【国金研究】氢气基础设施产业：看好优势区域的一体化副产氢气供应商|燃料电池_新浪财经

来源：国金证券研究所

国金证券研究所

新能源与汽车研究中心

燃料电池团队

行业观点

随着燃料电池产业的推进和以氢为核心的储能的发展，氢气作为沟通交通、发电和储能三大领域的关键能源气体，重要性不断上升，未来地位有望与石化资源比肩，我们预计2050年市场价值超万亿。

氢气供应方面，短期要解决有无问题，中期关键是成本，长期则需要保证足够的供应量。

短期看，由于气氢运输存在经济半径，而且现有工业氢品质与燃料电池用氢要求有所差异，区域内稳定、高质、低成本的副产氢是最佳来源。

中期看，随着液氢技术成熟、供应体系完善，低成本成为企业竞争的关键。运输距离、运输规模、液化环节的低电价与低电耗、加氢站利用率都将影响成本。为了综合降低成本，一体化成为必须。

长期看，副产氢供应受限于主产品产能，无法满足庞大的氢气需求，煤制氢、成本快速下降的光伏电解水制氢有望成为未来主要氢气来源。

对于氢气企业，一体化是成败的关键。

上游制氢、运氢、加氢要紧密一体化，以确保氢气供应、品质与利润空间。行业早期标准不完善的背景下，一体化可以更好地把控氢气供应和品质；对氢气企业而言，一体化降低综合成本、增厚利润。

上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业要松散一体化，保证车有站、站有车，这对上下游均是很好的保障。

区域布局是氢气企业成败的第二个关键。只有布局在燃料电池发展潜力大的区域才能实现氢气销售收入的快速增长。长三角是目前最重要的市场，珠三角和环渤海各有优劣，但也是非常有潜力的区域。

长三角地区兼具燃料电池制造基础良好、地方财政富裕、副产氢气供应充足三大优势，是中国燃料电池产业发展的最重要区域，区域内氢气企业具备先天区位优势，如嘉化能源、卫星石化、华昌化工等企业。

对环渤海地区而言，山东的氯碱副产氢气是巨大的优势，缺点是需求区域相对分散，运输距离比较长。

长期看，中国氢气产能潜力巨大、成本低廉，因此除了国内市场之外也有望覆盖日本韩国这两个燃料电池发展迅速的区域内国家。

投资建议：推荐具备区位、成本优势以及与下游运营企业合作的嘉化能源（600273.SH）、建议关注环渤海地区重要供应商滨化股份（601678.SH）、长三角地区副产氢供应者卫星石化（002648.SZ）、华昌化工（002274.SZ）。

风险提示：政策风险、技术风险、市场竞争风险、基础设施建设不及预期。

　　综述：氢能发展初期长三角氢气企业最为受益

　　氢能源具备来源广、能量密度高、可储存、可再生、零噪音、零污染的优势，也是唯一可同时用于交通、储能、发电等领域的新能源，氢能源将是未来能源的主角，远期市场规模超万亿。

　　氢气之于燃料电池车，正如石油之于汽车，如何获取低成本氢气是燃料电池车行业能否顺利发展的关键因素之一，同时，伴随燃料电池车行业的快速发展，也为氢气产业链（制氢、运氢、储氢、加氢站）带来巨大机会，我们认为未来具备低成本的氢气供应商将类比于如今的“中国石油”。本文旨在探究短期、中期、长期的氢气来源和氢能行业的核心竞争力所在。

中短期视角来看：综合品质、成本、稳定性、环保四大因素，氯碱副产氢、烷烃副产氢是现阶段最适合的制氢方式，副产氢+气氢拖车具备经济性。从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢富余产能来看，现有总产能为68万吨，可供25万辆商用车或468万辆乘用车使用，以氯碱副产氢为主，是短期主要的氢气来源；未来释放总产能为285万吨，可供104万辆商用车或1952万辆乘用车使用，均为烷烃裂解副产氢，基本可以满足燃料电池车的氢气需求。

长期视角来看：随着重卡等重载运输领域燃料电池化，以及发电、冶金还原保护等领域需求的启动，我们预测2030年氢气需求超1300万吨，一次能源（煤、天然气）制氢将成为重要的氢气来源，此外，伴随光伏发电成本的快速下降，光伏电解水制氢具备低成本、无排放、体量大的优势，将是长期最优解决方案。

制氢的方式主要包括一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢）、化学工业副产氢（氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢）、化工原料制氢（甲醇裂解、液氨裂解等）、电解水制氢。一次能源制氢前期投资成本高、制氢成本低，适合大规模制氢；氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢纯度高、成本低，是现阶段最理想的氢气来源；化工原料制氢成本较高适合站内制氢；电解水制氢最清洁，未来伴随可再生能源发展，电价下降后可成为重要氢气来源。

运氢的方式主要包括气氢拖车（T）、液氢罐车（L）和气氢管道运输。目前气氢拖车是氢气运输的主流方式，但不适合远距离运输，因此靠近终端需求的氢气来源经济性更佳。伴随氢能发展、液氢技术成熟，适用于大规模、远距离的液氢罐车将是未来的重要方向，具备液氢技术储备的企业未来竞争优势更大。

从使用成本来看，3.5T的物流车百公里油耗为10L，3.5T的燃料电池物流车百公里耗氢量为2.5kg，目前柴油价格为6.8元/L，则与汽油价格具有同等竞争力的氢气价格为27元/kg。如果使氢燃料电池车具有较强的竞争力（百公里耗氢成本较百公里耗油成本低20%以上），则氢气成本需控制在22元/kg以下。

对于氢气企业，一体化是未来成败的关键。一方面要上游制氢、运氢、加氢的紧密一体化，另一方面也要力争实现上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业相互结合的松散一体化。

上游一体化的重要性在于保证供应、锁定利润。行业早期标准不完善的背景下，制氢与加氢割裂容易导致供应不稳定和品质的不可控；对于企业而言，一体化还是从产业链着手降低成本、提高利润的重要方式。

在产业发展早期，由于基础设施建设需要适度超前，上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业要松散一体化，避免出现有站无车或有车无站的困境，这对上下游均是很好的保障。

区域布局是氢气企业成败的第二个关键。综合考虑区域燃料电池制造基础、氢气供应和地区财政能力，我们认为长三角、珠三角和环渤海地区是最主要的燃料电池发展区域，而综合比较而言，长三角在三个区域中优势最大。

从区域需求来看，考虑燃料电池初期推广由国家补贴+地方补贴共同推动，主要应用领域集中在商用车（物流车、公交车等）；财政实力强大、基础配套完善的区域将赢得快速发展，主要包括长三角、环渤海、珠三角等区域。

　　从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢区域分布来看，现阶段长三角以及环渤海区域的山东是主要的贡献者；依托得天独厚的区位优势，在现有运输条件下长三角发展氢能产业具备极强的比较优势。而环渤海区域由于运输半径限制，短期来看山东省是该区域具备先发优势的地区，中长期液氢储运技术成熟后，山东大量的高纯副产氢将带动该区域的产业发展。

　　长三角现有产能达25万吨，可供9万辆商用车或172万辆乘用车使用，未来释放产能达88万吨，可供32万辆商用车或601万辆乘用车使用，足以满足中短期氢气需求。

　　环渤海现有产能达31万吨，可供11万辆商用车或211万辆乘用车使用，未来释放产能达126万吨，可供46万辆商用车或864万辆乘用车使用，但半数以上产能集中在山东，未来伴随氢气需求增长，可利用液氢拖车将山东副产氢运往渤海区域氢气需求较大的区域。

　　关注具备区位优势、成本优势、一体化优势的氢气企业。推荐具备区位优势、成本优势以及与下游运营企业建立合作的嘉化能源（600273.SH）、建议关注环渤海地区重要供应商滨化股份（601678.SH）、长三角地区副产氢气供应者卫星石化（002648.SZ）、华昌化工（002274.SZ）。

　　一、氢能远期需求过万亿，政策推动氢气需求快速增长

1.氢能源需求广阔，远期需求过万亿

能源紧张+环保问题，发展清洁的可再生能源是应有之义。1）目前一次能源需求以石油、天然气、煤炭为主，占比超85%，2017年全球已探明石油储量可供50.2年产量，天然气储量可供52.6年产量，煤炭储量可供134年产量，全球能源需求逐年增长的背景下，传统不可再生资源日渐枯竭，各国积极发展可再生能源。2）温室效应的背景下，2016年175个国家签署《巴黎协定》，主要目标是将本世纪平均气温上升幅度控制在2摄氏度，考虑全球二氧化碳排放以能源系统为主，各国积极发展清洁能源。3）近年来，欧洲、日本、美国相继出台政策，2030年将完全禁止传统汽油、柴油内燃机使用。

从能源发展历史来看，氢能优势明显。1）从环保的角度来看，煤炭的碳氢比是1:1，石油的碳氢比是1:2，天然气的碳氢比是1:4，氢气零碳排最为环保。2）从能量密度来看，煤炭的能量密度是木柴的160倍，石油的能量密度是煤炭的2倍，氢气的能量密度是石油的3倍，氢气能量密度最高。

氢能优势突出、是唯一可同时用于交通、储能、发电等领域的新能源。1）氢能作为清洁的二次能源，具备来源广、能量密度高、可储存、可再生、0噪音、0污染的优势，是唯一可同时用于交通、储能（可用氢来储存风能、太阳能）、发电等领域的新能源。

各国积极发展氢能源。

　　日本提出发展氢能社会，将氢能定位为未来核心二次能源（与电力、热能并列），计划2030年530万台家用燃料电池投入使用，燃料电池乘用车保有量达80万辆。

　　韩国计划2030年燃料电池汽车保有量达180万辆，2040年燃料电池产量扩大至15GW，约韩国目前发电量（133GW）的11%，2040年氢能市场规模达43万亿韩元（折合2494亿人民币）。

氢能全面取代传统能源市场规模超15万亿。参考2017年传统能源消费量及单价，远期氢气全面替代传统能源后，市场规模达15.5万亿元。根据国际氢能委员会的预测，到2050年全球氢能源消费占总能源需求的18%，市场规模超2万亿。

预计2050年全球燃料电池车用氢气市场规模达4600亿元。假设2050年全球汽车产量约9700万辆，燃料电池车占新车产量40%的份额其中商用车占比25%。商用车日行驶里程300km，乘用车日行驶里程40km，商用车百公里耗氢量2.5kg，乘用车百公里耗氢量1kg，参考METI氢气价格，假设2050年氢气价格降至15元/kg，全球燃料电池车用氢气市场规模达4620亿元。

2.政策推动下，燃料电池车推广、加氢站建设提速

顶层政策不断加码，促氢能发展提速。1）2019年3月15日，氢能源首次写入《政府工作报告》，国家政策、地方政府和产业均高度重视，未来有望获更多政策倾斜。2）3月26日，四部委新出《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》明确指出“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”。

燃料电池车+加氢站推广提速。1）2018年燃料电池车销量1527辆，2019年1-4月，燃料电池车销量为230辆，同比290%。目前国内运营加氢站为22座，在建加氢站25座。2）根据《节能与新能源汽车技术路线图》，到2020年燃料电池汽车在公共服务领域的示范应用要达到5000辆的规模；到2025年，实现氢燃料电池汽车的推广应用，规模达到5万辆；到2030年，实现氢燃料电池汽车的大规模推广应用，氢燃料电池汽车规模超过1百万辆。到2020年、2025年、2030年加氢站数量达100、 300、 1000座。3）近年来，多地市发布燃料电池、氢能源规划，仅根据上海、佛山、武汉、山东、大同、张家口等地规划，预计2020年燃料电池车数量超1.3万辆，加氢站超100座。

3.氢气需求快速增长，规模效应促成本下降

我们认为，国内燃料电池车行业的发展将遵循公交车、物流车（初期）到重卡（中期），再到乘用车（远期）的路径。初期将由政策主导，在经济发达、基础设施配套完备的区域，由公交车、物流车切入；伴随基础设施逐步完备，系统成本、氢气成本逐步下降，中期具备成本优势的燃料电池重卡将率先爆发。

氢气需求快速增长。我们预计2020年燃料电池车销量达1万辆，主要为城市客车、城市物流车；伴随系统成本、氢气成本下降，2025年燃料电池车销量超25万辆，重卡市场逐步爆发；2030年燃料电池车销量超160万辆，主要为重卡。假设客车、物流车、重卡日行驶里程300km，客车百公里耗氢量5kg，物流车、重卡百公里耗氢量2.5kg，对应2025年氢气需求超200万吨，2030年氢气需求超1300万吨。

　　氢气成本下降路径：1）氢气成本主要由制氢成本、运氢成本、加氢站固定成本三大成本构成，伴随规模效应三大成本逐步下降，以加氢站固定成本为例，500kg/d的加氢站利用率为30%（对应绑定20辆商用车需求）时，加氢站固定费用达30元/kg，加氢站利用率为150%（对应绑定100辆商用车需求）时，加氢站固定费用仅6元/kg。2）目前国内仍将氢能当做危化品管理，这增大了氢气储运的费用，4月中旬多家氢能企业对《危险化学品目录（2015版）实施指南（试行）》提出修订意见，希望氢气能从危化品划归至能源范畴。

二、氢气供应：短期氯碱、烷烃副产氢，长期煤制氢、光伏电解

　　制氢的方式主要包括一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢）、化学工业副产氢（氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢）、化工原料制氢（甲醇裂解、液氨裂解等）、电解水制氢。

我国年制氢量约2400万吨，以一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢、炼厂制氢）和化学工业副产氢为主。主要为工业用氢，用于合成氨、石油加工、甲醇制造。

短期视角来看：综合品质、成本、稳定性、环保四大因素，我们认为氯碱副产氢、烷烃副产氢是现阶段最适合的燃料电池车用氢气来源。

长期视角来看： 2030年氢气需求超1000万吨，此时低成本的煤制氢、光伏电解水制氢将成为重要氢气来源。

高质：氯碱副产氢、烷烃副产氢、电解水制氢纯度最高。1）氢燃料电池电极采用特制多孔性材料制成，它不仅要为气体和电解质提供较大的接触面，还要对电池的化学反应起催化作用，由于含 C 和 S 等化合物对电极有不可逆的毒化作用，因此对氢气中的杂质浓度要求很高。2）我国2019年初颁布了GB/T 37244-2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》标准，将于2019年7月1日起开始实施。该标准指出，氢燃料电池汽车燃料氢气浓度需在99.97%以上，并规定了质子交换膜燃料电池汽车用氢气中可能含有的氧气、一氧化碳、二氧化碳、总烃、卤化物、水、总硫、氨气、颗粒物等各种污染物浓度的指标。3）从纯度来看，氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢、电解水制氢纯度高、杂质较少，提纯到燃料电池车用氢气标准所需费用较低，而一次能源制氢含有杂质较多，对分离提纯技术要求较高，提纯成本也相应增加。

低成本：目前副产氢是最优选择，未来低成本的煤制氢将成为重要氢气来源。1）一次能源制氢成本最低，煤制氢成本仅需10元/kg，但一次能源制氢前期投资额高，90000m3/h规模的煤气制氢、天然气制氢设备投资额达12.4亿元、6亿元，适用于大规模制氢，并非现阶段的理想氢气来源，但考虑煤制氢的低成本优势，在未来氢气需求爆发之后将成为重要氢气来源。2）副产氢成本较低，仅需在原有装备上进行低成本改造即可获取高纯度氢气，我们预计将氯碱副产氢提纯后达到供应加氢站的成本仅需十元左右。3）化石原料制氢、电解水制氢适合小规模、站内制氢，但成本较高.未来伴随可再生能源发电发展，成本下降后电解水法制氢有望发展成为氢气来源的可靠路线。目前利用“四弃”（弃水、弃风、弃光、弃核）发电制氢，成本可降至12.2~24.5元/kg。

稳定、环保：氯碱副产、丙烷脱氢副产、乙烷制乙烯副产、电解水最佳。石化制氢、化工原料制氢排放CO2，且焦化行业产能聚集在北方，冬季受环保限产影响导致氢气供应不稳定，故而不是理想的氢气来源。未来伴随氢气需求增长，叠加CCS（二氧化碳捕捉技术）的逐步成熟，煤气制氢将成为环保的氢气来源。

1.一次能源制氢：成本低、初始投资额大，适合大规模制氢

一次能源制氢主要包括煤制氢、天然气制氢。煤制氢、天然气制氢都是生成氢气和CO，再通过变换反应将CO和水蒸气进一步反应生成更多氢气，再分离提纯得到氢气产品。一次能源制氢成本低、初始投资额大，适合大规模制氢，目前大规模应用于合成氨、甲醇等化工原料气、炼化产品生产过程中的加氢。

我国煤炭资源丰富，目前煤制氢是我国氢气的主要来源，煤炭制氢是由煤炭和氧气发生燃烧反应，进而与水反应，得到以氢气和CO为主要成分的气态产品，然后经脱硫净化，CO和水蒸气进一步反应生成氢气和CO2，再分离、提纯等过程。以2019年将投产的荆门盈德煤制氢综合利用项目为例，其生产的氢气纯度可达99.99%。

天然气制氢应用广泛，天然气制氢是由甲烷与水蒸气发生重整反应，再经过水煤气变换反应将生成氢气和CO2，再利用PSA脱除CO2得到氢气。

煤制氢初始投资高，单位成本更低。1）从投资额来看，煤制氢初始投资额更高。以90000m3/h规模的制氢装置为例，煤制氢投资额为12.4亿元，天然气制氢投资额为6亿元。2）从投资额来看，根据测算，在煤炭价格为450元/吨的时候，煤制氢单位成本为9.9元/kg，在天然气价格为2.5元/m3的时候，天然气制氢单位成本为12.83元/kg。

2.化学工业副产氢：氯碱工业、烷烃裂解副产氢是现阶段最优选择

目前多种化工过程包括氯碱工业、烷烃裂解、焦炭工业均有大量副产氢，可采取适当工艺将氢气分离得到高纯度氢气，氯碱工业、烷烃裂解副产氢成本低、纯度高，是氢能源发展初期的最优选择。

氯碱副产氢：氯碱工业是最基础的化工产业之一，是以电解食盐水溶液来生产烧碱、氯气，并副产氢气的工业，副产氢干燥处理后纯度达99.8%，经PSA变压吸附提纯后可纯度达99.99%~99.999%。我们预计将氯碱副产氢提纯后达到供应加氢站的成本仅需十元左右。

烷烃裂解副产氢：主要包括PDH副产氢和乙烷制乙烯副产氢，丙烷脱氢（PDH）是以丙烷作为原料脱去氢气得到丙烯，乙烷制乙烯是以乙烷为原料脱去氢气得到乙烯，通过提纯后副产的氢气纯度可达99.99%。

3.化工原料制氢：成本较高，适合站内制氢

甲醇裂解制氢：由于甲醇具有易于运输、易于获得等特点，甲醇制氢技术备受关注，并应用于众多特定的场所。利用甲醇制氢有3种途径：甲醇裂解、甲醇-蒸汽重整和甲醇部分氧化。在这三种方法中，甲醇裂解制氢和甲醇蒸汽重整制氢技术成熟，甲醇部分氧化技术目前尚未产业化。

　　甲醇重整制氢适用于2500 Nm3/h以下的规模场景，可用于站内制氢，以1000m3/h规模的制氢装置为例，投资约1000万元，在甲醇价格在2200元/吨时，对应制氢成本约21.5元/kg。

　　液氨制氢是指液氨经预热器蒸发成气氨，然后在一定温度下，利用催化剂将氨气分解为含氢75%和含氨25%的混合气，再利用PSA吸附提纯。氨分解制氢产生的气体不含S、C，且液氨储存安全、极易压缩，因此氨作为氢的载体具有较大应用前景。

　　液氨制氢适用于300 Nm3/h以下的小规模场景，可用于站内制氢，以300m3/h规模的制氢装置为例，投资额仅需100万元，按液氨1800元/吨，电价0.5元/kWh测算液氨制氢成本约20元/kg，如未来有进一步的技术突破，液氨制氢的技术可以拓展到直接用于车载供氢。未来推广的难点主要在于液氨制氢的催化剂为稀有金属钌（Ru）。

4.电解水制氢：最清洁，长期来看低成本的光伏电解水制氢将是重要来源

电解水制氢作为最清洁的制氢方式，制氢纯度也最高。

目前商用电解槽法，能耗水平约为4.5~5.5kWh/Nm3H2，我们按5 kWh/Nm3H2能耗测算，电价取0.5元/kWh，制氢规模为1000 Nm3时设备投资额约1400万元，电解水制氢成本达31.6元/kg。

　　根据目前的行业情况，我们认为电价低于0.25元/ kWh时电解水具备经济性。短期来看，核电、水电站均可达到这一水平，此外考虑我国每年有大量的弃水、弃风、弃光、弃核现象，若利用“四弃”发电制氢也具备经济性；长期来看，低成本的光伏制氢使氢气来源更加灵活而广泛。

三、考虑运输成本，具备区位优势的副产氢经济性更佳

1.气氢拖车是目前主流运输方式，液氢罐车是未来重要方向

目前气氢拖车是氢气运输的主流方式，但不适合远距离运输，且其成本主要受运输距离的影响，伴随距离增长成本快速增长，经济运输半径为300km左右，因此具备区位优势的副产氢经济性更佳。伴随氢能发展，适用于大规模、远距离的液氢罐车将是未来的重要方向，具备液氢技术储备的企业未来经济性更佳。

　　氢能供应链中运氢环节定义为包括集中制氢厂的运输准备环节（氢气压缩/液化、存储及加注）和车辆/管道运输过程所涉及所有设备。运氢的方式主要分为气氢拖车运输（tube trailer）、液氢罐车运输（liquid truck）和气氢管道运输（pipeline）。

气氢拖车：目前主流运输方式，适用于近距离、小规模运输。1）从运输距离来看，由于其运输成本与运输距离关联度高，因此不适合远距离运输。2）从运输规模来看，气氢拖车运输规模较小，每车约可充装氢气320kg，设计工作压力为20MPa。3）从成本来看，成本主要受运输距离的影响，伴随距离增长成本快速增长，适合近距离运输，经济运输半径为300km左右。根据下表假设，当氢源距离加氢站100km，运输300kg氢气的单位成本约4.5元/kg，当氢源距离加氢站1000km，运输300kg氢气的单位成本超26.8元/kg。

液氢罐车：未来的重要方向，适合大规模、远距离运输。1）从运输距离来看，液氢适合远距离运输，除罐车外还可以利用铁路、轮船进行远距离、跨洲际运输。2）从运输规模来看，液氢密度为常温、常压下气氢的845倍，运输规模较大，罐车容量约65m3，每车约可运输氢气4000kg。3）从成本来看，成本主要受运输规模的影响，伴随规模增长成本快速下降，适合大规模运输。

　　管道氢气运输运营成本低、运输规模庞大，但最致命的缺点是投资成本高且只适合点对点运输，因此在一段时间内很难成为主流。

　　2.长三角氢气丰富，助力氢能源发展

　　从区域需求来看，考虑燃料电池初期推广由国家补贴+地方补贴共同推动，财政实力强大、积极发展氢能源的区域将赢得快速发展，主要包括长三角、环渤海、珠三角等区域。其中长三角率先发布《长三角氢走廊建设发展规划》，预计2021年燃料电池车保有量达5000辆，2025年燃料电池车保有量达50000辆。2030年燃料电池车保有量达200000辆；山东《山东省氢能源产业发展路线图》（意见稿）提出2021年燃料电池车保有量达2000辆，2025年燃料电池车保有量达50000辆。2030年燃料电池车保有量达100000辆。

　　从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢富余产能来看，现有总产能为68万吨，可供25万辆商用车或468万辆乘用车使用，以氯碱副产氢为主；未来释放总产能为285万吨，可供104万辆商用车或1952万辆乘用车使用，均为烷烃裂解副产氢。

从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢区域分布来看，现阶段长三角副产氢丰富助力长三角燃料电池发展，长三角副产氢企业也受益长三角燃料电池发展，中长期山东副产氢可通过液氢罐车辐射环渤海区域。长三角现有产能达25万吨，可供9万辆商用车或172万辆乘用车使用，未来释放产能达88万吨，可供32万辆商用车或601万辆乘用车使用；环渤海现有产能达31万吨（山东24万吨），可供11万辆商用车或211万辆乘用车使用，未来释放产能达126万吨（山东62万吨），可供46万辆商用车或864万辆乘用车使用；珠三角现有产能仅0.6万吨，可供0.2万辆商用车或4万辆乘用车使用，未来释放产能达16万吨，可供6万辆商用车或113万辆乘用车使用。

2.1氯碱副产氢：现有产能43万吨，长三角、山东丰富

氯碱副产氢：现有富余产能43万吨，可供16万辆商用车或294万辆乘用车使用。1）2018年我国烧碱有效产能约4076万吨，根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为 40:1，理论上氢气产能为102万吨。2）但考虑国内氯碱企业多配备盐酸装置、聚氯乙烯装置进行氯化氢气体的合成利用，预计全国氯碱行业副产富余氢气产能43万吨（富余氢气产能指剔除自用的可供出售氢气），可供16万辆商用车使用，或可供294万辆乘用车使用。3）由于氯碱行业属成熟行业，未来新增产能有限，本文不考虑未来新增产能。

长三角、山东氯碱富余副产氢丰富。从区域来看，长三角氯碱副产氢产能达11万吨，可供4万辆商用车或74万辆乘用车使用；环渤海氯碱副产氢产能达22万吨（其中山东达16万吨），可供8万辆商用车或153万辆乘用车使用；珠三角氯碱副产氢仅0.6万吨，可供0.2万辆商用车或4万辆乘用车使用。

2.2 PDH副产氢：现有产能25万吨，规划产能124万吨，长三角丰富

产能快速增长，现有产能25万吨，规划产能达124万吨。1）2013年后我国大量上马PDH产能，行业平均增速50%以上。目前PDH产能达686.5万吨，副产氢富余产能达25.3万吨，可供9万辆商用车使用，或可供174万辆乘用车使用。2）PDH规划产能（规划产能包括在建产能、拟在建产能）2595万吨，未来可释放副产氢产能达124万吨，可供45万辆商用车使用，或可供846万辆乘用车使用。

长三角PDH副产氢丰富。从区域来看，PDH现有产能和在建产能都集中在山东、长三角区域。考虑规划产能释放，长三角PDH副产氢产能达66万吨（其中规划产能52万吨），可供24万辆商用车或455万辆乘用车使用；环渤海PDH副产氢产能46万吨（其中规划产能37万吨），可供17万辆商用车或312万辆乘用车使用；珠三角PDH副产氢产能16万吨（均为规划产能），可供6万辆商用车或113万辆乘用车使用。

2.3乙烷制乙烯制氢：未来重要来源，规划产能达161万吨

乙烷制乙烯副产氢：未来重要来源，规划产能达161万吨，可供59万辆商用车或1105万辆乘用车使用。我国乙烯过去主要由蒸汽裂解、石油裂解、煤制烯烃等途径获得，目前乙烷裂解制乙烯的单独生产装置很少，规划产能达2380万吨，理论上可释放氢气达161万吨，可供59万辆商用车使用，或可供1105万辆乘用车使用，将是未来氢气的重要来源。

环渤海规划乙烷制乙烯副产氢产能丰富。从区域来看，长三角地区规划乙烷制乙烯副产氢产能36万吨，可供13万辆商用车或245万辆乘用车使用；环渤海地区规划乙烷制乙烯副产氢产能90万吨（其中山东、辽宁达68万吨），可供32万辆商用车或611万辆乘用车使用。

四、一体化是氢气企业未来成败的关键

1.制氢、运氢、加氢站一体化企业比单一氢气企业更有优势

对上游氢气企业而言，制运加一体确保氢气供应、品质与利润空间，打通制氢、运氢、加氢乃至液氢运输的企业更有核心竞争力。

燃料电池对氢气品质的要求较高，若燃料电池长期使用含有杂质（如含S化合物、含C化合物、含N化合物）的氢气，寿命将大幅缩减。一方面氢气从制氢到运氢再到加氢，产业链较长且对设备、人员专业性要求较高；另一方面行业发展初期标准不完善、缺乏品质管控的背景下；制运加氢一体可以更好地把控氢气的供应和品质。

对氢气企业而言，一体化降低综合成本，增厚企业利润，根据我们测算，对氢气企业而言，假设加氢站对外销售价格为40元/kg，布局日加注能力500kg的加氢站，在使用率60%（日加注300kg，对应绑定40辆商用车需求）以上时，布局加氢站利润更高。

基本假设：

1）根据前文，氯碱副产氢达到燃料电池车用氢气标准的成本约十余元，运输成本为4.5元/kg，我们保守假设副产氢企业制氢、运氢成本总计20元/kg。

2）参考已建成的加氢站，投资额为1250万元，参考《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法》，对2020年前建成的500公斤加氢站补贴800万元，对2020年后建成的500公斤加氢站补贴500万元，我们保守假设加氢站补贴为500万元。加氢站成本中，设备成本占比约80%，土地成本占比约20%，假设设备折旧年限为15年，土地折旧年限为20年，则加氢站年均折旧额为48万元。

3）参考已建成的加氢站，年维护成本为12万元，工作人员为8人，假设工作人员人均工资为8万元/年，加氢站用电成本为40万元/年。则加氢站年运营成本为116万元。

2.产业发展初期，上游氢气企业必须与下游用户需求绑定

在产业发展早期，由于基础设施建设需要适度超前，上游氢气企业必须与下游制造、运营企业松散结合，保证车有站、站有车。

对下游燃料电池车运营企业而言，充足的氢气供应和加氢站是燃料电池车运营的先决条件，目前我国燃料电池车累计销量超4000辆，而建成的加氢站仅22座，加氢站较少是燃料电池行业发展的重大阻碍，因此下游燃料电池运营企业必须与加氢站相互合作，避免出现“由于没有加氢站而无法运营”的情况。

对上游氢气企业而言，绑定下游用户需求保障氢气销售，避免出现“有站无车”的现象。且伴随规模效应氢气成本下降，将增厚上游氢气企业利润。根据我们测算，绑定20辆商用车需求时，氢气成本高于60元/kg，上游企业将出现亏损；绑定40辆商用车需求时，氢气成本仅需30元/kg。

　　五、投资建议：关注积极进行氢气资源充分利用的化工企业

1.嘉化能源：长三角一体化氢气供应商，与下游紧密合作

传统业务稳健增长，磺化业务高速增长。1）公司主业包括传统业务（蒸汽、氯碱、脂肪醇（酸））、磺化医药系列产品，2018年，四大业务营业收入约50.2亿元，为公司贡献了约9成的业绩。2）目前公司已经形成了1,306 万吨/年的供热能力，向嘉兴港区内25 家企业供应蒸汽，29.7万吨/年（折百）氯碱系列产品产能，3 万吨/年磺化医药系列产品的生产能力和20万吨/年脂肪醇（酸）系列产品产能。为园区多家大型企业提供蒸汽、烧碱、硫酸等多种产品，形成了产业链循环发展模式。公司利用自有管道运输、热电联产自备发电，具备成本优势，地处华东具备区位优势，预计未来传统业务稳健发展。2）近年来磺化医药产品需求快速增长，公司是磺化医药龙头，伴随4000吨BA项目及3.8万吨TA项目逐步投产，预计未来磺化医药业务将维持高速增长。2018年公司磺化医药业务营收达5亿元，同增50%，毛利率达60%，业务高速增长，盈利能力突出。

结合产业链布局氢副产丰富，成本优势突出。嘉化能源自有氯碱副产氢约1万吨。关联公司三江化工（与嘉化实际控制人相同）、美福石化（公司实际控制人间接持股83%）现有烷烃裂解副产氢约2万吨，规划的烷烃裂解项目副产氢达9万吨，氢产能充足，具有极强的产业布局优势。同时受益于公司产业链的布局，公司副产氢气成本极低，叠加现有的液氮产品及自供电力优势，有效地降低了公司液氢的加工成本，因而公司在液氢布局上资源及成本优势极为明显。

借助区位优势，快速进行有效布局。正如前文分析，长三角地区将是我国最具潜力的燃料电池发展区域之一，有望率先获得快速发展，而公司地处嘉兴，位于长三角经济发展的中心区域，有效辐射面积极大，在产业布局上具有极强的区位优势。而公司根据氢能的发展方向，已经初步形成了浙江+江苏的战略布局，公司成立了江苏嘉华，进行制运加氢一体化的产业布局，参与浙江加氢站建设及一体化供应。

多方合作构建一体化氢能发展链条。公司借助自身发展优势抓紧进行氢能布局的同时，也积极同多方伙伴合作进行产业链一体化布局：

携手加氢站装备龙头、系统领军企业，布局加氢站环节。2019年4月，嘉化能源和富瑞氢能、上海重塑投资成立江苏嘉化氢能，首期规划在张家港和常熟建设3座加氢站，以确保区域内合作方200辆燃料电池物流车的运营，未来三年将计划在长三角地区建设不少于50座加氢站。

与AP合作液氢项目，扩大营运范围。2019年3月，嘉化能源与三江化工、AP全资子公司签署框架协议，拟利用嘉化能源、三江化工尾氢资源投资氢能、液氢项目。AP从1993年开始加氢站业务，是世界领先的氢气和液氢供应商，在全球运营加氢站项目超250个。此次合作借助AP的运营经验及公司的自身优势，有望大幅提升公司氢能业务的营运范围，扩大产业的发展空间。

国开投私募基金入股，获得有效支持。2019年4月，嘉化能源与国投聚力签署战略协议，国投聚力拟成为嘉化能源战略股东，未来双方将在氢能源、页岩气分离等领域合作，国投聚力股东为国开投集团及各省国资委，政府背景资源丰厚，目前国投聚力持股嘉化能源2.16%股权。2019年5月，国投聚力董事长任职嘉化能源董事会副董事长。

2.滨化股份：环渤海重要氢气供应商，打通制氢、运氢、加注全流程

循环经济优势明显。1）公司成立以来一直专注于氯碱化工和环氧丙烷等产品业务。目前公司已经具备65万吨/年烧碱产能， 28万吨/年环氧丙烷产能，8万吨/年三氯乙烯产能，8万吨/年的四氯乙烯产能和6万吨/年的氯丙烯产能，各类产品产能都位于行业第一梯度。公司通过规模化产业建设和循环经济产业链搭建，实现多元产品的综合布局，从而在规模化生产和多种原料自给的条件下，成本优势明显。2）公司将新建7.5万吨的甘油法环氧丙烷产能和1000吨六氟磷酸锂产能。通过新的甘油法环氧丙烷产能，有效利用原有的大量副产盐酸和已有产品烧碱，从而实现产业链的交叉延伸，优化自身的生产格局。

环渤海重要氢气供应商，打通制氢、运氢、加注全流程。1）公司现有富余氯碱副产氢约1.5万吨，在建PDH副产氢约2万吨，副产氢产能均在山东，伴随液氢技术成熟，未来借助可运往京津冀区域。2）2017年公司与亿华通共同出资5000万元设立氢能公司，公司持股90%，2019年6月，公司为氢能公司再次增资1.5亿元，实现97.5%的绝对控股。亿华通是国内领先的燃料电池发动机企业，参与建设并运营中国第一座车用加氢站，在制氢、储氢、加氢设计、建设及运营方面经验丰富。3）2019年5月，氢能公司投资建设的氢能源项目成功试车，氢能源项目目的主要是为燃料电池汽车提供高质氢气，包括氢气压缩、氢气提纯至车用氢气标准、气氢拖车运输、加氢站加注全过程，一期实现氢气充装量1000Nm3/h，二期将再增加氢气充装量12000Nm3/h。

3.卫星石化：长三角轻烃裂解龙头，潜在副产氢丰富

产业链一体化布局，大幅提升公司的发展空间。1）公司建立初期主要以丙烯酸（酯）为主要布局业务，形成公司的业务基础。经过长期的考察、技术积累和资本投入，公司以丙烯酸为起点，向上布局PDH项目，供给产业原料，向下布局SAP等附加值较高产品，提升产品盈利空间。目前公司已经形成了丙烷——丙烯——丙烯酸（酯）/聚丙烯——SAP/高分子乳液为主线完整的产业链布局，从而大幅度降低了原有产品波动风险。2）公司采用双管齐下的策略，在完善原有的C3产业链布局的同时，积极布局C2产线，以连云港为生产基地，构建乙烷——乙烯——聚乙烯、EO/EG 的产业链，大幅提升了公司的发展空间。3）公司从上市以来积极进行产业链扩展和产能扩充，现已形成90万吨/年丙烷脱氢，45万吨/年聚丙烯，48万吨/年丙烯酸，49万吨/年丙烯酸酯，22万吨/年高分子乳液， 9万吨/年SAP，22万吨/年双氧水，2.1万吨/年颜料中间体等多品种大规模的生产能力。而公司还在持续兴建6万吨/年SAP以及各36万吨/年的丙烯酸（酯）将于今年投产。持续提升的产品产能为公司构建了大规模的生产平台，规模优势和市场影响将带动公司进行新的发展平台。

副产氢产能充足，携手浙能集团深度受益浙江省氢能发展。1）目前公司有90万吨的PDH装置，副产富余氢约3万吨，规划的烷烃裂解项目副产氢约25万吨，均位于浙江，具备区位优势。2）2019年4月，公司投资设立卫星氢能作为富余氢能的开发平台，并同浙江省能源集团签订合作框架，公司利用副产氢富余优势，为浙能集团氢能提供保障，并优先探索更深层次的氢能开发合作模式。根据4月15日浙江省发改委发布的《浙江省培育氢能产业发展的若干意见（征求意见稿）》,由浙能集团牵头，探索加氢站安全标准体系建设，到2022年依托综合供能服务站建成加氢示范站20座。开展液氢制备、储运、加注、供应完整产业链示范，建立一体化液氢综合体系。

4.华昌化工：老牌煤化工企业，成功生产电堆切入下游

老牌煤化工企业，新业务布局谋求新发展。公司自成立初期专注于煤气化生产化肥及化工产品，经过长久以来的业务拓展和技术改进，公司现已形成了20万立方/小时的合成气产能，下游布局67.2万吨合成氨、30万吨纯碱、33万吨氯化铵、15万吨硝酸、15万吨尿素、50万吨复合肥、3.1万吨甲醇和1000吨硼氢化钠产能。公司是目前少数位于苏南地区的煤气化生产企业，是少数具有用煤指标的企业，具有较强的煤气化产氢能力。绝佳的地理位置叠加前段的产氢布局，公司具有良好的氢能发展基础，有望通过新业务布局带动公司获得新的发展。

利用现有煤制氢建设氢气充装站。2018年4月公司启动氢气充装站项目，利用现有煤制氢为原料提纯生产99.999%氢气并提供氢气充装服务，为园区内用氢单位、燃料电池汽车加氢站提供氢源。项目计划2019年6月建成，预计年均利润817万元。同时公司在规划加氢站的建设。

成功生产电堆样机，氢能布局再下一城。1）2018年4月公司与电子科技大学合作，成立氢能联合研究院，10月与研发团队合作成立苏州纳尔森能源科技、苏州市华昌能源科技，华昌能源科技规划一期年产电堆100台、动力模块50台，测试平台30台，二期年产电堆50台、动力模块50台，测试平台20台。2）目前公司燃料电池模块、测试平台已进入中试阶段，正在进行小批量验证及示范应用生产线建设前期准备工作，同时已生产出电堆样机，用于示范运用验证。3）2019年6月公司与苏州金龙、港城汽运签订合作框架，计划由三方协作（公司提供电堆，公司与苏州金龙进行系统集成生产出燃料电池大巴，港城汽运运营燃料电池大巴），2019年实现投用5辆氢燃料电池汽车示范运行，2020年实现100辆氢燃料电池汽车投放市场。

　　六、风险提示

政策变化风险：当前我国政策仍倾向于大力发展纯电动汽车及混合式插电汽车,锂电池应用相当广泛,囿于锂电池自身限制(如续航时间短等),我国将氢燃料电池纳入长远规划,并逐年加大扶持力度。但不排除锂电池技术取得突破,从而压制氢燃料电池发展的可能性。

技术风险：在国际上，燃料电池在关键技术尤其是寿命上已经取得了突破，并进入了小批量试运行以及降低成本的阶段。在国内，燃料电池研发的整体技术要落后于国际先进水平，如果未来行业相关关键技术研发进度和国产化水平不及预期，造成成本下降缓慢，影响行业发展。

市场竞争风险：国外的燃料电池产业发展比国内起步早，国外厂商掌握的核心技术领先国内企业至少 3-4 年的时间，随着各国对于清洁能源的发展越来越重视，国外竞争对手也逐渐进入中国市场，产品在技术稳定性和价格上都对国内厂商形成竞争。

基础设施建设不及预期：加氢站等基础设施建设进度和数量不及预期，影响行业整体发展。

国金证券2019年度投资策略

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