1、 证券研究报告证券研究报告 请务必阅读正文之后第请务必阅读正文之后第 32 页起的免责条款和声明页起的免责条款和声明 iy 风光无限好，绿氢布局时风光无限好，绿氢布局时 电力设备及新能源行业绿氢专题报告2023.3.28 中信证券研究部中信证券研究部 核心观点核心观点 华鹏伟华鹏伟 电力设备与新能源行业首席分析师 S07 祖国鹏祖国鹏 氢能行业首席分析师 S04 林劼林劼 电力设备与新能源分析师 S01 在全球双碳转型和欧美碳关税贸易保护政策的驱动下，在全球双碳转型和欧美碳关税贸易保护政策的驱动下，各行业减碳节奏加快，各行业减碳

2、节奏加快，叠加叠加新能源消纳储能需求新能源消纳储能需求，绿氢产业高速成长，绿氢产业高速成长周期周期应势开启，全产业链进入景应势开启，全产业链进入景气区间。在此背景下，我们判断气区间。在此背景下，我们判断新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推重点推荐荐隆基绿能隆基绿能和双良节能，建议关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。同和双良节能，建议关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。同时在关键材料和零部件国产化环节持续突破，解决行

3、业发展痛点的公司也有望时在关键材料和零部件国产化环节持续突破，解决行业发展痛点的公司也有望享受绿氢产业红利，建议关注京城股份、科威尔等。享受绿氢产业红利，建议关注京城股份、科威尔等。绿氢应势而起绿氢应势而起，需求驱动开启增长周期需求驱动开启增长周期。绿氢利用光伏、风电等可再生能源发电通过电解水技术制氢，绿氢具有清洁环保、灵活高效以及应用场景丰富等优点，将是未来氢能主体。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业包括工业、交通、建筑、电力脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的优势，可作为工业原料和燃料应用于各场景，需求空间极大。我们预计 2025/2030年全球氢气需求量1.1/1

4、.8亿吨，全球绿氢需求空间为245/6120万吨，2021-2025年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速（CAGR）分别为 89.5%/77.8%，2021-2030 年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速分别为 90.0%/76.9%。此外叠加新能源装机加速，零边际成本的新能源电力的消纳和储能需求进一步驱动绿氢的发展，预计全球绿氢产业将开启增长周期。政策支持日趋完善，绿氢项目渐成规模。政策支持日趋完善，绿氢项目渐成规模。出于环境保护、能源安全和经济效益三个维度考虑，全球主要经济体大力支持本国绿氢产业发展，纷纷出台国家氢能发展规划和支持补贴政策。其中欧盟 2022 年 5 月“REpowerEU

5、”计划明确 2030年本土产绿氢 1000 万吨及进口 1000 万吨目标；美国 IRA 法案要求提升绿氢经济性；我国 2022 年 3 月氢能产业发展中长期规划（2021-2035）明确氢能产业的发展定位、量化目标和应用方向等。在政策鼓励和补贴支持下，欧洲能源企业大举布局，规划项目年制氢产能达 700 万吨，美国能源公司集中在加州及德州规划布局多项绿氢项目，预计 2023-2024 年开始建设，计划于 2024-2026年逐步投产；我国能源公司也纷纷布局风光一体化绿氢耦合项目。截至 2023 年2 月，我国规划年产绿氢超过 2 万吨的大规模绿氢示范项目近 20 个，预计2023-2025 年

6、全球绿氢项目密集开建。技术迭代解决痛点，电解制绿氢经济性提升技术迭代解决痛点，电解制绿氢经济性提升。目前从技术层面划分，电解水制绿氢主要分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。由于阴离子交换膜电解水制氢技术和固体氧化物电解水制氢技术处初期阶段，因此目前主流的电解水技术为碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM）。绿氢制备成本下降路径清晰，核心降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、自动化等方式降本。此外伴随着行业痛点包括设备成本高、核心材料国产化不足、

7、储运技术难在技术迭代过程中逐步克服，电解制氢的经济性有望进一步提升。叠加可再生能源电力成本下降、综合能效提升的因素，我们测算 2030 年 AWE 和 PEM 电解水制氢技术将具备高经济性。电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业 评级评级 强于大市（首次）强于大市（首次）电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 2 风险因素：风险因素：产业支持政策落地低于预期；可再生能源装机规模不及预期；新能源发电成本下降不及预期；关键技术突破不及预期。投资策投资策略略:在需求空间释放、政策支持有效落地以及产业链协同降本的基础上，

8、2023 年绿氢产业化有望高速开启。伴随新能源装机规模高增和发电成本下降，绿氢招标初具规模以及技术降本不断推进，我们看好绿氢产业的快速发展。建议关注两条投资主线：一、新能源发电领域具有绿氢业务协同和先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推荐隆基绿能和双良节能，关注阳光电源、三一重能、昇辉科技。二、在关键材料和零部件国产化环节持续深耕，解决行业发展痛点的公司也有望享受产业红利，关注京城股份、科威尔等。给予绿氢行业“强于大市”评级。重点公司盈利预测、估值及投资评级重点公司盈利预测、估值及投资评级 简称简称 代码代码 收盘价收盘价 EPS PE 评级评级 2

9、1 22E 23E 24E 21 22E 23E 24E 隆基绿能 601012.SH 40.29 1.20 2.04 2.57 3.26 34 20 16 12 买入 双良节能 600481.SH 15.18 0.17 0.54 1.22 1.69 89 28 12 9 买入 资料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2023 年 3 月 27 日收盘价 rRrQZVdUaYbZuYeXwV7NdNaQoMnNsQpMiNmMtQkPtRzQaQnMoOxNoPsNNZqQtO 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的

10、免责条款和声明 3 目录目录 双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求.6 绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择.6 需求：行业脱碳打开增量空间，新能源消纳助力绿氢发展.7 空间测算：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大.10 发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰发展现状：国内外绿氢倍道而进，技术迭代路线明晰.11 项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进.11 技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳.14 经济性分析：设备、电耗+能效，三重因素促降本.17 行业痛点：全周期成本亟须下降，关键技术期待突破行业痛点：全周

11、期成本亟须下降，关键技术期待突破.21 痛点一：相比化石能源制氢，绿氢制备仍需降本.21 痛点二：质子交换膜壁垒高，进口依赖程度大.23 痛点三：氢气储运难度大，高端气瓶国外领先.23 产业聚焦：产业链产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局日趋完善，新老玩家争先入局.25 海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛.25 中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现.28 风险因素风险因素.30 投资策略投资策略.30 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 4 插图目录插图目录 图 1：全球终端能源消费占比.6 图

12、2：氢能按制取方式分为灰氢、蓝氢和绿氢.7 图 3：不同制氢方式碳排放量（kg CO2/kg H2）比较.7 图 4：2021 年各国碳排放量占比.7 图 5：2015-2021 年中国能源消费结构占比.7 图 6：2020 年我国二氧化碳排放分布情况.8 图 7：2020 年我国氢气利用结构.8 图 8：2019-2060E 我国能源装机结构.9 图 9：2019-2060E 我国发电量结构.9 图 10：光伏发电制氢系统结构图.9 图 11：风力发电制氢系统结构图.9 图 12：氢能中长期发展规划要点.13 图 13：可再生能源制氢及上下游产业链.14 图 14：碱性电解池与质子交换膜电解

13、池工作机理对比.15 图 15：两种电解水技术对于可再生能源波动性的负载范围和启动时间对比.17 图 16：可再生能源波动性对于两种制氢路线平准化成本的影响.17 图 17：碱性电解水电解槽系统成本组成.17 图 18：碱性电解水制氢生产成本分项占比.17 图 19：近年弃风弃光电力规模.19 图 20：风电光伏降本带来电解水制氢的经济性.19 图 21：绿氢成本构成预测.21 图 22：未来制氢成本降低要素分解.21 图 23：全球全氟磺酸树脂质子交换膜的主要玩家.23 图 24：国内外不同规格质子交换膜产品售价对比.23 图 25：不同类型的高压气态储氢瓶对比.24 图 26：海外氢能产业

14、链各环节相关企业梳理.25 图 27：Nel 近年营业收入.26 图 28：Mcphy 近年营业收入.26 图 29：Enapter 近年营业收入.26 图 30：ITM Power 近年营业收入.26 图 31：Nel 近年在手订单.27 图 32：Mcphy 近年在手订单.27 图 33：Enapter 近年在手订单.27 图 34：ITM Power 近年在手订单.27 图 35：中国氢能产业链各环节相关企业梳理.28 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 5 表格目录表格目录 表 1：欧盟碳边境调节机制（

15、CBAM）法案.8 表 2：全球绿氢需求空间测算.10 表 3：全球主要国家氢能产业规划目标.11 表 4：欧洲能源公司绿氢项目梳理.12 表 5：美国绿氢规划项目.12 表 6：国内地方政府氢能支持政策.13 表 7：国内已开放试点示范运行的绿氢耦合和风光氢储一体化绿氢项目（年产 2 万吨以上）.13 表 8：碱性水解和质子交换膜电解水技术路线总结比较.15 表 9：国内目前已投运的大型绿氢项目.16 表 10：2023 年 1-2 月已确定开标的大规模绿氢项目.16 表 11：不同电解槽技术的关键技术及经济性指标现状和 2050 年目标.18 表 12：AWE 和 PEM 电解水系统制氢成

16、本测算.18 表 13：在 2000h 固定年运营时间下，不同电价和碱性电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析.20 表 14：在 2000h 固定年运营时间下，不同电价和质子交换膜电解槽设备成本条件下制氢成本敏感性分析.20 表 15：AWE 和 PEM 电解水制氢技术转化效率和市场占比发展评估.20 表 16：几种制氢工艺的成本对比.21 表 17：不同电解水制氢成本测算.22 表 18：各储氢技术路线特点.24 表 19：海外主要电解槽公司的产能.27 表 20：国内主流电解槽企业产能.29 表 21：重点公司盈利预测、估值及投资评级.30 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专

17、题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 6 双重驱动双重驱动：绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求绿氢渗透行业脱碳，风光消纳助推需求 绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择绿氢：氢能是零碳重要之举，绿氢为氢能必然选择 全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。从全球能源结构来看，目前终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例，2021 年，石油、天然气和煤炭的占比分别为 32%、25%和 28%，化石能源占比超 80%，长期以来是全球碳排放的主要来源。为实现国际能源署（IEA）205

18、0 年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能源过渡委员会（ETC）预测，在 2050 零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构中最为重要的组成部分。图 1：全球终端能源消费占比 资料来源：BP2022 年世界能源统计年鉴（英国石油公司发布发布），中信证券研究部 氢能生产应用广泛，绿氢氢能生产应用广泛，绿氢具备具备减碳优势，或减碳优势，或是未来主是未来主流流。目前行业中有三种主要氢气制取途径，通过制作过程中碳排放量可以划分为：灰氢灰氢：以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业副产气制

19、氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳（约 22.6 kg CO2/kg H2）；蓝氢蓝氢：在制作灰氢的过程中结合碳捕捉、利用及封存技术（CCUS）减少二氧化碳排放（约 10.5 kg CO2/kg H2）；绿氢：绿氢：通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放（约 1.5-5.0 kg CO2/kg H2）。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%20000202021石油天然气煤炭核能水电可再生能源 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.

20、3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 7 图 2：氢能按制取方式分为灰氢、蓝氢和绿氢 图 3：不同制氢方式碳排放量（kg CO2/kg H2）比较 资料来源：中信证券研究部 资料来源：中国氢能产业发展报告 2020（车百智库发布）；中国煤炭制氢成本及碳足迹的研究（颜祥洲著）；中信证券研究部 需求：行业脱碳打开增量空间，需求：行业脱碳打开增量空间，新能源消纳新能源消纳助力绿氢发展助力绿氢发展 背景梳理：双碳转型长期驱动，背景梳理：双碳转型长期驱动，CBAM 中短期催化中短期催化 长期动力：双碳转型加速能源消费结构清洁化。长期动力：双碳转型加速能源消费结构清洁化。从全球碳排放量来看，202

21、1 年中国碳排放量为 105.23 亿吨，占全球总量的 31.1%，是全球最大的碳排放国。2020 年 9 月22 日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布中国二氧化碳排放力争于2030 年达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。2015 年至 2021 年，清洁能源消费在我国能源消费结构中占比逐年提升，煤炭、石油等化石能源消费占比逐年下降，在双碳转型背景下，我国能源结构加速向清洁能源调整，为氢能发展提供长期驱动力。图 4：2021 年各国碳排放量占比 图 5：2015-2021 年中国能源消费结构占比 资料来源：BP，中信证券研究部 资料来源：国家统计局，中信证券研究部

22、中短期催化中短期催化：欧美“碳关税”：欧美“碳关税”和和 G7 气候俱乐部贸易保护政策气候俱乐部贸易保护政策。欧盟碳边境调节机制（CBAM）将于 2023 年 10 月起运行，2026 年 1 月正式开征。2022 年 12 月 12 日，七国集团发布“气候俱乐部”的目标及职权文件，计划建立以“国际目标碳价”为核心的气候同盟，并对非参与国的进口商品征收统一碳关税。欧美碳关税及 G7 气候俱乐部借助自身低碳先发优势，以碳关税为代表的贸易保护形式限制新兴经济体的发展，中短期对我国钢铁、塑料、化工等行业出口造成显著压力。发达国家“气候俱乐部”的潜在影响，将迫使0510152025灰氢蓝氢绿氢0.00

23、%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%0%20%40%60%80%100%200021原煤原油天然气清洁能源 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 8 我国扩大碳市场行业覆盖范围，加快上述高碳排放行业改良产业流程，积极寻求生产端的减碳方式，实现低碳转型。表 1：欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案 欧盟碳关税法案主要内容欧盟碳关税法案主要内容 征收对象 适用于除冰岛、列支敦士登、挪威、瑞士及五个欧盟海外领地外所有国

24、家的进口商品 覆盖气体 CO2、N2O 和 PFCs 过渡期 2023/10/1-2025/12/31 正式执行 2023/1/1 产品范围 钢铁、铝、电力、水泥、化肥、氢、特定前体及某些下游产品，如螺钉和螺栓等钢铁产品 排放类型 直接排放+特定条件下的间接排放 未来规划 2026 年前考虑扩大至有机化学品和塑料，2030 年前扩大至 EU-ETS 覆盖的所有行业 免费配额 2034 年完全取消 执行机构 欧盟委员会统一征收 出口补贴 2025 年前“必要时”提案 资料来源：欧盟委员会，欧洲议会，中信证券研究部 传统行业传统行业减碳为绿氢发展提供广阔需求减碳为绿氢发展提供广阔需求 氢能的应用场

25、景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域氢能的应用场景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。从 2020 年二氧化碳排放量占比来看，我国电力、工业、建筑和交通四大领域，分别占比 40.5%、36.5%、11.3%和 11.6%。2020 年我国应用在合成氨、甲醇、炼油、直接燃烧及其他工业领域的氢能占比分别为 37%、19%、10%、15%和 19%。其中，工业、交通是氢能的主要应用领域，建筑、发电等仍然处于探索阶段。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的制备优势，在各行业应用场景中减碳空间极大。图 6：2020 年我国二氧化碳排放分

26、布情况 图 7：2020 年我国氢气利用结构 资料来源：中国氢能联盟，中信证券研究部 资料来源：36 氪，中国氢能联盟，中信证券研究部 新能源新能源消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景：可再生能源可再生能源装机加速，装机加速，预计预计 2050 年将成为电力主体。年将成为电力主体。根据国家能源局统计，2021 年全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约 3.3 亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约 3.1 亿千瓦，同比+20.9%。全国可再生能源发电量达 2.48 万亿kWh，占全社会用电量的 29.8%。其

27、中，风电 6526 亿 kWh，同比增长 40.5%；光伏发电3259 亿 kWh，同比增长 25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，我们预计到 2025 年，40.5%36.5%11.3%11.6%电力工业建筑交通37%19%10%19%15%合成氨用氢甲醇用氢炼油用氢其他工业领域用氢直接燃烧 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 9 我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达 10.87 亿 kW、1.87 万亿 kWh，到 2030 年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达 12 亿 kW 以上。到 2050

28、年，可再生能源成为电源装机的增量主体，80%以上的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。图 8：2019-2060E 我国能源装机结构 图 9：2019-2060E 我国发电量结构 资料来源：全球能源互联网发展合作组织，中信证券研究部预测 资料来源：中电联，全球能源互联网发展合作组织，中信证券研究部预测 绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用。随着新能源装机的迅速发展，风电、光伏发电在发电量结构中的占比也不断提高，对于边际成本为零的新能源电力的弃电消纳问题凸显。用新能源风光互补耦合发电制氢，有利于提高可再生能源的利用效率，同时解决“弃风弃光”的消

29、纳问题。此外，新能源发电的不稳定性产生直接储电需求，储氢是长时储能的最优选择。相比于电化学储能兆瓦级（MW）容量，以日计储能时间；抽水蓄能容量的吉瓦级（GW）容量，以月计储能时间；氢能储能的容量是太瓦级（TW），时间可以达到1 年以上；加之跨区域长距离储能和能量转化形式多样化的优点，储氢是长时储能的最优选择。图 10：光伏发电制氢系统结构图 图 11：风力发电制氢系统结构图 资料来源：“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望，（李建林，李光辉，马速良等）资料来源：“双碳目标”下可再生能源制氢技术综述及前景展望，（李建林，李光辉，马速良等）0%20%40%60%80%100%煤电装机占比太

30、阳能装机占比风电装机占比其他装机占比0.0050.00100.000%50%100%20022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2050E2060E风电常规水电抽水储能核电火电太阳能发电非化石能源占比风电光伏占比 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 10 空间测算空间测算：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大：新旧产业双轮驱动，绿氢市场增量巨大 基本假设：1.建筑、发电领域氢能应用仍然处于探索阶段，且用量相对较小，主要贡献来自于工业和交通领域用

31、氢需求，根据 IEA 预测，2030 年全球氢能需求达到 1.8 亿吨；2.在全球能源结构向清洁低碳转型背景下，绿氢发展进程有望加快，根据 IEA 预测，2030 年全球绿氢份额达到 34%左右；3.随着近两年风光氢一体化示范项目密集开建，以及 2025 年后碳排放考核进一步趋严，叠加电价下降的因素，绿氢有望与天然气制氢实现平价。我们预计全球绿氢渗透率 2025年为 1.5%，2030 年达到 34%；我们预计 2025/2030 年全球氢气需求量 1.1/1.8 亿吨，全球绿氢需求空间为 245/6120万吨，2021-2025年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速（CAGR）分别为89.5%

32、/77.8%，2021-2030 年全球绿氢需求量和渗透率年均复合增速分别为 90.0%/76.9%。表 2：全球绿氢需求空间测算 项目项目 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 传统工业领域传统工业领域 炼化用氢（万吨）3980 4188 4429 4693 4959 6390 占全球用氢比例 42%42%42%41%41%36%合成氨用氢（万吨）3380 3598 3832 4101 4408 6480 占全球用氢比例 36%36%36%36%36%36%甲醇用氢（万吨）1460 1499 1618 1743 1886 3240 占全球用氢比例 15%15%

33、15%15%15%18%冶金用氢（万吨）520 600 639 706 820 1440 占全球用氢比例 6%6%6%6%7%8%交通领域交通领域 燃料汽车用氢（万吨）4 10 21 34 43 180 占全球用氢比例 0.0%0.1%0.2%0.3%0.4%1%其他其他 86 100 106 114 129 270 占全球用氢比例 0.9%1.0%1.0%1.0%1.1%1.5%全球氢气需求合计（万吨）9430 9996 10646 11391 12245 18000 同比增长 6.0%6.5%7.0%7.5%全球绿氢占氢气需求比例 0.20%0.30%0.6%1.2%2.0%34.00%全

34、球绿氢需求合计（万吨）19 30 64 137 245 6120 资料来源：IEA，中信证券研究部预测 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 11 发展现状：国内外绿氢发展现状：国内外绿氢倍道而倍道而进，技术迭代路线明晰进，技术迭代路线明晰 项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进项目进展：海内外绿氢布局加快，试点项目多点推进 多重因素驱动，欧美诸国相继出台支持政策。首先，从环保的角度，欧洲和欧盟在碳市场（EU ETS）的框架之下，各国都肩负着脱碳的任务；其次，从能源安全角度，化石能源禀赋较差的国家，希望通

35、过氢能革命摆脱对化石能源的严重依赖，典型如日韩，此外俄乌冲突使得欧盟也将发展氢能作为能源安全的重要方向；此外，出于经济原因想要保持产业领先地位或希望通过氢气出口赚取经济收益，典型如美国、澳大利亚。目前，全球氢能发展相对领先的地区有美国、欧洲、日韩已出台相应氢能战略目标，支持本国绿氢产业发展。表 3：全球主要国家氢能产业规划目标 国家国家 文件文件 发发布时间布时间 战略规划战略规划 德国 国家氢能战略 2020 通过发展氢能实现工业脱碳，加强德国工业并确保德国在全球市场的机会。氢能攻关计划 2021 目标未来 10 年可再生能源制氢成本降低 80%至 1 美元/kg，清洁氢产量增加 5 倍 国

36、家清洁氢能战略和路线图（草案）2022 2050 年清洁氢贡献约 10%碳减排量，30/40/50 年美国清洁氢需求达 1000/2000/5000 万吨/年，30 年前制氢成本降至 2美元/kg，35 年前制氢成本降至 1 美元/kg 英国 英国氢能战略 2021 到 2030 年，实现 5GW 低碳氢生产能力，推动整个经济系统脱碳，支持英国的新就业和清洁增长 法国 法国国家无碳氢能发展战略 2020 发展电解制氢实现工业脱碳，提升氢能产业竞争力，创造新的就业岗位 荷兰 国家氢能计划 2020 2025 年电解槽容量达到 0.5GW；2030 年达到 3-4GW 西班牙 国家氢能路线图 20

37、20 2024 年，电解槽装机容量在 300 到 600 兆瓦之间；2030 年，电解槽容量达到 4GW，绿氢占氢气消耗总量 25%；同时，绿氢项目将累计达到 90 亿欧元 美国 氢能计划发展规划 2020 明确 2020-2030 年氢能制、储、输、运环节的技术经济指标，制氢环节：电解槽成本 300 美元kW，运氢环节：2 美元kg，储氢环节：将能量密度 2.2 kWhkg、1.7 千瓦时升的车载储氢系统成本降至 8 美元kWh，用氢环节：将车用氢气价格降至 2 美元kg 日本 2050 碳中和绿色增长战略 2020 氢能目标是到 2030 年实现 300 万吨年供应量，2050 年2000

38、 万吨年供应量。韩国 氢能领先国家愿景 2021 到 2030 年构建产能达 100 万吨的清洁氢能生产体系，并将清洁氢能比重升至 50%国家氢能目标 2021 目标 2040 年氢需求量达 526 万吨，建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，国内制氢成本下降到 3000 韩元/kg（约合人民币 16 元/kg）以下 资料来源：北极星氢能网，中信证券研究部 欧洲能源企业大举布局，规划项目制氢产量欧洲能源企业大举布局，规划项目制氢产量 700 万吨。万吨。欧洲各大能源公司已入局绿氢，除了布局本土项目，也在新能源发电资源丰富的澳大利亚、哈萨克斯坦等有所布局，项目目标大，以满足 2022 年 5

39、月“REpowerEU”计划提出的 2030 年本土产绿氢 1000 万吨及进口1000 万吨目标。其中，英国 BP 完成收购澳大利亚绿色氢开发项目“亚洲可再生能源中心”40.5%的份额，该项目拟建 26GW 新能源发电，并配套 160 万吨绿氢或 900 万吨氨/年。此外，包括德国 Svevind Energy Group、壳牌、法国 Lhyfe、西班牙能源公司 Cepsa、法国道 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 12 达尔在内的欧洲能源公司加速在各地布局绿氢项目，规划项目年制备绿氢规模达 700 万吨。

40、表 4：欧洲能源公司绿氢项目梳理 项目名称项目名称 所在地区所在地区 年产绿氢（万吨年产绿氢（万吨/年）年）规划建设或投产规划建设或投产时间时间 绿色氢开发项目亚洲可再生能源中心(AREH)澳大利亚 160 哈萨克斯坦 20GW 绿色氢能项目 哈萨克斯坦 200 2032 年满产 海上风电可再生氢工厂 荷兰 2 2025 正式投产 荷兰北部海岸 3-4GW 风力发电厂 荷兰 100 2030 年前建设 海上风电大型制氢项目 荷兰 30 最早 2026 投产 Cepsa 财团绿色氢能产业项目-40 普埃托利亚诺绿氢生产厂 西班牙 4 2027 年满产 费利克斯托港绿氢项目 英格兰-2026 年投

41、入运营 HyGreen Teesside 制氢项目 英格兰-2025 年投产 可再生能源制氢基地 Masshylia 法国-2024 年投入运营 海上绿氢工厂 法国 150 绿色能源港口威廉港扩建新氢枢纽计划 德国 13 2028 年投产 规划总计 年产绿氢约 700 万吨 资料来源：氢能洞察 2022（麦肯锡），中信证券研究部 美国美国 IRA 法案提升绿氢经济性，项目规划稳步推进。法案提升绿氢经济性，项目规划稳步推进。2022 年 8 月，美国 IRA 方案为绿氢提供开创性税收减免和可直接用于付款的条款，制氢工厂在生产每 kg 氢气产出二氧化碳小于 4kg 的条件下，根据二氧化碳排放量的不

42、同，可享受 0.12-0.6 美元/kg 氢气的税收抵免额度。对于 2033 年以前开始建设的制氢项目，项目运营的前 10 年将获得 5 倍的税收抵免额度，即 0.6-3 美元/kg 氢气，绿氢可享受 3 美元/kg 补贴，且 10 年后将继续受益0.12-0.6 美元/kg 的标准税收抵免额度。在此政策支持下，美国能源公司集中在加州及德州规划布局绿氢项目，预计 2023-2024 年开始建设，按计划将于 2024-2026 年逐步投产。表 5：美国绿氢规划项目 项目项目 规模规模 开发商开发商 计划时间计划时间 得克萨斯州绿氢项目 250 万吨/年 GHI 2026 年投产 加利福尼亚州可再

43、生能源制氢项目 2 万吨/年 美国元素资源公司 2025 年投产 德克萨斯州博蒙特工业区绿氢工厂 120MW 峰堡新能源公司 2024 年中投产 南加州绿氢电解工厂 10GW-20GW 南加州天然气公司-密西西比清洁氢中心 12.2 万吨/年 HyStor Energy 2025 年投入商用 资料来源：北极星氢能网，中信证券研究部 中国中国顶层设计明确氢能发展目标，地方出台配套支持政策。顶层设计明确氢能发展目标，地方出台配套支持政策。国家发改委 2022 年 3 月23 日发布氢能产业发展中长期规划（2021-2035）（简称“行业中长期规划”），明确氢能产业的发展定位、量化目标和应用方向。产

44、业定位方面，氢能被正式确定是能源体系的重要组成部分，且氢能产业链相关环节也被纳入国家战略新兴产业的范畴。2025 年量化目标方面，行业中长期规划提出，一是氢能车保有量达到 5 万辆，二是可再生能源制氢量在 1020 万吨。应用方向上，政策规划了包括交通、储能、分布式能源以及工业领域的减碳四大方面。截至 2022 年底，22 个省市相继制定并出台了本地区氢能发展规划以及相关配套政策，积极响应国家氢能战略，支持绿氢产业发展。电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 13 图 12：氢能中长期发展规划要点 资料来源：国家发

45、改委氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年），中信证券研究部 表 6：国内地方政府氢能支持政策 发布时间发布时间 地区地区 名称名称 2019.8 新疆 关于在新疆支持和促进氢能源产业发展 2021.7 海南 海南省高新技术产业“十四五”发展规划 2022.1 山西 氢能产业发展中长期规划（2022-2035 年）2022.2 内蒙古 内蒙古自治区“十四五”氢能发展规划 2022.3 内蒙古 关于促进氢能产业高质量发展的意见 2022.11 宁夏 宁夏回族自治区氢能产业发展规划 2022.12 吉林 支持氢能产业发展若干政策措施（试行）2023.1 甘肃 甘肃省人民政府办公厅关于氢能产

46、业发展的指导意见 2023.1 青海 青海省促进氢能产业发展的若干政策措施 青海省氢能产业发展三年行动方案（2022-2025 年）青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035 年）2023.1 四川 四川省能源领域碳达峰实施方案 资料来源：各地方政府官网，中信证券研究部 风光大基地就地消纳，配套风光大基地就地消纳，配套绿氢项目绿氢项目密集开建密集开建。风光大基地建设地区存在新能源开发模式较为单一和应用场景不足的特点，因此电网消纳和调度运行压力较大。在地方相继出台绿氢产业支持政策后，为获取新能源建设指标，国内能源公司纷纷布局风光一体化绿氢耦合项目。截至 2023 年 2 月，我国规划年产绿

47、氢超过 2 万吨的大规模绿氢示范项目近 20个，从区域上看，由于内蒙古具备发展可再生能源大规模制氢的良好条件，潜在制氢产能超过 330 万吨，上述项目多集中于内蒙古，其次为新疆和吉林等地。表 7：国内已开放试点示范运行的绿氢耦合和风光氢储一体化绿氢项目（年产 2 万吨以上）地点地点 项目名称项目名称 预计预计投产时间投产时间 总规模总规模（MW）制氢能力制氢能力（吨（吨/年）年）内蒙古鄂尔多斯 乌审旗风光融合绿氢化工示范项目 2024 年 6 月 400 20,000 内蒙古巴彦淖尔 乌拉特中旗甘其毛都口岸加工园区风光氢储氨一体化项目 2023 年 12 月 500 36,000 内蒙古兴安盟

48、 科右前旗风储制氢制氨一体化示范项目 2024 年 7 月 500 21,600 内蒙古赤峰市 赤峰市能源物联网零碳氢氨一体化示范项目 2023 年 8 月 500 24,200 内蒙古包头 国际氢能冶金化工产业示范区新能源制氢联产无碳燃料配套风光发电一体化示范项目 2024 年 12 月 500 28,009 内蒙古乌兰察布 乌兰察布兴和县风光发电制氢合成氨一体化项目 2024 年年底 500 25,700 内蒙古阿拉善盟 国能阿拉善高新区百万千瓦风光氢氨+基础设施一体化低碳园区示范项目 2024 年 600 22,300 内蒙古阿拉善盟 腾格里 60 万千瓦风光制氢一体化示范项目 2024

49、 年 12 月 600 20,827 国家能源体系重要组成部分战略新兴产业氢能定位氢能车保有量至5万辆可再生能源制氢量在1020万吨2025年数量目标交通领域，车辆领域与锂电互补储能领域：长周期、大规模场景分布式能源工业领域减碳应用方向 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 14 地点地点 项目名称项目名称 预计预计投产时间投产时间 总规模总规模（MW）制氢能力制氢能力（吨（吨/年）年）内蒙古乌兰察布 中石化鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目二期 2027 年 6 月 2,546 100,000 内蒙古兴安

50、盟 兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目 2024 年 12 月 500 26,816 辽宁台安 中能建辽宁台安县新能源制氢制氨项目 56,000 内蒙古通辽 通辽千万千瓦级储氢氨一体化零碳产业园 10000 50,000 内蒙古锡林郭勒 内蒙古多伦县风光储氢制绿氨项目 25,000 内蒙古包头 包头市达茂旗风光制氢绿色化工一体化项目 2024 年 12 月 500 22,321 内蒙古鄂尔多斯 10 万吨/年液态阳光二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目 2025 年 5 月 625 21,000 内蒙古鄂尔多斯 鄂托克旗风光制氢一体化合成绿氨项目 2023 年 12 月 505 20,00

51、0 新疆库车 中国石化新疆库车绿氢示范项目一期 2023 年 6 月 300 20,000 新疆伊犁州伊宁市 伊宁市光伏绿电制氢源网荷储一体化项目 20,000 资料来源：氢能汇微信公众号，北极星风力发电网，中信证券研究部 技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳技术演进：电解技术各有千秋，碱性电解正执牛耳 绿氢上下游产业链包括：可再生能源供电、制氢系统、辅助系统、储运系统和下游应绿氢上下游产业链包括：可再生能源供电、制氢系统、辅助系统、储运系统和下游应用。用。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽中进行水电解制氢，制备的氢

52、气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发电系统实现电网侧调峰；另一部分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入用能终端或加氢站，以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需求。图 13：可再生能源制氢及上下游产业链 资料来源：中信证券研究部 目前从技术层面划分，电解水制氢主要分为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、阴离子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢（SOEC）。由于阴离子交换膜电解水制氢技术处于研究起步阶段，而固体氧化物电解水制氢技术处于初步示范阶段，因此目前主流的电解水技术为碱性电解水制氢（AWE）和质子交换膜电解水制氢（PEM

53、）。比较两种电解水制氢技术：碱性电解水技术凭借成本低、技术成熟度高的优势，电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 15 目前在国内是主流路线。PEM 电解水技术目前已经初步形成产业化并在部分地区建设示范应用，随着技术的进步和成本的下降，我们预计最快将在 20252030 年形成规模化应用。图 14：碱性电解池与质子交换膜电解池工作机理对比 资料来源：IRENA，中信证券研究部 表 8：碱性水解和质子交换膜电解水技术路线总结比较 技术特征技术特征 碱性水电解碱性水电解 质子交换膜质子交换膜（PEM）技术成熟度 已应用

54、 逐步开始应用 电解液 氢氧化钾(KOH)PFSA 膜 电极/催化剂(氧侧)镀镍穿孔不锈钢 氧化铱 电极/催化剂(氢侧)镀镍穿孔不锈钢 铂炭黑 阳极多孔传输层 镍网 镀铂多孔金属钛 阴极多孔传输层 镍网 烧结多孔钛或碳布 双极板阳极 镀镍不锈钢 镀镍钛 双极板阴极 镀镍不锈钢 镀金钛 框架和密封 PSU,PTFE,EPDM PTFE,PSU,ETFE 优点 技术成熟、成本低 电流密度高、体积小重量轻、无碱液带来的腐蚀、产品气体纯度较高 设备效率 60%70%-90%与可再生能源耦合 困难 容易 缺点 电流密度低、体积和重量大、碱液有腐蚀性 设备成本相对较高、催化剂成本高且稀缺 资料来源：国际可

55、再生能源署(IRENA)，中信证券研究部 已投运及新招标的风光配氢项目多以碱性电解水制氢技术为主。已投运及新招标的风光配氢项目多以碱性电解水制氢技术为主。2021 年在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内已投运的电解水制氢路线多以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。我们统计发现，2023 年 1-2 月以来已开标的大规模绿氢项目，技术路线也都以碱性为主。PEM电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且在目前的国内商业模式下，PEM 槽的技术优势并不明显。电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.2

56、8 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 16 表 9：国内目前已投运的大型绿氢项目 项目项目 地点地点 电解技术电解技术 电解槽公司电解槽公司 河北沽源风电制氢综合利用示范项目 河北张家口 碱性 德国麦克菲（McPhy）国家能源集团大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范 河北张家口 碱性 苏州竞立 张家口市交投壳牌新能源有限公司氢能一体化示范基地建设项目 河北张家口 碱性 中船 718 所 液态太阳燃料合成示范工程项目 甘肃兰州 碱性 苏州竞立 国电投宁东可再生能源制氢项目 宁夏宁东 碱性 中船 718 所 张家口海珀尔制氢加氢项目 河北张家口 碱性 中船 718 所 宝丰能源太阳能电解制氢储

57、能项目 宁夏宁东 碱性 中船 718 所、苏州竞立 中关村延庆园加氢站二期（冬奥会配套制、加氢）项目 北京延庆区 纯水 德国西门子 山西大同首座 500Nm/h 水电解制氢装置及储存 山西大同 碱性 北京中电丰业 吉电股份风能制氢一体化示范项目 吉林白城 碱性 中船 718 所 安徽六安兆瓦级氢能综合利用站科技示范项目 PEM 制氢及燃电系统项目 安徽六安 碱性 北京中电丰业中科院大化所 中国石化新疆库车绿氢示范项目 新疆库车 碱性 隆基氢能、中船 718 所、苏州竞立 资料来源：各公司及项目官网，中信证券研究部 表 10：2023 年 1-2 月已确定开标的大规模绿氢项目 项目项目 状态状态

58、 电解槽招标量电解槽招标量 招标人招标人 技术技术 国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目 待建 5000Nm3/h(25MW)国华投资宁夏分公司 碱性 涞源县 300MW 光伏制氢项目 待建 2x600Nm3/h(6MW)涞源氢阳新能源开发有限公司 碱性 海水制氢产业一体化示范项目 待建 60MW 大连洁净能源集团有限公司 碱性 平凉海螺崆峒区峡门 100 兆瓦风力发电及制氢项目 待建 平凉海螺水泥有限责任公司 碱性 鄂托克前旗上海庙经济开发区深能北方光伏制氢项目 待建 9000Nm3/h(45MV)长江勘测规划设计研究有限责任公司 碱性 鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目 待建 390MW 中石

59、化新星内蒙古绿氢新能源有限公司 碱性 七台河勃利县 200MW 风电制氢项目 待建 1500Nm3/h(7.5MV)七台河润沐新能源有限公司 碱性 大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目 待建 391000Nm3/h(195MW)吉林电力股份有限公司 碱性 资料来源：各地方政府官网，中信证券研究部 PEM 与新能源的耦合优势明显，未来有望发展为主流。与新能源的耦合优势明显，未来有望发展为主流。由于可再生能源如风力、光伏发电存在较大的波动性，该波动性诸如风光的间断式供应、不稳定性以及季节性，使得风电机组的输出功率和风速有关，光伏发电和气温、有无遮挡太阳等基础因素有关。因此风光的随机性和间歇性对于电解

60、水制氢设备的耦合匹配程度要求较高，尤其是对于负载范围、不同冷热情况下的启动时间都比较敏感。根据可再生能源电解制氢成本分析（郭秀盈，李先明，许壮等著）测算，相同条件下，碱性电解水和质子交换膜电解水技术的制氢平准化成本（LCOH）随可再生能源波动性敏感变化，PEM 电解的经济性优于 AWE 电解技术。随着欧盟电解槽制氢响应时间小于 5s 规定的出台，在技术迭代和成本下降的基础上，PEM 电解技术或将逐步取代碱性电解技术。电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 17 图 15：两种电解水技术对于可再生能源波动性的负载范围

61、（%）和启动时间（min）对比 图 16：可再生能源波动性对于两种制氢路线平准化成本的影响 资料来源：可再生能源电解制氢成本分析（郭秀盈，李先明，许壮等著），中信证券研究部 资料来源：可再生能源电解制氢成本分析（郭秀盈，李先明，许壮等著）经济性分析：经济性分析：设备、电耗设备、电耗+能效，三重因素促降本能效，三重因素促降本 设备因素：设备因素：电解水制氢设备主要由电解槽和辅助系统构成，电解槽占设备成本电解水制氢设备主要由电解槽和辅助系统构成，电解槽占设备成本 50%左左右。右。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离&干燥纯化系统及其他系统（补水、电控、热处理等）构成。

62、目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）中，电解槽仍为设备成本中占比最大的部分约 50%，电气设备占比 15%，气液分离&干燥纯化系统占比 15%，其他辅助设备占比 10%左右。碱性电解槽已经基本实现国产化，PEM 仍在国产化进程中。图 17：碱性电解水电解槽系统成本组成 图 18：碱性电解水制氢生产成本分项占比 资料来源：IRENA，中信证券研究部 资料来源：IRENA，中信证券研究部 55%45%设备及制造成本电解槽50%22%20%8%电耗去离子水氢处理冷却 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 18

63、电解槽降本电解槽降本路径明晰路径明晰，制氢成本持续下降制氢成本持续下降。对于 PEM 电解系统，成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。长期来看，可通过电解槽关键技术更新如提升电催化剂活性、提高膜电极中催化剂的利用率、改善双极板表面处理工艺、优化电解槽结构等来给设备降本，提升电解水制氢的经济性。尽管各类电解槽技术成本和性能不尽相同，但每种技术都有自己的优劣势，由于规模、应用和交付距离不同，预计系统成本仍将处于很大范围内。核心的降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，核心的降本方向应在电解槽电堆和系统级别，电堆包括电堆设计、规模尺寸等降本策略，系统包括扩大规模、

64、自动化等方式降本。系统包括扩大规模、自动化等方式降本。随着两种技术路线的持续降本，以及行业平均用电成本的下降，我们判断电解水制氢技术在 2030 年的制氢成本将下降至 20 元/kg 以内，实现与化石能源制氢成本平价。表 11：不同电解槽技术的关键技术及经济性指标现状和 2050 年目标 指标指标 现状现状 2050 年目标年目标 PEM AWE PEM AWE 额定电流密度（A/cm2）1-2 0.2-0.8 4-6 2 电压范围（限值，V）1.4-2.5 1.4-3 1.7 90 单元压力（bar）30 30 70 负荷范围（%）5-120 15-100 5-300 5-300 氢气纯度（

65、%）99.9-99.999 99.9-99.999 99.9-99.9999 99.9999 电压效率（低热值，%）50-68 50-68 80 70 电耗率（电堆，kWh/kg）47-66 47-66 42 42 电耗率（系统，kWh/kg）50-83 50-78 45 10000 3 万 冷启动（分钟）20 50 5 5.0-253 超大功率超大容量储氢的商用车辆 国外商业化 高 稍差 高压储氢 1.0-5.5 常见压力35/70/90MPa 35MPa：对体积密度和重量密度不太敏感的城市专用车；70MPa：对体积密度和重量密度敏感、对续航里程要求高的乘用车、城际客车等 商业化 较低 稍差

66、 深冷高压 5.5-9.2-230、30Mpa 商用车 实验阶段 高 稍差 吸附储氢 3.0-10.5 碳纳米管、活性炭、分层石墨纳米结构等-实验阶段 高 安全 储氢合金 1.4-3.6 常温常压-实验阶段 低 安全 有机液体储氢 6.0-8.0 常温高压 车下大规模储存和运输领域，不适合直接在批量生产的车辆终端使用 小规模应用 高 安全 资料来源：美国能源局，Argonne 国家实验室，Compendium of Hydrogen Energy，览众咨询，中信证券研究部 图 25：不同类型的高压气态储氢瓶对比 资料来源：车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶（郑津洋、胡军、黄强华等），中信证券研

67、究部 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 25 产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局产业聚焦：产业链日趋完善，新老玩家争先入局 海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛海外：全球产业链完善，龙头公司发展迅猛 海外绿氢产业链逐步完善，电解槽企业龙头较多。海外绿氢产业链逐步完善，电解槽企业龙头较多。绿氢产业链涉及上游绿氢生产制造，包括电解槽设备、辅助系统生产环节；中游绿氢的储运、加氢站建设以及下游在交通领域、工业领域和建筑领域等的应用。其中，电解水制氢龙头公司多分布于欧洲，包括 Nel、ITM Power、Hy

68、drogenPro、Enapter、Sunfire、Mcphy 等公司，目前碱性、PEM 等都有成熟应用，随着 2021-2022 年欧洲大力发展绿氢，2022 年电解槽企业的收入和订单显著增长，预计 2023 年也将有大幅提升。图 26：海外氢能产业链各环节相关企业梳理 资料来源：各公司官网，中信证券研究部 电解槽龙头电解槽龙头 Nel 业绩领先，竞争者发展迅速。业绩领先，竞争者发展迅速。Nel 成立于 1927 年，已有超 90 年的碱性电解槽技术积累，并通过对外收购扩展 PEM 电解槽业务和加氢站业务，形成现在的氢电解槽（碱性电解槽、PEM 电解槽）和加氢站两大业务板块，其中电解槽业务占

69、比超 70%，是欧洲最大的电解槽公司。2022 年 Nel 营收 0.94 亿美元，其中碱性电解槽营收 0.3 亿美元，同比+506%，PEM 电解槽营收 0.4 亿美元，同比-1%。法国 Mcphy 公司 22 年营收0.17 亿美元，同比+22%，其中电解槽占比 68%，加氢站业务占比 32%；德国 Enapter主要产品为阴离子交换膜电解槽，2022 年营收 0.16 亿美元，同比+75%；英国 ITM Power主营 PEM 电解槽，2022 年营收 680 万美元，同比+30%，其中电解槽业务占比 35.7%，同比+18%。电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题

70、报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 26 图 27：Nel 近年营业收入（百万美元）图 28：Mcphy 近年营业收入（百万美元）资料来源：Nel 公司公告，中信证券研究部 资料来源：Mcphy 公司公告，中信证券研究部 图 29：Enapter 近年营业收入（百万美元）图 30：ITM Power 近年营业收入（百万美元）资料来源：Enapter 公司公告，中信证券研究部 资料来源：ITM Power 公司公告，中信证券研究部 绿氢建设需求旺盛，订单规模同比高增。绿氢建设需求旺盛，订单规模同比高增。随着全球绿氢建设节奏加速，电解槽需求持续高增。Nel 公司 2022

71、年新增订单 2.2 亿美元，同比+135%，其中 9 成来自电解槽业务，2022 年底，在手订单达 2.5 亿美元。法国 Mcphy2022 年订单量为 0.3 亿美元，同比+53%；此外，McPhy 已签署的项目组合共计 45MW 和 40 个加氢站，还有 148MW 和 56 座加氢站意向订单，总计 193MW 和 96 座加氢站；德国 Enapter 2022 订单约 960 万美元；英国 ITM Power2022 年订单 920 万美元，同比+80%。考虑到绿氢建设的不断渗透，订单高需求持续性料将不断增强。00708090202020212

72、02202468002092020202678202020212022 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 27 图 31：Nel 近年在手订单（百万美元）图 32：Mcphy 近年在手订单（百万美元）资料来源：Nel 公司公告，中信证券研究部 资料来源：Mcphy 公司公告，中信证券研究部 图 33：Enapter 近年在手订单（百万美元）图 34：ITM Power 近年在手订单（百万美元）资料来源

73、：Enapter 公司公告，中信证券研究部 资料来源：ITM Power 公司公告，中信证券研究部 海外巨头加速产能布局，迎接绿氢建设放量。随着绿氢建设节奏加快，各电解槽巨头扩产节奏也保持跟进。Nel 2022 年产能为 0.6GW，计划 24 年前将挪威 Herya 碱性电解槽工厂产能提高一倍至 1GW，25 年将沃灵福德 PEM 电解槽工厂提高至 500 MW；Hydropro 的产能目前为 0.3GW，2022 年底，HydrogenPro 对中国天津的制造工厂进行了升级，目标达到 300 MW 以交付采购订单，公司近期计划全球产能实现 10GW。ITM Power目前 22 年底产能为

74、 1GW，计划 23 年底提高至 2.5GW，24 年年底计划再翻一倍提高至 5 GW。此外，蒂森克虏伯、Sunfire、Green Hydrogen Systems、Reliance 等均纷纷宣布扩产计划。预计 2023 年海外电解槽产能可达 8GW。表 19：海外主要电解槽公司的产能 企业企业 国家国家 2022 年产能年产能（GW）备注备注 蒂森克虏伯 德国 1 规划 2023 年产能 1.5GW Nel 挪威 0.6 产能包括 ALK、PEM HydrogenPro 挪威 0.3 规划 2023 年产能 1.3GW Sunfire 德国 0.3 规划 2023 年产能 0.5GW IT

75、M Power 英国 1 规划 2023 年产能 2.5GW McPhy 法国 0.1/Green Hydrogen Systems 丹麦 0.1/Reliance Industries 印度 不详 规划 2023 年产能 0.5GW 资料来源：氢能前沿微信公众号，中信证券研究部 0500300200220253035200200220202020212022 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28

76、 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 28 中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现中国：新老玩家争抢入场，稳定格局尚未显现 绿氢赛道热度升温，新老玩家纷纷入局。绿氢赛道热度升温，新老玩家纷纷入局。在双碳目标和氢能产业规划的带动下，绿氢业已成为国内重点关注的新能源发展热点。风电、光伏、能源集团、汽车等行业公司均纷纷布局绿氢业务，涉及绿氢产业链的上游、中游和下游。其中有来自风电光伏领域的公司隆基绿能、阳光电源、三一重能、双良节能等，凭借雄厚的资金技术实力以及业务系统优势布局电解槽业务；新兴势力昇辉科技、华电重工等迅速切入电解槽设备领域，抢占份额；此外，在关键材料和零部件国产化有望突破的京城股份等

77、以及燃料电池应用端的科威尔等均在氢能环节已有布局。目前行业玩家众多，稳定格局尚未显现。图 35：中国氢能产业链各环节相关企业梳理 资料来源：各公司官网，中信证券研究部 隆基绿能：隆基绿能：在电解槽生产领域，隆基绿能技术、出货、产能均处领先地位，2023 年 2 月，隆基氢能推出 ALK Hi1 系列产品，在直流电耗满载状况下可低至 4.3kwh/Nm，同时推出ALK Hi1 plus产品，直流电耗满载状况下低至 4.1kwh/Nm，在2500A/电流密度下，更可低至 4.0kwh/Nm。隆基氢能 2022 年电解水设备出货排名全国第三，产能达 1.5GW，根据公司规划 23 年产能将进一步扩张

78、至 2.5GW，25 年规划 5-10GW。双良节能：双良节能：公司依托已形成的多晶硅核心设备、单晶硅片、电池组件、“分布式光伏工程总包”的光伏全产业链，持续深耕地热、氢能、绿电、储能等清洁能源技术研发及装备生产，以数字化驱动的碳中和综合服务，打造世界一流的“清洁能源解决方案”。在氢能布局上，2022 年 9 月 21 日，双良节能子公司双良新能源举行首套 1000 标方/h 绿电智能制氢系统下线仪式。双良绿电制氢装备智造基地规划厂房面积超 10000 平方米，可实现年化 1000-1500 标方/h 的电解槽 100 套的产能。阳光电源阳光电源：公司传统业务为光伏逆变器，是全球光伏逆变器龙头

79、公司。阳光电源成立全资子公司阳光氢能，从光伏制氢入局氢能。目前在平台、技术、产品等领域阳光氢能已 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 29 建有国内首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台、国内最大的 5MW 电解水制氢系统测试平台、PEM 电解制氢技术联合实验室，及年产能 GW 级制氢设备工厂。阳光氢能可独立生产 1000 标方碱性制氢系统、兆瓦级 PEM 制氢系统对应的电解槽，可以提供包括制氢电源、电解槽、智慧氢能管理系统在内的成套系统解决方案，其 PEM 电解制氢产品已在内蒙古、宁夏以及长江三峡项目应用。昇辉

80、科技：昇辉科技：公司传统业务涵盖电气成套设备、LED 照明和亮化、智慧城市三大板块。2020 年进入氢能产业主要包括制氢设备、氢能设备零部件以及氢能汽车运营平台。在制氢设备端：公司自制配电设备包括电源柜、控制柜和配电柜以及后端的氢气纯化和分裂装置，有成套的生产能力；氢能设备零部件端包括 DCDC 以及 ACB 电器的设备。公司规划建设自用的制加氢一体站，使用自产电解槽叠加蓄冷电价，氢能价格有望降至 35 元/kg 以下。京城股份：京城股份：公司前身为北人印刷机械股份有限公司，经过资产重组注入气体储运业务，主营的天海品牌气体储运装备在行业内处于领先地位。公司 2014 年成功研发了 35MPa和

81、 70MPa 高压氢燃料车用储气瓶，技术国内领先，未来随着燃料汽车放量，预计公司将率先受益，实现业绩增长。科威尔：科威尔：公司是国内领先的综合性测试设备供应商，主要涵盖测试电源、燃料电池测试装备、功率半导体测试及智能制造装备三大产品线。氢能业务中制氢端主要定位 PEM槽检测设备，用氢端定位发动机和电堆检测设备，市场份额在 20%左右。公司用氢端业务收入占比 80%-90%，制氢端占比 10%左右。公司优势在于业务覆盖全产业链，有望凭借全栈测试能力、较高性价比与下游头部企业深度合作，实现国产替代。表 20：国内主流电解槽企业产能 省份省份 电解水装备企业电解水装备企业 2022 年产能年产能 备

82、注备注 河北 中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司 1.5GW 产能包括 ALK、PEM 江苏 考克利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司 1GW 公司规划 2023 年产能 1.5GW 天津 天津市大陆制氢设备有限公司 1GW 陕西 西安隆基氢能科技有限公司 1.5GW 公司规划 23 年 2.5GW、25 年 5-10GW 安徽 阳光氢能科技有限公司 1GW 产能包括 ALK、PEM 广东 深圳市凯豪达氢能源有限公司 0.3GW 公司规划 2023 年产能 0.5GW 江苏 江苏国富氢能技术装备股份有限公司 0.5GW 公司规划 2023 年产能 1GW 北京 北京中电丰业技术开发有限公司 0.5G

83、W 江苏 苏州希倍优氢能源科技有限公司 1GW 北京 航天思卓氢能科技有限公司 0.5GW 广东 深圳市瑞麟科技有限公司 0.5GW 山东 山东奥扬新能源科技股份有限公司 1GW 广东 盛氢制氢设备有限公司/公司规划 2023 年产能 0.5GW 内蒙古 亿利氢田时代技术有限公司 0.25 公司规划 2024 年产能 2.5GW 江苏 双良节能 不详 公司规划 100 套 1000Nm/h 产能 辽宁 大连氢元科技有限公司 不详 公司规划 2023 年产能 1.5GW 资料来源：势银能链、中信证券研究部 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必

84、阅读正文之后的免责条款和声明 30 风险因素风险因素 产业支持政策落地低于预期产业支持政策落地低于预期。氢能过去长期作为危化品管理，虽然目前在顶层设计规划等层面将氢能定义为能源，但相关的安全标准和监管细则还未更新完毕，如果相关的监管政策优化不及时，或者相关地方补贴金额落地不及时，有可能影响产业链发展速度。可再生能源装机规模不及预期。可再生能源装机规模不及预期。“双碳”转型背景下，新能源将逐步成为主要电源形式，将作为支持绿氢发展的主要电力需求。若国内外受偶发因素或产业链因素导致新能源电源阶段性装机增长、渗透率提升不及预期，有可能影响绿氢行业发展进度。新能源发电成本下降不及预期。新能源发电成本下降

85、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。关键关键技术突破技术突破不及预期。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，氢气的储运技术亟须国产化降本，如果技术提升和国产化降本进度不及预期，将减缓设备端降本增效节奏，制约绿氢产业发展。投资策略投资策略 在全球双碳转型和欧美碳关税贸易保护政策的驱动下，叠加可再生能源建设节奏加快，行业减碳与新能源消纳储能需求预计将开启绿氢产业高速增长周期，带动绿氢全产业链进入景气区间。预计在新能源发电领域具有绿氢业务协同和

86、先发布局优势的行业龙头公司，以及凭借技术创新抢占市场的新兴势力有望率先受益。重点推荐隆基隆基绿能绿能、双良节能双良节能，建议关注阳光电源阳光电源、三一重能三一重能、昇辉科技昇辉科技。同时在关键材料和零部件国产化环节持续突破，解决行业发展痛点的公司也有望享受绿氢产业红利，建议关注京城股份京城股份、科威尔科威尔等。表 21：重点公司盈利预测、估值及投资评级 简称简称 代码代码 收盘价收盘价 EPS PE 评级评级 21 22E 23E 24E 21 22E 23E 24E 隆基绿能 601012.SH 40.29 1.20 2.04 2.57 3.26 34 20 16 12 买入 双良节能 60

87、0481.SH 15.18 0.17 0.54 1.22 1.69 89 28 12 9 买入 资料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2023 年 3 月 27 日收盘价 电力设备及新能源电力设备及新能源行业行业绿氢专题报告绿氢专题报告2023.3.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 31 相关研究相关研究 电力设备及新能源行业储能行业观察 4广东出台政策，多维度支持储能发展(2023-03-21)电力设备及新能源行业电网变革专题四景气上行，深挖三主线(2023-03-20)电力设备及新能源行业光伏行业观察 23如何看待光伏硅片价格上行(2023-03-16)电力设备及新能

88、源行业风电专题报告海缆：海风大动脉，量利迎高增(2023-02-27)电力设备及新能源行业新能源汽车充换电专题二全球需求向上，充电桩开启新的发展阶段(2023-02-14)电力设备及新能源行业储能板块 2023 年投资策略风光水长，储能迢迢(2023-01-17)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察 3国网投资再创新高，布局板块春季行情(2023-01-16)电力设备及新能源行业光伏行业观察 22如何看待这个时点的 EVA 粒子价格(2023-01-13)电力设备及新能源行业新型电力系统行业观察 2构建发展蓝图，三维度明确建设内涵(2023-01-09)电力设备及新能源行业风电板块 202

89、3 年投资策略走出低谷，乘风破浪(2023-01-07)电力设备及新能源行业光伏行业观察 21光伏海外需求或已边际改善(2023-01-03)电力设备及新能源行业光伏行业观察 20政策推动下光伏地面电站建设有望发力(2022-12-27)电力设备及新能源行业工控及低压行业 2023 年投资策略拥抱顺周期，展望数字化(2022-12-20)光伏行业观察 19近期有哪些光伏产业链细节可以追踪(2022-12-19)电力设备及新能源行业重大事项点评市场和技术，经济工作会议中的新能源内容(2022-12-17)电力设备及新能源行业光伏行业观察 18哪些因素在影响国内地面电站装机(2022-12-11)

90、电力设备及新能源行业光伏板块 2023 年投资策略景气相随，拔萃鼎新(2022-12-07)电力设备及新能源行业光伏行业观察 17反规避初裁将推动光伏海外产能扩张(2022-12-05)电力设备及新能源行业光伏行业观察 16如何看待近期硅料和硅片降价(2022-11-28)电力设备及新能源行业光伏行业观察 15如何看待光伏近期排产和后续需求(2022-11-21)电力设备及新能源行业电网电源行业观察 1特高压蓄势待发，关注核准招标节奏(2022-11-07)电力设备及新能源行业储能行业观察 3全钒液流电池落地 GWh 系统集采，单位成本持续下降(2022-11-07)电力设备及新能源行业储能系

91、列报告专题三长时储能大有可为(2022-10-24)电力设备及新能源行业储能行业观察二由湖南碳达峰方案看储能应用方向(2022-10-24)电力设备及新能源行业电网暨电源行业跟踪点评三季度投资托底，四季度政策待发(2022-10-11)32 分析师声明分析师声明 主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明一般性声明 本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。

92、中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金

93、融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或

94、附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机

95、构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明评级说明 投资建议的评级标准投资建议的评级标准 评级评级 说明说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后 6 到 12 个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的 6 到 12 个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基

96、准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 20%以上 增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于 5%20%之间 持有 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%5%之间 卖出 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 行业评级行业评级 强于大市 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 10%以上 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%10%之间 弱于大市 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 33 特别

97、声明特别声明 在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问 https:/ 本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由 CLSA Limited（于中国香港注册成

98、立的有限公司）分发；在中国台湾由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由 CLSA Australia Pty Ltd.（商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分发；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由 CLSA Europe BV 分发；在英国由 CLSA（UK）分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址：8/F,Dalamal Hous

99、e,Nariman Point,Mumbai 400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由 PT CLSA Sekuritas Indonesia 分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分发；在菲律宾由 CLSA Philippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）

100、分发；在泰国由 CLSA Securities(Thailand)Limited 分发。针对不同司法管辖区的声明针对不同司法管辖区的声明 中国大陆：中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：中国香港：本研究报告由 CLSA Limited 分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（证券及期货条例（香港法例第 571 章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA 客户应联系 CLSA Limited 的罗鼎，电话：+852 2600 7233。美国：

101、美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）仅向符合美国1934 年证券交易法下 15a-6 规则界定且 CLSA Americas,LLC 提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与 CLSA 获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSA Americas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及 CLSA 的附属公司。新加坡：新加坡：本研究报告在新加坡由 CLSA

102、 Singapore Pte Ltd.，仅向（新加坡财务顾问规例界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系 CLSA Singapore Pte Ltd，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，电话：+65 6416 7888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守财务顾问法（第 110 章）、财

103、务顾问规例以及其下的相关通知和指引（CLSA 业务条款的新加坡附件中证券交易服务 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由 CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业

104、经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV 分发。澳大利亚：澳大利亚：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及 CHI-X 的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由 CAPL 仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经 CAPL 事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于公司法（

105、2001）第 761G 条的规定。CAPL 研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的 ASX All Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL 寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA 及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA 及其关联方在过去 12 个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解 CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-I。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券中信证券 2023 版权所有。保留一切权利。版权所有。保留一切权利。