從氫能源結構方面來看，目前全球平均氫氣有48%來源于天然氣、30%來自于副產(chǎn)氫、僅18%來源于煤炭。
一、氫能產(chǎn)業(yè)鏈概況
1.1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈概況：未來氫氣需求大幅增加，2030年將達到3500萬噸
氫能源是一種能量密度高并且無污染的理想清潔能源，作為一種二次能源，可以從化石原料中直接獲取，也可以由水電解制得。發(fā)展氫能經(jīng)濟能夠減少溫室氣體和細顆粒物的排放，實現(xiàn)能源多元化，全球各國家地區(qū)紛紛將氫能源視為未來新能源的戰(zhàn)略發(fā)展方向。氫能源之所以被日、韓視為替代能源的終極方案，不僅在于它可以用于燃料電池車,更能用來構建氫能低碳社會。當氫氣與氧氣在燃料電池中相互接觸時，能夠產(chǎn)生像水一樣的環(huán)保能源，是最清潔的能源；其次，通過可再生能源獲取的剩余電力，可以將其轉換為氫氣儲存起來，并運輸?shù)礁鞯?，在需要的時候隨時隨地使用。從這個意義上來說，氫是可以與電共存的能源。
日本是最重視氫能利用的國家，提出要在全球率先實現(xiàn)"氫社會"；歐洲燃料電池和氫能聯(lián)合組織認為大規(guī)模發(fā)展氫能是歐盟實現(xiàn)脫碳目標的必由之路，更重視氫能源技術的發(fā)展，其氫能基本戰(zhàn)略涵蓋了氫能研發(fā)基礎以及儲運技術等；美國、韓國則注重建設氫燃料電池汽車電池產(chǎn)業(yè)的基礎設施，如建設運輸路線和加氫站；中國具有豐富的氫能供給經(jīng)驗和產(chǎn)業(yè)基礎，現(xiàn)已經(jīng)是世界最大的制氫國，但仍以工業(yè)原料為主，氫作為能源消費的市場規(guī)模依然較小。
截止至2018年，全球氫氣總產(chǎn)量達到了6500萬噸，48%的氫氣應用于石油煉化、43%的氫氣應用于氨生產(chǎn)。其中中國氫氣產(chǎn)量約2100萬噸，占全球總產(chǎn)量的比例超過30%，凸顯我國產(chǎn)氫大國的地位，為我國開發(fā)利用新能源、加快邁入氫能經(jīng)濟時代創(chuàng)造了有利條件。預計2030年中國氫氣需求量將達到3500萬噸，2050年將達到6000萬噸，產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值約12萬億元。
從氫能源結構方面來看，目前全球平均氫氣有48%來源于天然氣、30%來自于副產(chǎn)氫、僅18%來源于煤炭。其中日本氫能來源結構最為清潔，由于日本資源短缺問題，其一直致力于打造一條全球無碳化氫供應鏈，主要依靠基于"可再生能源"發(fā)電，利用水電解生產(chǎn)的氫燃料，電解水制氫占比達到了63%。而中國的氫能源結構仍以煤炭為主，煤制氫占比62%，天然氣制氫占19%，而電解水制氫僅占1%，氫源結構需要優(yōu)化。
氫能產(chǎn)業(yè)鏈主要包括上游制氫、中游儲運氫和下游的加氫站建設，就我國產(chǎn)業(yè)鏈成本來看，制氫成本占比最重，達到了55%，儲運氫成本占30%，加注氫占比15%。目前氫能源產(chǎn)業(yè)還不具有經(jīng)濟性，氫能作為燃料電池的最理想的清潔燃料，如果要實現(xiàn)燃料電池的產(chǎn)業(yè)化，必須要保證氫能產(chǎn)業(yè)的同步發(fā)展。
1.2 政策環(huán)境：國內(nèi)政策加碼，重點強調(diào)加氫站基礎建設
2014年四部委出臺加氫站建設補貼方案，對每日加注能力達到200kg的站點獎勵400萬元，在2015年底有效期結束。2019年3月5日"推動加氫設施建設"首次寫入政府工作報告，3月26日四部委發(fā)布《關于進一步完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，提出地方補貼需支持加氫基礎設施。國家高度重視加氫站，正式期補貼或向加氫環(huán)節(jié)傾斜。11月，國家發(fā)改委官方網(wǎng)站正式發(fā)布《產(chǎn)業(yè)結構調(diào)整指導目錄（2019年本）》。氫能和燃料電池將在新能源、有色金屬、汽車、船舶、輕工等產(chǎn)業(yè)中得到支持發(fā)展。
地方政府大力支持產(chǎn)業(yè)發(fā)展，不斷出臺扶持政策，推動地方氫能發(fā)展。2019年10月8日，《佛山市南海區(qū)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2019－2030）（征求意見稿）》發(fā)布，提出到2020年，氫燃料電池公交車保有量達到400輛，物流車保有量達到1000輛，建設有軌電車線路1條，建成加氫站15－20座，規(guī)劃發(fā)展氫燃料電池分布式發(fā)電系統(tǒng)和備用電源，氫源以市外供氫為主，規(guī)劃建設制氫工廠。11月28日，重慶市經(jīng)信委公開征求對《重慶市氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見（征求意見稿）》的意見。到2025年，預計建成加氫站30座、氫車2000輛；11月8日，山東省濟寧市政府出臺《關于支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的意見》。提出探索加氫（油、氣、電）等綜合建設模式，探索推進氫分布式能源應用示范。對建設的 500kg/d撬裝式加氫站，每個補貼400萬元；建設的500kg／d固定式加氫站，每個補貼800萬元。同時，將加速氫燃料電池汽車、公交車、物流車等示范作用，對氫能公交車和氫能物流車車輛購置款按照國家標準 1：1對購車單位進行地方補貼，且將氫能公交車運營納入公交成本規(guī)制管理，而加氫站運營銷售氫氣，也將按20元／kg補貼。
總體來看，我國對氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈扶持力度大，地方政府政策不斷加碼，尤其是加氫站建設的補貼，國內(nèi)目前加氫站補貼約占成本的27%，且后續(xù)在加氫站運營方面也會給予一定的補貼，因此短中期首先看好氫能產(chǎn)業(yè)鏈下游加氫站的建設。
二、上游制氫：新型制氫技術仍在路上，短中期看好工業(yè)副產(chǎn)氫
2.1 制氫路線
我國現(xiàn)已是世界最大的制氫國，工業(yè)氫氣產(chǎn)量領跑全球。目前的制氫方法主要有工業(yè)副產(chǎn)氫、電解水制氫、化工原料制氫、化石燃料制氫和其他新型制氫方法。我國制氫主要依靠煤氣化制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，2018年我國煤氣化制氫達1000萬噸，工業(yè)副產(chǎn)氫達800萬噸，相比之下電解水制氫和新型制氫技術由于技術不成熟以及成本較高的原因，占我國制氫總量比重較低。短期內(nèi)我國仍將會以煤氣化和工業(yè)副產(chǎn)氫作為制氫的主要手段，帶動氫能消費市場的發(fā)展。未來預計2050年電力系統(tǒng)成本下降一半，電解水制氫技術將會成為主流技術之一，從而成為有效供氫主體，疊加生物質制氫、CCS和光解水等其清潔環(huán)保技術，實現(xiàn)中國能源結構從傳統(tǒng)化石能源為主轉向以可再生能源為主的多元格局。
2.2 化石燃料制氫：產(chǎn)量大、技術成熟、成本低
2.2.1 煤制氫
我國的煤炭資源豐富，煤制氫技術的發(fā)展非常迅速，是目前我國最主要的制氫技術之一，其技術路徑是煤炭通過氣化轉化成合成氣，再經(jīng)水煤氣變化分離處理，提取高純度的氫氣，煤制氫按照具體工藝流程的不同分為蒸汽轉化制氫、水煤漿氣化制氫、干粉煤氣化制氫及渣油氣化制氫。這種制氫方法優(yōu)點是技術成熟、原料成本低、規(guī)模裝置大，缺點則是設備結構復雜、運轉周期相對低、投資高、配套裝置多。同時利用化石能源制氫，必須要考慮的問題是二氧化碳的出路。生產(chǎn)1kg氫伴生的二氧化碳重量也不相同，煤制氫約為11kg，天然氣制氫約為5.5kg，輕油制氫約7kg，作為溫室氣體的二氧化碳少量排放也將會征收高額碳稅。
我國煤制氫產(chǎn)能最大的企業(yè)是國家能源集團，其在氫能源產(chǎn)業(yè)有著得天獨厚的優(yōu)勢，目前煤化工板塊年產(chǎn)超過 400 萬噸氫氣，已具備能供應4000萬輛燃料電池乘用車的制氫能力，世界排名第一；中國石化目前擁有制氫能力約300萬噸/年。在氫氣供給方面，無論是煤制氫、可再生能源制氫，還是工業(yè)副產(chǎn)品制氫，中國石化都有巨大的供給能力，氫氣產(chǎn)能在國內(nèi)名列前茅。
2.2.2 天然氣制氫
天然氣制氫按照工藝路線的不同，主要分為蒸汽重整制氫、絕熱制氫、部分氧化制氫、高溫裂解制氫和自熱重整制氫。目前國內(nèi)外主流制氫方式是蒸汽重整制氫，該方案工藝連續(xù)運行，設備緊湊，裝置規(guī)模大，投資大。但由于反應慢，制氫能力相對較低。
天然氣蒸汽重整制氫主要流程包括四個：1）原料預處理：主要指原料氣的脫硫過程。2）天然氣蒸汽轉化：多采用鎳系催化劑，將天然氣中的烷烴轉化成為主要成分是一氧化碳和氫氣的原料氣。3）一氧化碳變換：在中溫或高溫以及催化劑條件下和水蒸氣發(fā)生反應，從而生成氫氣和二氧化碳的變換氣。4）氫氣提純：最常用的氫氣提純系統(tǒng)是變壓吸附凈化分離系統(tǒng)（PSA），凈化后得到的氫氣純度最高可以達到99.99%。
從成本方面來對煤制氫和天然氣制氫進行對比，目前國內(nèi)煤氣化制氫技術的生產(chǎn)成本結構主要有原料，氧氣和制造費用，其中原料煤約占總成本的39%，氧氣占比達到24.17%，制造費用占15.54%，總折噸成本約9903元/t。相比之下，利用天然氣制氫的生產(chǎn)成本中原料成本和燃料動力能耗成本占比約90%，其中原料成本高達73.38%，總成本折噸計算約12831元/噸。天然氣成本高的原因在于制氫成本受原料價格影響大，目前天然氣價格仍處于上行階段，預計成本將高于12831元/噸，同時我國煤炭豐富而天然氣儲量相對較低，40%以上的天然氣依賴進口，因此從成本角度來看，煤制氫仍是更優(yōu)選擇。
2.3 工業(yè)副產(chǎn)氫：短中期內(nèi)或將成為有效供氫主體
2.3.1 氯堿副產(chǎn)制氫
工業(yè)副產(chǎn)氫的方式主要有氯堿副產(chǎn)氫、焦爐煤氣制氫和輕烴裂解制氫。其中氯堿工業(yè)生產(chǎn)以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法兩種工藝，生產(chǎn)包括燒堿、聚氯乙烯（PVC）、氯氣和氫氣等產(chǎn)品。國內(nèi)氯堿行業(yè)基本上全部采用離子膜電解路線，一氧化碳含量較低且無化石燃料中的有機硫和無機硫，因此是燃料電池氫源的較優(yōu)選擇。氯堿副產(chǎn)制氫具有氫氣提純難度小、耗能低、自動化程度高以及無污染的特點，氫在提純前純度已高達99%以上。
2018年我國燒堿產(chǎn)量達到3420萬噸，平均每生產(chǎn)1噸燒堿可副產(chǎn)280Nm3氫氣（25kg），年副產(chǎn)氫約85.5萬噸。目前國內(nèi)氯堿廠副產(chǎn)氫氣主要用于制備鹽酸或其他化工品以及燃燒釋放熱能，而約30%的副產(chǎn)氫被直接放空，這部分放空的副產(chǎn)氫氣理論上可供應約超100萬輛燃料電池車。我國在氫能源方面布局的氯堿副產(chǎn)氫企業(yè)有鴻興達業(yè)和濱化股份，均是是我國重要的環(huán)氧丙烷和燒堿生產(chǎn)商，擁有100萬噸燒堿產(chǎn)能，副產(chǎn)氫氣約2.5萬噸/年。濱化股份燒堿產(chǎn)能65萬噸/年，副產(chǎn)氫氣1.7萬噸/年。嘉化能源完成了制氫、儲運氫、加氫的全產(chǎn)業(yè)鏈覆蓋，現(xiàn)有氯堿副產(chǎn)氫1萬噸，關聯(lián)公司三江化工和美福化工輕烴裂解氫氣2萬噸、規(guī)劃產(chǎn)能9萬噸。
2.3.2 焦爐煤氣制氫
焦爐煤氣是煉焦的副產(chǎn)品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮和預凈化、預處理、變壓吸附和氫氣精制。其中焦爐煤氣預處理利用變溫吸附進行除硫除萘，然后利用變壓吸附提高氫氣純度，最后精制氫氣的純度可以達到99.999%。焦爐煤氣制氫裝置具有自動化程度高，操作簡單，節(jié)能降耗的優(yōu)點，但是也存在易產(chǎn)生廢氣，清潔度較低的缺點。
我國是全球最大的焦炭生產(chǎn)國，2018年國內(nèi)焦炭產(chǎn)量為4.38億噸，占全球產(chǎn)量的60%，每噸焦炭可產(chǎn)生焦爐煤氣約350-450立方米，焦爐煤氣中氫氣含量約占50%-60%。目前我國焦爐煤氣制氫龍頭是擁有660萬噸焦炭產(chǎn)能的美錦能源，副產(chǎn)氫氣可達到5.9萬噸/年。
2.3.3 輕烴裂解制氫
輕烴裂解制氫主要有丙烷脫氫（PDH）和乙烷裂解兩種路徑。PDH是制備丙烯的重要方式，丙烷在催化劑條件下通過脫氫生成丙烯，其中氫氣作為丙烷脫氫的副產(chǎn)物。乙烷蒸汽裂解乙烯技術較為成熟，已成功應用數(shù)十年，技術上不存在瓶頸。輕烴原料組分決定其氫氣雜質含量遠低于煤制氫和焦爐氣制氫，純度較高，提純難度小。
截止至目前，國內(nèi)共有10個PDH項目投產(chǎn)，另外3個項目在建，計劃2023年丙烯產(chǎn)能974.63萬噸/年，副產(chǎn)氫氣產(chǎn)能達到37.04萬噸/年，理論上可供應156萬輛燃料電池車使用。
全球乙烷主要由中東和美國提供，兩者產(chǎn)量分別占世界總產(chǎn)量的38%和36%。乙烯是我國需求量最大的烯烴之一，是合成塑料、合成纖維和合成橡膠的基礎原料，目前我國擁有15個乙烷裂解項目，乙烯計劃產(chǎn)能超過2000萬噸/年，副產(chǎn)氫可達到130萬噸/年，可滿足約500萬輛燃料電池汽車的氫氣需求。目前國內(nèi)工業(yè)副產(chǎn)制氫的領跑企業(yè)有：衛(wèi)星石化、嘉能源、東華能源、濱化股份。衛(wèi)星石化未來有250萬噸乙烷裂解項目投產(chǎn)，副產(chǎn)氫16萬噸；東華能源現(xiàn)有副產(chǎn)氫5萬噸，寧波二期PDH裝置建成后將提升至7.5萬噸。
由于氫氣在PDH和乙烷裂解工藝中并非首要產(chǎn)物，故僅從氫氣提純成本方面考慮工業(yè)副產(chǎn)制氫的成本。目前工業(yè)副產(chǎn)氫的提純成本為300-600元/噸，考慮副產(chǎn)氣體成本后的綜合制氫成本為10000-16000元/噸。
2.4 電解水制氫：隨供電成本下降，未來將會成為主流制氫技術之一
電解水制氫原理是在由電極、電解質與隔膜組成的電解槽中，在電解質水溶液中通入電流，水電解后，在陰極產(chǎn)生氫氣，在陽極產(chǎn)生氧氣。技術路線主要有三種：堿性水電解槽（AE）、質子交換膜水電解槽（PEM）和固體氧化物水電解槽（SOE）。其中成本最低、技術最成熟的是AE，國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為1000立方米/小時。PEM盡管流程簡單，但采用貴金屬電催化劑，成本偏高，國內(nèi)單臺最大氣量為50立方米/小時；SOE目前仍處于實驗室研發(fā)狀態(tài)。
電解水制氫技術具有工藝簡單、無污染和產(chǎn)品純度高（一般可以達到99-99.99%的水平，且雜質主要是水和氧氣）的優(yōu)勢，但受限于目前耗電量大、成本高的原因，暫時不具備大規(guī)模推廣應用的可能。目前按照5kWh/Nm3的H2能耗測算，取基準電價上浮10%的平均電價0.44元/kWh，制氫規(guī)模為1000 Nm3時設備投資額約1400萬元，電解水制氫的成本達到了28476元/t，其中原料成本（即電價成本）占比超過85%。
盡管電解水成本高，但電價下降速度較快，2017年平均銷售電價約為0.62元/kWh。截止2019年，浙江、湖北等省份已開展燃煤電價改革，實行"基準價+上下浮動"，其中基準價格在0.36-0.42元/kWh，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。而四川、廣東等地出臺的電價支持政策，電解水制氫最高電價限定為0.3元/kWh和0.26元/kWh，制氫成本可下降至2萬元/噸左右。
目前，電作為電解水制氫的重要原料，成本高企阻礙了電解水制氫的發(fā)展。近年來我國風電和光伏發(fā)展迅猛，利用風電、光電制氫能將不能貯存的電能轉化成氫能貯存起來并應用，是可再生能源儲能的技術選擇之一。
按照2019年5月《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，2020年I～Ⅳ類資源區(qū)符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準陸上風電指導價分別調(diào)整為每千瓦時0.3元、0.3元、0.4元、0.5元，以此電價作為電解水制氫的電價成本可測算出風電電解水制氫成本為2萬-3萬元/t。
2019年4月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》提出，將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價改為指導價，采用"全額上網(wǎng)"模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目，按所在資源區(qū)集中式光伏電站指導價執(zhí)行。2019年I～III類資源區(qū)分別確定為每千瓦時0.40元、0.45元、0.55元。2019年結束的光伏項目競價中，I～III類資源區(qū)的平均中標電價為0.329元/kWh、0.371元/kWh和0.459元/kWh，以此電價作為電解水制氫的電價成本可測算出風電電解水制氫成本為2.2萬-3萬元/t。
在國家大力補貼可再生能源發(fā)電的情況下，風電和光電價格已經(jīng)下降到煤電的價格水平上了，盡管如此，每年可再生能源發(fā)電仍出現(xiàn)了大量的棄風棄光，這些富余電可以提供更低的成本。截止2019年Q3，我國棄風電量為128億kWh，平均棄風率為4.2%，較去年同期下降3.5個百分點；棄光電量32.5億kWh時，棄光率1.9%，同比下降1.0個百分點。2018年我國棄風棄光電量合計達到277億kWh，5kWh/Nm3的H2能耗測算，理論上可產(chǎn)氫氣50萬噸氫氣，可供10萬輛請燃料電池汽車使用。
但隨著近年來國家要求加快消納可再生能源，推動可再生能源發(fā)展，2016年以來棄風棄光率快速下滑，制氫若僅作為風、光發(fā)電富余情況下的儲能方案，其產(chǎn)量受制于可再生能源發(fā)電的利用率，產(chǎn)量具有極大的不確定性，不能作為主要的供氫方式。因此我們認為短期棄風棄光電解水制氫可以作為解決棄風棄光問題的方案之一，用于燃料電池行業(yè)發(fā)展初期氫源的補充，但是未來必須向更為穩(wěn)定的利用可再生能源的電解水制氫方向轉變。
目前我國氫能應用場景主要有：95%用于傳統(tǒng)石油化工生產(chǎn)的原材料、5%用于可再生能源儲能發(fā)電和氫燃料電池為核心的能源網(wǎng)絡。根據(jù)白皮書的數(shù)據(jù)預測，預計2030年中國氫氣需求量將達到3500萬噸，2050年將達到6000萬噸，產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值約12萬億元，燃料電池相關的氫能產(chǎn)業(yè)鏈年產(chǎn)值可達到萬億。短中期來看，煤制氫仍是市場供氫的主要工藝，但是成本下行空間有限，隨著環(huán)保力度逐漸加大，利用CCS技術控制碳排放將會進一步提高煤制氫成本，因此煤制氫將會逐步退出舞臺。天然氣制氫受限于原料來源，未來氫產(chǎn)量占比或進一步收縮，而成本較低的工業(yè)副產(chǎn)氫適合大規(guī)模推廣，成為短中期內(nèi)有效供氫主體，但工業(yè)副產(chǎn)制氫受制于主產(chǎn)物的產(chǎn)能，氫產(chǎn)能存在上限。因此從長期來看，受電價成本下降影響，高效、清潔的利用可再生能源發(fā)電的電解水制氫技術有望成為未來供氫的主流路線之一。
三、中游儲運氫：液氫運輸成最終方案，氫油站短期推廣最優(yōu)
3.1 國內(nèi)主要儲氫技術與設備
氫的儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫。我國目前儲存氫能的方式有高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫兩種，并采用管束車、槽車等交通運輸工具的方式實現(xiàn)配送，有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫尚處于示范階段。氫的儲存和運輸高度依賴技術進步和基礎設施建設，是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的難點。我國目前高壓氣態(tài)儲運氫技術相對成熟，但實現(xiàn)大規(guī)模、長距離儲運技術的商業(yè)化仍需要解決成本與技術的平衡問題，整體技術仍落后與國際先進水平。在儲運氫方面，氫能儲運將按照"低壓到高壓"、"氣態(tài)到多相態(tài)"的技術發(fā)展方向，逐步提升氫氣的儲存和運輸能力，預計2050年儲氫密度達到6.5wt%。
3.1.1 高壓氣態(tài)儲氫
高壓氣態(tài)儲氫是目前的主要儲氫方式，具有成本低、能耗低、充放速度快的特點，但儲氫量較小，儲氫重量僅為瓶重的1%，只能是和小規(guī)模、短距離的運輸場景。從儲氫用途來看主要分為三種：車用儲氫罐、運輸儲氫罐、固定式儲氫設備。
車用高壓儲氫瓶方面，70MPa碳纖維纏繞Ⅳ型瓶已是國外燃料電池車載儲氫的主流技術，美國、加拿大、日本已經(jīng)實現(xiàn)70Mpa儲氫瓶量產(chǎn)。而35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶仍是我國燃料電池車載儲氫方式，70MPa剛剛開始推廣。目前國內(nèi)在車用儲氫瓶領域領先的企業(yè)有中材科技、沈陽斯林達和京城股份等。中材科技擁有20種規(guī)格35MPa氫氣瓶，最大容積達到165L，年產(chǎn)3萬只儲氫瓶；沈陽斯林達儲氫瓶年產(chǎn)能為70萬只，并且生產(chǎn)的70MPa氫瓶已通過型式試驗，為全國首家；京城股份所生產(chǎn)的35MPa高壓鋁內(nèi)膽碳纖維全纏繞復合氣瓶(儲氫氣瓶)已批量應用于氫燃料電池汽車、無人機及燃料電池備用電源領域。其塑膠內(nèi)膽化學纖維全纏繞復合型氣瓶（IV型）預計2020半年度達產(chǎn)，初期產(chǎn)能1500只/年，2021年逐漸提高至5000支/年；北京科泰克和天海工業(yè)均已具備批量生產(chǎn)35MPa儲氫瓶（III型）的能力，陸續(xù)開始研制并進行70MPa氣瓶的型式試驗。
3.1.2 低溫液態(tài)儲氫
低溫液態(tài)儲氫將冷卻至-253℃的液化氫氣儲存于低溫絕熱液氫罐中，密度可達70.6kg/cm3，為氣態(tài)氫的800倍以上，儲運簡單，體積比容量大，但存在液化和運輸過程中能耗大的缺點。
目前國外70%左右的氫氣采用液氫運輸，全球液氫產(chǎn)能達到470噸/天，美國壟斷了全球85%的液氫生產(chǎn)和應用，國際液氫兩大巨頭美國AP和PRAX市場份額達到了76%。亞洲總產(chǎn)能為38.3噸/天，其中日本占了亞洲三分之二的產(chǎn)能。國內(nèi)目前有氫儲運技術和產(chǎn)業(yè)化能力的企業(yè)有富瑞氫能、中科富海等。中國液氫總產(chǎn)能僅為4噸/天，基本全部屬于軍用。中國民用液氫市場一片空白。同時中國液氫生產(chǎn)成本高達500元/kg，是美國的20倍以上（2.5美元/kg），限制了液氫在高端制造、冶金、電子和能源產(chǎn)業(yè)等領域的應用，產(chǎn)品質量和制造水平與美國存在較大差距。
3.1.3 有機液體儲氫
有機液體儲氫利用有機液體（環(huán)己烷、甲基環(huán)己烷等）與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應，實現(xiàn)氫的儲存。這種儲氫方式的優(yōu)勢在于儲氫密度比較高（可達到18wt%的儲氫密度）、安全性高，但往往需要配備相應的加氫脫氫裝置，流程繁瑣，效率較低，抬高儲氫成本，影響氫氣純度。
武漢氫陽是國內(nèi)唯一一家做有機液體儲氫的企業(yè)，其開發(fā)的常溫常壓下液態(tài)有機儲氫(LOHC)技術攻克了氫氣常溫常壓下液態(tài)儲存和運輸?shù)碾y題，該項技術在世界范圍內(nèi)處于領先地位，相比較于日本Chiyoda和德國Hydrogenious具有脫氫溫度低，儲氫可逆，載體無消耗的優(yōu)勢。武漢氫陽第一批儲氫材料—儲油于2019年3月正式投產(chǎn)，一期工程年產(chǎn)1000噸，產(chǎn)值5000萬元，工程全部建成后可年產(chǎn)100萬噸液提有機儲氫材料。
3.1.4 固態(tài)儲氫
固態(tài)儲氫是利用過渡金屬或合金與氫反應，以金屬氫化物形式吸附氫，然后加熱氫化物釋放氫，稀土類化合物（LaNi5）、鈦系化合物（TiFe）、鎂系化合物（Mg2Ni）以及釩、鈮等金屬合金都是合適的儲氫材料。這種儲氫方式適合于對體積要求較嚴格的場合，如在燃料電池汽車，是最具發(fā)展?jié)摿Φ囊环N儲氫方式。
在固態(tài)合金儲氫和車用儲氫裝置在燃料電池領域的用量較小，目前還處于研發(fā)狀態(tài)，國內(nèi)固態(tài)儲氫代表企業(yè)主要有稀土儲氫材料的北京浩云金能、廈門鎢業(yè)和鎂基儲氫材料的鎂源動力、鎂格氫動。
從儲氫成本來看，高壓氣態(tài)儲氫仍是當下儲氫方式的最優(yōu)選擇，短中期高壓氣態(tài)儲氫仍是主流。因受技術和成本端的制約，國內(nèi)低溫液化儲氫技術、金屬氫化物固態(tài)儲氫短期難以實現(xiàn)規(guī)模化應用，長期來看，待技術突破及產(chǎn)能擴大后，低溫液化儲氫技術與金屬氫化物固態(tài)儲氫有望成為儲氫的主流手段。
3.2 國內(nèi)主要運氫方式
目前我國氫能儲運以高壓氣態(tài)方式為主，氣氫的運輸主要有長管拖車、管道運輸。國內(nèi)加氫站的外進氫氣均采用長管拖車進行運輸，適用于運輸距離較短、輸送量較低、氫氣日用量為噸級的用戶。液氫運輸對液化的設備要求高，且投資大、能耗高。國內(nèi)液氫運輸?shù)闹饕\輸方式則是依靠槽罐車運輸，且只有航天領域存在液氫運輸，而國外液氫應用廣泛，如日本的液氫還可以利用鐵路和輪船進行長距離或跨洲際輸送。
管道運輸?shù)倪\輸成本在所有儲運方式中是最低的，適用于大規(guī)模、長距離的氫氣運輸，目前全球已建成超過5000公里的氫氣管道，其中美國擁有2600公里以上的氫氣管道，歐盟1500公里以上，國內(nèi)的氫氣管道現(xiàn)僅有300-400公里。
對長管拖車運輸進行成本分析，假設加氫站規(guī)模為500kg/d，國內(nèi)運輸氫氣的管束箱多為20MPa，載氫量約350kg；長管拖車車頭40萬元/臺，管束價格120萬元/臺，10年折舊，平均時速50km/h，百公里耗油量25L，柴油價格約7元/升；氫氣裝卸5小時，氫氣壓縮過程耗電1kWh/kg，平均電價為0.44元/kWh；司機與操作人員費用計32萬元/年，車輛保險10000元/年。測算得到的長管拖車百公里的運氫成本為5.79元/kg，成本隨運輸距離的增加而下降，在500km時運氫成本可下降至2.94元/kg。
管道運輸氫氣的成本主要是前期管道建設費用、折舊與攤銷、運行維護（材料、維修、職工薪酬）與管理費用和氫氣壓縮成本等，以濟源-洛陽全長25km的氫氣管網(wǎng)參數(shù)為例，設計管徑為Φ508mm，年輸送氫氣量為10.04萬噸，總投資額為1.46億元，單位投資額為584萬元/km。假設管道壽命20年，運輸過程中氫氣損耗率8%，運行維護與管理費用以投資額的8%計算，氫氣壓縮過程耗電1kWh/kg，電價0.44元/kWh。管道輸送氫氣成本明顯低于長管拖車運氫，管道長度為25km時，僅為1.91元/kg百公里。當管道長度達到500km時，成本可下降至0.13元/kg百公里。
液氫運輸?shù)某杀窘Y構與長管拖車較為類似，但液化成本較高且運輸過程中損耗較大。我們假設運輸過程中每小時損耗0.01%，液化過程中損耗0.5%，耗電10kWh/kg，液氫裝卸需0.5小時。液氫槽罐車價格約50萬元/輛，10年折舊，載氫量為4000kg；液氫運輸百公里成本為6.30元/kg，500公里成本可降低至1.26元/kg。
從成本方面來看，管道運輸成本最低，但管道運輸容易受到需求面的影響。若管道利用率不到10%，即加氫站氫氣需求不到1萬噸/年，則百公里成本與長管拖車相當。因此在氫能發(fā)展初期，管道運輸純氫并不適用，但是可采用天然氣管道輸送氫氣以降低成本。含20%體積比氫氣的天然氣-氫氣混合燃料可以直接使用目前的天然氣管道，國外已有許多案例，目前德國、法國等國家將體積比限制在了10%以下。
長管拖車的運氫單位成本受距離的影響較大，適合運輸至距離較短的加氫站，但由于目前燃料電池市場規(guī)模較小，氫需求量較小，大多氫源地與加氫站的距離較短，長管拖車運氫仍是短期的主要運氫方式。液氫槽罐車運輸?shù)膯挝怀杀臼芫嚯x的影響較小，適合長距離運輸，但受制于成本和能耗問題，目前還處于導入期，長期來看液氫將會是取代長管拖車運氫的主要運輸方式。
從成本方面來看，管道運輸成本最低，但管道運輸容易受到需求面的影響。若管道利用率不到10%，即加氫站氫氣需求不到1萬噸/年，則百公里成本與長管拖車相當。因此在氫能發(fā)展初期，管道運輸純氫并不適用，但是可采用天然氣管道輸送氫氣以降低成本。含20%體積比氫氣的天然氣-氫氣混合燃料可以直接使用目前的天然氣管道，國外已有許多案例，目前德國、法國等國家將體積比限制在了10%以下。
長管拖車的運氫單位成本受距離的影響較大，適合運輸至距離較短的加氫站，但由于目前燃料電池市場規(guī)模較小，氫需求量較小，大多氫源地與加氫站的距離較短，長管拖車運氫仍是短期的主要運氫方式。液氫槽罐車運輸?shù)膯挝怀杀臼芫嚯x的影響較小，適合長距離運輸，但受制于成本和能耗問題，目前還處于導入期，長期來看液氫將會是取代長管拖車運氫的主要運輸方式。
四、下游加氫站建設：加氫站基礎設施布局加速，補貼力度不減
4.1 加氫站建設現(xiàn)狀
國家高度重視加氫站，正式期補貼或向加氫環(huán)節(jié)傾斜。2014年四部委出臺加氫站建設補貼方案，對每日加注能力達到200kg的站點獎勵400萬元，在2015年底有效期結束。2019年3月5日"推動加氫設施建設"首次寫入政府工作報告，3月26日四部委發(fā)布《關于進一步完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，提出地方補貼需支持加氫基礎設施。加氫站規(guī)劃方面提出要在2020年建成100座，2025年建成300座，2030年建成1500座。
目前，我國建成并投入運營的加氫站有45座，其中2019年投入運營的有16座，加氫站建設腳步逐漸加快。但數(shù)量仍遠低于日本的100座和德國的60座，且地區(qū)間分布不均衡，50%以上集中在廣東、江蘇、河北等地。并且國內(nèi)大部分加氫站屬于場內(nèi)測試站與撬裝站，這些加氫站的特點就是固定儲氫量或氫氣壓縮系統(tǒng)能力較低，隨著加氫車輛規(guī)模的增加，將無法滿足加氫車輛進場時間隨機化、單次加注時間短的商業(yè)需求，尤其對于撬裝站，單次加注時間完全取決于長管拖車的氫氣壓力與系統(tǒng)壓縮能力，在長管拖車儲氫壓力下降的連續(xù)加注情景下，系統(tǒng)壓縮能力會按比例下降，導致車輛單次加注時間變長。
4.2 加氫站工藝流程及主要設備
加氫站是燃料電池汽車充裝燃料的場所，根據(jù)其站內(nèi)氫氣儲存相態(tài)不同，分為氣氫加氫站和液氫加氫站。高壓儲氫加氫站是通過外部供氫或站內(nèi)制氫獲得氫氣后，經(jīng)過調(diào)壓干燥系統(tǒng)處理后轉化為壓力穩(wěn)定的干燥氣體，隨后在氫氣壓縮機的輸送下進入高壓儲氫罐儲存，最后通過氫氣加注機為燃料電池汽車進行加注。液氫加氫站優(yōu)勢是占地面積較小，儲存量更大，適用于大規(guī)模加氫，由于液氫溫度低，需要在換熱器中與空調(diào)載冷劑換熱后再通入車廂。
目前全球30%以上為液氫加氫站，主要分布在美國和日本，而我國加氫站全部為高壓儲氫加氫站，液氫加氫站正在規(guī)劃當中，中科富海與空氣產(chǎn)品公司簽訂協(xié)議，計劃在廣東建成中國首座商業(yè)運營的液氫儲運型加氫站。該加氫站設計加氫能力500kg/天，并可依需求擴展至1500kg/天，具備35MPa和70Mpa同時加氫的能力。
根據(jù)氫氣來源不同，加氫站又可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫供氫加氫站。外供氫加氫站的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，再通過氫氣加注機為燃料電池汽車加注氫氣；站內(nèi)制氫供氫加氫站，即加氫站內(nèi)有制氫設備（如天然氣重整制氫、電解水制氫）產(chǎn)生氫氣（相當于天然氣管道輸送來的氣源）和加氣站設備的組合。加氫站的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。
加氫站系統(tǒng)主要有制氫系統(tǒng)（自制氫）或輸送系統(tǒng) （外供氫）、調(diào)壓干燥系統(tǒng)、氫氣壓縮系統(tǒng)、儲氣系統(tǒng)、售氣加注系統(tǒng)和控制系統(tǒng)六個主要子系統(tǒng)。加氫站系統(tǒng)的三大核心裝備為氫氣壓縮機、儲氫系統(tǒng)和氫氣加注機。不含土地費用，我國加氫站投資建設成本約1500萬左右，相較于日本的其中設備成本約1150萬元，占比達77%，其中最重要的氫氣壓縮機和氫氣加注機分別占32%和14%。
作為加氫站主要設備，氫氣壓縮機主要分為液壓活塞式氫氣壓縮機、隔膜式氫氣壓縮機。活塞式壓縮機的出氣量很大，但由于活塞壓縮機是在活塞往復運動中壓縮氫氣，對氫氣會有污染，而且容易氫氣泄漏，同時排氣溫度過高的問題也不好解決。相較于活塞式壓縮，隔膜壓縮機具有壓縮過程中不受污染、壓縮過程中無泄漏、壓縮比大、排氣壓力高等特點。因此，目前常用的氫氣壓縮設備為隔膜式壓縮機。
目前我國加氫站所采用的氫氣壓縮機仍需外購，國內(nèi)現(xiàn)有壓縮機制造商多數(shù)僅能生產(chǎn)用于石油、化工領域的工業(yè)氫氣壓縮機，輸出壓力均在30MPa以下，無法滿足加氫站技術要求。國外氫氣壓縮機龍頭有美國PDC、英國豪頓、德國Andreas Hofer等，其中美國PDC氫氣壓縮機在加氫站應用最廣泛，全球300多座加氫站有近200個加氫站使用美國PDC膜式氫氣壓縮機組，市占率達到60%以上；國內(nèi)氫氣壓縮機龍頭企業(yè)主要有北京中鼎恒盛、北京天高、江蘇恒久機械以及京城股份等，國產(chǎn)比例逐步提高。北京中鼎恒盛目前可年產(chǎn)300余臺隔膜壓縮機，已為明天氫能、武漢雄眾、上海金山化工園區(qū)、佛山荔村等多個加氫站提供壓縮機；北京天高在國內(nèi)已提供了七個加氫站的隔膜壓縮機，連續(xù)運行時間最長。且提供了國內(nèi)唯一一個70MPa加氫站的隔膜壓縮機；京城股份于2019年4月受讓北京伯肯節(jié)能科技股份有限公司10.91%股權，伯肯節(jié)能于今年3月與美國PDC簽署了氫壓縮機系統(tǒng)協(xié)議，雙方共同開發(fā)加氫站壓縮設備市場。
加氫機盡管相較于氫氣壓縮機來說技術難度較小，但目前仍依賴進口，國內(nèi)70MPa加氫機處于試驗階段，與國外商業(yè)化運營的70MPa加氫機指標差距較大。國外領先企業(yè)主要有德國林德氣體、美國空氣化工等。國內(nèi)主要有富瑞特裝、厚普股份、上海舜華，國內(nèi)氫氣加注的技術要求和標準尚未落實明確，未來有望逐步實現(xiàn)規(guī)范批量生產(chǎn)。
在固定式儲氫裝備方面，國內(nèi)儲氫裝置多為鋼內(nèi)筒鋼帶纏繞容器，目前45MPa固定儲氫容器每立方米水容積的價格超過20萬元，98MPa定儲氫容器每立方米水容積的價格超過100萬元。此外，氫基礎設施的高壓管路及閥門，目前需依賴進口；加氫站的工藝控制系統(tǒng)未來還需通過實際運營進一步驗證及優(yōu)化。
4.3 加氫站布局領先企業(yè)
截止2019年，我國參與建設加氫站的企業(yè)有宇通、氫楓能源、億華通、上海神力和同濟大學等，其中氫楓能源自2016年起已經(jīng)建設了10座加氫站，其中自營站6座，是國內(nèi)加氫站建設和運營的領頭企業(yè)。參與運營的企業(yè)有億華通、上海舜華、宇通、國鴻氫能、大洋電機、上海重塑等。
我國布局加氫站的上市企業(yè)主要有厚普股份、嘉化能源、美錦能源、雪人股份、雄韜股份等。厚普股份的產(chǎn)品主要有加氫機、加氫撬裝設備和加氫站控制系統(tǒng)，先后在上海、浙江、廣東、山東等地中標加氫站建設項目，積極籌劃加氫站的運營，且其與法液空合資公司厚樸氫能源裝備有限公司注重研發(fā)70MPa加氫技術及液氫加注相關技術，未來在國內(nèi)具有一定發(fā)展前景；美錦能源控股云浮錦鴻60%的股權和國鴻氫能9.09%的股權，布局氫能和燃料電池全產(chǎn)業(yè)鏈，目前有2座加氫站，在建4座；雄韜股份持有雄眾氫能30%的股權，目前雄眾氫能已建成武漢漢南加氫站，日供氫量為1000kg。雄韜股份同時持有國內(nèi)最大加氫站建設企業(yè)氫楓能源的5.59%股權，加氫站布局領先。
五、燃料電池氫能產(chǎn)業(yè)鏈上市龍頭整理
1.雄韜股份：電堆+膜電極+系統(tǒng)+整車+加氫站
鉛酸龍頭切入燃料電池行業(yè)，布局全產(chǎn)業(yè)鏈。雄韜股份設立武漢雄韜氫雄電堆公司，并且持有氫璞創(chuàng)能9.57%的股權，布局燃料電池電堆產(chǎn)業(yè)，同時持有蘇州擎動和武漢理工的16.68%和51%的股份，切入膜電極產(chǎn)業(yè)。
燃料電池系統(tǒng)方面，公司成功研發(fā)出QX-3045型45kW燃料電池發(fā)動機系統(tǒng)，系統(tǒng)布局緊湊，體積比功率密度、質量比功率密度為行業(yè)領先水平，2018年完成中通客車41臺發(fā)動機研發(fā)生產(chǎn)任務。同時持股浙江氫途45%股份，其系統(tǒng)產(chǎn)能1000臺，搭載氫途系統(tǒng)的車輛已達到60量。
大同制氫加氫一體站由大同市政府與雄韜下屬子公司大同氫雄合作共建，目前規(guī)劃日制氫加氫量為500公斤，是山西省首座加氫站，也是全國首座制氫加氫一體站。目前該加氫站每天通過電解水制氫量約600kg，截止目前已制氫加氫57000公斤。同時公司持股雄眾氫能30%的股權，目前雄眾氫能已建成武漢漢南加氫站，日供氫量為1000kg。雄韜股份同時持有國內(nèi)最大加氫站建設企業(yè)氫楓能源的5.59%股權，加氫站布局領先。
公司的傳統(tǒng)業(yè)務是鉛酸電池和鋰離子電池，主要出口海外，目前公司產(chǎn)品收入結構中鉛酸蓄電池業(yè)務占比76.56%，鋰電池業(yè)務占比22.11%，而燃料電池占比僅1.33%。在燃料電池產(chǎn)業(yè)的布局為公司利潤貢獻了新的增長點。2019年顯示，公司實現(xiàn)營業(yè)總收入13.6億元，較上年同期增長-14.11%；營業(yè)利潤8168萬元，較上年同期增長497.79%；歸屬于上市公司股東的凈利潤8363萬元，較上年同期增長197.56%。
2.美錦能源：電堆+膜電極+整車+副產(chǎn)氫+加氫站
公司布局燃料電池全產(chǎn)業(yè)鏈，上游燃料電池電堆領域持有全球最大的燃料電池電堆生產(chǎn)商國鴻氫能9.09%的股權，膜電極方面，公司間接控股國內(nèi)膜電極領先企業(yè)鴻基創(chuàng)能。
美錦能源控股佛山飛馳51.2%的股權，飛馳汽車2018年銷售111輛燃料電池客車和70輛燃料電池物流車，2019年6月下旬又陸續(xù)完成100臺氫燃料電池物流車的交付，是國內(nèi)第二大氫燃料電池整車企業(yè)。飛馳汽車2019年上半年生產(chǎn)和加工車輛共計314輛，其中生產(chǎn)新能源車293輛，加工車21輛，實現(xiàn)收入36120.16萬元，比上年同期增長545.53%，實現(xiàn)凈利潤2257萬元，比上年同期增長916.67%。氫燃料電池客車市占率43%，全國第一，全燃料電池汽車市場占比23%。
公司控股云浮錦鴻60%的股權，目前在佛山和云浮有2座正在運營的加氫站，佛山路加氫站由錦鴻新能源于2018年參與建設，國鴻氫能目前是云浮思勞加氫站的運營方。
美錦能源深耕煤-焦-氣-化傳統(tǒng)能源產(chǎn)業(yè)，山西擁有豐富的煤炭資源，而煤炭加工工業(yè)產(chǎn)生大量的工業(yè)副產(chǎn)氫，在氫能源方面具有其他地區(qū)不可比肩的先天優(yōu)勢；美錦能源不斷布局氫能，加強公司氫能源板塊業(yè)務與焦化主業(yè)的協(xié)同效應，提高經(jīng)營效率，降低運營成本。2019年前三季度實現(xiàn)營業(yè)收入108.0億元，同比增長2.96%，歸屬于上市公司股東的凈利潤為8.25億元，同比下滑30.14%。
3.大洋電機：系統(tǒng)+電堆+零部件+氫氣儲運+加氫站
大洋電機穩(wěn)步推進燃料電池布局，持股Ballard 9.9%股權，切入燃料電池電堆行業(yè)。公司自主完成了燃料電池控制器、DC/DC、空壓機、回氫泵和加濕器等關鍵零部件的研發(fā)和測試，向燃料電池國產(chǎn)化目標前進。
公司在氫氣儲運和加氫站方面也在與優(yōu)秀企業(yè)進行合作，2018年參股液體有機儲氫龍頭HydrogeniousTechnologiesGmbH。同時與氫楓能源等企業(yè)進行戰(zhàn)略合作，布局氫氣儲運設備和加氫站運營，而氫楓能源自2016年起已經(jīng)建設了10座加氫站，是國內(nèi)加氫站建設和運營的領頭企業(yè)。
2019Q3公司實現(xiàn)營收19.26億元，歸母凈利潤-0.09億元，分別同比下滑6.97%和126.10%。前三季度實現(xiàn)營收66.71億元，歸母凈利潤2.65億元，同比增加5.85%和82.97%，扣非歸母凈利潤0.09億元，同比下滑92.55%。Q3業(yè)績顯著下滑是由于系統(tǒng)產(chǎn)品補貼退坡，價格下跌導致盈利承壓，拖累3Q業(yè)績不及預期。
4.華昌化工：電堆+測試中心+加氫站
2018年4月至今，公司先后于電子科技大學簽訂共建氫能聯(lián)合研究院的合作協(xié)議，聯(lián)合成立蘇州市華昌能源科技有限公司，并于2019年4月獲批氫燃料電池生產(chǎn)線，擬建設燃料電池發(fā)電模塊生產(chǎn)小批量驗證及示范應用；2019年6月14日，公司與金龍聯(lián)合汽車工業(yè)（蘇州）有限公司、江蘇港城汽車運輸集團有限公司簽訂了氫燃料電池示范運用《合作框架協(xié)議》，2019年實現(xiàn)投用5輛氫燃料電池汽車示范運行，2020年，實現(xiàn)100輛氫燃料電池汽車投放市場。
華昌化工現(xiàn)有的硼氫化鈉制氫技術年產(chǎn)氫量可達到20萬噸/年。同時規(guī)劃拓展氫能利用領域，在公司廠區(qū)內(nèi)（預留地）利用現(xiàn)有煤制氫氣為原料，通過吸附、提純生產(chǎn)99.999%純度的氫氣，并提供氫氣充裝服務。2018年4月17日，華昌化工收到江蘇省張家港保稅區(qū)發(fā)改委《江蘇省投資項目備案證》，擬投資1020.8萬元建設加氫站，計劃建設期為9個月，預設生產(chǎn)期為10年，項目計算期為12年；生產(chǎn)負荷為投產(chǎn)第一年達到設計能力70%，第二年100%；年均凈利潤817.39萬元。
公司是一家以煤氣化為產(chǎn)業(yè)鏈源頭的綜合性化工企業(yè)，目前公司致力于探索氫資源能源利用及新用途，促進產(chǎn)品及產(chǎn)業(yè)升級，通過合作在氫能源領域做出了積極的探索與布局。2019年前三季度公司總營收50.29億元，同比增長10.49%，實現(xiàn)凈利潤2.51億元，同比增長105.51%。
5.嘉化能源：氫能產(chǎn)業(yè)鏈全覆蓋
嘉化能源完成了制氫、儲運氫、加氫的全產(chǎn)業(yè)鏈覆蓋，現(xiàn)有氯堿副產(chǎn)氫1萬噸，關聯(lián)公司三江化工和美福化工輕烴裂解氫氣2萬噸、規(guī)劃產(chǎn)能9萬噸。
公司于2019年4月10日在上海與國投聚力投資管理有限公司共同簽署了《戰(zhàn)略合作協(xié)議》。雙方充分發(fā)揮各自在能源化工和金融投資等領域的優(yōu)勢，依托嘉化能源的氫氣供應優(yōu)勢，完成以液氫工廠為核心的制氫、儲氫、運氫、加氫站的區(qū)域基礎設施綜合解決方案供應商。借助國投聚力政府背景資源，依托長三角地區(qū)的區(qū)位優(yōu)勢，為該區(qū)域公交車、物流車等車輛提供氫燃料電池整車領域的解決方案，并加快當?shù)丶託湔镜慕ㄔO和投產(chǎn)。
公司傳統(tǒng)業(yè)務包括蒸汽、氯堿、濃硫酸、脂肪醇、磺化醫(yī)藥等，2019年前三季度實現(xiàn)營收40.63億元，同比下降3.03%，歸母凈利9.42億元，同比增加10.19%。2019年第三季度實現(xiàn)營收13.20億元，同比下滑3.44%，歸母凈利2.91億元，同比增長6.20%。
6.鴻達興業(yè)：制氫、液氫、加氫站一體化布局
公司下屬子公司烏?；?、鴻達氫能源研究院致力于氫能的生產(chǎn)、存儲和應用方面的研究、開發(fā)及應用，以及氫液化、加注氫業(yè)務的研發(fā)和經(jīng)營。烏?；M在烏海市共建設8座加氫站，2019年5月，烏?；ぴ跒鹾Ｊ泻Ｄ蠀^(qū)海化工業(yè)園建設的第一座加氫站成功投入使用，向氫燃料轎車、大巴車及工業(yè)車輛提供合格的氫氣。該加氫站加注能力包含35MPa和70MPa兩種氣體加注方式，同時設置液氫儲罐。
公司與北京航天試驗技術研究所在氫能技術研發(fā)、裝備研制推廣等方面開展合作，合作建設我國首套民用液氫工廠，結合公司現(xiàn)有裝置的制氫能力，將實現(xiàn)液氫大規(guī)模制取、儲存，大大提高氫氣運輸效率，降低運輸成本，而以氯堿裝置生產(chǎn)氫氣，是氫氣生產(chǎn)的主要途徑，是低成本制取氫氣的重要來源之一。公司下屬子公司內(nèi)蒙古鴻達氫能源及新材料研究院有限公司主要從事稀土儲氫技術、儲氫裝備的研究、開發(fā)及應用以及稀土在新材料中的應用研究等業(yè)務。2019年6月10日，公司與有研工程技術研究院有限公司簽署《稀土儲氫材料開發(fā)合作協(xié)議》，充分發(fā)揮公司在制氫、稀土等領域的產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢。
2019年4月，公司于2019年4月22日與雄川氫能簽訂了《氫能項目合作意向協(xié)議》，鴻達興業(yè)為雄川氫能加氫站提供氫氣，雙方在加氫站運營方面開展合作，所有加氫站統(tǒng)一預留液氫儲氫設備和空間。2019Q3公司實現(xiàn)總營收12.10億元，tongbi下滑12.68%，實現(xiàn)歸母凈利潤2.12億元，同比下滑13.55%。
7.中材科技：儲氫瓶
公司在現(xiàn)有產(chǎn)品基礎上向容器、儲運等產(chǎn)業(yè)關聯(lián)方向進行產(chǎn)品和產(chǎn)業(yè)延伸，明確了CNG、儲運、氫燃料、特種氣瓶四大業(yè)務板塊方向。公司將根據(jù)氫燃料市場需求，逐步實施氫燃料汽車用氣瓶產(chǎn)業(yè)化。中材科技目前擁有20種規(guī)格35MPa氫氣瓶，最大容積達到165L，年產(chǎn)能3萬只儲氫瓶。
中材科技主要從事風電葉片、玻璃纖維及其制品、鋰電池隔膜、高壓復合氣瓶、過濾材料及其他復合材料制品的研發(fā)、制造和銷售。公司目前中國最大的特種纖維復合材料行業(yè)，高新技術企業(yè)和技術裝備研發(fā)中心，也是中國國防工業(yè)最大的特種纖維復合材料配套研制基地。2018年公司營業(yè)收入114億，歸母凈利潤9.34億；2019年前三季度實現(xiàn)營收95.34億元，同比增長22.2%，歸母凈利潤10.19億，同比增長36.7%。2019年第三季度實現(xiàn)營收34.71億元，同比增長13.62%，歸母凈利潤3.67億元，同比增長1.50%。
8.京城股份：儲氫瓶+氫氣壓縮機
京城股份所生產(chǎn)的35MPa高壓鋁內(nèi)膽碳纖維全纏繞復合氣瓶(儲氫氣瓶)已批量應用于氫燃料電池汽車、無人機及燃料電池備用電源領域。其塑膠內(nèi)膽化學纖維全纏繞復合型氣瓶（IV型）預計2020半年度達產(chǎn)，初期產(chǎn)能1500只/年，2021年逐漸提高至5000支/年。
京城股份于2019年4月受讓北京伯肯節(jié)能科技股份有限公司10.91%股權，伯肯節(jié)能于今年3月與美國PDC簽署了氫壓縮機系統(tǒng)協(xié)議，雙方共同開發(fā)加氫站壓縮設備市場。美國PDC氫氣壓縮機在加氫站應用最廣泛，全球300多座加氫站有近200個加氫站使用美國PDC膜式氫氣壓縮機組，市占率達到60%以上。
京城股份主營業(yè)務為氣體儲運裝備制造，產(chǎn)品主要有車用液化天然氣（LNG）氣瓶，車用壓縮天然氣（CNG）氣瓶，鋼質無縫氣瓶，鋼質焊接氣瓶，焊接絕熱氣瓶，碳纖維全纏繞復合氣瓶，板沖式無石棉填料乙炔瓶ISO罐式集裝箱，氫燃料電池用鋁內(nèi)膽碳纖維全纏繞復合氣瓶以及低溫儲罐、LNG加氣站設備等。2019年前三季度實現(xiàn)營收8.87億元，同比增長16.3%，歸母凈利潤為-0.64億元，同比下滑44.6%。2019年第三季度實現(xiàn)營收2.92億元，歸母凈利潤為-2828萬元。
來源：萬聯(lián)證券
