温馨提示：报告内容较长，本文仅节选部分内容，如需原文档，可在PC端登（www.）搜索下载“氢能源行业”。为何各国政府大力推广氢能产业？氢能产业万亿市场空间可期，占能源消费比重或持续提升。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》，2020/2030 年氢能源产业链目标市场空间将分别达 3000/10000 亿元，能源形式利用氢规模将分别达到 720 亿立方米/年和 1000 亿立方米/年。国际氢能委员会预测到 2050 年全球氢能产业链产值将达到 2.5 万亿美元，占能源比重约为 18%。 氢能源是传统能源和新能源的互联媒介，有望成为未来能源消费的主体。氢能源是支撑未来能源清洁转型的二次能源，也是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。 安全性高于燃油车、锂电池车。在开放空间内碰撞,氢燃料电池汽车的安全性要好于天然气汽车或汽油汽车。首先，由纤维缠绕的复合材料存储罐在不破裂的情况下能承受内部 70Mpa 超高压力，和外部 140Mpa 超高压力，降低了由于碰撞导致氢气大量泄漏的风险；第二，由于氢气扩散很快，浮力很大，一旦泄漏可以很快扩散，减少了碰撞后着火的风险；第三，由于燃料电池比内燃机的效率高，所以对于给定的车辆行驶里程，燃料电池汽车只需装载 40%的燃料；最后，在 FCV 的设计中，每辆车要安装一个惯性开关，在发生碰撞的情况下，电磁阀会同时切断氢气供应和蓄电池的电流。在隧道中发生碰撞，氢燃料电池汽车和天然气汽车一样安全，比汽油和丙烷汽车更安全，关键的问题是开发一种有效的气味剂和火焰增强剂，而对燃料电池无害。 技术革新、政策支持和市场普及是氢能产业实现规模化的关键。根据《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》，我国将于 2020 年实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用。我们认为发展氢能源产业面临前所未有的机遇：一是技术革新，大规模低成本制氢路径选择、低成本储运氢气、贵金属成本高、催化剂易中毒等问题已经有改善的技术；二是政策支持，配套政策和资金有利于解决加氢站前期资金投入大、氢站运营的安监审批难等问题。三是市场普及，氢能终端使用成本降低至比汽油便宜指日可待，消费者对于氢燃料汽车的有效需求将大幅提升，进而促进整个产业的快速发展。 我国燃料电池汽车进入导入期，电池关键零部件处于示范应用阶段。我国燃料电池汽车最早应用于 2008 年北京奥运会的 23 辆客车，以及 2010年上海世博会的 196 辆客车。2015 年 12 月首辆燃料电池商用车上市出售。目前燃料电池汽车保有量接近 3000 辆，加氢站约 30 座，已步入导入期。在燃料电池技术领域，我国已经掌握了诸如电催化剂、质子交换膜、双极板材料等关键技术，与国外先进水平保持同步，但在关键零部件规模生产和电堆批量组装及相关性能指标，我国还落后于世界先进国家。目前国内车用燃料电池成本仍高达 5000 元/kW，整车成本远高于动力电池汽车和燃油车。燃料电池成本高主要是由于燃料电池组产量低，使得单价居高不下。 产量规模效应，燃料电池系统成本有望下降至 40 美元/kW。据美国能源部（DOE）测算，随着生产规模的扩大化，燃料电池系统的成本将大幅下降。基于 2020 年的技术水平，在年产 50 万套 80kW 电堆的规模下，质子交换膜燃料电池系统成本可降低到 40 美元/kW（约合 260 元/kW），即 80kW燃料电池汽车的电池系统总价约 2 万元。 全球燃料电池出货量和产值有望继续高速增长。据 The Fuel Cell Industry Review 的数据，2017 年全球燃料电池的出货量达到 670MW，同比增长30%，其中PEMFC质子交换膜燃料电池占比最高，出货量466.7MW。据中商产业研究院数据，2017 年中国燃料电池出货量约为 16MW，同比增长 18.5%，2018 年达到 20.3MW，同比增长 26.9%，增长趋势提升。据日本富士经济社的数据，2018 年全球燃料电池系统的市场规模达到 2184亿日元（折合 132 亿元），亚洲市场（中国和韩国）规模 45 亿日元（折合 2.7 亿元）。在基础设施开发和技术示范推广后，亚洲市场将迅速扩大，预测至2030年市场规模将扩大50倍，达到2230亿日元（折合134亿元）。 各国纷纷推出氢燃料电池车补贴政策和规划，加快产业化进程。西方各国纷纷推出产业扶持和规划等相关政策，从基础科学研究、购置补贴、基础设施建设、战略联盟等各个方面对行业的发展进行推动。政策包括两方面：供给端政策主要是加大氢燃料电池车型的研发投入奖励，加快加氢站等相关配套设施建设等。需求端政策主要是购车补贴，税收优惠等措施。
2001-18 年我国氢燃料电池汽车产业政策主要集中在需求端和基础科研攻关。2001 年以来，我国出台多项针对燃料电池和氢能源产业的政策和法规。以 2001 年“863”计划为始，中国在燃料电池和氢能源科研上面提供科研经费，进入了初步筹备的萌芽阶段，为商业化和产业化做尝试和准备；2009-2018 年，尽管在补贴力度大于锂电的政策优惠条件下，由于早期燃料电池技术处于压制的状态，中国的核心材料国产化程度低，成本降低困难，且产业化所需的加氢站等基础设施稀少，与锂电池的不断降低成本和提升的性能来对照，燃料电池车没有体现出与纯电动汽车相当的快速成熟性。 我国氢能源产业处于导入期，技术和政策支持需要持续发力。目前我国氢站建设处于导入阶段。加氢站建设成本、运营成本高，后期收益慢，单个产业和个体企业难以独立承担。
我国氢燃料电池汽车的补贴力度大于纯电动车，可弥补造车成本的差距，未来将保持一定强度的财政补贴。从单辆新能源车补贴数额来看，2013年至今我国氢燃料电池汽车的补贴力度均远超纯电动车，其中燃料电池乘用车补贴金额 20 万元。从补贴的边际变化来看，我国锂电池汽车补贴逐步退坡，2020 年新能源汽车财政补贴完全退坡后，氢能及燃料电池将成为唯一获得补贴的动力电池技术路线。中国科学技术协会主席万钢在第三届国际氢能与燃料电池汽车大会上发表主旨演讲时透露，2020 年后氢能及燃料电池汽车将保持一定强度的财政补贴的同时，在实施汽车积分制和相应奖励制度的基础上，将形成碳交易制度，以市场化来支持氢能源发展。
二、终端用氢成本降低依赖多元化供氢体系 作为汽车终端能源，年需求量将达百万吨级。当前氢燃料电池汽车终端用氢价格在 35~50 元/kg。随着用氢规模扩大以及技术进步，用氢成本将明显下降，预计未来终端用氢价格将降至 25~40 元/kg。因此按照百公里用氢 1kg 计算，燃料电池乘用车百公里用能成本略低于燃油车，但是要比动力电池乘用车百公里用电价格高（居民用电约百公里 10 元，工商业用电百公里约 20~30 元）。
供氢成本降低的关键环节在何处？ 制氢：化工副产成本最低（8 元/kg），降成本空间不大。 我国终端用氢成本中制氢成本约占 50%，有较大降幅空间。我国终端用氢成本约 40-80 元/kg，与日本差别不大，其中氢气生产成本占比 50%，运输占比 20%。从成本占比结构看，我国氢气生产成本远高于日本，主要原因是氢气利用于交通运输领域仍处起步阶段，配套储运基础设施尚未完善，导致工厂副产氢气因运输半径和成本原因，难以有效利用，最终导致终端氢价较高。
工业副产氢可利用规模近千万吨。工业副产气制氢主要是从氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、丙烷脱氢装置副产气、乙烷脱氢装置副产氢、合成氨产生的尾气、炼油厂副产尾气中进行提纯制氢。装置副产氢实际产量受主产品开工率影响。理论上，2018 年氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、丙烷脱氢装置副产气、乙烷脱氢装置副产氢可利用规模为 83万吨、733 万吨、30 万吨和 27 万吨。未来 PDH 和乙烷脱氢将新增产能接近 1500 万吨，可利用的副产氢气规模有望新增百万吨。 电解水制氢成本高，可实现分布式制氢。电解水制氢可以有效地消纳风电、光伏发电等富余电力。目前每生产 1 立方米常温常压氢气需要消耗电能大约 5~5.5kWh，采用最便宜的谷电制氢（如 0.3 元/kWh），加上电费以外的固定成本（约 0.3~0.5 元/m3），综合成本在 1.8~2.0 元/m3，即制氢成本为 20~22 元/kg；如果是利用当前的可再生能源弃电制氢，弃电按 0.1 元/kWh 计算，则制氢成本可下降至约 10 元/kg，这和煤制氢或天然气制氢的价格相当；但是电价如果按照 2017 年的全国大工业平均电价0.6元/kWh计算，则制氢成本约为38元/kWh，成本远高于其他制氢方式。随着电解水制氢技术的不断发展和成本的逐渐降低，电解水制氢将能逐渐满足商业化的要求，实现分布式制氢。未来，既可以集中制氢、区域供氢，也可以单个加油站建设小型电解水制氢装置，实现氢能源智慧互联。 制氢技术正向在可再生能源制氢转变。可再生能源电力电解水制氢可获得零排放氢气。太阳能制氢技术（光催化、光热解）是未来理想的制氢技术，但受制于转换效率和成本等问题，预计 2030 年前难以实现规模化。目前，可再生能源（弃电）发电、生物质能气化路线成本均略高于轻烃副产或煤气化路线，且技术尚不成熟，未大规模应用。但日、美等国均将该路线作为长期优先发展的路线，其原因一是环保，二是能源利用可持续，三是可分布式生产，运输成本低。 高压气态储氢已商业化，占比储氢方式的 90%。储氢分为高压气态、低温液态、固态储氢和有机液态储氢等，高压气态储氢和液氢储氢技术已规模应用，固态储氢和有机氢化物液态储氢等技术仍处研发阶段。高压气态储氢是现阶段经济、实用的储氢方案，70MPa 高压气态储氢 VI 型瓶已商业化应用。目前国内已建和在建的加氢站一般都采用的是长管气瓶组储氢设备。高压气态储氢容器，具有结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快等优点，但也存在着安全性能较差和体积比容量低等不足。 我国长距离管道输氢处于起步阶段。目前我国氢源多集中在东部沿海地区。氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输，比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级的用户。气氢管道运输应用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。管道输送方式以高压气态或液态氢的管道输送为主。管道“掺氢”和“氢油同运”技术是实现长距离、大规模输氢的重要环节。全球管道输氢起步已有 80 余年，美国、欧洲已分别建成 2400km、1500km 的输氢管道。我国已有多条输氢管道在运行，如中国石化洛阳炼化济源—洛阳的氢气输送管道全长为 25km，年输气量为10.04×104t；乌海—银川焦炉煤气输气管线管道全长为 216.4km，年输气量达 16.1×108m3，主要用于输送焦炉煤气和氢气混合气。
我国加氢站数量暂居全球第四，规划建设进度有望加快。据 OFweek 的数据，截至 2018 年底，全球共有 369 座加氢站，新增 48 座。日本最多，总数 96 座；德国第二，达到 60 座；美国第三，有 42 座，中国排名第四，在运营 15 座，已建成 22 座，80%的加氢站集中在广东、上海、江苏、湖北、辽宁五个省份地区。规划到 2020 年，全球加氢站保有量将超过 435座，2025 年有望超过 1000 座，日本、德国和美国分别达到 320、400 和100 座，挪威、意大利和加拿大约 5-7 座。据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，对我国中长期加氢站建设和燃料电池车辆的发展目标做出了规划，我国计划在 2020、2025、2030 年分别建成 100、300和 1000 座加氢站，政府、产业联盟和企业将共同参与。
加氢规模扩大、综合建站有望降低建设成本。据 DOE 可再生能源实验室（NREL）的数据，单站加氢能力 450kg/天的加氢站建设成本折合人民币约 1800 万元，氢气成本 32 元/kg；大型的加氢站（1500kg/天）建设成本约 2800 万元，单位加氢能力的建设成本可以下降 50%，氢气成本 22元/kg。国内加氢站、加油站、加气站、充电站“四站联建”的综合能源站模式目前处于可行性研究和试点阶段，有望降低单一加氢站的投资成本，加速加氢站的规划布局。随着国家政策对氢燃料电池车的持续支持及各地区加氢站建设补贴的陆续出台，中国加氢站建设从前期的日加注量 200kg 逐渐向 500kg 甚至 1000kg 以上增加。 三、如何把握氢能板块的投资机会？ 目前中国氢能产业与 2013 年锂电池政策环境、技术条件和产业资本参与度极为相似。氢能产业正在取得政策自上而下的资金支持，审批程序有望放宽，技术产业化条件成熟，企业加快布局上下游，市场投融资热度持续上升。 氢能源板块上游具有更强的α属性，具有氢资源和加氢站的上市公司有望率先获得超额收益。长期看上游：上游氢资源具有消费品属性。氢资源不同于锂资源或锂电池，作为一次性燃料难以大规模存放，具有一定的消费品属性，需求的快速爆发能创造更确定性高，持续性更长的 α 价值；中短期看中游：中游加氢站等基础设施投资建设壁垒远高于充电桩，政策补贴力度也更大。因此，中短期内有资金实力的企业有望率先脱颖而出，存在一定的估值溢价。但长期来看，随着基础设施和装备的陆续建成使用，中游难以获得更高的超额收益。 石化央企具有氢能全产业链布局的优势。以中石化、中石油、中海油、浙石化等公司拥有上游氢资源优势，以及下游大量传统加油站和完善的供应链体系，加氢站的改建有天然的场地优势和供应成本优势。中石化3 月 25 日在 2018 年报中首次加入“推动加氢站、充换电站取得实质性突破”。目前中国石化氢气年产量达 200～300 万吨，未来氢气成本可低至 20 元-30 元/kg。产氢方式主要为三种：制氢装置产氢、炼油重整副产氢、乙烯生产副产氢，氢气纯度高，具备大规模生成能力，可保证充足气源供应。中国石化在加氢站建设方面已做出总体部署和安排，积极推进加氢站建设。完善的油站网络可有效缓解加氢站用地及审批压力，丰富的安全生产管理经验有助于加氢站安全运营，充足的石化资源和熟练的制氢技术可有效支持氢能生产与供应；2018 年 10 月，浙江省石油股份有限公司计划到 2022 年，建成 700 座集油、气、电和氢能为一体的数字化综合供能服务站；到 2025 年，扩大到 1000 座。 民企设备商加大投入，布局氢站建设。卫星石化、美锦能源、鸿达兴业、京城股份等数家公司公告参与加氢站建设。具备氢气产能、资金实力、相关设备研发技术的企业，有望凭借自身优势，向氢能源产业链中下游布局。
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