行业评级：推荐研究员顾诗园投资咨询证书号S0620521120001联系方式025-58519167邮箱sygu@njzq.com.cn研究助理孙其默联系方式025-58519170邮箱qmsun@njzq.com.cn氢能行业：地缘政治加速绿色能源转型摘要：地缘政治驱动全球绿色能源转型：欧洲加速可再生能源发展以摆脱对于天然气进口的依赖，欧洲风光核电资源丰富，天然气管道基础设施完备，绿氢耦合可再生能源发电结合管道运输是替代天然气的直接手段。拜登政府提出《降低通胀法案》，其中包含清洁氢税收抵免政策，抵免额度最高达到3美元每公斤，使得绿氢的经济性直接优于灰氢。欧美吸取光伏、风电依赖中国进口的教训，积极出台政策，希望把零碳关键技术与相关产业链掌握在自己手中。2023年国内外示范项目加速落地：国内光伏风电大基地鼓励就地消纳，配套绿氢项目不但可以实现大规模、跨季节调峰，也可以加速绿氢替代灰氢加速工业领域的降碳减排。目前国内规划绿氢项目近15GW，预计23年碱性电解槽出货量达1.22GW，较去年0.75GW增长61.5%。欧盟明确了2030年实现绿氢产能1000万吨和进口1000万吨的目标。美国氢能产业布局加快，计划到2030年满足绿氢需求1000万吨。根据IEA统计当下绿氢规划项目，2030年全球绿氢产能将达到115GW。中长期绿氢成本趋势下行，短期需政策扶持：绿氢自身经济性来源于用电成本以及设备投资下降，外在叠加碳排放政策趋严，灰氢碳成本上行。当下煤炭制氢和天然气制氢成本依然有优势，绿氢产业发展依然需要政策扶持。参考光伏起步阶段的政策周期，2022年国家提出了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》，国家级氢能示范项目逐步落地。之后我们预计伴随着氢能行业标准评价体系的逐步完善，对于电解槽设备投资与绿氢生产的补贴政策也会逐步出台。之后国家将重点扶持一批技术指标突出，企业经营管理优良的龙头企业。当这些企业实现规模化量产叠加制氢用电成本下降，使得绿氢在没有补贴的情况下，经济性可以和灰氢相当，绿氢产业将迎来爆发式增长。绿氢市占率逐步提升，制氢环节核心设备放量显著：绿氢技术中，碱性电解槽技术相对成熟，成本较海外优势显著，适合大规模生产耦合工业用氢需求。绿氢经济性与灰氢的差距逐步收窄，绿氢市占率逐步提升。投资建议：新一轮能源革命开始，氢能产业上行周期趋势显现，制氢环节率先放量。重点看好电解槽设备企业，建议关注隆基绿能、阳光电源、华电重工、华光环能。风险提示：全球减排政策推进不及预期，国内氢能发展政策力度不及预期，电解槽企业出货量不及预期。氢能介绍：产业链与燃料电池分类全球绿氢政策：地缘政治加速欧洲能源转型全球氢能供需格局：绿氢渗透率提升逐步形成趋势碱性电解槽制氢：经济性是成为赛道的关键投资建议：绿氢占比提升带来碱性电解槽出货量增长风险提示目录氢能源产业链资料来源：上海治臻新能源股份有限公司招股说明书、南京证券研究所燃料电池分类：资料来源：昆明贵金属研究所、高工锂电、南京证券研究所燃料电池类型燃料电池与成熟的内燃机相比，不受卡诺循环限制，可将燃料的化学能直接转化为电能，具有高效率和超低的温室气体排放。碱性电解槽（ALK）：商业化程度高，适合工业大规模产氢。质子交换膜电解池（PEM）：工作温度低、能量密度大、启动和功率匹配迅速、无电解质泄露等优点，被公认为最有希望成为交通、航天、军事、电动汽车的首选电池。固体氧化物电解槽（SOEC）：特定高温环境（电热联动、核电）。燃料电池性质特征欧洲:碳排放交易体系（EU-ETS）与碳税机制完善推动能源转型欧洲可再生能源电力激励政策资料来源：icap、能源研究俱乐部、南京证券研究所2021年7月欧盟提出“Fitfor55”的一揽子气候计划，提出了包括能源、工业、交通等12项措施，承诺在2030年将温室气体排放量较1990年减少55%。从2035年逐步淘汰汽油和燃油汽车，到对建筑供暖征收气体税，最具争议的就是碳边境调整机制（CBAM）。增加传统能源成本：欧洲碳税趋严，豁免逐渐减少，碳税价格整体呈现上升趋势。国家通过提高碳税来推动减排和低碳转型。激励可再生能源发展；一方面，欧洲各国建立以上网电价为主的补贴政策机制；另一方面，在上网电价政策的框架下，不断调整具体电价政策，以实现可再生能源的合理有序开发。各国碳价“FitFor55”包含12项措施欧盟碳边境调节机制CBAM：贸易加速各国碳价逐步趋同资料来源：能源基金会、sandbag、E3G、南京证券研究所该计划是对进口商品征收碳关税，纳入征收范围的有钢铁、水泥、化肥、铝、电力五大产业，新的协议扩大加入氢气、若干化学前驱体、钢铁下游，以及特定条件下的间接排放。从2023年10开始试运行，仅要求进口商提交产品的相关数据，迫使企业算清产品的碳足迹；2026年-2034年，付费期开始开始逐步降低免费配额，覆盖行业可能进一步扩大。欧盟碳边境调节机制CAPM目的：1）避免与欧盟碳排放标准不一致导致“碳泄露”；2）避免碳交易而导致欧盟企业面临不公平价格竞争；3）加速非欧盟国家尽早实现碳中和。CAPM对中国钢铁行业的影响CAPM工作原理欧洲绿色协议→“Fitfor55”→REPowerEU：地缘政治因素加速欧洲能源转型REPowerEU计划减少对俄气的依赖资料来源：欧盟委员会、南京证券研究所2022年5月欧盟委员会提出了REPowerEU，在“Fitfor55”的基础上将2030年可再生能源的总量目标从40%提高到45%。➢太阳能方面，到2025年，光伏累积装机量达到320GW，到2030年，光伏累积装机量达到600GW。太阳能屋顶倡议，从2025年起对商业、公共建筑实施安装太阳能屋顶义务；从2029年起，对新住宅建筑实施安装太阳能屋顶义务。➢风能方面，2030年拥有480GW的风能产能。➢氢能方面，到2030年，欧盟将实现可再生氢气生产1000万吨（估算电解槽保有量达到140GW），进口1000万吨，以取代难以减碳的工业、运输部门的化石能源消耗。REPowerEU具体投资方向绿氢是欧洲降低天然气依赖的有效手段炼化厂关停新建产能资料来源：TORM、南京证券研究所地缘政治影响下，欧盟决定加速摆脱对俄能源依赖，加大可再生能源的投资。短期天然气价格下跌，主要的原因是天然气储存的基础设施容量不足，还有就是暖冬导致整体需求不及预期。但能源进口依赖问题依然存在，天然气储备可以在1-2个月内消耗掉。氢能源减少天然气依赖的有效手段：1）欧盟风光电、核能资源充足，发展绿氢是有有效替代天然气的手段。海外碱性电解槽和PEM电解槽的成本相当，PEM启停速度快，更加适合风光的波动性；2）欧洲有较为完善的天然气管道，天然气掺氢是最直接减少天然气用量的手段。3月16日，欧盟提出净零工业法（NZIA）和关键原材料法（CRMA）。欧盟计划到2030年，欧盟本土（具有战屡意义的）零碳技术生产能力须达到40%。净零工业法案还通过一项建立欧洲氢银行的计划。欧洲氢银行将为开拓本土市场和氢气进口方面提供更多融资渠道，并弥补并降低早期项目可再生氢和化石燃料之间的成本差距。2020年欧盟发电装机容量和发电量德国天然气管道转换纯氢管道资料来源：RWE、南京证券研究所GETH2Nuklus是德国氢能基础设施建设的第一个模块。GetH2IPCEI将继续扩展加氢网络。2024年建设100MW的电解能力；2025年和荷兰边境连接，并扩大电解能力到200MW；2026年接入洞穴存储设施，电解能力提升至300MW;计划2030年，建立5100km纯氢气管网（65%通过转换已有的天然气管路，35%新建纯氢管道）；管网主要计划覆盖钢铁、炼化、化工、天然气发电等企业，并直接接入陆地和海上制氢厂；并且给氢气进口和欧盟之间建立管网留下可能。GETH2Nuklus/IPCEI德国规划2030年纯氢管网澳洲天然气管道掺绿氢：3个项目已经落地，11个项目在开发资料来源：澳大利亚政府、ACTO、南京证券研究所CleanEnergyInnovationHub项目运营路线：通过1003块太阳能板保证中心的运行，另外有300kw屋顶太阳能光伏给500kWh的在站电池充电，用来保证非光照时段间使用。当电池充满电的时候，多余的能量就会供给260kW的PEM电解槽去生产氢气和氧气。之后把氢气储存在3MPa的储氢罐。生产出来的氢气有三个去处：1）作为混合能源住宅系统（HES）测试器具直接燃烧；2）作为1.2kW氢燃料电池的燃料，当太阳能和电池能量耗尽后作为后备电源；3）作为天然气混合燃料用于200kw的燃气发电机。公司最高掺氢率达到10%。PEM电解槽的型号是NEL的ProtonC30。日产氢65kg，耗电量为64.5KWh/kg（5.75KwH/Nm3）。天然气掺氢项目CEIH天然气管道掺氢项目CEIH运营模式美国《降低通胀法案》加速绿氢产业化发展资料来源：澎湃新闻、Platts、HydrogenEurope、南京证券研究所2022年美国通过《降低通胀法案》（IRA）包含全球首个清洁氢税收抵免政策。每生产1kg绿氢，抵免额度最高可提供3美元，这使得低碳氢立刻具备与化石燃料制氢竞争的实力。根据法案，美国清洁氢气生产商可获得的收税抵免规模取决于项目的生命周期温室气体（GHG）排放量，和工作人员的工资标准。法案中“合格清洁氢气”的基本税收抵免率被设定为0.6美元/kg，并根据生产的氢气的生命周期排放量进行划分。每公斤氢气的生命周期二氧化碳当量排放量低于0.45公斤时将获得100%的抵免，0.45-1.5公斤二氧化碳当量/公斤时将获得33.4%的抵免，1.5-2.5公斤二氧化碳当量/公斤和2.5-4公斤二氧化碳当量/公斤的抵免则分别为25%和20%。同时新法案中的工资要求将是税收抵免规模测算的最重要的部分，若能遵守对工作人员特定工资要求，可将税收抵免的规模乘以5倍。减税政策驱动跳过蓝氢直接发展绿氢。采用碳捕捉和封存（CCS）技术的化石燃料制氢项目（蓝氢）将难以受益于生产税收抵免政策。考虑到每公斤蓝氢的生命周期排放将保持在3kg二氧化碳以上，蓝氢生产设施最多只能获得每千克0.6美元的抵免额度。根据Platts的数据，当今世界上最便宜的灰氢生产成本在美国中西部的月平均价格为1.71美元/公斤，而美国西北部的绿氢价格为3.73美元/公斤。若通过税收抵免减去3美元/公斤，可再生氢气的生产成本将为0.73美元/公斤。在可再生能源税收抵扣政策支持下，绿氢的经济性将明显改善。根据HydrogenEurope，绿氢价格必须降低至1.5欧元（1.53美元），绿色钢铁才会有成本竞争力。因此低于1美元/kg的绿氢将刺激对于绿色钢铁的需求，并且可能在水泥和玻璃等产生重大影响。市场空间：绿氢替代灰氢已成为趋势2019年我国氢气流向资料来源：王建《电解水制氢技术》，中国煤炭工业协会，IEA，南京证券研究所供给端绿氢占比低。从我国产量结构上来看，由于我国资源结构富煤少气，氢能生产主要来源于煤制氢。2020年我国煤制氢占比高达62%，天然气制氢占比19%，工业副产氢占比18%，电解水制氢占比达1%。氢气下游需求主要集中在交通、工业为主要的应用领域。我国2020年应用在合成氨、甲醇、炼化及其他工业领域的占比分别是37%、19%、10%、19%。绿氢空间：短期用于合成氨、甲醇、炼化制备，长期增量来源于电力、交通、炼钢用氢。全球对于氢气的需求超过9000万吨，绿氢替代灰氢的市场广阔。2021全球制氢结构2021年全球氢气利用结构2020我国制氢结构PS：假设电解槽运行小时数为4000小时2023年绿氢示范项目落地加速资料来源：东吴证券，南京证券研究所合成氨：保证粮食安全的基础上向绿色转型资料来源：Engineering，国际氢能网，滕霖《“氨-氢”绿色能源路线及液氨储运技术研究进展》，南京证券研究所合成氨：2021年全球合成氨产量1.5亿吨，其中国内0.52亿吨，按照单位合成氨需要0.18吨氢气，对应需求1000万吨。目前合成氨行业能耗结构中，煤占比76%，天然气占比22%。氨可以作为氢气的运输载体的发展方向。氨在-33OC可以液化，或者常温下加压<1MPa就可以液化，液氨能量密度是液氢的1.5倍，储氢比例是17.8wt%，液氨运输技术成熟。合成氨及氨分解能量损耗大约在30%。氨可也直接作为无碳燃料。但燃点高、燃烧速度慢决定了氨作为燃料只适合于轮船航运。绿氢绿氨循环及能量损耗澳洲绿氢绿氨项目：澳洲绿氢绿氨出口项目以及天然气掺绿氢项目澳大利亚可再生能源中心AREH资料来源：BP、澳大利亚政府南京证券研究所2022年6月15日，BP投以收购澳大利亚可再生能源中心（AREH）40.5%的股权，并成为AREH的运营商，该中心有可能成为世界上最大的可再生能源和绿色氢气中心之一。AREH计划分多个阶段开发26GW的太阳能和风电发电能力，并配备160万吨绿氢或900万吨绿氨产能。该项目主要为当地最大矿区的当地客户提供可再生能源，并为澳大利亚国内市场生产绿氢和绿氨，并出口到重要的国际用户（日、韩）。在2020年10月项目发起人修改了开发AREH的方案，修改包括，增加利用海水和可再生能源的下游加工设施，生产绿色氢气和氨作为储备可再生能源，替代了原本向东南亚直接输电的原始方案。最初建议的出口电缆被海水淡化厂和氨产品出口管道和装在设备所取代。绿氢制甲醇我国烯烃产量与进口资料来源：公司公告、联通数据、南京证券研究所2022年我国甲醇产量约为7900万吨，同比增长2%，预计全球需求1.4亿吨。从生产端来看，约65%来源于天然气重整，35%来源于煤气化，若按照单吨甲醇需0.13吨氢气，对应氢气需求1020万吨和1850万吨。甲醇下游需求为烯烃（55%）、甲醛（10%）、甲醇汽油(10%)、醋酸(6%)、二甲醚(6%)、MTBE(6%)等。绿氢制甲醇制烯烃0.002,000.004,000.006,000.008,000.0010,000.0012,000.00聚丙烯-甲醇0.00500.001,000.001,500.002,000.002,500.003,000.0020182019202020212022初级形状的聚乙烯进口聚乙烯(油制)聚乙烯(煤制)绿氢制合成氨价差-示范项目多为制绿氨0.00500.001,000.001,500.002,000.002,500.003,000.003,500.004,000.002019/72019/102020/12020/42020/72020/102021/12021/42021/72021/102022/12022/42022/72022/102023/1合成氨-无烟煤宁夏宝丰能源绿色甲醇制烯烃宝丰能源内蒙古基地高端煤基产业链资料来源：内蒙古环评报告、考科利尔竟立、南京证券研究所2019年开始宁夏宝丰能源在宁东基地创新打造“国家级太阳能电解制氢示范项目”，该项目包括10万KW自发自用光伏符合发电装置、10台1000Nm3/h电解水制氢装置，2021年4月建成投产。二期工程2万Nm3/h电解制氢于2022年建成投产。（2023年1月16日，公司绿氢制绿氨项目开始环评公示）。内蒙古宝丰能源400万吨/年烯烃项目于2021年3月正式公告，2022年9月环评报批前公示，11月项目一期(260万吨煤制烯烃配套40万吨绿氢制烯烃项目)获批，产品包括聚乙烯160.51万吨/年、聚丙烯137.12万吨/年以及硫磺、重碳四、MTBE、乙烯焦油、C5等副产品。项目总投资478.11亿元，预计2024年建成投产。碱性电解槽系统氢气在石油炼化上的应用2018年部分地区炼油厂的氢气工艺来源资料来源：国际能源署、TORM、IEA、南京证券研究所加氢处理和加氢裂化是炼油过程中主要的耗氢过程。加氢处理用于去除原油中的杂质，特别是脱硫。伴随着对空气质量的担忧，炼油厂不得不降低最终产品的含硫量。到2020年，炼化后的石油产品中的含硫量比2005年减少40%。加氢裂化是利用氢气将重质原油升级为价值更高的石油产品的过程。伴随轻质和中间馏分石油产品的需求量逐步增张，加氢裂化的使用将更加广泛。炼油厂氢气需求主要来源于现场副产氢、现场专业生产或商业供应。一般来说，现场副产氢只能满足炼油厂1/3的氢气需求，在拥有发达氢气管道设置的密集工业化地区（美国），通过商业渠道采购氢气（天然气制备）是具有经济性的选择。我国炼油厂通常是配备煤气化设施。地缘政治影响下，全球石油炼化产能开始向亚洲和中东转移(2019-2023中国占了70%的全球新增炼化产能)。以及加氢处理和加氢裂化的要求不断提高，炼油厂氢气需求将持续增长。伴随全球燃料含硫量水平进一步降低，包括中国在内的许多国家公路运输燃料含硫量已经降低至0.0015%一下。国际海事组织颁布了新的船用燃料法规，从2020年起将海洋燃料的含硫量限制规定为0.5%，这将导致船用燃料对于氢气需求大幅提升。全球炼化新增、关停产能情况氢气在石油炼化上的应用-新疆库车绿氢示范项目资料来源：央企招投标、CCTV、南京证券研究所项目包括300MW的光伏电站发电6亿kWh并网不上网，剩下3亿kWh从电网上取电，年生产2万吨的绿氢（吨耗电量58kWh/kg），通过管道直接输送到附近的塔河炼化公司替代原有的天然气制氢，二氧化碳减排在50万吨左右。从相关招标文件获悉，新疆库车绿氢示范项目将采招52台单槽制氢能力1000Nm³/h的碱性电解槽，装置最大制氢能力52000Nm³/h(约240MW)，配套建设13组电解水气液分离设施和7组氢气纯化设施。本标段包括了13台套碱性电解水制氢设备，在数量上达到电解槽总规划量的25%；总标的额达到10.7亿，接近项目计划总投资额的1/3。新疆库车绿氢52台电解槽招投标公告石油炼化展望：绿氢替代灰氢、蓝氢资料来源：国际氢能网、我国石化行业实现绿氢炼化分这几步走、南京证券研究所海外“绿电-绿氢-炼化”一体化示范项目推进。BP公司与海上风电开发商合作，在德国Lingen炼油厂大规模应用绿氢。2024年建成50MW电解水制氢，利用风电生产率请，替代现有20%的天然气制氢项目，后期将规模扩大至500MW，完全替代该厂的化石能源制氢项目。壳牌公司现公布7个碳中和绿氢项目，2021年7月，开始建设欧洲最大的质子交换膜电解槽，可年产1300吨绿氢，用于的国莱茵兰炼厂加氢装置。管道运输建设降低下游用氢成本。2022年12月2日，中国石化宣布将投资200亿元用于在内蒙古乌兰察布建设绿色电力和氢能综合项目。该包括包括陆上风电制氢一体化工程和输氢管道。这条输氢管道长达400公里，连接乌兰察布制氢厂和中石化在北京的燕山石化，管道年吞吐量为10万吨氢气。12月23日，内蒙古科学技术研究院与中国石油天然气管道工程有限公司、中太（苏州）氢能源科技有限公司签署战略合作协议。三方将合作共建乌海至呼和浩特输氢管道暨“内蒙古氢能走廊”项目，该项目拟建设我国压力最高、长度最长的氢气干线管道。项目以乌海蓝氢基地为起点，途经黄河几字弯大型清洁能源基地，建成后将是联通蒙东、蒙西的重要氢能储运基础设施、建设内蒙古氢能经济走廊的核心储运设施。国家绿氢产业布局资料来源：落基山研究所（RMI）、中国氢能联盟研究院、南京证券研究所第一阶段：依靠西北丰富的煤炭和风光资源，用电成本较低，发展绿色制氢产业优势显著。在制氢绿色转型的同时，保证了农业、化工自主可控。第二阶段：绿氢实现规模化量产，通过管道输送至沿海主要消费地点，为下游需求（炼化、钢铁、燃料电池汽车）降低用氢成本。第三阶段：第四次能源革命,伴随绿氢渗透率提升，减轻对于传统能源进口的依赖。绿氢、灰氢经济性测算：资料来源：中国氢能研究院、《中国氢能产业发展报告》、南京证券研究所灰氢经济性依然高于绿氢，依然需要政策补贴提升绿氢经济性。可变成本方面，光伏风电成本下降，用电成本下行，绿氢制造成本下降。固定成本方面，伴随电解槽技术发展和国产化提升，电解槽性能（电流密度、能耗、寿命）提升。同时绿氢渗透率提升，电解槽制造实现规模化生产，设备投资成本将有所下降。绿氢的制备成本呈现下降的趋势。欧美吸取在光伏行业依赖中国的教训，通过政策补贴大力发展绿氢产业，保证绿氢产业关键技术掌握在自己手里。在当下绿氢经济性依然低于灰氢，绿氢的发展依然需要国家政策的支持。考虑欧洲碳成本制氢成本测算碱性电解水制氢经济性碳税价格灰氢碳排放成本元/kg制氢二氧化碳kg（CO2）/kg（H2）煤制氢天然气制氢18202291011欧洲碳税$/吨506.1206.8007.4803.0603.4003.740607.3448.1608.9763.6724.0804.488708.5689.52010.4724.2844.7605.23616.73520.93721.7470510152025煤制氢天然气制氢电解水制氢项目单位数值项目单位消耗量价格成本成本占比装置生产能力Nm3/h60,0001000Nm3/h台60工艺电kWh/m350.31.577.25%年生产时间h4,000动力电kWh/m30.04320.30.012960.67%装置一次性投资元600,000,000系统价格（元）10,000,000原料水消耗t/m30.002280.01760.91%设备使用年限年15冷却水消耗t/m30.00180.0080.41%纯水装置价格元4,000,000KOH消耗kg/m30.0005130.00650.33%辅助动力用电功率kw2,400仪表空气Nm3/m300.00%管理费用率%5%占销售收入年折旧费用元60,000,0000.2512.88%年生产氢气量m3240,000,000年维修费用元12,000,0002%0.052.58%管理费用元22,190,720工人工资个10100,0000.0041670.21%年利润（税前）元209,594,8801.849元回报期年2.88171.942元氢气销售价格元/m32.815毛利润31.02%4.76%备注指标氢气成本（不含管理费）氢气成本（含管理费）管理费用占比每标方原料消耗及价格成本组成绿氢占比逐步提升、电解槽出货量提升的主要逻辑国家层面氢能投资资料来源：IEA、南京证券研究所长期驱动因素（5-10年）：可再生能源比例提升，降低碳排放是大趋势。海外发达国家在减排方面走在前面，使用天然气降低煤炭的消费。而我国因为资源禀赋的原因，煤炭的能源消费占比较大。但从光伏技术发展开始，全球能源转型不仅限于资源禀赋，逐步偏向了技术主导。中期驱动因素（3-5年）：绿氢经济性提升是成为新赛道的关键。政策端，海外碳税、补贴政策；制绿氢端，可再生能源发电成本降低，制氢成本下行；设备投资端，模块化制氢系统，机械化生产流水线，降低设备成本。伴随着制氢技术（性能、成本、寿命）的发展，绿氢在能源消耗的占比将持续提升。新的应用场景拓展氢气需求（炼钢、炼化、交通、天然气掺氢燃烧供电供热）。短期驱动（1-2年）：国家层面氢能行业安全技术指标评级体系建立完成，国家层面购置碱性电解槽补贴政策以及制绿氢氢补贴的持续落地，推动碱性电解槽出货量提升。⚫参考光伏政策周期：2007年《可再生能永远中长期发展规划》→2009年金太阳示范工程→2013年《促进光伏产业健康发展的若干意见》→2015年光伏领跑者计划→2018光伏平价上网时代。碱性电解槽原材料隔膜的性能指标全球计划建设电解槽制氢产能：炼化、合成氨、甲醇、炼钢资料来源：IEA、南京证券研究所氢能供需格局资料来源：IEA、南京证券研究所我的预测政策声明场景宣布承诺场景IEA-NZS氢气产量（万吨）90009423975312842.6115001300017998YOY/复合增速-1.32%4.70%3.51%3.50%2.24%3.64%7.45%天然气5,842.3煤炭1,790.4石油66.0副产氢1,600.01,696.11,340.0化石能源+CCUS60.066.03,300.0电解槽2.73.81553.571250.002142.866,170.0绿氢占比0.03%0.04%12.10%10.87%16.48%34.28%我国氢气需求265628002926YOY5.42%4.50%绿氢占比0.17%0.45%10.30%9.61%16.48%全球氢能需求（万吨）91208950943012842.61150013000YOY/复合增速-1.86%5.36%3.49%2.23%3.63%炼化用氢39603790398047004300合成氨用氢324032903380甲醇用氢138013301460钢铁冶金450450520其他909090500850全球电解槽总装机容量（GW）0.3040.5131.3985.517150140240ALK0.1970.3540.7271.459PEM0.0930.1260.3661.125other0.0140.0330.3062.933新增出货量0.0620.2090.8854.119ALK0.0330.1570.3730.732PEM0.0280.0330.240.759other0.0010.0190.2732.627PEM占比45.16%15.79%27.12%18.43%中国电解槽总量（GW）0.2750.451.242.5605696ALK0.2750.360.9512.006PEM0.0140.044新增出货量0.1850.1750.791.26ALK0.1850.1750.7761.23PEM0.0140.03otherPEM占比1.77%2.38%64607850202320307,170.04161.14.50%202020217,270.02022碱性电解槽供给格局格局碱性电解槽，中国市场集中度高。2022年全球碱性电解槽市场出货量约为1GW，国内出货量近750MW。中国电解槽设备集中度较高，CR3达到80%，派瑞氢能（718所子公司）、考科利尔竟立、隆基氢能排名前三。国内电解槽设备有三类参与者，第一类为718所、竟立、天津大陆等老牌电解槽企业，其技术积淀以及产品得到长期了验证；第二类为隆基氢能、阳光电源等光伏龙头企业，资金技术实力雄厚，光伏业务与电解槽制氢业务高度协同；第三类为华电重工、瑞麟科技、华光环能等新兴势力，切入电解水制氢市场，在行业发展前期抢占市场份额。中船718研究所：2008年，718所成立全资子公司派瑞氢能，开展电解水设备相关业务。2022年，中船718所举办全球首台套单体产氢量2000Nm³/h水电解制氢装备发布仪式，派瑞氢能成为北京冬奥会绿氢制氢装置唯一供应商。派瑞氢能拥有碱性电解槽产能350台，PEM电解槽产能120台，合计产能约1.5GW。考克利尔竞立：公司核心团队来自718研究所，参与国家973重大科研项目“大规模非并网风电规模化制氢”。2019年，比利时JohnCockerill集团承接苏州竞立制氢设备有限公司全部人员和知识产权，成立考科利尔竟立，加大研发，扩大碱性电解槽产能。2021年，公司分别下线国际首台套1200Nm³/h和1300Nm³/h的电解水制氢设备。公司现有产能约1GW，预计2023年将扩充至1.5GW。隆基绿能：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年作为新进入者，产能快速扩张，22年产能达1.5GW，23年产能将进一步扩张至2.5GW，25年规划5-10GW。阳光电源：对碱性电解槽、PEM电解槽均有布局，二者单机功率分别可达1000Nm³/h、200Nm³/h，2022年底，配备阳光氢能200Nm³/hPEM电解槽的长江电力绿电绿氢示范项目产氢成功。华电重工：电解水制氢设备领域，公司1200Nm3/h碱性电解水制氢装置与气体扩散层产品已成功下线。此外，公司持续加大PEM电解设备研发投入，双技术路线并行发展。华电集团为公司控股股东，依托华电集团，公司与内蒙古华电氢能签署《内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目PC总承包合同制氢站部分》。同时收购通用氢能51%股权，在PEM原材料端有一定布局。风险提示•全球减排政策推进不及预期；•国内氢能发展政策力度不及预期；•电解槽企业出货量不及预期。免责声明•本报告仅供南京证券股份有限公司（以下简称“本公司”）客户使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。•本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，本公司可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。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。•本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成所述证券的买卖出价或征价。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。•本公司及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。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头寸并进行交易，也可能为之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。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。•本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人等任何形式侵犯本公司版权。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“南京证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权力。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。投资评级说明南京证券行业投资评级标准：推荐：预计6个月内该行业超越整体市场表现；中性：预计6个月内该行业与整体市场表现基本持平；回避：预计6个月内该行业弱于整体市场表现。南京证券上市公司投资评级标准：买入：预计6个月内绝对涨幅大于20%；增持：预计6个月内绝对涨幅为10%-20%之间；中性：预计6个月内绝对涨幅为-10%-10%之间；减持：预计6个月内绝对涨幅为-10%及以下。