联合研究丨行业深度[Table_Title]长江观氢系列四（上）：加氢站，燃料电池车先锋军请阅读最后评级说明和重要声明2/33丨证券研究报告丨报告要点[Table_Summary]加氢站为燃料电池车基础设施，各地秉持适度超前建设原则，2022年新增投运94座，累计超300座，预计到2025年远超1000座；“十四五”和“十五五”加氢站累计投资空间约115亿元、357亿元；大规模、高压强、合建站为发展趋势。当前加氢站投资造价仍高，存设备国产替代和规模化降本预期；加氢售价主要靠前端制氢和储运降本推动。分析师及联系人[Table_Author]徐科邬博华任楠SAC：S0490517090001SAC：S0490514040001SAC：S0490518070001贾少波李博文SAC：S0490520070003ZXCXuNnQsRpOrPnOmRrOoP7NcMaQmOoOoMtQiNmMsQfQnPoRaQmMuNvPnMsMwMnMnR请阅读最后评级说明和重要声明丨证券研究报告丨更多研报请访问长江研究小程序环保&电新cjzqdt11111[Table_Title2]长江观氢系列四（上）：加氢站，燃料电池车先锋军联合研究丨行业深度[Table_Summary2]加氢站：累计建成超300座，适度超前建设2016年以来我国加氢站建设速度明显加快，2020-2022年分别建成55座、101座、94座，累计建成超300座，其中广东省数量第一（54座），山东、江苏、浙江均超20座，宁夏、海南、湖北、贵州等地实现加氢站零的突破。从发展趋势来看，合建站比重逐渐增加，2022年占比约6成；日加氢能力向大规模发展，1000kg/d以上的占比三成以上；70MPa加氢站数量增加。市场：2025年投运数超千座，十年累计投资规模近500亿根据北京、广东、上海等15省/市规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1021座，其中广东省规划建成200座，远超其他地区；而中石化目标“十四五”期间建成1000座加氢站，因此预计到2025年全国加氢站数量预计将远超1000座。全球来看，到2025年美国和欧洲加氢站数量分别为1000座（汽车）、约1500座，日本到2030年约900座，韩国到2040年约1200座。我国加氢站建设规划在全球来看依旧处于领先地位。我们中性测算“十四五”期间加氢站的累计投资空间约115亿元（2023-2025年CAGR42.4%），“十五五”达到357亿元（CAGR23.4%）。其中，冷却设备占比16.6%（“十四五”和“十五五”分别为19亿元和59亿元）、压缩机占比18.6%（21亿元、66亿元）、加注机占比11.6%（13亿元、41亿元）、储氢系统占比25.7%（30亿元、92亿元）。经济性：单位加氢运营成本为5-12元/kg加注能力500kg/d的35MPa和70MPa加氢站投资额分别约1066万元和1536万元，而1000kg/d加注能力的两类加氢站投资额约1177万元和1837万元，整体投资造价仍高。同等加注能力的气态加氢站，压强越大，投资成本和单位运营成本越高；同等压强，加注能力越大，投资成本越高而单位运营成本越低；整体来看，单位加氢运营成本为5-12元/kg（不含购气成本）；购气成本为影响氢气售价的主要因素，若要降低氢气售价、必须降低制氢和储运氢成本。氢车发展初期，加氢站负荷率低，也是导致项目亏损的重要原因。假设氢气到站价格35元/kg，售价50元/kg，合建站的IRR和净利润远高于加氢单站，在加氢负荷率40%时，加氢单站为亏损状态，IRR仅为3.5%，而合建站净利润可达到251万元，IRR做到19.6%。地方财政补贴支持，大规模、高压强、合建站为发展趋势各地都秉持着适度超前建设的原则做加氢站建设规划，1）建造阶段：根据加氢站日加氢能力不同给予不同的补贴支持，加氢能力越大，补贴绝对金额越大，通常各地给予补贴比例不超过投资总额的30%或50%，且最高补贴不超过一定金额；2）运营阶段：加氢单价补贴范围为10-20元/kg之间，以使得最终售价不超过35元/kg（部分地区划定价格高于该值），且随着时间的推移，单价补贴金额呈下降趋势。未来加氢站建设的发展趋势为：大规模（500kg/d→1000kg/d以上）、高压强（35MPa→70MPa）、合建站（纯氢站→油气电氢等）、液氢油电综合站也开始出现。风险提示1、燃料电池车推广力度不及预期导致加氢站负荷率较低风险；2、氢气制取和运输成本居高不下，导致到站价格较高风险。2023-02-26请阅读最后评级说明和重要声明4/33联合研究行业深度目录加氢站：适度超前建设，氢车产业链基础设施.............................................................................6类别划分：外供氢为主，合建站比例预计将提升...........................................................................................6核心设备：压缩机、储氢系统、加氢系统......................................................................................................8市场：2025年投运数预计超千座，行业加速释放......................................................................11预计2025年底我国投运加氢站超千座.........................................................................................................11十四五加氢站累计投资空间约115亿元.......................................................................................................14经济性：单位加氢运营成本为5-12元/kg...................................................................................15不同规格加氢站投资及运营成本构成...........................................................................................................15加氢单站VS合建站，能源一体化收益显著.................................................................................................21地方财政补贴支持，监管上位法仍缺失......................................................................................26政府对加氢站的建造阶段和运营初期给予补贴支持.....................................................................................26加氢站标准更新完善，但部分标准缺失或陈旧.............................................................................................28国家层面立法缺位，审批监管部门尚不统一................................................................................................31图表目录图1：氢能全产业链示意图..........................................................................................................................................6图2：加氢站工作流程图..............................................................................................................................................7图3：隔膜式压缩机结构图........................................................................................................................................10图4：液驱式压缩机结构图........................................................................................................................................10图5：加氢机硬件系统示意图.....................................................................................................................................11图6：国际能源署统计2020年底全球加氢站数量（座）..........................................................................................11图7：H2stations统计截至2021年底全球建成加氢站数量（座）............................................................................11图8：我国每年新建成加氢站数量（座）...................................................................................................................12图9：2022年底我国部分省份已建成和在建加氢站区域分布（座）.........................................................................12图10：历年70MPa加氢站建成数量（座）..............................................................................................................13图11：中国已建成加氢站中合建站&纯加氢站分布....................................................................................................13图12：到2025年各地规划建成加氢站数量（座）...................................................................................................13图13：2021-2030年新建加氢站数量（座）.............................................................................................................15图14：2021-2030年新建加氢站投资空间（亿元）..................................................................................................15图15：气态加氢站核心设备年投资空间（亿元）......................................................................................................15图16：加氢规模500kg/d&35MPa气态加氢站投资成本...........................................................................................17图17：加氢规模500kg/d&35MPa气态加氢站运营成本构成....................................................................................17图18：加氢规模500kg/d&70MPa气态加氢站投资成本...........................................................................................17图19：加氢规模500kg/d&70MPa气态加氢站运营成本构成....................................................................................17图20：加氢规模1000kg/d&35MPa气态加氢站投资成本.........................................................................................18图21：加氢规模1000kg/d&35MPa气态加氢站运营成本构成..................................................................................18图22：加氢规模1000kg/d&70MPa气态加氢站投资成本.........................................................................................18请阅读最后评级说明和重要声明5/33联合研究行业深度图23：加氢规模1000kg/d&70MPa气态加氢站运营成本构成..................................................................................18图24：加氢规模1000kg/d&35MPa液态加氢站投资成本.........................................................................................19图25：加氢规模1000kg/d&35MPa液态加氢站运营成本构成..................................................................................19图26：加氢规模1000kg/d&70MPa液态加氢站投资成本.........................................................................................19图27：加氢规模1000kg/d&70MPa液态加氢站运营成本构成..................................................................................19图28：我国部分加氢站终端售气价格（元/kg）........................................................................................................21图29：加氢站总成本构成..........................................................................................................................................23图30：售气价格50元/kg时，加氢站IRR敏感性测算.............................................................................................23图31：售气价格50元/kg时，加氢站净利润敏感性测算（万元）............................................................................23图32：运营负荷率60%时，加氢站IRR敏感性测算................................................................................................23图33：运营负荷率60%时，加氢站净利润敏感性测算（万元）...............................................................................23图34：不同加氢负荷率下加氢单站和加氢加油合建站IRR.......................................................................................26图35：不同加氢负荷率下加氢单站和加氢加油合建站净利润（万元）.....................................................................26图36：典型城市对加氢站经营管理方式....................................................................................................................31表1：加氢站单站等级划分..........................................................................................................................................7表2：加油与高压储氢加氢合建站等级划分.................................................................................................................7表3：CNG加气与高压储氢或液氢加氢合建站等级划分.............................................................................................8表4：LNG加气与高压储氢或液氢加氢合建站等级划分..............................................................................................8表5：广州市黄埔区雄川氢能东区500kg/d加氢气站项目设备构成.............................................................................8表6：隔膜式压缩机、液驱压缩机和离子液压缩机三者的性能对比.............................................................................9表7：日本、美国、韩国、欧洲加氢站建设目标........................................................................................................14表8：加氢站建造投资空间测算.................................................................................................................................14表9：外供气态加氢站系统构成.................................................................................................................................15表10：不同类型的加氢站投资成本及单位运营成本..................................................................................................16表11：130kg/d的站内电解水制氢加氢站投资明细...................................................................................................20表12：站内碱性电解水制氢项目（产能500Nm³/h，约合1000kg/d）成本..............................................................20表13：35MPa&1000kg/d气态外供氢加氢站盈利模型..............................................................................................21表14：加油加氢合建站盈利模型...............................................................................................................................24表15：加氢加油合建站总成本构成............................................................................................................................25表16：部分地方加氢站建设补贴政策........................................................................................................................26表17：部分地区加氢站运营补贴政策........................................................................................................................27表18：2021年日本燃料电池汽车氢供应设备补贴标准.............................................................................................28表19：日本加氢站运营补贴标准...............................................................................................................................28表20：国内加氢站相关标准......................................................................................................................................29表21：2021年版加氢站技术规范与汽车加油加气加氢站技术标准差异性条款.........................................................29表22：广东省氢燃料电池汽车标准体系中加氢站相关标准情况................................................................................30表23：广州市加氢站建造管理部门及其职责.............................................................................................................31表24：成都市加氢站建造管理部门及其职责.............................................................................................................32表25：中国加氢站装备与设备集成商分布情况.........................................................................................................32请阅读最后评级说明和重要声明6/33联合研究行业深度氢能产业链主要包括“制氢→储氢→运氢→加氢→用氢”几个环节，我们此前已发布《长江观氢系列一：日升月恒，氢风破浪》、《长江观氢系列二：全球视角下的氢能——云奔潮涌》、《长江观氢系列三：国内氢能政策变迁——氢程万里》、《氢能拟IPO公司中能看到什么》等行业深度报告和燃料电池跟踪系列专题报告。本篇报告我们对加氢站环节做详细梳理。图1：氢能全产业链示意图资料来源：长江证券研究所加氢站：适度超前建设，氢车产业链基础设施类别划分：外供氢为主，合建站比例预计将提升加氢站是燃料电池车氢能源供应的保障。1995年5月世界第一座加氢站在德国慕尼黑机场建成，此后世界各国相继开始推动加氢站建设；我国第一座燃料电池加氢站于2006年6月在北京中关村落成。1、加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。➢外供氢加氢站（off-site）：加氢站内无制氢装置，通过高压长管拖车、管道、液氢槽罐车等方式将氢气输送至加氢站后进行压缩、储存、加注；外供氢加氢站需要承担较高的氢气输送成本。➢站内制氢加氢站（on-site）：站内配备有电解水制氢、工业副产制氢、化石燃料重整制氢等制氢装置，氢气经过纯化和压缩后进行储存、加注；站内制氢可以节省运输成本，但配置制氢装置也进一步提高了内部设备设计和建造的复杂程度。制氢煤制氢天然气制氢工业副产制氢水电解制氢储运氢气态液态有机液体固态长管拖车管道槽罐车货车加氢站交通（商用车/乘用车/船舶等）工业（原料/燃料/发电）建筑（供暖供电）纯加氢站合建站用氢化石燃料制氢请阅读最后评级说明和重要声明7/33联合研究行业深度图2：加氢站工作流程图资料来源：《我国加氢站建设现状与前景》（张志芸等），长江证券研究所2、根据建站方式的不同，加氢站可以分为加氢单站和加氢合建站。➢加氢单站：指独立的加氢站，站内只具备加氢功能，加氢单站的建设需要遵守《加氢站技术规范》（GB50516-2010），需要新选址，审批难度大、时间长，投入成本高。➢加氢合建站：指在原有的加油站、加气站、充电站基础上新增加氢工程设施，使其具有加油/加气/充电+加氢的多种功能，该模式无需重新选址，不占用新的土地资源，审批时间缩短。3、根据供氢压力等级不同，加氢站目前主要有35MPa和70MPa压力供氢两种。用35MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力均为45MPa，一般供乘用车使用；用70MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力分别为98MPa和87.5MPa。目前国外加氢站加注压力以70MPa为主，技术相对成熟；而国内已建成的加氢站加注压力以35MPa为主，但国内企业也在加大70MPa加氢站的技术布局，2020年国内该规格的加氢站已建成和在建数量超过10座。4、根据储氢容器容量的不同，加氢站可以分为一级、二级、三级加氢站。表1：加氢站单站等级划分等级2010年版本2021年修订版总容量G（kg）单罐容量（kg）总容量G（kg）单罐容量（kg）一级4000<G≤8000≤20005000≤G≤8000≤2000二级1000<G≤4000≤10003000<G<5000≤1500三级G≤1000≤500G≤3000≤800资料来源：《加氢站技术规范（GB50516-2010）》、《加氢站技术规范（2021修订版）》，长江证券研究所（注：液氢罐的单罐容量不受本表中单罐容量的限制。）表2：加油与高压储氢加氢合建站等级划分合建站等级油罐总容积与氢气总储量计算公式油品储罐单罐容积（m³）一级VO1/240+GH1/8000≤1≤50二级VO2/180+GH2/4000≤1汽油罐≤30，柴油罐≤50请阅读最后评级说明和重要声明8/33联合研究行业深度三级VO3/120+GH3/2000≤1≤30资料来源：《汽车加油加气加氢站技术标准（2021修订版）》，长江证券研究所（注：VO1、VO2、VO3分别为一、二、三级合建站中油品储罐总容积（m³）；GH1、GH2、GH3分别为一、二、三级合建站中氢气的总储量（kg）。“/”为除号。）表3：CNG加气与高压储氢或液氢加氢合建站等级划分合建站等级高压储氢加氢设施液氢储氢加氢设施常规CNG加气站储气设施总容积（m³）储氢总量（kg）液氢储罐总容积（m³）配套储氢容器、氢气储气井总容积（m³）一级2000<G≤400060<V≤120V≤15≤24二级1000<G≤200030<V≤60V≤12≤24三级G≤1000V≤30V≤9≤12资料来源：《汽车加油加气加氢站技术标准（2021修订版）》，长江证券研究所表4：LNG加气与高压储氢或液氢加氢合建站等级划分合建站等级LNG加气与高压储氢加氢合建站LNG加气与液氢储氢加氢合建站LNG储罐总容积与氢气总储量计算公式LNG储罐与液氢储罐总容积计算公式配套储氢容器、氢气储气井总容积(m³)一级VLNG1/180+GH1/8000≤1VLNG1/180+GH1/180≤1≤15二级VLNG2/120+GH2/4000≤1VLNG2/120+GH2/120≤1≤12三级VLNG3/60+GH3/2000≤1VLNG3/60+GH3/60≤1≤9资料来源：《汽车加油加气加氢站技术标准（2021修订版）》，长江证券研究所（注：VLNG1、VLNG2、VLNG3分别为一、二、三级合建站中LNG储罐总容积（m³）；GH1、GH2、GH3分别为一、二、三级合建站中氢气的总储量（kg）。VH1、VH2、VH3分别为一、二、三级合建站中液氢储罐总容积（m³）。“/”为除号。）核心设备：压缩机、储氢系统、加氢系统气态加氢站的三大核心设备包括压缩机、储氢设施、加氢机，这三大设备的性能参数决定了加氢站的整体加注能力和储氢能力。表5：广州市黄埔区雄川氢能东区500kg/d加氢气站项目设备构成设备名称规格及型号数量备注氢气长管拖车管数量：11个管内压力：20MPa储氢量350kg重量：50吨21用1备加氢成套设备外形尺寸：6058x2438x2591mm压缩机排量：40kg/h压缩机排气压力：45MPa加氢机加注压力：35MPa重量：9吨1集装箱式，集成1台45MPa氢气增压机，1台35MPa加注机、控制系统及安全报警系统等，预留1台氮气集装箱内含氮气汇流排、2组氮气集装格和集装箱1氮气汇流排：减压阀阀前压力：15MPa，减压阀阀后压力：0.7-1.0MPa；氮气集装格：2组，储存压力：15MPa储氢罐容积V=5m³，设计压力45MPa2卸气柱工作压力：20MPa重量：150kg2内含连接拖车的柔性金属软管、过滤器、单向止回阀、手动截止阀、安全阀及压力表等冷水机组长1800mm、宽1550mm、高1750mm，重量约2吨1风冷式资料来源：广州市黄埔区雄川氢能东区加氢气站项目环评报告书，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明9/33联合研究行业深度1、压缩机：氢气具有密度低、体积能量密度小的特点，因而氢气压缩机需要具备密封性好、承压大、流量大的特质，在防止氢脆现象的同时尽可能减少能量损耗。目前常见的氢气压缩机包括隔膜式压缩机、液驱式压缩机、离子液压缩机三种。隔膜式压缩机具有密封性好、氢气纯度高、单级压缩比较大、散热良好的优势，劣势为在加氢站内频繁启停时容易降低寿命、单机排气量小；液驱式压缩机设计简单、易于维修和保养，单机排气量大，同等功率下体积更小、效率更高，且可以带压频繁启停，但劣势在于氢气受污染可能性较大；离子液压缩机制造标准与国内不同，基本在海外应用，国内主要是林德在部分项目中示范应用。根据TrendBank调研结果，国内加氢站主要采用隔膜压缩机和液驱式压缩机，其中前者占比约70%，后者占比约30%。由于我国隔膜压缩机技术成熟度高，甚至处于国际领先水平，加氢站审慎起见更加青睐于隔膜式压缩机，目前国内主要的加氢站集成商，如上海舜华、上海氢枫、国富氢能、液空厚普基本都使用隔膜式压缩机。隔膜式和液驱式压缩机各有应用场景，未来有望并驾齐驱。表6：隔膜式压缩机、液驱压缩机和离子液压缩机三者的性能对比类型工作原理优势劣势主要生产厂家隔膜压缩机隔膜沿周边由两限制板夹紧并组成气缸，隔膜由机械或液压驱动在气缸内往复运动，从而实现对气体的压缩和输送。①相对余隙很小，密封性好，氢气纯度很高②单级压缩比较大③压缩过程散热良好④在国内加氢站的应用较广①单机排气量相对较小②频繁启停容易降低压缩机寿命③排气压力较大时隔膜寿命会缩短中鼎恒盛北京天高PDCHowden液驱式压缩机液驱式压缩机的动力缸与往复泵的工作腔直接相通，往复泵的活塞通过液体(大多为油)驱动压缩机活塞完成气体的压缩。①单机排气量相对较大②设计简单，易于维修和保养③同等功率状态下，体积更小，效率更高④可以带压频繁启停①密封性要求高，氢气受污染可能性较大②密封圈易损坏和老化，更换周期短，维护费用较高③单级压缩比较低，单台增压量小④活塞机构，噪声较大康普锐斯海德利森Maximator离子液压缩机基本原理是使用一种特殊的几乎不可压缩的离子液替代传统压缩机中的活塞，气体在气缸中随着离子液的上下运动所产生的容积变化而被压缩。①构造简单，维护方便②能耗较低①制造标准与国内不同，引进手续复杂②价格较高Linde资料来源：《加氢站主要工艺设备选型分析》（张彦纯），《加氢站用氢气压缩机研发现状与思考》（郝加封等），长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明10/33联合研究行业深度图3：隔膜式压缩机结构图图4：液驱式压缩机结构图资料来源：《液驱压缩机在燃料电池氢气充装中的应用与优势分析》（梁峰），长江证券研究所资料来源：《液驱压缩机在燃料电池氢气充装中的应用与优势分析》（梁峰），长江证券研究所2、储氢设施：加氢站储氢设施可以分为移动式和固定式两种，其中移动式为长管拖车（常规储氢压力为20MPa），固定式为储氢瓶组（或储氢罐）。加氢站主要利用储氢容器和车载供氢系统间的压力差进行加氢，加氢站的最高设计压力也要和车载储氢瓶的压力等级相匹配，国际上应用比较广泛的车载储氢瓶分为35MPa和70MPa两个等级，根据《加氢站技术规范》，当充氢压力为35MPa时，加氢站氢气储存系统的工作压力不宜大于45MPa；当充氢压力为70MPa时，加氢站氢气储存系统的工作压力不宜大于90MPa。加氢站内氢气储存压力容器的压力宜按照2级~3级分级设置，例如：南庄制氢加气一体化站中的储氢系统为多级压力体系，包括：1）20MPa长管拖车：1辆24m³氢气长管拖车，工作压力20MPa，工作温度40℃，氢气储量约为345kg；2）20MPa氢气储气瓶：7支2m³氢气储气瓶，工作压力20MPa，工作温度40℃，氢气储量约为201kg；3）45MPa氢气储气瓶：9支1.5m³氢气储气瓶，工作压力45MPa，工作温度40℃，氢气储量约为392kg；综上，项目氢气储存规模总计约938kg。3、加氢机：加氢站的加氢系统包括高压储氢瓶、顺序控制盘和加氢机，通过顺序控制盘控制氢气的储存和加注；按高、中、低压瓶顺序向各储氢瓶充气，通过顺序控制盘控制，按照低、中、高顺序，经加氢机对燃料电池车辆进行加注。加氢机的主要功能为给燃料电池车的车载储氢瓶充装氢气，加氢机的硬件包括单向阀、过滤器、截止阀、调压阀、流量计和加氢枪等。由于在冲装氢气时会产生十分显著的温升，而车载储氢瓶采用碳纤维树脂复合材料缠绕的结构，其树脂在85℃以上会出现性能的劣化；同时，温升会使得气瓶需要在更高的压力下才能达到额定的储氢密度和储气量，增加了对加氢站设备的要求。因此，《加氢站技术规范》规定氢气充装过程中气瓶的温度不得超过85℃，一般采取加氢前预冷或设置通讯接口自动调节加氢升压速率的方式来控制温度。请阅读最后评级说明和重要声明11/33联合研究行业深度图5：加氢机硬件系统示意图资料来源：《35MPa/70MPa加氢机加注性能综合评价研究》（赵月晶等），长江证券研究所市场：2025年投运数预计超千座，行业加速释放预计2025年底我国投运加氢站超千座全球加氢站数量快速增长。全球加氢站数量的统计是一项复杂的工作，全球多家机构致力于该项工作，但统计结果不尽相同，全球的加氢站数量仍处于“不完全统计”的状况中。例如：➢国际能源署（IEA）发布报告，2020年底全球合计建成540座加氢站（公共加氢站+私人加氢站），其中日本、德国、中国大陆、美国、韩国加氢站数量位居全球前五，分别为137座、90座、85座、63座、52座。➢H2stations拥有全球加氢站数量的历史数据，其统计到2020年底全球累计建成加氢站560座，2021年底累计建成685座，较2015年增长2.2倍，其中日本159座、中国大陆105座、德国101座、北美86座、韩国95座。需要注意的是，由于语言不通、信息不完全公开等原因，H2stations与其他网站公开的数据统计数据有一定偏差，且国内在加氢站信息公开方面较为欠缺，H2stations对于国内的数据统计并不全面。图6：国际能源署统计2020年底全球加氢站数量（座）图7：H2stations统计截至2021年底全球建成加氢站数量（座）资料来源：IEA，长江证券研究所资料来源：H2stations，长江证券研究所日本,137德国,90中国大陆,85美国,63韩国,52法国,38英国,13奥地利,7丹麦,6瑞士,6加拿大,5荷兰,5瑞典,5西班牙,52132172151861812142743283694345606850100200300400500600700800201020112012201320142015201620172018201920202021请阅读最后评级说明和重要声明12/33联合研究行业深度2022年底我国已建成加氢站超300座。2006年我国第一座加氢站建成，其后由科技部和北京、上海等地的科技部门陆续支持建设了几座示范加氢站，至2016年期间行业发展持续处于低谷期；2016年开始受各地燃料电池车产业热度兴起和《节能与新能源汽车技术路线图》明确氢能基础设施建设规划，我国加氢站数量加快建设。2016年以来我国加氢站建设速度明显加快，根据高工产研氢电研究院（GGII）和势银能链数据，2020-2022年我国新建成加氢站数量分别为55座、101座、94座，其中2021年建成数量为历年最高，主要受到中石化发布加氢站“百站计划”、示范城市群政策即将落地、北京冬奥会氢能应用等利好因素影响，2022年疫情扩散对加氢的建设进度产生一定影响。从区域分布来看，2022年诸多省份实现加氢站零的突破，目前已覆盖出青海和西藏外的所有大陆省（市），由以长三角、珠三角、京津冀地区发展最快。氢能源发展较快、政府支持力度较大的广东省已建成加氢站数量达到54座，遥遥领先其他地区，山东、江苏、浙江加氢站数量均超20座。图8：我国每年新建成加氢站数量（座）图9：2022年底我国部分省份已建成和在建加氢站区域分布（座）资料来源：高工产研氢电研究院，势银能链，长江证券研究所（注：各家机构对当年新建成加氢站数量统计不完全一致，2020年及之前数据引用GGII，2021年引用势银能链统计，2022年为PGO氢能研究院数据。）资料来源：PGO氢能研究院，长江证券研究所近年来我国加氢站的建设呈现出以下发展趋势：1）合建站比重提高：考虑到单独运营的加氢站可能面临的亏损压力，多地选择合建站而非单独作为加氢站使用，加油、加气、充电、加氢、换电等模式混合发展；2021年全年新建成的101座加氢站中，合建站占比上升至近50%；2022年比重约六成。2）日加氢能力向大规模发展：根据势银能链统计，截至2021年底已建成的加氢站中，加注能力在1000公斤及以上的占比3成以上，500到1000公斤的占比最多，达到54%。平均加注能力从2017年以前的425kg/d增长到2022年800kg/d，总体向加注能力1000公斤及以上发展趋势。3）70MPa加氢站数量增加：我国加氢站目前仍然以35MPa为主、70MPa为辅，70MPa加氢站的建设主要受燃料电池车型及车载储氢瓶发展驱动，势银能链统计2016年以来我国累计建成70MPa加氢站16座，主要为2022年北京冬奥会配套站及国内汽车主机厂测试自用站。131017385510194020406080100120200620162017201820192020202120222022年底累计建成319座0102030405060广东山东浙江江苏河北上海北京湖北山西四川河南天津安徽吉林辽宁请阅读最后评级说明和重要声明13/33联合研究行业深度4）首座液氢油电综合供能服务站投运：浙江嘉兴平湖市钟埭街道浙江石油虹光（樱花）综合供能服务站设有一座14立方的液氢储罐、两台90MPa的高压储氢瓶，并配套建设一台120kW充电桩整流柜及两个充电车位。5）多地加氢站实现零的突破：宁夏、海南、湖北、贵州等地建成省内首座加氢站。图10：历年70MPa加氢站建成数量（座）图11：中国已建成加氢站中合建站&纯加氢站分布资料来源：《中国加氢站产业发展蓝皮书（2022年）》，长江证券研究所（注：2022年截至7月份。）资料来源：势银能链，长江证券研究所发展规划：根据北京、广东、上海等15省/市规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1021座，其中广东省规划建成200座，远超其他地区；而中石化目标“十四五”期间建成1000座加氢站，因此预计到2025年全国加氢站数量将远超1000座。全球来看，到2025年美国和欧洲规划加氢站数量分别为1000座（汽车）、约1500座，日本到2030年约900座，韩国到2040年约1200座。我国加氢站建设规划在全球来看依旧处于领先地位。图12：到2025年各地规划建成加氢站数量（座）资料来源：各地政府官网，长江证券研究所（注：宁夏目标到2025年建成1-2座加氢站，这里采用2座数据；其余地区中存在政府不同部门在不同时间给出的不同规划数据，这里采用最新数据。）1127393012345678910201620172018201920202021202231651414181172400200100100100100907470605033152020406080100120140160180200220广东河南山东北京四川山西宁夏2020年底建成数量2025年目标建成数量请阅读最后评级说明和重要声明14/33联合研究行业深度表7：日本、美国、韩国、欧洲加氢站建设目标国家20202022202520302040日本160座约900座（较2020年增长4.6倍）美国63座(汽车)120座(叉车)165座(500kg/d,汽车)300座(叉车)1000座(500kg/d,汽车)600座(叉车)4300座(1000kg/d,汽车)（较2020年增长67倍）1500座(叉车)韩国14座(2018年)310座1200座（较2018年增长约86倍）欧洲120座(2019年初)~1500座~3700座（较2019年初增长30倍）~15000座资料来源：各国氢能国家战略路线图，长江证券研究所十四五加氢站累计投资空间约115亿元市场空间：我们预计到2025年加氢站数量达到950-1050座，2030年达到3800-5000座，对应新建加氢站数量在2023-2025年复合增速45.5%-54.1%、2026-2030年为26.0%-31.3%。2021年单站建设成本预估1500万元，此后每年假设成本降低5%，对应“十四五”期间加氢站的累计投资空间109-121亿元，“十五五”达到291-402亿元。表8：加氢站建造投资空间测算年份累计建成加氢站数量（座）新建加氢站数量（座）单站建造成本（万元）加氢站投资空间（亿元）悲观中性乐观悲观中性乐观悲观中性乐观2021225225225101101101150015.215.215.22022319319319949494142513.413.413.42023E459467475140148156135418.920.021.12024E660683706201216231128625.927.829.82025E95010001050290317344122235.438.742.02026E125413511435304351385116135.240.744.62027E165418251960401474526110344.252.357.92028E218324662678528641718104855.467.175.22029E28803331365969786598199569.486.197.62030E3800450050009201169134194587.0110.5126.7十四五累计市场规模---826876926-1091151212023-2025CAGR43.9%46.4%48.8%45.5%49.9%54.1%-38.2%42.4%46.4%十五五累计市场规模---285035003950-2913574022026-2030CAGR32.0%35.1%36.6%26.0%29.8%31.3%-19.7%23.4%24.7%资料来源：GGII，势银能链，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明15/33联合研究行业深度图13：2021-2030年新建加氢站数量（座）图14：2021-2030年新建加氢站投资空间（亿元）资料来源：GGII，势银能链，长江证券研究所（注：复合增速为中性预期数据。）资料来源：GGII，势银能链，长江证券研究所我们对加氢站的核心设备对应的年投资规模做测算。以上述气态加氢站的4类设备投资比例平均值来看，冷却设备占比16.6%、压缩机占比18.6%、加注机占比11.6%、储氢系统占比25.7%，不考虑更换需求，据此估计冷却设备“十四五”和“十五五”期间的累计投资规模分别为19亿元和59亿元，压缩机为21亿元和66亿元、加注机为13亿元和41亿元、储氢系统为30亿元和92亿元。图15：气态加氢站核心设备年投资空间（亿元）资料来源：GGII，势银能链，长江证券研究所经济性：单位加氢运营成本为5-12元/kg不同规格加氢站投资及运营成本构成气态加氢站的工作流程为：氢气长管拖车→卸气柱→压缩机→储氢罐→加注机。运载20MPa压缩氢气的长管拖车停靠在加氢站内的卸气柱，通过压缩机将氢气卸载至站内高压储氢罐中，车辆加氢时，长管拖车或储氢罐中输出的氢气通过加氢机充装到燃料电池汽车的车载储氢瓶中。表9：外供气态加氢站系统构成加氢站系统主要构成卸氢系统包括氢气长管拖车、卸气柱增压系统包括氢气压缩机、冷却机组。来自卸气柱的氢气进入增压系统，在压缩机内，氢气经过压缩，汇集后通过换热冷却后排出。其中，压缩机分为隔膜式压缩机和液驱式压缩机；冷却机组分为风冷以及水冷，水冷为主。储氢系统储氢罐或储氢瓶组，根据加氢站的连续加注要求，储氢系统分为低、中、高三级容量配置10194148216317351474641865116902004006008001000120014001600202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E悲观预期中性预期乐观预期151320283941526786111020406080100120140202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E悲观预期中性预期乐观预期累计115亿元累计357亿元2.52.23.34.66.46.88.711.114.318.3051015202530202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E冷却设备“十四五"累计19亿“十五五"累计59亿2.82.53.75.27.27.69.712.516.020.6202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E压缩机“十四五"累计21亿“十五五"累计66亿1.81.62.33.24.54.76.17.810.012.8202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E加注机“十四五"累计13亿“十五五"累计41亿3.93.45.27.210.010.513.517.322.228.5202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E储氢系统“十四五"累计30亿“十五五"累计92亿请阅读最后评级说明和重要声明16/33联合研究行业深度加氢系统包括加氢机、高压管路，加氢机内配备温度和压力传感器、软管放拉裂保护、控制系统以及过压保护等。氮气系统别名为置换吹扫系统，通常使用氮气将氢气系统或设备的死角、末端的残留气体吹除干净，避免形成爆炸混合物。放散系统放散方式分两种：即超压安全泄放（不可控放散）和手动放散（可控放散），以手动放散为主。技防系统过程控制系统、紧急停车系统、视频监控、泄漏报警系统、数据管理系统、防雷防静电系统、水喷淋降温、消防系统等。资料来源：《外供氢加氢站工艺流程及设备研究》（叶召阳），长江证券研究所我们对气态和液态加氢站、500kg/d和1000kg/d加氢站、35MPa和70MPa加氢站的投资及运营成本做了详细测算。同等加注能力的气态加氢站，压强越大，投资成本和单位运营成本越高；同等压强，加注能力越大，投资成本越高而单位运营成本越低。整体来看，加氢站的投资造价在1000-1850万元之间，而单位加氢运营成本为5-12元/kg。表10：不同类型的加氢站投资成本及单位运营成本加注形态气态液态加注能力500kg/d1000kg/d1000kg/d加注压力35MPa70MPa35MPa70MPa35MPa70MPa投资成本（万元）106615361177183710481295年运营成本（万元）158211184265209241折旧成本33.7%36.4%32.0%34.7%25.0%26.9%租金成本20.7%15.8%17.5%12.2%31.1%27.1%电力成本8.9%11.3%12.5%15.4%3.2%5.1%维护和维修费用8.7%10.2%10.3%12.8%6.7%8.1%劳动力成本11.6%8.7%11.9%8.3%10.5%9.1%保险费用6.7%7.6%6.4%7.2%5.0%5.9%物业费用6.7%7.6%6.4%7.2%5.0%5.9%日常管理费用2.3%1.7%2.4%1.7%2.1%1.8%授权和许可费0.7%0.8%0.6%0.7%0.5%0.6%汽化损耗----10.9%9.5%单位加氢运营成本（元/kg）8.6811.585.057.265.736.59资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（1）日加氢能力500kg/d、35MPa气态加氢站➢投资成本：该项目的固定投资成本为1066万元，其中压缩机投资104万元，占比9.7%；与压缩机配套的冷却设备投资占比18.3%；分级加注系统（储氢系统）投资301万元，占比28.2%；加注机投资155万元，占比14.6%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本158万元，其中折旧成本占比最高，达到33.7%，租金成本占比20.7%，电力成本占比8.9%，维护和维修费用占比8.7%；年加注氢气量约182.5吨，单位氢气加注成本约8.68元/kg。请阅读最后评级说明和重要声明17/33联合研究行业深度图16：加氢规模500kg/d&35MPa气态加氢站投资成本图17：加氢规模500kg/d&35MPa气态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（2）日加氢能力500kg/d、70MPa气态加氢站➢投资成本：该项目的固定投资成本为1536万元，其中压缩机投资214万元，占比14.0%；与压缩机配套的冷却设备投资占比17.1%；分级加注系统（储氢系统）投资503万元，占比32.7%；加注机投资155万元，占比10.1%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本211万元，其中折旧成本占比最高，达到36.4%，租金成本占比15.8%，电力成本占比11.3%，维护和维修费用占比10.2%；年加注氢气量约182.5吨，单位氢气加注成本约11.58元/kg。图18：加氢规模500kg/d&70MPa气态加氢站投资成本图19：加氢规模500kg/d&70MPa气态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（3）日加氢能力1000kg/d、35MPa气态加氢站➢投资成本：该项目的固定投资成本为1177万元，其中压缩机投资249万元，占比21.2%；与压缩机配套的冷却设备投资占比16.6%；分级加注系统（储氢系统）投资237万元，占比20.1%；加注机投资155万元，占比13.2%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本184万元，其中折旧成本占比最高，达到32.0%，电力成本占比12.5%，维护和维修费用占比10.3%，租金成本占比17.5%；年加注氢气量约365吨，单位氢气加注成本约5.05元/kg。投资额（万元RMB）占比冷却设备19518.3%压缩机1049.7%加注机15514.6%电力系统464.3%分级加注系统（储氢系统）30128.2%其他设备投资656.1%其他投资19918.7%固定投资合计1066100.0%折旧成本,33.7%租金成本,20.7%电力成本,8.9%维护和维修费用,8.7%劳动力成本,11.6%保险费用,6.7%物业费用,6.7%日常管理费用,2.3%授权和许可费,0.7%设备名称投资额（万元RMB）占比压缩机21414.0%冷却系统26317.1%分级加注系统（储氢系统）50332.7%加注机15510.1%电力系统483.1%其他设备投资654.2%其他投资28718.7%固定投资合计1536100.0%折旧成本,36.4%租金成本,15.8%电力成本,11.3%维护和维修费用,10.2%劳动力成本,8.7%保险费用,7.6%物业费用,7.6%日常管理费用,1.7%授权和许可费,0.8%请阅读最后评级说明和重要声明18/33联合研究行业深度图20：加氢规模1000kg/d&35MPa气态加氢站投资成本图21：加氢规模1000kg/d&35MPa气态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（4）日加氢能力1000kg/d、70MPa气态加氢站➢投资成本：该项目的固定投资成本为1837万元，其中压缩机投资545万元，占比29.7%；与压缩机配套的冷却设备投资占比14.3%；分级加注系统（储氢系统）投资402万元，占比21.9%；加注机投资155万元，占比8.5%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本265万元，其中折旧成本占比最高，达到34.7%，电力成本占比15.4%，维护和维修费用占比12.8%，租金成本占比12.2%；年加注氢气量约365吨，单位氢气加注成本约7.26元/kg。图22：加氢规模1000kg/d&70MPa气态加氢站投资成本图23：加氢规模1000kg/d&70MPa气态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（5）日加氢能力1000kg/d、35MPa液态加氢站液氢加氢站的工作流程为：液氢拖车→液氢储罐→液氢泵→汽化器→储氢罐→加注机。➢投资成本：该项目的固定投资成本为1048万元，其中液氢低温储罐投资186万元，占比17.7%；高压低温液氢泵投资182万元，占比17.4%；分级加注系统（储氢系统）投资143万元，占比13.7%；加注机投资155万元，占比14.8%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本209万元，其中折旧成本占比最高，达到25.0%，租金成本占比27.1%，气化损耗占比9.5%，劳动力成本占比9.1%；年加注氢气量约365吨，单位氢气加注成本约5.73元/kg。设备构成投资额（万元RMB）占比压缩机24921.2%分级加注系统（储氢系统）23720.1%其他投资22018.7%冷却设备19516.6%加注机15513.2%其他设备投资655.5%电力系统564.8%固定投资合计1177100.0%折旧成本,32.0%电力成本,12.5%维护和维修费用,10.3%租金成本,17.5%劳动力成本,11.9%保险费用,6.4%物业费用,6.4%日常管理费用,2.4%授权和许可费,0.6%设备构成投资额（万元RMB）占比压缩机54529.7%冷却系统26314.3%分级加注系统（储氢系统）40221.9%加注机1558.5%电力系统623.4%其他设备投资653.5%其他投资34318.7%固定投资合计1837100.0%折旧成本,34.7%电力成本,15.4%维护和维修费用,12.8%租金成本,12.2%劳动力成本,8.3%保险费用,7.2%物业费用,7.2%日常管理费用,1.7%授权和许可费,0.7%请阅读最后评级说明和重要声明19/33联合研究行业深度图24：加氢规模1000kg/d&35MPa液态加氢站投资成本图25：加氢规模1000kg/d&35MPa液态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（6）日加氢能力1000kg/d、70MPa液态加氢站➢投资成本：该项目的固定投资成本为1295万元，其中液氢低温储罐投资186万元，占比14.3%；高压低温液氢泵投资300万元，占比23.1%；分级加注系统（储氢系统）投资224万元，占比17.3%；加注机投资155万元，占比12.0%。➢运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本241万元，其中折旧成本占比最高，达到26.9%，租金成本占比27.1%，气化损耗占比9.5%，劳动力成本占比9.1%；年加注氢气量约365吨，单位氢气加注成本约6.59元/kg。图26：加氢规模1000kg/d&70MPa液态加氢站投资成本图27：加氢规模1000kg/d&70MPa液态加氢站运营成本构成资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所资料来源：ArgonneNationalLaboratory，长江证券研究所（7）站内电解水制氢加氢站考虑到目前长距离的氢气储运成本较高，在氢气需求量较大的地区建设站内制氢项目长期看具有经济性优势。投资成本：该项目的设备采购和安装总投资约2088万元，因其包含制氢设备和加氢设备，投资成本明显高于站外制氢加氢站。其中电解槽投资851万元，占比40.8%；压缩机占比8.2%、储氢罐占比6.8%、加注机占比12.1%。设备构成投资额（万元RMB）占比液氢低温储罐18617.7%加注机15514.8%电力系统464.4%分级加注系统14313.7%汽化器（热交换器）757.1%高压低温液氢泵18217.4%其他设备投资656.2%其他投资19618.7%固定投资合计1048100.0%折旧成本,25.0%租金成本,31.1%汽化损耗,10.9%劳动力成本,10.5%维护和维修费用,6.7%保险费用,5.0%物业费用,5.0%电力成本,3.2%日常管理费用,2.1%授权和许可费,0.5%设备构成投资额（万元RMB）占比液氢储罐18614.3%液氢泵30023.1%汽化器755.8%分级加注系统（储氢罐）22417.3%加注机15512.0%电力系统493.8%其他设备投资655.0%其他投资24218.7%固定投资合计1295100.0%折旧成本,26.9%租金成本,27.1%汽化损耗,9.5%劳动力成本,9.1%维护和维修费用,8.1%保险费用,5.9%物业费用,5.9%电力成本,5.1%日常管理费用,1.8%授权和许可费,0.6%请阅读最后评级说明和重要声明20/33联合研究行业深度表11：130kg/d的站内电解水制氢加氢站投资明细设备列表造价（美元）造价（人民币万元）占比备注储氢罐217,0001416.8%45MPa下储氢容量84.6kg高压管54,000351.7%电解槽1,309,00085140.8%1.5MPa压缩机151,000984.7%35MPa112,000733.5%70MPa加注机388,00025212.1%35MPa和70MPa双压力冷却机19,000120.6%高压预冷器公共服务连接系统---无需额外成本电气和建筑相关材料134,000874.2%设备和材料总计2,384,0001,55074.2%安装调试费用828,00053825.8%总设备采购和安装成本3,212,0002,088100.0%资料来源：美国加州能源委员会，长江证券研究所（注：美元兑人民币汇率取6.5:1。）站内制氢具备一定的价格优势：根据《中国氢能产业发展报告2020》，以产能为500Nm³/h的站内碱性电解水制氢项目为例，假设项目总投资2088万元，折旧期限20年，在电价0.3元/kwh的情况下，制氢成本约26.9元/kg。而外供加氢站，我国工业副产氢制氢成本为9.23-22.25元/kg，电解水制氢成本22.8元/kg以上（电价超过0.30元/kwh时），且目前氢气运输成本居高不下，常见的长管拖车运氢在运输距离100km和200km时的单价分别约3.9元/kg和7.6元/kg，因此目前多数加氢站的到站氢气价格较高。与外供氢加氢站相比，站内制氢具备一定的成本优势，但制氢加氢一体站涉及制氢环节，而氢气在我国仍然属于危险化学品，其选址和审批难度较大，制约其快速复制扩张。表12：站内碱性电解水制氢项目（产能500Nm³/h，约合1000kg/d）成本成本项单价消耗量成本占比说明原材料电0.3元/kwh6kwh/Nm³1.8元/Nm³67.1%含制氢电耗与动力电，留有富余量纯水3.5元/t0.01t/Nm³0.035元/Nm³1.3%辅助材料KOH10元/kg0.0004kg/Nm³0.004元/Nm³0.1%冷却0.2元/kwh0.001kwh/Nm³0.0002元/Nm³0.0%人员工资1万元/月·人10人0.31元/Nm³11.6%3人/班，3班，1管理人员运营维护15万元/年0.034元/Nm³1.3%折旧费用0.24元/Nm³18.6%制氢成本2.42元/Nm³（26.9元/kg）100.0%含制氢及加氢设备折旧费资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，中电丰业，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明21/33联合研究行业深度加氢单站VS合建站，能源一体化收益显著假设加氢站为加注压力35MPa、加注能力1000kg/d、外供氢气态加氢站，总投资1177万元，运营期20年，建设中不考虑建设补贴。通过测算，我们可以发现，加氢站运营负荷率、氢气售价、氢气采购价格3个因素对项目盈利性的影响最大。➢运营负荷率：截至2021年底我国燃料电池车保有量约1万辆，但受高运营成本和加氢站布局较为偏远等因素影响，实际在运营中的燃料电池车数量较少，导致加氢站整体负荷率较低。运营负荷率对加氢站的盈利影响重大，在氢气售价50元/kg、氢气成本价35元/kg的情况下，负荷率为50%和80%时IRR分别为8.5%和20.5%。➢氢气售价：多地政府出台加氢站运营补贴政策，以上海为例，2025年前，对氢气零售价格不超过35元/公斤的加氢站运营主体，按照氢气实际销售量给予补贴；其中，2021年度补贴标准为每公斤20元、2022-2023年度每公斤15元、2024-2025年度每公斤10元，即终端售价可能在45-55元/kg之间（含补贴）；而在实际情况中，目前多数加氢站的售价可能在50元/kg以上。图28：我国部分加氢站终端售气价格（元/kg）资料来源：央视财经，卡车之家等，长江证券研究所➢氢气采购价格：氢气采购价格与制氢、输氢成本关联度大，假设项目为光伏电解水制氢，在电价0.35元/kwh时制氢成本估算在25元/kg左右，气态长管拖车200公里运输成本在8-10元/kg左右，再加上各环节的利润，氢气到站价格可能在35元/kg以上，整体仍处于较高水平。表13：35MPa&1000kg/d气态外供氢加氢站盈利模型建设期12345678910年营业收入（万元）1095109510951095109510951095109510951095负荷率60%60%60%60%60%60%60%60%60%60%日氢气销售量（kg）600600600600600600600600600600氢气售价（元/kg）50505050505050505050日营收（万元）3.003.003.003.003.003.003.003.003.003.00年氢气采购成本（万元）767767767767767767767767767767氢气采购价格（元/kg）35353535353535353535807570500102030405060708090佛山南海广州东明上海安亭大同经雄请阅读最后评级说明和重要声明22/33联合研究行业深度年总营业成本（万元）233230226222218213208203198193氢气单位运营成本（元/kg）10.6510.4910.3110.139.949.739.529.299.058.80年折旧成本（万元）58.958.958.958.958.958.958.958.958.958.9年租金成本（万元）26.426.426.426.426.426.426.426.426.426.4租赁面积（㎡）1,0481,0481,0481,0481,0481,0481,0481,0481,0481,048租赁单价（元/月·㎡）21.021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.00年人工成本（万元）28.828.828.828.828.828.828.828.828.828.8人员数量（人）4444444444人均月薪（元）6000600060006000600060006000600060006000年电力成本（万元）22.222.222.222.222.222.222.222.222.222.2年用电量（万kWh）29.629.629.629.629.629.629.629.629.629.6电价（元/kWh）0.750.750.750.750.750.750.750.750.750.75维护和维修费用（万元）20.020.020.020.020.020.020.020.020.020.0维修费/固定资产投资1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%1.7%保险费用（万元）11.811.811.811.811.811.811.811.811.811.8物业费用（万元）11.811.811.811.811.811.811.811.811.811.8授权和许可费（万元）1.21.21.21.21.21.21.21.21.21.2日常管理费用（万元）5.765.765.765.765.765.765.765.765.765.76年财务费用（万元）4643393531262217116利润总额（万元）9599103107111115120125130136所得税率25%25%25%25%25%25%25%25%25%25%年净利润（万元）717477808386909498102净利率6.5%6.8%7.0%7.3%7.6%7.9%8.2%8.6%8.9%9.3%现金流-1177165165165165165165165165165165IRR12.8%资料来源：Wind，长江证券研究所（注：表格中仅列出前10年的数据。）从加氢站的成本构成中可以发现，氢气的单位销售成本为45.7元/kg，其中氢气采购成本35元/kg，占比高达76.7%，而折旧、租金、人工、水电费等成本合计10.7元/kg，占比23.3%。因此，影响加氢站运营的核心成本还是氢气的到站价格，未来加氢站如果想要在维持盈利的情况下降低终端售价，势必要降低到站价格，而这又与制氢技术和储运技术密切相关。请阅读最后评级说明和重要声明23/33联合研究行业深度图29：加氢站总成本构成资料来源：Wind，长江证券研究所（注：核心参数假设为上述模型表中所列。）图30：售气价格50元/kg时，加氢站IRR敏感性测算图31：售气价格50元/kg时，加氢站净利润敏感性测算（万元）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所图32：运营负荷率60%时，加氢站IRR敏感性测算图33：运营负荷率60%时，加氢站净利润敏感性测算（万元）资料来源：Wind，长江证券研究所（注：空白值为无法满足计算公式的情况。）资料来源：Wind，长江证券研究所年氢气采购成本76.7%年折旧成本5.9%年租金成本2.6%年人工成本2.9%年电力成本2.2%维护和维修费用2.0%保险费用1.2%物业费用1.2%授权和许可费0.1%日常管理费用0.6%年财务费用4.6%IRR敏感性测算12.8%40%50%60%70%80%90%100%40-6.2%-0.5%3.5%6.9%9.9%12.8%15.4%38-1.5%3.5%7.5%11.1%14.4%17.5%20.5%353.5%8.5%12.8%16.7%20.5%24.2%27.8%327.5%12.8%17.5%22.0%26.3%30.6%34.9%309.9%15.4%20.5%25.4%30.1%34.9%39.6%2812.2%18.0%23.4%28.7%33.9%39.1%44.2%2515.4%21.7%27.8%33.7%39.6%45.4%51.2%氢气成本（元/kg）运营负荷率净利润敏感性测算#####40%50%60%70%80%90%100%40-65-38-111744719938-44-1122558812115435-11307111315419523632227112117021926931830449915420826331837328661261862473073674272599167236304373441509运营负荷率氢气成本（元/kg）IRR敏感性测算0.0%4548505355606540-1.5%3.5%9.4%12.8%20.5%27.8%38-4.8%3.5%7.5%12.8%15.9%23.4%30.6%353.5%9.4%12.8%17.5%20.5%27.8%34.9%329.4%14.4%17.5%22.0%24.9%32.0%39.1%3012.8%17.5%20.5%24.9%27.8%34.9%41.9%2815.9%20.5%23.4%27.8%30.6%37.7%44.7%2520.5%24.9%27.8%32.0%34.9%41.9%48.9%氢气售价（元/kg）氢气成本（元/kg）净利润敏感性测算#####4548505355606540-93-44-11397115423638-60-11227110418626935-11397112115423631832398812117020328536730711211542032363184002810415418623626935143325154203236285318400482氢气售价（元/kg）氢气成本（元/kg）请阅读最后评级说明和重要声明24/33联合研究行业深度加氢站与加油/加气/充电合建站为未来的发展趋势，在当前氢能燃料电池车尚未大规模普及的情况下，合建站可以实现“以油养氢”或“以气养氢”等，度过市场培育阶段。我们考虑加氢加油合建站的盈利模型，假设该项目的加氢能力为35MPa&1000kg/d气态外供氢加氢；加油能力上配备30m³埋地卧式FF汽油储罐4个，30m³埋地卧式FF柴油储罐1个，可实现汽油年销量2115吨、柴油年销量1400吨；项目总投资约2177万元，运营期20年；氢气采购价格35元/kg、售价50元/kg，汽油采购价格7.78元/kg、售价9.72元/kg，柴油采购价格7.14元/kg、售价8.93元/kg。我们测算，在加油业务负荷率90%、加氢业务负荷率40%的情况下，年营收3706万元（售氢营收730万+售油营收2976万元），净利润251万元，净利率6.8%，IRR为19.6%。表14：加油加氢合建站盈利模型建设期12345678910加油加氢站年营收（万元）3706370637063706370637063706370637063706氢气年营业收入（万元）730730730730730730730730730730负荷率40%40%40%40%40%40%40%40%40%40%日氢气销售量（kg）400400400400400400400400400400氢气售价（元/kg）50505050505050505050日营收（万元）2.002.002.002.002.002.002.002.002.002.00加油年营业收入（万元）2976297629762976297629762976297629762976柴油汽油实际负荷率90%90%90%90%90%90%90%90%90%90%汽油销售单价（元/kg）9.729.729.729.729.729.729.729.729.729.72柴油销售单价（元/kg）8.938.938.938.938.938.938.938.938.938.93年原料采购成本（万元）2891289128912891289128912891289128912891年氢气采购成本（万元）511511511511511511511511511511氢气采购价格（元/kg）35353535353535353535年汽油柴油采购成本（万元）2380238023802380238023802380238023802380汽油采购单价（元/kg）7.787.787.787.787.787.787.787.787.787.78柴油采购单价（元/kg）7.147.147.147.147.147.147.147.147.147.14年营运成本（万元）480449442435427419410401391381年折旧成本（万元）108.9108.9108.9108.9108.9108.9108.9108.9108.9108.9年租金成本（万元）41.041.041.041.041.041.041.041.041.041.0租赁面积（㎡）1,6271,6271,6271,6271,6271,6271,6271,6271,6271,627租赁单价（元/月·㎡）21.021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.0021.00年人工成本（万元）72727272727272727272人员数量（人）10101010101010101010人均月薪（元）6000600060006000600060006000600060006000年电力成本（万元）44.544.544.544.544.544.544.544.544.544.5年用电量（万kWh）59.359.359.359.359.359.359.359.359.359.3电价（元/kWh）0.750.750.750.750.750.750.750.750.750.75维护和维修费用（万元）43.543.543.543.543.543.543.543.543.543.5请阅读最后评级说明和重要声明25/33联合研究行业深度维修费/固定资产投资2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%2.0%保险费用（万元）32.721.821.821.821.821.821.821.821.821.8物业费用（万元）32.721.821.821.821.821.821.821.821.821.8授权和许可费（万元）4.42.22.22.22.22.22.22.22.22.2日常管理费用（万元）14.414.414.414.414.414.414.414.414.414.4年财务费用（万元）86797265574940312111利润总额（万元）334365372379387396404413423433所得税率25%25%25%25%25%25%25%25%25%25%年净利润（万元）251274279285290297303310317325净利率6.8%7.4%7.5%7.7%7.8%8.0%8.2%8.4%8.6%8.8%现金流-2177424442442442442442442442442442IRR19.6%资料来源：Wind，长江证券研究所表15：加氢加油合建站总成本构成总成本构成项目金额（万元）占比年氢气采购成本51115.2%年汽油柴油采购成本238070.6%年折旧成本1093.2%年租金成本411.2%年人工成本722.1%年电力成本441.3%维护和维修费用441.3%保险费用331.0%物业费用331.0%授权和许可费40.1%日常管理费用140.4%年财务费用862.5%合计3371100.0%资料来源：Wind，长江证券研究所（注：核心参数假设为上述模型表中所列。）在上述汽油/柴油、氢气采购和销售价格假设条件下，合建站的IRR和净利润远高于单站。在加氢负荷率40%时，加氢单站为亏损状态，IRR仅为3.5%，而合建站净利润可达到251万元，IRR做到19.6%。请阅读最后评级说明和重要声明26/33联合研究行业深度图34：不同加氢负荷率下加氢单站和加氢加油合建站IRR图35：不同加氢负荷率下加氢单站和加氢加油合建站净利润（万元）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所地方财政补贴支持，监管上位法仍缺失政府对加氢站的建造阶段和运营初期给予补贴支持加氢站为氢能产业链的基础设施，各地都秉持着适度超前建设的原则做目标规划。而由于加氢站占地面积大、设备国产化率低、设备设施复杂等原因，目前加氢站建造成本偏高，且燃料电池车保有量数量尚少（截至2021年底不足万辆），难以实现盈利。因此，政府对加氢站的建造阶段和运营初期给予补贴支持。➢建造阶段：根据加氢站日加氢能力不同给予不同的补贴支持，加氢能力越大，补贴绝对金额越大，通常各地给予补贴比例不超过投资总额的30%或50%，且最高补贴不超过一定金额（上海2022年为500万元、广东为500万元、成都最高给予1000万元补贴）。与日本相比，我国给予加氢站补贴比例并不激进，日本按照加氢设备购买成本的1/2或2/3和单项补贴金额上限的孰低值给予补贴。➢运营阶段：加氢单价补贴范围为10-20元/kg之间，以使得最终售价不超过35元/kg（部分地区划定价格高于该值），且随着时间的推移，单价补贴金额呈下降趋势。日本补贴额度为加氢站运营成本的2/3和按照不同供氢方式对应补贴金额上限两者中的孰低值；其中，现场制氢和外供氢加氢站每年补贴金额上限2200万日元（约123.2万元人民币）。按照我国加氢站售价补贴前45-55元/kg计算，补贴比例约22%-36%，低于日本的补贴强度。表16：部分地方加氢站建设补贴政策城市补贴政策明细（补贴金额单位：万元）上海市时间2022年底之前建成2023年底之前建成2024-2025年底之前建成补贴金额≤500≤400≤300不超过核定的设备购置和安装投资总额30%给予补助，补助标准向具备70MPa加注能力的加氢站适当倾斜广东省加氢站类型补贴金额油、氢、气、电一体化综合能源补给站250独立占地固定式加氢站200撬装式加氢站150对日加氢能力500公斤及以上的加氢站给予补贴，各级财政补贴合计不超过500万元/站，且不超过加氢站固定资产投资50%加氢站类型加氢能力Q建设类型2019年底前建成2019年底之后建成3.5%12.8%20.5%19.6%23.6%27.5%0%5%10%15%20%25%30%40%60%80%加氢单站加氢加油合建站加氢负荷率-1171154251333415-5005010015020025030035040045040%60%80%加氢单站加氢加油合建站加氢负荷率请阅读最后评级说明和重要声明27/33联合研究行业深度佛山市南海区固定式Q<500kg/d新建500300改建400300Q≥500kg/d新建800500改建600450撬装式Q≥250kg/d新建250无改建200无山东潍坊加氢站类型日加氢能力（公斤）2022年建成2023年建成固定式200≤Q＜5004030500≤Q＜1000160120Q≥1000350300山东济南加氢站类型日加氢能力（公斤）2021年底之前建成2022年底之前建成固定式500≤Q<10004003001000≤Q600400山东青岛西海岸区加氢站类型加氢能力Q建设类型2020年底前建成2021年底之前建成固定式Q<500kg/d新建700500改建500400Q≥500kg/d新建900700改建600500撬装式Q≥350kg/d新建400300改建300200四川成都加氢站类型加氢能力Q补贴方式35MPa固定式加氢站Q≥500kg/d按建设实际投资的30%给予最高500万元的一次性补贴35MPa临时加氢站按建设实际投资的10%给予最高100万元的一次性补贴70MPa加氢站、“制氢-加氢”示范一体站按建设实际投资的30%给予最高1000万元的一次性补贴“氢-油-气-电”综合能源站按加氢功能部分实际投资的30%给予最高500万元/1000万元的一次性补贴资料来源：各地政府官网，长江证券研究所表17：部分地区加氢站运营补贴政策地区年份氢气销售价格（元/kg）补贴金额（元/kg）上海市2021P≤35202022-2023P≤35152024-2025P≤3510广州黄埔区、开发区2021P≤35202022-2023P≤3015山东潍坊市2022P=3515P<3515-（35-销售价格）2023P=3510P<3510-（35-销售价格）山东青岛西海岸区2020P≤40202021P≤3514请阅读最后评级说明和重要声明28/33联合研究行业深度佛山市南海区2018-2021P≤40202022P≤3618四川成都市2020M8-2023M8P≤4020（最高500万元的运营补贴）资料来源：各地政府官网，长江证券研究所表18：2021年日本燃料电池汽车氢供应设备补贴标准规模供氢能力（Nm³/h）供应方式补贴率补贴上限（亿日元）补贴上限（万元RMB）中等规模300以上站内现场制（兼容燃料电池公交车）1/23.92184站外制氢（兼容燃料电池公交车）1/23.51960站内现场制（含封装设备）2/32.91624站内现场制（除上述以外）1/22.91624站外制氢（含封装设备）2/32.51400非现场站外制氢（除上述以外）1/22.51400移动式1/22.51400小规模50以上300以下站内现场制（含封装设备）2/32.21232站内现场制（除上述以外）1/22.21232站外制氢（含封装设备）2/31.81008非现场站外制氢（除上述以外）1/21.81008移动式1/21.3728移动搬迁2/30.33184.8集中制氢设备1/20.6336液化氢设备1/20.4224远程监控设备2/30.156资料来源：日本新一代汽车振兴中心，长江证券研究所（注：日元：人民币=1:0.056）表19：日本加氢站运营补贴标准加氢设备的供氢方式/加氢能力每年补贴金额上限（百万日元）每年补贴金额上限（万元RMB）现场制氢22123.2外供氢22123.2移动式（使用场所为1处）22123.2移动式（使用场所为2处以上）26145.6上述设备中，加氢能力在50Nm³以上但不足100Nm³的1689.6资料来源：《日本燃料电池汽车产业发展经验与启示研究》（王佳，周玮，姚占辉，方海峰），长江证券研究所（注：日元：人民币=1:0.056）加氢站标准更新完善，但部分标准缺失或陈旧国内氢能和加氢站标准大多是近十年颁布的，经过多年的发展，我国加氢站技术标准体系逐渐完善，但仍有部分标准较为陈旧或缺失。《加氢站技术规范》涵盖了加氢站的设计、施工、建造、运行及安全等方面的内容，处于标准体系的核心地位，初版文件发布于2010年，部分条款已不适用于当前现状，国家着手对其进行修订。2021年4月，住建部发布《加氢站技术规范（2021年修订版）》，其主要修订内容包括：1）允许液氢供请阅读最后评级说明和重要声明29/33联合研究行业深度应和站内制氢：“加氢站应结合供氢方式进行设计。加氢站可采用氢气长管拖车运输、氢气管束式集装箱运输、液氢罐车运输、液氢罐式集装箱运输、管道输送或站内制氢系统等方式供氢”；2）等级规模调整：将三级与二级加氢站的总容量分界线从1000kg上升至3000kg，二级与一级加氢站的总容量分界线从4000kg上升至5000kg。表20：国内加氢站相关标准序号名称标准号发布时间1《氢气站设计规定》GB5017720052《燃料电池汽车加氢站技术规程》DGJ082005-200920093《氢气、氢能与氢能术语》GB/T2449920094《加氢站技术规范》GB5051620105《氢气第2部分：纯氢、高纯氢和超纯氢》GB/T3634.220116《氢燃料电池电动车示范运行配套设施规范》GB/T2912420127《氢系统安全的基本要求》GB/T2972920138《汽车用压缩氢气加气机》GB/T3113820149《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50516-2012201410《加氢站用储氢装置安全技术要求》GB/T34583201711《质子交换膜燃料电池供氢系统技术要求》GB/T34872201712《加氢站安全技术规范》GB/T34584201713《氢能车辆加氢设施安全运行管理规程》GB/Z34541201714《加氢站技术规范》GB50516（2021年版）202115《汽车加油加气加氢站技术标准》GB50156（2021年版）2021资料来源：住建部，工信部，中国政府网，长江证券研究所2021年为进一步指导纯氢站及合建站的设计，《加氢站技术规范（2021年修订版）》移除了合建站内容，将合建站并入2021年颁布的新版《汽车加油加气加氢站技术标准》，两个文件成为未来纯氢站和合建站的设计依据。表21：2021年版加氢站技术规范与汽车加油加气加氢站技术标准差异性条款《加氢站技术规范》（GB50516-2010（2021版））《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156-2021）条款号条款描述条款号条款描述1.0.2适用于纯氢站建设1.0.2适用于合建站建设5.0.1A储氢容器分三级，与压缩机安全间距9m5.0.14取消了储氢容器分级和压缩机间距要求，适于合建站建站紧凑原则6.1.3对于进站H2计量作出要求10.5.2对于加氢机计量作出要求6.5.4放空总管要求高出站内全部设施最高点2m以上10.6.5放空总管要求高出半径12m范围内建筑物顶或平台2m以上6.5.1A明确H2管道镍含量和镍当量要求10.6.1明确H2管道镍含量和双牌号钢要求6.3.5规定N2纯度不低于99.2%10.7.6规定N2纯度不低于99.5%3.0.2A要求三级站单罐不大于800kg10.4.1要求单罐水容积不大于5m³3.0.3要求长管拖车作为站内储氢设施固定使用时设置固定措施，容量计入总容量中10.2.1要求拖车位数量不宜超过2个并配备限位装置5.0.7对于卸气柱端进行了增设防火墙的要求10.7.15对于合建站中各个区域之间要求设置钢筋混凝土实体防护墙或厚度不小于6mm且支持牢固的钢板资料来源：《加氢站的工艺分析及设计要点》（胡瑛），长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明30/33联合研究行业深度参考广东省发布的加氢站相关标准情况，加氢站中的核心设备压缩机、加氢车、加氢仪表、液氢材料和结构设计相关标准目前仍有较多缺位。表22：广东省氢燃料电池汽车标准体系中加氢站相关标准情况加氢站环节标准级别标准状态/需求程度标准号及标准名称固定式加氢设施加氢站国家现行GB50177-2005氢气站设计规范国家现行GB50516-2010加氢站技术规范待制定★★★★★加氢站经济运行规范氢油/气合建站待制定★★★★★氢油/气合建站运营管理规范移动式加氢设施加氢车待制定★★★★加氢车设计规范待制定★★★★加氢车安全性要求及测试方法移动撬装式加氢装置国家现行GB/T31139-2014移动式加氢设施安全技术规范通用加注系统加氢机国家现行GB/T31138-2014汽车用压缩氢气加气机加氢枪国家现行GB/T34425-2017燃料电池电动汽车加氢枪被加注设施加氢口国家现行GB/T30719-2014液氢车辆燃料加注系统接口国家现行GB/T30718-2014压缩氢气车辆加注连接装置国家现行GB/T26779-2011燃料电池电动汽车加氢口阀门行业现行JB/T11484-2013高压加氢装置用阀门技术规范仪表待制定★★★★★加注系统用仪表技术规范压缩隔膜式压缩机待制定★★★★氢气压缩用隔膜式压缩机性能要求往复式压缩机待制定★★★★氢气压缩用往复式压缩机性能要求活塞式压缩机行业现行JB/T10909-2008小型往复活塞氢气压缩机储氢容器储罐国家现行GB/T26466-2011固定式高压储氢用钢带错绕式容器国家现行GB/T25198-2010压力容器封头国家现行GB/T150.1-2011压力容器第1部分：通用要求国家现行GB/T150.2-2011压力容器第2部分：材料国家现行GB/T150.3-2011压力容器第3部分：设计国家现行GB/T150.4-2011压力容器第4部分：制造、检验和验收国家现行GB/T9019-2015压力容器公称直径国家现行GB/T30578-2014常压储罐基于风险的检验及评价国家现行GB/T37327-2019常压储罐完整性管理待制定★★★★液氢储罐材料待制定★★★★液氢储罐结构设计待制定★★★★液氢储罐绝热性能安全国家现行GB/T34583-2017加氢站用储氢装置安全技术要求国家现行GB/T34584-2017加氢站安全技术规范国家现行GB/Z34541-2017氢能车辆加氢设施安全运行管理规程资料来源：《广东省氢燃料电池汽车标准体系与规划路线图（2020—2024年）》，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明31/33联合研究行业深度国家层面立法缺位，审批监管部门尚不统一燃气经营许可还是危化品经营许可？因无国家统一的法律、法规明确加氢站经营管理参照标准，各地给予加氢站的经营许可类型也不尽相同。根据国家安全监管总局2011年发布的《首批重点监管的危险化学品名录》和2015年发布的《危险化学品名录》（2015），氢气（化学名称“氢”）属于危险化学品，成都、大连、福州等地从事加氢站经营活动须申请办理《危险化学品经营许可证》。而我国加氢站发展较晚，尚无国家层面对加氢站的建设和经营管理做立法规范，因氢气与LNG相似度高，多地将氢气参照城镇燃气进行管理，参照《城镇燃气管理条例》申报燃气经营许可证或加氢站经营许可证，例如上海、广州、济南、郑州、乌海等。加氢站作为给燃料电池汽车提供氢气的基础设施，其在法律监管的性质上属于危险化学品经营场所还是城市燃气设施，目前尚无统一定论，国家层面的立法缺失已经成为制约加氢站发展的重要因素。图36：典型城市对加氢站经营管理方式资料来源：各地发改委、住建委、工信部，长江证券研究所加氢站建造审批的主管部门不尽相同。例如，济南市对加氢站项目参照天然气汽车加气站（CNG）管理模式实施管理，而市住房城乡建设部门作为市级燃气行政主管部门，负责统筹推进全市汽车加氢站项目规划建设工作；成都市将经济和信息化局作为加氢站项目市级行政管理部门；广州市城市管理部门是本市加氢站项目的运营管理部门，参照《广州市燃气管理办法》对加氢站进行管理；大连市由市发展改革委统筹协调推进加氢站审批、建设、管理。尽管加氢站审批主管部门不同，但加氢站的建造是个系统复杂工程，需要各地多个部门协同、各司其职。表23：广州市加氢站建造管理部门及其职责部门职责发展改革部门（或相关审批管理部门）负责制定加氢站建设运营发展相关扶持政策、负责加氢站项目投资备案，并会同城市管理部门、规划和自然资源部门开展加氢站规划编制工作规划和自然资源部门负责将加氢站规划布点纳入国土空间规划，按规定办理规划用地审批等工作生态环境部门负责加氢站项目环境影响评价审批等工作住房城乡建设部门负责加氢站工程建设审批、消防设计审查、验收等工作应急管理部门负责开展加氢站安全综合监管工作市场监管部门负责加氢站特种设备使用登记、安全监察等工作，核发《气瓶充装许可证》气象部门负责加氢站雷电防护装置设计审核和竣工验收以及雷电防护装置定期检测监督检查等工作燃气经营许可证危险化学品经营许可证上海广州济南郑州乌海成都大连福州……请阅读最后评级说明和重要声明32/33联合研究行业深度工信部门在职责范围内支持氢能基础设施建设，协助相关部门支持条件允许的加油站同步规划加氢站公安部门负责组织涉氢车辆的道路交通安全管理工作，查处相关违法行为交通运输部门负责道路危险货物运输车辆许可及行业监管等工作资料来源：《广州市加氢站管理暂行办法（征求意见稿）》，长江证券研究所表24：成都市加氢站建造管理部门及其职责部门职责发展改革部门负责加氢站立项审批（备案）等工作经济和信息化部门负责加氢站布局专项规划，参照天然气加气站管理模式实施加氢站行业管理规划和自然资源部门负责已发办理供地审批以及建筑项目的建设用地规划许可和建设工程规划许可等，协助加氢站建设工程项目审批后的违法建设查出工作生态环境部门负责环境影响评价、环保竣工验收监督管理等工作住建部门负责依法办理加氢站项目的房屋建筑工程的特殊工程消防设计审查、施工许可审批、房建工程质量监督及并联竣工验收等，协助市城管委加强工地现场违法行为查处工作交通运输部门负责道路危险货物运输经营资质许可及行业监管等工作公安部门负责氢气配送车辆的道路交通安全管理等工作水务部门负责加氢站项目取水许可、排水许可审批以及取排水过程监管等工作文旅部门负责职业病危害预评价、职业病危害防护设施设计、职业卫生军工验收的监督管理等工作应急管理部门负责加氢站建设项目安全设施“三同时”审查、安全许可、安全综合监管等工作市场监管部门负责特种设备检验、使用登记、使用安全等监督管理，以及协助办理《气瓶充装许可证》、接受特种设备安装告知等工作人防部门负责加氢站建设项目认房审批等工作气象部门负责防雷装置设计审核、防雷装置竣工验收等工作城管部门负责城市管理区域内加氢站建设工程项目审批后的违法建设、在建工地违法建设、违法户外广告等行政执法工作资料来源：《成都市加氢站建设运营管理办法（试行）》，长江证券研究所表25：中国加氢站装备与设备集成商分布情况环节供应商加氢站集成商国富氢能、液空厚普、上海舜华、海德利森、上海氢枫、正星氢电、豫氢装备、伯肯节能、中集安瑞科、派瑞氢能等氢气压缩机中鼎恒盛、康普锐斯、海德利森、东德实业、弗赛特、佛燃天高、京诚压缩机、丰电金凯威、江苏恒久机械、中集安瑞科、伯肯节能、羿弓氢能、山东万泰等加氢机国富氢能、上海氢枫、中集安瑞科、液空厚普、重庆厚海等站用储氢容器浙江蓝能燃气设备、浙江巨化装备、石家庄安瑞克气态、东方电气东方锅炉、中材科技（苏州）加氢枪成都安迪生测量（厚普股份子公司）、朗安科技管阀件等世伟洛克、上海舜华新能源、麦格思维特、铂偲尅等资料来源：高工产研氢电研究所，势银能链，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明33/33联合研究行业深度投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：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。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司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。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。PoweredbyTCPDF(www.tcpdf.org)前沿报告库是中国新经济产业咨询报告共享平台。行业范围涵盖新一代信息技术、5G、物联网、新能源、新材料、新消费、大健康、大数据、智能制造等新兴领域。为企事业单位、科研院所、投融资机构等提供研究和决策参考。扫一扫免费获取海量报告