电力设备新能源行业市场前景及投资研究报告：政策驱动氢能脱碳经济性储能

证

券研究报告

行业框架报告政策驱动氢能参与下游行业脱碳，经济性决定其渗透率的拐点发布日期：2024年09月05日摘要：政策驱动氢能参与下游行业脱碳，经济性决定其渗透率的拐点

核心要点：

从产业发展阶段来看，当前氢能行业处于产业化导入初期，即制、储、运、用需求在政策驱动下启动伊始，经济性拐点仍处于左侧，行业渗透率较低。产业链所处阶段决定盈利能力较差，系各环节暂未进入标准化、自动化生产，费用端无法实现规模化带来的成本均摊所致。因此，当前行业处于估值驱动非EPS驱动的投资阶段，寻找产业发展不同阶段需求弹性的最大方向，选择价值分配占优、市场份额提升（包括国产化）的环节和标的是当前阶段跟踪行业景气度及选股的关键。

制氢端：沿着需求弹性方向把握价值分配占优的电解槽、极板、电极、电力设备环节制氢行业短期有增速，长期有空间，根据政策指引的氢能需求主线自下而上测算，电解槽短期增速位于60-70%，长期来看，全球设备及运营市场规模有望从当前几十亿增长至万亿，国内设备及运营市场规模分别有望达到万亿/千亿级别。寻找行业不同发展阶段绿氢的需求弹性方向是跟踪行业景气度的关键，从未来1-2年的维度来看，1）绿醇产业能够拉动电解槽需求的50-60%，是短期装机的核心驱动力，2）同时，伴随产业链价格端优势的逐步显现，核心设备启动出海周期，今年以来电解槽出海同比+3700%，海外占比同比+22pct，有望带来国内企业在量上的第二增长曲线，而向发达地区出货有望同步推动盈利改善。环节选择：价值量决定标的弹性，我们认为核心关注绿醇产业链中的电解槽、气化炉环节，以及设备环节中电解槽、双极板、电极、电力设备环节，将在需求启动后表现出最佳的估值弹性

储运端：解决氢气地域性供需错配的核心，氢能板块投资的后周期品种，把握价值分配占优的管道、储罐、压缩机环节

长距离储运是实现低成本氢气从三北地区向全国运输必由之路，也是氢能在下游行业渗透率持续提升的关键。而这一地域性供需错配的爆发点可能会出现在1）绿氢成本降至平价线（考虑绿色溢价后），下游行业对氢气的需求增长且部分行业发生需求逐步从灰氢转向绿氢的阶段。因此，我们认为管道环节是解决绿氢消纳的后周期品种，也是观测绿氢经济性的行业前瞻指标之一。

环节选择：建议把握价值分配占优的管道、储罐、压缩机环节，以及仪表环节等细分行业龙头

燃料电池车：地区资源决定需求弹性，把握价值分配占优、核心材料国产化两大方向

快速增长未启动、但长期空间可期，预计国内燃料电池车销量短期增速位于60-70%，氢气枪口价格是决定产业链增速的关键指标，预计“十五五”期间增速有望来到100%附近达到渗透率快速提升的拐点，长期来看，商乘用车燃料电池系统/运营规模有望从当前的几十亿增长至万亿达万亿级别。寻找能够使燃料电池车脱颖而出的推广场景是决定需求弹性的关键，我们认为地域资源是关键因素，其主要体现在1）政府资源：政策力度决定财政预算的倾斜程度，2）低成本氢气：氢气成本占比燃料电池车TCO70-80%，是决定其经济性的核心，具备低成本+短距离运输的氢气资源是发展氢燃料电池车的先决条件。

环节选择：首先选择在具备资源优势的地区深耕的企业，其次核心关注价值分配占优的燃料电池（系统）、极板、MEA，以及具备逻辑的PEM、催化剂、GDL。目录01.

氢能行业：行业分析框架及产业链概览制氢端：绿氢需求三条主线明确，绿醇短期是最大的装机驱动02.03.

储运：解决氢气地域性供需错配的核心，氢能板块投资的后周期品种04.

燃料电池车：短期补贴有限，平价决定渗透率提升的拐点3概要：氢能产业链上下游一览图、氢能产业链上下游环节一览资料：GGII，中信建投5氢能产业化导入期研究核心在需求分析，渗透率拐点将推动量、价提升氢能行业周期分析框架估值=PS×营收电价投资成本负相关能耗负相关负相关IRR需求量需求增速价值分配装机意愿绿色溢价正相关利用小时正相关销量价格下游需求量装机上限技术周期数据：中信建投6股价复盘：招标+政策预期影响股价，全球化进程不足国内外股价未实现联动

电解槽板块

招标是

招标量

当前氢能板块首次受资本市场关注，伴随大安项目招标迎来基本面与长期预期共振支撑股价上涨的核心基本面指标，甘肃GW级别大项目招标后中止，板块迎来强势上涨走低，股价回调发展需要政策支持，两会期间政策博弈预期增强600.0500.0400.0300.0200.0100.00.060.0%40.0%20.0%0.0%-20.0%-40.0%-60.0%-80.0%-100.0%月度招标量-MW（左轴）上证指数华电重工华光环能昇辉科技石化机械PLUG

POWERFusionFuel

Green资料：wind，中信建投8政策端-国内：两会后政策密集发布，煤化工行业明确成为短期绿氢应用主线2024年政府工作报告中将氢能作为新质生产力后国内政策密集发布，两个时间维度看氢能应用：1）短期（“十四五”）：炼化、合成氨等煤化工行业是绿氢应用主线，煤电低碳化开始建设，钢铁、船舶、水泥处于示范阶段；2）长期来看（2030年）：煤电领域低碳化加深，碳足迹核算助力绿氢及其下游应用领域（化工、钢铁、化工、交通、化工等领域）的绿氢渗透。图、2024年以来国家层面氢能行业政策，煤化工行业明确成为短期绿氢应用主线地区发布日期政策文件发布机构具体内容1、主要目标：1）2025

年首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右，显著低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。；2）2027年煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—

国家发展改革委、2024/7/162、改造和建设方式：1）生物质掺烧。利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低；2）绿氨掺烧：利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低；3）碳捕集利用与封存。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。1、时间：《天然气利用管理办法》已经2024年5月29日第12次委务会审议通过，自2024年8月1日起施行，天然气利用分优先类、

限制类、

禁止类和允许类2、优先类：油气电氢综合能源供应项目、

终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态2027年）》国家能源局2024/6/19《天然气利用管理办法》2024年第21号令国家3、限制类：以天然气为原料生产甲醇及甲醇生产下游产品装置、以天然气代煤制甲醇项目，以天然气为原料的合成氨、

氮肥项目，

合成氨厂“煤改气”项目4、禁止类：禁止类利用领域包括天然气常压间歇转化工艺制合成氨5、允许类：为炼油、

化工企业加氢装置配套、

为钢铁冷轧配套的天然气制氢项目。2024/6/72024/6/7《水泥行业节能降碳专项行动计划》《合成氨行业节能降碳专项行动计划》国家国家加强水泥行业节能降碳关键技术装备攻关，加大电能、氢能煅烧水泥熟料等技术攻关力度。1、目标：2025

年底，合成氨行业能效标杆水平以上产能占比提升至30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。2024-2025

年，通过实施合成氨行业节能降碳改造和用能设备更新形成节能量约500万吨标准煤、减排二氧化碳约1300

万吨。2030

年底，生产过程绿电、绿氢消费占比明显提升。2、任务：推动以可再生能源替代煤制氢，提高绿氢利用比例。1、目标：2025

年底，全国原油一次加工能力控制在10

亿吨以内，炼油行业能源资源利用效率进一步提升，能效标杆水平以上产能占比超过

30%，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出。2024-2025年，通过实施炼油行业节能降碳改造和用能设备更新形成节能量约200万吨标准煤、减排二氧化碳约500

万吨。2030

年底，炼油行业能源资源利用效率达到国际先进水平，生产过程绿电、绿氢消费占比明显提升。2024/6/72024/6/7《炼油行业节能降碳专项行动计划》《钢铁行业节能降碳专项行动计划》国家国家2、任务：推进炼油工艺流程（（常减压、催化裂化、重整、焦化、加氢等炼油核心工艺））再造与新能源耦合体系建设，稳步提高绿氢使用比例。提升炼油行业清洁运输水平，因地制宜推动运输、作业车辆和机械新能源改造国内1、目标：2025

年底，钢铁行业高炉、转炉工序单位产品能耗分别比2023

年降低1%以上，2024-2025年，通过实施钢铁行业节能降碳改造和用能设备更新形成节能量约2000万吨标准煤、减排二氧化碳约5300万吨；2030

年底，高炉富氧技术、氢冶金技术等节能降碳先进技术取得突破，行业绿色低碳高质量发展取得显著成效。2、任务：加快发展低碳冶炼新模式---加快推进氢基直接还原、富氢熔融还原等非高炉炼铁技术攻关，鼓励利用现有高炉开展富氢碳循环氧气高炉低碳冶金。1、老旧营运柴油货车：引导道路货运经营者加快淘汰更新国三及以下标准营运类柴油货车，提前淘汰更新国四标准营运类柴油货车，适度超前建设公路沿线新能源车辆配套基础设施，探索超充站、换电站、加氢站等建设。国家交通部、、工信部等十三部委2、船舶：加快液化天然气（LNG）、醇、氢、氨等燃料动力船型研发，支持绿醇、绿氨等燃料动力国际航行船舶发展，支持船舶探索开展箱式电源等可移动设备换装模式试点应用，逐步扩大绿电、LNG、生物柴油、绿醇等能源在船舶领域的应用。实施新能源船舶优先靠离泊等激励措施，保障电力、LNG、生物柴油、绿醇等能源供应能力。加强岸线资源集约高效利用，支持LNG、生物柴油、绿醇等加注及充（换）电供应服务保障能力建设。2024/6/72024/6/4《交通运输大规模设备更新行动方案》《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》3、老旧机车：推动出台《铁路内燃机车大气污染防治管理办法》等部门规章，依托复兴型等系列机车产品研发，采用大功率动力电池、新一代柴油机、内电双源、氢动力系统、低碳/零碳燃料发动机等技术。1、目标：1）2027年，碳足迹管理体系初步建立。制定出台

100个左右重点产品碳足迹核算规则标准；2030年，制定出台200个左右重点产品碳足迹核算规则标准，实质性参与产品碳足迹国际规则制定。2、任务：优先聚焦电力、煤炭、天然气、燃油、钢铁、电解铝、水泥、化肥、氢、石灰、玻璃、乙烯、合成氨、电石、甲醇、锂电池、新能源汽车、光伏和电子电器等重点产品，制定发布核算规则标准，促进产品碳足迹与碳排放权交易、温室气体自愿减排交易。生态环境部1、钢铁行业节能降碳行动：加快钢铁行业节能降碳改造，加强氢冶金等低碳冶炼技术示范应用。2、石化化工行业节能降碳行动：加快推广新一代离子膜电解槽等先进工艺，大力推进可再生能源替代，鼓励可再生能源制氢技术研发应用，支持建设绿氢炼化工程，逐步降低行业煤制氢用量。3、交通运输节能降碳行动：有序推广新能源中重型货车，发展零排放货运车队。2024/5/292024/4/232024/3/22《2024-2025年节能降碳行动方案》《中华人民共和国能源法》（草案）《2024年能源工作指导意见》国务院中国人大国家能源局4、非化石能源消费：统筹推进氢能发展，到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%本法所指的能源：直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源，包括煤炭、石油、天然气、核电、水能、生物质能、风能、太阳能、地热能、海洋能以及电力、热力、氢能等1、深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。2、编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。3、组织实施“氢能技术”等能源领域国家重点研发计划项目。4、推进与沙特、阿联酋等国共同筹建中阿清洁能源合作中心，加强在氢能领域的务实合作。9资料：政府官网，中信建投政策端-海外：日本及EEA国家将成为国内绿氢/绿醇产能输出的主要地区近期，日本、澳大利亚发布长周期的绿氢补贴计划，有望加速本国绿氢生产及进口，中国本土绿氢/绿醇产能可受益的补贴地区为日本及EEA国家：1）日本：2030年前开始供应绿氢的生产商可获得15年的补贴，国际开发商可同时利用日本补贴和本国生产补贴，但中国绿氢需要运输至日本；2）EEA国家：2025/2026年欧洲Fuel

EU

Martin/CBAM启动，船舶脱碳带来的绿醇需求将逐年增加，船舶的加注需求将外溢至中国本土。同时，1）欧盟正在考虑将航空领域脱碳纳入CBAM,有望带动SAF需求增长；2）欧盟定期评估以期望将Fuel

EU

Martin范围扩大到5

000GT以下的船舶都将带动绿氢需求的进一步增加图、海外主要地区绿氢政策，中国本土绿氢/绿醇产能可受益的补贴地区为日本及EEA国家地区发布日期政策文件发布机构具体内容1、法案规定日本经济贸易产业省(METI)

的自然资源和能源局将向任何类型的“低碳氢”认证供应商提供补贴，只要在2030年前开始供应，生产商就可获得15年的补贴，但生产商必须承诺在15年支持期结束后再继续供应10年清洁氢。每个项目还需要在日本为其氢（或衍生品）找到最终用户才能获得补贴资格。国际开发商可同时利用日本补贴和本国生产补贴。日本首相岸田文雄此前已承诺，根据该法案政府将出资3万亿日元（约192.4亿美元）支持清洁氢推广。《氢能社会促进法案HydrogenSocietyPromotion

Act》日本2024/5/17日本议会制定了227亿澳元的“澳大利亚未来制造”一揽子计划，其中包括启动氢气生产税收激励计划，为绿色氢生产商提供67亿澳元的税收抵免(补贴)计划。该税收激励将预计将于2027年至2028年推出，氢生产税收激励每公斤2澳元，最多可提供10年。澳大利亚美国2024/5/15氢气生产税收补贴澳大利亚联邦美国能源部（DOE）贷款计划办公室（LPO）宣布有条件承诺向美国氢能龙头普拉格能源（Plug

Power）提供总额约16.6亿美元的贷款，用于开发其在美国的六个电解槽绿氢项目。白宫宣布美国能源部

(DOE)将利用《两党基础设施法案》提供的70亿美元在全国范围内启动七个区域清洁氢中心(H2Hubs)，以加速低碳氢气的生产和使用。2024/5/14/DOEDOE2023/10/23《两党基础设施法案》2012年12月31日（

即

所

规

定

的

2022年12月31日往前推10年）-

2033年1月1日投

入运营的制氢设施都有机会在其投入运营的第一个10年周期内获得部分税收减免。生产每千克氢燃料的生命周期温室气体排放低于4kg，根据碳排放量及制氢工厂是否满足现行工资和学徒制的不同，可获得1）生产税收抵免：0.12-3美元/kgH2；2）氢能生产设施税收抵免：1.2-30%*基础设施投入。2022/7/14《通胀削减法案》氢能银行拜登政府2023年3月16日《欧洲净零工业法案》通过，欧洲氢能银行正式成立。计划通过拍卖为绿氢生产商在最长十年期限内支付每公斤固定溢价，已公布总预算30亿欧元，2023年8月31日，欧洲氢能银行发布首批拍卖规则，2023年11月23日，欧盟委员会正式启动欧洲氢能银行的首轮拍卖活动，通过创新基金提供8亿欧元支持绿氢项目生产提供10年最高4.5欧元/千克的固定补贴(合计约35元/kg)，每个生产商最高可获2.67亿欧元补贴，补贴将在项目投运后每半年支付一次。2023/11/23欧盟委员会1、范围：2025年1月1日起适用于使用EEA(欧盟加上挪威和冰岛)港口的5000GT以上的船舶。2、减排要求：Fuel

EU

以2020年91.16gCO2/MJ为基准点，要求从2025年至2050年，船舶温室气体排放强度依次降低2%、6%、14.5%、31%、62%和80%。3、在不同航程中所使用的能源核算量：从非EEA港口/欧盟最外围地区进入EEA港口的船舶使用的能源计算50%；在EEA内部航行的船舶使用的能源计算100%；在EEA内停泊时使用的能源计算100%。4、航运公司有责任确保符合FuelEU法案的要求。根据欧盟2015/757(MRV)条例，“公司”是指从船东，或任何其他组织或个人从船东方承担船舶运营责任，如船管或光租方。2023/9/22FuelEU

Maritime法规欧盟委员会欧洲《欧洲议会和欧盟理事会关于建立碳边境调节机制的第2023/956号条例》碳关税达成临时协议（CBAM）自2023年10月1日起开始运营，碳关税征收范围由钢铁、水泥、铝、化肥和电力行业，拓展至氢气、特定条件下的间接排放、特定气体和某些下游产品，CBAM=碳含量x(欧盟碳价-出口国碳价)。2026年开始逐步实施；2026年-免费配额将取消2.5%，2027年取消5%,

2028年取消10%,

2029年取消22.5%,

2030年取消48.5%,

2031年取消61%,

2032年取消73.5%,

2033年取消86%,

2034年取消100%。2023/5/17欧盟委员会（Regulation

(EU)2023/956）10资料：政府官网，欧盟官方公报（OfficialJournal），中信建投国内需求主线1：传统化工行业每年预计新增绿氢需求17-20万吨2023年我国氢气需求总量3686.2万吨，同比+4.5%，石油精炼、甲醇、合成氨增长占比分别为29.6%、28.9%、27.1%为绿氢消费的前三大领域，以上行业均属于高耗能行业，因此，我们基于《2024-2025年节能降碳行动方案》对传统化工行业绿氢需求测算认为：预计2030年20%的替代比例下国内传统化工行业预计新增绿氢需求17万吨，石油炼化行业需求是核心。图、预计2030年前国内传统化工行业每年预计新增绿氢需求17-20万吨，石油炼化行业需求是核心项目单位万吨GW万吨GW万吨GW万吨%2024E0.100.010.560.080.110.010.772025E0.292026E0.592027E1.092028E2.102029E3.622030E5.68合成氨绿氢需求-中国新增电解槽需求-中国0.030.040.070.140.210.28石油炼化绿氢需求-中国1.713.476.4512.510.8321.771.2734.341.72新增电解槽需求-中国0.160.240.41甲醇绿氢需求-中国0.320.641.182.273.936.16新增电解槽需求-中国0.030.040.070.150.230.31化工核心产品绿氢需求2.324.708.7185.57%4.020.5569.35%16.8893.71%8.1629.3273.72%12.441.7046.1857.49%16.862.31yoy203.23%1.56102.15%2.37化工核心产品新增绿氢需求化工核心产品电解槽需求万吨GW%0.770.100.210.321.12yoy103.23%52.42%103.21%52.40%35.46%11资料：wind，政府官网，迪赛顾问，中研普华产业研究院，绿色甲醇生产工艺技术经济分析，中信建投国内需求主线2：燃煤锅炉低碳化25年开始释放绿氢需求，30年有望达百万吨我们基于《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》对煤电领域绿氢需求测算认为：预计2030年前国内每年预计新增绿氢需求百万吨级别，25-30年cagr超过100%。图、预计2030年前国内每年预计新增绿氢需求百万吨级别，25-30年cagr超过100%项目存量机组累计掺氨改造量存量机组新增掺氨改造量掺氨机组NH3耗量单位2025E0.010.0124.21242026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E掺氨机组需求测算亿kw%0.04207%0.03107%74.21207%500.09139%0.05105%152.29105%1020.160.34104%0.170.68103%0.353.6239.59%0.595.9910.63%0.486.862.76%0.177.682.28%0.16-1%yoyyoyyoy82%0.0742%亿kw/年%130%712.51124%496103%1500.41111%1004102%26511%-4%-18%万吨/年%318.77109%21612068.7851.74%221317.12%213013101.981.66%2178-0.32%23122%6819.50-12.24%9285829.89-3.09%980-掺氨机组每年新增NH3需求万吨/年%yoy107%13105%27112%56129%126-15.68%12031.10%1029-3%掺氨机组绿氢耗量万吨/年%4yoy-掺氨机组每年新增绿氢需求yoy207%9105%18109%38124%88111%17752%-12%万吨/年%4391384164173107%3.40105%6.99112%14.63109%9.93112%129%32.69124%22.76129%102%68.84111%46.08102%17%0%-16%1%掺氨机组配套电解槽需求GW1.111.11553.7452%601.152%312.89-12%267.49-3%yoy-掺氨机组每年新增电解槽需求yoy%207%2.29107%105%4.69105%GW%101.5317%99.920%42.59-16%44.981%12资料：wind，政府官网，迪赛顾问，中研普华产业研究院，燃煤锅炉掺氨燃烧研究进展，中信建投国内绿氢需求主线3：欧洲百万吨绿醇需求外溢至国内，设备投资强度提升

逻辑1：绿醇碳足迹认证要求下，绿醇项目单吨氢气所需电解槽为国内项目约2倍欧洲绿醇碳足迹追踪要求下绿氢制备的电力需来自于绿电，因此多以离网制氢方式进行，单吨氢气的电解槽用量约为国内当前化工配套绿氢项目的2倍。

逻辑2：绿醇产业链的设备投资强度高于绿氢，生物质气化+电解槽双布局标的弹性提升图、欧盟船舶脱碳预计2025年将形成百万吨绿醇需求外溢至国内项目单位gCO2/MJ%2020912025E892030E862035E782040E632045E352050E18温室气体排放强度较2020年基准降低0%2%6%15%4.3831%62%80%全球5000GT以上船舶数量万只%3.503.771.5%0.870.027804.061.5%0.930.06252213192.0%14523.874.7726.295.268834.715.085.47yoy1.5%1.011.5%1.081.5%1.171.5%1.26受CBAM及FuelEU

Maritime法规影响的船舶数量绿醇船舶需求万只万只万吨/年万吨%0.1565663530.34151238410.721.01绿醇需求量32584187498.0%1996268.4153.68282.9756.5911404656452932689100.0%2831212.0842.42217.1143.4215852941-氢气需求量-中性39生物质气化比例-乐观假设-氢气需求量-乐观90.0%4494.0%38696.0%907万吨GW每五年电解槽需求-中性平均每年电解槽需求-中性每五年电解槽需求-乐观平均每年电解槽需求-乐观中国承接的欧洲船运绿醇需求-氢气需求量-中性10.155.0711.415.7127357.7511.5562.5912.522298124126.9525.39135.6227.125293294GWGWGW万吨万吨GW1446平均每年电解槽需求-中性-氢气需求量-乐观1.78152.38515.7112.9331827.6869933.63991万吨GW135平均每年电解槽需求-乐观2.002.646.2213.8729.3035.0113资料：政府官网，国际船舶网，欧盟官方公报（OfficialJournal），中信建投市场空间-全球：全球双碳目标下万亿级别设备及运营市场可期图、全球绿氢及电解槽市场空间项目单位20210.5658202220232024E2025E全球出货7.32026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E电解槽出货量GW%1.03.04.550.62%37912.064.13%52318.554.74%58634.485.97%76974.3151.5392.921.01%4636573.67.86%66987.64%5415764.95.92%89806.04%72381267.910.64%1507410.91%11964yoyyoyyoyyoy106.00%

200.00%61.14%482116.04%

103.85%电解槽市场规模‘-ALK系统新增市场规模‘-PEM系统新增市场规模氢气运营市场规模亿元%11982.43%16303155.80%45112546.30%664191169.85%134024.77%6827.39%1108.33%15612.06%22231.35%36519.39%3535亿元%111.67%

173.18%53.57%31060.31%37342.43%36642.25%36364.22%40481.82%462101.95%57121.40%11018.90%12835.97%174310.57%3110亿元%5710278.49%31259153.03%6419.82%11220.13%161-1.71%241-0.81%35411.24%57014.22%109067423.69%210214.0311%360302250215.41%6.31%57193353609.46%12.28%7462146037亿元万吨%11-氢气总产能3112954821302003381362yoy206.00%

173.40%

85.48%52.17%海外出货3.658.15%53.76%68.53%99.56%

102.05%

51.82%5.42%电解槽出货量GW%0.26050.51.52.350.62%3446.371.94%44510.161.14%47620.198.88%59545.797.4280.723.58%3438430.18.91%5191608.67.19%7346970.29.78%11704yoy106.00%

200.00%61.14%430127.91%

112.95%电解槽市场规模亿元1092708001302国内出货87电解槽市场规模(本土+出口）‘-ALK系统新增市场规模‘-PEM系统新增市场规模亿元%1092.24%838287.26%235237.18%4511836.41%10115834.05%13524454.02%20943277.29%37078982.48%683153414.23%135520215.68%181723623.16%2147452913.91%3721yoyyoyyoy64.93%75亿元%489.96%2187.21%1597.76%766.80%1134.41%1733.58%2354.64%3577.21%6284.49%10514.67%1796.05%2043.39%21511.63%809亿元%1102.23%

699.23%

-52.44%53.41%49.79%36.86%50.39%77.80%70.44%11.19%2.66%1.10%30.31%14资料：政府官网，国际船舶网，欧盟官方公报（OfficialJournal），中信建投市场空间-海外：长期万亿级别设备及运营市场可期图、海外绿氢及电解槽市场空间项目单位2021202220232024E

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E

2035E

2040E

2045E

2050E海外出货电解槽出货量GW%0.20.51.52.33.66.310.120.145.797.4280.7430.1608.6970.2yoy106.00%200.00%

50.62%

61.14%

71.94%

61.14%

98.88%

127.91%112.95%

23.58%

8.91%

7.19%

9.78%电解槽市场规模亿元亿元%601092703444304454765958001302343851917346

11704‘-ALK系统新增市场规模48264169951362264008362515411258199403yoy137.45%211.82%

56.29%

68.84%

38.43%

42.81%

65.89%

77.13%

109.07%

24.64%

10.33%

7.19%

10.08%‘-PEM系统新增市场规模亿元%56100243303361349340369400466922107915272301yoy78.09%

142.53%

24.40%

19.33%

-3.32%

-2.63%

8.58%

8.24%

16.48%

14.64%

3.19%

7.19%

8.54%氢气运营市场规模亿元7193968971502273837651528

13698

28983

47189

6188815资料：政府官网，国际船舶网，欧盟官方公报（OfficialJournal），中信建投市场空间-国内：千亿设备+万亿运营市场规模，海外为第二曲线图、国内绿氢及电解槽市场空间项目单位2021202220232024E2025E国内出货872026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E电解槽市场规模(本土+出口）亿元%5411038521181582444327891534202123623.16%2147452913.91%3721yoy92.24%

287.26%

37.18%

64.93%

36.41%

34.05%

54.02%

77.29%

82.48%

14.23%

5.68%23

45

75

101

135

209

370

683

1355

181789.96%

187.21%

97.76%

66.80%

34.41%

33.58%

54.64%

77.21%

84.49%

14.67%

6.05%15

11

17

23

35

62

105

179

204‘-ALK系统新增市场规模‘-PEM系统新增市场规模亿元%8yoyyoy3.39%21511.63%809亿元%27102.23%

699.23%

-52.44%

53.41%

49.79%

36.86%

50.39%

77.80%

70.44%

11.19%

2.66%1.10%30.31%本土装机电解槽出货量GW%0.20.51.52.33.65.78.414.328.654.1112.3143.5156.31.72%1635297.713.75%3370yoy106.00%

200.00%

50.62%

61.14%

56.31%

47.71%

70.47%

99.42%

89.29%

15.72%

5.04%电解槽市场规模亿元亿元%5103435527810917432660911981507‘-ALK系统新增市场规模4818284161861392645041020130414192561yoyyoy89.96%

132.50%

49.72%

47.74%

49.15%

41.38%

61.58%

89.43%

91.15%

15.12%

5.04%15

11

17

23

35

62

105

179

204102.23%

699.23%

-52.44%

53.41%

49.79%

36.86%

50.39%

77.80%

70.44%

11.19%

2.66%1.72%21512.53%809‘-PEM系统新增市场规模氢气运营市场规模亿元%14271.10%1000430.31%12733亿元122544639212718832457437377047出海市场0.7ALK电解槽出货量GW0.00.00.10.31.21.83.47.314.628.143.060.97.19%10%97.09.78%10%yoy%351.87%

114.85%

63.35%

52.66%

87.83%

114.50%

99.64%

13.96%

8.91%海外市占率/%ALK电解槽出海规模/亿元0%0%5%15%20%19%18%17%16%15%10%10%0041734404970107179335514727115916资料：政府官网，国际船舶网，欧盟官方公报（OfficialJournal），中信建投技术路线：碱性电解槽是现阶段相对成熟的技术路线

根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为四类，分别是碱性（ALK）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。表、制氢技术路线对比比较项目电解质电流密度（A/cm-2）电耗（kWh/m3）电解效率/%ALK20%-30%KOH或NaOH＜0.8PEMPEM(常用Nafion)1~4AEWSOECY2O3/ZrO20.2-0.4阴离子交换膜1~24.5-5.53.8-5.0--≈3.664-7870-9085-100工作温度/℃60-8050-8060600-1000工作压力/bar产氢纯度/%工作负载/%相对设备体积后端压力1~30≥99.840-120130-80≥99.99-1≥99.99-20-150----~1/3-~3.5MPa-操作特征需控制压差，产氢需脱碱强碱腐蚀性，运维复杂充分产业化快速启停，仅水蒸汽无腐蚀性介质，运维简单初步商业化启停不便，仅水蒸汽可维护性-技术成熟度实验室阶段初期示范资料：大连化物所，中信建投17ALK电解槽原理：目前装机主流的技术路线

碱性电解水技术(

AWE/ALK)，以30%(质量比)KOH(目前主流)或26%NaOH的水溶液为电解质，用隔膜(

PPS膜或复合膜)将阴阳两极分离开，对两个金属(合金)电极通直流电、水分子分解生成氢气和氧气。在直流电作用下，

1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+4e−=2H2↑+4OH−：水分子被分解为氢离子H+和氢氧根离子OH-，其中H+得到电子生成氢原子、并进一步生成氢分子H2；

2)

阳极氧析出反应(OER)：4OH−=

2H2O

+4e-+O2↑：OH-则在电场作用下穿过多孔隔膜到达阳极、进而失去电子生成水分子H2O和氧分子O2。表、ALK制氢系统关键组件图、ALK电解槽关键组件资料：IRENA，中信建投资料：

碳索氢能，中信建投18ALK系统成本拆分：电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优表、电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E电解槽成本拆分电解槽成本成本占比（系统）极板成本成本占比（系统）极框成本成本占比（系统）电极成本成本占比（系统）隔膜成本成本占比（系统）密封垫圈/螺栓等成本成本占比（系统）制造成本成本占比（系统）端压板成本%元/kw%73%27%9%74%27%9%74%27%9%73%27%9%72%28%8%71%28%8%69%68%27%7%67%26%7%67%29%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%28%8%元/kw%元/kw%17%9%17%9%17%9%17%8%16%8%15%7%15%7%15%7%14%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%元/kw%元/kw%5%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%元/kw%5%5%5%5%5%5%5%6%6%6%6%6%6%6%6%6%元/kw%成本占比（系统）1%1%1%1%1%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%电解槽附件系统成本拆分附件系统成本成本占比（系统）%元/kw%27%17%5%26%16%5%26%16%5%27%16%5%28%17%6%29%18%6%31%18%6%32%19%6%33%20%7%33%20%7%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%-电气设备成本占比（系统）-气液分离框架成本占比（系统）-干燥纯化框架成本占比（系统）元/kw%元/kw%5%5%5%5%6%6%6%6%7%7%6%6%6%6%6%6%19资料：IRENA，BNEF，信建投PEM电解槽原理：中期有望搭配ALK解决离网制氢波动性问题

PEM电解水技术是将水分子电离为OH−和H+、通过质子交换膜(

PEM膜)传输H+，生成氢气、氧气和可循环使用的水，不需要添加液体电解质，可以避免ALK使用强碱性液体电解质，实现洁净排放。由于PEM槽的阳极处于强酸性和高电压环境、阴极处于强碱性环境，阳极的非贵金属容易被腐蚀、并容易与PEM膜中的磺酸根离子结合进而降低H+传导能力，因此更依赖难加工的钛合金和铂、钯、钌、铱等贵金属。

1）阴极氢析出反应(HER)：4H++4e−=2H2↑

2)

阳极氧析出反应(OER)：2H2O

=

4H++4e−+

O2↑表、PEM电堆结构及核心部件图、PEM电解槽关键组件资料：IRENA，中信建投资料：

新能源时代，中信建投20PEM电解槽瓶颈之一：受制于催化剂供给

现阶段PEM电解槽Ir用量约为500kg/

GW，预计2035年/2050年用量有望降低至225/35kg/

GW，当前全球Ir金属产量约为7~

7.

5t/年，若不增加供应，24/35/50年的技术水平下可支持15/

33/

213GW电解槽需求，仅可支持2050年全球装机的20%。

PEM电解槽的关键金属由少数国家主导，南非供应全球70%以上的Pt以及超过全球

85%的Ir，PEM电解槽的发展将与上游原材料的主要供给供应国家紧密相关。我国的贵金属资源Pt、Ir极度匮乏，PEM电解槽大规模发展所需的Pt系金属需要依赖进口。表、PEM电解槽贵金属使用情况图、电解槽关键材料供应国家分布项目单位2020年(IRENA)现状_2024目标(IRENA_2035)

目标（DOE_2050）电流密度电压A/cm2V2.001.503.501.171166.671.500.5-1750.005.00//2.001.501.000.50500.000.4-0.60.50500.001.501.63.002.67////mg/cm2g/kwkg/GWmg/cm2g/kwkg/GWmg/cm2GW0.2-0.40.05-0.4225.000.50//Ir载量//////Pt载量0.25//250.000.80//Pt系金属全球装机0.12521313132776Ir需求量t//0.817Pt需求量t//0.819Pt系金属需求量t//1.6367.5吨Ir支持全球装GW6.415.033213机资料：IRENA，DOE，中信建投资料：

European

Commission，中信建投21PEM系统成本拆分：电解槽是核心，双极板、MEA价值分配占优表、电解槽是核心，双极板、电极、隔膜价值分配占优项目单位2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2035E2040E2045E2050E2055E2060E电解槽成本拆分电解槽成本成本占比（系统）极板成本成本占比（系统）极框成本成本占比（系统）电极成本成本占比（系统）隔膜成本成本占比（系统）密封垫圈/螺栓等成本成本占比（系统）制造成本成本占比（系统）端压板成本%元/kw%73%27%9%74%27%9%74%27%9%73%27%9%72%28%8%71%28%8%69%68%27%7%67%26%7%67%29%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%68%30%7%28%8%元/kw%元/kw%17%9%17%9%17%9%17%8%16%8%15%7%15%7%15%7%14%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%12%6%元/kw%元/kw%5%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%元/kw%5%5%5%5%5%5%5%6%6%6%6%6%6%6%6%6%元/kw%成本占比（系统）1%1%1%1%1%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%2%电解槽附件系统成本拆分附件系统成本成本占比（系统）%元/kw%27%17%5%26%16%5%26%16%5%27%16%5%28%17%6%29%18%6%31%18%6%32%19%6%33%20%7%33%20%7%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%32%20%6%-电气设备成本占比（系统）-气液分离框架成本占比（系统）-干燥纯化框架成本占比（系统）元/kw%元/kw%5%5%5%5%6%6%6%6%7%7%6%6%6%6%6%6%22资料：IRENA，BNEF，信建投AEM电解槽原理：亿纬、卧龙发力，有望成为最具发展潜力的可再生能源制氢技术

AEM电解水技术基于ALK和PEM制氢技术发展起来。AEM制氢使用纯水或低浓度碱液作为电解质，水由阳极穿过AEM膜渗透到阴极，在阴极发生析氢反应产生OH−和H2，OH−穿过AEM膜传导到阳极，并在阳极发生析氧反应。AEM电解槽与PEM电解槽结构相似，电解小室主要由阴离子交换膜、催化剂层、气体扩散层和双极板组成。AEM与PEM都可以实现高压制氢，以及实现动态响应，但AEM相较于PEM成本更低，主要体现在:1)在弱碱性条件下工作，AEM可以使用价格低廉的非贵金属催化剂。2）AEM、多孔传输层、双极板的成本均低于PEM中的同类部件

1）阴极氢析出反应(HER)：4H2O+4e

−

=

2H2↑+4OH−

2)

阳极氧析出反应(OER)：4OH−

=2H2O+4e-

+

O2↑表、AEM电堆结构及核心部件图、AEM技术现状与未来关键性能指标指标2020年1.4~2.02050年目标研发重点电催化剂电压范围(V)<2工作温度(C)40~60<3.580膜、电催化剂膜电池压力(MPa)>7.0正常电流密度(A/cm2)电堆产氢功耗(KWh/Kg)系统产氢功耗(KWh/Kg)负载范围0.2~2>2膜、电催化剂电催化剂、膜氢厂平衡膜51.5~6657~695~100%52~67%99.9~99.999%>5000未知<42<455~200%>75%>99.9999%100000<100<200电解效率电催化剂膜H,纯度电堆生命周期(h)≧1MW电堆成本(USD/KW)≦10MW系统成本(USD/KW)膜、电极膜电极未知整流器资料：IRENA，中信建投资料：

新能源时代，中信建投23SOEC电解槽原理：高氧化性/还原性/高温环境对材料的稳定性要求高

SOEC原理是在高温条件(

600-

1000°C)下电解水制氢，按传导电荷的不同，可以分为氧离子传导型和质子传导型。质子传导型SOEC在阳极侧供给高温水蒸气并发生氧化反应、水分子失去电子后生成氧气和质子，质子通过电解质传导到达阴极后发生还原反应、在阴极处生成氢气；氧离子传导型SOEC从阴极侧供给水蒸气、水分子在得到电子后生成氢气、并电离出氧离子，氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。本质区别在于：ALK和PEM完全依靠电能拆开氢氧键，SOEC依靠热能+电能拆开氢氧键。

质子传导型：

1）阳极氧析出反应(OER)：2H2O（g)=4H+

+

4e−+O2↑

氧离子传导型：1）阳极氧析出反应(

OER)：

2O2−=4e−+O2↑2)

阴极氢析出反应(HER)：

4H++4e−=2H2↑2)

阴极氢析出反应(HER)：H2O+

2e−

=

H2↑

+O2−图、

SOEC(质子传导型）内部原理表、SOEC(质子传导型）内部原理资料：IRENA，中信建投资料：

新能源时代，中信建投24经济性-绿氢：24-25年部分地区含补贴平价，全面平价预计在25-30年图、绿氢经济性及核心参数敏感性测算

当前绿氢成本：在

既定

目标运

行状

态下，

即电

价成本0.2元

/kWh、电耗绿

氢

成

本

敏

感

性

测

算

（

元

/kg)运

行

小

时

数

(h)

vs

电

价

(元

/kwh)4.7kWh/Nm3、制氢设备及电源成本900万的情况下，理想的并网型项目的绿氢成本位于14.9元/kg水平，相比于煤制氢平价存在4.9元/kg的差距。14.90100020003000400050000.1220.9114.1211.8510.7210.040.130.1421.9615.1612.9011.7611.080.1522.4815.6813.4212.2911.610.1623.0016.2113.9412.8112.130.1723.5316.7314.4613.3312.650.1824.0517.2514.9913.8513.170.190.221.4314.6412.3711.2410.5624.5717.7815.5114.3813.7025.0918.3016.0314.9014.22

绿氢成本展望：综合考虑以上组件价格、利用小时数、电耗、设备降本因素，短期度电成本下降有限，以2023、2024、2025年度电成本0.2、0.2、0.19元/kWh测算，考虑设备大型化及能耗指标优化，我们电耗(kWh/Nm3）

vs

电价(元/kwh)14.903.40.128.040.138.420.148.800.159.180.169.560.179.930.1810.3110.8611.4011.9512.4913.0413.5813.

50.1910.6911.2611.8212.3912.9613.5314.091

.30.211.0711.6612.2512.8413.4314.0214.611

.9认为2023、2024、2025年国内绿氢价格水平位于14.90、13.72、

3.68.458.859.259.6610.0610.5611.0611.5612.0612.5612

8110.4610.9811.5012.0212.5513.073.

33.88.879.299.7110.1310.6111.0911.5712.0512.2912.90元/kg。49.289.7210.1710.6211.0811.541.

64.24.44.64.79.6910.1610.5911.021

.24

平价依据：10.1010.5110.721）考虑内蒙古鄂尔多斯地区的补贴政策，23/24/25年运营的绿氢项目分别给予4/3/2元/kg的补贴，已实现制氢成本位于10-11元/kg水平，达到煤制氢8-12元/kg的成本区间。2）克拉玛依地区24/25年补贴3/1.5元/kg，宁东地区补贴5.6元/kg(24-26年）---限制单项目500W补贴上线设备成本（百万元）

vs

电价(元/kwh)14.902500.129.580.130.1410.6311.4511.6111.7612.2012.6313.0713.5113.9414.380.1511.1511.9712.1312.2912.7213.1613.5914.0314.4614.900.1611.6812.4912.6512.8113.2413.6814.1214.5514.9915.420.1712.2013.0213.1713.3313.7714.2014.6415.0715.5115.950.1812.7213.5413.7013.8514.2914.7315.1615.6016.0316.470.190.210.1110.9311.0811.2411.6812.1112.5512.9813.4213.8513.2414.0614.2214.3814.8115.2515.6816.1216.5616.9913.7714.5914.7414.9015.3415.7716.2116.6417.0817.5172010.4010.5610.7211.1511.5912.0212.4612.9013.338102）在不考虑绿氢自身的绿色溢价情况下，有望实现光氢平价的组合为：电价0.14元/kWh、综合电耗4

.2kW

h/Nm3、制氢设备成本564万元/5MW，推演彼时绿氢成本位于10元/kg，这个节点有望在2026-2027年实现。900115014001650190021502400资料：地方政府官网，中信建投量/出海：1-7月中标同比增长23%，国内需求下滑，海外占比+22pct

中标量：我们以公开招中标口径统计，2024年1-

7月电解槽中标843MW，其中7月单月75MW。24年招标节奏与23年有不同，我们认为后续绿醇项目释放将带动电解槽出货呈现“先抑后扬”。

国内外：2024年1-7月以来国内、海外电解槽订单分别为653MW、190MW

，同比分别-3.6%、+3700%，海外占比23%，同比+22pct。图、24年1-7月电解槽招标订单843MW，同比增长24%（单位：MW）2024-国内2023-国内60050040030020010001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投26技术路线现状：ALK电解槽优势在产业化过程中被进一步放大，继续保持主流

装机结构：24年以来ALK占比继续提升，依然是电解槽装机的主流趋势，主要系：随着装机规模化演进，1）ALK成本为PE

M的1/

4，成本优势显著；2）ALK的单体规模可达到2000-3000Nm3/h,PEM目前成熟产品规模一般位于200-500Nm3/h,ALK更适配规模化绿氢项目。图、24年1-7月订单中，新增订单中碱性路线依旧是主流（单位：%）20242023ALKALKPEMAEMSOECPEMAEMSOEC资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投27竞争格局：行业集中度有所下滑，龙头保持领先地位

行业集中度：2024年上半年，中国制氢电解槽订单CR3/CR5分别为52%/74%；2023年，中国制氢电解槽订单CR3/CR5分别为70%/84%。2024年头部企业份额有所下降，行业集中度变低，竞争更加分散。

头部企业：派瑞氢能与阳光氢能在2023年与2024年上半年保持了市占率前二的龙头地位，而其他企业市占率变化幅度较大，竞争较为激烈。图、市场集中度小幅下降，行业龙头保持领先地位（单位：%）2023年中国制氢电解槽企业市场订单份额2024上半年中国制氢电解槽企业中标份额16%21%派瑞氢能阳光氢能明阳氢能中车株洲所天津大陆其他26%阳光氢能派瑞氢能隆基氢能长春绿动三一氢能其他26%6%8%16%8%23%21%14%15%资料：能景研究，九派资本，中信建投28价：招标未标准化是招中标价差的主因，24年制氢系统价格或将小幅下降

24年电解槽市场价格趋势判断：通过能建24年电解槽招标入围短名单供应商的报价计算，碱性电解槽报价范围位于627.

6万元~726万元，均价为682.75万元，相较于23年绿氢项目电解槽招标均价738万元，同比下滑55万元。

内蒙古圣元项目：从招标预算来看，制氢系统总预算1.25E，对应70MW（合5MW电解槽14套）电解槽需求，则单套制氢系统预算为893W。该价格高于能建短名单价格上线，预计主要为招标范围未形成标准化，项目之间存在差异性，该项目可能包含除核心装置外的其余设备。图、24年电解槽制氢系统价格趋势判断（单位：万元）多拖一（不含电气系统）注液系统单套均摊电气系统多拖一降本单台套预期价格（不含电气系统）实际中标价格10009008007006005004003002001000资料：地方政府官网，国家能源招标网，氢云链，中信建投29利：24年招标价格下毛利率位于15-20%，短期承压

我们基于ALK电解槽系统组件自下而上成本拆分认为：1）在当前多拖1的集成方案下，附件系统成本得到有效均摊，电解槽成本占比系统73%，价值量占比较高；2）645W系统售价对应毛利率约为15-20%（假设除电解槽之外的系统附件为外采）表、

预计24年招标价格下毛利率位于15-20%项目单位2021202220232024E系统成本拆分电解槽系统成本电解槽系统售价万元/套元/kw万元/套元/kw%5901179907181535%5861171837167330%5801159725144920%5351070645128917%-电解槽系统成本-电解槽系统成本毛利率电解槽成本拆分电解槽成本万元%万元/套43273%66535%43174%61630%43074%53720%39073%46917%成本占比（系统）毛利率电解槽售价%电解