证券研究报告·行业深度报告·环保东吴证券研究所1/38请务必阅读正文之后的免责声明部分环保行业深度报告氢能系列研究二：产业链经济性测算与降本展望2022年05月08日证券分析师袁理执业证书：S0600511080001021-60199782yuanl@dwzq.com.cn研究助理赵梦妮执业证书：S0600120100018zhaomn@dwzq.com.cn行业走势相关研究《中央财经委会议强调低碳和环境体系建设&REITs扩募，水务固废资产优先受益》2022-05-03《基建稳增长政策+REITs融资工具支持，关注环保板块发力及优质运营资产价值重估》2022-04-29《社会资本投资指引利好有机物技术&沼气发电板块，持续推荐成长型&低估值标的》2022-04-24增持（维持）[Table_Summary]投资要点◼氢能能源战略地位清晰，把握全产业链降本节奏与平价环节。氢能能源属性及战略地位已明确，作为清洁高效的二次能源将助力高耗能高排放行业深度脱碳。我国氢能产业发展处于初期，规划要求重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模，到2025年燃料电池车保有量约5万辆，可再生能源制氢量10-20万吨/年。氢能产业有望加速发展，我们对全产业链关键环节进行经济性分析，以期把握当前产业链各环节成本现状，降本节奏及最具平价潜力的方向。◼制氢：副产氢兼具减碳&成本优势，绿氢长期降本空间大。三种主流制氢路径，制氢纯度制约应用，燃料电池用氢要求高纯度低硫低碳氢气，电解水制氢&丙烷脱氢可达99.999%氢气纯度。1）化石能源制氢技术成熟，成本低碳排高：a）煤制氢：煤炭价格450元/吨时，制氢成本约10元/kg，其中煤炭成本占比39%，考虑碳捕集后成本约16元/kg；b）天然气制氢：天然气成本2.5元/m³时，制氢成本约15元/kg，其中天然气成本占比77%，考虑碳捕集后成本约18元/kg。2）工业副产氢兼具减排&经济性优势：焦炉煤气副产氢成本介于9~15元/kg，氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等工艺产氢成本介于13~22元/kg，其中提纯成本约0.1-0.7元/Nm³。3）电解水成本尚高，有待风光电价下行：碱性电解水已产业化应用，当电价为0.4元/度时制氢成本约32元/kg，其中电费成本占70%，当电价降至0.15元/度时，绿氢18元/kg与蓝氢平价。◼储运：气态储运成本约8元/kg占主流，管道&液氢运输有望突破大规模运输关键瓶颈。1）长管拖车气态储运：技术成熟，氢源距离为100km时20Mpa长管拖车储运成本约7.79元/kg，对距离敏感，短途运输经济性较高。2）气态管道运输：成本集中在前期管道建设，重点推进天然气管道掺氢&纯氢试点。3）低温液态储运：大规模运输潜力方向，技术不成熟，当前难点在于设备投资大&液化能耗较高。◼加注：规模化降本&政策补贴驱动加氢站建设，当前加注成本约11元/kg。35Mpa日加氢量500kg的加氢站初始投资约1500万元，满负荷运行下加注成本约11.33元/kg，终端价格约55元/kg（含补贴），核心设备国产化&规模化建设共促成本下降，预计2025年有望降至8.73元/kg。◼应用：补贴支持下氢燃料重卡较燃油重卡具备成本优势，随燃料电池系统降本&加氢价格下行，预计2026年氢燃料重卡与电动重卡平价。1）现状经济性分析：氢燃料电池客车和物流车由于初始购置成本较高，全生命周期难以平价燃油车。当前“以奖代补”政策倾向于重卡，氢燃料重卡在最高92.4万元补贴下，购置成本与燃油重卡接近，运维成本为燃油车的90%，在运营期第2年可与燃油重卡实现平价。2）降本预测：氢燃料重卡中燃料电池系统成本占比53%，储氢系统占比17%。随质子交换膜、气体扩散层等核心设备国产化&规模化，氢燃料车成本将快速下行。我们假设2022-2025年燃料电池/储氢系统成本年均降幅25%/7%，2025-2030年均降幅20%/5%，补贴逐步退坡，氢价及氢耗逐年下降，预计2026年考虑初始补贴下的氢燃料重卡可与电动重卡平价。◼建议关注：从产业链成本测算的角度，我们认为当前工业副产氢最具成本&规模优势，为产业链优先平价环节，可再生能源制氢及燃料电池领域发展前景及降本潜力较大，建议关注：1）工业副产氢：【九丰能源】、【东华能源】、【金宏气体】；2）核心设备制造商：加注设备【冰轮环境】、【厚普股份】；燃料电池及整车【亿华通】、【泛亚微透】、【腾龙股份】、【美锦能源】、【潍柴动力】。◼风险提示：政策推广不及预期，燃料电池技术落地不及预期、成本下降不及预期、配套设施建设不及预期。-24%-19%-14%-9%-4%1%6%11%16%21%2021/5/102021/9/72022/1/52022/5/5环保沪深300请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告2/38内容目录1.氢能战略地位明确，政策支持加码..................................................................................................51.1.明确氢能能源属性及战略地位，渗透率提升前景广阔.........................................................51.2.政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设推广.............................................................61.3.制氢-储运-加注-应用构成氢能全产业链.................................................................................82.上游制氢：副产氢兼具减碳&成本优势，绿氢长期降本空间大...................................................92.1.三条主流制氢路径，制氢纯度体现应用差异.........................................................................92.2.化石能源制氢技术成熟，成本低碳排高...............................................................................122.2.1.煤制氢成本约10元/kg，考虑碳捕集后成本约16元/kg..........................................122.2.2.天然气制氢成本约15元/kg，考虑碳捕集后成本约18元/kg..................................132.3.工业副产氢成本约9~22元/kg，兼具减碳&成本优势放量潜力大....................................142.4.电解水制氢成本约32元/kg，电价降至0.15元/度与蓝氢平价.........................................153.中游储运：气态储运为主，大规模运输的关键瓶颈环节............................................................183.1.长管拖车气态储运的成本约7.79元/kg，短途运输占优....................................................183.2.液态&管道储运为突破大规模远距离运输的重要方向.......................................................194.中游加注：加氢站超前建设，加注成本尚高................................................................................204.1.规模化降本&政策驱动加氢站建设，多地加速加氢站布局...............................................204.2.加注成本约11元/kg，核心设备国产化推动降本................................................................225.下游应用：氢燃料重卡经济性初现，燃料电池进入快速降本期................................................245.1.经济性测算：补贴倾斜&能耗优势，氢燃料重卡优先实现平价.......................................265.1.1.氢燃料电池客车：购置&运维成本高，全生命周期现金流难以与燃油客车平价.265.1.2.氢燃料物流车：年运维成本为燃油车的71%，全生命周期成本尚未平价............285.1.3.氢燃料电池重卡：初始购置补贴高，全生命周期内较燃油重卡具备经济性优势.305.2.技术进步&规模化带动降本提效，预计2026年氢燃料重卡与纯电动平价.....................326.投资建议............................................................................................................................................367.风险提示............................................................................................................................................37请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告3/38图表目录图1：2020年我国氢气来源占比..........................................................................................................5图2：2020年我国氢气主要消费途径占比情况..................................................................................5图3：中国氢能产业发展中长期规划重点任务...................................................................................6图4：国家层面氢能政策陆续出台.......................................................................................................6图5：氢能产业链...................................................................................................................................9图6：主流制氢工艺类型.......................................................................................................................9图7：煤制氢成本对煤炭价格的敏感性测算.....................................................................................12图8：天然气制氢成本对天然气价格的敏感性测算.........................................................................14图9：电解水制氢成本对电价的敏感性测算（单位：元/kg）.......................................................17图10：中国历年加氢站数量及增速...................................................................................................21图11：外供加氢站建设成本拆分.......................................................................................................23图12：加注环节降本测算...................................................................................................................23图13：氢能源车产量销量增长迅速...................................................................................................25图14：2019年底国内氢燃料电池车结构..........................................................................................25图15：10.5米氢燃料电池客车成本结构...........................................................................................26图16：不同类型客车全生命周期累计现金流出（单位：万元）...................................................27图17：9吨及氢燃料电池物流车成本结构........................................................................................28图18：不同类型物流车全生命周期累计现金流出（单位：万元）...............................................30图19：110kw氢燃料电池重卡成本结构...........................................................................................30图20：不同类型重卡全生命周期累计现金流出（单位：万元）...................................................31图21：2016-2021年燃料电池系统年均降幅20%............................................................................32图22：商用车用燃料电池系统与储氢系统价格预测.......................................................................32图23：2022-2030年氢燃料客车降本预测........................................................................................34图24：2022-2030年氢燃料物流车降本预测....................................................................................34图25：氢燃料电池重卡在2026年有望与纯电动重卡实现全生命周期现金流平价.....................35表1：各省市氢能及燃料电池车产业链相关政策...............................................................................7表2：各类工艺制取氢气的纯度比较.................................................................................................10表3：氢气应用标准.............................................................................................................................10表4：主要制氢路径及其优缺点.........................................................................................................11表5：煤制氢成本测算—煤炭价格假设为450元/吨.....................................................................12表6：天然气制氢成本测算—天然气价格假设为2.5元/m³...........................................................13表7：工业副产氢工艺和理论产能.....................................................................................................14表8：各类工业副产氢成本.................................................................................................................15表9：三大电解水制氢工艺比较.........................................................................................................15表10：电解水制氢成本测算—电价假设为0.4元/度......................................................................16表11：氢不同输运方式的技术比较...................................................................................................18表12：20Mpa长管拖车运氢成本测算..............................................................................................19表13：氢气储运格局展望...................................................................................................................19表14：国内天然气掺氢管道项目.......................................................................................................20表15：各地加氢站相关补贴政策.......................................................................................................21请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告4/38表16：加氢站运营成本及毛利率对利用率敏感性测算...................................................................23表17：燃料电池汽车与燃油汽车和纯电动汽车性能对比...............................................................24表18：2022年“以奖代补”政策对各类燃料电池车的奖励标准......................................................25表19：不同类型客车运行成本对比...................................................................................................27表20：不同类型物流车成本对比.......................................................................................................29表21：不同类型重卡运行成本对比...................................................................................................31表22：氢燃料重卡降本测算...............................................................................................................34表23：氢燃料重卡运营期平价节点...................................................................................................35表24：关注氢能产业链相关标的.......................................................................................................36请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告5/381.氢能战略地位明确，政策支持加码1.1.明确氢能能源属性及战略地位，渗透率提升前景广阔氢能作为清洁低碳的二次能源，在国家能源体系和产业发展中具有重要战略地位。氢能是一种来源广泛、能量密度高、可规模化存储、环保低碳、应用场景丰富的二次能源，发展氢能对保障国家能源安全、促进能源清洁转型、实现绿色双碳目标、推动相关新兴产业发展具有重要意义。2022年3月23日，国家发改委和能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，进一步凸显氢能作为能源属性的重要战略地位。我国氢气年产量超3300万吨，已初步掌握氢能产业链主要技术和工艺。我国是世界上最大的制氢国，据中国氢能产业联盟与石油和化学规划院的统计，2019年我国氢气产能约4100万吨/年，产量约3342万吨，按照能源管理，换算热值占终端能源总量份额仅2.7%。目前国内已初步掌握氢能制备、储运、加注、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。总体来看，我国氢能产业仍处于发展初期，但制氢基础良好，政策目标清晰，未来成长空间大。图1：2020年我国氢气来源占比图2：2020年我国氢气主要消费途径占比情况数据来源：中国煤炭加工利用协会，东吴证券研究所数据来源：中国煤炭加工利用协会，东吴证券研究所重点突破“卡脖子”技术，扩大可再生能源制氢规模和应用比重。氢能产业链链条长、难点多，现有技术经济性还不能完全满足实用需求，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破“卡脖子”技术，降低氢能应用成本。根据氢能产业中长期发展规划目标，1）到2025年：初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设煤制氢,62%天然气制氢,19%工业副产氢,18%电解水制氢,1%生产合成氨,37%生产甲醇,19%炼油用氢,10%直接燃烧,15%其他用途,18%请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告6/38一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。2）到2030年：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用。3）到2035年：形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。图3：中国氢能产业发展中长期规划重点任务数据来源：国家发改委，能源局，东吴证券研究所氢能渗透率有望提升，长期发展潜力广阔。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019/2020》数据，至2050年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，氢气年需求量将提升至6000万吨，在我国终端能源体系中占比达10%，产业产值达12万亿。据中国煤炭加工利用协会数据，2020年我国超过99%的制氢方式都属于灰氢和蓝氢，使用端仍有15%的氢气被直接燃烧，其他利用方式也较为粗放，无论是需求端还是供给端都存在较大的提升空间，产业发展潜力广阔。1.2.政策支持不断加码，示范城市群加快氢能建设推广国家层面政策加码，指引性、补贴性、规范性配套政策日益完善。近年来，我国加速布局氢能产业，2019年首次将氢能写入政府工作报告，此后多次出台相关支持政策。图4：国家层面氢能政策陆续出台请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告7/38数据来源：各政府部门网站，东吴证券研究所燃料电池“3+2”城市示范群格局形成，地方配套政策快速就位。2020年9月五部委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，标志我国开始建设燃料电池示范区。2021年8月，上海、京津冀、广东三大城市群示范区首批入选，随后河北城市群和河南城市群在第二批入选，“3+2”示范群共同推动氢燃料电池和氢能产业发展。在入选示范群后，各地方政府迅速出台了相应补贴和指引政策，目前五大城市群都已经出台了相应产业发展计划。在其他地区，包括江苏、浙江、四川等在内的超过16个省市都已经出台了具体配套政策，力争氢能领域先发优势。据我们统计的地方性氢能产业规划目标，政策要求到2023年加氢站建设不低于322个，氢燃料电池车累计推广不低于23800辆；到2025年加氢站建设不低于951个，氢燃料电池车推广数量超77500辆。表1：各省市氢能及燃料电池车产业链相关政策省市政策文件发布年份目标年份加氢站目标（个）产业产值（亿元）氢燃料电池车推广固定发电应用江苏《江苏省氢燃料电池汽车产业规划》20192025≥50/累计投放≥4000500座广州《广州市氢能产业发展规划（2019-2030）》20202025≥50≥600燃料电池汽车占比≥30%4座2030≥100≥2000/10座请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告8/38山东《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》20202025≥100≥1000累计推广≥10000100座2030≥200≥3000累计推广≥50000/北京《氢燃料电池汽车产业发展规划》20202023≥37≥850≥3000/2025≥74≥2400≥3000/天津《天津市氢能产业发展行动方案(2020-2022年)》20202022≥10≥150≥10002座内蒙古《内蒙古自治区促进燃料电池汽车产业发展若干措施(施行)(征求意见稿)》20202023≥60≥400≥3830/2025≥90≥1000(燃料电池车)≥10000/浙江《浙江省能源发展“十四五”规划(征求意见稿)》20212022≥30≥100≥1000/四川《四川省氢能产业发展规划(2021-2025年)》20212025≥60/≥60005座河北《河北省氢能产业发展“十四五”规划》20212022≥25≥150≥1000/2025≥100≥500≥10000/上海《上海市加快新能源汽车产业发展实施计划（2021-2025年）》20212025≥70≥1000(燃料电池车)≥10000/重庆《关于印发重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见的通知》20212022≥10/≥800/2025≥15/≥1500/宁夏《自治区人民政府办公厅关于加快培育氢能产业发展的指导意见》202120301-2///河南《河南省氢能产业发展“十四五”规划》20212023≥50≥150≥3000/2025≥100≥1000≥100002000座山西大同《大同市氢能产业发展规划（2020-2030年）》20212023≥17≥100≥1000/2025≥50≥450≥6300/2030≥100≥1600≥57000/辽宁大连大连市氢能产业发展规划（2020—2035年）20212025≥15≥400≥1000/2035≥80≥2000≥57000/深圳《深圳市氢能产业发展规划（2021-2025年）》20212025≥10≥500≥1000/数据来源：各政府部门网站，东吴证券研究所1.3.制氢-储运-加注-应用构成氢能全产业链氢能产业链从上游到终端下游分为生产、储运、加注、终端运用四大环节。1）制氢：主要有化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等路线，氢气的生产成本、纯度、碳排放量依赖于工艺路线和技术水平。2）储运：氢气可通过气态、液态、固态三种形式储存并运输至终端应用，目前国内氢气运输以长管拖车+高压气态储存形式为主，液态储运尚未大规模运用于民用领域，是未来的主要发展方向，固态储运仍处于研发升级阶段。3）加注：加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。4）应用：氢气下游应用广泛，涉及交通、工业、能源和建筑领域等，交通领域为短期政策主要推广的新兴方向。请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告9/38图5：氢能产业链数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所2.上游制氢：副产氢兼具减碳&成本优势，绿氢长期降本空间大2.1.三条主流制氢路径，制氢纯度体现应用差异氢气目前主要有三种主流制取路径：1）以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；2）以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。此外其他制氢方式包括生物质制氢、太阳能光催化分解水制氢、核能制氢等，但此类制氢方式多处于试验和开发阶段，尚未形成工业化应用。我国氢能的生产利用已较为广泛，制成的氢气主要应用在工业原料或生产供热中，工业制氢已经成为较多化工、新能源、环保企业的主营业务之一。图6：主流制氢工艺类型数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》，东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告10/38高纯度+低硫+低碳的氢气制取为未来燃料电池用氢的攻关重点。1）从供给端制氢纯度来看，氢气品质取决于制取工艺和提纯方式，氢气纯化技术一般包括变压吸附（PSA）、低温分离、膜分离、金属氢化法和氢化脱氢法等，其中变压吸附工艺成熟成本低，为当前最常用的提纯方式。化石能源制氢通常采用制取+提纯一体化装置，未区分提纯成本，工业副产氢提纯成本通常为0.1~0.7元/Nm³。经提纯后，煤制氢所得氢气纯度为99.90%，天然气制氢和工业副产氢纯度可以达到99.99%以上，PDH副产氢和碱性电解水制氢的纯度可达99.999%。质子交换膜电解水的产物中纯度最高，可达99.9995%以上，但尚未实现产业化应用。表2：各类工艺制取氢气的纯度比较类型制取技术初产物氢含量（%）提纯技术氢气纯度（%）化石能源制氢煤制氢48~54甲烷化97.16一段法PSA、二段法PSA、PSA与膜分离耦合99.90天然气制氢75~80变压吸附提纯>99.99工业副产氢焦炉煤气约44变压吸附提纯＞99.99氯碱化工98.50＞99.99丙烷脱氢（PDH）99.8099.999乙烷裂解95.00＞99.99合成氨和合成甲醇18~55＞99.99电解水制氢碱性电解>99催化脱氧、变温吸附、钯膜分离99.999质子交换膜电解//≥99.9995固体氧化物电解//≥99.99数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，《不同氢气净化提纯技术在煤制氢中的经济性分析》，《浅谈氢气提纯方法的选取》，东吴证券研究所2）从需求端各类用氢标准来看，参考国家标准，质子交换膜燃料电池用氢气的纯度要求为99.97%，低于工业用纯氢、高纯氢、超纯氢的纯度要求，但对杂质含量的要求更为严格，其中CO含量要求为高纯氢的1/5，总硫（以H2S计）要求控制在4ppb含量以下，主要是CO和硫化物对燃料电池催化剂具有毒化作用。在实际应用中，一般要求车用主流燃料电池技术质子交换膜燃料电池（PEMFC）需要氢气纯度大于99.99%，部分燃料电池厂商要求其燃料电池必须使用水电解制氢，主要考虑到水电解制取的氢气不含硫成分。表3：氢气应用标准国标GB/T37244-2018GB/T3634.2-2011GB/T16942-2009GB/T3634.1-2006应用行业PEM-FC汽车电子工业、石油化工、金属冶炼、科学研究电子工业石油、食品、精细化工、玻璃、人造宝石氢气品类纯氢高纯氢超纯氢优等品一级品合格品H2(%)≥99.9799.9999.99999.999999.999999.999799.999599.9599.599单类杂质的最大浓度（μmol/mol）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告11/38H2051030.50.20.20.5///CH421010.20.050.20.5///O25510.20.20.20.510020004000Ar100供需商定供需商定///40030006000N26050.40.522He300/////////CO22510.10.050.20.5///CO0.2510.10.050.5///总硫(H2S)0.004/////////HCHO0.01/////////HCOOH0.2/////////NH30.1/////////总卤化物0.05/////////数据来源：中国标准化研究院，东吴证券研究所双碳背景下，制氢将逐步由灰氢和蓝氢转向绿氢为主。国内现阶段氢气主要由化石能源制氢或副产氢获得，所获得的氢气多为灰氢和蓝氢，仍然存在一定程度的碳排放和环境污染。为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续主要有两种发展路径：1）发展蓝氢，即在灰氢制作过程中结合CCUS降低碳排放，但化石能源制氢及工业副产氢最多只能降低80%碳排放，更多是向绿氢转变中的过渡阶段。2）发展绿氢，即待可再生能源占比提升、电价成本下降、电解槽技术升级成本下降后，全面推广电解水制氢，通过绿氢助力深度脱碳，推动双碳目标的实现。表4：主要制氢路径及其优缺点制氢方法原料优点缺点适用范围碳排放(kgCO2/kgH2)制氢效率（吨）灰氢化石能源制氢煤技术成熟、成本低储量有限，制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质合成氨、合成甲醇、石油炼制传统煤气化~19吨煤制氢0.11~0.13吨天然气技术成熟、耗水量小，氢气产率高/SMR~9.5吨天然气制氢0.23~0.37吨工业副产氢焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用等成本低、效率高须提纯及杂质去除，无法作为大规模集中化的氢能供应源合成氨、石油炼制焦炉气制氢<5吨焦炭制氢0.017吨吨烧碱制氢0.024吨氯碱制氢<5吨合成氨制氢0.04吨蓝氢结合CCUS技术灰氢原料+CCUS碳排放量小成本高，经济性尚未体现灰氢制备路径传统煤气化+CCUS<2/SMR+CCUS<1绿氢电解水制氢电、水工艺简单，无碳排放尚未实现规模化应用，成本较高结合可再生能源制氢；电子/有色等对氢气纯度要求较高的行业电网电力38~45/水电风电<1光伏发电<3数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，车百智库，东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告12/382.2.化石能源制氢技术成熟，成本低碳排高2.2.1.煤制氢成本约10元/kg，考虑碳捕集后成本约16元/kg煤制氢成本的主要影响因素为煤炭价格，当煤炭价格为450元/吨时，煤制氢成本约10元/kg。煤制氢成本测算关键假设如下：1）制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为90000m³/h。2）总投资：建设投资共12.4亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施），折旧年限10年，残值率5%，年修理费3%，采用线性折旧。3）煤炭成本：煤炭不含税价格为450元/吨。考虑生产过程的转换关系，假设每立方米氢气所需煤炭为0.76kg，约合每千克氢气煤炭成本3.8元。4）其他原料成本：假设氧气外购价格为0.5元/m³，电价为0.56元/度，新鲜水价格为4元/m³，；同时假设每立方米氢气所需氧气0.42m³，电0.043度。5）财务费用：按建设资金70%贷款，年利率为5%。经测算，在煤炭价格为450元/吨的情况下，煤制氢成本为9.73元/kg，此时煤炭成本约占总成本39%。煤制氢工艺下，每制备1kg氢气会伴生约19kg二氧化碳，产生考虑碳捕集情况下成本为16.38元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当煤炭价格在200~1000元/吨时，不考虑碳捕集成本时煤制氢成本介于7.62~14.39元/kg。表5：煤制氢成本测算—煤炭价格假设为450元/吨成本按体积（元/m3）按质量（元/kg）煤炭0.3403.808氧气0.2102.352辅助材料0.0430.482燃料动力能耗0.0690.773电0.0240.269循环水0.0080.090新鲜水0.0010.011脱盐水0.0360.403直接工资0.0120.134制造费用0.1351.512财务及管理费0.0600.672成本（标准状态）0.8699.733数据来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，东吴证券研究所图7：煤制氢成本对煤炭价格的敏感性测算请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告13/38注：横轴为煤炭单价，单位“元/吨”；纵轴为制氢成本，单位“元/kg”数据来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，东吴证券研究所2.2.2.天然气制氢成本约15元/kg，考虑碳捕集后成本约18元/kg天然气制氢成本的主要影响因素为天然气价格，当天然气价格为2.5元/m³时，天然气制氢成本约15元/kg。测算关键假设如下：1）制氢规模：以单个项目为例，假设制氢装置规模为90000m³/h。2）总投资：建设投资共6亿元（装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施），折旧年限10年，残值率5%，年修理费3%，采用线性折旧。3）天然气成本：假设天然气不含税价格为2.5元/m³，每立方米氢气所需天然气为0.4m³，对应每千克氢气生产需要天然气成本11.2元。4）其他原料成本：假设电价为0.56元/度，新鲜水价格为4元/m³，3.5MP蒸汽价格为100元/吨，1.0MP蒸汽价格为70元/吨。5）财务费用：按建设资金70%贷款，年利率为5%。经测算，在天然气价格为2.5元/m³的情况下，天然气制氢成本为14.61元/kg，天然气成本约占总成本77%。天然气制氢工艺下，每制备1kg氢气会伴生约9.5kg二氧化碳，考虑碳捕捉情况下，考虑碳捕集情况下成本为17.93元/kg，此时产品氢由灰氢转为蓝氢。根据敏感性测算，当天然气价格在1~5元/m³时，不考虑碳捕集时天然气制氢成本介于7.88~25.80元/kg。表6：天然气制氢成本测算—天然气价格假设为2.5元/m³成本按体积（元/m3）按质量（元/kg）天然气1.00011.200辅助材料0.0140.157燃料动力能耗0.1842.061电0.0200.224循环水0.0020.022新鲜水0.0010.0117.629.3111.0012.6914.3914.2715.9617.6519.3421.0405101520252004006008001000煤炭其他材料直接工资制造费用财务及管理费用煤制氢成本煤制氢+CCS成本请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告14/38脱盐水0.0220.2463.5MP蒸汽-0.018-0.2021.0MP蒸汽0.0000.000燃料气0.1571.758直接工资0.0120.134制造费用0.0650.728财务及管理费0.0290.325成本（标准状态）1.30414.605数据来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，东吴证券研究所图8：天然气制氢成本对天然气价格的敏感性测算注：横轴为天然气单价，单位“元/m³”；纵轴为制氢成本，单位“元/kg”数据来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，东吴证券研究所2.3.工业副产氢成本约9~22元/kg，兼具减碳&成本优势放量潜力大工业副产氢潜力亟待挖掘，助力化工企业低碳发展。工业副产氢是指在生产化工产品的同时得到氢气，主要有焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨醇等副产工艺。我国工业副产氢潜力大，但目前资源利用率较低。根据2021年清华大学核能与新能源技术研究院发布的《中国制氢技术发展现状》，我国工业副产氢年产量约900~1000万吨，氯碱企业每年副产氢气放空率高达30％，其中2017年有25万吨工业副产氢被放空。目前多家传统化工上市公司已将副产氢列入重要发展方向。由于其显著的减排效果和较高的经济性优势，在电解水绿氢成本达到或接近平价以前，副产氢是过渡阶段的较优途径。表7：工业副产氢工艺和理论产能技术路线工艺2021年主要产物产量转换关系（假设氢气60%可利用）副产氢理论产量焦炉煤气焦炉煤气压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制焦炭4.6亿吨吨焦炭对应氢气约10kg460万吨7.8812.3616.8421.3225.8011.2115.6920.1724.6529.130510152025303512345天然气其他材料直接工资制造费用财务及管理费天然气制氢成本天然气制氢+CCS成本请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告15/38氯碱化工以食盐水为原料，利用离子交换膜法电解生产烧碱3891万吨吨烧碱对应氢气约15kg58万吨轻烃利用丙烷脱氢丙烷在催化剂条件下脱氢生成丙烯，氢气作为副产物PDH1000万吨吨PDH对应氢气约50kg50万吨乙烷裂解乙烷蒸汽裂解制成乙烯，放出氢气乙烯2826万吨吨乙烯对应氢气约64kg181万吨合成氨回收利用现有合成放空气及驰放气，通过提纯再利用合成氨约5200万吨吨合成氨制氢24kg125万吨数据来源：中国钢研科技集团，中商产业研究院，工信部，东吴证券研究所测算工业副产氢成本主要包括生产成本和提纯成本，各类副产氢综合成本介于9~22元/kg之间。由于工业副产物往往是多种气体的混合，为获得较纯的氢气需要进行提纯，工业副产氢常用变压吸附（PSA）提纯工艺，提纯后产氢纯度普遍达99.99%以上，其中丙烷脱氢纯度可以达到99.999%以上。由于各类原料气的杂质组分和氢气含量有差异，提纯成本往往介于0.1-0.7元/Nm³之间。表8：各类工业副产氢成本工艺原料气中氢气体积分数（%）提纯后产氢纯度生产成本（元/Nm³）提纯成本（元/Nm³）综合成本（元/kg）焦炉煤气约44＞99.99/0.4-0.79.30-14.90氯碱化工98.50＞99.991.1-1.40.1-0.413.44-20.16丙烷脱氢（PDH）99.8099.9991-1.30.25-0.514.00-20.16乙烷裂解95.00＞99.991.1-1.30.25-0.515.12-20.16合成氨和合成甲醇18~55＞99.990.8-1.50.514.56-22.40数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所2.4.电解水制氢成本约32元/kg，电价降至0.15元/度与蓝氢平价碱性电解水工艺成熟，PEM电解水已初步商用。电解水制氢主要工艺路线为碱性电解、PEM电解和SOEC电解。其中碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；PEM电解水流程简单、能耗较高，启停速度快能较好配合风光的波动性，已经实现初步商用，但因为电解槽需要使用贵金属电催化剂铱、铂、钌等材料，目前成本较高，是中长期电解水发展的主要方向。固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，能效最高，但尚处于实验室研发阶段。表9：三大电解水制氢工艺比较碱性电解（AWE）质子交换膜电解（PEM）固体氧化物电解（SOEC）电解质20~30%KOHPEM（Nafion等）Y2O3/ZrO2催化剂非贵金属电催化剂（如Ni、Co、Mn等）Ir、Ru等贵金属/氧化物及其二元、三元合金/混合氧化物/运行温度70~90℃70~80℃600~1000℃电流密度0.2~0.4A/c㎡1.0~2.0A/c㎡1.0~10.0A/c㎡请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告16/38单台产气量0.5~1000Nm³/h0.01~500Nm³/h/电解槽能耗4.5~5.5kWh/Nm³3.8~5.0kWh/Nm³2.6~3.6kWh/Nm³电解槽价格国产：2000~3000元/kW进口：6000~8000元/kW7000~12000元/kW/系统转化效率60%~75%70%~90%85%~100%系统寿命已达10~20年已达10~20年/启停速度热启停：分钟级冷启停：＞60分钟热启停：秒级冷启停：5分钟启停慢动态响应能力较强强较弱电源质量需求稳定电源稳定或波动电源稳定电源负荷调节范围15~100%额定负荷0~160%额定负荷/系统运维有腐蚀液体，运维复杂成本高无腐蚀性液体，运维简单成本低目前以技术研究为主，尚无运维需求成本成本较低，最具经济性使用贵金属催化剂等，成本偏高/环保性碱液污染，石棉膜有危害无污染无污染技术推广度已实现大规模工业应用，碱性电解槽基本实现国产化初步商业化应用，PEM电解槽关键材料与技术需依赖进口尚处于实验室研发阶段特点和适用场景设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，易适用于电网电解制氢反应效率高，与波动性和随机性较大的风电和光伏匹配性好电耗最低，高温环境，适合产生高温高压蒸汽的光热发电等系统数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，高工锂电网，东吴证券研究所当电价为0.4元/度时，碱性电解水制氢成本约32元/kg。测算关键假设如下：1）制氢规模：采用碱性电解水，制氢装置规模为1000Nm³/h，年有效利用时间2000小时，年制氢规模200万标方。2）总投资：设备投资850万元，折旧年限10年，残值率5%，按直线法折旧；土建及设备安装150万元，折旧年限20年，残值率5%，按直线法折旧。3）电费成本：假设电解水制氢所用电价为0.4元/度，每单位氢气消耗电量5度/Nm³。4）其他原料成本：纯水价格为3.5元/吨，KOH价格为10,000元/吨，冷却费用0.2元/度。同时假设每Nm³氢气消耗纯水0.01吨/Nm³，KOH0.0004kg/Nm³，冷却0.001度/Nm³。5）人工和运维费用：人员费用32万元/年；运营维护8.5万元/年。6）财务费用：按建设资金70%贷款，年利率为5%。经测算，在电价为0.4元/度的情况下，天然气制氢成本为31.99元/kg。表10：电解水制氢成本测算—电价假设为0.4元/度成本按体积（元/m3）按质量（元/kg）电2.00022.400设备折旧0.0350.392纯水0.0040.045KOH0.0000.002冷却0.1601.792人工0.0430.476运营维护0.4394.921财务费用0.1751.960请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告17/38成本2.85631.988数据来源：中国氢能产业发展报告，《电解水制氢成本分析》，东吴证券研究所电解水制氢的主要影响因素为电价成本，当电价为0.4元/度时，电费占电解水制氢总成本的比例为70%。其他条件不变，当电价介于0.1~0.6元/度时，碱性电解槽电解水制氢的成本介于15.19~43.19元/kg。图9：电解水制氢成本对电价的敏感性测算（单位：元/kg）注：横轴为电价，单位“元/度”；纵轴为制氢成本，单位“元/kg”数据来源：中国氢能产业发展报告，《电解水制氢成本分析》，东吴证券研究所三大因素驱动绿氢降本：电价下降、电解槽降本、技术进步。1）可再生能源度电成本下降：2021年9月，财政部表示近十年来陆上风电和光伏发电成本分别下降30%和75%左右。2022年，通威集团表示目前我国光伏发电成本已经降到0.3元/kWh以内，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞争的能力，预计“十四五”期间将降到0.25元/kWh以下，低于绝大部分煤电价格。2）电解槽成本下降：根据彭博新能源财经报告，2014-2019年，北美和欧洲制造的碱性电解槽成本下降了40%。2021年，中国制造的碱性电解槽系统成本为300美元/千瓦，而西方制造的同类产品为1200美元/千瓦，质子交换膜电解槽达到1400美元/千瓦。随着电解槽制造规模进一步扩大，成本将继续下降。3）技术进步带来能效提升&原料优化：目前大多数电解槽制氢效率约为55kWh/kg（即电耗约5kWh/m³），最新的Hysata电解槽能以41.5kWh/kg的效率电解制氢，技术进步带来能耗下降。同时随着材料及催化剂的优化，设备折旧、其他原材料成本也有望降低50%以上。当电价为0.15元/kg时绿氢与蓝氢平价，2050年绿氢成本有望降至10元/kg。根据敏感性测算，假设其他条件不变，随着电力成本下降，当可再生能源电费为0.15元/kWh时，电解水制氢成本为17.99元/kg，基本实现与蓝氢平价。根据氢促会预测，在可再生15.1920.7926.3931.9937.5943.19051015202530354045500.10.20.30.40.50.6电费其他材料人工运维折旧财务费用电解水制氢成本请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告18/38能源电价、电解槽成本下降、制氢效率提升等多重因素驱动下，到2050年国内绿氢制备成本有望降至10元/kg。3.中游储运：气态储运为主，大规模运输的关键瓶颈环节固液气三种储氢路线，气态储氢最为成熟。主流储氢方式主要有四种：1）高压气态储氢：技术成熟度最高，已得到广泛应用，但体积储氢密度较低，安全性较差；2）低温液态储氢：技术较成熟，但氢气液化难度较大，安全性较差，现多用于航空航天项目；3）有机液化储氢：利用氢气与有机介质的化学反应，从而进行储存、运输、释放，当前仍存在脱氢温度高、效率低、能耗大的问题；4）固态储氢：指利用物理或化学吸附将氢气储存在固体材料之中，但在当前技术下，室温情况可实现的储氢量较低，且固体材料制备昂贵。有机液化储氢和固态储氢技术在单位储氢密度、安全性方面占有优势，但目前技术成熟度较低，是各国正在探索的新技术。目前气态储运路线最为成熟，受运输规模小和经济距离短的限制，储运环节为氢能源向下游大规模推广应用的瓶颈所在，未来氢能源的大规模推广亟待远距离和大规模储运技术路线的突破。表11：氢不同输运方式的技术比较储氢方式运输工具特点压力（Mpa）载氢量（kg/车）体积储氢密度（kg/m³）经济距离（km）气态储运长管拖车规模较小，运输距离较短20300-40014.5≤150管道运输大规模用氢，应用多领域1-4—3.2≥500液态储运液氢槽罐车适合规模较大、长距离运输，目前成本过高0.6700064≥200有机液态储运槽罐车由于成本和技术问题尚未实现大规模商业化应用常压200040-50≥200固态储运货车储氢密度高、运量大，技术难度大，尚处于研发阶段4300-40050≤150数据来源：中国钢研科技集团，中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019，东吴证券研究所3.1.长管拖车气态储运的成本约7.79元/kg，短途运输占优当氢源距离为100km时，20Mpa气态储运成本约7.79元/kg。随氢源距离增加，运氢成本随之提升，因而气态储运更适合200km内的短途运输。关键假设如下：1）拖车运输效率：长管拖车满载氢气（20MPa）350kg，管束氢气残余率20%，拖车一年365天均可工作，每日工作时长15h，拖车充卸氢气时长5h，平均行驶速度50km/h，当氢源距离100km时，可得每日拖车可以往返1次加氢站，可运输氢气量280kg/天。2）设备折旧：车头投资额40万元，管束投资额100万元，折旧年限均为10年。3）其他固定成本：配备两名驾驶员和两名装卸员，人员费用共40万/年，车辆保险费用1万元/年。4）可变成本：拖车百公里油耗25L，柴油价格6.5元/L；车辆保养费用0.3元/kg，请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告19/38过路费0.6元/kg；氢气压缩耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh。经我们测算，氢源距离100km时，长管拖车运氢成本为7.79元/kg。据敏感性测算结果显示，当氢源距离从50km增加到500km，运氢成本从4.19元/kg增加到20.38元/kg。长管拖车气态运输成本主要来源于油耗和人工成本，降本空间较小，随着管束工作压力从20Mpa提至50Mpa，单位运输成本有望下降。表12：20Mpa长管拖车运氢成本测算氢源距离（km）50100150200250300350400450500满载氢气质量（kg）280280280280280280280280280280每天可往返加氢站次数211110.50.50.50.50.5可运氢气量（kg/天）560280280280280140140140140140可变成本1.502.403.314.215.116.016.917.818.729.62油费（元/kg）0.581.161.742.322.903.484.064.645.225.80车辆保养费（元/kg）0.110.210.320.430.540.640.750.860.961.07过路费（元/kg）0.210.430.640.861.071.291.501.711.932.14电费（元/kg）0.60.60.60.60.60.60.60.60.60.6固定成本2.695.385.385.385.3810.7610.7610.7610.7610.76设备折旧（元/kg)0.681.371.371.371.372.742.742.742.742.74人员费用（元/kg）1.963.913.913.913.917.837.837.837.837.83保险费用（元/kg）0.050.100.100.100.100.200.200.200.200.20合计成本4.197.798.699.5910.4916.7717.6818.5819.4820.38数据来源：《氢能供应链成本分析及建议》，东吴证券研究所3.2.液态&管道储运为突破大规模远距离运输的重要方向低温液态储运、气态管道运输适合大规模长距离运输，符合长期氢能储运发展方向。2022年2月10日，国家发改委和国家能源局联合印发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，意见指出在满足安全和质量标准等前提下，探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。表13：氢气储运格局展望阶段具体时期储运方式氢能发展前期-2025储氢以70MPa高压气态储氢为主；运输以45MPa长管拖车为主，低温液态运输和管道运输将逐步推进示范项目。中期阶段2025-2030储氢以气态，低温液态为主；运输以高压气态车载运输、气温液态运输和气氢管道运输的方式协同进行。远期阶段2030-2050大力发展气氢管道运输。数据来源：《氢气储运技术的发展现状与展望》，东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告20/38低温液态储运设备投资和液化能耗较高，尚未产业化。低温液态储氢具有能量密度大、体积密度大、加注时间短等优势，基本原理是将氢气压缩冷却至-253℃并使其液化储存在绝热装置。低温液态储氢的液化过程能耗较高，对储氢容器的材料要求也高，因此当前低温液态储氢的技术难度较大，研发投入要求高。气态管道初始建设开支大，短期探索天然气管道掺氢。管道运输具有输氢量大、能耗小、成本低等优势，但建设管道的前期投资较大。在氢能发展的中远期阶段，随着氢能在能源结构中地位的提升，可再生能源丰富的西北地区有望成为氢能主要的供应地区，而东南沿海地区则是主要的氢能源消费地，气态管道运输可低成本、低能耗地完成氢能跨域运输的任务。目前我国输氢管道长度较短，仅100km左右，因此天然气管道掺氢亦成为研究探索的重要方向，天然气管道掺氢主要面临氢气进入管道后造成的氢脆、氢鼓泡、氢开裂等问题。国内正积极探索避免氢脆的最佳输气压力和掺氢比例，2021年7月中国标准化协会批复了《氢气输送工业管道技术规程》的编制工作，相关实验项目积极推进中。表14：国内天然气掺氢管道项目项目名称具体内容朝阳天然气掺氢示范工程2019年该项目完工，是国内首个电解水制氢天然气掺氢项目。2021年5月项目一年试验结束，国电投依托试验数据，牵头编制了团体标准“天然气掺氢混气站技术规程”征求意见稿。达茂－工业区氢气管道工程该项目在达茂哈日朝鲁水库地区利用弃电进行制氢，线路管道159.07km，一期输送能力10万吨/年，二期30万吨/年，目前该项目正在推进中。干线掺氢项目该项目在陕煤线进行掺氢可行性论证，是国内主干线首次掺氢可行性论证。该线路全长97km，掺氢比例5%，一期计划输量4.2万吨/年，二期规划11.7万吨/年。广东海底掺氢管道项目我国首条掺氢海底管道，管道起自拟建的干线雷州分输站，止于东海岛湛江钢铁末站，未来将为宝武集团绿色钢厂输送氢气。线路全长55km，掺氢比20%，设计输量40亿方/年。宁夏天然气掺氢降碳示范化工程中试项目我国首个省级掺氢综合实验平台，试验流量1200~300ONm3/h，测试3%～25%掺氢比例下管材，流量计、阀门、检测仪表、可燃气体探测器的适应性，验证现有燃气管网密封材料、焊缝适应性、氢脆概率及风险评估等问题。该项目受疫情影响暂未实施。数据来源：分布式能源网，东吴证券研究所4.中游加注：加氢站超前建设，加注成本尚高4.1.规模化降本&政策驱动加氢站建设，多地加速加氢站布局2035年远期目标2000座加氢站，规模化建设有望降低成本。2017年中国共建成10座加氢站，截至2021年中国共有加氢站218座，2017-2021年复合增长率高达116%。根据《中国氢能产业发展报告2020》，我国2035年远期目标建成2000座加氢站。加氢请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告21/38站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两种，我国现有加氢站均为外供氢加氢站，即氢气储运至加氢站后在站内进行压缩、存储和加注。根据供氢压力等级不同，加氢站有35MPa和70MPa两种压力。据中国氢能联盟数据，我国建设一座日加氢能力500kg、加注压力为35MPa的加氢站投资成本接近1200万元（不含土地费用），约相当于传统加油站的3倍，其中设备成本占投资成本（不含土地费用）的80%以上，随着规模化建设或加油/加氢/加气站合建，单位加注成本有望下降。图10：中国历年加氢站数量及增速数据来源：华经产业研究院，东吴证券研究所政策补贴驱动加氢站建设，多地加速加氢站布局。上海、重庆、广东、浙江等多省市都明确提出对加氢站建设、运营进行补贴，补贴期限一般到2023年或2025年，并逐步退坡。加氢站的建设补贴金额多在100-500万元之间，高压强的固定式加氢站、混合加氢站可以获得更高补贴，有最高补贴限制。多地明确土地费用不计入补贴范围，有效避免跑马圈地行为。运营过程中一般对不超过限定售价的氢气进行补贴，同样具有补贴上限。表15：各地加氢站相关补贴政策省市政策文件加氢站建设补贴加氢站运营补贴上海《关于支持本市燃料电池汽车产业发展若干政策》2025年前：补贴不超过总额30%。2022/2023/2024-2025年：补贴不超过500/400/300万元，分三年拨付，市级财政和区1:1。氢价≤35元/kg的，2021/2022-2023/2024-2025年补贴标准分别为20/15/10元/kg。资金由统筹资金和加氢站所在区按1:1安排。重庆关于印发重庆市支持氢燃料电池汽车推广应用政策措施（2021—2023年）的通知2021-2023年建成运行的前10座加氢站补贴实际投资30%，最高不超过300万元。氢价≤25元/kg的补贴30元/kg，单站不超过300万元102651118218160%96%131%85%0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%0501001502002502017年2018年2019年2020年2021年加氢站数量（座）加氢站增速请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告22/38广东省广东省加快氢燃料电池汽车产业发展实施方案2022年前：≥500kg的一体化综合能源补给站/固定式加氢站/撬装式加氢站分别补贴250/200/150万元。各级补贴合计不超过500万元/站或固定投资的50%。/浙江省浙江省加快培育氢燃料电池汽车产业发展实施方案的通知对加氢站补贴不超过固定投资的50%。/浙江宁波关于印发宁波市氢能示范应用扶持暂行办法的通知2025前：加氢规模≥1000/500-1000/≤500kg分别补贴500/300/150万元。最高不超过固定资产投资的50%。氢价≤35元/kg的，2021-2022/2023/2024-2025年补贴14/12/8元/kg浙江嘉兴嘉兴市推动氢能产业发展财政补助实施细则2025年前：≥500kg的固定式加氢站或综合供能站，补贴总额的20%，最高不超过400万元。2025年底前：2021年6月-2022年6月补贴15元/kg，每年6月1日退坡3元/kg。山东济宁济宁市人民政府关于支持氢能产业发展的意见2025年前：≥500kg的固定式加氢站或综合供能站，补贴总额的25-35%，最高不超过400万元。2025年前：加氢能力≥500kg、价格≤35元/kg，按国补标准1∶1补助。每年最高不超过200万元。山东淄博《关于进一步鼓励氢能产业发展的意见》《关于支持氢能产业发展的若干政策》2022年前：≥500kg的固定式加氢站或综合供能站，补贴总额的30-40%，最高不超过500万元。2022年前：加氢能力≥500kg、价格≤45元/kg，2021/2022年补贴15/10元/kg。每年每座不超过200万元。山东潍坊《关于支持氢能产业发展的若干政策（征求意见稿）》2022/2023年：≥1000kg的补贴350/300万元，500-1000kg的补贴160/120万元，≤500kg的补贴40/30万元。2022/2023年：价格≤38/35元/kg，补贴15/10元/kg。福建福州关于印发福州市促进氢能源产业发展扶持办法的通知2023年前：≥500kg的35Mpa补贴总额30%，最高不超过300万元。≥500kg的70Mpa或≥1000kg的35Mpa补贴总额30%，最高不超过500万元。2020-2021/2022/2023年对终端售价≤40/35/30元/kg的加氢站给予20/14/9元/kg补贴，四川成都《成都市能源结构调整十条政策措施》《成都市能源结构调整行动方案（2021-2025年）》最高1500万元建设运营补助/数据来源：各政府部门网站，东吴证券研究所4.2.加注成本约11元/kg，核心设备国产化推动降本35Mpa日加氢量500kg的加氢站满负荷运行，加注成本约11.33元/kg。假设加氢站承担储运环节，氢源价格20元/kg，储运成本7.79元/kg，外供氢气价格55元/kg，则中游储运+加注环节毛利率约28.87%。测算关键假设如下：1）加氢装置规模：日加氢量500kg/天，加注压力35Mpa，年运行天数300天，产能利用率100%，年加氢量150吨。2）氢源价格：氢气出厂价格约20元/kg。3）储运成本：储运环节由加氢站完成，且采用长管拖车运输，储运成本7.79元/kg。请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告23/384）加注成本：建设成本1200万元，土地成本300万元，建设成本折旧年限15年，土地折旧年限30年。人员费用8万元/人/年，共有员工8人，运营维护40万元/年。5）终端价格：终端用户加氢价格35元/kg，地方补贴20元/kg，则考虑补贴后加氢站外供价格55元/kg。可得，当加氢站产能利用率100%的情况下，加注成本约11.33元/kg，储运+加注环节利润率约28.87%。当产能利用率为40%时，中游储运和加注环节基本无毛利空间。表16：加氢站运营成本及毛利率对利用率敏感性测算产能利用率20%40%60%80%100%日加氢量（kg/天）500500500500500年运行天数（天）300300300300300年加氢量（kg）300006000090000120000150000折旧费用（万元/年）90.0090.0090.0090.0090.00人工成本（万元/年）40.0040.0040.0040.0040.00运营管理费用（万元/年）40.0040.0040.0040.0040.00单位折旧费用（元/kg）30.0015.0010.007.506.00单位人工成本（元/kg）13.336.674.443.332.67单位运营管理费用（元/kg）13.336.674.443.332.67加注成本（元/kg）56.6728.3318.8914.1711.33氢源价格（元/kg）20.0020.0020.0020.0020.00储运成本（元/kg）7.797.797.797.797.79加氢站终端价格（元/kg）5555555555储运+加注环节毛利率-53.56-2.0415.1323.728.87数据来源：《氢能供应链成本分析及建议》，东吴证券研究所加氢站核心设备国产化有望推动加注成本下降。目前加氢站核心设备依赖进口，包括压缩机、加氢枪及其软管、流量计、安全阀、氢气管道和阀件等。外供氢式加氢站的建设成本中，压缩机成本占比约30%。国内加氢站主要采用美国PDC隔膜压缩机，PDC全球氢气隔膜压缩机市场份额约70%-75%。随着国内厂商的研发进展，氢气压缩机国产化进程加快，已有国产厂商推出符合要求的90Mpa压缩机和70Mpa压缩机。储氢装置加注设备、站控系统等设备也出现国产替代加速的趋势。伴随着规模化生产的推进，加氢站核心设备的成本有望进一步下降。根据氢云链的预测，未来几年国内加氢站建站成本每年至少按照20-30%的速度下降。我们假设2022-2025年加氢站建设成本年均降幅20%，预计到2025年加注成本有望降至8.73元/kg。图11：外供加氢站建设成本拆分图12：加注环节降本测算请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告24/38数据来源：《外供氢与现场制氢加氢站的氢气成本分析》，东吴证券研究所数据来源：氢云链，《氢能供应链成本分析及建议》，东吴证券研究所5.下游应用：氢燃料重卡经济性初现，燃料电池进入快速降本期氢燃料电池车能量密度高&续航长，为长期战略部署方向。燃料电池车主要包含燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统、驱动系统、车身及其他设施。氢燃料电池和蓄电池分别作为发电装置和储能装置配合工作，氢气与氧气反应产生电流，电能通过锂电池进行存储，结合电机与电控实现电能到动能的转换。氢燃料电池车具有能量密度高扭力大、续航里程长、加氢快、清洁环保等优点。表17：燃料电池汽车与燃油汽车和纯电动汽车性能对比氢燃料电池车燃油汽车纯电动汽车能量来源氢气（一次能源）汽油、柴油（二次能源）电（二次能源）动力实现化学能-电能-机械能内能-机械能电能-机械能能量密度36000Wh/kg汽油：8600Wh/kg柴油：9600Wh/kg240Wh/kg用于驱动汽车的能量比约60%≤30%（其余机械损耗、热损耗）67%环保性清洁环保产生氮氧化合物、CO等污染环境废旧电池二次污染燃料加注时间＜15min＜15min＞2h续航里程700-1000公里300-500公里200-570公里数据来源：高工锂电，中汽协，东吴证券研究所我国氢燃料电池车商用先行，成本为市场化推广的关键因素。我国氢燃料电池车处于发展初期，在国家政策引导下氢燃料电池客车、物流车等商用车率先示范应用。从产销量来看，2016-2019年氢燃料车产量复合增速达到65%。2020受疫情影响略有滑坡，2021年氢燃料电池车销量同增35%达1586辆。从销量结构来看，截至2019年底，国内30%28%13%10%19%压缩机储氢瓶及加氢系统其他设备安装成本土地和土建成本11.3310.279.418.7302468101220222023E2024E2025E加注成本（元/kg）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告25/38已接入平台的氢燃料电池车3712辆，其中物流车占60.5%，客车占39.4%，乘用车占0.1%，氢燃料电池汽车商用先行，与电动车呈现出差异化发展的路径。成本是氢燃料电池车市场化应用和推广的重要因素，当前我国燃料电池车发展仍依赖于政府补贴，在初始购置成本和运营成本上较燃油车和电动车尚未体现出经济性优势。本文将从消费者角度对客车、物流车、重卡三类氢燃料电池车的全生命周期成本和经济性进行静态对比和动态测算。图13：氢能源车产量销量增长迅速图14：2019年底国内氢燃料电池车结构数据来源：中汽协，东吴证券研究所数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所燃料电池车从购置补贴调整为“以奖代补”，奖励侧重于大功率高吨位重卡。2020年4月，财政部发布《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，将燃料电池汽车的购置补贴调整为中央财政采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。2020年9月，财政部发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，明确“以奖代补”对各类燃料电池车的补贴规则。根据燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系，示范城市群奖励为期4年，2020/2021/2022/2023年奖励系数为1.3/1.2/1.1/0.9，大功率高吨位的重型货车将获得更多奖励资金，以2022年的奖励标准进行测算，功率≥110kw且设计总质量≥31吨的重卡可享受46.20万元国家奖励。表18：2022年“以奖代补”政策对各类燃料电池车的奖励标准系统功率范围基础折算系数假设系统功率单车奖励金额（万元）设计总质量<12吨设计总质量12-25吨设计总质量25-31吨设计总质量>31吨（12吨以上）重型货车和（10m以上）大型客车Y=(p-50)×0.03+1p≥110时，Y=2.85011.0012.1014.3016.506014.3015.7318.5921.4511030.8033.8840.0446.20轻型客车、货车Y=(p-50)×0.02+1p≥80时，Y=1.65011.0012.1014.3016.506013.2014.5217.1619.8005001,0001,5002,0002,5003,000产量（辆）销量（辆）60.5%39.4%0.1%物流车客车乘用车请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告26/388017.6019.3622.8826.40乘用车Y=(p-50)×0.03+1p≥80时，Y=1.95011.0012.1014.3016.506014.3015.7318.5921.458020.9022.9927.1731.35数据来源：财政部，东吴证券研究所5.1.经济性测算：补贴倾斜&能耗优势，氢燃料重卡优先实现平价5.1.1.氢燃料电池客车：购置&运维成本高，全生命周期现金流难以与燃油客车平价氢燃料电池客车主要用于公交客车、公路客车、通勤客车等场景，根据公开招投标信息，氢燃料电池公交车采购合同价基本在200-300万元/辆之间，燃料电池系统额定功率主要以45~65kw为主。根据车百智库，氢燃料电池客车主要由燃料电池系统、蓄电池系统、储氢系统、驱动系统、车身及其他设施构成，成本占比分别为53%、8%、12%、10%、17%。其中电堆为燃料电池的核心组件，电堆成本占燃料电池系统的49%。图15：10.5米氢燃料电池客车成本结构数据来源：车百智库，东吴证券研究所当前氢燃料电池客车从购置成本接近燃油客车4倍，年运维成本较燃油客车高45%。以燃料电池系统额定功率50kw的10.5米氢燃料电池客车为例，分别与10.5米传统燃油客车和10.5米纯电动客车进行对比测算，关键假设如下：1）售价：10.5米氢燃料电池客车售价为220万元，10.5米传统燃料客车售价50万元，10.5米纯电动客车售价80万元。2）补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022年燃料电池系统额定功率50kw、10.5米氢燃料电池客车国家奖励资金为12.10万元，假设国补和地补为1:1，则补贴合计24.20万元。根据财政部《关于2022年新能源汽车推广蓄电池系统,8%储氢系统,12%驱动系统,10%车身及其他设施,17%电堆,26%氢循环系统,3%空气系统,13%附件（DC/DC、散热器、冷却器等）,12%燃料电池系统,53%请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告27/38应用财政补贴政策的通知》，10.5米纯电动客车2022年享有国家补贴的最高额度为6.48万元，无地方补贴。3）能耗：氢燃料电池车百公里氢耗7kg，传统燃油客车百公里油耗20L，纯电动客车百公里电耗70kwh。4）折旧：残值率均为5%，按8年折旧。5）维修：购置合同包含8年全生命周期质保要求，核心部件更换无需消费者付费。表19：不同类型客车运行成本对比氢燃料客车传统燃油客车纯电动客车固定成本：折旧（万元/年）23.255.948.73售价（万元/辆）2205080国补（万元/辆）12.1006.48地补（万元/辆）12.1000折旧年限（年）888残值率5%5%5%初始购置费用（万元）195.85073.52可变成本：运维（万元/年）20.3414.025.88燃料费用（万元/年）17.6411.523.38日行使里程（km）200200200百公里能耗（kg、L、kwh）72070能源价格（元/kg、L、kwh)3580.67年运营天数（天）360360360日常保养费用（万元/年）1.71.51.5其他费用（万元/年）111年运行成本（万元/年）43.5919.9614.61数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所纯电动客车运营第3年与燃油车现金流支出实现平价，氢燃料客车8年全生命周期现金流支出难以与燃油车平价。从全生命周期现金流支出角度出发，纯电动客车第3年累计现金流支出低于传统燃油客车，此后经济性优势逐年扩大。而氢燃料客车由于固定成本和可变成本均高于传统燃油客车，全生命周期累计现金流支出持续高于传统燃油客车，不具备推广替代的内生驱动力。图16：不同类型客车全生命周期累计现金流出（单位：万元）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告28/38注：横轴为运营年限数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所5.1.2.氢燃料物流车：年运维成本为燃油车的71%，全生命周期成本尚未平价氢燃料物流车已实现商业化推广，产品大部分集中在7.5~9吨，燃料电池功率集中在30~60kw，涵盖了厢式运输车、冷藏车、邮政车、保温车等车型。根据车百智库，以9吨级氢燃料物流车为例，燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统、驱动系统、车身及其他设施的成本占比分别为58%、11%、5%、4%、23%。图17：9吨及氢燃料电池物流车成本结构数据来源：车百智库，东吴证券研究所氢燃料物流车初始售价为燃油车的5.5倍，年运维成本为传统燃油车的71%，年运行成本（折旧+运维）高于燃油车。以燃料电池系统额定功率50kw的9吨级氢燃料电池物流车为例，分别与传统燃油物流车和纯电动物流车进行对比测算，关键假设如下：358.52162.16120.5305010015020025030035040012345678氢燃料客车传统燃油客车纯电动客车燃料电池系统,58%储氢系统,11%蓄电池系统,5%驱动系统,4%车身及其他,23%请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告29/381）售价：氢燃料物流车售价为110万元，传统燃油物流车售价20万元，纯电动物流车售价40万元。2）补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022年9吨级50kw氢燃料电池物流车国家奖励资金为11.00万元，假设国补和地补为1:1，则补贴合计22.00万元。根据财政部《关于2022年新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，公共领域N2类纯电动货车2022年享有国家补贴的最高额度为3.96万元，无地方补贴。3）能耗：氢燃料电池重卡百公里氢耗2.8kg，传统燃油物流车百公里油耗20L，纯电动物流车百公里电耗50kwh。4）折旧：残值率均为5%，按运营期8年折旧。5）维修：当前应用于物流车领域的燃料电池寿命基本达到8000小时，在8年的使用周期中，氢燃料电池物流车需更换电堆1次，从消费者的角度，目前氢燃料电池物流车订单中，大多数包含氢燃料电池发动机系统的质保的要求。蓄电池系统作为辅助动力无需更换。表20：不同类型物流车成本对比氢能源物流车传统物流车纯电动物流车固定成本：折旧10.452.384.28售价（万元/辆）1102040国补（万元/辆）1103.96地补（万元/辆）1100折旧年限（年）888残值率5%5%5%初始购置费用（万元）882036可变成本：运维6.919.704.01燃料费用（万元/年）4.417.21.5075日行使里程（km）150150150百公里能耗（kg、L、kwh/100km）2.82050能源价格（元/kg、元/L、元/kwh)3580.67年运营天数（天）300300300日常保养费用（万元/年）1.51.51.5其他费用（万元/年，保险、过路费）111年运行成本17.3612.088.29数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所纯电动物流车运营第3年与燃油车平价，氢燃料物流车车8年全生命周期累计现金流出为燃油车的1.5倍。纯电动物流车第3年累计现金流支出低于传统燃油物流车，此后经济性优势逐年扩大。而氢燃料物流车由于固定成本高于传统燃油物流车，尽管年运维成本较低，全生命周期累计现金流支出持续高于传统燃油物流车，制造端成本下降将释放经济性优势。请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告30/38图18：不同类型物流车全生命周期累计现金流出（单位：万元）注：横轴为运营年限数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所5.1.3.氢燃料电池重卡：初始购置补贴高，全生命周期内较燃油重卡具备经济性优势随着技术发展电堆功率增大，加上氢燃料电池政策补贴向重卡倾斜，氢能源重卡将进入发展的快车道。以110kw的氢燃料重卡为例，燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统成本占比分别为53%、17%、10%。图19：110kw氢燃料电池重卡成本结构数据来源：车百智库，东吴证券研究所当前考虑初始补贴后氢燃料电池重卡购置成本与燃油重卡接近，运维成本为燃油车的90%，5年全生命周期基本实现平价。以燃料电池系统额定功率110kw的氢燃料电池重卡为例，分别与传统燃油重卡和纯电动重卡进行对比测算，关键假设如下：143.2897.6068.1002040608010012014016012345678氢燃料物流车传统燃油物流车纯电动物流车燃料电池系统,53%储氢系统,17%蓄电池系统,10%驱动系统,7%车身及其他设施,13%请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告31/381）售价：氢燃料重卡售价为140万元，传统燃油重卡售价40万元，纯电动重卡售价90万元。2）补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系计算，2022年燃料电池系统额定功率110kw氢燃料电池重卡国家奖励资金上限为46.20万元，假设国补和地补为1:1，则补贴合计92.40万元。根据财政部《关于2022年新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，纯电动重卡2022年享有国家补贴的最高额度为2.80万元，无地方补贴。3）能耗：氢燃料电池重卡百公里氢耗8.7kg，传统燃油重卡百公里油耗42L，纯电动重卡百公里电耗240kwh。4）折旧：残值率均为5%，按运营期5年折旧。5）维修：在重卡长达5年的全生命周期使用过程中，需更换电堆0次，蓄电池系统作为辅助动力不需更换。表21：不同类型重卡运行成本对比氢燃料重卡传统燃油重卡纯电动重卡固定成本：折旧（万元/年）9.047.6016.57售价（万元/辆）1404090国补（万元/辆）46.202.8地补（万元/辆）46.200折旧年限（年）555残值率5%5%5%初始购置费用（万元）47.64087.2可变成本：运维（万元/年）46.2651.5625.28燃料费用（万元/年）44.4649.0623.48日行使里程（km）400400400百公里能耗（kg、L、kwh/100km）8.742240能源价格（元/kg、元/L、元/kwh)3580.67年运营天数（天）365365365日常保养费用（万元/年）1.321.3其他费用（万元/年，保险、过路费）0.50.50.5年运行成本55.3059.1641.84数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所考虑初始购置补贴，氢燃料重卡运行期第2年与燃油重卡实现平价。从全生命周期现金流支出角度出发，氢燃料重卡和纯电动重卡在运营第2年累计现金流支出可低于传统燃油重卡，此后经济性优势较燃油重卡逐年扩大。考虑初始补贴后的氢燃料重卡的购置成本低于纯电动重卡，但氢燃料重卡运维成本是纯电动重卡的1.8倍，所以氢燃料重卡相较于纯电动重卡不具备全生命周期的内生经济性。图20：不同类型重卡全生命周期累计现金流出（单位：万元）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告32/38注：横轴为运营年限数据来源：车百智库，招标网，财政部，东吴证券研究所5.2.技术进步&规模化带动降本提效，预计2026年氢燃料重卡与纯电动平价氢燃料电池车的降本主要涉及初始购置成本和运营成本两方面：1）初始购置成本：售价及补贴是影响初始购置成本的两大因素，其中售价取决于车辆的制造成本。①氢燃料电池系统：欧阳明高院士预测未来十年燃料电池发动机成本会大幅下降。随着质子交换膜、气体扩散层等核心零部件工艺成熟以及规模化生产，燃料电池系统成本将持续下行。燃料电池系统由2016年15000元/kw下降到2021年5000元/kw，5年降幅60%，年均降幅20%。根据《节能与新能源汽车技术路线图》的预测，到2025年商用车燃料电池系统成本有望降至2000元/kw，到2030年有望降至600元/kw。我们假设2022-2025年氢燃料电池系统的成本年均降幅为25%，2025-2030年均降幅为20%。②储氢系统：根据《中国氢能产业发展报告2020》的预测，商用车储氢系统2020/2025/2035年成本分别为5000/3500/2000元/kg，2020-2025年均降幅为7%，2025-2035年均降幅为5%。我们假设2022-2025年储氢系统年均降幅为7%，2025-2030年储氢系统年均降幅为5%。图21：2016-2021年燃料电池系统年均降幅20%图22：商用车用燃料电池系统与储氢系统价格预测278.89297.78213.5805010015020025030035012345氢燃料重卡传统燃油重卡纯电动重卡请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告33/38数据来源：央视网，东吴证券研究所数据来源：《中国氢能产业发展报告2020》，东吴证券研究所③蓄电池系统：2015年至2020年期间，宁德时代动力电池系统平均售价从2.28元/Wh降至0.89元/Wh，年均降幅17%。《2018年中国汽车产业发展报告》预测到2025年动力电池成本可以做到0.55元/Wh，依此推算2020-2025年均降幅为9%。考虑原材料成本上行等因素，我们保守预计2022-2030年动力电池价格年均降幅5%。④补贴：根据示范城市群“以奖代补”评价体系，2020/2021/2022/2023年补贴系数分别为1.3/1.2/1.1/0.9。我们假设2024-2030年补贴系数从0.8逐步降至0.2。2）年运维成本：加氢价格和百公里氢耗是影响年运维成本的关键因素。①氢气价格：随着工业副产氢以及可再生能源发电+电解水制氢的推广，制氢成本有望下降，伴随加氢站规模化运行，终端加注价格将持续下行。当前考虑补贴的终端加氢价格约35元/kg，我们预计2025年终端加注价格为30元/kg，2030年为20元/kg。②百公里氢耗：行使效率提升百公里氢耗下降，我们假设百公里氢耗年均降幅为3%。随着关键系统降本&加注成本下行&运营提效，根据以上关键指标的降本预测，假设氢燃料电池车的毛利率为20%不变，我们分别对氢燃料客车、氢燃料物流车和氢燃料重卡的降本及经济性进行测算。到2030年，氢燃料客车开始与燃油客车实现平价。在氢燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统成本下降，以及氢气加注价格下降和燃料效率提升的预期下，到2030年氢燃料客车初始购置成本仍高于同类传统燃油车和纯电动车，年运维成本低于传统燃油车，但高于电动车；到2030年，氢燃料客车全生命周期现金流开始与燃油客车平价，但难以与电动客车平价。到2026年，氢燃料物流车与燃油物流车实现平价。在制造成本和运维成本下降的预期下，到2026年氢燃料物流车初始购置成本降至燃油车的2.6倍，年运维成本为传统02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,00020162021燃料电池系统成本（元/kw）年均-20%01,0002,0003,0004,0005,0006,00020202025E2035E2050E储氢系统成本（元/kg）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告34/38燃油车的58%，在运营期的第8年将与燃油物流车在累计现金流出上实现平价；在不考虑电动车制造成本随蓄电池成本下降的情况下，至2030年氢燃料物流车全生命周期现金流出难以与电动物流车实现平价。图23：2022-2030年氢燃料客车降本预测图24：2022-2030年氢燃料物流车降本预测数据来源：中国氢能产业发展报告2020，财政部，东吴证券研究所测算数据来源：中国氢能产业发展报告2020，财政部，东吴证券研究所测算预计从2026年开始，考虑初始补贴后的氢燃料重卡与纯电动重卡实现平价。氢燃料电池系统、储氢系统、蓄电池系统成本下降将带动整车制造成本下行，随着氢气加注价格下降以及燃料效率提升，同步考虑纯电动重卡的售价随动力电池成本下降而下行，到2026年氢燃料电池重卡全生命周期现金流支出与纯电动重卡实现平价。表22：氢燃料重卡降本测算2022202320242025202620272028202920301）固定成本燃料电池系统（万元）59453325201613108年均降幅25%25%25%20%20%20%20%20%储氢系统（万元）191816151514131212年均降幅7%7%7%5%5%5%5%5%蓄电池系统（万元）1111101099887年均降幅5%5%5%5%5%5%5%5%制造成本（万元）1129582726661575350售价（万元）140119103908376716662补贴（万元）92.475.667.258.850.44233.625.216.8补贴系数1.10.90.80.70.60.50.40.30.2购置成本（万元/车）484336323234374146年折旧（万元/年）9.08.36.86.06.16.57.17.88.72）可变成本氢气终端售价（元/kg）353432302826242220百公里氢耗（kg/100km）8.78.48.27.97.77.57.27.06.8050100150200250300350400202220232024202520262027202820292030氢燃料客车全生命周期现金流出（万元）2022年燃油客车全生命周期现金流出（万元）2022年纯电动客车全生命周期现金流出（万元）020406080100120140160202220232024202520262027202820292030氢燃料物流车全生命周期现金流出（万元）2022年燃油物流车全生命周期现金流出（万元）2022年纯电动物流车全生命周期现金流出（万元）请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告35/38年均降幅3%3%3%3%3%3%3%3%日常保养费用（万元/年）1.31.31.31.31.31.31.31.31.3其他费用（万元/年）0.50.50.50.50.50.50.50.50.5年运维费用（万元/年）46.343.740.036.633.330.227.224.421.7年运行成本（万元/年）55.352.046.842.639.436.634.232.230.4全生命周期成本（万元）278.9261.9236.0214.5198.7184.9173.1162.9154.1数据来源：中国氢能产业发展报告2020，财政部，东吴证券研究所测算图25：氢燃料电池重卡在2026年有望与纯电动重卡实现全生命周期现金流平价注：其中纯电动重卡同步考虑蓄电池系统的降本影响数据来源：中国氢能产业发展报告2020，财政部，车百智库，东吴证券研究所平价节点分析：1）在初始补贴支持下，2022年氢燃料重卡在运营期的第2年累计现金流支出低于燃油重卡，其后与燃油重卡相比经济性优势逐渐扩大，2026年氢燃料重卡全生命周期现金流出开始低于纯电动重卡，且由于初始购置成本较低，在运营期的第1年即可体现现金流优势；2）若不考虑初始补贴，2025年开始氢燃料重卡可以与燃油重卡实现全生命周期现金流平价。在我们的降本预期下，从2027年开始氢燃料重卡售价低于纯电动重卡，从2029年开始氢燃料年运维成本低于纯电动重卡，到2029年氢燃料重卡全生命周期现金流支出低于纯电动重卡。表23：氢燃料重卡运营期平价节点202220232024202520262027202820292030考虑初始购置补贴与燃油车平价节点211111111与电动车平价节点////11111不考虑初始购置补贴与燃油车平价节点///432211与电动车平价节点///////11注：“/”表示5年生命周期氢燃料重卡累计现金流出与燃油重卡/纯电动重卡相比更高数据来源：中国氢能产业发展报告2020，财政部，车百智库，东吴证券研究所100150200250300350400202220232024202520262027202820292030氢燃料重卡：考虑补贴氢燃料重卡：不考虑补贴传统燃油重卡纯电动重卡请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告36/386.投资建议我国首个氢能产业发展中长期规划对制氢-储运-加注-应用指明发展目标和着力方向，加速全产业链发展。从产业链成本测算的角度，我们认为当前工业副产氢最具经济性优势，为产业链中优先平价环节，下游放量后有望优先受益，上游可再生能源制氢和下游燃料电池应用最具发展前景和降本空间，中游储运环节重点要突破技术瓶颈实现大规模运输打开下游市场，加氢站环节基础设施有望超前建设，核心零部件国产化带动加注成本下降。建议关注产业链相关环节的核心设备制造商和运营商。1）制氢：短期内工业副产氢兼具减排&经济性优势，建议关注：制氢【九丰能源】、【东华能源】、【金宏气体】；长期来看可再生能源电解水制氢降本空间大，当电价为0.15元/度时，绿氢与蓝氢实现平价，绿氢大规模替代助力深度脱碳。2）储运：长管拖车气态储运短途运输占优，低温液态储运、气态管道运输适合大规模长距离运输，符合长期氢能储运发展方向。3）加注：政策驱动加氢站快速布局，2035年建设目标较2021年底翻十倍，基础设施先行带动设备端放量，建议关注：加注设备【冰轮环境】、【厚普股份】4）燃料电池应用：我国氢燃料电池车商用先行，经济性为市场化推广的关键制约因素，当前初始补贴下氢燃料重卡较燃油重卡全生命周期具备经济性优势，随着燃料电池&储氢系统等制造端降本、加氢价格下行，我们预计2026年氢燃料重卡较纯电动重卡实现平价，释放替代的内生驱动力。建议关注：氢燃料电池及整车【亿华通】、【泛亚微透】、【腾龙股份】、【美锦能源】、【潍柴动力】。表24：关注氢能产业链相关标的代码公司名称业务领域市值(亿元)归母净利润（亿元）及YOYPE2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E688106.SH金宏气体制氢79.311.672.904.255.4147271915-15%74%46%27%605090.SH九丰能源制氢117.486.2010.5814.0016.00191187-19%71%32%14%002221.SZ东华能源制氢119.0611.4016.0224.9631.6810754-6%41%56%27%688339.SH亿华通氢燃料电池76.12-1.620.751.422.66——1015429-619%146%90%87%688386.SH泛亚微透氢燃料电池23.760.661.151.742.183621141120%74%51%25%000811.SZ冰轮环境加注设备、氢燃料电池67.353.014.195.486.622216121035%39%31%21%300471.SZ厚普股份加注设备46.540.11——————————————请务必阅读正文之后的免责声明部分东吴证券研究所行业深度报告37/38107%603158.SH腾龙股份氢燃料电池29.590.902.372.95——331210——-42%162%24%24%000723.SZ美锦能源制氢、氢燃料电池汽车446.2425.6726.9332.0929.4417171415269%5%19%-8%000338.SZ潍柴动力氢燃料电池935.4192.54101.77114.21124.87109870%10%12%9%数据来源：Wind，东吴证券研究所估值日期：2022/5/4，归母净利润预测均来自wind一致预期7.风险提示1）政策推广不及预期：氢能产业扶持政策推广执行过程中面临不确定的风险，可能导致政策执行效果不及预期。2）燃料电池技术落地不及预期：燃料电池技术水平不断完善，但电池系统的可靠性、耐久性还需要长期验证，可能导致技术发展进度不及预期，延缓行业空间释放。3）成本下降不及预期：当前燃料电池系统相关部件及材料成本仍处于较高水平，如若成本下降无法达到预期水平，将会延缓氢燃料电池行业空间释放节奏。4）配套设施建设不及预期：当前基础设备配套（包括加氢站、氢能配套供应链等）不足，如果基础设施建设低于预期，可能会对氢燃料电池行业空间释放产生负面影响。免责及评级说明部分免责声明东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份有限公司（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。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，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。本报告的版权归本公司所有，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、刊发、转载，需征得东吴证券研究所同意，并注明出处为东吴证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。东吴证券投资评级标准：公司投资评级：买入：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在15%以上；增持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于5%与15%之间；中性：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-5%与5%之间；减持：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘介于-15%与-5%之间；卖出：预期未来6个月个股涨跌幅相对大盘在-15%以下。行业投资评级：增持：预期未来6个月内，行业指数相对强于大盘5%以上；中性：预期未来6个月内，行业指数相对大盘-5%与5%；减持：预期未来6个月内，行业指数相对弱于大盘5%以上。东吴证券研究所苏州工业园区星阳街5号邮政编码：215021传真：（0512）62938527公司网址：http://www.dwzq.com.cn