氫能&燃料電池行業產業鏈系列報告之十七：綠氫經濟性可期高碳場景替代加速-240205（23頁）.pdf

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1、敬請參閱最后一頁特別聲明 1 氫能組 分析師：姚遙（執業 S1130512080001） 聯系人：唐雪琪 氫能&燃料電池行業產業鏈系列報告之十七 綠氫經濟性可期，高碳場景替代加速 本篇報告寫在光儲大幅降價的背景下，市場主要關注點集中在光儲平價端，鮮少關注到其降價帶來的延伸應用影響，我們本篇報告引領性地分析了光儲降價帶來的對氫能行業經濟性的重要影響：一是光儲降價后，綠氫制取的經濟性開始顯現；二是綠氫成本下降后，其在化工、交通、儲能和冶金領域的經濟性逐步開啟，應用場景得到打開。光儲光儲降價降價疊加政策溢價，綠氫疊加政策溢價，綠氫成本成本提前進入經濟性提前進入經濟性區間區間。綠氫經濟性分為上游制取和

2、下游應用，針對上游端，分為網電和自發電用，區別在于折算電費進綠氫制取成本的比例，前者 100%，后者電費為中間量，影響源頭是新能源設備價格，按新能源發電供給制氫端的電量比例扣除棄電比例折算?？紤]到長遠發展及經濟性效益，光儲氫等一體化模式，新能源發電部分上網、部分制氫的項目，有望成為綠氫發展的主要模式，集中在風光資源豐富的三北地區，在以光伏電站 3.1 元/W、儲能系統 1.06 元/W 價格測算下，綠氫制取的經濟性開始顯現；對于純外接網電制氫，當電價0.2 元/kWh，綠氫將有望具備經濟性，大多應用將發生在低電價以及給予優惠電價的地區。那么當上游綠氫制取成本下降后，以就地消納為前提，綜合考慮成

3、熟度、經濟性和規模，化工和交通領域將率先規?；瘧?，儲能及冶金領域將從示范逐步向規?；瘧猛七M。同時，碳稅將抬高原有能源使用成本、推動綠氫的平價進程加速，以歐盟 100 歐元/噸的碳價測算，灰氫成本將上漲 19.3 元/kg，碳稅落地下對比使得綠氫的經濟性更加顯著。綠醇、綠氨經濟性可期，碳稅打開新需求綠醇、綠氨經濟性可期，碳稅打開新需求。綠色甲醇應用受到歐盟碳稅倒逼驅動，據我們測算，電價低于 0.15元/kWh 時，綠色甲醇將初步具備競爭力，此時與煤價為 800 元/噸時的煤制甲醇生產成本齊平，而在碳稅下綠色甲醇經濟性顯現，650 元/噸碳稅下綠色甲醇與煤制甲醇價差每噸將達到 1000 元，相

4、較傳統化工行業的甲醇替代，憑借著綠色溢價，其在綠色航運及海外出口等對碳排放控制要求高或是碳價高的行業及地區中體現更為明顯。綠氨方面，據我們測算，0.15 元/kWh 電價時，綠氨可實現與煤制氨（煤價 650 元/噸）、天然氣制氨（氣價 0.8 元/m3）成本持平，此外在歐盟碳稅 100 歐元/噸下，煤制氨生產成本上升 137%，此時綠氨成本優勢顯著。交通領域氫價接受度最高，運營成本交通領域氫價接受度最高，運營成本可可實現平價。實現平價。交通領域氫價接受度最高，據我們測算氫氣售價 37.5 元/kg時，百公里能耗費用基本與柴油車齊平，當加氫站氫氣售價30元/kg時，外供加氫站、制加氫一體化站分別

5、在0.3、0.35元/kWh電價時可實現平價，在0.18元/kWh谷電的蓄冷電價優惠下，氫氣售價將低至約20元/kg，經濟性凸顯。氫儲能具備大規模、長周期、跨區域氫儲能具備大規模、長周期、跨區域特性特性，氫儲能作為風光電消納經濟性漸起氫儲能作為風光電消納經濟性漸起。大規模電消納壓力下，配儲時長與規模要求逐步提高。氫適用大規模、長周期儲能，邊際擴容成本經濟性更優。據我們測算，氫儲能系統初始投資度電成本為 1300 元，低于磷酸鐵鋰和液流電池，對于度電儲能擴容成本，氫儲能最低，約為 120 元/kWh。氫氫冶金冶金示范項目起步，綠氫降本下應用滲透示范項目起步，綠氫降本下應用滲透開啟開啟。綠氫示范應

6、用已開啟，綠氫降本下，氫冶金正邁向平價區間。以焦炭價格 2500 元/噸測算，平價時對應氫氣的價格為 9.55 元/kg，當碳稅為 200 元/噸，氫氣成本抬高至需低于12.36 元/kg 時，氫冶金才更具成本優勢，當前光儲降本下，氫冶金開啟了可實現經濟性的預期。此外，棄光制氫+氫儲能+火電 20%摻氫燃燒的示范工程在大部分場景下可實現更優的經濟性。新能源設備的大幅降價及綠色能源的政策性溢價成為行業發展的重要驅動力，上游制氫端及下游應用領域開始陸續具備經濟性，重點看好制氫端設備機會。核心推薦組合：華光環能、華電重工、科威爾、昇輝科技、石化機械。降本速度不及預期、技術研發進度不及預期、下游氫能推

7、廣滯后、政策和項目落地不及預期。氫能&燃料電池行業研究 2024 年 02 月 05 日 買入（維持評級）行業深度研究 證券研究報告行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 一、光儲降價疊加政策溢價，綠氫成本提前進入經濟性區間.4 1.1 綠氫制取成本下行，核心看電力和設備降本.4 1.2 光儲系統降價超預期，綠氫經濟性初現.6 1.3 政策陸續出臺，保障產業前期發展.8 1.4 碳稅抬高現有能源成本，綠氫經濟性進一步凸顯.10 二、綠醇、綠氨經濟性可期，碳稅打開新需求.11 2.1 歐盟碳稅倒逼綠色甲醇應用，打開航運及海外新需求.11 2.2 綠氨經濟性可期，適用于替代傳

8、統高碳路線.12 三、交通領域氫價接受度最高，運營成本可實現平價.14 3.1 交通領域氫價接受度最高，可實現運營成本平價.14 3.2 交通領域帶動氫氣新領域應用，燃料電池產業鏈受益.15 四、大規模、長周期、跨區域，氫儲能作為風光電消納經濟性漸起.16 4.1 風光大規模裝機下，儲能時長與規模標準抬高.16 4.2 氫適用大規模、長周期儲能，邊際擴容成本經濟性更優.17 五、氫冶金示范項目起步，綠氫降本下應用滲透開啟.17 5.1 綠氫為工業脫碳關鍵原料，示范應用開啟.17 5.2 滲透加速看成本經濟性，綠氫降本下邁向平價區間.18 六、投資建議.20 七、風險提示.21 圖表目錄圖表目錄

9、 圖表 1：堿性電解槽制氫成本拆分（0.2 元/kwh）.4 圖表 2：PEM 電解槽制氫成本拆分（0.2 元/kwh）.4 圖表 3：2023 年制氫系統設備價格下降約 25%.4 圖表 4：電解水制氫發展趨勢.4 圖表 5：2023 年 2 月-2023 年 12 月各地電網代理購電價格一覽表(元/kWh).5 圖表 6：2023 年 3 月-12 月光伏電力現貨價格(元/kWh).5 圖表 7：2023 年 3 月-12 月風電電力現貨價格(元/kWh).5 圖表 8：網電平均碳排放達到 0.57t/MWh.5 圖表 9：電價 0.2 元/kWh 以下時綠氫和灰氫可達成平價.6 圖表 1

10、0：光伏系統造價及 LCOE 持續下降（USD/kW，USD/kWh）.6 圖表 11：儲能系統加權平均中標價格持續下降（元/Wh）.6 圖表 12：不同組件價格/制氫系統價格下的綠氫成本可實現平價.7 圖表 13：不同組件價格/制氫系統價格下的 IRR，設備降本下項目經濟性逐步顯現.7 圖表 14：綠氫成本正在向全面平價點逼近.8 圖表 15：氫氣政策管理條例開始逐步松綁.8 圖表 16：各地制氫端補貼陸續出臺，給予 3-12 元/kg 不等補貼.9 圖表 17：補貼下綠氫實現與煤制氫直接平價.9 VYZY1XDXVW4WVXaQdNaQpNnNsQsOfQnNpNeRqRyQ8OqQuNv

11、PrMqPxNsRpM行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 18：碳稅落地抬高灰氫成本，綠氫全面平價進程加速.10 圖表 19：50 歐元/噸碳價下，灰氫價格高于綠氫.10 圖表 20：制氫電價 0.15 元/kWh 以下時綠色甲醇與 800 元/噸煤制甲醇成本持平.11 圖表 21：650 元/噸碳稅下綠色甲醇與煤制甲醇價差每噸達 1000 元.11 圖表 22：綠色甲醇航運燃料溢價高將帶動綠氫消納.12 圖表 23：全球氫氣利用中合成氨占比第一（萬噸，%）.12 圖表 24：我國合成氨 CO2排放量占比達 20%（萬噸，%）.12 圖表 25：制氫電價 0.15 元/kWh 時

12、綠氨與 650 元/噸煤價和 0.8 元/m3天然氣價的合成氨成本持平.13 圖表 26：在煤價 800 元/噸及 50 元/噸碳價下，電價僅需到 0.2 元/kWh 綠氨即可實現平價.13 圖表 27：550 元/噸碳稅下綠氨與煤制氨價差每噸高達 2200 元.14 圖表 28：37.5 元/kg 以下氫氣價格即可在交通領域實現能源平價.14 圖表 29：外供加氫站 0.3 元/kWh 電價可實現氫氣平價（元/kg）.15 圖表 30：制加氫一體化加氫站 0.35 元/kWh 電價可實現氫氣平價（元/kg）.15 圖表 31：示范城市群相關城市谷電給予優惠電價（元/kg）.15 圖表 32：

13、制加氫一體化加氫站 0.18 元/kWh 電價氫氣進一步凸顯（元/kg）.15 圖表 33：氫氣使用端從交通領域切入打開應用市場（輛）.16 圖表 34：近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況.16 圖表 35：電化學儲能適用于日內短時，氫儲能更適用于日間長時儲能.17 圖表 36：1MWh 儲能下氫能初始投資建設的度電成本較低（元/kWh）.17 圖表 37：1kWh 儲能擴容下氫能度電儲能邊際成本最低（元/kWh）.17 圖表 38：氫能熱值是其他傳統化石能源的數倍.18 圖表 39：近期已宣布的氫冶金試點項目產能達到 1345 萬噸.18 圖表 40：制氫電價 0.11 元/kWh

14、以下時氫冶金與 2500 元/噸的焦炭冶金成本持平.19 圖表 41：650 元/噸碳稅下氫冶金平價成本每千克可抬高 0.13 元.19 圖表 42：煤炭發電電力成本隨煤炭和碳稅價格的波動(元/噸).20 圖表 43：煤炭發電（摻氫 20%燃燒）電力成本隨煤炭和碳稅價格的波動(元/噸).20 圖表 44：氫能行業公司估值（億元，倍）.21 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 1 1.1.1 綠氫制取成本下行，核心看電力和設備綠氫制取成本下行，核心看電力和設備降本降本 經濟性是綠氫大規模應用的前提，降本的核心在于制氫電價與電解槽設備的價格和效率。采用制氫裝置電解槽，電解水制備出來的氫氣通

15、常被稱為可再生氫/綠氫，經濟性是綠氫規?；瘧玫那疤?，本質上看，綠氫是替代原有領域傳統能源或者是替代煤/天然氣制備氫氣的新型能源和原料，綠氫平價意味著其使用成本要與特定領域原有能源或傳統方式制氫的使用成本相同或者更低才能有望實現替代。從綠氫成本拆分來看，用電成本和設備成本占據制氫總成本的 80%以上，針對綠氫降本，核心在于制氫電價和制氫設備成本。圖表圖表1 1：堿性電解槽制氫成本拆分（堿性電解槽制氫成本拆分（0.20.2 元元/kwh/kwh）圖表圖表2 2：PEMPEM 電解槽制氫成本拆分（電解槽制氫成本拆分（0.20.2 元元/kwh/kwh）來源：IEA、國金證券研究所 來源：CHEC2

16、023、國金證券研究所 制氫設備的成本核心是電解槽，降本取決于電解槽規?；c技術迭代升級，高效化、低成本與規?；请娊獠郯l展趨勢。規模上看新增 1.9GW 電解槽招標，同比翻倍；成本上看，1 月和 12 月的設備招標價格對比，同比下降 25%；從效率上看，電解槽耗電量由 5 kWh/Nm3降至最低 4.3 kWh/Nm3。整體看，2023 年設備發展迅速，全年降價 25%。規模效應疊加技術迭代驅動了設備成本的快速下降，具體來看：1）高效化：提升能源轉化效率，降低電耗；2）低成本：配合“三棄”實現低價值波動能源有效利用；3）規?；簭脑O備層面著手，包括技術更新及規?；当?。圖表圖表3 3：2 2

17、023023 年制氫系統設備價格下降約年制氫系統設備價格下降約 2 25%5%圖表圖表4 4：電解電解水水制氫制氫發展發展趨勢趨勢 來源：中國招標與采購網、國金證券研究所 來源：國金證券研究所測算 制氫電價分三步逐層遞進：便宜、綠色、便宜且綠色?，F階段多省市給予電價優惠或綠氫制取補貼政策，后續隨著碳稅的落地及設備的降本增效，便宜且綠色的電將成主流。便宜的電助力降本，是發展的第一步。制氫的電來源分為網電和新能源發電兩大類，從測算結果看，0.2 元/kWh 及以下的電價才有望具備競爭優勢。從電力來源看，電網購電價格偏高，僅個別地區電價在 0.3 元/kWh 以下，新能源發電價格均價在 0.2 元/

18、kWh，并且隨著光伏組件和儲能等新能源設備價格的下降，疊加電力市場政策的不斷落地，有望獲得更便宜的新能源發電電價。因此，當前從發展初期角度看，只要電價夠便宜，可以不論電力來源，便宜的電才是首要重點，綠氫發展應當首要選擇能夠提供低電價的地區，例如西北地區便宜的新能源發電電價、東部部分地區給予的優惠電價政策。8.2%0.6%4.8%3.6%3.6%75.7%0.6%1.9%1.0%電解槽成本用地成本電氣設備水循環系統純化系統用電成本用水成本人工成本維護成本44.4%0.2%3.5%2.6%2.6%44.4%0.4%1.4%0.5%電解槽成本用地成本電氣設備水循環系統純化設備用電成本用水成本人工成本

19、維護成本02004006008001000120014001-12月制氫系統平均價格走勢（萬元）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 圖表圖表5 5：20232023 年年 2 2 月月-20232023 年年 1 12 2 月各地電網代理購電價格一覽表月各地電網代理購電價格一覽表 (元元/kWhkWh)來源：北極星售電網、國金證券研究所 圖表圖表6 6：20232023 年年 3 3 月月-1 12 2 月光伏月光伏電力現貨價格電力現貨價格 (元元/kWhkWh)圖表圖表7 7：20232023 年年 3 3 月月-1 12 2 月風電月風電電力現貨價格電力現貨價格 (元元/kWhkW

20、h)來源：Lambda、國金證券研究所 來源：Lambda、國金證券研究所 綠色的電清潔低碳，是發展的關鍵。隨著減碳政策、歐盟碳關稅等相關碳政策的落地，能源和電力清潔化正在不斷推進，國內的綠電核算標準也在進一步明確，國家生態環境部發布了關于做好 20232025 年部分重點行業企業溫室氣體排放報告與核查工作的通知，核算排放量范圍由電力擴容到石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙和民航 7 個行業，網電平均碳排放為 0.5703t CO2/MWh，因而網電并不屬于綠電。隨著全球碳政策的推進和落實，要實現綠氫的全過程零碳排放，使用綠色的新能源發電才是終極解決方案。圖表圖表8 8：網電平均碳排放達到網電

21、平均碳排放達到 0 0.57.57t t/MWMWh h 電力來源電力來源 碳排放碳排放 全國電網 0.5703t CO2/MWh 火電 0.824t CO2/MWh 新能源發電 0 來源：關于做好 20232025 年部分重點行業企業溫室氣體排放報告與核查工作的通知、中國電力行業年度發展報告2023、國金證券研究所 便宜且綠色的電，是終極目標。采用綠氫的終極目標是為獲取零碳且低成本的能源和原料，隨著減碳政策落地以及新能源設備成本下降，綠色電力有望逐步獲得經濟性，當新能源的發電電價大規模降至 0.2 元/kWh 甚至 0.1 元/kWh 時，綠氫將大范圍具備經濟性，足夠便宜且綠色的電力才是綠氫

22、能夠實現應用的終極前提條件。00.10.20.30.40.50.60100200300400500600700800900100023456789101112山西山東甘肅蒙西平均0100200300400500600700800900100023456789101112山西山東甘肅蒙西平均行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 圖表圖表9 9：電價電價 0.20.2 元元/kWh/kWh 以下時綠氫和灰氫可達成平價以下時綠氫和灰氫可達成平價 來源：國金證券研究所測算，注：煤制氫成本測算區間對應煤價 400-1050 元/噸，ALK 和 PEM 制氫成本測算區間對應電價 0.1-0.23 元

23、/kWh。制氫的低電價，前期階段可通過政策優惠或適當通過降低、取消過網費以支持綠氫的發展，使得電價整體控制在 0.2 元/kWh，在設備可以做到滿負荷運轉的同時，綠氫的成本將直接持平灰氫，產業有望達到破局點。1 1.2.2 光儲光儲系統系統降價降價超預期，綠氫經濟性超預期，綠氫經濟性初現初現 電價是綠氫平價關鍵，光儲氫一體化項目為破局要點。制氫設備成本快速下行的背景下，制氫電價成為氫氣成本的核心。0.2 元/kWh 以下的電價是實現綠氫平價的關鍵，根據上文測算，采用電網電力的綠氫成本整體看仍偏高。長遠看，低電價甚至零電價（考慮棄電消納）只可能發生在采用新能源發電的情況下，這意味著綠氫的發展將主

24、要以風光氫儲等一體化能源大基地的形式帶動，因此降低用電成本的關鍵點體現在光伏組件/風電機組的價格上。光儲系統價格降幅速度超預期。光伏方面，據 IRENA 數據，2010 至 2022 年間光伏系統造價及 LCOE 分別下降 83%/89%，其中組件成本下降貢獻了 51%的光伏系統造價下降、45%的 LCOE 下降。儲能方面，隨著年底碳酸鋰供需的走弱，系統中標價格呈現加速下跌的趨勢，11 月國內 2 小時磷酸鐵鋰電池儲能系統加權平均中標價格降至 0.8 元/Wh，較年初均價下降 46%。圖表圖表1010：光伏系統造價及光伏系統造價及 LCOE LCOE 持續下降（持續下降（USD/kWUSD/k

25、W，USD/kWhUSD/kWh）圖表圖表1111：儲能系統加權平均中標價格持續下降（元儲能系統加權平均中標價格持續下降（元/Wh/Wh）來源：IRENA、國金證券研究所 來源：北極星儲能網、中關村儲能產業技術聯盟，國金證券研究所 光儲大幅降價下綠氫經濟性出現時點提前，光儲氫一體化項目可行性可期。隨著光伏組件和儲能的價格下降進程的超預期，階段性的綠氫經濟性初步顯現。79111315171921煤制氫成本（元/kg）ALK制氫成本（元/kg）PEM制氫成本（元/kg）-7.5元/WPEM制氫成本（元/kg）-4.5元/W8760.0490.000.100.200.300.400.5001,000

26、2,0003,0004,0005,0006,000光伏造價(USD/kW)LCOE(USD/kWh，右軸)0.70.80.911.11.21.31.41.51.60.2 元/kWh 電價 成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 假設項目 70%的電量上網，剩余 30%電量用于制氫，棄電率 20%，根據我們的測算，在光伏組件1元/W、單位投資3.1元/W，儲能電芯0.5元/Wh、單位投資1.06元/Wh，電解槽 1.2 元/W、單位投資 1.35 元/W 的情況下，對應的制氫成本在 6.48 元/kg，項目 IRR 達到 5.7%。意味著在當前光儲氫設備均可達到的價格下，在此模

27、式下綠氫制取的成本已經可實現與灰氫平價，未來隨著光儲氫設備的技術迭代及規?；葞淼倪M一步降價，項目將實現經濟性，綠氫消納光伏發電電量占比也將大幅提升。圖表圖表1212：不同組件價格不同組件價格/制氫系統價格下的綠氫成本可實現平價制氫系統價格下的綠氫成本可實現平價 綠氫制取成本綠氫制取成本（元（元/kg）電解槽價格（元電解槽價格（元/W）0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 光伏組光伏組件格件格（元（元/W）0.86 6.22 6.24 6.27 6.29 6.32 6.34 6.36 6.39 6.4

28、1 6.43 6.46 6.48 6.50 0.88 6.23 6.25 6.28 6.30 6.33 6.35 6.37 6.40 6.42 6.44 6.47 6.49 6.51 0.90 6.24 6.26 6.29 6.31 6.34 6.36 6.38 6.41 6.43 6.45 6.48 6.50 6.53 0.92 6.25 6.28 6.30 6.32 6.35 6.37 6.39 6.42 6.44 6.46 6.49 6.51 6.54 0.94 6.26 6.29 6.31 6.33 6.36 6.38 6.40 6.43 6.45 6.47 6.50 6.52 6.5

29、5 0.96 6.27 6.30 6.32 6.34 6.37 6.39 6.41 6.44 6.46 6.48 6.51 6.53 6.56 0.98 6.28 6.31 6.33 6.35 6.38 6.40 6.42 6.45 6.47 6.50 6.52 6.54 6.57 1.00 6.29 6.32 6.34 6.36 6.39 6.41 6.43 6.46 6.48 6.51 6.53 6.55 6.58 1.02 6.30 6.33 6.35 6.37 6.40 6.42 6.44 6.47 6.49 6.52 6.54 6.56 6.59 1.04 6.31 6.34 6.3

30、6 6.38 6.41 6.43 6.46 6.48 6.50 6.53 6.55 6.57 6.60 1.06 6.32 6.35 6.37 6.39 6.42 6.44 6.47 6.49 6.51 6.54 6.56 6.58 6.61 1.08 6.33 6.36 6.38 6.40 6.43 6.45 6.48 6.50 6.52 6.55 6.57 6.59 6.62 1.10 6.34 6.37 6.39 6.41 6.44 6.46 6.49 6.51 6.53 6.56 6.58 6.60 6.63 來源：國金證券研究所測算，注：1.06 元/Wh 儲能成本 圖表圖表1313

31、：不同組件價格不同組件價格/制氫系統價格下的制氫系統價格下的 IRRIRR，設備降本下項目經濟性逐步顯現，設備降本下項目經濟性逐步顯現 風光氫一體化項風光氫一體化項目目 IRR（%）電解槽價格（元電解槽價格（元/W）0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 光伏組光伏組件格件格（元（元/W）0.86 6.45%6.44%6.43%6.42%6.40%6.39%6.38%6.37%6.36%6.34%6.33%6.32%6.31%0.88 6.35%6.34%6.32%6.31%6.30%6.29%6.28%

32、6.26%6.25%6.24%6.23%6.22%6.21%0.90 6.24%6.23%6.22%6.21%6.20%6.18%6.17%6.16%6.15%6.14%6.13%6.11%6.10%0.92 6.14%6.13%6.12%6.11%6.09%6.08%6.07%6.06%6.05%6.04%6.03%6.01%6.00%0.94 6.04%6.03%6.02%6.00%5.99%5.98%5.97%5.96%5.95%5.94%5.92%5.91%5.90%0.96 5.94%5.93%5.92%5.90%5.89%5.88%5.87%5.86%5.85%5.84%5.83%

33、5.81%5.80%0.98 5.84%5.83%5.82%5.81%5.79%5.78%5.77%5.76%5.75%5.74%5.73%5.72%5.71%1.00 5.74%5.73%5.72%5.71%5.70%5.69%5.67%5.66%5.65%5.64%5.63%5.62%5.61%1.02 5.64%5.63%5.62%5.61%5.60%5.59%5.58%5.57%5.56%5.55%5.54%5.52%5.51%1.04 5.55%5.54%5.53%5.52%5.50%5.49%5.48%5.47%5.46%5.45%5.44%5.43%5.42%1.06 5.45%

34、5.44%5.43%5.42%5.41%5.40%5.39%5.38%5.37%5.36%5.35%5.34%5.33%1.08 5.36%5.35%5.34%5.33%5.32%5.31%5.30%5.28%5.27%5.26%5.25%5.24%5.23%1.10 5.27%5.26%5.24%5.23%5.22%5.21%5.20%5.19%5.18%5.17%5.16%5.15%5.14%來源：國金證券研究所測算，注：1.06 元/Wh 儲能成本 綠氫大規模應用拐點將出現在光儲氫平價點，現階段正向全面平價點逼近。新能源的大規模應用往往出現在其與原有能源的成本平價的時點之后，例如光伏行業

35、的爆發是在2018 年平價上網政策之后，對應看氫能行業的爆發拐點將出現在光儲氫平價點之后?，F階段看，在新能源成本下行的背景下，階段性的區域綠氫平價已實現，綠氫成本正在向全面平價點逼近，綠氫的大規模應用處在爆發前夜。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 圖表圖表1414：綠氫成本正在向全面平價點逼近綠氫成本正在向全面平價點逼近 來源：國金證券研究所測算 1 1.3.3 政策陸續出臺，保障產業政策陸續出臺，保障產業前期前期發展發展 保障政策陸續出臺，綠氫應用限制逐步放開。受限于能源管理條例，初期氫能發展應用推廣相對較緩，今年以來，氫氣的政策管理條例開始逐步松綁，氫能能源屬性政策破冰，體現在綠

36、氫生產不需?；吩S可、允許在非化工園區建制加氫站等等，極大程度上放開了綠氫的生產和使用限制，也降低了額外的無效成本支出，政策的松綁掃除了綠氫推廣路上的重要障礙之一，當前內蒙古、廣東等多地均已出臺相關政策，預計其他地區后續將陸續開放。圖表圖表1515：氫氫氣政策管理條例開始逐步松綁氣政策管理條例開始逐步松綁 環節環節 放松放松/利好政策利好政策 地區地區 政策名稱政策名稱 制氫 綠氫生產項目不需在化工園區內建設。綠氫生產不需取得危險化學品安全生產許可。河北 河北省氫能產業安全管理辦法（試行）遼寧大東區 大東區支持氫燃料電池汽車產業高質量發展的若干政策措施（征求意見稿）吉林 吉林省氫能產業安全管理

37、辦法（試行）離網型項目按照制氫所需電量確定新能源規模，新能源綜合利用率不低于 90%；并網型年上網電量不超過年總發電量的 20%，年下網電量不超過項目年總用電量的 10%內蒙古 內蒙古自治區工業園區綠色供電項目實施細則 2023 年修訂版(試行)儲運 IV 型儲氫瓶國家標準發布。國家標準 GB/T 42612-2023 車用壓縮氫氣塑料內膽碳纖維全纏繞氣瓶 液氫在運輸環節標準規范的細化，也是實現民用液氫道路運輸的前提。交通部 氫氣（含液氫）道路運輸技術規范 支持輸氫管道建設和前期手續辦理。內蒙古鄂爾多斯 鄂爾多斯市支持氫能產業發展若干措施 推動輸氫管道規劃布局，變輸電為輸氫，以綠氫為載體實現新

38、能源跨區域輸送。內蒙古 內蒙古自治區新能源倍增行動實施方案 加氫站 允許在非化工園區建設制氫加氫一體站。廣東 廣東省燃料電池汽車加氫站建設管理暫行辦法 河北 河北省氫能產業安全管理辦法（試行）遼寧大東區 大東區支持氫燃料電池汽車產業高質量發展的若干政策措施（征求意見稿）安徽六安 六安市燃料電池汽車加氫站建設管理暫行辦法（征求意見稿）吉林 吉林省氫能產業安全管理辦法（試行）新疆布爾津 布爾津縣加氫站管理辦法（暫行）（征求意見稿）加氫站參照天然氣加氣站管理模式，經營性加氫站應取得燃氣經營許可或批復。內蒙古 內蒙古自治區加氫站管理暫行辦法 河北 河北省氫能產業安全管理辦法（試行）吉林 吉林省氫能產業

39、安全管理辦法（試行）參照燃氣管理辦法，規范加氫站審批、建設、驗收標準。遼寧大東區 大東區支持氫燃料電池汽車產業高質量發展的若干政策措施（征求意見稿）加氫站參照城鎮燃氣加氣站管理，由住建部門核發燃氣經營許可證。新疆布爾津 布爾津縣加氫站管理辦法（暫行）（征求意見稿）來源：各地政府官網、國金證券研究所 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 各地制氫端補貼出臺，補貼下綠氫將直接實現與煤制氫的平價。多省市出臺綠氫電價優惠、綠氫制造與生產等補貼政策，現階段綠氫項目和補貼大多集中在三北地區，內蒙古、甘肅、吉林、新疆、大連等給予 3-12 元/kg 不等的綠氫補貼，補貼下綠氫與煤制氫平價，解決項目業主

40、及應用方使用綠氫的核心阻礙，補貼將使綠氫項目建設落地速度大幅提速，并且從各地政策出臺上看，給予綠氫設備及生產補貼、確保制氫端設備落地的各項實施細則逐步趨嚴。圖表圖表1616：各地制氫端補貼各地制氫端補貼陸續陸續出臺出臺，給予給予 3 3-1 12 2 元元/kg/kg 不等補貼不等補貼 省份省份 政策名稱政策名稱 補貼條件補貼條件 補貼標準補貼標準 20232023 20242024 20252025 吉林 支持氫能產業發展若干政策措施（試行）對年產綠氫 100 噸以上（含100 噸）的項目 15 元/kg 12 元/kg 9 元/kg 內蒙古鄂爾多斯 支持氫能產業發展若干措施的通知 對落地鄂

41、爾多斯且氫氣產能大于 5000 噸/年的風光制氫一體化項目主體 4 元/kg 3 元/kg 2 元/kg 河南濮陽 濮陽市促進氫能產業發展扶持辦法（2023 年修訂版）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 15 元/kg 12 元/kg 9 元/kg 新疆克拉瑪依 克拉瑪依市支持氫能產業發展的有關扶持政策 對落地克拉瑪依且氫氣產能大于 5000 噸/年的風光制氫一體化項目主體-3 元/kg 1.5 元/kg 甘肅張掖 關于促進氫能產業高質量發展的若干措施（暫行）（征求意見稿）對已和市內加氫站簽訂中長期供氣合同的綠氫制造企業，出廠價格不超過 30 元/公斤的

42、10 元/kg 10 元/kg-遼寧大連 大連市氫能產業發展專項資金管理辦法（2023-2025）（征求意見稿）前款加氫站氫氣來源為可再生能源發電制取、電解水“零碳”綠氫的，對提供氫源的制氫企業 10 元/kg 10 元/kg-寧夏寧東 寧東基地促進氫能產業高質量發展的若干措施 2024 年修訂版（意見征求稿）對在寧東基地實施綠氫替代的化工項目-5.6 元/kg 5.6 元/kg 來源：各政府官網、國金證券研究所 圖表圖表1717：補貼下補貼下綠氫綠氫實現實現與煤制氫與煤制氫直接直接平價平價 來源：國金證券研究所測算，注：煤制氫成本測算區間對應煤價 400-1050 元/噸，ALK 制氫成本測

43、算區間對應電價 0.1-0.23 元/kWh 024681012141618煤制氫成本（元/kg）ALK制氫成本（元/kg）ALK制氫成本-綠氫補貼3元/kgALK制氫成本-綠氫補貼12元/kg650元/t煤價0.2元/kWh電價補貼3元/kg補貼12元/kg0.15元/kWh電價0.36元/kWh電價 成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 1 1.4.4 碳稅抬高現有能源成本，綠氫經濟性進一步凸顯碳稅抬高現有能源成本，綠氫經濟性進一步凸顯 碳稅落地將抬高原有能源使用成本，綠氫平價進程加速?，F階段看，在新能源設備價格下行的背景下，階段性的區間平價可期。此外，歐盟碳稅已于2

44、023年10月開啟試運行，2026 年正式運行，碳稅的落地將抬高原有灰氫成本，因而變相加速綠氫的平價進程。2022 年歐盟平均碳價約為 88.36 歐元/噸，2023 年平均碳價預計為 97.66 歐元/噸，每千克灰氫（煤制氫）約產生的 25kg 二氧化碳，以歐盟 50、100 歐元/噸的碳價測算，對應的灰氫成本將上漲 9.7、19.3 元/kg。碳稅逐步落地下，綠氫的平價進程將加速，綠氫的大規模應用時點或將提前。圖表圖表1818：碳稅落地抬高灰氫成本，綠氫全面平價進程加速碳稅落地抬高灰氫成本，綠氫全面平價進程加速 來源：國金證券研究所測算 圖表圖表1919：5 50 0 歐元歐元/噸碳價下，

45、灰氫價格高于綠氫噸碳價下，灰氫價格高于綠氫 來源：國金證券研究所測算，注：煤制氫成本測算區間對應煤價 400-1050 元/噸，ALK 和 PEM 制氫成本測算區間對應電價 0.1-0.23 元/kWh。791113151719212325煤制氫成本（元/kg）ALK制氫成本（元/kg）PEM制氫成本（元/kg）-7.5元/W PEM制氫成本（元/kg）-4.5元/W煤制氫+碳稅成本（元/kg）成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 2 2.1 1 歐盟碳稅倒逼綠色甲醇應用歐盟碳稅倒逼綠色甲醇應用，打開航運及海外新需求，打開航運及海外新需求 低電價下，綠色甲醇經濟性開始顯現

46、。中國由于“富煤、缺油、少氣”的資源現狀，因此多采用煤為原料生產甲醇，二氧化碳加氫制甲醇反應技術也已逐步成熟，實現真正的減碳，需在加氫過程中應使用綠氫，此方式生產出來的甲醇被稱為綠色甲醇/液態陽光甲醇。根據我們測算，電價低于 0.15 元/kWh 時，綠色甲醇將初步具備競爭力，此時將與煤價為 800 元/噸時的煤制甲醇生產成本基本齊平。圖表圖表2020：制氫電價制氫電價 0.10.15 5 元元/kWh/kWh 以下時綠色甲醇以下時綠色甲醇與與 800800 元元/噸煤噸煤制制甲醇甲醇成本持平成本持平 來源：中國氫能綜合應用技術與項目年度報告 2022、國金證券研究所測算，注：煤制氫成本測算區

47、間對應煤價 650-1000 元/噸，ALK 制氫成本測算區間對應電價0.1-0.25 元/kWh 疊加碳稅成本，綠色甲醇成本優勢開始凸顯。煤制甲醇過程碳排放量為 2.13 噸/噸甲醇，傳統煤制甲醇路線在征收碳稅下，若碳價在 50-100 歐元/噸，按匯率 EUR/CNY 為 7.8 換算，則對應每噸煤制甲醇將額外支出 390-780 元，相較 0.2 元/kWh 的綠色甲醇成本，650元/噸碳稅下，兩者差價達到 1000 元/噸，碳稅加持下綠色甲醇成本優勢開始逐步凸顯。圖表圖表2121：650650 元元/噸碳稅下綠色甲醇與煤制甲醇價差每噸達噸碳稅下綠色甲醇與煤制甲醇價差每噸達 1 1000

48、000 元元 來源：國金證券研究所測算，注：煤制甲醇成本對應煤價為 800 元/噸，綠色甲醇對應電價為 0.2 元/kWh。1500170019002100230025002700綠色甲醇煤制甲醇煤價800元/噸電價0.14/kWh-500050010001500200005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,50050150250350450550650750850950碳稅后綠色甲醇和煤制甲醇成本差（元/噸）甲醇成本（元/噸）碳價（元/噸）碳稅后成本差(0.2元/kWh ALK-煤制甲醇）右軸煤制甲醇成本左軸煤制甲醇加碳價左軸綠色甲醇成本成本優勢區

49、間 成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 綠色甲醇航運使用及出海邏輯逐步開啟。相較傳統化工行業的甲醇替代，憑借著綠色溢價，其在綠色航運及海外出口等對碳排放控制要求高或是碳價高的行業及地區中體現更為明顯，或將成為未來綠色甲醇重要消納領域。受歐盟碳稅影響，甲醇船訂單需求高增，綠色甲醇將成為未來較長一段時間的重要燃料來源。圖表圖表2222：綠色甲醇航運燃料溢價高將帶動綠氫消納綠色甲醇航運燃料溢價高將帶動綠氫消納 來源：國金證券研究所測算 2.2 2.2 綠氨經濟性可期，綠氨經濟性可期，適用于適用于替代傳統替代傳統高碳高碳路線路線 合成氨傳統路線碳排放量高，采用綠氫替代路線將實現

50、大幅減碳。根據中國氣體工業協會數據，2020年我國合成氨行業二氧化碳的總排放量 2.19億噸，占到了化工行業排放總量的 19.9%。工業合成氨對氫氣來源無特殊要求，可采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫，實現除供熱環節外的零碳排放。圖表圖表2323：全球氫氣利用全球氫氣利用中中合成氨合成氨占比第一（萬噸，占比第一（萬噸，%）圖表圖表2424：我國合成氨我國合成氨 COCO2 2排放量占比達排放量占比達 20%20%（萬噸，（萬噸，%）來源：中國氫能聯盟、國金證券研究所 來源：中國氮肥工業協會、國金證券研究所 低電價下綠氨可與傳統合成氨路線的成本持平。當前 ALK 制氫合成氨路線在 0.2、0.15元

51、/kWh 度電成本、1.5 元/W 購置成本下，可實現與煤制氫合成氨（煤價 950、650 元/噸）、天然氣制氫合成氨（氣價 1.2、0.8 元/m3）的成本持平。010020030040050060070080005,00010,00015,00020,00025,00030,00035,000滲透1%滲透率10%滲透率30%滲透率50%綠色甲醇需求量（萬噸/年）生產所需要綠氫（萬噸/年）對應電解槽需求量（GW）合成氨,1080,32%甲醇,910,27%煉化與煤化工,820,25%其他,480,14%交通,52,2%合成氨,2.19,20%甲醇,1.96,18%其他,6.86,62%行業深

52、度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表2525：制氫電價制氫電價 0.0.1515 元元/kWh/kWh 時時綠氨綠氨與與 65650 0 元元/噸煤價和噸煤價和 0.80.8 元元/m/m3 3天然氣價的天然氣價的合成氨合成氨成本持平成本持平 來源：石油煉制與化工、焦爐煤氣制氫氣和天然氣工藝及成本效益研究、天然氣制氫、甲醇制氫與水電解制氫的經濟性對比探討，國金證券研究所測算。注：煤制氫成本測算區間對應煤價 650-2000 元/噸，天然氣制氫成本測算區間對應天然氣價 1-5.5 元/m3，ALK 制氫成本測算區間對應電價 0.1-0.55 元/kWh。碳稅加持下綠氨平價進程將加速。

53、煤制氫合成氨成本主要由煤炭價格決定，綠氫合成氨成本主要由電價決定。在國內煤炭價格波動、綠氫生產成本逐漸降低、碳交易政策和細則逐步落地的情況下，綠氫替代煤制氫合成氨的經濟性進一步顯現。在 50 元/噸碳稅下，煤制氨生產成本上升約 9%，800 元/噸碳稅下（以歐盟碳稅 100 歐元/噸為基準換算），煤制氨生產成本上升 137%，此時綠氫制氨具備明顯成本優勢。在煤價 800 元/噸左右，50元/噸的碳交易價格加持下，電價提升至 0.2 元/kWh 時（無碳稅時需 0.18 元/kWh），綠氨便可實現平價。圖表圖表2626：在在煤煤價價 8 80000 元元/噸噸及及 5050 元元/噸碳價下，電價

54、僅需到噸碳價下，電價僅需到 0.0.2 2 元元/kWh/kWh 綠氨綠氨即即可實現平價可實現平價 煤價煤價（元（元/t t）煤制氨成本煤制氨成本 （元（元/t/t）煤制氨煤制氨 +5050 元元/噸噸碳碳價價 （元（元/t t）煤制氨煤制氨 +800800 元元/噸碳噸碳價價 （元（元/t t）電價（元電價（元/kWh/kWh）綠綠氨氨成本成本-ALKALK 路路線線（元（元/t t）650 2463 2674 5839 0.10 1822 800 2685 2896 6061 0.15 2313 950 2908 3119 6284 0.20 2803 1100 3130 3341 650

55、6 0.24 3196 1250 3352 3563 6728 0.27 3490 1400 3575 3786 6951 0.28 3510 1550 3797 4008 7173 0.29 3686 1700 4019 4230 7395 0.30 3785 來源：石油煉制與化工、焦爐煤氣制氫氣和天然氣工藝及成本效益研究、天然氣制氫、甲醇制氫與水電解制氫的經濟性對比探討，國金證券研究所測算 0100020003000400050006000700080009000煤制氫合成氨天然氣制氫合成氨綠氨電價0.15元/kWh天然氣價0.8元/m3煤價650元/噸 成本優勢區間 行業深度研究 敬請參

56、閱最后一頁特別聲明 14 圖表圖表2727：5 55050 元元/噸噸碳稅下碳稅下綠氨綠氨與煤制氨價差每噸高達與煤制氨價差每噸高達 2 2200200 元元 來源：國金證券研究所測算，注：煤制氨成本對應煤價為 800 元/噸。3 3.1.1 交通領域氫價接受度最高，可實現運營成本平價交通領域氫價接受度最高，可實現運營成本平價 氫氣價格接受度最高，運營經濟性準備就緒。燃料電池汽車百公里氫耗隨車型大小、運營工況、系統裝機容量、系統控制邏輯變化，參考FCV實際運營數據，49t 燃料電池重卡百公里氫耗取 8kg。燃油車百公里油耗約 40-50L，油價在 6-7 元/L，則氫氣槍口售價37.5 元/kg

57、 時，百公里能耗費用基本與柴油車齊平。圖表圖表2828：3 37.57.5 元元/kgkg 以下氫氣價格即可在交通領域實現能源平價以下氫氣價格即可在交通領域實現能源平價 指標指標 參數參數 百公里油耗（L)50 百公里氫耗（kg）8 柴油價格（元/kg）6 氫氣平價槍口售價（元氫氣平價槍口售價（元/kgkg）37.537.5 來源：國金證券研究所測算 加氫站氫氣售價在 30 元/kg 時，從外供加氫站氫氣模型看，0.3 元/kWh 電價可實現平價，從制加氫一體化站模型看，電價為 0.35 元/kWh 時可實現平價。0500100015002000250030003500400001,0002,

58、0003,0004,0005,0006,0007,0008,00050150250350450550650750850950碳稅后綠氨和煤制氨成本差（元/噸）合成氨成本（元/噸）碳價（元/噸）碳稅后成本差(0.2元/kWh ALK-煤制氨）右軸煤制氨成本左軸煤制氨加碳價左軸ALK合成氨成本（0.2元/kWh）左軸成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 圖表圖表2929：外供加氫站外供加氫站 0.30.3 元元/kWh/kWh 電價可實現電價可實現氫氣平價氫氣平價（元（元/kgkg）圖表圖表3030：制加氫一體化制加氫一體化加氫站加氫站 0.0.3535 元元/kWh/kWh

59、 電價可實現電價可實現氫氣平價（元氫氣平價（元/kgkg）來源：國金證券研究所測算，假設加氫站氫氣售價在 30 元/kg 來源：國金證券研究所測算，假設加氫站氫氣售價在 30 元/kg 電價補貼下，交通領域氫氣能源使用經濟性進一步凸顯。東部地區，例如廣東給予站內加氫制氫一體化站0.18 元/kWh谷電的蓄冷電價優惠，此時電解水制氫在交通領域的售價將低至 20 元/kg 左右，遠低于與柴油車的能源成本對比。圖表圖表3131：示范城市群相關城市谷電示范城市群相關城市谷電給予優惠電價（元給予優惠電價（元/kgkg）圖表圖表3232：制加氫一體化制加氫一體化加氫站加氫站 0.0.1818 元元/kWh

60、/kWh 電價電價氫氣進氫氣進一步凸顯（元一步凸顯（元/kgkg）來源：各省國家電網，國金證券研究所。注：只考慮大工業的電度電價國金證券研究所 來源：國金證券研究所測算 3 3.2 2 交通領域交通領域帶動氫氣新領域應用，燃料電池帶動氫氣新領域應用，燃料電池產業鏈產業鏈受益受益 氫氣使用端從交通領域切入將塑造燃料電池產業鏈。原有的化工、工業端使用氫大多為存量替換市場邏輯，除非國內碳稅全面落地，否則灰氫向綠氫轉變的過程將很難對現有化工、工業領域企業進行估值重塑；燃料電池產業鏈符合高增速、市場空間廣的特點，僅從交通領域入手，商用車市場足夠支撐千億市值企業，分布式發電也將進一步提升企業估值，向乘用車

61、切入時，萬億市場格局將打開。當前氫氣供給無法滿足未來燃料電池在交通領域使用，百萬臺預期存量下，對應氫氣需求量超 5000 萬噸，足以拉動整個上游氫氣制備端。7.47.67.88.08.28.48.68.89.09.20.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.50廣東北京上海河南河北山東江蘇電度電價谷電時間長度（小時，右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 圖表圖表3333：氫氣使用端從交通領域切入氫氣使用端從交通領域切入打開應用市場打開應用市場（輛輛）來源：國金證券研究所測算 4 4.1.1 風光大規模裝機下，儲能時長與規模標準抬高風光大規

62、模裝機下，儲能時長與規模標準抬高 西北外送電省份消納壓力突出，新能源裝機高增和本地電量富余為主因。國家電網新能源消納運行評估及預警技術規范設置了新能源消納監測預警紅/黃/綠色區域，進入紅色預警的地區或面臨暫停風光電接入的風險，主要判斷指標為新能源利用率。在“源荷分離”規劃下，西北新能源裝機高增，目前青海、甘肅、寧夏、內蒙、新疆風光裝機占電源總裝機比例已超過 35%，隨著大基地建設推進，未來西北地區仍將成為風光裝機快速滲透的主戰場。圖表圖表3434：近三年光伏利用率相對較低近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況省份逐月利用率情況 2021 年 2022 年 2023 年 21 全年 1 月

63、2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 22 全年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 西藏 80%74%78%76%78%86%88%87%89%69%76%81%78%80%72%73%73%82%76%77%79%77%85%81%77%青海 86%96%91%90%90%84%85%87%95%93%95%94%96%91%97%98%95%90%92%88%87%91%90%93%89%新疆 98%99%98%98%96%99%99%99%98%94%88%97%100%97

64、%99%99%98%99%98%99%98%98%93%93%96%蒙西 97%97%90%97%98%98%98%99%100%98%98%98%98%97%84%98%95%96%97%99%98%96%98%99%96%寧夏 98%98%98%94%98%99%99%99%99%94%96%97%98%97%91%98%98%96%97%99%99%98%94%92%96%陜西 98%98%98%96%97%98%98%99%99%98%98%97%97%98%97%98%97%97%97%99%99%98%97%91%94%河北 98%98%94%96%97%98%99%100%100

65、%99%99%97%98%98%91%98%96%97%98%99%99%97%100%99%97%吉林 99%100%100%95%95%98%99%100%100%99%100%96%98%98%98%98%97%93%95%98%100%97%97%97%98%甘肅 99%99%99%97%97%96%98%99%99%98%99%99%100%98%99%99%97%97%97%99%98%98%97%93%90%全國 98%98%96%97%98%98%99%99%99%99%98%98%99%98%97%99%98%98%98%99%99%99%98%98%97%來源：全國新能源消

66、納監測預警中心、國金證券研究所 大規模的電消納壓力下，配儲的時長與規模要求逐步提高。2023 年全球光伏新增裝機規?；蚋哌_380GW，并且在樂觀預計下，2024年全球光伏需求有望同比增長30%，在新能源裝機鋪開及高增的背景下，棄電的規模也將開始邁入 MW 級別，對應的儲能要求也在相應提高，體現在儲存的時長、規模，亦或是跨區域和季節的靈活調配，此時僅依靠電化學儲能難以滿足多樣化需求，氫作為和電化學互補的儲能方式，將共同構成主流路徑。010,00020,00030,00040,00050,00060,00020222023E2024E2025E公交大巴物流運輸重卡0100,000200,00030

67、0,000400,000500,000600,0002030E1%10%0.1%行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 圖表圖表3535：電化學儲能電化學儲能適用于日內適用于日內短時短時，氫儲能更適用于，氫儲能更適用于日間長時儲能日間長時儲能 參數指標參數指標 蓄電池蓄電池 氫氫儲能儲能 磷酸鐵鋰電池磷酸鐵鋰電池 鈉離子電池鈉離子電池 液流電池液流電池 能量密度能量密度（MJ/MJ/kgkg）0.5 0.4 0.4 140 儲能循環效率儲能循環效率 85%85%80%36%月度自放電率月度自放電率 受溫度和濕度影響，產生不同程度衰減，一般在 10%以下 無 循環壽命（次）循環壽命（次）3

68、000 2000 10000 無 來源：中國低碳技術創新需求評估報告，DeepTech，國金證券研究所 4 4.2.2 氫適用大規模、長周期儲能，邊際擴容成本經濟性更優氫適用大規模、長周期儲能，邊際擴容成本經濟性更優 氫在大規模儲能下具備成本優勢，并且擴容成本更低，現階段適配風光的規?；{。測算邏輯與假設如下：蓄電池儲能綜合了充電、儲電、放電三個功能于一體，然而對于氫儲能系統來說則分別需要電解槽、儲氫罐、燃料電池來實現以上三個功能。我們以 1MWh 的儲能需求為測算基準，考慮氫儲能系統綜合效率36%，一天工作10小時，將 0.28MW的堿性電解槽、8 個 20MPa 的儲氫瓶以及 0.17M

69、W 的燃料電池系統看成一個日均存儲電能 1MWh的整體，最終測算氫儲能系統初始投資的度電成本為 1300 元，低于磷酸鐵鋰電池和液流電池。后續擴容對于蓄電池類的磷酸鐵鋰電池、鈉離子電池和液流電池，需要配套擴充相應的鋰電池、鈉電池和釩電解液，以擴建成本占總投資成本的 50%測算度電擴容成本，氫儲能由于擴容僅需擴充氫罐，因此度電擴容成本測算以對應擴充的氫罐價值測算。最終測算度電儲能邊際成本氫最低，約為 120 元/kwh，和蓄電池類度電擴容對比最低，且隨著儲能容量的增大，價差將逐步拉大，100 度電的儲能擴容需求時，最大成本差可達 11 萬。圖表圖表3636：1MWh1MWh 儲能下氫能初始投資建

70、設的度電成本較低儲能下氫能初始投資建設的度電成本較低（元（元/kWh/kWh）圖表圖表3737：1kWh1kWh 儲能擴容下氫能度電儲能邊際成本最低儲能擴容下氫能度電儲能邊際成本最低（元（元/kWh/kWh）來源：中國低碳技術創新需求評估報告、DeepTech、國金證券研究所 來源：中國低碳技術創新需求評估報告、國金證券研究所 5 5.1.1 綠氫為工業脫碳關鍵原料，示范應用開啟綠氫為工業脫碳關鍵原料，示范應用開啟 氫氣具備高能量密度及熱值，適用于鋼鐵行業減碳工程。在某些特定領域，能源需要擁有更高能量密度、更長期的儲存周期或以燃料形式存在用來燃燒，即使用電需求不斷高增，但在某些領域的需求，電是

71、無法替代非電能源，例如金屬冶煉、焦爐煉鋼等。假設到 2060 年中國電氣化率高達 70%，對應仍然存在 20-30 億噸標準煤的能源需完成脫碳，因此需其他能源形式以實現碳中和。氫氣憑借其高能量密度和熱值，適用于工業領域脫碳，其熱值是汽油的 3 倍，酒精的 3.9 倍，天然氣的 5 倍，焦炭的 4.5 倍。050010001500200025003000磷酸鐵鋰電池鈉離子電池液流電池氫能0200400600800100012001400磷酸鐵鋰電池鈉離子電池液流電池氫能行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表3838：氫氫能熱值是其他傳統化石能源的數倍能熱值是其他傳統化石能源的數倍

72、 指標指標 氫氣氫氣 天然氣天然氣 汽油汽油 酒精酒精 焦炭焦炭 氣態密度（氣態密度（kg/m）0.089 0.736 4.14 2.009-液態密度（液態密度（kg/m3）70.8 450 700-780 789 400-520（固態）沸點（沸點（）-253-162 30 78.3-單位熱值（單位熱值（MJ/kg）142.3 25.5 44 36 30 能量密度（能量密度（MJ/kg）0.010 0.035 46 29.29-燃燒速度（燃燒速度（cm/s）346 38 35-自燃溫度（自燃溫度（）585 270 427 323 450 來源：中國氫能產業聯盟、國金證券研究所 氫氣煉鋼開啟試點

73、項目，項目產能累計規模達 1345 萬噸。鋼鐵行業對氫氣的利用集中在新增產能的生產工藝流程，行業領先企業占據先發地位，近年來國內大型鋼鐵企業已經逐步開啟了氫冶金技術工藝試點項目。圖表圖表3939：近期已宣布的氫冶金試點項目產能達到近期已宣布的氫冶金試點項目產能達到 13134 45 5 萬噸萬噸 鋼鐵企業鋼鐵企業 地點地點 技術技術 產能（萬噸）產能（萬噸）寶武-八一鋼鐵 新疆烏魯木齊 富氫高爐技術 研發階段 寶武-湛江鋼鐵 廣東湛江 富氫氣基豎爐技術 2100 河鋼集團 河北張家口、唐山、邯鄲 富氫氣基豎爐技術 3120 酒鋼集團 甘肅嘉峪關 氫氣直接還原鐵 研發階段 建龍集團 內蒙古烏海

74、氫氣熔融還原冶煉 30 日照鋼鐵 山東日照 氫氣直接還原鐵 50 晉南鋼鐵 山西臨汾 高爐噴氫 100 中國鋼研 山東臨沂 成套純氫豎爐技術 5 興國鑄業、中船 718 所、隆基氫能、豫氫裝備 河北昌黎 高爐富氫冶煉 研發階段 邢臺鋼鐵 河北邢臺 氫基熔融還原加電爐煉鋼 165（鐵）、225（鋼）安寧鐵鈦 四川攀枝花 氫冶金直接還原 100 合計合計 13134 45 5 來源：中國 2030 年“可再生氫 100”發展路線圖、國金證券研究所 5 5.2.2 滲透加速看成本經濟性，綠氫降本下邁向平價區間滲透加速看成本經濟性，綠氫降本下邁向平價區間 光儲降本下氫冶金經濟性逐步可期。生產 1 噸鐵

75、需焦炭 340 kg，二氧化碳排放量約 1.25噸；生產 1 噸鐵需氫氣 89 kg。以焦炭價格 2500 元/噸測算，不考慮碳稅的情況下，平價時對應氫氣的價格為9.6元/kg，當碳稅為200元/噸，氫氣成本抬高至需低于12.4元/kg時，氫冶金才更具有成本優勢。當前光儲降本下，氫冶金開啟了可實現經濟性的預期。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 圖表圖表4040：制氫電價制氫電價 0.10.11 1 元元/kWh/kWh 以下時以下時氫冶金與氫冶金與 2 25 50000 元元/噸噸的的焦炭冶金焦炭冶金成本持平成本持平 來源：國金證券研究所測算，注：冶金氫氣平價成本測算區間對應焦炭價

76、格 1500-3500 元/噸，ALK 制氫成本測算區間對應電價 0.1-0.2 元/kWh。圖表圖表4141：650650 元元/噸碳稅下氫冶金噸碳稅下氫冶金平價成本平價成本每千克每千克可抬高可抬高 0.130.13 元元 來源：國金證券研究所測算，冶金氫氣平價成本測算區間對應焦炭價格 2500 元/噸 光伏+氫儲能+火電靈活性運行示范工程可行性分析(摻燒 20%)，在大部分場景下，棄光制氫+氫儲能+火電 20%摻氫燃燒的方案可實現更優經濟性。測算邏輯：1 噸煤發電量為 3333kWh，對應排放 2.62 噸二氧化碳，以不同情況下的煤炭價格測算其基礎電力成本，在后續碳稅價格疊加下，測算其發電

77、的電力成本，對比棄光制氫（零發電成本）+氫儲能+火電 20%摻氫燃燒，大部分場景下后者更具備經濟性。46810121416ALK制氫成本（元/kg）冶金氫氣平價成本（元/kg）電價0.11元/kWh焦炭價格2500元/噸-0.80-0.60-0.40-0.200.000.200.400.608.89.09.29.49.69.810.010.210.410.610.811.050150250350450550650750850950碳稅后綠氨冶金平價成本（元/kg）氫氣平價成本（元/kg）碳價（元/噸）碳稅后成本差(0.12元/kWh ALK-煤制氨）右軸焦炭煉鐵-氫氣平價成本（元/kg）焦炭煉

78、鐵-氫氣平價成本加碳價左軸ALK制氫成本（0.12元/kWh）成本優勢區間 成本優勢區間 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 圖表圖表4242：煤炭發電電力成本隨煤炭和煤炭發電電力成本隨煤炭和碳稅價格碳稅價格的波動的波動(元元/噸噸)電力成本電力成本(元元/kWh)/kWh)碳稅價格碳稅價格(元元/噸噸)0 0 5050 100100 150150 200200 250250 300300 350350 400400 煤炭價格煤炭價格(元元/噸噸)500500 0.150 0.189 0.229 0.268 0.307 0.347 0.386 0.425 0.464 700700 0

79、.210 0.249 0.289 0.328 0.367 0.407 0.446 0.485 0.524 900900 0.270 0.309 0.349 0.388 0.427 0.467 0.506 0.545 0.584 11001100 0.330 0.369 0.409 0.448 0.487 0.527 0.566 0.605 0.644 13001300 0.390 0.429 0.469 0.508 0.547 0.587 0.626 0.665 0.704 15001500 0.450 0.489 0.529 0.568 0.607 0.647 0.686 0.725 0.7

80、64 17001700 0.510 0.549 0.589 0.628 0.667 0.707 0.746 0.785 0.824 來源：Wind，國金證券研究所，黑色方框的綜合電力成本，燃煤摻燒 20%氫比純燃煤燃燒發電更具經濟性 圖表圖表4343：煤炭發電（摻氫煤炭發電（摻氫 2020%燃燒）電力成本隨煤炭和燃燒）電力成本隨煤炭和碳稅價格碳稅價格的波動的波動(元元/噸噸)電力成本電力成本(元元/kWh)/kWh)碳稅價格碳稅價格(元元/噸噸)0 0 5050 100100 150150 200200 250250 300300 350350 400400 煤炭價格煤炭價格(元元/噸噸)50

81、0500 0.251 0.259 0.268 0.276 0.285 0.293 0.302 0.310 0.319 700700 0.285 0.293 0.302 0.310 0.319 0.327 0.336 0.344 0.352 900900 0.319 0.327 0.336 0.344 0.352 0.361 0.369 0.378 0.386 11001100 0.352 0.361 0.369 0.378 0.386 0.395 0.403 0.412 0.420 13001300 0.386 0.395 0.403 0.412 0.420 0.429 0.437 0.446

82、 0.454 15001500 0.420 0.429 0.437 0.446 0.454 0.463 0.471 0.480 0.488 17001700 0.454 0.463 0.471 0.480 0.488 0.496 0.505 0.513 0.522 來源：Wind，國金證券研究所，黑色方框的綜合電力成本，燃煤摻燒 20%氫比純燃煤燃燒發電更具經濟性 新能源設備的大幅降本以及綠色能源的政策性溢價共同推動了行業大發展，上游制氫端以及各下游應用領域逐步開始具備經濟性，綠氫項目將陸續開工，行業進入兌現階段。方向選擇：重點布局制儲相關設備企業方向選擇：重點布局制儲相關設備企業 1）綠氫生

83、產由項目持續落地所帶動，板塊整體表現將取決于招標的持續性與絕對量，隨著近一年來電解槽項目招標要求逐步提高，標的首選具備進入大型項目供應商以及具備海外出貨企業，重點看好電解槽相關設備端機會。2）產業大發展下，中下游同步推廣，看好加氫站建設帶來的設備機會以及燃料電池核心零部件。具體投資組合具體投資組合&主線主線：1）板塊整體受行業大貝塔驅動，直接受益于綠氫項目高增帶來的制氫端設備相關企業：華光環能、華電重工、科威爾、昇輝科技、億利潔能；2）中游隨著產業大發展配套推廣，推薦關注加氫站、液氫及管道建設帶來的設備端機會：石化機械、蜀道裝備、冰輪環境、厚普股份、中泰股份；3）下游燃料電池汽車及氫儲能電站推

84、廣加速，帶來燃料電池需求高增，推薦關注核心零部件企業：國鴻氫能、富瑞特裝、億華通、京城股份、致遠新能。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 圖表圖表4444：氫能行業公司估值（億元，倍）氫能行業公司估值（億元，倍）環節環節 證券證券代碼代碼 名稱名稱 貨貨幣幣 股價股價 總市總市值值 PBPB 20222022 年年歸母凈歸母凈利利 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 氫能業務氫能業務 歸母凈歸母凈利利 PEPE 歸母凈歸母凈利利 PEPE 歸母凈歸母凈利利 PEPE 制氫 600475 華光環能*CNY 8.28 78.14 0.98 7.29 9.37

85、 9.57 8.17 10.96 7.13 10.96 電解槽 601226 華電重工*CNY 5.54 64.63 1.55 3.10 22.05 4.09 15.81 5.01 12.91 5.01 電解槽、氣體擴散層、質子膜 300423 昇輝科技*CNY 5.00 24.88 0.93 -9.81-電解槽、電源設備 600277 億利潔能*CNY 1.99 70.86 0.42 7.31-電解槽、綠氫項目 601012 隆基綠能 CNY 18.17 1376.93 1.94 148.12 146 13 194 10 244 8 電解槽 300274 陽光電源 CNY 79.99 118

86、7.97 4.65 35.93 98.76 12 122.71 10 160.28 8 電解槽、電源設備 603169 蘭石重裝 CNY 4.07 53.17 1.62 1.76 2.85 30 3.74 23 4.85 18 電解槽、儲罐 000852 石化機械 CNY 5.46 52.18 1.71 0.52 0.90 49.55 1.47 31.21 2.50 21.89 電解槽、壓縮機、管道鋼材 688551 科威爾 CNY 42.66 35.72 3.31 0.62 1.28 29.73 1.88 20.28 2.63 14.54 電解槽和燃料電池檢測設備 300405 科隆股份*C

87、NY 4.22 12.00 2.06 -118.75-電極 603063 禾望電氣 CNY 17.72 78.54 2.05 266.81 3.45 35.71 5.13 24.00 7.01 17.54 電源 300124 匯川技術 CNY 59.35 1588.61 7.07 4,319.76 42.06 43.93 54.35 33.00 69.65 26.53 電源 300124 許繼電氣*CNY 18.35 186.99 1.74 759.22 9.39 19.91 12.03 15.55 14.96 12.50 電源 603269 海鷗股份*CNY 8.55 13.47 1.43

88、73.75 1.05 12.83 1.53 8.82 2.25 5.99 冷卻塔 儲運 3899.HK 中集安瑞科*HKD 6.35 130.62 1.27 10.55 12.60 9.40 14.92 7.94 17.36 6.82 儲氫球罐、車載儲氫瓶、高壓氣瓶 300228 富瑞特裝 CNY 5.70 32.80 1.85 -2.23 1.2 29.54 3.1 11.44 4.7 7.54 氫氣閥門 300540 蜀道裝備*CNY 15.79 26.02 2.65 -0.25 0.57 45.65 0.84 30.98 0.99 26.28 液氫裝備、加氫站成套設備 603856 東宏

89、股份*CNY 9.61 24.69 1.11 1.49 2.77 8.93 3.47 7.11 4.37 5.65 輸氫管道鋼材 加氫站 300471 厚普股份*CNY 7.62 30.80 2.41 -1.36-加氫站設備及 EPC 000811 冰輪環境*CNY 9.06 69.19 1.30 4.26 6.79 10.19 8.54 8.10 10.38 6.66 壓縮機、車用空壓機、氫循環泵 燃料電池 9663.HK 國鴻氫能*HKD 17.00 89.83 3.39 -2.73-電堆、系統、雙極板 688339 億華通*CNY 28.76 46.73 1.55 -1.66-1.75

90、-27.13 -0.71 -66.95 0.16 292.69 系統 2402.HK 億華通*HKD 27.95 57.09 1.50 -1.66-系統 002733 雄韜股份*CNY 10.06 38.65 1.39 1.57-系統 000338 濰柴動力*CNY 15.10 1268.64 1.70 49.05 87.12 15.12 109.88 11.99 134.89 9.77 系統 601678 美錦能源*CNY 3.34 68.74 0.61 11.78-整車、加氫站運營等 002639 雪人股份*CNY 5.23 40.41 1.62 -2.03-空壓機、氫循環泵 600860

91、 京城股份*CNY 7.79 36.72 4.15 0.18-車載儲氫瓶 300985 致遠新能*CNY 21.85 29.13 2.46 -51.56-車載儲氫瓶 0189.HK 東岳集團*HKD 5.20 118.32 0.75 3.86-質子交換膜 601208 東材科技*CNY 8.10 74.34 1.72 4.15 4.21 17.67 6.00 12.39 8.11 9.17 質子交換膜 688737 中自科技*CNY 19.82 23.83 1.27 -0.87 0.62 38.43 1.99 11.99 2.88 8.27 催化劑 600459 貴研鉑業*CNY 11.86

92、90.25 1.43 4.07 5.33 16.93 7.04 12.83 8.41 10.73 催化劑 來源：Wind，國金證券研究所（帶“*星號”公司采用 Wind 一致盈利預期，其余公司采用國金證券盈利預測，股價采用 2024/2/5 收盤價）降本速度不及預期：綠氫制取成本受到光伏組件、儲能設備及制氫設備價格的影響，若后續新能源相關設備降本速度不及預期，可能將影響綠氫的平價進程及應用推廣。技術研發進度不及預期：電解水制氫設備處于技術快速迭代的過程，技術的進步將帶來成本的下降，若技術研發不及預期，將影響商業化進程推廣。下游氫能推廣滯后：氫能應用場景廣闊，當前滲透率較低，存在后續氫能應用推廣

93、不及預期的情況。政策和項目落地不及預期：當前氫能推廣主要受政策規劃驅動，項目和車輛推廣進程受制于補貼下發周期和項目勘探批復等多重因素影響，政策和項目落地的具體時間具備一定的不確定性。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 特別聲明：特別聲明：國金證

94、券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載

95、觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，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國金證券其它業務部門、單位或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。本報告僅為參考之用，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。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

96、可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券

97、并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、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。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；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融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進

98、行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-80234211 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 5 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806