電力設備及新能源行業綠氫專題報告：風光無限好綠氫布局時-230328（33頁）.pdf

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1、 證券研究報告證券研究報告 請務必閱讀正文之后第請務必閱讀正文之后第 32 頁起的免責條款和聲明頁起的免責條款和聲明 iy 風光無限好，綠氫布局時風光無限好，綠氫布局時 電力設備及新能源行業綠氫專題報告2023.3.28 中信證券研究部中信證券研究部 核心觀點核心觀點 華鵬偉華鵬偉 電力設備與新能源行業首席分析師 S1010521010007 祖國鵬祖國鵬 氫能行業首席分析師 S1010512080004 林劼林劼 電力設備與新能源分析師 S1010519040001 在全球雙碳轉型和歐美碳關稅貿易保護政策的驅動下，在全球雙碳轉型和歐美碳關稅貿易保護政策的驅動下，各行業減碳節奏加快，各行業減碳

2、節奏加快，疊加疊加新能源消納儲能需求新能源消納儲能需求，綠氫產業高速成長，綠氫產業高速成長周期周期應勢開啟，全產業鏈進入景應勢開啟，全產業鏈進入景氣區間。在此背景下，我們判斷氣區間。在此背景下，我們判斷新能源發電領域具有綠氫業務協同和先發布局新能源發電領域具有綠氫業務協同和先發布局優勢的行業龍頭公司，以及憑借技術創新搶占市場的新興勢力有望率先受益。優勢的行業龍頭公司，以及憑借技術創新搶占市場的新興勢力有望率先受益。重點推重點推薦薦隆基綠能隆基綠能和雙良節能，建議關注陽光電源、三一重能、昇輝科技。同和雙良節能，建議關注陽光電源、三一重能、昇輝科技。同時在關鍵材料和零部件國產化環節持續突破，解決行

3、業發展痛點的公司也有望時在關鍵材料和零部件國產化環節持續突破，解決行業發展痛點的公司也有望享受綠氫產業紅利，建議關注京城股份、科威爾等。享受綠氫產業紅利，建議關注京城股份、科威爾等。綠氫應勢而起綠氫應勢而起，需求驅動開啟增長周期需求驅動開啟增長周期。綠氫利用光伏、風電等可再生能源發電通過電解水技術制氫，綠氫具有清潔環保、靈活高效以及應用場景豐富等優點，將是未來氫能主體。在雙碳轉型的長期驅動和歐美碳關稅的中短期驅動下，我國各行業包括工業、交通、建筑、電力脫碳勢在必行，而綠氫具備“零碳排”的優勢，可作為工業原料和燃料應用于各場景，需求空間極大。我們預計 2025/2030年全球氫氣需求量1.1/1

4、.8億噸，全球綠氫需求空間為245/6120萬噸，2021-2025年全球綠氫需求量和滲透率年均復合增速（CAGR）分別為 89.5%/77.8%，2021-2030 年全球綠氫需求量和滲透率年均復合增速分別為 90.0%/76.9%。此外疊加新能源裝機加速，零邊際成本的新能源電力的消納和儲能需求進一步驅動綠氫的發展，預計全球綠氫產業將開啟增長周期。政策支持日趨完善，綠氫項目漸成規模。政策支持日趨完善，綠氫項目漸成規模。出于環境保護、能源安全和經濟效益三個維度考慮，全球主要經濟體大力支持本國綠氫產業發展，紛紛出臺國家氫能發展規劃和支持補貼政策。其中歐盟 2022 年 5 月“REpowerEU

5、”計劃明確 2030年本土產綠氫 1000 萬噸及進口 1000 萬噸目標；美國 IRA 法案要求提升綠氫經濟性；我國 2022 年 3 月氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）明確氫能產業的發展定位、量化目標和應用方向等。在政策鼓勵和補貼支持下，歐洲能源企業大舉布局，規劃項目年制氫產能達 700 萬噸，美國能源公司集中在加州及德州規劃布局多項綠氫項目，預計 2023-2024 年開始建設，計劃于 2024-2026年逐步投產；我國能源公司也紛紛布局風光一體化綠氫耦合項目。截至 2023 年2 月，我國規劃年產綠氫超過 2 萬噸的大規模綠氫示范項目近 20 個，預計2023-2025 年

6、全球綠氫項目密集開建。技術迭代解決痛點，電解制綠氫經濟性提升技術迭代解決痛點，電解制綠氫經濟性提升。目前從技術層面劃分，電解水制綠氫主要分為堿性電解水制氫（AWE）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、陰離子交換膜電解水制氫、固體氧化物電解水制氫（SOEC）。由于陰離子交換膜電解水制氫技術和固體氧化物電解水制氫技術處初期階段，因此目前主流的電解水技術為堿性電解水制氫（AWE）和質子交換膜電解水制氫（PEM）。綠氫制備成本下降路徑清晰，核心降本方向應在電解槽電堆和系統級別，電堆包括電堆設計、規模尺寸等降本策略，系統包括擴大規模、自動化等方式降本。此外伴隨著行業痛點包括設備成本高、核心材料國產化不足、

7、儲運技術難在技術迭代過程中逐步克服，電解制氫的經濟性有望進一步提升。疊加可再生能源電力成本下降、綜合能效提升的因素，我們測算 2030 年 AWE 和 PEM 電解水制氫技術將具備高經濟性。電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業 評級評級 強于大市（首次）強于大市（首次）電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 2 風險因素：風險因素：產業支持政策落地低于預期；可再生能源裝機規模不及預期；新能源發電成本下降不及預期；關鍵技術突破不及預期。投資策投資策略略:在需求空間釋放、政策支持有效落地以及產業鏈協同降本的基礎上，

8、2023 年綠氫產業化有望高速開啟。伴隨新能源裝機規模高增和發電成本下降，綠氫招標初具規模以及技術降本不斷推進，我們看好綠氫產業的快速發展。建議關注兩條投資主線：一、新能源發電領域具有綠氫業務協同和先發布局優勢的行業龍頭公司，以及憑借技術創新搶占市場的新興勢力有望率先受益。重點推薦隆基綠能和雙良節能，關注陽光電源、三一重能、昇輝科技。二、在關鍵材料和零部件國產化環節持續深耕，解決行業發展痛點的公司也有望享受產業紅利，關注京城股份、科威爾等。給予綠氫行業“強于大市”評級。重點公司盈利預測、估值及投資評級重點公司盈利預測、估值及投資評級 簡稱簡稱 代碼代碼 收盤價收盤價 EPS PE 評級評級 2

9、1 22E 23E 24E 21 22E 23E 24E 隆基綠能 601012.SH 40.29 1.20 2.04 2.57 3.26 34 20 16 12 買入 雙良節能 600481.SH 15.18 0.17 0.54 1.22 1.69 89 28 12 9 買入 資料來源：Wind，中信證券研究部預測 注：股價為 2023 年 3 月 27 日收盤價 rRrQZVdUaYbZuYeXwV7NdNaQoMnNsQpMiNmMtQkPtRzQaQnMoOxNoPsNNZqQtO 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的

10、免責條款和聲明 3 目錄目錄 雙重驅動：綠氫滲透行業脫碳，風光消納助推需求雙重驅動：綠氫滲透行業脫碳，風光消納助推需求.6 綠氫：氫能是零碳重要之舉，綠氫為氫能必然選擇.6 需求：行業脫碳打開增量空間，新能源消納助力綠氫發展.7 空間測算：新舊產業雙輪驅動，綠氫市場增量巨大.10 發展現狀：國內外綠氫倍道而進，技術迭代路線明晰發展現狀：國內外綠氫倍道而進，技術迭代路線明晰.11 項目進展：海內外綠氫布局加快，試點項目多點推進.11 技術演進：電解技術各有千秋，堿性電解正執牛耳.14 經濟性分析：設備、電耗+能效，三重因素促降本.17 行業痛點：全周期成本亟須下降，關鍵技術期待突破行業痛點：全周

11、期成本亟須下降，關鍵技術期待突破.21 痛點一：相比化石能源制氫，綠氫制備仍需降本.21 痛點二：質子交換膜壁壘高，進口依賴程度大.23 痛點三：氫氣儲運難度大，高端氣瓶國外領先.23 產業聚焦：產業鏈產業聚焦：產業鏈日趨完善，新老玩家爭先入局日趨完善，新老玩家爭先入局.25 海外：全球產業鏈完善，龍頭公司發展迅猛.25 中國：新老玩家爭搶入場，穩定格局尚未顯現.28 風險因素風險因素.30 投資策略投資策略.30 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 4 插圖目錄插圖目錄 圖 1：全球終端能源消費占比.6 圖

12、2：氫能按制取方式分為灰氫、藍氫和綠氫.7 圖 3：不同制氫方式碳排放量（kg CO2/kg H2）比較.7 圖 4：2021 年各國碳排放量占比.7 圖 5：2015-2021 年中國能源消費結構占比.7 圖 6：2020 年我國二氧化碳排放分布情況.8 圖 7：2020 年我國氫氣利用結構.8 圖 8：2019-2060E 我國能源裝機結構.9 圖 9：2019-2060E 我國發電量結構.9 圖 10：光伏發電制氫系統結構圖.9 圖 11：風力發電制氫系統結構圖.9 圖 12：氫能中長期發展規劃要點.13 圖 13：可再生能源制氫及上下游產業鏈.14 圖 14：堿性電解池與質子交換膜電解

13、池工作機理對比.15 圖 15：兩種電解水技術對于可再生能源波動性的負載范圍和啟動時間對比.17 圖 16：可再生能源波動性對于兩種制氫路線平準化成本的影響.17 圖 17：堿性電解水電解槽系統成本組成.17 圖 18：堿性電解水制氫生產成本分項占比.17 圖 19：近年棄風棄光電力規模.19 圖 20：風電光伏降本帶來電解水制氫的經濟性.19 圖 21：綠氫成本構成預測.21 圖 22：未來制氫成本降低要素分解.21 圖 23：全球全氟磺酸樹脂質子交換膜的主要玩家.23 圖 24：國內外不同規格質子交換膜產品售價對比.23 圖 25：不同類型的高壓氣態儲氫瓶對比.24 圖 26：海外氫能產業

14、鏈各環節相關企業梳理.25 圖 27：Nel 近年營業收入.26 圖 28：Mcphy 近年營業收入.26 圖 29：Enapter 近年營業收入.26 圖 30：ITM Power 近年營業收入.26 圖 31：Nel 近年在手訂單.27 圖 32：Mcphy 近年在手訂單.27 圖 33：Enapter 近年在手訂單.27 圖 34：ITM Power 近年在手訂單.27 圖 35：中國氫能產業鏈各環節相關企業梳理.28 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 5 表格目錄表格目錄 表 1：歐盟碳邊境調節機制（

15、CBAM）法案.8 表 2：全球綠氫需求空間測算.10 表 3：全球主要國家氫能產業規劃目標.11 表 4：歐洲能源公司綠氫項目梳理.12 表 5：美國綠氫規劃項目.12 表 6：國內地方政府氫能支持政策.13 表 7：國內已開放試點示范運行的綠氫耦合和風光氫儲一體化綠氫項目（年產 2 萬噸以上）.13 表 8：堿性水解和質子交換膜電解水技術路線總結比較.15 表 9：國內目前已投運的大型綠氫項目.16 表 10：2023 年 1-2 月已確定開標的大規模綠氫項目.16 表 11：不同電解槽技術的關鍵技術及經濟性指標現狀和 2050 年目標.18 表 12：AWE 和 PEM 電解水系統制氫成

16、本測算.18 表 13：在 2000h 固定年運營時間下，不同電價和堿性電解槽設備成本條件下制氫成本敏感性分析.20 表 14：在 2000h 固定年運營時間下，不同電價和質子交換膜電解槽設備成本條件下制氫成本敏感性分析.20 表 15：AWE 和 PEM 電解水制氫技術轉化效率和市場占比發展評估.20 表 16：幾種制氫工藝的成本對比.21 表 17：不同電解水制氫成本測算.22 表 18：各儲氫技術路線特點.24 表 19：海外主要電解槽公司的產能.27 表 20：國內主流電解槽企業產能.29 表 21：重點公司盈利預測、估值及投資評級.30 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專

17、題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 6 雙重驅動雙重驅動：綠氫滲透行業脫碳，風光消納助推需求綠氫滲透行業脫碳，風光消納助推需求 綠氫：氫能是零碳重要之舉，綠氫為氫能必然選擇綠氫：氫能是零碳重要之舉，綠氫為氫能必然選擇 全球能源結構中化石能源占比依然較高，氫能是能源轉型重要途徑。全球能源結構中化石能源占比依然較高，氫能是能源轉型重要途徑。從全球能源結構來看，目前終端能源中化石能源消費仍占據了較大比例，2021 年，石油、天然氣和煤炭的占比分別為 32%、25%和 28%，化石能源占比超 80%，長期以來是全球碳排放的主要來源。為實現國際能源署（IEA）205

18、0 年“零碳經濟”愿景，全球能源結構低碳綠色轉型勢在必行。氫能具有來源豐富多樣、清潔低碳、靈活高效以及應用場景豐富等優點，據能源過渡委員會（ETC）預測，在 2050 零碳場景下，直接電力和氫氣將成為全球能源結構中最為重要的組成部分。圖 1：全球終端能源消費占比 資料來源：BP2022 年世界能源統計年鑒（英國石油公司發布發布），中信證券研究部 氫能生產應用廣泛，綠氫氫能生產應用廣泛，綠氫具備具備減碳優勢，或減碳優勢，或是未來主是未來主流流。目前行業中有三種主要氫氣制取途徑，通過制作過程中碳排放量可以劃分為：灰氫灰氫：以化石能源煤炭、天然氣重整制氫或者焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫等工業副產氣制

19、氫方式，在生產的過程中排放大量的二氧化碳（約 22.6 kg CO2/kg H2）；藍氫藍氫：在制作灰氫的過程中結合碳捕捉、利用及封存技術（CCUS）減少二氧化碳排放（約 10.5 kg CO2/kg H2）；綠氫：綠氫：通過可再生能源電解水制取的氫氣，在制取的過程中幾乎沒有碳排放（約 1.5-5.0 kg CO2/kg H2）。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%20112012201320142015201620172018201920202021石油天然氣煤炭核能水電可再生能源 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.

20、3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 7 圖 2：氫能按制取方式分為灰氫、藍氫和綠氫 圖 3：不同制氫方式碳排放量（kg CO2/kg H2）比較 資料來源：中信證券研究部 資料來源：中國氫能產業發展報告 2020（車百智庫發布）；中國煤炭制氫成本及碳足跡的研究（顏祥洲著）；中信證券研究部 需求：行業脫碳打開增量空間，需求：行業脫碳打開增量空間，新能源消納新能源消納助力綠氫發展助力綠氫發展 背景梳理：雙碳轉型長期驅動，背景梳理：雙碳轉型長期驅動，CBAM 中短期催化中短期催化 長期動力：雙碳轉型加速能源消費結構清潔化。長期動力：雙碳轉型加速能源消費結構清潔化。從全球碳排放量來看，202

21、1 年中國碳排放量為 105.23 億噸，占全球總量的 31.1%，是全球最大的碳排放國。2020 年 9 月22 日，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上宣布中國二氧化碳排放力爭于2030 年達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。2015 年至 2021 年，清潔能源消費在我國能源消費結構中占比逐年提升，煤炭、石油等化石能源消費占比逐年下降，在雙碳轉型背景下，我國能源結構加速向清潔能源調整，為氫能發展提供長期驅動力。圖 4：2021 年各國碳排放量占比 圖 5：2015-2021 年中國能源消費結構占比 資料來源：BP，中信證券研究部 資料來源：國家統計局，中信證券研究部

22、中短期催化中短期催化：歐美“碳關稅”：歐美“碳關稅”和和 G7 氣候俱樂部貿易保護政策氣候俱樂部貿易保護政策。歐盟碳邊境調節機制（CBAM）將于 2023 年 10 月起運行，2026 年 1 月正式開征。2022 年 12 月 12 日，七國集團發布“氣候俱樂部”的目標及職權文件，計劃建立以“國際目標碳價”為核心的氣候同盟，并對非參與國的進口商品征收統一碳關稅。歐美碳關稅及 G7 氣候俱樂部借助自身低碳先發優勢，以碳關稅為代表的貿易保護形式限制新興經濟體的發展，中短期對我國鋼鐵、塑料、化工等行業出口造成顯著壓力。發達國家“氣候俱樂部”的潛在影響，將迫使0510152025灰氫藍氫綠氫0.00

23、%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%0%20%40%60%80%100%2015201620172018201920202021原煤原油天然氣清潔能源 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 8 我國擴大碳市場行業覆蓋范圍，加快上述高碳排放行業改良產業流程，積極尋求生產端的減碳方式，實現低碳轉型。表 1：歐盟碳邊境調節機制（CBAM）法案 歐盟碳關稅法案主要內容歐盟碳關稅法案主要內容 征收對象 適用于除冰島、列支敦士登、挪威、瑞士及五個歐盟海外領地外所有國

24、家的進口商品 覆蓋氣體 CO2、N2O 和 PFCs 過渡期 2023/10/1-2025/12/31 正式執行 2023/1/1 產品范圍 鋼鐵、鋁、電力、水泥、化肥、氫、特定前體及某些下游產品，如螺釘和螺栓等鋼鐵產品 排放類型 直接排放+特定條件下的間接排放 未來規劃 2026 年前考慮擴大至有機化學品和塑料，2030 年前擴大至 EU-ETS 覆蓋的所有行業 免費配額 2034 年完全取消 執行機構 歐盟委員會統一征收 出口補貼 2025 年前“必要時”提案 資料來源：歐盟委員會，歐洲議會，中信證券研究部 傳統行業傳統行業減碳為綠氫發展提供廣闊需求減碳為綠氫發展提供廣闊需求 氫能的應用場

25、景主要集中在交通、工業、發電及建筑四大領域氫能的應用場景主要集中在交通、工業、發電及建筑四大領域。從 2020 年二氧化碳排放量占比來看，我國電力、工業、建筑和交通四大領域，分別占比 40.5%、36.5%、11.3%和 11.6%。2020 年我國應用在合成氨、甲醇、煉油、直接燃燒及其他工業領域的氫能占比分別為 37%、19%、10%、15%和 19%。其中，工業、交通是氫能的主要應用領域，建筑、發電等仍然處于探索階段。在雙碳轉型的長期驅動和歐美碳關稅的中短期驅動下，我國各行業脫碳勢在必行，而綠氫具備“零碳排”的制備優勢，在各行業應用場景中減碳空間極大。圖 6：2020 年我國二氧化碳排放分

26、布情況 圖 7：2020 年我國氫氣利用結構 資料來源：中國氫能聯盟，中信證券研究部 資料來源：36 氪，中國氫能聯盟，中信證券研究部 新能源新能源消納需求保障綠氫制備，長時儲能拓寬應用場景消納需求保障綠氫制備，長時儲能拓寬應用場景：可再生能源可再生能源裝機加速，裝機加速，預計預計 2050 年將成為電力主體。年將成為電力主體。根據國家能源局統計，2021 年全國發電裝機容量約 23.8 億千瓦，同比+7.9%。其中，風電裝機容量約 3.3 億千瓦，同比+16.6%；光伏裝機容量約 3.1 億千瓦，同比+20.9%。全國可再生能源發電量達 2.48 萬億kWh，占全社會用電量的 29.8%。其

27、中，風電 6526 億 kWh，同比增長 40.5%；光伏發電3259 億 kWh，同比增長 25.1%。隨著“十四五”電力規劃的實施，我們預計到 2025 年，40.5%36.5%11.3%11.6%電力工業建筑交通37%19%10%19%15%合成氨用氫甲醇用氫煉油用氫其他工業領域用氫直接燃燒 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 9 我國風電、太陽能發電總裝機及發電量將達 10.87 億 kW、1.87 萬億 kWh，到 2030 年，我國風電、太陽能發電總裝機容量將達 12 億 kW 以上。到 2050

28、年，可再生能源成為電源裝機的增量主體，80%以上的電量將由水電、太陽能發電、風電、核電等清潔能源共同承擔。圖 8：2019-2060E 我國能源裝機結構 圖 9：2019-2060E 我國發電量結構 資料來源：全球能源互聯網發展合作組織，中信證券研究部預測 資料來源：中電聯，全球能源互聯網發展合作組織，中信證券研究部預測 綠氫助力風光消納，實現能源高效利用綠氫助力風光消納，實現能源高效利用。隨著新能源裝機的迅速發展，風電、光伏發電在發電量結構中的占比也不斷提高，對于邊際成本為零的新能源電力的棄電消納問題凸顯。用新能源風光互補耦合發電制氫，有利于提高可再生能源的利用效率，同時解決“棄風棄光”的消

29、納問題。此外，新能源發電的不穩定性產生直接儲電需求，儲氫是長時儲能的最優選擇。相比于電化學儲能兆瓦級（MW）容量，以日計儲能時間；抽水蓄能容量的吉瓦級（GW）容量，以月計儲能時間；氫能儲能的容量是太瓦級（TW），時間可以達到1 年以上；加之跨區域長距離儲能和能量轉化形式多樣化的優點，儲氫是長時儲能的最優選擇。圖 10：光伏發電制氫系統結構圖 圖 11：風力發電制氫系統結構圖 資料來源：“雙碳目標”下可再生能源制氫技術綜述及前景展望，（李建林，李光輝，馬速良等）資料來源：“雙碳目標”下可再生能源制氫技術綜述及前景展望，（李建林，李光輝，馬速良等）0%20%40%60%80%100%煤電裝機占比太

30、陽能裝機占比風電裝機占比其他裝機占比0.0050.00100.000%50%100%2019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2050E2060E風電常規水電抽水儲能核電火電太陽能發電非化石能源占比風電光伏占比 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 10 空間測算空間測算：新舊產業雙輪驅動，綠氫市場增量巨大：新舊產業雙輪驅動，綠氫市場增量巨大 基本假設：1.建筑、發電領域氫能應用仍然處于探索階段，且用量相對較小，主要貢獻來自于工業和交通領域用

31、氫需求，根據 IEA 預測，2030 年全球氫能需求達到 1.8 億噸；2.在全球能源結構向清潔低碳轉型背景下，綠氫發展進程有望加快，根據 IEA 預測，2030 年全球綠氫份額達到 34%左右；3.隨著近兩年風光氫一體化示范項目密集開建，以及 2025 年后碳排放考核進一步趨嚴，疊加電價下降的因素，綠氫有望與天然氣制氫實現平價。我們預計全球綠氫滲透率 2025年為 1.5%，2030 年達到 34%；我們預計 2025/2030 年全球氫氣需求量 1.1/1.8 億噸，全球綠氫需求空間為 245/6120萬噸，2021-2025年全球綠氫需求量和滲透率年均復合增速（CAGR）分別為89.5%

32、/77.8%，2021-2030 年全球綠氫需求量和滲透率年均復合增速分別為 90.0%/76.9%。表 2：全球綠氫需求空間測算 項目項目 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 傳統工業領域傳統工業領域 煉化用氫（萬噸）3980 4188 4429 4693 4959 6390 占全球用氫比例 42%42%42%41%41%36%合成氨用氫（萬噸）3380 3598 3832 4101 4408 6480 占全球用氫比例 36%36%36%36%36%36%甲醇用氫（萬噸）1460 1499 1618 1743 1886 3240 占全球用氫比例 15%15%

33、15%15%15%18%冶金用氫（萬噸）520 600 639 706 820 1440 占全球用氫比例 6%6%6%6%7%8%交通領域交通領域 燃料汽車用氫（萬噸）4 10 21 34 43 180 占全球用氫比例 0.0%0.1%0.2%0.3%0.4%1%其他其他 86 100 106 114 129 270 占全球用氫比例 0.9%1.0%1.0%1.0%1.1%1.5%全球氫氣需求合計（萬噸）9430 9996 10646 11391 12245 18000 同比增長 6.0%6.5%7.0%7.5%全球綠氫占氫氣需求比例 0.20%0.30%0.6%1.2%2.0%34.00%全

34、球綠氫需求合計（萬噸）19 30 64 137 245 6120 資料來源：IEA，中信證券研究部預測 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 11 發展現狀：國內外綠氫發展現狀：國內外綠氫倍道而倍道而進，技術迭代路線明晰進，技術迭代路線明晰 項目進展：海內外綠氫布局加快，試點項目多點推進項目進展：海內外綠氫布局加快，試點項目多點推進 多重因素驅動，歐美諸國相繼出臺支持政策。首先，從環保的角度，歐洲和歐盟在碳市場（EU ETS）的框架之下，各國都肩負著脫碳的任務；其次，從能源安全角度，化石能源稟賦較差的國家，希望通

35、過氫能革命擺脫對化石能源的嚴重依賴，典型如日韓，此外俄烏沖突使得歐盟也將發展氫能作為能源安全的重要方向；此外，出于經濟原因想要保持產業領先地位或希望通過氫氣出口賺取經濟收益，典型如美國、澳大利亞。目前，全球氫能發展相對領先的地區有美國、歐洲、日韓已出臺相應氫能戰略目標，支持本國綠氫產業發展。表 3：全球主要國家氫能產業規劃目標 國家國家 文件文件 發發布時間布時間 戰略規劃戰略規劃 德國 國家氫能戰略 2020 通過發展氫能實現工業脫碳，加強德國工業并確保德國在全球市場的機會。氫能攻關計劃 2021 目標未來 10 年可再生能源制氫成本降低 80%至 1 美元/kg，清潔氫產量增加 5 倍 國

36、家清潔氫能戰略和路線圖（草案）2022 2050 年清潔氫貢獻約 10%碳減排量，30/40/50 年美國清潔氫需求達 1000/2000/5000 萬噸/年，30 年前制氫成本降至 2美元/kg，35 年前制氫成本降至 1 美元/kg 英國 英國氫能戰略 2021 到 2030 年，實現 5GW 低碳氫生產能力，推動整個經濟系統脫碳，支持英國的新就業和清潔增長 法國 法國國家無碳氫能發展戰略 2020 發展電解制氫實現工業脫碳，提升氫能產業競爭力，創造新的就業崗位 荷蘭 國家氫能計劃 2020 2025 年電解槽容量達到 0.5GW；2030 年達到 3-4GW 西班牙 國家氫能路線圖 20

37、20 2024 年，電解槽裝機容量在 300 到 600 兆瓦之間；2030 年，電解槽容量達到 4GW，綠氫占氫氣消耗總量 25%；同時，綠氫項目將累計達到 90 億歐元 美國 氫能計劃發展規劃 2020 明確 2020-2030 年氫能制、儲、輸、運環節的技術經濟指標，制氫環節：電解槽成本 300 美元kW，運氫環節：2 美元kg，儲氫環節：將能量密度 2.2 kWhkg、1.7 千瓦時升的車載儲氫系統成本降至 8 美元kWh，用氫環節：將車用氫氣價格降至 2 美元kg 日本 2050 碳中和綠色增長戰略 2020 氫能目標是到 2030 年實現 300 萬噸年供應量，2050 年2000

38、 萬噸年供應量。韓國 氫能領先國家愿景 2021 到 2030 年構建產能達 100 萬噸的清潔氫能生產體系，并將清潔氫能比重升至 50%國家氫能目標 2021 目標 2040 年氫需求量達 526 萬噸，建立海外制氫基地，通過進口滿足綠氫需求，國內制氫成本下降到 3000 韓元/kg（約合人民幣 16 元/kg）以下 資料來源：北極星氫能網，中信證券研究部 歐洲能源企業大舉布局，規劃項目制氫產量歐洲能源企業大舉布局，規劃項目制氫產量 700 萬噸。萬噸。歐洲各大能源公司已入局綠氫，除了布局本土項目，也在新能源發電資源豐富的澳大利亞、哈薩克斯坦等有所布局，項目目標大，以滿足 2022 年 5

39、月“REpowerEU”計劃提出的 2030 年本土產綠氫 1000 萬噸及進口1000 萬噸目標。其中，英國 BP 完成收購澳大利亞綠色氫開發項目“亞洲可再生能源中心”40.5%的份額，該項目擬建 26GW 新能源發電，并配套 160 萬噸綠氫或 900 萬噸氨/年。此外，包括德國 Svevind Energy Group、殼牌、法國 Lhyfe、西班牙能源公司 Cepsa、法國道 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 12 達爾在內的歐洲能源公司加速在各地布局綠氫項目，規劃項目年制備綠氫規模達 700 萬噸。

40、表 4：歐洲能源公司綠氫項目梳理 項目名稱項目名稱 所在地區所在地區 年產綠氫（萬噸年產綠氫（萬噸/年）年）規劃建設或投產規劃建設或投產時間時間 綠色氫開發項目亞洲可再生能源中心(AREH)澳大利亞 160 哈薩克斯坦 20GW 綠色氫能項目 哈薩克斯坦 200 2032 年滿產 海上風電可再生氫工廠 荷蘭 2 2025 正式投產 荷蘭北部海岸 3-4GW 風力發電廠 荷蘭 100 2030 年前建設 海上風電大型制氫項目 荷蘭 30 最早 2026 投產 Cepsa 財團綠色氫能產業項目-40 普埃托利亞諾綠氫生產廠 西班牙 4 2027 年滿產 費利克斯托港綠氫項目 英格蘭-2026 年投

41、入運營 HyGreen Teesside 制氫項目 英格蘭-2025 年投產 可再生能源制氫基地 Masshylia 法國-2024 年投入運營 海上綠氫工廠 法國 150 綠色能源港口威廉港擴建新氫樞紐計劃 德國 13 2028 年投產 規劃總計 年產綠氫約 700 萬噸 資料來源：氫能洞察 2022（麥肯錫），中信證券研究部 美國美國 IRA 法案提升綠氫經濟性，項目規劃穩步推進。法案提升綠氫經濟性，項目規劃穩步推進。2022 年 8 月，美國 IRA 方案為綠氫提供開創性稅收減免和可直接用于付款的條款，制氫工廠在生產每 kg 氫氣產出二氧化碳小于 4kg 的條件下，根據二氧化碳排放量的不

42、同，可享受 0.12-0.6 美元/kg 氫氣的稅收抵免額度。對于 2033 年以前開始建設的制氫項目，項目運營的前 10 年將獲得 5 倍的稅收抵免額度，即 0.6-3 美元/kg 氫氣，綠氫可享受 3 美元/kg 補貼，且 10 年后將繼續受益0.12-0.6 美元/kg 的標準稅收抵免額度。在此政策支持下，美國能源公司集中在加州及德州規劃布局綠氫項目，預計 2023-2024 年開始建設，按計劃將于 2024-2026 年逐步投產。表 5：美國綠氫規劃項目 項目項目 規模規模 開發商開發商 計劃時間計劃時間 得克薩斯州綠氫項目 250 萬噸/年 GHI 2026 年投產 加利福尼亞州可再

43、生能源制氫項目 2 萬噸/年 美國元素資源公司 2025 年投產 德克薩斯州博蒙特工業區綠氫工廠 120MW 峰堡新能源公司 2024 年中投產 南加州綠氫電解工廠 10GW-20GW 南加州天然氣公司-密西西比清潔氫中心 12.2 萬噸/年 HyStor Energy 2025 年投入商用 資料來源：北極星氫能網，中信證券研究部 中國中國頂層設計明確氫能發展目標，地方出臺配套支持政策。頂層設計明確氫能發展目標，地方出臺配套支持政策。國家發改委 2022 年 3 月23 日發布氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）（簡稱“行業中長期規劃”），明確氫能產業的發展定位、量化目標和應用方向。產

44、業定位方面，氫能被正式確定是能源體系的重要組成部分，且氫能產業鏈相關環節也被納入國家戰略新興產業的范疇。2025 年量化目標方面，行業中長期規劃提出，一是氫能車保有量達到 5 萬輛，二是可再生能源制氫量在 1020 萬噸。應用方向上，政策規劃了包括交通、儲能、分布式能源以及工業領域的減碳四大方面。截至 2022 年底，22 個省市相繼制定并出臺了本地區氫能發展規劃以及相關配套政策，積極響應國家氫能戰略，支持綠氫產業發展。電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 13 圖 12：氫能中長期發展規劃要點 資料來源：國家發

45、改委氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年），中信證券研究部 表 6：國內地方政府氫能支持政策 發布時間發布時間 地區地區 名稱名稱 2019.8 新疆 關于在新疆支持和促進氫能源產業發展 2021.7 海南 海南省高新技術產業“十四五”發展規劃 2022.1 山西 氫能產業發展中長期規劃（2022-2035 年）2022.2 內蒙古 內蒙古自治區“十四五”氫能發展規劃 2022.3 內蒙古 關于促進氫能產業高質量發展的意見 2022.11 寧夏 寧夏回族自治區氫能產業發展規劃 2022.12 吉林 支持氫能產業發展若干政策措施（試行）2023.1 甘肅 甘肅省人民政府辦公廳關于氫能產

46、業發展的指導意見 2023.1 青海 青海省促進氫能產業發展的若干政策措施 青海省氫能產業發展三年行動方案（2022-2025 年）青海省氫能產業發展中長期規劃（2022-2035 年）2023.1 四川 四川省能源領域碳達峰實施方案 資料來源：各地方政府官網，中信證券研究部 風光大基地就地消納，配套風光大基地就地消納，配套綠氫項目綠氫項目密集開建密集開建。風光大基地建設地區存在新能源開發模式較為單一和應用場景不足的特點，因此電網消納和調度運行壓力較大。在地方相繼出臺綠氫產業支持政策后，為獲取新能源建設指標，國內能源公司紛紛布局風光一體化綠氫耦合項目。截至 2023 年 2 月，我國規劃年產綠

47、氫超過 2 萬噸的大規模綠氫示范項目近 20個，從區域上看，由于內蒙古具備發展可再生能源大規模制氫的良好條件，潛在制氫產能超過 330 萬噸，上述項目多集中于內蒙古，其次為新疆和吉林等地。表 7：國內已開放試點示范運行的綠氫耦合和風光氫儲一體化綠氫項目（年產 2 萬噸以上）地點地點 項目名稱項目名稱 預計預計投產時間投產時間 總規?？傄幠＃∕W）制氫能力制氫能力（噸（噸/年）年）內蒙古鄂爾多斯 烏審旗風光融合綠氫化工示范項目 2024 年 6 月 400 20,000 內蒙古巴彥淖爾 烏拉特中旗甘其毛都口岸加工園區風光氫儲氨一體化項目 2023 年 12 月 500 36,000 內蒙古興安盟

48、 科右前旗風儲制氫制氨一體化示范項目 2024 年 7 月 500 21,600 內蒙古赤峰市 赤峰市能源物聯網零碳氫氨一體化示范項目 2023 年 8 月 500 24,200 內蒙古包頭 國際氫能冶金化工產業示范區新能源制氫聯產無碳燃料配套風光發電一體化示范項目 2024 年 12 月 500 28,009 內蒙古烏蘭察布 烏蘭察布興和縣風光發電制氫合成氨一體化項目 2024 年年底 500 25,700 內蒙古阿拉善盟 國能阿拉善高新區百萬千瓦風光氫氨+基礎設施一體化低碳園區示范項目 2024 年 600 22,300 內蒙古阿拉善盟 騰格里 60 萬千瓦風光制氫一體化示范項目 2024

49、 年 12 月 600 20,827 國家能源體系重要組成部分戰略新興產業氫能定位氫能車保有量至5萬輛可再生能源制氫量在1020萬噸2025年數量目標交通領域，車輛領域與鋰電互補儲能領域：長周期、大規模場景分布式能源工業領域減碳應用方向 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 14 地點地點 項目名稱項目名稱 預計預計投產時間投產時間 總規?？傄幠＃∕W）制氫能力制氫能力（噸（噸/年）年）內蒙古烏蘭察布 中石化鄂爾多斯市烏審旗風光融合綠氫化工示范項目二期 2027 年 6 月 2,546 100,000 內蒙古興安

50、盟 興安盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項目 2024 年 12 月 500 26,816 遼寧臺安 中能建遼寧臺安縣新能源制氫制氨項目 56,000 內蒙古通遼 通遼千萬千瓦級儲氫氨一體化零碳產業園 10000 50,000 內蒙古錫林郭勒 內蒙古多倫縣風光儲氫制綠氨項目 25,000 內蒙古包頭 包頭市達茂旗風光制氫綠色化工一體化項目 2024 年 12 月 500 22,321 內蒙古鄂爾多斯 10 萬噸/年液態陽光二氧化碳加綠氫制甲醇技術示范項目 2025 年 5 月 625 21,000 內蒙古鄂爾多斯 鄂托克旗風光制氫一體化合成綠氨項目 2023 年 12 月 505 20,00

51、0 新疆庫車 中國石化新疆庫車綠氫示范項目一期 2023 年 6 月 300 20,000 新疆伊犁州伊寧市 伊寧市光伏綠電制氫源網荷儲一體化項目 20,000 資料來源：氫能匯微信公眾號，北極星風力發電網，中信證券研究部 技術演進：電解技術各有千秋，堿性電解正執牛耳技術演進：電解技術各有千秋，堿性電解正執牛耳 綠氫上下游產業鏈包括：可再生能源供電、制氫系統、輔助系統、儲運系統和下游應綠氫上下游產業鏈包括：可再生能源供電、制氫系統、輔助系統、儲運系統和下游應用。用?？稍偕茉粗茪涮幱跉淠墚a業鏈的上游，可再生能源轉化的多余電能通過變流器調壓后進入電解水制氫裝置，在電解槽中進行水電解制氫，制備的氫

52、氣經過提純進入氫氣儲存系統。一部分氣體通過燃料電池發電系統實現電網側調峰；另一部分氣體通過長管拖車、液氫槽車或者管網運輸等方式進入用能終端或加氫站，以滿足交通運輸、發電、化工生產及冶金等行業下游氫能消費需求。圖 13：可再生能源制氫及上下游產業鏈 資料來源：中信證券研究部 目前從技術層面劃分，電解水制氫主要分為堿性電解水制氫（AWE）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、陰離子交換膜電解水制氫、固體氧化物電解水制氫（SOEC）。由于陰離子交換膜電解水制氫技術處于研究起步階段，而固體氧化物電解水制氫技術處于初步示范階段，因此目前主流的電解水技術為堿性電解水制氫（AWE）和質子交換膜電解水制氫（PEM

53、）。比較兩種電解水制氫技術：堿性電解水技術憑借成本低、技術成熟度高的優勢，電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 15 目前在國內是主流路線。PEM 電解水技術目前已經初步形成產業化并在部分地區建設示范應用，隨著技術的進步和成本的下降，我們預計最快將在 20252030 年形成規?；瘧?。圖 14：堿性電解池與質子交換膜電解池工作機理對比 資料來源：IRENA，中信證券研究部 表 8：堿性水解和質子交換膜電解水技術路線總結比較 技術特征技術特征 堿性水電解堿性水電解 質子交換膜質子交換膜（PEM）技術成熟度 已應用

54、 逐步開始應用 電解液 氫氧化鉀(KOH)PFSA 膜 電極/催化劑(氧側)鍍鎳穿孔不銹鋼 氧化銥 電極/催化劑(氫側)鍍鎳穿孔不銹鋼 鉑炭黑 陽極多孔傳輸層 鎳網 鍍鉑多孔金屬鈦 陰極多孔傳輸層 鎳網 燒結多孔鈦或碳布 雙極板陽極 鍍鎳不銹鋼 鍍鎳鈦 雙極板陰極 鍍鎳不銹鋼 鍍金鈦 框架和密封 PSU,PTFE,EPDM PTFE,PSU,ETFE 優點 技術成熟、成本低 電流密度高、體積小重量輕、無堿液帶來的腐蝕、產品氣體純度較高 設備效率 60%70%-90%與可再生能源耦合 困難 容易 缺點 電流密度低、體積和重量大、堿液有腐蝕性 設備成本相對較高、催化劑成本高且稀缺 資料來源：國際可

55、再生能源署(IRENA)，中信證券研究部 已投運及新招標的風光配氫項目多以堿性電解水制氫技術為主。已投運及新招標的風光配氫項目多以堿性電解水制氫技術為主。2021 年在“雙碳”目標提出之后，國內電解水制氫項目規劃和推進逐步加快。目前國內已投運的電解水制氫路線多以堿性電解槽為主，主要是堿性電解槽技術路線成熟，成本具有顯著優勢。我們統計發現，2023 年 1-2 月以來已開標的大規模綠氫項目，技術路線也都以堿性為主。PEM電解槽由于成本高，商業推廣依然需要時間，而且在目前的國內商業模式下，PEM 槽的技術優勢并不明顯。電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.2

56、8 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 16 表 9：國內目前已投運的大型綠氫項目 項目項目 地點地點 電解技術電解技術 電解槽公司電解槽公司 河北沽源風電制氫綜合利用示范項目 河北張家口 堿性 德國麥克菲（McPhy）國家能源集團大規模風/光互補制氫關鍵技術研究及示范 河北張家口 堿性 蘇州競立 張家口市交投殼牌新能源有限公司氫能一體化示范基地建設項目 河北張家口 堿性 中船 718 所 液態太陽燃料合成示范工程項目 甘肅蘭州 堿性 蘇州競立 國電投寧東可再生能源制氫項目 寧夏寧東 堿性 中船 718 所 張家口海珀爾制氫加氫項目 河北張家口 堿性 中船 718 所 寶豐能源太陽能電解制氫儲

57、能項目 寧夏寧東 堿性 中船 718 所、蘇州競立 中關村延慶園加氫站二期（冬奧會配套制、加氫）項目 北京延慶區 純水 德國西門子 山西大同首座 500Nm/h 水電解制氫裝置及儲存 山西大同 堿性 北京中電豐業 吉電股份風能制氫一體化示范項目 吉林白城 堿性 中船 718 所 安徽六安兆瓦級氫能綜合利用站科技示范項目 PEM 制氫及燃電系統項目 安徽六安 堿性 北京中電豐業中科院大化所 中國石化新疆庫車綠氫示范項目 新疆庫車 堿性 隆基氫能、中船 718 所、蘇州競立 資料來源：各公司及項目官網，中信證券研究部 表 10：2023 年 1-2 月已確定開標的大規模綠氫項目 項目項目 狀態狀態

58、 電解槽招標量電解槽招標量 招標人招標人 技術技術 國能寧東可再生氫碳減排示范區一期項目 待建 5000Nm3/h(25MW)國華投資寧夏分公司 堿性 淶源縣 300MW 光伏制氫項目 待建 2x600Nm3/h(6MW)淶源氫陽新能源開發有限公司 堿性 海水制氫產業一體化示范項目 待建 60MW 大連潔凈能源集團有限公司 堿性 平涼海螺崆峒區峽門 100 兆瓦風力發電及制氫項目 待建 平涼海螺水泥有限責任公司 堿性 鄂托克前旗上海廟經濟開發區深能北方光伏制氫項目 待建 9000Nm3/h(45MV)長江勘測規劃設計研究有限責任公司 堿性 鄂爾多斯市風光融合綠氫示范項目 待建 390MW 中石

59、化新星內蒙古綠氫新能源有限公司 堿性 七臺河勃利縣 200MW 風電制氫項目 待建 1500Nm3/h(7.5MV)七臺河潤沐新能源有限公司 堿性 大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目 待建 391000Nm3/h(195MW)吉林電力股份有限公司 堿性 資料來源：各地方政府官網，中信證券研究部 PEM 與新能源的耦合優勢明顯，未來有望發展為主流。與新能源的耦合優勢明顯，未來有望發展為主流。由于可再生能源如風力、光伏發電存在較大的波動性，該波動性諸如風光的間斷式供應、不穩定性以及季節性，使得風電機組的輸出功率和風速有關，光伏發電和氣溫、有無遮擋太陽等基礎因素有關。因此風光的隨機性和間歇性對于電解

60、水制氫設備的耦合匹配程度要求較高，尤其是對于負載范圍、不同冷熱情況下的啟動時間都比較敏感。根據可再生能源電解制氫成本分析（郭秀盈，李先明，許壯等著）測算，相同條件下，堿性電解水和質子交換膜電解水技術的制氫平準化成本（LCOH）隨可再生能源波動性敏感變化，PEM 電解的經濟性優于 AWE 電解技術。隨著歐盟電解槽制氫響應時間小于 5s 規定的出臺，在技術迭代和成本下降的基礎上，PEM 電解技術或將逐步取代堿性電解技術。電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 17 圖 15：兩種電解水技術對于可再生能源波動性的負載范圍

61、（%）和啟動時間（min）對比 圖 16：可再生能源波動性對于兩種制氫路線平準化成本的影響 資料來源：可再生能源電解制氫成本分析（郭秀盈，李先明，許壯等著），中信證券研究部 資料來源：可再生能源電解制氫成本分析（郭秀盈，李先明，許壯等著）經濟性分析：經濟性分析：設備、電耗設備、電耗+能效，三重因素促降本能效，三重因素促降本 設備因素：設備因素：電解水制氫設備主要由電解槽和輔助系統構成，電解槽占設備成本電解水制氫設備主要由電解槽和輔助系統構成，電解槽占設備成本 50%左左右。右。全套的電解水制氫設備主要由電氣設備（供電系統）、電解槽、氣液分離&干燥純化系統及其他系統（補水、電控、熱處理等）構成。

62、目前主流電解水制氫方案（堿性電解槽、PEM）中，電解槽仍為設備成本中占比最大的部分約 50%，電氣設備占比 15%，氣液分離&干燥純化系統占比 15%，其他輔助設備占比 10%左右。堿性電解槽已經基本實現國產化，PEM 仍在國產化進程中。圖 17：堿性電解水電解槽系統成本組成 圖 18：堿性電解水制氫生產成本分項占比 資料來源：IRENA，中信證券研究部 資料來源：IRENA，中信證券研究部 55%45%設備及制造成本電解槽50%22%20%8%電耗去離子水氫處理冷卻 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 18

63、電解槽降本電解槽降本路徑明晰路徑明晰，制氫成本持續下降制氫成本持續下降。對于 PEM 電解系統，成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅動。長期來看，可通過電解槽關鍵技術更新如提升電催化劑活性、提高膜電極中催化劑的利用率、改善雙極板表面處理工藝、優化電解槽結構等來給設備降本，提升電解水制氫的經濟性。盡管各類電解槽技術成本和性能不盡相同，但每種技術都有自己的優劣勢，由于規模、應用和交付距離不同，預計系統成本仍將處于很大范圍內。核心的降本方向應在電解槽電堆和系統級別，電堆包括電堆設計、規模尺寸等降本策略，核心的降本方向應在電解槽電堆和系統級別，電堆包括電堆設計、規模尺寸等降本策略，系統包括擴大規模、

64、自動化等方式降本。系統包括擴大規模、自動化等方式降本。隨著兩種技術路線的持續降本，以及行業平均用電成本的下降，我們判斷電解水制氫技術在 2030 年的制氫成本將下降至 20 元/kg 以內，實現與化石能源制氫成本平價。表 11：不同電解槽技術的關鍵技術及經濟性指標現狀和 2050 年目標 指標指標 現狀現狀 2050 年目標年目標 PEM AWE PEM AWE 額定電流密度（A/cm2）1-2 0.2-0.8 4-6 2 電壓范圍（限值，V）1.4-2.5 1.4-3 1.7 90 單元壓力（bar）30 30 70 負荷范圍（%）5-120 15-100 5-300 5-300 氫氣純度（

65、%）99.9-99.999 99.9-99.999 99.9-99.9999 99.9999 電壓效率（低熱值，%）50-68 50-68 80 70 電耗率（電堆，kWh/kg）47-66 47-66 42 42 電耗率（系統，kWh/kg）50-83 50-78 45 10000 3 萬 冷啟動（分鐘）20 50 5 5.0-253 超大功率超大容量儲氫的商用車輛 國外商業化 高 稍差 高壓儲氫 1.0-5.5 常見壓力35/70/90MPa 35MPa：對體積密度和重量密度不太敏感的城市專用車；70MPa：對體積密度和重量密度敏感、對續航里程要求高的乘用車、城際客車等 商業化 較低 稍差

66、 深冷高壓 5.5-9.2-230、30Mpa 商用車 實驗階段 高 稍差 吸附儲氫 3.0-10.5 碳納米管、活性炭、分層石墨納米結構等-實驗階段 高 安全 儲氫合金 1.4-3.6 常溫常壓-實驗階段 低 安全 有機液體儲氫 6.0-8.0 常溫高壓 車下大規模儲存和運輸領域，不適合直接在批量生產的車輛終端使用 小規模應用 高 安全 資料來源：美國能源局，Argonne 國家實驗室，Compendium of Hydrogen Energy，覽眾咨詢，中信證券研究部 圖 25：不同類型的高壓氣態儲氫瓶對比 資料來源：車用壓縮氫氣鋁內膽碳纖維全纏繞氣瓶（鄭津洋、胡軍、黃強華等），中信證券研

67、究部 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 25 產業聚焦：產業鏈日趨完善，新老玩家爭先入局產業聚焦：產業鏈日趨完善，新老玩家爭先入局 海外：全球產業鏈完善，龍頭公司發展迅猛海外：全球產業鏈完善，龍頭公司發展迅猛 海外綠氫產業鏈逐步完善，電解槽企業龍頭較多。海外綠氫產業鏈逐步完善，電解槽企業龍頭較多。綠氫產業鏈涉及上游綠氫生產制造，包括電解槽設備、輔助系統生產環節；中游綠氫的儲運、加氫站建設以及下游在交通領域、工業領域和建筑領域等的應用。其中，電解水制氫龍頭公司多分布于歐洲，包括 Nel、ITM Power、Hy

68、drogenPro、Enapter、Sunfire、Mcphy 等公司，目前堿性、PEM 等都有成熟應用，隨著 2021-2022 年歐洲大力發展綠氫，2022 年電解槽企業的收入和訂單顯著增長，預計 2023 年也將有大幅提升。圖 26：海外氫能產業鏈各環節相關企業梳理 資料來源：各公司官網，中信證券研究部 電解槽龍頭電解槽龍頭 Nel 業績領先，競爭者發展迅速。業績領先，競爭者發展迅速。Nel 成立于 1927 年，已有超 90 年的堿性電解槽技術積累，并通過對外收購擴展 PEM 電解槽業務和加氫站業務，形成現在的氫電解槽（堿性電解槽、PEM 電解槽）和加氫站兩大業務板塊，其中電解槽業務占

69、比超 70%，是歐洲最大的電解槽公司。2022 年 Nel 營收 0.94 億美元，其中堿性電解槽營收 0.3 億美元，同比+506%，PEM 電解槽營收 0.4 億美元，同比-1%。法國 Mcphy 公司 22 年營收0.17 億美元，同比+22%，其中電解槽占比 68%，加氫站業務占比 32%；德國 Enapter主要產品為陰離子交換膜電解槽，2022 年營收 0.16 億美元，同比+75%；英國 ITM Power主營 PEM 電解槽，2022 年營收 680 萬美元，同比+30%，其中電解槽業務占比 35.7%，同比+18%。電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題

70、報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 26 圖 27：Nel 近年營業收入（百萬美元）圖 28：Mcphy 近年營業收入（百萬美元）資料來源：Nel 公司公告，中信證券研究部 資料來源：Mcphy 公司公告，中信證券研究部 圖 29：Enapter 近年營業收入（百萬美元）圖 30：ITM Power 近年營業收入（百萬美元）資料來源：Enapter 公司公告，中信證券研究部 資料來源：ITM Power 公司公告，中信證券研究部 綠氫建設需求旺盛，訂單規模同比高增。綠氫建設需求旺盛，訂單規模同比高增。隨著全球綠氫建設節奏加速，電解槽需求持續高增。Nel 公司 2022

71、年新增訂單 2.2 億美元，同比+135%，其中 9 成來自電解槽業務，2022 年底，在手訂單達 2.5 億美元。法國 Mcphy2022 年訂單量為 0.3 億美元，同比+53%；此外，McPhy 已簽署的項目組合共計 45MW 和 40 個加氫站，還有 148MW 和 56 座加氫站意向訂單，總計 193MW 和 96 座加氫站；德國 Enapter 2022 訂單約 960 萬美元；英國 ITM Power2022 年訂單 920 萬美元，同比+80%?？紤]到綠氫建設的不斷滲透，訂單高需求持續性料將不斷增強。010203040506070809010020182019202020212

72、022024681012141618201820192020202120220246810121416182019202020212022012345678202020212022 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 27 圖 31：Nel 近年在手訂單（百萬美元）圖 32：Mcphy 近年在手訂單（百萬美元）資料來源：Nel 公司公告，中信證券研究部 資料來源：Mcphy 公司公告，中信證券研究部 圖 33：Enapter 近年在手訂單（百萬美元）圖 34：ITM Power 近年在手訂單（百萬美元）資料來源

73、：Enapter 公司公告，中信證券研究部 資料來源：ITM Power 公司公告，中信證券研究部 海外巨頭加速產能布局，迎接綠氫建設放量。隨著綠氫建設節奏加快，各電解槽巨頭擴產節奏也保持跟進。Nel 2022 年產能為 0.6GW，計劃 24 年前將挪威 Herya 堿性電解槽工廠產能提高一倍至 1GW，25 年將沃靈福德 PEM 電解槽工廠提高至 500 MW；Hydropro 的產能目前為 0.3GW，2022 年底，HydrogenPro 對中國天津的制造工廠進行了升級，目標達到 300 MW 以交付采購訂單，公司近期計劃全球產能實現 10GW。ITM Power目前 22 年底產能為

74、 1GW，計劃 23 年底提高至 2.5GW，24 年年底計劃再翻一倍提高至 5 GW。此外，蒂森克虜伯、Sunfire、Green Hydrogen Systems、Reliance 等均紛紛宣布擴產計劃。預計 2023 年海外電解槽產能可達 8GW。表 19：海外主要電解槽公司的產能 企業企業 國家國家 2022 年產能年產能（GW）備注備注 蒂森克虜伯 德國 1 規劃 2023 年產能 1.5GW Nel 挪威 0.6 產能包括 ALK、PEM HydrogenPro 挪威 0.3 規劃 2023 年產能 1.3GW Sunfire 德國 0.3 規劃 2023 年產能 0.5GW IT

75、M Power 英國 1 規劃 2023 年產能 2.5GW McPhy 法國 0.1/Green Hydrogen Systems 丹麥 0.1/Reliance Industries 印度 不詳 規劃 2023 年產能 0.5GW 資料來源：氫能前沿微信公眾號，中信證券研究部 050100150200250300201820192020202120220510152025303520182019202020212022024681012202020212022012345678910202020212022 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28

76、 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 28 中國：新老玩家爭搶入場，穩定格局尚未顯現中國：新老玩家爭搶入場，穩定格局尚未顯現 綠氫賽道熱度升溫，新老玩家紛紛入局。綠氫賽道熱度升溫，新老玩家紛紛入局。在雙碳目標和氫能產業規劃的帶動下，綠氫業已成為國內重點關注的新能源發展熱點。風電、光伏、能源集團、汽車等行業公司均紛紛布局綠氫業務，涉及綠氫產業鏈的上游、中游和下游。其中有來自風電光伏領域的公司隆基綠能、陽光電源、三一重能、雙良節能等，憑借雄厚的資金技術實力以及業務系統優勢布局電解槽業務；新興勢力昇輝科技、華電重工等迅速切入電解槽設備領域，搶占份額；此外，在關鍵材料和零部件國產化有望突破的京城股份等

77、以及燃料電池應用端的科威爾等均在氫能環節已有布局。目前行業玩家眾多，穩定格局尚未顯現。圖 35：中國氫能產業鏈各環節相關企業梳理 資料來源：各公司官網，中信證券研究部 隆基綠能：隆基綠能：在電解槽生產領域，隆基綠能技術、出貨、產能均處領先地位，2023 年 2 月，隆基氫能推出 ALK Hi1 系列產品，在直流電耗滿載狀況下可低至 4.3kwh/Nm，同時推出ALK Hi1 plus產品，直流電耗滿載狀況下低至 4.1kwh/Nm，在2500A/電流密度下，更可低至 4.0kwh/Nm。隆基氫能 2022 年電解水設備出貨排名全國第三，產能達 1.5GW，根據公司規劃 23 年產能將進一步擴張

78、至 2.5GW，25 年規劃 5-10GW。雙良節能：雙良節能：公司依托已形成的多晶硅核心設備、單晶硅片、電池組件、“分布式光伏工程總包”的光伏全產業鏈，持續深耕地熱、氫能、綠電、儲能等清潔能源技術研發及裝備生產，以數字化驅動的碳中和綜合服務，打造世界一流的“清潔能源解決方案”。在氫能布局上，2022 年 9 月 21 日，雙良節能子公司雙良新能源舉行首套 1000 標方/h 綠電智能制氫系統下線儀式。雙良綠電制氫裝備智造基地規劃廠房面積超 10000 平方米，可實現年化 1000-1500 標方/h 的電解槽 100 套的產能。陽光電源陽光電源：公司傳統業務為光伏逆變器，是全球光伏逆變器龍頭

79、公司。陽光電源成立全資子公司陽光氫能，從光伏制氫入局氫能。目前在平臺、技術、產品等領域陽光氫能已 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 29 建有國內首個光伏離網制氫及氫儲能發電實證平臺、國內最大的 5MW 電解水制氫系統測試平臺、PEM 電解制氫技術聯合實驗室，及年產能 GW 級制氫設備工廠。陽光氫能可獨立生產 1000 標方堿性制氫系統、兆瓦級 PEM 制氫系統對應的電解槽，可以提供包括制氫電源、電解槽、智慧氫能管理系統在內的成套系統解決方案，其 PEM 電解制氫產品已在內蒙古、寧夏以及長江三峽項目應用。昇輝

80、科技：昇輝科技：公司傳統業務涵蓋電氣成套設備、LED 照明和亮化、智慧城市三大板塊。2020 年進入氫能產業主要包括制氫設備、氫能設備零部件以及氫能汽車運營平臺。在制氫設備端：公司自制配電設備包括電源柜、控制柜和配電柜以及后端的氫氣純化和分裂裝置，有成套的生產能力；氫能設備零部件端包括 DCDC 以及 ACB 電器的設備。公司規劃建設自用的制加氫一體站，使用自產電解槽疊加蓄冷電價，氫能價格有望降至 35 元/kg 以下。京城股份：京城股份：公司前身為北人印刷機械股份有限公司，經過資產重組注入氣體儲運業務，主營的天海品牌氣體儲運裝備在行業內處于領先地位。公司 2014 年成功研發了 35MPa和

81、 70MPa 高壓氫燃料車用儲氣瓶，技術國內領先，未來隨著燃料汽車放量，預計公司將率先受益，實現業績增長?？仆枺嚎仆枺汗臼菄鴥阮I先的綜合性測試設備供應商，主要涵蓋測試電源、燃料電池測試裝備、功率半導體測試及智能制造裝備三大產品線。氫能業務中制氫端主要定位 PEM槽檢測設備，用氫端定位發動機和電堆檢測設備，市場份額在 20%左右。公司用氫端業務收入占比 80%-90%，制氫端占比 10%左右。公司優勢在于業務覆蓋全產業鏈，有望憑借全棧測試能力、較高性價比與下游頭部企業深度合作，實現國產替代。表 20：國內主流電解槽企業產能 省份省份 電解水裝備企業電解水裝備企業 2022 年產能年產能 備

82、注備注 河北 中船（邯鄲）派瑞氫能科技有限公司 1.5GW 產能包括 ALK、PEM 江蘇 考克利爾競立（蘇州）氫能科技有限公司 1GW 公司規劃 2023 年產能 1.5GW 天津 天津市大陸制氫設備有限公司 1GW 陜西 西安隆基氫能科技有限公司 1.5GW 公司規劃 23 年 2.5GW、25 年 5-10GW 安徽 陽光氫能科技有限公司 1GW 產能包括 ALK、PEM 廣東 深圳市凱豪達氫能源有限公司 0.3GW 公司規劃 2023 年產能 0.5GW 江蘇 江蘇國富氫能技術裝備股份有限公司 0.5GW 公司規劃 2023 年產能 1GW 北京 北京中電豐業技術開發有限公司 0.5G

83、W 江蘇 蘇州希倍優氫能源科技有限公司 1GW 北京 航天思卓氫能科技有限公司 0.5GW 廣東 深圳市瑞麟科技有限公司 0.5GW 山東 山東奧揚新能源科技股份有限公司 1GW 廣東 盛氫制氫設備有限公司/公司規劃 2023 年產能 0.5GW 內蒙古 億利氫田時代技術有限公司 0.25 公司規劃 2024 年產能 2.5GW 江蘇 雙良節能 不詳 公司規劃 100 套 1000Nm/h 產能 遼寧 大連氫元科技有限公司 不詳 公司規劃 2023 年產能 1.5GW 資料來源：勢銀能鏈、中信證券研究部 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必

84、閱讀正文之后的免責條款和聲明 30 風險因素風險因素 產業支持政策落地低于預期產業支持政策落地低于預期。氫能過去長期作為?；饭芾?，雖然目前在頂層設計規劃等層面將氫能定義為能源，但相關的安全標準和監管細則還未更新完畢，如果相關的監管政策優化不及時，或者相關地方補貼金額落地不及時，有可能影響產業鏈發展速度?？稍偕茉囱b機規模不及預期?？稍偕茉囱b機規模不及預期?！半p碳”轉型背景下，新能源將逐步成為主要電源形式，將作為支持綠氫發展的主要電力需求。若國內外受偶發因素或產業鏈因素導致新能源電源階段性裝機增長、滲透率提升不及預期，有可能影響綠氫行業發展進度。新能源發電成本下降不及預期。新能源發電成本下降

85、不及預期。由于當前可再生電力成本是制約可再生能源制氫進一步推廣的重要因素，因此光伏、風電等可再生能源成本如不能按照預期下降，可再生能源制氫平價難以實現。關鍵關鍵技術突破技術突破不及預期。不及預期。PEM 電解槽的需要通過技術迭代及規?；七M實現可靠性提升及成本下降，氫氣的儲運技術亟須國產化降本，如果技術提升和國產化降本進度不及預期，將減緩設備端降本增效節奏，制約綠氫產業發展。投資策略投資策略 在全球雙碳轉型和歐美碳關稅貿易保護政策的驅動下，疊加可再生能源建設節奏加快，行業減碳與新能源消納儲能需求預計將開啟綠氫產業高速增長周期，帶動綠氫全產業鏈進入景氣區間。預計在新能源發電領域具有綠氫業務協同和

86、先發布局優勢的行業龍頭公司，以及憑借技術創新搶占市場的新興勢力有望率先受益。重點推薦隆基隆基綠能綠能、雙良節能雙良節能，建議關注陽光電源陽光電源、三一重能三一重能、昇輝科技昇輝科技。同時在關鍵材料和零部件國產化環節持續突破，解決行業發展痛點的公司也有望享受綠氫產業紅利，建議關注京城股份京城股份、科威爾科威爾等。表 21：重點公司盈利預測、估值及投資評級 簡稱簡稱 代碼代碼 收盤價收盤價 EPS PE 評級評級 21 22E 23E 24E 21 22E 23E 24E 隆基綠能 601012.SH 40.29 1.20 2.04 2.57 3.26 34 20 16 12 買入 雙良節能 60

87、0481.SH 15.18 0.17 0.54 1.22 1.69 89 28 12 9 買入 資料來源：Wind，中信證券研究部預測 注：股價為 2023 年 3 月 27 日收盤價 電力設備及新能源電力設備及新能源行業行業綠氫專題報告綠氫專題報告2023.3.28 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 31 相關研究相關研究 電力設備及新能源行業儲能行業觀察 4廣東出臺政策，多維度支持儲能發展(2023-03-21)電力設備及新能源行業電網變革專題四景氣上行，深挖三主線(2023-03-20)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 23如何看待光伏硅片價格上行(2023-03-16)電力設備及新能

88、源行業風電專題報告海纜：海風大動脈，量利迎高增(2023-02-27)電力設備及新能源行業新能源汽車充換電專題二全球需求向上，充電樁開啟新的發展階段(2023-02-14)電力設備及新能源行業儲能板塊 2023 年投資策略風光水長，儲能迢迢(2023-01-17)電力設備及新能源行業新型電力系統行業觀察 3國網投資再創新高，布局板塊春季行情(2023-01-16)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 22如何看待這個時點的 EVA 粒子價格(2023-01-13)電力設備及新能源行業新型電力系統行業觀察 2構建發展藍圖，三維度明確建設內涵(2023-01-09)電力設備及新能源行業風電板塊 202

89、3 年投資策略走出低谷，乘風破浪(2023-01-07)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 21光伏海外需求或已邊際改善(2023-01-03)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 20政策推動下光伏地面電站建設有望發力(2022-12-27)電力設備及新能源行業工控及低壓行業 2023 年投資策略擁抱順周期，展望數字化(2022-12-20)光伏行業觀察 19近期有哪些光伏產業鏈細節可以追蹤(2022-12-19)電力設備及新能源行業重大事項點評市場和技術，經濟工作會議中的新能源內容(2022-12-17)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 18哪些因素在影響國內地面電站裝機(2022-12-11)

90、電力設備及新能源行業光伏板塊 2023 年投資策略景氣相隨，拔萃鼎新(2022-12-07)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 17反規避初裁將推動光伏海外產能擴張(2022-12-05)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 16如何看待近期硅料和硅片降價(2022-11-28)電力設備及新能源行業光伏行業觀察 15如何看待光伏近期排產和后續需求(2022-11-21)電力設備及新能源行業電網電源行業觀察 1特高壓蓄勢待發，關注核準招標節奏(2022-11-07)電力設備及新能源行業儲能行業觀察 3全釩液流電池落地 GWh 系統集采，單位成本持續下降(2022-11-07)電力設備及新能源行業儲能系

91、列報告專題三長時儲能大有可為(2022-10-24)電力設備及新能源行業儲能行業觀察二由湖南碳達峰方案看儲能應用方向(2022-10-24)電力設備及新能源行業電網暨電源行業跟蹤點評三季度投資托底，四季度政策待發(2022-10-11)32 分析師聲明分析師聲明 主要負責撰寫本研究報告全部或部分內容的分析師在此聲明：（i）本研究報告所表述的任何觀點均精準地反映了上述每位分析師個人對標的證券和發行人的看法；（ii）該分析師所得報酬的任何組成部分無論是在過去、現在及將來均不會直接或間接地與研究報告所表述的具體建議或觀點相聯系。一般性聲明一般性聲明 本研究報告由中信證券股份有限公司或其附屬機構制作。

92、中信證券股份有限公司及其全球的附屬機構、分支機構及聯營機構（僅就本研究報告免責條款而言，不含 CLSA group of companies），統稱為“中信證券”。本研究報告對于收件人而言屬高度機密，只有收件人才能使用。本研究報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。本研究報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。中信證券并不因收件人收到本報告而視其為中信證券的客戶。本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金

93、融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷并自行承擔投資風險。本報告所載資料的來源被認為是可靠的，但中信證券不保證其準確性或完整性。中信證券并不對使用本報告或其所包含的內容產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他損失承擔任何責任。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可跌可升。過往的業績并不能代表未來的表現。本報告所載的資料、觀點及預測均反映了中信證券在最初發布該報告日期當日分析師的判斷，可以在不發出通知的情況下做出更改，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與中信證券其它業務部門、單位或

94、附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。中信證券并不承擔提示本報告的收件人注意該等材料的責任。中信證券通過信息隔離墻控制中信證券內部一個或多個領域的信息向中信證券其他領域、單位、集團及其他附屬機構的流動。負責撰寫本報告的分析師的薪酬由研究部門管理層和中信證券高級管理層全權決定。分析師的薪酬不是基于中信證券投資銀行收入而定，但是，分析師的薪酬可能與投行整體收入有關，其中包括投資銀行、銷售與交易業務。若中信證券以外的金融機構發送本報告，則由該金融機構為此發送行為承擔全部責任。該機構的客戶應聯系該機構以交易本報告中提及的證券或要求獲悉更詳細信息。本報告不構成中信證券向發送本報告金融機

95、構之客戶提供的投資建議，中信證券以及中信證券的各個高級職員、董事和員工亦不為（前述金融機構之客戶）因使用本報告或報告載明的內容產生的直接或間接損失承擔任何責任。評級說明評級說明 投資建議的評級標準投資建議的評級標準 評級評級 說明說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發布日后 6 到 12 個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的 6 到 12 個月內的公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。其中：A 股市場以滬深 300指數為基準，新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基

96、準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準；美國市場以納斯達克綜合指數或標普 500 指數為基準；韓國市場以科斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅 20%以上 增持 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于 5%20%之間 持有 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表性指數跌幅 10%以上 行業評級行業評級 強于大市 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅 10%以上 中性 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%10%之間 弱于大市 相對同期相關證券市場代表性指數跌幅 10%以上 33 特別

97、聲明特別聲明 在法律許可的情況下，中信證券可能（1）與本研究報告所提到的公司建立或保持顧問、投資銀行或證券服務關系，（2）參與或投資本報告所提到的公司的金融交易，及/或持有其證券或其衍生品或進行證券或其衍生品交易，因此，投資者應考慮到中信證券可能存在與本研究報告有潛在利益沖突的風險。本研究報告涉及具體公司的披露信息，請訪問 https:/ 本研究報告在中華人民共和國（香港、澳門、臺灣除外）由中信證券股份有限公司（受中國證券監督管理委員會監管，經營證券業務許可證編號：Z20374000）分發。本研究報告由下列機構代表中信證券在相應地區分發：在中國香港由 CLSA Limited（于中國香港注冊成

98、立的有限公司）分發；在中國臺灣由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分發；在澳大利亞由 CLSA Australia Pty Ltd.（商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159）分發；在美國由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分發；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注冊編號：198703750W）分發；在歐洲經濟區由 CLSA Europe BV 分發；在英國由 CLSA（UK）分發；在印度由 CLSA India Private Limited 分發（地址：8/F,Dalamal Hous

99、e,Nariman Point,Mumbai 400021；電話：+91-22-66505050；傳真：+91-22-22840271；公司識別號：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亞由 PT CLSA Sekuritas Indonesia 分發；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分發；在韓國由 CLSA Securities Korea Ltd.分發；在馬來西亞由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分發；在菲律賓由 CLSA Philippines Inc.（菲律賓證券交易所及證券投資者保護基金會員）

100、分發；在泰國由 CLSA Securities(Thailand)Limited 分發。針對不同司法管轄區的聲明針對不同司法管轄區的聲明 中國大陸：中國大陸：根據中國證券監督管理委員會核發的經營證券業務許可，中信證券股份有限公司的經營范圍包括證券投資咨詢業務。中國香港：中國香港：本研究報告由 CLSA Limited 分發。本研究報告在香港僅分發給專業投資者（證券及期貨條例（香港法例第 571 章）及其下頒布的任何規則界定的），不得分發給零售投資者。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜，CLSA 客戶應聯系 CLSA Limited 的羅鼎，電話：+852 2600 7233。美國：

101、美國：本研究報告由中信證券制作。本研究報告在美國由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）僅向符合美國1934 年證券交易法下 15a-6 規則界定且 CLSA Americas,LLC 提供服務的“主要美國機構投資者”分發。對身在美國的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所述任何觀點的背書。任何從中信證券與 CLSA 獲得本研究報告的接收者如果希望在美國交易本報告中提及的任何證券應當聯系CLSA Americas,LLC（在美國證券交易委員會注冊的經紀交易商），以及 CLSA 的附屬公司。新加坡：新加坡：本研究報告在新加坡由 CLSA

102、 Singapore Pte Ltd.，僅向（新加坡財務顧問規例界定的）“機構投資者、認可投資者及專業投資者”分發。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜，新加坡的報告收件人應聯系 CLSA Singapore Pte Ltd，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，電話：+65 6416 7888。因您作為機構投資者、認可投資者或專業投資者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何財務顧問服務，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守財務顧問法（第 110 章）、財

103、務顧問規例以及其下的相關通知和指引（CLSA 業務條款的新加坡附件中證券交易服務 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究報告由中信證券制作。對身在加拿大的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所載任何觀點的背書。英國：英國：本研究報告歸屬于營銷文件，其不是按照旨在提升研究報告獨立性的法律要件而撰寫，亦不受任何禁止在投資研究報告發布前進行交易的限制。本研究報告在英國由 CLSA（UK）分發，且針對由相應本地監管規定所界定的在投資方面具有專業經驗的人士。涉及到的任何投資活動僅針對此類人士。若您不具備投資的專業

104、經驗，請勿依賴本研究報告。歐洲經濟區：歐洲經濟區：本研究報告由荷蘭金融市場管理局授權并管理的 CLSA Europe BV 分發。澳大利亞：澳大利亞：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159)受澳大利亞證券與投資委員會監管，且為澳大利亞證券交易所及 CHI-X 的市場參與主體。本研究報告在澳大利亞由 CAPL 僅向“批發客戶”發布及分發。本研究報告未考慮收件人的具體投資目標、財務狀況或特定需求。未經 CAPL 事先書面同意，本研究報告的收件人不得將其分發給任何第三方。本段所稱的“批發客戶”適用于公司法（

105、2001）第 761G 條的規定。CAPL 研究覆蓋范圍包括研究部門管理層不時認為與投資者相關的 ASX All Ordinaries 指數成分股、離岸市場上市證券、未上市發行人及投資產品。CAPL 尋求覆蓋各個行業中與其國內及國際投資者相關的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，為全球機構投資者、養老基金和企業提供股票經紀服務（印度證券交易委員會注冊編號：INZ000001735）、研究服務（印度證券交易委員會注冊編號：INH000001113）和商人銀行服務（印度證券交易委員會注冊編號：INM000010619）。CLSA 及其關聯方可能持有標的公司的債務。此外，CLSA 及其關聯方在過去 12 個月內可能已從標的公司收取了非投資銀行服務和/或非證券相關服務的報酬。如需了解 CLSA India“關聯方”的更多詳情，請聯系 Compliance-I。未經中信證券事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。未經中信證券事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。中信證券中信證券 2023 版權所有。保留一切權利。版權所有。保留一切權利。