化剂55%动力电池气体扩散层其他边框及其他28%22%22%资料来源：GGII，中信证券研究部资料来源：国鸿氢能H股招股书，中信证券研究部当前主流燃料电池系统厂商生产成本已低于0.3万元/kW。自燃料电池产业不断发展以来，我国燃料电池系统价格快速下降。2022年，捷氢科技/亿华通/重塑股份的燃料电池系统单位功率均价分别为0.34/0.42/0.56万元/kW，较2020年下降幅度高达30%-50%。2023年前5月，国鸿氢能系统销售均价为0.38万元/kW，销售成本为0.28万元/kW，已低于3000元/kW的水平。请务必阅读正文之后的免责条款和声明13氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28未来系统年均降本幅度或在15-30%之间。根据中国汽车工程学会以及灼识咨询的预测（转引自捷氢科技招股书），燃料电池系统价格在2021-2026年间预计以16.9%的年复合增速下降；弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股书），我国氢燃料电池系统售价将在2026年下降至0.21万元/kW。根据高工氢电，目前绝大部分电堆企业都制定了具体的降本路线，相当部分企业把每年电堆的降本幅度控制在20%-30%。因此我们预计未来的降本节奏或维持在年均降本15%-30%之间。图16：行业头部公司燃料电池系统单位功率均价（万元/kW）图17：2021-2026E燃料电池系统单位功率均价（万元/kW）捷氢科技亿华通国鸿氢能灼识咨询弗若斯特沙利文3.00.62.52.00.51.51.00.40.50.00.30.20.1020212022E2023E2024E2025E2026E资料来源：捷氢科技招股说明书，国鸿氢能H股招股书，亿华通资料来源：中国汽车工程学会以及灼识咨询预测（转引自捷氢科技财报，重塑股份招股说明书，中信证券研究部招股书），弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股书）未来大部分零部件降本或依靠生产工艺改进，膜电极材料有国产化降本空间。在燃料电池系统层面，除电堆外的空压机、空气循环系统、增湿器等部件成本相比之前已经大幅下降，并且基本实现国产化替代，未来或依靠生产工艺优化和需求增长带来的规模效应降本。而在燃料电池电堆层面，除双极板已经基本实现国产化外，膜电极材料尚未实现国产替代，因此仍有空间可以挖掘。表4：2022年底FCEV关键零部件国产化情况环节国产化国产化过程中国产替代慢(>90%)(20%-90%)(<20%)增湿器BOP空压机，循环泵，DC/DC变换器催化剂70MPaⅣ型储氢瓶质子交换膜，气体扩散层（碳纸）电堆双极板，膜电极（生产）资料来源：能景研究，中信证券研究部膜电极核心的材料有三类：质子交换膜、催化剂和气体扩散层。质子交换膜与气体扩散层国产化率还非常低，一方面量产的产线很少；另一方面，国内龙头电堆企业对国产的两类材料验证比例较低，产品的升级和迭代都受到很大的制约。未来如果国产化有突破，预计还会有比较大的降本空间。催化剂材料而言，目前国内企业产品性能已经达到了国际一流水平，但耐久性与国际还有一定差距。同时当前我国催化剂的研发偏重于基础研究，其整体性能和规模化生产上与国外企业有较大差距，因此工艺仍有提升空间。贵金属铂金类的材料占比相对还比较高，未来如果铂金材料的用量下降50%，预计催化剂的成本也可以下降30%。请务必阅读正文之后的免责条款和声明14氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28从膜电极部件整体角度考虑，虽然核心材料在国产化和成本下降方面依然有空间，但是过去三年，随着膜电极产品批量化的需求增加，膜电极生产加工的工艺升级（如自动化的双面涂布、更合理的材料配比设计）、规模化效应也帮助膜电极制造环节实现有效降本。根据弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股说明书），膜电极产品价格在2023年会下降到740元/KW，2025年有望下降到510元/KW，成本下降的幅度或超过30%；国鸿氢能预计，相应的商用车型如果用150KW的电堆，单车的膜电极成本有望累计降低3.5万元左右。电堆的成本也有望跟随膜电极和其他部件的成本下降，弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股说明书），在2023年会下降到1730元/KW，在2025年有望下降到1190元/KW。图18：2020-2025E中国膜电极平均价格（元/KW）图19：2020-2025E中国燃料电池电堆平均价格（元/KW）200045002020202120222023E2024E2025E180040001600350014003000120025001000200015008001000600400500200002020202120222023E2024E2025E资料来源：弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股书），资料来源：弗若斯特沙利文预测（转引自国鸿氢能H股招股说明中信证券研究部书），中信证券研究部我们预计，随着国内技术进步以及规模化效应的叠加，未来国内氢能车成本或有持续的下降，目前氢能重卡的成本约140万元/辆，预计2025年可降至100万元/辆，至2030年可降至80万元/辆，基本可以实现与锂电、柴油相应车型的平价。对于主要明细项目的下降幅度，预计电堆成本2025年成本累计下降25%～30%，2030年成本累计下降20%；储氢系统成本至2025年累计下降30%，2030年成本累计下降15%。图20：氢能大型商用车成本变化预测电堆储氢系统空气系统增湿系统控制系统配套动力电池汽车车骨电驱系统电控系统制造费用零部件及其他1602025年2030年140120100806040200目前成本资料来源：高工氢电，美锦能源财报，中信证券研究部预测请务必阅读正文之后的免责条款和声明15氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28预计2024年燃料电池车销量破万辆，2025年保有量超5万辆展望“十四五”，国内氢能源车有望完成从产业导入期到量产的阶段，结合各地方政府的氢能源规划，我们预计2024年全国燃料电池车销量有望超过1万辆，其中乘用车、客车、货车、物流车销量分别达到0.05、0.15、0.45、0.40万辆；预计2025年全国燃料电池车保有量有望超过5万辆，其中乘用车、客车、货车、物流车保有量将分别达到0.16、1.05、1.90、1.94万辆左右，相应的燃料电池需求预计将从2022年的0.34GW左右上升至2025年的2.25GW；预计2050年燃料电池车保有量将达930万辆。图21：“十四五”期间FCEV年度销量预测（辆）Y图U22：未来氢能车保有量预测（万辆）乘用车客车货车物流车C乘用车客车特种物流车E重卡累计复合增速25000100080%2000080060%1500060040%10000400500020020%0020202025E2030E2035E2040E2045E2050E0%202120222023E2024E2025E资料来源：中汽协，中信证券研究部预测资料来源：中汽协，中信证券研究部预测▍绿氢2024年展望：电解槽需求或超过3.75GW，绿色甲醇燃料或贡献需求增量2024年绿氢成本有望低于25元/kg绿氢绝大部分成本来源于电耗成本和设备折旧成本，我们认为，在2024年，风光的电力成本有望随着风光产业的成熟发展而下降，电解槽的技术进步有望降低制氢的能耗，绿氢的电力成本存在进一步下降空间；此外，随着电解槽市场玩家的不断增加以及产业逐步规模化，电解槽设备成本将维持进一步下降趋势，来自设备折旧的成本同样会有所减少。绿氢电量或将主由可再生能源提供，风光互补成本最优。2023年11月14日，内蒙古能源局发布《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》，要求并网型风光制氢项目年下网电量不超过项目年总用电量的10%，因此生产绿氢的电力中最多有10%的电量来自电网。尽管内蒙古这一政策为区域性政策，但其他省市未来有可能参考和跟随，我们认为未来绿氢的大部分电量将来自于可再生能源。我们对不同可再生能源制氢的电价进行了测算，在网电占比10%，新能源设备充分利用且发电时段多发电量进入储能以供电解槽在其他时段使用的假设下，风电/光伏/风光互补制氢的电价分别为0.35/0.58/0.34元/kWh，风光互补的综合电价较有优势。请务必阅读正文之后的免责条款和声明16氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28表5：不同可再生能源制氢电价测算风电制氢电价光伏制氢电价风光互补制氢电价项目参数单位项目参数单位项目参数单位风电利用小时数2539小时光伏利用小时数1612小时利用小时数2433小时弃风利用小时数197小时弃光利用小时数40小时弃风弃光利用小时数179小时网电利用小时数304小时网电利用小时数184小时网电利用小时数290小时储能贡献小时数1160小时储能贡献小时数2365小时储能贡献小时数1297小时7.2%2.4%风电容量：光伏容量弃风率0.15元/kWh弃光率0.18元/kWh7:3元/kWh风电LCOE0.35元/kWh光伏LCOE0.35元/kWhLCOE0.17元/kWh元/kWh元/kWh网电价格0.35元/kWh网电价格0.7网电价格0.7储能度电成本储能度电成本储能度电成本0.7综合电价0.35元/kWh综合电价0.58元/kWh综合电价0.34元/kWh资料来源：国家能源局、内蒙古电力公司、埃森哲、中国光伏行业协会、中信证券研究部测算。注：风电/光伏的利用小时数以及弃风弃光率参考了国家能源局的数据；风电LCOE与光伏LCOE分别参考了埃森哲发布的2022年中国陆上风电LCOE以及中国光伏行业协会发布的地面光伏电站LCOE；网电价格参考内蒙古电力公司发布的工商业用电价格；储能度电成本参考了当前锂离子电池储能的度电成本；风光互补制氢电价情景下参数的设置参考了《青海电网风电与光伏互补特性研究》（姬生才，张娉，马雪）的研究。在风光互补制氢中，假设光伏容量有30%用于制氢，70%按标杆电价上网取得收入从而冲减部分成本。电解槽技术进步降低能耗优化，产品成本下降有力。根据“水电解”微信公众号，2022年主流的电解槽直流电耗在4.6-5kWh/Nm3之间，综合能耗基本在4.9-5.3kWh/Nm3之间。而现阶段行业内推出的新品电解槽直流能耗大部分在4.5kWh/Nm3乃至4.1kWh/Nm3以下，相比上一代产品能耗下降约10%左右。表6：当前主流厂商碱性电解槽技术参数厂商产品型号产氢量直流电耗操作压力负荷范围碱液氢气纯度工作温度（Nm3/h）（kWh/Nm3）（MPa）（纯化后）（°C）≤4.51.5~2.550%-100%30%KOH99.999%95±5派瑞氢能CDQ-10001000≤4.31.5~2.550%-100%30%KOH99.999%95±5CDQ-200020004.81.8(可调)25%-110%30%KOH99.999%90±54.81.8(可调)25%-110%30%KOH99.999%90±5阳光电源SHME500A500≤4.31.6(可调)30%-110%30%KOH99.999%90±5SHME1000A1000≤4.11.6(可调)30%-110%30%KOH99.999%90±54.3~4.51.6(可调)30%-110%30%KOH99.999%90±5ALKHi110001000隆基氢能ALKHi1Plus10001000ALKG30003000资料来源：各公司官网，中信证券研究部电解槽的价格在年内也不断下降，2023年上半年，主流厂商1000Nm3/h电解槽报价约700-1000万元/台，而在12月披露的“中能建2023年制氢设备集中采购”中，绝大部分厂商的报价均低于700万元/台，最低达到628万元/台，电解槽成本下降程度可观。表7：2023年年初以来部分项目电解槽中标价格厂商中标项目时间单台报价（万元）单MW报价（万元）2023年4月派瑞氢能国能宁东可再生氢碳减排示范区项目2023年4月681136大安风光制绿氢合成氨一体化项目2023年2月2023年4月7701542023年5月鄂尔多斯托克前旗上海庙经开区深能北方光伏制氢项目2023年4月9982002023年5月阳光电源大安风光制绿氢合成氨一体化项目749150大连洁净能源滩涂光伏离网制氢项目830166隆基氢能大安风光制绿氢合成氨一体化项目698140大连洁净能源滩涂光伏离网制氢项目900180请务必阅读正文之后的免责条款和声明17氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28厂商中标项目时间单台报价（万元）单MW报价（万元）2023年12月阳光氢能628126天津大陆688138派瑞氢能718144盛氢制氢649130华光环能648130考克利尔竞立中能建2023年制氢设备集中采购706141隆基氢能726145双良节能712142氢器时代700140天合元氢656131北京电力设备680136资料来源：索比氢能网，氢云链，各公司或机构官网/公告，中信证券研究部我们对2024年各类可再生能源制氢的成本进行测算，不同可再生能源电源间的差别主要在于电价的不同带来的能源费用不同，折旧和人工费用无明显差别。在单台设备价格为1000万元（700万元为电解槽，根据《新能源电解水制氢技术经济性分析》（王明华），电解槽占制氢设备费用比例约2/3，所以总成本设定为1000万元），综合电耗为5kWh/Nm3的假设下，测算最终风电/光伏/风光互补制氢的成本分别为23.6/36.4/23.2元/kg。表8：可再生能源制氢成本测算项目参数单位风电制氢光伏制氢风光互补制氢Nm3/hh/天产能1000h/年万Nm3/年运行参数工作时长12万元年时长4200万元年年产能420年元/Nm3设备投资1000kWh/Nm3元/kWh土建及安装150元/Nm3万元/年折旧设备折旧年限10元/kWh元/Nm3土建折旧年限20元/kg折旧成本0.26耗电量5电耗电价0.350.580.34能源费用1.762.901.72人工人工及维护费用40人工运维成本0.10单位体积氢气成本2.113.252.07单位质量氢气成本23.636.423.2资料来源：《电解水制氢成本分析》（张轩、王凯、樊昕晔等），中信证券研究部测算绿色航运燃料兴起，2024年开始或贡献绿氢需求新增量在供给端，绿氢的化工属性凸显，超过半数绿氢项目以绿氨和绿醇作为最终产品。而在需求端，远洋运输行业的减碳压力，使得以马士基为代表的航运公司在全球范围内积极请务必阅读正文之后的免责条款和声明18氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28寻找绿醇等绿色燃料的合作伙伴，为其旗下未来的甲醇动力船舶寻找燃料供应。航运领域新兴的绿醇需求将有效的拉动绿氢需求，为绿氢市场带来增量。甲醇动力船舶蓄势待发。根据咨询公司挪威船级社（DNV）数据，截至2023年7月，全球有1.2%的，共2002艘船舶能够使用非传统燃料作为动力来源，其中有27艘船舶可以采用甲醇作为燃料；在同期的全球船舶订单中，超过26%的船舶能够使用非传统燃料作为动力来源，其中可用甲醇作为燃料的船舶达到151辆，是当前在运甲醇动力船舶的5倍之多，但相比LNG船仍有一定差距。图23：全球在运船舶采用不同燃料的占比和数量（艘）图24：全球船舶订单采用不同燃料的占比和数量（艘）氢气,5氢气,5甲醇,27LPG,96LPG,91甲醇,151电池/混合,电池/混合,800295传统燃料,传统燃料,LNG,82998.8%73.8%LNG,1079资料来源：DNV，IHSMarkit。中信证券研究部；注：截至2023资料来源：DNV，IHSMarkit。中信证券研究部；注：截至2023年7年7月。月。挪威船级社（DNV）数据显示，从吨位数占比来看，非传统燃料船只整体占比仅6.5%，甲醇燃料船舶吨位仅占0.05%，目前发展仍处于早期。但从船舶订单来看，甲醇船舶吨位占订单整体吨位的8.01%，如果将这数字除以订单中的甲醇船舶数量，可以发现甲醇单船吨位数相比传统燃料以及其他非传统燃料大，甲醇燃料在航运领域中大型船舶中应用力度加大的趋势非常明显。图25：全球在运船舶采用不同燃料的吨位数占比图26：全球船舶订单采用不同燃料的吨位数占比甲醇,LPG,电池/混合,LPG,0.05%0.25%0.80%2.24%电池/混合,甲醇,0.26%8.01%传统燃料,LNG,传统燃料,LNG,93.5%5.96%48.7%40.30%资料来源：DNV，IHSMarkit。中信证券研究部；注：截至2023资料来源：DNV，IHSMarkit。中信证券研究部；注：截至2023年7年7月。月。请务必阅读正文之后的免责条款和声明19氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28绿醇船舶将有效带动绿氢需求。甲醇行业协会（MethanolInstitute）预测，2023年全球的甲醇动力船舶或达到35艘，2025年和2030年或将达到120和1235艘，对应2023E-2030E的CAGR或将达到66.4%。马士基（Maersk）于2021年8月和2022年10月分别订购了8艘16000TEU远洋船和6艘17000TEU的甲醇双燃料船。而根据甲醇行业协会数据，马士基每艘甲醇动力船年耗甲醇量为3.5-4.0万吨。若以每艘甲醇动力船年耗甲醇3.75万吨计算，我们预测2025年和2030年甲醇动力船舶带来的甲醇需求将分别达到450和4631万吨。根据《绿氢制绿甲醇的技术经济可行性》（唐春、周乐懿、李东升等），采用二氧化碳加氢制取1吨甲醇需绿氢2097Nm3，对应0.19吨。若甲醇动力船舶所需要的甲醇全部来自于绿氢，则2025年和2030年对应的绿氢需求将分别达到84和867万吨，对应2025-2030年CAGR为59.4%。图27：2022-2030E全球甲醇动力船舶数量及对应的绿氢需求14002021甲醇动力船舶数量（艘）绿氢需求（万吨）120020222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E10008006004002000资料来源：甲醇行业协会，中信证券研究部预测。我们将交通、工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算，交通领域的预测主要以氢能车、船舶、飞机数量为基础，按照目前单位交通设备耗氢量加总预测；工业领域耗氢主要假设2025/2045年化工领域对氢能需求保持不变，2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20%，在此基础上，我们预计2025年，交通和工业领域对氢气需求分别为159万吨和0.37亿吨，2045年两领域对氢气的需求分别为0.86亿吨和0.91亿吨。值得注意的是，在交通领域中，因为甲醇动力船舶推广应用得更加迅速，预计船舶应用所需要的氢气规模在2035年之前均大于燃料电池汽车应用，2040年后，随着氢燃料电池车的放量，对应的氢气需求将反超。请务必阅读正文之后的免责条款和声明20氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28图28：全球交通领域氢气未来需求预测（万吨）图29：全球工业领域氢气未来需求预测（万吨）14000氢燃料电池汽车船舶其他12000钢铁工业燃料合成氨炼化12000202520302035204020452050100002025E2030E2035E2040E2045E2050E100008000800060006000400040002000200000资料来源：中国氢能联盟，IEA，甲醇协会，中信证券研究部预测资料来源：中国氢能联盟，IEA，中信证券研究部预测2024年国内电解槽需求或超过3.75GW从进度上来看，处于公示、环评公示、招标和开工阶段的项目有望在2024年进行电解槽招标，根据亚化咨询、国际能源网、索比氢能网、氢云链等数据以及处于以上阶段的各个项目披露的绿氢产量或采购电解槽规模，我们对这部分项目的电解槽需求进行了统计，其电解槽需求或将达到3.75GW。若处于签约、备案和获批的项目加速推进并于2024年启动电解槽招标工作，预计电解槽的需求将高于3.75GW。表9：2024年电解槽潜在需求时间项目名称项目阶段项目类型项目主导企业电解槽规模（MW）2023年2月中石化鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目开工绿氢耦合煤化工中石化2023年3月中煤10万吨/年液态阳光项目公示绿氢制甲醇中煤鄂尔多斯能化702023年4月国际氢能冶金示范区新能源制氢联产无碳燃开工绿氢、绿氨、氢直接231料项目公示还原铁水木明拓氢能2942023年6月中电建赤峰风光制氢一体化示范项目绿氢145中煤50万吨/年离网型风光制氢合成绿氨技术中电建800示范项目招标（测绘）绿氢、绿氨中煤能源424赤峰市能源物联网零碳氢氨一体化示范项目开工绿氢远景能源、赤峰国2602023年7月国能阿拉善高新区百万千瓦风光氢氨+基础设环评公示绿氢资运营350施一体化低碳园区示范项目国能源创阿拉善新2252023年9月中核科右前旗风储制氢制氨一体化示范项目环评公示绿氢、绿氨能源2002023年10月腾格里60万千瓦风光制氢一体化示范项目兴安盟汇科能源202023年11月新疆俊瑞吉木萨尔规模化制绿氢项目环评公示绿氢阿拉善能源540张掖绿氢合成氨一体化示范项目俊瑞能源40华能100万千瓦风电制氢一体化项目招标（EPC）绿氢中电工程10明阳多伦工业园区风电制氢一体化示范项目华能蒙东公司晶芳科技喀什泽普县光伏制氢一体化示范项开工绿氢、绿氨明阳集团目招标（可研）绿氢晶芳科技开工绿氢开工绿氢请务必阅读正文之后的免责条款和声明21氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28时间项目名称项目阶段项目类型项目主导企业电解槽规模（MW）中能建兰州新区绿电制氢氨项目招标（EPC）绿氢、绿氨中能建75大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化示范项目开工绿氢制甲醇大唐新能源70合计3754资料来源：亚化咨询，国际能源网，氢云链，索比氢能网，中信证券研究部测算。注：部分未披露采购电解槽计划数量的按绿氢产能进行估算按照势银的统计，2022年电解槽需求量约为0.8GW，根据能景研究统计，2023年上半年我国电解槽需求为920MW。2023年全年，上游制氢环节快速发展，绿氢渗透率逐步提高，根据索比氢能网、氢云链、国际能源网等数据，我们统计到2023年年初以来电解槽的招投标规模达到1.65GW，考虑到部分项目未公开或未被我们统计到，我们认为电解槽全年出货量的实际值有望达到2GW，对应同比增速达145%，并在之后的两年维持高双位数增长，到2025年或有13～14GW的累计需求。表10：2023年部分电解槽招投标统计序号招标或中标公开时间项目名称电解槽招标量（MW）技术路线105碱性（ALK）12023/1/6国能宁东可再生氢碳减排示范区项目7.5碱性（ALK）6.5碱性（ALK）22023/1/9黑龙江200MW风电制氢联合运行项目6碱性（ALK）5碱性（ALK）32023/1/15华能氢能院碱性电解槽采购项目45碱性（ALK）195碱性（ALK）42023/1/16涞源县300MW光伏制氢项目501PEM52023/2/10深圳能源库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目2.5碱性（ALK）562023/2/17深能北方光伏制氢项目1AEM35碱性（ALK）72023/2/23大安风光制绿氢合成氨一体化项目4040PEM82023/2/23大安风光制绿氢合成氨一体化项目-碱性（ALK）540碱性（ALK）92023/3/14东方炉集装箱式电解槽制氢项目1碱性（ALK）525碱性（ALK）102023/3/27西湖大学AEM电解槽招标采购项目12碱性（ALK）25碱性（ALK）112023/3/28广汇能源绿电制氢及氢能一体化示范项目1648碱性（ALK）/PEM碱性（ALK）122023/3/30北元化工制氢设备采购项目碱性（ALK）132023/4/29鄂尔多斯市纳日松40万千瓦光伏制氢产业示范项目142023/5/8张家口风电光伏发光点综合利用示范项目制氢子项目152023/5/16洁净能源集团海水制氢一体化项目162023/6/30清华大学深圳国际研究生院碱性电解水制氢设备采购项目172023/10/2华能100万千瓦风电制氢一体化项目182023/10/9东方电气海水直接制氢项目192023/10/11中能建2023年制氢设备集中采购招标202023/10/24中广核新能源宁东清洁能源制氢项目212023/11/1山东华电潍坊氢储能示范项目合计资料来源：国际能源网，氢云链，索比氢能网，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明22氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28图30：2020-2025E我国电解槽规模及增速（GW）8.00160%140%7.00120%100%6.0080%60%5.0040%20%4.000%3.002.001.000.00202120222023E2024E2025E2020资料来源：势银（TrendBank），中信证券研究部预测▍氢能相关材料需求远景可期电解槽与燃料电池增长将带动相关材料需求我们看好具有一定技术壁垒且未来有望实现国产替代的材料，包括碱性电解槽中的PPS隔膜、PEM电解槽中的质子交换膜和催化剂以及燃料电池电堆中的质子交换膜、催化剂和气体扩散层。图31：电解槽与燃料电池电堆环节材料资料来源：势银，IRENA，GGII，国鸿氢能H股招股书，中信证券研究部。注：价值量占比指材料成本在设备总成本中的占比请务必阅读正文之后的免责条款和声明23氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28碱性电解槽材料：隔膜材料相对关键碱性电解槽隔膜的作用是防止氢气和氧气混合，是决定电解槽制氢效率的关键之一。目前国际上将隔膜分为三代，分别为石棉隔膜、PPS隔膜和复合隔膜，最早使用的石棉隔膜因为材料有毒且溶胀性大而逐渐被弃用；聚苯硫醚（PPS）隔膜机械强度高并且热稳定性好，但亲水性差，需要改性，主流的改性是在PPS表面涂覆浆料来增强亲水性，降低电解槽内阻；第三代产品复合隔膜隔气性好、能耗低，但成本较高，目前国内少有企业涉足，主要由Agfa等国际厂商垄断，目前国内有刻沃刻等初创企业在积极研发。当前碱性电解槽仍然使用PPS隔膜为主，PPS隔膜需求有望在一段时间内跟随电解槽的放量而高速增长。PPS隔膜主要市场由日本东丽占据，我国具备PPS隔膜生产技术的厂商较少，主要包括新和成、津纶新材、米弘纤维、碳能科技（北京）等。图32：碱性电解槽结构示意图图33：碱性电解槽成本明细构成8.00145%7.21160%PTL结构层140%小部件（密封、框架）双极板7.00125%120%膜/电极-制备100%电堆组装和端板膜/电极-镍基阳极80%6.0060%膜/电极-隔膜8%40%膜/电极-镍基阴极95%89%20%6%2%14%3.820%5.008%1.964.003.004%7%2.000.8041%10%1.000.020.362023E2024E2025E0.00202020212022资料来源：碳能科技资料来源：国际可再生能源署（IRENA），中信证券研究部在电解槽出货规模快速增长、电解槽单价基本维持稳定的假设下，我们对碱性电解槽所用隔膜的市场规模进行测算，预计到2025年，碱性电解槽整体市场空间为124.9亿元，PPS隔膜的市场空间约为3.7亿元。表11：我国碱性电解槽隔膜市场空间测算电解槽出货规模（GW）公式202120222023E2024E2025EALK占比A0.40.82.03.87.2ALK出货规模（GW）BALK单价（万元/kW）98%96%95%94%92%C=AB0.350.771.863.596.64D0.250.200.200.190.19ALK整机市场空间（亿元）E=CD8.715.436.569.0124.9其中：PPS隔膜（亿元）F=E45%/(1+20%)8%0.30.51.12.13.7资料来源：势银，IRENA，中信证券研究部测算。注：ALK单价采用了未来每年下降2%的假设，PPS隔膜的成本占比主要参考IRENA的数据。公式F中45%为IRENA披露的ALK电解电堆组件成本比例，20%为我们假设的电堆组装环节合理的成本加成比率，8%为IRENA公布的隔膜成本占零部件比例PEM电解槽：质子交换膜和催化剂值得关注与碱性电解槽相比，质子交换膜（PEM）电解槽拥有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，更能够适应可再生能源发电带来的波动性。尽管当前PEM电解槽价格相比碱性电解槽昂贵，同时单槽最大功率规模相比ALK仍有差距，但是我们认为，随着行业请务必阅读正文之后的免责条款和声明24氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28整体的发展，PEM电解槽将在制氢设备中占据一席之地。我们同样看好PEM电解槽需求增长带来的材料需求。我们看好PEM电解槽中的质子交换膜材料和催化剂。PEM电解槽中使用较多的质子交换膜为全氟磺酸质子交换膜，其中科慕的Nafion膜较为有代表性，与燃料电池用的膜材料相同。但因为薄膜机械强度较差，酸性环境长期运行可能会出现穿孔，PEM电解槽中用到的质子交换膜相比燃料电池中的更厚；催化剂也是影响PEM制氢效率的关键材料，需具备优良的催化性能和耐腐蚀性。阴极催化剂多为铂（Pt）碳颗粒，催化活性较高，阳极催化剂则主要以铱（Ir）、钌（Ru）等贵金属为活性物质。全氟磺酸质子交换膜性能优良，制备工艺复杂，长期被美国和日本企业垄断，如科慕、陶氏、旭硝子、旭化成等，东岳集团、科润新材料、汉丞等国内厂商近年来积极研发，国产质子交换膜的竞争力有所提高。根据东岳集团副总经理王振华先生于“氢启南海·驶向未来”氢能交通论坛的演讲，东岳集团目前已经实现从最基础的软件一直到质子交换膜整个产业链共计十几个产品的自主可控，同时形成了50万平方米的生产基地，是国产厂商中的有力竞争者；泛亚微透参股江苏源氢，积极布局质子交换膜业务。目前国际主要的PEM制氢催化剂厂商包括优美科、庄信万丰、巴斯夫、田中贵金属等，国内企业包括中科科创、济平新能源、氢电中科、中自催化、凯大催化等。当前国产催化剂整体处于发展初期，部分项目愿意给予国产催化剂实际应用机会，国产催化剂未来发展前景广阔。图34：PEM电解槽结构示意图图35：PEM电解槽成本明细构成8.00145%7.21160%多孔传输层小组件（密封、框架）电堆组装和端板7.00125%140%双极板膜电极-质子交换膜膜电极-Pt膜电极-制备17%6.00120%膜电极-Ir6%3%3%5.0095%89%100%5%4.003.8280%10%3.001.9660%3%2.000.8040%1.000.020.3620%0.000%53%资料来源：国际可再生能源署（IRENA），中信证券研究部2020202120222023E2024E2025E资料来源《StatusandperspectivesofkeymaterialsforPEMelectrolier》（KexinZhang.XiaoLiang.LinaWang等）在当前的市场环境和技术水平下，PEM电解槽的价格约是碱性电解槽的4~5倍，因此，尽管目前PEM电解槽并非应用主流，但其未来的市场空间仍然可观。我们预计到2025年，PEM电解槽整体市场空间为54.3亿元，其中的质子交换膜/阳极催化剂/阴极催化剂市场空间分别达到1.03/1.22/0.64亿元。请务必阅读正文之后的免责条款和声明25氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28表12：我国PEM电解槽部分零部件市场空间测算电解槽出货规模（GW）公式202120222023E2024E2025EPEM占比A0.40.82.03.87.2PEM出货规模（GW）B2%4%5%6%8%C=AB0.010.030.100.230.58PEM单价（万元/kW）D1.31.01.01.00.9PEM市场空间（亿元）E=CD0.93.29.622.054.3其中：质子交换膜F.1=E45%/(1+20%)5%0.020.060.180.421.03其中：阳极催化剂F.2=E45%/(1+20%)6%0.020.070.220.501.22其中：阴极催化剂F.3=E45%/(1+20%)3%0.010.040.110.260.64资料来源：势银，IRENA，中信证券研究部测算。注：公式F中45%为IRENA披露的PEM电解电堆组件成本比例，20%为我们假设的电堆组装环节合理的成本加成比率，5%/6%/3%为IRENA公布的PEM电解槽中质子交换膜/阳极催化剂/阴极催化剂成本占比燃料电池车产业链：膜电极核心材料国产化率有提升空间燃料电池系统是燃料电池汽车的核心部件，根据GGII，目前占整车成本约60%。而燃料电池电堆是燃料电池系统的核心组成部分，技术门槛较高，占燃料电池系统成本的55%。燃料电池电堆主要由膜电极、双极板及其他结构件构成，膜电极是核心部分，由质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成，根据国鸿氢能H股招股书，占电堆约64%的成本。图36：燃料电池系统成本构成图37：燃料电池电堆成本构成0%燃料电池电堆6%4%6%储氢系统4%空气系统20%30%双极板3%增湿系统质子交换膜控制系统催化剂55%动力电池气体扩散层其他边框及其他28%22%22%资料来源：GGII，中信证券研究部资料来源：国鸿氢能H股招股书，中信证券研究部目前核心部件质子交换膜、气体扩散层和催化剂国产化程度低，主要原因是相关化工材料的工程化有一定难度，且国内材料使用率较低，技术迭代较慢。但未来随着国内燃料电池汽车销量快速增加，国产厂家有望获得更多的产品迭代机会，有望逐步实现国产替代。表13：燃料电池电堆主要零部件作用及国产化情况催化剂作用主要企业国产化进度国产化难点降低反应活化能、加快反应速率的已实现铂碳催化剂的公斤级生质子交物质，主要由铂（Pt）构成Tanaka、JM产和实际装车验证研发及工艺均有差距换膜已初步实现质子交换膜的国产技术积累、工艺细节气体扩快速传导质子、阻隔反应物Gore化批量生产和实际装车验证与国外存在差距散层Toray、SGL、JNTG、Avcarb、国内企业正在积极开发并送样基础材料落后，需要由支撑层和微孔层组成，有助于气Freudenberg验证高质量碳纤维材料双极板体扩散神力科技、上海治臻、国鸿氢输送和分配燃料、隔离阴阳极反应能、神州碳业、爱德曼等基本实现国产化-边框及物、收集电流的导电隔板其他----资料来源：势银（TrendBank），《车用燃料电池电堆关键技术研究现状》(章俊良、程明、罗夏爽等），捷氢科技招股书，中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明26氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28燃料电池质子交换膜和催化剂厂商与PEM电解槽领域基本一致，包括质子交换膜领域的东岳集团和泛亚微透，以及催化剂领域的贵研铂业、中自科技、凯大催化、凯立新材。在气体扩散层上，燃料电池厂商大多采用日本东丽、美国Avcarb、德国SGL等厂商产品，国内的气体扩散层技术仍在探索中，代表企业有通用氢能和碳能科技。市场空间方面，除燃料电池车销售数量的快速上涨外，燃料电池电堆单车功率的上升也将增加电堆的需求量。我们预测，2023年质子交换膜/催化剂/气体扩散层的市场规模将达到1.8/1.8/1.6亿元，2025年将达到7.8/7.8/6.2亿元，对应三年复合增速分别达到79%/79%/71%。表14：国内燃料电池车质子交换膜和催化剂市场规模测算公式202120222023E2024E2025E备注9204燃料电池车辆销量数(辆）——中国300450675乘用车1000150022501500450011250客车8721172230040257044销量根据当前销量51001047521219及国家和地方政府货车74783相关规划预测90100物流车及其他6411657100110100115合计A1596381645110平均电堆功率（KW/辆）4088乘用车B708072120考虑到未来电堆功客车809045130率增加的趋势，进货车C=AB708527165物流车及其他D.1303510051850行了线性预测平均单车功率（kW）D.25965150181电堆需求量（MW）D.30.997乘用车11692客车701050.4180074货车424270物流车及其他56720004241463合计电堆出货量(GW)1958487358352单KW材料价格（元/KW）0.10.24872.2电堆4293.9其中：质子交换膜300025003.91500业绩普遍预期其中：催化剂6605501.83.33612025年电堆成本其中：气体扩散层6605501.8361减半，据此对各零市场空间（亿元）6005001.6287部件成本进行预测质子交换膜E.1=CD.10.61.47.8催化剂7.8气体扩散层E.2=CD.20.61.46.2E.3=CD.30.61.2资料来源：中汽协，高工氢电，国鸿氢能H股招股书，中信证券研究部预测氢能行业发展带动的部分关键材料需求2025年将达28亿元。总体而言，氢能行业的快速发展将极大的带动相关材料需求，我们预计2023～2025年相关材料需求将维持高增长，市场规模由2022年的4.6亿元增至2025年的28.4亿元，空间扩张超过6倍，对应3年CAGR为83.8%。从整体构成来看，仍然是燃料电池环节贡献的市场规模较大。表15：氢能行业部分材料市场规模（亿元）碱性电解槽PPS隔膜202120222023E2024E2025EPEM电解槽：质子交换膜0.260.461.092.073.75PEM电解槽：阳极催化剂0.020.060.180.421.03PEM电解槽：阴极催化剂0.020.070.220.501.22燃料电池：质子交换膜0.010.040.110.260.640.631.351.803.857.79请务必阅读正文之后的免责条款和声明27氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28202120222023E2024E2025E燃料电池：催化剂0.631.351.803.857.79燃料电池：气体扩散层0.571.231.583.256.19合计2.134.576.7814.1928.40YoY114.1%48.3%109.3%100.1%资料来源：势银，IRENA，中汽协，高工氢电，国鸿氢能H股招股书，中信证券研究部测算，注：预测数据为表11、12、14的整理或加总▍风险因素1）绿氢项目推进不及预期。当前国内大量绿氢项目处于前期推进阶段，若项目进展不及预期，将会同时影响上游电解槽的需求和下游绿氢的应用，氢能行业发展速度或有所减缓。根据内蒙古能源局于2023年12月4日发布的已废止市场化并网新能源项目清单，有5个风光制氢一体化项目现已废止，其中中石化乌兰察布10万吨年风光制氢一体化示范项目，而达拉特旗和鄂托克前旗的两个项目目前均处于开工阶段。因此处于各类阶段的绿氢项目均有不及预期或停止的可能性，绿氢项目进展具有不确定性。表16：全区已废止市场化并网新能源项目清单（风光制氢项目）序号盟市旗县项目名称项目类型项目主导企业装机规模废止时间中广核风电、内蒙（万千瓦）1鄂尔多杭锦旗杭锦旗20万千瓦风光制氢一体化示风光制氢一体化项2023年8斯市范项目（一期10万光伏制氢项目）目古风盛新能源10月华电（内蒙古）新2鄂尔多伊金霍伊金霍洛旗风光制氢一体化示范项风光制氢一体化项能源、正能化工262023年9月斯市洛旗目目中国氢能402022年3鄂尔多达拉特达拉特旗光储氢扯零碳生态链示范风光制氢一体化项深能北方2511月斯市旗项目目中石化254.62022年355.612月4鄂尔多鄂托克鄂托克前旗250MW光伏电站及氢能风光制氢一体化项2023年斯市前旗综合利用示范项目目11月5乌兰察商都市乌兰察布10万吨年风光制氢一体化风光制氢一体化项布市示范项目目合计资料来源：内蒙古能源局，索比氢能网（项目主导企业），中信证券研究部。2）燃料电池材料降本速度不及预期。当前燃料电池系统大部分零部件已完成国产化，未来降本主要依赖工艺改进，燃料电池电堆核心零部件膜电极尚有国产化降本空间，若工艺改进和膜电极的国产化不及预期，氢能产业链降本速度或受影响，若经济性不具有优势，行业产业化进度或有所减缓。3）产业支持政策落地低于预期。当前市场普遍预期燃料电池车第一批补贴将于2024年一季度发放，如果氢能产业链相关地方补贴金额落地不及时，或者后续补贴政策退坡进度过快，可能会影响氢能汽车的销量增速。4）氢能车产销量不及预期。作为发展最早的氢能行业子板块，氢能车辆的增长速度直接决定了投资者对目前氢能产业发展速度的预期，如果氢能车产销量增速连续低于预期，也会导致市场对氢能产业发展缺乏信心，压制氢能行业估值水平。请务必阅读正文之后的免责条款和声明28氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.285）海外绿色航运燃料需求不及预期。目前海外绿色航运燃料快速发展，构成了对绿氢的需求，对氢能行业的发展起一定支持作用。若海外绿色航运燃料需求下降，绿氢需求或会下降，从而降低氢能行业发展速度。6）技术变革风险。目前氢能行业尚处于起步之中，尽管各个环节的技术路线当前相对确定，但仍有技术变革的可能性，若技术变革发生，相应环节的竞争格局将会发生显著的变化，从而对特定环节和企业构成风险。▍投资策略2023年以来（截至2023年12月26日收盘价），中信燃料电池行业指数收益率为-0.85%，跑赢wind全A指数7.55pcts，跑输中信电力设备和新能源指数0.22pct。2023年氢能公司股票表现出现明显的分化，3月份电解槽相关公司表现活跃；2023Q4氢能储运板块中涉及LNG重卡气瓶业务类的公司，也随LNG重卡销量的恢复有所表现；而燃料电池及车辆相关的公司2023年表现则相对平淡。图38：2023年至今（2023/12/26）中信燃料电池指数收益率中信燃料电池指数万得全A指数中信电新指数30.0%25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%-5.0%-10.0%-15.0%资料来源：Wind，中信证券研究部展望2024年，我们给予氢能板块“强于大市”的评级，主要逻辑包括：首先，产业链降本趋势明确，未来降本与行业规模化或实现正向循环，产业链各环节高速增长是大概率事件；第二，燃料电池车辆补贴预期于2024年发放，有助于改善行业现金流状况，推动车辆产销增加；第三，绿氢及其衍生产品的新应用场景逐渐成型，有望为绿氢产业链提供有效的市场空间。随着绿氢项目的持续推进，电解槽需求也有望维持高速增长。我们认为，2024年是氢能行业预期修复的一年，在政策补贴发放及产业链降本的推进下，氢能车产销量增长有望再度提速。而氢在交通和化工领域的减碳作用也有望催生新一轮的绿氢及相关设备需求。我们建议关注主业有安全边际，氢能业务具备成长潜力的公请务必阅读正文之后的免责条款和声明29氢能与能源转型行业2024年投资策略｜2023.12.28司：1）绿氢电解槽设备环节的华光环能、华电重工等；2）氢能储运相关的中集安瑞科；3）关键材料国产替代的东岳集团；4）FCEV提速预期下有望直接受益的亿华通、美锦能源、国鸿氢能等。▍相关研究(2023-11-21)(2023-11-09)氢能行业重大事项点评—内蒙实施细则修订，或助力绿氢商业模式落地(2023-08-09)氢能行业重大事项点评—广东氢能规划再明确，激发区域产业活跃度(2023-07-19)氢能行业重大事项点评—标准建设指南推出，有望助力行业发展加速氢能行业重大事项点评—产业目录更新，氢能产业地位再提升请务必阅读正文之后的免责条款和声明30分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，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。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。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、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，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中信证券其它业务部门、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。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明投资建议的评级标准评级说明买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级股票评级增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个行业评级持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。31特别声明在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问https://research.citics.com/disclosure。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：8/F,DalamalHouse,NarimanPoint,Mumbai400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎，电话：+85226007233。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及CLSA的附属公司。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系CLSASingaporePteLtd，地址：80RafflesPlace,#18-01,UOBPlaza1,Singapore048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePteLtd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSASingaporePteLtd豁免遵守《财务顾问法》（第110章）、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。对于英国分析员编纂的研究资料，其由CLSA（UK）制作并发布。就英国的金融行业准则，该资料被制作并意图作为实质性研究资料。CLSA（UK）由（英国）金融行为管理局授权并接受其管理。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSAIndia“关联方”的更多详情，请联系Compliance-India@clsa.com。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2023版权所有。保留一切权利。32