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1.加氢站数量是制约氢能发展的关键因素之一

1.1国内加氢站基础设施建设尚不完善，但规划加快

加氢站正逐步实现全球布局。根据H2stations.org发布的第十一次全球加氢站年度评估报告，年全球加氢站新增48座。截止到年底，全球加氢站数目达到座。

分地区来看：欧洲、亚洲、北美重点布局加氢建设。其中欧洲座，亚洲座，北美78座。在全部座加氢站中，有座对外开放，可以像任何传统的零售站一样使用；其余的站点则为封闭用户群提供服务，比如公共汽车或车队用户。

分国家来看：日本、德国和美国位居前三位，中国排名第四。各国在短期内将要部署更多的加氢站计划，新加氢站数目也在平稳增长。全球新增加氢站计划较大的有德国（38座）、荷兰（17座）、法国（12座）、加拿大（7座）、韩国（27座）、中国（18座）。

国内加氢站数量少，建设布局待完善。由于认识、安全、审批等多方面原因，与西方国家相比，中国的加氢站布局和建设仍处于缓慢起步阶段。截至年11月，我国已投产的加氢站为41座，从地域分布来看，主要集中在广东、江苏、上海、湖北、河北等地，并未实现全国范围的覆盖。未来加氢站的建设数量及地域分布还有待完善。

近年来加氢站建设提速。年初，国内仅有北京永丰、上海安亭和郑州宇通3座正在运营的加氢站。近2年政府大力推进加氢站项目建设，分别于年和年新增5家和10家。截至年11月，中国共有49座建成的加氢站（其中2座已拆除），已经投入运营的有41座，另有多座在建，但多数仅供示范车辆加注使用，暂未实现全商业化运营。此外，全国各地很多城市的加氢站也都在建设/规划中，明年预计将达到座左右。加氢站建设提速将给氢燃料电池产业发展带来保障。

政策红利驱动各省市加快建设规划。年工信部组织制定的《节能与新能源汽车技术路线图》中指出，到年中国加氢站数量将超过0座。在政策红利驱动下，各地方政府加快了氢能产业布局，并在加氢站建设方面做出了明确的数量规划。

1.2成本高昂是阻碍加氢站建设的首要原因

一个典型的加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气，通过氢气压缩系统压缩至一定压力，加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时，氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间的高压差的作用下，通过加注系统快速充装至车载储氢容器。

除去土建成本和管阀外，加氢站成本占比较大的主要是一些核心设备，如压缩机、加注设备和储氢罐。由于国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，进口设备推高了加氢站建设成本。

1.2.1压缩机：成本占比最高，核心部件依赖进口

压缩机是将氢源加压注入储氢系统的核心装置。氢气压缩机主要分为液压活塞式氢气压缩机和隔膜式氢气压缩机。

虽然液压活塞式压缩机操作简单、灵活性大，但由于其工作原理是在活塞往复运动中压缩氢气，容易造成氢气的污染和泄漏，且散热性较差。相较而言，依靠金属膜片在气缸中做往复运动的隔膜式压缩机具有散热性能好、压缩比大、密封性能强、不污染压缩介质等优点，在加氢站应用中更为广泛。隔膜式压缩机输出压力极限可超过MPa，足以满足加氢站70MPa以上的压力要求。

目前国内加氢站应用最广泛的是PDC公司生产的隔膜压缩机。国内大部分压缩机制造商目前仅能生产用于石油、化工领域的工业氢气压缩机，输出压力难以满足加氢站技术要求。中船重工所通过与美国PDC公司技术合作组装可供加氢站使用的氢气压缩机，但核心压缩模块仍由PDC提供。虽然该方式相比整机进口节约了30%的成本，但设备价格仍偏高。

国外生产氢气压缩机的主要厂商有美国PDC、英国豪顿、德国AndreasHofer。随着氢气压缩机国产化程度提高，该领域的国内企业主要有中鼎恒盛、北京天高、江苏恒久机械、北京京城机电等。其中江苏恒久机械股份有限公司自主研发制造的国内首台商业化运营加氢站用氢气隔膜压缩机组已正式交付使用。

1.2.2加氢机：最有可能实现国产化的设备

加氢机又称氢气加注机，是实现氢气加注服务的设备。其原理与天然气加注设备原理相似，由于氢气的加注压力达到35Mpa，远高于天然气25Mpa的压力，因此对于加氢机的承压能力和安全性要求更高。

国外生产加氢机的企业主要有德国林德（Linde）、美国AP公司等，国内厚普股份已成功研发氢气加注装置，产品规格包括日加氢量50公斤、公斤、公斤、0公斤等规格，并且已经为上海、武汉、郑州、张家口等国内布局氢能源汽车的城市供应了氢气加注设备，加氢机是目前最有可能实现国产化的核心设备。

1.2.3储氢罐：高压储氢应用广泛，国内技术待突破

高压氢气储存期限不受限制，不存在氢气蒸发现象，是加氢站内氢气储存的主要方式。储氢罐很大程度上决定了加氢站的氢气供给能力。加氢站内的储氢罐通常采用低压(20~30MPa)、中压(30~40MPa)、高压(40~75MPa)三级压力进行储存。有时氢气长管拖车也作为一级储气(10~20MPa)设施，构成4级储气的方式。

高压储氢罐主要生产企业有美国AP公司、CPI公司，国内浙江大学攻克了轻质铝内胆纤维全缠绕高压储氢气容器制造技术，但没有形成量产，北京加氢站引进的是CPI公司的产品。

1.3加氢站成本测算

基本假设如下：

（1）加氢站日加氢量为kg，主要设备包括：压缩机、分压机、加氢机、固定储氢瓶等。安装费包含在设备费用中；

（2）加氢站占地平方米左右；

（3）压缩机平均日加氢能力kg/12h，12.5MPa氢源压力，运行12小时可加20~40辆大巴车（8*L，单车单次加氢量：12.5~25kg）或50~辆物流车（3*L，单车单次加氢量：5~10kg）或85~辆乘用车（单车单次加氢量：5~6kg）；

（4）氢气压缩43~45MPa，氢气加注32~35MPa；

（5）加氢站每年工作天，80%使用率；

（6）设备折旧10年，土地房屋折旧30年（不考虑土地及房屋的残值及未来的增减值影响）；

（7）加氢站设置员工5人，薪资每人8万元/年；

（8）为简化计算，运营管理成本等同于人工成本。

由测算结果可知，若加氢站规模为kg/d，在加氢站环节增加的氢气成本为14.17元/kg。现假设加氢站原料为天然气制氢，运输方式为长管拖车运输（运输距离km），氢气售价60元/kg，补贴金额万元，其余假设同上，计算得加氢站的投资回收期为3.02年。如下表：

补贴政策是促进加氢站建设布局的关键。从近年来各地区发布的加氢站建设补贴政策来看，补贴范围从~万元不等，其中对于单个加氢站补贴力度最大的是佛山市南海区，政策规定新建固定式加氢站按万元/个的标准进行补贴。以建设成本为1万元的加氢站来说，万元的政府补贴可使初始投资下降36.36%，氢气单位成本下降23.57%，投资回收期缩短2.07年。补贴政策的扶持降低了加氢站建设的门槛，对于支持氢能发展发挥着关键作用。

2.氢能成本链汇总

2.1目前氢气成本难以支撑氢能长远发展

远期来看，氢气的使用成本是制约氢能发展最重要的因素，只有足够低的使用成本，才能完成氢气从危险化学品到能源品的转换，与锂电类似，氢能作为新兴能源，替代的是石油等传统化石能源，从目前锂电和氢能的不同属性来看，锂电池汽车主要应用于乘用车，而燃料电池汽车则在物流车以及重卡等重型商用车上具有更大的发展前景。

如今物流车作为热门的氢燃料电池汽车车型，选取下列三个车型分析其参数。最大载重为3吨，而市场上载重3吨的柴油车每km耗油量大概在15L左右，假设油价为7元/L，得出下表的氢能优势价格，即氢能总成本在此优势价格以下才能在市场上占据优势。根据测算，优势价格大概在30元/kg左右。

目前由于氢气产业链相对不成熟，导致氢气的使用价格较高，约为60-80元/kg，根据制氢篇以及储运篇汇总，按照全国平均价格做出假设如下：

1.电价取年各省波峰波谷价格平均值0.6元/kW·h；

2.天然气价格取1.68元/Nm3；

3.煤炭价格取元/吨；

4.电解水制氢中水费取4元/吨；

5.天然气制氢中循环水价格取1元/吨、脱盐水价格取10元/吨。由此可得下述不同制氢方法的成本对比表。可得如下结论，化工副产物制氢由于制氢成本可忽略不计，而目前电解水制氢成本最高。

而对于运氢的成本，现阶段国内使用最广泛的就是长管拖车运输，运输压力多为20MPa，单车次可运输kg的氢气，即插即用但成本较高；而技术成熟成本较低的管道运输因为存在着建设周期而未能普及；而液氢槽车运输则在现阶段并不现实。由前篇“氢能降成本之储运篇”，可得如下汇总，长管拖车的成本随着距离的增大而快速上升，而管道运输则维持在一个比较低的位置。

最后一部分就是加氢站的成本，建设一座加氢站投入巨大，每1kg氢气的成本在无补贴的情况下在14.17元左右，需要政府补贴才能把成本降下来。

若假定制氢地点和加氢站地点距离为km，则对应不同制氢和储运方法的氢气使用成本如下表。可以发现在其他条件相同的情况下，管道运输成本最低。

从现状来看，只有在采用化工副产物制氢的情况下，且运输半径在km以内的条件下，氢气的使用成本可能降到30元/kg以下。那么氢气成本能否降到30元/kg以下以及如何降到30元/kg以下？由于加氢站的下降空间主要在于设备的下降空间，相对比较有限，因此重点讨论制氢以及储运的下降路径。

2.2制氢下降路径：短期采用工业副产物制氢，中长期看好电解水

影响氢气成本的变量较多，同时目前氢气使用成本中最突出的矛盾是制氢成本低的地方距离使用氢气的地区较远，比如工业副产氢以及西北地区较为便宜的光伏风电制取的氢气难以运到中东部地区，高昂的运氢成本制约了氢气成本的下降，因此我们以30元/kg为目标，我们选用氢气的最远运输成本来衡量氢气的成本的有效下降路径。

短期内工业副产物制氢对比其他制氢方法优势较大。在30元/kg的氢能总成本下，使用工业副产物制氢的方法，对不同的运氢方式进行对比。可以看出管道利用率为1时，覆盖范围将达到km，即在km范围内使用工业副产物制氢方法，都能使氢能总成本控制在30元/kg以下。而短期内长管拖车能覆盖的范围是km和7km，对应的运输压强分别是20MPa及50MPa。

而针对电解水制氢方法，将氢能总成本控制在30元/kg，对电价进行敏感性分析，测算其最大运输距离。假定使用20MPa长管拖车作为运输方式，加氢站规模为kg/d，由下图可以看出，当电价为0时，加氢站与制氢厂之间距离最大能.39km，而由于存在着固定成本及人力成本，当电价为0.元/Kw·h时，最大运氢距离下降到0km。

若未来政策放开对运氢压强的限制，采用国外成熟的50MPa运氢压强，在氢能总成本为30元/kg的情况下，电价对最大运氢距离的影响如下图。与运氢压强为20MPa的情况相比，相同点在于当电价超过0.13元/Kw·h，即使距离降为0km，氢能总成本也高于30元/kg；而不同点在于当相同电价时，50MPa下的最大运输距离为20MPa时的4倍左右，当电价为0.06元/Kw·h时，最大运输距离达到.48km。

中长期来看，结合管道运输，电解水制氢优势崭露头角。由于电解水绿色环保，且能将弃风弃电重新利用起来，故长期看好电解水作为制氢的主流方法。而在氢能总成本为30元/kg的情况下，使用管道运输能大幅降低运氢成本，最大运输距离相比使用长管拖车进行运输向上翻了几倍。在不同的氢气利用率下，不同电价对最大运输距离的影响如下。

继续沿用前文的假设，下表则展示了在现今状况下，使用长管拖车作为唯一的运氢方式，不同制氢方式及不同运输距离下氢能的总成本。可见在20MPa的运输压强下，仅有通过工业副产物制氢的方法才能在km内将氢能总成本控制在30元/kg。其余的制氢方法的氢能总成本普遍远高于30元/kg，即使是制氢成本最低的煤气化制氢，在运输距离为50km时其总成本也达到30.89元/kg。

而若在50MPa的运输压强下，工业副产物制氢的总成本在运输距离为km时仅为22.01元/kg，而煤气化制氢的总成本也能基本控制在32元/kg左右，天然气制氢总成本大概在40元/kg左右，未来随着制氢工艺的改进，有望踏入30元/kg的大关。

2.3运氢成本：短期提升储氢效率，中长期看好管道运输

2.3.1短期运氢成本降低需政府放宽储运压强的标准

短期来看，由于国内氢气管道发展较为落后，仅有两条稍有规模的管道项目，运氢方式只能选择技术较为成熟的长管拖车。由于国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，所以目前国内基本使用20MPa的运输气瓶，单次能运输kg的氢气。如今国外却大多采用50MPa的运输气瓶进行装载，单次能够运输0-1kg，使成本能够更好地降下来。

当运输压强为20MPa时，小型的加氢站成本并没有随着加氢站规模的增大而下降。但运输压强为50MPa时，在规模为0kg/d的加氢站下成本明显降低，运输距离同是km，加氢站规模为kg/d的成本为7.20元/kg，而加氢站规模为0kg/d的成本为5.25元/kg。故此得出结论，长管拖车运输压强大的优势在大型加氢站中更能展现出来。

而随着技术的发展，将来运输气瓶的成本会出现一定程度的下降，长管拖车灌充氢气的时间的下降，也能使长管拖车式运氢成本降低，但是下降幅度有限。下图为假定加氢站规模为kg/d，运输距离为km时，运输成本随气瓶成本的变动的情况。而在气瓶成本下降的同时，人工成本的上升也会中和掉科技发展带来的技术红利，故长管拖车的运氢成本下降幅度有限。

2.3.2长期来看，管道运输仍然是发展首选

因为管道的总体建设成本较高，而且是一次性的投入，由《储运篇，氢气成本能降到几何？》中的测算可知，单位长度的氢气管道投资额高达万元/km，0km长的管道总投资达到了.8亿元。所以运氢管道的建设则需要政府进行规划及引导。

而由于管道运输的运能较强，在4MPa的工作压力下，年运氢能力能达到10.04万吨。所以管道运氢成本很大程度上受到需求端的影响。不同运能利用率下，成本的也相应的不同。故要降低管道运氢的成本，首要目标是稳定需求，将运能尽可能地利用起来。

技术的发展也能让管道建设的成本降低。在管道低利用率下，成本的降低更为明显，在利用率为20%的情况下，当管道建设成本下降了50%时，运输成本从2.42元/kg·km下降到1.51元/kg·km，下降了37.6%。而在利用率较高的情况下，成本的下降幅度较小，大概在20%左右。

2.4加氢站的成本可降空间有限

随着技术的发展，加氢站的设备如压缩机、加氢机、储氢罐的费用有一定的下降空间。由上文的测算可知，一个日加氢能力为kg/d的加氢站的设备费用是万元。而设备费用是加氢站总成本的主要组成，也是加氢站总成本中唯一存在可降空间的部分，若随着科技的发展，设备的更新换代，设备的成本势必会产生下降的迹象，从而使用氢成本进一步降低，但降低的幅度有限。

3.推荐标的

3.1上海氢枫：依托加氢站业务优势，积极布局产业链上下游

上海氢枫能源技术有限公司成立于年5月，公司自成立以来，一直致力于加氢站投资、建设和运营的发展。目前，氢枫能源已建成加氢站6座，占中国已建成加氢站数量的42.86%，市场份额处于第一位，成为加氢站建设行业的龙头企业。年收入超过0万元，预计在年收入超过1.5亿元。在当前国内燃料电池企业越来越多，专业从事加氢站行业公司数量极少的背景下，氢枫企业有巨大的发展潜力。

公司在加氢站投资、建设、运营三个方面都有所投入。与车辆运营公司等使用端合作，聚焦北上广等政策支持较好的地区，确保自建成的加氢站有固定的使用者；重资产自建结合轻资产承建加氢站，计划向行业顶级设计公司和关键设备供应商发展；建立全面的氢气管理平台，横纵向结合建立专业的运营体系。

年，公司在原有加氢站业务的基础上，向产业链上下游延伸，布局氢气装备和镁基材料氢气储运：设备制造方面，氢枫能源联合如皋政府旗下相关产业建立江苏氢枫能源装备公司，与荷兰SHAPPY等企业签约共同完成装备制造；储运环节，氢枫能源与上海交通大学材料学院丁文江院士团队一同合作，共同投资设立氢储（上海）能源科技有限公司，依托上海交通大学氢科学中心的平台和全球领先的技术实力，从事固态储氢技术及产品的研发、制造和销售。

3.2联悦氢能：华南最大制氢企业之一

广东联悦氢能有限公司于年6月30日在广东省云浮市注册成立。公司是南中国地区较大的、专注于氢气产品生产和销售能源气体公司，拥有行业先进、领先的设备和工艺，在制氢、运氢领域拥有较强的技术优势和多年积累的丰富经验。公司占地面积0平米，每小时产能可达0M3，是华南地区最大的氢气专业生产经营企业之一。目前已经在江门、赣州、郴州和云浮分别投资建设了4座氢气工厂。

（报告来源：广证恒生）

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