证券研究报告请务必阅读正文之后第32页起的免责条款和声明iy风光无限好，绿氢布局时电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28中信证券研究部核心观点华鹏伟电力设备与新能源行业首席分析师S1010521010007祖国鹏氢能行业首席分析师S1010512080004林劼电力设备与新能源分析师S1010519040001在全球双碳转型和欧美碳关税贸易保护政策的驱动下，各行业减碳节奏加快，叠加新能源消纳储能需求，绿氢产业高速成长周期应势开启，全产业链进入景气区间。在此背景下，我们判断新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推荐隆基绿能和双良节能，建议关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。同时在关键材料和零部件国产化环节持续突破，解决行业发展痛点的公司也有望享受绿氢产业红利，建议关注京城股份、科威尔等。▍绿氢应势而起，需求驱动开启增长周期。绿氢利用光伏、风电等可再生能源发电通过电解水技术制氢，绿氢具有清洁环保、灵活高效以及应用场景丰富等优点，将是未来氢能主体。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业包括工业、交通、建筑、电力脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的优势，可作为工业原料和燃料应用于各场景，需求空间极大。我们预计2025/2030年全球氢气需求量1.1/1.8亿吨，全球绿氢需求空间为245/6120万吨，2021-2025年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速（CAGR）分别为89.5%/77.8%，2021-2030年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速分别为90.0%/76.9%。此外叠加新能源装机加速，零边际成本的新能源电力的消纳和储能需求进一步驱动绿氢的发展，预计全球绿氢产业将开启增长周期。▍政策支持日趋完善，绿氢项目渐成规模。出于环境保护、能源安全和经济效益三个维度考虑，全球主要经济体大力支持本国绿氢产业发展，纷纷出台国家氢能发展规划和支持补贴政策。其中欧盟2022年5月“REpowerEU”计划明确2030年本土产绿氢1000万吨及进口1000万吨目标；美国IRA法案要求提升绿氢经济性；我国2022年3月《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》明确氢能产业的发展定位、量化目标和应用方向等。在政策鼓励和补贴支持下，欧洲能源企业大举布局，规划项目年制氢产能达700万吨，美国能源公司集中在加州及德州规划布局多项绿氢项目，预计2023-2024年开始建设，计划于2024-2026年逐步投产；我国能源公司也纷纷布局风光一体化绿氢耦合项目。截至2023年2月，我国规划年产绿氢超过2万吨的大规模绿氢示范项目近20个，预计2023-2025年全球绿氢项目密集开建。▍技术迭代解决痛点，电解制绿氢经济性提升。目前从技术层面划分，电解水制绿氢主要分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。由于阴离子交换膜电解水制氢技术和固体氧化物电解水制氢技术处初期阶段，因此目前主流的电解水技术为碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM）。绿氢制备成本下降路径清晰，核心降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、自动化等方式降本。此外伴随着行业痛点包括设备成本高、核心材料国产化不足、储运技术难在技术迭代过程中逐步克服，电解制氢的经济性有望进一步提升。叠加可再生能源电力成本下降、综合能效提升的因素，我们测算2030年AWE和PEM电解水制氢技术将具备高经济性。电力设备及新能源行业评级强于大市（首次）电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明2▍风险因素：产业支持政策落地低于预期；可再生能源装机规模不及预期；新能源发电成本下降不及预期；关键技术突破不及预期。▍投资策略:在需求空间释放、政策支持有效落地以及产业链协同降本的基础上，2023年绿氢产业化有望高速开启。伴随新能源装机规模高增和发电成本下降，绿氢招标初具规模以及技术降本不断推进，我们看好绿氢产业的快速发展。建议关注两条投资主线：一、新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推荐隆基绿能和双良节能，关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。二、在关键材料和零部件国产化环节持续深耕，解决行业发展痛点的公司也有望享受产业红利，关注京城股份、科威尔等。给予绿氢行业“强于大市”评级。重点公司盈利预测、估值及投资评级简称代码收盘价EPSPE评级2122E23E24E2122E23E24E隆基绿能601012.SH40.291.202.042.573.2634201612买入双良节能600481.SH15.180.170.541.221.698928129买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年3月27日收盘价XVAZwPrMtQrQtNoNqNsNmNaQaO6MsQqQpNoNlOqQnOeRsQzRaQmNqMNZnOwOxNnPtO电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明3目录双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求..........................................................6绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择..........................................................6需求：行业脱碳打开增量空间，新能源消纳助力绿氢发展...............................................7空间测算：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大........................................................10发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰....................................................11项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进.....................................................11技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳........................................................14经济性分析：设备、电耗+能效，三重因素促降本..........................................................17行业痛点：全周期成本亟须下降，关键技术期待突破....................................................21痛点一：相比化石能源制氢，绿氢制备仍需降本............................................................21痛点二：质子交换膜壁垒高，进口依赖程度大................................................................23痛点三：氢气储运难度大，高端气瓶国外领先................................................................23产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局............................................................25海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛...................................................................25中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现................................................................28风险因素.........................................................................................................................30投资策略.........................................................................................................................30电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明4插图目录图1：全球终端能源消费占比............................................................................................6图2：氢能按制取方式分为灰氢、蓝氢和绿氢..................................................................7图3：不同制氢方式碳排放量（kgCO2/kgH2）比较........................................................7图4：2021年各国碳排放量占比......................................................................................7图5：2015-2021年中国能源消费结构占比......................................................................7图6：2020年我国二氧化碳排放分布情况........................................................................8图7：2020年我国氢气利用结构......................................................................................8图8：2019-2060E我国能源装机结构..............................................................................9图9：2019-2060E我国发电量结构..................................................................................9图10：光伏发电制氢系统结构图......................................................................................9图11：风力发电制氢系统结构图......................................................................................9图12：氢能中长期发展规划要点....................................................................................13图13：可再生能源制氢及上下游产业链.........................................................................14图14：碱性电解池与质子交换膜电解池工作机理对比...................................................15图15：两种电解水技术对于可再生能源波动性的负载范围和启动时间对比...................17图16：可再生能源波动性对于两种制氢路线平准化成本的影响.....................................17图17：碱性电解水电解槽系统成本组成.........................................................................17图18：碱性电解水制氢生产成本分项占比.....................................................................17图19：近年弃风弃光电力规模........................................................................................19图20：风电光伏降本带来电解水制氢的经济性..............................................................19图21：绿氢成本构成预测...............................................................................................21图22：未来制氢成本降低要素分解................................................................................21图23：全球全氟磺酸树脂质子交换膜的主要玩家...........................................................23图24：国内外不同规格质子交换膜产品售价对比...........................................................23图25：不同类型的高压气态储氢瓶对比.........................................................................24图26：海外氢能产业链各环节相关企业梳理..................................................................25图27：Nel近年营业收入................................................................................................26图28：Mcphy近年营业收入..........................................................................................26图29：Enapter近年营业收入........................................................................................26图30：ITMPower近年营业收入....................................................................................26图31：Nel近年在手订单................................................................................................27图32：Mcphy近年在手订单..........................................................................................27图33：Enapter近年在手订单........................................................................................27图34：ITMPower近年在手订单....................................................................................27图35：中国氢能产业链各环节相关企业梳理..................................................................28电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明5表格目录表1：欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案......................................................................8表2：全球绿氢需求空间测算..........................................................................................10表3：全球主要国家氢能产业规划目标...........................................................................11表4：欧洲能源公司绿氢项目梳理..................................................................................12表5：美国绿氢规划项目.................................................................................................12表6：国内地方政府氢能支持政策..................................................................................13表7：国内已开放试点示范运行的绿氢耦合和风光氢储一体化绿氢项目（年产2万吨以上）........................................................................................................................................13表8：碱性水解和质子交换膜电解水技术路线总结比较..................................................15表9：国内目前已投运的大型绿氢项目...........................................................................16表10：2023年1-2月已确定开标的大规模绿氢项目.....................................................16表11：不同电解槽技术的关键技术及经济性指标现状和2050年目标...........................18表12：AWE和PEM电解水系统制氢成本测算..............................................................18表13：在2000h固定年运营时间下，不同电价和碱性电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析..........................................................................................................................20表14：在2000h固定年运营时间下，不同电价和质子交换膜电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析...............................................................................................................20表15：AWE和PEM电解水制氢技术转化效率和市场占比发展评估.............................20表16：几种制氢工艺的成本对比....................................................................................21表17：不同电解水制氢成本测算....................................................................................22表18：各储氢技术路线特点...........................................................................................24表19：海外主要电解槽公司的产能................................................................................27表20：国内主流电解槽企业产能....................................................................................29表21：重点公司盈利预测、估值及投资评级..................................................................30电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明6▍双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。从全球能源结构来看，目前终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例，2021年，石油、天然气和煤炭的占比分别为32%、25%和28%，化石能源占比超80%，长期以来是全球碳排放的主要来源。为实现国际能源署（IEA）2050年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能源过渡委员会（ETC）预测，在2050零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构中最为重要的组成部分。图1：全球终端能源消费占比资料来源：《BP2022年世界能源统计年鉴》（英国石油公司发布发布），中信证券研究部氢能生产应用广泛，绿氢具备减碳优势，或是未来主流。目前行业中有三种主要氢气制取途径，通过制作过程中碳排放量可以划分为：灰氢：以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业副产气制氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳（约22.6kgCO2/kgH2）；蓝氢：在制作灰氢的过程中结合碳捕捉、利用及封存技术（CCUS）减少二氧化碳排放（约10.5kgCO2/kgH2）；绿氢：通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放（约1.5-5.0kgCO2/kgH2）。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%20112012201320142015201620172018201920202021石油天然气煤炭核能水电可再生能源电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明7图2：氢能按制取方式分为灰氢、蓝氢和绿氢图3：不同制氢方式碳排放量（kgCO2/kgH2）比较资料来源：中信证券研究部资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》（车百智库发布）；《中国煤炭制氢成本及碳足迹的研究》（颜祥洲著）；中信证券研究部需求：行业脱碳打开增量空间，新能源消纳助力绿氢发展背景梳理：双碳转型长期驱动，CBAM中短期催化长期动力：双碳转型加速能源消费结构清洁化。从全球碳排放量来看，2021年中国碳排放量为105.23亿吨，占全球总量的31.1%，是全球最大的碳排放国。2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布中国二氧化碳排放力争于2030年达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2015年至2021年，清洁能源消费在我国能源消费结构中占比逐年提升，煤炭、石油等化石能源消费占比逐年下降，在双碳转型背景下，我国能源结构加速向清洁能源调整，为氢能发展提供长期驱动力。图4：2021年各国碳排放量占比图5：2015-2021年中国能源消费结构占比资料来源：BP，中信证券研究部资料来源：国家统计局，中信证券研究部中短期催化：欧美“碳关税”和G7气候俱乐部贸易保护政策。欧盟碳边境调节机制（CBAM）将于2023年10月起运行，2026年1月正式开征。2022年12月12日，七国集团发布“气候俱乐部”的目标及职权文件，计划建立以“国际目标碳价”为核心的气候同盟，并对非参与国的进口商品征收统一碳关税。欧美碳关税及G7气候俱乐部借助自身低碳先发优势，以碳关税为代表的贸易保护形式限制新兴经济体的发展，中短期对我国钢铁、塑料、化工等行业出口造成显著压力。发达国家“气候俱乐部”的潜在影响，将迫使0510152025灰氢蓝氢绿氢0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%0%20%40%60%80%100%2015201620172018201920202021原煤原油天然气清洁能源电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明8我国扩大碳市场行业覆盖范围，加快上述高碳排放行业改良产业流程，积极寻求生产端的减碳方式，实现低碳转型。表1：欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案欧盟碳关税法案主要内容征收对象适用于除冰岛、列支敦士登、挪威、瑞士及五个欧盟海外领地外所有国家的进口商品覆盖气体CO2、N2O和PFCs过渡期2023/10/1-2025/12/31正式执行2023/1/1产品范围钢铁、铝、电力、水泥、化肥、氢、特定前体及某些下游产品，如螺钉和螺栓等钢铁产品排放类型直接排放+特定条件下的间接排放未来规划2026年前考虑扩大至有机化学品和塑料，2030年前扩大至EU-ETS覆盖的所有行业免费配额2034年完全取消执行机构欧盟委员会统一征收出口补贴2025年前“必要时”提案资料来源：欧盟委员会，欧洲议会，中信证券研究部传统行业减碳为绿氢发展提供广阔需求氢能的应用场景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。从2020年二氧化碳排放量占比来看，我国电力、工业、建筑和交通四大领域，分别占比40.5%、36.5%、11.3%和11.6%。2020年我国应用在合成氨、甲醇、炼油、直接燃烧及其他工业领域的氢能占比分别为37%、19%、10%、15%和19%。其中，工业、交通是氢能的主要应用领域，建筑、发电等仍然处于探索阶段。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的制备优势，在各行业应用场景中减碳空间极大。图6：2020年我国二氧化碳排放分布情况图7：2020年我国氢气利用结构资料来源：中国氢能联盟，中信证券研究部资料来源：36氪，中国氢能联盟，中信证券研究部新能源消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景：可再生能源装机加速，预计2050年将成为电力主体。根据国家能源局统计，2021年全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约3.1亿千瓦，同比+20.9%。全国可再生能源发电量达2.48万亿kWh，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6526亿kWh，同比增长40.5%；光伏发电3259亿kWh，同比增长25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，我们预计到2025年，40.5%36.5%11.3%11.6%电力工业建筑交通37%19%10%19%15%合成氨用氢甲醇用氢炼油用氢其他工业领域用氢直接燃烧电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明9我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达10.87亿kW、1.87万亿kWh，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上。到2050年，可再生能源成为电源装机的增量主体，80%以上的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。图8：2019-2060E我国能源装机结构图9：2019-2060E我国发电量结构资料来源：全球能源互联网发展合作组织，中信证券研究部预测资料来源：中电联，全球能源互联网发展合作组织，中信证券研究部预测绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用。随着新能源装机的迅速发展，风电、光伏发电在发电量结构中的占比也不断提高，对于边际成本为零的新能源电力的弃电消纳问题凸显。用新能源风光互补耦合发电制氢，有利于提高可再生能源的利用效率，同时解决“弃风弃光”的消纳问题。此外，新能源发电的不稳定性产生直接储电需求，储氢是长时储能的最优选择。相比于电化学储能兆瓦级（MW）容量，以日计储能时间；抽水蓄能容量的吉瓦级（GW）容量，以月计储能时间；氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1年以上；加之跨区域长距离储能和能量转化形式多样化的优点，储氢是长时储能的最优选择。图10：光伏发电制氢系统结构图图11：风力发电制氢系统结构图资料来源：《“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望》，（李建林，李光辉，马速良等）资料来源：《“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望》，（李建林，李光辉，马速良等）0%20%40%60%80%100%煤电装机占比太阳能装机占比风电装机占比其他装机占比0.0050.00100.000%50%100%2019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2050E2060E风电常规水电抽水储能核电火电太阳能发电非化石能源占比风电光伏占比电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明10空间测算：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大基本假设：1.建筑、发电领域氢能应用仍然处于探索阶段，且用量相对较小，主要贡献来自于工业和交通领域用氢需求，根据IEA预测，2030年全球氢能需求达到1.8亿吨；2.在全球能源结构向清洁低碳转型背景下，绿氢发展进程有望加快，根据IEA预测，2030年全球绿氢份额达到34%左右；3.随着近两年风光氢一体化示范项目密集开建，以及2025年后碳排放考核进一步趋严，叠加电价下降的因素，绿氢有望与天然气制氢实现平价。我们预计全球绿氢渗透率2025年为1.5%，2030年达到34%；我们预计2025/2030年全球氢气需求量1.1/1.8亿吨，全球绿氢需求空间为245/6120万吨，2021-2025年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速（CAGR）分别为89.5%/77.8%，2021-2030年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速分别为90.0%/76.9%。表2：全球绿氢需求空间测算项目20212022E2023E2024E2025E2030E传统工业领域炼化用氢（万吨）398041884429469349596390占全球用氢比例42%42%42%41%41%36%合成氨用氢（万吨）338035983832410144086480占全球用氢比例36%36%36%36%36%36%甲醇用氢（万吨）146014991618174318863240占全球用氢比例15%15%15%15%15%18%冶金用氢（万吨）5206006397068201440占全球用氢比例6%6%6%6%7%8%交通领域燃料汽车用氢（万吨）410213443180占全球用氢比例0.0%0.1%0.2%0.3%0.4%1%其他86100106114129270占全球用氢比例0.9%1.0%1.0%1.0%1.1%1.5%全球氢气需求合计（万吨）9430999610646113911224518000同比增长6.0%6.5%7.0%7.5%全球绿氢占氢气需求比例0.20%0.30%0.6%1.2%2.0%34.00%全球绿氢需求合计（万吨）1930641372456120资料来源：IEA，中信证券研究部预测电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明11▍发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进多重因素驱动，欧美诸国相继出台支持政策。首先，从环保的角度，欧洲和欧盟在碳市场（EUETS）的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；其次，从能源安全角度，化石能源禀赋较差的国家，希望通过氢能革命摆脱对化石能源的严重依赖，典型如日韩，此外俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；此外，出于经济原因想要保持产业领先地位或希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚。目前，全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩已出台相应氢能战略目标，支持本国绿氢产业发展。表3：全球主要国家氢能产业规划目标国家文件发布时间战略规划德国国家氢能战略2020通过发展氢能实现工业脱碳，加强德国工业并确保德国在全球市场的机会。氢能攻关计划2021目标未来10年可再生能源制氢成本降低80%至1美元/kg，清洁氢产量增加5倍《国家清洁氢能战略和路线图（草案）》20222050年清洁氢贡献约10%碳减排量，30/40/50年美国清洁氢需求达1000/2000/5000万吨/年，30年前制氢成本降至2美元/kg，35年前制氢成本降至1美元/kg英国英国氢能战略2021到2030年，实现5GW低碳氢生产能力，推动整个经济系统脱碳，支持英国的新就业和清洁增长法国法国国家无碳氢能发展战略2020发展电解制氢实现工业脱碳，提升氢能产业竞争力，创造新的就业岗位荷兰国家氢能计划20202025年电解槽容量达到0.5GW；2030年达到3-4GW西班牙国家氢能路线图20202024年，电解槽装机容量在300到600兆瓦之间；2030年，电解槽容量达到4GW，绿氢占氢气消耗总量25%；同时，绿氢项目将累计达到90亿欧元美国氢能计划发展规划2020明确2020-2030年氢能制、储、输、运环节的技术经济指标，制氢环节：电解槽成本300美元／kW，运氢环节：2美元／kg，储氢环节：将能量密度2.2kWh／kg、1.7千瓦时／升的车载储氢系统成本降至8美元／kWh，用氢环节：将车用氢气价格降至2美元／kg日本2050碳中和绿色增长战略2020氢能目标是到2030年实现300万吨／年供应量，2050年2000万吨／年供应量。韩国《氢能领先国家愿景》2021到2030年构建产能达100万吨的清洁氢能生产体系，并将清洁氢能比重升至50%国家氢能目标2021目标2040年氢需求量达526万吨，建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，国内制氢成本下降到3000韩元/kg（约合人民币16元/kg）以下资料来源：北极星氢能网，中信证券研究部欧洲能源企业大举布局，规划项目制氢产量700万吨。欧洲各大能源公司已入局绿氢，除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目标大，以满足2022年5月“REpowerEU”计划提出的2030年本土产绿氢1000万吨及进口1000万吨目标。其中，英国BP完成收购澳大利亚绿色氢开发项目“亚洲可再生能源中心”40.5%的份额，该项目拟建26GW新能源发电，并配套160万吨绿氢或900万吨氨/年。此外，包括德国SvevindEnergyGroup、壳牌、法国Lhyfe、西班牙能源公司Cepsa、法国道电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明12达尔在内的欧洲能源公司加速在各地布局绿氢项目，规划项目年制备绿氢规模达700万吨。表4：欧洲能源公司绿氢项目梳理项目名称所在地区年产绿氢（万吨/年）规划建设或投产时间绿色氢开发项目亚洲可再生能源中心(AREH)澳大利亚160哈萨克斯坦20GW绿色氢能项目哈萨克斯坦2002032年满产海上风电可再生氢工厂荷兰22025正式投产荷兰北部海岸3-4GW风力发电厂荷兰1002030年前建设海上风电大型制氢项目荷兰30最早2026投产Cepsa财团绿色氢能产业项目--40普埃托利亚诺绿氢生产厂西班牙42027年满产费利克斯托港绿氢项目英格兰--2026年投入运营HyGreenTeesside制氢项目英格兰--2025年投产可再生能源制氢基地Masshylia法国--2024年投入运营海上绿氢工厂法国150绿色能源港口威廉港扩建新氢枢纽计划德国132028年投产规划总计年产绿氢约700万吨资料来源：《氢能洞察2022》（麦肯锡），中信证券研究部美国IRA法案提升绿氢经济性，项目规划稳步推进。2022年8月，美国IRA方案为绿氢提供开创性税收减免和可直接用于付款的条款，制氢工厂在生产每kg氢气产出二氧化碳小于4kg的条件下，根据二氧化碳排放量的不同，可享受0.12-0.6美元/kg氢气的税收抵免额度。对于2033年以前开始建设的制氢项目，项目运营的前10年将获得5倍的税收抵免额度，即0.6-3美元/kg氢气，绿氢可享受3美元/kg补贴，且10年后将继续受益0.12-0.6美元/kg的标准税收抵免额度。在此政策支持下，美国能源公司集中在加州及德州规划布局绿氢项目，预计2023-2024年开始建设，按计划将于2024-2026年逐步投产。表5：美国绿氢规划项目项目规模开发商计划时间得克萨斯州绿氢项目250万吨/年GHI2026年投产加利福尼亚州可再生能源制氢项目2万吨/年美国元素资源公司2025年投产德克萨斯州博蒙特工业区绿氢工厂120MW峰堡新能源公司2024年中投产南加州绿氢电解工厂10GW-20GW南加州天然气公司-密西西比清洁氢中心12.2万吨/年HyStorEnergy2025年投入商用资料来源：北极星氢能网，中信证券研究部中国顶层设计明确氢能发展目标，地方出台配套支持政策。国家发改委2022年3月23日发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（简称“行业中长期规划”），明确氢能产业的发展定位、量化目标和应用方向。产业定位方面，氢能被正式确定是能源体系的重要组成部分，且氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。2025年量化目标方面，行业中长期规划提出，一是氢能车保有量达到5万辆，二是可再生能源制氢量在10～20万吨。应用方向上，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大方面。截至2022年底，22个省市相继制定并出台了本地区氢能发展规划以及相关配套政策，积极响应国家氢能战略，支持绿氢产业发展。电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明13图12：氢能中长期发展规划要点资料来源：国家发改委《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，中信证券研究部表6：国内地方政府氢能支持政策发布时间地区名称2019.8新疆《关于在新疆支持和促进氢能源产业发展》2021.7海南《海南省高新技术产业“十四五”发展规划》2022.1山西《氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》2022.2内蒙古《内蒙古自治区“十四五”氢能发展规划》2022.3内蒙古《关于促进氢能产业高质量发展的意见》2022.11宁夏《宁夏回族自治区氢能产业发展规划》2022.12吉林《支持氢能产业发展若干政策措施（试行）》2023.1甘肃《甘肃省人民政府办公厅关于氢能产业发展的指导意见》2023.1青海《青海省促进氢能产业发展的若干政策措施》《青海省氢能产业发展三年行动方案（2022-2025年）》《青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》2023.1四川《四川省能源领域碳达峰实施方案》资料来源：各地方政府官网，中信证券研究部风光大基地就地消纳，配套绿氢项目密集开建。风光大基地建设地区存在新能源开发模式较为单一和应用场景不足的特点，因此电网消纳和调度运行压力较大。在地方相继出台绿氢产业支持政策后，为获取新能源建设指标，国内能源公司纷纷布局风光一体化绿氢耦合项目。截至2023年2月，我国规划年产绿氢超过2万吨的大规模绿氢示范项目近20个，从区域上看，由于内蒙古具备发展可再生能源大规模制氢的良好条件，潜在制氢产能超过330万吨，上述项目多集中于内蒙古，其次为新疆和吉林等地。表7：国内已开放试点示范运行的绿氢耦合和风光氢储一体化绿氢项目（年产2万吨以上）地点项目名称预计投产时间总规模（MW）制氢能力（吨/年）内蒙古鄂尔多斯乌审旗风光融合绿氢化工示范项目2024年6月40020,000内蒙古巴彦淖尔乌拉特中旗甘其毛都口岸加工园区风光氢储氨一体化项目2023年12月50036,000内蒙古兴安盟科右前旗风储制氢制氨一体化示范项目2024年7月50021,600内蒙古赤峰市赤峰市能源物联网零碳氢氨一体化示范项目2023年8月50024,200内蒙古包头国际氢能冶金化工产业示范区新能源制氢联产无碳燃料配套风光发电一体化示范项目2024年12月50028,009内蒙古乌兰察布乌兰察布兴和县风光发电制氢合成氨一体化项目2024年年底50025,700内蒙古阿拉善盟国能阿拉善高新区百万千瓦风光氢氨+基础设施一体化低碳园区示范项目2024年60022,300内蒙古阿拉善盟腾格里60万千瓦风光制氢一体化示范项目2024年12月60020,827•国家能源体系重要组成部分•战略新兴产业氢能定位•氢能车保有量至5万辆•可再生能源制氢量在10～20万吨2025年数量目标•交通领域，车辆领域与锂电互补•储能领域：长周期、大规模场景•分布式能源•工业领域减碳应用方向电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明14地点项目名称预计投产时间总规模（MW）制氢能力（吨/年）内蒙古乌兰察布中石化鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目二期2027年6月2,546100,000内蒙古兴安盟兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目2024年12月50026,816辽宁台安中能建辽宁台安县新能源制氢制氨项目56,000内蒙古通辽通辽千万千瓦级储氢氨一体化零碳产业园1000050,000内蒙古锡林郭勒内蒙古多伦县风光储氢制绿氨项目25,000内蒙古包头包头市达茂旗风光制氢绿色化工一体化项目2024年12月50022,321内蒙古鄂尔多斯10万吨/年液态阳光——二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目2025年5月62521,000内蒙古鄂尔多斯鄂托克旗风光制氢一体化合成绿氨项目2023年12月50520,000新疆库车中国石化新疆库车绿氢示范项目一期2023年6月30020,000新疆伊犁州伊宁市伊宁市光伏绿电制氢源网荷储一体化项目20,000资料来源：氢能汇微信公众号，北极星风力发电网，中信证券研究部技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳绿氢上下游产业链包括：可再生能源供电、制氢系统、辅助系统、储运系统和下游应用。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽中进行水电解制氢，制备的氢气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发电系统实现电网侧调峰；另一部分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入用能终端或加氢站，以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需求。图13：可再生能源制氢及上下游产业链资料来源：中信证券研究部目前从技术层面划分，电解水制氢主要分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。由于阴离子交换膜电解水制氢技术处于研究起步阶段，而固体氧化物电解水制氢技术处于初步示范阶段，因此目前主流的电解水技术为碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM）。比较两种电解水制氢技术：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明15目前在国内是主流路线。PEM电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，我们预计最快将在2025～2030年形成规模化应用。图14：碱性电解池与质子交换膜电解池工作机理对比资料来源：IRENA，中信证券研究部表8：碱性水解和质子交换膜电解水技术路线总结比较技术特征碱性水电解质子交换膜（PEM）技术成熟度已应用逐步开始应用电解液氢氧化钾(KOH)PFSA膜电极/催化剂(氧侧)镀镍穿孔不锈钢氧化铱电极/催化剂(氢侧)镀镍穿孔不锈钢铂炭黑阳极多孔传输层镍网镀铂多孔金属钛阴极多孔传输层镍网烧结多孔钛或碳布双极板阳极镀镍不锈钢镀镍钛双极板阴极镀镍不锈钢镀金钛框架和密封PSU,PTFE,EPDMPTFE,PSU,ETFE优点技术成熟、成本低电流密度高、体积小重量轻、无碱液带来的腐蚀、产品气体纯度较高设备效率~60%70%-90%与可再生能源耦合困难容易缺点电流密度低、体积和重量大、碱液有腐蚀性设备成本相对较高、催化剂成本高且稀缺资料来源：国际可再生能源署(IRENA)，中信证券研究部已投运及新招标的风光配氢项目多以碱性电解水制氢技术为主。2021年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内已投运的电解水制氢路线多以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。我们统计发现，2023年1-2月以来已开标的大规模绿氢项目，技术路线也都以碱性为主。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且在目前的国内商业模式下，PEM槽的技术优势并不明显。电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明16表9：国内目前已投运的大型绿氢项目项目地点电解技术电解槽公司河北沽源风电制氢综合利用示范项目河北张家口碱性德国麦克菲（McPhy）国家能源集团大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范河北张家口碱性苏州竞立张家口市交投壳牌新能源有限公司氢能一体化示范基地建设项目河北张家口碱性中船718所液态太阳燃料合成示范工程项目甘肃兰州碱性苏州竞立国电投宁东可再生能源制氢项目宁夏宁东碱性中船718所张家口海珀尔制氢加氢项目河北张家口碱性中船718所宝丰能源太阳能电解制氢储能项目宁夏宁东碱性中船718所、苏州竞立中关村延庆园加氢站二期（冬奥会配套制、加氢）项目北京延庆区纯水德国西门子山西大同首座500Nm³/h水电解制氢装置及储存山西大同碱性北京中电丰业吉电股份风能制氢一体化示范项目吉林白城碱性中船718所安徽六安兆瓦级氢能综合利用站科技示范项目PEM制氢及燃电系统项目安徽六安碱性北京中电丰业中科院大化所中国石化新疆库车绿氢示范项目新疆库车碱性隆基氢能、中船718所、苏州竞立资料来源：各公司及项目官网，中信证券研究部表10：2023年1-2月已确定开标的大规模绿氢项目项目状态电解槽招标量招标人技术国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目待建5000Nm3/h(25MW)国华投资宁夏分公司碱性涞源县300MW光伏制氢项目待建2x600Nm3/h(6MW)涞源氢阳新能源开发有限公司碱性海水制氢产业一体化示范项目待建60MW大连洁净能源集团有限公司碱性平凉海螺崆峒区峡门100兆瓦风力发电及制氢项目待建平凉海螺水泥有限责任公司碱性鄂托克前旗上海庙经济开发区深能北方光伏制氢项目待建9000Nm3/h(45MV)长江勘测规划设计研究有限责任公司碱性鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目待建390MW中石化新星内蒙古绿氢新能源有限公司碱性七台河勃利县200MW风电制氢项目待建1500Nm3/h(7.5MV)七台河润沐新能源有限公司碱性大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目待建39×1000Nm3/h(195MW)吉林电力股份有限公司碱性资料来源：各地方政府官网，中信证券研究部PEM与新能源的耦合优势明显，未来有望发展为主流。由于可再生能源如风力、光伏发电存在较大的波动性，该波动性诸如风光的间断式供应、不稳定性以及季节性，使得风电机组的输出功率和风速有关，光伏发电和气温、有无遮挡太阳等基础因素有关。因此风光的随机性和间歇性对于电解水制氢设备的耦合匹配程度要求较高，尤其是对于负载范围、不同冷热情况下的启动时间都比较敏感。根据《可再生能源电解制氢成本分析》（郭秀盈，李先明，许壮等著）测算，相同条件下，碱性电解水和质子交换膜电解水技术的制氢平准化成本（LCOH）随可再生能源波动性敏感变化，PEM电解的经济性优于AWE电解技术。随着欧盟电解槽制氢响应时间小于5s规定的出台，在技术迭代和成本下降的基础上，PEM电解技术或将逐步取代碱性电解技术。电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明17图15：两种电解水技术对于可再生能源波动性的负载范围（%）和启动时间（min）对比图16：可再生能源波动性对于两种制氢路线平准化成本的影响资料来源：《可再生能源电解制氢成本分析》（郭秀盈，李先明，许壮等著），中信证券研究部资料来源：《可再生能源电解制氢成本分析》（郭秀盈，李先明，许壮等著）经济性分析：设备、电耗+能效，三重因素促降本设备因素：电解水制氢设备主要由电解槽和辅助系统构成，电解槽占设备成本50%左右。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离&干燥纯化系统及其他系统（补水、电控、热处理等）构成。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）中，电解槽仍为设备成本中占比最大的部分约50%，电气设备占比15%，气液分离&干燥纯化系统占比15%，其他辅助设备占比10%左右。碱性电解槽已经基本实现国产化，PEM仍在国产化进程中。图17：碱性电解水电解槽系统成本组成图18：碱性电解水制氢生产成本分项占比资料来源：IRENA，中信证券研究部资料来源：IRENA，中信证券研究部55%45%设备及制造成本电解槽50%22%20%8%电耗去离子水氢处理冷却电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明18电解槽降本路径明晰，制氢成本持续下降。对于PEM电解系统，成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。长期来看，可通过电解槽关键技术更新如提升电催化剂活性、提高膜电极中催化剂的利用率、改善双极板表面处理工艺、优化电解槽结构等来给设备降本，提升电解水制氢的经济性。尽管各类电解槽技术成本和性能不尽相同，但每种技术都有自己的优劣势，由于规模、应用和交付距离不同，预计系统成本仍将处于很大范围内。核心的降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、自动化等方式降本。随着两种技术路线的持续降本，以及行业平均用电成本的下降，我们判断电解水制氢技术在2030年的制氢成本将下降至20元/kg以内，实现与化石能源制氢成本平价。表11：不同电解槽技术的关键技术及经济性指标现状和2050年目标指标现状2050年目标PEMAWEPEMAWE额定电流密度（A/cm2）1-20.2-0.84-6>2电压范围（限值，V）1.4-2.51.4-3<1.7<1.7运行温度（℃）50-8070-9080>90单元压力（bar）<30<30<70>70负荷范围（%）5-12015-1005-3005-300氢气纯度（%）99.9-99.99999.9-99.99999.9-99.9999>99.9999电压效率（低热值，%）50-6850-68>80>70电耗率（电堆，kWh/kg）47-6647-66<42<42电耗率（系统，kWh/kg）50-8350-78<45<45寿命（电堆，万小时）661010电堆单元规模1MW1MW10MW10MW电极面积（cm2）15001万-3万>100003万冷启动（分钟）<20<50<5<30资料来源：IRENA，中信证券研究部表12：AWE和PEM电解水系统制氢成本测算碱性电解水制氢质子交换膜电解水制氢目前成本2030年E目前成本2030年E产能产能（标方/h）1000200010002000工作时间（h/天）6666年工作时间（h/年）2000200020002000年产能（标方）2000000400000020000004000000年产能（kg）178571448000002240000044800000固定资产土建安装（万）300200300200电解槽（万）60090025002800辅助系统（万）60090025002800设备合计（万）1500200053005800生命周期（年）20202020折旧成本（元/标方）0.380.251.330.73设备维修（元/标方）0.080.070.070.07电费耗电量（kwh/标方）5555电价（元/kwh）0.30.150.30.15电费(元/标方)1.50.751.50.75原材料耗水量（吨/标方）0.00160.00160.00160.0016水价（元/吨）2222水费（元/标方）0.00320.00320.00320.0032耗KOH/质子交换膜（kg/标0.00040.00040.00080.0008电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明19碱性电解水制氢质子交换膜电解水制氢目前成本2030年E目前成本2030年E方、平米/标方）单价（元/kg、元/平米）10101000300KOH/质子交换膜成本（元/标方）0.0040.0040.270.08人工人员（人）4242工资（万元/人年）810810人工费（元/标方）0.160.050.160.05总成本合计成本（元/标方）2.121.133.321.68折算重量（标方/kg）11.211.211.211.2合计成本（元/kg）23.812.637.218.8资料来源：中国氢能联盟，中国氢能产业发展报告，中信证券研究部测算电耗因素：从电解水制氢成本构成看，目前碱性电解水制氢技术中的电力成本占制氢成本的70%以上，因此电力降本将是未来制氢技术发展的关键。1）短期而言，大量弃风、弃水、弃光导致的弃电是发展电解水制氢的有利条件，尤其是西北、东北及西南等可再生能源较为充足的区域，每年的潜力制氢能力可达百万吨。国家能源集团数据显示，利用当地废弃水电和富余电力进行水电解制氢,其制氢所需电力成本可低于11元/kg，具有很高的经济性优势。2）中长期看，随着光伏、风电等可再生能源发电规模上升和成本下降，电解水制氢经济价值将凸显。根据我们测算，2020年，光伏、风力发电度电成本分别为0.30、0.35元/kWh；到2030年将有望分别降至0.20、0.25元/kWh；到2050年，可再生能源在一次能源需求中的占比预计将达到61%，其中风电和光伏合计超70%。未来光伏和风电等可再生能源平价上网为电网电力制氢提供更多选择，可望大幅降低制氢的电力成本。图19：近年弃风弃光电力规模（亿千瓦时）资料来源：国家能源局，中信证券研究部图20：风电光伏降本带来电解水制氢的经济性（元/kWh）资料来源：国网能源研究院，中信证券研究部预测0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%010020030040050060070020152016201720182019弃光电量弃风电量弃光率弃风率00.10.20.30.42020202520302050光伏发电风力发电电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明20在运营时间为2000小时条件下，其他因素保持相同，我们分别进行两种电解水制氢对于电价和设备成本的敏感性分析。预计到2030年，电价进入0.1-0.2元/kWh区间后，AWE系统电解水制氢成本有望降至10.0-18.2元/kWh，PEM系统电解水制氢成本有望降至12.9-21.0元/kWh，经济性逐步凸显。表13：在2000h固定年运营时间下，不同电价和碱性电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析（元/kg）制氢成本敏感性分析（元/kg）设备成本（万元）150012001000900800600电价（元/kWh）0.640.639.739.238.938.638.00.535.034.133.633.333.032.40.429.428.528.027.727.426.80.323.822.922.422.121.821.20.218.217.316.816.516.215.60.112.611.711.210.910.610.0资料来源：中信证券研究部测算表14：在2000h固定年运营时间下，不同电价和质子交换膜电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析（元/kg）制氢成本敏感性分析（元/kg）设备成本（万元）53004000300020001000600电价（元/kWh）0.643.442.642.041.741.440.90.537.837.036.436.135.835.30.432.231.430.830.530.229.70.326.625.825.224.924.624.10.221.020.219.619.319.018.50.115.414.614.013.713.412.9资料来源：中信证券研究部测算技术进步和规模提升将推动电解制氢系统能耗和运维成本降低。伴随着可再生能源电解水技术进步，整体能源转换效率将持续提升。根据车百智库预计，到2030年，PEM/AWE电解水的能源转换效率将分别达到63%/65%，2050年，整体能效将达到74%和78%。目前来看，碱性电解槽凭借成本低和经济性好，占电解水制氢主要的市场份额，而随着PEM技术的不断成熟，质子交换膜国产化加速突破，长期来看，预计PEM电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平。此外，未来电解水应用的渗透率不断提升，将带来显著规模效应，原料成本、运行效率等将进一步优化，推动综合成本下降。表15：AWE和PEM电解水制氢技术转化效率和市场占比发展评估2025年2030年2040年2050年PEM电解槽能源转化效率60%63%68%74%碱性电解槽能源转化效率63%65%71%78%PEM电解槽市场占比5%10%20%40%碱性电解槽市场占比95%90%80%60%资料来源：车百智库预测，中信证券研究部因此，通过可再生能源电力成本、技术进步和规模化应用带动设备成本下降及效率提升，根据《中国氢能产业发展报告2020》（车百智库发布）数据，预计到2030年电解水制氢成本将降至20元/kg以内，海外降至1.9美元/kg，将实现与传统来源的氢能竞争。根据IRENA数据，至2050年的更长期时间内，全球绿氢生产成本可降低80%以上。电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明21图21：绿氢成本构成预测（美元/kg）资料来源：合米咨询，中信证券研究部预测图22：未来制氢成本降低要素分解（美元/kg）资料来源：IRENA，合米咨询，中信证券研究部预测▍行业痛点：全周期成本亟须下降，关键技术期待突破痛点一：相比化石能源制氢，绿氢制备仍需降本对比所有制氢方式的成本看，目前化石能源制氢经济效益最好，工业副产氢短期供应潜力大，可再生能源电解水制氢成本主要取决于电价。1）不考虑碳排放的前提下，煤制氢成本是所有成本中最低的制氢技术，目前应用也较为广泛，天然气制氢成本取决于气价，波动较大。若考虑CCUS，经济性相较于工业副产氢明显不足；2）工业副产氢成本在9.3-22.5元/kg之间，成本相对适中，波动区间相对较大，未来产氢的潜力巨大，尤其是焦炉煤气副产氢、合成氨及合成甲醇副产氢，生产相对灵活，可根据经济性进行调节；3）电解水制氢成本目前经济性明显不足，成本大多取决于电价，碱性制氢较PEM有经济性，但接近零碳排放的特点，短期可选用“三弃”电力进行制氢，预计供应潜力接近百万吨级别，中长期受益于可再生能源平价上网规模提升。表16：几种制氢工艺的成本对比制氢类型技术水平成本代表企业煤制氢煤制氢技术主要包括煤焦化制氢和煤气化制氢，其中煤气化制氢技术发展成熟未结合CCUS：6.8~12.1元/kg；结合CCUS：19.1-24.5元/kg煤化工企业天然气重整制氢天然气水蒸气重整是最为成熟的制氢技术，生产1m3氢气需要消耗0.45m3天然气未结合CCUS：7.5-24.3元/kg；结合CCUS：13.7-30.5元/kg常州蓝博、四川亚联、上海华西化工等甲醇重整制氢甲醇重整制氢技术较为成熟，应用广泛甲醇价格1600-4000元/吨，制氢成本在16-37元/kg主要设备制造商包括四川天一、亚联高科等焦炉煤气副产氢1吨焦炭可产生180m3左右的氢气，除了焦炉加热消耗剩40%放空，后期需要PSA提纯制氢9.3-14.9元/kg化工企业氯碱副产氢每生产1吨烧碱可产生280m3氢气，但回升率仅有60%左右，制氢纯度一般在99.99%以上13.5-20.2元/kg化工企业轻烃利用副产氢用乙烷裂解方法每生产1吨乙烯，可产生107.25kg14-20.2元/kg化工企业4.22.81.91.61.31.11.000.91.82.73.64.52020202520302035204020452050电力成本资本支出运营支出成本降80%电价降60%67%至77%34%-44%20至25年10%至6%00.91.82.73.64.5电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明22制氢类型技术水平成本代表企业氢气，纯度95%以上，需采用PSA提纯合成氨及合成甲醇副产氢氢气含量在18%-55%之间的合成放空气排除14.6-22.5元/kg化工企业电解水制氢电解水制氢技术需克服成本问题，每生产1m3氢气约消耗电力3.5-5kWh电价在0.1-0.6元/kWh，碱性制氢成本在12.6-40.6元/kg，PEM制氢成本在15.4-43.4元/kg西门子能源、林德集团资料来源：《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》（马林聪著）；《中国氢能产业发展报告2020》（车百智库发布）；中信证券研究部碱性电解和PEM电解技术的成本存在较明显差异，总体而言相比化石能源制氢经济性均不足。我们测算按照电价0.3元/kWh，二者的制氢成本分别为23.8、37.2元/kg，电费成本是制氢成本的主要部分。碱性电解技术商业化应用较广泛，电解槽单槽制氢规模1000m3/h，电解槽基本实现国产化，价格2000-3500元/Kw，国内已有MW级别制氢应用；PEM电解技术刚处于商业化起步阶段，虽然已经有MW级风电制氢应用项目，但是价格相对较高，在7000-12000元/Kw，降本进程需要加速。表17：不同电解水制氢成本测算碱性电解水制氢煤制氢天然气制氢产能产能（标方/h）1000900003000工作时间（h/天）62424年工作时间（h/年）200076807680年产能（标方）200000069120000023040000年产能（kg）1785717741440000258048000固定资产土建安装（万）3008100195电解槽（万）600辅助系统（万）600设备合计（万）15001700004100折旧年限（年）202020折旧（元/标方）0.380.1290.093设备维修（元/标方）0.080.020.02电费耗电量（kwh/标方）50.20.2电价（元/kwh）0.30.50.5电费(元/标方)1.50.10.1原材料耗水量（吨/标方）0.00160.00510.0004水价（元/吨）222水费（元/标方）0.00320.01020.0008耗KOH/煤/天然气（单元/标方）0.00040.40.5单价（元/单元）101.782.4KOH/煤/天然气耗费（元/标方）0.0040.7121.2人工人员（人）41510工资（万元/人年）8101人工费（元/标方）0.160.0020.004总成本合计成本（元/标方）2.120.971.41折算重量（标方/kg）11.211.211.2合计成本（元/kg）23.810.915.9资料来源：中信证券研究部测算电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明23痛点二：质子交换膜壁垒高，进口依赖程度大PEM电解水技术的核心材料——全氟质子交换膜：用全氟磺酸树脂为原料制备全氟质子交换膜技术壁垒较高，需要企业在原料选择、合成工艺等方面有较好的技术与经验积累。目前全氟磺酸树脂的主要玩家有：美国杜邦、美国3M、美国戈尔、比利时索尔维、日本旭化成等。目前国内全氟磺酸树脂市场的主要生产厂家为科润等，有项目在研的厂家有：上海三爱富、巨化集团等少数企业，但产能较小，无法批量供应市场。截至2020年，科慕（原主体为美国杜邦）、索尔维、旭化成三家占据了全球90%以上的产能，国内对全氟磺酸树脂进口依赖度高达99%。目前国产质子交换膜主要通过主动压低价格来获得竞争优势，如果实现国产化替代，我们预计将降低质子交换膜的价格30%-40%。同时近年来随着技术突破和大规模生产，质子交换膜的成本有望随之下降。图23：全球全氟磺酸树脂质子交换膜的主要玩家图24：国内外不同规格质子交换膜产品售价对比（元）资料来源：CBEA，中信证券研究部资料来源：阿里巴巴，中信证券研究部痛点三：氢气储运难度大，高端气瓶国外领先绿氢全生命周期核心环节：氢气储运。按照储存性质分可以分为物理储氢和化学储氢。全球范围内，高压气氢和低温液氢是两种已商业化的储氢路线，我国以高压气氢为主，低温液氢由于军用管制，在民用方面还未形成规模化应用；海外如美国、德国、日本等氢能强国已经建立起规模化的液氢工厂。在高压气氢储运过程中，核心环节在于高压气态储氢瓶。目前高压气态储氢瓶有四种类型，Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型和Ⅳ型。其中Ⅰ型、Ⅱ型价格相对便宜，但储氢密度低，重量重且容易发生氢脆问题，目前20MPa的Ⅰ型瓶在国内得到广泛的工业应用，并与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。而Ⅲ型、Ⅳ型车载应用已经非常广泛，国外多是70MPa的碳纤维缠绕Ⅳ型瓶，而国内由于高强度碳纤维工艺尚不成熟，Ⅳ型储氢瓶的大规模商用化尚待时日，目前主要是35MPa碳纤维缠绕Ⅲ瓶。0100200300400500600700800900100010cm10cm15cm15cm20cm20cm东岳DF988杜邦Nafion115电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明24表18：各储氢技术路线特点技术氢含量(wt%)环境要求适用场景发展现状成本安全性低温液氢>5.0-253℃超大功率超大容量储氢的商用车辆国外商业化高稍差高压储氢1.0-5.5常见压力35/70/90MPa35MPa：对体积密度和重量密度不太敏感的城市专用车；70MPa：对体积密度和重量密度敏感、对续航里程要求高的乘用车、城际客车等商业化较低稍差深冷高压5.5-9.2-230℃、30Mpa商用车实验阶段高稍差吸附储氢3.0-10.5碳纳米管、活性炭、分层石墨纳米结构等-实验阶段高安全储氢合金1.4-3.6常温常压-实验阶段低安全有机液体储氢6.0-8.0常温高压车下大规模储存和运输领域，不适合直接在批量生产的车辆终端使用小规模应用高安全资料来源：美国能源局，Argonne国家实验室，CompendiumofHydrogenEnergy，览众咨询，中信证券研究部图25：不同类型的高压气态储氢瓶对比资料来源：《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》（郑津洋、胡军、黄强华等），中信证券研究部电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明25▍产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛海外绿氢产业链逐步完善，电解槽企业龙头较多。绿氢产业链涉及上游绿氢生产制造，包括电解槽设备、辅助系统生产环节；中游绿氢的储运、加氢站建设以及下游在交通领域、工业领域和建筑领域等的应用。其中，电解水制氢龙头公司多分布于欧洲，包括Nel、ITMPower、HydrogenPro、Enapter、Sunfire、Mcphy等公司，目前碱性、PEM等都有成熟应用，随着2021-2022年欧洲大力发展绿氢，2022年电解槽企业的收入和订单显著增长，预计2023年也将有大幅提升。图26：海外氢能产业链各环节相关企业梳理资料来源：各公司官网，中信证券研究部电解槽龙头Nel业绩领先，竞争者发展迅速。Nel成立于1927年，已有超90年的碱性电解槽技术积累，并通过对外收购扩展PEM电解槽业务和加氢站业务，形成现在的氢电解槽（碱性电解槽、PEM电解槽）和加氢站两大业务板块，其中电解槽业务占比超70%，是欧洲最大的电解槽公司。2022年Nel营收0.94亿美元，其中碱性电解槽营收0.3亿美元，同比+506%，PEM电解槽营收0.4亿美元，同比-1%。法国Mcphy公司22年营收0.17亿美元，同比+22%，其中电解槽占比68%，加氢站业务占比32%；德国Enapter主要产品为阴离子交换膜电解槽，2022年营收0.16亿美元，同比+75%；英国ITMPower主营PEM电解槽，2022年营收680万美元，同比+30%，其中电解槽业务占比35.7%，同比+18%。电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明26图27：Nel近年营业收入（百万美元）图28：Mcphy近年营业收入（百万美元）资料来源：Nel公司公告，中信证券研究部资料来源：Mcphy公司公告，中信证券研究部图29：Enapter近年营业收入（百万美元）图30：ITMPower近年营业收入（百万美元）资料来源：Enapter公司公告，中信证券研究部资料来源：ITMPower公司公告，中信证券研究部绿氢建设需求旺盛，订单规模同比高增。随着全球绿氢建设节奏加速，电解槽需求持续高增。Nel公司2022年新增订单2.2亿美元，同比+135%，其中9成来自电解槽业务，2022年底，在手订单达2.5亿美元。法国Mcphy2022年订单量为0.3亿美元，同比+53%；此外，McPhy已签署的项目组合共计45MW和40个加氢站，还有148MW和56座加氢站意向订单，总计193MW和96座加氢站；德国Enapter2022订单约960万美元；英国ITMPower2022年订单920万美元，同比+80%。考虑到绿氢建设的不断渗透，订单高需求持续性料将不断增强。010203040506070809010020182019202020212022024681012141618201820192020202120220246810121416182019202020212022012345678202020212022电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明27图31：Nel近年在手订单（百万美元）图32：Mcphy近年在手订单（百万美元）资料来源：Nel公司公告，中信证券研究部资料来源：Mcphy公司公告，中信证券研究部图33：Enapter近年在手订单（百万美元）图34：ITMPower近年在手订单（百万美元）资料来源：Enapter公司公告，中信证券研究部资料来源：ITMPower公司公告，中信证券研究部海外巨头加速产能布局，迎接绿氢建设放量。随着绿氢建设节奏加快，各电解槽巨头扩产节奏也保持跟进。Nel2022年产能为0.6GW，计划24年前将挪威Herøya碱性电解槽工厂产能提高一倍至1GW，25年将沃灵福德PEM电解槽工厂提高至500MW；Hydropro的产能目前为0.3GW，2022年底，HydrogenPro对中国天津的制造工厂进行了升级，目标达到300MW以交付采购订单，公司近期计划全球产能实现10GW。ITMPower目前22年底产能为1GW，计划23年底提高至2.5GW，24年年底计划再翻一倍提高至5GW。此外，蒂森克虏伯、Sunfire、GreenHydrogenSystems、Reliance等均纷纷宣布扩产计划。预计2023年海外电解槽产能可达8GW。表19：海外主要电解槽公司的产能企业国家2022年产能（GW）备注蒂森克虏伯德国1规划2023年产能1.5GWNel挪威0.6产能包括ALK、PEMHydrogenPro挪威0.3规划2023年产能1.3GWSunfire德国0.3规划2023年产能0.5GWITMPower英国1规划2023年产能2.5GWMcPhy法国0.1/GreenHydrogenSystems丹麦0.1/RelianceIndustries印度不详规划2023年产能0.5GW资料来源：氢能前沿微信公众号，中信证券研究部050100150200250300201820192020202120220510152025303520182019202020212022024681012202020212022012345678910202020212022电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明28中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现绿氢赛道热度升温，新老玩家纷纷入局。在双碳目标和氢能产业规划的带动下，绿氢业已成为国内重点关注的新能源发展热点。风电、光伏、能源集团、汽车等行业公司均纷纷布局绿氢业务，涉及绿氢产业链的上游、中游和下游。其中有来自风电光伏领域的公司隆基绿能、阳光电源、三一重能、双良节能等，凭借雄厚的资金技术实力以及业务系统优势布局电解槽业务；新兴势力昇辉科技、华电重工等迅速切入电解槽设备领域，抢占份额；此外，在关键材料和零部件国产化有望突破的京城股份等以及燃料电池应用端的科威尔等均在氢能环节已有布局。目前行业玩家众多，稳定格局尚未显现。图35：中国氢能产业链各环节相关企业梳理资料来源：各公司官网，中信证券研究部隆基绿能：在电解槽生产领域，隆基绿能技术、出货、产能均处领先地位，2023年2月，隆基氢能推出ALKHi1系列产品，在直流电耗满载状况下可低至4.3kwh/Nm³，同时推出ALKHi1plus产品，直流电耗满载状况下低至4.1kwh/Nm³，在2500A/㎡电流密度下，更可低至4.0kwh/Nm³。隆基氢能2022年电解水设备出货排名全国第三，产能达1.5GW，根据公司规划23年产能将进一步扩张至2.5GW，25年规划5-10GW。双良节能：公司依托已形成的多晶硅核心设备、单晶硅片、电池组件、“分布式光伏工程总包”的光伏全产业链，持续深耕地热、氢能、绿电、储能等清洁能源技术研发及装备生产，以数字化驱动的碳中和综合服务，打造世界一流的“清洁能源解决方案”。在氢能布局上，2022年9月21日，双良节能子公司双良新能源举行首套1000标方/h绿电智能制氢系统下线仪式。双良绿电制氢装备智造基地规划厂房面积超10000平方米，可实现年化1000-1500标方/h的电解槽100套的产能。阳光电源：公司传统业务为光伏逆变器，是全球光伏逆变器龙头公司。阳光电源成立全资子公司阳光氢能，从光伏制氢入局氢能。目前在平台、技术、产品等领域阳光氢能已电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明29建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的5MW电解水制氢系统测试平台、PEM电解制氢技术联合实验室，及年产能GW级制氢设备工厂。阳光氢能可独立生产1000标方碱性制氢系统、兆瓦级PEM制氢系统对应的电解槽，可以提供包括制氢电源、电解槽、智慧氢能管理系统在内的成套系统解决方案，其PEM电解制氢产品已在内蒙古、宁夏以及长江三峡项目应用。昇辉科技：公司传统业务涵盖电气成套设备、LED照明和亮化、智慧城市三大板块。2020年进入氢能产业主要包括制氢设备、氢能设备零部件以及氢能汽车运营平台。在制氢设备端：公司自制配电设备包括电源柜、控制柜和配电柜以及后端的氢气纯化和分裂装置，有成套的生产能力；氢能设备零部件端包括DCDC以及ACB电器的设备。公司规划建设自用的制加氢一体站，使用自产电解槽叠加蓄冷电价，氢能价格有望降至35元/kg以下。京城股份：公司前身为北人印刷机械股份有限公司，经过资产重组注入气体储运业务，主营的天海品牌气体储运装备在行业内处于领先地位。公司2014年成功研发了35MPa和70MPa高压氢燃料车用储气瓶，技术国内领先，未来随着燃料汽车放量，预计公司将率先受益，实现业绩增长。科威尔：公司是国内领先的综合性测试设备供应商，主要涵盖测试电源、燃料电池测试装备、功率半导体测试及智能制造装备三大产品线。氢能业务中制氢端主要定位PEM槽检测设备，用氢端定位发动机和电堆检测设备，市场份额在20%左右。公司用氢端业务收入占比80%-90%，制氢端占比10%左右。公司优势在于业务覆盖全产业链，有望凭借全栈测试能力、较高性价比与下游头部企业深度合作，实现国产替代。表20：国内主流电解槽企业产能省份电解水装备企业2022年产能备注河北中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司1.5GW产能包括ALK、PEM江苏考克利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司1GW公司规划2023年产能1.5GW天津天津市大陆制氢设备有限公司1GW陕西西安隆基氢能科技有限公司1.5GW公司规划23年2.5GW、25年5-10GW安徽阳光氢能科技有限公司1GW产能包括ALK、PEM广东深圳市凯豪达氢能源有限公司0.3GW公司规划2023年产能0.5GW江苏江苏国富氢能技术装备股份有限公司0.5GW公司规划2023年产能1GW北京北京中电丰业技术开发有限公司0.5GW江苏苏州希倍优氢能源科技有限公司1GW北京航天思卓氢能科技有限公司0.5GW广东深圳市瑞麟科技有限公司0.5GW山东山东奥扬新能源科技股份有限公司1GW广东盛氢制氢设备有限公司/公司规划2023年产能0.5GW内蒙古亿利氢田时代技术有限公司0.25公司规划2024年产能2.5GW江苏双良节能不详公司规划100套1000Nm³/h产能辽宁大连氢元科技有限公司不详公司规划2023年产能1.5GW资料来源：势银能链、中信证券研究部电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明30▍风险因素产业支持政策落地低于预期。氢能过去长期作为危化品管理，虽然目前在顶层设计规划等层面将氢能定义为能源，但相关的安全标准和监管细则还未更新完毕，如果相关的监管政策优化不及时，或者相关地方补贴金额落地不及时，有可能影响产业链发展速度。可再生能源装机规模不及预期。“双碳”转型背景下，新能源将逐步成为主要电源形式，将作为支持绿氢发展的主要电力需求。若国内外受偶发因素或产业链因素导致新能源电源阶段性装机增长、渗透率提升不及预期，有可能影响绿氢行业发展进度。新能源发电成本下降不及预期。由于当前可再生电力成本是制约可再生能源制氢进一步推广的重要因素，因此光伏、风电等可再生能源成本如不能按照预期下降，可再生能源制氢平价难以实现。关键技术突破不及预期。PEM电解槽的需要通过技术迭代及规模化推进实现可靠性提升及成本下降，氢气的储运技术亟须国产化降本，如果技术提升和国产化降本进度不及预期，将减缓设备端降本增效节奏，制约绿氢产业发展。▍投资策略在全球双碳转型和欧美碳关税贸易保护政策的驱动下，叠加可再生能源建设节奏加快，行业减碳与新能源消纳储能需求预计将开启绿氢产业高速增长周期，带动绿氢全产业链进入景气区间。预计在新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推荐隆基绿能、双良节能，建议关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。同时在关键材料和零部件国产化环节持续突破，解决行业发展痛点的公司也有望享受绿氢产业红利，建议关注京城股份、科威尔等。表21：重点公司盈利预测、估值及投资评级简称代码收盘价EPSPE评级2122E23E24E2122E23E24E隆基绿能601012.SH40.291.202.042.573.2634201612买入双良节能600481.SH15.180.170.541.221.698928129买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年3月27日收盘价电力设备及新能源行业绿氢专题报告｜2023.3.28请务必阅读正文之后的免责条款和声明31▍相关研究电力设备及新能源行业储能行业观察4—广东出台政策，多维度支持储能发展(2023-03-21)电力设备及新能源行业电网变革专题四—景气上行，深挖三主线(2023-03-20)电力设备及新能源行业光伏行业观察23—如何看待光伏硅片价格上行(2023-03-16)电力设备及新能源行业风电专题报告—海缆：海风大动脉，量利迎高增(2023-02-27)电力设备及新能源行业新能源汽车充换电专题二—全球需求向上，充电桩开启新的发展阶段(2023-02-14)电力设备及新能源行业储能板块2023年投资策略—风光水长，储能迢迢(2023-01-17)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察3—国网投资再创新高，布局板块春季行情(2023-01-16)电力设备及新能源行业光伏行业观察22—如何看待这个时点的EVA粒子价格(2023-01-13)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察2—构建发展蓝图，三维度明确建设内涵(2023-01-09)电力设备及新能源行业风电板块2023年投资策略—走出低谷，乘风破浪(2023-01-07)电力设备及新能源行业光伏行业观察21—光伏海外需求或已边际改善(2023-01-03)电力设备及新能源行业光伏行业观察20—政策推动下光伏地面电站建设有望发力(2022-12-27)电力设备及新能源行业工控及低压行业2023年投资策略—拥抱顺周期，展望数字化(2022-12-20)光伏行业观察19—近期有哪些光伏产业链细节可以追踪(2022-12-19)电力设备及新能源行业重大事项点评—市场和技术，经济工作会议中的新能源内容(2022-12-17)电力设备及新能源行业光伏行业观察18—哪些因素在影响国内地面电站装机(2022-12-11)电力设备及新能源行业光伏板块2023年投资策略—景气相随，拔萃鼎新(2022-12-07)电力设备及新能源行业光伏行业观察17—反规避初裁将推动光伏海外产能扩张(2022-12-05)电力设备及新能源行业光伏行业观察16—如何看待近期硅料和硅片降价(2022-11-28)电力设备及新能源行业光伏行业观察15—如何看待光伏近期排产和后续需求(2022-11-21)电力设备及新能源行业电网电源行业观察1—特高压蓄势待发，关注核准招标节奏(2022-11-07)电力设备及新能源行业储能行业观察3—全钒液流电池落地GWh系统集采，单位成本持续下降(2022-11-07)电力设备及新能源行业储能系列报告专题三—长时储能大有可为(2022-10-24)电力设备及新能源行业储能行业观察二—由湖南碳达峰方案看储能应用方向(2022-10-24)电力设备及新能源行业电网暨电源行业跟踪点评—三季度投资托底，四季度政策待发(2022-10-11)32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报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港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。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上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%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上33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.citicsinfo.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。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。