中信建投研报指出，2030年，中东、北非地区规划绿氢产能780万吨，电解槽累计需求约78GW，当前预计已完成3—4GW订单，2025—2030年电解槽年均需求约12GW，2025—2030年CAGR约64%。其中中东地区的极低的绿电成本是绿氢率先需求爆发的最重要因素。从需求角度来看，欧洲、日本、韩国累计规划至2030年每年进口绿氢预计800万吨、绿氨2700万吨（约合477万吨绿氢），中东、北非地区绿氢成本优势有望推动其成为重要的绿氢出口国家之一。2024年海外订单占中国公司总体订单比例已经从2023年1%提升至36%，中国已获得欧洲、阿曼、泰国、巴西、摩洛哥和智利等多个国家和地区订单，中国电解槽价格/性能优势已经获得国际市场认可，未来有望承接中东地区订单激增，提升企业量利空间。

　　全文如下

　　中信建投 | 氢能电解槽需求有望在中东、北非等市场率先迎来爆发

　　2030年，中东、北非地区规划绿氢产能780万吨，电解槽累计需求约78GW，当前预计已完成3-4GW订单，2025-2030年电解槽年均需求约12GW，2025-2030年CAGR约64%。其中中东地区的极低的绿电成本是绿氢率先需求爆发的最重要因素。从需求角度来看，欧洲、日本、韩国累计规划至2030年每年进口绿氢预计800万吨、绿氨2700万吨（约合477万吨绿氢），中东、北非地区绿氢成本优势有望推动其成为重要的绿氢出口国家之一。2024年海外订单占中国公司总体订单比例已经从2023年1%提升至36%，中国已获得欧洲、阿曼、泰国、巴西、摩洛哥和智利等多个国家和地区订单，中国电解槽价格/性能优势已经获得国际市场认可，未来有望承接中东地区订单激增，提升企业量利空间。

　　规划：中东、北非地区2030年规划绿氢产能780万吨，预计电解槽需求约78GW，根据当前项目进度，预计已完成约3-4GW订单，2025-2030年电解槽年均需求约12GW，2025-2030年CAGR约64%：

　　1）中东：2030年，以阿曼、沙特、阿联酋为代表的中东国家分别规划了290万吨、100-125万吨、140万吨的清洁氢生产量。从阿曼发布的《绿色氢能战略》及IEA《Renewable Hydrogen from Oman》中的预测可以窥见，预计88%以上的氢气或其制备的绿色氢基产品将用于出口。

　　2）北非：以埃及、摩洛哥为代表的北非地区分别于2024年8月、12月发布氢能战略，至2030年绿氢产量分别将达到150-280万吨、100万吨。

　　进展：绿氢项目投产较少，规模化制氢及其衍生品的项目整体目前处于建设、代建状态：

　　1）沙特：NEOM 120万吨绿氨项目已于2023年5月完成财务结算，电解槽采购2.2GW，预计2026年投产，已签订30年的绿氨独家承购协议，2030年前NEOM仍有进一步释放绿氢产能的潜力；

　　2）阿联酋：Masdar与埃及的HassanAllamUtilities签署了合作协议，计划于苏伊士运河经济区及地中海沿岸区域共同开发绿色氢能项目，预计电解槽需求2GW；

　　3）阿曼：2023年3月中旬，首次公开招标举行，以授予首批土地块，以满足2030年的目标，预计电解槽需求约15GW。

　　经济性：中东地区的绿电优势是其绿氢成本的核心竞争力

　　我们测算中东地区绿氢产能运输到欧洲的成本约27.63元/kg，

　　1）不考虑欧洲氢能银行补贴，较欧洲本土绿氢约12.57元/kg的成本优势；

　　2）考虑补贴，以氢能银行首次拍卖补贴均价0.46€/kg（3.55元/kg）计算，中东产能较欧洲本土绿氢产品具有约9.02元/kg的成本优势。

　　电解槽出海现状：2024年海外订单占比提升35pct，已经获欧洲、中东、北非地区订单2024年1-11月电解槽中标1909MW，同比+128%，国内、海外电解槽订单分别为1226MW、683MW ，同比分别+48%、+5525%，海外占比从23年约1%提升至36%，同比+35pct，出口地区包括欧洲、阿曼、泰国、巴西、摩洛哥、智利。

　　建议关注：当前中国拥有全球60%的电解槽制造产能，长期中国占全球FID电解槽产能规划的40%以上。得益于技术积累、产业链完备、制造成本、供应链利润挤压等影响，中国碱性电解槽成本较海外具备3-4倍的价格差距，在具备商业模式的运营场景下能够进一步降低绿氢成本，显现出设备的全球竞争力，建议关注电解槽及测试设备出海企业，

　　1）需求方面：国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期；电网投资规模不及预期；新能源装机增速下降导致对电力设备需求下降；全社会用电量增速下降等；两网招标进度不及预期；特高压建设推进进度不及预期。

　　2）供给方面：铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨；电力电子器件供给紧张，国产化进度不及预期。

　　3）政策方面：新型电力市场相关支持力度不及预期；电价机制推进进度低于预期；电力现货市场推进进度不及预期；电力峰谷价差不及预期。

　　4）国际形势方面：能源危机较快缓解、能源价格较快下跌；国际贸易壁垒加深。

　　5）市场方面：竞争格局大幅变动；竞争加剧导致电力设备各环节盈利能力低于预期；运输等费用上涨。

　　6）技术方面：技术降本进度低于预期；技术可靠性难以进一步提升。