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证券研究报告 核心观点 燃料电池具有效率高、持久性好、无污染、环境适应性强的特质，从全球来看，燃料电池主要运用于固定式电源、交通运输和便携式电源三大类领域。全球燃料电池需求快速增长，且交通领域商业化进程正在加速，除商用车外，燃料乘用车开始逐步推广，日本丰田技术领先。中国政策也在积极推动燃料电池行业发展，随着氢燃料电池相关利好政策不断，预计中国燃料电池汽车将进入快速发展阶段。 作为基础配套设施的加氢站建设是促进燃料电池大规模应用的关键，目前全球加氢站建设量较少，全球主要国家将加快加氢站建设，并制定了对应的规划路线。中国燃料电池产业目前处于萌芽时期，商用车是规模化应用的先锋。2018年中国燃料电池汽车产销均完成1527辆，包括1418 辆燃料电池客车以及109 辆燃料电池货车，而国内商用车销量为437.1万辆，燃料电池汽车渗透率仅 0.03%，未来发展空间可观。 燃料电池成本高企是目前大规模推广的主要障碍。燃料电池主要由燃料电池堆、空气供给系统、冷却系统、及氢气检测供给系统等成分构成。其中电堆成本占比最大。随着燃料电池产量的扩大，规模化效应将有助于降低成本。其中膜组件和压缩机将成为规模化效应降本的核心部件。 制氢端来看，目前氯碱制氢产能最大，且具备较好的经济性和环保性；加氢站建设来看，目前造成加氢站数量少的最大阻碍是加氢站建设的高昂成本，但是地方政府财政补贴很好的降低了建设成本。此外，我们通过对电车、燃料车和油车三者成本测算，预计氢气价格40元/kg时，将有望媲美油车，20元/kg时，将有望媲美电车。 我们建议关注潍柴动力（巴拉德大股东并获得国内新一代技术授权）、雄韬股份（催化剂、双极板等全产业链布局）。 风险提示： 能源补贴政策出现调整，新能源车销量不达预期；上游原材料价格出现波动，燃料电池汽车推广不及预期。   1. 燃料电池产业政策驱动效应显著 1.1 交通领域氢能成长性最强 燃料电池在交通领域具有最强增长潜力。从全球来看，燃料电池主要运用于固定式电源、交通运输和便携式电源三大类领域。既适用于集中发电，建造大、中型电站和区域性分散电站，也可用作各种规格的分散电源。交通运输领域包括为乘用车、巴士/客车、叉车以及其他以燃料电池作为动力的车辆，目前来看，随着国家氢能产业的推进和技术的成熟，交通领域应用的商业化进程正在加速，且交通运输领域成长性最强。2018年，全球燃料电池约为803.1MW，2011-2018年间复合增长率达32.95%。  1.2 燃料乘用车开始逐步推广，丰田技术领先 凭借零污染、高效率、加氢快、续驶里程长的特点，燃料乘用车现在正处在商业化转化中。以丰田为代表的车企开始逐步扩大燃料电池汽车的产量，并取得了实质性的进展，2018年丰田mairi销量为575辆。从性能方面来看，丰田Mirai其续航里程为650km，最高车速可达175km/h，功率密度达到了3.1kw/L。在同类车型中处于领先地位。  1.3 补贴政策推进燃料电池行业发展 政策历来是推动新兴产业发展的指挥棒，中国政府于2016年11月公布《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，明确了我国氢能产业基础设施在近期（2016-2020年）、中期（2020-2030年）和远期（2030-2050年）三个阶段的产业目标和装备制造任务，建立完善有利于氢能产业发展的支撑体系。  政策推动燃料电池汽车发展和氢站基础建设。2019年过渡期内，客车、货车、乘用车单车补贴分别为40、24、16万元，在锂电车辆快速退坡的背景下，燃料电池国家依然给予充足的补贴。部分地方政府也对加氢站建设实施高额补贴，例如佛山南海对区内单个新建成的加氢站最高补贴高达800万元。 1.4 燃料电池汽车进入快速发展时期 2019年有望正式实施“十城千辆”计划，即通过提供财政补贴，计划用3年左右的时间，每年发展10个城市，每个城市推出1000辆新能源汽车开展示范运行。在短期内，政策补贴将是燃料电池产业快速发展的推动力。我们预计2020年电动汽车的补贴退出后，氢燃料电池汽车的补贴至少还将维持3至5年。燃料电池“十城千辆计划”同锂电在2009年“十城千辆计划”类似，相关利好政策将连续出台以支持氢燃料电池的发展，因此我们预计中国燃料电池汽车将进入快速发展时期。  2.我国燃料电池产业发展潜力巨大 2.1加氢站建设是促进燃料电池大规模应用的关键 美洲和亚洲地区是目前全球加氢站的主要推手。截至目前，美国在运的加氢站约40座，日本在运的加氢站约94座。从全球分地区看加氢站的建设情况看，前期以欧洲和美洲的建设数量较多，随着亚洲对氢能源汽车的研发推广，2016年后以日本和中国为代表的亚洲加氢站的建设数量不断增加。 未来加氢站中国发展潜力最大。目前大力发展燃料电池汽车加氢站的国家主要有日本、韩国和美国，各国政府均制定了长期的发展规划。未来5-10年，全球主要国家将加快加氢站建设，预计到2020年，全球加氢站保有量将超过435座；2025年有望超过1000座。其中日本的扶持力度最大，预计建成320座；韩国和美国分别为210和200座。2030年开始普及加氢站建设，日本、韩国和美国计划分别达到900、520和300座。中国计划到2020年达到100座，2025年达到300座，2030年达到1000座。 我国目前加氢站数量仍相对不足。截止到2018年底我国国内运行加氢站仅有28座。氢站数量较少的原因一是建设加氢站所需的核心设备基本依赖进口，加氢站建设成本与维护成本较高。二是目前燃料电池汽车量较少，加氢需求难以形成规模效应。2015年以来，随着我国燃料电池汽车产业的逐步发展以及加政策对加氢站建设的大力支持，各个地区开始规划建设加氢站。未来加氢站的普及和商业化运营将大大有助于促进燃料电池电动汽车的普及。  2.2当前保有量相对较少，未来发展中国最具成长空间 当前燃料电池汽车保有量相对较少。截至2018年底，从保有量来看，日本大约有2700辆、韩国2000辆、美国6500辆，中国3500辆。长远规划来看，全球燃料电池汽车发展正在全面提速。根据各个国家出台的规划文件，到2030年，日本、韩国、美国、中国分别规划燃料电池汽车保有量80、63、20、100万辆。  国乘用车尚处于验证阶段，商用车将成为突破口。过去5年间，中国燃料电池汽车在政策的补贴下产销经历了快速发展。但是目前中国燃料电池乘用车仅有概念车，尚未量产。中国燃料电池商用车经过多年研发已进入商业化阶段，多家车企推出了燃料电池商用车产品。从国家推广目录角度来看，2017年《新能源汽车推广应用推荐车型目录》中仅有3款专用车、19款客车入榜，而2018年增至26款专用车、60款客车，专用车、客车车型数分别是2017年的8.67、3.16倍。2018年中国燃料电池汽车产销均完成1527辆，包括1418辆燃料电池客车以及109辆燃料电池货车。国内商用车销量为 437.1 万辆，燃料电池汽车渗透率仅 0.03%，未来发展空间可观。
2.3中国燃料电池汽车未来市场规模广阔 2016年10月，中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》首次提出了我国氢能产业的发展路线图。对我国中长期加氢站和燃料电池车辆发展目标进行了规划。其中2025年以前燃料电池汽车以商用车为主，2025年以后乘用车得到发展。按照客车、物流车、乘用车百公里耗氢量7kg、3kg、1kg进行测算得到2030年氢气需求为153万吨。  3.短期看规模化推动燃料电池成本下降 3.1电堆成本占比较高，核心部件有待突破 电堆成本占比62%，仍有较大下降空间。燃料电池系统的关键成本在电堆和辅助系统2个部分。在产业化的背景下，电堆和辅助系统零部件的成本均会下降。但在当前国内尚未达到产业化批量化生产、供应链体系尚未成熟、系统相关的法规标准尚未完善的背景下，上述系统成本依然会维持高价。电堆成本结构中催化剂和双极板的成本占比较高，分别达到36%以及23%。催化剂通过技术进步降低铂含量降低成本。
3.2规模化效应将有助于显著降低成本 燃料电池成本结构中除少量的氢气供给和车身材料外，各种系统和燃料电堆构成了燃料电池80%以上的成本。从全球燃料电池的发展来看，产量的增长形成规模化效应，系统成本和电堆成本平摊至每一单位时将显著下降。根据DOE数据显示，当电堆产量达到50万套的情况下，电堆成本有望降低到19美元/kw，系统成本有望降低到45美元/kw。 以广东国鸿为例，其于2016年5月签署引进加拿大巴拉德9SSL电堆生产线技术，并在国内建设年生产2万台电堆(30万kW)和5000套系统的生产线，生产线于2017年7月1日正式投产。 9SSL系列燃料电池电堆是为交通领域设计的液冷式电堆产品，能够满足车用车载动态特性要求。它具有良好的单电池均一性，工作寿命超过2万h，最长寿命超过2.5万h。巴拉德9SSL系列电堆产品自2009年生产至今已累计生产电堆超过10,000台，部署量达到320MW，产品的成熟性已经过充分的市场验证。2018年出货1100多套，市占率约70%。2018年广东国鸿电堆成本为6000元/kw，电堆降本空间较大，未来两年预计可降低60%，至2400元/kw。 3.3 催化剂和双极板规模化降本难 燃料电池成本高的原因一方面是因为技术难度高，另一方面是量比较少，随着燃料电池量的增加，成本逐步降低。膜电极成本高昂的重要原因是其催化剂贵金属Pt。燃料电池零部件的成本主要来源于原材料与加工费用，美国Strategic Analysis公司发布的报告显示，在目前技术水平下，除催化剂和双极板之外，其他零部件都具有较强的规模效应，加工成本主导的部件(如质子交换膜、气体扩散层)的成本可通过规模化生产来降低，随着燃料电池产量规模的扩大在燃料电池成本构成中占比不断缩小。但材料成本占主导的催化剂难以通过规模化量产实现大幅度降本。 3.4压缩机等部件降本空间比较大 根据DOE数据显示，电池组及压缩机、加湿器及其他配件构成的整体燃料电池系统而言，以压缩机为主的其他组件同样尚有成本压缩空间。降到 30 美元/kW 的成本下降预期路径中，电池组和其他组件成本基本各占一半。最后，在量产假设下的充分摊薄成本构成中，材料以外的成本约占 1/4。 3.5氢气环节具有较大降幅空间 未来燃料电池作为新能源主力，对氢能需求会与日俱增。氢能的产业链主要包括制氢、加工、储存、运氢、加注等环节，由于氢的密度极低，因此在各个环节的成本均比较高。比较日本和我国的加氢站氢气售价价格组成可以发现，影响日本氢气售价的最主要的两个因素是氢气成本（约占38%）和加氢站固定成本（约占26%），而影响我国氢气售价最主要的因素是氢气成本（约占65%）。我国氢气生产可以通过产业链各个环节缩减成本。短期内，由于高额补贴存在，选择合适的氢源，并降低氢气运输与储藏的成本，是最适当的选择；长期中，随着行业的发展和补贴额度的下降，通过提高关键设备的国产化率水平来降低加氢站的建设成本则是未来加氢站降本的明智之选。
4.各个环节成本测算和横向对比 4.1铂用量仍下降空间 目前铂金的价格在逐步下降，领先的工业化水平下每100kW 燃料电池催化剂消耗 Pt在30g左右（略高于DOE测算的理论水平）。以国内燃料电池汽车水平为例，按功率 100kW计，单车Pt 的需求量为 30g，合单车催化剂成本超过 6000 元人民币。燃油车的尾气清洁催化剂同样对 Pt 存在需求，目前的水平大约在 5-10g/辆。丰田Marai0.175g/kw和国内0.3g/kw的水平对比来看，铂用量仍有一定的下降空间。 4.2氯碱制氢产能最大，成本较低 目前工业制氢主要有四种方法，一是采用化石燃料制取氢气（天然气为主），天然气裂解制氢是在一定压力、高温及催化剂的作用下，天然气和水蒸气发生反应，终生成氢气和二氧化碳等，在从生成物中提取产品氢气。二是从化工副产物中提取氢气（焦炉气为主），焦炉气制氢技术是采用变压吸附的工艺，从炼焦行业副产的焦炉气中提取纯氢。三是采用来自生物的甲醇甲烷制取氢气，甲醇裂解制氢是甲醇和水混合，在高温变成蒸汽的情形下由催化剂催化生成氢气和二氧化碳等，然后从生成物中提取产品氢气。四是利用太阳能、风能等自然能量进行水的电解。从全球制氢来源来看，天然气制氢采用最多，醇类制氢次之，分别达到了全球产氢量的48%和30%。从国内产能来看，氯碱制氢产能最大，达到76万吨/年。
氯碱制氢具备经济性和环保性。从经济性角度，制氢的成本很大程度上取决于原料的成本，目前煤气化制氢成本最低，电解水成本最高。根据上海国际能源创新中心的数据，目前煤气化制氢的成本最低，其次是天然气制氢，为 2.00 美元每千克，甲醇裂解 3.99 美元每千克，成本最高的是水电解，达到 5.20 美元每千克。相对于石油售价，煤气化和天然气重整已有利润空间，而电解水制氢成本仍居高不下。 2015年，我国氯碱厂产能为3961万吨，产量为3028.1 万吨。根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为 40:1，理论上将产生氢气75.7万吨，即85亿Nm3氢气，理论上可以供 243 万辆乘用车使用。但考虑氯碱厂区域分布、运输距离、期间损耗及不同车型的耗氢量，几十万辆的规模问题不大。 氯碱制氢可以满足短期氢能需求。按照相对乐观的2025年15万的保有量，其中客车10万辆，货车5万辆来计算，2025年氢能需求为65万吨，小于氯碱制氢产能76万吨的水准。 4.3 加氢站投资额相对较高 造成我国加氢站数量少的最大阻碍是加氢站建设的高昂成本。加氢站的主要设备：包括储氢装置、压缩设备、加注设备、站控系统等，其中压缩机占总成本较高（约30%）。加氢站的关键设备及零部件在我国还没本土化、自主化和批量化生产,也是加氢站建设成本高昂的重要原因之一。除了建设成本之外,土地成本也是制约加氢站发展的重要因素。建设加氢站需要申请,而且只有申请商业用地才能在建成后公开运营。目前设备制造的发展方向主要是加速氢气压缩机的国产化进程，从而降低加氢站的建设成本，促进氢能产业链的发展。横向对比来看，加氢站的建设成本较高，单个加氢站达到1500万元，目前远高于加油站、充电站、甲醇站等能源补给站。 按照日加氢300kg测算，加氢站预计4-5年可收回成本。一个安装了10个60KW充电桩的充电站初始投资额为97万，政策补贴金额为30万，以每年53万度的充电需求量测算，动态投资回报周期为5.31年。加氢站初始投资金额为1500万，国家补贴额为400万元，以每年109500kg的加氢需求量测算，动态投资回收周期为4.23年。在前期高额的补贴政策支持下，我国加氢站建设有望逐渐显现经济效应。 1000kg/d的加氢站日加氢300-400kg/d基本可实现盈亏平衡。功率为60kw的充电桩利用率较低时，营业收入无法覆盖营业成本。当利用率每提升1%，净利润将快速增长。当利用率超过5%时，充电站的盈利能力远远大于加氢站盈利能力。日加氢能力为1000kg的加氢站因收费价格较高，前期利用率较低时，净利润亏损相比于充电站运营较低。当加氢站利用率达到40%时，平均净利润由负转正。 4.4运营环节尚无成本优势 期初采购成本来看，由于新能源补贴政策退坡，当前过渡期内，电动汽车、油车、燃料电池汽车三者的初期购置成本大概相当。按照电车百公里耗电30kwh，度电成本1.2元；燃料电池加氢气40元/kg；百公里消耗氢气2.5kg；油车百公里消耗柴油18L，1L价格为6.1元来测算运营成本，燃料电池汽车预计到2020年尚无优势。 4.5全生命周期成本对比测算 我们按照8年使用周期进行测算，考查在全生命周期内电车、燃料电池汽车和油车三者的成本。能耗成本方面，电车1.2元/度，百公里耗电30度；燃料百公里消耗氢气2.5kg，氢气价格40元/kg和20元/kg；柴油车百公里消耗柴油18L，单价6.1元/L。目前燃料电池和纯电车全生命周期运营成本相较于油车已经具备优势；当氢气价格为20元/kg的时候，电车和燃料电池汽车成本相当。 膜电极具有较大降本空间。当前国内燃料电池系统成本大约为12000元/kw，电堆成本大约为7000元/kw，我们按照产量分别为1000、10000、500000万套时，对各个环节成本拆分，我们预计在规模化效应下，电堆成本相较于系统集成成本将更为快速降低，从各个环节来看，膜电极具有较大的降本空间。 5.投资建议 建议关注潍柴动力（巴拉德大股东并获得国内新一代技术授权）、雄韬股份（催化剂、双极板等全产业链布局。
6.风险提示 能源补贴政策出现调整，新能源车销量不达预期；上游原材料价格出现波动，燃料电池汽车推广不及预期影响公司业绩增速。
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