重磅深度!【东吴电新】绿氢,第四次能源革命的载体——氢能行业深度报告

（以下内容从东吴证券《重磅深度!【东吴电新】绿氢,第四次能源革命的载体——氢能行业深度报告》研报附件原文摘录）
　　投资要点 绿氢是可再生能源深度脱网与工业深度脱碳的完美结合，10年高速增长产业周期开启：绿氢是通过光伏、风电以及太阳能等可再生能源发电实现电解水制氢，一方面生产过程实现零碳排放，另一方面以其大规模、长周期、长距离等储能优势有效解决可再生能源消纳问题。绿氢下游短期空间来自在化工领域对灰氢替代，长期增量空间来自交通领域、天然气加氢、炼钢用氢，助力工业、交通领域减碳，是全球第四次能源革命的重要载体。21年全球纯氢气产量7000万吨左右，其中绿氢占比不足0.1%，23-24年全球风光氢一体化项目密集开建，我们预计25年绿氢占比有望达到2%，2030年绿氢占比有望达到30%，产量超3000万吨。氢能10年高速成长产业周期已开启。 碳中和的愿景与阳谋，新能源的拼图与闭环，23-25年全球绿氢项目密集开建：国内风光大基地鼓励就地消纳，倒逼配套建设绿氢项目，其中内蒙布局领先，我们统计目前规划绿氢项目近15GW，其中23年1-2月开标项目达到730MW，预估全年开标项目超2GW（对应10万吨），同比翻番。欧盟22年明确至2030年欧盟内自产1000万吨绿氢和进口1000万吨绿氢的目标，为满足这一目标，欧洲能源公司已开始大举布局氢能项目，目前在本土及海外等地规划项目合计氢气产量超470万吨，计划均在2030年前投产，目前已有6.5万吨项目开建，同时欧盟国家已开建专用海底隧道H2Med、航线输送绿氢。美国2021年后氢能布局明显加快，制定了清晰路径，计划到2030/2040/2050年绿氢需求分别达到1000、2000和5000万吨/年，且IRA 法案持续10年对绿氢制造给与大额补贴，最高3美元/kg，极大幅度提升绿氢经济性，目前美国绿氢规划项目集中于加州及德州，已开建的两大项目合计规划产量10万吨。 绿氢成本下降路径清晰，零碳加持预估25-27年基本可实现平价：绿氢性价比提升来自于电费成本下降和碳排放考核趋严。煤制氢成本9-10元/kg，天然气制氢成本15元/kg，而绿氢目前在电价0.3元/kwh情况下，平均成本为25元/kg，理想情况下，按照电耗4 kwh/标方，电价0.15元/kwh，对应成本为15元/kg，则基本可与天然气制氢平价；若绿氢与风光、风电耦合，年利用小时提高至4000小时以上，则成本有望进一步下降至11元/kg以内，则基本可以实现与煤制氢平价。同时，绿氢实现零排放，若考虑碳价加持，若碳价从50元/吨提升至200元/吨，则绿氢成本在16-18元/kg即可实现制氨制甲醇平价。 制氢环节产业放量在即，核心设备及部件弹性大：水电解制氢技术以碱性为主流，更适合规模化集中式生产，PEM技术将在小型分布式领域作为补充。目前1000标方/h碱性电解槽整线含EPC价格为1000万，设备900万，其中电解槽占比超50%。按照全球2030年绿氢占比近30%，对应1000标方电解槽需求超2.5万台，对应市场空间1500亿+。电解槽核心指标为单线产能、电耗等，由电极（镍丝网喷涂）、隔膜、流场设计等决定，各家指标差异不大，但实际长期运行稳定性差异大，目前新进电解槽厂商近100家，我们更看好积淀深的第一梯队718、竞立、大陆，和技术进步快且资源丰富的新进入者隆基绿能、阳光电源、华电重工、亿利洁能、昇辉科技等。同时电解槽中PPS隔膜成本占比15-20%，看好后续完全国产替代。 投资建议 投资建议：氢能10年高增产业周期已明确，设备先行，重点看好绿氢制造的电解槽设备，推荐隆基绿能、阳光电源等，建议关注华电重工、昇辉科技、科威尔、亿利洁能等。 风险提示：政策支持不及预期、价格下降超预期。 重点公司估值 正文 1. 氢能是未来重要的产业方向 1.1. 核心驱动因素 氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，能帮助可再生能源大规模消纳，实现电网大规模调峰和跨季节、跨地域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域的低碳化。氢能的核心驱动因素可总结为三点：1）能源发展的规律结果；2）“碳达峰、碳中和”的必然选择；3）缓解能源危机，摆脱地域资源约束。 全球能源向着减碳加氢的方向发展，而氢能是能源变革的规律结果。从能源革命的层面看，能源结构由以煤碳为主，转向以可再生能源为主的多元能源结构，每一次能源变革都向着能量密度提高、环保经再生型转变。能源系统本质上为碳氢系统，氢比例越高，能源越干净、热值越高，因此从高碳燃料向低碳燃料转变，最终答案指向完全不含碳的氢能，而氢气来源广泛、热值高、清洁无碳，被誉为“21世纪终极能源”。 全球碳中和已达成共识，而氢能为深度脱碳的必然选择。为积极应对全球气候和环境变化挑战，满足《巴黎协定》温控目标要求，国际各主要经济体加快了能源绿色低碳转型进程，全球碳中和已达成共识，欧洲、北美、日韩均规划2050年前实现碳中和。我国规划2030年前达到峰碳值，2060年实现碳中和。而支持双碳目标增量的将是不含碳的太阳能等可再生能源，但其具有间歇性和波动性，必须大规模发展储能，并从源头上解决能源的无碳化，有电化学储能、氢储能等方式，电化学储能中，电池是一个短周期、高频率、分布式的储能装置，但若需要大规模、集中式、长周期的储能，只能选择氢能。因此氢能尤其是绿氢，是深度脱碳的必然选择。 摆脱传统资源的地域束缚，掌控能源领域的自主性。由于不可再生能源的过度开发，全球面临着严重能源危机，同时全球能源资源分布不均匀。石油方面，全球石油资源主要分布在中东地区、中南美洲以及北美洲，而中国的石油资源占比仅为1.5%。锂资源方面，全球58%的锂资源集中在南美玻利维亚、阿根廷和智利，而中国的锂资源量占比为5.9%。因此摆脱资源依赖，强化自主可控是我们发展的必经之路。而氢是自然界最普遍存在的元素，氢气可取自水、天然气、化工废气、丙烷、甲醇等，原料来源极广，可以真正做到摆脱资源束缚，是国内自主可控的关键。 1.2. 优势：环保、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少 氢能具备清洁低碳、热值高、来源多样、储运灵活、损耗少等优势，被誉为 21 世纪的“终极能源”。1）环保：与传统的化石燃料不同，氢气和氧气可以通过燃烧产生热能，也可以通过燃料电池转化成电能；而在氢转化成电和热的过程中，只产生水，并不产生温室气体或细粉尘；2）热值高：其热值可达到143MJ/kg，约为汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍；3）来源多样：可以使用水电解制备，也可以通过化石燃料、生物化学法、副产气体回收等多种方式制取；4）储运灵活：氢可以气态、液态或固态的金属氢化物等形态出现，能适应不同场景的要求；5）损耗少：可以取消远距离高压输电，以远近距离均可的管道输氢为取代，安全性相对提高，能源无效损耗减少。 氢气作为能源载体和储能方式，可以配合可再生能源形成低碳能源体系，是工业深度脱碳与新能源深度脱网的结合。氢气可由可再生能源制备，可再生能源发电，再电解水制氢，从源头上杜绝了碳排放。此外通过转化为氢储能，可以将可再生能源规模化引入能源体系，同时解决了可再生能源消纳问题，避免弃风、弃光、弃水现象，最终构筑以可再生能源为主体的新型电力系统。 1.3. 各国政策持续加码，海外绿氢加速发展 各国氢能政策不断加码，海外绿氢加速发展。全球积极推进氢能发展，其中近年来在碳中和+能源安全双轮驱动下，大力发展可再生能源制氢。 中国：非化工区制氢松绑+发布电解制氢补贴，23年绿氢进入快速发展期。近年中央顶层设计逐步完善，发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》。多地响应国家氢能发展战略发布本地氢能规划，叠加风光大基地鼓励就地消纳，倒逼绿氢项目建设，已有4个省级行政区、3个市级行政区发布关于新能源制氢制度松绑的相关政策，并通过直接生产补贴、电价优惠和配套奖励（风光指标）支持绿氢发展，国内绿氢招标密集落地，23年行业进入快速发展期。 欧洲：通过CBAM碳关税，绿氢进入实质发展阶段。将在2030年达到1000万吨绿氢产能，本土至少安装40 GW的电解槽产能（至2024年达到6 GW），CBAM碳关税范围扩展至氢气，灰氢和蓝氢将收取关税，其中绿氢更具经济性，为发展打下坚实基础。22年12月，西班牙、葡萄牙和法国启动H2Med能源互联项目，氢气管道预计每年运输200万吨绿氢，并将于2030年投入使用，绿氢进入实质发展阶段。 美国：IRA提供最高3美元/kg的税收抵免，大幅推动绿氢商业化进程。22年公布《国家清洁氢战略与路线图》，规划2030/2040/2050年生产1000/2000/5000万吨清洁氢能源，计划到2030年成本降至2美元/kg，2035年降至1美元/kg。同时，IRA法案大幅推动绿氢商业化进程，为其提供最高3美元/kg的税收抵免，预计为美国多地绿氢生产成本减半。此外《两党基础设施法》计划提供80亿美元建设区域清洁氢中心，10亿美元开发水电解制氢技术，5亿美元支持制氢和再循环计划。 日本：氢能政策、资金、技术完善，大力发展海上运输链。日本通过完善的法律法规、政府的资金扶持及广泛的国际合作，将在2030年前后建立商业规模的供应链，制氢成本降低到30日元/Nm3，并达到300万吨/年，到2050年实现2000万吨/年。但受限于自然资源稀缺、土地面积受限，日本可再生能源制氢成本高，因此需要高度依赖海外进口，主要依靠海上运氢，构建液化氢+甲基环己烷（MCH）运输链，日本与澳大利亚、文莱、挪威和沙特阿拉伯就氢燃料采购问题进行合作。 韩国：多项激励措施推动氢经济发展，2030年构建100兆瓦级绿氢量产体系。2020年2月，韩国颁布全世界首部《促进氢经济和氢安全管理法》，围绕氢定价机制、氢能基础设施以及氢全产业链的安全管理提出了系统的法律框架。政府计划2030年构建100兆瓦级绿氢量产体系，2040年建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，成本下降到3000韩元/kg，2050年氢进口代替原油进口、氢能覆盖大型工业用能的发展目标。 2. 市场空间：绿氢替代空间广阔，碳排放趋严催生新应用场景 2.1. 氢气来源：绿氢替代灰氢已成趋势 全球纯氢产量达7000万吨，中国为第一大制氢国。根据国际能源署，2021年全球氢气总产量（含合成气）约9400万吨，同比增长5.5%，占全球终端能源比重约2.5%，其中每年纯氢制备产量约为7000万吨。伴随世界各国减排承诺方案的推进，预计2030年全球氢气产量有望突破1.5亿吨。自2020年“双碳”目标提出以来，我国氢能产业发展加速，氢能产量由2017年的1915万吨增长至2021年的3300万吨，5年CAGR达14.6%，2021年32%的同比增速更是创下新高。 灰氢为当前主流制氢方式，无碳排放的绿氢将逐步取代灰氢。氢制取来源包括化石能源制氢、工业副产气制氢、电解水制氢、其他可再生能源制氢等方式，根据制氢工艺和二氧化碳排放量的不同，可划分为灰氢、蓝氢和灰氢三种路径，其中灰氢指通过化石燃料燃烧/工业副产转化而来的氢能，生产过程中释放大量的二氧化碳，无法实现零碳生产，因技术成熟且成本较低，成为当前主流制氢方式，占当前全球氢气产量的95%；蓝氢是在灰氢的基础上利用碳捕捉封存技术（CCUS）减少生产过程中的碳排放，实现低碳制氢，作为过渡性的技术手段；绿氢则是通过光伏发电、风电及太阳能等可再生能源电解水制氢或生物质等其他环保方式制氢，在制备过程中不会产生二氧化碳，为真正意义上的绿色环保“零碳氢气”，目前受制于技术门槛和较高成本，尚未实现大规模应用。 目前化石能源是全球氢气生产的主要来源，电解水制氢占比仅0.04%。从产量结构来看，2021年全球9400万氢气产量主要来源于化石能源制氢，占比高达81%，其中煤制氢占全球产量的19%；天然气制氢全球占比高达62%，低碳排放制氢占比仅0.7%，其中电解水制氢产量仅3.5万吨，占比0.04%。从我国制氢结构来看，由于我国天然气紧缺依赖进口，煤炭资源丰富，我国氢能生产来源主要以煤炭为主，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%。 相较灰氢，绿氢在碳排放、储能、制氢纯度和生态循环方面具有显著优势。 1）绿氢具备“零碳排”的制备优势，减碳空间极大。煤制氢路线下每生产1吨氢气平均需要消耗煤炭约6-8吨，排放15-20吨左右的二氧化碳，此外还会产生大量高盐废水及工业废渣。天然气制氢路线下每吨氢气的生成将排放9-11吨二氧化碳。根据IEA，2021年全球9400万吨氢气产量的二氧化碳排放量超9000万吨，低碳排制氢产量不足100万吨。灰氢减碳空间极大，而绿氢在制备过程中几乎不排放温室气体，每生产1吨氢气碳排量仅0.03吨，在双碳目标要求下灰氢势必被更清洁的绿氢所取代。 2）绿氢储能具有规模大、时间长、储存与转化形式多样等优势，可解决新能源消纳问题。近年来新能源的迅速发展使得电力输送和综合消纳等困难凸显，而可再生能源发电的随机性、季节性、反调峰特性及不可预测性导致部分电能品质较差，叠加储能技术有限，“弃风弃光”问题快速增长。而用新能源发电制氢，有利于提高可再生能源利用效率，助力消纳新能源“弃风弃光”问题。绿氢作为储能的方式，或将绿氢转为绿氨、绿醇，具备以下优势：①储能规模大且时间长：电化学储能的容量是兆瓦级（MW），储能时间是1天以内；抽水蓄能容量是吉瓦级（GW），储能时间是1周-1个月；而氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1年以上；②可跨长距离储能：氢储能可以做到跨区域长距离储能；③能量转化形式多样化：从能量转换上看，氢能不仅可转换为电能，还可以转换为热能、化学能多种形式的能源。 3）绿氢制氢纯度高。不同制氢方式所得的氢气纯度不同，采用电解水绿氢方式制氢，氢气纯度最高，其中PEM水电解制氢初产物氢含量便高达99%，提纯后纯度进一步提升至99.999%，具有明显优异性，适用于对氢气纯度、杂质含量要求苛刻的冶金、陶瓷、电子、航天航空等行业。 绿氢逐步取代灰氢成为必然。根据主要国际能源组织的预测，到2050年全球的绿氢产量将远远高于蓝氢。IEA预测2030年电解水制氢及生物质制氢等绿氢产量占比将达34%，2050年全球绿氢产量将达3.23亿吨，较蓝氢产量高58%。至 2060 年，几乎全部的氢气需求都将由低排放技术满足，其中近 80%是电解水制氢，届时电解水制氢将成为具有成本竞争力的制氢工艺，耦合 CCUS 的化石能源制氢产量则将满足 16%的氢气需求。而彭博新能源财经则预测2050年全球氢能产量将达到8亿吨，且全为绿氢。 2.2. 氢气应用：助力工业领域脱碳，绿氢催生新增需求 氢能的应用场景集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。其中，交通、工业为主要应用领域，建筑、发电和供热等仍然处于探索阶段。根据IEA，2021年全球氢能需求超9400万吨，同比增长5%，其中大部分新增需求来自于工业领域中的化学工业（300万吨）和炼油工业（近200万吨）；在交通、建筑、发电等领域的新应用需求增长至4万吨，大部分由公路领域氢燃料贡献，其同比增速高达60%，反应氢燃料电池电动车需求的加速释放，尤其是国内重卡领域。整体来看，2021年全球氢能主要应用在工业领域，炼油/合成氨/甲醇/钢铁用氢占比分别为42.2%、35.8%、15.5%和5.5%，其他领域用氢占比仅为1%。2020年我国应用在合成氨、甲醇、炼油及其他工业领域的氢能占比分别为37%、19%、10%和19%。 绿氢空间：短期用于合成氨、甲醇制备，长期增量空间来自交通领域、天然气加氢、炼钢用氢。当氢作为原料时，1）短期工业领域的氢脱碳可通过提升绿氢渗透率减少生产过程中的碳排放，即以更低碳或零碳的途径获取现有用于原料的氢，将煤、天然气制灰氢升级为电解水制绿氢生成绿色甲醇和绿氨，该领域一年需求超5000万吨，未来超50%可被替代，且进程最快；2）长期氢有望直接取代部分化石原料，如在炼铁/炼钢过程中以绿氢取代焦炭作为还原剂实现钢铁工业的“零排放”、在交通领域替代石油、在天然中掺氢减少天然气用量，长期这些领域空间较大，以炼钢为例，若完全替代焦炭，绿氢需求超1亿吨。 1）合成氨：预期未来平稳增长，绿氢可渗透空间超3000万吨：2021年全球合成氨产量1.5亿吨，其中国内0.52亿吨，按照一吨合成氨需0.18吨氢气，分别对应氢气需求2700万吨及1000万吨。合成氨70-80%用于化肥领域；10-20%应用于工业领域，用于生产硝酸和尿素；约1%用于民用炸药，我们预计预期合成氨未来每年增长1%-3%。目前，国内合成氨行业的能耗构成中，煤占比76%（无烟块煤65%），天然气占比22%，其他2%。目前绿氢在合成氨领域已应用率先放量，在该领域，未来绿氢可替代空间3000万吨以上。 2）甲醇：甲醇航运燃料催生绿氢新需求。2022年我国甲醇产量约7900万吨+，同比微增2%，预估全球需求1.4亿吨。甲醇生产端看，约65%的甲醇生产来源于天然气重整，35%来源于煤气化，若按照一吨甲醇需0.13吨氢气，对应氢气需求分别为1020万吨和1850万吨。甲醇下游需求为烯烃、甲醛、甲醇汽油、醋酸、二甲醚、MTBE等，其中烯烃占55%，甲醛与甲醇汽油次之，均约占10%左右，生产醋酸、二甲醚、MTBE均约占6%左右。 我们预计甲醇传统应用领域平稳增长，而甲醇航运燃料将为新增市场。22年欧盟正式将航运业纳入碳市场，24年开始考核，对于5000GT以上船只，按照2024年排放量的40%、2025年排放量的70%、2026年后排放量的100%逐步纳入配额管理，且除了二氧化碳，26年也将正式考核甲烷、一氧化二氮（影响液化天然气船只）。因此自22年开始，全球甲醇双燃料船订单明显增加，且将应用由绿氢制成的绿色甲醇。22年前三季度，甲醇船舶占新增订单比重预期为3%，占替代燃料船舶比重为6%，预计随着欧洲船舶碳考核时间节点趋近，后续订单将明显增长。按照1艘5万吨载重量双燃料船舶每年耗甲醇5万吨测算，预计到2030年新增甲醇船舶渗透率9%，当年对应耗费氢量超500万吨。 3）氢燃料汽车：重卡领域有望实现突破。2022年全球氢燃料电池乘用车销1.5万辆，同比持平，其中韩国销售1万量，主要为现代nexo。国内氢燃料车型主要为商用车，22年销售为4782辆，同比增长155%，其中重卡为2465辆。氢燃料电池的特性决定其适用于固定路线、中长途干线和高载重的场景，有望在重卡领域实现突破，且随着试点项目推广，有望明显增长。按照氢燃料乘用车年5%增长，到2030年销量3万辆；氢燃料商用车快速增长，到2030年氢燃料商用车销量28万辆，渗透率1%，累计销量超60万辆，按照每辆商用车百公里耗氢量10kg，年行程10万公里，则对应2030年氢气需求超700万吨。 4）钢铁行业：远期绿氢渗透空间较大，但过程缓慢。全球年产钢铁18亿吨，碳排放占全球碳排放8%，碳排放密集程度最高、最难脱碳的行业之一。传统炼钢工艺使用焦炭作为还原剂，冶炼工艺分为长流程和短流程两种，长流程钢材生产大体可以分为两个环节：炼铁环节（高温下焦炭与O2反应生成CO，CO将铁矿石还原成铁水）和炼钢环节（高温下铁水中部分碳被氧化）。短流程通过电炉将废钢冶成粗钢。用绿氢替代焦炭作为还原剂，最具前景的钢铁行业脱碳解决方案之一。考虑到长流程高炉炼铁是我国主流生产路线，我国的氢能炼钢技术发展会首先使用部分氢气代替化石燃料，通过高炉喷氢气代替部分化石能源的方法来实现初步富氢减排效果，该方法设备改造难度小，但减排不彻底。未来若绿氢制备成本降低，且工艺成熟，可实现纯氢炼钢，氢气完全替代焦炭。 假设按照绿氢15元/kg的较低水平测算，高炉喷氢成本较传统焦炭还原法高5%；而纯氢法较传统焦炭法能源成本虽仅略高，但设备需完全改造、工艺难度大且不成熟，因此量产应用仍需长时间，目前厂商替换意愿较弱。但瑞典钢铁集团也提出2045年实现无化石炼钢，我们测算若2030年钢铁领域绿氢还原渗透率近1%，则对应绿氢需求100万吨，2050年渗透率提升至20%+，对应绿氢需求3000万吨以上。 5）建筑领域：天然气掺氢想象空间广阔，多国已开始推进。掺氢是天然气领域降碳的一种有效方式，全球天然气需求4万亿立方，掺氢理论比例可为10-20%，若按照10%的比例，对应氢气需求3600万吨。但目前主要面临技术端及成本端难点，技术方面并非所有天然气管道均适用于掺氢运输，不同国家的管道对掺氢比例要求不同，其次在终端应用的安全性、设备适配性等标准需完善；成本端看，氢气的热值为天然气的1/3，而当前绿氢按照15元/kg成本的3倍测算（1.3元/立方*3），远高于天然气的2-3元/立方成本，因此目前该技术尚不成熟。但欧洲多国已启动掺氢项目，若均落地则年掺氢量将超200万吨。我们预测2030年天然气掺氢或将带动近100万吨绿氢需求。 2.3. 绿氢空间：成本为限制瓶颈，零碳加持加速替代灰氢 电费为水电解制氢降本核心：电价及电耗，远期有望低至8元/kg。目前国内最成熟的电解水制氢技术为碱性电解，整个制氢成本主要在于电费和设备折旧，其中电费占比70%-90%，折旧占比10%-30%。按照年生产时间2000小时，电耗5 kwh/标方，电价0.3元/kwh，1000标方的电解槽制氢成本为25元/kg；理想情况下，按照电耗4 kwh/标方，电价0.15元/kwh，对应成本为15元/kg，则基本可与天然气制氢平价；若绿氢与风光、风电耦合，年利用小时提高至4000小时以上，则成本有望进一步下降至11元/kg以内，则基本可以实现与煤制氢平价。远期看，若电价达到0.1元/kwh，电耗下降至3.5 kwh/标方，则绿氢成本可降至8元/kg，低于煤制氢。 相较于传统制氢方式，水电解制氢平价尚需时日。传统的煤炭制氢，主要有三种方式，一是煤气化制氢、二是煤焦化制氢、三是煤转为甲醇再制氢。国内主要以成本低的煤气化制氢技术路线为主。煤的气化制氢工艺包括气化剂反应、煤气净化、CO转换、变压吸附提纯。一般大型炼化厂有配套煤制氢设备，自产自用，避免氢气运输。我们按照9万标方/h的装置，投资17亿，年工作时间近8000小时，1吨氢气耗3.8吨无烟煤，无烟煤价格按照近1800元/吨，测算煤制氢成本9.6元/kg，若无烟煤价格下降至1500元/吨，则成本将降至8.6元/kg。天然气制氢是以天然气为原料，用水蒸气作为氧化剂，来制取富氢混合气，我们按照3000万标方/h的装置，投资0.4亿，年工作时间近8000小时，1标方氢气耗0.45标方天然气，天然气价格按照近2.5元/标方，测算天然气制氢成本15元/kg。 绿氢实现零排放，考虑碳价加持，有望加速平价。煤制氨，单吨合成氨需排放近6吨二氧化碳；天然气制氨，单吨合成氨需排放3吨二氧化碳，按照当前50元/吨的碳价，分别增加约300元/吨和155元/吨成本；若碳价达到200元/吨，则成本分别增加约1200元/吨和600元/吨，该情境下，绿氢价格只要降至16元/kg，即可与煤制氨实现平价；绿氢价格只要跌至18元/吨，即可与天然气制氨实现平价。煤制甲醇，单吨甲醇需排放近4吨二氧化碳；天然气制甲醇，单吨甲醇需排放1.6吨二氧化碳，按照当前50元/吨的碳价，分别增加约200元/吨和80元/吨成本；若碳价达到200元/吨，则成本分别增加约800元/吨和300+元/吨，该情景下，绿氢价格只要降至18元/kg以内，即可与天然气制甲醇实现平价；而与煤制甲醇实现平价，而绿氢价格只要跌至16元/kg以内。因此在当前碳价50元/吨时，绿氢零碳排放优势体现不明显，若未来碳价涨至200元/吨，则绿氢成本降至16-18元/kg，即可实现制合成氨和甲醇平价。 此外，绿氢纯度更高，在特定领域可更好应用。煤和天然气制得氢气中普遍含有硫、磷等杂质，对提纯有较高的要求，在特定领域难以应用，如电子工业领域。而电解水制氢纯度等级则更高，更适用对于纯度要求高的行业。 因此，我们测算绿氢替代灰氢大势所趋，23年国内开始爆发，25-27年平价后有望加速。绿氢目前占比极低，国内近两年风光氢一体化示范项目密集开建，预计2025年后随着碳排放考核进一步趋严及电价下降，绿氢有望与天然气制氢实现平价，2030年左右有望接近煤制氢，绿氢份额有望达到30%+。因此我们预期氢气未来十年产量复合增长4-5%，2030年氢气需求超1亿吨，预计2025年绿氢渗透率2%，产量超150万吨，2030年绿氢渗透率超30%，对应产量3000万吨。 3. 国内外氢能产业化进程加速，产业大势所驱 3.1. 国内：23年将成为绿氢爆发元年，招标项目密集落地 政策端：风光大基地鼓励就地消纳，倒逼配套建设绿氢项目，内蒙布局领先。内蒙及西北地区新能源开发模式较为单一，应用场景不足，主要依靠发电卖电，一方面造成电网消纳和调度运行承受较大压力，另一方面难以拉动当地产业结构优化升级。2022年3月，国家发改委与国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。截至2022年底，22个省市纷纷制定并发布本地氢能产规划，响应国家氢能发展战略。以内蒙古自治区为例，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，22年4月发布《关于促进氢能产业高质量发展的意见》，明确2025年前开展“风光储+氢”、“源网荷储+氢”等绿氢制备示范项目15个以上，绿氢制备能力超过50万吨/年。22年9月，内蒙古能源局发布《2022年度风光制氢一体化示范项目的通知》，优选示范项目7个，建设新能源1.68 GW，电解水制氢6.3万吨/年。 内蒙及西北绿氢一体化项目密集开建，23年集中招标。为了获取新能源建设指标，五大四小等能源集团，纷纷布局风光氢一体化项目。22年开建的中石化库存项目是国内首个规模化利用光伏发电直接制氢的项目，规模为52台1000标方电解槽，对应260MW。我们统计截止23年2月，大规模绿氢项目中，已开标和在建项目合计近2GW，对应电解槽500台；规划的待开标项目近15GW，对应电解槽需求3000台左右，按照项目进度将于今年年中开始陆续招标。从区域上看，项目多集中于内蒙古，其次为新疆、吉林等地。根据氢云链统计，23年1-2月已明确开标的大规模绿氢项目新增730MW电解槽需求，对应146台1000标方碱性电解槽需求，包括中石化鄂尔多斯项目预期制氢3万吨/年，预期电解槽需求390MW，对应78台电解槽；大安风光制氢合成氨一体化项目对应195MW、39台电解槽需求。年内可期待的确定性较高的开标项目，包括乌兰察布10万吨项目的一期180台、 乌兰察布中石油项目50-60台电解槽、国能阿拉善项目50-60台、鄂尔多斯几大项目合计100-120台。因此我们预计今年招标量有望突破500-600台，实际出货量有望达到300-400台，实现翻番增长。 第一阶段：一体化化工园就地消纳绿氢，具备基本经济性，核心难点为消纳空间有限。我们以800 MW风电和300 MW的光伏项目，配套100台电解槽和15万吨绿氨项目为例，总投资70亿，按照自有资金20%做了测算。按照风电年发电时间2400h、光伏1200h、电解槽3000h测算，年产氢气2.7万吨及14.9万吨绿氨，就地消纳70%左右新能源发电，剩余30%并网，按照当前合成氨售价4000元/吨测算，则irr为8%左右（若电解槽工作时间2000h，则irr为6%），相较于风电15%+、光伏10%的irr，irr有所降低，但仍为合理回报水平。 第二阶段：绿氢转为绿氨或绿醇应用于碳排放考核严格领域，以获得高附加值。由于合成氨和甲醇等终端需求为东部地区，因此在内蒙、西北等地就地消纳空间有限，而绿氢储运尚不成熟，目前各大能源集团也在探讨绿氢转为液氨后运输至东部地区。而这种模式需后续制绿氢成本进一步下降，且需要政策大力支持，一方面制定并严格执行碳排放考核政策，另一方面对于绿氨、绿醇等给予更高溢价。如上文所示，未来在绿氢普遍成本降至16元/kg时候，或给予碳价200元/吨，或给予绿氨绿醇20-40%的销售溢价，则绿氢可完全实现平价，可广泛替代灰氢。 3.2. 欧洲氢能将高速增长，以满足既定目标 2020年7月，欧盟委员会发布《欧洲氢能战略》，战略将分成三个阶段：1）在2024年前，全欧的绿氢制备总功率将达到6 GW，绿氢年产量超过100万吨（预估22年欧洲绿氢产量不足10万吨）；2）到2030年，安装至少40GW的可再生氢电解槽，欧盟的绿氢年产能将超过1000万吨，氢能市场规模将从如今的20亿欧元上升至1400亿欧元，增长70倍；3）2030-2050年期间，重点是氢能在能源密集产业的大规模应用，覆盖所有难以脱碳的行业。典型代表是钢铁行业和物流行业。2022年5月，欧盟发布“REpowerEU”计划，再次明确到2030年1000万吨国内可再生氢生产和1000万吨进口的目标，并创立了“氢能银行”，加大对氢能市场的投资力度。欧洲目前氢气产量800-1000万吨/年，即便考虑钢铁、交运等领域新增需求，到2030年欧洲的绿氢占比也将超50%。2023年2月，欧盟通过可再生能源指令要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成，为氢生产商提供监管的确定性。 为满足欧盟氢能战略要求，政策及基础设施先行。首先，制氢电力需求将大幅增长，按照欧盟计划2030年1000万吨绿氢需求，对应需要500 twh的可再生电力，相当于欧盟能源消耗总量的14%，因此欧盟委员会也将2030年可再生能源目标提高到45%。其次，23年2月启动欧盟委员公布绿色交易工业计划，为绿氢生产厂商提供补贴，该计划将于今年秋季启动第一批竞争性投标，金额为8亿欧元，中标者未来10年可获得每kg绿氢固定溢价，具体细则6月后明确。第三，多种配套政策，如将氢气纳入碳关税考核、执行严格的碳排放标准等。第四，启动配套基础设施建设，一是22年12月西班牙、法国、葡萄牙在2030年前投资25亿欧元建设一条从大型海底隧道H2Med，将氢气从西班牙输送至法国，再送至欧洲其他地区。该管道计划每年向法国输送200万吨氢气，占欧盟需求的10%。二是，22年10月，西班牙石油公司Cepsa启动与荷兰鹿特丹港合作建立的“南欧和北欧之间第一条绿色氢走廊”项目，预计2027年投入运营，该走廊将支持鹿特丹向西北欧供应460万吨绿色氢气的目标。南北氢走廊只是打响了第一枪，欧洲另外5个绿色氢走廊也摆在了谈判桌上。 欧洲能源公司已开始大举布局氢能项目，目前规划项目合计氢气产量超470万吨。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2030年本土产绿氢1000万吨及进口1000万吨目标。其中，英国BP 22年7月宣布以360亿美元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26 GW新能源发电，并配套160万吨绿氢或900万吨氨/年；并分别于英国、德国布局HyGreen Teesside制氢项目（2030年500 MW氢气产能）和绿色能源港口威廉港扩建新氢枢纽计划（28年起每年可从绿氨中提供13万吨绿氢）。苏格兰电力公司22年8月宣布计划在英格兰南部费利克斯托港建设大型绿氢设施，预计将生产100 MW能源，从2026年开始为约1300辆氢燃料卡车提供动力。德国可再生能源开发商Svevind Energy Group 22年10月计划向哈萨克斯坦投资一个20 GW绿色氢能项目，总投资500亿美元，满负荷生产200万吨/年的绿氢，2030年初投产，2032年满产。壳牌22年10月在荷兰开工建设风电绿氢厂，规模200 MW电解槽，对应年产氢气2万吨，预计2025年正式投产；同时壳牌、荷兰天然气网络运营商Gasunie和格罗宁根海港共同宣布，将合作在2030年前在荷兰北部海岸建设一个3-4 GW风力发电厂，并计划于2040年将发电量增加到10 GW，并全部用于生产绿氢，预计年产量可达100万吨。法国Lhyfe计划在荷兰Delfzijl化工集群地利用海上风电，建造一个大型制氢设施，规模200 MW对应2万吨绿氢生产能力，最早于2026年投产，该公司目标到2030年制氢产能达到3 GW（对应30万吨绿氢）。西班牙能源公司Cepsa联合另外33家公司组成财团，预计到2025年将实现500 MW绿色氢产能，到2030年则达到2 GW（对应10万吨绿氢），最终目标为4 GW。 美国2021年后氢能布局明显加快，制定了清晰路径。21年7月，美国能源部宣布启动首个“氢能攻关计划”，目标是在未来10年使可再生能源制氢的成本降低80%至1美元/千克，并将清洁氢的产量增加5倍。22年10月美国能源部发布《国家清洁氢能战略和路线图（草案）》，指出到2050年清洁氢能将贡献约10%的碳减排量，到2030、2040和2050年美国清洁氢需求将分别达到1000、2000和5000万吨/年，并且计划在2030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。政策加码，预计后续美国绿氢发展将提速。 IRA法案持续10年的大额补贴，大幅提升绿氢经济性。2022年8月，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。根据法案，制氢工厂对应每千克氢气产出的二氧化碳排放小于4 kg，可获得税收抵免。抵免适用金额为0.6美元乘以相应适用比例，比例取决于生产过程中二氧化碳排放量。根据碳排放量不同，税收抵免额度将为0.12-0.6美元/kg氢气，且对于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。抵免将通过直接补贴的形式发放，且税收抵免额度可以转让，这使得无税收的公司亦可获得直接收益。以美国西北部为例，目前绿氢的生产成本为3.73 美元/kg，补贴后成本降至0.73 美元/kg，较蓝氢和灰氢更具成本优势。 相较欧洲能源公司的激进策略，目前美国绿氢项目规划相对稳健。美国规划的绿氢项目，多集中于加州及德州，目前多处于规划中，按计划将在24-26年逐步投产，预计今年明年大部分项目将确定开建。GHI将在德州建造全球最大的绿氢项目，计划以60 GW的太阳能和风电、盐穴储能系统制造氢气，年产量超过250万吨，占全球灰色氢气产量的3.5%。美国元素资源公司拟在美国加州建设和一个可再生能源制氢项目，预计于2025年初开始商业运营，年生产2万吨绿氢。峰堡新能源公司计划建造120 MW的绿氢生产厂，将于2024年中期完工并投入使用，将为该地区的多个主要炼油厂提供服务。美国南加州天然气公司宣布，正在提交绿色氢基础设施申请，以建设一个容量在10 GW至20 GW之间的电解工厂。Hy Stor Energy计划打造美国首个零碳绿色氢储存中心，第一阶段计划2025年投入商用，日产氢气350吨（年产12万吨）。 4. 制氢环节产业放量在即，核心设备及部件弹性大 4.1. 技术路线：碱性为主，PEM未来可期 水电解制氢生产技术碱性为主流，PEM提升空间大，AEM、SOEC仍较早期。当前，绿氢生产技术主要有碱性电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、阴离子交换膜电解（AEM）以及固体氧化物电解（SOEC）四种。其中碱性制氢技术成本最低，国内90%项目采用该技术，海外此前以PEM为主，近两年为降本也逐步转至碱性路线，预计未来的规模化集中式电解水制氢以碱性为主。相较于碱性制氢，PEM对可再生能源适应性好、响应速度快，且不会环境有污染，但PEM的质子交换膜依赖进口（杜邦）、且需使用铂等贵金属，成本极高，目前单线产能不超过200标方/h，预计未来PEM可在小型分布式领域作为补充。AEM和SOEC技术均处于研发阶段，试验线单线产能均不超过1标方/h，前者受限于原材料AEM膜的长度与宽幅，后者受限于原材料在高温下的裂化，预计需要很长实现量产。 碱性电解水制氢工作原理简单。碱性电解槽主要由电源、电解槽箱体、电解液、阴极、阳极和隔膜组成。电解液都是氢氧化钾溶液(KOH)，浓度为20％～30％；隔膜目前采用PPS膜（聚苯硫醚），主要起分离气体的作用，而两个电极则主要由金属合金组成。在直流电的作用下，在阴极，水分子被分解为氢离子和氢氧根离子，氢离子得到电子生成氢原子，并进一步生成氢分子；氢氧根离子则在阴、阳极之间的电场力作用下穿过多孔的横膈膜，到达阳极，在阳极失去电子生成水分子和氧分子。生成的氢气和氧气与电解液一起被送至气液分离器内部进行分离，氢气和氧气分别经过氢气、氧气冷却器冷却、捕滴器捕滴除水，然后在控制系统的控制下外送；电解液在循环泵的作用下分别经过氢、氧碱液过滤器、氢、氧碱液冷却器，然后返回电解槽继续进行电解。 碱性电解水制氢设备由四大部分构成，其中电解槽为最核心设备。全套水电解制氢装置主要设备有：前端电器设备（变压器、整流柜、PLC程控柜、仪表柜、配电柜等），占成本比重20%；核心设备电解槽，占成本比重50%-60%；固液分离装置，占成本比重15%；后端干燥纯化系统，占成本比重10%；其他辅助系统如纯水机、冷水塔、冷水机、空气压缩机、碱液箱、原料水箱、补水泵等占成本比重5%。以1000标方/h的装置为例，目前售价1000万，其中电解槽售价500万左右。 电解槽性能追求更高的效率、更好的稳定性。单线的产能规模和单位电耗为电解槽的核心指标，目前行业标准的单线产能为1000标方/h，绝大部分厂商基本可达到该水平，技术领先的厂商已推出2000标方/h产线。系统电耗目前平均为5 kwh/标方，领先厂商可达到4.5 kwh/标方，直流电耗为电解槽单环节电耗，未来3年有望降低至4 kwh以内；一般较系统电耗低0.2-0.4kwh/标方，目前直流电耗前沿水平为4 kwh/标方。电流密度一般运行区间为2500-3000 A/m2，最大电流密度为4000 A/m2，电流密度越大单线产能越大，但单位电耗越大。出口压力行业平均水平为1.6 Mpa，行业前沿水平可达到3 Mpa以上，压力越高可降低增压系统带来的电耗，但对产线设计要求较高。此外，碱性电解槽运行寿命长达16年以上，安全性、稳定性需长期验证，这对电解槽的材料、焊接工艺等要求高。 电解槽核心性能的由电极（镍丝网喷涂）、隔膜、流场设计等决定，因此技术进步方向为新材料、新结构、新制造。极板、镍丝网、隔膜、密封垫圈交错层层相叠形成一个电解槽小室，上百个小室相叠形成电解槽腔体。其中，影响电解槽核心指标的是材料电极（镍丝网喷涂）和隔膜。电极是以镍丝网为基体，采用雷尼镍喷涂，再做表面处理。电极需要具备超电位低及比表面积好的特点，易于电子脱嵌和加大反应面积，从而提高电解效率。喷涂材料一般采用镍铝合金，铝在碱性溶液中溶解，留下微孔，从而使镍网表面形成立体多孔结构，吸附面积增加，提升催化活性。表面处理一般电镀上金属涂层，具备超电位低及耐腐蚀性，各家电镀工艺及材料不同，为核心配方。隔膜材料从石棉布已切换为PPS（聚苯硫醚工程塑料），具备耐水解性、耐高温（120°）、耐腐蚀、强度高，目前多采用东丽进口隔膜，国产技术已突破，但性能仍有差距。此外流场设计、极板设计（由传统乳突极板向平极板/不锈钢网/焊接镍网复合极板发展）、辅助系统扩容（如2台电解槽对应1台气液分离系统）等的改进亦有利于提升电解槽效率。 电解槽原材料端降本空间有限，更多依赖性能提升从而降低电解成本。我们测算了1000标方/h单体电解槽的BOM成本大约为4000万，其中极板占比近40%，主要材料为碳钢；镍网占比10%+，受近2年镍价大幅上涨影响，成本提升明显；镍网喷涂（原材料+工艺）及隔膜分别占比15-20%，隔膜后续完全国产化后，成本有一定下降空间。因此未来单体电解槽BOM成本下降主要来自于镍价回落及隔膜完全国产化，空间看10%左右。目前1000标方/h行业毛利率基本为20-30%，售价550-600万。 4.2. 电解槽市场空间已打开，设备厂商率先受益 未来几年电解槽设备招标有望翻番增长，高峰期10倍空间。21年根据高工氢能统计国内电解水制氢设备出货722 MW（含出口，不含研发样机）。根据我们对各大项目跟踪，预估今年国内电解槽招标量可达2 GW，对应400台1000标方碱性电解槽。若2030年全球绿氢占比有望达到30%，则高峰时期电解槽设备需求2.5万台+（1000标方），按照单线价格700万，对应市场空间1750亿，其中国内占三分之一，市场空间近600亿。 电解槽设备进入门槛低，但设备长期稳定运行，龙头技术积淀深，优势明显。此前电解水制氢行业规模小，主要由718所、竞立和天津大陆三家占据绝大部分份额。21年提出双碳目标后，隆基、阳光等光伏企业进入电解水行业，22年大批厂商涌入，1000标方产线密集下线。目前行业内可做及计划做碱性电解槽厂商超100家，行业产能或超10 GW。22年718、竞立、隆基三家占据市场近75%份额，三家订单主要来自中石化库车52台项目，其中竞立22年出货230 MW，市占率32%，份额第一。趋势上看，龙头公司技术积淀深，性能指标领先且产品经过实地长时间运行检验过，优势明显。根据我们跟踪的大项目招标看，由于电解槽要求稳定运行15年以上，业主方更倾向于与第一梯队、第二梯队厂商合作，但23起开始价格竞争有所加剧。我们认为未来三类公司拥有竞争力，一是老牌技术积淀深厚、产品性能稳定、技术指标领先企业，如718；二是传统业务协同效应明显，可提供资源支持，技术研发激进，如隆基；三是依托集团内部资源（风光电站、化工园区），获得项目招标，如能源集团的装备公司等。PEM电解槽方面，22赛克赛斯实现了7台出货，单槽最大产能200标方，合计1200标方的发货，同时长春绿动、阳光氢能、中国石化石科院等企业均实现兆瓦级PEM制氢系统装机应用。 电解槽设备中隔膜增量空间大，国内厂商技术加速追赶。电解槽的核心部件，极板、密封垫、镍丝网均可外包或外购，且产品差异小，附加价值低；镍丝网喷涂和电镀基本由电解槽厂商完成，各家工艺有所不同；而PPS隔膜为电解槽的核心设备中尚未完全国产替代的环节，占成本比重15-20%，主要由日本的东丽供应。国内山东东岳等公司产品逐步放量，性能差异缩小，我们预期未来份额有望明显提升。 5. 投资建议与标的整理 5.1. 国内主要标的 绿氢是可再生能源消纳与工业脱碳的完美结合，10年高速增长产业周期开启，我们预计25年绿氢占比有望达到10%，2030年绿氢占比有望达30%，产量超3000万吨。同时，短期看23-25年绿氢项目密集开建，国内及欧洲先行，美国政策加码后将加速，且随着绿氢成本下降、零碳加持预估25-27年基本可实现平价，长期成长空间打开。我们看好制氢环节产业放量，重点看好绿氢制造的电解槽设备，推荐隆基绿能、阳光电源等，建议关注华电重工、昇辉科技、科威尔、亿利洁能等。 5.1.1. 隆基绿能 传统业务：公司作为全球光伏龙头，实现组件一体化布局，出货持续高增。公司2022年实现归母净利润145-155亿元，同增60%-71%，扣非归母净利润140-151亿元，同增59%-71%。我们预计公司2022年组件出货45-47GW，同增17-22%，组件盈利保持坚挺。 氢能业务：隆基氢能当前研发的核心航道是降低制氢的单位电耗，2月推出世界领先的制氢装备系列产品隆基ALK Hi1，直流电耗满载状况低至4.3千瓦时每立方米，Hi1 plus产品低至4.1千瓦时每立方米，可以降低10%以上的直流电耗，大幅降低LCOH，驱动绿氢经济性提升。产品适合的场景可以根据项目的具体情况和财务假设来确定。Hi1适用于1500-5000小时，比如纯风电、纯光伏、风光互补等；Hi1 plus 5000 小时以上，比如绿电交易、多能互补等。隆基氢能21年实现500 MW产能，22年实现1.5 GW产能，预计25年达到5-10GW。 5.1.2. 阳光电源 传统业务：公司是全球逆变器龙头，营收占比前三的业务为光伏逆变器、电站投资开发以及储能系统。公司2022年实现营收390-420亿元，同增62%-74%，实现归母净利润32-38亿元，同增102%-140%。2023年逆变器放量叠加IGBT模块紧缺涨价，预计出货盈利高增；2023年大储出货同增2倍，户储同增5-6倍，继续量利双升。 氢能业务：阳光电源从光伏制氢入局氢能，成立全资子公司阳光氢能。阳光氢能已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。2022年，为内蒙古综合能源站项目提供碱性水电解制氢装置，为宁夏等地项目提供200标方 PEM 制氢装置。2022年12月底，长江电力绿电绿氢示范项目产氢成功，顺利产出99.999%高纯度氢气，该项目采用阳光氢能领先的 PEM 电解制氢技术，将为国内首个 500kw 氢燃料电池动力船艇提供制氢加氢服务。 5.1.3. 华电重工 传统业务：公司业务涵盖物料输送、海洋与环境工程、高端钢结构、热门工程、噪声治理、氢能与集装箱、岸桥等。物料输送摆脱对煤电项目的依赖，每年贡献稳定收入和业绩；四大管道业务规模较小，在几个亿的水平；钢结构业务未来增量来自风电建设和光伏大基地建设；海上风电业务22年中标4-5亿的射阳项目。 氢能业务：公司规划从上游制氢端和下游应用环节两个角度切入氢能领域。目前上游制氢端形成了1200标方碱性电解槽产品，年产能100套左右。22Q4公司和集团企业签订3.4亿元达茂旗项目，计划23年完工，需要交付碱性电解槽1000标方11台，PEM电解槽200标方5台。公司与下游各大汽车厂商都在做样品测试，与捷氢有合作，和布拉德也形成战略合作。子公司河南华电在研发储氢气瓶，未来计划布局氢气管道。公司主要优势在于背靠华电集团，是能源电力企业，能够协调匹配发电端和制氢端，发展高端核心装备能够更好地支撑氢能解决方案业务的开拓，同时解决方案业务可以开拓氢能装备市场。 5.1.4. 昇辉科技 传统业务：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。照明和亮化包括设计、产品、施工、交付等，毛利较高；智慧城市包括智慧社区、智慧安防等项目。 氢能业务：公司2020年进入氢能产业，中长期战略规划定义为智能加氢站，目前氢能业务模式定义为3+3，指代投资的三个企业以及三块业务。三个企业：1）国鸿氢能燃料电池系统国内市占率前三；2）飞驰汽车做燃料电池整车，由燃料电池客车转型重卡；3）鸿基创能做燃料电池的核心零部件，技术壁垒在于把催化剂涂到制胶膜上。三块业务：1）制氢设备：电解槽与其他公司的区别在于，整个配电包括电源柜、控制柜和配电柜均由公司自己生产，以及后端的氢气纯化和分裂装置也由公司自制，所以有成套的生产能力；2）氢能汽车运营平台：2月底已有120辆氢能轻卡，冷链车政策支持蓄冷电价1.8毛/度；3）氢能设备零部件：包括DCDC 以及 ACB电器的设备。23年公司预计制氢设备收入1-1.5亿元，运营平台收入2.5-3亿元，电器收入0.5亿元，整体氢能板块4亿元营收。另外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，可以把氢能价格降至35元/kg以下。 5.1.5. 科威尔 传统业务：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。测试电源定位于光伏以及电动车市场，22年电池包业务有8000万左右订单，传统以实验室为主的产品预计有30%-50%增长，小功率产品即将放量。功率半导体方面22年完成多家头部客户认证，订单情况取决于认证进度。22年公司收入3.8亿元，同比增长52%，归母净利0.62亿元，同比增长8.7%，扣非归母净利0.44亿元，同比增长43%。22年公司总体订单共5.5亿元左右，前三季度完成2.5亿元收入。 氢能业务：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。公司用氢端业务占比80%-90%，制氢端占比10%左右。22年订单不及预期，22年初目标2亿元，实际完成1.2亿元，主要受疫情影响，预计23年订单量有50%左右的增长。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。 5.1.6. 亿利洁能 传统业务：煤化工、清洁热力作为存量业务，未来增长点在于光伏发电加氢能。化工业务每年贡献利润7-8亿元。光伏电站预计23年年底建成共3.3 GW，25年实现风光电站的装机容量达到15GW。 氢能业务：在制氢和用氢端均有丰富的运营经验，主要包括风光制氢项目和参股投资的碱性电解槽产品。公司计划23年底前实现 200 台的1000标方碱性电解槽产能规模，25年前达到500台；预计23年订单量在40台左右，未来200台，市占率预期可以达到10%左右。23年1月40万千瓦的风光制氢一体化项目在自治区层面获批，公司依托大股东30多年沙漠治理的核心优势，打造沙戈荒地区的风光氢储新材料，可一体化消纳，占据土地资源的优势，同时与央企达成非常紧密的战略合作。 5.1.7. 中集安瑞科 传统业务：中集安瑞科在天然气设备领域深耕多年，旗下业务包括了清洁能源、化工环境、液态食品行业。 氢能业务：公司主要定位储存装备、运输装备、加氢装备，目标是要在关键环节做头部企业。中集安瑞科已经成为第三代氢储瓶的主要供应商之一，且与世界一流的四型（“T4”）氢气瓶及系统技术和设计供应商HEXAGON共同成立合营公司，为高压氢气储运提供三型和四型储氢瓶的生产和储运解决方案，以及供氢系统的生产，22年底获得首个70Mpa四型瓶车载供氢系统出口澳洲订单，运用在氢能重卡上。随着我国加氢站建设有望迎来高速发展期，中集安瑞科将把握加氢站新建需求机会，并探索发展撬装式加氢站、制氢加氢一体站等新模式。公司的优势在于具有天然气储运设备领域积累下的优势，天然气性质接近氢气，使得其业务模式可以在氢气上复制推广。 5.1.8. 兰石重装 传统业务：公司是国内能源化工装备和工业智能装备细分领域的核心企业之一，公司正在加快推动由传统能源化工装备制造向新能源装备制造领域拓展转型。公司2022年实现归母净利润1.9-2.1亿元，同增55%-71%，扣非归母净利润1.3-1.5亿元，同增61%-86% 氢能业务：在氢能装备领域，业务主要为制氢、储氢和加氢站装备。具体产品有低压储氢容器、煤制氢装备、加氢站用微通道换热器（PCHE），正在研发渣油 POX 造气制氢装置、大型高压储氢球形储罐和卧式储罐（45MPa/75MPa）和丙烷脱氢技术装备。兰石重装已完成盘锦浩业20万Nm3/h煤制氢装置、榆林华秦氢能产业园一期项目储氢球罐设计制造及安装，完成加氢站微通道换热器研制并交付客户试用。22年8月高压储氢容器试制取得圆满成功，正式进入市场化推广阶段。22年底与内蒙古宝丰签订绿氢与煤化工耦合碳减排创新示范项目供货合同，金额达6.12亿元。计划在现有50Nm3 /h电解水制氢装置基础上，快速完成1000Nm3 /h及以上规模电解水制氢装置的开发。 5.2. 海外：欧洲电解槽厂商，订单增长亮眼 国外水电解制氢龙头公司多分布于欧洲，技术布局全面，且22年期收入及订单大幅增长。欧洲水电解制氢技术发展历史较长，目前碱性、PEM、AEM等都有成熟应用，此前大规模绿氢尚未发展，在欧洲PEM占比较高，但近两年碱性份额大幅提升，以欧洲最大的电解槽公司Nel为例，22年碱性电解槽收入大增5倍，而pem基本持平。由于21-22年欧洲开始大力发展绿氢，22年电解槽厂商收入及订单增长亮眼，其中Nel 22年新增订单2.2亿美金，增长135%；ITM至22Q2新增订单增80%；HydrogenPro 22年收入增长183%，年末在手订单0.7亿美金（22年收入0.05亿美金）；McPhy 22年新增订单增长53%；Enapter 22年收入增长75%，公司预计23年将翻番增长。 5.2.1. 挪威Nel——全球电解槽龙头，兼具PEM及碱性技术 Nel：全球电解槽龙头，PEM+碱性电解槽并行。ASA (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。产品技术优势：1）碱性电解槽产品性能优越，制氢功耗可低至3.8 kwh/Nm3水平，单堆容量最高可达2.2 MW；2）PEM电解槽产品规格丰富，涵盖1.05Nm3/h-5000Nm3/h各种规格型号PEM电解槽。合作客户包括Nikola、韩国HyNet、壳牌Shell、Iwatani Corporation of America等。 22年碱性电解槽收入大增5倍，新增订单超2亿美元，增135%。营收方面，22年Nel营收9.94亿挪威克朗，其中电解槽业务占比75%。Nel碱性电解槽营收达3.3亿挪威克朗，同增506%，PEM电解槽收入4.2亿挪威克朗，同比微降1%。订单方面，2022年新增订单达22.75亿挪威克朗，同增135%，其中9成以上来自电解槽业务，2022年底在手订单达26.13亿挪威克朗。产能方面，Nel计划24年前将挪威Her？ya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500 MW。 5.2.2. 英国ITM Power——全球PEM电解槽龙头，与壳牌、林德等合作密切 ITM Power：全球PEM电解槽龙头，提供模块化解决方案。ITM Power成立于2001年，总部位于英国，主要从事PEM电解槽设计制造以及加氢站运营业务，是PEM电解槽最大制造商之一。电解槽产品采用一站式方案，有即插即用的中型集装箱PEM电解槽系统以及针对大型项目的模块化方案。目前合作伙伴有壳牌、林德、住友等大型企业。 22Q2末订单增80%，为壳牌、林德等大厂供应商。营收方面，22年ITM Power营收560万英镑，同增30%，其中电解槽产品收入共计200万英镑，同增18%，包含澳大利亚交付电解槽产品和与壳牌合作的REFHYNE I项目；咨询收入共计290万英镑，同增38%，燃料收入只有22.9万英镑。订单方面，2022年在手订单755 MW，同增80%，23年1月与林德签署了200 MW的电解槽订单。产能方面，目前22年底产能为1 GW，计划23年底提高至2.5 GW，24年年底预计再翻一倍提高至5 GW。 5.2.3. 挪威HydrogenPro——主打高压碱性电解槽 HydrogenPro：主打碱性高压电解槽，重点布局大型制氢设备。HydrogenPro成立于2013年，主要从事碱性高压电解槽的制造业务。相对于传统碱性电解槽，公司产品采用30bar高压装置以节省压缩成本。公司通过收购丹麦公司ApS加码电镀新技术，将每个单元的效率提高14%，预计实现生产氢气价格1.20美元/kg。目前HydrogenPro可以提供世界上最大供氢系统，并针对不同客户需求进行定制服务，其制造的全球最大的碱性高压电解槽可以1100 Nm3/h速度生产氢气。目前合作伙伴有三菱重工、DG燃料等。 22年收入大增183%，制定全球10GW庞大产能目标。营收方面，22年HydrogenPro营收5650万挪威克朗，同增183%。订单方面，2022年末在手订单7.47亿挪威克朗，其中与合作伙伴DG燃料的项目获得约1.7 GW的订单。2022年底，HydrogenPro对中国天津的制造工厂进行了升级，目标达到300 MW以交付采购订单。公司近期计划全球产能实现10 GW。 5.2.4. 德国Enapter——主打AEM技术，产品多应用小型领域 Enapter：主打AEM电解槽，具备模块化优势。Enapter成立于2017年，主要生产阴离子交换膜（AEM）核心电堆及电解槽，通过合作商实现系统集成，并向客户提供氢气。电解槽产品采用模块化、可堆叠方案，其中Enapter的AEM技术将碱性电解槽使用低成本原料（钢替代钛）的优势与PEM电解槽的灵活紧凑的优势结合，22年3月推出第四代产品EL 4.0，生产速度可达500 NL/h。公司开发AEM多核兆瓦级电解槽可进行210 Nm3/h的生产。目前Enapter与来自21个国家共计41个公司达成合作伙伴关系，客户遍布全球48个国家。 22年收入增长75%，预计23年收入翻番。营收方面，22年Enapter营收1470万欧元，同增75%，公司预计23年的收入将同比翻倍，达3000万欧元。22年上半年EL4.0订单达1500台，约440万欧元，下半年订单约900万欧元。22年Q4 EL4.0出货超1200台。产能方面，公司计划每月生产AEM电解槽1万台，其中德国工厂预计22年Q4投产，23年正式量产交付。 5.2.5. 法国McPhy——主打碱性电解槽，一体化自营加氢站 McPhy：主打高压碱性电解槽+加氢站设备，在手订单可管。McPhy 08年法国成立，起家于固态储氢技术，14年开始开发碱性电解槽，15年开始进入加氢站设备等产业环节。电解槽主打高压碱性电解槽，包括Piel, McLyzer 和Augmented McLyzer三款产品，产氢量范围0.4-800 Nm3/h。McPhy在欧洲（法国、意大利、德国）拥有三个开发、工程和生产部门，并率先在中国张家口落地风电制氢示范项目，近年来业绩成长性突出。 22年新增订单增长53%。营收方面，22年收入1600万欧元，同增22%，其中电解槽占比68%，加氢站业务占比32%。订单方面，22年达2940万欧元，同增53%，积压量达到3130万欧元，同增56%。McPhy已签署的项目组合共计45MW和40个加氢站，此外具有148MW和56座加氢站意向订单，总计193MW和96座加氢站。在产能方面，McPhy的电解槽超级工厂计划于24年上半年投产，年产能预计1GW，此外圣米尼亚托工厂将提高产能至300MW以满足市场需求。 风险提示 1）政策支持力度不及预期：氢能作为新兴产业，前期成本较高，需依赖相关政策体系支持带来终端应用经济性，从而驱动产业发展，如补贴、重大专项投资、基础设施建设等；若政策支持力度不及预期，将延长氢能实现平价的时长，氢能渗透速度将放缓。 2）竞争加剧，导致产业链跌价超预期：氢能行业处于发展初期，有望实现较快增长，持续吸引新企业进入行业，市场竞争或加剧，从而引发行业价格战，导致行业盈利能力下滑。如果业内公司不能在日趋激烈的市场竞争环境中及时拓展新客户、提高产品质量和服务水平，将处于不利竞争地位，面临市场份额下降风险，进而影响业绩稳定性。 团队介绍 识别二维码，关注新兴产业汇，获得更多精彩文章！ 免责声明 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