1、敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告 2019 年 5 月 16 日 基础化工 加氢网络是普及氢能应用的基础 燃料电池行业深度报告（二）行业深度报告 加氢站及网络的建设是普及氢能应用的基础加氢站及网络的建设是普及氢能应用的基础：制约氢燃料电池真正走向实用、走向市场、走向大众生活的障碍是经济规模的制氢、加氢技术及其社会普遍度、技术上（电堆和整车技术）的可靠性等。其中加氢网络是基础设施，是普及氢能应用的基础。短距离短距离运输运输长管拖车气态氢气运输最经济长管拖车气态氢气运输最经济，300 公里以上液氢槽车运输公里以上液氢槽车运输更经济更经济：氢气运输的方式包括气态氢气输送、液态氢气输送和固态
2、氢气输送。前两者将氢气加压或液化后再利用交通工具运输，这是目前加氢站比较常用的方式，固态氢气输送通过金属氢化物进行运输。如果考虑氢气液化装置的投入、液化能耗等等因素，气态氢气的运输最经济，长管拖车气态氢气运输成本最低可以达到50 公里2.3 元/kg，折合为46 元/（吨 公里），当运输距离超过300 公里，液氢槽车运输变得更经济。国内国内加氢站核心设备基本依赖进口，加氢机有望最先国产化加氢站核心设备基本依赖进口，加氢机有望最先国产化：加氢站与现有较为成熟的压缩天然气(CNG)加气站相似，主要设备包括卸气柱（站外制氢加氢站）、压缩机、储氢罐、加氢机、管道、控制系统、氮气吹扫装置、放散装置以及安
3、全监控装置等等，无论是站外制氢加氢站还是站内制氢加氢站其核心设备都是压缩机、储氢罐和加氢机，它们分别占到加氢站建设成本的30%、11%、13%，目前国内加氢站核心设备基本依赖进口，加氢机已有国内公司取得突破，有望最先实现国产化。国内加氢网络建设还处于起步阶段，可以国内加氢网络建设还处于起步阶段，可以借鉴借鉴国国外经验：外经验：起步阶段主要通过政府政策引导、以及政府示范项目示范；进入商业化运营后，加氢站的建设应以主要城市为中心，然后再在连通主要城市的交通干道（高速）上建设，形成初步的氢能高速路（网络）；在规模经济显现前，适当的补贴政策是必要的；相关标准成熟后，应该鼓励产业资本（民间资本）参与建设
4、加氢站；加氢站降成本方面，除了技术革新之外，应该充分考虑油气综合加注站。投资建议投资建议：推荐化工领域涉足加氢站的东华能源（PDH 副产5 万吨氢气，建设了张家港首座公交车加氢站）、鸿达兴业（0.75 万吨/+400Nm3/h 电解水制氢，规划在内蒙古建设 8 座加氢站），建议关注滨化股份（副产1.6万吨氯碱氢，计划以滨州为起点，面向全国开展动力氢能的制备、储运等全产业链的建设和运营管理）和华昌化工（公司近期先后从加氢站建设和建立氢能源联合研究院入手氢能领域布局）。风险分析风险分析：1）加氢站网络建设不达预期；2）加氢站关键设备国产化进程不达预期；3）产业政策和补贴政策波动风险；4）燃料电池成
5、本下降不及预期等。相关公司相关公司盈利预测、估值与评级盈利预测、估值与评级 证券证券 代码代码 公司公司 名称名称 股价股价（元）（元）EPS（元）（元）PE（X）投资投资 评级评级 18A 19E 20E 18A 19E 20E 002221 东华能源 9.68 0.65 0.80 0.93 15 12 10 增持（维持）002002 鸿达兴业 5.67 0.24 0.30 0.38 24 19 15 增持（维持）资料来源：WIND，光大证券研究所预测，股价为 2019 年 5 月 15 日收盘价 增持（维持）分析师 裘孝锋(执业证书编号：S0930517050001)021-5252353
6、5 陈冠雄(执业证书编号：S0930517058003)021-52523810 傅锴铭(执业证书编号：S0930517070001)021-52523823 基础化工行业与上证指数对比图 数据来源：WIND，光大证券研究所整理 相关研报低成本的化工副产氢是未来氢源的最优选择燃料电池行业深度报告（一）2019-03-24-40%-28%-15%-3%10%01-1803-1805-1806-1808-1809-1811-1801-19基础化工沪深3002 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一
7、页特别声明-2-证券研究报告 投资投资聚焦聚焦 研究背景研究背景 当下燃料电池行业的技术储备和商业模式处于积极探索中并快速发展，主要基于（1）减少石油依赖，改善能源结构；（2）弯道超车掌握下一代汽车动力技术的制高点，加氢快、长续航等优点使得燃料电池极有可能成为下一代汽车动力来源；（3）全生命周期无污染物排放。2019 年政府工作报告已正式宣布推动加氢设施，此外针对加氢设施的发展一系列补贴政策也将陆续出台，产业发展进入快速上升期，在此背景下我们将展开关于燃料电池行业的系列跟踪和研究，本篇报告是系列报告的第二篇，在第一篇中我们从前端氢源的角度对国内目前可用于燃料电池行业的制氢路线进行了探讨，在本篇
8、中我们主要讨论了加氢站及网络的建设，并对国外优秀经验进行了总结。我们区别于市场的我们区别于市场的观点观点 我们认为我国在加氢网络的建设上还处于起步阶段，核心设备基本依赖进口，加氢站数量也比较少，整体比较薄弱。通过对日本、德国、美国的加氢站及网络建设情况的分析，我们可以借鉴：1.在起步阶段，要通过政府政策引导以及政府示范项目，对加氢站的建设、运营、管理、安全等方面进行论证，论证结束后，可以制定相关的标准，并不断优化；2.进入商业化运营后，加氢站的建设应以主要城市为中心，然后再在连通主要城市的交通干道（高速）上建设，形成初步的氢能高速路（网络）；3.在商业化运营后，应该建立政府、上下游企业等参与的
9、产业联盟，不断优化相关标准，并对技术路线、未来政策的制定等集思广益，发挥全社会的能动性；4.在规模经济显现前，适当的补贴政策是必要的，可以如日本一样对建设成本、日常运营成本进行补贴，补贴可以是政府发放，也鼓励汽车企业参与发放；5.相关标准成熟后，应该鼓励产业资本（民间资本）参与建设加氢站，并最终以民营企业为主建设加氢网络；6.加氢站降成本方面，除了技术革新之外，应该充分考虑油气综合加注站，我国幅员辽阔，已有11 万座以上的加油站，如果能够充分利用已有的加油站资源，将节省可观的加氢站基础建设成本。投资观点投资观点 推荐东华能源（PDH 副产5万吨氢气，建设了张家港首座公交车加氢站）、鸿达兴业（0
10、.75 万吨/+400Nm3/h 电解水制氢，规划在内蒙古建设 8 座加氢站），建议关注滨化股份（副产 1.6 万吨氯碱氢，计划以滨州为起点，面向全国开展动力氢能的制备、储运等全产业链的建设和运营管理）和华昌化工（公司近期先后从加氢站建设和建立氢能源联合研究院入手氢能领域布局）。2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告 目录目录 1、加氢站及网络建设是普及氢能的基础.5 2、氢气的运输：长管拖车目前最经济.5 2.1、气态氢气（GH2）运输.6 2.2、液氢（LH
11、2）运输.7 2.3、固态氢（SH2）运输.8 2.4、运输成本分析.8 3、加氢站核心设备：基本依赖进口.9 4、国内外加氢站及网络的建设情况.13 4.1、国外加氢站的建设情况.14 4.2、国内加氢站的建设情况.21 5、投资建议.23 5.1、东华能源：计划打通氢能利用全产业链.24 5.2、鸿达兴业：氯碱龙头涉足加氢站.25 5.3、滨化股份：加快氢能项目建设.26 5.4、华昌化工：布局氢能优势明显.26 6、风险分析.27 2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-4
12、-证券研究报告 图图目录目录 图 1：氢气长管拖车供氢加氢站工艺流程.6 图 2：管道输送氢气加氢站工艺流程.7 图 3：液氢槽车供氢加氢站工艺流程.8 图 4：站内电解水制氢加氢站工艺流程.11 图 5：北京加氢站工艺流程.12 图 6：2018 年全球加氢站地域分布（单位：座）.13 图 7：2018 年拥有加氢站超过 10 座的国家（单位：座）.14 图 8：全球规划的新增加氢站（截至 2018 年底，单位：座）.14 表目录表目录 表 1：氢气运输方式比较.6 表 2：日本 2017 加氢站补贴.15 表 3：欧盟涉及加氢站项目一览（截至 2018 年初）.17 表 4：德国加氢站推广
13、政策及项目一览（截至 2018 年初）.18 表 5：美国加州地区加氢站推广政策及项目一览（截至 2018 年初）.20 表 6：中国涉及氢能及燃料电池的政策一览（截至 2018 年底）.22 表 7：国内部分加氢站情况（包含已拆除）.23 2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告 1、加氢站加氢站及网络建设是普及氢能的基础及网络建设是普及氢能的基础 氢是目前全球公认的最洁净的燃料，也是重要的化工合成原料。氢不是一次能源，需要使用一次能源通过转换来生产出能量载体，
14、目前氢气的工业应用大多采用高压气态形式作为燃料或原料。氢燃料电池车(Fuel cell vehicle-FCEV)是使氢或含氢物质及空气中的氧通过燃料电池以产生电力，再以电力推动电动机，由电动机推动车辆，整个过程将氢的化学能转换为机械能。氢能源的最大好处是跟空气中的氧反应产生水蒸气之后排出，可有效减少燃油汽车造成的空气污染问题，现阶段下高速车辆、巴士、潜水艇和火箭已经在不同形式使用氢燃料，而燃料电池车一般在内燃机的基础上改良而成。制约氢燃料电池真正走向实用、走向市场、走向大众生活的最大障碍是经济规模的制氢、加氢技术及其社会普遍度、技术上（电堆和整车技术）的可靠性等。关于经济规模的制氢我们在燃料
15、电池行业深度报告（一）中深入阐述了，本篇作为系列报告的第二篇将重点讨论加氢技术及其社会普遍度，也就是加氢站及网络的建设问题。对于经济规模的制氢，在燃料电池行业深度报告（一）中，我们分析了低成本氢源的可能来源，我们认为从目前来看，国内化工副产氢的利用是燃料电池行业供氢的较优选择，国内氯碱、PDH 和快速发展的乙烷裂解行业可提供充足的低成本氢气资源，且集中在负荷中心密集的华东地区，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决燃料电池行业的供氢和副产氢高效利用的问题，未来化工副产集中式供氢+水电解分散式制氢将会是国内燃料电池行业供氢模式的发展方向。作为系列报告的第二篇，在本文中我们将讨论加氢站建设的技
16、术难点，按照不同的分类方法，加氢站可以分为多种类型：按照制氢地点，加氢站可分为站外制氢加氢站(offsite)和站内制氢加氢站(onsite)；按照储存地点，可分为固定式加氢站和移动式加氢站；按照氢气储存状态，可分为液氢加氢站和高压氢气加氢站；按照加注方式，可分为单级加注加氢站和多级加注加氢站；按照制氢方式，加氢站可分为电解水制氢加氢站、工业副产氢加氢站、天然气重整制氢加氢站、甲醇重整制氢加氢站等。业界通常将加氢站分为站外制氢加氢站和站内制氢加氢站两种。站外制氢加氢站在加氢站内无氢气生产装置，氢气是从氢源通过运输到达加氢站，氢气运至加氢站后，在站内进行压缩、储存、加注等步骤；站内制氢加氢站是在
17、加氢站内自备了制氢系统，可以自主制取氢气，氢气经纯化和压缩后进行储存。目前小型的站内制氢加氢站主要采用站内电解水的方法制氢，另外，还有站内天然气重整制氢、甲醇重整制氢、太阳能或风能制氢等。2、氢气的运输氢气的运输：长管拖车目前最经济：长管拖车目前最经济 站外制氢加氢站的氢气是从氢源运输到加氢站的，氢气运输的方式包括：气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送。前两者将氢气加压或液化后再利用交通工具运输，这是目前加氢站比较常用的方式，固态氢气输送通过金属氢化物进行运输。2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工
18、敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告 表表 1：氢气运输方式比较氢气运输方式比较 运输量范围运输量范围 应用情况应用情况 优缺点优缺点 气态氢气运输 集装格 5-10 kg/格 广泛用于商品氢运输 非常成熟，运输量小 长管拖车 250-460 kg/车 广泛用于商品氢运输 运输量小，不适宜远距离运输 管道 310-8900 kg/h 主要用于化工厂，未普及 一次性投资成本高，运输效率高 液态氢气运输 槽车 360-4300 kg/车 国外应用广泛，国内主要用于航天液氢输送 液化投资大、能耗高、设备要求高 管道-国外较少，国内没有 运输量大，液化能耗高，投资大 铁路 2300-9100 k
19、g/车 国外非常少，国内没有 运输量大 资料来源：加氢站氢气运输方案比选（马建新等）2.1、气态氢气（气态氢气（GH2）运输）运输 气态氢气的运输通常是将氢气经加压至一定压力后，然后利用集装格、长管拖车和管道等工具输送。集装格由多个水容积为40 L的高压氢气钢瓶组成，充装压力通常为15 Mpa。集装格运输灵活，对于需求量较小的用户，这是非常理想的运输方式。长管拖车由车头和拖车组成，管束作为储氢容器，目前常用的管束一般由9个直径约为0.5 m，长约10 m的钢瓶组成，其设计的工作压力为20 Mpa，约可储存氢气3500标准m3。长管拖车技术成熟，规范完善，因此国外较多加氢站采用长管拖车运输氢气，
20、上海较大规模商品氢气都是运用此方法。上海浦江特种气体有限公司是国内最早运用长管拖车对氢气进行运输的内资企业之一。氢气长管拖车将氢气运输至加氢站后，装有氢气的管束与牵引车分离，然后与卸气柱相连接，随后氢气进入压缩机中被压缩，并先后送入高压，中压和低压储氢罐中分级储存，需要对汽车进行加注服务时，加氢机可以先后从氢气长管拖车、低压储氢罐、中压储氢罐、高压储氢罐中按顺序取气进行加注。图图 1：氢气长管拖车供氢加氢站工艺流程：氢气长管拖车供氢加氢站工艺流程 资料来源：加氢站工艺和运行安全（冼静江等）在美国、加拿大、欧洲有氢气管道运输的方式，管道直径大约为0.250.3 2 0 7 7 0 4 4 5/3
21、 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告 m，压力范围为13 MPa，流量在3108900 kg/h之间，目前氢气管道总长度已经超过16000 km。管道的投资成本很高，与管道的直径和长度有关，比天然气管道的成本高50%80%，其中大部分成本都用于寻找合适的路线，目前氢气管道主要用于输送化工厂的氢气。图图 2：管道输送氢气加氢站工艺流程：管道输送氢气加氢站工艺流程 资料来源：加氢站工艺和运行安全（冼静江等）2.2、液氢（液氢（LH2）运输）运输 液氢的体积密度是70.8kg/m3，体积能量密度达到
22、8.5MJ/L，是气氢15MPa运输压力下的6.5倍。因此将氢气深冷至21K液化后，再利用槽车或者管道进行运输将大大提高运输效率。槽车的容积大约是65 m3，每次可净运输约4000kg氢气，因此国外加氢站运用液氢运输的方式要略多于气态氢气的运输方式。液氢管道都采用真空夹套绝热，由内外两个等截面同心套管组成，两个套管之间抽成高度的真空。除了槽罐车和管道，液氢还可以利用铁路和轮船进行长距离或跨洲际输送。深冷铁路槽车长距离运输液氢是一种既能满足较大输氢量又比较快速、经济的运氢方法。这种铁路槽车常用水平放置的圆筒形杜瓦槽罐，其储存液氢的容量可达到100 m3，特殊大容量的铁路槽车甚至可以运输12020
23、0 m3的液氢，目前仅有非常少量的氢气采用铁路运输。液态槽车将液氢运输至加氢站，与加氢站连接后进入加氢站的液氢储罐，液氢储罐中的氢通过气化器进行气化，从而进入缓冲罐，随后进入压缩机内被压缩，并先后输送到高压、中压、低压储氢罐中分级储存，需要对汽车进行加注时，可依次从低压、中压、高压储氢罐中按顺序取气进行加注。2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告 图图 3：液氢槽车供氢加氢站工艺流程：液氢槽车供氢加氢站工艺流程 资料来源：加氢站工艺和运行安全（冼静江等）2.3、
24、固态氢（固态氢（SH2）运输）运输 固态氢的运输主要是利用稀土系、钛系、锆系和镁系等金属或合金的吸氢特性，与氢气反应产生稳定氢化物，然后在常温常压下运输至目的地之后再通过加热释放氢气。目前研究较多的贮氢合金有四类：稀土镧镍等，每公斤能贮氢135L；铁一钛系，每公斤贮氢量是稀土镧镍的四倍，且价格低、活性大、还可在常温常压下释放氢气，是目前使用最多的贮氢材料；镁系，是吸氢量最大的金属元素，但释放温度需要达到287摄氏度，且吸氢速度慢；钒、铌、锆等多元素系，这些金属自身就属于稀贵金属，所以只适用于特殊场合。利用该技术可以大幅度提升氢气运输的体积能量密度，理论上与高压钢瓶同等重量的储氢合金能吸纳的氢气
25、量是高压钢瓶的上千倍，但储氢合金本身价格昂贵，用于大规模氢气运输并不现实。2.4、运输成本分析运输成本分析 关于氢气运输的成本目前没有统一的标准，在马建新等发表的加氢站氢气运输方案比选中通过建模的方式对长管拖车运输、液氢槽车运输、管道输送等运输方式的成本进行了分析，在模型中他们固定氢源到加氢站的运输距离为50 km，考虑了固定设备投资、人工、能耗及运行维护成本等因素，最后得出结论：当加氢站数量在8个以上时，长管拖车运输成本稳定在2.3元/kg，折合46元/（吨公里），如果加氢站的数量少于8个且规模较小时，长管拖车的利用率较低，这将增加单位成本，最高单位运输成本为4.7元/kg，折合为94元/（
26、吨 公里）；液氢槽车的运输成本最低，随着加氢站数量和规模的增加，最低可为0.4元/kg，折合为8元/（吨公里），但是没有考虑氢气液化及蒸发的成本，氢气液化设备的投资非常巨大，一个日处理量为120 t氢气的液化厂投资约为9千万美元，一个每小时液化能力为30 t的液化厂，液化成本为4.5元/kg，因此若考虑液化成本，长管拖车运输氢气的成本在目前还是比较低的；2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告 管道运输氢气的成本主要跟运送量（加氢站的规模）相关，当运送量达到150
27、0 kg/天以上，氢气的运输成本为120元/（吨公里）。在上面的成本分析中，固定了运输距离为50 km，实际上运输成本与运输距离也有很大关系，玖牛研究院分析了距离与运费的关系，发现液氢槽车运输的每公里费用随着距离的增加迅速降低，这是因为运输距离越长，每公里摊销的液化费用越低，当运输距离超过300 km后，液氢槽车运输变得比长管拖车运输更经济。3、加氢站加氢站核心设备：基本依赖进口核心设备：基本依赖进口 为了使汽车能携带足够的氢气，必须把氢气压缩，压缩的压力越高，储罐所能储存的氢气就越多，其能量密度越大，因此现在国际上燃料电池电动汽车上的氢气储罐压力一般都做到35 MPa的工作压力，甚至有做到7
28、0 MPa工作压力，那么作为给汽车加氢的加氢站，其储罐储存氢气的压力更要高于汽车氢气储罐的压力，才能保证给汽车充气。因此要真正做到给燃料电池电动汽车、氢内燃机汽车加注氢气，使氢气真正作为能源使用，关键在于氢气的升压技术、储存技术和加注技术及其系统集成，特别是储存技术，这是加氢站的技术难点，而对于站内制氢加氢站，技术难点还包括制氢技术以及系统集成。加氢站与现有较为成熟的压缩天然气(CNG)加气站相似，主要包括卸气柱（站外制氢加氢站）、压缩机、储氢罐、加氢机、管道、控制系统、氮气吹扫装置、放散装置以及安全监控装置等等，无论是站外制氢加氢站还是站内制氢加氢站其核心设备都是压缩机、储氢罐和加氢机，它们
29、分别占到加氢站建设成本的30%、11%、13%，目前国内加氢站核心设备基本依赖进口。1.压缩机 压缩机是将氢源加压注入储气系统的核心装置，输出压力和气体封闭性能是其最重要的性能指标。目前加氢站使用的压缩机主要有隔膜式压缩和离子式压缩机两种。隔膜式压缩机因无需润滑油润滑，从而能够获得满足燃料电池汽车纯度要求的高压氢气，并且隔膜式压缩机输出压力极限可超过100 MPa，足以满足加氢站70 MPa以上的压力要求，但隔膜式压缩机在压缩过程中需要采用空气冷却或液体冷却的方式进行降温。目前国际上主要的隔膜式压缩机的生产商有美国Hydro-PAC公司、PDC公司等等，国内中船重工718所能够利用PDC公司提
30、供的部件完成组装，上海世博加氢站、北京加氢站都是引进的美国PDC公司产品。离子式压缩机能实现等温压缩，但因技术尚未成熟，没有大规模使用。2.储氢罐 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(2030 MPa)、中压(3040 MPa)、高压(4075 MPa)三级压力进行储存。有时氢气长管拖车也作为一级储气(1020 MPa)设施，构成4级储气的方式。与石油加氢反应器、煤加氢反应器等高压高温临氢容器和传统氢气瓶式容器相比，加氢站储氢罐具有以下4个基本特点：2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-
31、05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告 高压常温且氢气纯度高，具有高压氢环境氢脆的危险。35 MPa 加氢站储氢容器的设计压力一般取45、47、50 MPa；70 MPa 加氢站储氢容器的设计压力通常取82、87.5、98、103 MPa。在正常工作条件下，储氢容器壳体金属温度主要取决于大气环境温度。为满足氢燃料电池汽车用氢气的高纯度要求，储氢容器中氢气的纯度在99.999以上。长期在高压和常温氢气环境中工作，储氢容器材料可能会产生高压氢环境氢脆，导致塑性损减、疲劳裂纹扩展速率加快和耐久性下降，严重威胁储氢容器的安全使用。压力波动频繁且范围大，具有低周疲劳破坏危险（
32、商用站尤为如此）。目前，在设计寿命期限内加氢站用储氢罐的压力波动次数通常为103 105 次，属于低周疲劳范畴。其中移动（示范）站储氢罐的压力波动次数较少，而固定（商用）站的波动次数较多。此外，站用储氢罐的压力波动范围较大，通常为20%80%的设计压力（或者对应气瓶公称工作压力）。因此，加氢站用储氢容器的疲劳失效问题非常突出，设计时必须考虑疲劳失效。与加氢站用储氢容器相似，压缩天然气加气站用储罐也储存有大量易燃易爆介质，且压力也有波动，但其压力波动范围小，疲劳失效问题并不突出。容积大，压缩能量多，氢气易燃易爆，失效危害严重。根据GB 505162010加氢站技术规范 规定，一级、二级、三级加氢
33、站的最大储氢量分别为8000、4000、1000 kg。对于三级站，按储存压力45 MPa、温度20 计算，储氢容器的容积约为35 m3，即需用900 L的高压容器至少39台。每台容器的物理爆炸能量相当于18.4 kg TNT 炸药，一旦发生爆炸，产生的冲击波、碎片、高温危害严重。面向公众，涉及公共安全。加氢站（特别是城市建成区加氢站）一般靠近道路，其附近往往人流较密集、车流量较大，因此面向公众，涉及公共安全，一旦发生爆炸，将会危及人民生命和财产安全，造成巨大损失，引起恐慌，社会影响恶劣。目前加氢站储氢罐用的主要材料有为Cr-Mo 钢、6061 铝合金、316L 等。对于Cr-Mo 钢，我国常
34、用材料为ASTM A519 4130X（相当于我国材料30CrMo）、日本为SCM 435 和SNCM 439、美国为SA 372 Gr J。4130X 和日本SCM 430、美国SA 372 Gr.E 具有相近的化学成分和力学性能。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。对于车载储氢罐，特别是70 Mpa储氢罐，重量是需要考虑的重要因素，目前已经发展为全复合轻质纤维缠绕储罐，其筒体一般包括3 层：内层是密封氢气的树脂衬里、中层是确保耐压强度的碳纤维强化树脂（CFRP）层
35、、表层是保护表面的玻璃纤维强化树脂层，目前只有丰田和挪威Hexagon具备商业化生产能力。3.加氢机 加氢机是实现氢气加注服务的设备，加氢机上装有压力传感器、温度传感器、计量装置、取气优先控制装置、安全装置等等。当燃料电池汽车需要加注氢气时，若加氢站是采用4级储气的方式，则加氢机首先从氢气长管拖车中取气；当氢气长管拖车中的氢气压力与车载储氢瓶的压力达到平衡时，转由低压储氢罐供气；依此类推，然后分别是从中压、高压储氢罐中取气；当高压储氢罐的2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-1
36、1-证券研究报告 压力无法将车载储氢瓶加注至设定压力时，则启动压缩机进行加注。加注完成后，压缩机按照高、中、低压的顺序为三级储氢罐补充氢气，以待下一次的加注。这样分级加注的方式有利于减少压缩机的功耗。站内制氢加氢站还需要系统整合制氢装置，以电解水制氢加氢站为例，电解水制氢设备接氢气纯化设备，纯化设备接氢气隔膜压缩机入口，压力为1.64 MPa，氢气隔膜压缩机出口接高压氢气储罐，压缩机出口工作压力达40 MPa，流量达到150 Nm3/h。氢气储罐工作压力40 MPa，水容积5 m3，最大储氢气量可达2000 Nm3，40 MPa工作压力的氢气储罐以三个出口分别连接氢气加注机(满足50 Nm3/
37、min流量，入口压力40 MPa)、氢气隔膜压缩机(出口压力75 MPa)和通过减压为20 MPa给气瓶充装氢气的汇流排。其中出口压力为75 MPa的氢气隔膜压缩机出口连接工作压力为75 MPa的氢气储罐，储罐出口再连接到氢气加注机。图图 4：站内：站内电解水制氢加氢站电解水制氢加氢站工艺流程工艺流程 资料来源：制氢加氢站关键技术及系统的研究（张立芳等）加氢机主要的生产企业有德国林德（Linde）、美国AP公司等等，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、200公斤、500公斤、1000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
38、加注设备，加氢机是目前最有可能实现国产化的核心设备。以以上海世博园加氢站上海世博园加氢站为例说明站外制氢加氢站的运行情况为例说明站外制氢加氢站的运行情况 上海世博加氢站的压缩机采用了4台PDC-4-6000型隔膜式压缩机，每台压缩机额定功率为18.5 kW，吸气压力为622 MPa，排气压力为46 MPa，额定流量(折合成标准状态)为55 m3/h。采用水冷却的方式对压缩机进行降温，每2台压缩机共用一套冷却装置。压缩机工作时，根据所需流量，4台压缩机可以采用1用3备、2用2备或3用1备等模式对氢气进行压缩。上海世博加氢站的设计最高储氢压力为45 MPa，其中低压储氢罐3台，中2 0 7 7 0
39、 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告 压储氢罐6台，高压储氢罐6台。每台储氢罐的直径为0.406 m，容积约为0.767 m3。15台储氢罐总储氢量约为360 kg。上海世博加氢站将氢气长管拖车也作为一级储气设施，构成氢气长管拖车、低压储氢罐、中压储氢罐及高压储氢罐共4级储气的方式。每辆氢气长管拖车实际储氢量约为250 kg，加氢站内可以同时连接2辆氢气长管拖车，故氢气长管拖车总储氢量约为500 kg。上海世博加氢站的加氢机额定加注压力分为25 MPa和35 MPa两种，采用
40、4台双枪加氢机，每台加氢机双枪最大加注能力为3 kg/min。另外，根据国际标准ISO/TS 158692009气态氢和氢的混合物陆地车辆油箱的规定，车载储氢瓶的温度不可超过85。因此，氢气在加注前需要经过管道换热预冷。上海世博加氢站在加注氢气前，先将氢气预冷至-20。其冷却方式是，氢气从储氢罐来到加氢机时，先进入一个换热装置与其中的冷流体充分换热后降温，然后氢气通过加氢机为燃料电池汽车加注氢气。以北京加氢站为例说明站内制氢加氢站的运行情况以北京加氢站为例说明站内制氢加氢站的运行情况 北京加氢站是国内第一座高压加氢站，于2006年建成运行，二期改造后加入了天然气重整站内制氢装置，工艺流程是天然
41、气重整制氢装置生产的氢气由一台产品氢气压缩机增压到200 Bar进入长管拖车储存，使用时加注压缩机把长管拖车中的氢气增压到400 Bar进入高压储氢瓶组，加注时由高压储氢瓶组的氢气经加注机进入燃料电池电动车辆。图图 5：北京加氢站工艺流程：北京加氢站工艺流程 资料来源：北京加氢站的功能完善和燃料电池汽车奥运示范（孟庆云等）天然气重整制氢设备采用我国具有四十多年制造和操作经验并且技术可靠的蒸汽转化工艺和一段变压吸附净化法(PSA净化法)。主要生产过程以天然气为原料，采用烃类水蒸汽转化造气工艺制取粗氢气。转化压力2.0 MPa(G)，合成气经变换和PSA分离杂质后得到合格的产品氢气，整个工艺分为原
42、料脱硫、烃类的蒸汽转化、一氧化碳变换、变压吸附(PSA)氢气提纯四个主要工艺过程。额定产气量为50 Nm3/h。北京加氢站可利用天然气重整装置每天生产高品质氢气1200 Nm3，利用外供氢每天提供高品质氢气2000 Nm3，完全满足20辆燃料电池小轿车和3辆燃料2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告 电池大客车每天运行所需的氢气要求，根据氢气的消耗量，天然气重整制氯装置的生产能力可以在40一100之间调节，结合外供氢气的合理调度，能够满足不同氢气用量的要求。北
43、京加氢站的压缩机由美国PDC公司提供，额定流量55 Nm3/h，最高压力可达400 Bar。其功能是把天然气重整制氢设备生产的氢气加压送入长管拖车内储存。北京加氢站的储罐由美国CPI公司提供。选用的高压氢气储罐为二组气瓶，氢气储罐的额定工作压力为420 bar，水容积为1.7 m3，町储存氢气65 Kg。北京加氢站的加注机由美国Genesys公司提供，型号为Series 300型，最大充装速度可以达到600 kg/h。4、国内外加氢站及网络的建设情况国内外加氢站及网络的建设情况1 据H2stations（H2stations.org网站）统计，截至2018年底全球加氢站数目达到369座，新增4
44、8座：其中欧洲152座，亚洲136座，北美78座。在全部369座加氢站中，有273座是零售型加氢站，对外开放，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。图图 6：2018 年全球加氢站地域分布（单位：座）年全球加氢站地域分布（单位：座）资料来源：H2stations 截至2018年底，全球拥有10座以上加氢站的国家有日本（102座）、德国（60座）、美国（42座）、中国（23座）、法国（19座）、英国（17座）、韩国（14座）、丹麦（11座）。日本、德国和美国加氢站共有204座，占全球总数的55%，这三个国家在氢能与燃料电池技术领域在全球处于绝对领先地位。1 本章内容主要参考潘
45、相敏等发表在国际氢能产业发展报告（2017）中的加氢基础设施建设现状与前瞻 152 136 78 3 020406080100120140160欧洲 亚洲 北美 其它 2018年全球加氢站地域分布 2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告 图图 7：2018 年拥有加氢站超过年拥有加氢站超过 10 座的国家（单位：座）座的国家（单位：座）资料来源：H2stations 目前全球氢能源产业还处于导入期，加氢站的建设规模还较小，截至2018年底，已经规划的新增加氢站
46、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）。图图 8：全球规划的新增加氢站（截至：全球规划的新增加氢站（截至 2018 年底，单位：座）年底，单位：座）资料来源：H2stations 4.1、国外加氢站的建设情况国外加氢站的建设情况 4.1.1、日本日本加氢站建设及相关政策加氢站建设及相关政策 日本加氢站网络建设相关政策日本加氢站网络建设相关政策 早在2002年，为推动加氢站的建设，日本就开始了JHFC示范项目，该示范项目到2010年结束。JHFC项目共建成了11座加氢站，并与其他4座加氢站合作，通过对这15座加氢站的运营来研究不
47、同类型加氢站的可行性，这些加氢站中10座位于关东地区、3座位于中部地区、2座位于九州地区。此外，为向民众102 60 42 23 19 17 14 11 020406080100120日本 德国 美国 中国 法国 英国 韩国 丹麦 2018年拥有加氢站超过10座的国家 38 27 18 17 13 12 7 0510152025303540德国 韩国 中国 荷兰 日本 法国 加拿大 2 0 7 7 0 4 4 5/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 1 7 1 1:2 52019-05-16 基础化工 敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告 展示研究成果，JHFC还开放一个氢主题
48、公园。JHFC项目的结束标志着日本完成了对加氢站的初步技术实证。2010年7月，隶属于日本经济贸易产业省的燃料电池实用化推进协商会（FCCJ)发布了燃料电池汽车和加氢站2015年商业化路线图，明确指出2011-2015年开展燃料电池汽车技术验证和市场示范，随后进入商业化示范推广前期。根据路线图，日本将在2015年建成100座加氢站，此后开始建立商用加氢站，到2025年加氢站将实现自力发展。2014年日本官方新能源及产业技术综合开发机构发布了 氢能源白皮书，为缓解建设加氢站所需的巨额建设成本，日本政府专门制定了“氢气供给设备整备事业费辅助金”制度，补助金的申请和发放通过下一代车振兴中心实施。除国
49、家补助外，向站点提供补助金的地方补贴也在增加。自2013年起对加氢站建设项目补贴其建设成本的一半，上限为2.5亿日元，2014年又增加了定额性补贴政策，上限达到2.8亿日元，2017年又对补贴政策做出了调整，上限进一步上调到4.2亿日元。表表 2：日本：日本 2017 加氢站补贴加氢站补贴 规模（规模（Nm3/h）类型类型（建设成本）（建设成本）补贴率补贴率 补贴上限（亿日元）补贴上限（亿日元）大于 300 现场制氢（大巴用）1/2 4.2 站外制氢（大巴用）1/2 3.8 现场制氢（紧凑型）2/3 3 现场制氢（其他类型）1/2 3 站外供氢（紧凑型）2/3 2.7 站外供氢（其他类型）1/
50、2 2.7 移动式 2/3 2.7 大于 50 小于 300 现场制氢（紧凑型）2/3 2.4 现场制氢（其他类型）1/2 2.4 站外供氢（紧凑型）2/3 2 站外供氢（其他类型）1/2 2 移动式 2/3 2 资料来源：加氢基础设施建设现状与前瞻（潘相敏等）日本主要的加氢站建设运营商岩谷产业曾预计，加氢站的一年运营费用为5000万日元左右，要想实现盈利，每个站点需要有700-1000辆FCV（固定客户）来加氢，然而在目前的普及程度上，这是不可能达到的，因此除补助加氢站的建设成本外，日本政府也每年给予2200万日元的运营补贴，丰田、本田和日产三家汽车厂商再额外提供每年1100万日元的运营补贴
