新兴能源行业：氢风已来，产业链降本增量值得期待

投资建议：我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，电力成本降低，绿氢成长空间将进一步打开。伴随绿氢制备及应用起量，将带动相关系统配套商出货。1）依托集团资源带来业务订单的公司将最先受益，受益标的石化机械、华电重工、兰石重装；2）具备核心技术支撑，快速匹配市场需求的公司，推荐标的科威尔，受益标的中材科技、中复神鹰、冰轮环境。 国内氢能政策力度日渐增强，自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政。作为全球第一产氢大国，我国已正式将氢能纳入国家能源战略体系。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，规划了氢能发展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系中发挥的重要作用，政策扶持、规范力度不断增强。地方积极响应国家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。 绿氢项目饱满，电解槽放量可期。全球储备绿氢项目规模迅速扩大,以ALK和PEM电解槽搭配建设为主。截至2023年全国可再生氢项目规划387个，在建80个，建成运营58个；规划绿氢产能643万吨/年，建成运营产能7.8万吨/年。2023年电解槽需求超过3GW，开启放量阶段，碱性电解槽是装机主力，2023年中标量CR3达到50%，而2024-2025年预计电解槽出货翻倍增长。碱性电解槽制氢成本仍有63.5%的降本空间，原料价格、系统性能及产氢量都是影响产氢成本的重要因素。电解槽出海则将会成为企业端的又一增长极。 加氢站及储运路径竞相落地，燃料汽车有望提速。2023全年氢燃料电池汽车产销量分别为5232、5534辆，同比增长分别为44. 2%、64.4%。受原材料国产化趋势推动，燃料电池电堆及系统平均价格逐年下降，市场规模增长较快。在高运行里程的条件下燃料电池重卡在全生命周期成本具备经济性。加氢站布局较为集中于五大示范区，撬装/固定式双路线布局，满足不同场景用氢需求，在设备成本上有着较大的降本空间。六种氢储运路径有着各自的优势，分别适用于各种氢能储运场景，管道输氢在短距离、长距离均具有储运经济性，正在不断延伸。受益于加氢站以及多种储运路径的超前布局，下游应用端将快速显现，燃料电池汽车销量有望提速。 风险提示：政策落地不及预期，绿氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期。 1.政策持续发力，补贴逐渐到位 1.1.国内氢能政策力度日渐增强 作为全球第一产氢大国，我国已正式将氢能纳入国家能源战略体系。在国家改革委和国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，对我国氢能发展现状进行了分析，并明确指出了氢能的战略定位，强调了氢能在国家能源战略中的重要地位。在国家各类政策的指引下，多个省市也响应中央号召，制定了因地制宜的氢能发展目标、战略规划和空间布局，争相切入氢能赛道。氢能产业标准的出台，规范全产业链发展，看齐国际标准，融入全球竞争；产业结构调整，重视氢能发展、绿色发展，为业界注入强心剂；船舶业绿色发展纲要明确绿色甲醇应用，助力氢能消纳，绿色产品溢价呼之欲出。 图1：国内氢能政策力度日渐增强 1.2.氢能政策自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政 在国家政策的引领下，各地方政府也出台了相应的氢能政策，形成了促进氢能产业发展的政策环境。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，规划了氢能发展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系中发挥的重要作用。而各地对氢能产业发展的规划和补贴标准都作了相应规定，共同构成了产业覆盖面广泛、细分领域目标明确、逐步推进统筹协调的氢能发展路线图，为氢能产业的发展提供了有力的政策支持。未来，随着氢能支持政策的进一步完善和低碳政策在交通运输、工业等领域要求的进一步落实，氢能经济市场会更为广阔。 国家政策扶持、规范力度不断增强。在国家层面，自2022年企业端开始碳排放摸底后，国家不断出台行业层面的减排行动规划，如绿色船舶、绿色建材高质量发展规划，要求到2025年我国的LNG船和绿色甲醇在全球新能源船市场中要占到50%以上的份额，到2026年，绿色建材年营业收入超过3000亿元，2024-2026年年均增长10%以上。通过《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》和《产业结构调整指导目录（2024年本）》，明确氢能国际标准工作重点任务，鼓励氢能全产业链技术及装备应用。 表1:国内氢能政策（国家层面） 地方积极响应国家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。在地方层面，广东省和河北省先后允许在非化工园区建设制氢加氢一体站，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可，将氢气的“危险化学品”帽子摘掉，在技术的管控下，氢气应用也将逐渐走向市场。 在氢能产业规划中，我们看到从国家级到省市，乃至区级的规划方案相继出台，产业规划逐级下移，预示着产业将逐渐落地。在补贴方面，宁东地区按5.6元/kg标准给予用氢补贴，内蒙古变相补贴，鼓励引导新建高耗能项目高比例使用绿电绿氢，以电力为主的用能结构中绿电使用比例达到50%以上的新建“两高”项目，不需全额落实能耗量指标。 表2:国内氢能政策（地方层面） 2.国内外绿氢项目饱满，电解槽放量可期 2.1.国内大批绿氢项目进入开工准备阶段 2023年电解槽需求超过3GW，经过从0到1运营验证后将开启从1到10的放量阶段。2023年国内共计发布32个电解槽公开招标需求，累计电解槽招标量已超过1695MW，达到2022年电解槽全年出货量的2倍有余。叠加中电建采购思伟特800-1200MW SOEC项目和中能建打包采购约525MW电解槽，2023年电解槽的需求已超过3GW。 表3：我国2023年电解槽中标情况 绿氢储备项目较多，制氢行业进入快速落地期。根据氢界数据库，截至2023年底全国可再生氢项目规划387个，在建80个，建成运营58个，2023年新增20个投运项目；规划绿氢产能643万吨/年，建成运营产能7.8万吨/年。其中2023年投产绿氢项目有40%应用于石油炼化、25%用于合成甲醇、21%用于交通。这标志着我国制氢行业的产业化进程正在加速，项目的建设将进一步提升我国氢能产业的整体竞争力，促进我国能源结构的优化和转型。 图2：中国绿氢项目主要集中在内蒙古 图3：2023年绿氢项目主要应用于炼化、合成甲醇和交通 2.2.23年PEM+ALK电解槽招标超过3GW 碱性电解槽是装机主力，2023年中标量CR3达到50%。2023年已落地投运的项目合计装机量654MW，其中碱性电解槽装机624MW，占比95%，PEM电解槽装机30MW，占比5%。从中标情况来看，2023全年累计中标规模达到1055.5MW，碱性电解槽占比92.8%，PEM电解槽占比7.2%。从中标企业活跃度来看，中标量前三的企业分别是派瑞氢能、阳光氢能、隆基氢能，中标量分别为211.5、163、157MW，CR3达到50%。 图4：2023年电解槽企业中标量CR3达到50% 中能建是行业内主要的绿氢EPC项目业主方，其招标项目具有一定代表性。从2023年12月中能建打包招标情况来看，进入中能建短名单的企业中，ALK电解槽标段共11家企业入围，PEM电解槽标段有5家企业入围。碱性电解槽最低中标价为125.5万元/MW，PEM电解槽最低中标价为580.0万元/MW；碱性电解槽平均中标价136.5万元/MW，PEM电解槽平均中标价为755.8万元/MW，约为碱性电解槽的5.5倍。从中标候选人来看，电解槽供应商主要是传统老牌供应商、可再生能源龙头公司以及新进入该领域的新秀，电解槽供应商的百家争鸣局面有利于促进行业充分竞争，为绿氢制备提供更具性价比的解决方案。 (1)老牌供应商：天津大陆、中船派瑞氢能、考克利尔竞立、康明斯； (2)可再生能源龙头公司：阳光氢能、隆基氢能、华光环能、天合元氢； (3)新秀：广东盛氢（昇辉新能源）、双良节能、氢器时代、京电设备、长 春绿动、氢辉能源。 表4：中国能建2023年制氢设备采购中标候选人公示 预计2024-2025年电解槽出货翻倍增长。国内氢能产业尤其是绿氢的发展空间得到了进一步拓展，经过前期的招标以及小规模的建设运营，EPC项目业主积累了经验，在2024年电解槽制造企业将面临更大的市场需求和商业机会。预计24年需求3GW，25年电解槽需求6GW，均为同比翻倍增长，电解槽出货进入快速落地期。 图5：预计24-25年电解槽需求量翻倍增长 2.3.电解槽出货加快，规模化生产成本将较快下降 2023年全球绿氢产业爆发，电解水制氢设备需求猛增。2022年全球主要厂商电解槽名义总产能超过20GW，2023年大幅增长至58GW，同比增长超150%。海外地区电解槽产能增长集中在欧美厂商。2022年海外主要厂商产能多在1GW以内，2023年超70%厂商扩产至超过1GW。7家公布2024年及以后产能规划的企业产能合计26.8GW，同比2023年的9.2GW增长191%。 表5：2023年全球电解槽名义产能58GW，头部厂商以PEM路线为主 2023年国内电解槽名义产能扩张至38GW，头部厂商积极扩产竞争市场份额。国内电解水制氢设备厂商名义产能（含规划2023年底建成产能）达到38GW，同比2022年新增23GW以上。从技术路线来看，碱性制氢是国内绝对主流，产能占比超过93%。根据主流厂商规划，到2025年国内电解水制氢设备总产能有望超过65GW。1月，阳光氢能智能制造工厂开工，预计建成后产能达到3GW；6月天津大陆厂房奠基，建成后产能可达320台套（约1.6GW）。部分厂商产能已公开规划至2025年，如隆基氢能提出2025年总产能规划为5-10GW，派瑞氢能2025年总产能规划为6GW。 图6：2023年底中国头部电解槽厂商积极扩产(GW) 2.4.碱性电解槽仍有降本增效空间 系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。目前碱性电解槽成本在1500元/kW，未来系统成本有望降至800元/kW，在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。 表5：碱性电解槽仍有降本增效空间 碱性电解槽制氢成本仍有63.5%的降本空间。1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万元和150万元建设，折旧期分别为10年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3 。而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本为0.96元 /Nm3 。电耗成本和固定成本均摊分别将下降78.0%和79.5%，单位制氢成本下降63.5%。 图8：远期随着碱性电解槽寿命及产氢量增加，电耗成本将占比82.7% 表6：远期碱性电解槽制氢成本比现阶段下降约63.5% 2.5.绿氢制备成本随电价波动较大 煤制氢和天然气制氢的原材料成本均占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元 /Nm3 为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。 图9：煤制氢原料成本占比75% 表7：化石燃料制氢成本在10.8-14.7元/kg之间，叠加碳排成本上升至15.6-17.0元/kg 当电价低于0.25元/kWh时绿氢具备成本优势。随着电价降低，绿氢制备成本的下降趋势明显，分别与灰氢、蓝氢相比，当电价分别低于0.15元/kWh和0.25元/kWh时，绿氢具备成本优势，制氢成本分别为9.89元/kgH2和15.27元/kgH。 表8：碱性电解槽设备及电价敏感性分析 绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益