周期产业氢能上游系列专题之二：需求渐增氢能“新基建”起步-20200306-中信证券-19页.pdf

证券研究报告 请务必阅读正文之后的免责条款 需求渐增，需求渐增，氢能“新基建”起步氢能“新基建”起步 周期产业氢能上游系列专题之二2020.3.6 中信证券研究部中信证券研究部 核心观点核心观点 祖国鹏祖国鹏 首席煤炭分析师 S1010512080004 黄莉莉黄莉莉 首席石油石化 分析师 S1010510120048 王喆王喆 首席化工分析师 S1010513110001 弓永峰弓永峰 首席电新分析师 S1010517070002 陈渤阳陈渤阳 化工分析师 S1010519110001 随着氢燃料随着氢燃料车的逐步发展，未来车的逐步发展，未来政策政策有望有望向向上游上游加氢加氢等基础设施倾斜，等基础设施倾斜，加氢站加氢站的的建设建设有望迎来提速有望迎来提速。长期而言，。长期而言，在规模在规模效应效应及及设备设备国产化的国产化的推动推动下，加氢站下，加氢站运营的盈利运营的盈利也有望得到保障，也有望得到保障，预计预计未来行业利润空间可未来行业利润空间可达达 70 亿元亿元。目前可关目前可关注注初步布局加氢站初步布局加氢站、有望获得先发优势有望获得先发优势的的公司公司。需求渐增叠加政策倾斜需求渐增叠加政策倾斜，加氢站建设迎来加氢站建设迎来催化剂催化剂。2019 年底我国已建成 52 座加氢站，珠三角及长三角地区数量占比 60%，呈现明显的产业集群效应。去年 3月财政部公布的补贴政策中，明确计划将其他新能源汽车节约的补贴费用转向支持上游加氢基础设施等方面，地方上也有一定力度的补贴，各省市 2020/2025年规划建设的加氢站规模分别达到 100/500 座的量级。随着氢能源客车的增加，叠加产业、“新基建”政策催化，预计未来几年加氢站建设有望迎来加速发展。规模效应规模效应及及设备设备国产化国产化料料可降低加氢站建设成本可降低加氢站建设成本 30%40%。相比而言，外供高压氢气加氢站相比外供液氢和站内电解水制氢加氢站的成本低约 30%/40%，预计未来应用前景最为广泛。而加氢站建设成本主要来源是三大核心成本：压缩机（成本占比 32%）、储氢瓶（14%）、加氢系统（11%），当生产规模达到百千套时，成本可分别下降 56%/8.5%/30%，叠加核心部件的逐步国产化，预计未来加氢站的建设成本可降低 30%40%左右。预计预计到到 2030 年加氢站年加氢站运营行业的运营行业的利润空间利润空间可可达到达到 70 亿亿元元。目前一座日加注量1000kg 的加氢站每年的运营利润约为 140 万元，单位净利 6 元/kg（含补贴）。随着下游氢燃料汽车加氢需求不断增多，加氢站利用率可望上升至 90%，同时规模化后成本端的下降可对冲补贴政策的退出，预计未来年度利润可上升至 160万元左右，相比当前利润增长约 20%，单位净利小幅为 5 元/kg。按照 2030 年燃料电池车 90100 万辆的市场规模测算，对应加氢需求达到 140 万吨，预计届时加氢站行业的利润空间可达到 70 亿元左右。风险因素：风险因素：补贴及产业政策推进不及预期；加氢站设备成本降低进度较慢。投资策略投资策略：关注先发布局的关注先发布局的公司公司。目前加氢站行业处于起步阶段，行业较为分散，且有明显的区域特性。虽然目前还未有主营加氢站业务的上市公司，但随着氢能产业的逐步发展，加氢站建设、运营及相关设备企业将明显受益，建议积极关注在加氢站领域已有所布局的美锦能源和雄韬股份。此外，加氢设备相关上市公司主要有雪人股份和厚普股份，同时中石化等也有望利用现有优势进入加氢站运营领域。重点公司盈利预测、估值及投资评级重点公司盈利预测、估值及投资评级 简称简称 收盘价收盘价（元）（元）EPS（元）（元）PE 评级评级 2018 2019E 2020E 2018 2019E 2020E 美锦能源 8.57 0.44 0.29 0.26 19.48 29.55 32.96 买入 雄韬股份 25.23 0.27 0.50 0.53 93.44 50.46 47.6 增持 资料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2020 年 3 月 4 日收盘价 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录目录 国内加氢站建设逐步加快，政策利好下或进一步提速国内加氢站建设逐步加快，政策利好下或进一步提速.1 近三年我国加氢站发展较快，产业集群效应显著.1 补贴政策向产业链上游倾斜，地方政府发展规划明确.3 未来加氢站建设成本料未来加氢站建设成本料可下降可下降 30%40%.5 未来外供高压氢气加氢站应用前景较好，远期可关注外供液氢加氢站.5 预计加氢站商业化应用阶段更多以油氢合建形式存在.8 压缩机有望成为加氢站成本降低的核心突破口.9 预计到预计到 2030 年加氢站运营行年加氢站运营行业利润空间可达到业利润空间可达到 70 亿亿.12 风险因素风险因素.14 投资策略：关注先发布局的公司投资策略：关注先发布局的公司.15 mNtQrPyRmNqQsNoNoRtPpO6M9R6MoMrRoMmMkPmMsRkPmMoQ9PtRpMvPqQmRvPsPzR 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 插图目录插图目录 图 1：加氢站工作原理.1 图 2：历年来全球加氢站数量统计.1 图 3：历年来各区域加氢站情况统计.1 图 4：历年来我国加氢站建设数量.2 图 5：外供氢加氢站技术路线.6 图 6：内制氢加氢站技术路线.6 图 7：加氢站成本构成比例.9 图 8：加氢站压缩系统成本与生产规模对比.10 图 9：加氢站储氢系统成本与生产规模对比.11 图 10：35Mpa 加氢系统成本与生产规模对比.11 图 11：35/70Mpa 加氢系统成本与生产规模对比.11 图 12：我国加氢站运营成本构成.12 图 13：国内燃料电池车氢气需求量预测.14 表格目录表格目录 表 1：部分已建成投运的加氢站.2 表 2：我国加氢站补贴政策.4 表 3：主要省市对加氢站的补贴政策.4 表 4：部分省市加氢站建设规划.5 表 5：美国加州加氢站类型（截止 2018 年底）.6 表 6：外供高压氢气加氢站建设成本.6 表 7：外供液氢加氢站建设成本.7 表 8：站内电解水制氢加氢站建设成本组成.7 表 9：我国加氢站等级划分.9 表 10：当前加氢站利润测算.13 表 11：远期加氢站利润测算.13 表 12：布局加氢站相关上市公司.15 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 1 国内加氢站建设逐步国内加氢站建设逐步加快，加快，政策政策利好利好下下或进一步或进一步提速提速 在氢能源产业的发展阶段中，为了保障氢能源汽车稳定的行驶，需要有持续稳定的能源供应，这就要求相应地区能建立和氢能源汽车相配套的加氢站点，而这也是保证氢能源汽车能全面投入市场的基础。因此，加氢站作为连接上游制氢、储运氢气与下游应用市场的关键枢纽，对氢能源产业链发展的重要性较高。加氢站的工作原理为从站外运送或站内制取提纯的氢气，通过氢气压缩系统压缩至一定压力，加压后的氢气储存在固定式高压容器中，当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间高压差的作用下，通过加注系统快速充装至车载储氢容器。图 1：加氢站工作原理 资料来源：中信证券研究部 近三年我国近三年我国加氢站发展较快，产业集群效应加氢站发展较快，产业集群效应显著显著 根据 H2stations 数据统计，截止 2019 年底，全球加氢站数量达到 432 座，其中约 76%的加氢站面向公众开放，同时还有 226 座加氢站处于建设当中。分区域来看，2019 年亚洲首次超越欧洲成为加氢站建设数量最多的区域（其中中国区域仅确认 27 座加氢站信息），共计 178 座加氢站，其中日本拥有 114 座加氢站，全球占比达到 26%。图 2：历年来全球加氢站数量统计（座）资料来源：H2stations，中信证券研究部 图 3：历年来各区域加氢站情况统计（座）资料来源：H2stations，中信证券研究部 18421427032836943201002003004005002014A2015A2016A2017A2018A2019A全球加氢站数量381011181361780501001502002015A2016A2017A2018A2019A亚洲欧洲北美其他 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 对中国而言，从 2006 年建成第一座加氢站，一直到 2016 年建成的加氢站多为国家“863”项目或联合国开发计划署（UNDP）促进中国燃料电池汽车商业化发展项目，加氢站建设进度整体较慢。但自 2017 年开始，加氢站建设数量迈上双位数台阶，截止 2019年底，我国累计已建成的加氢站共有 52 座，相比 2018 年增加约 80%。图 4：历年来我国加氢站建设数量（座）资料来源：Trendbank，GGII，中信证券研究部 从区域分布来看，目前国内已建成的加氢站主要集中在粤港澳大湾区及长三角区域，数量占比达到 60%，这主要还是与这两个区域氢能源产业链布局较快有关，呈现出明显的产业集群效应。国内参与建设加氢站的企业主要有氢枫能源、亿华通、潍柴动力等，其中氢枫能源是国内加氢站建设和运营的龙头企业，目前已完成建设 10 座加氢站。表 1：部分已建成投运的加氢站 省份省份 地市地市 加氢站名称加氢站名称 建成时间建成时间 加注压力（加注压力（Mpa）加氢能力（加氢能力（kg/d）建设、运营企业建设、运营企业 现状现状 广东 深圳 大运会加氢站 2011 35/43 300 上海舜华 运营 中山 大洋电机加氢站 2017 35 500 氢枫能源、国能盛联 运营 广州 亚运会加氢站 2010 拆除 广州 东晖加氢站 2019 35/70 500/1000 富瑞氢能 运营 佛山 三水加氢站 2016 35 120 氢枫能源、广东国鸿 运营 佛山 丹灶瑞晖加氢站 2017 35/45 350 瑞晖能源 运营 佛山 佛罗路加氢站 2018 35 1000 佛山汽车运输集团 运营 佛山 塱沙路加氢站 2018 35 750 国能盛联、氢枫能源 运营 佛山 更合镇加氢站 2018 35 500 国能盛联、氢枫能源 运营 佛山 樟坑油氢合建站 2019 500 中石化 运营 佛山 强劲荔村加氢站 2019 500 运营 佛山 顺德兴顺加氢站 2019 500 运营 佛山 瀚蓝松岗禅炭路加氢站 2019 35 990 瀚蓝（佛山）新能源 运营 佛山 瀚蓝狮山桃园加氢站 2019 35 990 瀚蓝（佛山）新能源 运营 云浮 思劳加氢站 2016 35 120 氢枫能源 运营 云浮 罗定加氢站 2018 35 500 舜为氢能、舜华新能源 运营 上海 上海 安亭加氢站 2007 35/43.8 800 上海舜华、同济大学 运营 上海 世博会加氢站 2010 拆除 上海 上海电驱动加氢站 2017 35 500 氢枫能源、上海电驱 运营 1222433334714295201020304050602006A 2007A 2008A 2009A 2010A 2011A 2012A 2013A 2014A 2015A 2016A 2017A 2018A 2019A中国加氢站数量 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 省份省份 地市地市 加氢站名称加氢站名称 建成时间建成时间 加注压力（加注压力（Mpa）加氢能力（加氢能力（kg/d）建设、运营企业建设、运营企业 现状现状 上海 江桥加氢站 2017 750 富瑞氢能、嘉氢实业 运营 上海 上海神力加氢站 2018 35/45 400 上海神力 运营 上海 上海化工区加氢站 2018 35 120 氢枫能源 运营 上海 驿蓝金山加氢站 2019 35/70 1920 上海驿蓝能源 运营 上海 安智/西上海油氢合建站 2019 35/70 1000 中国石化 运营 湖北 十堰 东风特专加氢站 2017 35 500 氢枫能源、东风特汽 运营 襄阳 襄阳试车场加氢站 2018 35 100 襄阳达安、氢枫能源 运营 武汉 武汉中级加氢站 2018 300 中级氢能、华气厚普 运营 武汉 雄众加氢站 2019 35 1000 雄众氢能 运营 江苏 如皋 南通百应加氢站 2017 35/45 2000 氢枫能源、南通百应 运营 常熟 丰田加氢站 2017 35/45 丰田 运营 张家港 东华能源加氢站 2018 东华能源 运营 盐城 创咏加氢站 2019 1000 运营 如皋 神华如皋加氢站 2019 1000 神华集团、舜华新能源 运营 浙江 嘉善 爱德曼加氢站 2018 200 爱德曼 运营 嘉善 善通加油加氢站 2019 500 中石化 运营 嘉善 浙石油嘉善客运中心东综合供能服务站 2019 500 运营 河北 张家口 桥东区加氢站 2018 运营 张家口 宣化区加氢站 2018 1000 亿华通 运营 辽宁 大连 同济-新源大连加氢站 2016 70/90 210 同济大学、新源动力 运营 兴城 兴城加氢站 2019 佳华新能源 运营 山东 聊城 中通客车加氢站 2018 35 200 氢枫能源、中通客车 运营 潍坊 潍柴加氢站 2019 35/70 2000 潍柴动力 运营 德州 2019 山铝 运营 安徽 六安 明天加氢站 2018 1000 明天氢能 运营 新疆 乌鲁木齐 乌鲁木齐加氢站 2019 35 500 舜华新能源 运营 河南 郑州 宇通加氢站 2015 35/43 210 宇通 运营 新乡 豫氢加氢站 2019 35 运营 山西 大同 大同制氢加氢一体站 2019 500 大同氢雄 运营 四川 成都 郫都区加氢站 2018 35/45 400 四川燃气、四川金星 运营 北京 北京 永丰加氢站 2006 35 300 亿华通、北京清能华通 运营 内蒙古 乌海 海南区海化工业园加氢站 2019 35/70 鸿达兴业 运营 资料来源：中国分布式能源网，中信证券研究部 补贴政策补贴政策向产业链上游倾斜，向产业链上游倾斜，地方地方政府发展规划明确政府发展规划明确 目前国内加氢站行业还处于发展初期，建设成本较高，因此市场较为依赖于政府的补贴政策。政府对加氢站的首次补贴政策是在 2014 年发布的关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知，该通知中规定对符合国家技术标准且日加氢能力不少于 200 公斤的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励 400 万元，但该政策在实施一年后过期。2019 年 3 月，国家财政部再次发布了关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知，2019 年 3 月 26 日6 月 25 日为过渡期，过渡期期间销售上牌的燃料电池汽车按 2018 年对应标准的 0.8 倍补贴，且过渡期后取消地方对新能源汽车（新能源公 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 交车和燃料电池汽车除外）给予的购置补贴，并特别强调将地方补贴转为用于支持充电（加氢）基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面。从两次加氢站相关的补贴政策可以看出，未来政府对氢能源领域补贴支持政策的重心将从产业链下游应用领域（氢燃料汽车补贴）逐步转移至中上游领域（基础设施建设）。因此从政策端来看，未来几年加氢站领域的发展或迎来提速。表 2：我国加氢站补贴政策 时间时间 政策政策 规定规定 2014 年11 月 关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知 对符合国家技术标准且日加氢能力不少于 200公斤的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励 400 万元 2019 年3 月 关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知 地方应完善政策，过渡期后不再对新能源汽车（新能源公交车和燃料电池汽车除外）给予购置补贴，转为用于支持充电（加氢）基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面。资料来源：政府公告，中信证券研究部 在国家推出对氢能源领域中上游发展的利好政策后，我们也可以看到随后部分省市也相继出台了一些对加氢站的补贴政策，平均而言对加氢站建设的补贴力度在 300500 万元左右，从而可以有效对冲加氢站整体 1000 万元左右的建设成本。表 3：主要省市对加氢站的补贴政策 省份省份 省省/市市 时间时间 补贴政策补贴政策 广东 佛山 2018.04 对加氢站 2018 年底前建成、2019 年内建成、20202022 年内建成等依梯度分别给予 200-800 万元补贴。中山 2018.11 加氢站补贴标准为 100 万元/站。茂名 2019.01 鼓励加油（气）站与加氢站合建，利用加油（气）站已有用地建设，免予办理规划选址、用地等手续。云浮 2019.01 鼓励加油（气）站与加氢站合建，利用加油（气）站已有用地建设，免予办理规划选址、用地等手续。广州 2019.04 对加氢站项目采用后补助支持方式，支持额度不超过项目总投资的 20%，单个项目不超过 200 万元。上海 上海 2019.06 加氢压力70MPa（含兼容 35MPa）的每站补贴 500 万元，加氢压力35MPa 的每站补贴 200 万元。江苏 如皋 2018.01 给予加氢站 15 元/公斤的加氢销售补贴，对 70MAp 加氢设施建成运营后，给予加氢设备额 20%的补贴 张家港 2019.01 对于加氢能力达到 500kg/d 的 35MPa 加氢站或加氢能力达到 200kg/d 的 70MPa 加氢站，按加氢设备投入金额的 30%补助，最高不超过 300 万元。对于加氢能力达到 1000kg/d 的 35MPa 加氢站或加氢能力达到 400kg/d 的70MPa 加氢站，按加氢设备投入金额的 30%补助，最高不超过 500 万元。苏州 2019.06 单个加氢站按照实际建设中设备投资的 20%给予一次性补贴，单个加氢站建设最高补贴额不超过 400 万元。山东 济南 2018.07 在先行区建设运营的商业化、公共服务用的加氢站、油电气氢合建站，最高给予建设企业 900 万元建设补贴。青岛 2019.09 加氢站正式运营后前 3 年度按照地方经济贡献 100%给予奖励。济宁 2019.11 对 500kg/d 的撬装式加氢站补贴 400 万元，对固定式加氢站补贴 800 万元，对加氢站运营中氢气补贴 20 元/kg。重庆 重庆 2019.06 对日加氢能力达到 500公斤及以上和 350500公斤的固定式加氢站，分别一次性给予 200万元和 100万元补贴，对日加氢能力不低于 300 公斤的撬装式加氢站，一次性给予 100 万元补贴。安徽 六安 2019.04 对于加氢能力达到 400kg/d 的 35MPa 加氢站或加氢能力达到 200kg/d 的 70MPa 加氢站，按加氢设备投入金额的 30%补助，最高不超过 200 万元。对于加氢能力达到 1000kg/d 的 35MPa 加氢站或加氢能力达到 400kg/d 的70MPa 加氢站，按加氢设备投入金额的 30%补助，最高不超过 400 万元。河南 洛阳 2019.06 对新能源汽车充电站、燃料电池加氢站，省财政按照主要设备投资总额的 30%给予奖励。吉林 白城 2019.05 财政厅给予每个加氢站补贴 400 万元，并对加氢站语音给予每公斤氢气 10 元的补贴。四川 成都 2019.10 对新建、改建、扩建日加氢能力不低于 200 千克的固定式加氢站，按建设投资（不含土地费用）的 30%，给予最高 500 万元的一次性补贴。对日加氢能力不低于 200 千克的固定式加氢站，按照年度累计加氢量，给予每千克 10 元、最高 500 万元的运营补贴。天津 天津 2019.09 对加氢站制氢设施，按照固定资产投资总额的 30%实施补贴，每座加氢站补贴最高不超过 500 万元。浙江 嘉兴 2019.08 对固定式加氢站设备投资一次性补贴 20%，按 20 元/kg 补贴氢气销售，每年补助标准降低 5 元/kg。资料来源：政府公告，中信证券研究部 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 具体到对加氢站的规划而言，广东、上海、浙江等省市均对 2020 年或 2025 年的加氢站建设提出了明确的规划，目前已统计出到 2020 年建设规划加氢站 92116 座，到 2025年建设加氢站 451526 座，已明显高于国家整体规划的 100/300 座。表 4：部分省市加氢站建设规划 区域区域 2020E 2025E 上海 加氢站 510 座，燃料电池车 3000 辆 加氢站 50 座，燃料电池乘用车不少于 2 万辆，其他特种燃料电池车不少于 1 万辆 苏州 加氢站 10 座，燃料电池车 800 辆 加氢站 40 座，燃料电池车 1 万辆 如皋 加氢站 35 座，公共服务领域燃料电池车比例不低于 50%公共服务领域燃料电池车比例不低于 30%张家港 加氢站 10 座，燃料电池车 200 辆 宁波 加氢站 510 座，燃料电池车 600-800 辆 加氢站 20-25 座，燃料电池车 1500 辆 佛山 加氢站 28 座，燃料电池车 5500 辆 加氢站 43 座，燃料电池车 1.1 万辆 武汉 加氢站 520 座，燃料电池车 2000-3000 辆 加氢站 30-100 座，燃料电池车 13 万辆 山东 加氢站 20 座，燃料电池车 2000 辆 加氢站 200 座，燃料电池车 5 万辆 山西 加氢站 3 座，燃料电池车 700 辆 加氢站 33 座，燃料电池车 7500 辆 成都 加氢站 30 座，燃料电池车 2000 辆（到 2023 年）合计 加氢站 92116 座，燃料电池车 1480016000 辆 加氢站 451526 座，燃料电池车 12.214.2 万辆 资料来源：政府公告，中信证券研究部 整体来看，预计政策端在氢能源产业链的补贴将从下游应用（汽车）逐步转向中上游（基础设施建设），各省市对加氢站的补贴政策也将提高企业对加氢站建设的积极性，未来几年加氢站领域建设有望迎来加速发展。未来未来加氢站加氢站建设成本建设成本料料可可下降下降 30%40%未来未来外供外供高压氢气高压氢气加氢加氢站应用站应用前景较好，前景较好，远期远期可可关注关注外供外供液氢液氢加氢站加氢站 按照氢气供给来源，加氢站可分为外供氢加氢站和内制氢加氢站：外供氢加氢站：站内无制氢装置，氢气通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢厂运输至加氢站，由压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到燃料电池汽车中使用。根据氢气存储方式差异，外供氢加氢站又可以进一步分为外供氢高压氢气压缩站和外供液氢加氢站。内制氢加氢站：站内建有制氢系统，制氢技术包括电解水制氢、天然气重整制氢、可再生能源制氢等，站内制备的氢气一般需经纯化、干燥后再进行压缩、存储及加注等步骤。其中电解水制氢和天然气重整制氢技术由于自动化程度较高、设备便于安装，从而在站内制氢加氢站中应用较多。周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 图 5：外供氢加氢站技术路线 资料来源：燃料电池汽车加氢站的工程实践潘相敏，中信证券研究部 图 6：内制氢加氢站技术路线 资料来源：燃料电池汽车加氢站的工程实践潘相敏，中信证券研究部 目前我国已经建成的加氢站中只有大连同济-新源加氢站及北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其他均为外供氢加氢站。而国外加氢站目前同样以外供氢加氢站为主，以美国为例，截止 2018 年底，美国外供加氢站数量占比达到 83%，这其中通过外部长管拖车运氢的加氢站比例为 69%。表 5：美国加州加氢站类型（截止 2018 年底）加氢站类型加氢站类型 供氢方式供氢方式 数量（座）数量（座）占比占比 外供氢加氢站 外部长管拖车运氢 29 69%外部管道运氢 1 2%外部液氢罐车运氢 5 12%内制氢加氢站 内部电解水制氢 4 10%外供氢+内制氢 内部电解水制氢+外部长管拖车运氢 1 2%NG SMR 2 5%资料来源：California Fuel Cell Partnership，中信证券研究部 至于未来哪类加氢站能获得更大的应用市场空间，核心还是在于比较它们各自的建设成本，我们同样以美国加州三类不同加氢站的建设成本为例进行对比。对于日供氢气能力为 180kg/d、存储能力为 250kg、同时具备 35/70Mpa 两种加氢压力的外供高压氢气加氢站为分析对象，加州能源局的研究数据表明，该类型加氢站建设成本大约为 160 万美元，再考虑到投入前使用所需的调试费、设计施工费、工程管理费用、项目申请产生的费用等，总成本将超过 200 万美元。表 6：外供高压氢气加氢站建设成本 成本组成成本组成 费用（千美元）费用（千美元）备注备注 压缩机 270 40HP 活塞式压缩机 储氢瓶 370 250kg 储氢能力 加氢及冷却系统 加氢 290 35/70Mpa 双压力 冷却 150 其他系统成本 527 包括加氢站建成所需的其他阀门、管路、材料、链接设备等 系统费用总计 1607 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 成本组成成本组成 费用（千美元）费用（千美元）备注备注 其他建成前的必须费用 408 包括调试费、设计施工费、工程管理费用、项目申请产生的费用等 总计 2015 资料来源：Joint Agency Staff Report on Assembly Bill 8:Assessment of Time and Cost Needed to Attain 100 Hydrogen Refueling Stations in California（Jean Baronas），中信证券研究部 对于日供氢能力为 350kg/d、具备 35/70Mpa 两种加氢压力的外供液氢加氢站而言，由于外供液氢加氢站在运输之前需要耗能将氢气温度降低到零下 253，加氢站中需要添加额外的储氢瓶和冷却系统保证加氢站正常运行，从而产地面积更大，建设成本也高于高压氢气加氢站。加州能源局的研究数据表明，该类型加氢站建设成本大约为 193 万美元，再考虑到入前使用所需的调试费、设计施工费、工程管理费用、项目申请产生的费用等，总成本大约280 万美元。表 7：外供液氢加氢站建设成本 成本组成成本组成 费用（千美元）费用（千美元）备注备注 压缩机 778 Linde IC90，离子液压缩机，低温型 12 仪用空压机 储氢瓶 92 3000 加仑储氢能力 加氢及冷却系统 319 35/70Mpa 双压力 其他系统成本 729 包括加氢站建成所需的其他管路、材料、连接设备等 系统费用总计 1930 其他建成前的必须费用 873 包括调试费、设计施工费、工程管理费用、项目申请产生的费用等 总计 2803 资料来源：Joint Agency Staff Report on Assembly Bill 8:Assessment of Time and Cost Needed to Attain 100 Hydrogen Refueling Stations in California（Jean Baronas），中信证券研究部 对日供氢 130kg/d、具备 35/70Mpa 两种加氢压力的站内电解水制氢加氢站而言，虽然省去了运输氢气的费用，但电解水制氢装置成本就达到 131 万美元，总建设成本超过320 万美元。表 8：站内电解水制氢加氢站建设成本组成 成本组成成本组成 费用（千美元）费用（千美元）备注备注 压缩机 151 提供 35Mpa 供氢压力 112 提供 70Mpa 供氢压力 储氢瓶 217 45Mpa 压力存储 84.6kg 氢气 加氢及冷却系统 加氢 388 35/70Mpa 双压力 冷却 19 电解装置 1309 1.5Mpa 其他系统成本 188 加氢站建成所需的其他材料、连接设备等 系统费用总计 2384 其他建成前的必须费用 828 包括调试费、设计施工费、工程管理费用、项目申请产生的费用等 总计 3212 资料来源：Joint Agency Staff Report on Assembly Bill 8:Assessment of Time and Cost Needed to Attain 100 Hydrogen Refueling Stations in California（Jean Baronas），中信证券研究部 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 目前来看，由于外供液氢加氢站需要额外成本将氢气转化为液态运输、站内电解水制氢加氢站的制氢成本较高，相比而言外供高压氢气加氢站建设成本最低，预计未来也是应用最为广泛的加氢站类型。同时未来随着氢能源产业领域逐步发展成熟，对氢气的需求也将快速增长，对加氢站的日加氢规模要求也就更高，若日加氢站规模超过 1000kg 以上，叠加液氢领域技术逐渐规模化，远期外供液氢加氢站的经济性或逐步体现：随着加氢量需求增多，需要更多的高压长管拖车或储氢瓶组，及庞大的压缩机，高压加氢站加氢量从 500kg/天扩容到 1000kg/天，设备投资需要增加 50%60%。但由于液氢存储密度较低，单个 60m 的液氢罐可储存约 4 吨液氢，液氢 1 天加氢量从 500kg/天扩容到 2 吨/天，设备投资只增加 20%30%。因此加氢量越大，液氢储存的优势越明显。液氢加注是先对液体进行增压，然后在高压汽化器里面让它吸收环境空气中的热量自然汽化，用液氢泵对液体进行增压，能耗比压缩机给气体增压的能耗节省大约 50%。预计加氢站预计加氢站商业化应用阶段更多以油氢商业化应用阶段更多以油氢合建形式合建形式存在存在 目前我国建成的加氢站均为示范运营项目，且主要在非一线城市以独立加氢站形式存在。但随着氢能源产业不断发展，在考虑经济性的前提下，加氢站商业化大规模应用大概率率先出现在一线城市。与加油站类似，加氢站作为功能性相仿的燃料补给站，同样具备区域排他性的特征（如国家规定国道、省道百公里加油站数量原则上不得超过 6 对）。另外，单个加油站的投资仅在百万元量级，而单个加氢站的投资达到上千万元，固定加氢站建成后又有不可逆性，这就更加要求加氢站规划选址应首先考虑未来潜在的市场需求：加氢站建设应集中在居住区附近、通勤线路或高频目的地和度假地，方便氢燃料汽车使用者的出勤需求；考虑到在一线城市经济较为活跃的区域，土地利用率已较高，若想在这些区域单独开发出一些区域用于加氢站建设难度较大，而这些区域基本已经被加油站/加气站完成布局。因此，如果能够通过氢油合建的模式有效利用好这些能源巨头（中石化、中石油）的土地、渠道等优势，将为加氢站基础设施建设的铺开节省大量初期成本，其中在 2019 年 7 月国内首座油氢合建站中国石化佛山樟坑油氢合建站正式成立。另外，在二三线城市，由于土地资源相对富裕，预计这些区域加氢站建设以独立建设或油氢合建形式存在。周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 表 9：我国加氢站等级划分 加氢站加氢站等级等级 加氢站加氢站 加氢加气合建站加氢加气合建站 加氢加油合建站加氢加油合建站 总容量总容量 kg 单罐容单罐容量量 kg 总容量总容量 kg 单 罐 容单 罐 容量量 kg 加油站等级加油站等级 120m V180m 加油站等级加油站等级 60mV120m 加油站等级加油站等级 30m V60m 加油站等级加油站等级V30m 一级 4000 G8000 G2000 1000G4000 G1000 不得合建 不得合建 不得合建 不得合建 二级 1000 G4000 G1000 G1000 G500 不得合建 一级（合建后）一级（合建后）一级（合建后）三级 G1000 G500 不得合建 一级（合建后）二级（合建后）三级（合建后）资料来源：加氢站技术规范（GB50516-2010），中信证券研究部 压缩机有望压缩机有望成为加氢站成本降低的核心突破口成为加氢站成本降低的核心突破口 除去土地成本，加氢站中建设成本最高的主要是三大核心成本：压缩机、储氢瓶、加氢系统，成本占比分别为 32%、14%、11%。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备商，进口设备成本较高也就间接推高了加氢站建设成本。图 7：加氢站成本构成比例 资料来源：TrendBank，中信证券研究部 压缩机是指将氢气加压注入储氢系统的核心装置，主要分为液压活塞式氢气压缩机和隔膜式氢气压缩机：液压活塞式压缩机：工作原理是在活塞往复运动中压缩氢气，优点是操作简单、灵活性大、技术发展较为成熟，缺点是容易造成氢气的污染泄露，且散热性差。隔膜式氢气压缩机：工作原理是电动机驱动曲轴转动，再经过连杆是油缸中的活塞作往复直线运动，推动油液，使膜片作往复震动，完成吸、排气过程。优点是散热性能好、压缩比大、密封性能强等，在加氢站中应用更为广泛。压缩机直接成本包括与压缩机壳体及内部结构加工制造相关的系统核心部件成本，以及与电机、控制单元、管路系统等相关的辅助设备成本，根据国外 Ahmad Mayyas 等人的研究，通过对比压缩系统建设成本与生产规模关系：32%16%14%13%11%7%7%压缩机建设成本加注设备其他管阀储氢罐设备安装调试费用冷却设备 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 当生产规模从 10 套/年增加到 100 套/年时，核心部件直接生产成本降低约 82%，主要因为平均到每套压缩系统的资本成本及设备/建筑成本明显降低，但辅助设备随生产规模扩大而变化较小。当生产规模由 10 套/年增加到 100 套/年时，总成本可降低约 56%。目前国内加氢站主要应用的是 PDC 公司生产的隔膜压缩机，同时中船重工 718 所通过与美国 PEC 公司技术合作组装可供加氢站使用的氢气压缩机，但核心压缩模块仍由PDC 提供，相比整机进口成本降低了约 30%。我们预计未来随着需求增加，针对不同参数压缩系统的阀组、传感器等辅助部件将趋于标准化、集成化的生产模式，预计未来压缩系统的成本具有较大的降低空间。图 8：加氢站压缩系统成本与生产规模对比（单位：美元）资料来源：Manufacturing competitiveness analysis for refueling stationsAhmad Mayyas et al，中信证券研究部 储氢系统成本可分为储氢瓶和辅助设备两大成本，根据 Ahmad Mayyas 等人的研究：材料费用是储氢系统成本的主要构成部分，由于材料费用随生产规模变化不大，因此储氢系统成本降低空间较小。当生产规模由 100 套/年增加到 1000 套/年时，与储氢系统直接生产建设相关的成本可降低 8.5%。0500010000150002000025000300003500040000450005000010套/年20套/年50套/年100套/年200套/年500套/年 周期产业周期产业氢能上游系列专题之二氢能上游系列专题之二2020.3.6 请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 图 9：加氢站储氢系统成本与生产规模对比（单位：美元）资料来源：Manufacturing competitiveness analysis for refueling stationsAhmad Mayyas et al，中信证券研究部 加氢系统成