鉅大LARGE | 點擊量：957次 | 2019年03月19日
基礎(chǔ)設(shè)施先行，加氫站和氫氣產(chǎn)業(yè)鏈率先受益
基本結(jié)論：
■燃料電池汽車由于能量密度高的優(yōu)勢被普遍認可將成為中國交通領(lǐng)域電動化的重要組成部分，尤其在重載+高續(xù)航領(lǐng)域，而隨著越來越多關(guān)鍵零部件的國產(chǎn)化，燃料電池成本迅速下降，經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)，行業(yè)爆發(fā)就在最近兩年。
■加氫站和氫氣為代表的基礎(chǔ)設(shè)施的完善是燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展與普及的前提：
氫氣：便捷地獲得低成本的氫氣成為燃料電池行業(yè)能否順利發(fā)展的關(guān)鍵，行業(yè)早期的采用氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫加上氣氫拖車運輸可以解決需求；隨著需求增加，天然氣與煤炭制氫未來也將成為重要的過渡解決方案；而未來隨著光伏等可再生能源發(fā)電成本逐漸下降，光伏+燃料電池反向制氫或高效電解水裝置將成為主流，將大大改變整個能源結(jié)構(gòu)。
目前氫氣供應(yīng)商區(qū)域性強，相對分割，未來隨著氫氣需求增加、氫氣按照能源氣體管理，大型能源巨頭將在其中扮演重要角色，屆時氫將成為像現(xiàn)在的石油一樣重要的大宗能源品。目前有氫氣的企業(yè)主要是氯堿化工企業(yè)和焦化企業(yè)，如華昌化工、美錦能源、濱化股份等。
符合Exic IIB T4 Gc防爆標準
充電溫度：0~45℃
-放電溫度：-40~+55℃
-40℃最大放電倍率：1C
-40℃ 0.5放電容量保持率≥70%
加氫站是燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施，目前有大型公共加氫站和小型自制氫加氫站兩種方案，而以前者為主，后者包括本田的SHS系統(tǒng)目前由于成本問題還未能普及。加氫站行業(yè)發(fā)展需要解決資金、法規(guī)、盈利模式三方面問題，目前都已經(jīng)初步有了解決方案。
加氫站設(shè)備：目前國內(nèi)2018年已經(jīng)建設(shè)了35Mpa加氫站十幾座，出貨量超過20個站，70Mpa站也具備生產(chǎn)能力，設(shè)備方面，除部分核心零部件從國外進口外，基本都可以國產(chǎn)化。主要加氫站供應(yīng)商包括富瑞氫能、華氣厚普等，加氫站建設(shè)運營的有上海氫楓等企業(yè)。
投資建議：
■加氫站和氫氣作為燃料電池產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施，具備長期投資價值，我們認為加氫站及關(guān)鍵設(shè)備、加氫站運營、氫氣都將成為巨大的市場，短期設(shè)備機會更大，長期看氫氣市場規(guī)模驚人。相關(guān)公司方面，推薦年產(chǎn)5億方焦化副產(chǎn)氫氣的美錦能源（000723.sz）、加氫站供應(yīng)商厚普股份（300471.sz）、國內(nèi)加氫站主要供應(yīng)商富瑞氫能（未上市），建議關(guān)注京城股份（600860.sh）、濱化股份（601678.sh）。
風險提示：
■燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展不達預(yù)期的風險。1）燃料電池相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)進度和國產(chǎn)化水平不及預(yù)期，造成成本下降緩慢，影響行業(yè)發(fā)展；2）加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)進度和數(shù)量不及預(yù)期，影響下游車輛落地；3）國家對產(chǎn)業(yè)支持力度不及預(yù)期風險。
中國燃料電池進入產(chǎn)業(yè)化階段
萬億級產(chǎn)業(yè)拉開序幕
>>氫燃料電池技術(shù)滿足產(chǎn)業(yè)化需求，能源革命開啟
目前的燃料電池從壽命、性能、資源和成本等方面已經(jīng)達到產(chǎn)業(yè)化條件，滿足下游交通和備電等領(lǐng)域應(yīng)用：（1）燃料電池車輛壽命和運營里程達到傳統(tǒng)汽柴油車水準，在英國和美國均有燃料電池公交車（FCEB）運營壽命超過2.9萬小時，無需大修或更換燃料電池組；（2）低溫啟動溫度可以達到-30℃；（3）鉑金催化劑用量較小，未來不會引起鉑金資源短缺，目前國際先進催化劑耗鉑水平可達到0.125g/kW，未來單車鉑金用量可以低于5g，與傳統(tǒng)柴油車尾氣催化劑鉑用量相當，并且催化劑在往低鉑和無鉑方向發(fā)展；（4）成本快速下降，日韓燃料電池汽車預(yù)計2025年能達到傳統(tǒng)內(nèi)燃機車成本水平；（5）氫耗與油耗成本持平，并且隨著規(guī)模擴大，氫氣成本存在較大下行空間。
氫燃料電池具有零排放、零污染的特性，被認為是未來清潔環(huán)保的理想技術(shù)，是終極新能源動力解決方案。燃料電池本質(zhì)上是發(fā)電機，下游應(yīng)用場景廣泛，可以應(yīng)用于交通領(lǐng)域和發(fā)電領(lǐng)域等。我們認為燃料電池發(fā)展將掀起一輪能源革命，氫將取代一部分石油，成為能源體系中的重要一環(huán)，未來氫燃料電池市場規(guī)?？蛇_萬億級別。
>>國家政策循序漸進，地方政府積極推動
中國對于燃料電池發(fā)展支持處于循序漸進狀態(tài)，我國從2001年就確立了“863計劃電動汽車重大專項”項目，確定三縱三橫戰(zhàn)略，以純電動、混合電動和燃料電池汽車為三縱，以多能源動力總成控制、驅(qū)動電機和動力蓄電池為三橫。近期隨著燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展逐漸成熟，中國在燃料電池領(lǐng)域的規(guī)劃綱要和戰(zhàn)略定調(diào)已經(jīng)出現(xiàn)苗頭，支持力度逐漸加大，政策從產(chǎn)業(yè)規(guī)劃、發(fā)展路線和補貼扶持全方位支持燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
產(chǎn)業(yè)規(guī)劃：2016年11月29日，《“十三五”國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》提出系統(tǒng)推進燃料電池汽車研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化。加強燃料電池基礎(chǔ)材料與過程機理研究，推動高性能低成本燃料電池材料和系統(tǒng)關(guān)鍵部件研發(fā)。加快提升燃料電池堆系統(tǒng)可靠性和工程化水平，完善相關(guān)技術(shù)標準。推動車載儲氫系統(tǒng)以及氫制備、儲運和加注技術(shù)發(fā)展，推進加氫站建設(shè)。到2020年，實現(xiàn)燃料電池汽車批量生產(chǎn)和規(guī)?；痉稇?yīng)用。
發(fā)展路線：2016年10月，汽車工程年會發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》中指出，到2020年燃料電池汽車在公共服務(wù)領(lǐng)域的示范應(yīng)用要達到5000輛的規(guī)模；到2025年，實現(xiàn)氫燃料電池汽車的推廣應(yīng)用，規(guī)模達到5萬輛；到2030年，實現(xiàn)氫燃料電池汽車的大規(guī)模推廣應(yīng)用，氫燃料電池汽車規(guī)模超過１百萬輛。
補貼扶持：2016年12月30日財政部、科技部、工業(yè)和信息化部和發(fā)改委發(fā)布的《新能源汽車推廣補貼方案及產(chǎn)品技術(shù)要求》中規(guī)定除燃料電池汽車外，各類車型2019-2020年中央及地方補貼標準和上限，在現(xiàn)行標準基礎(chǔ)上退坡20%，對燃料電池汽車補貼延續(xù)至2020年不退坡，對于燃料電池乘用車，給予20萬元/輛補貼；對于燃料電池小型貨車、客車，給予30萬/輛補貼；對于燃料電池大中型客車，中重型貨車，給予50萬/輛補貼。2018年發(fā)布《關(guān)于調(diào)整完善新能源汽車推廣應(yīng)用財政補貼政策的通知》，燃料電池汽車補貼基本保持不變。
地方政府中，富氫優(yōu)勢、棄電較多或者產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先為代表的地區(qū)重視燃料電池發(fā)展。多地市興建氫能產(chǎn)業(yè)園區(qū)，氫能小鎮(zhèn)和產(chǎn)業(yè)集群等，推動燃料電池公交、物流車示范運營，截至目前超過20地市明確推動氫燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展。目前僅上海、武漢、山東、蘇州、張家口、佛山、鹽城和大同等地規(guī)劃顯示，到2020年燃料電池汽車數(shù)量將超過1.5萬輛。
>>中國燃料電池浪潮開啟，遠期萬億規(guī)?？善?/strong>
中國燃料電池產(chǎn)業(yè)目前與2012年鋰電池極為相似，政策自上而下支持，技術(shù)達到產(chǎn)業(yè)化條件，產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化進程開啟，企業(yè)加快布局速度，資本市場投融資熱度持續(xù)上升。
中國燃料電池汽車發(fā)展路徑明確：前期通過商用車發(fā)展，規(guī)?；档腿剂想姵睾蜌錃獬杀?，同時帶動加氫站配套設(shè)施建設(shè)，后續(xù)拓展到私人用車領(lǐng)域。優(yōu)先發(fā)展商用車的原因在于：一方面公共交通的平均成本低，而且能夠起到良好的社會推廣效果，形成規(guī)模后帶動燃料電池成本和氫氣成本下降；另一方面商用車行駛在固定的線路上且車輛集中，建設(shè)配套的加氫站比較容易。當加氫站數(shù)量增加、氫氣和燃料電池成本降低時，又會支撐更多燃料電池汽車。
2017年是中國燃料電池汽車元年，全國燃料電池汽車產(chǎn)量達到1272輛。2018年燃料電池汽車商業(yè)化運營的元年，產(chǎn)量達到1619輛，目前國家補貼到2020年不退坡，在國家和地方補貼的支持下，燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)開啟以補貼為基石的內(nèi)生性增長時代。
截止2018年底，全國投入運營車輛約694輛，其中公交234輛左右，物流車約300輛，輕客160輛。其中，燃料電池物流車在上海已經(jīng)開展商業(yè)化運營，目前在運營數(shù)量達到300輛左右，運營里程超過400萬km，用戶包括京東、申通快遞、盒馬鮮生、宜家等物流用戶。
我們預(yù)計隨著成本的持續(xù)下降，產(chǎn)業(yè)規(guī)模將得到迅速擴大，行業(yè)將在未來十年迎來百倍增長，到2030年燃料電池汽車市場規(guī)模達到5000億，車用燃料電池市場規(guī)模達到1200億，遠期燃料電池汽車和熱電聯(lián)產(chǎn)等市場規(guī)?？蛇_萬億。
2017-2020，燃料電池產(chǎn)業(yè)處于商業(yè)化運營的導(dǎo)入期，產(chǎn)業(yè)在政府補貼扶持下實現(xiàn)盈利。同時燃料電池成本與氫氣成本隨著規(guī)模擴大而穩(wěn)步下降，預(yù)計到2020年，系統(tǒng)成本可低于6000元/kW，富氫地區(qū)氫氣售價可達30元/kg，燃料電池汽車產(chǎn)銷量達到萬輛。
2021-2025，燃料電池進入快速增長期，產(chǎn)業(yè)在合理補貼退坡情況下實現(xiàn)盈利。到2025年系統(tǒng)成本達到2000元/kW，氫氣售價降低到28元/kg，燃電池汽車產(chǎn)銷量達到25萬輛。
2026-2030，燃料電池進入爆發(fā)期，產(chǎn)業(yè)無需補貼可以實現(xiàn)內(nèi)生性增長。到2030年系統(tǒng)成本不高于1000元/kW，氫氣售價23元/kg，燃料電池汽車產(chǎn)銷量達到150萬輛以上，燃料電池汽車市場規(guī)模達到5000億。
基礎(chǔ)設(shè)施是產(chǎn)業(yè)痛點
加氫站搭臺奠定基礎(chǔ)
>>加氫站引發(fā)重視，業(yè)界呼吁推動基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展
國內(nèi)燃料電池汽車的發(fā)展仍處于導(dǎo)入期階段，主要制約因素在于兩個方面：一是基礎(chǔ)配套設(shè)施不完善（加氫站少），二是燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化程度有待提升，目前電堆產(chǎn)業(yè)鏈達到50%，成本依然較高。
加氫站之于燃料電池汽車，猶如加油站之于傳統(tǒng)燃油汽車、充電站之于純電動汽車，是支撐燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展必不可少的基石。燃料電池汽車的發(fā)展和商業(yè)化離不開加氫站基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)。若沒有完善的加氫站基礎(chǔ)設(shè)施布局，則很難支撐起燃料電池車應(yīng)用規(guī)模的擴大，因此加氫站的建設(shè)是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵因素。
國內(nèi)加氫站較少，建設(shè)速度需要繼續(xù)提升。2016年初全國運營加氫站只有3座，北京永豐、上海安亭和鄭州宇通。經(jīng)歷2年多的發(fā)展；目前正在運營的超過19座，分別位于北京、上海、江蘇、大連、安徽、河南、廣東等地。2018年開工建設(shè)的加氫站23座，規(guī)劃加氫站44座。雖然這兩年加氫站建設(shè)提速，但是相對于氫燃料電池產(chǎn)業(yè)需求，加氫站數(shù)量遠遠不夠。
加氫站缺乏現(xiàn)狀引起產(chǎn)業(yè)界關(guān)注，2019年兩會期間，眾多能源巨頭和車企和高管均有推動加氫站建設(shè)建議，主要包括：（1）制定加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施規(guī)劃；（2）健全加氫站建設(shè)、規(guī)范和審批制度；（3）加大加氫站補貼力度。
>>加氫站工作原理和建設(shè)模式
現(xiàn)有加氫站技術(shù)來源于天然氣加氣站，有兩種建設(shè)方式：1）站內(nèi)制氫供氫加氫站技術(shù)；2）外供氫加氫站技術(shù)。中國加氫站以外供氫路線為主。
1）站內(nèi)制氫加氫站技術(shù)：來源于天然氣管網(wǎng)標準加氣站原理，即加氫站內(nèi)有制氫設(shè)備（如天然氣重整制氫）產(chǎn)生氫氣（相當于天然氣管道輸送來的氣源）和加氣站設(shè)備的組合。
2）外供氫加氫站技術(shù)：來源于天然氣母站和子站原理，即從外面工廠(相當于母站提供氣源)經(jīng)加氫站(子站)二次加壓完成對外加氣。
加氫站的工作原理（以外供氫加氫站為例）：氫氣通過管束槽車運輸至加氫站，經(jīng)由氫氣壓縮機增壓后儲存至站內(nèi)的高壓儲罐中，再通過氫氣加氣機為燃料電池汽車加注氫氣。當管束槽車的壓力足夠高時，可從槽車中直接給車輛加氫；壓力不夠部分從氫氣高壓儲罐中給汽車進行補充氫氣。
實際操作中，氫氣儲罐可由多個壓力級別不同的儲罐并聯(lián)而成，先將低壓儲罐中的氫氣用于加注，直到低壓儲罐與車載容器達到壓力平衡，再換為高壓儲罐進行加注。
>>加氫站核心設(shè)備依賴進口，國產(chǎn)化逐步開啟
加氫站的主要設(shè)備：包括儲氫裝置、壓縮設(shè)備、加注設(shè)備、站控系統(tǒng)等，其中壓縮機占總成本較高（約30%）。目前設(shè)備制造的發(fā)展方向主要是加速國產(chǎn)化進程，從而降低加氫站的建設(shè)成本，促進氫能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。
高壓儲氫裝置：一般有兩種方式，一種是用具有較大容積的氣瓶，該類氣瓶的單個水容積在600L～1500L之間，為無縫鍛造壓力容器；另一種是采用小容積的氣瓶，單個氣瓶的水容積在45L～80L。從成本角度看，大型儲氫瓶的前期投資成本較高，但后期維護費用低，且安全性和可靠性較高。北京永豐加氫站儲氫裝置是美國CPI公司生產(chǎn)的TAE/EVO-121氫氣高壓儲罐。
氫氣壓縮設(shè)備：常用的氫氣壓縮設(shè)備為隔膜式壓縮機，該型壓縮機靠金屬膜片在氣缸中作往復(fù)運動來壓縮和輸送氣體。氫氣壓縮機在加氫站中占據(jù)重要地位，目前我國加氫站所采用的氫氣壓縮機仍需外購。未來國內(nèi)加氫站與生產(chǎn)壓縮機的外資企業(yè)加強合作以及加快國產(chǎn)化速度的情況下，有望將壓縮機的成本減少50%以上。
氫氣加注設(shè)備：氫氣加注設(shè)備與天然氣加注設(shè)備原理相似，由于氫氣的加注壓力達到35Mpa，遠高于天然氣25Mpa的壓力，因此對于加氫機的承壓能力和安全性要求更高。根據(jù)加注對象的不同，加氫機設(shè)置不同規(guī)格的加氫槍。如安亭加氫站設(shè)置TK16和TK25兩種規(guī)格的加氫槍，最大加注流量分別為2kg/min和5kg/min。加注一輛轎車約用3-5分鐘，加注一輛公交車約需要10-15分鐘。
站控系統(tǒng)：作為加氫站的神經(jīng)中樞，站控系統(tǒng)控制著整個加氫站的所有工藝流程有條不紊的進行，站控系統(tǒng)功能是否完善對于保證加氫站的正常運行有著至關(guān)重要的作用。
中國所生產(chǎn)的加氫站設(shè)備各項技術(shù)指標仍有欠缺，但是目前國產(chǎn)化已經(jīng)開啟，業(yè)內(nèi)企業(yè)在各領(lǐng)域均推出自主產(chǎn)品。
高壓儲氫裝置：2018年1月，安瑞科生產(chǎn)87.5MPa纏繞大容積儲氫容器用于863項目70MPa加氫站。該儲氫容器率先采用了碳纖維全纏繞增強鋼內(nèi)膽的結(jié)構(gòu)形式，解決了結(jié)構(gòu)設(shè)計、成型工藝、密封、氫脆等多個技術(shù)難題，填補了國內(nèi)空白，技術(shù)達到世界領(lǐng)先水平。
氫氣壓縮設(shè)備：北京天高和江蘇恒久機械均有隔膜壓縮機研發(fā)，北京天高壓縮機產(chǎn)品運用在國內(nèi)近十座加氫站的項目，參與了國家科技部環(huán)保新能源“863”計劃中的汽車加氫項目。
氫氣加注設(shè)備：張家港富瑞氫能加氫機取得國內(nèi)整機防爆認證，并且供應(yīng)國內(nèi)超過15座加氫站項目。上海舜華35MPa加氫機已成功應(yīng)用于世博會加氫站和大運會加氫站。
大規(guī)模低成本氫氣是產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵，氯堿制氫+氣氫拖車是當下合理路線
氫之于燃料電池，正如石油之于傳統(tǒng)汽車、鋰礦石之于電動車，為必不可少之基礎(chǔ)。燃料電池產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，便捷地獲得低成本的氫燃料成為行業(yè)能否順利發(fā)展的關(guān)鍵。氫氣的成本主要包括制氫和儲運成本，當下氫氣核心在于采取合理制氫和儲運方式。
我們認為現(xiàn)階段最佳的制氫和運氫方式搭配為：氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫+氣氫拖車運輸，其氫氣成本范圍在17.9~19.2元/kg。該氫源路線的選擇主要是基于成本和環(huán)保的角度考慮的。此外，通過測算氫氣作為燃料的經(jīng)濟性，我們得出結(jié)論：如果使氫燃料電池車具有較強的競爭力（百公里耗氫成本較百公里耗油成本低20%以上），則氫氣到站成本需控制在22.78元/kg以下。
氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫是目前最現(xiàn)實的大規(guī)模燃料電池用氫氣的來源：在現(xiàn)階段，選擇成本較低、氫氣產(chǎn)物純度較高的氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫的路線，已經(jīng)可以滿足下游燃料電池車運營的氫氣需求；在未來氫能產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展得比較完善的情況下，利用可再生能源電解水制氫將成為終極能源解決方案。
氣氫拖車是未來一段時間的主要運輸方式?；?00km左右運輸距離和每天10噸的運輸規(guī)模來看，氣氫拖車的成本可以達到2.02元/kg，液氫罐車是未來的重要方向，其運輸能力是氣氫拖車的十倍以上，配合大規(guī)?？稍偕茉椿蛘吆穗姷臈夒?，是燃料電池大規(guī)模部署后的氫氣解決方案。
制氫分析：氯堿制氫可滿足當前下游需求，化石燃料制氫成本低廉，可再生能源電解水助力實現(xiàn)未來零排放
目前，制備氫氣的幾種主要方式包括氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫（甲醇裂解、乙醇裂解、液氨裂解等）、石化資源制氫（石油裂解、水煤氣法等）和新型制氫方法（生物質(zhì)、光化學(xué)等）。
我們認為氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫是現(xiàn)階段最適合的制氫方式，主要基于以下兩點判斷：
（1）從制氫工藝的成本和環(huán)保性能角度來看，氯堿制氫的工藝成本最為適中，且所制取的氫氣純度高達99.99%，環(huán)保和安全性能也較好，是目前較為適宜的制氫方法。分析如下：
水煤氣法制氫成本最低，適用規(guī)模大，但是二氧化碳排放量最高，且所產(chǎn)生氫氣含硫量高，如果用于燃料電池，會導(dǎo)致燃料電池催化劑中毒，如果應(yīng)用脫硫裝置對其產(chǎn)生氫氣進行處理，不但增加了額外的成本，對技術(shù)標準的要求也很高；
石油和天然氣蒸汽重整制氫的成本次之，約為0.7~1.6元/Nm3，能量轉(zhuǎn)化率高達72%以上，但環(huán)保性不強，未來可以考慮通過碳捕捉技術(shù)減少碳排放；
氯堿制氫工藝成本適中，在1.3~1.5元/Nm3之間，且環(huán)保性能較好，生產(chǎn)的氫氣純度高，目前而言適用于大規(guī)模制取燃料電池所使用的氫氣原料，也是可實現(xiàn)度最高的氫氣來源。
甲醇裂解和液氨裂解成本較氯堿制氫高50%左右，較化石資源制氫技術(shù)前期投資低、能耗低，較水電解法制氫單位氫成本低。
水電解法制氫成本最高，在2.5~3.5元/Nm3之間，且成本在不斷降低，碳排放量低，且在應(yīng)用水力、潮汐、風能的情況下能量轉(zhuǎn)化率高達70%以上。在未來與可再生能源發(fā)電緊密結(jié)合的條件下，水電解法制氫將發(fā)展成為氫氣來源的主流路線。
（2）從理論儲備和經(jīng)濟儲備的角度來看，氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫的經(jīng)濟儲備能夠滿足長三角地區(qū)對于氫氣的需求，全國范圍來看也儲備充足。我們通過統(tǒng)計氯堿工業(yè)和其他化工原料（天然氣、甲醇、液氨等）的產(chǎn)能，計算了理想情況下氫氣的理論產(chǎn)能和經(jīng)濟產(chǎn)能（如圖表16）。
假設(shè)（1）產(chǎn)能利用率為76%；（2）化工原料和天然氣裂解制氫的部分相當于原有產(chǎn)能的3%；（3）燃料電池乘用車以豐田Mirai作為數(shù)據(jù)樣本（儲氫量5kg，續(xù)駛里程482km）；（4）燃料電池物流車以E-truck為數(shù)據(jù)樣本（儲氫量7.5kg，續(xù)駛里程400km，載重量4-8噸）；（5）乘用車年行駛里程數(shù)取值1萬公里；（6）物流車年行駛里程數(shù)取值12萬公里。
我們得出結(jié)論：目前全國范圍內(nèi)的氯堿工業(yè)制取的氫氣相當于76萬噸/年的產(chǎn)能，可供34萬輛燃料電池物流車使用一年，或者可供243萬輛燃料電池乘用車使用一年。如加上現(xiàn)有天然氣、甲醇、液氨裂解產(chǎn)生氫氣的量，約為202萬噸/年，可滿足90萬輛物流車或648萬輛乘用車一年的氫氣需求量。
我們以目前燃料電池車數(shù)量較集中的江蘇上海一帶作為中心，200km、500km作為半徑，劃定了兩種不同的范圍，分別考慮其產(chǎn)能。可以發(fā)現(xiàn)，在所劃定的200km范圍內(nèi)，氯堿副產(chǎn)氫氣產(chǎn)能可以供14萬輛物流車或99萬輛乘用車使用；在500km范圍內(nèi)，氯堿副產(chǎn)氫氣產(chǎn)能可供16萬輛物流車或112萬輛乘用車使用。
>>氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫：目前最現(xiàn)實的大規(guī)模燃料電池用氫氣的來源
氫氣的制備技術(shù)和存儲運輸?shù)燃夹g(shù)等，均影響到燃料電池所用燃料是否能方便快捷低成本地獲得。其中氫能的大規(guī)模、低成本和高效制備是首先需要解決的關(guān)鍵性難題。根據(jù)HydrogenAnalysisResourceCenter的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，全球制氫能力約保持在1440百萬標準立方英尺/天。其中中國的制氫能力保持在1320.86噸/天以上。
根據(jù)日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省的統(tǒng)計分析，2014年日本氫氣售價的構(gòu)成主要由氫氣原材料、氫氣的生產(chǎn)運輸成本、加氫站的固定和可變成本以及加氫站運營維護幾個部分組成。其中涉及到氫氣的制備和儲運的成本占38%。而對比看來，汽油售價的重要組成部分則是汽油的消費稅。
影響我國氫氣售價的最主要因素是包括制氫和儲運氫氣在內(nèi)的氫氣成本部分。比較日本和我國的加氫站氫氣售價價格組成可以發(fā)現(xiàn)，影響日本氫氣售價的最主要的兩個因素是氫氣成本（約占38%）和加氫站固定成本（約占26%），而影響我國氫氣售價最主要的因素是氫氣成本（約占65%）。
根據(jù)氫氣的原料不同，氫氣的制備方法可以分為非再生制氫和可再生制氫，前者的原料是化石燃料，后者的原料是水或可再生物質(zhì)。
制備氫氣的方法目前較為成熟，從多種能源來源中都可以制備氫氣，每種技術(shù)的成本及環(huán)保屬性都不相同。主要分為五種技術(shù)路線：氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫、石化資源制氫和新型制氫方法等。目前制備氫氣的最主要問題是如何控制制氫過程中的碳排放、成本方面，未來技術(shù)的主要發(fā)展方向是使用可再生能源電解水，包括生物制氫和太陽能制氫等。
全球來看，目前主要的制氫原料96%以上來源于傳統(tǒng)能源的化學(xué)重整（48%來自天然氣重整、30%來自醇類重整，18%來自焦爐煤氣），4%左右來源于電解水。
日本鹽水電解的產(chǎn)能占所有制氫產(chǎn)能的63%，此外產(chǎn)能占比較高的還包括天然氣改制（8%）、乙烯制氫（7%）、焦爐煤氣制氫（6%）和甲醇改質(zhì)（6%）等。
目前國內(nèi)主流的氫氣來源為焦爐煤氣制氫，但考慮到所制得的氫氣純度不高（含硫），且制氫的過程耗時長、對環(huán)境造成污染，如果再經(jīng)過脫硫脫硝的步驟則增加了制氫的成本。因此在考慮燃料電池所使用的氫氣來源時，主要依靠氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫、天然氣、甲醇、液氨重整產(chǎn)生的氫氣，未來在體系完善技術(shù)加強的情況下將逐步選用可再生能源電解水制氫，打造真正零污染的氫能供應(yīng)鏈。
目前燃料電池所使用的氫氣來源最主要的途徑是來源于氯堿工業(yè)的副產(chǎn)品。雖然從整個氫氣產(chǎn)量來看，利用煤作為原料來制備氫氣占全部制氫產(chǎn)量的2/3，但是由于煤制氫氣中含有雜質(zhì)較多，對于純化裝置要求較高從而增加了成本，因此作為氯堿工業(yè)副產(chǎn)品的氫氣用于供應(yīng)給燃料電池作為原料的路線較為常見。
氯堿廠以食鹽水（NaCl）為原料，采用離子膜或石棉隔膜電解槽生產(chǎn)燒堿（NaOH）和氯氣（Cl2），同時可得到副產(chǎn)品氫氣。（2NaCl+2H2O→2NaOH+H2↑+Cl2↑）把這類氫氣再去掉雜質(zhì)，可制得純氫。我國許多氯堿廠都采用PSA提氫裝置處理，可獲得高純度氫氣（氫純度可達99%~99.999%）。
PSA技術(shù)是利用氣體組分在固體吸附材料上吸附特性的差異，通過周期性的壓力變化過程實現(xiàn)氣體的分離與凈化。PSA技術(shù)是一種物理吸附法。PSA具有能耗低、投資少、流程簡單、自動化程度高、產(chǎn)品純度高、無環(huán)境污染等優(yōu)點。
根據(jù)國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)，2015年，我國氯堿廠產(chǎn)能為3961萬噸，產(chǎn)量為3028.1萬噸。根據(jù)氯堿平衡表，燒堿與氫氣的產(chǎn)量配比為40：1，理論上將產(chǎn)生氫氣75.7萬噸，即85億Nm3氫氣，理論上可以供243萬輛乘用車使用。但考慮氯堿廠區(qū)域分布、運輸距離、期間損耗及不同車型的耗氫量，幾十萬輛的規(guī)模問題不大。
目前氯堿廠對氫氣的利用主要是兩個方面，一是與氯氣反應(yīng)生產(chǎn)鹽酸，另一方面將氫氣直接燃燒，產(chǎn)生熱能。但是后者需要的投資較大，因此大量的氯堿廠實際上將氫氣都直接放空了。這樣對于氫氣資源實質(zhì)上是一種浪費，如能合理收集氯堿廠所生產(chǎn)的氫氣，對于發(fā)展燃料電池而言是一種合理的途徑。
氯堿工業(yè)副產(chǎn)制氫的成本約為14.6~16.85元/kg（即1.3~1.5元/Nm3）。氯堿工業(yè)副產(chǎn)制氫的方法成本較低，且所制備的氫氣純度能達到99.99%以上，同時理論儲量和經(jīng)濟儲量都相對較高，足以滿足現(xiàn)有燃料電池對于氫氣的需求量。
>>水電解制氫：利用可再生能源電解水制氫助力未來實現(xiàn)零排放
電解水技術(shù)與光解水、熱化學(xué)制氫的不同特點：電解水技術(shù)成熟、設(shè)備簡單、無污染，所得氫氣純度高、雜質(zhì)含量少，適用于各種場合，缺點是耗能大、制氫成本高；光解水技術(shù)目前難點是催化劑研制；熱化學(xué)循環(huán)制氫系統(tǒng)更復(fù)雜，但制氫效率較高，結(jié)合可再生能源，利用效率更高。
目前商品化的水電解制氫裝置的操作壓力為0.8~3Mpa，操作溫度為80~90℃，制氫純度達到99.7%，制氧純度達到99.5%。
水電解制氫的關(guān)鍵是如何降低電解過程中的能耗，提高能源轉(zhuǎn)換效率。電解水制氫一般都以強堿、強酸或含氧鹽溶液作為電解液。目前商用電解槽法，能耗水平約為4.5~5.5kwh/Nm3H2，能效在72%~82%之間。折算下來，水電解制氫成本相當于30~40元/kg，用電解法生產(chǎn)氣態(tài)氫的價格比汽油約高65%，如果生產(chǎn)液態(tài)氫，則比汽油高約260%以上。
熱化學(xué)循環(huán)水分解制氫可耦合核能、太陽能甚至是工業(yè)廢熱進行高效制氫，每一步反應(yīng)條件溫和，理論上不會排放任何污染物；若能在高溫耐腐蝕材料等方面實現(xiàn)突破，將是最有希望實現(xiàn)工業(yè)化規(guī)模應(yīng)用的技術(shù)方式。根據(jù)循環(huán)過程中使用過的不同物質(zhì)，一般將熱化學(xué)循環(huán)水分解制氫分成4大類：金屬氧化物體系、金屬鹵化物體系、含硫體系以及電解-熱化學(xué)聯(lián)合的雜化體系。
使用電解水的方法大規(guī)模制氫有兩條主要的降本途徑：1）降低電解過程的能耗；2）充分利用可再生能源，使用棄風棄水棄光所產(chǎn)生電能進行電解水。
各國通過研發(fā)新型技術(shù)降低電解過程中的能耗，但是根據(jù)熱力學(xué)原理，電解水制備1m3氫氣和0.5m3氧氣的最低電耗為2.95度電。由此可知，該途徑降低成本的空間有限、技術(shù)復(fù)雜。
日本的新型技術(shù)將能耗降低到3.8kwh/Nm3H2；美國GE公司開發(fā)的固體高分子電解質(zhì)（SPE）水解法，以離子交換膜作為隔膜和電解質(zhì)，使電解過程的能耗大大降低。針對電解水技術(shù)方面的改進主要集中在電解池、聚合物薄膜電解池和固體氧化物電解池等種類，電池能效率由70%提高到90%，但考慮到發(fā)電效率，實際上電解水制氫的能量利用效率不足35%。
根據(jù)我們的測算，在不考慮運輸成本的條件下，假設(shè)運維和固定投資的成本占電解水制氫的總成本的25%，計算出水電解制氫達到能夠和汽油競爭的水平，電價必須保證在0.31元/kwh以下，如果考慮比汽油的價格更有競爭力的情況，則對應(yīng)較92號汽油價格低10%、20%、30%的情況，電價分別需要達到0.28元/kwh、0.25元/kwh和0.22元/kwh以下。
此外，大規(guī)模制氫也不能完全依賴于谷電電價。且目前電價政策對于這一塊沒有特殊的傾斜，因此一般考慮使用棄風棄光所產(chǎn)生的電能電解水（電價能達到0.25元/kwh左右）。
我國可再生能源豐富，每年棄水棄風的電量都可以用于電解水。我國擁有水電資源3.78億kw，年發(fā)電量達到2800億kwh。水電由于豐水器和調(diào)峰需要，產(chǎn)生了大量的棄水電能。我國風力資源也非常豐富，可利用風能約2.53億kwh，相當于水力資源的2/3。但風電由于其不穩(wěn)定的特性，較難上網(wǎng)，因此每年棄風限電的電量規(guī)模龐大。如果將這部分能源充分利用起來，產(chǎn)生的經(jīng)濟效益是可觀的。
例如，三峽電站建成后，在每年的5~8月棄水電能高達45億kwh，即使建設(shè)一座180萬千瓦的抽水蓄能電站聯(lián)合運行，三峽電站的棄水電能仍有21億kwh。若將此電能用于電解水制氫，可生產(chǎn)氫氣4~4.5億Nm3，可見利用水電站的棄水電能來制氫，將會使我國出現(xiàn)一個巨大的氫源基地。
目前燃料電池汽車的分布主要以東部沿海城市為主，如果考慮到氫氣的運輸成本，使用中西部地區(qū)的棄水電能進行氫氣的制備尚不具備成本優(yōu)勢。
2010年至2015年，我國棄風電量累計達到997億千瓦時，直接經(jīng)濟損失超過530億元。僅過去一年棄風電量就達到339億千瓦時，直接經(jīng)濟損失超180億元，幾乎抵消全年風電新增裝機的社會經(jīng)濟效益。解決這樣的一個現(xiàn)狀的合理方式之一是采取儲電的方法。若利用氫能燃料電池來儲電，則可解決風能發(fā)電的平衡問題——利用風能發(fā)電的電能來電解水制氫，它成為氫能燃料電池的燃料，而燃料電池又用來儲電。這個循環(huán)過程，既可解決風能發(fā)電的負荷平衡，又可制得一定數(shù)量的氫能。
例如，江蘇鹽城周邊有1000多家風電廠，目前所產(chǎn)生的電能無法并網(wǎng)，使用這些風電所產(chǎn)生的電能，結(jié)合海水電解技術(shù)，所產(chǎn)生的氫氣成本可以達到2元/Nm3，相對而言已經(jīng)具備了和汽油能源競爭的能力。
>>石化資源制氫：天然氣裂解制氫為主，水煤氣法對脫硫技術(shù)要求高
石化資源制氫：主要是天然氣裂解制氫路線，燃料電池所用氫氣一般不使用煤制氫的技術(shù)路線，主要是因為煤制氫存在投資成本高、污染嚴重和碳排放量大等問題。天然氣制氫技術(shù)主要包括水蒸氣重整、部分氫化、自熱重整、絕熱催化裂解等。
水煤氣法制氫含硫偏高，不適用于燃料電池。水煤氣法制氫是傳統(tǒng)的煤化工工藝路徑。通過無煙煤或者焦炭與水蒸氣在高溫下反應(yīng)得到水煤氣（C+H2O→CO+H2—熱），凈化后再使它與水蒸氣一起通過觸媒令其中的CO轉(zhuǎn)化成CO2（CO+H2O→CO2+H2）可得含氫量在80%以上的氣體。最后除去CO2以及CO得到較為純凈的氫氣。這種方式制氫量大，成本低。但如果用于燃料電池，則其中含硫量偏高，易使得燃料電池的鉑催化劑中毒，損壞染料電池電堆。因此目前尚無法實現(xiàn)大規(guī)模生產(chǎn)使用。未來如果脫硫技術(shù)提升，則有顛覆氫氣來源的可能。
成本方面，天然氣裂解制氫的成本約為9~16.85元/kg（即0.8~1.5元/Nm3之間）。我們根據(jù)中石化集團經(jīng)濟技術(shù)研究院所提供的一些數(shù)據(jù)測算如圖表34。天然氣制氫雖然成本方面有優(yōu)勢，但需要針對性地制氫，對于前期投資要求較高，且制氫過程會產(chǎn)生一定的污染。
天然氣重整制氫的成本相對石油售價和天然氣售價而言具有競爭力。我們通過將不同能源折算為熱量單位（Btu）進行對比（圖表35），根據(jù)我們的分析和預(yù)測，可發(fā)現(xiàn)目前同等熱值的可再生能源電解水成本已經(jīng)低于交通用以及工業(yè)用的石油售價，而天然氣重整制氫的成本已經(jīng)低于上述石油售價及天然氣工業(yè)用售價。
從能量轉(zhuǎn)換效率的角度來看，天然氣重整制氫的方法能量轉(zhuǎn)換效率最高，而乙醇裂解和電解水制氫的方法次之。各種制氫方式的能量轉(zhuǎn)換效率比較如下：
>>化工原料制氫：甲醇制氫技術(shù)應(yīng)用于眾多特定場所，但成本較高
甲醇裂解制氫：由于甲醇具有易于運輸、易于獲得等特點，甲醇制氫技術(shù)備受關(guān)注，并應(yīng)用于眾多特定的場所。利用甲醇制氫有3種途徑：甲醇裂解、甲醇-蒸汽重整和甲醇部分氧化。在這三種方法中，甲醇裂解由于應(yīng)用范圍更廣和原料單一的特點具有更強的競爭力。
甲醇制氫與大規(guī)模的天然氣、重油轉(zhuǎn)化制氫或者水煤氣制氫相比，投資省，能耗低；與水電解制氫相比，單位氫氣成本低。
化石燃料制氫工藝一般需要在800℃以上的高溫下進行。所以轉(zhuǎn)化爐等設(shè)備需要特殊材質(zhì)。同時需要綜合考慮能量平衡和利用，不適合小規(guī)模制氫。而甲醇轉(zhuǎn)化制氫反應(yīng)溫度低（260~280℃），工藝條件緩和，燃料消耗低。與同等規(guī)模的化石燃料制氫裝置相比，甲醇-蒸汽轉(zhuǎn)化制氫的能耗是前者的50%。
水電解制氫的成本一般在3~5元/m3，而一套規(guī)模為1000m3/h的甲醇-蒸汽制氫轉(zhuǎn)化裝置的氫氣成本一般不高于2元/m3。
液氨制氫方法由英國化學(xué)家亞瑟汀斯利在1894年提出，主要原理是利用液氨和鈉單質(zhì)反應(yīng)生成氨基化鈉，然后氨基化鈉將分解成為氮氣、氫氣以及鈉單質(zhì)。液氨是世界上產(chǎn)量最大的無機化合物之一，通常與丙烷一樣被加壓儲存在液氨罐之內(nèi)（300psi，約20千帕），液氮雖然可獲得性高，但是液氨制氫需要依賴于釕作為催化劑，而釕是一種稀有金屬，且在該過程中，分離氫氣需要極高的溫度。
2015年，英國科學(xué)家提出液氨制氫的新方法，將分離氫氣的溫度降低到了400℃的溫度。一個典型的汽車電池都可以提供足夠的能量來加熱一個小型（1.5立方英寸）鈉/氨反應(yīng)器到達該溫度。其設(shè)備的輸出不能滿足一個大型商業(yè)設(shè)施所需的氫氣，但可以擴大到滿足一輛氫能燃料電池汽車所需的氫氣。
目前豐田、本田和現(xiàn)代所使用的氫氣，絕大多數(shù)都來自天然氣重整制氫，但天然氣重整制氫對環(huán)境的影響較大，因此如果上述液氨制氫的方法能夠推行，可以降低制氫過程對環(huán)境的影響。此外，該制氫方式的另一個優(yōu)勢是其使用的罐體與現(xiàn)有的其他氣體儲存罐類似，這也將降低氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的成本。
成本方面，液氨制氫目前的成本約為2~2.5元/Nm3，仍比電解水制氫的成本低，如未來有進一步的技術(shù)突破，液氨制氫的技術(shù)可以拓展到直接用于車載供氫。
氫氣儲運：氣氫拖車滿足現(xiàn)階段要求，液化氫技術(shù)是發(fā)展方向
運氫的方式主要分為：氣氫拖車運輸（tubetrailer）、氣氫管道運輸（pipeline）和液氫罐車運輸（liquidtruck）。氫能供應(yīng)鏈中運氫環(huán)節(jié)定義為包括集中制氫廠的運輸準備環(huán)節(jié)（氫氣壓縮/液化、存儲及加注）和車輛/管道運輸過程所涉及所有設(shè)備。
從現(xiàn)階段加氫站對運輸距離（＜500km，200km為宜）和運輸規(guī)模（10t/d）的需求來看，氫氣最佳的運輸方式仍是氣氫拖車，其成本可以達到2.02元/kg，而在同等條件下的液氫運輸成本可以達到12.25元/kg。未來在液化氫技術(shù)達到標準且氫氣需求量規(guī)模上升（100t/d）的情況下，將考慮采用液氫運輸?shù)姆绞竭\送氫氣。
氣氫拖車運輸適合小規(guī)模、短距離運輸情景；氣氫管道運輸適合大規(guī)模、短距離運輸情景；液氫罐車運輸適合長距離運輸。
運輸規(guī)模和運輸距離是對氫氣運輸影響最大的兩個因素，對三種氫氣運輸方式的成本變化造成不同的影響。根據(jù)不同氫氣運輸方式的變化規(guī)律，在運輸規(guī)模和運輸距離確定的情況下，可以選出成本最低的運氫方式。
主要的三種氫氣運輸方式（氣氫拖車、管道輸氫和液氫罐車運輸）的成本組成可以劃分為：設(shè)備投資（存儲、壓縮、液化和加注設(shè)備）、電力成本、管道投資成本、運輸車輛投資成本（包括車載儲氫容器）、車輛燃料成本、人力成本和其他運行維護費用。通過研究我們可以得出結(jié)論：
1）對于氣氫拖車運輸方式，主要受距離因素影響，規(guī)模對運氫成本影響比例較?。?/p>
2）對于管道輸氫方式，管道投資成本在運氫成本中占最大比例，適用于運氫規(guī)模大，距離近的情況；
3）對于液氫罐車運輸方式，非常適用于大規(guī)模氫氣長距離運輸，運氫成本與運輸規(guī)模成負相關(guān)，規(guī)模越大運氫成本越低，與運輸距離成正相關(guān)，距離越遠運氫成本越加上升，但上升幅度遠小于氣氫拖車。
投資建議
加氫站和氫氣作為燃料電池產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施，具備長期投資價值，我們認為加氫站及關(guān)鍵設(shè)備、加氫站運營、氫氣都將成為巨大的市場，短期設(shè)備機會更大，長期看氫氣市場規(guī)模驚人。相關(guān)公司方面，推薦年產(chǎn)5億方焦化副產(chǎn)氫氣的美錦能源（000723.sz）、加氫站供應(yīng)商厚普股份（300471.sz）、國內(nèi)加氫站主要供應(yīng)商富瑞氫能（未上市），建議關(guān)注京城股份（600860.sh）、濱化股份（601678.sh）。
美錦能源：副產(chǎn)氫5億立方米；加氫站，控股錦鴻氫源科技有限公司60%股權(quán)，錦鴻氫源從事加氫站建設(shè)運營；整車，控股佛山飛馳51.2%股權(quán)（飛馳是2018年燃料電池汽車銷量第二企業(yè)）；膜電極，公司持股45%的投資公司鴻錦投資控股廣州鴻基51%股權(quán)（鴻基是膜電極明星企業(yè)）。
厚普股份：加氫站設(shè)備，生產(chǎn)的加氫設(shè)備分別包括日加氫量50公斤、200公斤、500公斤、1000公斤等產(chǎn)品，自主研發(fā)的加氫槍進入樣機試用階段，高壓氫氣質(zhì)量流量計已經(jīng)具備量產(chǎn)能力。
富瑞氫能：未上市企業(yè)，儲氫瓶產(chǎn)能1萬套/年，2018年加氫站設(shè)備和車載儲氫系統(tǒng)市占率第一。
京城股份：子公司北京天海從事儲氫瓶業(yè)務(wù)；北京天海投資伯肯節(jié)能10.91%股權(quán)，伯肯節(jié)能從事加氫站設(shè)備和空壓機業(yè)務(wù)。
濱化股份：公司與北京億華通科技股份有限公司共同出資設(shè)立了山東濱華氫能源有限公司，主要業(yè)務(wù)方向是為氫燃料電池汽車加氫站提供合格的氫氣，目前處于正式投產(chǎn)前的前期準備階段。
