【国金氢能】绿氢经济性可期,高碳场景替代加速——氢能&燃料电池行业产业链系列报告之十七

（以下内容从国金证券《【国金氢能】绿氢经济性可期,高碳场景替代加速——氢能&燃料电池行业产业链系列报告之十七》研报附件原文摘录）
　　+ 目录 1.光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间 绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本 光储系统降价超预期，绿氢经济性初现 政策陆续出台，保障产业前期发展 碳税抬高现有能源成本，绿氢经济性进一步凸显 2.绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求 欧盟碳税倒逼绿色甲醇应用，打开航运及海外新需求 绿氨经济性可期，适用于替代传统高碳路线 3.交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价 交通领域氢价接受度最高，可实现运营成本平价 交通领域带动氢气新领域应用，燃料电池产业链受益 4.大规模、长周期、跨区域，氢储能作为风光电消纳经济性渐起 风光大规模装机下，储能时长与规模标准抬高 氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优 5.氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启 绿氢为工业脱碳关键原料，示范应用开启 渗透加速看成本经济性，绿氢降本下迈向平价区间 6.投资建议 7.风险提示 摘要 ■ 行业观点 本篇报告写在光储大幅降价的背景下，市场主要关注点集中在光储平价端，鲜少关注到其降价带来的延伸应用影响，我们本篇报告引领性地分析了光储降价带来的对氢能行业经济性的重要影响：一是光储降价后，绿氢制取的经济性开始显现；二是绿氢成本下降后，其在化工、交通、储能和冶金领域的经济性逐步开启，应用场景得到打开。 光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间。绿氢经济性分为上游制取和下游应用，针对上游端，分为网电和自发电用，区别在于折算电费进绿氢制取成本的比例，前者100%，后者电费为中间量，影响源头是新能源设备价格，按新能源发电供给制氢端的电量比例扣除弃电比例折算。考虑到长远发展及经济性效益，光储氢等一体化模式，新能源发电部分上网、部分制氢的项目，有望成为绿氢发展的主要模式，集中在风光资源丰富的三北地区，在以光伏电站3.1元/W、储能系统1.06元/W价格测算下，绿氢制取的经济性开始显现；对于纯外接网电制氢，当电价≤0.2元/kWh，绿氢将有望具备经济性，大多应用将发生在低电价以及给予优惠电价的地区。那么当上游绿氢制取成本下降后，以就地消纳为前提，综合考虑成熟度、经济性和规模，化工和交通领域将率先规模化应用，储能及冶金领域将从示范逐步向规模化应用推进。同时，碳税将抬高原有能源使用成本、推动绿氢的平价进程加速，以欧盟100欧元/吨的碳价测算，灰氢成本将上涨19.3元/kg，碳税落地下对比使得绿氢的经济性更加显著。 绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求。绿色甲醇应用受到欧盟碳税倒逼驱动，据我们测算，电价低于0.15元/kWh时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时与煤价为800元/吨时的煤制甲醇生产成本齐平，而在碳税下绿色甲醇经济性显现，650元/吨碳税下绿色甲醇与煤制甲醇价差每吨将达到1000元，相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着绿色溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更为明显。绿氨方面，据我们测算，0.15元/kWh电价时，绿氨可实现与煤制氨（煤价650元/吨）、天然气制氨（气价0.8元/m3）成本持平，此外在欧盟碳税100欧元/吨下，煤制氨生产成本上升137%，此时绿氨成本优势显著。 交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价。交通领域氢价接受度最高，据我们测算氢气售价37.5元/kg时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平，当加氢站氢气售价30元/kg时，外供加氢站、制加氢一体化站分别在0.3、0.35元/kWh电价时可实现平价，在0.18元/kWh谷电的蓄冷电价优惠下，氢气售价将低至约20元/kg，经济性凸显。 氢储能具备大规模、长周期、跨区域特性，氢储能作为风光电消纳经济性渐起。大规模电消纳压力下，配储时长与规模要求逐步提高。氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优。据我们测算，氢储能系统初始投资度电成本为1300元，低于磷酸铁锂和液流电池，对于度电储能扩容成本，氢储能最低，约为120元/kWh。 氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启。绿氢示范应用已开启，绿氢降本下，氢冶金正迈向平价区间。以焦炭价格2500元/吨测算，平价时对应氢气的价格为9.55元/kg，当碳税为200元/吨，氢气成本抬高至需低于12.36元/kg时，氢冶金才更具成本优势，当前光储降本下，氢冶金开启了可实现经济性的预期。此外，弃光制氢+氢储能+火电20%掺氢燃烧的示范工程在大部分场景下可实现更优的经济性 投资建议： 新能源设备的大幅降价及绿色能源的政策性溢价成为行业发展的重要驱动力，上游制氢端及下游应用领域开始陆续具备经济性，重点看好制氢端设备机会。核心推荐组合：华光环能、华电重工、科威尔、昇辉科技、石化机械。 风险提示： 降本速度不及预期、技术研发进度不及预期、下游氢能推广滞后、政策和项目落地不及预期。 正文 光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间 绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本 经济性是绿氢大规模应用的前提，降本的核心在于制氢电价与电解槽设备的价格和效率。采用制氢装置电解槽，电解水制备出来的氢气通常被称为可再生氢/绿氢，经济性是绿氢规模化应用的前提，本质上看，绿氢是替代原有领域传统能源或者是替代煤/天然气制备氢气的新型能源和原料，绿氢平价意味着其使用成本要与特定领域原有能源或传统方式制氢的使用成本相同或者更低才能有望实现替代。从绿氢成本拆分来看，用电成本和设备成本占据制氢总成本的80%以上，针对绿氢降本，核心在于制氢电价和制氢设备成本。 制氢设备的成本核心是电解槽，降本取决于电解槽规模化与技术迭代升级，高效化、低成本与规模化是电解槽发展趋势。规模上看新增1.9GW电解槽招标，同比翻倍；成本上看，1月和12月的设备招标价格对比，同比下降25%；从效率上看，电解槽耗电量由5 kWh/Nm3降至最低4.3 kWh/Nm3。整体看，2023年设备发展迅速，全年降价25%。规模效应叠加技术迭代驱动了设备成本的快速下降，具体来看：1）高效化：提升能源转化效率，降低电耗；2）低成本：配合“三弃”实现低价值波动能源有效利用；3）规模化：从设备层面着手，包括技术更新及规模化降本。 制氢电价分三步逐层递进：便宜、绿色、便宜且绿色。现阶段多省市给予电价优惠或绿氢制取补贴政策，后续随着碳税的落地及设备的降本增效，便宜且绿色的电将成主流。 便宜的电助力降本，是发展的第一步。制氢的电来源分为网电和新能源发电两大类，从测算结果看，0.2元/kWh及以下的电价才有望具备竞争优势。从电力来源看，电网购电价格偏高，仅个别地区电价在0.3元/kWh以下，新能源发电价格均价在0.2元/kWh，并且随着光伏组件和储能等新能源设备价格的下降，叠加电力市场政策的不断落地，有望获得更便宜的新能源发电电价。因此，当前从发展初期角度看，只要电价够便宜，可以不论电力来源，便宜的电才是首要重点，绿氢发展应当首要选择能够提供低电价的地区，例如西北地区便宜的新能源发电电价、东部部分地区给予的优惠电价政策。 绿色的电清洁低碳，是发展的关键。随着减碳政策、欧盟碳关税等相关碳政策的落地，能源和电力清洁化正在不断推进，国内的绿电核算标准也在进一步明确，国家生态环境部发布了《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》，核算排放量范围由电力扩容到石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和民航7个行业，网电平均碳排放为0.5703t CO2/MWh，因而网电并不属于绿电。随着全球碳政策的推进和落实，要实现绿氢的全过程零碳排放，使用绿色的新能源发电才是终极解决方案。 便宜且绿色的电，是终极目标。采用绿氢的终极目标是为获取零碳且低成本的能源和原料，随着减碳政策落地以及新能源设备成本下降，绿色电力有望逐步获得经济性，当新能源的发电电价大规模降至0.2元/kWh甚至0.1元/kWh时，绿氢将大范围具备经济性，足够便宜且绿色的电力才是绿氢能够实现应用的终极前提条件。 制氢的低电价，前期阶段可通过政策优惠或适当通过降低、取消过网费以支持绿氢的发展，使得电价整体控制在0.2元/kWh，在设备可以做到满负荷运转的同时，绿氢的成本将直接持平灰氢，产业有望达到破局点。 光储系统降价超预期，绿氢经济性初现 电价是绿氢平价关键，光储氢一体化项目为破局要点。制氢设备成本快速下行的背景下，制氢电价成为氢气成本的核心。0.2元/kWh以下的电价是实现绿氢平价的关键，根据上文测算，采用电网电力的绿氢成本整体看仍偏高。长远看，低电价甚至零电价（考虑弃电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况下，这意味着绿氢的发展将主要以风光氢储等一体化能源大基地的形式带动，因此降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机组的价格上。 光储系统价格降幅速度超预期。光伏方面，据IRENA数据，2010至2022年间光伏系统造价及LCOE分别下降83%/89%，其中组件成本下降贡献了51%的光伏系统造价下降、45%的 LCOE下降。储能方面，随着年底碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势，11月国内2小时磷酸铁锂电池储能系统加权平均中标价格降至0.8元/Wh，较年初均价下降46%。 光储大幅降价下绿氢经济性出现时点提前，光储氢一体化项目可行性可期。随着光伏组件和储能的价格下降进程的超预期，阶段性的绿氢经济性初步显现。 假设项目70%的电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，根据我们的测算，在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh，电解槽1.2元/W、单位投资1.35元/W的情况下，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR达到5.7%。意味着在当前光储氢设备均可达到的价格下，在此模式下绿氢制取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化等带来的进一步降价，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。 绿氢大规模应用拐点将出现在光储氢平价点，现阶段正向全面平价点逼近。新能源的大规模应用往往出现在其与原有能源的成本平价的时点之后，例如光伏行业的爆发是在2018年平价上网政策之后，对应看氢能行业的爆发拐点将出现在光储氢平价点之后。现阶段看，在新能源成本下行的背景下，阶段性的区域绿氢平价已实现，绿氢成本正在向全面平价点逼近，绿氢的大规模应用处在爆发前夜。 政策陆续出台，保障产业前期发展 保障政策陆续出台，绿氢应用限制逐步放开。受限于能源管理条例，初期氢能发展应用推广相对较缓，今年以来，氢气的政策管理条例开始逐步松绑，氢能能源属性政策破冰，体现在绿氢生产不需危化品许可、允许在非化工园区建制加氢站等等，极大程度上放开了绿氢的生产和使用限制，也降低了额外的无效成本支出，政策的松绑扫除了绿氢推广路上的重要障碍之一，当前内蒙古、广东等多地均已出台相关政策，预计其他地区后续将陆续开放。 各地制氢端补贴出台，补贴下绿氢将直接实现与煤制氢的平价。多省市出台绿氢电价优惠、绿氢制造与生产等补贴政策，现阶段绿氢项目和补贴大多集中在三北地区，内蒙古、甘肃、吉林、新疆、大连等给予3-12元/kg不等的绿氢补贴，补贴下绿氢与煤制氢平价，解决项目业主及应用方使用绿氢的核心阻碍，补贴将使绿氢项目建设落地速度大幅提速，并且从各地政策出台上看，给予绿氢设备及生产补贴、确保制氢端设备落地的各项实施细则逐步趋严。 碳税抬高现有能源成本，绿氢经济性进一步凸显 碳税落地将抬高原有能源使用成本，绿氢平价进程加速。现阶段看，在新能源设备价格下行的背景下，阶段性的区间平价可期。此外，欧盟碳税已于2023年10月开启试运行，2026年正式运行，碳税的落地将抬高原有灰氢成本，因而变相加速绿氢的平价进程。2022年欧盟平均碳价约为88.36欧元/吨，2023年平均碳价预计为97.66欧元/吨，每千克灰氢（煤制氢）约产生的25kg二氧化碳，以欧盟50、100欧元/吨的碳价测算，对应的灰氢成本将上涨9.7、19.3元/kg。碳税逐步落地下，绿氢的平价进程将加速，绿氢的大规模应用时点或将提前。 绿醇、绿氨经济性可期，碳税打开新需求 欧盟碳税倒逼绿色甲醇应用，打开航运及海外新需求 低电价下，绿色甲醇经济性开始显现。中国由于“富煤、缺油、少气”的资源现状，因此多采用煤为原料生产甲醇，二氧化碳加氢制甲醇反应技术也已逐步成熟，实现真正的减碳，需在加氢过程中应使用绿氢，此方式生产出来的甲醇被称为绿色甲醇/液态阳光甲醇。根据我们测算，电价低于0.15 元/kWh时，绿色甲醇将初步具备竞争力，此时将与煤价为800元/吨时的煤制甲醇生产成本基本齐平。 叠加碳税成本，绿色甲醇成本优势开始凸显。煤制甲醇过程碳排放量为2.13吨/吨甲醇，传统煤制甲醇路线在征收碳税下，若碳价在50-100欧元/吨，按汇率EUR/CNY为7.8换算，则对应每吨煤制甲醇将额外支出390-780元，相较0.2元/kWh的绿色甲醇成本，650元/吨碳税下，两者差价达到1000元/吨，碳税加持下绿色甲醇成本优势开始逐步凸显。 绿色甲醇航运使用及出海逻辑逐步开启。相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着绿色溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更为明显，或将成为未来绿色甲醇重要消纳领域。受欧盟碳税影响，甲醇船订单需求高增，绿色甲醇将成为未来较长一段时间的重要燃料来源。 绿氨经济性可期，适用于替代传统高碳路线 合成氨传统路线碳排放量高，采用绿氢替代路线将实现大幅减碳。根据中国气体工业协会数据，2020年我国合成氨行业二氧化碳的总排放量2.19亿吨，占到了化工行业排放总量的19.9%。工业合成氨对氢气来源无特殊要求，可采用绿氢替代煤制氢与天然气制氢，实现除供热环节外的零碳排放。 低电价下绿氨可与传统合成氨路线的成本持平。当前ALK制氢合成氨路线在0.2、0.15元/kWh度电成本、1.5元/W购置成本下，可实现与煤制氢合成氨（煤价950、650元/吨）、天然气制氢合成氨（气价1.2、0.8元/m3）的成本持平。 碳税加持下绿氨平价进程将加速。煤制氢合成氨成本主要由煤炭价格决定，绿氢合成氨成本主要由电价决定。在国内煤炭价格波动、绿氢生产成本逐渐降低、碳交易政策和细则逐步落地的情况下，绿氢替代煤制氢合成氨的经济性进一步显现。在50元/吨碳税下，煤制氨生产成本上升约9%，800元/吨碳税下（以欧盟碳税100欧元/吨为基准换算），煤制氨生产成本上升137%，此时绿氢制氨具备明显成本优势。在煤价800元/吨左右，50元/吨的碳交易价格加持下，电价提升至0.2元/kWh时（无碳税时需0.18元/kWh），绿氨便可实现平价。 交通领域氢价接受度最高，运营成本可实现平价 交通领域氢价接受度最高，可实现运营成本平价 氢气价格接受度最高，运营经济性准备就绪。燃料电池汽车百公里氢耗随车型大小、运营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考FCV实际运营数据，49t燃料电池重卡百公里氢耗取8kg。燃油车百公里油耗约40-50L，油价在6-7元/L，则氢气枪口售价37.5元/kg时，百公里能耗费用基本与柴油车齐平。 加氢站氢气售价在30元/kg时，从外供加氢站氢气模型看，0.3元/kWh电价可实现平价，从制加氢一体化站模型看，电价为0.35元/kWh时可实现平价。 电价补贴下，交通领域氢气能源使用经济性进一步凸显。东部地区，例如广东给予站内加氢制氢一体化站0.18元/kWh谷电的蓄冷电价优惠，此时电解水制氢在交通领域的售价将低至20元/kg左右，远低于与柴油车的能源成本对比。 交通领域带动氢气新领域应用，燃料电池产业链受益 氢气使用端从交通领域切入将塑造燃料电池产业链。原有的化工、工业端使用氢大多为存量替换市场逻辑，除非国内碳税全面落地，否则灰氢向绿氢转变的过程将很难对现有化工、工业领域企业进行估值重塑；燃料电池产业链符合高增速、市场空间广的特点，仅从交通领域入手，商用车市场足够支撑千亿市值企业，分布式发电也将进一步提升企业估值，向乘用车切入时，万亿市场格局将打开。当前氢气供给无法满足未来燃料电池在交通领域使用，百万台预期存量下，对应氢气需求量超5000万吨，足以拉动整个上游氢气制备端。 大规模、长周期、跨区域，氢储能作为风光电消纳经济性渐起 风光大规模装机下，储能时长与规模标准抬高 西北外送电省份消纳压力突出，新能源装机高增和本地电量富余为主因。国家电网《新能源消纳运行评估及预警技术规范》设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色区域，进入红色预警的地区或面临暂停风光电接入的风险，主要判断指标为新能源利用率。在“源荷分离”规划下，西北新能源装机高增，目前青海、甘肃、宁夏、内蒙、新疆风光装机占电源总装机比例已超过35%，随着大基地建设推进，未来西北地区仍将成为风光装机快速渗透的主战场。 大规模的电消纳压力下，配储的时长与规模要求逐步提高。2023年全球光伏新增装机规模或高达380GW，并且在乐观预计下，2024年全球光伏需求有望同比增长30%，在新能源装机铺开及高增的背景下，弃电的规模也将开始迈入MW级别，对应的储能要求也在相应提高，体现在储存的时长、规模，亦或是跨区域和季节的灵活调配，此时仅依靠电化学储能难以满足多样化需求，氢作为和电化学互补的储能方式，将共同构成主流路径。 氢适用大规模、长周期储能，边际扩容成本经济性更优 氢在大规模储能下具备成本优势，并且扩容成本更低，现阶段适配风光的规模化消纳。测算逻辑与假设如下： 蓄电池储能综合了充电、储电、放电三个功能于一体，然而对于氢储能系统来说则分别需要电解槽、储氢罐、燃料电池来实现以上三个功能。我们以1MWh的储能需求为测算基准，考虑氢储能系统综合效率36%，一天工作10小时，将0.28MW的碱性电解槽、8个20MPa的储氢瓶以及0.17MW的燃料电池系统看成一个日均存储电能1MWh的整体，最终测算氢储能系统初始投资的度电成本为1300元，低于磷酸铁锂电池和液流电池。 后续扩容对于蓄电池类的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，需要配套扩充相应的锂电池、钠电池和钒电解液，以扩建成本占总投资成本的50%测算度电扩容成本，氢储能由于扩容仅需扩充氢罐，因此度电扩容成本测算以对应扩充的氢罐价值测算。最终测算度电储能边际成本氢最低，约为120元/kwh，和蓄电池类度电扩容对比最低，且随着储能容量的增大，价差将逐步拉大，100度电的储能扩容需求时，最大成本差可达11万。 氢冶金示范项目起步，绿氢降本下应用渗透开启 绿氢为工业脱碳关键原料，示范应用开启 氢气具备高能量密度及热值，适用于钢铁行业减碳工程。在某些特定领域，能源需要拥有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断高增，但在某些领域的需求，电是无法替代非电能源，例如金属冶炼、焦炉炼钢等。假设到2060年中国电气化率高达70%，对应仍然存在20-30亿吨标准煤的能源需完成脱碳，因此需其他能源形式以实现碳中和。氢气凭借其高能量密度和热值，适用于工业领域脱碳，其热值是汽油的3倍，酒精的3.9倍，天然气的5倍，焦炭的4.5倍。 氢气炼钢开启试点项目，项目产能累计规模达1345万吨。钢铁行业对氢气的利用集中在新增产能的生产工艺流程，行业领先企业占据先发地位，近年来国内大型钢铁企业已经逐步开启了氢冶金技术工艺试点项目。 渗透加速看成本经济性，绿氢降本下迈向平价区间 光储降本下氢冶金经济性逐步可期。生产1吨铁需焦炭340 kg，二氧化碳排放量约1.25吨；生产1吨铁需氢气89 kg。以焦炭价格2500元/吨测算，不考虑碳税的情况下，平价时对应氢气的价格为9.6元/kg，当碳税为200元/吨，氢气成本抬高至需低于12.4元/kg时，氢冶金才更具有成本优势。当前光储降本下，氢冶金开启了可实现经济性的预期。 光伏+氢储能+火电灵活性运行示范工程可行性分析 (掺烧20%)，在大部分场景下，弃光制氢+氢储能+火电20%掺氢燃烧的方案可实现更优经济性。 测算逻辑：1吨煤发电量为3333kWh，对应排放2.62吨二氧化碳，以不同情况下的煤炭价格测算其基础电力成本，在后续碳税价格叠加下，测算其发电的电力成本，对比弃光制氢（零发电成本）+氢储能+火电20%掺氢燃烧，大部分场景下后者更具备经济性。 投资建议 新能源设备的大幅降本以及绿色能源的政策性溢价共同推动了行业大发展，上游制氢端以及各下游应用领域逐步开始具备经济性，绿氢项目将陆续开工，行业进入兑现阶段。 方向选择：重点布局制储相关设备企业 1）绿氢生产由项目持续落地所带动，板块整体表现将取决于招标的持续性与绝对量，随着近一年来电解槽项目招标要求逐步提高，标的首选具备进入大型项目供应商以及具备海外出货企业，重点看好电解槽相关设备端机会。 2）产业大发展下，中下游同步推广，看好加氢站建设带来的设备机会以及燃料电池核心零部件。 具体投资组合&主线： 1）板块整体受行业大贝塔驱动，直接受益于绿氢项目高增带来的制氢端设备相关企业：华光环能、华电重工、科威尔、昇辉科技、亿利洁能； 2）中游随着产业大发展配套推广，推荐关注加氢站、液氢及管道建设带来的设备端机会：石化机械、蜀道装备、冰轮环境、厚普股份、中泰股份； 3）下游燃料电池汽车及氢储能电站推广加速，带来燃料电池需求高增，推荐关注核心零部件企业：国鸿氢能、富瑞特装、亿华通、京城股份、致远新能。 风险提示 降本速度不及预期：绿氢制取成本受到光伏组件、储能设备及制氢设备价格的影响，若后续新能源相关设备降本速度不及预期，可能将影响绿氢的平价进程及应用推广。 技术研发进度不及预期：电解水制氢设备处于技术快速迭代的过程，技术的进步将带来成本的下降，若技术研发不及预期，将影响商业化进程推广。 下游氢能推广滞后：氢能应用场景广阔，当前渗透率较低，存在后续氢能应用推广不及预期的情况。 政策和项目落地不及预期：当前氢能推广主要受政策规划驱动，项目和车辆推广进程受制于补贴下发周期和项目勘探批复等多重因素影响，政策和项目落地的具体时间具备一定的不确定性。 往期报告 +往期氢能&燃料电池深度 1. 氢能2024年度策略：绿氢项目爆发在即，重点看好制储环节 2. 氢能产业系列报告之十六：潜在亿吨放量空间，绿氢消纳及驱动力探讨 3. 重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析 4. 氢能产业系列报告之十五：碳中和及储能背景下， 千亿氢储能市场一触即发 5. 氢能产业系列报告之十四：氢储运短中长期发展推演，气、液、管道逐步过渡 6. 氢能产业系列报告之十三：绿氢催生新兴市场启动，电解水设备技术路线与成本之争 7. 氢能产业系列报告之一至十二 +从海外公司年报看氢能行业系列 1. 高增速、高订单、高扩产，氢能行业进入实质爆发前夕——从海外公司年报看氢能系列 2. 从海外公司年报看氢能行业系列深度之个股点评 +公司深度 1. 科威尔深度：专精测试设备，布局高景气度赛道 +往期氢能&燃料电池点评 1. 行业进入放量元年：氢能IPO企业梳理 2. 氢能产业现状，行业迎实质爆发前夕 3. 国鸿氢能招股说明书梳理 4. 捷氢科技招股说明书梳理 5. 国富氢能招股说明书梳理 +往期氢能&燃料电池月报 1. 12月报-FCV数量创历史新高，单月首破2000辆 2. 11月报-FCV单月装机高增，电解槽迎大额招标 3. 10月报-FCV稳中向好，电解槽迎开工潮 4. 9月报-FCV蓄势待发，电解槽迎大额招标 5. 8月报-FCV上险翻倍趋势确定，看好全年预期兑现 +往期新能源周报 1. 光储板块内部轮动修复，关注度回流驱动电新行情持续 2. 光伏排产如期走低蓄力节后复苏，电力设备出海、氢能事件催化继续驱动板块走强 3. 板块一季度催化丰富，持续性春季行情可期 4. 光储板块底部强势启动，坚定看好持续性 ＋ 报告信息 证券研究报告：《氢能&燃料电池行业产业链系列报告之十七：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速》 对外发布时间：2024年02月06日 报告发布机构：国金证券股份有限公司 证券分析师：姚遥 SAC执业编号：S1130512080001 邮箱：yaoy＠gjzq.com.cn 欢迎联系国金氢能团队：商鸿宇/唐雪琪 点击下方阅读原文，获取更多最新资讯

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