氢能源专题报告：氢气基础设施产业分析

综述：氢能发展初期长三角氢气企业最为受益

氢能源具备来源广、能量密度高、可储存、可再生、零噪音、零污染的优势，也是唯一可同时用于交通、储能、发电等领域的新能源，氢能源将是未来能源的主角，远期市场规模超万亿。

氢气之于燃料电池车，正如石油之于汽车，如何获取低成本氢气是燃料电池车行业能否顺利发展的关键因素之一，同时，伴随燃料电池车行业的快速发展，也为氢气产业链（制氢、运氢、储氢、加氢站）带来巨大机会，我们认为未来具备低成本的氢气供应商将类比于如今的“中国石油”。本文旨在探究短期、中期、长期的氢气来源和氢能行业的核心竞争力所在。

中短期视角来看：综合品质、成本、稳定性、环保四大因素，氯碱副产氢、烷烃副产氢是现阶段最适合的制氢方式，副产氢+气氢拖车具备经济性。从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢富余产能来看，现有总产能为 68 万吨，可供25 万辆商用车或 468 万辆乘用车使用，以氯碱副产氢为主，是短期主要的氢气来源；未来释放总产能为 285 万吨，可供 104 万辆商用车或 1952 万辆乘用车使用，均为烷烃裂解副产氢，基本可以满足燃料电池车的氢气需求。

长期视角来看：随着重卡等重载运输领域燃料电池化，以及发电、冶金还原保护等领域需求的启动，我们预测 2030 年氢气需求超 1300 万吨，一次能源（煤、天然气）制氢将成为重要的氢气来源，此外，伴随光伏发电成本的快速下降，光伏电解水制氢具备低成本、无排放、体量大的优势，将是长期最优解决方案。

制氢的方式主要包括一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢）、化学工业副产氢（氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢）、化工原料制氢（甲醇裂解、液氨裂解等）、电解水制氢。一次能源制氢前期投资成本高、制氢成本低，适合大规模制氢；氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢纯度高、成本低，是现阶段最理想的氢气来源；化工原料制氢成本较高适合站内制氢；电解水制氢最清洁，未来伴随可再生能源发展，电价下降后可成为重要氢气来源。

运氢的方式主要包括气氢拖车（T）、液氢罐车（L）和气氢管道运输。目前气氢拖车是氢气运输的主流方式，但不适合远距离运输，因此靠近终端需求的氢气来源经济性更佳。伴随氢能发展、液氢技术成熟，适用于大规模、远距离的液氢罐车将是未来的重要方向，具备液氢技术储备的企业未来竞争优势更大。

从使用成本来看，3.5T 的物流车百公里油耗为 10L，3.5T 的燃料电池物流车百公里耗氢量为 2.5kg，目前柴油价格为 6.8 元/L，则与汽油价格具有同等竞争力的氢气价格为 27 元/kg。如果使氢燃料电池车具有较强的竞争力（百公里耗氢成本较百公里耗油成本低 20%以上），则氢气成本需控制在22 元/kg 以下。

对于氢气企业，一体化是未来成败的关键。一方面要上游制氢、运氢、加氢的紧密一体化，另一方面也要力争实现上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业相互结合的松散一体化。

上游一体化的重要性在于保证供应、锁定利润。行业早期标准不完善的背景下，制氢与加氢割裂容易导致供应不稳定和品质的不可控；对于企业而言，一体化还是从产业链着手降低成本、提高利润的重要方式。

在产业发展早期，由于基础设施建设需要适度超前，上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业要松散一体化，避免出现有站无车或有车无站的困境，这对上下游均是很好的保障。

区域布局是氢气企业成败的第二个关键。综合考虑区域燃料电池制造基础、氢气供应和地区财政能力，我们认为长三角、珠三角和环渤海地区是最主要的燃料电池发展区域，而综合比较而言，长三角在三个区域中优势最大。

从区域需求来看，考虑燃料电池初期推广由国家补贴+地方补贴共同推动，主要应用领域集中在商用车（物流车、公交车等）；财政实力强大、基础配套完善的区域将赢得快速发展，主要包括长三角、环渤海、珠三角等区域。

从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢区域分布来看，现阶段长三角以及环渤海区域的山东是主要的贡献者；依托得天独厚的区位优势，在现有运输条件下长三角发展氢能产业具备极强的比较优势。而环渤海区域由于运输半径限制，短期来看山东省是该区域具备先发优势的地区，中长期液氢储运技术成熟后，山东大量的高纯副产氢将带动该区域的产业发展。

长三角现有产能达 25 万吨，可供 9 万辆商用车或 172 万辆乘用车使用，未来释放产能达 88 万吨，可供 32 万辆商用车或 601 万辆乘用车使用，足以满足中短期氢气需求。

环渤海现有产能达 31 万吨，可供 11 万辆商用车或 211 万辆乘用车使用，未来释放产能达 126 万吨，可供 46 万辆商用车或 864 万辆乘用车使用，但半数以上产能集中在山东，未来伴随氢气需求增长，可利用液氢拖车将山东副产氢运往渤海区域氢气需求较大的区域。

一、氢能远期需求过万亿，政策推动氢气需求快速增长

1.氢能源需求广阔，远期需求过万亿

能源紧张+环保问题，发展清洁的可再生能源是应有之义。1）目前一次能源需求以石油、天然气、煤炭为主，占比超 85%，2017 年全球已探明石油储量可供 50.2 年产量，天然气储量可供 52.6 年产量，煤炭储量可供134 年产量，全球能源需求逐年增长的背景下，传统不可再生资源日渐枯竭，各国积极发展可再生能源。2）温室效应的背景下，2016 年 175 个国家签署《巴黎协定》，主要目标是将本世纪平均气温上升幅度控制在 2 摄氏度，考虑全球二氧化碳排放以能源系统为主，各国积极发展清洁能源。3）近年来，欧洲、日本、美国相继出台政策，2030 年将完全禁止传统汽油、柴油内燃机使用。

从能源发展历史来看，氢能优势明显。1）从环保的角度来看，煤炭的碳氢比是 1:1，石油的碳氢比是 1:2，天然气的碳氢比是 1:4，氢气零碳排最为环保。2）从能量密度来看，煤炭的能量密度是木柴的 160 倍，石油的能量密度是煤炭的 2 倍，氢气的能量密度是石油的 3 倍，氢气能量密度最高。

氢能优势突出、是唯一可同时用于交通、储能、发电等领域的新能源。1）氢能作为清洁的二次能源，具备来源广、能量密度高、可储存、可再生、0噪音、0 污染的优势，是唯一可同时用于交通、储能（可用氢来储存风能、太阳能）、发电等领域的新能源。

各国积极发展氢能源。

日本提出发展氢能社会，将氢能定位为未来核心二次能源（与电力、热能并列），计划 2030年 530 万台家用燃料电池投入使用，燃料电池乘用车保有量达 80 万辆。

韩国计划 2030 年燃料电池汽车保有量达 180 万辆，2040 年燃料电池产量扩大至 15GW，约韩国目前发电量（133GW）的 11%，2040 年氢能市场规模达 43 万亿韩元（折合 2494 亿人民币）。

氢能全面取代传统能源市场规模超 15 万亿。参考 2017 年传统能源消费量及单价，远期氢气全面替代传统能源后，市场规模达 15.5 万亿元。根据国际氢能委员会的预测，到 2050 年全球氢能源消费占总能源需求的 18%，市场规模超 2 万亿。

预计 2050 年全球燃料电池车用氢气市场规模达 4600 亿元。假设 2050 年全球汽车产量约 9700 万辆，燃料电池车占新车产量 40%的份额其中商用车占比 25%。商用车日行驶里程 300km，乘用车日行驶里程 40km，商用车百公里耗氢量 2.5kg，乘用车百公里耗氢量 1kg，参考 METI 氢气价格，假设 2050 年氢气价格降至 15 元/kg，全球燃料电池车用氢气市场规模达4620 亿元。

2.政策推动下，燃料电池车推广、加氢站建设提速

顶层政策不断加码，促氢能发展提速。1）2019 年 3 月 15 日，氢能源首次写入《政府工作报告》，国家政策、地方政府和产业均高度重视，未来有望获更多政策倾斜。2）3 月 26 日，四部委新出《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》明确指出“地方应完善政策，过渡期后不再对新能源汽车（新能源公交车和燃料电池汽车除外）给予购置补贴，转为用于支持充电（加氢）基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面”。

燃料电池车+加氢站推广提速。1）2018 年燃料电池车销量 1527 辆，2019年 1-4 月，燃料电池车销量为 230 辆，同比 290%。目前国内运营加氢站为 22 座，在建加氢站 25 座。2）根据《节能与新能源汽车技术路线图》，到 2020 年燃料电池汽车在公共服务领域的示范应用要达到 5000 辆的规模；到 2025 年，实现氢燃料电池汽车的推广应用，规模达到 5 万辆；到 2030年，实现氢燃料电池汽车的大规模推广应用，氢燃料电池汽车规模超过 1百万辆。到 2020 年、2025 年、2030 年加氢站数量达 100、 300、 1000座。3）近年来，多地市发布燃料电池、氢能源规划，仅根据上海、佛山、武汉、山东、大同、张家口等地规划，预计 2020 年燃料电池车数量超 1.3万辆，加氢站超 100 座。

3.氢气需求快速增长，规模效应促成本下降

我们认为，国内燃料电池车行业的发展将遵循公交车、物流车（初期）到重卡（中期），再到乘用车（远期）的路径。初期将由政策主导，在经济发达、基础设施配套完备的区域，由公交车、物流车切入；伴随基础设施逐步完备，系统成本、氢气成本逐步下降，中期具备成本优势的燃料电池重卡将率先爆发。

氢气需求快速增长。我们预计 2020 年燃料电池车销量达 1 万辆，主要为城市客车、城市物流车；伴随系统成本、氢气成本下降，2025 年燃料电池车销量超 25 万辆，重卡市场逐步爆发；2030 年燃料电池车销量超 160 万辆，主要为重卡。假设客车、物流车、重卡日行驶里程 300km，客车百公里耗氢量 5kg，物流车、重卡百公里耗氢量 2.5kg，对应 2025 年氢气需求超 200 万吨，2030 年氢气需求超 1300 万吨。

氢气成本下降路径：1）氢气成本主要由制氢成本、运氢成本、加氢站固定成本三大成本构成，伴随规模效应三大成本逐步下降，以加氢站固定成本为例，500kg/d 的加氢站利用率为 30%（对应绑定 20 辆商用车需求）时，加氢站固定费用达 30 元/kg，加氢站利用率为 150%（对应绑定 100 辆商用车需求）时，加氢站固定费用仅 6 元/kg。2）目前国内仍将氢能当做危化品管理，这增大了氢气储运的费用，4 月中旬多家氢能企业对《危险化学品目录（2015 版）实施指南（试行）》提出修订意见，希望氢气能从危化品划归至能源范畴。

二、氢气供应：短期氯碱、烷烃副产氢，长期煤制氢、光伏电解

制氢的方式主要包括一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢）、化学工业副产氢（氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢）、化工原料制氢（甲醇裂解、液氨裂解等）、电解水制氢。

我国年制氢量约 2400 万吨，以一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢、炼厂制氢）和化学工业副产氢为主。主要为工业用氢，用于合成氨、石油加工、甲醇制造。

短期视角来看：综合品质、成本、稳定性、环保四大因素，我们认为氯碱副产氢、烷烃副产氢是现阶段最适合的燃料电池车用氢气来源。

长期视角来看： 2030年氢气需求超 1000万吨，此时低成本的煤制氢、光伏电解水制氢将成为重要氢气来源。

高质：氯碱副产氢、烷烃副产氢、电解水制氢纯度最高。1）氢燃料电池电极采用特制多孔性材料制成，它不仅要为气体和电解质提供较大的接触面，还要对电池的化学反应起催化作用，由于含 C 和 S 等化合物对电极有不可逆的毒化作用，因此对氢气中的杂质浓度要求很高。2）我国 2019 年初颁布了 GB/T 37244-2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》标准，将于 2019 年 7 月 1 日起开始实施。该标准指出，氢燃料电池汽车燃料氢气浓度需在 99.97%以上，并规定了质子交换膜燃料电池汽车用氢气中可能含有的氧气、一氧化碳、二氧化碳、总烃、卤化物、水、总硫、氨气、颗粒物等各种污染物浓度的指标。3）从纯度来看，氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢、电解水制氢纯度高、杂质较少，提纯到燃料电池车用氢气标准所需费用较低，而一次能源制氢含有杂质较多，对分离提纯技术要求较高，提纯成本也相应增加。

低成本：目前副产氢是最优选择，未来低成本的煤制氢将成为重要氢气来源。1）一次能源制氢成本最低，煤制氢成本仅需 10 元/kg，但一次能源制氢前期投资额高，90000m³/h 规模的煤气制氢、天然气制氢设备投资额达 12.4 亿元、6 亿元，适用于大规模制氢，并非现阶段的理想氢气来源，但考虑煤制氢的低成本优势，在未来氢气需求爆发之后将成为重要氢气来源。2）副产氢成本较低，仅需在原有装备上进行低成本改造即可获取高纯度氢气，我们预计将氯碱副产氢提纯后达到供应加氢站的成本仅需十元左右。3）化石原料制氢、电解水制氢适合小规模、站内制氢，但成本较高.未来伴随可再生能源发电发展，成本下降后电解水法制氢有望发展成为氢气来源的可靠路线。目前利用“四弃”（弃水 、弃风 、弃光 、弃核 ）发电 制氢，成 本可降至12.2~24.5 元/kg。

稳定、环保：氯碱副产、丙烷脱氢副产、乙烷制乙烯副产、电解水最佳。石化制氢、化工原料制氢排放 CO2，且焦化行业产能聚集在北方，冬季受环保限产影响导致氢气供应不稳定，故而不是理想的氢气来源。未来伴随氢气需求增长，叠加 CCS（二氧化碳捕捉技术）的逐步成熟，煤气制氢将成为环保的氢气来源。

1.一次能源制氢：成本低、初始投资额大，适合大规模制氢

一次能源制氢主要包括煤制氢、天然气制氢。煤制氢、天然气制氢都是生成氢气和 CO，再通过变换反应将 CO 和水蒸气进一步反应生成更多氢气，再分离提纯得到氢气产品。一次能源制氢成本低、初始投资额大，适合大规模制氢，目前大规模应用于合成氨、甲醇等化工原料气、炼化产品生产过程中的加氢。

我国煤炭资源丰富，目前煤制氢是我国氢气的主要来源，煤炭制氢是由煤炭和氧气发生燃烧反应，进而与水反应，得到以氢气和 CO 为主要成分的气态产品，然后经脱硫净化，CO 和水蒸气进一步反应生成氢气和 CO2，再分离、提纯等过程。以 2019 年将投产的荆门盈德煤制氢综合利用项目为例，其生产的氢气纯度可达 99.99%。

天然气制氢应用广泛，天然气制氢是由甲烷与水蒸气发生重整反应，再经过水煤气变换反应将生成氢气和 CO2，再利用 PSA 脱除 CO2 得到氢气。

煤制氢初始投资高，单位成本更低。1）从投资额来看，煤制氢初始投资额更高。以 90000m³/h 规模的制氢装置为例，煤制氢投资额为 12.4 亿元，天然气制氢投资额为 6 亿元。2）从投资额来看，根据测算，在煤炭价格为450 元/吨的时候，煤制氢单位成本为 9.9 元/kg，在天然气价格为 2.5 元/m³的时候，天然气制氢单位成本为 12.83 元/kg。

2.化学工业副产氢：氯碱工业、烷烃裂解副产氢是现阶段最优选择

目前多种化工过程包括氯碱工业、烷烃裂解、焦炭工业均有大量副产氢，可采取适当工艺将氢气分离得到高纯度氢气，氯碱工业、烷烃裂解副产氢成本低、纯度高，是氢能源发展初期的最优选择。

氯碱副产氢：氯碱工业是最基础的化工产业之一，是以电解食盐水溶液来生产烧碱、氯气，并副产氢气的工业，副产氢干燥处理后纯度达 99.8%，经 PSA 变压吸附提纯后可纯度达 99.99%~99.999%。我们预计将氯碱副产氢提纯后达到供应加氢站的成本仅需十元左右。

烷烃裂解副产氢：主要包括 PDH 副产氢和乙烷制乙烯副产氢，丙烷脱氢（PDH）是以丙烷作为原料脱去氢气得到丙烯，乙烷制乙烯是以乙烷为原料脱去氢气得到乙烯，通过提纯后副产的氢气纯度可达 99.99%。

3.化工原料制氢：成本较高，适合站内制氢

甲醇裂解制氢：由于甲醇具有易于运输、易于获得等特点，甲醇制氢技术备受关注，并应用于众多特定的场所。利用甲醇制氢有 3 种途径：甲醇裂解、甲醇-蒸汽重整和甲醇部分氧化。在这三种方法中，甲醇裂解制氢和甲醇蒸汽重整制氢技术成熟，甲醇部分氧化技术目前尚未产业化。

甲醇重整制氢适用于 2500 Nm³/h 以下的规模场景，可用于站内制氢，以1000m³/h 规模的制氢装置为例，投资约 1000 万元，在甲醇价格在 2200元/吨时，对应制氢成本约 21.5 元/kg。

液氨制氢是指液氨经预热器蒸发成气氨，然后在一定温度下，利用催化剂将氨气分解为含氢 75%和含氨 25%的混合气，再利用 PSA 吸附提纯。氨分解制氢产生的气体不含 S、C，且液氨储存安全、极易压缩，因此氨作为氢的载体具有较大应用前景。

液氨制氢适用于300 Nm³/h 以下的小规模场景，可用于站内制氢，以300m³/h 规模的制氢装置为例，投资额仅需 100 万元，按液氨 1800 元/吨，电价 0.5 元/kWh 测算液氨制氢成本约 20 元/kg，如未来有进一步的技术突破，液氨制氢的技术可以拓展到直接用于车载供氢。未来推广的难点主要在于液氨制氢的催化剂为稀有金属钌（Ru）。

4.电解水制氢：最清洁，长期来看低成本的光伏电解水制氢将是重要来源

电解水制氢作为最清洁的制氢方式，制氢纯度也最高。

目前商 用电解槽法 ，能 耗水平 约为 4.5~5.5kWh/Nm³H2， 我们 按 5kWh/Nm³H2能耗测算，电价取 0.5 元/kWh，制氢规模为 1000 Nm³时设备投资额约 1400 万元，电解水制氢成本达 31.6 元/kg。

根据目前的行业情况，我们认为电价低于 0.25 元/ kWh 时电解水具备经济性。短期来看，核电、水电站均可达到这一水平，此外考虑我国每年有大量的弃水、弃风、弃光、弃核现象，若利用“四弃”发电制氢也具备经济性；长期来看，低成本的光伏制氢使氢气来源更加灵活而广泛。

三、考虑运输成本，具备区位优势的副产氢经济性更佳

1.气氢拖车是目前主流运输方式，液氢罐车是未来重要方向

目前气氢拖车是氢气运输的主流方式，但不适合远距离运输，且其成本主要受运输距离的影响，伴随距离增长成本快速增长，经济运输半径为300km 左右，因此具备区位优势的副产氢经济性更佳。伴随氢能发展，适用于大规模、远距离的液氢罐车将是未来的重要方向，具备液氢技术储备的企业未来经济性更佳。

氢能供应链中运氢环节定义为包括集中制氢厂的运输准备环节（氢气压缩/液化、存储及加注）和车辆/管道运输过程所涉及所有设备。运氢的方式主要分为气氢拖车运输（tube trailer）、液氢罐车运输（liquid truck）和气氢管道运输（pipeline）。

气氢拖车：目前主流运输方式，适用于近距离、小规模运输。1）从运输距离来看，由于其运输成本与运输距离关联度高，因此不适合远距离运输。2）从运输规模来看，气氢拖车运输规模较小，每车约可充装氢气 320kg，设计工作压力为 20MPa。3）从成本来看，成本主要受运输距离的影响，伴随距离增长成本快速增长，适合近距离运输，经济运输半径为 300km 左右。根据下表假设，当氢源距离加氢站 100km，运输 300kg 氢气的单位成本约 4.5 元/kg，当氢源距离加氢站 1000km，运输 300kg 氢气的单位成本超26.8 元/kg。

液氢罐车：未来的重要方向，适合大规模、远距离运输。1）从运输距离来看，液氢适合远距离运输，除罐车外还可以利用铁路、轮船进行远距离、跨洲际运输。2）从运输规模来看，液氢密度为常温、常压下气氢的 845倍，运输规模较大，罐车容量约 65m³，每车约可运输氢气 4000kg。3）从成本来看，成本主要受运输规模的影响，伴随规模增长成本快速下降，适合大规模运输。

管道氢气运输运营成本低、运输规模庞大，但最致命的缺点是投资成本高且只适合点对点运输，因此在一段时间内很难成为主流。

2.长三角氢气丰富，助力氢能源发展

从区域需求来看，考虑燃料电池初期推广由国家补贴+地方补贴共同推动，财政实力强大、积极发展氢能源的区域将赢得快速发展，主要包括长三角、环渤海、珠三角等区域。其中长三角率先发布《长三角氢走廊建设发展规划》，预计 2021 年燃料电池车保有量达 5000 辆，2025 年燃料电池车保有量达 50000 辆。2030 年燃料电池车保有量达 200000 辆；山东《山东省氢能源产业发展路线图》（意见稿）提出 2021 年燃料电池车保有量达 2000辆，2025 年燃料电池车保有量达 50000 辆。2030 年燃料电池车保有量达100000 辆。

从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢富余产能来看，现有总产能为 68 万吨，可供 25 万辆商用车或 468 万辆乘用车使用，以氯碱副产氢为主；未来释放总产能为 285 万吨，可供 104 万辆商用车或 1952 万辆乘用车使用，均为烷烃裂解副产氢。

从氯碱副产氢、烷烃裂解副产氢区域分布来看，现阶段长三角副产氢丰富助力长三角燃料电池发展，长三角副产氢企业也受益长三角燃料电池发展，中长期山东副产氢可通过液氢罐车辐射环渤海区域。长三角现有产能达 25万吨，可供 9 万辆商用车或 172 万辆乘用车使用，未来释放产能达 88 万吨，可供 32 万辆商用车或 601 万辆乘用车使用；环渤海现有产能达 31 万吨（山东 24 万吨），可供 11 万辆商用车或 211 万辆乘用车使用，未来释放产能达 126 万吨（山东 62 万吨），可供 46 万辆商用车或 864 万辆乘用车使用；珠三角现有产能仅 0.6 万吨，可供 0.2 万辆商用车或 4 万辆乘用车使用，未来释放产能达 16 万吨，可供 6 万辆商用车或 113 万辆乘用车使用。

2.1 氯碱副产氢：现有产能 43 万吨，长三角、山东丰富

氯碱副产氢：现有富余产能 43 万吨，可供 16 万辆商用车或 294 万辆乘用车使用。1）2018 年我国烧碱有效产能约 4076 万吨，根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为 40:1，理论上氢气产能为 102 万吨。2）但考虑国内氯碱企业多配备盐酸装置、聚氯乙烯装置进行氯化氢气体的合成利用，预计全国氯碱行业副产富余氢气产能 43 万吨（富余氢气产能指剔除自用的可供出售氢气），可供 16 万辆商用车使用，或可供 294 万辆乘用车使用。3）由于氯碱行业属成熟行业，未来新增产能有限，本文不考虑未来新增产能。

长三角、山东氯碱富余副产氢丰富。从区域来看，长三角氯碱副产氢产能达 11 万吨，可供 4 万辆商用车或 74 万辆乘用车使用；环渤海氯碱副产氢产能达 22 万吨（其中山东达 16 万吨），可供 8 万辆商用车或 153 万辆乘用车使用；珠三角氯碱副产氢仅 0.6 万吨，可供 0.2 万辆商用车或 4 万辆乘用车使用。

2.2 PDH 副产氢：现有产能 25 万吨，规划产能 124 万吨，长三角丰富

产能快速增长，现有产能 25 万吨，规划产能达 124 万吨。1）2013 年后我国大量上马 PDH 产能，行业平均增速 50%以上。目前 PDH 产能达686.5 万吨，副产氢富余产能达 25.3 万吨，可供 9 万辆商用车使用，或可供 174 万辆乘用车使用。2）PDH 规划产能（规划产能包括在建产能、拟在建产能）2595 万吨，未来可释放副产氢产能达 124 万吨，可供 45 万辆商用车使用，或可供 846 万辆乘用车使用。

长三角 PDH 副产氢丰富。从区域来看，PDH 现有产能和在建产能都集中在山东、长三角区域。考虑规划产能释放，长三角 PDH 副产氢产能达 66万吨（其中规划产能 52 万吨），可供 24 万辆商用车或 455 万辆乘用车使用；环渤海 PDH 副产氢产能 46 万吨（其中规划产能 37 万吨），可供 17万辆商用车或 312 万辆乘用车使用；珠三角 PDH 副产氢产能 16 万吨（均为规划产能），可供 6 万辆商用车或 113 万辆乘用车使用。

2.3 乙烷制乙烯制氢：未来重要来源，规划产能达 161 万吨

乙烷制乙烯副产氢：未来重要来源，规划产能达 161 万吨，可供 59 万辆商用车或 1105 万辆乘用车使用。我国乙烯过去主要由蒸汽裂解、石油裂解、煤制烯烃等途径获得，目前乙烷裂解制乙烯的单独生产装置很少，规划产能达 2380 万吨，理论上可释放氢气达 161 万吨，可供 59 万辆商用车使用，或可供 1105 万辆乘用车使用，将是未来氢气的重要来源。

环渤海规划乙烷制乙烯副产氢产能丰富。从区域来看，长三角地区规划乙烷制乙烯副产氢产能 36 万吨，可供 13 万辆商用车或 245 万辆乘用车使用；环渤海地区规划乙烷制乙烯副产氢产能 90 万吨（其中山东、辽宁达 68 万吨），可供 32 万辆商用车或 611 万辆乘用车使用。

四、一体化是氢气企业未来成败的关键

1.制氢、运氢、加氢站一体化企业比单一氢气企业更有优势

对上游氢气企业而言，制运加一体确保氢气供应、品质与利润空间，打通制氢、运氢、加氢乃至液氢运输的企业更有核心竞争力。

燃料电池对氢气品质的要求较高，若燃料电池长期使用含有杂质（如含 S化合物、含 C 化合物、含 N 化合物）的氢气，寿命将大幅缩减。一方面氢气从制氢到运氢再到加氢，产业链较长且对设备、人员专业性要求较高；另一方面行业发展初期标准不完善、缺乏品质管控的背景下；制运加氢一体可以更好地把控氢气的供应和品质。

对氢气企业而言，一体化降低综合成本，增厚企业利润，根据我们测算，对氢气企业而言，假设加氢站对外销售价格为 40 元/kg，布局日加注能力500kg 的加氢站，在使用率 60%（日加注 300kg，对应绑定 40 辆商用车需求）以上时，布局加氢站利润更高。

基本假设：

1）根据前文，氯碱副产氢达到燃料电池车用氢气标准的成本约十余元，运输成本为 4.5 元/kg，我们保守假设副产氢企业制氢、运氢成本总计20 元/kg。

2）参考已建成的加氢站，投资额为 1250 万元，参考《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法》，对 2020 年前建成的 500 公斤加氢站补贴 800 万元，对 2020 年后建成的 500 公斤加氢站补贴 500 万元，我们保守假设加氢站补贴为 500 万元。加氢站成本中，设备成本占比约 80%，土地成本占比约 20%，假设设备折旧年限为 15 年，土地折旧年限为 20 年，则加氢站年均折旧额为 48 万元。

3）参考已建成的加氢站，年维护成本为 12 万元，工作人员为 8 人，假设工作人员人均工资为 8 万元/年，加氢站用电成本为 40 万元/年。则加氢站年运营成本为 116 万元。

2.产业发展初期，上游氢气企业必须与下游用户需求绑定

在产业发展早期，由于基础设施建设需要适度超前，上游氢气企业必须与下游制造、运营企业松散结合，保证车有站、站有车。

对下游燃料电池车运营企业而言，充足的氢气供应和加氢站是燃料电池车运营的先决条件，目前我国燃料电池车累计销量超 4000 辆，而建成的加氢站仅 22 座，加氢站较少是燃料电池行业发展的重大阻碍，因此下游燃料电池运营企业必须与加氢站相互合作，避免出现“由于没有加氢站而无法运营”的情况。

对上游氢气企业而言，绑定下游用户需求保障氢气销售，避免出现“有站无车”的现象。且伴随规模效应氢气成本下降，将增厚上游氢气企业利润。根据我们测算，绑定 20 辆商用车需求时，氢气成本高于 60 元/kg，上游企业将出现亏损；绑定 40 辆商用车需求时，氢气成本仅需 30 元/kg。

五、投资建议：关注积极进行氢气资源充分利用的化工企业：略

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（报告来源：国金证券；分析师：张帅/蒲强/刘妍雪/杨翼荥/杜旷舟）

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）