天风证券：绿氢平价可期，关注下一个从0-1行业的投资机会.pdf-solarbe文库

资源描述：

1 证券研究报告作者行业评级上次评级行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明强于大市强于大市维持 2023年 06月 26日（评级）分析师孙潇雅 SAC执业证书编号 S1110520080009 氢能行业报告 1 制氢绿氢平价可期，关注下一个从 0-1行业的投资机会行业专题研究 2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明摘要政策口径看，根据国家能源局发布的氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035年），到 2025年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。在新能源行业投资机会中，除已进入高速发展期的风光储车等行业外，我们近期亦关注到中国氢能产业的发展机会。我们认为，中国氢能行业的快速发展，具备供给端需求端的可行性，且往未来看经济性拐点可期。我们将首先从绿色制氢环节出发，在本篇报告中 1）论证中国绿氢制备的可行性； 2）对经济性拐点、市场空间进行测算； 3）梳理相关有望受益的标的。一、为什么我们看好中国绿氢制备行业从供给需求端看，中国的绿氢制备行业发展均具可行性。 ✓ 根据制取方式和碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三种，其中绿氢为通过可再生能源电解水制氢，在生产过程中基本不产生温室气体，但目前技术并未完全成熟、生产成本较高，因而当前全球范围内氢能生产均以灰氢为主流。 ✓ 供给端看，国家能源局已发布相关氢能产业中长期发展规划，其中提及到 2025年需建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。我们认为，发展绿氢制氢为解决风光大基地带来的新增发电量消纳问题的解决手段之一，将与锂电、光热、液流等多种储能手段特高压向东部输电共同发展。 ✓ 需求端看，中国是全球氢气需求量生产量第一大国，年需求量及生产量均占全球 30左右，且未来中国氢能需求量仍将持续增长，因而带来了绿氢制氢环节的发展契机。根据中国氢能联盟的预计，到 2030年我国氢能需求量将达到 3500万吨，到 2060年需求量将增至 1.3亿吨左右。从生产量看，根据中国煤炭工业协会数据显示， 2012-2021年，中国氢气产量从 1600万吨增长至 3300万吨。二、绿氢制备的经济性拐点何时到来我们测算，绿氢与蓝氢有望在 25年平价，与灰氢有望在 25-27年平价。我们认为，往未来看绿氢占比提升的决定因素来自经济性。考虑当前绿氢成本与灰氢仍存在较大差距，且绿氢中 PEM电解槽较碱性电解槽成本更高，本篇报告我们重点分析碱性电解槽制备绿氢的经济性。基于制备技术、规模效应、碳税制度、碳价变化对灰氢的成本影响等，并以及电解水制绿氢的单位成本构成包括电费、设备折旧费、期间费用（我们预计 23年分别占总成本的 74.8/10.7/14.2），我们对绿氢的生产成本变动对比蓝氢、灰氢的经济性拐点进行了如下测算。核心假设包括 3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明摘要 ✓ 电费影响因素包括单位电耗、单位电价。 1）单位电耗我们预计 22年行业平均的单位电耗为 5.3kwh/m³，未来随碱性电解槽零部件的升级，假设到 2030年单位电耗可降低至 3.9kwh/m3； 2）单位电价假设工商业电价 0.5元 /kwh，结合未来风光等新能源发电就地消纳带来的电价成本下降，预计至 2025、 2030年电费下降至 0.2、 0.15元 /kwh； ✓ 设备折旧费用主要与电解槽设备价格有关，碱性电解槽设备价格目前约 900万元 /台，其中电极已基本实现国产化，我们预计未来存在规模降本空间；隔膜目前主要采用日本东丽的传统 PPS膜，未来具备国产替代及规模效应降本空间，我们预计， 2022年 -2030年碱性电解槽设备价格年均下降 10； ✓ 单位期间费用主要与项目规模有关，取决于设备规格和年利用小时数两个因素，目前碱性电解槽设备规格一般为 1000-2000m³/h，预计未来有望逐步提升；年利用小时数考虑风光有效利用小时数、配建储能比例上升、新能源发电成本持续下降等，预计未来有望达到 5000h。测算结果我们预计至 2025年，绿氢制备单位成本有望下降至 14.46元 /kg，较 2022年下降 65；至 2030年，绿氢制备单位成本有望进一步下降至 8.88元 /kg，分维度对比绿氢与蓝氢、灰氢的经济性看，绿氢与蓝氢有望在 25年平价，与灰氢有望在 25-27年平价。 ✓ 若静态对比当前蓝氢、灰氢的单位成本（不考虑煤炭价格碳税变化），预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在 25年、 27年平价； ✓ 若考虑碳税上涨带来的蓝氢、灰氢成本上升，预计绿氢与蓝氢、灰氢均在 25年实现平价； ✓ 若在碳税基础上，叠加考虑煤炭价格波动性，当前煤炭价格约 700元 /t，假设 2022-2030年煤炭价格从 1000元 /t下降到 500元 /t（灰氢生产成本下降），预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在 25年、 26年平价。三、碱性电解槽市场空间怎么看我们预计 2025年碱性电解槽市场规模有望达到 153亿元， 22-25年 CAGR103。若不考虑国内氢气年产量增长，保守假设国内每年氢气总产量为 3300万吨、绿氢渗透率由 21年的 1提升至 25年的 15、 30年的 50、绿氢产销率由 2022年较低水平提升至 2025年的 70、年利用小时数和单机设备产能持续上升，我们预计， 2022-2025年碱性电解槽市场规模有望达到 18/38/65/153亿元， CAGR103； 2030年碱性电解槽市场空间有望达到 192亿元，市场规模为 2022年的 11倍。 4请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明摘要四、投资建议建议关注制氢环节已实现突破的相关标的，有望跟随行业实现业务快速增长 ✓ 【华电重工】收购深圳通用氢能切入氢能行业，已成功签订达茂旗项目、下线 1200标方电解槽。公司背靠华电集团，主营业务实力稳健， “火电灵活性改造光伏钢结构建设海风建设”齐头并进。氢能方面，公司 22年收购深圳通用氢能，合作顶级院士团队，以 20万千瓦达茂旗项目电解槽供应为切入点，向氢能全产业链迈进。目前公司与清华大学等院校深度合作，兆瓦级分布式氢燃料电池能源系统已成功入选北京市氢能技术应用试点示范项目，未来将进一步结合海风建设、陆上光伏等传统业务优势，打造一体化氢能项目。 ✓ 【兰石重装】氢能业务打造制、储、运、用（加）一体化布局， 1000Nm³/h电解水制氢装备研制项目有序推进中。公司为国内压力容器龙头企业，业务涵盖传统化石能源装备制造、新能源装备制造、工业智能装备、节能环保设备等多个领域。氢能方面， 1）制氢公司正在研发 1000Nm³/h碱性电解制氢装置； 2）储氢联合中石化等单位分别针对低压、中高压储氢场景进行研发，成为国内首家具备 Q690DRSA- 517Gr.F材料储氢球形容器的生产制造企业； 3）加氢子公司兰石换热全力推进微通道换热器（ PCHE）在加氢领域的推广应用。 ✓ 【亿利洁能】发展氢能业务与其光伏业务具备协同性（可实现风光制氢一体化），光氢氨结合打造绿色西北。公司主营业务涵盖现代煤化工、光氢新能源、清洁热力等，强调热力、燃气、光伏业务为主的清洁能源的多能互补。截止 22年底，公司旗下光伏项目累计装机规模已达 330 万千瓦，风光发电资源丰厚，电解槽可实现自产自销；与国电托合资成立库布其绿电氢能公司，预计将于 23年 6月开工建设鄂尔多斯库布其 40万千瓦风光制氢一体化示范项目，项目建成后可实现年生产绿氢 15460吨 /年，加速打造“绿电 -绿氢 -绿色肥料”一体化产业链。 ✓ 【华光环能】氢能业务方面电解槽突破 1500标方，产品性能优越。公司前身为国营锅炉厂，当前业务覆盖环保和能源两大领域。 23年公司成功研制出 1500标方电解槽，正式进军氢能赛道，我们认为，公司竞争优势包括 1）产品性能优越，公司电解槽可承受压力为市场最高，启动速度快，零到拉满功率预计小于 50分钟； 2）技术研发能力强，当前已建成 10000m²电解槽水制氢设备制造场地、产能已达 1GW； 3）以氢带产，投资新设华光碳中和技术发展有限公司，将通过开展碳减排技术梳理、外部合作及技术引进并孵化输出等，带动公司装备制造和工程板块的产业输出。风险提示氢能政策补贴力度减弱；电解槽行业竞争或进一步加剧；配套设施建设周期不及预期；测算具有一定主观性，仅供参考。一、为什么我们看好中国绿氢制备行业 ✓ 供给端看风光大基地进入开工建设阶段，绿氢成为促进消纳的有效手段； ✓ 需求端看中国为全球最大氢气生产国，高需求碳税消纳需要，共同支撑绿氢发展空间。 5请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 行业背景风光大基地建设加速，就地制氢成为消纳问题的解决手段之一资料来源国际能源网，发改委，光明网，国家能源局，十四五规划及 2035 年远景目标纲要等，天风证券研究所 根据我国风光大基地规划，目前第一、二批项目进入建设阶段、第三批已启动申报。我国第一批风光大基地于 21年 11月下发清单，共 97GW， 22年 9月全部开工，并计划于 22/23年全部投产。我国第二批风光大基地于 21年 12月启动项目报送，第二批大基地项目总规模为 455GW，其中十四五建成 200GW，外送 150GW，外送比例 75，十五五建成 255GW，外送 165GW，外送比例约 65。根据部分省份下达的文件，第三批风光大基地于 22年 10月启动申报。 为解决风光大基地带来的新增发电量消纳问题，就地制氢成为解决手段之一。同时，锂电储能、光热储能、液流储能等储能手段以及特高压向东部输电亦同步规划发展中。表风光大基地规划最新进展批次进程时间具体内容第一批大基地项目清单印发 2021年 12月项目涉及内蒙古自治区、青海省、甘肃省等 18个省份和新疆生产建设兵团，总装机规模为 97.05GW，规划 2022年投产容量为 45.71GW， 2023年投产容量为 51.34GW。项目建设 2021年 10月 15-20日内蒙古、甘肃、青海、宁夏总规模近 3000万千瓦风光大基地项目开工。 2021年 12月第一批大型风电光伏基地已全部开工。 2022年 6月依托 “十四五 “其期间建成投产和开工建设的重点输电通道，按照新增通道中可再生能源电量占比不低于 50的要求，配套建设风电光伏基地。提出七个重大陆上新能源基地，两大大水风光综合基地，五大海上风电基地集群。 2022年 7月第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地进展顺利，开工建设超九成。 2022年 8月第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目已经全面开工建设。 2022年 9月第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目全部开工。第二批大基地项目报送 2021年 12月第二批大基地建设项目报送启动。已核准备案且能够在 2022年开工建设，原则上能在 2023年内建成并网，部分受外部条件制约的项目应能在 2024年建成并网。项目印发 2022年 2月第二批风光大基地规模为 455GW。其中，“十四五”计划完成 200GW，其中外送 150GW，占比 75，本地自用 50GW；“十五五”完成 255GW，其中外送 165GW，占比 65，本地自用 90GW。方案落地 2022年 4月第二批基地项目清单印发，披露规模达 165GW。第二批风光大基地更加关注消纳，以外送为主，各基地跨省外送比例在 47.62- 100之间。项目建设 2022年 7月第二批基地项目建设已启动。2022年 9月第二批基地项目部分已开工建设。第三批大基地项目报送 2022年 9月第三批基地项目开展前期工作。 2022年 10月第三批风光大基地正式启动申报，部分省份文件已下发。第三批同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发，避免碎片化。图风光大基地规划最新进展 7 需求端中国为全球最大氢气生产需求国，未来氢能产量及需求量仍将持续增长资料来源中国电动汽车百人会中国氢能产业发展报告 2020 ， IEA Global Hydrogen Review 2022 ，国家能源局氢能产业发展中长期规划（ 2021- 2035年），赛瑞研究 2022年中国氢能及燃料电池产业发展趋势报告，氢启未来网，天风证券研究所 从需求端看， 2021年全球氢气需求量超 9400万吨， yoy5，增量主要来自传统化工工业领域。其他应用（重工业、交通运输、建筑、发电等）仅占总需求的 0.04。 其中，中国是全球氢气需求量第一大国， 21年的需求量约 2800万吨，占全球 29.8。根据中国氢能联盟的预计，到 2030年，我国氢能需求量将达到 3500万吨，在终端能源体系中占比 5；到 2060年需求量将增至 1.3亿吨左右，在终端能源体系中占比 20，其中工业领域用氢 7794万吨，占总需求量的 59.8，交通运输领域用氢 4051万吨，占比 31.1，建筑领域用氢 585万吨，电力领域用氢 600万吨。 同时，中国亦是全球氢气生产量第一大国， 2021年中国氢气产量 3300万吨，占全球 35.1。从 2018年开始，中国氢气年产量已超过 2000万吨规模。根据中国煤炭工业协会数据显示， 2012-2021年，中国氢气产量从 1600万吨增长至 3300万吨，整体呈稳步增长趋势；自 2020年“双碳”目标提出后，我国氢能产业热度攀升，发展进入快车道， 2021年中国氢气产量同比增长达 32。 考虑我国对氢能的大量需求风光大基地带来的消纳需求，中国氢能相关政策发布，重点提及可再生能源制氢就近利用。根据国家能源局发布的氢能产业发展中长期规划（ 2021-2035年），到 2025年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，可再生能源制氢量达到 10-20万吨 /年，实现二氧化碳减排 100-200万吨 /年。 59.8 31.1 4.64.5 工业交通电力建筑图 2060年我国氢能下游应用结构 37 19 10 15 19 合成氨用氢甲醇用氢炼油用氢直接燃烧其他图 2022年我国氢能下游应用结构 8 从制氢方式看，目前灰氢制取仍为主流，但未来绿氢规模占比有望逐步提高资料来源新能源电解水制氢技术经济性分析王明华，中国石油新闻中心，中国电力网， IEA Global Hydrogen Review 2022 ，氢启未来网，中国能源报，中国 -中东欧国家海关信息中心，天风证券研究所 根据制取方式和碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三种 1）灰氢以化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢以及工业副产制氢，为目前成本最低、技术最成熟的技术路线，但制取过程中会产生碳排放； 2）蓝氢灰氢制取的过程中使用 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术进行脱碳制氢，可使碳排放量减少 90以上，但制氢成本较高，属过渡清洁能源； 3）绿氢通过可再生能源电解水制氢，在生产过程中基本不产生温室气体，但目前技术不如灰氢制取成熟，且成本较高。 目前全球范围内均以灰氢为主流， 2021年绿氢占比 0.04；中国维度看， 2021年绿氢占比仅为 0.9。此外工业副产物和天然气制氢融合 CCUS技术应用场景亦有望占比上升。 我们认为，绿氢占比提升的决定因素来自经济性，后文我们将重点测算考虑碳税、绿氢规模降本等假设下，绿氢何时有望平价。其中碳税方面，全球氢气贸易正处于快速发展期，根据 IRENA预测到 2050年将有 30以上的氢气进行跨境交易；欧盟碳边境调节税将于 2026年正式开始征收，其适用范围扩大至氢能。我们预计，在全球应对气候变化的大背景下，碳定价的覆盖行业和范围不断扩大或将成为趋势。 19 62 18 0.040.7 0.7 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2021年煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢油制氢配备 CCUS的化石燃料制氢电解水制氢油制氢配备 CCUS 的化石燃料制氢图中国 2021年及 2050E制氢来源结构（中国煤炭工业协会数据）图全球 2021年制氢来源结构 62 10 18.1 15 19 26 0.9 49 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2021年 2050E 煤制氢天然气制氢工业副产氢电解水制氢二、绿氢经济性测算 ✓ 我们预计，随着产业规模上升技术持续突破，绿氢与蓝氢有望在 25年平价，与灰氢有望在 25-27年平价 9请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 核心假设 1 设备价格我们预计，规模效应有望推动碱性电解槽价格下降资料来源煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议（张彩丽），新能源电解水制氢技术经济性分析（王明华），考克利尔竞立官网，微能网公众号，彭网生活，氢能汇公众号，工业界公众号，高工氢电公众号，天风证券研究所 电解槽设备折旧费用在总成本中占比约 10.7 假设条件取相对中性，设备规格按 1300m3/h，年利用小时数按 4000小时，单位电耗 5kwh/m3，电价 0.35元 /kwh，单位水耗 0.02t/kg，水费 4元 /t，碱性电解槽设备价格按 900万元 /台，折旧年限按 7年来计算，预计 2023年使用碱性电解槽来制氢，电费、水费、设备折旧、其他成本在总成本中的占比分别为 74.8、 0.3、 10.7、 14.2。 电费主要看电价，期间费用主要看规模，设备价格趋势相对重要。图 2023年碱性电解槽制氢的成本结构针对不同电解槽设备的价格趋势，我们分析如下 碱性电解槽碱性电解槽设备价格目前约 900万元 /台，各个零部件成本中电极和隔膜占比较高。零部件环节看， 1）电极电极成本占比约 30，国内企业如莒纳科技、德清恒川、保时来、英凯模等均可生产提供； 2）隔膜目前主要采用日本东丽的传统 PPS膜，目前价格每平米 400元左右；结合核心零部件的国产替代降本空间、规模起量后的降本，我们预计， 2022年 -2030年碱性电解槽设备价格年均下降 10。 PEM电解槽 PEM电解槽设备价格目前约 3000-4000万元 /台，各个零部件成本中， 1）膜电极短期内还是采购杜邦的为主，国内东岳未来氢能已经开始在下游测试验证，价格上 2022年预计每千瓦售价 600元，到 2025年鸿基创能目标是实现每千瓦售价 300元； 2）贵金属催化剂可进行部分替代以降低用量。考虑当前绿氢成本与灰氢仍存在较大差距，且绿氢中 PEM电解槽较碱性电解槽成本更高，本篇报告我们重点分析碱性电解槽制备绿氢的经济性；后续 PEM电解槽经济性需进一步跟踪膜电极和催化剂的国产化进度，以判断 PEM电解槽的规模上量时间点。 11 核心假设 2 电价、电耗、年利用小时数、设备规格等核心参数 除设备价格外，影响绿氢经济性测算的核心指标还包括电价、单位电耗、年利用小时数、设备规格，具体假设如下 ➢ 电价根据新疆电网代理购电电价，假设工商业电价 0.5元 /kwh，结合未来风光等新能源发电就地消纳带来的电价成本下降，我们预计至 2025年电费下降至 0.2元 /kwh， 2030年左右电费下降至 0.15元 /kwh； ➢ 单位电耗根据考克利尔竞立公司官网，碱性电解槽单位电耗 ≤ 4.9kwh/m3，考虑到考克利尔竞立技术相对领先， 22年行业平均的单位电耗假设按 5.3kwh/ m3， 23年按 5kwh/m3，随着碱性电解槽零部件的升级，我们假设到 2030年单位电耗可降低至 3.9kwh/m3； ➢ 年利用小时数假设风光制氢一体化项目每年利用小时数约 4000h，考虑风光大基地新建发电机组较多且有相当比例配建储能、新能源发电成本持续下降等，我们预计至 2025年，年利用小时数可以到 5000h； ➢ 设备规格目前碱性电解槽平均为 1000m3/h，已有产品规格达到 2000m3/h；我们预计，随着产品技术持续升级，平均设备规格有望在 2026年达到 2000m3/h，结合年利用小时数上升， 2026年前，年生产氢气总量有望持续上升。资料来源煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议（张彩丽），新能源电解水制氢技术经济性分析（王明华），国网新疆电力有限公司关于 2023 年 5 月代理工商业用户购电价格的公告，考克利尔竞立官网，隆基氢能公众号，天风证券研究所图不同设备规格和年利用小时数下的年生产氢气量 12 测算结果我们预计，至 2025年，绿氢制备单位成本有望下降至 14.46元 /kg 资料来源煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议（张彩丽），新能源电解水制氢技术经济性分析（王明华），天风证券研究所 ➢ 计算过程单位电费单 kg氢气耗电量 *单 kwh电价；单位水费单 kg氢气耗水量 *单 kwh水价；单位设备折旧费用设备价格 /7年；单位期间费用总期间费用 /年生产氢气量。 ➢ 结合上文假设，由结果看，我们预计 1）至 2025年，绿氢制备单位成本有望下降至 14.46元 /kg，较 2022年下降 65； 2）至 2030年，绿氢制备单位成本有望下降至 8.88元 /kg，较 2022年下降 79。图 2022-2030年制绿氢的单位成本测算 13资料来源煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议（张彩丽），新能源电解水制氢技术经济性分析（王明华），天风证券研究所图考虑煤炭价格变化和碳税的不同情况下， 2022-2030年绿氢与蓝氢、灰氢的成本差距测算 ➢ 若静态对比蓝氢、灰氢的单位成本（不考虑煤炭价格碳税变化）据新能源电解水制氢技术分析（王明华， 2023）， 700元 /吨煤炭价格下，蓝氢、灰氢成本分别为 16.26、 11.86元 /kg；与我们测算的 2022-2030年绿氢成本比较，预计绿氢与蓝氢、灰氢将分别在 25年、 27年平价； ➢ 若考虑碳税上涨带来的蓝氢、灰氢成本上升据煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议（张彩丽， 2018），我们假设碳税 100-200元 /t；碳税每变化 25元 /t，天然气制氢成本变化 0.01元 /m3、煤制氢变化 0.05元 /m3；与我们测算的 2022-2030年绿氢成本比较，预计绿氢与蓝氢、灰氢均有望在 25年实现平价； ➢ 若在碳税基础上，叠加考虑煤炭价格波动性当前煤炭价格约 700元 /t，基于保守性分析，我们假设 2022-2030年煤炭价格从 1000元 /t 下降至 500元 /t；煤炭在灰氢成本中占比约 40，分别计算煤炭成本和其他成本之后加总，可计算得灰氢的单位成本。与我们测算的 2022-2030年绿氢成本比较，我们预计绿氢与蓝氢、灰氢分别在 25年、 26年平价。横向看，我们预计绿氢与蓝氢有望在 25年平价，与灰氢有望在 25-27年平价三、绿氢市场空间测算 ✓ 结合风光大基地消纳需求经济性拐点，我们预计 25年碱性电解槽市场规模有望达到 153亿元， 22-25年 CAGR103。 14请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 15 市场空间预计 2025年碱性电解槽市场规模 153亿元， 22-25年 CAGR103 资料来源中国煤炭工业协会，氢启未来网公众号，时代氢能公众号，天风证券研究所 核心假设指标 1）产量保守预计，假设国内每年氢气总产量按 3300万吨不变； 2）绿氢渗透率伴随产业政策支持经济性提升，我们预计绿氢渗透率由 21年的 1提升至 25年的 15、 30年的 50； 3）氢气产销量由于目前行业需求尚未真正起量， 2021-2022年产销率还偏低，我们预计，未来产销率伴随市场需求放量有望逐步提升，假设 2025年行业产销率提升至 70； 4）结合前文我们预计，年利用小时数、单机设备产能预计将持续上升。 电解槽市场空间我们预计， 2022-2025年碱性电解槽市场规模有望达到 18/38/65/153亿元， CAGR103；我们预计，至 2030年，随着绿氢真正实现平价。 2030年碱性电解槽市场空间有望达到 192亿元，市场规模为 2022年的 11倍。图 2021-2030年国内碱性电解槽市场空间预测四、投资建议当前市场参与者多为从其他行业切入，建议关注制氢环节已实现突破的相关标的，有望跟随行业实现业务快速增长 16请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明  公司为华电集团下属子公司，背靠国资委，业务集工程系统设计、工程总承包以及核心高端装备研发、设计、制造于一体，主要为客户在物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海上风电工程、煤炭清洁高效利用工程及制氢设备等方面提供工程系统整体解决方案，客户涵盖华电集团、前詹风电、中广核等大型国企。  主营业务响应“双碳”政策，加速新能源业务转型。 ✓ 物料输送热能工程抓住新能源建设风口，承接火电灵活性改造。 22年物料输送业务实现营收 26.1亿元， yoy 32.8，营收占比约 32；热能工程实现营收 12亿元， yoy53.6，营收占比约 15。 ✓ 高端钢结构承接陆上光伏，打造新型用钢需求。 22年公司在传统钢结构建设外同时在山西等地承接陆上光伏支架，完成新疆木垒等多个光伏支架项目供货，布局内蒙等区域市场，实现营收 32.3亿元， yoy同比增长 65.5，收入占比增至 39.3。 ✓ 海上风电 “ 抢装潮 ” 基本完成，业务平稳过度。 22年公司海上风电工程业务实现营收 11.5亿元， yoy -79.6，收入占比降至 14，主要系 22年海风“抢装潮”基本完成，新签订单尚未形成规模而原有项目大多已完工、公司海风建设业务进入平台期所致。华电重工华电集团下属子公司，转型新能源业务切入风电、光伏领域  2022年公司实现营收 82.1亿元， yoy -20.6；归母净利润 3.1亿元， yoy 2.2。从两利率角度看，公司 2022年净利率达到 3.8， yoy 0.8 pcts；毛利率 12.9， yoy 3.9pcts。图 2019-2022年公司各业务营收情况（亿元）资料来源 wind，华电重工公司官网，华电重工公司年报，华电重工公司公告，天风证券研究所 17 22.21 18.54 19.66 26.11 11.12 12.37 7.81 12 20.79 27.69 19.5 32.27 16.54 30.29 56.09 11.46 0 20 40 60 80 100 120 海上风电工程高端钢结构热能工程物料输送系统工程华电重工收购切入氢能行业，已成功签订达茂旗项目、下线 1200标方电解槽  公司 22年收购深圳通用氢能公司（通用氢能由加拿大工程院院士、燃料电池专家王海江领衔），正式进入氢能行业赛道，目前公司氢能行业相关业务包括 ✓ 制氢目前气体扩散层按期试生产， 1200 Nm³/h 碱性电解槽已成功下线，自主研发的单面焊双面焊缝成型工艺，实现国内首创； ✓ 储氢联合清华大学、中科院大连物化所等高等院校，开展包括掺氢燃机应用技术、分布式供能技术等方面的集成技术研究； ✓ 用氢 22年公司兆瓦级分布式氢燃料电池能源系统成功入选北京市氢能技术应用试点示范项目。  从进展看，公司成功签订达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目，该项目 100绿电制氢，预计年制绿氢量 7800吨，可供给 20座 1000kg/d的加氢站使用，合同金额合计约 3.5亿元。此外，制氢站依托碱性电解槽和质子交换膜 PEM电解槽的技术路线，使用的 PEM电解槽单体容量和总容量均处于领先地位。  未来，公司将持续在研发端及应用端发力，结合原有电力业务优势，为海风、陆地光伏等客户提供制氢一体化服务，延长产业链，打造“ 11N”模式，进一步提升公司电解槽优势。  风险提示大客户依赖性较强；新能源项目承接不及预期；氢能业务开拓不及预期图 1200标方电解槽图公司物料输送工程、热能工程、高端钢结构、海上风电、氢能业务营收占比资料来源 wind，华电重工公司官网，华电重工公司年报，华电重工公司公告，天风证券研究所 18 30.95 20.82 19.03 31.82 15.50 13.89 7.56 14.63 28.98 31.09 18.88 39.33 23.05 34.01 54.30 13.97 0.01 0.00 0.01 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 物料输送系统工程热能工程高端钢结构海上风电工程氢能兰石重装业务涵盖化石能源、新能源、工业装备等，新能源布局包括光伏氢能  公司始建于 1953年，其前身是国家“一五”期间 156个重点建设项目之一、兰州炼油化工设备厂。兰石重装是国内压力容器龙头制造企业，业务涵盖传统化石能源装备制造（炼油化工、煤化工、化工新材料等领域）、新能源装备制造（光伏多晶硅、核能、氢能等领域）、工业智能装备（快速锻造液压机组等）、节能环保设备等多个领域；辅之以工程总包、技术服务等多项附加业务，提供全周期一站式服务。 ✓ 传统主业技术实力雄厚、客户基础牢固，打造营收护城河。兰石重装是能源行业压力容器制造企业中唯一一家同时拥有前端石化工程设计院、核心装备制造能力及综合服务能力的产业链全流程覆盖企业，客户群体涵盖中国石油天然气股份有限公司、中国寰球工程有限公司、万德化学等。 2021年，公司在板焊结构加氢反应器制造领域达到国内领先水平，国内大型板焊结构加氢反应器市场占有率达 65，全国排名第一。 22年公司传统能源装备业务实现营收 23.2亿元， yoy 17.5，收入占比约 46.6。 ✓ 接棒中核嘉华，核电大有可为。兰石重装承接中核嘉华中核集团等客户群优势，利用自身上市公司平台为中核嘉华赋能。 22年核能设备营收达 1.84亿元， yoy 130 。  2022年公司实现营收 49.8亿元， yoy 23.4；归母净利润 1.76亿元， yoy 43.4。从两利率角度看，公司 22年净利率 3.7， yoy 0.4pcts；毛利率 14， yoy -2.8pcts。图 2021-2022年公司各业务营收情况（亿元）资料来源兰石重装公司官网，兰石重装公司年报，兰石重装公司公告，红石崖街道办事处公众号， Wind，天风证券研究所 19 图 2018-2022年公司营收情况（亿元） 4.79 13.02 0 20 40 60 2021 2022 传统能源装备新能源装备工程总包节能环保设备工业智能设备技术服务 25.47 34.38 29.01 40.37 49.80 -20 0 20 40 60 0 20 40 60 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年营业收入（亿元） YoY  公司氢能行业布局方向为“制、储、运、用（加）”一体化，打造氢能全产业链格局 ✓ 制氢端公司旗下子公司换热公司采用兰石研究院电解水制氢技术进行研发 , 1000Nm³/h电解水制氢装备研制项目有序推进中；公司研制的中海油惠州石化 E-GAS煤气化制氢项目核心设备气化炉也已完工交付，该项目采用美国 CBI公司的 E-Gas水煤浆加压气化技术，年产能约为 15万吨 /年氢气及 11.8万吨 /年羰基合成气。 ✓ 储运氢领域公司分别针对低压、中高压储氢场景进行研发，联合合肥通用机械研究院、中国石化等单位开展高压储氢装置攻关，成功研制出高压储氢容器试验罐，所研发的 Q690DRSA-517Gr.F制球形容器制造技术企业标准顺利通过全国锅炉压力容器标准化技术委员会审查，成为国内首家具备 Q690DRSA-517Gr.F材料储氢球形容器的生产制造企业。此外，公司研制的榆林华秦氢能产业园一期项目 2台 400m³氢气球罐也即将投入试运行，公司储氢装备正式进入市场化推行阶段。 ✓ 加氢站领域除公司储氢容器的推广之外，公司子公司兰石换热正在对加氢站高效紧凑式微通道换热器（ PCHE）进行系列化规模化系统研发，全力推进微通道换热器（ PCHE）在加氢领域的推广应用，快速抢占加氢市场，推进公司氢能产业链的创新发展格局。同时加快完成甘肃省首座示范加氢站项目方案及可行性研究，推进示范项目建设及自主研发核心装备电解水制氢装备、高压气态储氢容器、微通道换热器的应用与优化，形成示范带动作用，为自主品牌推广应用奠定平台基础。  风险提示电解槽未来订单获取能力不及预期；氢能产业链补全速度不及预期；核燃料运输设备国产替代不及预期兰石重装氢能业务打造制、储、运、用（加）一体化布局 20资料来源兰石重装公司官网，兰石重装公司年报，兰石重装公司公告，氢云链微信公众号，兰石重装微信公众号， DT新材料微信公众号，天风证券研究所亿利洁能化工清洁能源行稳致远，目标加速清洁能源转型  公司成立于 1999年，是亿利资源旗下唯一上市平台。公司于 2016年转让医药资产，优化产业结构，发展“微煤雾化”技术，加速清洁能源转型，实现差异化竞争。当前公司主营业务涵盖氢能源、清洁热力、生态光伏、循环热力等，并依托共享工业园区场景资源，大力发展以热力、燃气、光伏业务为主的清洁能源的多能互补。  2022年公司实现营收 111.8亿元， yoy -10；归母净利润 7.3亿元， yoy -9；归母净利率 6.5，同比增长 0.1 pcts。分业务角度看， 22年公司传统主业收入 88.5亿元， yoy -14；热力发电业务实现收入 19.1亿元， yoy 13；光伏发电业务实现收入 2.4亿元， yoy -43；氢能业务 22年尚未实现营收， 23年随电解槽放量或有望贡献营收收入。图 2018-2022年公司归母净利润情况图 2019-2022年公司分业务营收结构图（亿元）资料来源亿利洁能公司官网，亿利洁能公司年报，亿利洁能公司公告，智汇光伏微信公众号， Wind，天风证券研究所 21 7.71 9.00 5.18 8.02 7.31 -80 -40 0 40 80 0 2 4 6 8 10 归母净利润（亿元） YoY 107.3 106.5 102.5 88.5 12.7 16.0 16.8 19.1 0 20 40 60 80 1