1Table_FirstTable_ReportType证券研究报告行业研究Table_FirstTable_Summary电力设备与新能源行业氢能深度系列四—储运篇：氢经济发展之纽带，具备千亿市场潜力投资要点：作为氢能深度系列之四，本报告从定性及定量角度研究氢储运环节各储运方式特点及适用性，并从氢能不同发展阶段的角度探索氢储运投资主线。行业整体情况分析氢储运承上启下，千亿级市场规模。储运是氢能产业连中连接制氢端与需求端的关键桥梁。我国氢能资源呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则相反，这就决定了储运环节在整个氢能产业链的重要性。据氢能联盟预测，到2040年，我国氢气年需求量将增至5700万吨，庞大的氢能需求将带来5200亿左右的储运设备市场规模。储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展。按照氢的不同形态，可将氢储运分为气态、液态、固态储运。氢能发展初期，氢用量及半径相对较小，此时高压气态储运更具性价比；氢能发展中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全管道输氢将被实现。总体而言，氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。行业前瞻或投资看点随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入快速发展期，推动储运关键设备及材料需求快速增长。氢能发展初期，与高压气态储运对应的氢气承压设备（如储氢瓶）、气体处理设备（如氢气压缩机、净化设备等）及相关核心材料（如碳纤维、吸附膜等）将率先得到大规模发展；氢能发展中期，用氢规模、运输半径的提升将推动低温液氢储运设备需求增长（如透平膨胀机、正仲氢转换器、液氢泵等）。投资建议储运是氢能产业链核心环节之一，也是氢能向规模化发展的基础保障，我们看好氢能储运行业前景，给予“强于大市”评级。根据氢能产业发展不同阶段，给予三条投资主线：1）氢能发展早期阶段，高压气态储运技术成熟，商业化程度高，其中车载储氢瓶将率先受益氢能车规模提升，建议关注储氢瓶龙头京城股份、中材科技、国富氢能、致远新能等，碳纤维作为高压储氢瓶核心材料同样受益，关注中复神鹰、光威复材；2）氢能发展中期，低温液氢将满足大规模、长距离氢能需求，低温液化装备作为产业链核心环节将快速发展，建议关注冰轮环境、深冷股份、杭氧股份、鸿达兴业；3）规模化的氢能储运通常伴随大量的气体处理需求，包括压缩、净化等，建议关注雪人股份、建龙微纳、泛亚微透。风险提示核心技术突破不及预期；氢能终端需求不及预期；政策执行不及预期；测算具有主观性，仅供参考。Table_FirstTable_ReportDate2022年04月01日Table_FirstTable_Rating行业评级：强于大市上次评级：强大于市Table_FirstTable_Chart一年内行业相对大盘走势Table_FirstTable_Author分析师贺朝晖执业证书编号：S0590521100002邮箱：hezh@glsc.com.cn分析师吴程浩执业证书编号：S0590518070002邮箱：wuch@glsc.com.cnTable_FirstTable_ContacterTable_FirstTable_RelateReport相关报告1、《新能源拖欠补贴发放在即，影响几何？》一2022.03.292、《新能源汽车市场发展步入新阶段》一2022.03.283、《氢能顶层规划落地，行业发展步入快车道》一2022.03.23请务必阅读报告末页的重要声明2请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究投资聚焦在氢能深度系列四中，我们从定性及定量角度，分析了氢能各储运方式技术特点及适用性，结合氢能不同发展阶段的特征，给出相应发展阶段的氢储运投资主线。研究背景由于氢储运方式的多样性，根据氢的形态可分为气态、液态、固态储运，各储运方式在使用范围及经济性方面存在显著差异，且伴随氢能产业不同发展阶段，氢储运发展也将随之发生变化。因此本篇系列深度报告侧重点在于梳理各氢储运方式适用性，并结合氢能各发展阶段给出氢储运投资主线。创新之处市场多从定性角度单方面分析氢储运产业链的特点及适用性，在本篇系列深度报告中，我们从定性及定量两个维度对各氢能储运方式做深度分析，并且针对性的给出各储运产业链中核心价值环节。核心结论1）储运位居氢能产业链关键环节，对应千亿级别的市场规模。据中国氢能联盟预测，到2040年，我国氢气的年需求量将增至5700万吨左右，庞大的氢能需求量需依靠完善的氢储运供应链。假设终端氢气售价中，储运成本占比30%，设备投资成本占比70%，对应储运设备市场规模将达5200亿元。2）氢储运方式多样，将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展。氢能发展初期，氢用量及运输半径相对较小，此时高压气态储运更具性价比；氢能发展中期，氢气需求、运输半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全管道输氢、有机液态氢储运将被实现。3请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究正文目录1氢储运承上启下，千亿级市场空间....................................................................51.1氢储运是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁..........................................51.2庞大的氢能需求将带来千亿级的储运市场规模..........................................51.3由近及远，氢储运技术发展将循序渐进.....................................................62储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展.................................................72.1气态氢储运：技术成熟度高，使用广泛，将贯穿氢能产业发展始末..........82.2液态氢储运：储氢密度高，适合跨洋及长周期存储运输..........................112.3固态氢储运：储氢压力低、安全性好，但距离商业化较远......................153成本的差异性决定各储运方式出现在氢能不同发展阶段.................................163.1高压长管拖氢在小规模、短半径用氢时经济性最佳.................................163.2低温液氢成本变动对距离不敏感，长距离下更具优势.............................173.3管道输氢在大规模输送下，经济性最佳...................................................184氢能产业发展推动储运关键设备及材料需求快速增长.....................................204.1车载储氢瓶商业化程度高，将率先受益氢能车规模提升..........................204.2储运量提升带动气体净化、压缩等处理设备需求.....................................234.3低温液化长期潜力大，关注核心装备技术国产化突破.............................265投资建议及标的...............................................................................................296风险提示..........................................................................................................30图表目录图表1：氢储运承上启下，连接氢能生产与终端需求......................................................5图表2：我国氢能资源呈逆向分布...................................................................................5图表3：到2040年我国氢气需求量将达5700万吨........................................................6图表4：到2040年我国储运设备市场将达5200亿元....................................................6图表5：中国氢能储运技术路线展望...............................................................................6图表6：不同储氢技术对比..............................................................................................7图表7：高压气态氢气储运流程（包括长管拖氢及管道输氢）.......................................8图表8：储氢容器向高压化、轻量化发展........................................................................9图表9：长管拖氢适合短距、小规模、就地应用.............................................................9图表10：管道输氢适合长距、大规模应用......................................................................9图表11：不同运输距离下20MPa与50MPa长管拖氢储运成本对比（元/kg）...........10图表12：扩大储氢设备生产规模可大幅降低储运固定成本（万美元/个）...................10图表13：世界各地输氢管道的情况...............................................................................10图表14：国内两条氢气管道的参数对比........................................................................11图表15：各国/地区天然气管道内掺氢比例设定............................................................11图表16：低温液氢储运流程..........................................................................................12图表17：液氢与高压气氢运输方案比较........................................................................12图表18：大型氢液化装置核心技术...............................................................................13图表19：低温液氢运输成本构成...................................................................................134请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表20：有机液体储氢流程图（以甲基环己烷-MCH储氢介质为例）.........................13图表21：几种典型的有机物储氢介质的储氢性能.........................................................14图表22：液氨储氢流程图..............................................................................................14图表23：甲醇储氢流程图..............................................................................................15图表24：固体储氢材料分类..........................................................................................16图表25：高压气态长管拖车输氢成本构成....................................................................16图表26：高压长管拖车运输成本随距离增加大幅上升（元/kg）..................................17图表27：低温液氢输送成本构成...................................................................................17图表28：低温液氢输送成本变动对距离不敏感（元/kg）............................................18图表29：管道输氢成本构成..........................................................................................18图表30：管道运氢成本与运输距离正相关（元/kg）....................................................19图表31：不同利用率情况下管道氢成本存在明显差异（元/kg）..................................19图表32：三种主流氢储运运输成本对比（元/kg，皆为100%运能）...........................20图表33：储氢承压设备分类..........................................................................................21图表34：我国储氢瓶市场供给仍以III型瓶为主............................................................21图表35：国内部分参与IV型储氢瓶市场动态...............................................................22图表36：主流III型、IV型储氢瓶成本构成（美元）....................................................22图表37：车载储氢瓶市场规模（只）及碳纤维用量（吨）测算...................................23图表38：不同含氢气源氢气纯度及杂质情况................................................................24图表39：不同应用场景对氢气纯度的要求....................................................................24图表40：变压吸附工艺流程..........................................................................................24图表41：变压吸附分离技术是当前氢气纯化主流应用手段..........................................25图表42：高压加氢站建设成本（500kg/d加注能力）..................................................25图表43：主流氢气压缩机优劣势对比...........................................................................26图表44：加氢站氢气压缩机市场空间（亿元）.............................................................26图表45：低温液氢产业链..............................................................................................27图表46：国内氢气液化能力落后于海外（2020年）....................................................27图表47：膨胀机BOM图..............................................................................................28图表48：氢气液化市场规模测算（亿元）....................................................................29图表49：氢能储运产业链核心标的...............................................................................295请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究1氢储运承上启下，千亿级市场空间1.1氢储运是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁氢能产业链中，氢的存储运输是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁，深刻影响着氢能发展节奏及进度。由于氢气在常温常压状态下密度极低（仅为空气的1/14）、单位体积储能密度低、易燃易爆等，其特性导致氢能的安全高效输送和储存难度较大。因此，发展安全、高效、低成本的储运氢技术是氢能大规模商业化发展的前提。图表1：氢储运承上启下，连接氢能生产与终端需求来源：中国氢能联盟，国联证券研究所1.2庞大的氢能需求将带来千亿级的储运市场规模氢能资源呈逆向分布，氢能储运供应链建设是实现“氢经济”的保障。总体来说，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则恰恰相反。未来，一方面要积极开发大容量氢气储运技术；另一方面要积极开展就近化工副产氢气资源和沿海可再生能源开发利用。图表2：我国氢能资源呈逆向分布6请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：中国氢能联盟，国联证券研究所庞大的氢能需求需依靠完善的氢储运供应链，将带来千亿级设备投资规模。在氢能行业深度报告系列二中，我们详尽分析了氢能在工业、交通、建筑等领域参与深度脱碳的潜力，即在2060碳中和目标下，据中国氢能联盟预测，到2040年，我国氢气的年需求量将增至5700万吨左右，庞大的氢能需求量需依靠完善的氢储运供应链。假设按照终端氢气售价30元/kg，储运成本占比30%，设备投资成本占比70%，对应储运设备市场规模将达5200亿元。图表3：到2040年我国氢气需求量将达5700万吨图表4：到2040年我国储运设备市场将达5200亿元来源：中国氢能联盟，国联证券研究所来源：国联证券研究所测算1.3由近及远，氢储运技术发展将循序渐进根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》关于我国氢能储运技术路线展望：我国氢能储运将按照“低压到高压”“气态到多相态”的方向发展，由此逐步提高氢气储存和运输的能力。氢能市场渗入前期，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全储氢将成为现实，完备的氢能管网也将建成，同时出台固态、有机液态等储运标准及管道输配标准作为配套。图表5：中国氢能储运技术路线展望来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019》，国联证券研究所7请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究2储运技术丰富多样，由近及远多方向协同发展氢能的存储及运输成为了氢能实现大规模发展的重要影响因素之一，而氢能的储运方式建立在氢的不同存储状态之上，按照氢的不同形态，通常将氢储运技术分为气态储运（高压气态、管道氢）、液态储运（低温液态、有机液态）、固态储运，不同的储运方式具有不同特点及适应性：1）高压气氢储运运营成本低、能耗相对小、氢气充放响应速度快，适用于短距离、用户分散场合，是目前运用最普遍的储运方式，但对设备承压要求高、单位体积储氢密度低、安全性较低；2）管道氢输送运输成本低、能耗小，可实现氢能连续性、规模化、长距离输送，是未来氢能大规模利用的必然发展趋势。由于管道铺设难度大，一次性投资成本高，目前还难以实现大规模氢气管道运输。3）低温液氢储运储氢能量密度高、运输效率高，适用于中远距离输送，目前主要作为航空运载火箭推进剂燃料，对储氢装置真空绝热、减振抗冲击、防泄漏性能要求高，且深冷液化存在大量消耗、成本较高；4）固氢及有机液氢储运一般较为安全、高效、储氢密度高、可循环性好，但对储氢材料性能要求较高，是未来氢能储运的重要研究方向，但距离商业化较远；图表6：不同储氢技术对比气态液态固态低温液态有机液态金属氢化物吸附质量储氢密度wt/%1~5%5.1~7.4%4.5~7%1~4.5%2.5~8.25%技术原理将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关低温（20K）条件下对氢气进行液化利用可循环液体化学氢载体储氢利用合金不同金属组分对氢的吸附作用强弱实现氢分子的储存与释放物理吸附和化学吸附、采用分子筛、高比表面积活性炭和新型吸附剂（纳米材料）等材料优点储存能耗低、充放氢速率可调储氢量大、储存容器体积小、液氢体积密度高、长距离大规模运输成本低储氢密度高、安全性较好、储运方便安全性高、储存压力低、运输方便压力适中、储存容器自重轻、形状选择多样、安全性高缺点储氢密度提升难、容器耐压要求高、长距离运输成本高液化过程能耗高、使用过程冷能利用率低、容器绝热性能要求高涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低普遍存在价格高、寿命短、储存释放条件苛刻等问题普遍存在价格高、寿命短、储存释放条件苛刻等问题技术成熟度发展成熟，广泛应用于车用氢能领域国外约70%使用液氢运输，安全运输问题验证充分距离商业化大规模使用尚远大多处于研发试验阶段距离商业化大规模使用尚远8请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究国内技术水平关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低民用技术处于起步阶段，与国外先进水平存在差距处于攻克研发阶段与国际先进水平存在较大差距处于攻克研发阶段来源：CNKI，国联证券研究所2.1气态氢储运：技术成熟度高，使用广泛，将贯穿氢能产业发展始末氢能的气态储运通常是将氢气采取压缩气体体积、增加单位气体压力的方式进行储存、运输，并且以高压气体的状态储存于特定容器中，储氢容器通常为耐高压的压力容器，同时气氢也可经过加压后通过特制运输管道进行输送。高压气态氢能储运是目前工业中使用最普遍、最直接的氢能储运方式，通过连接减压阀即可方便、快捷释放所需氢气。具有运营成本低、压缩氢气技术成熟、承压容器结构简单、能耗较小、氢气充放响应速度快等优点。区别于运输方式的不同，高压气态长管拖氢适用于当前氢能发展初级阶段，未来随着氢能需求规模的扩大，管道氢将为氢能产业链提供大规模量的低成本氢气。图表7：高压气态氢气储运流程（包括长管拖氢及管道输氢）来源：国联证券研究所储氢容器向高压化、轻量化发展高压气态储氢容器主要包括纯钢制金属瓶（I型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。20MPa钢制瓶（I型）早已实现工业应用，并与45MPa钢制瓶（II型）和98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。但是I型和II型瓶储氢密度低、氢脆问题严重，难以满足车用储氢容器的要求。车用储氢容器主要为III型瓶和IV型瓶。通过对比I型至IV型高压储氢瓶性能参数及特点，高压储氢容器发展本质是通过改变结构及材料，提升储氢工作压力来提高质量储氢密度。此外，研究表明，氢气质量密度随压力增加而增加，在30~40MPa时，氢气质量密度增加较快，而压力70MPa以上时，氢气质量密度变化很小，因此大多储氢瓶的工作压力在35~70MPa范围内。9请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表8：储氢容器向高压化、轻量化发展气瓶型号气瓶材料储氢工作压力（Mpa）质量储氢密度（wt/%）气瓶特点I型气瓶纯钢制金属气瓶17.5-20≈1%笨重，储氢密度低，有氢脆问题，车载储氢无法采用II型气瓶钢制内胆环向缠绕气瓶26-30≈1.5%III型气瓶铝内胆全缠绕气瓶30-70≈2.4%（50L瓶）Ⅲ、Ⅳ型瓶具有提高安全性、减轻重量、提高储氢密度等优点。国外多为Ⅳ型瓶，国内逐步由Ⅲ型向IV型瓶过渡。IV型气瓶塑料内胆全缠绕气瓶30-70≈4.1%（50L瓶）来源：中国氢能联盟，国联证券研究所高压气态氢运输方式方面，长管拖氢适合短距、小规模、就地应用，管道输氢适合长距、大规模应用高压气氢运输主要分为长管拖车和管道运输2种方式。其中，长管拖车运输技术较为成熟，中国常以20MPa长管拖车运氢，单车运氢约为300kg，正在积极发展35MPa运氢技术。国外则采用45MPa纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至700kg。由于中国目前氢能发展处于起步阶段，整体产氢规模较小，氢能利用的最大特点是就地生产、就地消费，氢气的运输距离相对较短，因此多采用长管拖车运输；管道运输的压力相对较低，一般为1~4MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但是建造管道的一次性投资较大，不适合作为氢能发展初期的运输方式。中国可再生能源丰富的西北地区有望成为未来氢能的主产地，而中国能源消费地主要分布在东南沿海地区。在未来氢能大规模发展的前提下，管道运输可实现氢能的低成本、低能耗、高效率跨域运输。图表9：长管拖氢适合短距、小规模、就地应用图表10：管道输氢适合长距、大规模应用来源：中集安瑞科网站，国联证券研究所来源：CNKI，国联证券研究所未来长管拖车氢储运成本降低可通过提高储氢压力及生产规模效应来实现据中石油化工研究院数据，当运输距离为50km时，氢气的运输成本为4.9元/kg；随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升，当距离500km时运输成本近22元/kg，所以考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离和运量较少的运输场景。此外可以看出，随着距离增加，20MPa和50MPa运输条件下的成本逐渐分化，50MPa下的成本优势越来越明显，当运输距离为200km时，其成本差距约4元/kg。实际上，超过200km的运输距离将导致拖车及人员配置冗杂的问题。10请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究200km运输距离下，两端充卸及拖车往返时间已达到16h，当运输距离再增大时，需要配置更多的拖车和司机，产生更高的成本费用，经济性降低。未来长管拖氢储运成本下降的有效路径是：一方面可通过提高储氢压力，实现储氢密度和运输效率都更高的氢气储运方式；另一方面，未来氢气气态储运成本下降的有效路径是扩大相关设备生产量。单位成本将在规模效应下逐步下降。据NREL（NationalRenewableEnergyLaboratory）预测，当储氢容器需求量从10增加到100个时，储氢容器成本可下降约45%。图表11：不同运输距离下20MPa与50MPa长管拖氢储运成本对比（元/kg）图表12：扩大储氢设备生产规模可大幅降低储运固定成本（万美元/个）来源：中石油化工研究院，国联证券研究所来源：NREL，国联证券研究所管道运输是氢能产业发展成熟阶段实现氢气长距离、大规模运输的必然趋势，当前发展初期阶段可积极探索天然气管道掺氢输送从氢能规模化、长远发展看，高压气氢、低温液氢输运方式远不能实现氢能的规模化及大面积区域辐射，管道输运是未来发展的必然趋势。目前，欧洲和美洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年历史，在管道输氢方面已经有了很大规模，根据美国太平洋西北国家实验室统计数据，全球共有4542km的氢气管道，其中美国有2608km，欧洲有1598km。我国氢气管网发展相对不足，目前全国累计仅有100km输氢管道，分布在环渤海湾、长江三角洲等地，随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设，氢气管网布局有较大的提升空间。图表13：世界各地输氢管道的情况地域材料运行时间口径（mm）距离（mm）压力（MPa）纯度加拿大阿尔伯塔Gr290（5LXX42）1987年起2733.73.899.90%美国休斯敦1069年起114-3241000.3-5.5纯氢美国路易斯安纳SATM106102-30548.33.4纯氢美国德克萨斯钢25年以上11485.5纯氢美国德克萨斯钢20年以上219191.4纯氢德国钢1938年起168-2732402.5纯氢法国碳钢1966年起多种尺寸2906.5-10纯氢美国德克萨斯5LX421997年起273453月4日纯氢加拿大蒙特利尔碳钢1681692.5%氢+7.5%甲烷11请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究英国比邻汉姆碳钢1530纯氢美国佛罗里达316SS30年以上501.6-242美国德克萨斯ASTMA5241986年起20320.912来源：CNKI，国联证券研究所图表14：国内两条氢气管道的参数对比管道建成时间全长（km）管径（mm）年输氢量（万吨）设计压力（MPa）投资额（亿元）单位投资额（万元/km）巴陵-长岭2014年4月20日423504.4241.9452济源-洛阳2015年8月31日2550810.0441.46584来源：CNKI，国联证券研究所氢能产业发展初期阶段，管道氢可由天然气管道掺氢来实现过渡。由于纯氢管道的初始投资较大，不适合作为氢能发展初期应用，在管道运输发展初期，可以积极探索掺氢天然气方式，即利用已建设的天然气输配管网与基础设施进行天然气和氢气混合输送，也可经改造后输送纯氢，可实现低成本、规模化、连续性氢能供应。研究结果表明，在含量较低时（10-20%掺氢比例），氢气可以在不做重大技术调整的情况下掺混至天然气。未来大力发展天然气掺氢管道输送技术，关键需要解决管材、调压站、流量计、探测器等配套装备的掺氢相容性与适应性并完善管网安全运行保障技术。天然气掺氢管道输送技术是目前进行大规模、长距离氢气输送最为有效手段之一。图表15：各国/地区天然气管道内掺氢比例设定来源：IEA，国联证券研究所2.2液态氢储运：储氢密度高，适合跨洋及长周期存储运输氢能的液态储运是指将氢能从气态转化为液态进行储运的技术。按照转化技术的不同，液态储运又可分为两大类：1）物理法，即将氢冷却到沸点以下（-253摄氏度以下）形成液氢，储存于低温绝热液氢罐进行储运；2）化学法，即氢通过化学反应，生成含氢的化合物，主要有三种方式，包括有机液态储运、氨-氢储运、甲醇-氢。（1）低温液态氢储运低温液态氢储运是将氢气冷却至21K（约-253摄氏度），液化储存于低温绝热液12请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究氢罐中，储氢密度可达到70.8kg/m3，是标况下氢气密度0.083kg/m3的近850倍，单台液氢运输罐车的满载约65m3，可净运输4000kg氢，大大提高了运输效率，并且在液化过程还能提高氢气纯度，相应程度上节省了提纯成本。因此液氢适合长距离、大容量储运，是配合我国未来实现大规模绿氢脱碳应用的首要储氢选择。图表16：低温液氢储运流程图表17：液氢与高压气氢运输方案比较技术类型压缩氢气液氢运输方式长管拖车液氢槽车运氢能力300kg4000kg储罐压力200-700bar1-1.3bar氢占总质量百分比1.30%8.40%充装/卸载时间8小时0.5小时同等运力车次比101加氢站储氢部分占地面积＞100m2＜40m2来源：国联证券研究所来源：中科富海，国联证券研究所提高核心设备及材料国产化率，降低液化成本是加快低温液氢发展主要途径从当前实际应用来看，目前全球液氢产能约400吨/天，其中北美占比达到85%以上，且大多为10~30吨/天以上的大型装置，规模效应显著。美国、日本、德国等国家已将液氢的运输成本降低到了高压气态储运的八分之一。相较于国外70%左右的液氢运输，国内液氢还仅限于航天领域，民用还未涉及，仅国富氢能、中科富海等部分企业在尝试低温液氢民用领域推广，过高的使用成本及安全法规问题限制了低温液化储氢技术的规模化应用，主要体现在：1）绝热性能要求高。液氢的沸点极低（-253摄氏度），与环境温差极大，对容器的绝热要求很高；2）液化过程耗能极大。液化1千克氢气需消耗13-17千瓦时的电量，液化所消耗的能量约占氢能的30%；3）核心设备及材料国产化程度低，包括压缩机、膨胀机、正仲氢转换装置、高性能低温绝热材料、液氢储罐制造技术与装备等。因此，缩小与国外先进液氢技术水平间的差距，实现核心设备及材料的国产化，是实现低温液氢参与绿氢脱碳供应链亟待解决的问题。从低温液氢运输成本构成来看，液化成本占总成本近70%，是低温液氢运输成本主要构成，因此降低低温液氢运输成本首要解决的是降低氢气液化成本。为了加快液氢在民用领域中的应用，市场监管总局（国家标准委）于2021年5月6日批准发布了《氢能汽车用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三项液氢国家标准，于11月1日起实施。对于氢能产业链而言，这三项标准的推出填补了液氢民用市场无标准可依的空白。13请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表18：大型氢液化装置核心技术图表19：低温液氢运输成本构成来源：中科富海，国联证券研究所来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所（2）有机液态氢储运有机液体储氢技术（LOHC）基于不饱和液体有机物在催化剂作用下进行加氢反应，生成稳定化合物，当需要氢气时再进行脱氢反应。图表20：有机液体储氢流程图（以甲基环己烷-MCH储氢介质为例）来源：CNKI，国联证券研究所有机液体储氢优势在于：加氢后的有机氢化物性能稳定，安全性高，可常温常压储存，储存方式与石油相似，质量储氢密度高，可达5.0-7.2%/wt。其劣势在于：氢气纯度不高，有几率发生副反应，产生杂质气体；反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化；液氢储存压缩能耗过大，需配备相应的加氢、脱氢设备。未来的技术突破方向是：提高低温下有机液体储氢介质的脱氢速率与效率、催化剂反应性能，改善反应条件、降低脱氢成本及操作难度。目前参与有机液体储氢的公司仅为少数，全球从事有机液体储氢的公司主要包括：中国武汉氢阳能源控股有限公司、日本千代田化工建设公司、德国HydrogeniousTechnologies。14请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表21：几种典型的有机物储氢介质的储氢性能储氢介质化学组成常温状态熔点/℃沸点/℃质量储氢/%体积储氢/（kgm3）脱氢温度/℃脱氢产物产物化学组成产物常温状态环己烷C6H12液态6.580.747.255.9300-320苯C6H6液态甲基环己烷C7H14液态-126.6100.96.247.4300-350甲苯C7H8液态十氢萘C10H18液态-30.4185.57.365.4320-340萘C10H8固态十二氢咔唑C12H21N固态76-6.7-150-170咔唑C12H9N固态十二氢乙基咔唑C14H25N液态-84.5-5.8-170-200乙基咔唑C14H13N固态十八氢二苄基甲苯C21H19N液态-343956.257260-310二苄基甲苯C21H11N液态来源：CNKI，国联证券研究所（3）液氨-氢储运液氨储氢技术是指将氢气与氮气反应生成液氨，作为氢能的载体进行利用。液氨储氢优势在于：液氨在标准大气压下-33℃就能够实现液化，其储存条件远远缓和于液氢，与丙烷类似，可直接利用丙烷的技术基础设施，大大降低了设备投入；液氨储氢中体积储氢密度相对液氢可高1.7倍；在脱氢过程中，液氨在常压、400℃条件下即可得到H2，能耗水平低；液氨除了储氢也可以直接作为燃料燃烧，其燃烧产物为氮气和水，无对环境有害气体，液氨燃烧涡轮发电系统的效率（69%）与液氢系统效率（70%）近似。其劣势在于：有腐蚀性、易挥发，有强烈气味，有毒性；其对燃料电池也有毒性，体积分数1×10^−6未被分解的液氨混入氢气中，也会造成燃料电池的严重恶化。未来技术突破方向：提升液氨脱氢纯度。截至目前，日本、澳大利亚等国均已在积极布局“氨经济”。在“碳中和”愿景下，利用可再生能源电解水制氢后，通过“氢-氨-氢”这一流程完成“绿氢”运输。从当前多国布局来看，氨-氢运输这一方式在大型氢出口项目领域具有优势。图表22：液氨储氢流程图来源：CNKI，国联证券研究所（4）甲醇-氢储运甲醇储氢技术是指将二氧化碳与氢气在相应条件下反应生成液体甲醇，作为氢能的载体进行利用。甲醇储氢优势在于：储氢密度高，其理论质量储氢密度高达12.5wt%；甲醇可分解得到氢气，用于燃料电池，同时，甲醇还可直接用作燃料；甲醇的储存条件为常15请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究温常压，且没有刺激性气味，存储条件缓和于LOHC及液氨。其劣势在于：二氧化碳单程转化率和甲醇产率较低，目前的经济性较低。未来技术突破方向是：开发同时满足单程高CO₂转化率（>20%）和高甲醇选择性（>90%）的催化剂，改善催化剂寿命。全球范围来看，CO2加氢合成甲醇已有不少成功案例：2012年欧洲已经建成了当时全球最大的CO₂基甲醇制造厂（年产4000吨甲醇，消耗5600tCO2，利用地热电厂电解水制氢），日本计划2021年建成日产20吨的碳回收甲醇合成装置；2020年1月17日，中国科学院大连化学物理研究所的全球首套千吨级规模化太阳燃料合成示范项目在甘肃兰州新区绿色化工园区试车成功。未来随着电解水制氢成本的下降以及碳减排价值的提升，CO2加氢合成甲醇的经济性将会有很高的改善。图表23：甲醇储氢流程图来源：氢眼观察，国联证券研究所2.3固态氢储运：储氢压力低、安全性好，但距离商业化较远固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附实现氢的存储，固态储氢的储氢压力低、安全性好、放氢纯度高，体积储氢密度高于液氢；劣势是储氢合金材料的重量储氢率较低，目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，重量储氢率大于7wt%的轻质储氢材料吸放氢温度偏高、循环性能较差。未来技术突破的主要方向是提高质量储氢密度，降低成本及温度要求。目前该领域技术尚未成熟，在燃料电池潜艇中实现了商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中进行示范应用，但在燃料电池汽车上的应用优点明显，未来潜力较大。16请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表24：固体储氢材料分类来源：CNKI，国联证券研究所3成本的差异性决定各储运方式出现在氢能不同发展阶段通过对氢能气、液、固三种形态储运方式的特点及适用性进行分析，定性角度而言，我们认为未来氢能供应链网络中，将主要以高压气态、低温液氢及管道输氢三种运氢方式为主：在氢能产业发展初期阶段，氢气用量及运输半径相对较小，此时高压气态运输的转换成本较低，更具性价比；氢能市场发展到中期，氢气需求半径将逐步提升，将以气态和低温液态为主；远期来看，高密度、高安全储氢将成为现实，管道输氢将被实现。为此，我们针对这三种氢储运方式建立成本模型，从定量角度进一步分析三种运输方式的成本变化特征：3.1高压长管拖氢在小规模、短半径用氢时经济性最佳高压气氢长管拖车运输成本主要包括：固定成本（折旧费、人员工资等）和变动成本（包括氢气压缩耗电费、油料费等）。为了测算成本，提出如下核心假设目前国内集装管束拖车的价格约120万/台，折旧年限10年。每辆拖车配备司机以及多名操作人员，人员费用共40万。拖车满载氢气可达300kg，每百公里消耗柴油约25升。拖车平均运行速度假设为50km/小时，两端装卸氢气时间约8小时。氢气压缩过程耗电1kwh/kg。图表25：高压气态长管拖车输氢成本构成项目（运距100km）成本（元/kg）固定成本拖车折旧0.66人工费2.19车辆保险0.05变动成本油费1.08过路费0.40保养费0.2017请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究压缩耗电费1.00合计成本5.59运输价格（毛利率15%）6.57来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算高压长管拖车运输成本随距离增加大幅上升。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为6.50元/kg。随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。距离500km时运输成本达到16.14元/kg（注：当输送距离超过200km后，单辆拖车已无法实现当日往返多次来满足用氢需求，超过200km后，我们以多辆拖车同时运输来计算）。因此，考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。图表26：高压长管拖车运输成本随距离增加大幅上升（元/kg）来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所3.2低温液氢成本变动对距离不敏感，长距离下更具优势液氢槽罐车的运输成本结构与长管拖车类似，但增加了氢气液化成本及运输途中液氢的沸腾损耗。槽罐车市场价格约300万/辆，每次装载液氢约4000kg液化过程耗电15kwh/kg，低温液氢输送成本构成如下：图表27：低温液氢输送成本构成项目（运距100km）成本（元/kg）固定成本槽车折旧1.64人工费2.19车辆保险0.05变动成本油费0.08过路费0.03保养费0.02液化耗电费9.00合计成本13.02运输价格（毛利率15%）15.31来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算18请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究低温液氢输送成本变动对距离不敏感，长距离下更具优势。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为15.31元/kg。当加氢站距离氢源点100~500km时，液氢槽车的运输价格在15.31~15.91元/kg范围内小幅提升，运输成本并不会因为距离增加而大幅提升。这是由于液化成本占据了运输成本的70%左右，该成本仅与载氢量有关，与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。图表28：低温液氢输送成本变动对距离不敏感（元/kg）来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算3.3管道输氢在大规模输送下，经济性最佳管道氢气运输的成本主要包括固定成本（折旧费、维护管理费用等）和变动成本（包括氢气压缩耗电费、油料费等）。我们根据国内“济源-洛阳”项目测算，该输氢管道长度25km，总投资额1.46亿元，年输送能力10.04万吨，建设成本为584万元/km，管道使用寿命20年。运行期间维护成本及管理费用按建设成本的8%计算。在管道输氢满负荷运行以及不考虑运输损耗的前提下，管道输氢成本结构如下：图表29：管道输氢成本构成项目成本（元/kg）固定成本折旧0.07维护管理费用0.01可变成本压缩耗电费用0.90合计成本0.98运输价格（毛利率15%）1.16来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算大规模输送下，管道输氢具备明显成本优势。根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢成本为1.16元/kg。由于压缩每公斤氢气所消耗的电量是相对固定的，管道运氢成本增长的驱动因素主要是与输送距离正相关的管材折旧及维护费用。当输送距离为100km时，运氢成本为1.43元/kg，同等运输距离下管道输氢成本远低于高压长管拖车及低温液态输氢。因此，当氢气下游需求足够支撑大规模的氢能输送，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。19请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究图表30：管道运氢成本与运输距离正相关（元/kg）来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算管道氢成本很大程度上受到需求端（利用率）的影响。在上述管道氢成本预测中，我们假设管道运能的利用率达到100%，在这种水平下，管道氢运输成本表现出非常低的水平，但随着利用率水平的下降，管道氢成本陡然上升，当运能利用率仅为20%时，管道运氢的成本已经接近长管拖车运氢。在当前加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显。随着氢能产业逐步发展，氢气管网终将成为低成本运氢方式的最佳选择。图表31：不同利用率情况下管道氢成本存在明显差异（元/kg）来源：EVtank，CNKI，国联证券研究所测算核心结论：通过上述对三种主流氢储运方式的运输成本对比，单从运距角度考虑，管道输氢在各运输范围内的成本最低，在500km以内长管拖车输氢成本低于低温液氢成本，超过500km以外，低温液氢更具成本优势。但结合实际氢运量，以及各储运方式实现所需的条件，长管拖车输氢无疑是当前氢能发展初期阶段，氢储运性价比选择。20请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究随着大规模、长距离运氢需求的增加，低温液氢输送的优势将会显现，并成为中长运距氢储运的主流方式。从氢能发展更远期来看，氢能产业发展将趋于成熟，用氢需求将实现大规模化，且趋于稳定，届时管道输氢综合优势将成为长距离氢运输最佳选择。图表32：三种主流氢储运运输成本对比（元/kg，皆为100%运能）来源：国联证券研究所测算4氢能产业发展推动储运关键设备及材料需求快速增长随着氢能产业中长期发展规划落地，氢能产业将进入技术和产业化的快速发展期，相对应的氢能储运产业发展将给特种设备行业带来新的发展机遇，结合上述从定性、定量角度对氢能主流储运方式做对比，高压气态储运更适合当前氢能产业供应链需求，与之对应的氢气承压设备、气体处理设备及相关核心材料将率先得到大规模发展。随着用氢规模、运输半径的逐步提升，低温液氢储运设备将逐步增多。由于管道氢发展基于成熟规模化氢能产业，因此管道氢建设周期较为滞后，相对应的设备及材料中短期内难有机会，本章节也将不对其做分析。4.1车载储氢瓶商业化程度高，将率先受益氢能车规模提升车载高压储氢瓶是目前众多储氢承压设备中，技术相对成熟，已经具备商业化程度的一种储氢设备。我们认为车载高压储氢瓶在未来十年将迎来快速发展期。储氢承压设备可根据氢的状态分为气态储氢设备，液态储氢设备，固态储氢设备；1）气态储运设备：主要用于储存高压氢气，包括固定式储氢压力容器和高压氢气瓶，具有充氢、放氢速度快，设备结构简单等优点，缺点是体积储氢密度较低，并且需要高压力储存，以增大储氢密度。目前，气态储氢设备技术相对成熟，市场需求的主流储氢方式；2）液态储氢设备：主要用于储存液氢，包括固定式液氢储罐和液氢瓶的优点是储氢密度高，缺点是氢气液化能耗高、长时间存放液氢存在蒸发损失的问题。在我国目前主要应用于航空航天领域，民用领域正在提速；3）固态储氢容器：固态储氢是通过氢与材料发生化学反应或者物理吸附将氢储存与固体材料中，优点是储氢压力较低、体积储氢密度高、可纯化氢气；缺点是质量储氢密度低、充放氢需要热交21请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究换。我国固态储氢容器已在通讯基站、加氢站有应用。图表33：储氢承压设备分类来源：CNKI，国联证券研究所国内车载储氢瓶仍以35MPaIII型为主，趋势向大容积IV型发展就储氢罐市场结构而言，目前我国车载储氢方式大多为35MPa碳纤维缠绕III型瓶，70MPa碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于国产汽车中，国外氢燃料电池汽车已经广泛使用70MPa碳纤维缠绕IV型瓶。据GGII统计，2021年70MPa储氢瓶出货量为1203只，占比仅为4%。但目前70MPa车载储氢瓶出货多属于项目型，短期较难有大规模市场增长。图表34：我国储氢瓶市场供给仍以III型瓶为主国家公司型号容积/L质量/kg压力/MPa质量储氢密度%挪威HexagonIV6443706日本丰田IV6043705.7中国天海工业III14080354.2III16588354.2III545470＞5科泰克III140-354III65-70＞5斯林达III12867354III525270＞5中材科技III14078354III16288354III320-35-来源：中国产业信息网，国联证券研究所在车载储氢系统轻量化、低成本化和低重容比的行业趋势下，IV型对III型储氢瓶的替代大势所趋。京城股份、中材科技、亚普股份、斯林达、科泰克等企业正在重22请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究点布局IV型车载氢气瓶领域。此外，从储氢瓶的容积来看，2019年，国内市场35MPa储氢瓶市场多为140L的储氢瓶，其市场占比超80%。2020年国内储氢瓶市场表现为140L为主流，165L和210L逐步增长。在2021年国内储氢瓶市场逐渐发展为140L、165L、210L平分市场的形态。另外有部分企业推出260L、385L大容积车载储氢瓶，更有部分企业计划推出400L以上车载储氢瓶，整体趋势向大容积方向发展。图表35：国内部分参与IV型储氢瓶市场动态市场策略主体详情技术引进中集安瑞科2020年与Hexagon签署合作书，计划引入IV型储氢瓶在国内市场推广；2021年与HexagonPurusAS成立合资公司，计划建立IV型储氢瓶生产线，预计将于2022年年中实现量产，达产后总产能将达10万只/年斯林达2021年被佛吉亚收购自主开发国富氢能2020年开始布局IV型储氢瓶技术研发。2021年3月30日，国富氢能装备产业基地二期项目开工，项目占地30亩京城股份2020年募资进行IV型储氢瓶智能化数控生产线建设，2021年天海工业已建成一条柔性化IV型瓶生产线，设计产能为10000支/年，目前主要用于存储天然气，2021年实现出货中材科技2019年开始IV型气瓶的技术研发，目前气瓶已经通过内部测试和外部委托试验。2020年布局年产能20000支IV型瓶生产线，一期年产5000支生产线已建成亚普股份2020年与高校合作研发70MPaIV型储氢瓶奥扬科技2020年进行IV型瓶技术布局来源：GGII，国联证券研究所降低碳纤维应用成本是储氢瓶降本的关键根据DOE及中科院宁波材料所测算，对于储氢质量均为5.6kg的35MPa、70MPa高压储氢III型、IV型瓶成本组成来看，主要成本贡献者是碳纤维复合材料，均占到总成本的70%左右水平。此外，当III型及IV型瓶储氢压力增至70MPa时，碳纤维复合材料应用成本及比例大幅提升。因此降低碳纤维应用成本是储氢瓶降本的关键。图表36：主流III型、IV型储氢瓶成本构成（美元）23请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：DOE，中科院宁波材料所，国联证券研究所预计到2030年储氢系统市场规模达到259.3亿元，年均复合增速48%，且将成为国内碳纤维市场重要增长点根据我们测算，国内储氢系统（包含气瓶、管阀、线材等）市场规模到2025年及2030年将分别达到34.4亿元、259.3亿元，市场规模复合增速达到48%。其中储氢瓶规模将由2022年4万只规模分别增长至2025年的12万只及2030年的80万只，年均复合增速达到45%；储氢瓶中核心材料碳纤维的用量也将伴随气瓶数量及储氢压力的提升而快速增长，预计碳纤维用量到2025年及2030年将分别达到0.72万吨、5.28万吨，年均复合增速达到50%。综合《2020年全球碳纤维复合材料市场报告》对我国碳纤维需求预测，预测2025年及2030年气瓶用碳纤维需求量将分别占碳纤维需求总量的5.5%、20.3%，车载储氢瓶也将成为国内碳纤维市场重要的增长点之一。图表37：车载储氢瓶市场规模（只）及碳纤维用量（吨）测算储氢系统市场规模测算2022E2025E2030E氢燃料电池车销量（辆）500015000100000单车价值量（万元）16210781整车市场规模（亿元）81160806氢耗（kg/100km）10.08.57.5续航里程（km）400500700单位储氢系统成本（万元/kg）0.500.350.25储氢系统市场规模（亿元）11.134.3259.3储氢瓶规模（万只）4.012.080.0碳纤维用量（吨）1900720052800来源：节能路线图2.0，CNKI，国联证券研究所4.2储运量提升带动气体净化、压缩等处理设备需求储运过程伴随大量气体处理需求。通常氢气从制氢厂制取后，经运输到加氢站，最终加注到应用端，需对氢气进行净化、压缩（液化）等多步骤的气体处理，而非直接从制氢端到用氢端。以20MPa长管拖氢储运为例：氢气从制氢厂生产出来后，气体需经过净化处理，随后经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输到目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级存储，最后加氢机按照长管拖车、低压、中压、高压储氢罐的顺序先后取出氢气对燃料电池车进行加注。同样的，低温液态氢、管道气态氢储运也需要对氢气做相应处理。氢气净化提纯各氢能应用场景对氢气纯度提出不同要求，新兴应用领域普遍要求高。当前我国制氢结构中，主要以煤制氢、天然气制氢及工业副产氢为主，电解水制氢仅占少部分。在煤炭、天然气、甲醇等能源化工为原料制氢时，制取的氢气中含有大量的气体24请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究杂质，如CO、CO2、CH4等。而氢能下游各应用场景中，普遍对氢气纯度存在较高要求，其中氢燃料电池、半导体、粉末冶金等新兴领域对氢气纯度要求都在99.99%以上。图表38：不同含氢气源氢气纯度及杂质情况含氢气源主要杂质种类氢气体积分数/%常用提纯方法天然气或石脑油蒸汽转化CO2,CO,CH4,N275-80变压吸附等煤气化变换气CH4,CO,48-54变压吸附等电解水制氢O2,H2O99.5-99.999催化脱氧、变温吸附、钯膜分离等炼油厂含氢尾气C1-465-90变压吸附等甲醇蒸汽转化气CO2,CO,CH3OH,H2O73-75变压吸附脱附等来源：CNKI，国联证券研究所图表39：不同应用场景对氢气纯度的要求应用场合纯度要求氢气主要来源合成氨n(H2)/n(N2)≈2.8-3.2煤制氢、天然气制氢合成甲醇n(H2-CO2)/n(CO+CO2)≈2.05-2.15煤制氢、天然气或石脑油制氢炼厂用氢y(H2)=80%-99.9%煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢、工业副产氢粉末冶金y(H2)=99.99%-99.999%电解水制氢、天然气制氢、甲醇制氢半导体y(H2)≥99.9999%电解水制氢玻璃行业y(H2)≥99.999%电解水制氢质子交换膜燃料电池y(H2)≥99.99%电解水制氢、甲醇制氢、天然气制氢、工业副产氢来源：CNKI，国联证券研究所变压吸附（PSA）分离技术是当前氢气纯化主流应用手段。在实际应用中，选择合适的氢气提纯方法，不仅要考虑装置的经济性，同时也要考虑工艺的灵活性、可靠性，扩能的难易程度，原料的含氢量，氢气纯度要求以及杂质含量对下游装置的影响等诸多因素。变压吸附技术是当前最为常用的工业技术。图表40：变压吸附工艺流程来源：CNKI，国联证券研究所变压吸附法纯化氢气的基本原理是利用固体材料对气体混合物的选择性吸附以及吸附量随压力改变而变化的特点，通过周期性改变压力来吸附和解吸，从而实现气25请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究体的分离和提纯。变压吸附法具有低能耗、产品纯度高且可灵活调节（99%~99.999%）、工艺流程简单并可实现多种气体的分离、自动化程度高、操作简单、吸附剂使用周期长、装置可靠性高的优点，最大的缺点是产品回收率低，一般只有75%左右。该方法大量的使用在工业制氢、氢气纯化过程中，适合燃料电池、冶金等氢原料应用的纯化。图表41：变压吸附分离技术是当前氢气纯化主流应用手段技术原理原料气纯度/%回收率/%生成规模技术缺陷低温分离法气体沸点不同，低温下气体混合物中部分冷凝析出石化废气90~9895大必须进行预处理去除CO2、H2S和H2O聚合物膜扩散法不同气体通过薄膜的扩散速率不同氨吹扫气92~9885小~大He、CO2和H2O也可能透过薄膜金属氢化物法氢与金属形成氢化物的可逆反应纯氢99.999975~95中小回收材料易中毒固体聚合物电解池氢离子电解通过固体聚合物膜热化学循环产生的氢99.895小~大含硫化合物使电催化中毒变压吸附法气体混合物中选择性吸附气体杂质任何富氢气体99.999970~85大吹扫有氢损失，使回收率降低催化脱氧法通过与氢气的催化反应去除氧气氢氧气体99.99999小~大多用于电解水纯化，催化剂易中毒金属膜扩散法氢选择性扩散穿过钯合金膜任何含氢气体99.999999小~中含硫化合物及不饱和烃会降低渗透效率来源：CNKI，国联证券研究所氢气压缩在当前以高压气态实现氢储运的氢能发展初级阶段，氢气压缩机是我国氢能储运所需的关键设备，当前国内大多数氢气压缩机主要依靠进口，投入及维护成本高，尤其以加氢站所需压缩机，以500kg/d加注能力加氢站建设为例，压缩机成本占据加氢站总成本的三分之一。图表42：高压加氢站建设成本（500kg/d加注能力）26请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：中商产业研究院，国联证券研究所国内多采用液驱式和隔膜式氢气压缩机。氢气压缩机分为机械式和非机械式两大类，机械式压缩机又分为液驱式压缩机、隔膜式压缩机、线性压缩机和离子液体压缩机4类。非机械式压缩机分为低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附型压缩机4类。目前国内加氢站较多采用液驱式和隔膜式压缩机，压力不超过45Mpa；离子液压缩机主要在国外应用得比较多，且一般用在具有较高储氢压力（一般为90MPa左右）的加氢站中。图表43：主流氢气压缩机优劣势对比压缩机类型优势劣势液驱式压缩机1）单机排气量相对较大；2）相同输出功率的情况下，运行频率低，使用寿命长；3）设计简单，易于维修和保养；4）同等功率状态下，体积更小，效率更高；5）可以带压平凡启停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，噪声较大隔膜式压缩机1）相对间隙很小，密封性好，氢气纯净度高；2）单级压缩比较大；3）压缩过程散热良好；4）单台气体增压量大；5）在国内加氢站应用较广1）单台排气量相对较小；2）进口设备费用较高；3）不适用于频繁启停；4）排气压力较大时隔膜寿命会缩短离子压缩机1）构造简单，维护方便；2）能耗较低1）制造标准与国内不同；2）价格较高来源：CNKI，国联证券研究所氢气压缩机仍被海外高度垄断，国产化之路道阻且长。1）液驱式压缩机。国内近两年加氢站上采用的液驱式压缩机均为进口产品，主要品牌有德国MAXIMATOR、HOFER、SERAL，美国HYDRO-PAC、HASKEL等，其中MAXIMATOR的产品应用量最大，年出货超过20套，且技术较为成熟。国内深圳思特克（STK）、济南赛思特两家公司正开展该种机型的国产化研制与推广工作。2）隔膜压缩机。目前主要进口品牌有美国PDC、英国HOWDEN、德国HOFER等，美国PDC占据国内加氢站压缩机最主要的市场份额，具有近30台出货量。国内自主品牌主要有北京天高、北京中鼎恒盛、江苏恒久和京城环保等品牌。考虑到氢气压缩机涉及到氢能储运过程多环节，计算存在复杂性，因此我们仅测算加氢站氢气压缩机市场空间。经测算，预计到2035年，氢气压缩机累计投资规模将达到68.2亿元。而在实际高压气态氢储运供应链建设中，氢气压缩机整体市场空间将数倍于加氢站内氢气压缩机规模。图表44：加氢站氢气压缩机市场空间（亿元）201620172018201920202025E2035E加氢站保有量（座）512306111810005000年新增（座）37183157176400单座加氢站投资规模（万元）20001750150012501000600400压缩机年均投资规模（亿元/年）0.20.40.81.21.73.24.8压缩机累计投资规模（亿元/年）0.30.71.52.64.420.268.2来源：GGII，国联证券研究所测算4.3低温液化长期潜力大，关注核心装备技术国产化突破27请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究低温液氢能否快速发展取决于氢气液化成本下降程度。在低温液氢储运环节中，氢气液化成本占据了运输成本的70%左右，是液氢产业链中最为核心的环节。理论状态下，氢气液化耗能为3.92kWh/kg，然而实际生产过程中的能耗达到13~15kWh/kg，接近氢气直接燃烧热值（33.3kWh/kg）的一半，相比较而言氮气的液化耗能仅为0.207kWh/kg，因此降低氢气液化耗能至关重要。而能否快速实现氢气液化成本下降，一方面需扩大液氢制备规模，另一方面取决于我国能否实现大型氢液化装置的国产化突破。图表45：低温液氢产业链来源：中科富海，国联证券研究所国外的氢液化技术发展较早，技术已很成熟，国内起步较晚，与国外存在较大的差距。从液氢产能上来看，北美占了全球液氢产能总量的85%以上。截止到2020年，美国本土已有15座以上的液氢工厂，液氢产能达326d/t，居于全球首位，加拿大还有80d/t的液氢产能也为美国所用。美国液氢产能的10%左右的液氢用于氢燃料电池的应用。近年来，美国开始了新一轮的液化氢工厂建设，以扩大液氢产能。欧洲4座液氢工厂液氢产能为24d/t。亚洲有16座液氢工厂，总产能38.3d/t，其中日本占了三分之二。中国液氢工厂有陕西兴平、海南文昌、北京101所和西昌基地等，主要服务于航天发射，总产能仅有4d/t，最大的海南文昌液氢工厂产能也仅2d/t。民用液氢领域正处于发展初期阶段，根据科技部2020年“可再生能源与氢能技术”重点研发专项指南，中国急需研制液化能力≥5d/t且氢气液化能耗≤13kWh/kgLH2的单套装备，指标与国外主流大型氢液化装置性能基本一致，以期尽快缩短我国产品成本、质量和制造水平与世界发达国家的差距。例如，2020年鸿达兴业公告募资建设年产30000t液氢项目，目前该项目仍在积极建设中。图表46：国内氢气液化能力落后于海外（2020年）28请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究来源：CNKI，国联证券研究所透平膨胀机及正-仲转换器是氢气液化核心装置，国产化突破在即氢的液化最早由英国的JamesDewar于1898年通过J-T节流实现。到1902年出现了克劳德循环，区别于之前的氢液化方式主要在于膨胀机的使用。使用液氮预冷、膨胀机提供低温区冷量的克劳德循环，效率比采用J-T节流的LindeHampson循环高约50-70%。目前，克劳德循环仍然是大型氢液化装置的基础，根据制冷方式的不同又分为氢膨胀制冷和氦膨胀制冷氢液化流程。氢膨胀制冷循环采用氢气自膨胀提供低温区冷量。而氦膨胀制冷循环氢液化流程则是利用沸点更低的氦作为制冷剂提供低温区冷量。无论在氢膨胀制冷或在氦膨胀制冷氢液化流程中，透平膨胀机均是最关键的核心设备，也是系统低于80K温区的主要冷量来源。透平膨胀机作为氢气液化循环中的核心部件尚无国产化商品，它是系统冷量的主要提供者，其热力性能、力学性能的优劣对装置的经济性和长期运转的可靠性至关重要，是系统中技术含量高、研制难度大的部件。西安交通大学和北京航天试验研究所正就大型氢液化装置和高效氢、氦透平膨胀机积极开展研发工作，目前仍在攻关期。图表47：膨胀机BOM图来源：哈深冷，国联证券研究所氢液化流程中，氢的正-仲转换器也是一个重要的设备。根据氢的物理特性，随着温度的降低和氢的液化，正氢会逐步转变成仲氢，并放出大量的热量。若液氢产品29请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究中存在未转换完成的正氢，后的正-仲转化热会导致液氢产品气化。所以液化后液氢中仲氢含量需大于95%。国内对正仲氢转化催化剂的研究已经取得一定成绩，如北京航天试验技术研究所自制的正仲氢转化催化剂性能已达到国外水平，目前在对技术做进一步优化和改进。低温液氢液化市场空间测算据我们测算，国内低温液氢液化市场投资规模到2030/2040/2050年将分别达到416亿元/1382亿元/2150亿元，年均新增投资规模将分别达到83亿元/276亿元/430亿元，预计到2060年随着低温液氢市场进入成熟期，投资规模将有所下降。图表48：氢气液化市场规模测算（亿元）2020E2030E2040E2050E2060E氢气需求（万吨）334237155726969013030液氢需求占比（%）0.01%2.0%8.0%15.0%20.0%液氢需求（万吨/年）57445814542606单吨投资（万元）10.06.03.62.21.3新增投资规模（亿元）50416138221501494年均新增投资规模（亿元）1083276430299来源：中国氢能联盟，车百智库，国联证券研究所注：1）氢气需求，参考中国氢能联盟预测数据；2）单吨氢气液化投资成本，参考近两年部分液化项目情况，且按照年均5%降幅下降；3）液氢需求，假设2030/2040/2050/2060年占总需求比例分别为2%/8%/15%/20%。5投资建议及标的储运是氢能产业链核心环节之一，也是氢能向规模化发展的基础保障，我们看好氢能储运行业前景，给予“强于大市”评级。根据氢能产业发展不同阶段，给予三条投资主线：1）氢能发展早期阶段，高压气态储运技术成熟，商业化程度高，其中车载储氢瓶将率先受益氢能车规模提升，建议关注储氢瓶龙头京城股份、中材科技、国富氢能、致远新能等，碳纤维作为高压储氢瓶核心材料同样受益，关注中复神鹰、光威复材；2）氢能发展中期，低温液氢将满足大规模、长距离氢能需求，低温液化装备作为产业链核心环节将快速发展，建议关注冰轮环境、深冷股份、杭氧股份、鸿达兴业；3）规模化的氢能储运通常伴随大量的气体处理需求，包括压缩、净化等，建议关注雪人股份、建龙微纳、泛亚微透。图表49：氢能储运产业链核心标的股票证券简称股价(元)EPS(元)PE(X)CAGR-3(%)PEG代码21E22E23E21E22E23E002080.SZ中材科技24.52.012.312.6112.210.69.428.7%0.72000811.SZ冰轮环境11.00.450.590.7324.418.615.034.5%0.62002430.SZ杭氧股份28.71.241.481.7223.219.416.725.5%0.90002002.SZ鸿达兴业4.90.560.660.748.77.46.616.4%0.4130请务必阅读报告末页的重要声明行业深度研究300699.SZ光威复材58.41.461.972.5240.029.723.226.7%0.89688357.SH建龙微纳120.94.756.688.9125.418.113.659.4%0.47688386.SH泛亚微透44.90.951.852.8347.324.315.953.0%0.26来源：Wind，国联证券研究所注：标的EPS及PEG来自于wind一致预期；收盘价截止日期为2022年4月1日6风险提示1）核心技术突破不及预期。当前氢能储运成本仍处于较高水平，除了规模化能力需提升以外，核心技术突破及国产化同样制约氢储运发展；2）氢能终端需求不及预期。庞大的氢能储运供应链需建立在规模化的终端应用需求，如终端需求增长不及预期，将制约氢能储运供应链建设；3）政策执行不及预期。当前氢能行业仍处于产业规模化发展初期，政策的有效推动对产业发展起到积极作用，如政策补贴力度低于预期，将影响产业发展积极性。4）测算具有主观性，仅供参考。31请务必阅读报告末页的重要声明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，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将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。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：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；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司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。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们无锡：江苏省无锡市太湖新城金融一街8号国联金融大厦9层上海：上海市浦东新区世纪大道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