其他电源设备Ⅱ证券研究报告—行业深度2023年10月23日强于大市氢能行业系列报告之四公司名称股票代码股价评级气态氢气储运技术迭代路线明确，产业化提速石化机械000852.SZ人民币6.53增持氢储运是连接上游制氢和下游用氢的桥梁，地区间制氢成本差异、氢气供需错配为氢储运创造发展空间。高压气态储氢是氢储运主流技术路线，随着上资料来源：Wind，中银证券游绿氢制备项目规模化上马，我国气态储氢产业化有望提速；输氢管道处于以2023年10月18日当地货币收市价为标准示范期，短期内长管拖车运输是储运氢气主流路线；2022-2025年储氢瓶市场规模复合增速有望达到64%；维持行业强于大市评级。相关研究报告《氢能行业系列报告之三》20230822支撑评级的要点《氢能行业动态点评》20230723《氢能行业系列报告之二》20230702氢储运必要，且降本空间大：氢储运是连接上游制氢和下游用氢的桥梁。不同地区风光资源差异导致绿氢制备成本差异，绿氢制备成本差异中银国际证券股份有限公司为氢气贸易、氢气储运创造发展空间。我国绿氢项目多位于西北，制具备证券投资咨询业务资格氢、用氢存在错配，上游制氢项目发展将推动氢气储运技术发展。机械设备：专用设备高压气态储氢是国内氢储运主流技术路线：氢气储运技术主要包括气态储运、液态储运、固态储运，其中高压气态储运最成熟。高压气态储氢证券分析师：武佳雄通过加压改变单位体积下氢气分子浓度，可实现氢气常温保存。截至jiaxiong.wu@bocichina.com2022年，高压气态路线占我国氢气总储运方案比例约98%。高压气态氢证券投资咨询业务证书编号：S1300523070001气储运主要包括长管拖车储运、管道输运两种方案，我们认为输氢管道目前处于示范期，短期内长管拖车运输是储运氢气主流路线。联系人：李天帅tianshuai.li@bocichina.com长管拖车适用于短途储运，气瓶是核心设备：短途运输情况下，长管拖一般证券业务证书编号：S1300122080057车储运氢气成本低至2元/kg，一台载氢量360kg的长管拖车经济性半径在260km以内。提升单车输运氢气能力可有效提升长管拖车经济性半联系人：顾真径，长管拖车主要发展方向为升级储氢管束工作压力及升级储氢瓶材zhen.gu@bocichina.com料。海外已有携带50MPaⅣ型瓶的长管拖车，单车输氢能力超过一般证券业务证书编号：S13001230200091000kg。我国或将逐步应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于氢气输运阶段，石家庄安瑞科等企业已经实现30MPa缠绕气瓶管束式集装箱研发生产，国机集团合肥通用院目标研发52MPa、1500LⅣ型储氢瓶及管束集装箱。我国中集安瑞科、浙江蓝能、天海工业等企业已经具备储氢瓶国产化生产能力，根据我们测算，2025年，储氢瓶市场空间有望达到125亿元，2022-2025年储氢瓶市场规模复合增速有望达到64%。管道输运适用于大规模、长途运输：输氢管道主要包括纯氢管道、掺氢天然气管道，我国将稳步构建氢气储运体系，开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。天然气管道掺氢的资本支出低，但氢气/天然气混合气分离成本高约10元/kg，因此混合气主要用于直接燃烧。目前纯氢管道的下游应用多为油气炼化厂，2023年4月，我国首个纯氢长输管道项目启动，上游绿氢制备项目规模化上马或带动纯氢管道建设提速。投资建议氢能产业周期开启，绿电制氢成本预计逐步具备竞争力，绿氢应用场景有望扩大。氢储运是连接上游制氢和下游用氢的桥梁，地区间制氢成本差异、氢气供需错配为氢储运创造发展空间。高压气态储氢是氢储运主流技术路线，随着上游绿氢制备项目规模化上马，我国气态储氢产业化有望提速。我们预计2022-2025年储氢瓶市场规模复合增速有望达到64%，2025年储氢瓶市场空间达到125亿元。气态储氢行业产业化提速，具备技术优势、资源优势的氢储运产业链企业有望受益。推荐石化机械，建议关注厚普股份、开山股份、雪人股份。评级面临的主要风险氢能政策风险、价格竞争超预期、下游需求不达预期、国际贸易摩擦风险、技术迭代风险。目录氢气储运具备必要性........................................................................................5储运可解决氢气供需错配.....................................................................................................................5氢气储运降本空间大.............................................................................................................................6高压气态储运技术成熟、具备性价比.................................................................................................7长管拖车适用于短途储运，储氢瓶是核心设备...........................................9长管拖车适合氢气短途运输.................................................................................................................9高压力、大容量、轻量化是储氢瓶发展方向...................................................................................11我国或将逐步应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于氢气输运阶段.......................................................................14管道运氢适合氢气大规模、长途运输..........................................................17管道适合长距离输运，我国纯氢管道进入示范期...........................................................................17天然气管道掺氢初始投资成本低，推广需制氢成本下降...............................................................20投资建议..........................................................................................................24风险提示..........................................................................................................25石化机械..............................................................................................................................................262023年10月23日氢能行业系列报告之四2图表目录图表1.2050年全球制氢成本预测...................................................................................5图表2.我国氢气生产区域分布图....................................................................................6图表3.氢气制备成本现状及展望....................................................................................6图表4.氢气储运及加注成本现状及展望.......................................................................6图表5.不同氢气储运方案对比及产业化进展................................................................7图表6.我国氢气储运技术路线及相关公司....................................................................7图表7.不同类型储氢类型对比........................................................................................8图表8.管束式集装箱（框架式）....................................................................................9图表9.CNG长管拖车（捆绑式）..................................................................................9图表10.氢气集装管束技术参数......................................................................................9图表11.各省氢能储运政策规划....................................................................................10图表12.长管拖车输运氢气流程....................................................................................10图表13.Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型储氢瓶结构..............................................................11图表14.不同类型储氢瓶性能对比................................................................................11图表15.国内外氢能储运技术对比................................................................................12图表16.长管拖车运氢成本结构（20MPa、200km）................................................12图表17.长管拖车输运氢气成本随输运成本变化图....................................................12图表18.输氢距离、终端需求量对长管拖车输氢成本敏感性测试...........................12图表19.氢气在不同压力温度下的密度值(kg/m3).......................................................13图表20.I型瓶与Ⅱ型瓶氢气长管拖车数据对比表.....................................................13图表21.部分气瓶参数....................................................................................................13图表22.长管拖车新老政策对比....................................................................................14图表23.石家庄安瑞科30MPa碳纤维缠绕管束式氢气集装箱下线..........................14图表24.Quantum生产储氢瓶具体参数.......................................................................15图表25.2022-2025我国储氢瓶市场空间预测..............................................................15图表26.我国储氢瓶生厂商产业化情况........................................................................16图表27.国内外已建输氢管道统计表...........................................................................17图表28.国内外部分纯氢管道建设参数.......................................................................17图表29.我国氢气管道分布情况...................................................................................18图表30.管道输氢流程....................................................................................................18图表31.长管拖车与管道运氢成本对比........................................................................19图表32.管道建设成本（百万元/千米）、管道利用率对氢气输运成本敏感性分析19图表33.2021-2030炼化用氢需求预测..........................................................................20图表34.国内部分掺氢管网项目....................................................................................20图表35.氢气管道与天然气管道建设现状对比............................................................21图表36.氢气管道可用材料............................................................................................212023年10月23日氢能行业系列报告之四3qRoNtRtMoQsRmOmQpMmRsR9PbP8OnPmMpNtQfQnMmMfQsQmP6MmNsOwMmQpRuOnPpP图表37.国外氢气管道掺氢比例....................................................................................21图表38.部分省份的天然气掺氢产业规划情况............................................................22图表39.不同掺氢比例下氢气分离成本........................................................................22图表40.不同设施对氢气比例容忍上限........................................................................23图表41.部分城市民用天然气管输气价格....................................................................23图表42.绿氢与其他制氢技术成本对比........................................................................23图表43.公司发展历程....................................................................................................27图表44.2023年9月末公司股权结构...........................................................................27图表45.2017-2023H1公司各板块营业收入占比.........................................................28图表46.2017-2023H1公司各板块毛利率.....................................................................28图表47.2017-2023Q1-Q3公司营业收入及增速..........................................................28图表48.2017-2023Q1-Q3公司归母净利润及增速......................................................28图表49.2018-2023Q1-Q3公司期间费用率..................................................................28图表50.2017-2023Q1-Q3公司毛利率及净利率..........................................................28图表51.中国石化海南首座加氢站................................................................................29图表52.中国石化在山东首座规模化供氢中心............................................................29图表53.2021年全球氢气需求结构...............................................................................29图表54.2019-2030年全球氢气利用结构......................................................................29图表55.中国氢气供给结构预测....................................................................................30图表56.石化机械氢能产业布局....................................................................................30图表57.首批西气东输钢管............................................................................................31图表58.石化机械业务收入与毛利率预测....................................................................31图表59.石化机械可比上市公司估值比较....................................................................322023年10月23日氢能行业系列报告之四4氢气储运具备必要性储运可解决氢气供需错配制氢成本差异创造氢气贸易空间：氢能储运分为储氢、运氢两个环节，是连接上游制氢和下游用氢的桥梁，是氢能产业链中不可或缺的关键环节。绿电制氢是重要的氢气来源，风光资源较好的地区新能源发电成本更低，因此制氢成本更低，适合作为氢气出口方。根据氢能联盟预测，到2050年，智利、中国等风光资源较好的地区，制氢成本可降低至1美元/kg，而日本、韩国等地制氢成本或达到4美元/kg。不同地区的制氢成本差异，为氢气贸易、氢气储运创造良好的发展空间。图表1.2050年全球制氢成本预测资料来源：氢能联盟，中银证券我国氢气供需存在错配：目前我国绿氢示范项目多位于西部地区，全球最大的光伏绿氢生产项目——中石化库车年产2万吨绿氢项目位于新疆；年产绿氢约1万吨的三峡准格尔旗纳日松光伏制氢项目位于内蒙古。同时，东部地区具备大量氢气需求，以交通领域为例，我国燃料电池汽车5大示范城市群分别为北京、上海、广东、河南、河北，大部分地区位于东部省份。虽然我国西部地区风、光资源优渥，具备低成本、大规模制取绿氢条件，但东部地区氢气需求量相对更大。我们认为，随着西部制氢项目建设速度加快，氢储运技术发展必要性有望提升。2023年10月23日氢能行业系列报告之四5图表2.我国氢气生产区域分布图资料来源：亿渡数据，中银证券氢气储运降本空间大氢气成本降低有望提升下游应用积极性：考虑到终端氢气的不同用途，氢气终端成本主要由制氢成本、储运、分配（加注）成本构成，储运成本占比较高。根据中国氢能联盟数据，加氢站终端氢气成本中，储运成本占比约30%。根据美国能源部发布的《国家清洁氢能战略和路线图》，美国能源部目标2030年将电解水制氢成本由7-5美元/kg降至1美元/kg，将氢气储运及加注成本由9-11美元/kg降至2美元/kg。我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近，通常氢源、用氢地距离相距在200km以内，随着氢气储运成本下降，单一氢源经济性半径扩大，氢能应用有望扩大。图表3.氢气制备成本现状及展望图表4.氢气储运及加注成本现状及展望资料来源：美国能源部，中银证券资料来源：美国能源部，中银证券经济性为王，氢气储运成本优选5元/kg以内：终端氢气价格对下游需求有重要影响。根据国家能源局发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，各示范城市加氢站氢气零售价格不高于35元/kg才可获得对应奖励积分，并以奖励积分作为获得补贴奖励条件。根据我们测算，当终端氢气价格降至25-35元/kg，氢燃料电池重卡运营成本可相对柴油重卡具备经济性，此时对应氢气储运成本约5-10元/kg。2023年10月23日氢能行业系列报告之四6高压气态储运技术成熟、具备性价比氢气储运下分多种技术路线：根据储运阶段氢气物理性质差异，氢气储运方案可分为气态储运、固体储运、液态储运3种。气态储运通常指高压气态储运，即在储氢环节给氢气加压，提升单位体积下氢气密度，并通过管道或者长管拖车的方案将氢气运输；固态输运主要通过氢气与储氢材料发生物理/化学反应，将氢气储存在储氢材料内，通过车辆运输储氢材料的方式完成氢气的转移；液态储运相对复杂，其包括低温液态储运、有机液态储运、液氨输运、绿色甲醇储运等方式，具体运输方式包括罐车、管道等方案。图表5.不同氢气储运方案对比及产业化进展储存种类输运种类技术方式特点适用场合气态储运高压气态输运高压长管拖车短途运输、加氢站及部分用氢量不大的技术成熟、产业化程度高液态储运管道输运纯氢管道输运场合固态储运管道制造要求高、大规模运输有大规模用氢领域、如化工、冶金等场合液态输运天然气掺混输运优势固态输运天然气工业应用领域、民用燃气领域低温液氢输运可利用现有的天然气管道，对掺混军用领域、航天航空领域、大规模工业氢基化合物有机液态输运比有要求应用领域、交通领域绿色甲醇输运储氢量大、能耗大、运输过程有损液氨输运失、成本高工业应用、民用领域，可提供高纯氢固态储氢材料运输输氢量大、安全性高、成本高、用储能领域、航空领域（如小型无人氢操作条件繁杂机）等安全性高、成本高、对材料要求高资料来源：孟翔宇《“双碳”目标下中国氢能发展战略》，中银证券气态储运已在我国广泛应用：我国高压气态储运、低温液态储运技术相对成熟，已经开始逐步产业化。高压气态储运、低温液态储运仅改变氢气的物理性质，其中高压气态储运是目前应用最广泛、最成熟的技术。根据头豹研究院，截至2022年我国高压气态路线占总储运方案比例约98%，其中长管拖车方案占比超过90%。长管拖车的储氢压力多为20MPa，在20MPa的压力下，氢气密度可由常温常压下的0.089kg/m3提升至14.5kg/m3，储氢密度是常温常压氢气的160倍。氢气气态储运是我国车用储氢及固定式加氢站采取的主要方案。图表6.我国氢气储运技术路线及相关公司资料来源：头豹研究院，中银证券短期内，高压气态储氢相对低温液态储氢具备性价比：低温液态储氢的储氢密度相对高压储氢具备优势，但是其需要对氢气进行低温液化处理，因此能耗较高。根据中国氢能联盟数据，高压气态储氢每公斤满氢气能耗约0.2-1.3kWh，而低温液态储氢每公斤氢气能耗约15kWh，其预计在短途运输情况下高压气态氢气储运成本约0.3-2.02元/kg，而低温液态氢气储运成本约12.25元/kg。2023年10月23日氢能行业系列报告之四7图表7.不同类型储氢类型对比储运方式运输工具压力载氢量体积储氢密质量储氢密成本能耗经济距离气态储运（MPa）（kg/车）度（kg/m3）度（wt%）（元/kg）（kWh/kg）（km）长管拖车≤150低温液态储运管道20300-40014.51.12.021-1.3≥500固态储运1-4/3.2/0.30.2≥200有机液态储运液氢槽罐车0.6641412.2515≤150货车47,000501.2/10-13.3≥200槽罐车常压300-40040-50415/2,000资料来源：中国氢能联盟，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四8长管拖车适用于短途储运，储氢瓶是核心设备长管拖车适合氢气短途运输长管拖车原用于压缩天然气（CNG）运输：长管拖车最早于1960年由美国CPI研制。1987年，我国引入长管拖车，主要使用长管拖车将天然气运输到没有天然气管网的地区或很难修建管网的城市，以弥补天然气长输管道的不足。长管拖车可被分为管束式集装箱（框架式）、长管拖车（捆绑式）两种。两者的区别在于是否存在框架，框架式长管拖车需要先将气瓶固定在框架上，再将框架固定在走行装置上；捆绑式长管拖车则将气瓶通过捆绑带直接固定在走行装置上。捆绑式长管拖车减少了框架重量，因此可以装配更多的气瓶，从而实现更高的运输效率，管束式集装箱安全性更高。我国目前主要针对管束式集装箱制定氢能运输标准。图表8.管束式集装箱（框架式）图表9.CNG长管拖车（捆绑式）资料来源：美国能源部，中银证券资料来源：中集安瑞科，中银证券长管拖车是我国运输氢气的常用工具：长管拖车一般携带6-10只压力20MPa、单瓶容积2-3m3的无缝高压气瓶，可充装氢气约4000Nm3，单车运氢规模约360kg。我国早期氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢产地附近，制氢场景与用氢场景之间距离多半在200km以内，而短途运输的场景下，长管拖车具备一定性价比，因此我国较多使用长管拖车运氢。根据头豹研究院数据，截至2022年，我国长管拖车储运方案市场占比超过90%。图表10.氢气集装管束技术参数参数20项目公称工作压力/MPa-40~60环境工作温度/℃16.5钢设计厚度/mm4130瓶体材料33.4水压试验/MPa20气密性试验压力/MPa钢瓶规格(外径长度)/mm55910975单瓶公称容积/m32.25钢瓶数量/只10集装管束公称容积/m322.5充装介质氢气充装氢气体积/m33965(20MPa20℃)资料来源：许胜军等《集装管束运输车在氢气运输中的应用》，中银证券短期内“高压气态储氢”+“长管拖车运输”是储运氢气主流路线：氢能产业仍在产业化初期，短期内依靠需政策推动。我国多省市均选择高压气态储氢为目前发展路线，以上海、河南为例根据《上海市氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》，上海将重点发展高压气态储氢和长管拖车输氢；根据《河南省氢能产业发展中长期规划（2022—2035年）》，河南将突出氢气“就近消纳”原则，重点发展高压气态储氢和长管拖车运输。根据各地氢能产业发展中长期规划，我们认为，短期内我国仍将以“高压气态储氢”+“长管拖车运输”为主流储运路线。2023年10月23日氢能行业系列报告之四9图表11.各省氢能储运政策规划省份政策名出台时间具体方案2020年6月24日近期重点发展高压气态储氢和长管拖车运输；中远期按照低压山东《山东省氢能产业中长期发展规2020年9月21日到高压、气态到多相态（低温液态、固态、有机氢载体等）的划（2020-2030年）》2022年3月17日方向逐步提升氢气的储存运输能力，探索推进高效、智能氢气2021年4月8日输送管网的建设和运营。四川《四川省氢能产业发展规划2022年9月6日重点突破高压气态储氢、液氢储运、有机液态储运氢、管道输氢和固态金属储运技术，重点研究公路运输用高压、大容量管（2021-2025年）》2021年7月17日束集装箱氢气储运技术。2021年8月16日推进高密度储氢装备制造，短期加强高压气态储氢建设，长期广东《广东省能源发展“十四五”规2022年6月20日布局低温液氢、低压固态储氢产业。划》鼓励发展70MPa以上高压气态储运技术应用，谋划大型氢液2023年1月12日化工厂和液氢储运体系，探索应用管道输氢、固态储氢、掺氢浙江《浙江省新能源汽车产业发展天然气输送等新技术。“十四五”规划》重点发展高压气态储氢和长管拖车运输，逐步开展更高压力的氢气长管拖车运输和液氢运输示范；突破高储存压力下的公路河南《河南省氢能产业发展中长期规运输用大容量管束集装箱氢气储存技术。划（2022-2035年）》重点发展高压气态储氢和长管拖车运输，突破大容量管束集装箱氢气储存、高压Ⅳ型储氢瓶材料、制造技术瓶颈；按照低压河北《河北省氢能产业发展“十四到高压、气态到多相态逐步提升氢气的储存运输能力，推进高五”规划》效、智能氢气输送管网的建设和运营，形成多元化氢气储运格局。北京《北京市氢能产业发展实施方案重点突破高压气态、高密度液态、高安全固态储供氢技术与装（2021-2025年）》备，纯氢与掺氢管道输送技术。突破高压气氢、低温液氢、长距离管道输氢、储氢材料等储运上海《上海市氢能产业发展中长期规环节关键材料和装备的核心技术，持续降低氢气储运成本；逐划（2022-2035年）》步推动氢能输运“网络化”，重点发展高压气态储氢和长管拖车输氢，按照低压到高压、气态到多相态（低温液态、固态、青海《青海省氢能产业发展中长期规氨氢转化等）的方向逐步提升氢气的储存运输能力。划（2022-2035年）》近期以高压气态储氢和长管拖车运输为主，探索天然气管道掺氢/纯氢管道输送等示范应用；中远期按照低压到高压、掺氢资料来源：各省发改委，中银证券比例由低到高、气态到多相态（低温液态、固态、有机氢载体等）、纯氢到多元输送（纯氢+氨、甲醇、乙二醇）的方向逐步提升氢气储存运输能力。长管拖车单次运输耗时较久，提升运输效率为后续方向：氢气经过脱水、脱氧等净化流程后，经过氢压缩机压缩至20MPa，由装气柱充装入集装管束运输车，充气时间约1.5-2.5小时。经运输车运至目的地后通过高压卸车胶管把集装管束运输车和卸气柱相连接，卸气柱和调压站相连接，20MPa氢气由调压站调整到适当压力后并入加氢站或氢气管网，卸气时间约1.5-3小时。长管拖车单次充气、卸气合计耗时约3-5.5小时，我们认为，提升长管拖车运输氢气的效率为后续发展方向，目前主流方案包括提升储氢瓶的储氢压力、提升储氢瓶容量、降低储氢瓶自重为主流发展方向。图表12.长管拖车输运氢气流程资料来源：吴朝玲等《氢气储存和运输》，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四10高压力、大容量、轻量化是储氢瓶发展方向优化储氢瓶性能提升单车载氢量，降低单位运输成本储氢瓶材料、结构不断升级，带动储氢性能提升：储氢瓶是储存高压气态氢气的容器，常见储氢瓶主要有4种，主要区别在材料、结构方面。4种储氢瓶分别为Ⅰ型瓶（全金属结构）、Ⅱ型瓶（金属内胆纤维环向缠绕结构）、Ⅲ型瓶（金属内胆纤维全缠绕结构）、Ⅳ型瓶（非金属内胆纤维全缠绕结构）。Ⅳ型瓶使用非金属内胆，储氢性能较优。若使用金属内胆，溶于金属中的氢原子可能聚合为氢分子，并导致金属内部应力集中，最终导致金属内部形成细小裂纹，裂纹将对储氢材料造成损伤，这种现象被称为氢脆现象。由于Ⅳ型储氢瓶不使用金属内胆，因此可降低储氢瓶的氢脆敏感度。图表13.Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型储氢瓶结构资料来源：燃料电池百科，中银证券优化储氢瓶性能可提升单车运氢规模：长管拖车一般由数只大容量气瓶组成储氢主体，若保持单车携带气瓶数量不变，则气瓶性能决定单车运氢规模。从Ⅰ型瓶到Ⅳ型瓶，储氢瓶的储氢压力上限、储氢密度均有不同程度优化，使用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶可提升单车运氢规模。国内常用Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶作为长管拖车输运氢气的容器，其多采用20MPa的储氢压力，单车运氢量约300kg；若升级长管拖车携带容器至Ⅳ型瓶，则单车输运氢气量可提升至1000kg以上。Quantum公司推出的长管拖车VP5000-H，已经可以实现在35MPa的压力下实现高达1,195kg的氢气储运量，氢气储运能力较国内常规水平提升约300%。图表14.不同类型储氢瓶性能对比Ⅱ型瓶Ⅲ型瓶Ⅳ型瓶Ⅰ型瓶金属内胆（钢质）金属内胆（钢/铝质）塑料内胆纤维全缠绕材料全金属（钢制）纤维环向缠绕纤维全缠绕30-70压强（MPa）17.5-2026-3030-702.5-5.7质量储氢密度（%）~1~1.52.4-4.10.3-0.8重量/体积（kg/L）0.6-1.00.35-1.0成本0.9-1.3中等高低15年高15-20年15-20年使用寿命15年资料来源：中国氢能联盟，北极星氢能网，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四11图表15.国内外氢能储运技术对比运氢站内储氢车载储氢国外50MPa-Ⅳ型瓶长管拖车单车运氢1000kg；液45MPa-Ⅰ型瓶组；70MPa-Ⅳ型瓶组；70MPa-Ⅳ型瓶重量储氢率5.7wt%氢槽车单车运氢3000kg液氢储罐国内20MPa-Ⅰ型瓶长管拖车单车运氢400kg；20MPa、30MPa-Ⅰ型瓶组；70MPa-Ⅲ型瓶重量储氢率4.9wt%30MPa长管拖车单车运氢600kg50MPa、98MPa全多层容器资料来源：王明华《氢能储运技术经济性分析及建立绿氨储运基地设想》，中银证券短途情况下，利用长管拖车输运氢气成本较低：长管拖车运输氢气的成本主要包括人工费用、车辆过路/保养费用、燃油费等。根据我们的测算，在20MPa储氢压力、输运距离200km下，氢气输运成本约6.83元/kg；若输运距离提升至300km，则氢气输运成本约11.03元/kg，超过10元/kg经济线。我们认为，若不对长管拖车储氢量升级，则长管拖车储运半径在260km以内。图表16.长管拖车运氢成本结构（20MPa、200km）图表17.长管拖车输运氢气成本随输运成本变化图资料来源：王明华《氢能储运技术经济性分析及建立绿氨储运基地设资料来源：王明华《氢能储运技术经济性分析及建立绿氨储运基地设想》，马建新《加氢站氢气运输方案比选》，中银证券想》，马建新《加氢站氢气运输方案比选》，中银证券提升氢气输运规模可提升长管拖车经济半径：长管拖车运行成本主要与行驶距离相关，若单车输运氢气规模上升，可降低长管拖车往返频率、减少长管拖车数量，达到降低运输成本、提升经济半径的效果。根据我们测算，若单车运氢规模200kg，则长管拖车经济性半径在200km以内；若单车运氢规模达到600kg，则长管拖车经济性半径可提升至450km左右。图表18.输氢距离、终端需求量对长管拖车输氢成本敏感性测试单车带氢量200输氢距离（km）（kg）400501001502002503003504004505006004.66.28.912.215.119.424.428.434.441.18003.23.85.26.88.811.013.614.917.921.210002.83.24.45.06.77.49.510.413.015.82.32.63.74.15.66.28.28.99.712.22.32.62.94.14.65.06.87.48.010.4资料来源：王明华《氢能储运技术经济性分析及建立绿氨储运基地设想》，马建新《加氢站氢气运输方案比选》，中银证券提升储氢压力可提升单车带氢量储气压力越大，储氢量越高：高压气态储氢的原理是给氢气加压，从而提升单位体积内的氢气分子含量。单位温度下，氢气所受压力越高，氢气密度越大，单位体积内储氢量越大。根据氢启未来网数据，在25℃、20MPa下，氢气密度约为14.5kg/m3；若将压力提升至30MPa，氢气密度或提升至20.5kg/m3。假设一台长管拖车携带10只钢瓶，单瓶公称容积2.25m3，在20MPa、30MPa的氢气压力下，单车带氢量分别约为330kg、450kg。2023年10月23日氢能行业系列报告之四12图表19.氢气在不同压力温度下的密度值(kg/m3)温度（℃）0152025303540451512.111.511.411.211.010.810.410.5压力2015.714.914.714.514.314.113.813.6（MPa）3022.221.220.820.520.220.019.719.44530.529.228.828.428.127.727.327.07041.740.239.739.238.838.337.937.59048.947.346.846.345.845.344.844.4资料来源：氢启未来网，中银证券我国长管拖车运氢压力已逐步提升：我国长管拖车运氢压力已在逐步提升。我国20MPa长管拖车市占率较高，2020年，中集安瑞科已完成30MPa长管运氢气瓶研发，2023年以来我国开始逐步使用储运压力30MPa的长管拖车运氢，浙江蓝能已经具备“30MPa缠绕气瓶管束式集装箱”、“52MPa缠绕式管束集装箱”生产能力。海外已经开始使用50MPa长管拖车进行运氢，HexagonLincoln公司研制的纤维全缠绕高压氢气瓶公称压力为25-54MPa，单车运氢量可达720-1350kg。应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶可降低储氢瓶自重，提升单车带氢量传统长管拖车自重较重，运氢量较小：长管拖车的额定质量35吨，传统长管拖车在20MPa下输运CNG的最大充装质量可超过3吨，质量占比约10%。而氢气密度较小，常见的20MPa长管拖车的氢气充装质量仅占拖车总质量的1%-2%。根据氢启未来网数据，使用20MPa、Ⅰ型、Ⅱ型瓶输运氢气的最大允许充装量仅300-500kg。我们认为，降低储氢瓶自重是提升氢气运载能力的可行方案之一。图表20.I型瓶与Ⅱ型瓶氢气长管拖车数据对比表产品名称工作压力钢管外径最小壁厚瓶长单只水容积瓶数空箱重量水容积H2最大允额定质量(MPa)(mm)(mm)(mm)(m³)(支)(Kg)(m³)许装量(Kg)10,4702.13511（Kg）10,9753.7111管2055916.511,5802.585732,40023.4934732,74721.1211,5804.212Ⅰ型瓶氢气车7.4+12.7889.5+7.17管2071533,9502638234,636Ⅰ型瓶氢气车12管2059129,60031.0245630,058Ⅱ型玻纤缠绕车8管2071526,71233.649527,207Ⅱ型碳纤缠绕车资料来源：氢启未来网，中银证券降低储氢瓶重量是提升长管拖车输运氢气重量的可行方案：传统长管拖车的质量主要集中在储氢瓶上。根据众邦产业数据，1只容积3800L的Ⅰ型储氢瓶重量约4.5吨，若一辆长管拖车配备6只储氢瓶，则储氢瓶重量已达到27吨，占长管拖车额定质量比例约80%。若以保持单瓶储氢重量不变为前提，降低储氢瓶重量可提升携带储氢瓶数量，从而提升单车输氢规模、降低输氢成本。图表21.部分气瓶参数容积(L)外径(mm)重量(kg)总长度(mm)压力(MPa)壁厚(mm)材料用途2,380Φ5592,84011,5822016.54130X储存压缩天然气520Φ61060322816.6154130XN₂、He、SiH4、SF6、NF3、N2O3,780Φ7204,51410,9802021.34130XCNG、H2、N2、He资料来源：众邦产业，中银证券Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶重量较轻，可用于车辆减重：根据北极星氢能网，同等容积下Ⅲ型瓶较Ⅱ型瓶轻约50%，而Ⅳ型瓶可较Ⅲ型瓶进一步减重约25%。我们认为，应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于长管拖车输运氢气或成为长管拖车减轻自重的可行方案。2023年10月23日氢能行业系列报告之四13我国或将逐步应用Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶于氢气输运阶段我国或将逐步应用Ⅲ型瓶于氢气输运阶段：2020年我国科技部将“公路运输用高压、大容量管束集装箱氢气储存技术”列入“可再生能源与氢能技术”重点专项，主要目标为研制50MPa以上大容量碳纤维缠绕储氢瓶与管束式集装箱。2023年2月18日，T/CATSI05008—2023《压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕瓶式集装箱专项技术要求》发布，该标准由中集安瑞科旗下石家庄安瑞科主导制订。该技术要求主要针对压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕瓶式集装箱（Ⅲ型瓶集装箱），其要求集装箱中的铝内胆碳纤维全缠绕瓶（Ⅲ型瓶）公称工作压力需大于30MPa，技术要求在压力方面实现突破。图表22.长管拖车新老政策对比年份文件名称压力范围单瓶水容积瓶体材料2019NB/T10355-2019管束式集装箱行业标准10MPa~30MPa150L-4200L钢压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕瓶式集装箱行业标准202330MPa~52MPa300L-350L6061铝合金（征求意见稿）资料来源：中国技术监督情报协会，中银证券产业化方面，2023年9月12日，石家庄安瑞科生产的国内首个30MPa碳纤维缠绕管束式氢气集装箱下线并实现批量生产。浙江蓝能也已经具备“30MPa缠绕气瓶管束式集装箱”、“52MPa缠绕式管束集装箱”生产能力，单车运氢量或逐步提升。图表23.石家庄安瑞科30MPa碳纤维缠绕管束式氢气集装箱下线资料来源：中国能源网，中银证券海外大容量气瓶已突破，我国正在逐步攻克大容量Ⅳ型储氢瓶生产：Quantum公司已经具备大容量Ⅳ型瓶生产能力，其生产的Ⅳ型瓶容积可达到近1000L，单瓶储氢压力35MPa。HexagonLincoln公司研制的纤维全缠绕高压氢气瓶公称压力为25-54MPa，单车运氢量可达720-1350kg。我国正在对大容量Ⅳ型储氢瓶生产进行攻关。2021年，国机集团合肥通用机械研究院牵头启动国家重点研发计划项目“公路运输用高压、大容量管束集装箱氢气储存技术”实施方案论证，旨在突破大容量塑料内胆材料改性与精密成型、高储氢密度Ⅳ型复合材料气瓶及管束集装箱设计制造等关键技术。项目主要研制52MPa大容量（1500L以上）Ⅳ型储氢瓶和管束集装箱，目标管束集装箱储氢量超过1000kg。2023年10月23日氢能行业系列报告之四14图表24.Quantum生产储氢瓶具体参数储氢瓶种类-40L120L160L445L650L994LⅣ型Ⅳ型Ⅳ型Ⅳ型Ⅳ型Ⅳ型压力MPa357035302340353535782最大直径mm9412,1824243026902,753乘用车乘用车1,6419412,561运输最大长度mm1880卡车&公交卡车&运输卡车&运输24519854918178269典型用途-0.94.8531919323.915153.90.915.515罐重kg152020储罐+气体重量kgH2质量kg设计寿命年资料来源：Quantum，中银证券储氢瓶市场空间广阔：燃料电池汽车销售带动移动式储氢瓶需求，加氢站建设提速创造固定式储氢瓶及长管拖车储运氢气需求。根据我们测算，2022-2025年，受益于燃料电池汽车销量提升，我国车载储氢瓶需求有望由6.9万只提升至35万只，车载储氢瓶市场空间有望达到101.5亿元，2022-2025车载储氢瓶市场复合增速约61%。2022-2025年，我国加氢站建设亦有望提速，2025年加氢站储氢瓶及长管拖车储氢瓶市场空间有望达到23.8亿元。2025年我国储氢瓶市场空间有望达到125.3亿元，2022-2025车载储氢瓶市场规模复合增速约64%。图表25.2022-2025我国储氢瓶市场空间预测20222023E2024E2025E7122335中国车载储氢瓶需求量（万只）3.53.33.12.9车载储氢瓶单价（万元/只）39.671.3中国车载储氢瓶市场（亿元）24.2150280101.5中国新建加氢站（座）79450840450中国加氢站储氢瓶需求量（只）2374.17.11,350中国加氢站储氢瓶市场（亿元）2.430084010.8长管拖车需求量（台）1581,350长管拖车储氢瓶需求量（只）1,2642,4006,72010,800长管拖车储氢瓶单价（万元/只）15141312长管拖车储氢瓶市场（亿元）1.93.48.713.0我国储氢瓶市场合计（亿元）28.547.087.2125.3资料来源：香橙会，亿渡数据，H2Station，中银证券储氢瓶加速国产化，产能规划已超30万只：我国储氢瓶生产企业主要包括天海工业、中材科技、中集安瑞科、未势能源等。中集安瑞科于2021年3月与HexagonPurusAS合作计划建立年产能约为10万支车载储氢瓶的生产线；中材科技已建设完成年产10万只氢气瓶智能化缠绕生产线，具备3万只储氢瓶产能，预计2023年底将具备5万只储氢瓶产能，“十四五”末期形成20万只产能。我国储氢瓶生产企业远期规划Ⅳ型储氢瓶产能已超过50万只。2023年10月23日氢能行业系列报告之四15图表26.我国储氢瓶生厂商产业化情况中集安瑞科产业化情况披露Ⅳ型Ⅳ型瓶产未势能源瓶产能能规划2006年布局氢能业务，高压管束氢气运输车龙头。2021年与Hexagon合作计划建立10万只（万只）中材科技车载储氢瓶生产线，预计2024年投产。2023年下线国内首台30MPa氢气管束式集装箱。/（万只）2019年成立，产品覆盖70MPa-23L、70MPa-57L、35MPa-210L等不同规格型号储氢瓶。保110京城股份定工业园Ⅳ型储氢瓶生产线产能1万只/年，2023年底正式投产，计划2026年产能提升至10310（天海工业）万只/年。2022年11月30日完成5.55亿元B轮融资。120国富氢能2008年开始从事高压储氢气瓶设计。产品覆盖管束式储运装备、高压储氢气瓶等，已经完成1致远新能20MPa钢瓶集装箱、30MPa复合瓶集装箱运氢产品开发和型式认证，掌握70MPa加氢站用储3彼欧蓝能氢容器成套技术。2019年开始Ⅳ型气瓶的技术研发，已建成年产10万只氢气瓶智能化缠绕0.56亚普股份生产线。2023年取得Ⅳ型储氢气瓶特种设备生产许可，成为国内首家既掌握70MPa-Ⅳ型储龙蟠科技氢气瓶关键核心技术、拥有自主知识产权，又同时具备自动化批量生产能力的企业。计划1奥扬科技“十四五”末期形成20万只产能。1天海工业成立于1992年，已经完成70MPa高压氢燃料车用储氢瓶、车载Ⅳ型瓶390L-8瓶组斯林达安科系统、开发，具有完全自主知识产权的Ⅳ型瓶已成功通过型式测试。2020年揭榜京城机电“四型氢气瓶的设计开发”项目。2022年建成Ⅳ型瓶智能化数控生产线，具备年产1万只气瓶生产能力。2016年成立，产品覆盖高压气态储氢、低温液态储氢领域。已经实现70MPa-62L、70MPa-120LⅣ型储氢瓶量产。2017年建成年产1万只高压储氢瓶产线。2019年10月开工建设氢能装备产业基地，具备5万只碳纤维缠绕高压氢瓶的年产能。2020年布局Ⅳ型储氢瓶技术研发；2022年建成氢能装备产业基地二期Ⅳ型瓶产线，产能可达1万只。成立于2014年，主要布局高压气态储氢缠绕气瓶、低温液态储氢气瓶及配套供氢系统等研发技术储备。2023年压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶项目部分生产线正在验收阶段，建成后实现产能3万只/年。2023年彼欧集团和浙江蓝能各持股50%成立彼欧蓝能，将生产和提供III型、Ⅳ型高压储氢瓶及储氢系统。2025年计划建设年产达6万只Ⅳ型高压储氢瓶超级工厂，主要生产70MPa-175L等Ⅳ型瓶产品，计划2026年投产。2020年开始布局70MPa-Ⅳ型储氢气瓶生产，产品覆盖70MPa-210L、70MPa-60L、70MPa-65L等多款Ⅳ型储氢瓶，35MPa车载氢系统已在成渝地区示范运营，70MPa车载氢系统获批量生产订单。龙蟠氢能源成立于2020年；产品覆盖35MPa-9L/12L/210L，70MPa-52L/60L/210L等不同规格型号储氢瓶。2023年拟在襄阳投资设立Ⅳ型储氢瓶制造工厂，产线建成投产后预计产能1万只Ⅳ型瓶。2017年布局氢能，2019年12月，与合肥通用机械研究院合作研发的Ⅳ型70MPa车载高压储氢瓶技术获得科技部高技术研究发展中心立项批复。2021年拟上市募集资金将用于氢能供气系统Ⅳ型瓶的研发与生产。2022年35MPa、70MPaⅣ型瓶目前已完成首件试制，年产1万只Ⅳ型瓶产线正在建设中。成立于2002年，2015年启动Ⅳ型瓶研发。2019年52L-70MPa储氢罐获上汽集团5年2亿元订单。2020年制造首个国产70MPa车用首个Ⅳ型储瓶。2021年4月取得包含车用Ⅳ型储氢瓶的特种设备制造许可证，成为国内首家获得Ⅳ型储氢瓶制造许可的工厂。已实现70MPa-63LⅣ型储氢瓶量产，具备年产0.5万只气瓶生产能力。资料来源：香橙会，高工氢电，公司公告，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四16管道运氢适合氢气大规模、长途运输管道适合长距离输运，我国纯氢管道进入示范期天然气管道对纯氢管道发展具备借鉴意义“纯氢管道”、“天然气管道掺氢”双线推进，管道输运市场空间广阔：输氢管道可被分为“纯氢管道”、“天然气掺氢管道”、“经改造的天然气管道”。根据国家能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，我国将稳步构建氢气储运体系，开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。氢气管道输运具备广阔市场空间。截至2022年末全球氢气管道总长超过5000km，根据德勤预测，2050年输氢管道总长或将超过75万公里，2023-2050年管道建设复合增速约20%。油气管道建设对输氢管道建设具备积极借鉴意义：石油、天然气凭借成熟的管网系统实现了对煤炭的快速替代。根据国家能源局数据，截至2022年，我国长输天然气管道总里程达到11.8万公里。由于利用管道输运油气的运输成本低、损耗少、永久性占用土地少、建设速度快、运输量大、安全性高，因此管道运输已经成为油气输送的主要手段。我国油气行业已经形成“长距离管道+短距离长管拖车”的运输模式。由于氢气、天然气在物理性质方面具备相似性，我们认为氢气利用管道进行大规模运输具备可行性。国外发展输氢管道已有多年经验，我国输氢管道部分性能仍有可提升空间：欧美发展输氢管道已有近80年历史，全球90%以上输氢管道位于美国及欧洲。截至2022年末全球氢气管道总长超过5000km，其中美国输氢管道总长超过2700km，欧洲输氢管道总长达到1770km。我国氢气管网发展相对较晚，已投用输氢管道总长约100km，包括中国石化“济源-洛阳全长25千米输氢管道”、“巴陵-长岭全长42千米输氢管道”等。我国已建成已建的氢气管道在长度、压力、管径等方面与国外管道存在差距，长度方面，我国已投用输氢管道长度仅约100km，而海外已建设超过5000km氢气管道。压力方面，美国已建成最高输氢压力10.3MPa的管道，而我国仍以5MPa的中低压管道为主。我国目前尚未形成完整的氢气管道标准，更缺少氢气长输管道标准。图表27.国内外已建输氢管道统计表国家美国比利时德国法国荷兰加拿大韩国中国英国瑞典其他3032371478767401845输氢管道里程（km）2,720613390资料来源：李志洪等《浅谈输氢管道与天然气管道建设的对比分析》，中银证券图表28.国内外部分纯氢管道建设参数名称长度/km管径/mm其余参数乌海-呼和浩特输氢管道500乌兰察布陆上风电制氢一体化工程及输400年输送量4×104t氢管道玉门油田水电厂氢气输送管道5.77200年输送量7000t，压力2.5MPa定州-高碑店氢气管道工程164.7508年输送量10×104t，压力4MPa，山东100公里纯氢管网示范项目100济源-洛阳输氢管道25508年输送量10.04×104t，压力4MPa宝钢无取向硅钢产品结构优化标段三项3.97年输送量5040t目输氢管道金陵-扬子氢气管道32325年输送量4×104t，压力4MPa巴陵-长岭输氢管道42457年输送量4.42×104t，压力4Mpa美国AirProducts.Texas-Louisiana大于98376~356压力3~5MPa美国AirProducts,SouthernCalifornia18168~323压力3.7~6.2MPa美国NewAirProductsCarsonPlant0.9219压力14MPa加拿大AGEC3.7273压力3.8MPa德国AirLiquide,ChemischeWerke215168~273压力小于2.5MPa法国、荷兰AirLiquide大于100158压力小于10MPa资料来源：黄嘉豪等《氢储运行业现状及发展趋势》，杜建伟等《输氢管道氢脆研究现状及进展》，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四17图表29.我国氢气管道分布情况资料来源：香橙会，中银证券我国氢气输运标准正在逐步建立：国外氢气长输管道设计建设技术整体比较成熟，已颁布的标准规范包括：压缩气体协会的CGAG5.6HydrogenPipelineSystems、美国机械工程师协会的ASMEB31.12HydrogenPipingandPipelines、欧洲工业气体协会EIGA的IGCDoc121/14HydrogenPipelineSystems、亚洲工业气体协会的AIGA033/06HydrogenTransportationPipelines。2022年以来我国针对氢气长距离管道输送的设计标准正在逐步建立。2022年，国家能源局下发《2022年能源领域行业标准制定计划项目汇总表》，其中“输氢管道工程设计规范”适用于纯氢及天然气掺氢管道的新建、改扩建等工程设计。2023年1月，中国标准化协会发布标准《氢气输送工业管道技术规程》（征求意见稿）。2023年8月，国家标准委联合五部委联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，将针对输氢管道、氢气/天然气掺混等输运方式制定标准。管道适合长距离输运，增加运量可降低输运成本纯氢管道固定资产投资较高，运营成本较少：纯氢管道的初始投资成本较高。根据IRENA数据及我们测算，纯氢管道固定资产投资额约500-600万元/千米。氢气管道项目成本由五类构成，即管道线路成本、大中型穿跨越工程成本、站场成本、运行维护成本、其他成本，其中管道线路成本、大中型穿跨越工程成本占比较高，约占总成本的60%-80%。纯氢管道固定资产投资额约为天然气管道的2倍，建设成本高的主要原因在于其管材、设备对氢气介质的适应性要求较高，因此成本较高。具体材料、设备涉及钢材、压缩机、计量仪表、阀门、管件等。图表30.管道输氢流程资料来源：罗兰贝格，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四18管道在长途运输场景下经济性明显：由于管道输氢的运行成本主要来自压缩机电耗，而长管拖车输氢的运行成本主要来自燃料费用，因此管道输氢成本不会随着输氢距离提升而显著提升。根据我们测算，在输氢距离50km的背景下，长管拖车、纯氢管道输运氢气成本分别为3.2元/kg、0.89元/kg，输运成本差控制在2元/kg左右；若提升输氢距离至400km，则长管拖车、纯氢管道输运氢气成本分别为14.9元/kg、2.93元/kg，输运成本差高达12元/kg。图表31.长管拖车与管道运氢成本对比资料来源：朱珠等《长距离氢气管道运输的技术经济分析》，王明华《氢能储运技术经济性分析及建立绿氨储运基地设想》，马建新《加氢站氢气运输方案比选》，中银证券管道利用率是影响氢气输送成本的关键要素：长输管道可有效降低氢气输运成本。根据我们测算，若一条400km的纯氢管线单位建设成本518万元，运力10万吨氢气/年，管道寿命15年，且管道利用率100%，则单位输氢成本约3.02元/kg；若输氢管道利用率30%，则单位输氢成本约8.66元/kg。我们认为，提升管道利用率可有效降低氢气单位输送成本，随着上游风光发电制氢规模扩大，长输管道的发展将带动氢气输运成本下降。图表32.管道建设成本（百万元/千米）、管道利用率对氢气输运成本敏感性分析氢气管道利用率50010%20%30%40%50%60%70%80%90%100%管道建设成本55023.912.38.46.45.34.53.93.53.22.9（百万/千米）60026.313.49.27.05.74.94.33.83.53.228.614.69.97.66.25.34.64.13.73.465030.915.810.78.26.75.74.94.44.03.670033.316.911.58.87.16.05.34.74.23.9资料来源：朱珠等《长距离氢气管道运输的技术经济分析》，中银证券炼厂为纯氢管道主要终端用户：西氢东送长输管道终点位于燕山石化，济源-洛阳输氢管道重点位于洛阳石化，发改委、能源局于2023年7月表示，支持油气企业探索推进风光气储氢一体化示范项目建设。我们认为，短期内油气、炼化是纯氢管道主要终端用户。全球范围内，炼化也为氢气主要应用场景之一，绿氢炼化将推动石化工业实现深度减碳。在炼化领域，氢气主要用于加氢硫化以去除原油中的硫含量，以及加氢裂化将重渣油升级为更高价值的产品。全球对空气质量的持续关注的背景下，最终精炼产品中的硫含量持续降低，加氢裂化越发重要。根据高盛数据，目前炼化领域大约50%的氢气需求是通过炼油厂其他工艺或炼油厂集成的其他石化工艺产生的副产品氢来满足的，而其余需求则通过专门的现场制氢或从外部采购的商业氢来满足。根据我们的测算，到2030年，炼化用氢的需求量有望达到4570万吨。2023年10月23日氢能行业系列报告之四19图表33.2021-2030炼化用氢需求预测炼化需求量20212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E（mb/d）81.0083.4084.8085.7086.4087.2088.5189.8491.1892.552.961.681.060.820.931.501.501.501.50Yoy(%)40.5041.7042.4042.8543.2043.6044.2544.9245.5946.28炼化需求量0.99（亿吨）4,000.000.990.990.990.990.990.990.990.990.99炼化氢耗（吨/百万吨）4,118.524,187.654,232.104,266.674,306.174,370.774,436.334,502.874,570.41炼化用氢气需求量（万吨）资料来源：IEA，中银证券天然气管道掺氢初始投资成本低，推广需制氢成本下降天然气掺氢或多用于工业领域，已有10%掺氢示范我国天然气管道建设成熟，为天然气掺氢创造良好基础：天然气掺氢技术将氢气以一定体积比例掺入天然气之中，利用现有的天然气管道进行输送。根据IRENA数据，改造天然气掺氢管道成本较新建纯氢管道成本低约65%-94%。截至2022年末，我国油气管道总长超过18.5万公里，若整体油气管道掺氢比例达到10%，年氢气输运能力将超过500万吨，对应绿电发电量超过2800亿度；若整体油气管道掺氢比例达到20%，年氢气输运能力将超过1000万吨，对应绿电发电量超过5600亿度。根据中国城市燃气协会预测，“十四五”期间，我国将新增天然气管道掺氢示范项目15-25个，掺氢比例在3%-20%，可消纳氢气15万吨/年，总长度1000公里以上。图表34.国内部分掺氢管网项目项目长度(km)年输送量项目详情涉及企业440万立方国家电投集团中央研究院建设了国内首个“绿氢”掺入天然朝阳天然气掺氢示范气输送应用示范项目将可再生能源电解水制取的“绿氢”与国家电投工程40万吨40亿立方天然气掺混后供燃气锅炉使用按10%的掺氢比例。由张家口鸿华清洁能张家口掺氢管道示范15.9万吨2020年9月该项目签约，项目建成后，预计每年可生产氢气源科技有限公司牵头项目10亿立方清洁能源科技1000吨，混合气将用于专用的有限公司牵头氢中石油中国石油天然达茂-工业区氢气管道15912亿立方气天然气汽车。气管道工程有限公司该项目在内蒙达茂的哈日朝鲁水库地区，利用弃电进行制工程氢，制得复气将用于还原冶炼，一期年输送能力10万吨/a，中石油中国石油天然气管道工程有限公司广东海底掺氢管道55二期30万吨/a。广东省海底掺氢管道项目是我国首条掺氢海底管道，线路全长中石油中国石油天然陕宁一线掺氢示范项9755千米，掺氢比例为20%，预计输量可达40亿方/年。随着项气管道工程有限公司目目的成功实施，为破解氢气运输难题提供“广东方案”。昆仑氢能有限公司、线路全长97km，掺氢比例为5%，管材L360Q无缝钢管，设兴安盟吉通天然气有扎鲁特旗-乌兰浩特氢230计压力4MPa，一期计划输量4.2万吨/年，二期规划11.7万限公司混天然气长输管线吨/年。“扎-乌”复混天然气长输管线每年可为兴安盟城区及沿线各通辽市隆圣峰天然气通辽市隆圣峰天然气类用户输送10亿立方米天然气，同时具备高比例掺氢功能，有限公司新能源大基地所发绿电优先电解水制取绿氢，以管线形式输有限公司甘旗卡综合中石油中国石油天然站纯氢与掺氢燃气管4.7送，满足兴安盟及蒙东地区氢气需求。气管道工程有限公司道工程该项目管径为D323.9mm，设计压力1.6MPa，建成后能进行内蒙古西部天然气股纯复及掺氢输送、并对管材及设备进行科研验证。份有限公司宁夏宁东天然气掺氢7.4该项目包括7.4公里的输氢主管线及一个燃气管网掺复试验降碳示范化工程平台，项目建成后，将成为国内首个燃气管网掺氢试验平台该项目建设工程起点为包头市九原区，途经巴彦淖尔市乌拉包头-临河输气管道258特前旗、五原县，最终到达临河区，全长258公里，其中干线管道235公里、支线管道23公里，管道设计压力6.3兆工程帕，掺氢比为10%，全线共设置10座阀室及3座场站，最宁夏银川宁东天然气397大输气能力可达12亿立方米每年。在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，这条天然气管道掺氢管道示范平台中的氢气比例已逐步达到24%，经过了100天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。资料来源：氢云链，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四20“氢脆”现象导致掺氢管道对材料要求较高：安全问题是天然气掺氢的主要考虑因素。氢气渗透率高且易于金属发生“氢脆”现象，所以与天然气管道相比，掺氢管道对于管道材料、管道材料处理要求更高。若将天然气管道改造成掺氢管道需要：1、通过管材内部图层优化等方案对管材进行氢脆防护处理；2、加强对管道损伤、裂缝的探查和处理；3、压力监控；4、提升焊接质量。为了降低管道壁厚、增大输运压力，天然气管道常用X70、X80等高强度钢作为原材料，而纯氢管道常用X42、X52等强度稍低但韧性较高的钢材作为原材料。图表35.氢气管道与天然气管道建设现状对比管道类型管道直径/mm设计压力/MPa建设里程/km常用材料6,000X42,X52氢气管道304-9142-10X70,X801,270,000天然气管道1,016-1,4206-20资料来源：刘自亮等《氢气管道与天然气管道的对比分析》，中银证券图表36.氢气管道可用材料材料类型(API5L)X42X52X56X60X65X70X80448.2482.7551.6屈服强度/MPa289.6358.5386.1413.7530.9565.4620.6抗拉强度/MPa413.7455.1489.5517.110.3410.3410.34最大许用压力20.6820.6820.6820.68/MPa资料来源：刘自亮等《氢气管道与天然气管道的对比分析》，中银证券我国首条公用掺氢管道项目已实现长期运行：不同国家的天然气管道掺氢比例上限规定不一，掺氢比例基本在30%以内。2023年4月16日，全长397公里的中石油宁夏银川宁东天然气掺氢管道中天然气掺氢比例达到24%，并完成100天测试运行，打破了我国天然气管道掺氢项目掺氢比10%的记录。2020年以来，我国天津、四川、河北、北京等多个省市积极推动掺氢天然气管道技术研发及示范，我国天然气掺氢管道输运氢气具备发展基础。图表37.国外氢气管道掺氢比例资料来源：孔莹莹《国内外氢气管道输送技术标准对比与探讨》，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四21图表38.部分省份的天然气掺氢产业规划情况时间地区规划名称规划内容2020年1月天津市天津市氢能产业发展行动方案2020年9月四川省探索掺氢天然气在工业、商业、民用等领域的应用(2020-2022年)四川省氢能产业发展规划开展高压、大容量管道运输氢技术及安全性研究，天然气管道材料与氢气相容性研究，掺氢天然气安全性研究(2021-2025年)2022年进行氢气在天然气管道混输的试点示范，2025年扩大2021年7月河北省河北省氢能产业发展“十四五”规划氢能在天然气管道混输领域的推广应用2021年8月北京市北京市氢能产业发展实施方案在氢能储运领域重点突破掺氢管道输送技术(2021-2025年)开展天然气管道掺氢标准制定，探索管道掺氢输配技术和配套2021年12广东省深圳市氢能产业发展规划制氢技术研发及装备生产，小范围试点天然气管道掺氢等管道月(2021-2025年)输氢项目，探索城市天然气管道掺氢技术2022年2月内蒙自治区内蒙古自治区“十四五”发展规划氢能探索推进天然气管网掺氢规划建设，在通辽、乌兰察布、资料来源：各省发改委，中银证券鄂尔多斯、乌海等地区开展掺氢燃气管道输送示范，开展天然气管道掺氢技术、中长距离管道输氢技术的研究与应用天然气掺氢或多用于工业领域，已有10%掺氢示范天然气掺氢或将主要用于工业领域：居民、工业均可直接将掺氢天然气用于燃烧，民用场景主要围绕家用燃烧器具，如燃气灶具、燃气热水器等；工业场景则主要围绕工厂内大型锅炉燃烧和发电厂内大型燃气轮机燃烧。工业用户用气规模较大，且用户较为单一，终端设施改造可以一对一把控，因此管理容易、风险可控，或将成为天然气掺氢的主要应用领域。天然气掺氢或将主要用于直接燃烧：将掺氢天然气中的氢气、天然气相分离的成本较高，因此掺氢天然气直接燃烧是目前主流应用。根据IRENA数据，若使用低温分离法分离20%掺氢比例的混合气体，氢气单位分离成本超过10元/kg，分离成本较高；且经分离后氢气纯度无法达到氢燃料电池使用标准。图表39.不同掺氢比例下氢气分离成本资料来源：IRENA，中银证券我国掺氢项目多采取10%的掺氢比例，掺氢比例具备提升空间：户用及工业均可利用掺氢天然气。根据国电投及中国能源报报道，户用场景方面，2021年国电投辽宁朝阳户用天然气掺氢示范项目已按照10%掺氢比例实现长期运行；2023年国电投张家口天然气掺氢入户应用示范正式通气。工业应用场景方面，惠州大亚湾石化区综合能源站于2022年开工，将使用哈电生产的9HA级燃气轮机并采用10%的掺氢比例。2022年9月，国电投荆门绿动在运燃机实现30%掺氢燃烧改造、运行，改造后的燃机机组具备了纯天然气和天然气掺氢两种运行模式的兼容能力，可使用0%-30%的掺氢天然气作为燃料。展望后市，通用电气、三菱动力均认为2030年高功率HA级燃机或能实现100%氢气燃烧。提升燃机天然气掺氢比例可有效实现燃机减碳，并为大规模应用氢燃料发电打下坚实基础。2023年10月23日氢能行业系列报告之四22图表40.不同设施对氢气比例容忍上限天然气设施计量设施运输设施压缩机地下储气库燃气锅炉居民灶具内燃机燃气轮机3052对氢气比例的502010230容忍上限/%资料来源：宋鹏飞等《天然气管道掺入氢气的影响及技术可行性分析》，中银证券氢气价格影响天然气掺氢经济性氢气需大幅降本，天然气掺氢燃烧才具备性价比：氢气体积热值约13MJ/m3，天然气体积热值约39MJ/m3，由于氢气热值约为天然气热值的1/3，因此氢气价格需降至天然气价格的1/3，终端用户在无补贴情况下使用掺氢天然气燃烧才具备经济性。若以上海民用天然气管输气价格3元/m3作为参考，氢气价格则需降至1元/m3，约10元/kg以内。图表41.部分城市民用天然气管输气价格资料来源：百川盈孚，中银证券风光LCOE下降带动制氢成本下降：电解水制氢成本中，电费占比较高，根据隆基绿能数据，电费约占制氢成本的80%。当电价为0.3元/kWh时，可再生能源制氢的成本约为17.7元/kg，若电价下降到0.1元/kWh，电解水制氢成本则可降约8元/kg，制氢成本降幅超过50%。随着风电整机、光伏组件价格下降，风光发电LCOE（LevelizedCostofEnergy，平准化度电成本）有望下降，有望带动制氢成本下降。根据中国经济网，我国新能源生产绿电的度电成本有望控制在0.068元/kWh水平，若制氢系统电耗4.8度/Nm3，绿氢的综合成本可降至每标方0.7元/Nm3。图表42.绿氢与其他制氢技术成本对比资料来源：隆基绿能，中银证券2023年10月23日氢能行业系列报告之四23投资建议氢能产业周期开启，绿电制氢成本预计逐步具备竞争力，绿氢应用场景有望扩大。氢储运是连接上游制氢和下游用氢的桥梁，地区间制氢成本差异、氢气供需错配为氢储运创造发展空间。高压气态储氢是氢储运主流技术路线，随着上游绿氢制备项目规模化上马，我国气态储氢产业化有望提速。我们预计2022-2025年储氢瓶市场规模复合增速有望达到64%，2025年储氢瓶市场空间达到125亿元。气态储氢行业产业化提速，具备技术优势、资源优势的氢储运企业有望受益。推荐石化机械，建议关注厚普股份、开山股份、雪人股份。2023年10月23日氢能行业系列报告之四24风险提示氢能政策风险：目前氢能行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响氢能行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。价格竞争超预期：储氢瓶等气态储氢设备产能规模整体较为合理，但如后续扩产幅度超预期，储氢瓶价格亦有超预期下降的可能，可能对行业盈利能力造成不利影响。下游需求不达预期：氢储运行业业绩与下游用氢需求紧密相关，如下游交通、化工、发电等领域需求低于预期，则将对行业内企业中短期业绩产生负面影响。国际贸易摩擦风险：海外绿氢渗透率较国内低，且针对绿氢发展落地政策支持，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会对氢能行业销售规模产生不利影响。技术迭代风险：目前亦有氢气液态储运、固态储运等储运方式，如果新技术超预期发展或成本超预期下降，将对部分氢气气态储运厂家的盈利产生负面影响。2023年10月23日氢能行业系列报告之四25机械设备证券研究报告—首次评级2023年10月23日000852.SZ石化机械增持国有油服领军企业，积极布局氢能业务市场价格:人民币6.53公司历史底蕴深厚，是中石化旗下唯一油气装备研发制造服务中心、氢能装板块评级:强于大市备制造基地；公司积极培育氢能压缩机、制氢装备、输氢钢管等产品，中石化将加快打造中国第一氢能公司，公司有望直接受益于氢能需求增长；首次股价表现覆盖给予增持评级。24%支撑评级的要点17%10%公司历史底蕴深厚，集团内部地位具备独特性：公司前身可追溯至19732%年成立的江汉钻头厂，1998年，江钻股份在深交所改制上市。2015年，(5%)江钻股份购买中石化石油工程机械公司100%股份，合并后江钻股份改(12%)名为石化机械。石化机械是中石化旗下唯一油气装备研发制造服务中心、氢能装备制造基地、首批创新型企业。Oct-23Sep-23立足油气装备，拓展氢能业务：公司主导产品涵盖钻采装备、钻完井工Aug-23具、集输装备三大领域，具体产品包括油气开采机械设备、钻头及钻Jul-23具、油气钢管、天然气压缩机等。公司旗下拥有压裂装备、钻头、桥塞Jun-233项国家制造业单项冠军及压缩机国产化基地。2023年，公司获得中石May-23化集团“中国石化氢能装备制造基地”命名授牌。公司积极培育氢能压Apr-23缩机、CCUS用CO2压缩机、加氢机和制氢装备及输氢钢管等新业务，Feb-23覆盖氢能制取、加注、输送等阶段。公司研发国内首台加氢站用90MPaJan-23液驱氢气压缩机、CO2压缩机，已具备加氢站成套装备自主化能力，具Dec-22备小型PEM制氢装备研制能力，并积极寻求成为国内首条纯氢大口径Nov-22长输管道钢管的主力供货商。Oct-22中石化氢能规划明确，公司氢能业务有望直接受益：中石化将聚焦氢能石化机械深圳成指交通和绿氢炼化两大领域，将加快打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司。发改委、能源局亦支持油气企业探索推进风光气(%)今年1312储氢一体化示范项目建设。公司作为中石化氢能装备制造基地有望直接至今个月个月个月受益。绝对相对深圳成指11.1(5.1)(13.7)5.222.8(1.3)(3.2)17.4发行股数(百万)955.67流通股(百万)903.42总市值(人民币百万)6,240.513个月日均交易额(人民币百万)58.91主要股东中国石油化工集团有限公司47.79资料来源：公司公告，Wind，中银证券以2023年10月18日收市价为标准中银国际证券股份有限公司估值具备证券投资咨询业务资格在当前股本下，我们预计公司2023-2025年实现每股收益0.11/0.18/0.25机械设备：专用设备元，对应市盈率58.7/35.3/26.4倍；首次覆盖给予增持评级。证券分析师：武佳雄评级面临的主要风险jiaxiong.wu@bocichina.com证券投资咨询业务证书编号：S1300523070001氢能政策风险、价格竞争超预期、下游需求不达预期、国际贸易摩擦风险、技术迭代风险。证券分析师：陶波(8621)20328512[投Ta资ble摘_Fi要nchinaSimple_index1]bo.tao@bocichina.com证券投资咨询业务证书编号：S1300520060002年结日：12月31日202120222023E2024E2025E主营收入(人民币百万)6,9517,7528,4939,33810,257联系人：顾真zhen.gu@bocichina.com增长率(%)11.911.59.610.09.8一般证券业务证书编号：S1300123020009EBITDA(人民币百万)367358318419488归母净利润(人民币百万)1061772364552106.266.133.6增长率(%)525.315.80.110.180.25最新股本摊薄每股收益(人民币)0.0558.735.326.4市盈率(倍)0.05121.02.12.01.8市净率(倍)140.12.226.719.118.0EV/EBITDA(倍)19.30.00.00.0每股股息(人民币)3.40.00.00.00.0股息率(%)23.20.00.0资料来源：公司公告，中银证券预测0.0国有油服领军企业，积极布局氢能业务公司历史底蕴深厚，整合重组实现石油机械一体化：公司前身系1973年成立的江汉钻头厂，发起人为江汉石油管理局。江汉石油管理局成立于1972年，隶属于中国石油天然气总公司，现划归中国石油化工集团公司（以下简称“中石化”）。1998年，江钻股份在深交所改制上市，上市时主要产品为三牙轮钻头、金刚石钻头等油用钻头。2012年，中石化对下属单位江汉石油管理局所属的石油机械制造业务进行整合重组，将第三机械厂、第四机械厂、沙市钢管厂、四机赛瓦及石油机械研究院划入中石化石油工程机械有限公司（以下简称“机械公司”）。2015年，江钻股份购买机械公司100%的股份，合并后更名为中石化石油机械股份有限公司（以下简称“石化机械”）并在深交所整体上市，实现了对石油机械一体化的产业布局。图表43.公司发展历程资料来源：公司公告，中银证券公司股权集中：公司控股股东、实际控制人为中石化。截至2023年三季度末，中石化持有公司47.79%股份，中石化集团资本公司持有公司3.93%股份，中石化合计持有公司51.72%表决权，公司治理结构集中。中石化是中国最大的成品油和石化产品供应商、第二大油气生产商，是世界第一大炼油公司、第二大化工公司，石化机械是中石化集团旗下唯一的油气装备研发制造服务中心、氢能装备制造基地、首批创新型企业，公司具备资源优势。图表44.2023年9月末公司股权结构资料来源：公司公告，中银证券立足油气装备，拓展氢能业务：公司主要产品涵盖钻采装备、钻完井工具、集输装备三大领域，具体产品包括油气开采机械设备、钻头及钻具、油气钢管等。目前公司正在积极培育氢能压缩机、加氢机和制氢装备等新业务。2023年上半年，公司石油机械设备、油气钢管、钻头及钻具收入占比分别为46%、33%、10%。毛利率方面，2017-2022年公司石油机械设备、钻头及钻具毛利率均保持在20%以上。2023年10月23日石化机械27图表45.2017-2023H1公司各板块营业收入占比图表46.2017-2023H1公司各板块毛利率资料来源：公司公告，中银证券资料来源：公司公告，中银证券营收、利润稳步增长：2017-2022年，公司营业收入由39.94亿元提升至77.52亿元，复合增速约14%，2023年前三季度，公司实现营业收入61.27亿元，同比增长约12%。2017-2022年，公司归母净利润由941万元提升至5,158万元，复合增速约41%，2023年前三季度，公司实现归母净利润8,786万元，同比增长约83%。图表47.2017-2023Q1-Q3公司营业收入及增速图表48.2017-2023Q1-Q3公司归母净利润及增速资料来源：公司公告，中银证券资料来源：公司公告，中银证券费用率稳步下降，净利率呈上升趋势：2018-2023年三季度末，公司不断加强成本管控、提升经营效率。公司期间费用率由20%稳步下降至12%，其中管理费用率、销售费用率降幅明显，均由7%下降至4%。受益于期间费用率下降，公司净利率逐步提升至2%左右。图表49.2018-2023Q1-Q3公司期间费用率图表50.2017-2023Q1-Q3公司毛利率及净利率资料来源：公司公告，中银证券资料来源：公司公告，中银证券2023年10月23日石化机械28中石化氢能规划明确，公司管道、电解槽业务有望直接受益中石化目标着力发展氢能交通、绿氢炼化：2022年9月，中石化发布实施氢能中长期发展战略，中石化将聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，加快打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司。制氢方面，2023年6月，中石化库车绿氢示范项目顺利产氢；中石化内蒙古绿氢新能源有限公司实施建设的1万吨/年风光制氢一体化项目正式启动。储运方面，中国石化400km“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。加注方面，中石化计划到2025年建设一批油氢合建站、加氢站。油气企业将成为推动我国氢能“制、储、加、用”产业化发展的重要力量。图表51.中国石化海南首座加氢站图表52.中国石化在山东首座规模化供氢中心资料来源：中国石化，中银证券资料来源：中国石化，中银证券油气行业氢能应用空间广阔：炼化是氢能应用的重要场景。根据IEA数据，2021年全球炼化产业用氢量约4,000万吨，约占全球氢气需求量的43%。炼化企业靠近氢气下游市场，发展绿氢具备市场优势。根据中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%。2023年9月19日，国家能源局发布的《对十四届全国人大一次会议第2675号建议答复的复文摘要》指出：能源局鼓励油气企业充分发挥油气田能源资源丰富、开发利用条件好的优势，就近开发、就地消纳新能源；发改委、能源局支持油气企业探索推进风光气储氢一体化示范项目建设，将结合资源禀赋、消纳能力、用能需求、气源气价等情况，科学统筹推动“风光气储氢”一体化示范项目。图表53.2021年全球氢气需求结构图表54.2019-2030年全球氢气利用结构合成氨用甲醇用氢（（MtH2）36%16%80炼化用氢7043%钢铁用氢605%50资料来源：IEA，中银证券403020202021STEPSAPS20炼油1002019工业2030资料来源：IEA，中银证券政策积极推动绿氢减碳：2022年我国氢气产能约3300万吨，其中煤制氢、天然气制氢占比约80%，在炼化产业中使用绿氢替代灰氢可帮助炼化行业减碳。政策积极推动绿氢减碳，2022年3月，工信部联合发改委等六部委联合印发《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，《意见》明确指出，鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发利用“绿氢”，推进炼化、煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合示范。根据中国氢能联盟预测，2050年我国可再生能源电解制氢比例将稳步提升至70%。2023年10月23日石化机械29图表55.中国氢气供给结构预测资料来源：中国氢能联盟，中银证券“制、输、加”多方面布局打造“中国石化氢能装备制造基地”：石化机械在“制氢、输氢、加氢”多方面皆有布局。制氢方面，公司具备小型PEM制氢装备研制能力，2023年2月，公司中标华中科技大学《质子交换膜水电解制氢和氢燃料电池设备系统》采购项目，中标总价125.80万元；公司正在开展系列化电解槽研制，产品覆盖碱水制氢装备和PEM制氢装备；围绕内蒙古乌兰察布绿氢制备等项目，加快制氢装备关键核心技术攻关。输氢方面，公司积极布局输氢钢管业务，已开发出3个钢级的输氢用钢管，将努力争取成为中石化“西氢东送”纯氢输送管道项目的主力供应商。加氢方面，公司研发国内首台加氢站用90MPa液驱氢气压缩机、CO2压缩机，具备加氢站成套装备自主化能力，公司氢能装备制造与检测基地一期具备年产25套加氢装备生产能力。公司凭借技术实力、制造能力已获中石化集团公司“中国石化氢能装备制造基地”命名授牌。图表56.石化机械氢能产业布局资料来源：公司公告，中银证券公司有望受益于氢能管道建设：中石化“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市，管道全长超过400km，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。2023年4月，我国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。根据我们测算，假设纯氢管道外径508mm，内径486mm，钢管成本1万元/吨，则400km输氢管道钢管成本超5亿元。2023年10月23日石化机械30图表57.首批西气东输钢管资料来源：公司官网，中银证券盈利预测与估值关键假设：1）考虑“西氢东送”项目建设逐步提速，预计2023-2025年公司油气管道实现营业收入27.76/29.85/32.04亿元。随着输氢管道在油气管道中业务收入占比逐步提升，公司油气管道业务毛利率或逐步提升，预计毛利率分别为6.34%/6.59%/6.64%。2）公司目前电解槽、加氢站EPC已有订单落地，随着后续我国氢能发展提速、中石化氢能规划铸件落实，公司氢能业务板块收入有望持续提升。我们预计2023-2025年公司氢能业务板块实现营业收入0.26/1.14/1.81亿元，由于目前氢能电解槽相关设备价格波动较大，保守预计公司氢能板块毛利率将保持15%。图表58.石化机械业务收入与毛利率预测石油机械设备20222023E2024E2025E收入（百万元）同比增长(%)3,559.073,914.984,306.474,737.12毛利率(%)4.2910.0010.0010.00钻头及钻具20.4521.0021.0021.00收入（百万元）同比增长(%)910.901,002.001,102.191,212.41毛利率(%)9.2810.0010.0010.00油气钢管26.8026.2627.9328.54收入（百万元）同比增长(%)2,544.172,775.572,984.733,204.23毛利率(%)22.069.107.547.35氢能业务5.056.346.596.64收入（百万元）同比增长(%)737.7725.50113.50181.00毛利率(%)18.83345.1059.47其他14.1315.0015.0015.00收入（百万元）同比增长(%)7,751.91774.66813.39854.06毛利率(%)11.515.005.005.00合计15.5415.0015.0015.00营业收入（百万元）同比增长(%)8,492.709,337.8910,257.22综合毛利率(%)9.569.959.8516.2716.6116.76资料来源：公司公告，中银证券2023年10月23日石化机械31盈利预测：我们预计公司2023-2025年实现营业收入84.93亿元、93.38亿元、102.57亿元，同比增长9.56%、9.95%、9.85%；归属于上市公司股东的净利润分别为1.06亿元、1.77亿元、2.36亿元，同比增长106.22%、66.09%、33.57%；在当前股本下，每股收益分别为0.11元、0.18元、0.25元。相对估值：我们选取同为油气高端装备领先企业的杰瑞股份、道森股份、德石股份作为可比公司进行估值比较。根据2023年10月18日收盘价，公司2023年预测盈利对应市盈率58.67倍，高于行业平均水平，体现公司在氢能管道、制氢装备等方面溢价。图表59.石化机械可比上市公司估值比较证券简称证券代码最新股价流通市值总市值每股收益（元）市盈率（倍）市净率评级002353.SZ（元）（亿元）（亿元）2022A2023E2024E2022A2023E2024E（倍）未有评级杰瑞股份603800.SH30.532.192.553.0313.9711.9910.09未有评级道森股份301158.SZ29.67211.73312.580.511.101.9757.9726.8715.101.81未有评级德石股份19.4161.7161.710.510.660.8438.1629.4123.116.19行业平均值000852.SZ15.0829.1936.7022.7616.102.31增持石化机械6.530.050.110.18119.1658.6735.333.4458.9962.412.15资料来源：iFinD，中银证券注1：股价与市值截止日2023年10月18日，未有评级公司盈利预测来自iFinD一致预期注2：市净率均由上市公司最新一期净资产计算得出注3：历史每股收益按照历史股本计算投资建议：公司是中石化旗下唯一油气装备研发制造服务中心、氢能装备制造基地；公司积极培育氢能压缩机、制氢装备、输氢钢管等产品，中石化将加快打造中国第一氢能公司，公司有望直接受益于氢能需求增长；首次覆盖给予增持评级。风险提示氢能政策风险：目前氢能行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响氢能行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。价格竞争超预期：纯氢钢管目前价格较为合理，但若后续纯氢钢管扩产幅度超预期，钢管亦有超预期下降的可能，可能对行业盈利能力造成不利影响。下游需求不达预期：氢储运行业业绩与下游用氢需求紧密相关，如下游交通、化工、发电等领域需求低于预期，则将对公司短期业绩产生负面影响。国际贸易摩擦风险：海外绿氢渗透率较国内低，且针对绿氢发展落地政策支持，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会氢能行业销售规模产生不利影响。技术迭代风险：目前亦有氢气液态储运、固态储运等储运方式，如果新技术超预期发展或成本超预期下降，将对公司纯氢管道盈利产生负面影响。2023年10月23日石化机械32[利Tab润le_F表inc(h人inaD民eta币il_in百dex1万])现金流量表(人民币百万)年结日：12月31日202120222023E2024E2025E年结日：12月31日202120222023E2024E2025E营业总收入6,9517,7528,4939,33810,25768133221295营业收入6,9517,7528,4939,33810,257净利润60240137143126营业成本5,7706,5477,1117,7878,538195219营业税金及附加折旧摊销211(825)51(877)销售费用3946505561(25)4763352管理费用336349382402431营运资金变动342477研发费用338342365402441(157)(508)(100)(404)财务费用276311382402410其他(337)(31)(140)0(100)其他收益13375625962439资产减值损失2622202020经营活动现金流276(146)00信用减值损失(9)(39)(10)(10)(10)(306)9(91)9资产处置收益(27)(1)(10)(5)(5)资本支出(189)948(131)(479)(91)公允价值变动收益(70)(246)561投资收益12000投资变动115721500汇兑收益00000904(54)(59)(62)营业利润(8)8999其他(7)(285)(538)49900000(924)54376149246329投资活动现金流(185)44333银行借款(59)4444股权融资976148245328152533其他(78)913322129568274459筹资活动现金流(128)1610617723652318419488净现金流(38)3580.110.180.250.05资料来源：公司公告，中银证券预测2023E2024E2025E营业外收入1920227,3878,4628,912财务指标7,997营业外支出2424751年结日：12月31日202120222023E2024E2025E9672,0872,5822,546成长能力利润总额602,160营业收入增长率(%)11.9000营业利润增长率(%)13.2所得税004,2794,3735,113归属于母公司净利润增长率(%)525.311.59.610.09.83,622息税前利润增长率(%)净利润60403678508息税折旧前利润增长率(%)3.777.594.865.633.4584100119121EPS(最新股本摊薄)增长率(%)11.3少数股东损益15100475662573获利能力525.315.8106.266.133.65641,9471,9041,878息税前利润率(%)归母净利润451,9443434342.3(24.5)53.951.831.0341,5571,5601,553EBITDA3671,545848280(2.4)(11.1)31.616.486272229211EPS(最新股本摊薄，元)0.052809,33410,36610,79115.8106.266.133.69,9415,9996,8086,739资料来源：公司公告，中银证券预测6,7812,1231,6432,0052,3992,3632,8282,8642,3781,5132,3371,8711.52.13.03.52,004134135334资产负债表(人民币百万)1073030230营业利润率(%)0.61.01.82.63.2104105104年结日：12月31日202106,1326,9437,073毛利率(%)17.015.516.316.616.8107956956956流动资产6,2016,887183228287归母净利润率(%)0.60.71.31.92.39413,0183,1953,431货币资金531579,33410,36610,791ROE(%)2.41.83.55.56.92,897应收账款1,7639,941ROIC(%)3.02.33.04.85.2应收票据0偿债能力存货3,587资产负债率0.80.70.70.70.7预付账款330净负债权益比1.40.50.70.50.6合同资产84流动比率1.11.21.21.21.3其他流动资产383营运能力非流动资产1,923总资产周转率0.90.90.90.91.0长期投资35应收账款周转率4.44.04.04.04.0固定资产1,550应付账款周转率3.43.63.63.63.6无形资产102费用率其他长期资产236销售费用率(%)4.84.54.54.34.2资产合计8,124管理费用率(%)4.94.44.34.34.3流动负债5,616研发费用率(%)4.04.04.54.34.0短期借款2,304财务费用率(%)1.91.00.70.60.6应付账款1,937每股指标(元)其他流动负债1,374每股收益(最新摊薄)0.00.10.10.20.2非流动负债500每股经营现金流(最新摊薄)0.30.5(0.5)0.7(0.4)长期借款400每股净资产(最新摊薄)1.93.03.23.33.6其他长期负债100每股股息0.00.00.00.00.0负债合计6,116估值比率股本778P/E(最新摊薄)140.1121.058.735.326.42.22.1少数股东权益153P/B(最新摊薄)3.42.01.819.326.7归属母公司股东权益1,854EV/EBITDA23.213.1(12.3)19.118.0负债和股东权益合计8,124价格/现金流(倍)22.69.9(15.5)资料来源：公司公告，中银证券预测资料来源：公司公告，中银证券预测2023年10月23日石化机械33披露声明本报告准确表述了证券分析师的个人观点。该证券分析师声明，本人未在公司内、外部机构兼任有损本人独立性与客观性的其他职务，没有担任本报告评论的上市公司的董事、监事或高级管理人员；也不拥有与该上市公司有关的任何财务权益；本报告评论的上市公司或其它第三方都没有或没有承诺向本人提供与本报告有关的任何补偿或其它利益。中银国际证券股份有限公司同时声明，将通过公司网站披露本公司授权公众媒体及其他机构刊载或者转发证券研究报告有关情况。如有投资者于未经授权的公众媒体看到或从其他机构获得本研究报告的，请慎重使用所获得的研究报告，以防止被误导，中银国际证券股份有限公司不对其报告理解和使用承担任何责任。评级体系说明以报告发布日后公司股价/行业指数涨跌幅相对同期相关市场指数的涨跌幅的表现为基准：公司投资评级：买入：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数20%以上；增持：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数10%-20%；中性：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数变动幅度在-10%-10%之间；减持：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数跌幅在10%以上；未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。行业投资评级：强于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现强于基准指数；中性：预计该行业指数在未来6-12个月内表现基本与基准指数持平；弱于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现弱于基准指数；未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。沪深市场基准指数为沪深300指数；新三板市场基准指数为三板成指或三板做市指数；香港市场基准指数为恒生指数或恒生中国企业指数；美股市场基准指数为纳斯达克综合指数或标普500指数。2023年10月23日氢能行业系列报告之四34风险提示及免责声明中银国际证券股份有限公司本报告由中银国际证券股份有限公司证券分析师撰写并向特定客户发布。中国上海浦东银城中路200号本报告发布的特定客户包括：1)基金、保险、QFII、QDII等能够充分理解证券研究报告，中银大厦39楼具备专业信息处理能力的中银国际证券股份有限公司的机构客户；2)中银国际证券股份有邮编200121限公司的证券投资顾问服务团队，其可参考使用本报告。中银国际证券股份有限公司的证电话:(8621)68604866券投资顾问服务团队可能以本报告为基础，整合形成证券投资顾问服务建议或产品，提供传真:(8621)58883554给接受其证券投资顾问服务的客户。相关关联机构：中银国际证券股份有限公司不以任何方式或渠道向除上述特定客户外的公司个人客户提供本报告。中银国际证券股份有限公司的个人客户从任何外部渠道获得本报告的，亦不应直中银国际研究有限公司接依据所获得的研究报告作出投资决策；需充分咨询证券投资顾问意见，独立作出投资决策。中银国际证券股份有限公司不承担由此产生的任何责任及损失等。香港花园道一号中银大厦二十楼本报告内含保密信息，仅供收件人使用。阁下作为收件人，不得出于任何目的直接或间接电话:(852)39886333复制、派发或转发此报告全部或部分内容予任何其他人，或将此报告全部或部分内容发表。致电香港免费电话:如发现本研究报告被私自刊载或转发的，中银国际证券股份有限公司将及时采取维权措施，中国网通10省市客户请拨打：108008521065追究有关媒体或者机构的责任。所有本报告内使用的商标、服务标记及标记均为中银国际中国电信21省市客户请拨打：108001521065证券股份有限公司或其附属及关联公司（统称“中银国际集团”）的商标、服务标记、注册新加坡客户请拨打：8008523392商标或注册服务标记。传真:(852)21479513本报告及其所载的任何信息、材料或内容只提供给阁下作参考之用，并未考虑到任何特别中银国际证券有限公司的投资目的、财务状况或特殊需要，不能成为或被视为出售或购买或认购证券或其它金融票据的要约或邀请，亦不构成任何合约或承诺的基础。中银国际证券股份有限公司不能确香港花园道一号保本报告中提及的投资产品适合任何特定投资者。本报告的内容不构成对任何人的投资建中银大厦二十楼议，阁下不会因为收到本报告而成为中银国际集团的客户。阁下收到或阅读本报告须在承电话:(852)39886333诺购买任何报告中所指之投资产品之前，就该投资产品的适合性，包括阁下的特殊投资目传真:(852)21479513的、财务状况及其特别需要寻求阁下相关投资顾问的意见。中银国际控股有限公司北京代表处尽管本报告所载资料的来源及观点都是中银国际证券股份有限公司及其证券分析师从相信可靠的来源取得或达到，但撰写本报告的证券分析师或中银国际集团的任何成员及其董事、中国北京市西城区高管、员工或其他任何个人（包括其关联方）都不能保证它们的准确性或完整性。除非法西单北大街110号8层律或规则规定必须承担的责任外，中银国际集团任何成员不对使用本报告的材料而引致的邮编:100032损失负任何责任。本报告对其中所包含的或讨论的信息或意见的准确性、完整性或公平性电话:(8610)83262000不作任何明示或暗示的声明或保证。阁下不应单纯依靠本报告而取代个人的独立判断。本传真:(8610)83262291报告仅反映证券分析师在撰写本报告时的设想、见解及分析方法。中银国际集团成员可发布其它与本报告所载资料不一致及有不同结论的报告，亦有可能采取与本报告观点不同的中银国际(英国)有限公司投资策略。为免生疑问，本报告所载的观点并不代表中银国际集团成员的立场。2/F,1Lothbury本报告可能附载其它网站的地址或超级链接。对于本报告可能涉及到中银国际集团本身网LondonEC2R7DB站以外的资料，中银国际集团未有参阅有关网站，也不对它们的内容负责。提供这些地址UnitedKingdom或超级链接（包括连接到中银国际集团网站的地址及超级链接）的目的，纯粹为了阁下的电话:(4420)36518888方便及参考，连结网站的内容不构成本报告的任何部份。阁下须承担浏览这些网站的风险。传真:(4420)36518877本报告所载的资料、意见及推测仅基于现状，不构成任何保证，可随时更改，毋须提前通中银国际(美国)有限公司知。本报告不构成投资、法律、会计或税务建议或保证任何投资或策略适用于阁下个别情况。本报告不能作为阁下私人投资的建议。美国纽约市美国大道1045号7BryantPark15楼过往的表现不能被视作将来表现的指示或保证，也不能代表或对将来表现做出任何明示或NY10018暗示的保障。本报告所载的资料、意见及预测只是反映证券分析师在本报告所载日期的判电话:(1)2122590888断，可随时更改。本报告中涉及证券或金融工具的价格、价值及收入可能出现上升或下跌。传真:(1)2122590889部分投资可能不会轻易变现，可能在出售或变现投资时存在难度。同样，阁下获得有关投资的价值或风险的可靠信息也存在困难。本报告中包含或涉及的投资及服务可能未必适合阁下。如上所述，阁下须在做出任何投资决策之前，包括买卖本报告涉及的任何证券，寻求阁下相关投资顾问的意见。中银国际证券股份有限公司及其附属及关联公司版权所有。保留一切权利。中银国际(新加坡)有限公司注册编号199303046Z新加坡百得利路四号中国银行大厦四楼(049908)电话:(65)66926829/65345587传真:(65)65343996/65323371