電力設備與新能源行業氫能深度系列六：電氫替代邁入進行時-230510（46頁）.pdf

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1、 1 行業報告行業報告行業深度研究行業深度研究 電力設備與新能源電力設備與新能源 電氫替代邁入進行時電氫替代邁入進行時-氫能深度系列六氫能深度系列六 新能源發電量占比持續提升，電氫經濟性不斷改善，經濟利用下電氫成本已經接近灰氫并低于藍氫，電氫在化工領域替代應用有較大發展潛力。新能源規?；杏姎湫聶C遇新能源規?；杏姎湫聶C遇 2023年能源工作指導意見提出新能源發電量占全社會用電量的比重達到15.3%，電力現貨市場發現電力價格分時特征，部分新能源占比高的現貨省份的電能量價格低于0.05元/kWh的年度時長已達1000小時以上，電力現貨在全國快速推廣為電解水制氫產業提供了重大的發展機遇。電氫經

2、濟性電氫經濟性初步初步顯現顯現 考慮電網電解水制氫（并網制氫）和風光一體化電解水制氫（離網制氫）兩種方式：并網制氫模式下存在經濟利用小時數，以制氫成本最優為目標時，2022年山西、甘肅兩省制氫成本最低約為15元/kg，經濟利用小時數分別為1915h和2875h，當考慮出售高純度氧氣時，沖減后的制氫成本最低約為10元/kg；離網制氫模式下現貨五省成本約為13-17元/kg，考慮氧氣沖減后的成本約為8-11元/kg；均已經接近煤制氫約7-11元/kg成本，低于天然氣制氫約15-20元/kg成本。隨著電耗水平下降、利用小時數的提升，電氫成本仍有較大下降的空間。氫氨一體化優勢突出氫氨一體化優勢突出 西

3、北制氫與目前下游應用地理距離較遠，若引入氫氣運輸環節，則會額外帶來6-8元/kg的成本增量，無法在經濟性上徹底替代煤制氫；若采取就地新建如合成氨裝置等下游配套產能，則成本增量僅2.5元/kg。綠氫、綠氧、綠氨一體化生產模式經濟性較好，綜合利用成本已經接近于煤制氫。電氫替代加速，行業放量空間較大電氫替代加速，行業放量空間較大 目前多地出臺電解氫產業扶持政策，部分政策對經濟性改善明顯，大型央企紛紛布局電氫項目搶占綠色能源先機。根據我們的測算，2023-2025年，預計新增電解槽裝機約為2.39/5.51/14.27GW，僅占新增新能源裝機的1.49%/2.76%/7.13%；年制氫總量僅占氫氣需求

4、的1.4%/2%/3.5%，預計到2030年，電氫占氫氣總產能比例可達15%以上。目前新能源電力供應與下游氫氣替代并無明顯瓶頸，經濟性驅動發展，行業空間較大。投資建議：關注兼具技術與央企客戶基礎的公司投資建議：關注兼具技術與央企客戶基礎的公司 電耗、產氫壓力及純度、電解槽系統調節能力等技術性能對經濟性有很大影響，優質電解槽系統可以帶來明顯的成本優勢，未來份額或向技術領先的企業靠攏，重點推薦：1）背靠華電集團，能源工程的多面手的華電重工華電重工；2）硅料設備龍頭，電氫持續加碼的雙良節能雙良節能。建議關注昇輝科技，億利潔昇輝科技，億利潔能，能，隆基綠能、陽光電源、天合光能、明陽智能隆基綠能、陽光電

5、源、天合光能、明陽智能等。風險提示風險提示：電解槽需求不及預期、新能源裝機不及預期、競爭格局惡化等。簡稱簡稱 EPSEPS PEPE CAGRCAGR-3 3 評級評級 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 華電重工 0.43 0.55 0.74 16.3 12.7 9.4 40.5%買入 雙良節能 1.37 1.73 1.98 10.1 8.0 7.0 56.9%買入 數據來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 5 月 10 日收盤價 證券研究報告 2023 年 05 月 10 日 投資建議：投資建議：強于大市(維持評級)上次建

6、議：上次建議：強于大市 相對大盤走勢相對大盤走勢 Table_First|Table_Author 分析師：賀朝暉 執業證書編號：S0590521100002 郵箱： Table_First|Table_Contacter 聯系人 袁澎 郵箱： 相關報告相關報告 1、氫能深度系列五-膜電極篇：核心材料國產化，助推氫能車商業化2022.11.03 2、氫能深度系列四-儲運篇：氫經濟發展之紐帶，具備千億市場潛力2022.04.01 3、氫能頂層規劃落地，行業發展步入快車道2022.03.23 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 -100%0%100%200%300%2020-012021-012022-

7、012023-01電力設備及新能源指數滬深300 2 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 投資聚焦投資聚焦 研究背景研究背景 經過新能源多年的快速發展，2022 年我國新能源發電量占全社會用電量的比例已經達到 13.8%，2023 年該目標已提升至 15.3%，系統現有的靈活性可能出現不足，新能源消納難度將加大。我國新能源行業發展的邏輯將從裝機驅動轉向消納驅動。我國新能源行業發展的邏輯將從裝機驅動轉向消納驅動。電解水制氫作為優質的靈活性負荷資源，將充分利用低價谷電或新能源直接發電制氫，不僅可以補充系統靈活性資源的需求，而且可以在下游部分高排放的化工行業形成綠

8、色原料替代。本篇報告，我們分析了目前電解水制氫的成本，并對電解水制氫應用方式、供需格局、發展空間、設備公司做出分析。創新之處創新之處 本報告詳細拆分了山西、甘肅、山東、蒙西、廣東等五省目前在電力現貨市場條件下制氫項目的優化運行成本，在不同省份的電力市場中，由于電價分布差異較大，制氫經濟利用小時數和相應成本可能有顯著差別，提示大規模并網制氫項目應努力運行于經濟利用區間，降低電費成本。同時，基于成本優勢，綠氫-綠氧-綠氨一體化模式或將率先在工業領域內加速綠色替代，發揮出重大的社會效益。核心結論核心結論 1）新能源規?；请姎洚a業的前提條件，電力現貨市場還原分時價格是電氫產業的發展基礎。電氫作為優質

9、靈活負荷資源將改善電力系統運行，幫助新能源消納。2）當并網制氫項目運行于經濟小時數時，成本明顯下降，考慮高純度氧氣出售時，不論并網還是離網制氫，其成本已經接近于煤制氫成本，在電耗改善、小時數提升、政策幫扶之下，未來電氫成本有望顯著下降。3）相對于西北制氫外運，氫氨一體化實現綠氨替代更具備經濟效益，目前大型央企紛紛籌劃項目，設備公司努力提升電解槽性能，產業邁入從 0-1 的發展階段，預計至 2030 年，電氫滲透率有望從目前的 1%提升至 15%，電解槽相關公司或率先受益。4）建議關注：華電重工、雙良節能、昇輝科技、億利潔能，隆基綠能、陽光電源、天合光能、明陽智能等。SUeXqYkZlXsQpN

10、mR7NdNbRsQrRmOpMkPnNrMeRnMmN8OoPpPMYpNmOuOmQrR 3 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 正文目錄正文目錄 1 1 新能源規?；杏姎湫聶C遇新能源規?；杏姎湫聶C遇 .6 6 1.1 新能源裝機與發電量持續增加.6 1.2 市場化令新能源大省山東電價分時特征浮現.7 1.3 分時低價特征或向全國各省快速擴散.8 2 2 電氫經濟性初步顯現，氫氨一體化優勢突出電氫經濟性初步顯現，氫氨一體化優勢突出 .1313 2.1 電氫系統產出高價值綠氧.13 2.2 經濟利用下西北電氫成本優勢初步顯現.15 2.3 西北電氫

11、與下游地理分布不能匹配.26 2.4 電氫運輸成本居高不下.28 2.5 西北氫氨一體化生產具備可行性.31 3 3 電氫替代加速，行業放量空間較大電氫替代加速，行業放量空間較大 .3131 3.1 產業政策扶持電氫項目開發提速.32 3.2 電氫替代供需兩側潛力均大.33 3.3 從 0-1，相關電解槽公司爭相布局.35 4 4 投資建議投資建議 .3939 4.1 華電重工：背靠華電集團，能源工程多面手.39 4.2 雙良節能：硅料設備龍頭，電氫業務持續加碼.40 4.3 昇輝科技：商譽減值落地，積極布局氫能多個領域.42 4.4 億利潔能：“光氫化”一體化，直達下游應用.43 5 5 風

12、險提示風險提示 .4444 圖表目錄圖表目錄 圖表圖表 1 1：20102010-20222022 年全國裝機規模及其構成圖年全國裝機規模及其構成圖.6 圖表圖表 2 2：20102010-20222022 年全國發電量及其構成圖年全國發電量及其構成圖.6 圖表圖表 3 3：20182018-20222022 年山東省風電、光伏裝機占比（年山東省風電、光伏裝機占比（%）.7 圖表圖表 4 4：山東?。荷綎|省 20182018-20222022 年風電、光伏發電量占比（年風電、光伏發電量占比（%）.7 圖表圖表 5 5：山東省各個電價區間對應的小時數山東省各個電價區間對應的小時數(2022.4.

13、1(2022.4.1-2023.4.1)2023.4.1).8 圖表圖表 6 6：山東省各個電價區間對應的平均電價：山東省各個電價區間對應的平均電價(2022.4.1(2022.4.1-2023.4.1)2023.4.1).8 圖表圖表 7 7：截至截至 20222022 年末全國各省份風電、光伏裝機情況年末全國各省份風電、光伏裝機情況.9 圖表圖表 8 8：截至：截至 20222022 年末全國各省份風電、光伏發電量情況年末全國各省份風電、光伏發電量情況.9 圖表圖表 9 9：山東省山東省 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.10 圖表圖表 1010：山西省山西省 202

14、22022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.10 圖表圖表 1111：廣東?。簭V東省 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.10 圖表圖表 1212：甘肅省河西甘肅省河西 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.11 圖表圖表 1313：蒙西呼包東蒙西呼包東 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.11 圖表圖表 1414：蒙西呼包西蒙西呼包西 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布.12 圖表圖表 1515：各?。焊魇‰娏ΜF貨市場建設進度電力現貨市場建設進度.13 4 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行

15、業報告行業深度研究 圖表圖表 1616：堿性電解槽的工作原理堿性電解槽的工作原理.14 圖表圖表 1717：堿性電解槽制氫系統堿性電解槽制氫系統.14 圖表圖表 1818：不同純度氧氣市場報價示例不同純度氧氣市場報價示例.14 圖表圖表 1919：寶豐能源綠電綠氫綠氧一體化項目寶豐能源綠電綠氫綠氧一體化項目.15 圖表圖表 2020：煤制氫、天然氣制氫成本測算煤制氫、天然氣制氫成本測算.16 圖表圖表 2121：同煤炭價及碳價下煤制氫成本（元同煤炭價及碳價下煤制氫成本（元/kg/kg）.17 圖表圖表 2222：不同天然氣價及碳價下煤制氫成本（元不同天然氣價及碳價下煤制氫成本（元/kg/kg）

16、.17 圖表圖表 2323：電解槽參數設置：電解槽參數設置.17 圖表圖表 2424：電網電解水制氫電費組成參數設置：電網電解水制氫電費組成參數設置.18 圖表圖表 2525：山西省不同利用小時數下的并網制氫成本：山西省不同利用小時數下的并網制氫成本.18 圖表圖表 2626：山西省并網制氫最低成本靜態結構：山西省并網制氫最低成本靜態結構.19 圖表圖表 2727：山西省并網制氫綜合電價結構：山西省并網制氫綜合電價結構.19 圖表圖表 2828：山東省山東省不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本.19 圖表圖表 2929：山東省山東省并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成

17、本靜態結構.20 圖表圖表 3030：山東省山東省并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構.20 圖表圖表 3131：廣東省廣東省不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本.20 圖表圖表 3232：廣東省廣東省并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成本靜態結構.21 圖表圖表 3333：廣東省廣東省并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構.21 圖表圖表 3434：甘肅省甘肅省不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本.21 圖表圖表 3535：甘肅省并網制氫最低成本靜態結構：甘肅省并網制氫最低成本靜態結構.22 圖表圖表 3636：甘肅省并網制氫綜合電價結

18、構：甘肅省并網制氫綜合電價結構.22 圖表圖表 3737：蒙西呼包東不同利用小時數下的并網制氫成本：蒙西呼包東不同利用小時數下的并網制氫成本.22 圖表圖表 3838：蒙西呼包東并網制氫最低成本靜態結構：蒙西呼包東并網制氫最低成本靜態結構.23 圖表圖表 3939：蒙西呼包東蒙西呼包東并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構.23 圖表圖表 4040：電網電解水制氫成本：電網電解水制氫成本.23 圖表圖表 4141：風光一體化電解水制氫成本：風光一體化電解水制氫成本.24 圖表圖表 4242：電解水制氫的降本空間：電解水制氫的降本空間.25 圖表圖表 4343：20222022 年氫流圖年氫流

19、圖.27 圖表圖表 4444：氫氣產能及下游應用：氫氣產能及下游應用.27 圖表圖表 4545：氣氫拖車運輸成本：氣氫拖車運輸成本.28 圖表圖表 4646：氣氫拖車運輸參數假設：氣氫拖車運輸參數假設.28 圖表圖表 4747：液氫罐車運輸成本：液氫罐車運輸成本.29 圖表圖表 4848：液氫運輸參數假設：液氫運輸參數假設.29 圖表圖表 4949：管道運輸參數假設：管道運輸參數假設.30 圖表圖表 5050：不同氫氣運輸方式成本對比：不同氫氣運輸方式成本對比.30 圖表圖表 5151：就地消納增量成本估算（以建合成氨廠為例）：就地消納增量成本估算（以建合成氨廠為例）.31 圖表圖表 5252

20、：部分綠氫生產補貼政策：部分綠氫生產補貼政策.32 圖表圖表 5353：20222022-20232023 年部分已簽約或開工的綠氫項目年部分已簽約或開工的綠氫項目.33 圖表圖表 5454：氫氣需求預測：氫氣需求預測.33 圖表圖表 5555：電解水制氫總需求及電解槽裝機預測：電解水制氫總需求及電解槽裝機預測.34 圖表圖表 5656：電解水制氫裝機占可再生能源裝機比例：電解水制氫裝機占可再生能源裝機比例.35 圖表圖表 5757：20222022 年中國電解槽出貨市占率年中國電解槽出貨市占率.36 圖表圖表 5858：20222022 年中國電解槽企業產能年中國電解槽企業產能.36 圖表圖

21、表 5959：電解槽設備廠商產品參數對比（截至：電解槽設備廠商產品參數對比（截至 20232023 年年 4 4 月月 2 2 日）日）.36 圖表圖表 6060：（擬）上市公司布局氫能產品協同點：（擬）上市公司布局氫能產品協同點.37 圖表圖表 6161：（擬）上市公司彈性分析：（擬）上市公司彈性分析.38 圖表圖表 6262：20172017-20222022 華電重工營業收入華電重工營業收入.39 5 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 6363：20172017-20222022 華電重工歸母凈利潤華電重工歸母凈利潤.39 圖表圖表 646

22、4：20172017-20222022 華電重工毛利率、凈利率華電重工毛利率、凈利率.39 圖表圖表 6565：20172017-20222022 華電重工各項費用率華電重工各項費用率.39 圖表圖表 6666：華電重工盈利預測：華電重工盈利預測.40 圖表圖表 7777：20172017-20222022 雙良節能營業收入雙良節能營業收入.40 圖表圖表 7878：20172017-20222022 雙良節能歸母凈利潤雙良節能歸母凈利潤.40 圖表圖表 7979：20172017-20222022 雙良節能毛利率、凈利率雙良節能毛利率、凈利率.41 圖表圖表 8080：20172017-20

23、222022 雙良節能各項費用率雙良節能各項費用率.41 圖表圖表 8181：雙良節能盈利預測：雙良節能盈利預測.42 圖表圖表 6767：20172017-20222022 昇輝科技營業收入昇輝科技營業收入.42 圖表圖表 6868：20172017-20222022 昇輝科技歸母凈利潤昇輝科技歸母凈利潤.42 圖表圖表 6969：20172017-20222022 昇輝科技毛利率、凈利率昇輝科技毛利率、凈利率.42 圖表圖表 7070：20172017-20222022 昇輝科技各項費用率昇輝科技各項費用率.42 圖表圖表 8282：20172017-20222022 億利潔能營業收入億利

24、潔能營業收入.44 圖表圖表 8383：20172017-20222022 億利潔能歸母凈利潤億利潔能歸母凈利潤.44 圖表圖表 8484：20172017-20222022 億利潔能毛利率、凈利率億利潔能毛利率、凈利率.44 圖表圖表 8585：20172017-20222022 億利潔能各項費用率億利潔能各項費用率.44 6 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 1 1 新能源新能源規?；幠；杏娫杏姎湫聶C遇氫新機遇 1.11.1 新能源新能源裝機與發電量持續增加裝機與發電量持續增加 自自 2 2010010 年以來，我國新能源規?；暌詠?，我國新能

25、源規?；l展發展程度加速深化，新能源裝機規模及其相程度加速深化，新能源裝機規模及其相對于總裝機規模的占比穩步擴張，新能源發電量及其相對于對于總裝機規模的占比穩步擴張，新能源發電量及其相對于總發電量總發電量的占比持續提的占比持續提升。升。2010-2022 年，全國裝機量自 966.41GW 擴張至 2564.05GW，其中，新能源裝機規模自 29.84GW 擴張至 758.05GW，CAGR 達 28.25%，新能源裝機規模占比全國裝機規模由 3.09%提升至 29.56%；新能源發電量自 495.21 億 kWh 增長至 11899.4 億 kWh，CAGR達 27.71%，新能源發電量占全

26、社會用電量比例已經達到 13.8%。圖表圖表 1 1：20102010-20222022 年全國裝機規模及其構成圖年全國裝機規模及其構成圖 來源：iFinD、中電聯、國聯證券研究所 圖表圖表 2 2：20102010-20222022 年全國發電量及其構成圖年全國發電量及其構成圖 來源：iFinD、中電聯、國聯證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2010年年2011年年2012年年2013年年2014年年2015年年2016年年2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年火電水電太陽能風電核電0%10%20%30%40%50

27、%60%70%80%90%100%2010年年2011年年2012年年2013年年2014年年2015年年2016年年2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年火電水電太陽能風電核電 7 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 根據國家能源局發布的2023 年能源工作指導意見，2023 年，我國將繼續推進新能源建設，加速深入結構轉型，大力發展風電、光伏，力爭使得發電量占全社會用電量的比重達到 15.3%、全年風光裝機增加 160GW。1.21.2 市場化令市場化令新能源大省山東新能源大省山東電價分時特征浮現電價分時特征浮現 在新能源

28、占比較高的地區在新能源占比較高的地區，相應時段電價相應時段電價較低較低。由于新能源發電邊際成本低的特質，在新能源高發期間，如果用電需求較低，則相應時段市場電價較低。以山東省電力現貨市場為例：2018-2022 年，山東省風電、光伏裝機容量及發電量持續增長，風電、光伏裝機容量自 1146/1361 萬千瓦增長至 2302/4270 萬千瓦，CAGR 達 14.97%/25.69%，風電、光伏裝機占總裝機量比例自 6.05%/9.93%擴張至 12.14%/23.13%；風電、光伏發電量占總發電量比例自 2.32%/0.55%擴張至 5.28%/11.25%。圖表圖表 3 3：20182018-2

29、0222022 年山東省風電、光伏裝機占比（年山東省風電、光伏裝機占比（%）圖表圖表 4 4：山東省山東省 20182018-20222022 年風電、光伏發電量占比年風電、光伏發電量占比（%）來源：中電聯、國聯證券研究所 來源：中電聯、國聯證券研究所 山東省山東省高速發展的高速發展的新能源新能源使電價時段特征明顯使電價時段特征明顯。根據 2022.04.01-2023.04.01 年山東電力現貨實時市場用電側小時級電價統計，在過去一年的 8760 小時中：0.3 元/kWh（山東燃煤基準價*80%=0.3159 元/kWh）及以下的低電價時段共計達2534 小時，占比總時長的 28.9%；0

30、.1 元及以下電價區間的小時數達 1317 小時，占比總時長的 15.03%，該區間的平均電價為-0.007 元/kWh；零點價及負電價的電價區間小時數達 693 小時，占比總時長的 7.91%，該區間的平均電價為-0.634 元/kWh。6.05%7.14%9.47%10.25%12.14%9.93%13.95%7.48%17.64%23.13%0%5%10%15%20%25%30%35%40%2018年2019年2020年2021年2022年風電裝機占比光伏裝機占比2.32%2.45%2.77%4.16%5.28%0.55%0.61%0.59%6.06%11.25%0%2%4%6%8%10

31、%12%14%16%18%2018年2019年2020年2021年2022年風電發電量占比太陽能發電量占比 8 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 5 5：山東省各個電價區間對應的小時數山東省各個電價區間對應的小時數(2022.4.1(2022.4.1-2023.4.1)2023.4.1)來源：山東電力交易中心、國聯證券研究所 圖表圖表 6 6：山東省各個電價區間對應的平均電價：山東省各個電價區間對應的平均電價(2022.4.1(2022.4.1-2023.4.1)2023.4.1)來源：山東電力交易中心、國聯證券研究所 可見，以 1317 小時計

32、算，即平均每天有 3.6 小時的電價處于 0.1 元/kWh 以下，并且，隨著光伏裝機進一步加大，日均低電價市場有進一步擴大的可能。1.31.3 分時低價特征或向全國各省快速擴散分時低價特征或向全國各省快速擴散 截至 2022 年末，全國各省風電、光伏裝機量占各省總裝機量比例前五名的為青海、西藏、河北、寧夏、安徽（按光伏裝機排序）；全國各省風電、光伏發電量占各省總發電量比例前五名的為青海、西藏、寧夏、甘肅、山東?？紤]到新能源滲透率與分時電價特征高度相關，因此全國多個省份均可出現類似山東省的電價分時特征，如青海、寧夏、甘肅等。69324937530727425837864513001651101

33、21618020040060080010001200140016001800小時數電價區間(元/kWh)-0.063-0.039-0.007 0.018 0.041 0.063 0.095 0.142 0.210 0.268 0.297-0.100-0.0500.0000.0500.1000.1500.2000.2500.3000.35000.050.10.150.20.250.30.350.40.450.5某電價以下時段的平均電價(元/kWh)電價區間(元/kWh)9 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 7 7：截至截至 20222022 年末全

34、國各省份風電、光伏裝機情況年末全國各省份風電、光伏裝機情況 來源：Wind，中電聯，國聯證券研究所 圖表圖表 8 8：截至：截至 20222022 年末全國各省份風電、光伏發電量情況年末全國各省份風電、光伏發電量情況 來源：Wind，中電聯，國國聯證券研究所 現貨省份的電價分布特征各有差異?，F貨省份的電價分布特征各有差異。目前山東、甘肅、山西、廣東、蒙西等五個省份已開啟電力現貨連續試運行，電價分布特征各異，新能源發電量占比較高的甘肅、山西、山東等省份低電價時長明顯較長，而廣東新能源發電量占比低，低電價小時數明顯較少。這一現象在一定程度上佐證了新能源占比高將促使低電價時長擴大，電價的降低在一定程

35、度上將推動電解水制氫經濟性好轉。0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%青海西藏山東安徽浙江江西寧夏河南海南甘肅陜西貴州江蘇山西湖北新疆黑龍江湖南吉林天津內蒙古遼寧廣東北京上海福建云南重慶廣西四川光伏裝機占比風電裝機占比0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%青海西藏寧夏甘肅山東江西黑龍江安徽陜西河南吉林山西貴州海南浙江江蘇湖北新疆內蒙古遼寧天津湖南北京廣東上海廣西云南福建四川重慶光伏發電量占比風電發電量占比 10 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 9

36、 9：山東省山東省 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 來源：蘭木達電力現貨、山東電力交易中心、國聯證券研究所 圖表圖表 1010：山西省山西省 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 來源：蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 圖表圖表 1111：廣東?。簭V東省 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 747521938529527831040574412561439907537306212168113876742 33 27 24 17 15 16 18 246521002004006008001000120014001600134126477

37、842378712191896889338226307132951231088571 61327322 214629 335229 34 351070200400600800100012001400160018002000 11 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 圖表圖表 1212：甘肅省河西甘肅省河西 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 來源：蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 圖表圖表 1313：蒙西呼包東蒙西呼包東 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 11693 88 8612

38、414925435195616201642879533332244161145 136 138119152109 99 9170411894102004006008001000120014001600180014673894012201672313653251135817458381394141325129083324202004006008001000120014001600 12 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 圖表圖表 1414：蒙西呼包西蒙西呼包西 20222022 年現貨價格時長分布年現貨價格時長分布 來源

39、：蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 加快建設電力現貨市場，暢通實時電價發現渠道。加快建設電力現貨市場，暢通實時電價發現渠道。類似青海、寧夏等省份雖然具備高比例新能源占比，卻暫無電力現貨市場運行，價格發現能力有限。但是，目前越來越多的省份正在加速建設電力現貨市場。其中：山西、廣東、浙江、四川、福建、甘肅、山東、蒙西八省第一批八省第一批電力現貨市場建設已連續結算試運行已連續結算試運行；上海、湖北、遼寧、江蘇、安徽、河南六省第二批六省第二批電力現貨市場建設已完成模擬已完成模擬試運行試運行；其余省份，如黑龍江、陜西、青海、江西、寧夏、重慶、廣西、海南、貴州、云南、河北（南網）、湖南等均已展開電力現貨市場

40、建設相關工作均已展開電力現貨市場建設相關工作。5408122150204283561783760488288133794250573320 24 24 253325 27 2438 3225391872234205010020030040050060070080090029215313619229055181569850929715911084 79614437 34 322336 4020 21 25322029193718361120100200300400500600700800900 13 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 1515：各省

41、：各省電力現貨市場建設進度電力現貨市場建設進度 省份省份 進度進度 省份省份 進度進度 山西山西(第一批第一批)已連續結算試運行 廣東廣東(第一批第一批)已連續結算試運行 浙江浙江(第一批第一批)已多次結算試運行，2023 年 1 月再次發布浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)四川四川(第一批第一批)已連續結算試運行 福建福建(第一批第一批)已連續結算試運行 甘肅甘肅(第一批第一批)已連續結算試運行 山東山東(第一批第一批)已連續結算試運行 蒙西蒙西(第一批第一批)已連續結算試運行 上海上海(第二批第二批)2022 年 7 月上海電力現貨市場首次模擬試運行 湖北湖北(第二批第二批)2022

42、年 12 月 23 日至 29 日，湖北省順利開展電力現貨市場首次結算試運行 遼寧遼寧(第二批第二批)2023 年 1 月 5 日至 7 日,遼寧電力現貨市場完成第一次結算試運行工作 江蘇江蘇(第二批第二批)2022 年 11 月江蘇電力現貨市場第三次電力現貨市場結算試運行。安徽安徽(第二批第二批)2023 年 3 月 27 日，2023 年首次結算試運行工作方案發布 河南河南(第二批第二批)2022 年 11 月完成第一次短周期調電結算試運行 黑龍江黑龍江 2022 年 12 月開展模擬試運行和調電試運行。廣西廣西 2022 年 7 月，廣西納入南方區域電力現貨市場試運行 陜西陜西 2022

43、 年 11 月 22 日至 12 月 2日，陜西省內電力現貨市場首次模擬試運行 海南海南 2022 年 7 月，海南納入南方區域電力現貨市場試運行 青海青海 2023 年 1 月 11 日，首次模擬試運行工作正式啟動 貴州貴州 2022 年 7 月，貴州納入南方區域電力現貨市場試運行 江西江西 2023 年 3 月 22 日至 24 日,江西電力現貨市場圓滿完成首次調電試運行 云南云南 2022 年 7 月，云南納入南方區域電力現貨市場試運行 寧夏寧夏 2022 年 12 月 27 日-29 日開展第一次模擬試運行 河北（南網）河北（南網）2023 年 3 月，開展第二次電力現貨市場模擬試運行

44、 重慶重慶 2023 年 3 月開展第二次現貨市場模擬試運行 湖南湖南 2023 年 4 月 78 日，開展首次調電試運行 來源：各省市電力交易中心、蘭木達電力現貨、國聯證券研究所 電力現貨市場建設的逐步完善有利于各省份暢通實時電價發現渠道，進而能夠更直接、明朗地觀測到電價分時分布特征，從而有助于當地政府實施配套政策促進相關產業的發展。其中，電氫產業基于其低碳環保的核心理念、逐漸凸顯的經濟性，在目前我國力爭實現能源綠色轉型以及“雙碳”目標的大背景下方興未艾、規?？善?。2 2 電電氫經濟性氫經濟性初步初步顯現，氫氨一體化優勢突出顯現，氫氨一體化優勢突出 2.12.1 電電氫系統產出高價值氫系統產

45、出高價值綠綠氧氧 堿性電解槽工作原理堿性電解槽工作原理 按照工作原理和電解質的不同，電解水制氫技術可分為按照工作原理和電解質的不同，電解水制氫技術可分為 4 4 種種。堿性電解水技術(ALK)、質子交換膜電解水技術(PEM)、高溫固體氧化物電解水技術(SOEC)和固體聚合 14 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 物陰離子交換膜電解水技術(AEM)。其中，堿性電解槽的成本較低，經濟性較好，堿性電解槽的成本較低，經濟性較好，20222022年國內堿性電解槽出貨占年國內堿性電解槽出貨占 97%97%，但相較于 PEM 的靈活性較差，PEM 受限于質子膜高成本，總

46、體設備成本是堿性電解槽 3-4 倍。堿性電解槽的電解液一般為 30%質量濃度的 KOH 溶液或者 26%質量濃度的 NaOH溶液。在直流電的作用下，陰極發生還原反應，生成氫氣和氫氧根離子，陽極發生氧化反應，生成氧氣和水。經過氣水分離器將氣體和溶液分離，電解液回流至電解槽，氫氣和氧氣分別進入純化裝置提純后進行收集。圖表圖表 1616：堿性電解槽的工作原理堿性電解槽的工作原理 圖表圖表 1717：堿性電解槽堿性電解槽制氫系統制氫系統 來源：IRENA、國聯證券研究所 來源：派瑞氫能，國聯證券研究所 副產品高純綠氧的價值副產品高純綠氧的價值較高較高 電解水制氫的同時會帶來高價值副產品電解水制氫的同時

47、會帶來高價值副產品高純度綠氧高純度綠氧，一般企業采取直接排放進空氣中的處理方式，當副產氧氣量較大時，則用液化的方式儲存銷售。目前高純氧的制取主要有兩種工藝方法，一是利用空分設備中產生的工業氧再經低溫精餾工藝。二是以電解水為原料，經催化除水脫氫后進行冷卻，可制取純度為 99.995%以上的高純氧，工業氧一般要求純度在 99%以上，因此副產氧因此副產氧可被應用于工業，醫療，化可被應用于工業，醫療，化工等多個領域，具有一定的商業價值工等多個領域，具有一定的商業價值。結合市場上氣體公司的氧氣報價均值，高純氧價格約 35 元/立方，經濟性突出。圖表圖表 1818：不同純度氧氣不同純度氧氣市場報價示例市場

48、報價示例 類型類型 純度純度 價格（元價格（元/立方）立方）工業氧氣 99%7.3 醫用氧氣 99.5%6.5 高純氧 99.999%35 超純氧 99.9999%242 來源：宏錦化工，永冠興氣體，國聯證券研究所 以寶豐能源 300 萬噸/年烯烴項目為例，其中 40 萬噸烯烴通過綠氫耦合制備，利用風電光伏能源電解水制取綠氫和綠氧，綠氫替代原料煤進入甲醇合成裝置，綠氧替綠氧替代燃料煤用于煤氣化工藝，減少了空分設備制氧能耗，代燃料煤用于煤氣化工藝，減少了空分設備制氧能耗，該項目是全國單廠規模最大的 15 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究“綠氫+煤”制烯烴。圖

49、表圖表 1919：寶豐能源綠電綠氫綠氧一體化項目寶豐能源綠電綠氫綠氧一體化項目 來源：流程工業，國聯證券研究所 此外，高純度氧在冶金領域，有助于去除硫、磷、硅、等雜質，縮短冶煉時間；在電子領域，在與四氟化碳混合后，可以用于等離子刻蝕，同時在醫療、航空航天等多個領域均有較高的商業價值。2.22.2 經濟利用下經濟利用下西北西北電氫電氫成本成本優勢優勢初步顯現初步顯現 化石能源制氫化石能源制氫成本成本 煤制氫和天然氣制氫均屬化石能源制氫，目前技術路線相對成熟、應用較為廣泛，對煤氣化、天然氣進行成本測算后發現，若不考慮碳排放價格，兩者制氫成本分別為若不考慮碳排放價格，兩者制氫成本分別為11.311.

50、3 元元/kg/kg、21.821.8 元元/kg/kg，兩者成本均易受到原材料價格波動影響。煤氣化制氫：煤氣化制氫：采用水煤漿技術工藝，假設建設投資 12.4 億元，設備產能 9 萬方/h，年工作時間 8000 小時，煤炭單價 900 元/噸，煤制氫在所有制氫路線中成本最低，其成本結構中占比最大的是煤炭，占比 59%；其次是氧氣，一般煤制氫氣采用部分氧化工藝，氧氣成本占比 20%。天然氣制氫：天然氣制氫：假設建設投資 6 億元，設備產能 9 萬方/h，年工作時間 8000 小時，天然氣單價 3.5 元/m3。天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構成，其中天然氣成本是制氫成本的主要部分

51、，占比近 86%。16 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2020：煤制氫、天然氣制氫成本測算煤制氫、天然氣制氫成本測算 煤制氫煤制氫 天然氣制氫天然氣制氫 產能 制氫規模（m3h）90000 90000 年運行時間（h)8000 8000 年產能(萬 m3)72000 72000 固定資產 初始投資（萬）124000 60000 折舊年限（年）20 20 折舊（元/m3）0.09 0.042 維修費用（元/m3）0.03 0.017 折舊維修合計（元/m3）0.12 0.059 原材料 煤炭單價(元/噸)900 耗煤成本（kg/m3）0.63

52、煤成本（元/m3）0.57 氧氣/天然氣單價（元/m3）0.5 3.5 氧氣/天然氣單耗（m3/m3 H2）0.42 0.48 氧氣/天然氣成本（元/m3）0.21 1.68 輔助材料成本（元/m3）0.04 0.01 原材料費用合計（元/m3）0.82 1.69 動力能耗 電價（元/kWh）0.56 0.56 耗電量（kWh/m3）0.04 0.05 電費（元/m3）0.02 0.03 水費及其他（元/m3）0.05 0.16 動力能耗合計（元/m3）0.07 0.19 人工費用 人員（人）10 8 工資（萬元/人）12 12.00 人工費（元/m3）0.002 0.001 制氫成本（未考慮

53、碳排放）體積成本（標準狀態下）體積成本（標準狀態下）1.01 1.01 1.94 1.94 質量成本（元質量成本（元/kg/kg）11.2811.28 21.7521.75 來源：煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議張彩麗等,氫能的生產工藝及經濟性分析苗軍等，制氫工藝與技術劉曉麗等，IEA，國聯證券研究所 若考慮碳排放價格，化石能源制氫經濟性進一步下降。若考慮碳排放價格，化石能源制氫經濟性進一步下降。根據 IEA，煤制氫路線 1kg氫氣產生約 26kg 二氧化碳、天然氣制氫路線 1kg 氫氣產生約 10kg 二氧化碳，按照當前中國碳排放價格為 55 元/噸計算，考慮碳價后煤制氫、天然氣制氫成本

54、將分別達到12.7 元/kg、22.3 元/kg，在碳減排壓力下，碳配額發放或將收緊，推動碳價上行，當碳價上漲至 200 元/噸時，煤制氫、天然氣制氫成本將分別達到 16.5 元/kg、23.8元/kg，電解水制氫相對化石能源制氫或將更具經濟優勢。17 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2121：同煤炭價及碳價下煤制氫成本（元同煤炭價及碳價下煤制氫成本（元/kg/kg）圖表圖表 2222：不同天然氣價及碳價下煤制氫成本（元不同天然氣價及碳價下煤制氫成本（元/kg/kg）碳價（元碳價（元/噸）噸）煤炭煤炭（元（元/噸噸）55 100 150 200

55、 250 600 10.59 11.76 13.06 14.36 15.66 650 10.95 12.12 13.42 14.72 16.02 700 11.3 12.47 13.77 15.07 16.37 750 11.65 12.82 14.12 15.42 16.72 800 12 13.17 14.47 15.77 17.07 850 12.36 13.53 14.83 16.13 17.43 900 12.71 13.88 15.18 16.48 17.78 950 13.06 14.23 15.53 16.83 18.13 1000 13.42 14.59 15.89 17.1

56、9 18.49 碳價（元碳價（元/噸）噸）天然天然氣氣（元（元/噸）噸）55 100 150 200 250 1.5 11.55 12 12.5 13 13.5 2 14.24 14.69 15.19 15.69 16.19 2.5 16.92 17.37 17.87 18.37 18.87 3 19.61 20.06 20.56 21.06 21.56 3.5 22.3 22.75 23.25 23.75 24.25 4 24.99 25.44 25.94 26.44 26.94 4.5 27.68 28.13 28.63 29.13 29.63 5 30.36 30.81 31.31 31

57、.81 32.31 5.5 33.05 33.5 34 34.5 35 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 電解水制氫電解水制氫成本成本 電電氫分為電網電解水制氫氫分為電網電解水制氫（并網制氫）（并網制氫）和風光一體化和風光一體化電解水電解水制氫制氫（離網制氫）（離網制氫）。并網制氫是將系統接入電網取電，主要應用于大規模制氫消納新能源發電，制氫成本主要為電費。離網制氫則是將風光發電機組產生的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備，制氫成本主要為電源建設成本。目前國內電氫系統以并網制氫為主，電網作為穩定能源支撐制氫電網作為穩定能源支撐制氫系統系統負荷波動較負荷波動較小，同時相關設備更成

58、熟。小，同時相關設備更成熟。但在并網制氫的情況下，由于系統內電能需要經過升價、降壓、整流多次變換，導致損耗較大，同時承擔電網輸配電及政府基金及附加等成本。離網制氫因為只有整流環節，系統效率更高，也無需繳納輸配電費用，電力離網制氫因為只有整流環節，系統效率更高，也無需繳納輸配電費用，電力輸送輸送環節環節成本成本減少減少。但離網制氫系統缺少了電網的穩定支撐，電解槽面臨由風光發電帶來的波動沖擊，同時離網制氫受制于土地無法大規模制取。目前，國內堿性電解槽的工作負荷暫不能完全適應新能源發電系統輸出功率的波動強度。綜合市場上電解槽性能參數，我們假設單套電解槽系統產氫量為 1500 標方/h，系統單位能耗為

59、 4.4kWh/標方，價格為 2010 元/kW。電解水制氫的原材料用水價格 4.1元/噸，30%濃度 KOH 電解液價格 8 元/kg。由于電解水制氫會帶來高價值的副產品綠氧，假設 50%的氧氣經提純后對外銷售，價格 2 元/標方，分別測算兩種模式下電解水制氫的成本。圖表圖表 2323：電解槽參數設置：電解槽參數設置 電解水制氫系統基本參數電解水制氫系統基本參數 產氫量（Nm/h）1500 直流電耗（kWh/Nm）4.4 壽命（h）200000 折舊年限（年）20 國內堿性電解槽價格（元/Kw）2010 電解水制氫系統其他參數電解水制氫系統其他參數 土地安裝費用 設備的 13%18 請務必閱

60、讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 更換費用 設備的 15%運維費用 每年設備 2%人工費用 1 人*12 萬/年 耗水量 0.0008 噸/標方 耗電解液(KOH)0.0004kg/標方 水價 4.1 元/噸 KOH 單價 8 元/kg 高純氧氣售價 2 元/標方 高純氧氣銷售比例 50%來源：各電解槽企業官網，國聯證券研究所 電網電解水制氫：電網電解水制氫：針對有電力現貨市場價格數據的山西省、山東省、廣東省、甘肅省和蒙西分別計算用電綜合電價，包括輸配電價（兩部制）、容量補償電價（山東）、計算用電綜合電價，包括輸配電價（兩部制）、容量補償電價（山東）、政府性基金及

61、附加、政府性基金及附加、基本基本電能量價格電能量價格等等。對上述五省電網電解水制氫成本進行測算。圖表圖表 2424：電網電解水制氫電網電解水制氫電電費費組成參數設置組成參數設置 名稱名稱 山西山西 山東山東 廣東廣東 甘肅甘肅 蒙西蒙西 輸配電度電價(元/kWh)0.0386 0.1169 0.0212 0.0608 0.0545 輸配容量電價(元/kva*月)24 28 23 19 19 容量補償電價(元/kWh)0 0.0991 0 0 0 輸配電價谷時段下浮比例 55%70%(僅容量補償電價)62%0%53%政府性基金及附加(元/kWh)0.02337 0.02717 0.02767 0

62、.02293 0.02275 來源：電價百科、國聯證券研究所 山西山西省經濟利用小時數為省經濟利用小時數為 1 1915915 小時，并網制氫單位成本最低小時，并網制氫單位成本最低：截止 2022Q3，山西省風電光伏裝機量占比位列全國第 14，但由于負荷較少，山西省低電價小時數在五個省份中較為顯著，00.05 元/kWh 共計 1341 小時，0.30.35 元/kWh 共計 1219小時，低電價優勢明顯。經過我們的測算，當利用小時數為當利用小時數為 19151915 小時，綜合電價小時，綜合電價 0.0.18681868 元元/kWhkWh，山西山西制氫成本最低制氫成本最低為為 15.215

63、.2 元元/kg/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至下降至 9.69.6 元元/kg/kg。山西省并網制氫成本結構中，因現貨市場低電價優勢顯著，電費占比相對較低，僅 60.59%，電費之中，電能量價格占 42%，輸配容量價格占 36%。圖表圖表 2525：山西省不同：山西省不同利用利用小時數下小時數下的并網的并網制氫成本制氫成本 來源：國聯證券研究所 16.52 16.32 16.05 15.77 15.20 15.32 16.19 17.61 18.33 18.67 18.96 19.42 19.66 19.85 20.13 20.40 10.92 1

64、0.72 10.45 10.17 9.60 9.72 10.59 12.01 12.73 13.07 13.36 13.82 14.06 14.25 14.53 14.80 0.005.0010.0015.0020.0025.001341136714141492191527023921581767067044727075777709780479278035制氫成本(元/kg)利用小時數(h)制氫成本(不含氧氣成本沖減)制氫成本(含氧氣成本沖減)19 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2626：山西?。荷轿魇〔⒕W并網制氫最低成本靜態結構制氫最低成本

65、靜態結構 圖表圖表 2727：山西?。荷轿魇〔⒕W并網制氫綜合電價結構制氫綜合電價結構 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 山東山東省經濟利用小時數省經濟利用小時數為為 2 2644644 小時，成本較高主要系輸配電費用較高小時，成本較高主要系輸配電費用較高：山東省低電價小時數相對較多，-0.1-0.05 元/kWh 共計 747 小時，剩余小時數多集中在0.350.45 元/kWh，共計 2695 小時。當利用小時數為當利用小時數為 26442644 小時，綜合電價小時，綜合電價 0 0.394.394 元元/kWhkWh，山東山東制氫成本最低制氫成本最低為為 23.7523.75 元

66、元/kg/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至18.1518.15 元元/kg/kg。山東省并網制氫成本結構中，電費占比超過 81%。電費中，輸配容量價格占 32%，輸配電度價格占 30%，即輸配電費用占制氫總成本超輸配電費用占制氫總成本超 5 50%0%，是山東省并網，是山東省并網制氫成本的主要部分。制氫成本的主要部分。圖表圖表 2828：山東省山東省不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本 來源：國聯證券研究所 土地安裝,2.95%電解槽裝置,22.69%裝置運維,6.81%更換費用,3.40%電費,60.59%水費,0.24

67、%KOH費用,0.24%人工費,3.08%電能量價格42%輸配電度價格9%輸配容量價格36%政府性基金及附加13%42.3 42.0 34.8 28.4 26.0 24.7 24.0 23.7 23.9 24.8 25.9 26.7 27.3 27.7 28.0 36.7 36.4 29.2 22.8 20.4 19.1 18.4 18.1 18.3 19.2 20.3 21.1 21.7 22.1 22.4 15.020.025.030.035.040.045.0747752971135616511929223926443388464460836990752778338045制氫成本(元/k

68、g)利用小時數(h)制氫成本(不含氧氣成本沖減)制氫成本(含氧氣成本沖減)20 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 2929：山東省山東省并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成本靜態結構 圖表圖表 3030：山東省山東省并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 廣東廣東省經濟利用小時數為省經濟利用小時數為 38373837 小時，成本較高主要系電能量價格較高小時，成本較高主要系電能量價格較高：廣東省用電需求旺盛，但是本地發電資源相對匱乏，風光發電量滲透率較低，低電價持續時間很短，0.450.5 元/kWh

69、 共計 1620 小時，0.50.55 元/kWh 共計 1642 小時，因此，廣東地區在五個省份中并網制氫的成本最高。當利用小時數為當利用小時數為 38373837 小時，綜合電價小時，綜合電價0.4530.453 元元/kWhkWh，廣東并網廣東并網制氫成本最低制氫成本最低為為 25.3325.33 元元/kg/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至氫成本下降至 19.7319.73 元元/kg/kg。廣東省并網制氫成本結構中，電費占比相較于其他省份最高，占比超過 88%。電費之中，電能量價格占比高達 86%。圖表圖表 3131：廣東省廣東省不同利用小時數下的

70、并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本 來源：國聯證券研究所 土地安裝,1.37%電解槽裝置,10.52%裝置運維,3.15%更換費用,1.58%電費,81.65%人工費,1.43%電能量價格23%輸配電度價格30%輸配容量價格32%政府性基金及附加7%容量補償價格8%40.6 34.9 30.1 27.4 25.4 25.3 26.0 26.6 27.1 27.4 27.8 28.0 28.3 28.6 35.0 29.3 24.5 21.8 19.8 19.7 20.4 21.0 21.5 21.8 22.2 22.4 22.7 23.0 15.020.025.030.035.040.

71、045.050765691012612217383754796358689172237467762877737909制氫成本(元/kg)利用小時數(h)制氫成本(不含氧氣成本沖減)制氫成本(含氧氣成本沖減)21 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 3232：廣東省廣東省并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成本靜態結構 圖表圖表 3333：廣東省廣東省并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 甘肅甘肅省經濟利用小時數為省經濟利用小時數為 28752875 小時，高利用小時數攤薄成本小時，高利用小時數攤薄成本

72、：截止 2022Q3，甘肅省風電光伏裝機量位列全國第 10，2022 年外送電量達到 560.7 億 kWh（其中新能源占 43%），同比增長 8.3%，占全年發電量 1816.6 億 kWh 的 31%，屬于高比例新能源大規模外送型電網。同時，其現貨市場中低電價小時數仍較為顯著，00.05 元/kWh共計 1467 小時，并制氫成本與山西類似。當利用小時數為當利用小時數為 28752875 小時，綜合電價小時，綜合電價 0.2340.234元元/kWhkWh，甘肅河西，甘肅河西并網并網制氫成本最低制氫成本最低為為 15.5515.55 元元/kg/kg，考慮氧氣售后沖減費用，制氫，考慮氧氣售

73、后沖減費用，制氫成本下降至成本下降至 9.959.95 元元/kg/kg。甘肅省并網制氫成本結構中，電費占比相對其他省份較低，為 74.19%。電費之中，輸配容量價格占 34%，電能量價格占 30%。圖表圖表 3434：甘肅省甘肅省不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本 來源：國聯證券研究所 電解槽裝置,6.79%裝置運維,2.04%更換費用,1.02%電費,88.06%人工費,0.92%電能量價格86%輸配電度價格2%輸配容量價格6%政府性基金及附加6%20.6 17.8 16.2 15.8 15.6 15.6 15.7 16.0 17.2 18.1 18.6 19.1

74、 19.6 19.9 20.5 22.6 15.0 12.2 10.6 10.2 10.0 10.0 10.1 10.4 11.6 12.5 13.0 13.5 14.0 14.3 14.9 17.0 8.010.012.014.016.018.020.022.024.01467185622572477264428753240356547005517597563566750689172168506制氫成本(元/kg)利用小時數(h)制氫成本(不含氧氣成本沖減)制氫成本(含氧氣成本沖減)22 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 3535：甘肅?。焊拭C

75、省并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成本靜態結構 圖表圖表 3636：甘肅?。焊拭C省并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 蒙西蒙西經濟利用小時數為經濟利用小時數為 25162516 小時，成本有較大下降空間小時，成本有較大下降空間：蒙西低電價小時數相對分散，-0.050 元/kWh 共計 408 小時，0.250.3 元/kWh 共計 561 小時，整體上并網制氫成本劣于山西和甘肅省，但優于山東和廣東省。當利用小時數為當利用小時數為 25162516 小時，小時，綜合電價綜合電價 0.3080.308 元元/kWhkWh，蒙西蒙西并網并網制氫成

76、本最低制氫成本最低為為 19.7519.75 元元/kg/kg，考慮氧氣售后沖減，考慮氧氣售后沖減費用，制氫成本下降至費用，制氫成本下降至 14.1514.15 元元/kg/kg。蒙西并網制氫成本結構中，電費占比 76.84%。電費之中，電能量價格占 71%，輸配容量價格占 14%?？紤]到蒙西有豐富的風光發電資源，未來風光發電滲透率提升空間較大，電價分布或將進一步左偏，降低并網制氫成本。圖表圖表 3737：蒙西呼包東：蒙西呼包東不同利用小時數下的并網制氫成本不同利用小時數下的并網制氫成本 來源：國聯證券研究所 土地安裝,1.92%電解槽裝置,14.77%裝置運維,4.43%更換費用,2.22%

77、電費,74.19%人工費,2.00%電能量價格30%輸配電度價格26%輸配容量價格34%政府性基金及附加10%43.9 35.3 29.4 25.2 22.4 20.3 19.8 20.0 20.5 20.8 21.1 21.3 21.4 21.5 21.8 21.9 22.0 22.1 38.3 29.7 23.8 19.6 16.8 14.7 14.2 14.4 14.9 15.2 15.5 15.7 15.8 15.9 16.2 16.3 16.4 16.5 8.013.018.023.028.033.038.043.048.0413535685889117217332516327637

78、64405241854264430643564413444644664490制氫成本(元/kg)利用小時數(h)制氫成本(不含氧氣成本沖減)制氫成本(含氧氣成本沖減)23 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 3838：蒙西呼包東：蒙西呼包東并網制氫最低成本靜態結構并網制氫最低成本靜態結構 圖表圖表 3939：蒙西呼包東蒙西呼包東并網制氫綜合電價結構并網制氫綜合電價結構 來源：國聯證券研究所 來源：國聯證券研究所 并網制氫模式下，電費為主要影響因素，成本占比介于 60%88%之間，五省中山西省并網制氫成本最低9.60元/kWh（考慮氧氣沖減），廣東省

79、并網制氫成本最高19.73元/kWh（考慮氧氣沖減），并網并網制氫成本與風光發電滲透率相關制氫成本與風光發電滲透率相關，也與該省輸配電價，也與該省輸配電價格水平有關格水平有關，隨著風光發電滲透率的提升將使得，隨著風光發電滲透率的提升將使得低電價低電價時長增加。時長增加。同時，電價的預測能力成為影響電解水制氫成本的關鍵因素，在實際制氫的過程中，即使實際用電情況即使實際用電情況與理想情況存在偏差，電解水制氫的成本仍處于成本曲線的低谷段，僅浮動與理想情況存在偏差，電解水制氫的成本仍處于成本曲線的低谷段，僅浮動 0.510.51 元元/kg/kg。目前全國最大的并網制氫項目內蒙古鄂爾多斯市烏審旗風光融

80、合綠氫化工示范項目已經正式啟動，利用鄂爾多斯地區豐富的太陽能和風能資源發電制氫，預計項目投產后，制取綠氫能力達 3 萬噸/年。圖表圖表 4040：電網電解水制氫成本：電網電解水制氫成本 項目項目 山西山西 山東山東 廣東廣東 甘肅甘肅 蒙西呼包東蒙西呼包東 蒙西呼包西蒙西呼包西 單位單位 產能產能 產能 1500 1500 1500 1500 1500 1500 標方/h 年工作時間 1915 2644 3837 2875 2516 3127 h/年 年產能 2872500 3966000 5755500 4312500 3774000 4690500 標方 固定資產固定資產 土地安裝 0.0

81、40 0.029 0.020 0.027 0.030 0.025 元/標方 電解槽裝置 0.308 0.223 0.154 0.205 0.234 0.189 元/標方 裝置運維 0.092 0.067 0.046 0.062 0.070 0.057 元/標方 更換費用 0.046 0.033 0.023 0.031 0.035 0.028 元/標方 折舊年限 15 15 15 15 15 15 年 固定資產費用 0.486 0.352 0.243 0.324 0.370 0.298 元/標方 電費電費 耗電量 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 kWh/標方 電價 0.1868

82、0.3935 0.4526 0.2341 0.3080 0.3426 元/kWh 電費 0.8221 1.7313 1.9916 1.0302 1.3552 1.5072 元/標方 原材料原材料 水費 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 元/標方 KOH 耗費 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 元/標方 土地安裝,1.73%電解槽裝置,13.29%裝置運維,3.99%更換費用,1.99%電費,76.84%人工費,1.80%電能量價格71%輸配電度價格8%輸配容量價格14%政府性基金及附

83、加7%24 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 人工費用人工費用 人工費 0.0418 0.0303 0.0208 0.0278 0.0318 0.0256 元/標方 氧氣效益氧氣效益 氧氣售價 2 2 2 2 2 2 元/標方 氧氣銷售比例 50%50%50%50%50%50%氧氣沖減成本 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 元/標方 成本成本 合計成本 1.357 2.120 2.262 1.389 1.764 1.837 元/標方 合計成本 15.20 23.75 25.33 15.55 19.75 20.58 元/kg 年成本 390 8

84、41 1302 599 666 862 萬元 考慮氧氣沖減成本 0.857 1.620 1.762 0.889 1.264 1.337 元/標方 考慮氧氣沖減成本 9.60 18.15 19.73 9.95 14.15 14.98 元/kg 來源：國聯證券研究所 值得注意的是，隨著電源結構和負荷的變化，電價分布未來或將發生變化，上述值得注意的是，隨著電源結構和負荷的變化，電價分布未來或將發生變化，上述成本僅根據成本僅根據 2 2022022 年的電價情況進行測算。年的電價情況進行測算。風光一體化離網風光一體化離網制氫：制氫：離網制氫中的電費成為電源建設費用，假設各省電源建設中風電和光伏裝機各占

85、一半，根據各省的風光發電利用小時數，山西/山東/廣東/甘肅/蒙西呼包東/蒙西呼包西離網制氫成本分別為 15.67/16.52/16.79/15.32/13.91/13.75 元/kg,考慮氧氣沖減后成為為 10.07/10.92/11.19/9.72/8.31/8.15 元/kg。西西部地區制氫成本相較東部地區的經濟優勢更突出，部地區制氫成本相較東部地區的經濟優勢更突出，我國西部地區總體上太陽能和風能資源優于東部，全年利用小時數更多。風光一體化離網制氫受地理條件限制，主要分布在土地資源和風光資源均豐富的西北地區。內蒙古開展了全國首個省級風光制氫一體化項目實施方案，離網制氫項目中鄂爾多斯市“中廣

86、核杭錦旗伊泰化工 20 萬千瓦風光制氫一體化項目”于 2023 年 4月開工，12 月項目正式投產，年制氫能力達 2789.14 噸/年。圖表圖表 4141：風光一體化電解水制氫成本：風光一體化電解水制氫成本 項目項目 山西山西 山東山東 廣東廣東 甘肅甘肅 蒙西呼包東蒙西呼包東 蒙西呼包西蒙西呼包西 單位單位 產能產能 產能 1500 1500 1500 1500 1500 1500 標方/h 年工作時間 1725 1600 1550 1725 1925 1925 h/年 年產能 2587500 2400000 2325000 2587500 2887500 2887500 標方 固定資產固

87、定資產 土地安裝 0.044 0.048 0.049 0.044 0.040 0.040 元/標方 電解槽裝置 0.342 0.369 0.380 0.342 0.306 0.306 元/標方 裝置運維 0.092 0.067 0.046 0.062 0.070 0.057 元/標方 更換費用 0.051 0.055 0.057 0.051 0.046 0.046 元/標方 折舊年限 15 15 15 15 15 15 年 固定資產費用 0.530 0.539 0.533 0.499 0.462 0.449 元/標方 電源造價電源造價 風光單位造價 4 4 4 4 4 4 元/w 耗電量 4.

88、4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 kWh/標方 總造價 3168 3168 3168 3168 3168 3168 萬元 25 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 折舊年限 15 15 15 15 15 15 年 電源費用 0.816 0.880 0.908 0.816 0.731 0.731 元/標方 原材料原材料 水費 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 0.00328 元/標方 KOH 耗費 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 0.0032 元/標方 人工費用人工費

89、用 人工費 0.046 0.050 0.052 0.046 0.042 0.042 元/標方 氧氣效益氧氣效益 氧氣售價 2 2 2 2 2 2 元/標方 氧氣銷售比例 50%50%50%50%50%50%氧氣沖減成本 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 元/標方 成本成本 合計成本 1.399 1.475 1.499 1.368 1.242 1.228 元/標方 合計成本 15.67 16.52 16.79 15.32 13.91 13.75 元/kg 年成本 3619794.822 3540140.732 3486277.046 3539991 3585740.218 3546

90、075.587 萬元 考慮氧氣沖減成本 0.899 0.975 0.999 0.868 0.742 0.728 元/標方 考慮氧氣沖減成本 10.07 10.92 11.19 9.72 8.31 8.15 元/kg 來源：國聯證券研究所 降本路徑及降本空間降本路徑及降本空間 電氫降本路徑：一方面通過增加風電光伏的裝機量，在相同的年工作小時數下，電氫降本路徑：一方面通過增加風電光伏的裝機量，在相同的年工作小時數下，電能量價格下降，或相同的電能量價格下，年電能量價格下降，或相同的電能量價格下，年利用利用小時數上升小時數上升。另一方面通過技術進另一方面通過技術進步，電解槽造價和單位能耗進一步下降步，

91、電解槽造價和單位能耗進一步下降。據 IRENA 預測，2025 年全球堿性電解槽系統性成本將從 2017 年 750EUR/kW 下降至 480EUR/kW，單位能耗從 51kWh/kg 下降至49kWh/kg，隨技術演進，電氫成本仍存在下降空間。以山西省經濟利用小時數下的并網制氫成本的作為典型值，基準利用小時數1915 小時，制氫成本 15.2 元/kg（未考慮氧氣沖減），進行降本潛力測算。根據測算結果，電耗下降對降本貢獻最大，每降低電耗下降對降本貢獻最大，每降低 1%1%的電耗，制氫成本下降的電耗，制氫成本下降 0.96%0.96%。年利用小時數增加對降本有明顯影響，每提升年利用小時數增加

92、對降本有明顯影響，每提升 1%1%的利用小時數，成本降低的利用小時數，成本降低 0.55%0.55%。電解槽造價下降對成本貢獻一般，每降低 1%的電解槽造價使成本下降 0.36%。由于山西經濟利用小時數下的電能量價格已經較低，電能量價格下降對成本貢獻最低，電能量價格每下降 1%，成本僅下降 0.25%。圖表圖表 4242：電解水制氫的降本空間：電解水制氫的降本空間 26 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：國聯證券研究所 綜上所述，山西省綜上所述，山西省并網并網制氫成本可以低至制氫成本可以低至 15.215.2 元元/kg/kg，如果考慮高純度綠氧沖減

93、，如果考慮高純度綠氧沖減成本，則成本，則電電氫成本僅氫成本僅 9.69.6 元元/kg/kg，已低于煤制氫成本，已低于煤制氫成本 11.311.3 元元/kg/kg，并并大幅低于天然氣大幅低于天然氣制氫成本制氫成本 21.821.8 元元/kg/kg。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優。電費成本中輸配電容量價格占比較高，未來或有更多電價優惠扶持政策?？紤]風光一體化惠扶持政策?？紤]風光一體化離網離網制氫，目前制氫，目前各省各省成本約成本約 1313-1717 元元/kg/kg（不含綠氧），（不含綠氧），也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造價、電價也已具備替代潛力。未來隨著電耗、造

94、價、電價(或一體化電源造價或一體化電源造價)的下降和利用小的下降和利用小時數的上升，電解水制氫降本空間整體可達時數的上升，電解水制氫降本空間整體可達 20%20%以上，以上，并網和離網制氫并網和離網制氫均已出現經濟均已出現經濟性拐點。性拐點。2.32.3 西北電氫與下游西北電氫與下游地理地理分布不能匹配分布不能匹配 氫產能及下游氫產能及下游應用應用分布分布 當前國內氫能大部分應用于工業領域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。隨著當前國內氫能大部分應用于工業領域，包括合成氨、合成甲醇及石油化工。隨著長期碳中和目標的提出，氫氣的能源屬性將逐漸顯現，應用領域將逐步拓展至長期碳中和目標的提出，氫氣的能源

95、屬性將逐漸顯現，應用領域將逐步拓展至電力電力、交通、建筑等場景交通、建筑等場景。以中國 2022 年氫產能下游應用為例，其中合成氨氫氣需求 1107萬噸，占 31.1%。合成氨作為化肥和其他化工產品的重要原材料，60%用于農業化肥生產，30%用于工業生產，而交通部門（船舶運輸）和發電部門（摻氨燃燒）占比很低。合成甲醇氫氣需求 925 萬噸，占 26.2%。合成甲醇大部分用于化工合成，主要合成產品為烯烴、甲醛、醋酸、MTBE 以及二甲醛等。石油煉化氫氣需求 823 萬噸，占 23.3%。未來，氫氣因其熱值高，未來，氫氣因其熱值高，質量質量能量密度大的特點能量密度大的特點或或將被廣泛應用于交通領域

96、，將被廣泛應用于交通領域，氫燃料電池汽車比傳統的純電動車具備更長的續航能力。2022 年我國氫燃料電池車累計銷量 12682 輛，加氫站累計建成 274 座，依據中國國家發展和改革委員會發布氫能產業發展長期規劃（2021-2035）提出，到 2025 年燃料電池車輛保有量約為 5 萬輛。同時，因氫氣單位質量的熱值遠大于天然氣，能夠更好地滿足建筑供熱需求而應用于建筑發電等其他領域。-25.00%-20.00%-15.00%-10.00%-5.00%0.00%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%11%12%13%14%15%16%17%18%19%20%小時數增加電能量價格下降電解槽成本下降

97、直流電耗下降 27 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 4343：20222022 年氫流圖年氫流圖 來源：中國氫能聯盟-氫能產業大數據、國聯證券研究所 目前中國氫產能主要分布于東部和中部地區，以化石能源制氫和工業副產氫為主，山東省氫產能位居全國第一，年產量超 500 萬噸。我國合成氨產能主要集中在華東，中南，華北等氮肥消費量較大的地區，甲醇市場中華東、西北和山東的需求量位居前列，目前，目前，氫產能與下游主要應用地域融合程度較高氫產能與下游主要應用地域融合程度較高。將來，電氫產能受限于風光資源，西北地區實現電氫量產，將出現氫產能與下游應用出現地域錯

98、配，因此，電氫想要實現產業替代還須考慮電氫想要實現產業替代還須考慮運輸運輸成本或下游配套成本。成本或下游配套成本。圖表圖表 4444：氫氣產能及下游應用：氫氣產能及下游應用 28 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：中國氫能聯盟-氫能產業大數據、國聯證券研究所 2.42.4 電氫運輸成本電氫運輸成本居高不下居高不下 氣氫拖車短距運輸優勢顯著，但無法適應西北制氫外運氣氫拖車短距運輸優勢顯著，但無法適應西北制氫外運 氣氫拖車是目前國內最成熟的氫氣運輸形式，我國氫氣管束式集裝箱和氫氣長管拖車大多采用鋼制大容積無縫高壓氣瓶和鋼制內膽碳纖維環向纏繞氣瓶，工作壓力

99、通常為 20Mpa，單次運輸氫氣質量小，運輸效率低，適用于 200 公里以內的短距離運輸。綜合市場上管束式氫氣集裝箱的平均輸氫量，假設 20/30/45MPa 管束式集裝箱最大可運輸氫氣質量 340/650/950 千克，管束式集裝箱費用 60/70/80 萬，單位壓縮電耗2/4.5/6kWh/kg，則運距 500 公里的運輸成本高達 7 元/kg 以上。圖表圖表 4545：氣氫拖車運輸成本：氣氫拖車運輸成本 圖表圖表 4646：氣氫拖車運輸參數假設：氣氫拖車運輸參數假設 長管拖車運輸氫氣成本匯總長管拖車運輸氫氣成本匯總 運輸距離（km）20MPa 30MPa 45MPa 50 3.08 3.

100、22 3.69 100 4.09 3.73 4.06 150 5.10 4.23 4.43 200 6.12 4.73 4.80 250 7.13 5.23 5.17 300 8.14 5.73 5.54 350 9.15 6.23 5.92 400 10.16 6.73 6.29 450 11.17 7.23 6.66 500 12.18 7.73 7.03 基本參數設置基本參數設置 20MPa 運氫量（kg）30MPa 運氫量（kg）45MPa 運氫量（kg）340 650 950.0 20MPa 集裝箱價格（萬）30MPa 集裝箱價格（萬）45MPa 集裝箱價格（萬）60 70 80 2

101、0MPa 壓縮電耗（kWh/kg）30MPa 壓縮電耗（kWh/kg）45MPa 壓縮電耗（kWh/kg）2 4.5 6 油費（元/L）電價（元/kWh）過路費（元/Km）6.2 0.5 0.9 人工費（萬）氫氣殘留損失率 氫氣卸載時間（h）20 10%-20%4 29 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：氫氣儲運技術的發展現狀與展望曹文軍、國聯證券研究所 來源：制氫、儲運和加注全產業鏈氫氣成本分析單彤文等、國聯證券研究所 液氫運輸目前尚不經濟，我國液氫產能較小液氫運輸目前尚不經濟，我國液氫產能較小 液氫運輸液氫運輸目前尚不經濟，目前尚不經濟，將來有望

102、實現遠距離、大規模運輸。將來有望實現遠距離、大規模運輸。中國民用液氫領域尚處于空白，低溫液氫廣泛應用于航天和軍事領域。國內氫氣液化技術尚不成熟，技術壁壘高，核心設備受制于國外，導致設備成本高昂，液氫運輸優勢需要在長距離運輸中才能夠體現。同時，國內暫時缺乏液氫相關的技術標準和政策規范，液氫布局的企業較少，但相較于氣氫拖車運輸，液罐車單次運輸氫氣質量為氣氫拖車的 10 倍（3000-4000kg），氫氣密度和運輸效率明顯提高。假設 5TPD/15TPD 液氫裝置單位成本分別是 7.3/4.87 元/kg，單位能耗 10.0/8.0kWh/kg，液氫罐車單次輸氫量 4000kg，液化單位能耗 15k

103、Wh/kg，則運距 500 公里的氫氣運輸成本在 9 元/kg 以上。產能上看，全球液氫產能達到 485TPD，其中，美國總產能 326TPD，中國總產能僅 6TPD，液氫工廠有海南文昌基地，西昌基地和北京 101 所，均服務于航空航天領域，產能最大的文昌基地也只有 2.5TPD，實現液氫遠距離運輸仍然任重道遠。圖表圖表 4747：液氫罐車運輸成本：液氫罐車運輸成本 圖表圖表 4848：液氫運輸參數假設：液氫運輸參數假設 液氫罐車儲運成本測算液氫罐車儲運成本測算(元元/kg/kg）運輸距離（km）5TPD 液氫裝置 15TPD 液化裝置 50 14.85 8.92 100 14.89 8.96

104、 150 14.94 9.01 200 14.98 9.05 250 15.03 9.10 300 15.07 9.14 350 15.12 9.19 400 15.16 9.23 450 15.21 9.28 500 15.25 9.32 基本參數設置基本參數設置 5TPD 液氫固定成本（元/kg）5TP 液化裝置單位能耗（kWh/kg）液氫罐車最大運氫量（kg）7.3 10 4000 15TPD 液氫固定成本（元/kg）15TP 液化裝置單位能耗（kWh/kg）液氫殘留損失率（%）4.87 8 0.7 液氫卸載時間（h）電價（元/kWh）過路費（元/kg）0.5 0.5 0.9 人工費（萬

105、）耗油量（L/100Km）柴油價格（元/L）20 35 6.2 來源：規?；瘹湟夯b置未來技術路線分析張振揚等、國聯證券研究所 來源：氫氣存儲及運輸技術現狀及分析、國聯證券研究所 管道輸氫適用大規模集中輸氫，具備一定發展潛力管道輸氫適用大規模集中輸氫，具備一定發展潛力 管道輸氫管道輸氫依賴于依賴于利用率，低利用率下成本較高，但利用率，低利用率下成本較高，但未來未來在在調配區域間氫能分布最調配區域間氫能分布最具優勢具優勢。管道運輸壓力相對較低，一般為 1.04.0MPa，具有過程連續輸氫量大、能耗小等特點。雖然管道后期建設成本較低，但前期建造的一次性投資大，不適合作為氫能發展初期的運輸方式，中國

106、可再生能源豐富的西北地區有望成為未來電解水制氫的主要生產地，而能源消耗主要分布在東部沿海地區，目前國內暫時無法通過管道運輸實現大規模的區域間氫能調配。以中國某地區管道運輸數據為參考，氫氣資源主要來源于 7 個制氫廠，下游市場輻射 8 各市，假設管道成本 524 萬/Km，管材造價 31100元/噸，折舊 15 年，管道運維費用為管道固定資產投入的 5%，氫氣壓縮單位能耗1kWh/kg，站場配套工程 28.79 萬/Km，則對應西北電氫利用小時數下 500km 時的運輸成本高達近 15 元/kg。30 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 4 月 10 日，中國

107、石化宣布“西氫東送”輸氫管道示范工程已被納入石油天然氣“全國一張網”建設實施方案，國內首個純氫長輸管道項目正式啟動，全長共計 400公里，起始于內蒙古自治區烏蘭察布市，終點位于北京市的燕山化石，一期運力為 10萬噸/年，標志著我國氫氣長距離輸送管道進入新發展階段。圖表圖表 4949：管道運輸參數假設：管道運輸參數假設 管道輸氫成本測算管道輸氫成本測算(元元/kgkg)運輸距離（km）管道固定投資費用 站場費用 壓縮機 合計成本 管道折舊 管道維護費用 管材造價 壓氣站建設費用 壓縮電耗 元/KG 元/Nm 50 0.74 0.04 6.22 0.09 0.50 7.58 0.67 100 1.

108、47 0.07 6.22 0.13 0.50 8.39 0.75 150 2.21 0.11 6.22 0.17 0.50 9.20 0.82 200 2.94 0.15 6.22 0.21 0.50 10.02 0.89 250 3.68 0.18 6.22 0.25 0.50 10.83 0.96 300 4.41 0.22 6.22 0.29 0.50 11.64 1.04 350 5.15 0.26 6.22 0.33 0.50 12.45 1.11 400 5.88 0.29 6.22 0.37 0.50 13.27 1.18 450 6.62 0.33 6.22 0.41 0.50

109、 14.08 1.25 500 7.35 0.37 6.22 0.45 0.50 14.89 1.33 來源：長距離氫氣管道運輸的技術經濟分析朱珠、氫氣制備和儲運的狀況與發展李星國、氫的高壓與液化儲運研究及應用進展余海帥等、國聯證券研究所 目前國內氣氫拖車運輸的經濟性明顯，且廣泛用于商品氫氣運輸。而國外大多采用液氫運輸，運輸方式已較為成熟，同時，國內管道建設與西方國家仍存在較大差距，美國氫氣管道規模最大，總里程達到 2720km，歐洲輸氫總里程也已突破 1500km，我國氫能產業起步較晚，自主建設的典型純輸氫管道共有 3 條，總里程數不足 100km。因此，適用于遠距的管道運輸和液氫運輸受限于

110、技術壁壘和基礎設施建設，運輸成本暫時高于氣氫拖車。按考慮氧氣沖減的按考慮氧氣沖減的電電氫成本氫成本 1010 元元/kg/kg 計算，計及運輸成本后，計算，計及運輸成本后，電電氫利用成本達到氫利用成本達到 1616-1818 元元/kg/kg，目前比煤制氫成本相，目前比煤制氫成本相對較高，對較高，電電氫經濟性大幅減弱，氫經濟性大幅減弱，盡管仍低于天然氣制氫，但氫氣盡管仍低于天然氣制氫，但氫氣實際所需運距較長實際所需運距較長，運往，運往現存現存下游下游產能依然產能依然受限受限。圖表圖表 5050：不同氫氣運輸方式成本對比：不同氫氣運輸方式成本對比 6.12 7.13 8.14 9.15 10.1

111、6 11.17 12.18 4.73 5.23 5.73 6.23 6.73 7.23 7.73 4.80 5.17 5.54 5.92 6.29 6.66 7.03 14.98 15.03 15.07 15.12 15.16 15.21 15.26 9.05 9.10 9.14 9.19 9.23 9.28 9.33 10.02 10.83 11.64 12.45 13.27 14.08 14.89 0.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.00200250300350400450500氫運輸成本(元/kg)運距(km)20MPa氣氫拖車30MPa

112、氣氫拖車45MPa氣氫拖車5TPD液化裝置15TPD液化裝置管道運輸 31 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：國聯證券研究所 2.52.5 西北氫氨一體化生產具備可行性西北氫氨一體化生產具備可行性 進一步考慮就地消納進一步考慮就地消納電電氫，以在氫，以在西北西北項目地新建合成氨工廠為例，測得項目地新建合成氨工廠為例，測得電電氫氫加上加上新建新建合成氨合成氨配套配套裝置裝置后后附加附加成本成本約約為為 2.52.5 元元/kg/kg，合計質量成本，合計質量成本約約為為 12.512.5 元元/kg/kg，具，具備可行性。備可行性。我們選取“大安風光制綠

113、氫合成氨一體化示范項目”作為測算基準，根據大安風光制綠氫項目招標文件，制氫合成氨部分總投資 254977.93 萬元，規劃安裝 PEM 制氫設備 50 套（單套 1000Nm3/h），堿液制氫設備 36 套（單套 200 Nm3/h），制氫能力46000Nm3/h，儲氫裝置 60000Nm3氫氣，1 套 18 萬噸合成氨裝置，按照制氫設備合計費用 6.6 億，儲氫裝置合計費用 3 億，估算得合成氨裝置投資額約為 15.9 億，按固定投資均攤至耗氫量，單位氫氣附加成本約 2.5 元/kg?？紤]考慮配套建設配套建設合成氨合成氨裝置裝置時，整體成本時，整體成本約約為為 12.512.5 元元/kg/

114、kg，已經非常接近煤制氫成，已經非常接近煤制氫成本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且本，考慮到煤制氫也有一定的運輸半徑，且電電氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫氫成本仍有較大下降空間，因此綠氫+綠氨綠氨模式或已具備產業替代經濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產能。模式或已具備產業替代經濟性，形成綠氫、綠氧、綠氨一體化產能。圖表圖表 5151：就地消納增量成本估算（以建合成氨廠為例）就地消納增量成本估算（以建合成氨廠為例）新建下游配套增量成本估算新建下游配套增量成本估算 制氫合成氨項目總金額（億）25.5 合成氨產能（萬噸/年）18 單噸氫耗（Nm3/噸）2016 耗氫量（萬 Nm3）36288

115、堿液制氫設備（1000Nm3/h）單價（萬/套）1000 臺數（套）36 總額（億元）3.6 PEM 制氫設備（200Nm3/h）單價（萬/套）600 臺數（套）50 總額（億元）3 制氫設備合計費用（億）6.6 儲氫裝置費用（億）3 合成氨裝置費用估算（億）合成氨裝置費用估算（億）15.915.9 裝置使用年限 20 新建下游配套附加成本（元新建下游配套附加成本（元/Nm/Nm3 3)0.220.22 新建下游配套附加成本（元新建下游配套附加成本（元/kg)/kg)2.52.5 電解水制氫成本（元/Nm3）10 新建下游配套合計質量成本（元新建下游配套合計質量成本（元/kg/kg）12.51

116、2.5 來源：中國電力設備信息網，北極星氫能網，國聯證券研究所 3 3 電氫替代加速電氫替代加速，行業放量行業放量空間較大空間較大 32 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 3.13.1 產業政策扶持產業政策扶持電電氫項目開發提速氫項目開發提速 多地政策從生產直接補貼、電價補貼、電力交易政策、資源配套等方面對多地政策從生產直接補貼、電價補貼、電力交易政策、資源配套等方面對電電氫項氫項目給予扶持，以改善目給予扶持，以改善電電氫氫系統系統經濟性。經濟性。1）直接補貼直接補貼，現有地方政策規定首年按照 15 元/kg 給予補貼，補貼額度按比例逐年退坡，如吉林省、濮

117、陽市；2）電價優惠電價優惠，或給予一定電力交易政策支持，如深圳市、攀枝花市，以深圳市“電解制氫設施谷期用電量超過 50%的免收基本電費”政策為例，如果按照谷用電進行控制，并以前文廣東省電費占比進行測算，則該政策可減少約 75%電解水制氫成本；3）資源配套資源配套，主要是風電光伏開發資源，如湖北省、濮陽市。圖表圖表 5252：部分綠氫生產補貼政策：部分綠氫生產補貼政策 政策類型政策類型 時間時間 地區地區 政策名稱政策名稱 主要內容主要內容 生產直接生產直接補貼補貼 2022.12 吉林省 支持氫能產業發展若干政策措施(試行)對年產綠氫對年產綠氫 100 100 噸以上噸以上(含含 100100

118、 噸噸)的項目的項目，以首年每首年每公斤公斤 1515 元元的標準為基數，采取逐年退坡的方式第 2年按基數的 80%、第 3 年按基數的 60%),連續 3 年給予補貼支持，每年最高補貼 500 萬元。2022.07 濮陽市 濮陽市促進氫能產業發展扶持辦法的通知 對綠氫出廠價格不高于同純度工業副產氫平均出廠價對綠氫出廠價格不高于同純度工業副產氫平均出廠價格且用于本市加氫站加注的格且用于本市加氫站加注的，按照年度累計供氫量給予補助。首年給予每千克首年給予每千克 1515 元補貼，元補貼，此后逐年按 20%退坡，每年最高不超過 500 萬元。對綠氫制備企對綠氫制備企業給業給予一定風電、光伏等指標配

119、備支持。予一定風電、光伏等指標配備支持。電價電價/電電力交易力交易 2020.12 內蒙古自治區 內蒙古自治區促進燃料電池汽車產業發展若干措施（試行）（征求意見稿）對符合條件的企業在制氫、儲氫、加氫等生產運輸環節對符合條件的企業在制氫、儲氫、加氫等生產運輸環節用電，用電，在燃料電池汽車電堆、膜電極、雙極板、質子交換膜、碳紙、空氣壓縮機、氫氣循環系統等基礎材料和關鍵零部件制造環節用電，可享受自治區戰略性新興可享受自治區戰略性新興特色優勢產業最低優惠電價。特色優勢產業最低優惠電價。2022.07 深圳市 深圳市氫能產業創新發展行動計劃 2022-2025 年)(征求意見稿)站內電解水制氫用電價格執

120、行蓄冷電價政策，電解制電解制氫設施谷期用電量超過氫設施谷期用電量超過 50%50%的免收基本電費。的免收基本電費。2022.11 攀枝花市 關于支持氫能產業高質量發展的若干政策措施（征求意見稿)支持制氫產業發展，其增量用電量執行單一制輸配電其增量用電量執行單一制輸配電價價 0.105 0.105 元元/kWhkWh(含線損）含線損），電解氫項目建成后次年納電解氫項目建成后次年納入全水電交易范圍入全水電交易范圍。2022.07 成都市 成都制造“1+7”政策體系（征求意見稿)支持符合條件的新型電池、電解水制氫、光伏等綠色高載能企業和重點優勢企業納入全水電交易。納入全水電交易。2022.06 成都

121、市 成都市優化能源結構促進城市綠色低碳發展行動方案 統籌推進“制儲輸用”全鏈條發展，加快建設“綠氫之都”對綠電制氫項目市、區(市)縣兩級聯動給予給予 0.150.15-0.2 0.2 元元/kWhkWh 的電費支持。的電費支持。資源配套資源配套 2022.11 湖北省 關于支持氫能產業發展的若干措施 對在可再生能源富集地區發展水規模電解水制氫,按照 1000Nm3/h 制氫能力、獎勵獎勵 50MW50MW 風電或光伏開發風電或光伏開發資源并視同配置儲能資源并視同配置儲能。支持電解制氫企業用電參與市場化交易。來源：2022 中國電解水制氫產業藍皮書，中國氫能聯盟，各省政府官網，國聯證券研究所 3

122、3 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 電電氫項目落地加速，項目業主來源廣泛，下游企業投資意愿較強。氫項目落地加速，項目業主來源廣泛，下游企業投資意愿較強。據高工氫電統計，2023 年第一季度共有 11 個綠氫項目簽約或開工，共涉及到綠氫產能超 100 萬噸/年，項目總投資近 500 億。以中國石化、中國化學、寶豐能源為代表的化工企業，以華電集團、國家電投、中能建等為代表的電力企業加速推進電氫應用項目落地。圖表圖表 5353：2 2022022-20232023 年部分已簽約或開工的綠氫項目年部分已簽約或開工的綠氫項目 項目名稱項目名稱 相關企業相關企業 制

123、氫能力制氫能力 風電容量風電容量（MWMW）光伏容量光伏容量（MWMW）大安風光制氫合成氨一體化示范項目 大安吉電綠氫能源有限公司 3.2 萬噸/年 700 100 內蒙古豐鎮風光制氫一體化項目 國富氫能、龍源新能源、中國機械設備 40 噸/天 新疆光伏綠電制氫源網荷儲一體化項目 伊寧市聯創城市建設集團 2000m3/h 1000 國能寧東可再生氫碳減排示范 國華投資寧夏分公司 2 座20000Nm3/h 620 中能建松原氫能產業園 中能建氫能源有限公司 45000Nm3/h 800 100 陽原縣風光制氫合成綠氫項目 中鐵十五局、中國電力 90 萬噸/年 2100 300 內蒙古寶豐“40

124、 萬噸綠氫+260 萬噸煤制烯烴”內蒙古寶豐煤基新材料有限公司 40 萬噸/年 達拉特旗光儲氫車零碳生態鏈示范項目 中國氫能有限公司 30000Nm/h 400 烏審旗風光融合綠氫化工示范項目 中國石化 1 萬噸/年 319.5 準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目 三峽集團 1 萬噸/年 400 達茂旗風光制氫與綠色靈活化工一體化項目 國家電投 1.78 萬噸/年 200 200 達茂旗 20 萬千瓦新能源制氫工程示范項目 內蒙古華電 7800 噸/年 200 來源：2022 中國電解水制氫產業藍皮書，中國氫能聯盟，各省政府官網，國聯證券研究所 3.23.2 電電氫替代氫替代供需供需兩側潛力兩

125、側潛力均均大大 電氫需求側主要看國內氫氣需求，電氫供給主要看新能源發電供給。電氫需求側主要看國內氫氣需求，電氫供給主要看新能源發電供給。2 2023023-20252025年電氫需求滲透率預計僅為年電氫需求滲透率預計僅為 1 1.4%/2%.4%/2%/3.5%3.5%從需求端來看，從需求端來看，我們對十四五時期氫氣在化工、交通等領域的應用進行了測算，在不考慮燃料用途大幅增長的情況下，預計到 2025 年氫能總體需求變化不大，保守預計 2025 年氫氣年需求合計約 3700 萬噸，氫氣整體需求 3 年 CAGR 為 1.7%。其中，化工領域用氫占比仍然最大，合成氨、合成甲醇、石油煉化合計需求約

126、 3008 萬噸，占氫總需求量 81%;交通運輸領域用氫 39 萬噸，占比不足 2%。圖表圖表 5454：氫氣需求預測：氫氣需求預測 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2030E 合成氨合成氨 合成氨產量（萬噸）5909.2 6000 6000 6000 6000 6000 單位耗氫（t 氫氣/t 氨）0.162 0.185 0.185 0.185 0.185 0.185 34 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 所需氫量（萬噸）959.41 1107 1107 1107 1107 1107 合成甲醇合成甲醇 甲醇產量（萬噸）7816.

127、38 8131.28 8261.38 8393.56 8527.86 9816.67 單位耗氫（t 氫氣/t 甲醇）0.12 0.11 0.12 0.12 0.12 0.12 所需氫量（萬噸）971.76 925 991.37 1007.23 1023.34 1178 石油煉化石油煉化 原油加工量（萬噸）70355.4 67589.7 67500 67500 67500 67500 單位耗氫 1.42%1.22%1.30%1.30%1.30%1.30%所需氫量（萬噸）995.69 823 877.5 877.5 877.5 877.5 其他需求其他需求 氫氣燃料電池車 燃料電池汽車當年銷量（輛

128、）1586 3367 7383 11813 20499 燃料電池汽車累計銷量（輛）8938 12305 19688 31501 52000 250000 每百公里氫耗（kg/百公里）5 5 5 5 5 5 年里程（萬公里）15 15 15 15 15 15 所需氫量（萬噸）6.7 9.23 14.77 23.63 39 187.5 其他用途 534.39 668.77 670 670 670 670 氫氣合計需求氫氣合計需求 合計值（萬噸）3467.95 3533.00 3660.63 3685.35 3716.84 4020.00 來源：國家統計局，中國氫能聯盟，煤制氫與天然氣制氫成本分析及

129、發展建議，碳中和目標下氫冶金減碳經濟性研究，國聯證券研究所 電電氫滲透率有望加速提升。氫滲透率有望加速提升。隨著電氫經濟性提升及國家政策鼓勵，電氫占比有望持續提升，進而推動電解水制氫系統需求高增。根據我們測算，假設 2023-2025 年電解水制氫滲透率分別為 1.4%/2%/3.5%，并假設單套制氫系統產氫量為 1500 方/h，則新增電解槽分別達 379/875/2265 臺，對應裝機需求約為 2.4/5.5/14.3GW。圖表圖表 5555：電解水制氫總需求及電解槽裝機預測：電解水制氫總需求及電解槽裝機預測 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2030E 氫氣合計需求

130、氫氣合計需求 3467.953467.95 35333533 3660.633660.63 3685.353685.35 3716.843716.84 40204020 煤制氫 62.00%57.90%59.13%58.80%57.63%49.05%天然氣制氫 19.00%22.33%21.56%21.41%21.23%19.63%工業副產氫 18.00%18.46%17.81%17.69%17.54%16.22%電解水制氫 1.00%1.22%1.40%2.00%3.50%15.00%其他制氫 0.00%0.08%0.10%0.10%0.10%0.10%電解水制氫總需求（萬噸）電解水制氫總需

131、求（萬噸）34.6834.68 43.1043.10 51.2551.25 73.7173.71 130.09130.09 603603 產氫量（Nm/h）1500 1500 1500 1500 1500 1500 直流電耗（kWh/Nm）4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 全年工作小時數（h）4500 4500 3500 2800 2300 1900 電解槽設備數量（臺）577 717 1097 1972 4237 23773 電解槽裝機需求量（GW）3.64 4.52 6.91 12.42 26.69 149.77 新增電解槽設備（臺）140 379 875 2265 電解槽新

132、增裝機量（GW）0.88 2.39 5.51 14.27 來源：國家統計局，中國氫能聯盟，煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，碳中和目標下氫冶金減碳經濟性研究，國聯證券研究所 35 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 預計預計 2 2023023-20252025 年新增電氫僅占新增風光裝機的年新增電氫僅占新增風光裝機的 1 1.49%/2.76%/7.13%.49%/2.76%/7.13%從供給端來看，電解水制氫占比有限，并不能完全解決從供給端來看，電解水制氫占比有限，并不能完全解決新新能源消納問題。能源消納問題。我們假設 2023-2025 年新能源裝

133、機為 160/200/200GW，則 2023-2025 年電解槽總裝機占新能源總整體比例僅為 0.75%/1.11%/2.03%，新增電解槽占新增新能源裝機的比例僅為1.49%/2.76%/7.13%?？梢?，新能源消納仍需火電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能、需求側響應等多管齊下，共同解決。根據根據中國氫能聯盟預測中國氫能聯盟預測，至至 20302030 年，年，電電氫下游氫下游需求需求替代滲透率替代滲透率可達可達 15%15%，屆時，屆時，占可再生能源占可再生能源供給供給比例僅達比例僅達 6.46%6.46%，供給和需求側供給和需求側均無明顯的產業發展瓶頸，經濟性均無明顯的產業發展瓶頸，經濟

134、性成為成為驅動驅動產業產業放量的首要因素放量的首要因素。圖表圖表 5656：電解水制氫裝機占可再生能源裝機比例：電解水制氫裝機占可再生能源裝機比例 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2030E 電解水制氫總需求（萬噸）電解水制氫總需求（萬噸）34.6834.68 43.1043.10 51.2551.25 73.7173.71 130.09130.09 603603 可再生能源裝機（可再生能源裝機（GWGW）634.88634.88 757.88757.88 917.88917.88 1117.881117.88 1317.881317.88 2317.882317.88

135、 可再生能源新增裝機（GW）122.99 160 200 200 電解槽裝機/可再生能源裝機 0.57%0.60%0.75%1.11%2.03%6.46%新增電解槽裝機/新增可再生能源裝機 0.72%1.49%2.76%7.13%來源：國家統計局，中國氫能聯盟，煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議，碳中和目標下氫冶金減碳經濟性研究，國聯證券研究所 3.33.3 從從 0 0-1 1，相關電解槽公司爭相布局，相關電解槽公司爭相布局 電氫賽道風起云涌，電解槽電氫賽道風起云涌，電解槽系統系統率先放量，率先放量，20222022 年國內電解槽設備出貨量同比年國內電解槽設備出貨量同比20212021 年

136、翻倍。年翻倍。2021 年之前，聚焦電解水制氫設備制造的廠商主要包括派瑞氫能、考克利爾競立、天津大陸等深耕多年的頭部企業，2021 年起，風電、光伏、氫能產業鏈企業先后布局電解槽業務，行業出貨量大增。據 GGII 統計，2021/2022 年中國電解水制氫設備出貨量分別約 350MW/722MW。電解槽行業仍處于高速增長階段，競爭格局尚不穩定。電解槽行業仍處于高速增長階段，競爭格局尚不穩定。2021 年，考克利爾競立（出貨量 160MW）、派瑞氫能、山東賽克賽斯氫能位居電解槽出貨量前三；2022 年考克利爾競立（出貨量 230MW，占比 31.9%）、派瑞氫能、隆基氫能（首次切入前三）位居出貨

137、量前三，行業 CR3 達 73%，同比同比 20212021 年下降約年下降約 1010 個百分點。個百分點。從產能來看，從產能來看，據勢銀(Trend Bank)統計，2022 年中國堿性電解槽企業已披露產能接近 11GW，質子交換膜制氫設備的產能已超過百兆瓦級。堿性電解水制氫路線相對成熟，投資成本低，當前占據主導地位。36 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 5757：20222022 年中國電解槽出貨市占率年中國電解槽出貨市占率 圖表圖表 5858：20222022 年中國電解槽企業產能年中國電解槽企業產能 電解水裝備企業電解水裝備企業 20

138、222022 年產能年產能 派瑞氫能科技有限公司 1.5GW（ALK+PEM）西安隆基氫能科技有限公司 1.5GW 考克利爾競立(蘇州)氫能科技有限公司 1GW 天津市大陸制氫設備有限公司 1GW 陽光氫能科技有限公司 1GW 蘇州希倍優氫能源科技有限公司 1GW 山東奧揚新能源科技股份有限公司 1GW 北京中電豐業技術開發有限公司 0.5GW 航天思卓氫能科技有限公司 0.5GW 深圳市瑞麟科技有限公司 0.3GW 深圳市凱豪達氫能源有限公司 300 臺套 山東塞克塞斯氫能源有限公司 百兆瓦級產能 江蘇國富氫能技術裝備股份有限公司 0.25GW 來源：GGII，國聯證券研究所 來源：Tren

139、d Bank，國聯證券研究所 從產品性能來看，從產品性能來看，ALKALK 制氫電解槽普遍向高產氫量、低能耗、快速響應發展。制氫電解槽普遍向高產氫量、低能耗、快速響應發展。據GGII 統計，截至 2022 年 12 月，國內推出 1000 標方及以上大標電解水制氫設備的廠商超過 25 家，明陽智能和派瑞氫能均已下線 2000 Nm/h 電解槽，為目前全球最大的單體堿性水電解制氫裝備；單位電耗方面，主流企業的電解槽直流電耗集中在4.34.6kWh/Nm3H2區間，差異總體較小，隆基、中電豐業、明陽智能最新產品直流電耗最低已少于 4.0kWh/Nm3H2，處于領先水平。在行業尚處早期階段，技術研發

140、能力強、產品更新迭代快的企業有望在激烈的競爭中獲得相對優勢；電流密度方面，目前的行業領先水平可達到 6000A/m2；快速響應方面，考慮到未來需要適應風光發電靈活波動，電解槽負載調節速度和范圍對成本有較大影響，目前行業負載范圍領先水平已可達 20%-200%。PEM 制氫方面，截止到現在，國內可量產 PEM 制氫均在兆瓦級，單槽產氫量最高可達 200Nm/h，較 2021 年最大功率單 PEM 電解槽 50Nm/h,取得了較大突破。圖表圖表 5959：電解槽設備廠商產品參數對比（截至：電解槽設備廠商產品參數對比（截至 2 2023023 年年 4 4 月月 2 2 日）日）公司類型公司類型 公

141、司名稱公司名稱 型號型號 技術路線技術路線 單臺最大產單臺最大產氫量氫量 直流電耗直流電耗 產氫壓力產氫壓力 電流密度電流密度 負載范圍負載范圍 （Nm3/hNm3/h）（kWkWh/Nm3H2h/Nm3H2）（Mpa)Mpa)(A/m2)(A/m2)傳統電解水傳統電解水制氫設備頭制氫設備頭部企業部企業 中船 718（派瑞氫能）CDQ ALK 2000 4.3 1.52.5 50%100%SDQ PEM 300 5.4 0.13.2 10%100%考克利爾競立 DQ ALK 1500 4.2 1.6 最高 6000 天津大陸 FDQ ALK 1000 4.4 3 30%100%傳統電解水傳統電

142、解水制氫設備二制氫設備二線企業線企業 塞克塞斯氫能 QLE/S PEM 200 5 03 0%100%中電豐業 HELA2000Plus ALK 3000 3.664.78 20%110%73%27%TOP3企業：考克利爾競立+派瑞氫能+隆基氫能其他企業 37 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 HGPS PEM 400 3.2 凱豪達氫能源 ALK 1000 4.0 1.6 光伏產業鏈光伏產業鏈企業企業 隆基綠能 Lhy-A1000 ALK 1500 3.94.4 1.6（可調）25%115%ALK Hi1 ALK 4.04.1 3000 陽光電源 SHM

143、E ALK 1000 1.8 25%110%SHT PEM 200 3 5%110%天合光能“天擎”系列 ALK 1000 降低 10%15%提高約50%75%25%120%雙良節能 ALK 1000 4.24.8 1.6 30004000 風電產業鏈風電產業鏈企業企業 明陽智能 ALK 2500 最低 3.87 40005000 10%110%華電重工 ALK 1200 4.6 提高約 30%氫能產業鏈氫能產業鏈企業企業 昇輝科技 ALK 1000 4.6 1.6 提高 30%以上 20%115%國富氫能 ALK 1000 4.4 PEM 200 蘇州希倍優 D 系列 ALK 1000 4.

144、5 1.6 3200 20%110%其他企業其他企業 華光 環能 ALK 1500 4.2 3.2 最高 6000 10%200%奧揚科技 ALK 2000 4.4 20%110%億利潔能 ALK 1000 4.34.6 0.81.6 20%100%來源：公司官網，公司公告，國聯證券研究所 上市公司積極布局氫能，產業協同明顯。上市公司積極布局氫能，產業協同明顯。當前制氫電解槽企業整體可分為四類：1 1）傳統電解水制氫設備頭部企業及二線企業，）傳統電解水制氫設備頭部企業及二線企業，這類企業具備先發優勢和規模優勢，團隊在產品研發和商業化運作方面更為成熟，品牌和客戶積累雄厚；2 2）風電光伏產）風電

145、光伏產業鏈企業，業鏈企業，具備原本業務所積累的供應鏈優勢、產能優勢以及人才優勢，如隆基綠能、雙良節能、華電重工；3 3）氫能產業鏈企業，）氫能產業鏈企業，實現氫氣“制、儲、輸、用”環節全鏈條發展，以下游業務協同布局拉動上游氫源業務，如昇輝科技；4 4）其他能源）其他能源裝備裝備企企業，業，具備裝備制造的豐富經驗，或下游自有化工一體化項目可供綠氫消納，如億利潔能等。圖表圖表 6060：（擬）上市公司布局氫：（擬）上市公司布局氫能產品協同點能產品協同點 公司公司類型類型 公司名稱公司名稱 主營業務主營業務 業務協同點業務協同點 光伏光伏產業產業鏈企鏈企業業 隆基綠能 主要從事單晶硅棒、硅片、電池和

146、組件單晶硅棒、硅片、電池和組件的研發、生產和銷售 核心技術團隊來自蘇州競立；核心技術團隊來自蘇州競立；公司于 2021 年入局，已先后在西安、無錫新建電解水制氫設備基地，目前已與萬華化學、中國石化達成戰略合作，具備品牌和下游客戶渠道優勢 陽光電源 主要產品有光伏逆變器光伏逆變器、風電變流器、儲能系統、新能源汽車驅動系統、水面光伏系統、智慧能源運維服務等 與中科院大連化物所合作研發與中科院大連化物所合作研發 PEMPEM 電解槽電解槽，公司于 2019 年入局，是最早涉足氫能的新能源企業之一，已簽多個光伏制氫項目，2021 年成立全資子公司陽光氫能 天合光能 1）光伏產品包括光伏電池、組件；光伏

147、電池、組件；2）光伏系統包括系統產品業務及光伏電站業務；3）智慧能源包括儲能解決方案、光伏發電及運維服務等 協同光伏業務 38 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 雙良節能 1）節能節水系統節能節水系統，包括:澳化冷熱機組、換熱器、空冷器系統等；2）新能源系統，包括多晶硅還原爐多晶硅還原爐及其模塊、大尺寸單晶硅錠和硅片等 與上海交通大學合作研發與上海交通大學合作研發，公司現有裝備部分可用于氫能公司現有裝備部分可用于氫能領域（換熱器），領域（換熱器），目前在建制氫廠房，預計 2023 年 4 月底完工 風電風電產業產業鏈企鏈企業業 明陽智能 1)大型風力發電機

148、組風力發電機組及其核心部件的研發、生產、銷售:2)風電場及光伏電站風電場及光伏電站開發、投資、建設和智能運營管理。協同原有風電業務，依托風機業務的客戶渠道協同原有風電業務，依托風機業務的客戶渠道，在整機制造領域積累了供應鏈優勢、產能優勢 華電重工 公司是工程整體解決方案供應商工程整體解決方案供應商，主要在物料輸送系統工程、熱能工程、高端鋼結構工程、海洋工程、工業噪聲治理工程、氫能等方面提供工程系統整體解決方案。與高校合作研發，依托華電集團，具備渠道優勢，依托華電集團，具備渠道優勢，已簽訂華電達茂旗 20 萬千瓦新能源制氫工程示范項目 氫能氫能產業產業鏈企鏈企業業 昇輝科技 公司主營高低壓電氣成

149、套設備領域高低壓電氣成套設備領域（主要面向工業用電氣和民用電氣兩類客戶），LEDLED 照明及智慧社區領域照明及智慧社區領域；氫能業務為新增板塊，主要包括制氫電解槽、氫車運營和氫能制氫電解槽、氫車運營和氫能相關電氣設備。相關電氣設備。核心技術團隊來自蘇州競立核心技術團隊來自蘇州競立，依托自有的電氣設備制造優勢，擁有氫能相關領域配套電氣設備的生產制造能力；下游氫車運營協同布局以拉動上游氫源業務。國富氫能 主營業務收入產品為車載高壓供氫系統和加氫站成套設車載高壓供氫系統和加氫站成套設備備，儲備產品包括水電解制氫設備、氫液化裝備、液氫容器等產品 100Nm100Nm/hPEM/hPEM 電解槽和卡沃

150、羅合作開發，電解槽和卡沃羅合作開發，公司在氫氣“制、儲、輸、用”環節全鏈條發展，在氫能裝備制造領域具備關鍵技術積累與先發優勢 其他其他能源能源裝備裝備企業企業 華光 環能 1）環保環保領域的專業設計、環保設備制造、工程建設、處置運營；2）能源能源領域的鍋爐設計制造、傳統及新能源電力工程總包、熱電及光伏電站運營。與大連理工大學合作研發，與大連理工大學合作研發，在裝備制造領域經驗豐富，壓力容器制造能力強，設備、廠房、人員均可通用 億利潔能 多元化能源企業，業務涵蓋現代煤化工、清潔供熱和光氫現代煤化工、清潔供熱和光氫新能源（光伏治沙）新能源（光伏治沙）下游自有化工一體化項目可供綠氫消納，下游自有化工

151、一體化項目可供綠氫消納，在制氫工藝、技術實踐和運維管理等方面可協同 來源：公司公告，國聯證券研究所 部分上市公司彈性較大。部分上市公司彈性較大。標的公司均于 2021-2022 年入局，我們選取 2021 年年報數據作為原業務營收、利潤的測算基準。按照現有入局企業平均 0.5GW 的電解槽產能，1000 方對應 5MW 產能，單臺售價 1000 萬元計算電解槽業務營收約為 10 億元，假設電解槽平均毛利水平為 30%，測算得營業成本為 7 億元。針對公司電解槽業務與原業務的協調性高低，我們對新業務對應的費用率進行賦值并測算彈性。圖表圖表 6161：（擬）上市公司彈性分析：（擬）上市公司彈性分析

152、 原業務 電解槽業務業務 原業務原業務營收營收（億）（億）原業務原業務營業成營業成本本（億）（億）原業務原業務凈利潤凈利潤（億）（億）電解槽電解槽 營業收營業收入入（億）（億）電解槽電解槽 營業成本營業成本（億）（億）銷售銷售費用費用率率 管理管理費用費用率率 研發研發費用費用率率 財務財務費用費用率率 凈利潤凈利潤（億）（億）凈利潤彈凈利潤彈性性 隆基綠能 809.32 645.90 90.74 10 7 1.0%1.0%3.0%0.5%2.45 2.7%陽光電源 241.37 187.65 17.04 10 7 3.0%1.0%5.5%0.5%2 11.7%雙良節能雙良節能 38.30 2

153、7.64 3.40 10 7 4.0%3.0%5.5%1.0%1.65 48.6%華光華光/環能環能 83.77 67.12 8.62 10 7 2.0%3.5%4.0%1.0%1.95 22.6%華電重工華電重工 103.29 94.04 3.04 10 7 0.0%1.5%3.0%0.3%2.52 82.9%昇輝科技昇輝科技 27.10 20.92 2.09 10 7 4.5%4.5%5.0%1.0%1.5 71.8%天合光能 444.80 381.91 18.50 10 7 2.0%2.0%3.0%0.2%2.28 12.3%明陽智能 271.58 213.38 29.59 10 7 2

154、.5%1.5%4.0%0.5%2.15 7.3%國富氫能 3.30 2.95-0.70 10 7 2.0%3.0%4.0%1.0%2 86.2%億利潔能億利潔能 124.39 105.94 8.48 10 7 0.0%1.0%2.0%1.0%2.6 30.7%來源：公司公告，國聯證券研究所 39 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 4 4 投資建議投資建議 4.14.1 華電重工：背靠華電集團，能源工程多面手華電重工：背靠華電集團，能源工程多面手 公司是工程整體解決方案供應商，公司是工程整體解決方案供應商，主要在物料輸送系統工程、熱能工程、高端鋼結構工程、海

155、洋工程、工業噪聲治理工程、氫能等方面提供工程系統整體解決方案。近年來公司營收凈利保持高增。近年來公司營收凈利保持高增。2017-2022 年營收由 48.21 億增至 82.06 億元，5 年 CAGR 達 11.22%，歸母凈利由 0.38 億增至 3.10 億元，5 年 CAGR 為 52.41%，2022年公司實現主營收入 82.06 億元，同比-21%；歸母凈利潤 3.10 億元，同比+2%，主因搶裝期后多數海上風電項目已完工，新簽項目還未形成規模。圖表圖表 6262：20172017-2 2022022 華電重工營業收入華電重工營業收入 圖表圖表 6363：20172017-2 20

156、22022 華電重工歸母凈利潤華電重工歸母凈利潤 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 圖表圖表 6464：20172017-2 202022 2 華電重工毛利率、凈利率華電重工毛利率、凈利率 圖表圖表 6565：20172017-2 202022 2 華電重工各項費用率華電重工各項費用率 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 公司“火電公司“火電+風電”工程業務發展提速。風電”工程業務發展提速?；痣姟靶略鐾顿Y+存量改造”加速推動公司熱能工程業務發展，截至 2022 年底，公司依托集團優勢，已簽訂 5 筆靈活性改造業務合同；海上風電發展邁入快

157、車道，公司工程資質豐富，截至 2022 年底，公司參18%21%23%24%16%-21%-30%-20%-10%0%10%20%30%020406080100120201720182019202020212022營業收入（億元）YOY（%）141%51%44%18%214%2%0%50%100%150%200%250%01122334201720182019202020212022歸母凈利（億元）YOY（%）9.90%10.34%9.40%7.87%8.95%12.86%0.80%1.00%1.16%1.10%2.94%3.78%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019

158、202020212022毛利率凈利率7.17%4.75%4.04%3.44%3.12%4.40%0.54%0.55%0.59%0.50%0.59%0.80%0.20%0.36%0.19%0.01%0.17%0.23%2.04%2.00%1.60%1.83%2.88%0%1%2%3%4%5%6%7%8%201720182019202020212022管理費用率銷售費用率財務費用率研發費用率 40 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 與建設海上風電項目 30 余個，項目裝機容量 406 萬千瓦，產能方面，2200T 深水自升式風電安裝船“博強 3060”預計于

159、2023 年交付。公司積極發力氫能業務，在公司積極發力氫能業務，在 ALKALK 和和 PEMPEM 方面均有布局。方面均有布局。ALK 方面，2022 年 7 月，中國華電首套 1200Nm/h 堿性電解槽產品下線，2022 年 11 月，公司與氫能科技（華電新能子公司）簽署 內蒙古華電包頭市達茂旗 20 萬千瓦新能源制氫工程示范項目 PC 總承包合同制氫站部分，合同金額 3.45 億元，預計將在 2023 年內投產；PEM方面，公司收購深圳通用氫能 51%股權，通用氫能主要從事質子交換膜燃料電池質子交換膜燃料電池關鍵材料的開發與生產。我們預計公司 2023-2025 年營收分別為 124.

160、95/155.85/189.87 億元，對應增速為 52.26%/24.73%/21.83%，歸母凈利潤分別為 4.99/6.36/8.59 億元，對應增速為61.18%/27.30%/35.14%，3 年 CAGR 為 40.5%，EPS 分別為 0.43/0.55/0.74 元/股，我們給予公司 24 年 22 倍 PE，目標價 12 元，首次覆蓋，給予“買入”評級。風險提示：火電市場不及預期；氫能業務拓展不及預期；新能源業務不及預期。圖表圖表 6666：華電重工盈利預測：華電重工盈利預測 2022021 1A A 2022022 2A A 2022023 3E E 2022024 4E

161、E 2022025 5E E 營業收入(百萬元)10329 8206 12495 15585 18987 增長率 15.97%-20.55%52.26%24.73%21.83%EBITDA（百萬元）443 494 711 877 1154 歸母凈利潤（百萬元）303 310 501 640 865 增長率（%）213.60%2.17%61.66%27.71%35.22%EPS（元/股）0.26 0.27 0.43 0.55 0.74 市盈率（P/E）26.9 26.3 16.3 12.7 9.4 市凈率（P/B）2.1 1.9 1.7 1.5 1.3 EV/EBITDA 16.5 11.7 9

162、.1 6.6 4.7 來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 5 月 10 日收盤價 4.24.2 雙良節能：硅料設備龍頭，雙良節能：硅料設備龍頭，電電氫業務持續加碼氫業務持續加碼 公司目前主營業務為 1 1）節能節水系統）節能節水系統，包括:澳化冷熱機組、換熱器、空冷器系統等，業務占比 68%；2 2）新能源系統）新能源系統，包括多晶硅還原爐及其模塊、大尺寸單晶硅錠和硅片等，業務占比 32%。公司公司2 2022022全年業績保持高增。全年業績保持高增。2022年公司實現營收144.76億元，同比增長278%;實現歸母凈利 9.56 億元，同比增長 208%。2

163、023Q1 公司實現營業收入 54.63 億元，同比增長 215%，實現歸母凈利潤 5.02 億元，同比增長 315.1%，盈利能力持續提升。圖表圖表 6767：20172017-2 2022022 雙良節能營業收入雙良節能營業收入 圖表圖表 6868：20172017-2 2022022 雙良節能歸母凈利潤雙良節能歸母凈利潤 41 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 圖表圖表 6969：20172017-2 202022 2 雙良節能毛利率、凈利率雙良節能毛利率、凈利率 圖表圖表 7070：2

164、0172017-2 202022 2 雙良節能各項費用率雙良節能各項費用率 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 傳統節能節水系統業務穩定增長，多晶硅還原爐訂單充足，硅片、組件產能加快傳統節能節水系統業務穩定增長，多晶硅還原爐訂單充足，硅片、組件產能加快釋放。釋放。下游硅料廠商擴產支撐還原爐訂單景氣性，2022 年 6 月 30 日至 2023 年 4 月13 日，公司簽訂還原爐相關訂單達 19.85 億元，相比 21 年公司還原爐相關收入 9.79億元，增幅高達 102.76%；截至 2022 年年底，公司硅片產能達 50GW，組件產能 5GW。公司擬在包頭投資 1

165、05 億元新建 50GW 大尺寸單晶產能，總產能在 2024 年有望達到100GW 以上。電解槽業務有望成為新的盈利增長點。電解槽業務有望成為新的盈利增長點。子公司雙良新能源負責電解槽設備的研發制造，2022 年 9 月，公司首套 1000Nm/h 綠電智能制氫系統下線，11 月 1000Nm/h 首套綠電智能制氫系統順利發貨。目前公司在建制氫廠房面積超過 1 萬平方米，預計形成年化 1000m/h1500m/h 電解槽 100 臺套的產能，將于 2023 年 4 月底竣工。我們預計公司 2023-25 年收入分別為 307.8/383.0/454.2 億元，對應增速分別為112.6%/24.

166、4%/18.6%，歸母凈利潤分別為 25.55/32.30/36.95 億元，對應增速分別167.2%/26.4%/14.4%，3 年 CAGR 為 56.94%，EPS 分別為 1.37/1.73/1.98 元/股，對應 PE 分別為 10.1/8.0/7.0 倍。鑒于公司硅片產能加速釋放，我們給予公司 23 年 PE-15%46%1%-18%85%278%-50%0%50%100%150%200%250%300%020406080100120140160201720182019202020212022營業收入（億元）YOY（%）-41%162%-18%-34%126%208%-100%-5

167、0%0%50%100%150%200%250%024681012201720182019202020212022歸母凈利（億元）YOY（%）30.04%29.15%28.85%29.49%27.84%16.51%5.44%10.23%8.49%6.55%8.87%7.23%0%5%10%15%20%25%30%35%201720182019202020212022毛利率凈利率12.88%4.91%5.07%6.10%4.60%1.95%11.67%8.68%9.93%10.20%6.22%1.63%2.45%-0.02%0.32%0.63%1.17%0.91%3.39%4.07%4.17%4.

168、34%2.78%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019202020212022管理費用率銷售費用率財務費用率研發費用率 42 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 為 15 倍，對應目標價 20.55 元，維持“買入”評級。風險提示：項目建設不及預期；新能源政策變動；成本下降不及預期 圖表圖表 7171：雙良節能盈利預測：雙良節能盈利預測 20212021A A 20222022A A 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 營業收入(百萬元)3,829.78 14,476.36 30,777.18 38

169、,297.29 45,418.72 增長率 84.87%277.99%112.60%24.43%18.60%EBITDA（百萬元）522.33 1,659.25 10,714.18 5,234.24 5,778.63 歸母凈利潤（百萬元）310.13 956.02 2,554.80 3,230.04 3,695.33 增長率（%）125.68%208.27%167.23%26.43%14.41%EPS（元/股）0.17 0.51 1.37 1.73 1.98 市盈率（P/E）82.8 26.9 10.1 8.0 7.0 市凈率（P/B）10.7 3.8 2.7 2.0 1.6 EV/EBITD

170、A 42.4 15.4 1.1 1.2 -0.1 來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2023 年 5 月 10 日收盤價 4.34.3 昇輝科技：商譽減值落地，積極布局氫能多個領域昇輝科技：商譽減值落地，積極布局氫能多個領域 公司是電氣成套設備、節能照明系統、智慧城市等領域的綜合解決方案提供商。公司是電氣成套設備、節能照明系統、智慧城市等領域的綜合解決方案提供商。公司 2022 年實現主營收入 21.47 億元，同比-21%；歸母凈利潤-9.81 億元，主因商譽減值約 10 億元，公司商譽減值基本落地，未來輕裝上陣。圖表圖表 7272：20172017-2 2022022

171、 昇輝科技營業收入昇輝科技營業收入 圖表圖表 7373：20172017-2 2022022 昇輝科技歸母凈利潤昇輝科技歸母凈利潤 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 圖表圖表 7474：20172017-2 2022022 昇輝科技毛利率、凈利率昇輝科技毛利率、凈利率 圖表圖表 7575：20172017-2 2022022 昇輝科技各項費用率昇輝科技各項費用率 13%1048%30%6%-35%-21%-200%0%200%400%600%800%1000%1200%01020304050201720182019202020212022營業收入（億元）YOY（%

172、）12%1530%32%-3%-64%-570%-1000%-500%0%500%1000%1500%2000%-15-10-50510201720182019202020212022歸母凈利（億元）YOY（%）43 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 受宏觀環境及下游客戶的影響，近年來公司傳統主業規模有所收縮。受宏觀環境及下游客戶的影響，近年來公司傳統主業規模有所收縮。一方面公司主要下游客戶資金相對緊張，業務擴張放緩；另一方面，公司在承接訂單時設置了較為嚴格的預付款條件，把回款放在更高的優先級

173、?；诤暧^因素及風險防控的考慮，公司電氣成套設備、LED 照明與亮化、智慧城市業務在 2022 年總體保持穩定。公司自公司自 2 2021021 年起新增氫能業務板塊，主要包括年起新增氫能業務板塊，主要包括 1 1）氫能制造，主要是氫能產業）氫能制造，主要是氫能產業鏈上游制氫設備，鏈上游制氫設備，參股設立電解水制氫裝備公司廣東盛氫制氫設備有限公司，生產堿性電解水制氫設備，2023 年 1 月，公司聯營企業廣東盛氫制氫開發的 1000 標方制氫設備下線；此外，公司依托自有的電氣設備制造優勢，擁有擁有氫能相關領域配套電氫能相關領域配套電氣設備的生產制造能力，氣設備的生產制造能力，產品包括燃料電池

174、DC/DC，整流柜、控制器、AC/DC 等電氣設備。2 2）氫能運營，主要是下游氫能源車輛運營，）氫能運營，主要是下游氫能源車輛運營，成立氫能源汽車物流運營平臺公司，通過搭建運營平臺推動應用規模的擴大。3 3）氫能投資，）氫能投資，參股投資國鴻氫能（電堆和系統）、飛馳汽車（整車）、鴻基創能（膜電極），形成從燃料電池核心零部件到燃料電池系統，再到氫能源整車的產業鏈投資。4.44.4 億利潔能：億利潔能：“光氫化”一體化，直達下游應用“光氫化”一體化，直達下游應用 公司目前主營業務為公司目前主營業務為 1 1）現代煤化工，）現代煤化工，包括生產 PVC、燒堿、乙二醇、甲醇、合成氨、復混肥等產品及供

175、應鏈業務；2 2）清潔熱力，）清潔熱力，包括城市、工業污泥燃燒供熱，天然氣、生物質、分布式能源供熱；3 3）在沙漠、戈壁、荒漠地區發展立體生態光伏）在沙漠、戈壁、荒漠地區發展立體生態光伏治沙。治沙。公司 2022 年實現主營收入 111.78 億元，同比-10%；歸母凈利潤 7.31 億元，同比-9%，主要系公司供應鏈物流業務調整優化及傳統化工產品市場價格下跌帶動收入、利潤下降?，F代煤化工現代煤化工、清潔熱力清潔熱力業績持續夯實。業績持續夯實。公司煤化工產品產能位居行業前列，2022年公司達拉特園區實現電石生產 74.85 萬噸，PVC 產量 51.33 萬噸、燒堿產量 36.64 萬噸，生產

176、穩定運行，滿產滿銷；庫布其園區生產復混肥 66.69 萬噸、乙二醇 27.99萬噸，經營業績有效提升；熱力業務方面，2022 年公司熱力板塊實現營業收入 19.08億元，同比增長 12.33%。31.93%39.17%37.34%29.26%22.81%19.44%10.47%14.86%15.04%13.77%7.71%-45.73%-60%-40%-20%0%20%40%60%201720182019202020212022毛利率凈利率12.91%10.01%7.93%3.10%4.81%5.41%5.05%3.53%4.72%3.00%3.83%3.98%-0.50%0.49%2.22%

177、1.83%1.47%1.21%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%201720182019202020212022管理費用率銷售費用率財務費用率研發費用率 44 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 圖表圖表 7676：20172017-2 2022022 億利潔能營業收入億利潔能營業收入 圖表圖表 7777：20172017-2 2022022 億利潔能歸母凈利億利潔能歸母凈利潤潤 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 圖表圖表 7878：20172017-2 202022 2 億利潔能毛利率、凈利率億利潔能毛利率、凈利率

178、圖表圖表 7979：20172017-2 202022 2 億利潔能各項費用率億利潔能各項費用率 來源：公司公告，國聯證券研究所 來源：公司公告，國聯證券研究所 布局光伏制氫產業鏈，協同發展就近化工園區能源綠色低碳轉型布局光伏制氫產業鏈，協同發展就近化工園區能源綠色低碳轉型。公司旗下企業億利氫田時代于 2022 年 9 月在庫布其億利陽光谷低碳產業基地正式發布首臺套 1000標方堿性電解槽，產能 500 臺套氫裝備堿性電解槽加工生產線同步正式投產下線，預計 2024 年可實現滿產；2023 年 1 月，億利潔能和國家電投合作獲批“庫布其 40 萬千瓦風光制氫一體化示范項目”，項目年制氫 154

179、60 噸，電化學儲能規模 4 萬千瓦/4萬 kWh，預計 2023 年 6 月開工，2024 年 8 月投產。5 5 風險提示風險提示 1 1）電解槽市場需求不及預期：）電解槽市場需求不及預期：目前下游運營項目投資主體主要為大型能源央企，如果央企投資意愿不足或訂單釋放較慢，對上游設備公司帶來不利影響。2 2）新能源裝機不及預期：）新能源裝機不及預期：電氫降本主要依賴于新能源裝機增多，新能源裝機可以帶動電價下行、利用小時數上行，進而提高電氫項目盈利能力，如果新能源裝機較慢，電氫降本速度也將放緩。43%10%-29%4%-4%-10%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50

180、%050100150200201720182019202020212022營業收入（億元）YOY（%）102%48%17%-42%55%-9%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0246810201720182019202020212022歸母凈利（億元）YOY（%）12.80%16.81%17.56%12.73%14.83%14.31%4.77%6.48%8.91%5.05%6.81%8.33%0%5%10%15%20%201720182019202020212022毛利率凈利率1.53%1.79%2.67%2.21%2.40%2.96%1.91%3.26%3

181、.68%0.22%0.23%0.25%3.63%4.62%4.75%5.52%5.15%4.22%0.14%1.13%1.66%3.30%3.58%0%1%2%3%4%5%6%201720182019202020212022管理費用率銷售費用率財務費用率研發費用率 45 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 行業報告行業深度研究行業報告行業深度研究 3 3）技術進展不及預期：）技術進展不及預期：目前電解槽制氫能耗指標及系統整體方案仍有進步空間，我國制氫技術與國外相比仍有較大差距，如果技術進展不及，則國內市場國產化份額將保持較低水平，進而對國內設備制造企業構成不利影響。4 4）競爭格局惡化：）競爭格局惡

182、化：目前電解槽制氫系統尚未形成穩定的競爭格局，布局企業較多，產業初期可能會有殺價格搶份額沖業績的情況，進而對短期競爭格局產生不利影響。5 5）產能擴張不及預期：）產能擴張不及預期：電解槽企業搶占市場份額需要有充足的產能，由于電解槽為大功率設備，目前在裝備、人才、場地、測試等方面均存在較大的擴張難度，需要企業、政府、電力公司通力配合才能順利擴張。6 6）行業空間測算偏差風險；）行業空間測算偏差風險；市場空間測算是基于一定前提假設，存在假設條件不成立、市場發展不及預期等因素導致市場空間測算結果偏差。46 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券

183、業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。評級說明評級說明 投資建議的評級標準 評級 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

184、市指數（針對做市轉讓標的）為基準；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；韓國市場以柯斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表指數漲幅 20%以上 增持 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于 5%20%之間 持有 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 行業評級 強于大市 相對同期相關證券市場代表指數漲幅 10%以上 中性 相對同期相關證券市場代表指數漲幅介于-10%10%之間 弱于大市 相對同期相關證券市場代表指數跌幅 10%以上 一般聲明一般

185、聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬國聯證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“國聯證券”）。未經國聯證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為國聯證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，國聯證券不因收件人收到本報告而視其為國聯證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但國聯證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到

186、獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，國聯證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，國聯證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。國聯證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和

187、標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。國聯證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。國聯證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，國聯證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到國聯證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。版權聲明版權聲明 未經國聯證券事先書

188、面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、轉載、刊登和引用。否則由此造成的一切不良后果及法律責任有私自翻版、復制、轉載、刊登和引用者承擔。聯系我聯系我們們 無錫：無錫：江蘇省無錫市太湖新城金融一街 8 號國聯金融大廈 9 層 上海：上海：上海市浦東新區世紀大道 1198 號世紀匯廣場 1 座 37 層 電話：0510-82833337 電話：021-38991500 傳真：0510-82833217 傳真：021-38571373 北京：北京：北京市東城區安定門外大街 208 號中糧置地廣場 4 層 深圳：深圳：廣東省深圳市福田區益田路 6009 號新世界中心 29 層 電話：010-64285217 電話：0755-82775695 傳真：010-64285805