1T行业报告│行业深度研究Table_FirstTable_Summary电力设备与新能源电氢替代迈入进行时--氢能深度系列六新能源发电量占比持续提升，电氢经济性不断改善，经济利用下电氢成本已经接近灰氢并低于蓝氢，电氢在化工领域替代应用有较大发展潜力。➢新能源规模化孕育电氢新机遇《2023年能源工作指导意见》提出新能源发电量占全社会用电量的比重达到15.3%，电力现货市场发现电力价格分时特征，部分新能源占比高的现货省份的电能量价格低于0.05元/kWh的年度时长已达1000小时以上，电力现货在全国快速推广为电解水制氢产业提供了重大的发展机遇。➢电氢经济性初步显现考虑电网电解水制氢（并网制氢）和风光一体化电解水制氢（离网制氢）两种方式：并网制氢模式下存在经济利用小时数，以制氢成本最优为目标时，2022年山西、甘肃两省制氢成本最低约为15元/kg，经济利用小时数分别为1915h和2875h，当考虑出售高纯度氧气时，冲减后的制氢成本最低约为10元/kg；离网制氢模式下现货五省成本约为13-17元/kg，考虑氧气冲减后的成本约为8-11元/kg；均已经接近煤制氢约7-11元/kg成本，低于天然气制氢约15-20元/kg成本。随着电耗水平下降、利用小时数的提升，电氢成本仍有较大下降的空间。➢氢氨一体化优势突出西北制氢与目前下游应用地理距离较远，若引入氢气运输环节，则会额外带来6-8元/kg的成本增量，无法在经济性上彻底替代煤制氢；若采取就地新建如合成氨装置等下游配套产能，则成本增量仅2.5元/kg。绿氢、绿氧、绿氨一体化生产模式经济性较好，综合利用成本已经接近于煤制氢。➢电氢替代加速，行业放量空间较大目前多地出台电解氢产业扶持政策，部分政策对经济性改善明显，大型央企纷纷布局电氢项目抢占绿色能源先机。根据我们的测算，2023-2025年，预计新增电解槽装机约为2.39/5.51/14.27GW，仅占新增新能源装机的1.49%/2.76%/7.13%；年制氢总量仅占氢气需求的1.4%/2%/3.5%，预计到2030年，电氢占氢气总产能比例可达15%以上。目前新能源电力供应与下游氢气替代并无明显瓶颈，经济性驱动发展，行业空间较大。➢投资建议：关注兼具技术与央企客户基础的公司电耗、产氢压力及纯度、电解槽系统调节能力等技术性能对经济性有很大影响，优质电解槽系统可以带来明显的成本优势，未来份额或向技术领先的企业靠拢，重点推荐：1）背靠华电集团，能源工程的多面手的华电重工；2）硅料设备龙头，电氢持续加码的双良节能。建议关注昇辉科技，亿利洁能，隆基绿能、阳光电源、天合光能、明阳智能等。风险提示：电解槽需求不及预期、新能源装机不及预期、竞争格局恶化等。简称EPSPECAGR-3评级2023E2024E2025E2023E2024E2025E华电重工0.430.550.7416.312.79.440.5%买入双良节能1.371.731.9810.18.07.056.9%买入数据来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年5月10日收盘价证券研究报告Table_FirstTable_ReportDate2023年05月10日Table_FirstTable_Rating投资建议：强于大市(维持评级)上次建议：强于大市Table_FirstTable_Chart相对大盘走势Table_FirstTable_Author分析师：贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cnTable_FirstTable_Contacter联系人袁澎邮箱：yuanp@glsc.com.cnTable_FirstTable_RelateReport相关报告1、《氢能深度系列五-膜电极篇：核心材料国产化，助推氢能车商业化》2022.11.032、《氢能深度系列四-储运篇：氢经济发展之纽带，具备千亿市场潜力》2022.04.013、《氢能顶层规划落地，行业发展步入快车道》2022.03.23请务必阅读报告末页的重要声明-100%0%100%200%300%2020-012021-012022-012023-01电力设备及新能源指数沪深300本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。2请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究投资聚焦研究背景经过新能源多年的快速发展，2022年我国新能源发电量占全社会用电量的比例已经达到13.8%，2023年该目标已提升至15.3%，系统现有的灵活性可能出现不足，新能源消纳难度将加大。我国新能源行业发展的逻辑将从装机驱动转向消纳驱动。电解水制氢作为优质的灵活性负荷资源，将充分利用低价谷电或新能源直接发电制氢，不仅可以补充系统灵活性资源的需求，而且可以在下游部分高排放的化工行业形成绿色原料替代。本篇报告，我们分析了目前电解水制氢的成本，并对电解水制氢应用方式、供需格局、发展空间、设备公司做出分析。创新之处本报告详细拆分了山西、甘肃、山东、蒙西、广东等五省目前在电力现货市场条件下制氢项目的优化运行成本，在不同省份的电力市场中，由于电价分布差异较大，制氢经济利用小时数和相应成本可能有显著差别，提示大规模并网制氢项目应努力运行于经济利用区间，降低电费成本。同时，基于成本优势，绿氢-绿氧-绿氨一体化模式或将率先在工业领域内加速绿色替代，发挥出重大的社会效益。核心结论1）新能源规模化是电氢产业的前提条件，电力现货市场还原分时价格是电氢产业的发展基础。电氢作为优质灵活负荷资源将改善电力系统运行，帮助新能源消纳。2）当并网制氢项目运行于经济小时数时，成本明显下降，考虑高纯度氧气出售时，不论并网还是离网制氢，其成本已经接近于煤制氢成本，在电耗改善、小时数提升、政策帮扶之下，未来电氢成本有望显著下降。3）相对于西北制氢外运，氢氨一体化实现绿氨替代更具备经济效益，目前大型央企纷纷筹划项目，设备公司努力提升电解槽性能，产业迈入从0-1的发展阶段，预计至2030年，电氢渗透率有望从目前的1%提升至15%，电解槽相关公司或率先受益。4）建议关注：华电重工、双良节能、昇辉科技、亿利洁能，隆基绿能、阳光电源、天合光能、明阳智能等。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。3请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究正文目录1新能源规模化孕育电氢新机遇........................................61.1新能源装机与发电量持续增加....................................................................61.2市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现..............................................71.3分时低价特征或向全国各省快速扩散.........................................................82电氢经济性初步显现，氢氨一体化优势突出...........................132.1电氢系统产出高价值绿氧.........................................................................132.2经济利用下西北电氢成本优势初步显现...................................................152.3西北电氢与下游地理分布不能匹配...........................................................262.4电氢运输成本居高不下.............................................................................282.5西北氢氨一体化生产具备可行性..............................................................313电氢替代加速，行业放量空间较大...................................313.1产业政策扶持电氢项目开发提速..............................................................323.2电氢替代供需两侧潜力均大......................................................................333.3从0-1，相关电解槽公司争相布局............................................................354投资建议.........................................................394.1华电重工：背靠华电集团，能源工程多面手............................................394.2双良节能：硅料设备龙头，电氢业务持续加码........................................404.3昇辉科技：商誉减值落地，积极布局氢能多个领域.................................424.4亿利洁能：“光氢化”一体化，直达下游应用.......................................435风险提示.........................................................44图表目录图表1：2010-2022年全国装机规模及其构成图..............................................................6图表2：2010-2022年全国发电量及其构成图..................................................................6图表3：2018-2022年山东省风电、光伏装机占比（%）.................................................7图表4：山东省2018-2022年风电、光伏发电量占比（%）.............................................7图表5：山东省各个电价区间对应的小时数(2022.4.1-2023.4.1)...........................8图表6：山东省各个电价区间对应的平均电价(2022.4.1-2023.4.1)..............................8图表7：截至2022年末全国各省份风电、光伏装机情况...........................................9图表8：截至2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况.............................................9图表9：山东省2022年现货价格时长分布................................................................10图表10：山西省2022年现货价格时长分布...............................................................10图表11：广东省2022年现货价格时长分布...................................................................10图表12：甘肃省河西2022年现货价格时长分布.......................................................11图表13：蒙西呼包东2022年现货价格时长分布.......................................................11图表14：蒙西呼包西2022年现货价格时长分布.......................................................12图表15：各省电力现货市场建设进度.........................................................................13本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。4请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表16：碱性电解槽的工作原理................................................................................14图表17：碱性电解槽制氢系统....................................................................................14图表18：不同纯度氧气市场报价示例...........................................................................14图表19：宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目.................................................................15图表20：煤制氢、天然气制氢成本测算........................................................................16图表21：同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元/kg）........................................................17图表22：不同天然气价及碳价下煤制氢成本（元/kg）................................................17图表23：电解槽参数设置..............................................................................................17图表24：电网电解水制氢电费组成参数设置.................................................................18图表25：山西省不同利用小时数下的并网制氢成本......................................................18图表26：山西省并网制氢最低成本静态结构.................................................................19图表27：山西省并网制氢综合电价结构........................................................................19图表28：山东省不同利用小时数下的并网制氢成本......................................................19图表29：山东省并网制氢最低成本静态结构.................................................................20图表30：山东省并网制氢综合电价结构........................................................................20图表31：广东省不同利用小时数下的并网制氢成本......................................................20图表32：广东省并网制氢最低成本静态结构.................................................................21图表33：广东省并网制氢综合电价结构........................................................................21图表34：甘肃省不同利用小时数下的并网制氢成本......................................................21图表35：甘肃省并网制氢最低成本静态结构.................................................................22图表36：甘肃省并网制氢综合电价结构........................................................................22图表37：蒙西呼包东不同利用小时数下的并网制氢成本..............................................22图表38：蒙西呼包东并网制氢最低成本静态结构.........................................................23图表39：蒙西呼包东并网制氢综合电价结构.................................................................23图表40：电网电解水制氢成本.......................................................................................23图表41：风光一体化电解水制氢成本............................................................................24图表42：电解水制氢的降本空间...................................................................................25图表43：2022年氢流图.................................................................................................27图表44：氢气产能及下游应用.......................................................................................27图表45：气氢拖车运输成本..........................................................................................28图表46：气氢拖车运输参数假设...................................................................................28图表47：液氢罐车运输成本..........................................................................................29图表48：液氢运输参数假设..........................................................................................29图表49：管道运输参数假设..........................................................................................30图表50：不同氢气运输方式成本对比............................................................................30图表51：就地消纳增量成本估算（以建合成氨厂为例）..............................................31图表52：部分绿氢生产补贴政策...................................................................................32图表53：2022-2023年部分已签约或开工的绿氢项目...................................................33图表54：氢气需求预测..................................................................................................33图表55：电解水制氢总需求及电解槽装机预测.............................................................34图表56：电解水制氢装机占可再生能源装机比例.........................................................35图表57：2022年中国电解槽出货市占率.......................................................................36图表58：2022年中国电解槽企业产能...........................................................................36图表59：电解槽设备厂商产品参数对比（截至2023年4月2日）..............................36图表60：（拟）上市公司布局氢能产品协同点...............................................................37图表61：（拟）上市公司弹性分析.................................................................................38图表62：2017-2022华电重工营业收入.........................................................................39本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。5请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表63：2017-2022华电重工归母净利润.....................................................................39图表64：2017-2022华电重工毛利率、净利率..............................................................39图表65：2017-2022华电重工各项费用率.....................................................................39图表66：华电重工盈利预测..........................................................................................40图表77：2017-2022双良节能营业收入.........................................................................40图表78：2017-2022双良节能归母净利润.....................................................................40图表79：2017-2022双良节能毛利率、净利率..............................................................41图表80：2017-2022双良节能各项费用率.....................................................................41图表81：双良节能盈利预测..........................................................................................42图表67：2017-2022昇辉科技营业收入.........................................................................42图表68：2017-2022昇辉科技归母净利润.....................................................................42图表69：2017-2022昇辉科技毛利率、净利率..............................................................42图表70：2017-2022昇辉科技各项费用率.....................................................................42图表82：2017-2022亿利洁能营业收入.........................................................................44图表83：2017-2022亿利洁能归母净利润.....................................................................44图表84：2017-2022亿利洁能毛利率、净利率..............................................................44图表85：2017-2022亿利洁能各项费用率.....................................................................44本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。6请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究1新能源规模化孕育电氢新机遇1.1新能源装机与发电量持续增加自2010年以来，我国新能源规模化发展程度加速深化，新能源装机规模及其相对于总装机规模的占比稳步扩张，新能源发电量及其相对于总发电量的占比持续提升。2010-2022年，全国装机量自966.41GW扩张至2564.05GW，其中，新能源装机规模自29.84GW扩张至758.05GW，CAGR达28.25%，新能源装机规模占比全国装机规模由3.09%提升至29.56%；新能源发电量自495.21亿kWh增长至11899.4亿kWh，CAGR达27.71%，新能源发电量占全社会用电量比例已经达到13.8%。图表1：2010-2022年全国装机规模及其构成图来源：iFinD、中电联、国联证券研究所图表2：2010-2022年全国发电量及其构成图来源：iFinD、中电联、国联证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年火电水电太阳能风电核电0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年火电水电太阳能风电核电本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。7请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究根据国家能源局发布的《2023年能源工作指导意见》，2023年，我国将继续推进新能源建设，加速深入结构转型，大力发展风电、光伏，力争使得发电量占全社会用电量的比重达到15.3%、全年风光装机增加160GW。1.2市场化令新能源大省山东电价分时特征浮现在新能源占比较高的地区，相应时段电价较低。由于新能源发电边际成本低的特质，在新能源高发期间，如果用电需求较低，则相应时段市场电价较低。以山东省电力现货市场为例：2018-2022年，山东省风电、光伏装机容量及发电量持续增长，风电、光伏装机容量自1146/1361万千瓦增长至2302/4270万千瓦，CAGR达14.97%/25.69%，风电、光伏装机占总装机量比例自6.05%/9.93%扩张至12.14%/23.13%；风电、光伏发电量占总发电量比例自2.32%/0.55%扩张至5.28%/11.25%。图表3：2018-2022年山东省风电、光伏装机占比（%）图表4：山东省2018-2022年风电、光伏发电量占比（%）来源：中电联、国联证券研究所来源：中电联、国联证券研究所山东省高速发展的新能源使电价时段特征明显。根据2022.04.01-2023.04.01年山东电力现货实时市场用电侧小时级电价统计，在过去一年的8760小时中：0.3元/kWh（山东燃煤基准价80%=0.3159元/kWh）及以下的低电价时段共计达2534小时，占比总时长的28.9%；0.1元及以下电价区间的小时数达1317小时，占比总时长的15.03%，该区间的平均电价为-0.007元/kWh；零点价及负电价的电价区间小时数达693小时，占比总时长的7.91%，该区间的平均电价为-0.634元/kWh。6.05%7.14%9.47%10.25%12.14%9.93%13.95%7.48%17.64%23.13%0%5%10%15%20%25%30%35%40%2018年2019年2020年2021年2022年风电装机占比光伏装机占比2.32%2.45%2.77%4.16%5.28%0.55%0.61%0.59%6.06%11.25%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%2018年2019年2020年2021年2022年风电发电量占比太阳能发电量占比本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。8请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表5：山东省各个电价区间对应的小时数(2022.4.1-2023.4.1)来源：山东电力交易中心、国联证券研究所图表6：山东省各个电价区间对应的平均电价(2022.4.1-2023.4.1)来源：山东电力交易中心、国联证券研究所可见，以1317小时计算，即平均每天有3.6小时的电价处于0.1元/kWh以下，并且，随着光伏装机进一步加大，日均低电价市场有进一步扩大的可能。1.3分时低价特征或向全国各省快速扩散截至2022年末，全国各省风电、光伏装机量占各省总装机量比例前五名的为青海、西藏、河北、宁夏、安徽（按光伏装机排序）；全国各省风电、光伏发电量占各省总发电量比例前五名的为青海、西藏、宁夏、甘肃、山东。考虑到新能源渗透率与分时电价特征高度相关，因此全国多个省份均可出现类似山东省的电价分时特征，如青海、宁夏、甘肃等。6932493753072742583786451300165110121618020040060080010001200140016001800小时数电价区间(元/kWh)-0.063-0.039-0.0070.0180.0410.0630.0950.1420.2100.2680.297-0.100-0.0500.0000.0500.1000.1500.2000.2500.3000.350<0<0.05<0.1<0.15<0.2<0.25<0.3<0.35<0.4<0.45<0.5某电价以下时段的平均电价(元/kWh)电价区间(元/kWh)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。9请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表7：截至2022年末全国各省份风电、光伏装机情况来源：Wind，中电联，国联证券研究所图表8：截至2022年末全国各省份风电、光伏发电量情况来源：Wind，中电联，国国联证券研究所现货省份的电价分布特征各有差异。目前山东、甘肃、山西、广东、蒙西等五个省份已开启电力现货连续试运行，电价分布特征各异，新能源发电量占比较高的甘肃、山西、山东等省份低电价时长明显较长，而广东新能源发电量占比低，低电价小时数明显较少。这一现象在一定程度上佐证了新能源占比高将促使低电价时长扩大，电价的降低在一定程度上将推动电解水制氢经济性好转。0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%青海西藏山东安徽浙江江西宁夏河南海南甘肃陕西贵州江苏山西湖北新疆黑龙江湖南吉林天津内蒙古辽宁广东北京上海福建云南重庆广西四川光伏装机占比风电装机占比0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%青海西藏宁夏甘肃山东江西黑龙江安徽陕西河南吉林山西贵州海南浙江江苏湖北新疆内蒙古辽宁天津湖南北京广东上海广西云南福建四川重庆光伏发电量占比风电发电量占比本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。10请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表9：山东省2022年现货价格时长分布来源：兰木达电力现货、山东电力交易中心、国联证券研究所图表10：山西省2022年现货价格时长分布来源：兰木达电力现货、国联证券研究所图表11：广东省2022年现货价格时长分布747521938529527831040574412561439907537306212168113876742332724171516182465210020040060080010001200140016001341264778423787121918968893382263071329512310885716132732221462933522934351070200400600800100012001400160018002000本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。11请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：兰木达电力现货、国联证券研究所图表12：甘肃省河西2022年现货价格时长分布来源：兰木达电力现货、国联证券研究所图表13：蒙西呼包东2022年现货价格时长分布11693888612414925435195616201642879533332244161145136138119152109999170411894102004006008001000120014001600180014673894012201672313653251135817458381394141325129083324202004006008001000120014001600本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。12请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：兰木达电力现货、国联证券研究所图表14：蒙西呼包西2022年现货价格时长分布来源：兰木达电力现货、国联证券研究所加快建设电力现货市场，畅通实时电价发现渠道。类似青海、宁夏等省份虽然具备高比例新能源占比，却暂无电力现货市场运行，价格发现能力有限。但是，目前越来越多的省份正在加速建设电力现货市场。其中：山西、广东、浙江、四川、福建、甘肃、山东、蒙西八省第一批电力现货市场建设已连续结算试运行；上海、湖北、辽宁、江苏、安徽、河南六省第二批电力现货市场建设已完成模拟试运行；其余省份，如黑龙江、陕西、青海、江西、宁夏、重庆、广西、海南、贵州、云南、河北（南网）、湖南等均已展开电力现货市场建设相关工作。540812215020428356178376048828813379425057332024242533252724383225391872234205010020030040050060070080090029215313619229055181569850929715911084796144373432233640202125322029193718361120100200300400500600700800900本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。13请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表15：各省电力现货市场建设进度省份进度省份进度山西(第一批)已连续结算试运行广东(第一批)已连续结算试运行浙江(第一批)已多次结算试运行，2023年1月再次发布《浙江电力现货市场基本规则(征求意见稿)》四川(第一批)已连续结算试运行福建(第一批)已连续结算试运行甘肃(第一批)已连续结算试运行山东(第一批)已连续结算试运行蒙西(第一批)已连续结算试运行上海(第二批)2022年7月上海电力现货市场首次模拟试运行湖北(第二批)2022年12月23日至29日，湖北省顺利开展电力现货市场首次结算试运行辽宁(第二批)2023年1月5日至7日,辽宁电力现货市场完成第一次结算试运行工作江苏(第二批)2022年11月江苏电力现货市场第三次电力现货市场结算试运行。安徽(第二批)2023年3月27日，2023年首次结算试运行工作方案发布河南(第二批)2022年11月完成第一次短周期调电结算试运行黑龙江2022年12月开展模拟试运行和调电试运行。广西2022年7月，广西纳入南方区域电力现货市场试运行陕西2022年11月22日至12月2日，陕西省内电力现货市场首次模拟试运行海南2022年7月，海南纳入南方区域电力现货市场试运行青海2023年1月11日，首次模拟试运行工作正式启动贵州2022年7月，贵州纳入南方区域电力现货市场试运行江西2023年3月22日至24日,江西电力现货市场圆满完成首次调电试运行云南2022年7月，云南纳入南方区域电力现货市场试运行宁夏2022年12月27日-29日开展第一次模拟试运行河北（南网）2023年3月，开展第二次电力现货市场模拟试运行重庆2023年3月开展第二次现货市场模拟试运行湖南2023年4月7～8日，开展首次调电试运行来源：各省市电力交易中心、兰木达电力现货、国联证券研究所电力现货市场建设的逐步完善有利于各省份畅通实时电价发现渠道，进而能够更直接、明朗地观测到电价分时分布特征，从而有助于当地政府实施配套政策促进相关产业的发展。其中，电氢产业基于其低碳环保的核心理念、逐渐凸显的经济性，在目前我国力争实现能源绿色转型以及“双碳”目标的大背景下方兴未艾、规模可期。2电氢经济性初步显现，氢氨一体化优势突出2.1电氢系统产出高价值绿氧➢碱性电解槽工作原理按照工作原理和电解质的不同，电解水制氢技术可分为4种。碱性电解水技术(ALK)、质子交换膜电解水技术(PEM)、高温固体氧化物电解水技术(SOEC)和固体聚合本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。14请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究物阴离子交换膜电解水技术(AEM)。其中，碱性电解槽的成本较低，经济性较好，2022年国内碱性电解槽出货占97%，但相较于PEM的灵活性较差，PEM受限于质子膜高成本，总体设备成本是碱性电解槽3-4倍。碱性电解槽的电解液一般为30%质量浓度的KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。在直流电的作用下，阴极发生还原反应，生成氢气和氢氧根离子，阳极发生氧化反应，生成氧气和水。经过气水分离器将气体和溶液分离，电解液回流至电解槽，氢气和氧气分别进入纯化装置提纯后进行收集。图表16：碱性电解槽的工作原理图表17：碱性电解槽制氢系统来源：IRENA、国联证券研究所来源：派瑞氢能，国联证券研究所➢副产品高纯绿氧的价值较高电解水制氢的同时会带来高价值副产品—高纯度绿氧，一般企业采取直接排放进空气中的处理方式，当副产氧气量较大时，则用液化的方式储存销售。目前高纯氧的制取主要有两种工艺方法，一是利用空分设备中产生的工业氧再经低温精馏工艺。二是以电解水为原料，经催化除水脱氢后进行冷却，可制取纯度为99.995%以上的高纯氧，工业氧一般要求纯度在99%以上，因此副产氧可被应用于工业，医疗，化工等多个领域，具有一定的商业价值。结合市场上气体公司的氧气报价均值，高纯氧价格约35元/立方，经济性突出。图表18：不同纯度氧气市场报价示例类型纯度价格（元/立方）工业氧气99%7.3医用氧气99.5%6.5高纯氧99.999%35超纯氧99.9999%242来源：宏锦化工，永冠兴气体，国联证券研究所以宝丰能源300万吨/年烯烃项目为例，其中40万吨烯烃通过绿氢耦合制备，利用风电光伏能源电解水制取绿氢和绿氧，绿氢替代原料煤进入甲醇合成装置，绿氧替代燃料煤用于煤气化工艺，减少了空分设备制氧能耗，该项目是全国单厂规模最大的本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。15请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究“绿氢+煤”制烯烃。图表19：宝丰能源绿电绿氢绿氧一体化项目来源：流程工业，国联证券研究所此外，高纯度氧在冶金领域，有助于去除硫、磷、硅、等杂质，缩短冶炼时间；在电子领域，在与四氟化碳混合后，可以用于等离子刻蚀，同时在医疗、航空航天等多个领域均有较高的商业价值。2.2经济利用下西北电氢成本优势初步显现➢化石能源制氢成本煤制氢和天然气制氢均属化石能源制氢，目前技术路线相对成熟、应用较为广泛，对煤气化、天然气进行成本测算后发现，若不考虑碳排放价格，两者制氢成本分别为11.3元/kg、21.8元/kg，两者成本均易受到原材料价格波动影响。煤气化制氢：采用水煤浆技术工艺，假设建设投资12.4亿元，设备产能9万方/h，年工作时间8000小时，煤炭单价900元/吨，煤制氢在所有制氢路线中成本最低，其成本结构中占比最大的是煤炭，占比59%；其次是氧气，一般煤制氢气采用部分氧化工艺，氧气成本占比20%。天然气制氢：假设建设投资6亿元，设备产能9万方/h，年工作时间8000小时，天然气单价3.5元/m3。天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气成本是制氢成本的主要部分，占比近86%。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。16请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表20：煤制氢、天然气制氢成本测算煤制氢天然气制氢产能制氢规模（m3／h）9000090000年运行时间（h)80008000年产能(万m3)7200072000固定资产初始投资（万）12400060000折旧年限（年）2020折旧（元/m3）0.090.042维修费用（元/m3）0.030.017折旧维修合计（元/m3）0.120.059原材料煤炭单价(元/吨)900耗煤成本（kg/m3）0.63煤成本（元/m3）0.57氧气/天然气单价（元/m3）0.53.5氧气/天然气单耗（m3/m3H2）0.420.48氧气/天然气成本（元/m3）0.211.68辅助材料成本（元/m3）0.040.01原材料费用合计（元/m3）0.821.69动力能耗电价（元/kWh）0.560.56耗电量（kWh/m3）0.040.05电费（元/m3）0.020.03水费及其他（元/m3）0.050.16动力能耗合计（元/m3）0.070.19人工费用人员（人）108工资（万元/人）1212.00人工费（元/m3）0.0020.001制氢成本（未考虑碳排放）体积成本（标准状态下）1.011.94质量成本（元/kg）11.2821.75来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》张彩丽等,《氢能的生产工艺及经济性分析》苗军等，《制氢工艺与技术》刘晓丽等，IEA，国联证券研究所IEA，国联证券研究所若考虑碳排放价格，化石能源制氢经济性进一步下降。根据IEA，煤制氢路线1kg氢气产生约26kg二氧化碳、天然气制氢路线1kg氢气产生约10kg二氧化碳，按照当前中国碳排放价格为55元/吨计算，考虑碳价后煤制氢、天然气制氢成本将分别达到12.7元/kg、22.3元/kg，在碳减排压力下，碳配额发放或将收紧，推动碳价上行，当碳价上涨至200元/吨时，煤制氢、天然气制氢成本将分别达到16.5元/kg、23.8元/kg，电解水制氢相对化石能源制氢或将更具经济优势。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。17请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表21：同煤炭价及碳价下煤制氢成本（元/kg）图表22：不同天然气价及碳价下煤制氢成本（元/kg）碳价（元/吨）煤炭（元/吨）5510015020025060010.5911.7613.0614.3615.6665010.9512.1213.4214.7216.0270011.312.4713.7715.0716.3775011.6512.8214.1215.4216.728001213.1714.4715.7717.0785012.3613.5314.8316.1317.4390012.7113.8815.1816.4817.7895013.0614.2315.5316.8318.13100013.4214.5915.8917.1918.49碳价（元/吨）天然气（元/吨）551001502002501.511.551212.51313.5214.2414.6915.1915.6916.192.516.9217.3717.8718.3718.87319.6120.0620.5621.0621.563.522.322.7523.2523.7524.25424.9925.4425.9426.4426.944.527.6828.1328.6329.1329.63530.3630.8131.3131.8132.315.533.0533.53434.535来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所➢电解水制氢成本电氢分为电网电解水制氢（并网制氢）和风光一体化电解水制氢（离网制氢）。并网制氢是将系统接入电网取电，主要应用于大规模制氢消纳新能源发电，制氢成本主要为电费。离网制氢则是将风光发电机组产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备，制氢成本主要为电源建设成本。目前国内电氢系统以并网制氢为主，电网作为稳定能源支撑制氢系统负荷波动较小，同时相关设备更成熟。但在并网制氢的情况下，由于系统内电能需要经过升价、降压、整流多次变换，导致损耗较大，同时承担电网输配电及政府基金及附加等成本。离网制氢因为只有整流环节，系统效率更高，也无需缴纳输配电费用，电力输送环节成本减少。但离网制氢系统缺少了电网的稳定支撑，电解槽面临由风光发电带来的波动冲击，同时离网制氢受制于土地无法大规模制取。目前，国内碱性电解槽的工作负荷暂不能完全适应新能源发电系统输出功率的波动强度。综合市场上电解槽性能参数，我们假设单套电解槽系统产氢量为1500标方/h，系统单位能耗为4.4kWh/标方，价格为2010元/kW。电解水制氢的原材料用水价格4.1元/吨，30%浓度KOH电解液价格8元/kg。由于电解水制氢会带来高价值的副产品绿氧，假设50%的氧气经提纯后对外销售，价格2元/标方，分别测算两种模式下电解水制氢的成本。图表23：电解槽参数设置电解水制氢系统基本参数产氢量（Nm³/h）1500直流电耗（kWh/Nm³）4.4寿命（h）200000折旧年限（年）20国内碱性电解槽价格（元/Kw）2010电解水制氢系统其他参数土地安装费用设备的13%本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。18请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究更换费用设备的15%运维费用每年设备2%人工费用1人12万/年耗水量0.0008吨/标方耗电解液(KOH)0.0004kg/标方水价4.1元/吨KOH单价8元/kg高纯氧气售价2元/标方高纯氧气销售比例50%来源：各电解槽企业官网，国联证券研究所电网电解水制氢：针对有电力现货市场价格数据的山西省、山东省、广东省、甘肃省和蒙西分别计算用电综合电价，包括输配电价（两部制）、容量补偿电价（山东）、政府性基金及附加、基本电能量价格等。对上述五省电网电解水制氢成本进行测算。图表24：电网电解水制氢电费组成参数设置名称山西山东广东甘肃蒙西输配电度电价(元/kWh)0.03860.11690.02120.06080.0545输配容量电价(元/kva月)2428231919容量补偿电价(元/kWh)00.0991000输配电价谷时段下浮比例55%70%(仅容量补偿电价)62%0%53%政府性基金及附加(元/kWh)0.023370.027170.027670.022930.02275来源：电价百科、国联证券研究所山西省经济利用小时数为1915小时，并网制氢单位成本最低：截止2022Q3，山西省风电光伏装机量占比位列全国第14，但由于负荷较少，山西省低电价小时数在五个省份中较为显著，0~0.05元/kWh共计1341小时，0.3~0.35元/kWh共计1219小时，低电价优势明显。经过我们的测算，当利用小时数为1915小时，综合电价0.1868元/kWh，山西制氢成本最低为15.2元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至9.6元/kg。山西省并网制氢成本结构中，因现货市场低电价优势显著，电费占比相对较低，仅60.59%，电费之中，电能量价格占42%，输配容量价格占36%。图表25：山西省不同利用小时数下的并网制氢成本来源：国联证券研究所16.5216.3216.0515.7715.2015.3216.1917.6118.3318.6718.9619.4219.6619.8520.1320.4010.9210.7210.4510.179.609.7210.5912.0112.7313.0713.3613.8214.0614.2514.5314.800.005.0010.0015.0020.0025.001341136714141492191527023921581767067044727075777709780479278035制氢成本(元/kg)利用小时数(h)制氢成本(不含氧气成本冲减)制氢成本(含氧气成本冲减)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。19请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表26：山西省并网制氢最低成本静态结构图表27：山西省并网制氢综合电价结构来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所山东省经济利用小时数为2644小时，成本较高主要系输配电费用较高：山东省低电价小时数相对较多，-0.1~-0.05元/kWh共计747小时，剩余小时数多集中在0.35~0.45元/kWh，共计2695小时。当利用小时数为2644小时，综合电价0.394元/kWh，山东制氢成本最低为23.75元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至18.15元/kg。山东省并网制氢成本结构中，电费占比超过81%。电费中，输配容量价格占32%，输配电度价格占30%，即输配电费用占制氢总成本超50%，是山东省并网制氢成本的主要部分。图表28：山东省不同利用小时数下的并网制氢成本来源：国联证券研究所土地安装,2.95%电解槽装置,22.69%装置运维,6.81%更换费用,3.40%电费,60.59%水费,0.24%KOH费用,0.24%人工费,3.08%电能量价格42%输配电度价格9%输配容量价格36%政府性基金及附加13%42.342.034.828.426.024.724.023.723.924.825.926.727.327.728.036.736.429.222.820.419.118.418.118.319.220.321.121.722.122.415.020.025.030.035.040.045.0747752971135616511929223926443388464460836990752778338045制氢成本(元/kg)利用小时数(h)制氢成本(不含氧气成本冲减)制氢成本(含氧气成本冲减)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。20请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表29：山东省并网制氢最低成本静态结构图表30：山东省并网制氢综合电价结构来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所广东省经济利用小时数为3837小时，成本较高主要系电能量价格较高：广东省用电需求旺盛，但是本地发电资源相对匮乏，风光发电量渗透率较低，低电价持续时间很短，0.45~0.5元/kWh共计1620小时，0.5~0.55元/kWh共计1642小时，因此，广东地区在五个省份中并网制氢的成本最高。当利用小时数为3837小时，综合电价0.453元/kWh，广东并网制氢成本最低为25.33元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至19.73元/kg。广东省并网制氢成本结构中，电费占比相较于其他省份最高，占比超过88%。电费之中，电能量价格占比高达86%。图表31：广东省不同利用小时数下的并网制氢成本来源：国联证券研究所土地安装,1.37%电解槽装置,10.52%装置运维,3.15%更换费用,1.58%电费,81.65%人工费,1.43%电能量价格23%输配电度价格30%输配容量价格32%政府性基金及附加7%容量补偿价格8%40.634.930.127.425.425.326.026.627.127.427.828.028.328.635.029.324.521.819.819.720.421.021.521.822.222.422.723.015.020.025.030.035.040.045.050765691012612217383754796358689172237467762877737909制氢成本(元/kg)利用小时数(h)制氢成本(不含氧气成本冲减)制氢成本(含氧气成本冲减)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。21请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表32：广东省并网制氢最低成本静态结构图表33：广东省并网制氢综合电价结构来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所甘肃省经济利用小时数为2875小时，高利用小时数摊薄成本：截止2022Q3，甘肃省风电光伏装机量位列全国第10，2022年外送电量达到560.7亿kWh（其中新能源占43%），同比增长8.3%，占全年发电量1816.6亿kWh的31%，属于高比例新能源大规模外送型电网。同时，其现货市场中低电价小时数仍较为显著，0~0.05元/kWh共计1467小时，并制氢成本与山西类似。当利用小时数为2875小时，综合电价0.234元/kWh，甘肃河西并网制氢成本最低为15.55元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至9.95元/kg。甘肃省并网制氢成本结构中，电费占比相对其他省份较低，为74.19%。电费之中，输配容量价格占34%，电能量价格占30%。图表34：甘肃省不同利用小时数下的并网制氢成本来源：国联证券研究所电解槽装置,6.79%装置运维,2.04%更换费用,1.02%电费,88.06%人工费,0.92%电能量价格86%输配电度价格2%输配容量价格6%政府性基金及附加6%20.617.816.215.815.615.615.716.017.218.118.619.119.619.920.522.615.012.210.610.210.010.010.110.411.612.513.013.514.014.314.917.08.010.012.014.016.018.020.022.024.01467185622572477264428753240356547005517597563566750689172168506制氢成本(元/kg)利用小时数(h)制氢成本(不含氧气成本冲减)制氢成本(含氧气成本冲减)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。22请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表35：甘肃省并网制氢最低成本静态结构图表36：甘肃省并网制氢综合电价结构来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所蒙西经济利用小时数为2516小时，成本有较大下降空间：蒙西低电价小时数相对分散，-0.05~0元/kWh共计408小时，0.25~0.3元/kWh共计561小时，整体上并网制氢成本劣于山西和甘肃省，但优于山东和广东省。当利用小时数为2516小时，综合电价0.308元/kWh，蒙西并网制氢成本最低为19.75元/kg，考虑氧气售后冲减费用，制氢成本下降至14.15元/kg。蒙西并网制氢成本结构中，电费占比76.84%。电费之中，电能量价格占71%，输配容量价格占14%。考虑到蒙西有丰富的风光发电资源，未来风光发电渗透率提升空间较大，电价分布或将进一步左偏，降低并网制氢成本。图表37：蒙西呼包东不同利用小时数下的并网制氢成本来源：国联证券研究所土地安装,1.92%电解槽装置,14.77%装置运维,4.43%更换费用,2.22%电费,74.19%人工费,2.00%电能量价格30%输配电度价格26%输配容量价格34%政府性基金及附加10%43.935.329.425.222.420.319.820.020.520.821.121.321.421.521.821.922.022.138.329.723.819.616.814.714.214.414.915.215.515.715.815.916.216.316.416.58.013.018.023.028.033.038.043.048.041353568588911721733251632763764405241854264430643564413444644664490制氢成本(元/kg)利用小时数(h)制氢成本(不含氧气成本冲减)制氢成本(含氧气成本冲减)本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。23请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表38：蒙西呼包东并网制氢最低成本静态结构图表39：蒙西呼包东并网制氢综合电价结构来源：国联证券研究所来源：国联证券研究所并网制氢模式下，电费为主要影响因素，成本占比介于60%~88%之间，五省中山西省并网制氢成本最低9.60元/kWh（考虑氧气冲减），广东省并网制氢成本最高19.73元/kWh（考虑氧气冲减），并网制氢成本与风光发电渗透率相关，也与该省输配电价格水平有关，随着风光发电渗透率的提升将使得低电价时长增加。同时，电价的预测能力成为影响电解水制氢成本的关键因素，在实际制氢的过程中，即使实际用电情况与理想情况存在偏差，电解水制氢的成本仍处于成本曲线的低谷段，仅浮动0.5~1元/kg。目前全国最大的并网制氢项目——内蒙古鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目已经正式启动，利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电制氢，预计项目投产后，制取绿氢能力达3万吨/年。图表40：电网电解水制氢成本项目山西山东广东甘肃蒙西呼包东蒙西呼包西单位产能产能150015001500150015001500标方/h年工作时间191526443837287525163127h/年年产能287250039660005755500431250037740004690500标方固定资产土地安装0.0400.0290.0200.0270.0300.025元/标方电解槽装置0.3080.2230.1540.2050.2340.189元/标方装置运维0.0920.0670.0460.0620.0700.057元/标方更换费用0.0460.0330.0230.0310.0350.028元/标方折旧年限151515151515年固定资产费用0.4860.3520.2430.3240.3700.298元/标方电费耗电量4.44.44.44.44.44.4kWh/标方电价0.18680.39350.45260.23410.30800.3426元/kWh电费0.82211.73131.99161.03021.35521.5072元/标方原材料水费0.003280.003280.003280.003280.003280.00328元/标方KOH耗费0.00320.00320.00320.00320.00320.0032元/标方土地安装,1.73%电解槽装置,13.29%装置运维,3.99%更换费用,1.99%电费,76.84%人工费,1.80%电能量价格71%输配电度价格8%输配容量价格14%政府性基金及附加7%本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。24请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究人工费用人工费0.04180.03030.02080.02780.03180.0256元/标方氧气效益氧气售价222222元/标方氧气销售比例50%50%50%50%50%50%氧气冲减成本0.50.50.50.50.50.5元/标方成本合计成本1.3572.1202.2621.3891.7641.837元/标方合计成本15.2023.7525.3315.5519.7520.58元/kg年成本3908411302599666862万元考虑氧气冲减成本0.8571.6201.7620.8891.2641.337元/标方考虑氧气冲减成本9.6018.1519.739.9514.1514.98元/kg来源：国联证券研究所值得注意的是，随着电源结构和负荷的变化，电价分布未来或将发生变化，上述成本仅根据2022年的电价情况进行测算。风光一体化离网制氢：离网制氢中的电费成为电源建设费用，假设各省电源建设中风电和光伏装机各占一半，根据各省的风光发电利用小时数，山西/山东/广东/甘肃/蒙西呼包东/蒙西呼包西离网制氢成本分别为15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/13.75元/kg,考虑氧气冲减后成为为10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15元/kg。西部地区制氢成本相较东部地区的经济优势更突出，我国西部地区总体上太阳能和风能资源优于东部，全年利用小时数更多。风光一体化离网制氢受地理条件限制，主要分布在土地资源和风光资源均丰富的西北地区。内蒙古开展了全国首个省级风光制氢一体化项目实施方案，离网制氢项目中鄂尔多斯市“中广核杭锦旗伊泰化工20万千瓦风光制氢一体化项目”于2023年4月开工，12月项目正式投产，年制氢能力达2789.14吨/年。图表41：风光一体化电解水制氢成本项目山西山东广东甘肃蒙西呼包东蒙西呼包西单位产能产能150015001500150015001500标方/h年工作时间172516001550172519251925h/年年产能258750024000002325000258750028875002887500标方固定资产土地安装0.0440.0480.0490.0440.0400.040元/标方电解槽装置0.3420.3690.3800.3420.3060.306元/标方装置运维0.0920.0670.0460.0620.0700.057元/标方更换费用0.0510.0550.0570.0510.0460.046元/标方折旧年限151515151515年固定资产费用0.5300.5390.5330.4990.4620.449元/标方电源造价风光单位造价444444元/w耗电量4.44.44.44.44.44.4kWh/标方总造价316831683168316831683168万元本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。25请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究折旧年限151515151515年电源费用0.8160.8800.9080.8160.7310.731元/标方原材料水费0.003280.003280.003280.003280.003280.00328元/标方KOH耗费0.00320.00320.00320.00320.00320.0032元/标方人工费用人工费0.0460.0500.0520.0460.0420.042元/标方氧气效益氧气售价222222元/标方氧气销售比例50%50%50%50%50%50%氧气冲减成本0.50.50.50.50.50.5元/标方成本合计成本1.3991.4751.4991.3681.2421.228元/标方合计成本15.6716.5216.7915.3213.9113.75元/kg年成本3619794.8223540140.7323486277.04635399913585740.2183546075.587万元考虑氧气冲减成本0.8990.9750.9990.8680.7420.728元/标方考虑氧气冲减成本10.0710.9211.199.728.318.15元/kg来源：国联证券研究所➢降本路径及降本空间电氢降本路径：一方面通过增加风电光伏的装机量，在相同的年工作小时数下，电能量价格下降，或相同的电能量价格下，年利用小时数上升。另一方面通过技术进步，电解槽造价和单位能耗进一步下降。据IRENA预测，2025年全球碱性电解槽系统性成本将从2017年750EUR/kW下降至480EUR/kW，单位能耗从51kWh/kg下降至49kWh/kg，随技术演进，电氢成本仍存在下降空间。以山西省经济利用小时数下的并网制氢成本的作为典型值，基准利用小时数1915小时，制氢成本15.2元/kg（未考虑氧气冲减），进行降本潜力测算。根据测算结果，电耗下降对降本贡献最大，每降低1%的电耗，制氢成本下降0.96%。年利用小时数增加对降本有明显影响，每提升1%的利用小时数，成本降低0.55%。电解槽造价下降对成本贡献一般，每降低1%的电解槽造价使成本下降0.36%。由于山西经济利用小时数下的电能量价格已经较低，电能量价格下降对成本贡献最低，电能量价格每下降1%，成本仅下降0.25%。图表42：电解水制氢的降本空间本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。26请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：国联证券研究所综上所述，山西省并网制氢成本可以低至15.2元/kg，如果考虑高纯度绿氧冲减成本，则电氢成本仅9.6元/kg，已低于煤制氢成本11.3元/kg，并大幅低于天然气制氢成本21.8元/kg。电费成本中输配电容量价格占比较高，未来或有更多电价优惠扶持政策。考虑风光一体化离网制氢，目前各省成本约13-17元/kg（不含绿氧），也已具备替代潜力。未来随着电耗、造价、电价(或一体化电源造价)的下降和利用小时数的上升，电解水制氢降本空间整体可达20%以上，并网和离网制氢均已出现经济性拐点。2.3西北电氢与下游地理分布不能匹配➢氢产能及下游应用分布当前国内氢能大部分应用于工业领域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。随着长期碳中和目标的提出，氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。以中国2022年氢产能下游应用为例，其中合成氨氢气需求1107万吨，占31.1%。合成氨作为化肥和其他化工产品的重要原材料，60%用于农业化肥生产，30%用于工业生产，而交通部门（船舶运输）和发电部门（掺氨燃烧）占比很低。合成甲醇氢气需求925万吨，占26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成产品为烯烃、甲醛、醋酸、MTBE以及二甲醛等。石油炼化氢气需求823万吨，占23.3%。未来，氢气因其热值高，质量能量密度大的特点或将被广泛应用于交通领域，氢燃料电池汽车比传统的纯电动车具备更长的续航能力。2022年我国氢燃料电池车累计销量12682辆，加氢站累计建成274座，依据中国国家发展和改革委员会发布《氢能产业发展长期规划（2021-2035）》提出，到2025年燃料电池车辆保有量约为5万辆。同时，因氢气单位质量的热值远大于天然气，能够更好地满足建筑供热需求而应用于建筑发电等其他领域。-25.00%-20.00%-15.00%-10.00%-5.00%0.00%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%11%12%13%14%15%16%17%18%19%20%小时数增加电能量价格下降电解槽成本下降直流电耗下降本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。27请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表43：2022年氢流图来源：中国氢能联盟-氢能产业大数据、国联证券研究所目前中国氢产能主要分布于东部和中部地区，以化石能源制氢和工业副产氢为主，山东省氢产能位居全国第一，年产量超500万吨。我国合成氨产能主要集中在华东，中南，华北等氮肥消费量较大的地区，甲醇市场中华东、西北和山东的需求量位居前列，目前，氢产能与下游主要应用地域融合程度较高。将来，电氢产能受限于风光资源，西北地区实现电氢量产，将出现氢产能与下游应用出现地域错配，因此，电氢想要实现产业替代还须考虑运输成本或下游配套成本。图表44：氢气产能及下游应用本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。28请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：中国氢能联盟-氢能产业大数据、国联证券研究所2.4电氢运输成本居高不下➢气氢拖车短距运输优势显著，但无法适应西北制氢外运气氢拖车是目前国内最成熟的氢气运输形式，我国氢气管束式集装箱和氢气长管拖车大多采用钢制大容积无缝高压气瓶和钢制内胆碳纤维环向缠绕气瓶，工作压力通常为20Mpa，单次运输氢气质量小，运输效率低，适用于200公里以内的短距离运输。综合市场上管束式氢气集装箱的平均输氢量，假设20/30/45MPa管束式集装箱最大可运输氢气质量340/650/950千克，管束式集装箱费用60/70/80万，单位压缩电耗2/4.5/6kWh/kg，则运距500公里的运输成本高达7元/kg以上。图表45：气氢拖车运输成本图表46：气氢拖车运输参数假设长管拖车运输氢气成本汇总运输距离（km）20MPa30MPa45MPa503.083.223.691004.093.734.061505.104.234.432006.124.734.802507.135.235.173008.145.735.543509.156.235.9240010.166.736.2945011.177.236.6650012.187.737.03基本参数设置20MPa运氢量（kg）30MPa运氢量（kg）45MPa运氢量（kg）340650950.020MPa集装箱价格（万）30MPa集装箱价格（万）45MPa集装箱价格（万）60708020MPa压缩电耗（kWh/kg）30MPa压缩电耗（kWh/kg）45MPa压缩电耗（kWh/kg）24.56油费（元/L）电价（元/kWh）过路费（元/Km）6.20.50.9人工费（万）氢气残留损失率氢气卸载时间（h）2010%-20%4本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。29请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：《氢气储运技术的发展现状与展望》曹文军、国联证券研究所来源：《制氢、储运和加注全产业链氢气成本分析》单彤文等、国联证券研究所➢液氢运输目前尚不经济，我国液氢产能较小液氢运输目前尚不经济，将来有望实现远距离、大规模运输。中国民用液氢领域尚处于空白，低温液氢广泛应用于航天和军事领域。国内氢气液化技术尚不成熟，技术壁垒高，核心设备受制于国外，导致设备成本高昂，液氢运输优势需要在长距离运输中才能够体现。同时，国内暂时缺乏液氢相关的技术标准和政策规范，液氢布局的企业较少，但相较于气氢拖车运输，液罐车单次运输氢气质量为气氢拖车的10倍（3000-4000kg），氢气密度和运输效率明显提高。假设5TPD/15TPD液氢装置单位成本分别是7.3/4.87元/kg，单位能耗10.0/8.0kWh/kg，液氢罐车单次输氢量4000kg，液化单位能耗15kWh/kg，则运距500公里的氢气运输成本在9元/kg以上。产能上看，全球液氢产能达到485TPD，其中，美国总产能326TPD，中国总产能仅6TPD，液氢工厂有海南文昌基地，西昌基地和北京101所，均服务于航空航天领域，产能最大的文昌基地也只有2.5TPD，实现液氢远距离运输仍然任重道远。图表47：液氢罐车运输成本图表48：液氢运输参数假设液氢罐车储运成本测算(元/kg）运输距离（km）5TPD液氢装置15TPD液化装置5014.858.9210014.898.9615014.949.0120014.989.0525015.039.1030015.079.1435015.129.1940015.169.2345015.219.2850015.259.32基本参数设置5TPD液氢固定成本（元/kg）5TP液化装置单位能耗（kWh/kg）液氢罐车最大运氢量（kg）7.310400015TPD液氢固定成本（元/kg）15TP液化装置单位能耗（kWh/kg）液氢残留损失率（%）4.8780.7液氢卸载时间（h）电价（元/kWh）过路费（元/kg）0.50.50.9人工费（万）耗油量（L/100Km）柴油价格（元/L）20356.2来源：《规模化氢液化装置未来技术路线分析》张振扬等、国联证券研究所来源：《氢气存储及运输技术现状及分析》、国联证券研究所➢管道输氢适用大规模集中输氢，具备一定发展潜力管道输氢依赖于利用率，低利用率下成本较高，但未来在调配区域间氢能分布最具优势。管道运输压力相对较低，一般为1.0~4.0MPa，具有过程连续输氢量大、能耗小等特点。虽然管道后期建设成本较低，但前期建造的一次性投资大，不适合作为氢能发展初期的运输方式，中国可再生能源丰富的西北地区有望成为未来电解水制氢的主要生产地，而能源消耗主要分布在东部沿海地区，目前国内暂时无法通过管道运输实现大规模的区域间氢能调配。以中国某地区管道运输数据为参考，氢气资源主要来源于7个制氢厂，下游市场辐射8各市，假设管道成本524万/Km，管材造价31100元/吨，折旧15年，管道运维费用为管道固定资产投入的5%，氢气压缩单位能耗1kWh/kg，站场配套工程28.79万/Km，则对应西北电氢利用小时数下500km时的运输成本高达近15元/kg。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。30请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究4月10日，中国石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，国内首个纯氢长输管道项目正式启动，全长共计400公里，起始于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山化石，一期运力为10万吨/年，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。图表49：管道运输参数假设管道输氢成本测算(元/kg)运输距离（km）管道固定投资费用站场费用压缩机合计成本管道折旧管道维护费用管材造价压气站建设费用压缩电耗元/KG元/N500.740.046.220.090.507.580.61001.470.076.220.130.508.390.71502.210.116.220.170.509.200.82002.940.156.220.210.5010.020.82503.680.186.220.250.5010.830.93004.410.226.220.290.5011.641.03505.150.266.220.330.5012.451.14005.880.296.220.370.5013.271.14506.620.336.220.410.5014.081.25007.350.376.220.450.5014.891.3来源：《长距离氢气管道运输的技术经济分析》朱珠、《氢气制备和储运的状况与发展》李星国、《氢的高压与液化储运研究及应用进展》余海帅等、国联证券研究所目前国内气氢拖车运输的经济性明显，且广泛用于商品氢气运输。而国外大多采用液氢运输，运输方式已较为成熟，同时，国内管道建设与西方国家仍存在较大差距，美国氢气管道规模最大，总里程达到2720km，欧洲输氢总里程也已突破1500km，我国氢能产业起步较晚，自主建设的典型纯输氢管道共有3条，总里程数不足100km。因此，适用于远距的管道运输和液氢运输受限于技术壁垒和基础设施建设，运输成本暂时高于气氢拖车。按考虑氧气冲减的电氢成本10元/kg计算，计及运输成本后，电氢利用成本达到16-18元/kg，目前比煤制氢成本相对较高，电氢经济性大幅减弱，尽管仍低于天然气制氢，但氢气实际所需运距较长，运往现存下游产能依然受限。图表50：不同氢气运输方式成本对比6.127.138.149.1510.1611.1712.184.735.235.736.236.737.237.734.805.175.545.926.296.667.0314.9815.0315.0715.1215.1615.2115.269.059.109.149.199.239.289.3310.0210.8311.6412.4513.2714.0814.890.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.00200250300350400450500氢运输成本(元/kg)运距(km)20MPa气氢拖车30MPa气氢拖车45MPa气氢拖车5TPD液化装置15TPD液化装置管道运输本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。31请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：国联证券研究所2.5西北氢氨一体化生产具备可行性进一步考虑就地消纳电氢，以在西北项目地新建合成氨工厂为例，测得电氢加上新建合成氨配套装置后附加成本约为2.5元/kg，合计质量成本约为12.5元/kg，具备可行性。我们选取“大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目”作为测算基准，根据大安风光制绿氢项目招标文件，制氢合成氨部分总投资254977.93万元，规划安装PEM制氢设备50套（单套1000Nm3/h），碱液制氢设备36套（单套200Nm3/h），制氢能力46000Nm3/h，储氢装置60000Nm3氢气，1套18万吨合成氨装置，按照制氢设备合计费用6.6亿，储氢装置合计费用3亿，估算得合成氨装置投资额约为15.9亿，按固定投资均摊至耗氢量，单位氢气附加成本约2.5元/kg。考虑配套建设合成氨装置时，整体成本约为12.5元/kg，已经非常接近煤制氢成本，考虑到煤制氢也有一定的运输半径，且电氢成本仍有较大下降空间，因此绿氢+绿氨模式或已具备产业替代经济性，形成绿氢、绿氧、绿氨一体化产能。图表51：就地消纳增量成本估算（以建合成氨厂为例）新建下游配套增量成本估算制氢合成氨项目总金额（亿）25.5合成氨产能（万吨/年）18单吨氢耗（Nm3/吨）2016耗氢量（万Nm3）36288碱液制氢设备（1000Nm3/h）单价（万/套）1000台数（套）36总额（亿元）3.6PEM制氢设备（200Nm3/h）单价（万/套）600台数（套）50总额（亿元）3制氢设备合计费用（亿）6.6储氢装置费用（亿）3合成氨装置费用估算（亿）15.9装置使用年限20新建下游配套附加成本（元/Nm3)0.22新建下游配套附加成本（元/kg)2.5电解水制氢成本（元/Nm3）10新建下游配套合计质量成本（元/kg）12.5来源：中国电力设备信息网，北极星氢能网，国联证券研究所3电氢替代加速，行业放量空间较大本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。32请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究3.1产业政策扶持电氢项目开发提速多地政策从生产直接补贴、电价补贴、电力交易政策、资源配套等方面对电氢项目给予扶持，以改善电氢系统经济性。1）直接补贴，现有地方政策规定首年按照15元/kg给予补贴，补贴额度按比例逐年退坡，如吉林省、濮阳市；2）电价优惠，或给予一定电力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市“电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费”政策为例，如果按照谷用电进行控制，并以前文广东省电费占比进行测算，则该政策可减少约75%电解水制氢成本；3）资源配套，主要是风电光伏开发资源，如湖北省、濮阳市。图表52：部分绿氢生产补贴政策政策类型时间地区政策名称主要内容生产直接补贴2022.12吉林省《支持氢能产业发展若干政策措施(试行)》对年产绿氢100吨以上(含100吨)的项目，以首年每公斤15元的标准为基数，采取逐年退坡的方式第2年按基数的80%、第3年按基数的60%),连续3年给予补贴支持，每年最高补贴500万元。2022.07濮阳市《濮阳市促进氢能产业发展扶持办法的通知》对绿氢出厂价格不高于同纯度工业副产氢平均出厂价格且用于本市加氢站加注的，按照年度累计供氢量给予补助。首年给予每千克15元补贴，此后逐年按20%退坡，每年最高不超过500万元。对绿氢制备企业给予一定风电、光伏等指标配备支持。电价/电力交易2020.12内蒙古自治区《内蒙古自治区促进燃料电池汽车产业发展若干措施（试行）》（征求意见稿）对符合条件的企业在制氢、储氢、加氢等生产运输环节用电，在燃料电池汽车电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、碳纸、空气压缩机、氢气循环系统等基础材料和关键零部件制造环节用电，可享受自治区战略性新兴特色优势产业最低优惠电价。2022.07深圳市《深圳市氢能产业创新发展行动计划2022-2025年)(征求意见稿)》站内电解水制氢用电价格执行蓄冷电价政策，电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费。2022.11攀枝花市《关于支持氢能产业高质量发展的若干政策措施（征求意见稿)》支持制氢产业发展，其增量用电量执行单一制输配电价0.105元/kWh(含线损），电解氢项目建成后次年纳入全水电交易范围。2022.07成都市《成都制造“1+7”政策体系（征求意见稿)》支持符合条件的新型电池、电解水制氢、光伏等绿色高载能企业和重点优势企业纳入全水电交易。2022.06成都市《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展行动方案》统筹推进“制储输用”全链条发展，加快建设“绿氢之都”对绿电制氢项目市、区(市)县两级联动给予0.15-0.2元/kWh的电费支持。资源配套2022.11湖北省《关于支持氢能产业发展的若干措施》对在可再生能源富集地区发展水规模电解水制氢,按照1000Nm3/h制氢能力、奖励50MW风电或光伏开发资源并视同配置储能。支持电解制氢企业用电参与市场化交易。来源：《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国氢能联盟，各省政府官网，国联证券研究所本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。33请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究电氢项目落地加速，项目业主来源广泛，下游企业投资意愿较强。据高工氢电统计，2023年第一季度共有11个绿氢项目签约或开工，共涉及到绿氢产能超100万吨/年，项目总投资近500亿。以中国石化、中国化学、宝丰能源为代表的化工企业，以华电集团、国家电投、中能建等为代表的电力企业加速推进电氢应用项目落地。图表53：2022-2023年部分已签约或开工的绿氢项目项目名称相关企业制氢能力风电容量（MW）光伏容量（MW）大安风光制氢合成氨一体化示范项目大安吉电绿氢能源有限公司3.2万吨/年700100内蒙古丰镇风光制氢一体化项目国富氢能、龙源新能源、中国机械设备40吨/天新疆光伏绿电制氢源网荷储一体化项目伊宁市联创城市建设集团2000m3/h1000国能宁东可再生氢碳减排示范国华投资宁夏分公司2座20000Nm3/h620中能建松原氢能产业园中能建氢能源有限公司45000Nm3/h800100阳原县风光制氢合成绿氢项目中铁十五局、中国电力90万吨/年2100300内蒙古宝丰“40万吨绿氢+260万吨煤制烯烃”内蒙古宝丰煤基新材料有限公司40万吨/年达拉特旗光储氢车零碳生态链示范项目中国氢能有限公司30000Nm³/h400乌审旗风光融合绿氢化工示范项目中国石化1万吨/年319.5准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目三峡集团1万吨/年400达茂旗风光制氢与绿色灵活化工一体化项目国家电投1.78万吨/年200200达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目内蒙古华电7800吨/年200来源：《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国氢能联盟，各省政府官网，国联证券研究所3.2电氢替代供需两侧潜力均大电氢需求侧主要看国内氢气需求，电氢供给主要看新能源发电供给。➢2023-2025年电氢需求渗透率预计仅为1.4%/2%/3.5%从需求端来看，我们对十四五时期氢气在化工、交通等领域的应用进行了测算，在不考虑燃料用途大幅增长的情况下，预计到2025年氢能总体需求变化不大，保守预计2025年氢气年需求合计约3700万吨，氢气整体需求3年CAGR为1.7%。其中，化工领域用氢占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油炼化合计需求约3008万吨，占氢总需求量81%;交通运输领域用氢39万吨，占比不足2%。图表54：氢气需求预测202120222023E2024E2025E2030E合成氨合成氨产量（万吨）5909.260006000600060006000单位耗氢（t氢气/t氨）0.1620.1850.1850.1850.1850.185本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。34请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究所需氢量（万吨）959.4111071107110711071107合成甲醇甲醇产量（万吨）7816.388131.288261.388393.568527.869816.67单位耗氢（t氢气/t甲醇）0.120.110.120.120.120.12所需氢量（万吨）971.76925991.371007.231023.341178石油炼化原油加工量（万吨）70355.467589.767500675006750067500单位耗氢1.42%1.22%1.30%1.30%1.30%1.30%所需氢量（万吨）995.69823877.5877.5877.5877.5其他需求氢气燃料电池车燃料电池汽车当年销量（辆）1586336773831181320499—燃料电池汽车累计销量（辆）893812305196883150152000250000每百公里氢耗（kg/百公里）555555年里程（万公里）151515151515所需氢量（万吨）6.79.2314.7723.6339187.5其他用途534.39668.77670670670670氢气合计需求合计值（万吨）3467.953533.003660.633685.353716.844020.00来源：国家统计局，中国氢能联盟，《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，国联证券研究所电氢渗透率有望加速提升。随着电氢经济性提升及国家政策鼓励，电氢占比有望持续提升，进而推动电解水制氢系统需求高增。根据我们测算，假设2023-2025年电解水制氢渗透率分别为1.4%/2%/3.5%，并假设单套制氢系统产氢量为1500方/h，则新增电解槽分别达379/875/2265台，对应装机需求约为2.4/5.5/14.3GW。图表55：电解水制氢总需求及电解槽装机预测202120222023E2024E2025E2030E氢气合计需求3467.9535333660.633685.353716.844020煤制氢62.00%57.90%59.13%58.80%57.63%49.05%天然气制氢19.00%22.33%21.56%21.41%21.23%19.63%工业副产氢18.00%18.46%17.81%17.69%17.54%16.22%电解水制氢1.00%1.22%1.40%2.00%3.50%15.00%其他制氢0.00%0.08%0.10%0.10%0.10%0.10%电解水制氢总需求（万吨）34.6843.1051.2573.71130.09603产氢量（Nm³/h）150015001500150015001500直流电耗（kWh/Nm³）4.24.24.24.24.24.2全年工作小时数（h）450045003500280023001900电解槽设备数量（台）57771710971972423723773电解槽装机需求量（GW）3.644.526.9112.4226.69149.77新增电解槽设备（台）—1403798752265—电解槽新增装机量（GW）—0.882.395.5114.27—来源：国家统计局，中国氢能联盟，《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，国联证券研究所本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。35请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究➢预计2023-2025年新增电氢仅占新增风光装机的1.49%/2.76%/7.13%从供给端来看，电解水制氢占比有限，并不能完全解决新能源消纳问题。我们假设2023-2025年新能源装机为160/200/200GW，则2023-2025年电解槽总装机占新能源总整体比例仅为0.75%/1.11%/2.03%，新增电解槽占新增新能源装机的比例仅为1.49%/2.76%/7.13%。可见，新能源消纳仍需火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等多管齐下，共同解决。根据中国氢能联盟预测，至2030年，电氢下游需求替代渗透率可达15%，届时，占可再生能源供给比例仅达6.46%，供给和需求侧均无明显的产业发展瓶颈，经济性成为驱动产业放量的首要因素。图表56：电解水制氢装机占可再生能源装机比例202120222023E2024E2025E2030E电解水制氢总需求（万吨）34.6843.1051.2573.71130.09603可再生能源装机（GW）634.88757.88917.881117.881317.882317.88可再生能源新增装机（GW）—122.99160200200—电解槽装机/可再生能源装机0.57%0.60%0.75%1.11%2.03%6.46%新增电解槽装机/新增可再生能源装机—0.72%1.49%2.76%7.13%—来源：国家统计局，中国氢能联盟，《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，《碳中和目标下氢冶金减碳经济性研究》，国联证券研究所3.3从0-1，相关电解槽公司争相布局电氢赛道风起云涌，电解槽系统率先放量，2022年国内电解槽设备出货量同比2021年翻倍。2021年之前，聚焦电解水制氢设备制造的厂商主要包括派瑞氢能、考克利尔竞立、天津大陆等深耕多年的头部企业，2021年起，风电、光伏、氢能产业链企业先后布局电解槽业务，行业出货量大增。据GGII统计，2021/2022年中国电解水制氢设备出货量分别约350MW/722MW。电解槽行业仍处于高速增长阶段，竞争格局尚不稳定。2021年，考克利尔竞立（出货量160MW）、派瑞氢能、山东赛克赛斯氢能位居电解槽出货量前三；2022年考克利尔竞立（出货量230MW，占比31.9%）、派瑞氢能、隆基氢能（首次切入前三）位居出货量前三，行业CR3达73%，同比2021年下降约10个百分点。从产能来看，据势银(TrendBank)统计，2022年中国碱性电解槽企业已披露产能接近11GW，质子交换膜制氢设备的产能已超过百兆瓦级。碱性电解水制氢路线相对成熟，投资成本低，当前占据主导地位。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。36请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表57：2022年中国电解槽出货市占率图表58：2022年中国电解槽企业产能电解水装备企业2022年产能派瑞氢能科技有限公司1.5GW（ALK+PEM）西安隆基氢能科技有限公司1.5GW考克利尔竞立(苏州)氢能科技有限公司1GW天津市大陆制氢设备有限公司1GW阳光氢能科技有限公司1GW苏州希倍优氢能源科技有限公司1GW山东奥扬新能源科技股份有限公司1GW北京中电丰业技术开发有限公司0.5GW航天思卓氢能科技有限公司0.5GW深圳市瑞麟科技有限公司0.3GW深圳市凯豪达氢能源有限公司300台套山东塞克塞斯氢能源有限公司百兆瓦级产能江苏国富氢能技术装备股份有限公司0.25GW来源：GGII，国联证券研究所来源：TrendBank，国联证券研究所从产品性能来看，ALK制氢电解槽普遍向高产氢量、低能耗、快速响应发展。据GGII统计，截至2022年12月，国内推出1000标方及以上大标电解水制氢设备的厂商超过25家，明阳智能和派瑞氢能均已下线2000Nm³/h电解槽，为目前全球最大的单体碱性水电解制氢装备；单位电耗方面，主流企业的电解槽直流电耗集中在4.3~4.6kW·h/Nm3H2区间，差异总体较小，隆基、中电丰业、明阳智能最新产品直流电耗最低已少于4.0kWh/Nm3H2，处于领先水平。在行业尚处早期阶段，技术研发能力强、产品更新迭代快的企业有望在激烈的竞争中获得相对优势；电流密度方面，目前的行业领先水平可达到6000A/m2；快速响应方面，考虑到未来需要适应风光发电灵活波动，电解槽负载调节速度和范围对成本有较大影响，目前行业负载范围领先水平已可达20%-200%。PEM制氢方面，截止到现在，国内可量产PEM制氢均在兆瓦级，单槽产氢量最高可达200Nm³/h，较2021年最大功率单PEM电解槽50Nm³/h,取得了较大突破。图表59：电解槽设备厂商产品参数对比（截至2023年4月2日）公司类型公司名称型号技术路线单台最大产氢量直流电耗产氢压力电流密度负载范围（Nm3/h）（kW·h/Nm3H2）（Mpa)(A/m2)传统电解水制氢设备头部企业中船718（派瑞氢能）CDQALK2000≤4.31.5~2.550%~100%SDQPEM300≤5.40.1~3.210%~100%考克利尔竞立DQALK1500≤4.21.6最高6000天津大陆FDQALK1000≤4.4330%~100%传统电解水制氢设备二线企业塞克塞斯氢能QLE/SPEM20050~30%~100%中电丰业HELA2000PlusALK30003.66~4.7820%~110%73%27%TOP3企业：考克利尔竞立+派瑞氢能+隆基氢能其他企业本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。37请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究HGPSPEM4003.2凯豪达氢能源ALK1000＜4.01.6光伏产业链企业隆基绿能Lhy-A1000ALK15003.9~4.41.6（可调）25%~115%ALKHi1ALK4.0~4.13000阳光电源SHMEALK10001.825%~110%SHTPEM20035%~110%天合光能“天擎”系列ALK1000降低10%~15%提高约50%~75%25%~120%双良节能ALK10004.2~4.81.63000~4000风电产业链企业明阳智能ALK2500最低3.874000~500010%~110%华电重工ALK1200≤4.6提高约30%氢能产业链企业昇辉科技ALK10004.61.6提高30%以上20%~115%国富氢能ALK1000≤4.4PEM200苏州希倍优D系列ALK1000≤4.5≤1.6320020%~110%其他企业华光环能ALK1500≤4.23.2最高600010%~200%奥扬科技ALK2000≤4.420%~110%亿利洁能ALK10004.3~4.60.8~1.620%~100%来源：公司官网，公司公告，国联证券研究所上市公司积极布局氢能，产业协同明显。当前制氢电解槽企业整体可分为四类：1）传统电解水制氢设备头部企业及二线企业，这类企业具备先发优势和规模优势，团队在产品研发和商业化运作方面更为成熟，品牌和客户积累雄厚；2）风电光伏产业链企业，具备原本业务所积累的供应链优势、产能优势以及人才优势，如隆基绿能、双良节能、华电重工；3）氢能产业链企业，实现氢气“制、储、输、用”环节全链条发展，以下游业务协同布局拉动上游氢源业务，如昇辉科技；4）其他能源装备企业，具备装备制造的丰富经验，或下游自有化工一体化项目可供绿氢消纳，如亿利洁能等。图表60：（拟）上市公司布局氢能产品协同点公司类型公司名称主营业务业务协同点光伏产业链企业隆基绿能主要从事单晶硅棒、硅片、电池和组件的研发、生产和销售核心技术团队来自苏州竞立；公司于2021年入局，已先后在西安、无锡新建电解水制氢设备基地，目前已与万华化学、中国石化达成战略合作，具备品牌和下游客户渠道优势阳光电源主要产品有光伏逆变器、风电变流器、储能系统、新能源汽车驱动系统、水面光伏系统、智慧能源运维服务等与中科院大连化物所合作研发PEM电解槽，公司于2019年入局，是最早涉足氢能的新能源企业之一，已签多个光伏制氢项目，2021年成立全资子公司阳光氢能天合光能1）光伏产品包括光伏电池、组件；2）光伏系统包括系统产品业务及光伏电站业务；3）智慧能源包括储能解决方案、光伏发电及运维服务等协同光伏业务本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。38请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究双良节能1）节能节水系统，包括:澳化冷热机组、换热器、空冷器系统等；2）新能源系统，包括多晶硅还原炉及其模块、大尺寸单晶硅锭和硅片等与上海交通大学合作研发，公司现有装备部分可用于氢能领域（换热器），目前在建制氢厂房，预计2023年4月底完工风电产业链企业明阳智能1)大型风力发电机组及其核心部件的研发、生产、销售:2)风电场及光伏电站开发、投资、建设和智能运营管理。协同原有风电业务，依托风机业务的客户渠道，在整机制造领域积累了供应链优势、产能优势华电重工公司是工程整体解决方案供应商，主要在物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程、氢能等方面提供工程系统整体解决方案。与高校合作研发，依托华电集团，具备渠道优势，已签订华电达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目氢能产业链企业昇辉科技公司主营高低压电气成套设备领域（主要面向工业用电气和民用电气两类客户），LED照明及智慧社区领域；氢能业务为新增板块，主要包括制氢电解槽、氢车运营和氢能相关电气设备。核心技术团队来自苏州竞立，依托自有的电气设备制造优势，拥有氢能相关领域配套电气设备的生产制造能力；下游氢车运营协同布局以拉动上游氢源业务。国富氢能主营业务收入产品为车载高压供氢系统和加氢站成套设备，储备产品包括水电解制氢设备、氢液化装备、液氢容器等产品100Nm³/hPEM电解槽和卡沃罗合作开发，公司在氢气“制、储、输、用”环节全链条发展，在氢能装备制造领域具备关键技术积累与先发优势其他能源装备企业华光环能1）环保领域的专业设计、环保设备制造、工程建设、处置运营；2）能源领域的锅炉设计制造、传统及新能源电力工程总包、热电及光伏电站运营。与大连理工大学合作研发，在装备制造领域经验丰富，压力容器制造能力强，设备、厂房、人员均可通用亿利洁能多元化能源企业，业务涵盖现代煤化工、清洁供热和光氢新能源（光伏治沙）下游自有化工一体化项目可供绿氢消纳，在制氢工艺、技术实践和运维管理等方面可协同来源：公司公告，国联证券研究所部分上市公司弹性较大。标的公司均于2021-2022年入局，我们选取2021年年报数据作为原业务营收、利润的测算基准。按照现有入局企业平均0.5GW的电解槽产能，1000方对应5MW产能，单台售价1000万元计算电解槽业务营收约为10亿元，假设电解槽平均毛利水平为30%，测算得营业成本为7亿元。针对公司电解槽业务与原业务的协调性高低，我们对新业务对应的费用率进行赋值并测算弹性。图表61：（拟）上市公司弹性分析原业务电解槽业务业务原业务营收（亿）原业务营业成本（亿）原业务净利润（亿）电解槽营业收入（亿）电解槽营业成本（亿）销售费用率管理费用率研发费用率财务费用率净利润（亿）净利润弹性隆基绿能809.32645.9090.741071.0%1.0%3.0%0.5%2.452.7%阳光电源241.37187.6517.041073.0%1.0%5.5%0.5%211.7%双良节能38.3027.643.401074.0%3.0%5.5%1.0%1.6548.6%华光/环能83.7767.128.621072.0%3.5%4.0%1.0%1.9522.6%华电重工103.2994.043.041070.0%1.5%3.0%0.3%2.5282.9%昇辉科技27.1020.922.091074.5%4.5%5.0%1.0%1.571.8%天合光能444.80381.9118.501072.0%2.0%3.0%0.2%2.2812.3%明阳智能271.58213.3829.591072.5%1.5%4.0%0.5%2.157.3%国富氢能3.302.95-0.701072.0%3.0%4.0%1.0%286.2%亿利洁能124.39105.948.481070.0%1.0%2.0%1.0%2.630.7%来源：公司公告，国联证券研究所本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。39请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究4投资建议4.1华电重工：背靠华电集团，能源工程多面手公司是工程整体解决方案供应商，主要在物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程、氢能等方面提供工程系统整体解决方案。近年来公司营收净利保持高增。2017-2022年营收由48.21亿增至82.06亿元，5年CAGR达11.22%，归母净利由0.38亿增至3.10亿元，5年CAGR为52.41%，2022年公司实现主营收入82.06亿元，同比-21%；归母净利润3.10亿元，同比+2%，主因抢装期后多数海上风电项目已完工，新签项目还未形成规模。图表62：2017-2022华电重工营业收入图表63：2017-2022华电重工归母净利润来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所图表64：2017-2022华电重工毛利率、净利率图表65：2017-2022华电重工各项费用率来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所公司“火电+风电”工程业务发展提速。火电“新增投资+存量改造”加速推动公司热能工程业务发展，截至2022年底，公司依托集团优势，已签订5笔灵活性改造业务合同；海上风电发展迈入快车道，公司工程资质丰富，截至2022年底，公司参18%21%23%24%16%-21%-30%-20%-10%0%10%20%30%020406080100120201720182019202020212022营业收入（亿元）YOY（%）141%51%44%18%214%2%0%50%100%150%200%250%01122334201720182019202020212022归母净利（亿元）YOY（%）9.90%10.34%9.40%7.87%8.95%12.86%0.80%1.00%1.16%1.10%2.94%3.78%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019202020212022毛利率净利率7.17%4.75%4.04%3.44%3.12%4.40%0.54%0.55%0.59%0.50%0.59%0.80%0.20%0.36%0.19%0.01%0.17%0.23%2.04%2.00%1.60%1.83%2.88%0%1%2%3%4%5%6%7%8%201720182019202020212022管理费用率销售费用率财务费用率研发费用率本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。40请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究与建设海上风电项目30余个，项目装机容量406万千瓦，产能方面，2200T深水自升式风电安装船“博强3060”预计于2023年交付。公司积极发力氢能业务，在ALK和PEM方面均有布局。ALK方面，2022年7月，中国华电首套1200Nm³/h碱性电解槽产品下线，2022年11月，公司与氢能科技（华电新能子公司）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》，合同金额3.45亿元，预计将在2023年内投产；PEM方面，公司收购深圳通用氢能51%股权，通用氢能主要从事质子交换膜燃料电池关键材料的开发与生产。我们预计公司2023-2025年营收分别为124.95/155.85/189.87亿元，对应增速为52.26%/24.73%/21.83%，归母净利润分别为4.99/6.36/8.59亿元，对应增速为61.18%/27.30%/35.14%，3年CAGR为40.5%，EPS分别为0.43/0.55/0.74元/股，我们给予公司24年22倍PE，目标价12元，首次覆盖，给予“买入”评级。风险提示：火电市场不及预期；氢能业务拓展不及预期；新能源业务不及预期。图表66：华电重工盈利预测2021A2022A2023E2024E2025E营业收入(百万元)103298206124951558518987增长率15.97%-20.55%52.26%24.73%21.83%EBITDA（百万元）4434947118771154归母净利润（百万元）303310501640865增长率（%）213.60%2.17%61.66%27.71%35.22%EPS（元/股）0.260.270.430.550.74市盈率（P/E）26.926.316.312.79.4市净率（P/B）2.11.91.71.51.3EV/EBITDA16.511.79.16.64.7来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年5月10日收盘价4.2双良节能：硅料设备龙头，电氢业务持续加码公司目前主营业务为1）节能节水系统，包括:澳化冷热机组、换热器、空冷器系统等，业务占比68%；2）新能源系统，包括多晶硅还原炉及其模块、大尺寸单晶硅锭和硅片等，业务占比32%。公司2022全年业绩保持高增。2022年公司实现营收144.76亿元，同比增长278%;实现归母净利9.56亿元，同比增长208%。2023Q1公司实现营业收入54.63亿元，同比增长215%，实现归母净利润5.02亿元，同比增长315.1%，盈利能力持续提升。图表67：2017-2022双良节能营业收入图表68：2017-2022双良节能归母净利润本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。41请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所图表69：2017-2022双良节能毛利率、净利率图表70：2017-2022双良节能各项费用率来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所传统节能节水系统业务稳定增长，多晶硅还原炉订单充足，硅片、组件产能加快释放。下游硅料厂商扩产支撑还原炉订单景气性，2022年6月30日至2023年4月13日，公司签订还原炉相关订单达19.85亿元，相比21年公司还原炉相关收入9.79亿元，增幅高达102.76%；截至2022年年底，公司硅片产能达50GW，组件产能5GW。公司拟在包头投资105亿元新建50GW大尺寸单晶产能，总产能在2024年有望达到100GW以上。电解槽业务有望成为新的盈利增长点。子公司双良新能源负责电解槽设备的研发制造，2022年9月，公司首套1000Nm³/h绿电智能制氢系统下线，11月1000Nm³/h首套绿电智能制氢系统顺利发货。目前公司在建制氢厂房面积超过1万平方米，预计形成年化1000m³/h~1500m³/h电解槽100台套的产能，将于2023年4月底竣工。我们预计公司2023-25年收入分别为307.8/383.0/454.2亿元，对应增速分别为112.6%/24.4%/18.6%，归母净利润分别为25.55/32.30/36.95亿元，对应增速分别167.2%/26.4%/14.4%，3年CAGR为56.94%，EPS分别为1.37/1.73/1.98元/股，对应PE分别为10.1/8.0/7.0倍。鉴于公司硅片产能加速释放，我们给予公司23年PE-15%46%1%-18%85%278%-50%0%50%100%150%200%250%300%020406080100120140160201720182019202020212022营业收入（亿元）YOY（%）-41%162%-18%-34%126%208%-100%-50%0%50%100%150%200%250%024681012201720182019202020212022归母净利（亿元）YOY（%）30.04%29.15%28.85%29.49%27.84%16.51%5.44%10.23%8.49%6.55%8.87%7.23%0%5%10%15%20%25%30%35%201720182019202020212022毛利率净利率12.88%4.91%5.07%6.10%4.60%1.95%11.67%8.68%9.93%10.20%6.22%1.63%2.45%-0.02%0.32%0.63%1.17%0.91%3.39%4.07%4.17%4.34%2.78%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019202020212022管理费用率销售费用率财务费用率研发费用率本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。42请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究为15倍，对应目标价20.55元，维持“买入”评级。风险提示：项目建设不及预期；新能源政策变动；成本下降不及预期图表71：双良节能盈利预测2021A2022A2023E2024E2025E营业收入(百万元)3,829.7814,476.3630,777.1838,297.2945,418.72增长率84.87%277.99%112.60%24.43%18.60%EBITDA（百万元）522.331,659.2510,714.185,234.245,778.63归母净利润（百万元）310.13956.022,554.803,230.043,695.33增长率（%）125.68%208.27%167.23%26.43%14.41%EPS（元/股）0.170.511.371.731.98市盈率（P/E）82.826.910.18.07.0市净率（P/B）10.73.82.72.01.6EV/EBITDA42.415.41.11.2-0.1来源：公司公告，iFinD，国联证券研究所预测，股价取2023年5月10日收盘价4.3昇辉科技：商誉减值落地，积极布局氢能多个领域公司是电气成套设备、节能照明系统、智慧城市等领域的综合解决方案提供商。公司2022年实现主营收入21.47亿元，同比-21%；归母净利润-9.81亿元，主因商誉减值约10亿元，公司商誉减值基本落地，未来轻装上阵。图表72：2017-2022昇辉科技营业收入图表73：2017-2022昇辉科技归母净利润来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所图表74：2017-2022昇辉科技毛利率、净利率图表75：2017-2022昇辉科技各项费用率13%1048%30%6%-35%-21%-200%0%200%400%600%800%1000%1200%01020304050201720182019202020212022营业收入（亿元）YOY（%）12%1530%32%-3%-64%-570%-1000%-500%0%500%1000%1500%2000%-15-10-50510201720182019202020212022归母净利（亿元）YOY（%）本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。43请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所受宏观环境及下游客户的影响，近年来公司传统主业规模有所收缩。一方面公司主要下游客户资金相对紧张，业务扩张放缓；另一方面，公司在承接订单时设置了较为严格的预付款条件，把回款放在更高的优先级。基于宏观因素及风险防控的考虑，公司电气成套设备、LED照明与亮化、智慧城市业务在2022年总体保持稳定。公司自2021年起新增氢能业务板块，主要包括1）氢能制造，主要是氢能产业链上游制氢设备，参股设立电解水制氢装备公司广东盛氢制氢设备有限公司，生产碱性电解水制氢设备，2023年1月，公司联营企业广东盛氢制氢开发的1000标方制氢设备下线；此外，公司依托自有的电气设备制造优势，拥有氢能相关领域配套电气设备的生产制造能力，产品包括燃料电池DC/DC，整流柜、控制器、AC/DC等电气设备。2）氢能运营，主要是下游氢能源车辆运营，成立氢能源汽车物流运营平台公司，通过搭建运营平台推动应用规模的扩大。3）氢能投资，参股投资国鸿氢能（电堆和系统）、飞驰汽车（整车）、鸿基创能（膜电极），形成从燃料电池核心零部件到燃料电池系统，再到氢能源整车的产业链投资。4.4亿利洁能：“光氢化”一体化，直达下游应用公司目前主营业务为1）现代煤化工，包括生产PVC、烧碱、乙二醇、甲醇、合成氨、复混肥等产品及供应链业务；2）清洁热力，包括城市、工业污泥燃烧供热，天然气、生物质、分布式能源供热；3）在沙漠、戈壁、荒漠地区发展立体生态光伏治沙。公司2022年实现主营收入111.78亿元，同比-10%；归母净利润7.31亿元，同比-9%，主要系公司供应链物流业务调整优化及传统化工产品市场价格下跌带动收入、利润下降。现代煤化工、清洁热力业绩持续夯实。公司煤化工产品产能位居行业前列，2022年公司达拉特园区实现电石生产74.85万吨，PVC产量51.33万吨、烧碱产量36.64万吨，生产稳定运行，满产满销；库布其园区生产复混肥66.69万吨、乙二醇27.99万吨，经营业绩有效提升；热力业务方面，2022年公司热力板块实现营业收入19.08亿元，同比增长12.33%。31.93%39.17%37.34%29.26%22.81%19.44%10.47%14.86%15.04%13.77%7.71%-45.73%-60%-40%-20%0%20%40%60%201720182019202020212022毛利率净利率12.91%10.01%7.93%3.10%4.81%5.41%5.05%3.53%4.72%3.00%3.83%3.98%-0.50%0.49%2.22%1.83%1.47%1.21%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019202020212022管理费用率销售费用率财务费用率研发费用率本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。44请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究图表76：2017-2022亿利洁能营业收入图表77：2017-2022亿利洁能归母净利润来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所图表78：2017-2022亿利洁能毛利率、净利率图表79：2017-2022亿利洁能各项费用率来源：公司公告，国联证券研究所来源：公司公告，国联证券研究所布局光伏制氢产业链，协同发展就近化工园区能源绿色低碳转型。公司旗下企业亿利氢田时代于2022年9月在库布其亿利阳光谷低碳产业基地正式发布首台套1000标方碱性电解槽，产能500台套氢装备碱性电解槽加工生产线同步正式投产下线，预计2024年可实现满产；2023年1月，亿利洁能和国家电投合作获批“库布其40万千瓦风光制氢一体化示范项目”，项目年制氢15460吨，电化学储能规模4万千瓦/4万kWh，预计2023年6月开工，2024年8月投产。5风险提示1）电解槽市场需求不及预期：目前下游运营项目投资主体主要为大型能源央企，如果央企投资意愿不足或订单释放较慢，对上游设备公司带来不利影响。2）新能源装机不及预期：电氢降本主要依赖于新能源装机增多，新能源装机可以带动电价下行、利用小时数上行，进而提高电氢项目盈利能力，如果新能源装机较慢，电氢降本速度也将放缓。43%10%-29%4%-4%-10%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%050100150200201720182019202020212022营业收入（亿元）YOY（%）102%48%17%-42%55%-9%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0246810201720182019202020212022归母净利（亿元）YOY（%）12.80%16.81%17.56%12.73%14.83%14.31%4.77%6.48%8.91%5.05%6.81%8.33%0%5%10%15%20%201720182019202020212022毛利率净利率1.53%1.79%2.67%2.21%2.40%2.96%1.91%3.26%3.68%0.22%0.23%0.25%3.63%4.62%4.75%5.52%5.15%4.22%0.14%1.13%1.66%3.30%3.58%0%1%2%3%4%5%6%201720182019202020212022管理费用率销售费用率财务费用率研发费用率本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。45请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业深度研究3）技术进展不及预期：目前电解槽制氢能耗指标及系统整体方案仍有进步空间，我国制氢技术与国外相比仍有较大差距，如果技术进展不及，则国内市场国产化份额将保持较低水平，进而对国内设备制造企业构成不利影响。4）竞争格局恶化：目前电解槽制氢系统尚未形成稳定的竞争格局，布局企业较多，产业初期可能会有杀价格抢份额冲业绩的情况，进而对短期竞争格局产生不利影响。5）产能扩张不及预期：电解槽企业抢占市场份额需要有充足的产能，由于电解槽为大功率设备，目前在装备、人才、场地、测试等方面均存在较大的扩张难度，需要企业、政府、电力公司通力配合才能顺利扩张。6）行业空间测算偏差风险；市场空间测算是基于一定前提假设，存在假设条件不成立、市场发展不及预期等因素导致市场空间测算结果偏差。本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。46请务必阅读报告末页的重要声明分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们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，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。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；韩国市场以柯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指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券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。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、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。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们无锡：江苏省无锡市太湖新城金融一街8号国联金融大厦9层上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场1座37层电话：0510-82833337电话：021-38991500传真：0510-82833217传真：021-38571373北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场4层深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心29层电话：010-64285217电话：0755-82775695传真：010-64285805本报告仅供ybjieshou@eastmoney.com邮箱所有人使用，未经许可，不得外传。