2023年以來，光伏持續極致降本提效，導致度電成本不斷下降。氫能產業的底層邏輯，也因為電解水制氫的成本下降，有望得以重構：由下游燃料電池推廣應用，轉移到上游綠氫，推動電解槽放量。

光伏裝機如此大爆發，怎么能夠沒有氫呢？

光伏降本，將導致綠氫爆發

1.1 綠氫規劃大爆發，2024 年綠氫項目將迎批量開工 綠氫規劃產能高增

2025年國家規劃10-20 萬噸、各地合計達 100 萬噸。自國家層面發布《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》后，各地積極規劃可再生能源制氫。當前已落地綠氫項目產能僅為5 萬噸。

據各地政府發布的相應氫能政策規劃，綠氫產能合計規劃量在2025、2030、2035年將分別達到100萬噸、100萬噸、250萬噸。

發展氫能全球共識逐步達成，海外綠氫規劃產能同步高增。

COP28最新草案第39 條（d） 款指出：“加快零排放和低排放技術，包括碳捕獲、利用和儲存以及低碳氫的生產等，以便加強在能源系統中替代碳排放有增無減的化石燃料的努力。”

相較于COP27 草案——只是將氫能作為供締約方進一步審議的領域，COP28 草案則是正式加入了氫能相關內容。被納入就意味著此領域被締約方呼吁加快布局，意味著全球發展氫能共識已經形成，后續各國的氫能發展將會提速。

從海外綠氫規劃來看，歐盟2030年綠氫產能規劃達到2000萬噸，中東當前合計產能規劃達到 2914.26 萬噸。對于國內企業而言，國內外發展機遇并存，尤其是中東市場值得重視。

2024年綠氫項目將迎開工潮，預計電解槽招標同比翻倍看向4GW。2023年內，大量綠氫項目開始申報立項，國內立項的項目綠氫產能已超400萬噸，當前落地項目僅 5萬多噸產能。

考慮到2025國家10-20 萬噸、各地合計100 萬噸綠氫的產能規劃，2024年綠氫項目將迎來開工潮，帶動制氫設備需求高增。我們樂觀預計，2024年國內電解槽招標量為4GW，同比翻倍增長。

1.2 綠氫應用限制逐步放開，光儲氫平價推動產業發展加速

光儲氫降本驅動綠氫經濟性初顯，階段性區域平價可期。綠氫可與灰氫平價，0.2元/kWh電價時經濟性顯現。

綠氫制取成本主要由電費和制氫設備構成，灰氫制取成本主要受煤價影響。煤炭價格呈現波動態勢，400-1050 元/噸煤價下，對應制氫的氫氣成本在 9.5-15 元 /kg；對于綠氫制取成本，外接電力成本在 0.1-0.23 元/kWh 時，對應制氫成本在 9.1-16.3 元/kg。即意味著電價 0.2 元/kWh 以下時，綠氫和灰氫（1000 元/噸煤價）可達成平價。

光儲氫降本下綠氫開始具備經濟性，光儲氫項目可行性未來可期。電價是綠氫平價關鍵， 光儲氫一體化項目為破局要點，0.2 元/kWh 以下的電價是實現綠氫平價的關鍵。

低電價甚至零電價（棄電消納）只可能發生在采用新能源發電的情況，。綠氫成本在光儲氫一體化項目內將大幅下降。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。

2023年以來， 光伏組件和儲能的降本進程加速，階段性的綠氫經濟性已經初步顯現。

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%。

這意味著在當前光儲氫設備均可達到的成本下，在此模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、及規模化效應等帶來的進一步降本，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。

1.3 氫氣消納潛在上億噸量級，萬億市場啟動。

氫氣消納潛在上億噸量級，帶動萬億市場規模。

根據之前發布的氫能產業鏈系列深度報告之十六——“潛在億噸放量空間，綠氫消納及驅動力探討”的測算和分析，氫氣消納主要集中在化工、鋼鐵、儲能和交通四大領域。

從短、中期以及理論極限值分析來看，短期已立項規劃的綠氫項目可帶動百萬噸氫氣需求和百億元市場空間。在綠氫全面滲透下，潛在的消納空間高達億噸，將催生氫氣和相應設備的萬億市場規模，遠期天花板高。

測算說明：

（1）短期：以當前已落地或立項的綠氫相關項目作為指引測算，部分無明確規劃項目的以綠氫滲透率估算，預計看向 2-3 年后；

（2）中期：以30%的綠氫滲透 率為假設測算，預計看向2030 年；

（3）理論極限：以綠氫全面滲透為假設測算。

制氫設備，有哪些機會

2.1 綠色溢價為產業發展推手，電解槽迎接早期光伏機會

綠氫大規模應用將出現在光儲氫平價點，現階段正向全面平價點接近。

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。

現階段看，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接近。

碳稅落地將抬高原有能源使用成本，綠氫平價進程加速。

歐盟碳稅已于2023 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，每千克灰氫（煤制氫）約產生25kg CO?， 以歐盟10、50 歐元/噸的碳價測算，對應的灰氫成本將上漲1.93、9.65 元/kg，對應1000、400 元/噸煤價下，灰氫達到24、19元/kg，高于0.23 元/kWh電費下的綠氫制取成本。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。

2.2 全球綠氫規劃高增，重點關注制氫設備環節

以風光氫儲一體化項目為導向，綠氫項目呈現高增長態勢。當前國內已投產的綠氫項目規模達到5.4萬噸，其中位于新疆庫車的國內最大光伏制氫示范項目于 2023年8 月30日投產。綠氫工業化規模應用逐步開啟，電解槽進入規模化驗證時代。綠氫項目規劃持續高增，近兩年已立項的綠氫項目合計達到483.31 萬噸，綠氫項目將迎來落地放量。

多地發布綠氫生產補貼政策，給予制氫端前期發展保障。

西北部地區擁有豐富的風光資源， 綠氫項目多集中于此。其中，內蒙古、寧夏、吉林、甘肅、青海、新疆均出臺了相應的綠氫產能規劃，加總規劃量至 2025年達到100 萬噸。

除規劃外，內蒙古、吉林、甘肅、新 疆等多地區也發布了綠氫生產補貼政策，補貼額最高高達10元/kg。預計后續其他地區有望逐步跟進出臺相關政策，規劃指引疊加補貼保障，制氫端迎大發展機遇。

重點跟蹤綠氫項目進度，制氫端設備需求爆發。

綠氫項目立項高增背景下，隨著項目的推進，后續將迎來設備的大規模招標。制氫端設備需求將率先爆發，主要為電解槽、制氫電源、儲氫球罐等設備需求，重點關注2024年各項目落地及招標進度。

國外綠氫項目有望進一步帶動綠氫產能高增，電解槽出貨存在超預期可能。

制氫設備需求除受國內風光氫儲一體化能源大基地項目帶動外，國外的相關綠氫項目建設也將帶動制氫設備需求，尤其是中東地區，規劃項目數量達90個，氫氣產能達 2914.26 萬噸。

當前，多家企業已與中東國家簽訂制氫設備條約并實現了小批量出貨。中能建等企業也承包了綠氫相關項目EPC，制氫設備需求將受到國內外同時拉動，重點關注項目實施及氫能企業出海情況。    

2.3 以堿性電解槽為主，關鍵設備部件同迎機遇

以堿性電解槽為主流，招標量占比達到 94%。電解槽技術路線，當前以堿性電解槽為主。從2023年的招標數據看，堿性電解槽招標量（MW）占比達到 94%，PEM電解槽僅為6%，堿性電解槽及相關設備將在2-3 年內加速發展。

堿性電解槽因成本更低應用較廣，PEM今年起逐步起量，后續兩者有望搭配出貨。堿性電解槽成本更低，更加受到廣泛應用，PEM電解槽今年起開始招標應用，未來兩年PEM 電解槽有望作為堿性電解槽的補充存在，用于應對新能源發電的波動和低負載。

電解槽及配套關鍵設備部件同迎機遇。

綠氫項目的高增將帶動制氫設備需求，電解槽作為核心設備將率先受益。同時，配套輔件設備及價值含量高的核心零部件也將同時受益帶動。 

配套輔件設備方面，制氫電源等電氣設備對于穩定輸入電力起關鍵作用且成本占比高。核心零部件方面，電極是堿性電解槽中對能耗影響最大、成本最高的零部件。

2.4 碳稅推動綠色航運新需求，關注下游綠色燃料溢價

新消納體系建立將推動項目進展，綠色航運發展打開綠氫應用新需求。綠氫項目從規劃建設到落地投運，需同步推動下游綠氫應用。綠色溢價在當前綠色航運中體現較為迅速。

受歐盟碳稅影響，當前甲醇和氨燃料船訂單已超越LNG船訂單。綠色甲醇與綠氨為未來較長一段時間的重要燃料來源，甲醇與氨作為傳統化工產品供應并不缺乏，考慮到疊加碳稅， 綠色燃料缺口仍然較大，同時隨著綠電價格下降，相關溢價會逐步顯著。

國內以政策作為主要驅動，出海關注綠色燃料溢價。

國內當前示范工程對經濟性考量并不顯著，短期看國內更依靠政策及補貼的推動，綠氫方面景氣度更多體現在裝備端而非項目運營。

對標海外，綠色溢價更為顯著。碳稅的落地將推動綠氫及采用綠氫作為原料制取的甲醇、氨等的快速起量。

全球船運每年化石燃料消耗量約為3億噸，全球以綠色甲醇為代表的生物燃料產能約為每年1100萬噸油當量（按照甲醇與油1.95：1 的關系）。

在碳稅推動下，船運可接受甲醇價格約在4500-4800 元/噸，按照當前綠色甲醇的成本加上儲運費用（500 元/噸）后，燃料綠色溢價有望高近1000 元/噸。

氫能標準落地，加氫站、管道和液氫有戲

3.1 儲運環節將成氫氣成本關鍵點，管道、液氫落地加速

制氫平價供應趨勢已現，儲運將成為行業發展重點。

隨著新能源設備端的降本以及政策推動，尤其在西部新能源低廉電價地區，然而目前終端應用的使用成本仍在高位，產業鏈成本的大頭已從生產端轉向儲運端。

氫能產業標準體系出臺，推動中游環節發展。

氫氣的儲存、運輸和加注環節相關標準的模糊，是阻礙產業鏈中游發展的重要原因。

2023年以來，各項標準逐步落地出臺，并且六部門聯合印發了《氫能產業標準體系建設指南（2023 版）》，從國家層面提出了標準制修訂工作的重點。

隨著標準體系的出臺、以及加氫站許可證等政策的逐步放開，中游儲運加環節將配套迎來發展機遇。

管道建設方案鋪開，中國進入輸氫管網建設元年。三桶油管道建設發力，“西氫東送”受 到推廣。

內蒙古發布《內蒙古自治區新能源倍增行動實施方案》，規劃到2025 年全區綠氫生產能力突破50萬噸，綠氫產能在全國占比超過 50%，并研究以綠氫為載體的新能源跨區域輸送模式。結合綠氫長時性儲能屬性，推動輸氫管道規劃布局，通過將綠氫運送至全 國各地，變輸電為輸氫，以綠氫為載體實現新能源跨區域輸送。

當前，過半綠氫規劃及項目大多集中在內蒙古，綠氫制取供給領先地位已確立。建議關注管道建設帶來的相關管網承接商、大功率壓縮機和管道鋼材等核心零部件機遇。

液氫運輸也進入標準放開階段。

液氫運輸一直以來受限制于標準的落地與政策松綁。2023年起，標準開始落地。

液氫從設備技術難點看，在于膨脹機的國產化替代以及液氫儲罐的絕熱性能。前者決定液氫單位能耗，后者決定氫儲存過程中的損失率。對于液氫整體運營來看，每天的液化規模越大，對應液化氫氣的單位能耗越少，而壓縮的過程電費占據大頭。故電價越低，液態成本整體越便宜。

3.2 氫能高速建設示范將落地，加氫站配套同步起量

氫能高速建設示范將落地。

國務院國資委提出《共建中國氫能高速行動倡議》，旨在加快構建以京津冀、上海、廣東、鄭州和河北五城示范群為基礎的氫能高速網絡建設。

其中包含對高速運營車輛和加氫站給予政策支持的內容，如：減免高速通行費以及優化加氫站的建設和運營成本等。這將極大的推動和保障了氫燃料電池汽車的運營。

隨著上游制氫和下游燃料電池車的高速發展，以及相關標準的出臺及政策松綁，中游的基礎設施建設將開始配套起量。

基礎設施建設加速，關注加氫站設備和氫罐。

中石化發布了氫能中長期發展戰略，按照“油氣氫電服”一體化綜合能源服務的思路，推進加氫站網絡布局，規劃到 2025 年，建成加氫能力12 萬噸/年左右。

這意味著若加氫站加注量為500kg/天，則對應將落地建設650余 座加氫站。當前加氫站數量為350余座。加氫站的建設數量高增，將帶動配套加氫站設備， 例如加氫站壓縮機、儲氫罐等需求，以及外供式加氫站帶動的長管拖車高壓氫氣罐需求。重點關注以中石化為主的央國企加氫站建設落地情況。

燃料電池汽車提速，氫儲能電站開啟示范

4.1 燃料電池汽車和氫儲能電站落地推廣

燃料電池及核心零部件受益帶動經濟端和政策端準備就緒，燃料電池汽車將迎推廣。

從經濟端看，燃料電池汽車已經具備經濟性推廣條件。根據氫能&燃料電池深度專題報告——“重卡與叉車：交通領域燃料電池經濟性及潛在市場空間分析”內的測算結果看，當前燃料電池重卡（FCV）在補貼下可實現全生命周期成本（TCO）平價，其降本成效顯著，現階段補貼后TCO 低于電動重卡（BEV）。

從政策端看，補貼和推廣示范政策不斷加碼。

燃料電池政策規劃及細則基本均已落地。國家政策規劃2025年5萬輛保有量、各地加總規劃達到11.8萬輛， 2022年底 FCV 保有量為 1.27 萬輛，分別以 2025 年 5 萬輛和 11.8 萬輛測算，近三年 CAGR 將達到 90%和 110%。

2025年是第一個規劃結算點，明年FCV推廣進程將大幅提速。燃料電池相關核心零部件， 電堆、系統、膜電極、車載儲氫瓶等需求將受到帶動。

電網側儲能調峰需求顯現，氫儲能電站開啟示范建設。

氫儲能系統，可利用新能源出力富余的電能進行制氫，儲存起來或供下游使用。

當電力系統負荷增大時，儲存起來的氫氣可利用燃料電池進行發電回饋電網。在電網側，隨著風光在電網中供電占比的逐步提升，儲能調峰需求對應提升，氫能適用于長時大規模儲能。

根據氫能產業鏈系列深度報告之十五——“碳中和及儲能背景下，千億氫儲能市場一觸即發”的測算結果看，氫能初始投資建設和度電儲能邊際成本均較低，具備儲能及調峰的經濟性初始條件。

使用氫氣發電調峰，將配套氫燃料電池系統。首個氫儲能調峰電站項目在克拉瑪依已經啟動，首期將建設1GW 光伏發電場，年發電量約 14 億千瓦時，配套 180 萬千瓦時氫儲能調峰電站，年制氫量 331,707,458 立方米。通過氫燃料電池發電，年產穩定綠電電量約 899,890,230 千瓦時，計劃于2024 年8月交付，交付期12個月。

除燃料電池汽車外，氫燃料電池需求還將受益于氫儲能電站帶動，帶動的價值量為單車價值量的數倍。

投資建議 

5.1 節奏把握：

重點關注綠氫項目招標落地與出海，其余環節關注政策持續加碼綠氫項目高增帶來制氫設備機會。

2023年以來，成本端和政策端都發生了大的基本面變化。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綠氫大發展，市場關注點由2023年上半年綠氫作為新興能源的第一波熱潮，轉向開始關注行業端的綠氫項目落地節 奏以及企業端的相應訂單獲取及兌現節奏。下游多個綠氫應用領域的鋪開也將同步帶動綠 氫需求高漲。

在綠氫項目儲備充足的情況下，未來1-3 年項目落地將持續高增長。我們認為 2024 年仍將延續主題板塊行情，節奏重點把握以下方面：

1）綠氫項目開工及制氫設備招標進度：綠氫項目開工后半年到一年將對制氫設備進行招標，項目迎來開工潮的情況下，2024 下半年或將迎來制氫設備招標高峰，重點關注中能建等幾個大項目的落地進展； 

2）國家級示范應用政策及補貼等政策的出臺：氫能產業發展現階段多以政策驅動。若國家針對氫能的示范應用政策或補貼出臺，將有力的推動行業發展，綠氫及燃料電池的規模化應用或將提前；

3）加氫站建設進度：中石化作為加氫站建設引領企業，明年加氫站建設進度可能提速， 相應設備提供商將迎來機會； 

4）燃料電池汽車推廣：隨著 2025 年第一個結算點的臨近以及氫能高速建設的倡議出臺， 燃料電池汽車推廣明年將大幅提速，關注燃料電池零部件頭部企業的出貨，一般而言出貨 高峰集中在四季度； 

5）新能源設備及制氫系統降本：經濟性是氫能產業發展的核心驅動力，風光儲氫成本的 下降帶動綠氫經濟性向全面平價點靠近，從而利好氫能全產業鏈發展。

5.2 方向選擇：

重點布局制儲相關設備企業

1）綠氫生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&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：昇輝科技、華光環能、科威爾、華電重工、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。

風險提示

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。