《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》再度明确了氢能在能源系统中的作用，有两方面值得市场关注：一是明确未来清洁排放车辆对燃油车的全面替代；二是规划了氢能在储能及氢电耦合方面的路线图。我们认为一系列目标将进一步推升氢能在能源系统中应用的广度和深度，利好远期发展预期，为市场情绪带来催化剂。
　　▍氢能与电力耦合路径逐步清晰，利好产业发展预期。国家能源局2023年1月6日发布了《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称《蓝皮书》），规划了氢能在新型电力系统中的应用场景和技术迭代路径。我们认为蓝皮书明确了未来氢能和电能相互耦合的技术路线和时间表，为氢能在电力系统中的应用奠定了指引，有助于强化氢能在能源体系的重要地位，为产业带来新发展预期。
　　▍清洁排放车辆有望全面替代，FCEV推广目标再强化。《蓝皮书》中规划在重点任务中提出，在交通领域中大力推动新能源、氢燃料电池汽车全面替代传统能源汽车，这意味着远期FCEV对存量燃油车也有很大的市场空间。目前成本和经济性还在制约FCEV的推广。但未来随着产业链降本和燃油车替代政策的推动，FCEV推广速度和广度有望超预期。我们预计FCEV的发展，短期以低价氢源地区的增量车辆为主，中期随各类车型降本销量占比或显著提升，远期在长距离运输的商用车领域或优先实现对存量燃油车的全面替代。我们原预测2030/2045年FCEV保有量分别为25/280万辆，但考虑规划中的全面替代，我们调高2030～2045年FECV保有量预期至75/570万辆。
　　▍“碳中和”推进阶段，氢能在电力体系中不可或缺。《蓝皮书》规划，在新型电力系统形成时期（2030～2045年），氢能等长时储能技术攻关取得突破；在巩固完善期（2045～2060年），绿氢在交通、化工领域实现大范围推广，电氢等二次能源融合利用，储电/热/气/氢等多类型储能协调运行、重点发展液氢、液氨等长时储能。从目前的技术体系看，氢能储能效率上存在劣势，但有长周期、大规模储能方面的优势，随着远期新能源发电占比的提升，氢能储能的优势就更为明显。因此，规划也遵循渐进的方式，在2030～2045年阶段着重技术的突破，我们预计关键点是提升储能过程中的能量转换效率和降低成本，2045年之后方可进入大规模推广应用阶段。在这一过程中，电解槽装备以及大型高效燃料电池市场有望得到更快的扩张。预计2040~2045年，电解槽设备累计市场规模可突破万亿元，燃料电池在储能领域中的需求量或达112GW。
　　▍风险因素：关键技术进展缓慢；产业支持政策落地低于预期；氢能车产销量不及预期。
　　▍投资策略。我们认为《蓝皮书》在车辆领域提出清洁排放车辆对燃油车全面替代的目标超出市场预期，对氢能在储能领域的细化目标也确立了氢能在电力系统中的地位，虽然目标较为远期，但有助于明确产业发展路径，推高氢能市场规模预期，提振产业发展信心。沿着产业链受益逻辑，我们建议可以关注：一是燃料电池车产业链相关的龙头公司，建议关注美锦能源（整车+全产业链布局）、亿华通（电池系统龙头）、东岳集团（国内质子交换膜龙头）；二是绿氢制取和应用相关的昇辉科技（投资电解槽公司）、宝丰能源（化工领域绿氢利用）等；三是储氢与氢储能相关的产业链公司中泰股份、冰轮环境（具备液氢领域的技术储备）以及京城股份、中集安瑞科（氢储运设备及车载储氢瓶制造）等。

研究报告全文：氢电发展路线图明确产业预期再提升氢能行业年热点聚焦之一2023202319中信证券研究部核心观点新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿再度明确了氢能在能源系统中的作用有两方面值得市场关注一是明确未来清洁排放车辆对燃油车的全面替代二是规划了氢能在储能及氢电耦合方面的路线图我们认为一系列目标将进一步推升氢能在能源系统中应用的广度和深度利好远期发展预期为市场情绪带来催化剂氢能与电力耦合路径逐步清晰利好产业发展预期国家能源局2023年1月6祖国鹏日发布了新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿以下简称蓝皮书氢能行业首席分析师规划了氢能在新型电力系统中的应用场景和技术迭代路径我们认为蓝皮书明确了未来氢能和电能相互耦合的技术路线和时间表为氢能在电力系统中的应用奠S1010512080004定了指引有助于强化氢能在能源体系的重要地位为产业带来新发展预期清洁排放车辆有望全面替代FCEV推广目标再强化蓝皮书中规划在重点任务中提出在交通领域中大力推动新能源氢燃料电池汽车全面替代传统能源汽车这意味着远期FCEV对存量燃油车也有很大的市场空间目前成本和经济性还在制约FCEV的推广但未来随着产业链降本和燃油车替代政策的推动FCEV推广速度和广度有望超预期我们预计FCEV的发展短期以低价氢源地区的增量车辆为主中期随各类车型降本销量占比或显著提升远期在长距离运输的商用车领域或优先实现对存量燃油车的全面替代我们原预测20302045年FCEV保有量分别为25280万辆但考虑规划中的全面替代我们调高20302045年FECV保有量预期至75570万辆碳中和推进阶段氢能在电力体系中不可或缺蓝皮书规划在新型电力系统形成时期20302045年氢能等长时储能技术攻关取得突破在巩固完善期20452060年绿氢在交通化工领域实现大范围推广电氢等二次能源融合利用储电热气氢等多类型储能协调运行重点发展液氢液氨等长时储能从目前的技术体系看氢能储能效率上存在劣势但有长周期大规模储能方面的优势随着远期新能源发电占比的提升氢能储能的优势就更为明显因此规划也遵循渐进的方式在20302045年阶段着重技术的突破我们预计关键点是提升储能过程中的能量转换效率和降低成本2045年之后方可进入大规模推广应用阶段在这一过程中电解槽装备以及大型高效燃料电池市场有望得到更快的扩张预计20402045年电解槽设备累计市场规模可突破万亿元燃料电池在储能领域中的需求量或达112GW风险因素关键技术进展缓慢产业支持政策落地低于预期氢能车产销量不及氢能行业预期评级强于大市维持投资策略我们认为蓝皮书在车辆领域提出清洁排放车辆对燃油车全面替代的目标超出市场预期对氢能在储能领域的细化目标也确立了氢能在电力系统中的地位虽然目标较为远期但有助于明确产业发展路径推高氢能市场规模预期提振产业发展信心沿着产业链受益逻辑我们建议可以关注一是燃料电池车产业链相关的龙头公司建议关注美锦能源整车全产业链布局亿华通电池系统龙头东岳集团国内质子交换膜龙头二是绿氢制取和应用相关的昇辉科技投资电解槽公司宝丰能源化工领域绿氢利用等三是储氢与氢储能相关的产业链公司中泰股份冰轮环境具备液氢领域的技术储备以及京城股份中集安瑞科氢储运设备及车载储氢瓶制造等证券研究报告请务必阅读正文之后第12页起的免责条款和声明氢能行业年热点聚焦之一2023202319氢能与电力耦合路径逐步清晰利好产业发展预期国家能源局2023年1月6日发布了新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿以下简称蓝皮书蓝皮书指出构建新型电力系统是一项复杂而艰巨的系统工程不同发展阶段特征差异明显需统筹谋划路径布局科学部署有序推进以2030年2045年2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点制定新型电力系统三步走发展路径即加速转型期当前至2030年总体形成期2030年至2045年巩固完善期2045年至2060年有计划分步骤推进新型电力系统建设的进度条蓝皮书总共分为四大章节其中有大约10处涉及到氢能大致内容覆盖现状与挑战三步走具体对应到氢能层面的发展路径以及相应的重点任务表1新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿关于氢能的相关规划相关部分标题段落标题具体表述我国能源电力领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链供应链和价值链但同世界能源电五是电力关键核心技术装备的自主化国产化水力科技强国相比仍存在短板与不足氢能新型一发展现状与问题挑战二问题平偏低电力系统科技创新驱动效能需持续提核电碳捕捉利用及封存CCUS燃料电池挑战升大型燃气轮机高温材料等核心技术装备长期被国外垄断支撑新型电力系统构建的卡脖子技术和核心装备亟需攻关突破各领域各行业先进电气化技术及装备水平进一步三三个发展阶段及显著特点二用户侧低碳化电气化灵活化智能化变革方提升工业领域电能替代深入推进交通领域新总体形成期2030年至2045年兴未艾全社会各领域电能替代广泛普及能源氢燃料电池汽车替代传统能源汽车三三个发展阶段及显著特点二规模化长时储能技术取得重大突破满足日以上以机械储能热储能氢能等为代表的10小时以总体形成期2030年至2045年平衡调节需求上长时储能技术攻关取得突破三三个发展阶段及显著特点三电力生产和消费关系深刻变革用户侧与电力系交通化工领域绿电制氢绿电制甲烷绿电制巩固完善期2045年至2060年统高度灵活互动氨等新技术新业态新模式大范围推广电力在能源系统中的核心纽带作用充分发挥通三三个发展阶段及显著特点三新能源逐步成为发电量结构主体电源电能与氢过电转氢电制燃料等方式与氢能等二次能源融巩固完善期2045年至2060年能等二次能源深度融合利用合利用储电储热储气储氢等覆盖全周期的多类型储电储热储气和储氢等多种类储能设施有机三三个发展阶段及显著特点三储能协同运行电力系统实现动态平衡能源系结合重点发展基于液氢和液氨的化学储能压巩固完善期2045年至2060年统运行灵活性大幅提升缩空气储能等长时储能技术路线四总体架构与重点任务二加强五是推动多领域清洁能源电能替代充分挖掘用交通领域大力推动新能源氢燃料电池汽车全面新能源高效开发利用体系建设户侧消纳新能源潜力替代传统能源汽车推动可再生能源制氢研发先进固态储氢材料四总体架构与重点任务三加强三是推动新型储能与电力系统协同运行重点解着力突破大容量低成本高效率电氢转换技术储能规模化布局应用体系建设决电力系统跨季平衡调节问题装备开展大规模氢能制备和综合利用示范应用开展氢电耦合电力人工智能电力集成电路四总体架构与重点任务五强化四是提前谋划新技术新业态领域标准发挥行业电力区块链电力智能传感电力数字平台等新新型电力系统标准与规范创新引领作用兴领域标准化制定工作充分发挥氢能作为二次能源的优势推动可再生能源制取绿氢研发质子交换膜和高温固体氧四总体架构与重点任务六强化化物电解制氢等关键技术开展氢储运加注关键四是规模化高安全性新型储能技术装备领域核心技术与重大装备应用创新技术燃料电池设备及系统集成关键技术研发和推广应用资料来源新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明2氢能行业年热点聚焦之一2023202319结合蓝皮书的规划内容以及我们的产业观察对于氢能行业而言预计2030年之前或率先实现氢燃料电池车领域的产业化目前储能以及工业领域的减碳还在探索层面但预计2030年之前也将有大型示范项目建成20302045年或是氢能在储能及绿氢领域大幅突破的阶段我们预计主要的突破节点在于电氢电转化过程中能量效率的提升技术以及储能成本的下降2045年之后预计将进入氢能在交通工业以及电力系统领域大幅应用的时期图1氢电发展路径预期资料来源新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿中信证券研究部注2030年之前的加速转型期为中信证券研究部预测总结而言蓝皮书明确了未来氢能和电能相互耦合的技术路线和时间表为氢能在电力系统中的应用奠定了指引有助于强化氢能在能源体系的重要性为产业带来新的发展预期对燃油车辆的全面替代或成政策方向我们调高远期FCEV保有量预期根据中汽协以及氢云链微信公众号数据2022年前11月FCEV产量为2969辆销量为2789辆上险总数为3755辆我们预计2022年国内FCEV的保有量约为1213万辆目前车辆基数虽然不大但氢能车的推广进度在加速且各地氢能产业规划2022年陆续推出至2025年合计规划FCEV的保有量或超过10万辆具体而言从各地规划的推广目标来看仅示范城市群2025年的目标就超过35万辆这只是省级文件中明确的推广量实际上示范城市群内部的地级市推广量计划加总大概在5万辆左右其中广东的额外增量最大其内部地级市推广量加总已经超过2万辆非示范城市群规划的推广数量已经超过示范城市群累加起来全国范围2025年的规划量可超过10万辆不过目前FCEV的经济性还是制约其推广的主要瓶颈我们按照燃油氢电锂电三种不同能源类型的车辆分别测算客车重卡乘用车三类用途车辆的成本考虑的成本主要包括1车辆购置成本按照汽车使用年限计算的折旧成本2年度燃料使用成本3年度维修保养成本4年度保险及停车等税费单位能源假设分别是燃油成本8请务必阅读正文之后的免责条款和声明3氢能行业年热点聚焦之一2023202319元L氢气成本35元kg电费为05元kwh从我们推算的结论而言在目前的技术路线下无论是客车重卡还是乘用车锂电都有绝对的成本优势我们测算锂电类型的客车重卡乘用车年度成本分别为23353万元而氢电类型的客车重卡乘用车成本分别为43727万元氢电的成本基本比锂电成本高1倍以上因此从经济性而言锂电是目前最有竞争优势的车型如果考虑燃料电池示范应用城市的补贴金额和覆盖期限氢能车目前考虑补贴下我们测算实际的年度成本为33624万元依然明显高于锂电图2国内各类车型年度成本比较万元年度燃料成本维修保养成本保险费用过路费购置成本年折旧额80706050403020100燃油氢电锂电燃油氢电锂电燃油氢电锂电客车重卡乘用车资料来源中信证券研究部测算如果将氢能重卡与燃油重卡成本比较从初始购车费用和日常维护成本的角度两者差异不大主要的差别在于燃料成本我们按照行业平均的燃料消耗水平燃油重卡每百公里耗油35L氢燃料重卡每百公里消耗氢气约12kg按照8元L和35元kg的单位燃料成本测算百公里燃料成本分别为280420元因此以目前的成本体系和水平若要在运行过程中实现平价则需氢气的价格降至25元kg左右我们预计随着国内技术进步以及规模化效应的叠加未来国内氢能车成本或有持续的降本目前氢能重卡的成本约140万元辆预计2025年可以降至100万元辆至2030年可降至80万元辆基本可以实现与锂电柴油相应车型的平价对于主要明细项目的下降幅度预计电堆成本2025年累计下降25302030年累计再下降20储氢系统成本至2025年累计下降302030年累计再下降15图3氢能大型商用车成本变化预测电堆储氢系统空气系统增湿系统控制系统配套动力电池汽车车骨电驱系统电控系统制造费用零部件及其他160140120100806040200目前成本2025年2030年资料来源高工氢电美锦能源财报中信证券研究部预测请务必阅读正文之后的免责条款和声明4氢能行业年热点聚焦之一2023202319我们预计随着氢能车的降本叠加经济的恢复2023年销量或超过9000辆其中大型客车及重卡销量分别为12502000辆左右轻型货车或物流车由于种类多应用场景丰富依然是销量最多的车型预计销量接近6000辆Y图4十四五期间FCEV年度销量预测辆图U5未来氢能车保有量预测万辆C乘用车客车货车物流车E乘用车客车100000重卡特种物流车90000累计复合增速8000070000100080600008006050000600400004030000400200002002010000000202020212022E2023E2024E2025E20202025E2030E2035E2040E2045E2050E资料来源中汽协中信证券研究部预测资料来源中汽协中信证券研究部预测展望十四五国内氢能源车有望完成从产业导入期到量产的阶段结合各地方政府的氢能源规划我们预计2025年全国燃料电池车保有量有望接近9万辆其中预计乘用车客车重卡物流车含中小型客车保有量将分别达到4500130002400047500辆左右从远期而言蓝皮书在重点任务中也明确推动新能源车FCEV领域对燃油车型的全面替代我们之前预期FCEV未来的推广路径是沿着经济性和特定优势应用场景去发展因此FCEV未来的销量增长主要在于新增需求中FCEV消费占比的提升但如果未来政策鼓励对燃油车的全面替代FCEV的销量增长有望受到存量车辆替代的推动我们因此调高远期FCEV保有量预期原预测20302045年FCEV保有量分别为25280万辆调高之后的预测为35570万辆氢-电耦合时间表明确技术仍有待突破氢能是一种理想的能量储存介质主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质转换提供解决方案通过PTGPowertoGas技术可在一定程度上解决可再生能源消纳及并网稳定性问题在风力条件好或者光照时间长的季节如夏季将多余的电量电解水制氢在电力供应不足的季节则使用储存的氢通过燃料电池发电提供电能此外氢气也可直接作为燃料混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃请务必阅读正文之后的免责条款和声明5氢能行业年热点聚焦之一2023202319图6风光互补耦合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中信证券研究部蓝皮书在新能电力系统的规划中也结合了氢能储能的特性规划了氢能在电力中的发展时间路线图在新型电力系统形成时期20302045年氢能等长时储能技术攻关取得突破在巩固完善期20452060年绿氢在交通化工领域实现大范围推广电氢等二次能源融合利用储电热气氢等多类型储能协调运行重点发展液氢液氨等长时储能从目前的技术体系看氢能储能效率上存在劣势但有长周期大规模储能方面的优势随着远期新能源发电占比的提升氢能储能的优势就更为明显因此规划也遵循渐进的方式在20302045年阶段着重技术的突破我们预计关键点是提升储能过程中的能量转换效率和降低成本2045年之后方可进入大规模推广应用阶段图7主要储能形式的储能容量和储能时长资料来源新型电力系统发展蓝皮书征求意见稿中信证券研究部对氢能和电力的耦合大致分为两个方向电到氢和氢到电前者对应的就是绿氢的制取新能源发电电解水制氢后者主要对应的是氢能在储能和分布式能源中的应用我们认为在2030年之前电到氢基本就可以实现经济性和规模化的应用请务必阅读正文之后的免责条款和声明6氢能行业年热点聚焦之一2023202319也是说绿氢的成本可以与目前主流的化石能源制氢实现平价但是氢到电的过程则需要更多的探索主要是目前氢气发电效率较低如果跟氢能储能结合与现有的化学储能抽水蓄能等储能方式相比成本会非常高因此蓝皮书在氢能储能的推广规划上也较为谨慎预计20302045年实现技术突破20452060年才能进一步发挥氢电转换的灵活性优势实现规模化推广我们对电到氢即绿氢的发展速度相对乐观现行技术条件下虽然电解水制氢成本较高但随着技术的进步以及自动化生产设备成本会逐渐下降提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用此外占比电解水成本较高的电价也会随着光伏风电等可再生能源的发展持续下降图8电解槽系统成本组成图9电解水制氢生产成本分项占比设备及制造成本电解槽电耗去离子水氢处理冷却82045505522资料来源国际可再生能源署IRENA中信证券研究部资料来源国际可再生能源署IRENA中信证券研究部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的电解水制氢路线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PEM电解槽由于成本高商业推广依然需要时间而且从目前的国内商业模式下PEM槽技术优势也受到一定抑制表2国内目前已投运的大型绿氢项目项目地点电解技术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河北张家口碱性中船718所设项目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500Nmh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制氢北京中电丰业安徽六安碱性及燃电系统项目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官网及微信公众号相应项目信息中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明7氢能行业年热点聚焦之一2023202319由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本类似模拟结算的方式确认用电成本这样一方面可以保证电解槽运行的持续性另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本有助于降低绿氢的制取成本在这种模式下我们测算目前碱性槽平均的电解电价约035元kwh对应制氢成本在2407元kg如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高比如风光互补的新能源电站向电网贡献的电量更多电解综合用电成本也会更低预计较低的电价成本可以达到025元kwh对应的成本大约可降到20元kg以内大约对应1707元kg基本与化石能源制氢中的高成本路线持平但目前仅有少部分企业可以达到这一水平我们判断至2030年行业平均的用电成本可以降至025元kwh实现与化石能源制氢成本的平价表3两类主流制氢路线成本比较碱性电解槽PEM电解槽目前成本2030年E2050年E目前成本2030年E2050年E电价元kWh03502502035022018单位电耗kWhm555555单位电耗成本17512511751109设备制氢量Nmh100010001000100010001000设备功率KW500050005000500050005000年运营小时h300035004000300040004500设备单价元KW3500250020001100070005000设备价格万元175012501000550035002500折旧年限年202020151515设备折旧元年875000625000500000366666723333331666667设备运维元年200000200000200000200000200000200000单位水耗kgm3082082082082082082水价元kg004004004004004004制氢成本元m214152121307177135制氢成本元kg240717071358345219851515电耗成本占比828283576267资料来源中国氢能联盟中信证券研究部预测从国内项目规划而言绿氢的下游应用主要包括化工燃料电池车热电联供等储能领域从经济性和现有市场规模看化工原料是绿氢最主要的利用途径这是因为首先绿氢制取在大部分还是在化工园区进行安全监管层面氢气历史上长期作为危险化工品被管理因此在大部分省份氢气的生产只能在化工园区进行将制取的氢气直接提供给园区化工企业使用减少了运输成本经济性可以最大化其次化工用氢需求大商业模式稳定传统上部分化工生产路线生产需要加氢之前都是化石能源制取的氢气作为氢源替换成绿氢既可以帮助化工生产过程减请务必阅读正文之后的免责条款和声明8氢能行业年热点聚焦之一2023202319碳又不需要额外的转换工艺因此有稳定的市场需求而绿氢其它领域的应用目前的经济性和商业模式还在探索过程中我们将交通工业等主要耗氢领域的氢能需求进行分拆测算交通领域的预测主要以前文氢能车船舶飞机数量为基础按照目前单位交通设备耗氢量加总预测工业领域耗氢主要假设20252045年化工领域对氢能需求保持不变2045年氢能对传统工业用化石能源替代率达到20预计20252045年氢气需求分别为0271亿吨假设绿氢占比分别在350对应的电解槽需求量分别为11900GW假设两个阶段电解槽单价分别为25001500元kw碱性电解槽和PEM电解槽价格加权对应电解槽的累积市场规模分别为28113505亿元预计电解槽市场规模在2025年可接近300亿元20402045年累积可破万亿元因此电解槽赛道也成为2022年以来一级股权投资的新热点领域图10氢气未来需求及绿氢占比预测万吨图11电解槽累积市场规模预测交通领域工业绿氢占比电解槽市场规模亿元单价千元kw-右轴1600080300003140007070250002512000606020000210000505080004040150001560003010000140002020500005200010030002025E2030E2035E2040E2045E2050E2025E2030E2035E2040E2045E2050E资料来源中国氢能联盟IEA中信证券研究部预测资料来源中国氢能联盟中信证券研究部预测而氢到电这一环节则需要提升能源转化效率降低成本氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式燃料电池发电氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量但各种转化方式对应的效率不同也造成了储能经济性的差别我们认为未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下通过固体氧化物燃料电池SOFC发电或是储能转化的理想途径SOFC与其他技术相比具有四大优势原材料成本低SOFC电池材料无需使用铂铱等贵金属催化剂对氢气的纯度要求也不高综合原材料成本相较于质子交换膜电池低发电效率高SOFC的能量转换效率高目前国内研发的电池产品效率可达到60以上高于质子交换膜余热可利用SOFC发电产生大量余热可用于热电联供整体效率可达到80以上安全可靠SOFC使用全固态组件不存在漏液腐蚀等问题因此电池的工作表现更加稳定可靠请务必阅读正文之后的免责条款和声明9氢能行业年热点聚焦之一2023202319目前SOFC还处于商业化初期国外领先厂商主要包括美国的BloomEnergy公司日本三菱日立电力系统公司日本京瓷德国博世等国内厂商中最早开始研发生产SOFC的是潮州三环集团股份有限公司其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验交流发电效率达到641热电联供效率达到912主要技术指标已达到国际先进水平如果按照上述SOFC的发电效率以电氢电的转化过程计算整个流程的效率约为45假设新能源发电成本为035元kwh经过电解水制氢度电的成本变为078元kwh考虑电解水制氢70的转化效率及SOFC64的发电效率电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担007元Kwh度电分摊的压缩储存成本约为0006元Kwh氢气储存成本对应为度电005元Kwh此外假设发电用燃料电池功率为250kw利用小时数为2000小时最低成本预期对应的利用小时数在3000小时由此测算目前技术下氢气储能的成本在148元kwh左右如果度电成本降至02元kwh氢能储能的成本可以降至088元Kwh如果使用弃风弃光的电量并考虑SOFC发电过程中的余热回收氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化表4氢能储能全成本测算元kwh目前成本体系目前技术下最低成本预期电价03500200制氢相关折旧00580025制氢运维00130013制氢水耗00010001压缩成本00060006燃料电池系统折旧00130008运维成本03000200发电成本综合14830879资料来源中信证券研究部测算按照国家能源局发布的数据2021年国内风电光伏装机的规模分别为328307亿千瓦合计635亿千瓦如果假设至2045年即蓝皮书规划的新型电力系统巩固完善阶段的元年风光装机的年均复合增速维持82045年累计新增装机有望达到34亿千瓦如果考虑10的储能配比其中氢能储能占比20考虑大型电站长时储能的需求氢储能占比应具有相当的优势我们预计需要配比的氢能储能规模约在068亿千瓦对应的燃料电池需求量约为112GW总体而言我们认为蓝皮书为氢能在储能方面的远期应用前景进行了背书有利于绿氢的快速发展以及燃料电池在电力系统领域的普及为氢能市场的预期打开新的空间风险因素1燃料电池材料核心设备等关键技术国产化进展缓慢或影响国内氢能产业链降本速度如果经济性不具备优势将会影响氢能推广和应用的规模减缓行业产业化进度也会削弱氢能与其他新能源路线竞争的优势可能会导致氢能发展进入负向循环请务必阅读正文之后的免责条款和声明10氢能行业年热点聚焦之一20232023192产业支持政策落地低于预期如果氢能产业链相关地方补贴金额落地不及时或者后续补贴政策退坡进度过快可能会影响氢能汽车的销量增速此外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有可能影响相关应用的推广可能会压制产业链发展速度3氢能车产销量不及预期作为发展最早的氢能行业子板块氢能车辆的增长速度直接决定了投资者对目前氢能产业发展速度的预期如果氢能车产销量增速连续低于预期也会导致市场对氢能产业发展缺乏信心压制氢能行业估值水平投资策略蓝皮书在车辆领域提出清洁排放车辆对燃油车全面替代的目标超出市场预期对氢能在储能领域的细化目标也确立了氢能在电力系统中的地位虽然目标较为远期但有助于明确产业发展路径推高氢能市场规模预期提振产业发展信心沿着产业链受益逻辑我们建议可以关注一是燃料电池车产业链相关的龙头公司建议关注美锦能源整车全产业链布局亿华通电池系统龙头东岳集团国内质子交换膜龙头二是绿氢制取和应用相关的昇辉科技投资电解槽公司宝丰能源化工领域绿氢利用等三是储氢与氢储能相关的产业链公司中泰股份冰轮环境具备液氢领域的技术储备以及京城股份中集安瑞科氢储运设备及车载储氢瓶制造等此外随着申报IPO的氢能公司增加2023年有望新上市的氢能龙头公司也值得关注相关研究氢能行业2023年展望关键之年期待突破2022-12-30氢能行业重大事项点评中阿合作深化电解槽企业有望率先出海2022-12-09氢能行业广州市产业政策点评目标稳健解决痛点落地可期2022-12-07氢能行业2022年8月报高增长延续新场景落地2022-08-16氢能行业拟IPO公司介绍系列一图张看懂国富氢能2022-07-11氢能行业拟IPO公司介绍系列一张图看懂治臻股份2022-07-08请务必阅读正文之后的免责条款和声明11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本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作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CLSAgroupofcompanies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投资建议的评级标准评级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买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20以上另有说明的除外评级标准为报告发布日后6到12个增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于520之间月内的相对市场表现也即以报告发布日后的6到12个股票评级月内的公司股价或行业指数相对同期相关证券市场代持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-105之间表性指数的涨跌幅作为基准其中A股市场以沪深300卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10以上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准香港市场强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10以上以摩根士丹利中国指数为基准美国市场以纳斯达克综合行业评级中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-1010之间指数或标普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弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10以上12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httpsresearchciticsinfocomdisclosure法律主体声明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CLSALimited于中国香港注册成立的有限公司分发在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCoLtd分发在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd商业编号53139992331金融服务牌照编号350159分发在美国由CLSACLSAAmericasLLC除外分发在新加坡由CLSASingaporePteLtd公司注册编号198703750W分发在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发在英国由CLSAUK分发在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发地址8FDalamalHouseNarimanPointMumbai400021电话91-22-66505050传真91-22-22840271公司识别号U67120MH1994PLC083118在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发在日本由CLSASecuritiesJapanCoLtd分发在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd分发在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发在菲律宾由CLSAPhilippinesInc菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员分发在泰国由CLSASecuritiesThailandLimited分发针对不同司法管辖区的声明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本研究报告由CLSALimited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CLSALimited的罗鼎电话85226007233美国本研究报告由中信证券制作本研究报告在美国由CLSACLSAAmericasLLC除外仅向符合美国1934年证券交易法下15a-6规则界定且CLSAAmericasLLC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CLSAAmericasLLC在美国证券交易委员会注册的经纪交易商以及CLSA的附属公司新加坡本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd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CLSASingaporePteLtd地址80RafflesPlace18-01UOBPlaza1Singapore048624电话6564167888因您作为机构投资者认可投资者或专业投资者的身份就CLSASingaporePteLtd可能向您提供的任何财务顾问服务CLSASingaporePteLtd豁免遵守财务顾问法第110章财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MCIP085112021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CLSAUK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经验请勿依赖本研究报告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CLSAEuropeBV分发澳大利亚CLSAAustraliaPtyLtdCAPL商业编号53139992331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ASXAllOrdinaries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CLSAIndiaPrivateLimited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INM000010619CLSA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CLSAIndia关联方的更多详情请联系Compliance-Indiaclsacom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2023版权所有保留一切权利13