證券研究報告
核心觀點
燃料電池具有效率高、持久性好、無污染、環境適應性強的特質，從全球來看，燃料電池主要運用于固定式電源、交通運輸和便攜式電源三大類領域。全球燃料電池需求快速增長，且交通領域商業化進程正在加速，除商用車外，燃料乘用車開始逐步推廣，日本豐田技術領先。中國政策也在積極推動燃料電池行業發展，隨著氫燃料電池相關利好政策不斷，預計中國燃料電池汽車將進入快速發展階段。
作為基礎配套設施的加氫站建設是促進燃料電池大規模應用的關鍵，目前全球加氫站建設量較少，全球主要國家將加快加氫站建設，并制定了對應的規劃路線。中國燃料電池產業目前處于萌芽時期，商用車是規模化應用的先鋒。2018年中國燃料電池汽車產銷均完成1527輛，包括1418 輛燃料電池客車以及109 輛燃料電池貨車，而國內商用車銷量為437.1萬輛，燃料電池汽車滲透率僅 0.03%，未來發展空間可觀。
燃料電池成本高企是目前大規模推廣的主要障礙。燃料電池主要由燃料電池堆、空氣供給系統、冷卻系統、及氫氣檢測供給系統等成分構成。其中電堆成本占比最大。隨著燃料電池產量的擴大，規模化效應將有助于降低成本。其中膜組件和壓縮機將成為規模化效應降本的核心部件。
制氫端來看，目前氯堿制氫產能最大，且具備較好的經濟性和環保性；加氫站建設來看，目前造成加氫站數量少的最大阻礙是加氫站建設的高昂成本，但是地方政府財政補貼很好的降低了建設成本。此外，我們通過對電車、燃料車和油車三者成本測算，預計氫氣價格40元/kg時，將有望媲美油車，20元/kg時，將有望媲美電車。
我們建議關注濰柴動力（巴拉德大股東并獲得國內新一代技術授權）、雄韜股份（催化劑、雙極板等全產業鏈布局）。
風險提示：
能源補貼政策出現調整，新能源車銷量不達預期；上游原材料價格出現波動，燃料電池汽車推廣不及預期。
1. 燃料電池產業政策驅動效應顯著
1.1 交通領域氫能成長性最強
燃料電池在交通領域具有最強增長潛力。從全球來看，燃料電池主要運用于固定式電源、交通運輸和便攜式電源三大類領域。既適用于集中發電，建造大、中型電站和區域性分散電站，也可用作各種規格的分散電源。交通運輸領域包括為乘用車、巴士/客車、叉車以及其他以燃料電池作為動力的車輛，目前來看，隨著國家氫能產業的推進和技術的成熟，交通領域應用的商業化進程正在加速，且交通運輸領域成長性最強。2018年，全球燃料電池約為803.1MW，2011-2018年間復合增長率達32.95%。
1.2 燃料乘用車開始逐步推廣，豐田技術領先
憑借零污染、高效率、加氫快、續駛里程長的特點，燃料乘用車現在正處在商業化轉化中。以豐田為代表的車企開始逐步擴大燃料電池汽車的產量，并取得了實質性的進展，2018年豐田mairi銷量為575輛。從性能方面來看，豐田Mirai其續航里程為650km，最高車速可達175km/h，功率密度達到了3.1kw/L。在同類車型中處于領先地位。
1.3 補貼政策推進燃料電池行業發展
政策歷來是推動新興產業發展的指揮棒，中國政府于2016年11月公布《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》，明確了我國氫能產業基礎設施在近期（2016-2020年）、中期（2020-2030年）和遠期（2030-2050年）三個階段的產業目標和裝備制造任務，建立完善有利于氫能產業發展的支撐體系。
政策推動燃料電池汽車發展和氫站基礎建設。2019年過渡期內，客車、貨車、乘用車單車補貼分別為40、24、16萬元，在鋰電車輛快速退坡的背景下，燃料電池國家依然給予充足的補貼。部分地方政府也對加氫站建設實施高額補貼，例如佛山南海對區內單個新建成的加氫站最高補貼高達800萬元。
1.4 燃料電池汽車進入快速發展時期
2019年有望正式實施“十城千輛”計劃，即通過提供財政補貼，計劃用3年左右的時間，每年發展10個城市，每個城市推出1000輛新能源汽車開展示范運行。在短期內，政策補貼將是燃料電池產業快速發展的推動力。我們預計2020年電動汽車的補貼退出后，氫燃料電池汽車的補貼至少還將維持3至5年。燃料電池“十城千輛計劃”同鋰電在2009年“十城千輛計劃”類似，相關利好政策將連續出臺以支持氫燃料電池的發展，因此我們預計中國燃料電池汽車將進入快速發展時期。
2.我國燃料電池產業發展潛力巨大
2.1加氫站建設是促進燃料電池大規模應用的關鍵
美洲和亞洲地區是目前全球加氫站的主要推手。截至目前，美國在運的加氫站約40座，日本在運的加氫站約94座。從全球分地區看加氫站的建設情況看，前期以歐洲和美洲的建設數量較多，隨著亞洲對氫能源汽車的研發推廣，2016年后以日本和中國為代表的亞洲加氫站的建設數量不斷增加。
未來加氫站中國發展潛力最大。目前大力發展燃料電池汽車加氫站的國家主要有日本、韓國和美國，各國政府均制定了長期的發展規劃。未來5-10年，全球主要國家將加快加氫站建設，預計到2020年，全球加氫站保有量將超過435座；2025年有望超過1000座。其中日本的扶持力度最大，預計建成320座；韓國和美國分別為210和200座。2030年開始普及加氫站建設，日本、韓國和美國計劃分別達到900、520和300座。中國計劃到2020年達到100座，2025年達到300座，2030年達到1000座。
我國目前加氫站數量仍相對不足。截止到2018年底我國國內運行加氫站僅有28座。氫站數量較少的原因一是建設加氫站所需的核心設備基本依賴進口，加氫站建設成本與維護成本較高。二是目前燃料電池汽車量較少，加氫需求難以形成規模效應。2015年以來，隨著我國燃料電池汽車產業的逐步發展以及加政策對加氫站建設的大力支持，各個地區開始規劃建設加氫站。未來加氫站的普及和商業化運營將大大有助于促進燃料電池電動汽車的普及。
2.2當前保有量相對較少，未來發展中國最具成長空間
當前燃料電池汽車保有量相對較少。截至2018年底，從保有量來看，日本大約有2700輛、韓國2000輛、美國6500輛，中國3500輛。長遠規劃來看，全球燃料電池汽車發展正在全面提速。根據各個國家出臺的規劃文件，到2030年，日本、韓國、美國、中國分別規劃燃料電池汽車保有量80、63、20、100萬輛。
國乘用車尚處于驗證階段，商用車將成為突破口。過去5年間，中國燃料電池汽車在政策的補貼下產銷經歷了快速發展。但是目前中國燃料電池乘用車僅有概念車，尚未量產。中國燃料電池商用車經過多年研發已進入商業化階段，多家車企推出了燃料電池商用車產品。從國家推廣目錄角度來看，2017年《新能源汽車推廣應用推薦車型目錄》中僅有3款專用車、19款客車入榜，而2018年增至26款專用車、60款客車，專用車、客車車型數分別是2017年的8.67、3.16倍。2018年中國燃料電池汽車產銷均完成1527輛，包括1418輛燃料電池客車以及109輛燃料電池貨車。國內商用車銷量為 437.1 萬輛，燃料電池汽車滲透率僅 0.03%，未來發展空間可觀。
2.3中國燃料電池汽車未來市場規模廣闊
2016年10月，中國標準化研究院資源與環境分院和中國電器工業協會發布的《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》首次提出了我國氫能產業的發展路線圖。對我國中長期加氫站和燃料電池車輛發展目標進行了規劃。其中2025年以前燃料電池汽車以商用車為主，2025年以后乘用車得到發展。按照客車、物流車、乘用車百公里耗氫量7kg、3kg、1kg進行測算得到2030年氫氣需求為153萬噸。
3.短期看規模化推動燃料電池成本下降
3.1電堆成本占比較高，核心部件有待突破
電堆成本占比62%，仍有較大下降空間。燃料電池系統的關鍵成本在電堆和輔助系統2個部分。在產業化的背景下，電堆和輔助系統零部件的成本均會下降。但在當前國內尚未達到產業化批量化生產、供應鏈體系尚未成熟、系統相關的法規標準尚未完善的背景下，上述系統成本依然會維持高價。電堆成本結構中催化劑和雙極板的成本占比較高，分別達到36%以及23%。催化劑通過技術進步降低鉑含量降低成本。
3.2規模化效應將有助于顯著降低成本
燃料電池成本結構中除少量的氫氣供給和車身材料外，各種系統和燃料電堆構成了燃料電池80%以上的成本。從全球燃料電池的發展來看，產量的增長形成規模化效應，系統成本和電堆成本平攤至每一單位時將顯著下降。根據DOE數據顯示，當電堆產量達到50萬套的情況下，電堆成本有望降低到19美元/kw，系統成本有望降低到45美元/kw。
以廣東國鴻為例，其于2016年5月簽署引進加拿大巴拉德9SSL電堆生產線技術，并在國內建設年生產2萬臺電堆(30萬kW)和5000套系統的生產線，生產線于2017年7月1日正式投產。 9SSL系列燃料電池電堆是為交通領域設計的液冷式電堆產品，能夠滿足車用車載動態特性要求。它具有良好的單電池均一性，工作壽命超過2萬h，最長壽命超過2.5萬h。巴拉德9SSL系列電堆產品自2009年生產至今已累計生產電堆超過10,000臺，部署量達到320MW，產品的成熟性已經過充分的市場驗證。2018年出貨1100多套，市占率約70%。2018年廣東國鴻電堆成本為6000元/kw，電堆降本空間較大，未來兩年預計可降低60%，至2400元/kw。
3.3 催化劑和雙極板規模化降本難
燃料電池成本高的原因一方面是因為技術難度高，另一方面是量比較少，隨著燃料電池量的增加，成本逐步降低。膜電極成本高昂的重要原因是其催化劑貴金屬Pt。燃料電池零部件的成本主要來源于原材料與加工費用，美國Strategic Analysis公司發布的報告顯示，在目前技術水平下，除催化劑和雙極板之外，其他零部件都具有較強的規模效應，加工成本主導的部件(如質子交換膜、氣體擴散層)的成本可通過規模化生產來降低，隨著燃料電池產量規模的擴大在燃料電池成本構成中占比不斷縮小。但材料成本占主導的催化劑難以通過規模化量產實現大幅度降本。
3.4壓縮機等部件降本空間比較大
根據DOE數據顯示，電池組及壓縮機、加濕器及其他配件構成的整體燃料電池系統而言，以壓縮機為主的其他組件同樣尚有成本壓縮空間。降到 30 美元/kW 的成本下降預期路徑中，電池組和其他組件成本基本各占一半。最后，在量產假設下的充分攤薄成本構成中，材料以外的成本約占 1/4。
3.5氫氣環節具有較大降幅空間
未來燃料電池作為新能源主力，對氫能需求會與日俱增。氫能的產業鏈主要包括制氫、加工、儲存、運氫、加注等環節，由于氫的密度極低，因此在各個環節的成本均比較高。比較日本和我國的加氫站氫氣售價價格組成可以發現，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%）。我國氫氣生產可以通過產業鏈各個環節縮減成本。短期內，由于高額補貼存在，選擇合適的氫源，并降低氫氣運輸與儲藏的成本，是最適當的選擇；長期中，隨著行業的發展和補貼額度的下降，通過提高關鍵設備的國產化率水平來降低加氫站的建設成本則是未來加氫站降本的明智之選。
4.各個環節成本測算和橫向對比
4.1鉑用量仍下降空間
目前鉑金的價格在逐步下降，領先的工業化水平下每100kW 燃料電池催化劑消耗 Pt在30g左右（略高于DOE測算的理論水平）。以國內燃料電池汽車水平為例，按功率 100kW計，單車Pt 的需求量為 30g，合單車催化劑成本超過 6000 元人民幣。燃油車的尾氣清潔催化劑同樣對 Pt 存在需求，目前的水平大約在 5-10g/輛。豐田Marai0.175g/kw和國內0.3g/kw的水平對比來看，鉑用量仍有一定的下降空間。
4.2氯堿制氫產能最大，成本較低
目前工業制氫主要有四種方法，一是采用化石燃料制取氫氣（天然氣為主），天然氣裂解制氫是在一定壓力、高溫及催化劑的作用下，天然氣和水蒸氣發生反應，終生成氫氣和二氧化碳等，在從生成物中提取產品氫氣。二是從化工副產物中提取氫氣（焦爐氣為主），焦爐氣制氫技術是采用變壓吸附的工藝，從煉焦行業副產的焦爐氣中提取純氫。三是采用來自生物的甲醇甲烷制取氫氣，甲醇裂解制氫是甲醇和水混合，在高溫變成蒸汽的情形下由催化劑催化生成氫氣和二氧化碳等，然后從生成物中提取產品氫氣。四是利用太陽能、風能等自然能量進行水的電解。從全球制氫來源來看，天然氣制氫采用最多，醇類制氫次之，分別達到了全球產氫量的48%和30%。從國內產能來看，氯堿制氫產能最大，達到76萬噸/年。
氯堿制氫具備經濟性和環保性。從經濟性角度，制氫的成本很大程度上取決于原料的成本，目前煤氣化制氫成本最低，電解水成本最高。根據上海國際能源創新中心的數據，目前煤氣化制氫的成本最低，其次是天然氣制氫，為 2.00 美元每千克，甲醇裂解 3.99 美元每千克，成本最高的是水電解，達到 5.20 美元每千克。相對于石油售價，煤氣化和天然氣重整已有利潤空間，而電解水制氫成本仍居高不下。
2015年，我國氯堿廠產能為3961萬噸，產量為3028.1 萬噸。根據氯堿平衡表，燒堿與氫氣的產量配比為 40:1，理論上將產生氫氣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，幾十萬輛的規模問題不大。
氯堿制氫可以滿足短期氫能需求。按照相對樂觀的2025年15萬的保有量，其中客車10萬輛，貨車5萬輛來計算，2025年氫能需求為65萬噸，小于氯堿制氫產能76萬噸的水準。
4.3 加氫站投資額相對較高
造成我國加氫站數量少的最大阻礙是加氫站建設的高昂成本。加氫站的主要設備：包括儲氫裝置、壓縮設備、加注設備、站控系統等，其中壓縮機占總成本較高（約30%）。加氫站的關鍵設備及零部件在我國還沒本土化、自主化和批量化生產,也是加氫站建設成本高昂的重要原因之一。除了建設成本之外,土地成本也是制約加氫站發展的重要因素。建設加氫站需要申請,而且只有申請商業用地才能在建成后公開運營。目前設備制造的發展方向主要是加速氫氣壓縮機的國產化進程，從而降低加氫站的建設成本，促進氫能產業鏈的發展。橫向對比來看，加氫站的建設成本較高，單個加氫站達到1500萬元，目前遠高于加油站、充電站、甲醇站等能源補給站。
按照日加氫300kg測算，加氫站預計4-5年可收回成本。一個安裝了10個60KW充電樁的充電站初始投資額為97萬，政策補貼金額為30萬，以每年53萬度的充電需求量測算，動態投資回報周期為5.31年。加氫站初始投資金額為1500萬，國家補貼額為400萬元，以每年109500kg的加氫需求量測算，動態投資回收周期為4.23年。在前期高額的補貼政策支持下，我國加氫站建設有望逐漸顯現經濟效應。
1000kg/d的加氫站日加氫300-400kg/d基本可實現盈虧平衡。功率為60kw的充電樁利用率較低時，營業收入無法覆蓋營業成本。當利用率每提升1%，凈利潤將快速增長。當利用率超過5%時，充電站的盈利能力遠遠大于加氫站盈利能力。日加氫能力為1000kg的加氫站因收費價格較高，前期利用率較低時，凈利潤虧損相比于充電站運營較低。當加氫站利用率達到40%時，平均凈利潤由負轉正。
4.4運營環節尚無成本優勢
期初采購成本來看，由于新能源補貼政策退坡，當前過渡期內，電動汽車、油車、燃料電池汽車三者的初期購置成本大概相當。按照電車百公里耗電30kwh，度電成本1.2元；燃料電池加氫氣40元/kg；百公里消耗氫氣2.5kg；油車百公里消耗柴油18L，1L價格為6.1元來測算運營成本，燃料電池汽車預計到2020年尚無優勢。
4.5全生命周期成本對比測算
我們按照8年使用周期進行測算，考查在全生命周期內電車、燃料電池汽車和油車三者的成本。能耗成本方面，電車1.2元/度，百公里耗電30度；燃料百公里消耗氫氣2.5kg，氫氣價格40元/kg和20元/kg；柴油車百公里消耗柴油18L，單價6.1元/L。目前燃料電池和純電車全生命周期運營成本相較于油車已經具備優勢；當氫氣價格為20元/kg的時候，電車和燃料電池汽車成本相當。
膜電極具有較大降本空間。當前國內燃料電池系統成本大約為12000元/kw，電堆成本大約為7000元/kw，我們按照產量分別為1000、10000、500000萬套時，對各個環節成本拆分，我們預計在規模化效應下，電堆成本相較于系統集成成本將更為快速降低，從各個環節來看，膜電極具有較大的降本空間。
5.投資建議
建議關注濰柴動力（巴拉德大股東并獲得國內新一代技術授權）、雄韜股份（催化劑、雙極板等全產業鏈布局。
6.風險提示
能源補貼政策出現調整，新能源車銷量不達預期；上游原材料價格出現波動，燃料電池汽車推廣不及預期影響公司業績增速。
