低估值高弹性市场煤标的，具备三方面亮点，首次覆盖，给予“买入”评级公司具备三方面亮点，一是公司煤炭业务为市场化定价，同时拥有一定比例的化工煤， 业绩弹性大；二是公司煤炭-化工-运输产业链一体化降低成本；三是红墩子煤矿一期和二期将在 2022年下半年和 2023年陆续投产，两年产能总计增加480万吨，煤矿产能增量可观。 我们预测公司 2022-2024年归属于母公司的净利润分别为 26.01/29.90/ 32.89亿元，同比增长 29%/15%/10%，折合 EPS 分别是 2.17/2.49/ 2.74元/股，当前股价对应 PE 分别为 4.2/3.7/3.3倍，首次覆盖，给予公司“买入”评级。 煤炭业务：煤炭储量丰富，产能扩张迅速公司目前可采储量约为 12亿吨， 2座在产大型高效矿井位于内蒙古鄂尔多斯，分别为年产 750万吨的高家梁煤矿和年产 600万吨的红庆梁煤矿，红墩子一期（240万吨/年） 和二期（240万吨/年） 有望于 2022年和 2023年陆续投产， 总产能将达到 1830万吨。 煤炭业务：市场煤定价灵活，煤价上行周期具有超额收益公司商品煤以市场价格销售为主，业绩弹性较大，销售结构中大约 70%电煤，其余 30%为化工煤。公司业绩弹性较大体现在两点： （1）电煤现货价格上限执行 1.5倍年度长协，因此相比于长协占比较高的公司具有更大的盈利空间。 （2） 化工煤没有类似电煤的现货价格上限，弹性更大，煤价上行周期的超额收益更加明显。 煤化工和铁路运输：协同构建“煤-化-运”产业链公司甲醇产能为 40万吨/年， 2021年公司所产的 44.8万吨甲醇全部销售，产销两旺。但是由于成本端上升迅速，总体来看，毛利依然为不佳。 公司铁路运输业务稳健运行，利润保持稳定。 风险提示： （1）煤价超预期下跌风险； （2）安全生产风险； （3）新建产能不及预期风险。

事件：2022年1月24日，公司发布业绩预告称，2021年预计归属于上市公司股东的净利润约19.1亿元~20.6亿元，比上年同期0.48亿元增加18.62亿元~20.12亿元，同比增长3887.6%~4200.81%。 四季度业绩环比增长-5.03%~17.84%。2021年公司预计实现归属于上市公司股东的净利润约19.1亿元~20.6亿元，同比增长3887.6%~4200.81%，其中预计2021年四季度单季度实现归属于上市公司股东的净利润为6.23~7.73亿元，环比增长-5.03%~17.84%，同比实现扭亏为盈。 公司成长属性较为明显，产能增量稀缺性较强。据公告，2020年公司京西矿区全面退出，公司核心产能转移至内蒙以及宁夏地区，主力矿井为红庆梁矿以及高家梁矿，合计产能1350万吨/年，其中，公司2021年12月24日公告，红庆梁煤矿已经取得安全生产许可证，有利于红庆梁煤矿的产能释放。在建产能方面，另有红墩子煤业在建产能480万吨/年，其中红一、红二煤矿产能各240万吨/年，据公告，红一和红二煤矿预期将分别于2022年和2023年投产；同时公司仍在煤炭资源富集区积极寻找煤矿项目，未来五年公司产能预计将有较大增长空间。公司成长属性较为明显，目前煤炭行业新建产能不足，公司产能增量稀缺性较强。 现货销售，业绩弹性强。据公司在互动平台上表示，公司煤炭销售以市场价格销售为主，因此在煤价上行周期中更有望充分的享受煤价上涨红利。由于公司长协占比低，公司业绩弹性强。我们预计2022年煤炭行业仍将保持高景气，公司业绩弹性有望持续释放。 投资建议：预计2021-2023年公司归母净利为19.42亿元、24.32亿元、29.06亿元，折合EPS分别为1.62/2.03/2.42元/股，对应2022年1月24日收盘价的PE分别为5倍、4倍、4倍，行业中估值较低。首次覆盖，给予“推荐”评级。 风险提示：相关诉讼或给公司带来潜在损失，在建矿井建设不及预期，宏观经济增速下滑导致煤炭价格大幅下跌。

事件：2021年10月14日，公司发布1-9月运营数据公告。 点评 煤价大幅上涨有望促使业绩释放：前三季度公司实现煤炭产量1042.2万吨，同比增加16.97%，实现销量1078.67万吨，同比增加11.2%，吨煤售价483.5元/吨，同比上涨68.6%，吨煤毛利331.5元/吨，同比增长101.4%。三季度单季度公司生产煤炭356.38万吨，同比增长6.7%，环比增长0.6%，销售煤炭368.88万吨，同比增长4.88%，环比增长1.4%，吨煤售价635.58元/吨，同比增长132%，环比增长42.7%，吨煤毛利470.7元/吨，同比增长194.4%，环比增长46.7%。 三季度甲醇发生亏损：前三季度公司生产甲醇32.64万吨，同比增长1.98%，销售甲醇32.64万吨，同比增长4.54%，甲醇业务毛利为-6138。48万元，处于亏损状态。三季度公司生产甲醇9.51万吨，同比增长1.34%，销售甲醇10.03万吨，同比增长4.11%，测算甲醇售价为1881.44元/吨，毛利为-539.73元/吨，处于亏损状态。 无烟煤产能全部退出，动力煤业绩弹性释放：据公告，2020年，京西矿区（无烟煤）全部完成关停退出，公司核心产能转移至内蒙地区，主力矿井为红庆梁矿以及高家梁矿，合计产能1350万吨/年，另有红墩子矿在建产能480万吨/年。2020年12月25日，西部能源与内蒙古自治区自然资源厅签订了《采矿权出让合同》并缴纳了首期矿业权出让收益，2021年1月6日取得了《采矿许可证》。西部能源（红庆梁煤矿）已逐步恢复正常生产经营秩序。目前动力煤中枢处于上升通道，公司动力煤长协占比低，价格弹性大，在煤价上行周期中有望释放业绩弹性。 投资建议：我们预计公司2021年-2023年的净利润分别为，30.95亿元、33.48亿元，36.62亿元，给予买入-A的投资评级，6个月目标价为15.48元。 风险提示：宏观经济下滑，影响煤炭价格；相关诉讼或给公司带来潜在损失

宋体 公司披露 2021年三季度经营数据，主要数据如下： 2021年前三季度， 公司实现煤炭产量 1042.2万吨，同比增长 16.97%；煤炭销量 1078.67万吨， 同比增长 11.2%；实现销售收入 52.15亿元，同比增长 87.46%；煤炭成本 16.39亿元，同比增长 38.3%；煤炭销售毛利 35.76亿元，同比增长 123.96%。甲醇业务方面，实现甲醇产量 32.24万吨，同比增长 1.98%；销量 32.64万吨，同比增长 4.54%；实现销售收入 6亿元，同比增长 50.47%；甲醇成本 6.61亿元，同比增长37.03%；前三季度毛利同比减亏约 2200万元。 2021年第三季度， 公司实现煤炭产量 356.38万吨，同比增长 6.7%；煤炭销量 368.88万吨，同比增长 4.8%；实现销售收入 23.45亿元，同比增长 143.11%；煤炭成本 6.08亿元，同比增长 51.42%；煤炭销售毛利 17.36亿元，同比增长 208.57%。甲醇业务方面，实现甲醇产量 9.51万吨，同比增长 1.34%；销量 10.03万吨，同比增长 4.11%；实现销售收入 1.97亿元，同比增长 73.22%；甲醇成本 2.51亿元，同比增长 58.44； 三季度甲醇成本增速进一步上行， 毛利增亏 21%。 第三季度业绩增长主要来源于煤炭价格进一步上涨。 根据公司公告， 前三季度平均售价 483元/吨（同比+68%），单第三季度平均售价 636元/吨，环比二季度上涨 190元/吨（或+42.66%），上半年均价为 404元/吨，三季度较上半年价格上涨 231元/吨（或+57%）。成本方面，前三季度平均销售成本为 152元/吨（+24%），单第三季度平均成本为 165元/吨，环比二季度增涨 40元/吨（或为+32%）， 上半年单位成本为 145元/吨，三季度较上半年上涨 20元/吨（或+14%）。 此前我们预期公司三季度业绩会更佳，若从毛利角度来看，三季度毛利达到 17.4亿元（上半年为 18.4亿元），单季度接近上半年整体毛利。三季度平均吨煤毛利达到 471元/吨，环比上涨 46.71%， 同比上涨 194%，毛利率环比上涨 2个百分点至 74%。 煤价涨幅进一步走阔，公司盈利有望保持高水平。 东胜 Q5200原煤坑口价格涨幅进一步走阔， 三季度均价为 867元/吨，环比二季度上涨 220元/吨（或+34%）， 截止 2021年 10月 8日，价格进一步上涨至 1331元/吨， 煤价强势运行。 短期来看， 采暖用煤将对价格形成支撑， 港口价格持续上涨，秦皇岛动力煤市场价（Q5500）达到 2242.5元/吨（10月 14日），不断刷新历史新高；近期煤炭行业政策密集，增产保供不断加码，目前来看行业低库存叠加旺季即将来临， 煤价有较强支撑。 中长期来看，煤炭行业进入供应短缺时代，需求依然能保持小幅正增长，供需错配可能是“十四五”期间经常发生的事情，煤价有望维持在高位， 公司盈利有望保持高水平。 盈利预测与估值： 根据公司前三季度产销，我们预测公司 2021年全年产量为 1400万吨，产销率约为 105%；三季度均价为 636，四季度均价将会更高，预计全年均价达到604元/吨；考虑到吨煤平均成本前三季度有所上涨，预计全年上涨至 160元/吨。 我们预测公司 2021-2023年归属于母公司的净利润分别为 25.0/30.3/36.0亿元（前次为 18.2/19.9/23.9亿元），同比增长 5113%、 21%、 19%，折合 EPS 分别是 2.08/2.52/3.00元/股，当前股价（10.66元/股）对应 PE 分别为 5.1/4.2/3.6倍，过去若干年公司成功实现了主产地的战略转移，实现了凤凰涅槃般的重生，目前具备两大核心看点，一是煤炭销售采取市场化定价机制业绩弹性大，二是新建产能增长幅度 36%在行业内稀缺，同时公司第四季度业绩有望环比继续上行， 维持公司“买入”评级。 风险提示： 煤炭价格下行风险，根据测算，如果其他不变，若 2021年煤价下滑 50元 /吨，则 2021/22/23归母净利润分别下降 3.39/3.82/4.48亿元；安全生产风险。

公司披露 2019半年度报告: 实现营业收入 27.23亿元(-10.03%),归属于上市公司股东净利润 4.46亿元(-30.04%), 公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 4.29亿元(-32.04%),每股收益为 0.37元/股(-30.19%),加权平均ROE 为 5.45%(-2.83pct) 。 煤炭业绩同比微升,主因红庆梁矿投产导致产销量同比大幅增加。 报告期内, 公司煤炭业务营收为 24.2亿元,同比下降 0.53%;煤炭业务成本为9.64亿元,同比下降 3.4%;煤炭业务毛利为 14.56亿元,同比上升 1.47%。 业绩上升主因红庆梁煤矿于 2018年 6月转固、 7月进入正常运营期使得19年上半年公司商品煤产(638万吨)、销(703万吨)量同比上升 31%和 6.05%。 盈利能力方面,上半年公司吨煤售价为 344元/吨,同比下降9.62%; 吨煤开采成本(137元/吨)继 18年大幅下降后继续下降 12.23%,价格的下滑导致吨煤毛利(207元/吨)同比下降 7.8%。 甲醇业绩同比大幅下滑,主因产品价格大幅下跌。 报告期内, 公司甲醇业务营收为 4.08亿元,同比下降 16.93%; 甲醇业务成本为 3.69亿元,同比上升 5.69%;甲醇业务毛利为 0.39亿元,同比大幅下降 72.36%。业绩大幅下滑的主因是产品单位售价(1719元/吨)同比大幅下降 21.48%大于单位成本(1553元/吨) 0.09%降幅导致单位毛利(166元/吨)同比大幅下降 73.87%。 内蒙布局持续推进。 目前,公司在鄂尔多斯已建成并投入运营了高家梁煤矿和红庆梁煤矿、东铜铁路专用线、国泰化工煤制甲醇项目,内蒙矿区“煤—化—运”一体的产业布局和产业链初步形成。 在京西各矿逐步退出的背景下,公司内蒙布局正在持续推进。 盈利预测与估值: 我们预计公司 2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为 6.54/8.18/8.68亿元,折合 EPS 分别是 0.54/0.68/0.72元/股,当前 5.55元股价,对应 PE 分别为 10.1/8.0/7.6倍,维持公司“ 增持”评级。 风险提示: 宏观经济低迷;行政性去产能的不确定性、环保限产政策的不确定性。

煤炭产能逐步转移至蒙西,盈利逐步释放:煤炭行业供给侧改革以来,2016年-2018年公司京西矿区合计去产能 300万吨,剩余 220万吨产能预计 2020年前退出。但是蒙西矿区红庆梁煤矿(600万吨/年)已经于 2018年 7月正式投产,高家梁煤矿也已经核增产能至 750万吨/年,预计 2019年年内新的生产许可证也将完成办理,两矿合计新增权益产能960万吨/年,吨煤净利 100元/吨左右。 煤化工业务经营稳定,产业链优势凸显:公司 40万吨煤制甲醇项目配套的煤矿是红庆梁煤矿,已经于 2018年 7月转固,随着该煤矿投产,公司原料煤运输距离短,能较好地控制生产成本,同时又能保持相对较高的品质,产业链优势将凸显,市场竞争力及抗风险能力将进一步提高。从 2016年煤化工项目投产以来,公司一直保持较高的毛利率,维持在20%以上。2018年配套煤矿投产后,公司毛利率进一步提升至 23.5%,仅次于兖州煤业的 35.51%及中煤能源的 24.4%,具有行业竞争力,年贡献毛利润维持在 2亿元左右。 高现金、低负债财务特点凸显。截至 2018年年报,公司持有货币资金 26.93亿元,与此同时,公司当前资产负债率仅为 38.82%,行业内仅高于龙头公司中国神华的 31%,而远低于同类动力煤上市公司平均 55%的水平。随着京西矿区煤炭产能的不断退出,公司资产规模不断缩减,公司亟需扩张资产拓展业务以充实企业资产规模。 预计公司将受益于北京国企改革。2018年 11月 29日,北京市通过《进一步深化国资国企改革推动高质量发展三年行动计划(2018年-2020年)》,称将在更深层次、更大范围推动北京市国资国企改革发展。京能集团作为北京国资委唯一能源类综合集团,随着2015-2018年京能集团内部资产的整合梳理,预计进入 2019年京能集团将迎来深化国企改革元年。同时预计昊华能源作为京能集团所属四家上市公司平台之一,也将迎来国企改革重要契机。 投资建议:在动力煤价格保持相对稳定的前提下,预计 2019年-2021年公司 EPS 分别为0.81元、0.89元和 0.92元;对应 PE 分别为 7.8倍、7.1倍和 6.88倍,从估值角度分析,公司和其他可比动力煤公司进行估值比较分析,公司估值处于被低估状态。以 A 股主要六家动力煤公司作为对标标的,2019年-2021年平均估值 PE 为 9.37倍、8.66倍和 8.16倍,公司 PE 折价幅度 18%~21%;静态 PB 估值角度,动力煤公司平均 PB 为 1.25倍,而公司 PB 仅为 0.9倍,折价幅度 37%,叠加公司国企改革预期,具有配置价值。首次覆盖,给予公司“买入”评级。 风险提示:宏观经济下行,导致需求下滑,公司产品价格下跌。

公司披露2018年年度报告:实现营业收入58.1亿元(+4.11%),归属于上市公司股东净利润7.21亿元(+15.27%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为7.87亿元(+22.76%),每股收益为0.60元/股(+15.38%),加权平均ROE为9.29%(+0.43pct)。 煤炭业绩同比上升,主因量增和成本大幅下降。报告期内,公司煤炭业务营收为47.23亿元,同比上升4.45%;煤炭业务成本为18.9亿元,同比下降16.47%;煤炭业务毛利为28.33亿元,同比上升25.42%。业绩上升主因有二。其一是由于红庆梁煤矿于2018年6月转固、7月进入正常运营期使得商品煤产(1047万吨)、销(1292万吨)量同比上升28%和24.52%。其二是由于公司京西煤矿陆续退出,公司开采煤种由无烟煤转为动力煤,吨煤开采成本(146元/吨)显著下降31.28%,致使吨煤毛利(219.29元/吨)同比上升3.19%。 甲醇业绩同比上升,主因产品价格上涨。报告期内,公司甲醇业务营收为9.01亿元,同比上升1.23%;煤炭业务成本为6.89亿元,同比下降0.84%;煤炭业务毛利为2.11亿元,同比上升8.64%。业绩上升主因产品单位售价(2172元/吨)同比上升13.12%,高于相比单位成本(1663元/吨)10.8%涨幅导致单位毛利(510元/吨)同比上升21.4%。 公司披露2019年一季度报告:实现营业收入13.89亿元(-4.58%),归属于上市公司股东净利润2.19亿元(-18.67%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为2.07亿元(-18.53%),每股收益为0.18元/股(-18.18%),加权平均ROE为2.67%(-0.87pct)。受红庆梁矿投产影响,煤炭产销量同比分别上升50.96%和18.47%,煤炭业务毛利同比上升13.94%。造成一季度业绩下滑的主要原因是期间三费上涨较为明显。其中,财务费用上升主因红庆梁煤矿进入运营期后借款利息停止资本化;管理费用上升主因大安山矿停产后发生的支出均在管理费用列支;销售费用上升主因子公司昊华精煤报告期“一票制”结算客户增加致运输费用同比增加。 高家梁矿产能核增获批,内蒙布局持续推进。2018年末公司收到《内蒙古自治区煤炭工业局关于核定鄂尔多斯市昊华精煤有限责任公司铜匠川矿区高家梁一号矿煤矿生产能力的复函》,同意高家梁煤矿生产能力由600万吨核增至750万吨,目前高家梁煤矿正在申办新的安全生产许可证。此外,红庆梁矿转固投产后预计产量将稳步释放。在京西各矿逐步退出的背景下,公司内蒙布局正在持续推进。 盈利预测与估值:我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为9.24/9.64/9.59亿元,折合EPS分别是0.77/0.8/0.8元/股,当前7.5元股价,对应PE分别为9.8/9.3/9.4倍,维持公司“增持”评级。 风险提示:宏观经济低迷;行政性去产能的不确定性、环保限产政策的不确定性。

新能源汽车：一季度是车市的淡季，我们认为整体新能源车销量有望保持韧性，消费者对电动车的认可度在提升，需求有望超预期。2月14日，宁德时代和福特汽车同时宣布，双方将在美国密歇根州新建动力电池工厂合作生产磷酸铁锂电池，新工厂投资高达35亿美元。龙头电池企业逐步进军海外，有望打开市场空间天花板。随着新能源车销量逐步走高，充电桩行业需求也在高速增长，尤其是海外充电桩建设或将进入发力期，看好国内充电桩龙头企业出海。近期，拜登政府要求联邦政府资助的电动汽车充电器必须在美国生产，从2024年7月开始，55%的充电器成本需要来自美国零部件。我们认为美国政策对目前的充电桩企业影响有限，仅考虑欧洲地区的出口也有较大的市场空间，且美国地区政策可以通过未来本土建厂等方式规避。重点关注充电桩业务相关企业通合科技、沃尔核材、盛弘股份、绿能慧充等。 在新技术方面，我们当前看好钠离子电池、磷酸锰铁锂、PET铜箔等的0-1过程。当前新能源车处于低估区间，2023年实际的行业需求情况有望好于预期，当前位置建议积极配置。推荐宁德时代、亿纬锂能、天赐材料、星源材质、科达利、中伟股份、恩捷股份、信德新材、容百科技、德方纳米、天奈科技、超频三、比亚迪、中科电气、杉杉股份、当升科技、长远锂科、壹石通、孚能科技等。 电力设备及储能：电力设备方面，随着新能源占比的不断提升，新型电力系统建设加速，我国两网规划“十四五”期间投资总额为2.9万亿，年均投资约5800亿，“十三五”电网投资年均约5140亿，中枢抬升显著。而2022年由于疫情影响开工进度，投资总额为5012亿，我们认为2022年受疫情影响投资基数相对较低，而2022年的低基数叠加长期规划的中枢抬升，我们预计23年的电网投资增速较高，因此电力设备企业有望迎来行业Beta的机会。 推荐成长性较高的一次设备龙头企业：思源电气；建议关注二次设备头部企业：金冠股份、四方股份、国电南瑞、许继电气。 储能方面，新能源占比不断提升，储能具有刚性需求。国内来看，我国具有提升储能实际效益政策频频出台，刺激23年储能需求高增，而且2022年已完成招标的储能项目达到29GWh（其中独立储能21GWh），未来成长确定性较高。23年随着电池成本下降，储能经济性提升，储能装机有望超预期增长，我们预计国内储能新增装机21-25年复合增速有望达到119%。海外来看，美国政策积极推动，大储建设加速，欧洲大储商业模式较为成熟多元，能源通胀叠加地缘政治刺激户储需求快速增长，我们预计全球储能21-25年复合增速高达90%，其中户储长期5年复合增速达91%。推荐全球户储龙头特斯拉产业链供应商：旭升集团，建议关注受益储能需求高增的产业链标的：储能电池产业：宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、比亚迪、天能股份、国轩高科；储能变流器企业：阳光电源、科士达、盛弘股份、科华数据、上能电气、固德威、锦浪科技；集成商企业：派能科技、四方股份、金盘科技、南网科技、南都电源。 光伏：上游维持博弈，行业需求向好。根据InfoLinkConsulting公布的最新产业链价格数据，多晶硅致密料均价230元/kg，与上周持平，最高价小幅回落至240元/kg；硅片182mm/150μm及210/150μm均价6.22元/片和8.20元/片，与上周持平；单晶电池片182mm/210mm均价均为1.10元/w，环比降2.7%；单双面大尺寸组件价格分别为1.77元/W和1.79元/W，与上周持平。根据InfoLinkConsulting，当前上游博弈白热化，组件厂商定价观望情绪浓厚。我们判断，短期博弈或将告一段落，上游价格有望逐步回落，国内项目建设加速开启。2023Q1全球光伏市场或将呈现淡季不淡。2023年全年，随着产业链成本下降、新技术突破、集中式起量，国内、欧洲、拉美需求有望延续高增，美国、印度需求有望回暖，中东、非洲需求启动，全球光伏需求增速有望在40%左右。目前一体化组件、逆变器、核心辅材、设备等环节估值已经具备较强的吸引力，看好23年光伏国内外需求高增，推荐昱能科技、通威股份、天合光能、美畅股份；建议关注捷佳伟创、金博股份、晶澳科技、隆基绿能、禾迈股份、德业股份、福斯特、海优新材、晶科能源、钧达股份、爱旭股份、欧晶科技等。 风电：海风机组招标景气度依旧，23年相关标的弹性较大。我们从招标、前期工作等方面进行跟踪：1）据风芒能源公众号统计，2022年共有15.7GW海上风电项目完成中标。2）2023年1月海风机组招标景气度依旧，1月山东海卫半岛南U场址450MW海风项目、国华投资半岛南U2场址、海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目、大连市庄河海上风电场址V项目启动招标，招标量达到1.8GW。此外，1月11日中电建2023年度16GW风力发电机组集中采购项目开标，其中包件三为海上机型1GW招标，共有10家整机商竞标，平均报价为2900元/kW，最低报价2353元/kW，此次海风机组降价有望促进海风项目加速平价，刺激海风装机节奏加快。当前低基数情况下，继续看好23年海风相关标的业绩增速。推荐东方电缆，关注恒润股份、新强联、海力风电、宝胜股份、汉缆股份。 行业动态：新能源汽车、发电和储能：1）《上海市公共停车场（库）充电设施建设管理办法》规定：自4月1日起，新（改、扩）建公共停车场（库）应当按照“一类地区具备充电功能的停车位不少于总停车位15%、二类地区具备充电功能的停车位不少于总停车位12%、三类地区具备充电功能的停车位不少于总停车位10%”的标准配建充电设施；既有公共停车场（库）具备充电功能停车位的配建比例应当达到总停车位的5%（含）以上，其中快充停车位应当达到总停车位的1.5%（含）以上。具备充电功能停车位配建的充电设施功率应当不低于7kW，快充停车位配建的充电设施功率应当不低于60kW风险因素：下游需求不及预期风险、技术路线变化风险、原材料价格波动风险、市场竞争加剧风险、国际贸易风险等。

话题：绿色债券2022年回顾及2023年展望 2022年绿色债券发行规模攀升，发行数量增长；发行利率降低，信用评级提高；存量与交易占比仍偏低。截至2022年底，绿债累计超额收益已收窄至0.22%。2023年，“双碳”目标下的绿色领域有望受到政策支持，存在政策红利的加成效应。 绿色经济与金融 资本市场碳中和板块：涨势明显，跑赢沪深300指数 绿色经济与金融：绿债发行渐缓，发行利率持续反弹 碳市场：交易趋冷，价格趋于稳定 展望后市：我们认为，虽然短期之内，新能源发展面临欧美能源独立及贸易保护诉求、国内绿色金融政策仍待完善等扰动，但全球能源转型确定性及产业链深化形势下，我国新能源产业基于自身优势的长期发展确定性不会受到影响。 光伏 1月，光伏板块表现亮眼，申万光伏设备指数同比上涨12.21%，跑赢沪深300指数4.85个百分点；其中，申万电池组件指数同比上涨13.36%，跑赢沪深300指数5.99个百分点；申万光伏辅材指数同比上涨12.38%，跑赢沪深300指数5.02个百分点。 展望后市：随着节后各企业逐步启动2023年年度集采与招标，电站项目开建有望提速，终端需求逐步回暖。 风电 1月，风电板块指数上涨约11.79%，跑赢沪深300。 展望后市： 2022年业绩不佳对风电板块的影响有限，海上风电依然是风电板块投资主线，国内海上风电制造产业出海前景乐观，海上风电向深远海发展的趋势明朗，出口、高压直流送出海缆、漂浮式可能是具备较好投资价值的海上风电细分产业趋势。 储能 1月，储能指数上涨9.29%，跑赢沪深300指数1.92个百分点。 展望后市：独立储能引领成长，2023年国内储能新增装机有望翻倍。考虑2022年招标规模放量、风光大基地建设对大储需求的拉动、独立储能收益模式的完善，我们认为大储装机有望持续增长； 同时，分时电价和电力市场交易有望刺激工商业储能需求增长。 新材料 1月，新材料行情回暖，相关指数触底反弹，金属新材料和其他金属新材料指数均跑赢沪深300指数。 展望后市：随着节后复工复产逐步推进，国内经济加速修复，制造业PMI指数已显回调走势，终端需求回暖在即，基本面向好预期下，材料端量价将重回上行通道。建议关注拥有锂、稀土、高性能碳纤维等战略性稀缺资源的相关标的。 投资建议 光伏：行业景气度持续提升，2022及2023年全球光伏新增装机均有望较快增长；看好可能具有α的新型电池、组件、逆变器、金刚线等环节，推荐隆基股份、美畅股份、通威股份等，建议关注禾迈股份、晶澳科技等。 风电：建议关注海上风电以及陆上风电两条主线；海上风电有望迎来国内外需求共振，推荐大金重工、东方电缆、明阳智能等；陆上风电受益于分散式风电等应用场景的打开，风机及零部件供需格局有望改善，推荐日月股份、金风科技等。 储能：推动新型储能发展，有助于提升电力系统调节能力和灵活性，促进新能源高水平消纳，保障电力可靠稳定供应。储能电池建议关注宁德时代等；储能变流器方面，建议关注固德威等；储能系统解决方案领域，建议关注派能科技等。 锂电材料：建议关注受益碳中和，动力电池及储能带动下需求较快增长的能源金属龙头企业：赣锋锂业、华友钴业、天齐锂业、中矿资源、盛新锂能、永兴材料。 风电材料：风电项目招标高景气下建议关注玻纤、风电叶片等龙头企业：中材科技、光威复材、中复神鹰。

1月 30日， 锂电板块全线上扬， 我们认为主要原因是： 1. 春节期间 Tesla 销售订单较好，同时公司加码 4680电池。 当前公司美国本土4680电池周产能超 1000组， 后续将再扩产 100GWh。 2. 节后上海延续新能源车置换补贴， 给予每台车 10000元的置换补贴，后续各地政策依然值得期待。 乘联会预计国内新能源车 1月销量 36万辆，同比+1.8%，渗透率 26.5%。 3. 市场前期担心车企降价对于供应链的利润挤压，但是 LG 表示 23年利润率有望提升。 点评： 以价换量， Tesla 降价带来产业链出货量的提升。 短期来看， Tesla 降价促销对在手订单和销量的快速提升是有效的， 根据特斯拉中国官网显示， 特斯拉交付周期从此前的 1-4周调整为 2-5周。 同时降价对销量的刺激也带动了市场对电池产业链出货量维持高增速的预期。 此前市场预期整车降价对产业链会带来成本压力，然而根据 LG 的反馈， 2023年利润率有望上行。 我们认为随着碳酸锂产能的释放，钠电池， PHEV 等新技术的大量应用， 整体而言碳酸锂价格进入到了下行通道，而 Tesla 降价对产业链带来的压力有望通过碳酸锂的成本下降以及行业规模的扩大， 得到大部分转嫁。 国补退却，地补刺激，汽车消费政策有望进一步推出。 2023年开始， 新能源车国补正式取消， 汽车消费作为国民消费的核心抓手， 也得到了政策上的支持。 以上海为首的地方性补贴政策的推出代表了国家对汽车消费的刺激，同时也带动整个板块的上行。 我们认为后续两会前后各地有望推出进一步刺激消费政策。 板块估值较低， 跟随消费反弹。 2023年 1月乘联会预计目前国内新能源车整体渗透率已达到 26.5%，但是在全行业里横向对比新能源车销量增速，其依然处于较高水平。 相比于前期涨幅较大的消费板块， 锂电产业链板块整体估值偏低，我们认为短期将迎来补涨。中长期来看， 23年的整车+产业链出海进度将进一步打开国内新能源车产业链企业的市值空间，各公司也将享受到全球新能源车快速增加带来的红利。 投资建议： 站在目前时间点， 节后不断的预期向好带来了整个新能源车板块的机会， 对于其中的锂电板块：重点关注电池环节、 4680、隔膜等。 我们认为电解液及正负极等材料估值也会略有修复。 建议关注： 1. 头部企业，优质客户+产能，环节格局较好：宁德时代，亿纬锂能，科达利，恩捷股份（化工组） +星源材质（化工组），璞泰来，天赐材料（化工组）。 2. 出海占比高，利润有弹性：比亚迪（汽车组） ,孚能科技，欣旺达（电子组）。 3. 正负极中海外营收较高， 头部企业：当升科技，芳源股份，德方纳米。 风险提示： 锂政策鼓励不及预期； 消费疲软， 国内整车需求不及预期；海外需求不及预期； 产业链出海受到限制。

风电全面平价后降本增效显著，支撑行业转型需求导向。经历2020年陆风抢装潮与2021年海风抢装潮后，2022年中国风电补贴全面退坡，风电装机直接参与平价竞配。通过风机大型化与发电效率提升等路径降本，2021年以来陆上风电已实现平价，中国陆风LCOE达0.2-0.3元/kwh。在IRR维持6%假设下测算，海风LCOE逐渐降至0.45元/kwh左右，部分沿海省份在地方补贴支持下率先实现平价，推动装机需求释放。 2022招标放量+长期规划加码+深远海持续推进，海风长景气周期开启。 据不完全统计，2022年全年风电招标达到103GW（不含框架招标），其中，陆风招标85.4GW，同比增长66.16%，海风招标17.9GW，同比增长641.6%，计入国电投10.5GW框架项目后，全年招标超110GW，海风招标超28GW。 短期内，基于风机交付较招标滞后1年左右，20，23装机业绩兑现的预期确定。在中长期视角，中国“十四五”规划大力提倡海风，2022-2025年规划装机近70GW，以及俄乌战争背景下，欧洲与美国加码海风2030年规划。 GWEC调高全球海风装机预期，预计2030年新增装机50.9GW。从海风远景看，受近海风能资源与环保和航线等要求约束，深远海是大势所趋，目前处于示范化建设向商业化过度阶段。海风项目的离岸距离与水深逐步增加将带动海缆和桩基等环节需求上升。 大型化降本叠加原材料降价带动行业盈利改善，关注产业链中高附加值环节。这一轮海风需求放量的内在驱动是大型化风机主导的降本以及上游原材料价格下降，扩大了风电产业链的盈利空间。据此我们研判，具备高集中度和技术壁垒的整机与海缆环节，国产替代轴承环节，以及码头运输资源稀缺的塔筒环节有望通过集中度，壁垒或供需产能等优势获得较高附加值。 重点公司关注：：整机环节，关注具有大型风机研发优势，2022年中标量领先，产业链一体化协调较好同时成本控制表现出色的海风整机龙头企业，明阳智能，金风科技，中船科技（如集团风电资产成功注入））；海缆环节，关注具备高壁垒高毛利，竞争格局占优，受益海风高增长与离岸距离扩张的海缆企业，中天科技，东方电缆，亨通光电；组件环节，关注高附加值的轴承与滚子，降本趋势下配套大型化风机推进国产替代的企业，新强联，五洲新春；关注具备自有码头与运输优势，受益深海化趋势的塔筒与桩基供应商，海力风电，大金重工，泰胜风能等。 风险提示：原材料价格波动风险；风电规划与政策变动风险；装机不及预期风险；疫情风险

1.中国光伏出口现状：市场对光伏产业出口前景存在担忧。 我国光伏产品的长期出口规模与海外光伏新增装机量基本同频，受各国产业与贸易政策的影响较大。从产品类别看，中国光伏出口产品以组件为主，硅片与电池占比则较低。从国别看，近年来中国光伏出口国别集中度明显下降，荷兰、巴西、印度是主要出口对象，美国、欧洲是光伏产品的实际最终需求方。近期，印度、美国等国贸易政策有转向趋势，叠加2022年7-11月光伏出口规模与增速连续下降，市场对中国光伏产业未来的出口前景存在担忧。 2.光伏出口供需分析：多方面驱动供需向好，仍需警惕贸易政策变化。 需求端，三重因素推动光伏外需维持高景气：①度电成本下降提升光伏核心竞争力；②能源低碳转型推动光伏渗透率提升；③能源安全挑战将提升欧洲光伏长期需求。但是，目前多国致力于提高本国光伏产能，可能降低对中国光伏产品的依赖。 供给端，三大特征决定了中国光伏产品的出口优势：①中国光伏产品的技术优势全球领先；②光伏产业供应链高度集中于我国，产能产量优势明显；③中国光伏企业的垂直一体化带动降本。 政策端，贸易政策是影响中国光伏出口的最重要变量：需警惕印、美、韩及部分欧洲国家通过反倾销调查、基本关税、碳足迹标准等方式制裁中国光伏出口，以保护本土光伏企业的发展。 3.海外光伏需求空间测算：2022-2026光伏出海空间有望超280GW，年复合增速8.15%。 海外14个重点市场2022-2026年光伏累计新增装机将超过600GW，CAGR约14.78%；其中，我国光伏企业通过出口与海外产能布局，有望覆盖约280GW，CAGR约8.15%。从国别上看，巴西、澳大利亚、德国、西班牙、荷兰、日本市场光伏出口空间较大，欧洲、南美洲是未来出口重要增长点；受贸易政策及本国产业政策影响，美国、印度需求存在较大不确定性。4.光伏上市公司出口梳理：头部光伏企业加快出海步伐。 当前中国光伏企业在全球具有绝对竞争力，头部企业正在加快出海的步伐。其中，隆基绿能近年来开始加快出海步伐，在东南亚布局海外产能，欧洲营收增势也较为明显，海外营收占比稳步提升；而天合光能、晶澳科技海外业务受到一定挤压，海外营收占比有所下降，但其仍在积极规划持续提升海外产能。从未来海外14个重点市场的出海空间来看，在各国市占率不变的情况下，2022-2026年三家公司各自出海空间均在40-60GW左右，具体排序为：隆基＞天合＞晶澳。 5.风险提示1）国内经济复苏不及预期，可能影响光伏制造商的生产经营；海外经济步入深度衰退，或将改变各国短期光伏产业政策走向。2）海外光伏产能超预期提升，将降低我国光伏出口需求。3）国际贸易政策超预期变化，限制中国光伏出口。4）国内光伏产品需求超预期提升，挤占出口外销产能。5）地缘政治冲突恶化，影响能源结构调整及海外光伏产业发展。

钢铁：钢价环比+0.55%。央行等发布《建立首套住房贷款利率政策动态调整机制》提振市场信心。需求端，下游需求偏淡，考虑到地产利好政策频出，后续需求或有好转。供给端，钢厂进入季节性停休或降产，供给收缩。库存端延续垒库，钢厂冬储政策让利空间较小，商家冬储动力不足。长期看需关注成长性特钢。 铜：长江有色铜价环比+0.62%。美联储加息态度变化不大，会议纪要显示美联储仍以通胀控制为主。供给端，以消耗库存供货为主；需求端，邻近节假日市场成交偏冷清。基本面较弱，低库存支撑下后续铜价或维持震荡。 铝：长江有色铝价环比-2.46%。据Mysteel调研了解：1月5日，贵州电网发布《贵州电网有限责任公司关于对电解铝企业进一步实施负荷管理有关要求的通知》，对五户电解铝企业实施第三轮停槽减负荷50万千瓦，供给端有望收缩，当前处需求淡季，垒库压力下后续铝价或震荡偏弱。 锂：电碳/氢氧化锂价格环比-3.77%/-2.29%。需求端，下游三元和铁锂厂缩减生产，对未来需求预期悲观，但年初特斯拉已宣布降价，其他车企有望加入降价策略，提振23年新能源车需求。供给端，受下游压力，锂盐厂低价抛货；原料成本支撑下，后续锂价仍有望维持高位。 稀土：氧化镨钕/氧化镝/氧化铽价格环比+1.19%/-0.80%/-0.18%。需求端，临近春节，下游磁材厂家存备货需求，采购积极性较高；供给端，部分企业进入停产检修期，且废料回收价格走高支撑价格；比亚迪公布四电机车型，多电机趋势有望提振未来稀土需求，持续看好稀土产业链。 l投资建议钢铁建议关注甬金股份（603995）、永兴材料（002756）。工业金属建议关注南山铝业（600219）。新能源金属建议关注赣锋锂业（002460）、天齐锂业（002466）、融捷股份（002192）。稀土建议关注北方稀土（600111）、中国稀土（000831）。 l风险提示原材料价格波动风险、下游需求不及预期风险、新冠疫情蔓延超预期风险。

观察一：疫情后时代，汽车终端零售市场如何复苏？复盘海外轻型车市场复苏情况，感染过峰或防疫放宽均会带来销量反弹，反弹程度存在差异：1）汽车保有量低的地区>汽车保有量高地区；2）防疫严格地区>防疫宽松地区；3）经济刺激政策有望加速需求复苏。我国汽车保有量与欧美日韩相比仍有提升空间，2020~2022年间防疫政策也较为严格，配合有效的政策刺激，汽车零售市场有望高效复苏。 观察二：锂矿价格保持高位，电芯价格持续上调以转嫁材料端成本上涨压力。产业链中，电池环节盈利逐渐恢复正常水平，四大材料中隔膜盈利能力强且稳定。 观察三：电动车竞争格局持续演变。22Q1~Q3，比亚迪汽车销量与收入增速大幅领先；长城汽车单车收入与盈利能力提振明显，长期看，有望后来居上。 电动车：全球11月电动车销量同比+56%至113万辆，渗透率同比+6.8pct至17.7%其中：1）中国：电动车销量保持高增长，结构性向上趋势明显。2）美国：2023年IRA生效有望改变美国电动车市场增长滞缓局面。3）欧洲：电动车市场走出低迷，部分国家渗透率达高水平，销量增速分化。 电池产业链：全球11月动力电池装车量为57.2GW，同比+68%其中：中国11月动力电池装车量为34.3GW，同比+65%。四大材料中·，隔膜环节主要企业新产能继续爬坡，产量与排产均环比保持高增速。 估值与情绪：新能源汽车、锂电池、汽车、零部件指数均位于历史低位投资建议整车：持续关注竞争格局演变，长城汽车有望实现市场地位提升，享有高于行业的增速。 电池产业链：看好价格联动机制建立、迎来盈利拐点的电池环节；看好壁垒高、盈利稳定的隔膜环节；关注集成化电池箱、复合集流体、钠电等从0到1技术进步的投资机会。 汽车零部件：关注连接器、线控制动、空气悬架等智能化、国产化高β赛道投资机会风险提示：疫情影响超预期、产业政策不及预期、供应链配套不及预期、新技术导入不及预期、新车型上市不及预期、零部件市场竞争激烈化

我们以美国M2增长率和 增长率的差 来代表未进入实体的资金量多少，将其与LME 增速进行拟合。 我们发现资金流向对于 有前瞻性指引作用，即每当未进入实体的资金量回升， 增速往往会呈现快速上升。

本报告为2023年1月4日发布的英文报告的翻译版,以原版为准。)电解水制氢可以满足储能对于长周期、大规模、高能量的要求，是未来储能的一种重要解决方案。随着我国大力提升绿电占比以实现能源绿色低碳转型发展，电力系统对灵活性的要求使得大规模与长时储能的需求增加。储能技术分为热储能、电储能和氢储能，其中，抽水蓄能和电化学储能是最常用的两种方式，但两者目前仍存在诸多问题。电化学储能存在安全性较差、资源紧缺、实际有效的储能效率较低、配储时长短等问题。抽水蓄能存在水资源地理分配不均、投资回收期长等缺点。对比来看，氢储能最大的优势在于可以实现长时储能。在新能源消纳方面，氢储能在放电时间（小时至季度）和容量规模（百吉瓦级别）上的优势比其他储能明显。采用化学链储氢，转化效率可达到约70%，储能时长可以年计；采用固态储氢、有机液态储氢，储能时长可按月计。此外，氢储能具有突破地理限制、经济性强、储运方式灵活、液态氢能量密度大等特点。根据长时储能委员会lDES与麦肯锡于2021年11月合作发布报告《Net-zeropower:Longdurationenergystorageforarenewablegrid》，2040年，长时储能累计装机将达1.5-2.5TW，代表着85–140TWh的储能量，存储10%的发电量，累计带动投资1.5-3万亿美元。根据HydrogenCouncil，当可再生能源份额达到60%~70%以上时，对氢储能的需求会呈现出指数增长势态。我们认为，氢储能在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。 电解水制氢技术路线多元，发展迅速，有望得到大规模应用。利用化石能源（天然气、煤炭、石油等）产生的氢气称为灰氢。灰氢虽然生产成本低，但是碳排放高，目前制1kg的灰氢需要排放20kg的二氧化碳。蓝氢指工业副产氢，目前主要的生产方式是焦炉煤气制氢、氯碱化工制氢、烷烃脱氢等方式。绿氢通过电解水制氢产生，其生产的过程几乎不涉及碳排放。电解水制氢主要有碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜水电解（AEM）以及固体氧化物水电解（SOEC）四种技术路线。其中，AWE和PEM的市场化程度较高，AEM和SOEC距离大规模生产还有较长的距离。AWE的优势在于设备成本低，技术成熟，已经实现产业化应用，同时国内技术水平在全球处于第一梯队。PEM相对于其他两种技术的优势在于：设备稳定性和寿命好，反应效率高、能源转化效率高，与波动性、随机性大的风光具有良好适配性，可以做到毫秒级的响应（AWE为分钟级响应）。PEM的劣势在于其设备成本远高于AWE，国内技术水平较国外落后。政策端，2022年3月，发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，规划提出，到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系；到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。据不完全统计，今年前三季度，我国各地上马绿氢项目达40多个，主要分布在内蒙古、河北、宁夏、甘肃、新疆等风光资源丰富的地区。技术加速迭代叠加政策有力支持，未来绿氢的规模有望进一步扩大。 近年来，煤和天然气价格处于高位，灰氢和蓝氢生产成本较高，随风光发电度电成本及电解槽成本下降，AWE和PEM电解水制氢生产成本有望进一步压缩。经我们测算，在天然气价格4.0元/立方米（不含税，下同）时，天然气制氢成本为1.64元/立方米；煤炭价格为450元/吨时，煤制氢成本为0.87元/立方米。根据工业用电价格约为0.56元/kWh，光伏发电度电成本为0.3元/kWh，海风发电度电成本为0.4元/kWh，陆风发电度电成本为0.1元/kWh，对应电耗成本分别为2.8元、1.5元、2元、0.5元，假设1000Nm3/h的碱性电解槽和PEM电解槽成本分别为850万元和3000万元，对应碱性电解槽制氢气成本分别为3.47、2.17、2.67、1.17元/Nm3，PEM制氢成本为4.28、3.11、3.56、2.21元/Nm3。其中，对于碱性电解水制氢，其电解槽价格稳定，技术成熟，电耗成本占比较高，超过80%。碱性电解槽在年工作时长2000小时，并使用陆上风电发电时，其制氢成本已经低于天然气制氢成本；对于PEM电解水制氢，其电解槽成本较高，随技术进一步成熟，电解槽成本下降，其成本有望低于当前主流碱性电解槽制氢成本。我们认为，随度电成本和电解槽成本降低及电解槽工作时间延长，电解水制氢将凸显价格优势。碳中和背景下，各国计划推出碳税和碳交易体系，电解水制氢环境效益凸显。从20世纪90年代以来，芬兰、瑞典等欧洲国家首先开始实施碳税政策，目前全球已经有27个国家推出碳税计划。当前欧盟和美国等纷纷着手制定谈便捷调整计划。欧盟议会和理事会已于2022年12月表决通过碳边境调节机制（CBAM），将于2023年10月开始实施，对进口产品引入碳价格。根据碳交易网,美国《清洁竞争法案》（CCA）采用政府定价机制，碳税起始价格为55美元/吨，预计最早于2023年完成立法。中国于2013年以来，相继在深圳等八个试点省市启动碳排放交易市场，并于2021年启动全国碳市场，不断完善碳定价政策。随着各国碳税政策和碳交易体系的不断完善，传统化石能源制氢相关行业被纳入碳交易体系，将有助于引导高碳排放制氢工艺向绿色制氢工艺转变，电解水制氢的环境效益将逐渐凸显。 2023年，中国风光装机量有望达到80GW和140GW，电解水制氢储能需求上涨；叠加风光发电度电成本下降，电解水制氢成本有望进一步降低。风电光伏装机量攀升：2023年，风机原材料成本回落，交付价格下降，叠加海上风电需求放量，2023年中国风电装机量有望达到80GW；光伏上游硅料、硅片价格熔断式下跌，全产业链价格下降，将刺激光伏装机需求释放，2023年全球光伏新增装机量有望达到350GW，中国光伏新增装机量有望达到140GW。绿电装机速度超过电网消纳能力增速，加大储能比例成为趋势。电化学制氢适合长周期和大规模储能，随着风电光伏电站对于灵活性资源的需求快速上涨，电化学制氢储能需求提升。风电光伏的度电成本逐渐降低：2021年陆上风电度电成本最低已达到0.1元/度，海上风电度电成本约为0.4元/度，光伏发电度电成本已下降至0.3元/度。随着技术的不断推进，风光发电度电成本有望进一步下降，电解水制氢的成本有望进一步降低。 中国本土电解水制氢设备供应商充分受益，碱性电解槽产品占主流，PEM电解槽国产化率较低。碱性电解槽国产化程度高，市场占比超过97%：碱性电解水技术和设备制造方面，国内技术水平与国外相近，拥有完全自主知识的设备制造和工艺集成能力，市场占比较高，2022年中国电解水制氢电解槽出货量约800MW，碱性电解槽出货量为776MW，占比超过97%。本土供应商纷纷布局碱性电解槽设备，其中隆基氢能、中船派瑞氢能和考克利尔竞立为全国前三，CR3市占率超过80%。国内厂商纷纷较快研发及发布1000Nm3/h及以上的碱性水电解制氢设备，并纷纷扩充产能。 如隆基氢能2022年底已具备1.5GW电解水制氢设备产能，公司预计2025年产能将达到5GW。本土供应商加速布局PEM电解槽，技术储备仍落后于海外顶尖供应商，关键零部件国产化程度低：以上海电气、中国石化为代表的央企国企和以康明斯、阳光电源为代表的头部供应商纷纷布局PEM电解槽和PEM制氢项目。当前，中国PEM技术储备仍落后于海外顶尖供应商，美国的ProtonOnsite及Giner等公司PEM电解槽已经实现400Nm3/h产氢量，而中国PEM电解槽最大制氢速率为200Nm3/h，400Nm3/h的设备仍在试验阶段。此外，PEM的两大关键部件——催化剂和质子交换膜，国产化程度较低，主要依赖进口。电催化剂主要使用铂和铱，主要从南非、南美等地进口，且本土供应商制作工艺劣于TKK等外国供应商。质子交换膜制备工艺复杂，长期被科慕、陶氏、旭硝子、戈尔等日美公司垄断，国内供应商如科润新材料、东岳集团及泛亚微透正逐步进入相关领域，但产品仍存在一定差距。国内碱性电解槽产能逐步扩张，碱性电解槽设备成本已普遍降至1500～2000元/kw，我们预计2023年碱性电解槽设备出海竞争力有望进一步提升。欧洲方面，根据欧洲REPowerEU计划，2030年欧洲绿氢需求2000万吨，中国碱性电解槽系统成本优势明显，龙头企业已经实现出口。中东方面，国家主席习近平在利雅得王宫同沙特王储兼首相穆罕默德举行会谈，其中谈及“中方支持沙特‘绿色中东’倡议”，“沙方愿同中方加强清洁能源、绿色发展等领域合作”，两国领导人共同出席了共建“一带一路”、司法、教育、氢能、投资、住房等领域合作文件文本交换仪式。南亚地区，中国船舶集团第七一八研究所下属中船派瑞氢能公司近期同巴基斯坦客户签订柜式PEM制氢设备供货合同。我们认为，随全球范围对绿氢的需求量加大，制氢设备的需求量持续增加，中国碱性电解槽设备具有成本优势，2023年相关企业有望加速出海。 投资建议：建议关注拥有光伏下游组件资源并布局电解槽设备的供应商隆基绿能；全球最大的太阳能制绿氢企业宝丰能源；建有5MW电解水制氢系统测试平台的企业阳光电源。 风险：风光装机不及预期；电解水制氢技术发展不及预期；出现其他可替代电解水制氢的储能方案。