1、制氢：制氢：如何从风光过剩如何从风光过剩、利用小时、利用小时和和度电成本看电解槽未来机会度电成本看电解槽未来机会 证券研究报告证券研究报告 （优于大市，维持）（优于大市，维持）电力设备及新能源电力设备及新能源&公用事业首席分析师：吴公用事业首席分析师：吴 杰杰 SAC号码：号码：S0850515120001 电力设备及新能源电力设备及新能源 联席首席：马天一联席首席：马天一 SAC号码：号码：S0850523030004 电力设备及新能源分析师：余玫翰电力设备及新能源分析师：余玫翰 SAC号码：号码：S0850523080002 2024年年6月月18日日 68147总结总结 2 请务必阅读正

2、文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：海通证券研究所 我们认为，制氢端（电解槽）机会来自于三条路，步步进阶：我们认为，制氢端（电解槽）机会来自于三条路，步步进阶：1）“）“0电成本”型：弃风弃光率或放开，风光进一步过剩，“无成本”电带来氢能产品消电成本”型：弃风弃光率或放开，风光进一步过剩，“无成本”电带来氢能产品消纳机会。假设纳机会。假设2030年弃风率年弃风率20%，弃光率，弃光率10%，则对应理论电解槽数，则对应理论电解槽数403GW。2）“）“0设备成本”型：部分省份出台政策，如新疆等，将氢能等同于储能设备，在配储要设备成本”型：部分省份出台政策，

3、如新疆等，将氢能等同于储能设备，在配储要求高的省份，如新疆求高的省份，如新疆25%，4小时，电解槽利用小时数在小时，电解槽利用小时数在2000h时，氢能设备成本与储能时，氢能设备成本与储能设备成本相近，经济性主要看卖绿氢产品和卖储能的电哪个收入高（此时氢能设备折旧相设备成本相近，经济性主要看卖绿氢产品和卖储能的电哪个收入高（此时氢能设备折旧相当于不用考虑，因为本身配储也要相同成本，相当于“当于不用考虑，因为本身配储也要相同成本，相当于“0设备成本”型）。设备成本”型）。3）经济性或走通型：风光成本进一步下降，离网制氢也有经济性。）经济性或走通型：风光成本进一步下降，离网制氢也有经济性。23年年

4、末年年末-24年初，风年初，风光出现低价标（光出现低价标（2023年年11月，宁夏光伏项目月，宁夏光伏项目EPC中标价有低至为中标价有低至为2067元元/kW。2024年年3月，月，内蒙古风电内蒙古风电EPC有低至有低至2152元元/kW），据我们测算，当电解槽，据我们测算，当电解槽利用小时利用小时3000h，度电成本，度电成本0.12元及以下（陆风造价约元及以下（陆风造价约2600元元/W），离网制氢经济性或走通，当电解槽利用小时达），离网制氢经济性或走通，当电解槽利用小时达4000h，度电成本，度电成本0.15元及以下，海风离网制氢经济性或走通。据我们测算在元及以下，海风离网制氢经济性或走

5、通。据我们测算在2030年前后，年前后，海风度电成本降至海风度电成本降至0.15元元/度电左右，陆风度电左右，陆风+光的度电成本降至光的度电成本降至0.12元元/度电以下，离网制氢度电以下，离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造价经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造价2600元元/kW，年利用小时，年利用小时2325h，光伏造价，光伏造价2000元元/kW，光伏利用小时数，光伏利用小时数1600h），此步伐会更快，或），此步伐会更快，或2025年走通。年走通。投资建议：投资建议：建议关注华电重工、华光环能、建议关注华电重工、华光环能、昇昇辉科技和双良节

6、能。辉科技和双良节能。风险提示：风险提示：政策不及预期，风光度电成本降低不及预期，电解槽降本不及预期。政策不及预期，风光度电成本降低不及预期，电解槽降本不及预期。8X8XfVfVbUfYaYdX8OcMbRmOoOsQnRlOnNpRiNpNoO7NnMnNNZsPnQNZsPnR新能源装机爆发增长新能源装机爆发增长 新能源快速发展，矛盾不断产生新能源快速发展，矛盾不断产生。2023年全国光伏新增装机约年全国光伏新增装机约217GW，风电新，风电新增装机约增装机约76GW，风光装机快速扩张，消纳压力不断加大。截止到，风光装机快速扩张，消纳压力不断加大。截止到2023年，火电年，火电装机（含煤电

7、装机（含煤电+气电）对风光的保障比为气电）对风光的保障比为1.3：1，我们预计，我们预计2025年风光总装机将年风光总装机将超过火电，火电对风光的保障比下降至超过火电，火电对风光的保障比下降至1.1：1，2025或进一步降至或进一步降至0.9：1。资料来源：wind，海通证券研究所测算 图：火电和风光装机量变化（万千瓦）图：火电和风光装机量变化（万千瓦）3 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 119055 124517 129803 133647 138987 143571 147833 41473 53496 63504 75805 105083 1

8、32083 161083 0200004000060000800000002020224E2025E火电 风电+光伏 根据根据InfoLink Consulting，截止，截止2024.06.12均价均价已已降至降至0.87元元/瓦。瓦。根据金风科根据金风科技季度演示材料，技季度演示材料，23Q2风机全市场投标均价约风机全市场投标均价约1608元元/千瓦，千瓦，YOY-12%，QoQ-3%，降幅明显；，降幅明显；23年年9月风机全市场投标均价继续下探至月风机全市场投标均价继续下探至1553元元/千瓦。千瓦。

9、图：我国光伏成本变化预测（元图：我国光伏成本变化预测（元/W）请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 4 资料来源：CPIA2023-2024年中国光伏产业发展路线图，金风科技季度演示材料，海通证券研究所测算 图：风机月度公开投标均价（元图：风机月度公开投标均价（元/千瓦）千瓦）050002500300035004000450050002015/92016/22016/72016/122017/52017/102018/32018/82019/12019/62019/112020/42020/92021/22021/72021/122

10、022/52022/102023/32023/82.0MW2.5MW3S4S平均 风光大幅降本，度电成本风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期元可期 风光大幅降本，度电成本风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期元可期 5 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：能源一号，北极星风力发电网，海通证券研究所 风光价格大幅降本。风光价格大幅降本。2023年年11月，宁夏电力采煤沉陷区一期复合光伏项目月，宁夏电力采煤沉陷区一期复合光伏项目EPC标段二的第一中标人中电建宁夏报出本次中标单价最低为标段二的第一中标人中电建宁夏报出本次中标单价最低为

11、2067元元/kW。2024年年3月，内蒙古风电月，内蒙古风电EPC招投标结果公示，最低段价格降至招投标结果公示，最低段价格降至2152元元/kW。表：内蒙古风电表：内蒙古风电EPC招投标招投标 表：宁夏电力光伏表：宁夏电力光伏EPC中标单价中标单价 6 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：海通证券研究所测算 风光造价下降，度电成本风光造价下降，度电成本0.1-0.15元可期。结合近期风光元可期。结合近期风光EPC造价趋势，我们预计造价趋势，我们预计2025年年陆风、光伏和海风造价分别为陆风、光伏和海风造价分别为2600元元/kW、2000元

12、元/kW和和8250元元/kW，对应度电成本分别，对应度电成本分别为为0.12、0.16和和0.2元。对于氢能来说，风光造价下降带来两个机会，弃风弃光容忍率提元。对于氢能来说，风光造价下降带来两个机会，弃风弃光容忍率提升（升（0元电），以及离网制氢具备经济性（利用小时元电），以及离网制氢具备经济性（利用小时3000h，度电成本，度电成本0.12元及以下）。元及以下）。表：陆风、海风和光伏度电成本预测表：陆风、海风和光伏度电成本预测 风光大幅降本，度电成本风光大幅降本，度电成本0.1-0.15元可期元可期 陆风 2023 2025E 2030E 造价（元/kW）5000 2600 2340 年利

13、用小时 2325 2325 2325 使用年限 20 20 20 折旧 0.11 0.06 0.05 财务成本 0.06 0.03 0.03 人工管理等 0.03 0.03 0.03 度电成本（元/kWh）0.20 0.12 0.11 光伏 2023 2025E 2030E 造价（元/kW）3000 2000 1700 年利用小时 1230 1230 1230 使用年限 20 20 20 折旧 0.12 0.08 0.07 财务成本 0.07 0.05 0.04 人工管理等 0.03 0.03 0.03 度电成本（元/kWh）0.23 0.16 0.14 海风 2023 2025E 2030E

14、 造价（元/kW）11000 8250 5775 年利用小时 3800 3800 3800 使用年限 20 20 20 折旧 0.14 0.11 0.08 财务成本 0.09 0.07 0.05 人工管理等 0.03 0.03 0.03 度电成本（元/kWh）0.26 0.20 0.15 光伏（高利用小时）2023 2025E 2030E 造价（元/kW）3000 2000 1700 年利用小时 1600 1600 1600 使用年限 20 20 20 折旧 0.09 0.06 0.05 财务成本 0.06 0.04 0.03 人工管理等 0.03 0.03 0.03 度电成本（元/kWh）0

15、.18 0.13 0.12 煤制氢是目前主流，电解水制氢快速发展煤制氢是目前主流，电解水制氢快速发展 7 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 煤制氢是主流煤制氢是主流，电解水制氢占比低电解水制氢占比低。按照制取技术来分按照制取技术来分，可以分为化石能源制氢可以分为化石能源制氢、工业工业副产制氢和电解水制氢副产制氢和电解水制氢。化石能源制取的氢气也被称为灰氢化石能源制取的氢气也被称为灰氢，是我国氢气的主要来源是我国氢气的主要来源，占占比比81%；工业副产气制取的氢气被称为蓝氢；工业副产气制取的氢气被称为蓝氢，占比占比18%；通过电解水等手段制取的氢气被；

16、通过电解水等手段制取的氢气被称为绿氢称为绿氢，占比占比1%，因为在目前因为在目前0.4元元/度电价下度电价下，碱性电解水制氢成本约碱性电解水制氢成本约25.7元元/kg，成本成本较高较高。据我们测算据我们测算，若电价低至若电价低至 0.15 元元/kwh，电解水制氢成本约为电解水制氢成本约为11.73元元/kg。未来随着未来随着电价下降电价下降，电解水制氢经济性增强电解水制氢经济性增强。资料来源：中国能源报，海通证券研究所 图：中国制氢方式占比图：中国制氢方式占比 62%19%18%1%煤制氢 天然气制氢 工业副产氢 电解水制氢 8 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信

17、息披露和法律声明 资料来源：毛宗强等制氢工艺与技术，张彩丽等煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告2020，国家煤化工网，海通证券研究所 根据毛宗强等根据毛宗强等制氢工艺与技术制氢工艺与技术，煤制氢为主流，集中式为主，煤制氢为主流，集中式为主。煤制氢是目前主流。煤制氢是目前主流制氢方式，主要是采用煤气化制氢，初始投资大。可单独建设煤制氢厂站，氢气供应制氢方式，主要是采用煤气化制氢，初始投资大。可单独建设煤制氢厂站，氢气供应量大，如量大，如茂名的水煤浆煤制氢工艺制氢规模为茂名的水煤浆煤制氢工艺制氢规模为6.49万吨万吨/a。或者基于当地已有的煤气化。或者基于

18、当地已有的煤气化炉，利用变压吸附的方式提纯氢气，把负荷调节到炉，利用变压吸附的方式提纯氢气，把负荷调节到2%-3%即每天氢气产量即每天氢气产量1560-2340kg（按照氢公交车（按照氢公交车7kg/100km，日均，日均200km，可满足，可满足111-167辆公交车）。不管辆公交车）。不管是哪种方式，基于煤制氢前期的高投入，一般以集中式为主，分布式少。是哪种方式，基于煤制氢前期的高投入，一般以集中式为主，分布式少。图：煤制氢产能适应特点图：煤制氢产能适应特点 煤制氢为主流，集中式为主煤制氢为主流，集中式为主 9 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明

19、资料来源：毛宗强等制氢工艺与技术，张彩丽等煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，海通证券研究所测算 煤制氢成本测算假设：根据毛宗强等的煤制氢成本测算假设：根据毛宗强等的制氢工艺与技术制氢工艺与技术，茂名的水煤浆煤制氢工，茂名的水煤浆煤制氢工艺的制氢规模为艺的制氢规模为6.49万吨万吨/a（90000nm3/h，利用小时数，利用小时数8000h，投资额假设，投资额假设3.3万元万元/nm3.h），辅助材料为），辅助材料为89元元/t H2，员工工资成本为，员工工资成本为149元元/t H2，制造费用成本为，制造费用成本为2622元元/t H2，扣除副产品，扣除副产品446元元/t H2（副产品硫

20、），单位褐煤需求量为（副产品硫），单位褐煤需求量为7.5t/t H2。维修费假。维修费假设为设为2%。燃料动力成本和氧气成本测算参考张彩丽等。燃料动力成本和氧气成本测算参考张彩丽等煤制氢与天然气制氢成本分析煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议及发展建议，其中，氧气单耗，其中，氧气单耗0.5m/m H2，假设，假设0.5元元/m。表：煤价表：煤价450元元/吨时成本测算（单位：元吨时成本测算（单位：元/t H2）煤制氢成本煤制氢成本 科目 数值 制造费用总计 2622 折旧 2310 维修费用 46 其他制造费用 266 人员成本 149 煤原料成本 3375 辅助材料消耗 89 燃料动力成本

21、773 电 269 循环水 90 新鲜水 11 脱盐水 403 氧气成本 2800 副产物回收 446 制氢成本制氢成本 9362 表：煤价变化对应的制氢总成本测算表：煤价变化对应的制氢总成本测算 煤价（元/吨）煤成本（元/tH2）其他制氢成本（元/tH2）总制氢成本（元/kg)200 1500 5987 7.49 300 2250 5987 8.24 400 3000 5987 8.99 500 3750 5987 9.74 600 4500 5987 10.49 700 5250 5987 11.24 800 6000 5987 11.99 900 6750 5987 12.74 1000

22、 7500 5987 13.49 10 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：毛宗强等制氢工艺与技术，张彩丽等煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，海通证券研究所测算 天然气制氢成本测算假设：根据国家煤化工网，假设天然气制氢成本测算假设：根据国家煤化工网，假设3000m3/h，投资强度为，投资强度为2.9万元万元/Nm3.h，其中设备按，其中设备按20年折旧，设备年运行时间按照年折旧，设备年运行时间按照8000h来计算。根据来计算。根据张彩丽等张彩丽等煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，测算单耗为，测算单耗

23、为0.3352 m/m H2。其他制。其他制造费用和人员成本假设与煤制氢一致，燃料动力成本参考造费用和人员成本假设与煤制氢一致，燃料动力成本参考张彩丽等张彩丽等煤制氢与天然气煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议制氢成本分析及发展建议中数据。中数据。表：液化天然气表：液化天然气4000元元/吨时成本测算吨时成本测算（单位：元（单位：元/t H2）天然气制氢成本天然气制氢成本 表：天然气价格变化带来的制氢总成本变表：天然气价格变化带来的制氢总成本变化化 科目 数值 制造费用总计 2336 折旧 2030 维修费用 41 其他制造费用 266 人员成本 149 天然气原料成本 10726 燃料动力成

24、本 2061 电 224 循环水 22 新鲜水 11 脱盐水 246 3.5MP蒸汽-202 燃料气 1758 制氢成本制氢成本 15273 天然气价格（元/m3）天然气原材料成本（元/tH2）其他制氢成本（元/tH2）总制氢成本（元/kg)1 3754 4546 8.30 2 7508 4546 12.05 3 11263 4546 15.81 4 15017 4546 19.56 5 18771 4546 23.32 6 22525 4546 27.07 11 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：赵运林等集中式制氢技术进展及成本分析，中国

25、电动汽车百人会中国氢能产业发展报告2020，海通证券研究所测算 碳税助力绿氢经济性。根据赵运林等碳税助力绿氢经济性。根据赵运林等集中式制氢技术进展及成本分析集中式制氢技术进展及成本分析，天然气制氢，天然气制氢的碳排放按照制备的碳排放按照制备1kg氢气排放氢气排放10.1kg二氧化碳计，煤制氢按二氧化碳计，煤制氢按1kg氢气排放氢气排放20kg二氧化二氧化碳计。碳计。2023年以来，欧洲碳价剧烈波动，在年以来，欧洲碳价剧烈波动，在66.6-96.85欧元欧元/吨波动，据我们测算，若未吨波动，据我们测算，若未来灰氢需要征收碳税，以来灰氢需要征收碳税，以500元元/吨碳价计算，则煤制氢加价吨碳价计算

26、，则煤制氢加价10元元/kg，天然气制氢加价，天然气制氢加价5.1元元/kg。根据根据中国氢能产业发展报告中国氢能产业发展报告2020，若结合，若结合CCUS（碳捕集、利用与封存），煤制氢（碳捕集、利用与封存），煤制氢会增加会增加130%的运营成本和的运营成本和5%的燃料成本，每千克氢气制备增加的燃料成本，每千克氢气制备增加12.3元。元。碳税助力绿氢经济性碳税助力绿氢经济性 表：碳税助力绿氢经济性表：碳税助力绿氢经济性 碳税价格（元/吨）煤制氢加价（元/kg)天然气制氢加价（元/kg)50 1.0 0.5 100 2.0 1.0 150 3.0 1.5 200 4.0 2.0 250 5.0

27、 2.5 300 6.0 3.0 450 9.0 4.5 500 10.0 5.1 图：图：CCUS技术成本预测（元技术成本预测（元/kgCO2）12 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告2020，海通证券研究所 工业副产氢，绿氢过渡方案。根据工业副产氢，绿氢过渡方案。根据中国氢能产业发展报告中国氢能产业发展报告2020，我国工业副产氢我国工业副产氢种类丰富潜力较大，但目前资源利用率低。我国工业副产氢焦炉煤气制氢理论规模庞种类丰富潜力较大，但目前资源利用率低。我国工业副产氢焦炉煤气制氢理论规模庞大，年供应

28、氢气潜力大，年供应氢气潜力271万吨（炼钢用焦炭等，华北万吨（炼钢用焦炭等，华北38%，华东，华东21%）。目前工业副产）。目前工业副产氢利用率不高，如焦炉煤气制氢放空率氢利用率不高，如焦炉煤气制氢放空率39%，计算全部工业副产氢氢气制氢潜力在，计算全部工业副产氢氢气制氢潜力在450万吨。目前成本较低，如焦炉煤气副产氢成本在万吨。目前成本较低，如焦炉煤气副产氢成本在9.3-14.9元元/kg。工业副产氢是走向可。工业副产氢是走向可再生能源制氢的过渡方案。再生能源制氢的过渡方案。表：工业副产氢制氢潜力表：工业副产氢制氢潜力 工业副产氢，绿氢过渡方案工业副产氢，绿氢过渡方案 图：工业副产氢成本图：

29、工业副产氢成本 来源来源 年制氢潜力（万吨）年制氢潜力（万吨）可供应公交车数量可供应公交车数量（万辆）（万辆）轻烃利用副产氢 30 6.5 氯碱副产氢 33 7.1 焦炉煤气副产氢 271 58.9 合成氨合成甲醇等副产氢 118 25.6 合计合计 450 97.6 1.25 1.2 0.83 1.3 1.8 1.8 1.33 2 00.511.522.5 13 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：刘雷等电解水制氢成本分析及降本措施，海通证券研究所测算 用电价格(元/度）制氢成本(元/kg）单位电费成本（元/kg)单位折旧（元/kg）单位原

30、材料（元/kg）单位人工（元/kg）0.10 8.93 5.6 2.10 0.11 1.12 0.15 11.73 8.4 2.10 0.11 1.12 0.20 14.53 11.2 2.10 0.11 1.12 0.25 17.33 14 2.10 0.11 1.12 0.30 20.13 16.8 2.10 0.11 1.12 表：绿氢成本表：绿氢成本 用电价格在用电价格在0.15元以下，绿氢经济性与灰氢比肩。根据刘雷等元以下，绿氢经济性与灰氢比肩。根据刘雷等电解水制氢成本分析及电解水制氢成本分析及降本措施降本措施，我们假设，我们假设1标方氢气耗标方氢气耗5度电，单位人工为度电，单位人工

31、为0.1元元/标方氢气（标方氢气（1.12元元/kg），），水耗成本为水耗成本为0.01元元/标方（标方（0.11元元/kg）。据我们测算，在）。据我们测算，在1000标方电解槽售价标方电解槽售价750万元，万元，年利用小时年利用小时4000h，运行，运行10年的假设下，用电成本在年的假设下，用电成本在0.15元以下，绿氢经济性与灰氢比元以下，绿氢经济性与灰氢比肩。肩。如何看待氢能消纳经济性？如何看待氢能消纳经济性？注：年利用小时数4000h，寿命10年，售价750万 14 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：中国能源报，海通证券研究所 表：

32、绿氨成本表：绿氨成本 用电价格(元/度）制氢成本(元/kg）单位电费成本（元/kg)单位其他成本（元/kg)合成氨耗氢量(kg/t）耗电量(度/t）合成氨电价(元/度）合成氨成本（元/t）0.15 11.73 8.4 3.33 176 1000 0.35 2415 0.2 14.53 11.2 3.33 176 1000 0.35 2908 0.25 17.33 14 3.33 176 1000 0.35 3400 表：煤制甲醇和绿醇成本表：煤制甲醇和绿醇成本 煤制甲醇 液态阳光甲醇 煤炭价格（元/吨）甲醇成本（元/吨）可再生能源发电（元/千瓦时）甲醇成本（元/吨）500 2000 0.1 1

33、600 600 2335 0.2 2600 700 2500 0.3 3600 800 2750 0.4 4600 如何看待氢能消纳经济性？如何看待氢能消纳经济性？15 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：国家能源局，智汇光伏，全国新能源消纳监测 预警中心公众号，海通证券研究所 5%弃风弃光率或放开，风光过剩时代或来临。此前，由于弃风弃光率或放开，风光过剩时代或来临。此前，由于2015-2016年时，在风光发年时，在风光发展前期，弃风弃光率高，全国弃风弃光率高于展前期，弃风弃光率高，全国弃风弃光率高于10%，西北地区甚至在，西北地区甚至在20

34、16年弃风率高年弃风率高达达33.3%，弃光率高达，弃光率高达19.8%，当时风光造价高，极高的弃风弃光率不利于风光发展。，当时风光造价高，极高的弃风弃光率不利于风光发展。2018年年10月月30日，国家发改委、国家能源局联合印发日，国家发改委、国家能源局联合印发清洁能源消纳行动计划（清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）年），并附上了清洁能源消纳主要目标，在这个方案里首次提出把弃电率限制，并附上了清洁能源消纳主要目标，在这个方案里首次提出把弃电率限制在在5%以内的概念。随着风光经济性凸显，未来弃风弃光率或放开，改为合理利用率，以内的概念。随着风光经济性凸显，未来弃风弃光率或放开，改为合

35、理利用率，则西北等风光资源好的地方弃风弃光率会增大，如则西北等风光资源好的地方弃风弃光率会增大，如2023年西藏的弃光率在严控下也有年西藏的弃光率在严控下也有22%。2024年年2月弃风弃光率提升，达月弃风弃光率提升，达6.3%和和6.6%表：表：2016年西北区域新能源并网运行情况年西北区域新能源并网运行情况 弃风弃光率或放开，风光过剩氢能消纳弃风弃光率或放开，风光过剩氢能消纳 图：弃风弃光率图：弃风弃光率 15.0 17.0 12.0 7.0 4.0 3.5 3.1 3.2 2.7 12.6 10.0 6.0 3.0 2.0 2.0 2.0 1.7 2.0 0.02.04.06.08.01

36、0.012.014.016.018.020002120222023弃风率 弃光率 省（区）截至2016年6月底并网容量 2016年上半年发电量 2016年上半年利用小时数 2016年上半年弃风/光电量 弃风/弃光率 风电 光伏 风电 光伏 风电 光伏 风电 光伏 风电 光伏 陕西 268 278 28.3 19.7 1900 1459 2.0 1.4 6.6%6.9%甘肃 1277 680 137.6 59.3 1124 1043 103.8 25.8 43.1%30.5%青海 67 681 10.2 59.5 1727 1428-8.1 0%8.3

37、%宁夏 837 500 128.7 52.4 1594 1338 19.34.013.1%7.2%新疆 1880 598 219.8 66.4 1558 974 137.2 31.1 38.4%32.2%合计 4329 3037 524.6 287.2 1424 1151 262.3 70.4 33.3%19.8%16 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 采用弃风弃光制氢，有经济性。假设采用弃风弃光，发电零成本，电解槽价格采用弃风弃光制氢，有经济性。假设采用弃风弃光，发电零成本，电解槽价格750万，万，寿命寿命10年，每千克氢气折旧约为年，每千克氢气折

38、旧约为4.2元，单位人工等其他费用为元，单位人工等其他费用为2.35元元/kg（规模不大，（规模不大，张轩等张轩等电解水制氢成本分析电解水制氢成本分析中，每千克人工中，每千克人工2.24元，每千克原材料元，每千克原材料0.11元），总计元），总计6.44元元/kg。若对于光伏电站，则利用小时数在。若对于光伏电站，则利用小时数在1200h左右，对于左右，对于100MW的光伏电站，的光伏电站，弃光率弃光率5%左右，对应每千克氢气折旧约为左右，对应每千克氢气折旧约为7元，单位人工等其他费用为元，单位人工等其他费用为2.35元元/kg（规（规模不大，用张轩等模不大，用张轩等电解水制氢成本分析电解水制氢

39、成本分析中，每千克人工中，每千克人工2.24元，每千克原材料元，每千克原材料0.11元），总计元），总计9.35元元/kg。如何才能利用弃风弃光？风光规模大如何才能利用弃风弃光？风光规模大+电解槽波动性匹配足。以目前的集中式风光规电解槽波动性匹配足。以目前的集中式风光规模，单场站弃风弃光率达模，单场站弃风弃光率达5%后则能支撑至少一台电解槽的安装。从单个场站规模来后则能支撑至少一台电解槽的安装。从单个场站规模来说，据我们测算，若一台说，据我们测算，若一台1000标方的电解槽，利用小时数在标方的电解槽，利用小时数在2000h，对应的，对应的100MW的的电站，对应的弃风率在电站，对应的弃风率在5

40、%左右，若对于光伏电站，则利用小时数在左右，若对于光伏电站，则利用小时数在1200h左右，对于左右，对于100MW的光伏电站，弃光率的光伏电站，弃光率5%。由于弃风弃光一般发生在风电。由于弃风弃光一般发生在风电/光伏大发时，虽然碱光伏大发时，虽然碱性电解槽匹配风光波动性不如性电解槽匹配风光波动性不如PEM，但是在风光大发时，碱槽随着技术进步，或能较，但是在风光大发时，碱槽随着技术进步，或能较好匹配波动性，目前主要要看示范项目的具体落地情况。好匹配波动性，目前主要要看示范项目的具体落地情况。采用弃风弃光，有经济性采用弃风弃光，有经济性 资料来源：张轩等电解水制氢成本分析，海通证券研究所 17 请

41、务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：赛迪顾问，中国电力网，北极星风力发电网，国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心公众号，海通证券研究所测算 弃风弃光带来的理论电解槽数不小，主要看未来场站的的弃风弃光率（越高，布局电弃风弃光带来的理论电解槽数不小，主要看未来场站的的弃风弃光率（越高，布局电解槽可能性越大）、电解槽波动性匹配程度，同时，或需要管理的智能化水平提升。解槽可能性越大）、电解槽波动性匹配程度，同时，或需要管理的智能化水平提升。表：弃风弃光带来的理论电解槽数表：弃风弃光带来的理论电解槽数 弃风弃光带来的电解槽理论需求量不小弃风弃光带来的电

42、解槽理论需求量不小 2023 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 中国风电累计装机量（GW）441 521 606 699 800 909 1026 1151 中国光伏累计装机量（GW）610 830 1060 1322 1610 1927 2270 2630 风电利用小时 1885 2146 2162 2170 2178 2186 2192 2199 光伏利用小时 976 1067 1097 1108 1120 1129 1137 1146 风电发电量（亿千瓦时）8090 10512 11922 13350 14986 16688 18445

43、20246 光伏发电量（亿千瓦时）5833 8325 10810 13477 16409 19577 23230 27122 风光发电量（亿千瓦时）13923 18837 22732 26828 31395 36266 41676 47368 社会总发电量（亿千瓦时）92241 96853 101696 106780 112120 117725 123612 129792 风光发电量占比 15.09%19.45%22.35%25.12%28.00%30.81%33.72%36.49%弃风率 2.70%6%9%12%14%16%18%20%弃光率 2%6%7%8%9%10%10%10%弃风量（亿

44、千瓦时）224 671 1179 1820 2440 3179 4049 5062 弃光量（亿千瓦时）119 531 814 1172 1623 2175 2581 3014 假设集中式光伏弃光量（亿千瓦时，假设占比60%）71 319 488 703 974 1305 1549 1808 风-理论对应氢气量（万吨）40 120 211 325 436 568 723 904 风-电解槽利用小时数 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 风-理论对应电解槽GW数 11 34 59 91 122 159 202 253 光-理论对应氢气量（万吨）13 57

45、 87 126 174 233 277 323 光-电解槽利用小时数 1200 1201 1202 1203 1204 1205 1206 1207 光-理论对应电解槽GW数 6 27 41 58 81 108 128 150 总理论电解槽数（GW数）17 60 100 149 203 267 331 403 18 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：新疆维吾尔自治区人民政府网，海通证券研究所 新疆配氢能当风光路条。新疆配氢能当风光路条。2023年年3月月27日，新疆发改委、国网新疆电力有限公司联合印日，新疆发改委、国网新疆电力有限公司联合印

46、发发关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知，2024年年12月底前建成投产或月底前建成投产或2024年内备案并于一年内建成投产的项目，视工艺水平先进程度，年内备案并于一年内建成投产的项目，视工艺水平先进程度，按年产按年产1万吨氢支持万吨氢支持30-45万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电，所发电量并网消纳。万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电，所发电量并网消纳。图：新疆发改委、国网新疆电力有限公司联合印发图：新疆发改委、国网新疆电力有限公司联合印发关于进一步发挥风光资源优势促进关于进一步发挥风光资源优势促进特色产

47、业高质量发展政策措施的通知特色产业高质量发展政策措施的通知“0设备成本”型在高配储省份或有可能性设备成本”型在高配储省份或有可能性 图：配储图：配储 VS 配氢配氢 19 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：国际电力网，国际氢能网，海通证券研究所 “0设备成本”型在高配储省份或有可能性。设备成本”型在高配储省份或有可能性。高比例配储地区，配氢初始投资与配储持高比例配储地区，配氢初始投资与配储持平，但利用小时数是决定因素。新疆配储是平，但利用小时数是决定因素。新疆配储是25%功率配比，配功率配比，配4小时。假设要建设小时。假设要建设40万万千瓦

48、光伏千瓦光伏/风电，则需配臵风电，则需配臵40万千瓦时储能或者是万千瓦时储能或者是1万吨氢。假设万吨氢。假设4小时储能小时储能EPC单价约单价约为为1元元/Wh，则需，则需4亿。假设电解槽利用小时数能达亿。假设电解槽利用小时数能达2000h（光伏新疆（光伏新疆I类利用小时数类利用小时数1500h左右，左右，II类类1400h左右，风电左右，风电I类在类在2700h左右，左右，II类在类在2300h左右），每左右），每1000标方标方电解槽电解槽EPC对应对应750万元，则对应投资额万元，则对应投资额4.2亿，与配储初始投资持平。亿，与配储初始投资持平。投资额持平，两者经济性对比主要看投资额持平

49、，两者经济性对比主要看1万吨氢气价值和制氢所用的电直接上网，哪个经万吨氢气价值和制氢所用的电直接上网，哪个经济效益更强。新疆济效益更强。新疆4月月3日（上海有色网）绿氢价格日（上海有色网）绿氢价格1.46元元/立方米，立方米，1万吨对应万吨对应1.6亿。假亿。假设设1标方对应标方对应5度电，度电，1万吨所需电万吨所需电5.6亿度电，新疆风光上网的目标电价亿度电，新疆风光上网的目标电价0.262元元/度电，度电，对应对应1.5亿元收入。卖绿氢的价格高于卖电，有利可图。我们认为，随着各省配储要求提亿元收入。卖绿氢的价格高于卖电，有利可图。我们认为，随着各省配储要求提升，未来绿氢代替储能的经济性或有

50、体现。升，未来绿氢代替储能的经济性或有体现。“0设备成本”型在高配储省份或有可能性设备成本”型在高配储省份或有可能性 表：年利用小时数表：年利用小时数3000h时的制氢成本（碱槽：时的制氢成本（碱槽：PEM=8:2）20 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：张彩丽煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，刘雷等电解水制氢成本分析及降本措施，海通证券研究所测算 风光成本下降风光成本下降+风电耦合提升离网制氢经济性。电价和利用小时数是决定风光制氢成本的风电耦合提升离网制氢经济性。电价和利用小时数是决定风光制氢成本的关键性因素。风光耦合制氢能发挥风光互

51、补优势关键性因素。风光耦合制氢能发挥风光互补优势，假设制氢在风光资源较好的西北地区，假设制氢在风光资源较好的西北地区，风利用小时超风利用小时超2500h，光利用小时超，光利用小时超1500h，风光互补后利用小时有望站上，风光互补后利用小时有望站上3000h，往，往4000h看。风光离网制氢中，单靠碱性电解槽可能性不大，我们预计碱槽：看。风光离网制氢中，单靠碱性电解槽可能性不大，我们预计碱槽：PEM=8:2组成组成系统，我们预计系统，我们预计1000标方的碱槽标方的碱槽+PEM的系统成本约的系统成本约960万元。万元。据我们测算，在电价据我们测算，在电价0.12元以下时，风光离网制氢或有经济性（

52、对应煤价元以下时，风光离网制氢或有经济性（对应煤价700元）。沿海元）。沿海地区可考虑海风制氢，若年利用小时在地区可考虑海风制氢，若年利用小时在4000h，则度电，则度电0.15元，即对应煤制氢有经济性。元，即对应煤制氢有经济性。据我们测算在据我们测算在2030年前后，海风度电成本降至年前后，海风度电成本降至0.15元元/度电左右，陆风度电左右，陆风+光的度电成本降至光的度电成本降至0.12元元/度电以下，离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造度电以下，离网制氢经济性或走通。但在部分风光竞争激励地区，如三北（陆风造价价2600元元/kW，年利用小时，年利用小时2325h

53、，光伏造价，光伏造价2000元元/kW，光伏利用小时数，光伏利用小时数1600h），此），此步伐会更快，或步伐会更快，或2025年走通。年走通。风光耦合离网制氢，平价化可期风光耦合离网制氢，平价化可期 用电价格(元/度）制氢成本(元/kg）单位电费成本（元/kg)单位折旧（元/kg）单位原材料（元/kg）单位人工（元/kg）0.10 10.43 5.6 3.6 0.11 1.12 0.12 11.55 6.72 3.6 0.11 1.12 0.15 13.23 8.4 3.6 0.11 1.12 0.20 16.03 11.2 3.6 0.11 1.12 0.25 18.83 14 3.6 0

54、.11 1.12 0.30 21.63 16.8 3.6 0.11 1.12 注：年利用小时数3000h，寿命10年。图：全球氢能使用下游（图：全球氢能使用下游（2021年）年）21 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：波士顿咨询中国氢能产业展望，中国石化新闻网，海通证券研究所 2021年，全球氢气使用量超过年，全球氢气使用量超过9400万吨，其中超过万吨，其中超过99%的需求来自于工业领域。的需求来自于工业领域。化工为绿氢最大应用化工为绿氢最大应用 图：我国氢能分部门消费结构示意图图：我国氢能分部门消费结构示意图 图：全球氢能使用，分国家（

55、图：全球氢能使用，分国家（2022年）年）22 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：IEA-Global Hydrogen Review 2023，海通证券研究所 2022年，全球氢气使用量达到年，全球氢气使用量达到9500万吨，中国占比万吨，中国占比29%（计算得（计算得2755吨），北美吨），北美17%，中东，中东13%，印度，印度9%，欧洲，欧洲8%。中国为氢能最大使用量国家中国为氢能最大使用量国家 图：国内大型炼化一体化项目布局图：国内大型炼化一体化项目布局 23 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法

56、律声明 资料来源：卓创资讯，海通证券研究所 截止截止2022年年5月月1日，华东地区大型炼化占比日，华东地区大型炼化占比43.9%，东北，东北19.8%和华南和华南7.47%。华东、。华东、华南、东北三大区是新型炼化一体化企业的集中地区，沿海方便原料输入与产品输出华南、东北三大区是新型炼化一体化企业的集中地区，沿海方便原料输入与产品输出这一原因在择址方面起到决定性作用。这一原因在择址方面起到决定性作用。三北地区炼化需求占比约三北地区炼化需求占比约31.4%（由于数据统计口径的原因，我们将华北全部计入，但（由于数据统计口径的原因，我们将华北全部计入，但华北中有部分地区非三北地区），三北地区风光资

57、源较好，炼化为未来离网风华北中有部分地区非三北地区），三北地区风光资源较好，炼化为未来离网风+光制氢光制氢的重要消纳场所。的重要消纳场所。若未来海风制氢降本，则华东、华南的炼化消纳市场空间大。若未来海风制氢降本，则华东、华南的炼化消纳市场空间大。三北地区炼化需求占比约三北地区炼化需求占比约31.4%43.88%19.79%16.86%7.47%7.07%2.67%2.27%华东 东北 华南 华北 西北 西南 华中 表：国内合成氨产能表：国内合成氨产能&三北地区情况三北地区情况 24 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 资料来源：卓创资讯，海通证券研究所

58、 据人民网引用据人民网引用国际氢能技术与产业发展研究报告国际氢能技术与产业发展研究报告2023，从化工领域用氢企业产量，从化工领域用氢企业产量来看，据不完全统计，我国来看，据不完全统计，我国2022年合成氨产量约为年合成氨产量约为6000万吨、合成甲醇产量约万吨、合成甲醇产量约8100万万吨，其氢气需求量分别达到约吨，其氢气需求量分别达到约1059万吨（单吨耗万吨（单吨耗0.177吨氢气）、吨氢气）、1012万吨（单吨耗万吨（单吨耗0.125吨氢气），绿氢替代潜力巨大。吨氢气），绿氢替代潜力巨大。根据卓创资讯，三北有国内根据卓创资讯，三北有国内33.8%合成氨产能和合成氨产能和68.4%合成甲

59、醇产能，计算得，约有合成甲醇产能，计算得，约有358万吨和万吨和692万吨的氢气需求量。万吨的氢气需求量。据估算，三北地区的炼化、合成氨和合成甲醇的氢气消纳约占全国的据估算，三北地区的炼化、合成氨和合成甲醇的氢气消纳约占全国的43.5%。三北合成氨和合成甲醇的需求三北合成氨和合成甲醇的需求 氨产能（万吨/年）比例 东北 199 3.2%华北（不含北京、天津）1272 20.1%西北 666 10.5%三北 2137 33.8%全国总计 6326 100.0%甲醇产能（万吨/年）比例 东北 269 2.5%华北（不含北京、天津）3301 30.4%西北 3859 35.6%三北 7428 68.

60、4%全国总计 10855 100.0%表：国内合成甲醇产能表：国内合成甲醇产能&三北地区情况三北地区情况 2.2030年前氢能需求主要看工业，但交通占比提升年前氢能需求主要看工业，但交通占比提升 25 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明（1）据中石化新闻网据中石化新闻网，2020年氢能消费规模年氢能消费规模3173万吨万吨。据国家能源局据国家能源局氢能产业发展中长期规划氢能产业发展中长期规划（2021-2035年年），年制氢产量约年制氢产量约3300万吨万吨，其中其中，达到工业氢气质量标准的约达到工业氢气质量标准的约1200万吨万吨。据国家据国家能源局

61、引用国际商报能源局引用国际商报，2022年氢气产量年氢气产量3781万吨万吨。据据IEA，中国氢能使用量约中国氢能使用量约2755吨吨（yoy+0.5%）。我们发现我们发现，各统计来源的氢能数据有所差别各统计来源的氢能数据有所差别。我们以国家能源局年制氢产量我们以国家能源局年制氢产量3300万吨万吨，IEA的中国氢的中国氢能使用量能使用量yoy+0.5%，来假设来假设2022年数据年数据。计算得计算得2022年中国氢能需求量在年中国氢能需求量在3465万吨万吨，由于由于2022年受年受疫情影响疫情影响，增速放缓增速放缓，我们假设我们假设2023年的氢能需求量增速在年的氢能需求量增速在5%左右左

62、右，计算得计算得3638万吨万吨。（2）交通：假设氢车日运行交通：假设氢车日运行200公里公里，年运行年运行360天天，年里程年里程7.2万公里万公里，百公里氢耗百公里氢耗10kg。根据人根据人民网引用中国氢能联盟发布的民网引用中国氢能联盟发布的中国氢能源及燃料电池产业发展报告中国氢能源及燃料电池产业发展报告2022，2022年中国氢燃料电池年中国氢燃料电池汽车保有量达汽车保有量达12682辆辆。2023年氢燃料电池汽车销量为年氢燃料电池汽车销量为5791辆辆。工业：目前工业：目前，氢能主要用途用于工业氢能主要用途用于工业，其他领域较少其他领域较少，我们以总需求量我们以总需求量-交通领域用氢量

63、测算工业部交通领域用氢量测算工业部门用氢量门用氢量，计算得计算得2022和和2023年的氢气需求量年的氢气需求量，我们预计我们预计2024年年-2030年工业需求增速为年工业需求增速为3%。资料来源：人民网引用中国氢能联盟，香橙会，海通证券研究所测算 表：表：2022-2030年电解水制氢需求年电解水制氢需求 2022 2023 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 原工业氢能需求量 3456 3625 3734 3846 3961 4080 4202 4328 4458 燃料电池汽车保有量 12682 18473 30055 50903 8842

64、8 155975 277558 496407 890337 燃料电池汽车销量 3367 5791 11582 20848 37526 67546 121583 218850 393930 燃料电池汽车氢需求量 9 13 22 37 64 112 200 357 641 氢能需求量（万吨）3465 3638 3755 3882 4025 4192 4402 4686 5099 电解水制氢占比 0.11%0.26%0.53%1.00%1.80%3.20%5.60%10.00%18.00%电解水制氢（万吨）4 10 20 39 72 134 247 469 918 2.2030年前电解槽需求旺盛，年

65、前电解槽需求旺盛，23-30年年CAGR为为81.5%26 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 电解槽需求旺盛电解槽需求旺盛。我们预计电解槽新增需求会从我们预计电解槽新增需求会从2023年的年的1.5GW提升至提升至2030年的年的97GW，CAGR为为81.5%（我们认为在我们认为在2029年开始预计会加速年开始预计会加速，从之前测算可得从之前测算可得，在在2030年左右年左右，海风度电成本在经济海风度电成本在经济临界线临界线0.15元元/度电左右度电左右。在在2030年前年前，陆风陆风+光的度电成本在光的度电成本在0.12元元/度电左右度电左右）。

66、预计预计PEM占比提升占比提升。PEM是匹配风光波动性的关键技术路径之一是匹配风光波动性的关键技术路径之一，预计未来随着预计未来随着PEM价格的下降价格的下降，离网制氢等项目增加离网制氢等项目增加，其占比会提升至其占比会提升至1/3。2023-2030年年CAGR为为131%。图：图：2022-2030年电解槽需求年电解槽需求 2022 2023 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 电解水制氢（万吨）4 10 20 39 72 134 247 469 918 电解槽年利用小时数（h）2000 2060 2120 2180 2240 2300 23

67、60 2420 2500 电解槽总需求（GW）1.11 2.61 5.26 9.97 18.11 32.66 58.50 108.43 205.60 电解槽当年新增需求（电解槽当年新增需求（GW）0.8 1.5 2.65 4.72 8.14 14.55 25.83 49.94 97.17 yoy 88%76%78%73%79%78%93%95%ALK电解槽占比 97%94%91%88%85%81%77%72%67%ALK电解槽当年需求（GW）0.78 1.41 2.41 4.15 6.92 11.79 19.89 35.95 65.10 yoy 82%71%72%67%70%69%81%81%

68、ALK电解槽价格（元/KW）1700 1300 1170 1076.4 1023 971 923 877 833 1000标方ALK价格（万元）850 650 585 538.2 511 486 461 438 416 PEM电解槽占比 3%6%9%12%15%19%23%28%33%PEM电解槽当年需求（GW）0.02 0.09 0.24 0.57 1.22 2.76 5.94 13.98 32.07 yoy 275%165%137%116%126%115%135%129%PEM电解槽价格（元/KW）6000 5100 4335 3685 3206 2821 2539 2285 2000 1

69、000标方PEM价格（万元）3000 2550 2168 1842 1603 1411 1269 1143 1000 电解槽增量市场规模（亿元）14.63 22.92 38.52 65.52 109.87 192.50 334.43 634.71 1183.58 yoy 57%68%70%68%75%74%90%86%资料来源：人民网引用中国氢能联盟，香橙会，海通证券研究所测算 投资建议投资建议 27 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 投资建议：建议关注背靠华电的华电重工，进入中能建电解槽投资建议：建议关注背靠华电的华电重工，进入中能建电解槽短名单的

70、华光环能和短名单的华光环能和昇昇辉科技，海内外布局的双良节能。辉科技，海内外布局的双良节能。风险提示风险提示 28 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 风险提示：政策不及预期，风光度电成本降低不及预期，电解风险提示：政策不及预期，风光度电成本降低不及预期，电解槽降本不及预期。槽降本不及预期。分析师声明和研究团队分析师声明和研究团队 29 分析师声明分析师声明 吴吴 杰杰 公用事业公用事业&电力设备及新能源电力设备及新能源&煤炭煤炭 马天一马天一 电力设备及新能源电力设备及新能源 余玫翰余玫翰 电力设备及新能源电力设备及新能源 本人具有中国证券业协会授予

71、的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。电力设备及新能源研究团队：电力设备及新能源研究团队：吴杰吴杰 电力设备及新能源电力设备及新能源&公用事业首席分析师公用事业首席分析师 Tel:(021)23154113 Email: 证书证书:S0850515120001 马天一马天一 电力设备及新能源电力设备及新能源 分析师分析师 Tel:(021)23219171 Email: 证书证书:S08

72、50523030004 余玫翰余玫翰 电力设备及新能源电力设备及新能源&公用事业公用事业 分析师分析师 Tel:(021)23154141 Email: 证书：证书：S0850523080002 信息披露和法律声明信息披露和法律声明 投资评级说明投资评级说明 法律声明法律声明 本报告仅供海通证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，

73、本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何

74、其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。1.投资评级的比较和评级标准：投资评级的比较和评级标准：以报告发布后的 6 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后 6 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：市场基准指数的比较标准：A 股市场以海通综指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500或纳斯达克综合指数为基准。类类 别别 评评 级级 说说 明明 股票投资评级 优于大市 预期个股相对基准指数涨幅在 10%以上；中性 预期个股相对基准指数涨幅介于-10%与 10%之间；弱于大市 预期个股相对基准指数涨幅低于-10%及以下；无评级 对于个股未来 6 个月市场表现与基准指数相比无明确观点。行业投资评级行业投资评级 优于大市 预期行业整体回报高于基准指数整体水平 10%以上；中性 预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与 10%之间；弱于大市 预期行业整体回报低于基准指数整体水平-10%以下。30