【国金氢能】欧洲制储运用政策完善,碳税落地加速绿氢平价——海外氢能专题之行业篇

（以下内容从国金证券《【国金氢能】欧洲制储运用政策完善,碳税落地加速绿氢平价——海外氢能专题之行业篇》研报附件原文摘录）
　　+ 目录 1. 欧洲氢能政策支撑行业发展，绿氢产业化发展加速 从规划确立、框架细化到资金支持，欧盟氢能政策支持行业发展 氢能需求增长拉动供给，欧洲电解槽产能扩张提速 建设欧洲氢能主干管网，打通中游运输瓶颈环节 “氢谷”产业集群示范，加速绿氢产业化 2. 欧盟碳市场不断完善，碳关税落地加速绿氢平价 欧盟碳机制不断完善，最终版碳关税覆盖氢能 欧盟碳市场不断完善，碳关税加速绿氢平价 3. 政策鼓励下，欧洲企业加大氢能投入 4.氢能政策与发展对比：欧洲配套政策更全面，中国政策待进一步完善 5. 投资建议 6. 风险提示 摘要 ■ 核心要点 欧洲氢能政策支撑行业发展，绿氢产业化发展加速。欧盟针对氢能全产业链制定明确的发展规划并细化配套政策，如补贴规则、可再生氢定义、碳关税等，加速氢能产业化进程。 从规划看：欧盟规划2030年实现2000万吨可再生氢产量，其中1000万吨进口。为同步解决中游运输瓶颈，欧盟计划建设5条氢气管道走廊、5.3万公里氢能管网，使得每公斤氢气仅增加约0.4-0.5美元运输成本。 从补贴看：欧委会通过政府公共资金援助氢能项目，当前四个IPCEI项目补贴达到189亿欧元。同时，欧洲氢能银行以拍卖形式提供可再生氢补贴，补贴额度最高可达4欧元/kg。 从供需看：2022年欧洲氢气总需求量为820万吨，碳税政策落地刺激绿氢需求增长，而当前电解水制氢产能仅3万吨，供给存在明显缺口。目前公布的清洁氢需求项目量级达到700多万吨，带动电解槽需求。预计2025年电解槽产能达9.43GW，以PEM（47%）和ALK（43%）为主，SO和AEM产能也将分别提升至0.61GW和0.33GW。 从应用看：欧洲打造“氢谷”产业集群示范，依托可再生能源丰富地区配套制氢设施，带动周边产业对绿氢的需求。预计24-26年21个项目将投入运营，主要集中在炼油、炼钢、化工和海运领域，加速绿氢产业化。 欧盟碳市场不断完善，碳税落地加速绿氢平价。欧盟碳交易机制不断改革，碳市场走向成熟。最终版碳关税已于2023年6月试运行，将于2026年起正式运行征税，并且范围延伸至氢气领域。相较传统路线，仅零碳排放的可再生氢将免于征收碳关税。2022年，欧洲采用SMR（天然气重整制氢）生产氢气的平均成本约为6.23欧元/kg，连接电网的电解水制氢成本为9.85欧元/kg，可再生能源制氢的成本为6.86欧元/kg。采用可再生能源制氢的经济性更优，将成为主流电解水制氢方式，例如当前少数国家通过低发电成本或免税政策已经实现了可再生氢的平价。未来，可再生氢若要在各场景实现全面平价，碳关税是关键推手。根据我们测算，50欧元/吨的碳价是可再生氢实现平价的最低价格，当前欧盟EU-ETS交易碳价为65欧元/吨，长期看碳交易需求上升将会带动碳价上涨，可再生氢平价趋势不可逆。 氢能政策与发展对比: 欧洲配套政策更全面，中国政策待进一步完善。欧洲给予行业内领先企业补贴，欧洲PEM和碱性电解槽应用并行；中国以鼓励政策为主，号召央国企牵头，技术路径以碱性电解槽为主。 政策端：欧洲更全面、更细节并且补贴更多，中国以鼓励政策为主。 管网基建：欧洲以现存天然气管道改造为主，中国多为新建项目。 项目应用：欧洲和中国均打造氢能一体化项目。 电解槽路线：欧洲PEM和碱性电解槽应用并行，中国以碱性电解槽为主。 投资建议： 国内重点关注上中游项目落地，制氢和燃料电池两条主线并行，重点在于经济性推动以及政策的进展，下半年重点关注持续性政策的驱动与新商业模式的闭环。建议关注：吉电股份、华光环能、昇辉科技、华电重工、石化机械。 风险提示： 氢能政策推广进度不及预期、碳关税落地不及预期。 正文 1. 欧洲氢能政策支撑行业发展，绿氢产业化发展加速 1.1 从规划确立、框架细化到资金支持，欧盟氢能政策支撑行业发展 欧盟氢能政策支撑行业发展，从规划、框架到资金逐步细化。为推动氢能行业发展，欧洲相继出台一系列支持政策，从明确欧盟绿色发展战略，到制定欧洲中长期发展氢能规划目标，以及后续政策对可再生氢的定义和补贴方案的发布，欧盟从规划、定义到补贴政策发展逐步细化，利于行业实际落地发展。 定调发展绿色能源，欧盟确立中长期可再生氢目标。2019-2020年，欧盟陆续发布战略性政策，从2019年的《欧洲绿色协议》明确欧盟绿色发展战略，到2020年《欧盟氢能战略》明确欧洲中长期氢能规划的三阶段发展目标，氢能成为欧盟能源系统一体化战略的重要组成部分，欧盟氢能战略开启。 氢能发展框架逐步成形，发展环节和定义明晰。2021-2023年欧盟开始细化氢能产业链的发展框架，包括明确下游应用场景、从法律上定义可再生氢（绿氢）和明确温室气体排放的计算规则，氢能监管框架的完善将为投资者提供监管确定性。同时，欧盟对可再生氢的目标再加码，将到2030年1000万吨的可在生氢产量目标提高至到2030年实现国内1000万吨和进口1000万吨的目标。法律的明确定义和发展框架的完善，为欧盟完成氢能规划奠基，推广氢能发展基调已定。 资金援助支撑产业初期发展，建立欧洲氢能银行匹配供需双方。欧盟提供公共资金支持，援助氢能项目涵盖技术创新、基础设施、建设电解槽、管道、储氢和终端运用设备以及开拓下游应用等全产业链，并且为将可再生能源供应与欧盟需求结合，欧盟委员会成立欧洲氢能银行，以拍卖形式为绿氢项目提供资金，解决行业初始投资难题。 1.2 氢能需求增长拉动供给，欧洲电解槽产能扩张提速 欧洲工业可再生氢需求高增，钢铁、氨和炼油行业为最大需求方。2022年欧洲氢气总需求量为820万吨，，而当前电解水制氢产能仅3万吨，供给存在明显缺口。根据欧盟法规，2030年工业部门42%的氢需求将要来自可再生氢，目前公布的清洁氢需求项目量级达到700多万吨，氨和钢铁行业是最大的需求方，其中约84%清洁氢需求将通过电解水制氢生产满足。此外，从各国宣布的规划看，德国、西班牙、法国、芬兰对电解水制氢方式制取的氢气需求占比高。 碳税政策落地刺激绿氢需求增长，2025年电解槽产能将达9.43GW，以PEM和ALK路线为主。2022年，欧洲的氢气总产能达到1130万吨，主要由德国、荷兰、波兰、意大利和法国贡献，合计占欧洲氢气总产能的56%。为满足欧盟规划配额的可再生氢需求，各国电解槽建设迈入高增速时期。当前欧洲已建成电解槽年产能约6GW，以ALK（51%）和PEM（48%）为主，根据当前在建工程情况，预计2025年产能达到9.43GW，将以PEM（47%）和ALK（43%）为主，SO和AEM产能也将提升至0.61GW和0.33GW。 从欧洲国家电解水制氢布局看，德国、法国、瑞典和荷兰占据主导地位。当前投运电解水制氢项目，德国占主导，总装机容量中占比达38%，相当于64.12MW(1.06万吨/年)，法国第二，占比达到15%，共15MW。随着各国项目的推进，格局将会发生转变，瑞典、法国和荷兰将逐步走向前列，到2025年，电解槽产能方面，瑞典将增加520MW(8.59万吨/年)，法国将增加252.3MW (4.17万吨/年)，荷兰将增加205 MW (3.3万吨/年)。电解水制氢项目数量看，德国、法国和英国是欧洲前三，分别有35、17和8个项目运行或在建。 1.3 建设欧洲氢能主干管网，打通中游运输瓶颈环节 氢气运输是产业链的“卡脖子”环节，管道运输是经济性最优方式。为替代俄罗斯天然气，欧盟REPowerEU计划到2030年实现2000万吨氢气的总量，其中1000万吨氢气需进口，而氢气从出口地区运输到进口地区的成本可能很高，需要便宜且可靠的方式运输，因此生产和运输的总供应成本控制至关重要。在考虑最终应用的能源载体是氢气的情况下，通过管道运输压缩氢气是最具成本竞争力的方式，3000公里运输距离上，新建48英寸直径纯氢管道（75-100%载量运输）运输，每公斤氢气仅增加约0.4-0.5美元运输成本，若采用现有管道改造，成本将会更低。 欧洲规划5.3万公里氢能管网，通过现有天然气管道改造和新建共同实施。氢能管道是欧洲的传统强项，欧洲天然气运输基础设施完善，氢气运输实际上可集成到现有的基础设施中。为确保实施顺利，欧盟发布欧洲氢能主干管网计划（European Hydrogen Backbone，EHB），规划到2040年建成53000公里氢能管道，其中三分之二以上将基于现有天然气管网改造，剩余则为新建氢气管网，预计共需800-1430亿欧元投资。EHB计划包括31家欧洲输电系统运营商，覆盖25个欧盟成员国以及挪威、英国和瑞士，以实现氢能从供应商到消费者的环节低成本贯通。 贯通南北东西至中欧，欧盟已确定五条氢气管道走廊。管道网络旨在将氢气输送到欧洲未来需要氢的终端应用场所，氢气将通过这些走廊进口到中欧，每条走廊都来自生产氢气条件有利的地区，方便后续氢气的运输和进口。 1.4 氢谷”产业集群示范，加速绿氢产业化 “氢谷”是连接氢气生产、运输和终端的区域生态系统，衔接氢能研发、示范和工业化应用。欧盟的“氢谷”（Hydrogen Valley）旨在规模化地创造氢能供应和需求，依托丰富的可再生能源地域建设制氢设施，以此为中心，带动周围产业对绿氢的需求，并逐步扩大基础设施的覆盖半径，形成大型产业集群，加速绿氢产业化和降本。截至2023年11月，Clean Hydrogen JU已资助了9个“氢谷”项目，总资助资金额为1.05亿欧元，并撬动了大约5倍的公私投资。欧盟的“氢谷”项目大多在规划中，约3/4项目还未进入最终投资FID阶段，目前，欧盟进入运营的大型“氢谷”项目仅荷兰的一个。在2024-2026年间，欧盟计划有6个大型“氢谷”项目（投资>5亿欧元），11个中型“氢谷”项目（投资5000万-5亿欧元）和4个小型“氢谷”项目（投资<5000万欧元）投入运营。 荷兰2020年启动的HEAVENN项目，是欧盟第一个运营的大型“氢谷”项目，由四个集群（Clusters）构成。项目包括化工和工业应用；居民区和储能，包括新建100套氢能示范房；电解水、氢能管道以及加氢站研发；氢能车辆、船舶和交通移动性应用。项目共花费六年，总投资9000万欧元，包括2000万Clean Hydrogen JU补贴资金和约7000万融资。 欧洲“氢谷”项目拥有政策补贴、长期合同、低成本氢源和一体化商业模式特点，成熟的示范将加速绿氢产业化。“氢谷”通过长期合同，例如电力购买协议(PPAs)，氢购买协议(hpa)和氢运输协议(hta)的商业结构，确保项目运行正常。同时，项目一体化的商业模式，可获得高满负荷时间的低成本可再生能源、下游大型承购商(工业、交通、能源)的消纳、经验丰富的合作伙伴以及政府和相关方的全面支持。欧洲多个国家已经开启“氢谷”项目，由示范案例带动，绿氢产业化进程将会加速。“氢谷”项目通常分为三种类型，以交通出行为中心的小型“氢谷”、专注于工业脱碳的中型“氢谷”和最终以出口为导向的大型“氢谷”。 2. 欧盟碳市场不断完善，碳关税落地加速绿氢平价 2.1 欧盟碳机制不断完善，最终版碳关税覆盖氢能 欧盟碳交易机制不断改革，碳市场走向成熟。历经四个阶段的发展，从试运行到常态化稳定，欧盟碳交易机制的改革显著推动欧盟内部的碳减排进程和碳市场的成熟。改革中引入的市场化配额分配和多样化交易主体提升了碳市场的效率和公平，也吸引更多企业和政府参与。监测报告核查和配额登记记录机制的统一，确保碳排放数据的准确性和透明度，进一步强化碳交易市场的监管。 欧盟通过碳关税法案，针对高耗能进口商品特别征收二氧化碳排放税。为实现碳中和目标，欧盟推出了"Fit for 55"计划，旨在2030年前将碳排放量较1990年降低55%，碳关税（CBAM）是其减排计划的核心部分之一。针对高耗能进口商品特别征收的二氧化碳排放税，是对欧盟现有环保法律和碳市场体系的补充，旨在保护本国的贸易竞争力和就业，同时推动低碳技术应用落地加速。 碳关税核算方式确立，量化碳成本。碳关税的核算分直接和间接碳排放量核算，为碳税政策推行奠定法律基础，便于厂商计算进口产品碳成本。 碳关税最终范围延伸至氢气，于2026年起正式征税。最终版CBAM 将行业范围扩大，涵盖钢铁、铝、水泥、化肥、化工（氢）、电力等6大门类多种产品，并于2023年10月1日正式启动（2023-2025年为过渡期），2026年正式实施。针对氢的碳排放意味着灰氢（化石燃料制氢）和蓝氢（天然气制氢）均将被欧盟收取碳税，仅零碳排放的绿氢（电解水制氢）将免于碳关税。在欧盟将氢当作未来将大规模使用的能源时，将推动进口和本地电解水制氢和产业链的发展。 2.2 欧盟碳市场不断完善，碳关税加速绿氢平价 与传统能源对比，可再生能源制氢成本最具竞争力。2022年，欧洲采用SMR（天然气重整制氢）生产氢气的平均成本约为6.23欧元/千克，SMR制氢成本约为6欧元/千克，加上碳捕捉装置的SMR制氢平均增加至6.38欧元/千克。对比电解水制氢，2022年欧洲使用电网发电的氢气生产成本在3.89-16.44欧元/千克，所有国家的平均成本为9.85欧元/千克，中位数为10.65欧元/千克，高于SMR的传统方式。通过与可再生能源直接相连的电解水制氢成本更低，成本区间在4.18-9.60欧元/千克，平均成本为6.86欧元/千克，并且可避免网络成本和税收等电力成本。 廉价的电力和国家补贴是降低制氢成本的关键，欧洲已有国家实现可再生能源制氢平价。电力成本是制氢占比中的最大项，欧洲国家内比利时和希腊的可再生能源制氢成本最低，每千克分别为5.3欧元和7.2欧元，主要受益于政府每公斤约5欧元的税收补以及和廉价的水电和核能成本。排除政策优惠下，拥有廉价可再生能源的葡萄牙、希腊和保加利亚制氢成本经济性领先，每千克分别为5.20欧元、5.18欧元和4.18欧元，对比传统SMR已经具备经济性。受天然气价格飙升的影响，欧洲2022年电力成本大幅上涨，联网的电解水制氢平均制取成本由2021年5.3欧元/千克上涨至2022年的9.85欧元/千克。例如，德国2022年连网电解水制氢成本为11.7欧元/千克，其中联网费（Grid fees）和电力成本共占约70%。因此，廉价的电力或国家补贴是电解水制氢经济性的关键。 化工炼油场景可再生氢平价接受度最高，交通、钢铁、海运领域需氢价的进一步下降。下游应用场景内，炼油的化工终端应用场景接受氢价程度最高，也将成为最率先应用的场景，接受氢价在3.9-8.1欧元/千克，其次是重卡领域，2.4-5.8欧元/千克，初级炼钢领域，3欧元/千克，以及海运领域，1.2-2.2欧元/千克。 碳税落地抬高原有传统能源成本，欧洲可再生氢经济性显现。当前可再生氢在部分欧洲国家实现了与传统方式制氢的平价，碳税落地则是进一步推动可再生氢平价范围的扩大，对于依赖化石燃料生产的灰氢和蓝氢，碳税的实施将直接抬高原有生产成本。具体看，每千克灰氢（煤制氢）约产生25kg 二氧化碳，蓝氢（天然气制氢）则产生13kg二氧化碳，以欧盟 50、100 欧元/吨的碳价测算，对应灰氢和蓝氢每千克成本将分别上涨1.25欧元、0.65欧元和2.5欧元和1.3欧元。 50欧元/吨的碳价是可再生氢实现平价的最低价格，当前欧盟EU-ETS交易碳价为65欧元/吨，长期看碳交易需求上升将会带动碳价上涨。平均看，电解水制氢成本较SMR相差0.65欧元/吨，从上文可知对应碳价在50欧元/吨，因此，除技术进步及规模化降本外，此价格是使可再生氢达成平价的最低价格。当前欧盟EU-ETS交易碳价为65欧元/吨，主要由于可再生能源产能的增长以及欧洲能源密集型行业从能源危机中复苏缓慢，两个因素将在短期内抑制排放，进而抑制价格。BNEF预计2025年碳价增长至80欧元/吨，并且未来将持续增长。碳价的上涨驱动力一方面来自2026年各类相关碳排放政策修正案和立法审查将展开，另一方面海事部门将全面纳入欧盟排放交易体系，航空业不再获得免费配额，2026年碳税的正式落地导致免费分配额减少，碳交易需求将会上升，带动碳价上涨，加速可再生氢平价进程。 3. 政策鼓励下，欧洲企业加大氢能投入 欧洲在碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、阴离子交换膜（AEM）和固体氧化物（SOEC）四大电解水技术均拥有完整产业链。碱性电解槽代表公司包括德国的Thyssenkrupp Nucera、比利时的John Cockerill、挪威的NEL、法国的McPhy；PEM电解槽公司包括英国ITM和德国Siemens Energy；AEM代表公司为德国的Enapter；SOEC技术的代表德国的Sunfire、英国的Ceres Power。 ITM Power是全球PEM电解槽头部企业，绑定下游能源端大客户。ITM Power总部位于英国，主营业务为PEM电解槽设备、加氢站运营、燃料销售和咨询合同。客户资源丰富，目前林德、壳牌等大型企业与公司签订绿氢供应等合同，截至2023年4月30日，在建项目285MW（2022年75MW）。2024年6月，ITM在挪威正式启动24MW绿色氢气工厂建设，是目前欧洲最大的可再生氢工厂，预计每年生产20,500吨氨，可转化为6万-8万吨绿色肥料。预计今年发布POSEIDON 20MW核心电解模块，并且进军美国市场。 Siemens Energy作为能源领域领军企业,持续投入扩大氢能规模。在制氢端的PEM电解槽系统可配套自产风电制氢，2023 年位于柏林的工厂投产，预计到2025年，年产能将提高至3GW，该工厂将为西门子能源和液化空气集团提供电解槽，实现产能大幅扩张并抢占市场份额。并且西门子在欧洲多地建设绿氢和氢基能源基地，包括德国、丹麦、瑞典、法国和奥地利。 Sunfire业务同时涵盖碱性电解槽和SOEC电解槽，是欧洲SOEC的代表企业。2023年8月，Sunfire从欧盟Important Projects of Common European Interest (IPCEI) 补贴计划获得了1.8亿欧元，用于电解槽技术的工业化生产。2020年10月，Sunfire就已在荷兰建成了2.4MW SOEC的项目示范，2023年4月，全球最大SOEC电解槽安装成功，在芬兰公司Neste位于鹿特丹的炼油厂，包括12个电解槽单元，总容量为2.6MW，此项目属于Multiplhy（欧盟资助项目）的一部分。同时，Sunfire也是德国H2Giga计划的积极参与者，2022年与15家企业共同从德国Federal Ministry of Education and Research (BMBF) 获得了3,300万欧元资助，用于SOEC电解槽系统优化、制造工艺和批量生产。 Thyssenkrupp Nucera，由钢铁巨头Thyssenkrupp基于其氯碱电解业务与De Nora合资成立。凭借氯碱电解技术领域积累的50年以上经验及超过10GW的总装机容量，奠定了发展高耐用性碱性水电解技术的坚实基础，可采用模块互连拓展功率，约300个高效电解单元槽可组成20MW电解模块，满足工厂产能。碱槽收入持续增长，24Q2实现增长59%，并预计2024/25年碱槽业务达到盈亏平衡。同时，Nucera与Fraunhofer IKTS建立战略合作，实现SOEC产业化，预计工厂于2025Q1投产。 Enapter深耕AEM电解槽，2021年推出全球首个兆瓦级AEM电解设备。2017年成立于德国柏林，主要产品为AEM（阴离子交换膜）电解槽，立足意大利比萨工厂现有单核AEM电解槽产品线，扩展德国Searbeck园区MW级多核电解槽产品线。单核电解槽型号研发更新至EL 4.0，产品已被50多个国家/地区的340多家客户使用，订单持续增长，2024年获得大量新订单，超250台AEM电解槽，来自美国、比利时、印度和德国。Enapter和多个企业合作进军海外市场，与Solar Invest international SE签订了2023年美国市场合作协议，通过Clean H2 Inc.在美国建立Enapter产品的分销网络；在中国，Enapter于2024年与卧龙电驱成立合资公司，推广AEM电解槽。 4. 氢能政策与发展对比：欧洲配套政策更全面，中国政策待进一步完善 政策端：欧洲更全面、更细节并且补贴更多，中国以鼓励为主。 1）欧盟的氢能相关政策均已立法，从规划确立、框架细化到资金支持非常细节，并且成立了专项基金支持行业项目前期发展，也对可再生氢给予了明确定义，利于产业后续实际的落地实施。产业链打造由欧盟牵头发展，对上游制氢端领先企业给予项目补贴资金发展；中游端明确规划建设欧洲氢能主干管网，解决运输高成本环节；下游打造“氢谷”产业集群示范，给予补贴支持，将加速绿氢产业化。 2）中国针对氢能专项发布的国家级政策偏少，《氢能中长期规划》对可再生氢和燃料电池车的推广数据明确规划，国家层面的补贴仅针对燃料电池车端，绿氢运营、加氢站等补贴多以区域性政策为主，产业链的打造主要以央国企牵头，负责绿氢项目的运营和中游储运建设。 管网基建：欧洲以改造现存天然气管道为主，中国多为新建项目。 1）欧洲规划建设5.3万公里氢能管网连接欧洲，通过现有天然气管道改造和新建共同实施，其中三分之二以上将基于现有天然气管网改造，预计覆盖25个欧盟成员国以及挪威、英国和瑞士，实现氢能从供应商到消费者的环节低成本贯通，也方便后续氢的进出口贸易。 2）中国以中石化和中石油为主力军建设氢气管道，主要解决“西氢东送”问题，新建纯氢和掺氢管网方式发展，开工和备案的在建项目超3000公里。 项目应用：欧洲和中国均打造氢能一体化项目。 1）欧洲“氢谷”是绿氢的产业集群示范基地，将依托丰富的可再生能源地域建设制氢设施，并以此为中心，带动周围产业对绿氢的需求，并逐步扩大基础设施的覆盖半径，形成大型产业集群，加速绿氢产业化和降本，并且重点项目欧盟将给予资金支持。 2）与欧洲相同，中国绿氢应用以能源基地形式发展，配套光伏风电或化工设施，但项目大多集中在三北地区，开展的区域性较强，因而除就地消纳外，若将绿氢及其氢基能源外送，配套的储运设施建设需着重建设。 电解槽路线：欧洲PEM和碱性电解槽应用并行，中国以碱性电解槽为主。 1）欧洲电解槽路径发展更多样化，当前PEM和ALK路线应用并行，2023年已建成电解槽以ALK（51%）和PEM（48%）为主，预计2025年PEM电解槽占比将反超碱槽，同时发展AEM和SO。 2）中国以碱性电解槽为主，PEM电解槽更多作为碱性电解槽的辅助配套，采用碱性电解槽更多是基于低购置成本以及相对成熟的技术的考虑。 5. 投资建议 行业有望迎下半年估值修复，重点关注上中游项目落地。制氢和燃料电池两条主线并行，重点在于经济性推动以及政策的进展，下半年重点关注持续性政策的驱动与新商业模式的闭环。 板块下半年预计政策进一步定调+需求兑现+新商业模式的落地，上半年整体来看，氢能整个板块的交易逻辑在于政策的进一步推动预期和整体放量持续增长的预期，但由于定调层面的进展相较于海外而言较为缓慢，叠加产业链上半年放量缓慢，整体板块走势较弱。展望下半年，我们判断： 1、氢能板块有望进一步从政策角度定调； 2、整体的板块推动逐步由先前的成本端口推动逐步转变为需求端推动； 3、“绿电绿氢+燃料电池车辆运营”的商业模式闭环有望初步形成。 上游：经济性加速，有望迎招标与消纳双驱动；中游：管道规划与液氢准则落地，三桶油推动发展；下游：燃料电池否极泰来，高速费减免有望持续驱动板块。 建议关注：吉电股份、华光环能、昇辉科技、华电重工、石化机械。 6. 风险提示 氢能政策推广进度不及预期：氢能尚处商业化前期，欧盟及欧洲多个国家出台多项氢能政策支持产业前期发展，若政策推广及补贴力度不及预期，可能导致氢能规划完成时点推迟。 碳关税落地不及预期：绿氢经济性一方面由规模化放量和技术迭代驱动，另一方面为碳关税落地驱动，存在2026年碳关税政策落地实施情况未达到预期的可能性。 往期报告 +往期氢能&燃料电池深度 1.新能源（光储风氢）行业2024年中期策略：全球降碳坚定不移，成本、技术双轮驱动 2.FCV进入放量快车道，盘点燃料电池投资机会—氢能行业专题深度报告 3.氢能产业系列报告之十七：绿氢经济性可期，高碳场景替代加速 4.氢能2024年度策略：绿氢项目爆发在即，重点看好制储环节 5.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 6. 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 7.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 8. 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 9.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 10.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. 海外氢能专题之公司篇（一）Plug Power：全产业链及全球化布局，坚守赛道扩张步伐坚定 2. 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 3. 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.华电重工深度：传统+新能源齐发展，做实氢能高速成长 2.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.【国金氢能】氢能行业4月月报：FCV装机持续增长，绿氢大项目招标陆续开启 2.【国金氢能】氢能行业3月月报：FCV 3月装机量翻倍，将迎持续高增长 3.【国金氢能】氢能行业1月月报：FCV 装机量同比倍增，电解槽迎出海订单 4.【国金氢能】氢能行业12月月报：FCV数量创历史新高，单月首破2000辆 5.【国金氢能】氢能行业11月月报：FCV单月装机高增，电解槽迎大额招标 6.【国金氢能】氢能行业10月月报：FCV稳中向好，电解槽迎开工潮 7.【国金氢能】氢能行业9月月报：FCV蓄势待发，电解槽迎大额招标 +往期新能源周报 1. 光伏5月出口继续环增，美国大储装机高增护航业绩兑现，电力设备出口、两网投资保持强势 2. SNEC“绝望之谷”已过，电网、海风建设持续提速 3. 技术进步不受景气度羁绊，欧洲降息助力光储增长 4. 节能降碳政策显著利好绿氢，硅料库存与价格拐点渐进 ＋ 报告信息 证券研究报告：《海外氢能专题之行业篇（一）欧洲：制储运用政策完善，碳税落地加速绿氢平价》 对外发布时间：2024年6月22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

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