股[Table_industryInfo]新兴能源票研[评Tab级le_：Invest]增持究[Table_Main[2IT0naf2bo4l]e._0T1i.t2le4]氢风已来，产业链降本增量值得期待上次评级：增持行[细Ta分bl行e_s业ub评In级dustry]业石岩(分析师)庞钧文(分析师)马铭宏(分析师)专shiyan019020@gtjas.com题证书编号S08805190800010755-23976068021-386747030755-23976068pangjunwen@gtjas.commaminghong027534@gtjas.cS0880517120001oSm0880523050001研本报告导读：究政策持续发力，绿氢项目逐渐落地，电解槽放量可期，加氢站及多种储运路径超前布[相Ta关ble报_D告ocReport]局，氢能下游应用及燃料汽车销量有望提速。新兴能源《电解槽招标需求超预期》摘要：2024.01.22新兴能源《【国君电新】新能源汽车数据库[Tabl投e_S资um建m议ar：y]我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源20240115》装机占比提升，电力成本降低，绿氢成长空间将进一步打开。伴随绿氢制备及应用起量，将带动相关系统配套商出货。1）依托集团资源2024.01.16带来业务订单的公司将最先受益，受益标的石化机械、华电重工、兰新兴能源《2023年新能源汽车销量约950石重装；2）具备核心技术支撑，快速匹配市场需求的公司，推荐标万辆》的科威尔，受益标的中材科技、中复神鹰、冰轮环境。2024.01.15国内氢能政策力度日渐增强，自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎新兴能源《政策施压节能减碳，开启绿电绿氢促消纳》证来补贴新政。作为全球第一产氢大国，我国已正式将氢能纳入国家能2024.01.15源战略体系。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，规划了氢能发新兴能源《海风价格降幅显著，机组大型化再提速》券展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系2024.01.15研中发挥的重要作用，政策扶持、规范力度不断增强。地方积极响应国究家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。报绿氢项目饱满，电解槽放量可期。全球储备绿氢项目规模迅速扩大,告以ALK和PEM电解槽搭配建设为主。截至2023年全国可再生氢项目规划387个，在建80个，建成运营58个；规划绿氢产能643万吨/年，建成运营产能7.8万吨/年。2023年电解槽需求超过3GW，开启放量阶段，碱性电解槽是装机主力，2023年中标量CR3达到50%，而2024-2025年预计电解槽出货翻倍增长。碱性电解槽制氢成本仍有63.5%的降本空间，原料价格、系统性能及产氢量都是影响产氢成本的重要因素。电解槽出海则将会成为企业端的又一增长极。加氢站及储运路径竞相落地，燃料汽车有望提速。2023全年氢燃料电池汽车产销量分别为5232、5534辆，同比增长分别为44.2%、64.4%。受原材料国产化趋势推动，燃料电池电堆及系统平均价格逐年下降，市场规模增长较快。在高运行里程的条件下燃料电池重卡在全生命周期成本具备经济性。加氢站布局较为集中于五大示范区，撬装/固定式双路线布局，满足不同场景用氢需求，在设备成本上有着较大的降本空间。六种氢储运路径有着各自的优势，分别适用于各种氢能储运场景，管道输氢在短距离、长距离均具有储运经济性，正在不断延伸。受益于加氢站以及多种储运路径的超前布局，下游应用端将快速显现，燃料电池汽车销量有望提速。风险提示：政策落地不及预期，绿氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期。请务必阅读正文之后的免责条款部分行业专题研究目录1.政策持续发力，补贴逐渐到位......................................................31.1.国内氢能政策力度日渐增强...................................................31.2.氢能政策自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政..32.国内外绿氢项目饱满，电解槽放量可期........................................52.1.国内大批绿氢项目进入开工准备阶段.....................................52.2.23年PEM+ALK电解槽招标超过3GW..................................72.3.电解槽出货加快，规模化生产成本将较快下降.......................92.4.碱性电解槽仍有降本增效空间..............................................102.5.绿氢制备成本随电价波动较大...............................................112.6.全球在建绿氢项目14.1GW，重视中东市场..........................133.临近规划年限，燃料汽车有望提速.............................................143.1.氢燃料汽车产销显著增长，市场潜力亟待爆发.....................143.2.2023年燃料电池系统装机量中亿华通遥遥领先....................153.3.23-30年燃料电池电堆及系统市场规模CAGR超75%...........153.4.燃料电池重卡在全生命周期成本具备经济性.........................174.加氢站超前布局，多种储运路径各有千秋..................................204.1.加氢站数量渐起，叠加掺氢管道投运利于培育终端用氢市场204.2.六种氢储运路径竞相落地，远近长短各有千秋.....................235.投资建议...................................................................................256.风险提示...................................................................................25请务必阅读正文之后的免责条款部分2of27行业专题研究1.政策持续发力，补贴逐渐到位1.1.国内氢能政策力度日渐增强作为全球第一产氢大国，我国已正式将氢能纳入国家能源战略体系。在国家改革委和国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，对我国氢能发展现状进行了分析，并明确指出了氢能的战略定位，强调了氢能在国家能源战略中的重要地位。在国家各类政策的指引下，多个省市也响应中央号召，制定了因地制宜的氢能发展目标、战略规划和空间布局，争相切入氢能赛道。氢能产业标准的出台，规范全产业链发展，看齐国际标准，融入全球竞争；产业结构调整，重视氢能发展、绿色发展，为业界注入强心剂；船舶业绿色发展纲要明确绿色甲醇应用，助力氢能消纳，绿色产品溢价呼之欲出。图1：国内氢能政策力度日渐增强数据来源：政府官网、国泰君安证券研究1.2.氢能政策自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政在国家政策的引领下，各地方政府也出台了相应的氢能政策，形成了促进氢能产业发展的政策环境。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，规划了氢能发展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系中发挥的重要作用。而各地对氢能产业发展的规划和补贴标准都作了相应规定，共同构成了产业覆盖面广泛、细分领域目标明确、逐步推进统筹协调的氢能发展路线图，为氢能产业的发展提供了有力的政策支持。未来，随着氢能支持政策的进一步完善和低碳政策在交通运输、工业等领域要求的进一步落实，氢能经济市场会更为广阔。国家政策扶持、规范力度不断增强。在国家层面，自2022年企业端开始碳排放摸底后，国家不断出台行业层面的减排行动规划，如绿色船舶、绿色建材高质量发展规划，要求到2025年我国的LNG船和绿色甲醇在全球新能源船市场中要占到50%以上的份额，到2026年，绿色建材年营业收入超过3000亿元，2024-2026年年均增长10%以上。通过《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》和《产业结构调整指导目录（2024年本）》，明确氢能国际标准工作重点任务，鼓励氢能全产业链技术及装备应用。表1:国内氢能政策（国家层面）请务必阅读正文之后的免责条款部分3of27XVEVuNmRnOnMrPnOtOtMqR6MaObRpNnNpNmQlOoOnMjMsQrM7NrRxPMYtPwOxNoMwP行业专题研究时间内容国家层面国家发展改革委、国家统计局、生态环境部公布《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》，2022年8月对相关工作进行全面部署。《方案》提出，到2025年，统一规范的碳排放统计核算体系进一步完善，数据质量全面提高。2023年7月29日国家标准联合六部门联合发布《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，此指南明确提出了近三年的氢能国际标准工作重点任务，并将在氢能制、储、运及家用的整个生态链建立标准。2023年12月1日国家发展改革委员会于2023年12月1日第6次委务会议审议通过《产业结构调整指导目录（2024年本）》，明确提出将氢能技术及应用独立出来，并提到了氢储能、电解水制氢以及二氧化碳加氢制甲醇等关键技术。2023年12月26日工信部、国家发改委、财政部、生态环境部、交通运输部于2023年12月26日印发《船舶制造业绿色发展行动纲要（2024—2030年）》，明确了到2025年我国的LNG船和绿色甲醇在全球新能源船市场中要占到50%以上的份额。工信部等十部位联合印发绿色建材产业高质量发展实施方案，鼓励氢能、生物质燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在水泥等工业窑炉中的应用。加快生产过程绿色化，实施技术改造，有序推动水泥行业超低排放设2024年1月10日施建设，持续发布细分行业碳减排技术指南，支持水泥、平板玻璃、建筑卫生陶瓷、玻璃纤维及制品等重点行业开展节能降碳减污技术集成应用。到2026年，绿色建材年营业收入超过3000亿元，2024-2026年年均增长10%以上。总计培育30个以上特色产业集群，建设50项以上绿色建材应用示范工程，政府采购政策实施城市不少于100个。数据来源：政府官网、国泰君安证券研究地方积极响应国家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。在地方层面，广东省和河北省先后允许在非化工园区建设制氢加氢一体站，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可，将氢气的“危险化学品”帽子摘掉，在技术的管控下，氢气应用也将逐渐走向市场。在氢能产业规划中，我们看到从国家级到省市，乃至区级的规划方案相继出台，产业规划逐级下移，预示着产业将逐渐落地。在补贴方面，宁东地区按5.6元/kg标准给予用氢补贴，内蒙古变相补贴，鼓励引导新建高耗能项目高比例使用绿电绿氢，以电力为主的用能结构中绿电使用比例达到50%以上的新建“两高”项目，不需全额落实能耗量指标。表2:国内氢能政策（地方层面）时间内容地方层面2023年6月2日广东省印发《广东省燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法》，允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。2023年7月5日河北省政府发布《河北省氢能产业安全管理办法（试行）》，明确绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。2023年11月24日重庆市九龙坡区人民政府办公室印发《重庆市九龙坡区氢能产业中长期发展规划（2023—2035）》，聚力打2023年8月10日造“西部氢谷”，氢产业规划由重庆市下放到区级规划。鄂尔多斯发布《支持氢能产业发展若干措施的通知》，对可再生能源电解水制氢和工业副产氢项目发放补贴，符合条件的风光制氢一体化项目2023-2025年补贴标准分别为4/3/2元/kg。成都市经信局发布关于公开征求《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展政策措施实施细则（征求意2023年10月19日见稿）》意见建议的通知，其中为支持绿电制氢，对制氢能力500标方/小时以上的电解水制氢企业，按实际电解水制氢电量给予0.15-0.20元/千瓦时的电费补贴，补贴后到户电价不低于0.3元/千瓦时左右水平，每年补贴额度最高不超过2000万元。2023年12月26日内蒙古自治区发展和改革委员会《关于促进新能源消纳若干举措》，按照绿电替代“应替尽替、能替早替”的原则，鼓励引导新建高耗能项目高比例使用绿电。1）以电力为主的用能结构中且绿电使用比例达到50%请务必阅读正文之后的免责条款部分4of27行业专题研究以上的新建“两高”项目，节能审查时在达到能耗强度要求的前提下，不需全额落实能耗量指标；2）鼓励引导用能结构以煤炭、热力（蒸汽）为主的高耗能企业实施电气化改造，推动绿电替代化石能源燃料，拓展绿电消纳应用空间；3）加大绿氢替代应用，推动现代煤化工、冶金、化工等行业开展“煤+绿氢”耦合、绿氢冶金、绿氢替代化石能源原料等绿色低碳改造升级；4）研究对作为燃料使用的绿氢（如氢能重卡使用的绿氢等）不纳入盟市能耗总量和强度控制。宁夏宁东发布《宁东基地促进氢能产业高质量发展的若干措施2024年修订版（送审稿）》，文件中明确有关2024年1月3日制氢端的几项政策：1）建设时序上，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产；2）新增绿氢生产设备投资1-2千万/2千万以上，按设备投资额6%/7%给予一次性补助；3）在宁东基地实施绿氢替代的化工项目，本级财政按5.6元/kg标准给予用氢补贴，单个企业每年不超过500万元，最多补贴3年。数据来源：政府官网、国泰君安证券研究2.国内外绿氢项目饱满，电解槽放量可期2.1.国内大批绿氢项目进入开工准备阶段2023年电解槽需求超过3GW，经过从0到1运营验证后将开启从1到10的放量阶段。2023年国内共计发布32个电解槽公开招标需求，累计电解槽招标量已超过1695MW，达到2022年电解槽全年出货量的2倍有余。叠加中电建采购思伟特800-1200MWSOEC项目和中能建打包采购约525MW电解槽，2023年电解槽的需求已超过3GW。表3：我国2023年电解槽中标情况电解槽类型招标规模中标企业序列招标项目1深圳能源库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目ALK5MW厚普股份(EPC)PEM1MW赛克赛斯2北元化工制氢电解槽成套装置设备采购项目6MW河北工程公司(EPC)6.5MW中能（苏州）氢能3国电投涞源县300兆瓦光伏制氢项目ALK7.5MW润世达工程(EPC)4华能氢能院碱性电解槽采购项目ALK5黑龙江200MW风电制氢联合运行项目EPC招标ALK华中科技大学发布质子交换膜电解水制氢及燃料电池设备系统石化机械6采购项目PEM/7深能北方光伏制氢项目ALK45MW阳光氢能PEM50MW长春绿动氢能大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目ALK75MW隆基氢能60MW阳光氢能大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段5）40MW三一氢能20MW派瑞氢能大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段6）ALK25MW安思卓新能源ALK80MW派瑞氢能8大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段7）ALK25MW中电丰业5MW新奥股份(EPC)大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（标段8）55MW5MW华电重工国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目（标段1）ALK35MW9ALK20MW派瑞氢能ALK隆基氢能国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目（标段2）ALK10华电潍坊氢储能示范项目11绿电制氢及氢能一体化示范项目12内蒙古华电达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目ALKPEM13鄂尔多斯市纳日松40万千瓦光伏制氢产业示范项目ALKALK请务必阅读正文之后的免责条款部分5of2714张家口风电光伏发电综合利用（制氢）示范项目制氢子项目ALK40MW行业专题研究洁净能源集团海水制氢一体化项目（标段1）ALK20MW派瑞氢能ALK20MW阳光氢能15PEM0.02MW隆基氢能洁净能源集团海水制氢一体化项目（标段2）ALK/赛克赛斯ALK25MW凯豪达16华中科技大学5Nm/hPEM水电解制氢装置采购项目PEM2MW17清华大学深圳国际研究生院碱性水电解制氢设备采购项目ALK6.5MW阳光氢能ALK200MW18大冶市矿区绿电绿氢制储加用一体化氢能矿场综合建设项目ALK10MW派瑞氢能ALK6MW中铁八局(EPC)191300Nm3/光伏绿电制加氢一体化（一期工程）项目中能（苏州）氢能20新疆俊瑞吉木萨尔规模化制绿氢项目EPC招标ALK70MW阳光氢能21玉门油田可再生能源制氢示范项目（一期）石油化工联合体22低碳院煤化工与新能源耦合技术示范制氢项目ALK9MW(EPC)ALK1MW亿利氢田时代23大唐风光制氢一体化项目制氢EPC招标ALK12MW苏州苏氢24亿钶气体项目ALK30MW隆基氢能25东方电气海水直接制氢项目ALK30MW隆基氢能26中广核新能源宁东清洁能源制氢项目电解水制氢ALK75MW派瑞氢能PEM15MW招标阶段2730万m3/d绿氢—450m3高炉富氢冶金项目ALK550MWPEM3MW14家企业入围28中能建兰州新区绿电制氢氨项目EPCALK5MW赛克赛斯29中国能建2023年制氢设备集中采购招标AEM500NL/h阳光氢能Enapter(北京申乾科30中核北方核燃料元件有限公司制氢项目已公布中标规模技有限公司供货)31张家口东润清能察北光伏配套制氢示范项目招标总规模1055.5MW1695.52MW32西湖大学AEM制氢电解槽采购项目合计数据来源：香橙会、国泰君安证券研究绿氢储备项目较多，制氢行业进入快速落地期。根据氢界数据库，截至2023年底全国可再生氢项目规划387个，在建80个，建成运营58个，2023年新增20个投运项目；规划绿氢产能643万吨/年，建成运营产能7.8万吨/年。其中2023年投产绿氢项目有40%应用于石油炼化、25%用于合成甲醇、21%用于交通。这标志着我国制氢行业的产业化进程正在加速，项目的建设将进一步提升我国氢能产业的整体竞争力，促进我国能源结构的优化和转型。图2：中国绿氢项目主要集中在内蒙古图3：2023年绿氢项目主要应用于炼化、合成甲醇和交通请务必阅读正文之后的免责条款部分6of27行业专题研究数据来源：中国氢能联盟数据来源：中国氢能联盟2.2.23年PEM+ALK电解槽招标超过3GW碱性电解槽是装机主力，2023年中标量CR3达到50%。2023年已落地投运的项目合计装机量654MW，其中碱性电解槽装机624MW，占比95%，PEM电解槽装机30MW，占比5%。从中标情况来看，2023全年累计中标规模达到1055.5MW，碱性电解槽占比92.8%，PEM电解槽占比7.2%。从中标企业活跃度来看，中标量前三的企业分别是派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能，中标量分别为211.5、163、157MW，CR3达到50%。图4：2023年电解槽企业中标量CR3达到50%数据来源：香橙会中能建是行业内主要的绿氢EPC项目业主方，其招标项目具有一定代表性。从2023年12月中能建打包招标情况来看，进入中能建短名单的企业中，ALK电解槽标段共11家企业入围，PEM电解槽标段有5家企业入围。碱性电解槽最低中标价为125.5万元/MW，PEM电解槽最低中标价为580.0万元/MW；碱性电解槽平均中标价136.5万元/MW，PEM电解槽平均中标价为755.8万元/MW，约为碱性电解槽的5.5倍。从中标候选人来看，电解槽供应商主要是传统老牌供应商、可再生能源龙头公司以及新进入该领域的新秀，电解槽供应商的百家争鸣局面有利于促进行业充分竞争，为绿氢制备提供更具性价比的解决方案。(1)老牌供应商：天津大陆、中船派瑞氢能、考克利尔竞立、康明斯；请务必阅读正文之后的免责条款部分7of27行业专题研究(2)可再生能源龙头公司：阳光氢能、隆基氢能、华光环能、天合元氢；(3)新秀：广东盛氢（昇辉新能源）、双良节能、氢器时代、京电设备、长春绿动、氢辉能源。表4：中国能建2023年制氢设备采购中标候选人公示序号公司名称投标报价（万元）单价（万元/套）ALK电解槽1000Nm3/h，5MW627.60687.901阳光氢能科技有限公司69036.00718.00649.352天津市大陆制氢设备有限公司75669.00648.00706.123中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司78980.00726.00711.504广东盛氢制氢设备有限公司71428.78700.00655.785无锡华光环保能源集团股份有限公司71280.00680.006考科利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司77674.11898.00872.207西安隆基氢能科技有限公司79860.00750.00678.768江苏双良新能源装备有限公司78265.00580.009上海氢器时代科技有限公司77000.0010江苏天合元氢科技有限公司72136.1011北京电力设备总厂有限公司74800.20PEM电解槽200Nm3/h，1MW1康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司134702长春绿动氢能科技有限公司130833氢辉能源（深圳）有限公司112504阳光氢能科技有限公司10181.45上海氢器时代科技有限公司8700数据来源：中能建招标平台、国泰君安证券研究预计2024-2025年电解槽出货翻倍增长。国内氢能产业尤其是绿氢的发展空间得到了进一步拓展，经过前期的招标以及小规模的建设运营，EPC项目业主积累了经验，在2024年电解槽制造企业将面临更大的市场需求和商业机会。预计24年需求3GW，25年电解槽需求6GW，均为同比翻倍增长，电解槽出货进入快速落地期。图5：预计24-25年电解槽需求量翻倍增长100.0PEM电解槽需求（GW）80.019.060.040.010.05.062.035.020.00.00.71.53.06.09.614.422.0数据来源：高工氢能、国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分8of27行业专题研究2.3.电解槽出货加快，规模化生产成本将较快下降2023年全球绿氢产业爆发，电解水制氢设备需求猛增。2022年全球主要厂商电解槽名义总产能超过20GW，2023年大幅增长至58GW，同比增长超150%。海外地区电解槽产能增长集中在欧美厂商。2022年海外主要厂商产能多在1GW以内，2023年超70%厂商扩产至超过1GW。7家公布2024年及以后产能规划的企业产能合计26.8GW，同比2023年的9.2GW增长191%。表5：2023年全球电解槽名义产能58GW，头部厂商以PEM路线为主序号技术路线国家企业2022年产能2023年产能2024年以后产能(GW)（GW）（GW）碱性、挪威5.51PEMNEL0.60.65-2碱性德国蒂森克虏伯11.5813碱性挪威HydrogenPro0.31.31.334碱性比利时考克利尔集团12.5-55碱性德国Sunfire0.20.5-6碱性法国McPhy0.10.37PEM德国西门子0.31.38PEM美国普拉格139PEM英国ITM12.510PEM美国康明斯0.61.6数据来源：GGII，国泰君安证券研究2023年国内电解槽名义产能扩张至38GW，头部厂商积极扩产竞争市场份额。国内电解水制氢设备厂商名义产能（含规划2023年底建成产能）达到38GW，同比2022年新增23GW以上。从技术路线来看，碱性制氢是国内绝对主流，产能占比超过93%。根据主流厂商规划，到2025年国内电解水制氢设备总产能有望超过65GW。1月，阳光氢能智能制造工厂开工，预计建成后产能达到3GW；6月天津大陆厂房奠基，建成后产能可达320台套（约1.6GW）。部分厂商产能已公开规划至2025年，如隆基氢能提出2025年总产能规划为5-10GW，派瑞氢能2025年总产能规划为6GW。图6：2023年底中国头部电解槽厂商积极扩产(GW)数据来源：GGII、国泰君安证券研究9of27请务必阅读正文之后的免责条款部分行业专题研究2.4.碱性电解槽仍有降本增效空间系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。目前碱性电解槽成本在1500元/kW，未来系统成本有望降至800元/kW，在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。表5：碱性电解槽仍有降本增效空间碱性电解槽目前目标重点研究方向影响（2023）（2030）4-5隔膜、催化剂提升电解效率约10%以上，意味着额定电流密度（A/cm2）1-2<1.7催化剂单位时间内可制造更多氢气实现均>90隔膜、框架、装置部件摊成本下降电压范围（V）1.4-3>70催化剂、温度10电极提升氢气纯度至99.9999%以上从而工作温度（℃）70-903万电极降低单位制氢成本>7隔膜、框架系统效率（%）50-60>99.9999隔膜提升与可再生能源的适配性5-300隔膜单体功率（MW）5<30绝缘设计延长设备使用时间4万小时左右从<42隔膜、催化剂而降低折旧成本电极面积（cm2）1-3万10万h电极电解压力（Mpa）3.2氢气纯度（%）99.5-99.9负载范围15-100冷启动时间(min)<50能耗（kWh/kgH2）47-66系统寿命6万h电解系统成本（元/kW）1500800数据来源：高工氢能、IRENA、《电解水制氢成本分析》、国泰君安证券研究碱性电解槽制氢成本仍有63.5%的降本空间。1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万元和150万元建设，折旧期分别为10年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3。而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本为0.96元/Nm3。电耗成本和固定成本均摊分别将下降78.0%和79.5%，单位制氢成本下降63.5%。图8：远期随着碱性电解槽寿命及产氢量增加，电耗成本将占比82.7%数据来源：IRENA、《电解水制氢成本分析》、国泰君安证券研究10of27请务必阅读正文之后的免责条款部分行业专题研究表6：远期碱性电解槽制氢成本比现阶段下降约63.5%成本构成碱性电解槽碱性电解槽（2023年）（2030年）电解槽（1000Nm3/h，万元）750400折旧年限（年）1010土建和设备安装150150折旧年限（年）2020单位水耗（吨）0.0010.001水费（元/吨）55单位能耗（kWh/Nm3）54工业用电价格（元/kWh）0.40.2工作时长（h）20006000年制氢量（万Nm3）200600人工和维护费用（万元）4040成本结构折旧成本（元/Nm3）0.410.08原料成本（元/Nm3）0.010.01人工运维成本（元/Nm3）0.200.07电耗成本（元/Nm3）2.000.80单位体积氢气成本（元/Nm3）2.620.96单位质量氢气成本（元/kg）29.4710.74数据来源：IRENA、《电解水制氢成本分析》、国泰君安证券研究2.5.绿氢制备成本随电价波动较大煤制氢和天然气制氢的原材料成本均占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。图9：煤制氢原料成本占比75%数据来源：《中国CCUS技术发展趋势分析》，中国氢能发展报告2020，国泰君安证券研究表7：化石燃料制氢成本在10.8-14.7元/kg之间，叠加碳排成本上升至15.6-17.0元/kg请务必阅读正文之后的免责条款部分11of27行业专题研究煤炭价格（元/吨）2004006008001000煤制氢成本（元/kgH2）6.88.19.510.812.1碳排（kgCO2e/kgH2）19.919.919.919.919.9叠加CCUS成本11.512.814.215.516.9（元/kgH2）叠加碳税的制氢成本11.612.914.215.616.9（碳价55元/t，元/kgH2）天然气价格（元/Nm3）12345煤制氢成本（元/kgH2）7.210.914.718.422.1碳排（kgCO2e/kgH2）9.59.59.59.59.5叠加CCUS成本9.413.216.920.724.4（元/kgH2）叠加碳税的制氢成本9.513.217.020.724.4（碳价55元/t，元/kgH2）数据来源：高工氢能、IRENA、《电解水制氢成本分析》、国泰君安证券研究。注：煤制氢碳排放为19.94kgCO2e/kgH2,假设CCUS封存CO2的量为18.94kg/kgH2，碳排放为1kg/kgH2；天然气制氢碳排放为9.5kgCO2e/kgH2,假设CCUS封存CO2的量为9.0kg/kgH2，碳排放为0.5kg/kgH2；当电价低于0.25元/kWh时绿氢具备成本优势。随着电价降低，绿氢制备成本的下降趋势明显，分别与灰氢、蓝氢相比，当电价分别低于0.15元/kWh和0.25元/kWh时，绿氢具备成本优势，制氢成本分别为9.89元/kgH2和15.27元/kgH2。表8：碱性电解槽设备及电价敏感性分析制氢成本（元/kg）电价（元/kWh）0.10.150.20.250.30.350.40.523.1928.575007.079.7512.4415.1317.8220.5123.3328.7123.4728.856007.219.8912.5815.2717.9620.6523.6128.9923.7529.13设备费用7007.3510.0312.7215.4118.1020.7923.8929.2724.1729.55（万元）8007.4910.1712.8615.5518.2420.939007.6310.3113.0015.6918.3821.0710007.7710.4513.1415.8318.5221.2112008.0510.7313.4216.1118.8021.49数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》、车百智库、IRENA、国泰君安证券研究绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。化石燃料制氢原材料对制氢成本影响较大，工业副产氢原料差异对制氢成本影响较大。化石燃料制氢的成本结构中原料成本占据约75%，原材料价格波动对制氢成本影响较大。当煤价为200和1000元/吨时，对应请务必阅读正文之后的免责条款部分12of27行业专题研究的煤制氢成本分别为6.77和12.14元/kg；当天然气价格为1和5元/Nm3时，对应的天然气制氢成本分别为7.2和22.1元/kg。工业副产氢中因工业副产物的不同而有较大差异，其中焦炉气副产氢的成本较低，约为14元/kg，而合成氨合成甲醇副产氢的成本较高，约为22元/kg。图10：绿氢制备降本空间大（元/kg）数据来源：《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》、车百智库、IRENA、国泰君安证券研究2.6.全球在建绿氢项目14.1GW，重视中东市场全球储备绿氢项目规模迅速扩大,以ALK和PEM电解槽搭配建设为主。根据IEA，截至2023年10月底，全球已投产绿氢项目电解槽装机1106MW，其中ALK项目占比71%，PEM电解槽项目占比20%，其他（以ALK+PEM为主）项目占比9%；在建项目共14.1GW，其中ALK项目占比35%，PEM占比17%，其他类项目占比48%；可研项目共275GW，其中ALK占比3%，PEM占比5%，其他占比92%。全球范围内，规划项目中主要以ALK和PEM电解槽搭配建设使用为主。表9：2023年绿氢已投产项目1.1GW，在建项目14.1GW已投产项目（MW）在建项目（MW）可研项目（MW）ALKPEM其他ALKPEM其他ALKPEM其他52825109427025654474中国3925中国2296085005中国11698036美国123257332加拿大0美国3635美国31546248加拿大88105加拿大19澳大利亚澳大利340澳大利亚473200838960亚1050283230372日本1020日本1日本英国151英国62020英国590印度256印度31129印度120法国453法国1420147法国642301奥地利482奥地利1221奥地利请务必阅读正文之后的免责条款部分13of27行业专题研究意大利3意大利7意大利655546荷兰114荷兰200108荷兰3001698351比利时010比利时3比利时76100620瑞士152瑞士1300705瑞士254197全球78922394全球492724056758全球785215043252785占比71%20%9%占比35%17%48%占比3%5%92%数据来源：IEA（数据截至2023.10.31）、国泰君安证券研究中东六国规划绿氢产量706.7万吨，电解槽装机超150GW。目前中东绿氢项目规划已达到90个，其中埃及和阿曼总量和增量较大，阿联酋也有一定的规划项目。中东地区电解槽需求旺盛，我们认为随着国内电解槽厂商规模化生产，在大型项目上不断积累运营经验，电解槽出海将会成为企业端的又一增长极，应重视电解槽出海落地节奏快的公司。表10：中东规划电解槽装机超150GW国家绿氢规划（万吨/年）装机功率（GW）投产时间2032年阿曼95.822.8部分2025年2030摩洛哥1933120302025阿联酋21~3.82023埃及369.5~87.9沙特21.94巴基斯坦5.51.2数据来源：IEA（数据截至2023.10.31）、国泰君安证券研究图11：中东绿氢项目规划分布3028截至2022年10月25截至2023年10月2016171915141110683555225111011120数据来源：IEA（数据截至2023.10.31）、国泰君安证券研究3.临近规划年限，燃料汽车有望提速3.1.氢燃料汽车产销显著增长，市场潜力亟待爆发氢燃料汽车产销显著增长，市场潜力亟待爆发。2023年12月，燃料电池汽车产量1298辆、销量1512辆，分别同比+98.8%、+149.1%，环比+100.6%、+109.7%，燃料电池汽车产销呈现高增速。请务必阅读正文之后的免责条款部分14of27行业专题研究2023全年氢燃料电池汽车产销量分别为5232、5534辆，同比增长分别为44.2%、64.4%。随着氢燃料电池汽车示范城市群政策持续实施及非城市群政策积极跟进，氢燃料电池汽车将实现稳步增长。图12：2023年12月燃料电池汽车销量1512辆图13：2023年燃料电池汽车累计销量5534辆16001512600055341400523250001200955400010007213000800600478423471200040030327717720016314100040001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20162017201820192020202120222023产量销量20222023数据来源：中汽协、国泰君安证券研究3.2.2023年燃料电池系统装机量中亿华通遥遥领先亿华通12月装机第一。2023年12月，亿华通装机量第一，超55MW，环比增长86%，占比26.2%；潍柴动力和国电投装机量分别为第二、第三，装机占比为20.6%和7.7%。亿华通2023年全年累计装机第一。2023年1-12月，亿华通累计装机量第一，158MW，占比22.2%；捷氢科技累计装机量第二73MW，占比10.2%；重塑能源紧随其后，装机量72MW，占比10.1%。图14：2023年12月燃料电池系统装机量亿华通领先图15：2023年燃料电池系统装机量亿华通遥遥领先数据来源：工信部、国泰君安证券研究3.3.23-30年燃料电池电堆及系统市场规模CAGR超75%请务必阅读正文之后的免责条款部分15of27行业专题研究2017-2022年，中国燃料电池电堆市场规模按出货量计由49.6MW增至716.6MW，CAGR达70.6%。根据弗若斯沙利文预测，受燃料电池汽车示范城市群的建立和持续性的技术突破等因素驱动，中国氢燃料电池产业将迎来一个快速增长期，2023-2030年，中国燃料电池电堆市场规模由1966.3MW增至100229.8MW，CAGR达75.4%。2017-2022年，中国燃料电池系统市场规模按出货量计由38.6MW增至602.8MW，CAGR达73.3%。根据弗若斯沙利文预测，受燃料电池汽车行业及其他新兴应用场景的快速发展所推动，预计2023-2030年，中国燃料电池系统市场规模由1589.6MW增至83367.2MW，CAGR达76.1%。图16：燃料电池电堆出货量（MW）图17：燃料电池电堆出货量预测（MW）800716.6120000100000700CAGR=75.4%100229.8CAGR=70.6%600522.3500800004006000030040000200199.3182.610049.674.22000010308.1002017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E数据来源：弗若斯沙利文、国泰君安证券研究图18：燃料电池系统出货量（MW）图19：燃料电池系统出货量预测（MW）7009000083367.2602.880000700006006000050000500CAGR=73.3%405.740000CAGR=76.1%400300002000030010000200155.6142.1010038.658.78403.22023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E0201720182019202020212022数据来源：弗若斯沙利文、国泰君安证券研究燃料电池电堆2030年有望下降至660元/千瓦。中国氢燃料电池电堆平均价格从2017年的10500元/千瓦下降至2022年的2000元/千瓦，CAGR-28.2%，下降较快。随着政策支持和技术的进一步突破，预计2026年平均价格下降至980元/千瓦，2030年下降至660元/千瓦。燃料电池系统2030年有望下降至1400元/千瓦。燃料电池电堆价格的下降带动了燃料电池系统价格的下降，从2017年的16400元/千瓦下降至2022年4800元/千瓦，CAGR-21.8%。在技术突破和生产规模化推动下，请务必阅读正文之后的免责条款部分16of27行业专题研究预计2026年平均价格下降至2100元/千瓦，2030年下降至1400元/千瓦。图20：中国氢燃料电池电堆/系统价格下降较快（千元/千瓦）1210.501816.4010167.801412.3081210.50109.3065.504.108465.104.8043.903.1022.402.001.731.451.601.400.740.662002017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E数据来源：弗若斯沙利文、国泰君安证券研究3.4.燃料电池重卡在全生命周期成本具备经济性全生命周期视角下燃料电池汽车成本制约经济性。根据氢燃料电池汽车、纯电动汽车和传统燃油汽车的购置成本、政府补贴、燃料成本等相关数据，测算三类车型在高运行里程下的全生命周期成本。关键假设包括：(1)在高运行里程下汽车报废残值回收按5%计算，车辆使用年限为6年。(2)氢气价格按35元/kg计算，商用车电价按1.15元/kWh，油价按7.25元/kg计算。(3)燃料电池汽车补贴采用国补、市补和区补三重补贴形式计算，且补贴比例为1:1:1表11：高运行里程下，燃料电池轻卡和重卡与最为经济性的技术路线仍有差距客车卡车乘用车10.5m公交11m客车8.5m客车4.5t厢式运49t牵引车18t清扫车车输车11124018000运行里程（km/年）2400067680676806768011124028.664.1244.3247.0购置成本（万元）35.7128.7114.4116.834.87.16.374.996.560.552.5379.2365.7运维成本（万元）4.59.09.58.03.9303.6325.1245.9277.0212.5126.6303.6325.1燃料回收残值（万元）4.4228.8251.8198.197.8265.8304.880.0121.0电池总成本-无补助87.1143.6145.84.06.1汽车总成本-国补70.0总成本-二重补助52.9211.7226.6183.797.8总成本-三重补助35.8194.6201.4169.383.4纯电购置成本（万元）22.070.080.060.021.0车运维成本（万元）4.444.056.735.430.6回收残值（万元）1.13.54.03.01.1请务必阅读正文之后的免责条款部分17of27行业专题研究总成本25.3110.5132.792.450.5219.6260.7传统购置成本（万元）17.642.945.131.916.546.719.4燃油运维成本（万元）13.570.871.063.576.7196.1179.3车回收残值（万元）0.82.02.11.50.62.30.9总成本30.3111.8114.193.992.6240.5197.8数据来源：《中国新能源汽车大数据研究报告（2022）》、《新能源汽车推广应用推荐车型目录》、《全国氢燃料电池汽车示范城市群车辆统计与分析报告》、《燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系》，国泰君安证券研究高运行里程下氢气价格低于30元/kg时燃料重卡具有经济性优势。在高运行里程下，不考虑补贴时，燃料电池汽车难以与其他类型汽车竞争。考虑补贴时，燃料电池乘用车、客车和18t洗扫车的全生命周期成本与其他两种技术路线相比，其全生命周期成本较高，差额较大。而在三重补贴下，燃料电池轻卡和重卡与最为经济性的技术路线相比相差不大。且当氢气价格下降至30元/kg时，燃料电池重卡经济性优于燃油重卡，当氢气价格下降至25元/kg时，燃料电池重卡经济性优于纯电重卡，属于经济性最佳选择。图21：高里程运行下氢气价格低于30元/kg时燃料电池重卡经济性明显数据来源：国泰君安证券研究氢价在全国生产侧和消费侧均呈现下降趋势。2023年中国氢价生产侧指数有所下降，全国平均水平从2023年初的34.4元/公斤下降至33.3元/公斤，其中燃料电池城市群价格略有下降，非燃料电池汽车示范城市群价格保持不变，为32.8元/公斤。消费侧指数有所下降，全国平均水平从2023年初的58.3元/公斤下降至57.0元/公斤，其中燃料电池城市群价格由的52.0元/公斤下降至51.0元/公斤，非燃料电池汽车示范城市群价格保持不变，为70.3元/公斤。图22：燃料电池汽车全国生产侧高纯氢价格走势不断下降（元/kg）请务必阅读正文之后的免责条款部分18of27行业专题研究数据来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究图23：燃料电池汽车全国消费侧高纯氢价格走势（元/kg）数据来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究示范城市群生产侧和消费侧氢价均呈现下降趋势，其中河北城市群价格最低。2023年，示范城市群中国氢价生产侧指数有所下降，平均水平从2023年初的35.6元/公斤下降至34.0元/公斤，其中河南城市群制氢成本最低为22.2元/公斤，河北城市群生产成本下降最多，从23年初的35.6元/kg下降至26.7元/kg。示范城市群消费侧指数变化幅度不大，其中河北城市群氢价最低为31.1元/kg，广东城市群价格由62.8/kg下降至61.1元/kg。图24：燃料电池汽车示范城市群生产侧高纯氢价格走势不断下降（元/kg）请务必阅读正文之后的免责条款部分19of27行业专题研究数据来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究图25：燃料电池汽车示范城市群消费侧高纯氢价格走势（元/kg）数据来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究4.加氢站超前布局，多种储运路径各有千秋4.1.加氢站数量渐起，叠加掺氢管道投运利于培育终端用氢市场基础设施不断完善，掺氢纯氢管道不断延伸。9月13日全国首个城燃-氢能制储掺输分用一体化示范项目在浙能集团所辖平湖市天然气公司门站建成投运，设计天然气掺氢比例30%。纯氢管道再度延伸，张家口市康保-曹妃甸氢气长输管道项目备案，中国石化乌兰察布至北京管道延长，纯氢管道总长度达到1868公里。表12：掺氢管道投运利于培育终端用氢市场类型主体单位阶段设计掺氢比例掺氢规模30%600万Nm³/h（掺氢）城燃浙能集团投产6-20%长输+城燃宁夏国有资本运营集团公司设计一期3%长输国家石油天然气官网集团科学研究规划总院分公司请务必阅读正文之后的免责条款部分20of27城燃乌海凯洁燃气有限责任公司施工（2023预计投产）5-20%行业专题研究城燃张家口鸿华清洁能源科技有限公司施工（2023预计投产）0-20%30000Nm³/h（掺氢）城燃上海飞奥燃气设备有限公司设计5-20%440万Nm³/h（氢气）城燃中国石油天然气管道工程公司可研（2024）15.50%470000Nm³/h（掺氢）电解水制氢城燃隆圣峰天然气有限公司设计5-20%5-20%80-500Nm³/天（氢气）城燃四川博能燃气股份有限公司设计5-20%1500Nm³/h（氢气）5-20%城燃深圳燃气集团股份有限公司设计5%4000万Nm³/年15-30%3.93亿Nm³/年（输气）城燃长岭县长润风电有限公司施工0-30%5-15%城燃陕煤线掺氢可行性示范项目规划城燃中国重燃示范（2022）城燃昆仑氢能有限公司规划（2024年底）长输+城燃内蒙古西部天热气股份有限公司设计（2024）数据来源：国家电投、公司官网、国泰君安证券研究中国加氢站数量全球第一。截至2023年，中国加氢站累计建成407座，新建62座。其中以综合能源站为主，占比58%。图26：中国加氢站累计数量（座）450新建累计4074003453503002452502001371081001501007859624450668142034020162017201820192020202120222023数据来源：香橙会、国泰君安证券研究撬装/固定式加氢站双路线布局，满足不同场景用氢需求。撬装式加氢站更为灵活，具有模块化、集成化特点，适宜应用在加油站、环卫厂区、物流园区等场景。图27：撬装/固定式加氢站双路线布局（座）图28：加氢站较为集中于五大示范区请务必阅读正文之后的免责条款部分21of27200173行业专题研究数据来源：氢界、国泰君安证券研究180149160140120961017183100固定8046003140200撬装固定撬装在运营已建成未运营20222023数据来源：氢界、国泰君安证券研究政策与经济考量下加氢站布局较为集中于五大示范区。加氢站布局主要位于五大城市示范区，其余地区加氢站分布较为均匀，主要分布于高速公路沿线。近年来加氢站多在上下游产业链有基础、地方产业扶持有力度、商用车示范易落地的区域，依托原加油/气站网络选址，降低建站成本。图29：2023年我国在运营加氢站分布数据来源：氢界中石化、厚普、舜华等企业在氢能产业及加氢站建设方面也积极布局，成为我国加氢站的建设巨头。其中中石化拥有加氢站数量居于全球首位，致力于打造中国第一氢能公司。我国运营加氢站中35Mpa压力等级占比86%，加注能力在500-1000kg/d的加氢站占比过半。国外普遍采用70Mpa或35/70Mpa兼容压力等级的加氢站,国内受制于技术条件仍以35Mpa加氢站为主，不过在运营的加注能力在500-1000kg/d加氢站占比过半，大于1000kg/d的加氢站占比38%。请务必阅读正文之后的免责条款部分22of27行业专题研究图30：主要企业参与建设加氢站比例国家能源集团,5中石油,35中石化,104氢枫能源,42上海舜华,70厚普股份,78数据来源：企业官网、年报、国泰君安证券研究图31：运营加氢站中加注能力500-1000kg/d占比过半图32：在运营加氢站压力等级以35Mpa为主数据来源：氢界数据来源：氢界4.2.六种氢储运路径竞相落地，远近长短各有千秋六种氢储运路径有着各自的优势，分别适用于各种氢能储运场景。高压气态储运是目前应用最广泛的储氢方式，能耗相对小、储存成本低且初期泛用性强；但安全性较低、需要高压密封容器且远距离成本较高。低温液态储运多用于航空领域，能量密度高、运输效率高，适用于中远距离输送；但需要极低温度条件，储存成本较高。有机液态输运和固态储运理想情况下安全高效；但对材料性能要求很高，是未来的发展方向，现今成本较高。纯氢管道输氢管道成本低、能耗小，可实现氢能大规模可持续的长距离输送，是未来氢能大规模利用的必然发展趋势；但由于管道铺设难度大，一次性投资成本很高。而掺氢管道输氢初期投资较少，在初期是进行大规模、长距离氢气输送最为有效手段之一；但需要进一步完善其与天然气管路的相容性、适应性和安全性。请务必阅读正文之后的免责条款部分23of27行业专题研究图36：高压气态长管拖车输氢经济性分析图37：液态输氢经济性分析数据来源：九派资本、国泰君安证券研究数据来源：九派资本、国泰君安证券研究图38：有机液态输氢经济性分析图39：固态储氢输氢经济性分析数据来源：九派资本、国泰君安证券研究数据来源：九派资本、国泰君安证券研究图40：纯氢管道输氢经济性分析图41：掺氢管道输氢经济性分析数据来源：九派资本、国泰君安证券研究。注：掺氢管道改造成本为350万元/百公里，掺氢比例20%，年输氢量10万吨；管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的8%计算；氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；管道寿命20年，按直线法折旧；终端分离成本为3元/kg。管道输氢在短距离、长距离均具有储运经济性。在低于200km的输氢范围内，运输氢气的经济性从高到低分别为：纯氢管道>高压气态>掺氢管道>液态储氢>固态镁基；在200-450km范围内，运输氢气的经济性从高到低分别为：纯氢管道>掺氢管道>液态储氢>高压气态>固态镁基；在大请务必阅读正文之后的免责条款部分24of27行业专题研究于450km的运输范围内，运输氢气的经济性从高到低分别为：纯氢管道>掺氢管道>液态储氢>固态镁基>高压气态。图42：管道输氢最具经济性（元/kg）数据来源：国泰君安证券研究5.投资建议我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低，绿氢成长空间将进一步打开。伴随绿氢制备及应用起量，将带动相关系统配套商出货。1）依托集团资源带来业务订单的公司将最先受益，受益标的石化机械、华电重工、华光环能、兰石重装；2）具备核心技术支撑，快速匹配市场需求的公司，推荐标的科威尔，受益标的中材科技、中复神鹰、冰轮环境。表13：投资建议公司公司股价(元)每股收益(元)市盈率(X)投资代码名称2022A2023E2022A2023E评级2024E2025E2024E2025E增持0.93-688551科威尔60.000.781.361.792.462.2142.5032.2926.38-0.32-000852石化机械7.070.060.110.180.2599.6556.9236.079.59-17.75-601226华电重工7.510.270.320.390.4520.9721.1317.336.15-30.46-600475华光环能11.140.780.881.011.1610.8712.6110.9910.06603169兰石重装5.410.130.190.260.3547.0731.8623.73002080中材科技14.722.091.612.012.529.909.617.71688295中复神鹰26.340.690.520.721.0162.3959.0642.43000811冰轮环境12.580.570.901.121.3719.2215.2612.27数据来源：Wind、国泰君安证券研究。注：取自2024.1.19收盘价，石化机械以下来自Wind一致预期6.风险提示1)政策落地不及预期。氢能政策是推动产业发展的重要驱动力，若氢能政策落地不及预期，将会影响产业发展。请务必阅读正文之后的免责条款部分25of27行业专题研究2)制氢降本不及预期。目前绿氢制备成本仍相对较高，倘若电价、设备等环节的降本不及预期，绿氢项目落地不及预期，将会制约绿氢的发展。3)氢气储运发展不及预期。储运是沟通上游制氢以及下游用氢的关键环节，当前氢气储运的成本相对较高，倘若管网输氢等大容量长距离的氢气运输方式发展不及预期，将会制约氢能产业发展。请务必阅读正文之后的免责条款部分26of27行业专题研究本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者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，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明股票投资评级评级说明行业投资评级增持相对沪深300指数涨幅15%以上1.投资建议的比较标准谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%～15%之间投资评级分为股票评级和行业评级。中性相对沪深300指数涨幅介于-5%～5%以报告发布后的12个月内的市场表现为减持相对沪深300指数下跌5%以上比较标准，报告发布日后的12个月内的增持明显强于沪深300指数公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同中性基本与沪深300指数持平期的沪深300指数涨跌幅为基准。减持明显弱于沪深300指数2.投资建议的评级标准报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。国泰君安证券研究所上海深圳北京地址上海市静安区新闸路669号博华广深圳市福田区益田路6003号荣超商北京市西城区金融大街甲9号金融务中心B栋27层街中心南楼18层场20层518026100032（0755）23976888（010）83939888邮编200041电话（021）38676666E-mail：gtjaresearch@gtjas.com请务必阅读正文之后的免责条款部分27of27