证券研究报告行业深度2024年02月02日电力设备氢能产业链梳理：制氢、运氢、用氢--电解水系列之三前两篇氢能报告中，我们聚焦制氢环节的电解槽设备，挖掘国内电解槽厂商增持（维持）内销与出口机会。本篇报告，我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理，分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。行业走势沪深300制氢端：电解槽为电解水制氢环节核心设备，海外空间大于国内。电解槽占电力设备比电解水制氢设备成本50%以上，其中电极和隔膜为碱性电解槽核心壁垒。短期电解水制氢成本约16.6元/kg（电价0.21元/kwh），略高于煤制氢成本0%上限，未来电价下行叠加设备能耗降低，其经济性有望提升。市场空间看，海外需求大于国内。我们测算2030年国内电解槽规模有望超80GW，对应市场-16%规模约1160亿元；测算2030年欧洲、中东、印度地区累计装机规模约100GW/46GW/58GW，合计超200GW。-32%氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。现阶段中-48%2023-052023-092024-01国绿氢项目多落在风光资源丰富的内蒙古，但化工园区多聚集在东部地区，2023-02国内绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，氢储运难度较大。作者➢氢储存：目前气态储氢为主流方式，III型、IV型碳纤维符合材料气态储分析师杨润思氢瓶应用较广，但核心部件依赖进口致成本较高。执业证书编号：S0680520030005➢氢运输：1）长管拖车适用于中短距离运输，<50km及500km运输距离邮箱：yangrunsi@gszq.com分析师杨凡仪对应成本约5元、20元/kg；2）管道初始投资成本较高，适用于大规模执业证书编号：S0680522070008长距离运氢，100km运输距离对应成本约1.2元/kg，为长管拖车成本邮箱：yangfanyi@gszq.com的1/5。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。相关研究加氢站：制氢至用氢端的重要枢纽，制加一体站有望成为未来主流方向。单座35MPa、日储氢量250kg的加氢站建设成本约1400万元。成本拆解看，1、《电力设备：12月风光新增装机超预期，特斯拉发布压缩机、储氢、加氢设备合计占比约44%，压缩机国产替代空间较大。预计2023年度财报》2024-01-28电解槽放量&加氢站建设加速将带动氢能压缩机需求提升，氢气压缩机流量2、《电力设备：2024年美国预期新增光伏45-54GW，值中位数约450Nm³/h，我们预计制氢端1000Nm³/h电解槽与450Nm³/h广东省管海域三山岛六500MW核准》2024-01-21氢能压缩机配比约1:2。发展趋势看，制加一体站回本周期较快（约3年），3、《电力设备：2024山东海风超预期建设，再次强调高有望成为未来方向。确定性增长》2024-01-14用氢端：电堆成本占比较高，政策催化下燃料电池车有望迎来快速发展。燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本，发展较慢。成本拆解看，电堆占比燃料电池成本约30%，其中催化剂由于贵金属铂含量较高，推高燃料电池整体成本（占比电堆成本36%）。潜在空间看，氢能规划提出至2025年国内氢燃料电池车保有量达5万辆，2022年保有量约1.2万辆，对应CAGR22-25年约60%。投资建议：制氢环节（电解槽）：推荐具备品牌和渠道优势的龙头隆基绿能、阳光电源等；优质设备供应商双良节能、华电重工、华光环能、亿利洁能、昇辉科技等，绿氢制备厂商石化机械，以及关注绿氢生产商吉电股份等；氢储运：建议关注储氢瓶标的中材科技、京城股份等，氢管道运输标的石化机械等。加氢站：建议关注全国加氢站设备头部企业美锦能源、中泰股份等；压缩机龙头开山股份、冰轮环境等；燃料电池：建议关注燃料电池系统及发动机等零部件头部供应商亿华通、潍柴动力、雪人股份等。风险提示：政策支持力度不及预期、制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期、假设和测算存在误差。请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日重点标的股票股票投资EPS（元）PE代码名称评级2023E2024E2022A2025E2022A2023E2024E2025E9.926.58601012.SH隆基绿能增持1.951.992.782.9432.399.726.968.00300274.SZ阳光电源13.453.22600481.SH双良节能增持2.426.517.929.8021.3912.049.9014.62601226.SH华电重工13.009.18600475.SH华光环能增持0.511.111.632.1320.376.184.21600277.SH亿利洁能-4.73-300423.SZ未覆盖0.270.240.340.4224.9817.85-昇辉科技买入0.770.830.971.0912.0610.32未覆盖0.21-----未覆盖-1.97-----资料来源：Wind，国盛证券研究所注：华电重工、亿利洁能、昇辉科技为Wind一致预期P.2请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日内容目录1.制氢端：电解槽为制氢环节核心设备，海外空间大于国内...................................................................................51.1电解水制氢成本约16.6元/kg，未来经济性有望进一步提升.........................................................................81.2电解槽占比制氢设备价值量50%以上，电费为电解水制氢主要成本..............................................................91.3海外电解槽需求大于国内，预计至2030年海外电解槽装机规模200GW以上...............................................112.氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础..........................................................................152.1氢气密度极低且易燃易爆，氢储运难度大..................................................................................................162.2氢储运：气态储运为目前主流方式，储氢瓶部件仍有较大国产替代空间.......................................................162.2.1氢存储：III型、IV型气态储氢瓶应用较广，核心部件依赖进口致成本较高........................................162.2.2氢运输：长管拖车适用于中短距离运输，管道运氢步入发展新阶段....................................................173.加氢站：上游制氢端与中下游储运及用氢端的重要枢纽，制加一体站回本周期较短...............................................203.1成本拆解：压缩机、储氢设备、加氢设备成本合计占比约44%...................................................................203.1.1高压储氢设施：成本占比约18%，成本随储氢压力增大而提升。.......................................................213.1.2压缩机：成本占比约13%，国产替代有望带动设备降本。.................................................................223.1.3加氢机：成本占比约13%，国产化程度较高。.................................................................................243.2发展趋势：制加一体站回本周期较快，有望成为未来加氢站主流方向..........................................................244.用氢端：燃料电池车有望迎来快速发展，加氢站为重要配套设施..........................................................................274.1氢燃料电池：氢能使用的主要途径之一，现阶段燃料电池汽车成本高于纯电和燃油重卡................................274.2成本拆解：电堆催化剂中贵金属铂含量高，推升燃料电池整体成本..............................................................294.3潜在空间：2025E燃料电池车保有量约5万辆，对应CAGR22-25年约60%................................................30风险提示..............................................................................................................................................................32图表目录图表1：氢能产业链一览，主要环节为制氢-储运-用氢三个环节.................................................................................5图表2：2019年国内产氢方式仍以化石能源制氢为主（%）.....................................................................................6图表3：2023年电解槽招标情况一览（MW）..........................................................................................................7图表4：煤制氢成本随煤炭价格的变化趋势（纵轴：煤制氢成本，单位为元/kg；横轴：煤炭价格，单位为元/吨）.......8图表5：天然气制氢成本变化趋势（纵轴：天然气制氢成本，单位为元/kg；横轴：天然气价格，单位为元/Nm3）.......8图表6：工业副产品制氢成本（纵轴：工业副产品制氢成本，单位为元/kg；横轴：各类工业副产品名称）..................9图表7：中国电解水制氢成本敏感性分析（纵轴：电解水制氢成本，单位为元/kg；横轴：电价，单位为元/kwh）........9图表8：电解槽设备主体一览..................................................................................................................................9图表9：电解水制氢成本：电费、设备成本占比约73%/14%....................................................................................9图表10：碱性电解槽整体设备构成一览..................................................................................................................10图表11：碱性电解槽工作原理一览：电极和隔膜为核心部件....................................................................................11图表12：电解槽规模测算（万吨；台；GW；亿元）...............................................................................................12图表13：各类电解槽现阶段成本及降本空间展望（$/kw）......................................................................................12图表14：据ITM，预计至2029年PEM设备降本空间约50%..................................................................................12图表15：光储龙头电解水制氢布局一览...........................................................................................................13图表16：新势力厂商电解水制氢布局一览.......................................................................................................14图表17：落地项目看，绿氢现阶段需求主要为替代灰氢用于工业、能源脱碳减排......................................................15图表18：各类型储氢瓶特点对比一览.....................................................................................................................17图表19：氢气不同储运方案的成本及特点..............................................................................................................17图表20：长管拖车运氢成本随着运输距离增加而上升，同等运输距离下大压力储氢成本优势显著（元/kg）...............18图表21：气态、液态运氢成本及适用范围一览（元/kg，km）.................................................................................18P.3请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表22：氢储运标的一览......................................................................................................................................19图表23：加氢站运营模式一览...............................................................................................................................20图表24：外供氢高压氢气加氢站总成本及建设成本拆分（万元）.............................................................................21图表25：国内加氢站投资成本结构（%）..............................................................................................................21图表26：储氢罐结构组成......................................................................................................................................22图表27：35MPa碳纤维IV型高压储氢瓶成本构成一览（%）..................................................................................22图表28：碳纤维IV型高压储氢瓶成本随储氢压力增大而提升（美元）.....................................................................22图表29：加氢站用隔膜压缩机一览........................................................................................................................23图表30：各类压缩机对比一览...............................................................................................................................23图表31：加氢站压缩机类型中，隔膜压缩机占比66%.............................................................................................24图表32：国产氢气压缩机占比逐年提升，但进口仍占绝对主导（%）......................................................................24图表33：中国加氢站数量（座）............................................................................................................................24图表34：制加一体站加氢站建设成本拆分（万元）.................................................................................................25图表35：不同运营负荷下加氢利润对比（元/kg）...................................................................................................25图表36：加氢站市场空间预测...............................................................................................................................25图表37：加氢站业务相关上市公司梳理（单位：亿元；%）....................................................................................26图表38：预计氢能重卡全生命周期成本TCO有望于2030年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平..............................27图表39：燃料电池系统结构一览............................................................................................................................28图表40：各类型燃料电池特点一览........................................................................................................................28图表41：氢燃料电池成本拆分一览（%）..............................................................................................................29图表42：燃料电堆成本结构一览（%）..................................................................................................................29图表43：膜电极组件结构图..................................................................................................................................30图表44：电堆结构图............................................................................................................................................30图表45：燃料电池系统规模化成本表（左轴为总成本$；右轴为百分比%）..............................................................30图表46：我国燃料电池汽车保有量（万辆）...........................................................................................................31图表47：燃料电池业务相关上市公司梳理..............................................................................................................31P.4请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日氢能政策文件陆续发布，预计2024年氢能产业发展加速。1）政策角度看，2023年8月，国家标准委与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局等部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，该文件为国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。2023年12月29日，国家发改委印发了《产业结构调整指导目录（2024年本）》，包括鼓励、限制和淘汰三类目录，其中氢能产业相关内容均为鼓励类。预计后续有望出台更多氢能相关政策以鼓励氢能产业发展。2）产业角度看，2023Q1~Q3国内电解槽中标量约2.3GW，预计2024年电解槽需求高增。近期国内两大输氢管道项目陆续获批，总长度1868.5公里。预计2024年氢能产业发展加速。前两篇氢能系列报告《从电解槽设备看电解水制氢投资机会》、《电解槽全球市场与出口机会怎么看–电解水系列之二》中，我们聚焦制氢环节的电解槽设备，重点研究其国内需求与海外空间，挖掘国内电解槽厂商内销与出口机会。本篇报告，我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理，分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。图表1：氢能产业链一览，主要环节为制氢-储运-用氢三个环节资料来源：SMM氢能源，国盛证券研究所1.制氢端：电解槽为制氢环节核心设备，海外空间大于国内制氢环节主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢，工业副产品制氢及电解水制氢三种方式，未来绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。根据制氢工艺以及碳排放量的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢、绿氢三类。灰氢指通过化石燃料燃烧产生的氢气。蓝氢指在灰氢基础上，结合碳捕获与存储（CCS）技术的制取的氢气。绿氢指利用可再生能源等电能通过电解工序制得的氢气，其过程可实现零碳排。短期煤制氢成本更具优势，长期电解水制氢零碳排潜力更大。➢化石能源制氢：主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应得到H2和CO，再通过CO变化、H2提纯等工艺制得高纯度氢气。该方法成本低，产量较大，但碳排放高。➢工业副产品制氢：采用变压吸附法（PSA法）将富含氢气的工业尾气回收提纯制氢。工业副产氢的资本投入和原料投入少于化石能源制氢，具备成本和环保优势。➢可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源所产电能使电解槽阴极产生还原反应从而制得氢气。电解水制氢工艺简单，且无温室气体排放，是最为清洁的制氢方法。P.5请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表2：2019年国内产氢方式仍以化石能源制氢为主（%）63.54%煤制氢天然气制氢工业副产制氢水电解制氢资料来源：中国氢能联盟，国盛证券研究所2021年起氢能行业快速发展，2023年电解槽累计招标超2.3GW，同比大幅增长，预计2024年国内电解槽需求高增。2020年，习近平总书记在第75届联合国大会提出我国将力争于2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和的重大目标，此后氢能行业快速发展。2022年，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确氢能为战略性新兴产业的重点方向。随着新能源发电规模扩大&发电成本降低，电解水制氢成本较往年大幅下降，大量绿氢项目落地，电解槽需求高增。据索比氢能，23Q1~Q3累计公布19个电解槽中标项目，总中标量达2341.025MW。2023年12月12日，中国能建2023年制氢设备集中采购项目发布中标候选人公告，累计采购125套电解槽。新增中国能建项目中标公示后，2023年电解槽累计招标规模达更高（其中800~1200MW为SOEC类招标），预计2024年国内电解槽需求高增。P.6请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表3：2023年电解槽招标情况一览（MW）资料来源：索比氢能，国盛证券研究所请仔细阅读本报告末页声明P.72024年02月02日1.1电解水制氢成本约16.6元/kg，未来经济性有望进一步提升短期电解水制氢经济性低于其他制氢方式。长期，我们判断随着电解槽单槽产量提升，叠加可再生能源发电占比提升带动电价下行，电解水制氢性价比有望提升。➢煤制氢：在煤价200~1000元/吨时制氢成本为6.77~12.14元/kg，因此更加适合中央工厂集中制氢的规模化生产方式。➢天然气制氢：随天然气价格变化，制氢成本可以从7.5元/kg增加到24.3元/kg，其中天然气原料成本占70~90%。此外，由于我国天然气资源有限且含硫量较高，处理工艺复杂，国内天然气制氢经济型远低于国外。图表4：煤制氢成本随煤炭价格的变化趋势（纵轴：煤制氢成本，单位图表5：天然气制氢成本变化趋势（纵轴：天然气制氢成本，单位为元/kg；为元/kg；横轴：煤炭价格，单位为元/吨）横轴：天然气价格，单位为元/Nm3）142524.312.14201210.8109.45158.11107.586.7765200400600800100012345煤炭价格（元/吨）天然气价格（元/Nm3）资料来源：未势能源，车百智库，中国氢能发展路线，国盛证券研究所资料来源：未势能源，车百智库，中国氢能发展路线，国盛证券研究所➢工业副产氢：除焦炉煤气副产品制氢成本较低外（约0.83~1.33元/Nm3，折合约9.3~14.9元/kg），其他各类工业副产品制氢成本大多在1.2~2元/Nm3，按1公斤等于11.2标方折算，工业副产品制氢成本区间在13.44元~22.40元/kg不等。➢电解水制氢：以碱性设备为例，为简化测算，假设中不包含土建和设备维修成本1）假设整套电解槽设备950万元，折旧年限15年；2）单标方氢气耗电量5kwh，单公斤氢气耗水量10公斤，需4人启停&维护设备；3）产能1000标方/h电解槽工作时间为8h/天，合计300天/年。测算得，若电价低至0.15元/kwh，电解水制氢成本为13.1元/kg，略高于煤制氢成本上限。按广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新大工业谷电电价0.21元/kwh来看（2021年10月起执行），电解水制氢成本约16.6元/kg。未来随着可再生能源发电占比提升，电价有望进一步降低，增强电解水制氢经济性。P.8请仔细阅读本报告末页声明图表6：工业副产品制氢成本（纵轴：工业副产品制氢成本，单位为元2024年02月02日/kg；横轴：各类工业副产品名称）图表7：中国电解水制氢成本敏感性分析（纵轴：电解水制氢成本，单位为元/kg；横轴：电价，单位为元/kwh）工业副产氢制氢成本（元/kg）2522.40电解水制氢成本（元/kg）20.1614.5620.16302013.441514.902524.29.3021.51014.002018.714.215.951513.1010500.150.170.20.250.30.35资料来源：未势能源，车百智库，中国氢能发展路线，国盛证券研究所资料来源：国盛证券研究所图表8：电解槽设备主体一览1.2电解槽占比制氢设备价值量50%以上，电费为电解水制氢主要成本电解槽为电解水制氢核心设备，电力成本和设备成本构成电解水制氢主要成本。电解槽是电解水制氢设备中重要一环，其工作原理为，水分子通电后发生电化学反应，分离出组成水分子的氢和氧。相较于其他制氢方法，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等优势。据Oxfordenergy数据，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本构成，其中电费占电解水制氢总成本的70%以上，设备成本占比约为14%。据北极星氢能网，碱性、PEM电解水制氢耗电量为1标方氢气5度电左右，则单槽产量1000标方电解槽设备1小时耗电量为5000度电，电价成本为电解水制氢成本关键。据珠海市氢能发展规划文件，我们判断现阶段电解槽全套设备价格约800-1000万元。图表9：电解水制氢成本：电费、设备成本占比约73%/14%8%电费成本5%设备成本14%运营维护财务成本73%资料来源：中国华能集团，国盛证券研究所资料来源：WoodMackenzie，oxfordenergy，国盛证券研究所电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离&干燥纯化系统构成，电解槽占比设备成本50%以上。全套的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离&干燥纯化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）构成。其中，电气设备为电解槽主体提供电源，同时控制/调节装置压力；电解槽为电解水制氢设备主体，通过P.9请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日加入电解液，分离出氢气和氧气；气液分离&干燥纯化系统将电解液中的氢气进行分离，同时进行干燥&提纯处理，产出高纯度氢气成品；其他设备包括补水装置等，电解过程需消耗大量的水。目前主流电解水制氢方案（碱性电解槽、PEM）来看，电解槽仍为设备成本中占比最大的部分。据Oxfordenergy数据，电解槽成本占比整体设备约50%，电力设备、气液分离&干燥纯化设备成本占比约15%/15%。图表10：碱性电解槽整体设备构成一览资料来源：Oxfordenergy，《中国电解水制氢产业蓝皮书2022》，中船718官方公众号，中国新能源要闻，国盛证券研究所产业链来看，电极和隔膜为电解槽设备核心壁垒。1）电极：电极主要为纯镍的电极材料，以镍网为基底，喷涂以雷尼镍催化剂，是水电解反应的发生场所，影响电解槽制氢效率。原材料镍基电极通常采用外购，喷涂技术为一大壁垒。2）隔膜：一方面，隔膜隔离阴极产生的氢气与阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度；另一方面，隔膜与电解液相容，减少电解槽内阻及能耗。性能好的隔膜需同时具备高气密性（实现氢氧分离）和低内阻性（实现更低电耗）。P.10请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表11：碱性电解槽工作原理一览：电极和隔膜为核心部件资料来源：艾邦氢能源技术网，国盛证券研究所迭代方向看，我们判断电解槽主要朝大产量、高效率和智能化方向发展。➢单槽设备大型化：目前市场主流设备容量以1000标方为主（即单台设备1小时生产1000标方氢气，1公斤=11.2标方，1000标方约合90公斤），各厂商均致力于提升单槽产氢量从而扩产增收。提升单槽产能可主要通过1）增加电解小室数量从而增大电解槽体积，但易造成电解槽中部下沉、影响设备气密性等问题；2）提升设备电流密度从而提高产氢量，但对设备工艺提出更高要求，例如需采用内阻更小的隔膜，使得设备电流密度提升同时维持能耗，减少投资成本。➢高效率：提升设备转化效率意味着同样能耗水平产出更多氢气。现阶段碱性电解槽转化效率较低，SOEC高温下转化率理论值可达100%，但材料劣化率高，平衡设备生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。我们认为，提升转化效率核心在于减少设备直流电耗，头部企业在提效方面相对更优。➢智能化：现阶段，电器设备及其他辅助设备主要调节电解槽主体的电源、电压以及控制电解液浓度。未来随着可再生能源快速扩张，叠加储能规模高速增长，我们判断设备智能化为一大发展方向，即由仅控制设备主体升级为控制设备主体、可再生能源及储能系统等。1.3海外电解槽需求大于国内，预计至2030年海外电解槽装机规模200GW以上国内空间：行业自2021年起快速增长，预计至2030年电解槽规模有望超80GW。据GGII调研统计，2021年中国电解水制氢设备市场规模超9亿元，出货量超350MW。据华夏能源网，2022年中国碱性电解槽总出货量约800MW，同比翻番。目前各厂商积极入局电解槽领域，全国绿氢项目落地加速，我们判断今年行业需求仍能翻倍。按2030年中国氢气产量3715万吨，电解水制氢500万吨测算，我们预计2030年电解槽规模有望超80GW，对应市场规模约1160亿元，较2022年水平成长空间广阔。P.11请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表12：电解槽规模测算（万吨；台；GW；亿元）2021A2030E我国氢气产量（万吨）33003715氢能占比中国终端能源体系%3.1%5.0%电解水制氢产量占比%0.1%13.5%电解水制氢产量（万吨）2.01500折算碱性电解槽设备数（台）9416577折算碱性电解槽装机规模（GW）0.4782.89碱性电解槽出货价格（万元/台）950700碱性电解槽市场规模（亿元）8.91160资料来源：Wind，华电重工年报，华夏能源网，2022年中国氢能行业洞察报告，国盛证券研究所海外空间：预计至2030年欧洲、中东、印度电解槽规模达200GW。➢欧洲：预计2030年欧洲累计电解槽装机规模达100GW。预计2030年欧洲累计电解槽装机规模达100GW。据HydrogenEurope，2025年欧洲电解槽制造商预计年产能扩大至25GW，2030年累计装机规模达到100GW（考虑设备效率58%-64%，生产1000吨氢气需要90-100GW电解槽规模）。短期碱性电解槽设备相较于PEM更具成本优势，以5MW每台设备为基准测算，2020年海外碱性、PEM电解槽成本中值分别为360万美元/530万美元。据ITM财报，预计至2029年PEM设备降本空间约50%（降价后PEM电解槽约1800万元/台），届时电解水制氢经济性有望进一步提升，形成对目前主流灰氢的持续替代，成长空间广阔。图表13：各类电解槽现阶段成本及降本空间展望（$/kw）图表14：据ITM，预计至2029年PEM设备降本空间约50%（单位：$/kw）碱性PEMSOEAME平均设备价格（欧元/kw)>177电解槽270-400-690-~167.51000884平均设备规模（MW）502000~139.5450870690-~447900452000>93181-100-140-80040400供电系统135217.5780-7003522672300-600306667气液分离&81-67-50042425干燥纯化13514540020108-100-30015其他系统20010180217.51005540-667-00Total90014502021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E资料来源：OxfordEnergy，国盛证券研究所资料来源：ITM财报，国盛证券研究所➢中东：具备绿氢生产地理优势，理想状态2030年电解槽累计装机约46.3GW。中东具备绿氢生产地理优势（太阳能丰富）。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能，具备绿氢生产的地理优势，其中，沙特的氢能布局推进较快。2021年10月，沙特提出计划至2030年生产和出口400万吨左右的氢气。假设2030年生产和出口均为绿氢，以单台1000标方设备、日运行时长16小时折算电解槽装机规模，则至2030年沙特电解槽累计应装机9259台（以5MW功率/台测算，累计装机规模约46.3GW）。AirProducts于2020年7月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产，投资总额约50亿美元，该项目将与ACWAPower合作，在未来的沙特城市NEOM，由4GW的可再生能源提供动力。此外，AirProducts公司还计划投资20亿美元建设配送基础设施，包括将氨转化为氢的仓库，供公共汽车、卡车和轿车使用。该项目预计将于2025年开始运营。P.12请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日➢印度：预计2030年电解槽累计装机约57.9GW。据PVMagzine，印度每年氢气消耗量约600万吨，主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。2021年4月，印度氢气联盟（IH2A）成立，提出至2070年实现100%碳中和目标。2021年8月，印度从国家层面确立绿氢规划，至2030年生产500万吨绿色氢。以单台1000标方设备、日运行时长16小时折算电解槽装机规模，则至2030年印度电解槽累计应装机1.16万台（以5MW功率/台测算，累计装机规模约57.9GW）。投资建议：具备渠道能力的优质设备厂商有望迎来与海外龙头合资设厂、获取出口订单的机会。推荐具备品牌和渠道优势的龙头隆基绿能、阳光电源；推荐优质设备供应商双良节能、亿利洁能、华电重工、昇辉科技、华光环能；关注绿氢生产商吉电股份等。图表15：光储龙头电解水制氢布局一览公司技术路线产能（GW）氢能布局客户隆基绿能ALK规划2022年1）2018年起对氢能产业链进行战略研究；万华化学、中国末达到1.5GW2）2021年3月成立控股子公司隆基氢能，聚焦电解水化学等。制氢设备和可再生能源制氢系统解决方案；3）2023年2月发布碱性电解水制氢设备ALKHi1系列产品，直流电耗满载状况下低至4.1kWh/Nm³。2021年6月成立阳光氢能。2021年3月阳光电源发布国内首款、最大功率SEP50阳光电源ALK、PEM-PEM制氢电解槽（50Nm³/h、250kw）。-2022年4月，阳光氢能与正能集团合作打造鄂尔多斯首个氢能源制储用一体化项目。资料来源：各公司公告，各公司公众号，隆基氢能官网，隆基氢能宣传册，深交所互动易，国盛证券研究所P.13请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表16：新势力厂商电解水制氢布局一览公司布局电解槽时间技术路线氢能布局双良节2022年9月江苏双1）2022年9月子公司江苏双良新能源首套绿电智能制氢系统（最大产氢量良新能源首套电解ALK1100Nm3/h）下线。双良绿电制氢装备智造基地规划厂房面积超10000平能方米，能够实现年化1000-1500Nm3/h电解槽100台套的产能。槽发货1）2020年投资设立宁波氢能（公司持股10%），22H1公司已完成单台1000标方产量制氢装置气液分离系统、氢气纯化系统的工艺结构设计。亿能利洁2波0氢20能年投资设立宁-2）优势：“光伏+氢能+化工”一体化融合发展，拥有达拉特、库布其两大工园区，制氢产量大。华电重2股02深2圳年氢5月能投，资持&控股ALK3）公司三峡鄂尔多斯签订合作投资协议，共同投资设立三峡亿利（从事光工伏治沙及氢能、储能经营），公司持股50%。51%1）21年公司氢能业务收入10万以上，22年5月公司以现金2.50亿元通过受让股权及增资扩股相结合方式持股深圳氢能51%。昇辉科2司1H昇2辉设新立能控源股有子限公ALK2）22年末。公司与氢能科技签署《内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新技能源制氢工程示范项目PC总承包合同制氢站部分》，合同金额为3.45亿元公司（含税），预计2023年内投产。1）氢能布局：2021年8月设立控股子公司昇辉新能源，聚焦氢能产业；资22H1与大连理工大本投资方面，参股氢燃料电池电堆-国鸿氢能、氢能源汽车整车制造-飞驰汽车、膜电极-鸿基创能三家公司，完善产业链布局。华光环学合作成立零碳工2）电解槽产品：2023年1月，公司联营企业广东盛氢制氢开发的1000标程技术研究中心，进ALK方制氢设备下线，采用碱性技术路线，氢气纯度达99.9995%，工作压力在能1.6Mpa。于2023年3月15日发布关于1500Nm³/h碱性电解槽下线公告。行电解水制氢等示范项目的开发资料来源：Wind，各公司公告，各公司公众号，国盛证券研究所P.14请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日2.氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。现阶段，国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区，主要替代灰氢用于工业合成氨、合成甲醇等项目，方式以就地消纳为主。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区，与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配。因此，氢储运为氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。目前气态氢储运为主流储运方式，其中长管拖车适用于200km以内的短距离及运量较少的场景。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。图表17：落地项目看，绿氢现阶段需求主要为替代灰氢用于工业、能源脱碳减排资料来源：内蒙古太阳能行业协会，国盛证券研究所P.15请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日2.1氢气密度极低且易燃易爆，氢储运难度大氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，因此氢储运难度较大。据百科资料，氢气易燃易爆，当空气中氢气浓度在4.1%至74.8%时，遇明火即可引起爆炸；氢气密度低，约0.089g/L，仅为空气的1/14，是世界上已知的密度最小的气体。氢气的储存和运输需将氢气加压缩小体积，以提高储运能力。此外金属材料在含氢介质中长期使用时，材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化，易发生“氢脆”现象，因此还需注意储氢材料及运氢环境，以保证氢气在运输过程中的安全性。2.2氢储运：气态储运为目前主流方式，储氢瓶部件仍有较大国产替代空间2.2.1氢存储：III型、IV型气态储氢瓶应用较广，核心部件依赖进口致成本较高氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式，目前气态储氢由于现阶段技术最为成熟，是现阶段主要储氢方式。➢气态储氢：高压气态储氢的工作原理为通过高压将氢气压缩，以高密度气态形式储存，是现阶段发展最成熟的储氢技术。高压储氢瓶为气氢储运关键一环，储罐材质影响储氢密度，进而影响储氢规模和能耗水平。目前气态储氢多采用20MPa钢制储氢瓶储存，并通过长管拖车运输，具有初始投资成本低、能耗低等特点，但由于储罐运输规模较小，该方式仅适用于短距离及小规模运输。➢液态储氢：低温液态储氢的工作原理为通过高压、低温（-253℃）条件将氢气液化，常温常压下液氢体积密度为气态时的845倍。相较于气态储氢，液态储氢储运效率更高，适用于大规模、远距离运输，但初始投资成本较高（液化装备投入较大）且能耗较高。目前液态储氢在海外应用较多，国内主要用于航空等高端领域。➢固态储氢：固态储氢的工作原理为物理吸附（活性炭、碳纳米管等）或化学氢化物（镁系、铁系储氢合金等金属氢化物可逆吸放）储氢。目前镁基储氢为最具发展潜力的固态储氢材料之一。固态储氢储氢密度高、安全性优且氢气纯度高，但充放氢环节成本高（需热交换）。现阶段固态储氢产业化进程较慢，主要系1）现阶段固态储氢材料存在重量储氢率偏低（eg.可逆储氢容量最高的TiV固溶体材料只有2.6wt%）或吸放氢温度高、循环性能差等问题（导致使用寿命短，影响经济性）；2）固态储氢多处于示范应用阶段，储氢材料多处于实验室或中试阶段，制造批量小，成品率偏低，承压容器和阀门管道等配件加工成本高，致固态储氢系统的成本偏高。燃料电池汽车储氢瓶大多使用碳纤维材料的III型、IV型储氢瓶。车用气瓶主要分为四种类型，燃料电池汽车储氢瓶大多使用III型、IV型两种型号。I型瓶由金属钢组成；II型瓶以金属材质为主，外层缠绕玻璃纤维复合材料；III型、IV型瓶主要基于碳纤维增强塑料材料，前者内胆为金属，后者内胆为塑料，气瓶质量轻、单位质量储氢密度较高，外部通过碳纤维增强塑料缠绕加工而成。目前国内主流的车载储氢瓶仍为35MPaIII型瓶，储氢瓶核心材料及零部件如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口，成本较高。P.16请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表18：各类型储氢瓶特点对比一览分类材料优劣势压强成本重量体积比储氢密度使用寿命应用（MP）（kg/L）（g/L）17.5-20I型全金属（钢质）氢密度低低0.9-1.314-1715年CNG气体II型号安全性能26.3-29.9III型号金属内胆（钢差质量重中等0.6-0.9514-1715年CNG车用气质）、纤维缠30-70瓶绕（碳纤维、氢密度低玻璃纤维）安全性能最高0.35-14015-20年CNG车用气金属内胆（钢/差质量重15-20年瓶氢燃料电铝质）、纤维池供氢系统缠绕（碳纤维、氢密度高玻璃纤维）高安全性国外主要应质量轻用于氢燃料电池汽车国IV型号金屋（塑料内氢密度高66以上高0.3-0.849内处于研发胆）纤维缠绕高安全性阶段（碳纤维、玻质量轻璃纤维）资料来源：汽车与材料工程，全球氢能，国盛证券研究所2.2.2氢运输：长管拖车适用于中短距离运输，管道运氢步入发展新阶段主流氢气运输主要包括长管拖车和管道输氢两种方式。针对于中短距离运输，气氢拖车方式因节省了液化成本与前期管道建设费用，经济性较高，当用氢规模扩大，运输距离增大后，采用液氢槽车、输氢管道等方案经济性优势明显。液氢槽车运输方式相较于20MPa气氢拖车，可使单车运输量提升9倍，充卸载时间减少1倍。图表19：氢气不同储运方案的成本及特点方式工具单台单趟有效压缩/液化运输距离200km适用场景气态储运氢气运输量成本时的总成本液态储运20MPa长9.59元/kg适用于短距离、小规管拖车280kg1.05元/kg模运输20.39元/kg适用于长距离、大规液氢槽车2910kg19.25元/kg模运输资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，车百智库，国盛证券研究所气氢储运成本随运输距离增加而上升，同等运输距离下大压力储氢成本优势显著。据《氢能供应链成本分析》（作者为张轩等），该文件中以长管拖车为例测算运氢成本，假设①长管拖车满载氢气质量350kg（20MPa）/1200kg（50MPa），管束中氢气残余率20%；②氢源距离加氢站100km，加氢站用氢量500kg/天；③拖车百公里耗油量25L，柴油价格6.5CNY/L；④拖车车头和管束70万元，10年直线法折旧；⑤每车配司机及装卸操作员各1人，人员及车险费用11万元/年，车保养及过路费合计约1元/km；⑥每次氢气压缩过程耗电1kWh/kg，电价0.6元/kWh；⑦运氢毛利15%。当运输距离为50km时，P.17请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日氢气的运输成本为4.90元/kg；距离为500km时运输成本近21.75元/kg，运输成本随运输距离的增加而上升。另一方面，大压力条件下的成本优势随运输距离增加分化明显，当运输距离为200km时，50MPa较20MPa运氢成本低约5.54元/kg。我们判断，未来大压力值的钢瓶储氢瓶为未来高压气氢储运的发展方向。图表20：长管拖车运氢成本随着运输距离增加而上升，同等运输距离下大压力储氢成本优势显著（元/kg）20MPa运氢成本（元/kg）50MPa运氢成本（元/kg）2521.7516.5218.2620.012011.2913.0314.78157.809.54104.905.756.47.057.78.348.999.64503.814.455.150km100km150km200km250km300km350km400km450km500km资料来源：《氢能供应链成本分析》（作者为张轩等），石化行业走出去联盟，国盛证券研究所注：横轴为运输距离（km），纵轴为运氢成本（元/kg）国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段，管道运氢成本仅同距离气氢拖车1/5。2023年4月10日，中石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。国内氢气长距离输送管道进入新发展阶段。管道起终点为内蒙乌兰察布-北京燕山石化，全长400多公里，一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后，将用于替代京津冀现有化石能源制氢及交通用氢。相较于长管拖车，管道更适用于大范围、长距离运输氢气。据中国氢能产业发展白皮书，100km管道运氢成本约1.2元/kg，为同等距离下气氢拖车成本的1/5；距离达500km时，管道运氢成本约3.02元/kg，为同等距离气氢拖车成本（20元/kg）的1/6。图表21：气态、液态运氢成本及适用范围一览（元/kg，km）P.18资料来源：中国氢能产业发展白皮书，国盛证券研究所投资建议：建议关注冷链压缩机龙头公司【开山股份】、【冰轮环境】；建议关注储氢瓶头部公司【中材科技】、【京城股份】。请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表22：氢储运标的一览类别股票代码公司名简介称压缩机300257开山股公司主要产品是螺杆式空气压缩机和活塞式空气压缩机，公司压缩机产品的份节能水平处于行业前列。公司是已登记备案的节能压缩机生产企业中，登记备案谱系最为齐全的双螺杆空压机生产企业之一。压缩机000811冰轮环公司战略定位专业装备商，聚焦全流程压缩机，如充装压缩机、加氢压缩机、境液化压缩机、氢燃料电池车空气压缩机、氢气循环泵等。储氢瓶002080中材科据势银（TrendBank）统计的上牌车辆储氢瓶配套情况，2022年中材科技储技氢瓶配套装车量份额第二，市占率约23%，市场CR3集中度约67.6%。储氢瓶600860京城股公司主营气体储运装备制造。2022年报显示，公司在IV型瓶方面完成出口份车用瓶交付，向多个客户客户提供CNG样车气瓶，完成多个客户车用储氢气瓶订单交付。资料来源：Wind，各公司公告，势银能链公众号，国盛证券研究所P.19请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日3.加氢站：上游制氢端与中下游储运及用氢端的重要枢纽，制加一体站回本周期较短加氢站是上游制氢、储运与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽，未来经济性有望逐步提升。通常，加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气，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的高压差的作用下，通过加注系统快速充装至车载储氢容器。图表23：加氢站运营模式一览资料来源：《氢燃料电池技术在中国的开发和应用进展报告》，国盛证券研究所3.1成本拆解：压缩机、储氢设备、加氢设备成本合计占比约44%价值量分布来看，压缩机、储氢设备、加氢设备成本占比合计达44%。为简化测算条件，不考虑土地费用情况下，据清氢研究院及《Jointagencystaffreportonassemblybill8:assessmentoftimeandcostneededtoattain100hydrogenrefuelingstationsinCalifornia》，一座35MPa/70MPa、日供氢能力180kg，存储能力250kg的外供氢高压氢气加氢站，建设成本需200万美元（以2024年2月1日汇率7.18折算，建设成本约1400万元）。现阶段，由于目前氢能以示范运营项目为主，车辆运营时长与加氢频次较低，因此现阶段加氢站收益性较弱。未来加氢站经济性的提升，主要来源于政府支持力度的提升、核心设备国产化以及制加一体站模式的推广。若考虑氢运输成本（假设运输距离50km，加氢站使用年限15年），参考图17气管拖车运输成本5元/kg（50km），则气氢拖车运氢成本约684万元（250kg/天5元/kg365天15年），外供氢高压氢气加氢站总成本约2084万元（建设成本1400万元+运氢成本684万元）；管道运氢成本约164万元（250kg/天1.2元/kg365天15年），外供氢高压氢气加氢站总成本约1564万元（建设成本1400万元+运氢成本164万元）。若运输距离大于50km，外供氢高压氢气加氢站总成本预计进一步增加。P.20请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表24：外供氢高压氢气加氢站总成本及建设成本拆分（万元）储氢瓶压缩机加氢系统冷却器高压管道管道与阀门其他材料和设备其他费用总计气氢拖车运氢费用管道运氢费用总成本（万元）总成本（万元）建设成本（万元）-300200700120017002200资料来源：清氢研究院，《Jointagencystaffreportonassemblybill8:assessmentoftimeandcostneededtoattain100hydrogenrefuelingstationsinCalifornia》，国盛证券研究所目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站。加氢站技术路线包括外供氢高压氢气加氢站、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站。加氢站成本结构中，储氢瓶、压缩机和加氢系统，分别占比成本18%/13%/13%，合计占比加氢站投资总成本约44%。现阶段，外供氢高压氢气加氢站建设成本最低，且随着生产规模的扩大，成本将有下降空间。图表25：国内加氢站投资成本结构（%）22%18%储氢瓶压缩机11%13%加氢系统冷却器7%13%高压管道7%7%管道与阀门其他材料和设备其他费用总计资料来源：清氢研究院，《Jointagencystaffreportonassemblybill8:assessmentoftimeandcostneededtoattain100hydrogenrefuelingstationsinCalifornia》，国盛证券研究所P.213.1.1高压储氢设施：成本占比约18%，成本随储氢压力增大而提升。高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用。国内加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压储氢罐作为加氢站固定储氢设施。加氢机的基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、加氢软管、拉断阀、流量计量、控制系统、过滤器、节流保护、管道、阀门、管件和安全系统以及其他辅助系统等。据中科院宁波材料所特种纤维事业部，北极星氢能网，35MPa压力IV型瓶总成本约2865美元（折合约19711元），储氢系统成本构成来看，请仔细阅读本报告末页声明图表26：储氢罐结构组成2024年02月02日碳纤维复合材料成本占比近80%。当压力增至70MPa时，储氢瓶总成本提升至3490美元（折合约24011元），储氢瓶成本随压力增大而提升。图表27：35MPa碳纤维IV型高压储氢瓶成本构成一览（%）组装检查,氢气,$18,其他系统,$36,1%1%$130,4%调节器,$160,6%平衡储罐,$101,3%阀门,$226,8%碳纤维复合材料,$2,194,77%资料来源：上海市氢科学技术研究会公众号，国盛证券研究所资料来源：中科院宁波材料所特种纤维事业部，北极星氢能网，国盛证券研究所图表28：碳纤维IV型高压储氢瓶成本随储氢压力增大而提升（美元）碳纤维复合材料阀门平衡储罐调节器组装检查氢气其他系统70MPa35MPa-400100600110016002100260031003600资料来源：中科院宁波材料所特种纤维事业部，北极星氢能网，国盛证券研究所3.1.2压缩机：成本占比约13%，国产替代有望带动设备降本。压缩机为加氢站内的核心设备，承担氢气增压的重要作用。氢气压缩机性能影响氢气假期加注品质、加注效率及充装压力，为加氢站核心设备。据势银能链，目前国内加氢站主要采用隔膜压缩机和液驱压缩机，2022年占比压缩机应用类型约66%/32%。隔膜压缩机气体纯净度较高，在我国加氢站应用较广，但单机排气量相对较小；液驱压缩机单机排量较大，但氢气可能受到污染。目前压缩机设备仍依赖进口，据《中国加氢站产业发展蓝皮书2022》，进口、国产压缩机比例约68%/32%。P.22请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表29：加氢站用隔膜压缩机一览资料来源：中鼎恒盛官网，国盛证券研究所图表30：各类压缩机对比一览项目优势劣势隔膜式密闭性好，氧气纯度高单机排气量相对较小；压缩机单机压缩比大；不适应频繁启停；散热性能好；机构复杂，维护保养不便单台设备气体增压量大氢气易受到污染；单机压缩机较液驱式单机排气量相对较大；小，单台设备增压量小；压缩机可适应频繁启停；更换周期短，维修费高；设计简单，易于维护保养活塞结构、发热大、噪音大离子压能耗低、构造简单、维护简单制造标准不符合国内规定，引进复缩机杂，价格昂贵，应用案例极少资料来源：羿弓氢能，国盛证券研究所压缩机应用场景较为广泛。高压气态储氢通过高压将气态氢压缩体积并存储，该环节关键设备为压缩机和储氢瓶。压缩机通过将氢气加压，降低氢气储存密度，在氢能产业链中应用广泛。制氢端看，制氢厂需将生产出的氢气压缩至储氢瓶；储运端看，需要在运输途中使用压缩机为氢气提供动力；应用端看，需通过压缩机再次压缩氢气进行储存。据压缩机技术公众号发布的《加氢站压缩机发展现状与展望》（作者为贾晓晗等），以35MPa固定站加氢应用场景为例。长管拖车的进站压力为20Mpa，离站压力为5~6Mpa，站内配有高、中、低三级氢气储罐，储罐压力等级分别为45/35/25MPa。P.23请仔细阅读本报告末页声明图表31：加氢站压缩机类型中，隔膜压缩机占比66%2024年02月02日2%图表32：国产氢气压缩机占比逐年提升，但进口仍占绝对主导（%）国产压缩机进口压缩机100%0%10%12%90%80%22%28%32%70%32%隔膜压缩机60%液驱压缩机50%其他压缩机40%30%66%20%10%0%2017A2018A2019A2020A2021A2022Q1资料来源：《中国加氢站产业发展蓝皮书2022》，国盛证券研究所资料来源：《中国加氢站产业发展蓝皮书2022》，国盛证券研究所3.1.3加氢机：成本占比约13%，国产化程度较高。加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。加氢机外观与加油机类似，其基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、加氢软管、拉断阀、流量计、安全系统等，核心部件国产化程度较高。加氢机的加注口有35MPa和70MPa两种型号，部分加氢机只配有35MPa型号，部分同时配有35MPa/70MPa型号。我国加氢站规模增加，成本优势推进氢储运产业化发展。截至2020年底，中国累计建成118座加氢站，在建/拟建为167座；根据中国氢能源联盟预测，到2050年中国加氢站将达到10000座。我们判断，中国建筑成本和人工成本或具备优势，因此国内加氢站综合建设成本或低于全球其他国家。图表33：中国加氢站数量（座）2016-2022中国累计加氢站数量累计数量（座）2016-2022中国累计加氢站数量yoy1200400%350%1000300%250%800200%150%600100%50%4000%-50%2000202020212022E2023E2024E2025E2016201720182019资料来源：聆英咨询，国盛证券研究所P.243.2发展趋势：制加一体站回本周期较快，有望成为未来加氢站主流方向制加一体站可省去运氢成本，有望成为未来加氢站主流发展趋势。制氢加氢一体化是指在加氢站内设置制氢设备，氢气制备完成后经过纯化系统纯化，然后将氢气通入压缩机，请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式。制氢加氢一体站可省去高昂的运氢费用，电费为运营成本关键，在电价补贴支持地区有望成为加氢站发展趋势。图表34：制加一体站加氢站建设成本拆分（万元）储氢瓶压缩机加氢系统冷却器电解装置高压管道其他材料和设备其他费用总计建设成本（万元）05001000150020002500资料来源：清氢研究院，《Jointagencystaffreportonassemblybill8:assessmentoftimeandcostneededtoattain100hydrogenrefuelingstationsinCalifornia》，国盛证券研究所据势银氢链，以2023年加氢价格35元/kg，补贴15元/kg计算（示范城市群氢价要求），电解水制加一体站在日均加注负荷达到30%可基本实现盈亏平衡；日均加注负荷超过70%，可实现无运营补贴条件下加注盈利。图表35：不同运营负荷下加氢利润对比（元/kg）资料来源：势银氢链，国盛证券研究所车百智库预计至2025年国内加氢站数量有望增至1000座。据中国氢能联盟制定的产业发展路线图，预计到2050年，国内加氢站数量达到1万座以上。图表36：加氢站市场空间预测2018A2019A2020A2050E加氢站数量（座）316111812000资料来源：氢云会议公众号，《一文读懂氢能产业》（来源为毕马威），中国氢能联盟，国盛证券研究所P.25请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日投资建议：建议关注布局加氢设备领域的优质企业【厚普股份】、布局氢能全产业链的头部厂商【美锦能源】。图表37：加氢站业务相关上市公司梳理（单位：亿元；%）公司名称简介公司在氢能产业链布局较完整，拥有膜电极-燃料电池电堆及系统-整车制造及加氢站的整条产业链。公司目前在北京市、美锦能源广东佛山、云浮、山东青岛、山西太原、晋中、大同、吕梁、宁夏宁东、河北唐山以及浙江嘉兴，合计拥有17座已建成投运加氢站。国富氢能全国加氢站装备龙头。2019-2021年，国富氢能加氢站市占率均为行业第一，累计市市占率28.40%。加氢设备领军企业，先后参与目前全球最大的北京大兴加氢厚普股份站、西南地区首座70MPa加氢站、制加一体站等70多个国家级、省级示范项目的建设，其中加氢站及综合加能站、制加一体站等设计和整体EPC总承包业绩稳居全国前列。资料来源：公司公告，国富氢能官网，厚普股份公众号，国盛证券研究所注：国富氢能未上市。P.26请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日4.用氢端：燃料电池车有望迎来快速发展，加氢站为重要配套设施燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本，预计政策催化下，燃料电池车有望加速发展。下游用氢端来看，燃料电池车为主要应用场景，但现阶段发展较慢，主要系1）燃料电池车生产成本高，据科技丰润公众号，氢能重卡的购置成本目前约是柴油车的3倍。据《新能源商用车白皮书》，预计氢能重卡全生命周期成本TCO有望于2030年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平；2）配套基础设施加氢站建设成本高，单座加氢站建设成本（35MPa、日供氢量/储氢量180kg/250kg的单座加氢站建设成本约1400万元）是加油站、充电站成本的数倍。现阶段随着政策端支持力度加大，叠加规模效应后成本有望逐步下行，预计氢燃料电池车有望快速发展。图表38：预计氢能重卡全生命周期成本TCO有望于2030年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平P.27资料来源：新能源商用车白皮书，国盛证券研究所燃料电池车成本高主要系1）燃料电池造价高（催化剂中贵金属铂含量较高，推高整体成本）；2）燃料电池车产量低，现阶段不具备规模效应。据电澎湃公众号数据，一套氢能源车的动力总成价格近20万，现阶段氢能源车产量大约为每年1000辆左右，该产量对应电池成本约180美元/kw，则100kw电堆成本约12.6万元。4.1氢燃料电池：氢能使用的主要途径之一，现阶段燃料电池汽车成本高于纯电和燃油重卡燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势，同时更能适应大载重的工作环境。燃料电池汽车为新能源汽车的一种，其燃料电池以氢气、甲醇等为燃料，通过化学反应发电并驱动电机。在以氢为燃料的电池单元中，氢气通过电池堆中电池单元的阴极进入电介质层，并被分解成质子和电子。质子穿过电介质层并移动到阳极，并与氧和电子结合形成水。而电子则通过电路流回阴极，形成电流，并启动电机以驱动车辆。氢燃料电池堆通常由多个电池单元组成。相比纯电汽车，燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势，同时更能适应大载重的工作环境。其优势在氢燃料过渡到液氢之后将更明显。但现阶段燃料电池汽车造价过高、配套设施不足，无法满足商用车所需3万小时使用寿命（目前1.5~2万小时）。请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表39：燃料电池系统结构一览资料来源：罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书，国盛证券研究所质子交换膜燃料电池（PEMFC）为目前燃料电池车应用的主流技术。2020年9月五部委联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，明确8项核心部件（电堆、氢气循环系统、空压机、膜电极、双极板、催化剂、碳纸、交换膜））作为技术突破重点。根据电解质种类，氢燃料电池可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、碱性燃料电池（AFC）、磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）等。目前用于车辆的燃料电池堆的主流技术为质子交换膜燃料电池（PEMFC）。PEMFC使用质子交换膜作为电解质层，贵金属铂作为催化剂，其优势在于功率密度大、重量轻、寿命长、启动快、工作温度低。劣势在于工艺复杂、成本高、且需要使用高纯度燃料。图表40：各类型燃料电池特点一览资料来源：罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书，国盛证券研究所P.28请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日4.2成本拆解：电堆催化剂中贵金属铂含量高，推升燃料电池整体成本燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约65%，其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较高，推高燃料电池整体成本。氢燃料电池整车成本来看，燃料电池系统（燃料电堆+空气供给、氧气供给、增湿换热、控制系统等）和储氢系统占比整车成本约65%。其中，电堆由多个单体电池以串联方式层叠组合而成，膜电极与两侧双极板组成电堆的单体电池。价值量分布看，燃料电池电堆占比燃料电池成本约30%，其次为车身成本及储氢系统，分别占比总成本23%/14%。进一步拆解电堆成本构成，其中，催化剂、双极板和质子交换膜分别占比电堆成本约36%/23%/12%，合计占比电堆成本71%。催化剂成本占比较高主要系电堆催化剂主要为贵金属铂，成本较高，未来燃料电池降本方向主要为通过技术迭代降低铂金属含量。图表41：氢燃料电池成本拆分一览（%）图表42：燃料电堆成本结构一览（%）3%30%燃料电堆16%23%双极板23%储氢系统13%12%质子交换膜空气供给催化剂7%14%氧气供给36%气体扩散层3%7%增湿换热膜电极骨架控制系统等5%电池系统5%电驱动系统3%车身其他资料来源：北极星氢能网，中国产业信息网，国盛证券研究所资料来源：北极星氢能网，中国产业信息网，国盛证券研究所➢催化剂催化剂的核心作用是降低反应的活化能，加快氧化还原过程，提升反应速率。目前常用的催化剂是Pt/C，是将Pt的纳米颗粒分散到碳粉上得到的担载型催化剂。➢质子交换膜质子交换膜核心功能是隔离燃料与氧化剂、传递质子。目前常用的质子交换膜是全氟磺酸膜。膜电极组件是包含质子交换膜、催化剂、扩散层于一体的组合件，是电堆最核心的部件。➢双极板双极板位于电池单元之间，用于传递电流和气体，通常由导电材料制成，对导电性、耐腐蚀性和密封性要求较高。从材料角度分类，主要包括硬碳板、复合双极板、金属双极板三类。P.29请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日图表43：膜电极组件结构图图表44：电堆结构图资料来源：希迈氢能与燃料电池，国盛证券研究所资料来源：希迈氢能与燃料电池，国盛证券研究所4.3潜在空间：2025E燃料电池车保有量约5万辆，对应CAGR22-25年约60%核心部件国产化叠加规模效应，未来燃料电池系统成本有望大幅下降。未来随着催化剂/质子交换膜的国产化、碳纸国产化电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化等措施，以及核心材料性能提升带来的单位成本下降，预期燃料电池系统成本将有明显下降，据氢能技术前沿公众号预计，当产量达到万台时，燃料电池系统成本将下降约60%。图表45：燃料电池系统规模化成本表（左轴为总成本$；右轴为百分比%）燃料电池系统总成本（$）相较目前成本变动（%）87,16410000035,4200%8000055,440-59.4%-10%60000-36.4%1万台/年-20%40000-30%27,720-40%20000-50%-68.2%-60%05万台/年-70%200台／年-80%1000台／年资料来源：氢能技术前沿，国盛证券研究所《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出至2025年国内氢燃料电池车保有量达5万辆。据经济参考报、中国证券网及中国汽车协会，2021年中国氢燃料电池车保有量约9000辆，2022年保有量进一步提升至1.23万辆。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出，至2025年，燃料电池车辆保有量约5万辆。P.30请仔细阅读本报告末页声明图表46：我国燃料电池汽车保有量（万辆）2024年02月02日燃料电池汽车（万辆）1002030E1201008060402050.52025E02020E资料来源：北极星氢能网，中国产业信息网，国盛证券研究所投资建议：建议关注燃料电池系统及发动机等零部件头部供应商【亿华通】、【国鸿氢能】、【潍柴动力】、【雪人股份】。图表47：燃料电池业务相关上市公司梳理类别股票代码公司名称简介公司专注于氢燃料电池发动机系统研发。公司具备自主核心知识产权，率先实现了发动机系统及燃料电池电堆的批量国产化，产品主燃料电池2402.HK亿华通要应用于客车、物流车等商用车型。公司客户包括知名商用车企业宇通客车、北汽福田、中通客车、苏州金龙等，搭载亿华通发动机系统的燃料电池客车先后在北京、张家口、上海、郑州、苏州等地上线运营。潍柴动力氢燃料电池发动机已实现全产业链布局（双极板、电池电燃料电池000338.SZ潍柴动力堆、空压机、电机、电控等），战略投资加拿大巴拉德、瑞士飞速、德国欧德思等，在中国设立合资公司。公司为国内制冰设制造行业领先企业，自2015年起开展氢燃料电池动力系统及其核心零部件的研发制造。公司先后收购意大利压缩燃料电池002639.SZ雪人股份机知名品牌Refcomp资产，以及瑞典OPCON核心业务两大子公司SRM和OES100%股权，掌握了压缩机和先进的氢燃料电池空气循环系统核心技术。资料来源：Wind，各公司公告，雪人股份官网，国盛证券研究所P.31请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日风险提示政策支持力度不及预期。当前行业发展依赖于政策补贴与政策支持，若后续政策支持力度减弱，行业发展或不及预期。制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期。目前氢能行业发展仍依赖于各环节的经济性提升，若后续降本及经济性提升幅度不及预期，或影响行业发展速度。假设和测算存在误差。文中关于成本与市场规模的测算，均建立在一定假设上，包括技术按照一定节奏迭代创新进而推动应用端成本下降等，经济性提升的背景下，若技术进步过程不及预期，相关市场规模与空间的测算存在下修的风险。P.32请仔细阅读本报告末页声明2024年02月02日免责声明国盛证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可能会随时调整。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告，需注明出处为“国盛证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法，结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资建议的评级标准评级说明买入相对同期基准指数涨幅在15%以上评级标准为报告发布日后的6个月内公司股价（或行业增持相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有相对同期基准指数涨幅在-5%~+5%之间指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市减持相对同期基准指数跌幅在5%以上场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针股票评级增持相对同期基准指数涨幅在10%以上中性相对同期基准指数涨幅在-10%~+10%对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）之间相对同期基准指数跌幅在10%以上为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准。行业评级减持国盛证券研究所上海北京地址：上海市浦明路868号保利One561号楼10层地址：北京市东城区永定门西滨河路8号院7楼中海地产邮编：200120广场东塔7层电话：021-38124100邮编：100077邮箱：gsresearch@gszq.com邮箱：gsresearch@gszq.com深圳南昌地址：深圳市福田区福华三路100号鼎和大厦24楼地址：南昌市红谷滩新区凤凰中大道1115号北京银行大厦邮编：518033邮编：330038邮箱：gsresearch@gszq.com传真：0791-86281485邮箱：gsresearch@gszq.comP.33请仔细阅读本报告末页声明