中信建投：氢能需求将持续翻倍，有望成为电新最具潜力的投资方向
中信建投证券研究
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2022年是全球氢能产业规模化发展的‘元年’，世界各国热情高涨，全球氢能领域的直接投资达到了2500亿美元。未来10年将是我国氢能产业“黄金发展期”。
氢能产业的巨大机遇，得益于其在应对气候变化和推动能源系统转型中的优势。当前，气候变化是全球面临的重大挑战，碳达峰、碳中和已成为我国坚定的发展方向，氢能将在未来能源生产和消费中扮演重要角色。有专家表示，氢能有助于推动传统能源向低碳清洁能源转型，推动能源动力转型和保障能源供应安全，同时还是实现各种能源之间高效转化的理想媒介，以及实现传统化石能源清洁化的有效途径。
中信建投证券电新、公用事业、机械研究团队联合解读氢能产业链投资前景，持续更新相关研究成果：
01电解槽招标将集中释放，燃料电池车回暖确定性强
截至11月7日，2023年绿氢项目电解槽订单量（招中公示口径）已达到902.55MW，超22年全年722MW（含非绿氢的传统工业领域出货）出货，叠加23年传统应用（氯碱等工业领域）可实现全年订单预期1.5-2GW，全年订单预期实现的能见度高。出海及电源技术路线迭代下上游环节边际变化明显。推荐关注电解槽、电气设备、燃料电池环节。
上游：龙头24年需求积极释放，平价补贴刺激区域性项目：
量：根据不完全统计，截至1107日，23年绿氢项目电解槽订单量（招中标公示口径）已达到902.55MW，超22年全年722MW（含非绿氢的传统工业领域出货）出货，叠加23年传统应用（氯碱等工业领域）可实现全年订单预期1.5-2GW
价：中标价格位于理论价格之上，电解槽系统利润位于合理区间，公开招标项目中标价格基本稳定700-800W/套
24年需求将保持同比100%+增速：中国能建释放24年需求预期，以中石化、国电投等龙头带动下24年需求量预期超过3GW，行业增速100%
下游：23Q3产销环比下滑，23M10回暖确定性强：
量：23M9燃料电池车产销分别为144/14辆，同比分别-21.3%/-93%，环比分别+41.14%/-92.01%；23M1-9累计产销2874/2832辆，同比+20.95%/35.39%
产销表现。23年销量目标预期7000-8500辆，同比+108-152%，Q3数据公布后预期下调至4500-6500辆
23M10迎全年拐点：23M9已经触及全年产销低点，已经开始累库，产销差继23M5（M6放量）后首次为正，23M10销量触底回升确定性强
建议关注：考虑主业的确定性及减值压力，建议关注电解槽、电源设备、燃料电池车端高弹性标的。
风险提示：成本方面：可再生能源发电成本下降及装机规模不及预期，由于当前可再生电力成本是制约可再生能源制氢进一步推广的重要因素，因此光伏、风电等可再生能源成本如不能按照预期下降，可再生能源制氢平价难以实现，装机规模及发电量不及预测则难以支持制氢产业的电力需求
技术迭代方面：电解槽技术发展不及预期，PEM电解槽的需要通过技术迭代及规模化推进实现可靠性提升及成本下降，PEM电解催化剂等技术提升对于产业发展至关重要；AWE电解槽制氢效率迭代影响绿氢成本降低
市场需求方面：市场需求影响行业规模化实现，进而影响研发及生产制造端的成本均摊
政策方面：当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，如政策支持力度低于预期，将影响产业发展积极性。
报告来源
02电气化率和氢能发展将推动新能源新周期启动
（1）全球一次能源2035年达到峰值约772EJ，电能需求2055年达峰约75.2万亿kWh，分别较2021年增长29.3%、175%，2060年新能源发电量达到62.5万亿kWh，较2021年增长1872%，占总发电量之比达83.1%。
（2）2060年绿氢需求达到约5.05万亿Nm3，制氢用电达20.2万亿kWh，占总用电量的26.1%。
（3）从2022年底到2060年，全球光伏累计装机将由1000GW增长到36.6TW；全球风电累计装机将由911GW增长到11.6TW，相较2022年底水平分别增长3560%、1173%。
（4）全球新能源新增装机从2023年预计光伏350GW、风电110GW增长到2036-2040年年均新增光伏1637GW/年，风电482GW/年，分别增长258%、328%。若考虑2036-2040年每年新增装机分别为平均值的0.8、1、1.4、1、0.8倍，则2038年可达新增峰值光伏2292GW、风电675GW。
全球终端能源需求中电能、氢能占比不断提高，风、光具备低成本大规模发展潜力，驱动全球风电累计装机2060年达到11.6TW，光伏累计装机达到36.6TW，相较2022年底水平分别增长3560%、1173%。能源转型步伐加速，推动全球年均新增装机从目前的每年约460GW（光350GW+风110GW）增长到2036-2040年均新增2119GW/年，其中光伏年均新增可达1637GW/年，风电年均新增可达482GW/年，分别增长258%、328%。
新增装机测算值为5年平均值，若考虑5年内可能发生的增减趋势，则年新增装机的峰值可能更高。举例来说，2036-2040年间全球光伏装机年均新增1637GW，考虑2038年达到年新增装机最大值，如2036-2040年每年新增装机分别为平均值的0.8、1、1.4、1、0.8倍，即新增装机分别为1310、1637、2292、1637、1310GW，2038年为历史最高新增装机，当年新增2292GW光伏。风电同理，考虑2036-2040年每年新增装机分别为平均值的0.8、1、1.4、1、0.8倍，则新增装机分别为386、482、675、482、386GW
风险提示：1）需求方面：能源转型进度趋缓；新能源装机增速下降；氢能需求不及预期；全社会用电量增速下降等。2）供给方面：锂资源、硅料、钢铁等大宗商品价格上涨；IGBT等电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期；新能源电站、制氢站成本上涨等。3）政策方面：新能源鼓励政策不及预期；电动汽车政策不及预期；电力现货市场推进进度不及预期；氢燃料电池汽车等政策不及预期等。4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深等。5）市场方面：竞争加剧导致光伏产业链、风电产业链利润率下滑；运输等费用上涨。6）技术方面：光伏、风电降本进度不及预期，新技术提升转换效率、风机大型化不及预期；制氢效率不及预期等；电池循环寿命停滞不前等。
报告来源
证券研究报告名称：《电气化率和氢能的发展将推动新能源新周期启动》
对外发布时间：2023年9月5日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
朱玥SAC编号：S1440521100008
SFC编号：BTM546
03第五批发电补贴名单发布，氢能产业标准建设指南出台
核心观点：近日，新能源云平台发布关于公布2023年第五批可再生能源发电补贴项目清单的报告。此次纳入2023年第五批可再生能源发电补贴清单的项目共2个，核准/备案容量20.4兆瓦。我们预期可再生能补贴核查有望逐步落地，合规项目补贴发放节奏有望持续改善。我们认为未来绿电、绿证及CCER项目有助于可再生能源环境价值的兑现，是可再生能源发电收益率增厚的重要保障。近日，国家标准委与多部委联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》。氢能是我国未来国家能源体系的重要组成部分，伴随氢能产业与技术的发展，我们看好可再生能源制氢未来对新能源项目的利润贡献。
行情回顾：8月4日-8月11日电力板块（882528.WI）下跌1.76%，沪深300指数下跌3.39%，电力板块跑赢大盘1.63个百分点。2022年初至今电力板块上涨5.12个百分点，沪深300指数同期上涨0.33%。电力板块年初至今累计跑赢大盘4.8个百分点。分子板块看8月4日-8月11日火电、水电、燃气板块（中信指数）变化幅度分别为-3.51%、-0.95%、-0.33%。
动力煤现货价格环比下降0.48%，同比下降27.07%
8月11日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为835元/吨，环比下降0.48%，同比下降27.07%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤8月11日价格为927元/吨，环比上升0.43%，同比下降19.81%。
秦港库存环比减少0.57%，同比减少0.57%
煤炭库存方面，截至8月12日，秦港库存527万吨，环比减少3万吨，降幅0.57%，同比减少3万吨，降幅0.57%。而广州港8月12日库存为279.9万吨，环比减少23.9万吨，降幅7.87%，同比增加126.2万吨，增幅82.11%。
风险分析：煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。
报告来源
证券研究报告名称：《第五批发电补贴名单发布，氢能产业标准建设指南出台》
对外发布时间：2023年8月13日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
高兴 SAC编号：S1440519060004
罗焱曦 SAC编号：S1440523080002
04氢能板块观点：电解槽订单落地超预期，区域性装机继续提速
核心观点：截至上周，我们测算2023年电解槽订单量1241MW，达到全年预期上线的62.05%，其中，5月新增订单量达到351MW（含SOEC订单），下游需求高增推动电解槽订单持续超预期兑现。展望23H2订单预期，新疆地区加快推动风光配储解决新能源电力消纳问题，2024年8月前绿氢项目全负荷投产可1：1配风光指标推动绿氢项目建设有望实现区域性提速。横向对比之下我们判断氢能产业链全年投资主线围绕边际变化最为明显的上游制氢产业链展开，首推价值分配中最为受益的电解槽环节。
5月新增订单量达到351MW（含SOEC订单），M1-5电解槽订单落地超预期，23H2即将区域性提速。
截至上周，我们测算2023年电解槽订单量1241MW，达到全年预期上线的62.05%，其中，5月新增订单量达到351MW（含SOEC订单），下游需求高增推动5月订单持续超预期兑现。展望23H2订单预期，新疆地区加快推动风光配储解决新能源电力消纳问题，2024年8月前绿氢项目全负荷投产可1：1配风光指标推动绿氢项目建设有望实现区域性提速。
龙头企业布局电解槽设备，再次验证行业景气度。
中石油的电解槽产品下线，标志着龙头企业开始布局核心设备的自产能力，我们认为龙头企业布局电解槽再次说明绿氢行业未来的发展潜力及电解槽的市场空间足够大，短期来看设备下线距离投入绿氢项目运行存在调试周期，不会对市场产生过多扰动；长期来看，电解槽市场足够大，核心竞争力在于产品可靠性及能耗指标，产品力及战略定位才是未来决定市场占有率的核心要素。
二线厂商订单落地延迟，行业竞争分散化预期应逐步衰减。
市场担心电解槽行业壁垒不够高，企业进入行业难度小，我们认为二线厂商订单延迟落地，目前市场仍然是头部玩家之间的博弈，再次印证产品下线距离真正具备运行能力还存在一定测试壁垒及调试周期，化工生产及氢气、氧气的安全可靠运营要求之下电解槽行业“劣币”低价竞争导致市场格局分散化的预期应逐步消减。
建议关注：
横向对比之下我们判断氢能产业链全年投资主线围绕边际变化最为明显的上游制氢产业链展开，首推价值分配中最为受益的电解槽环节。
风险提示：1）成本方面：可再生能源发电成本下降及装机规模不及预期，由于当前可再生电力成本是制约可再生能源制氢进一步推广的重要因素，因此光伏、风电等可再生能源成本如不能按照预期下降，可再生能源制氢平价难以实现，装机规模及发电量不及预测则难以支持制氢产业的电力需求。
2）技术迭代方面：电解槽技术发展不及预期，PEM电解槽的需要通过技术迭代及规模化推进实现可靠性提升及成本下降，PEM电解催化剂等技术提升对于产业发展至关重要；AWE电解槽制氢效率迭代影响绿氢成本降低
3）政策方面：当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，如政策支持力度低于预期，将影响产业发展积极性。
报告来源
证券研究报告名称：《电解槽订单落地超预期，区域性装机继续提速》
对外发布时间：2023年5月29日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
朱玥SAC编号：S1440521100008
许琳SAC编号：S1440522110001
研究助理：屈文敏
05双龙头推进长距离管道输氢应用，掺氢比例提升带动上游氢气需求增长
核心观点：继中石化本周公布400km“内蒙古乌兰察布-北京燕山石化10万吨/年纯氢管道”纳入首条“西氢东送”管网建设，中石油公布最新天然气掺氢试验进展，加入管道输氢的市场竞争。我们认为天然气掺氢成本优势显著，当前国内掺氢比例还有较大上升空间，龙头公司试点项目助推行业发展，在绿氢进一步平价+天然气价格走高的推动下，掺氢经济性凸显。
事件：4月16日，中国石油对外公布宁夏银川宁东397公里天然气掺氢管道的氢气比例已提升至24%，经过了100天的测试运行现有天然气管线整体运行安全稳定。
简评：天然气掺氢成本优势显著，当前国内掺氢比例还有较大上升空间
天然气掺氢管网可以有效利用现有基础设施进行氢气长距离输送，其核心在于掺氢比例和安全性之间的平衡。国内目前规模应用的天然气掺氢比例在3%-5%，海外最高30%，存在较大差距。
龙头公司试点项目助推行业发展
中石油进行该测试的意义在于有望进一步推动国内天然气管网掺氢比例提升和落地，提高掺氢比例#对下游可加快脱碳进程，对上游#增加氢气需求，绿氢需求有望快速接入。
性价比测算：在绿氢进一步平价+天然气价格走高的推动下，掺氢经济性凸显
我们测算天然气价格2-4元/Nm3情况下8-16元/kg氢气成本可实现平价；按照天然气价格4元/Nm3，掺氢比例从3%提升至24%，按照现阶段绿氢成本14元/kg（0.2元/kWh）测算，单位热量对应燃料成本下降1.08%，按照绿氢9元/kg（0.1/kWh）测算，单位热量对应燃料成本下降3.94%。
风险提示：1）成本方面：可再生能源发电成本下降及装机规模不及预期，由于当前可再生电力成本是制约可再生能源制氢进一步推广的重要因素，因此光伏、风电等可再生能源成本如不能按照预期下降，可再生能源制氢平价难以实现，装机规模及发电量不及预测则难以支持制氢产业的电力需求。
2）技术迭代方面：电解槽技术发展不及预期，PEM电解槽的需要通过技术迭代及规模化推进实现可靠性提升及成本下降，PEM电解催化剂等技术提升对于产业发展至关重要；AWE电解槽制氢效率迭代影响绿氢成本降低
3）政策方面：当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，如政策支持力度低于预期，将影响产业发展积极性。
报告来源
证券研究报告名称：《氢能产业链跟踪：双龙头推进长距离管道输氢应用，掺氢比例提升带动上游氢气需求增长》
对外发布时间：2023年4月17日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
许琳SAC编号：S1440522110001
06氢能行业：“双碳”趋势下的长坡厚雪赛道
氢能源：实现双碳目标的重要途径
氢是清洁、低碳、高效的二次能源，下游应用领域广泛，其广泛应用是实现双碳目标的重要途径。国家层面对氢能以及燃料电池汽车产业给予高度重视，并积极引导、支持其发展。
制氢：CCS助力低碳制氢，水解制氢静待突破
制氢环节，目前灰氢仍为主要氢源。化石能源制氢方面，CCS技术有望助力低碳生产。工业副产氢为中短期内重要的制氢过渡方案，主要包括焦炉煤气、氯碱化工、丙烷脱氢等技术路线。从长期上看，电解水制氢是最理想的绿氢路线，随着对可再生能源发电利用的增加，电解水制氢的成本障碍有望扫除。
储氢端：产业链瓶颈环节，期待技术突破
氢的储运环节，目前以高压储氢为主导，液态储氢、固体储氢和有机液体储氢等多条技术路线均在不断发展。加氢站是氢能产业的关键基础设施，目前我国加氢站建设的增长势头强劲，油氢合建站的商业模式、零部件的降本均将助力其加速推广。
应用端：交通先行，工业、电力与建筑领域并进
过去十余年来，氢能产业链的发展由燃料电池企业主导，燃料电池也是当前氢能应用端最重要的部分。当前，我国燃料电池系统企业已具备批量化生产能力，但部分核心零部件仍依赖进口。终端应用方面，工业、交通、电力、建筑为氢能的四大下游应用领域，其中以交通运输领域为突破口。随着政策的加码、核心零部件的降本，我国燃料电池汽车的应用将逐步驶入快车道。
风险提示
产业政策不及预期；燃料电池下游需求不及预期；氢能源核心零部件、关键装备降本不及预期。
报告来源
证券研究报告名称：《氢能行业：“双碳”趋势下的长坡厚雪赛道》
对外发布时间：2022年3月24日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
吕娟 SAC执证编号：S1440519080001
07氢能&燃料电池：深远以计，玉汝于成
百年大计氢助力：氢能是能源革命的重要载体之一，在利用非化石能源电力、提升电气化率方面具备广阔应用潜力，是电力的重要补充。从现状到“达峰”到“净零”，氢的利用规模有望实现3倍以上的增长，接近1亿吨每年。
2020年，财政部、工信部、科技部和能源局等联合下发《通知》，对燃料电池汽车的购置补贴政策调整为燃料电池汽车示范应用支持政策。2021年8月，北京、上海、广东等三个城市群率先获批。除北上广外，山东、浙江、河北、四川等多个省级行政区公布了其氢能&燃料电池相关产业发展规划。
氢生产-氢储运-加注-燃料电池氢应用构成了整个氢能-燃料电池产业链
氢源路径包括灰氢，蓝氢和绿氢。绿氢是未来方向，新能源企业如隆基股份等布局氢能领域，油气或电力巨头也推出氢能产业发展新战略。
储氢手段多样，我国车载储氢系统主要以35MPa气氢为主。储氢瓶方面，中国目前成熟产品只有35MPa和70MPaIII型瓶。储氢瓶核心原材料碳纤维尚未摆脱进口。
运输环节的成本主要由运输距离、运输形式等要素决定。国内加氢站目前均以20MPa长管拖车运输为主，1kg氢气100km运输典型成本为6-8元。
当前我国加氢站主要规模在几百-上千kg/d规模范围内。截至2020年12月底，中国累计建成118座加氢站。
燃料电池系统以燃料电池堆为基本单元。质子交换膜、固体氧化物两条技术路线的重要性较强。
质子交换膜当前电堆国产化率约50%。国产电堆的短板主要在可靠性和寿命方面。对应动力系统在长续航重载领域应用、替代柴油是其核心场景。2025年预计为商用车燃料电池系统性能持续提升、系统成本持续下降、可靠性大幅提升、实现大规模推广应用的时间节点。2030-2035年为全面达到产业化要求的关键节点。
固体氧化物燃料电池尚处在早期研发阶段，未来可能在氢-电协同的能源系统中发挥重要作用。
投资建议：在产业发展仍处于导入期，政策扶持力度和节奏非常关键，竞争格局远未明朗的当下，考虑到产业发展政策对技术进步的高度需求与直接推动作用。
考虑到未来可再生能源制氢是氢生产的主流技术路线，也建议投资者关注光伏、风电及新型电力系统的优质标的。
考虑到部分车企、设备企业在氢燃料电池方面的研发投入和技术储备等。
风险提示：政策支持力度和节奏不及预期；自主燃料电池发动机寿命提升幅度、性能指标进步幅度、成本下降幅度不及预期；高压氢气瓶技术进步与国产化进程不及预期；产业链配套建设速度不及预期；氢能/燃料电池安全性风险；替代性技术路线风险。
报告来源
证券研究报告名称：《氢能&燃料电池：深远以计，玉汝于成》
对外发布时间：2021年12月1日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
张亦弛SAC执证编号：S1440520040001
万 炜SAC执证编号：S1440514080001
朱 玥SAC执证编号：S1440521100008
08氢能&燃料电池：为之，难者亦易
氢生产-氢储运-加注-燃料电池氢应用构成了整个氢能-燃料电池产业链。
2020年9月，财政部、工信部、科技部和能源局等联合下发《通知》，对燃料电池汽车的购置补贴政策调整为燃料电池汽车示范应用支持政策。2021年8月，北京、上海、广东等三个城市群率先获批。
三种氢源路径：灰氢，蓝氢和绿氢。未绿氢是未来方向，新能源企业如隆基股份等布局氢能领域，油气或电力巨头也推出氢能产业发展新战略。
储氢手段多样，我国车载储氢系统主要以35MPa气氢为主。储氢瓶方面，中国目前成熟产品只有35MPa和70MPaIII型瓶。储氢瓶核心原材料碳纤维尚未摆脱进口。
运输环节的成本主要由运输距离、运输形式等要素决定。国内加氢站目前均以20MPa长管拖车运输为主，1kg氢气100km运输典型成本为6-8元。
当前我国加氢站主要规模在几百-上千kg/d规模范围内。截至2020年12月底，中国累计建成118座加氢站。
燃料电池系统以燃料电池堆为基本单元。当前电堆国产化率约50%。国产电堆的短板主要在可靠性和寿命方面。
2025年为商用车燃料电池系统性能持续提升、系统成本持续下降、可靠性大幅提升、实现大规模推广应用的时间节点。2030-2035年为商用车燃料电池系统全面达到产业化要求的关键节点。
整车规模方面，商用车为主，政策影响大。
整车上险分布，南方整体占优。27个地级市有燃料电池汽车上险。24家车企有燃料电池汽车在各地上险。
装机规模分布方面，第一梯队初现。23家燃料电池系统企业为车企进行配套。
净零排放情景下，氢能有望成为关键性的二次能源
氢能的主要应用增量在于二次能源间接电气化。氢气可实现30元/kg成本。氢能成本降低，规模有望接近一亿吨/年。交通领域，燃电车用氢是电动车用电之外的另一优选。储能领域，氢和氢制燃料储能是长周期储能的优选。
投资建议：在产业发展仍处于导入期，政策扶持力度和节奏非常关键，竞争格局远未明朗的当下，考虑到城市群政策对技术进步的直接推动作用，建议投资者关注具有技术优势，在门槛最高、成本绝对值和成本下降空间最大的膜电极-电堆-氢发动机系统集成领域和高压氢气瓶领域。
风险提示：政策支持力度和节奏不及预期；自主燃料电池发动机寿命提升幅度、性能指标进步幅度、成本下降幅度不及预期；高压氢气瓶技术进步与国产化进程不及预期；产业链配套建设速度不及预期；氢能/燃料电池安全性风险；替代性技术路线风险。
报告来源
证券研究报告名称：《燃料电池&氢能：为之，难者亦易》
对外发布时间：2021年9月6日
报告发布机构：中信建投证券股份有限公司
本报告分析师：
张亦弛执业证书编号：S1440520040001
万炜执业证书编号：S1440514080001
任佳玮执业证书编号：S1440520070012