一文看懂氢能行业

氢气具有热值高、来源广、副产物只有水等优点，其能作为清洁能源被寄予替代化石能源的厚望，燃料电池作为氢能的一个重要应用，近年来受到了越来越广泛的关注。

（来源：微信公众号“广证恒生新三板研究极客” ID：gzgzhs_xsb 作者：广证恒生）

一、氢能行业总览

氢气具有热值高、来源广、副产物只有水等优点，其能作为清洁能源被寄予替代化石能源的厚望，燃料电池作为氢能的一个重要应用，近年来受到了越来越广泛的关注。

燃料电池汽车作为氢能最重要的应用综合了电动车及燃油车的优点，其未来的替代目标是燃油车。燃料电池汽车与燃油车类似，都是通过加注燃料提供动力，具有加注时间短、续航里程长的优点，同时，由于燃料电池汽车处于发展初期，没有规模优势导致成本高昂，高成本主要体现在电堆成本较高以及氢气的使用成本高。

（1）燃料电池组的成本来自于燃料电池汽车的动力系统成本，目前丰田mirai的燃料电池组的成本高达17.4万元左右，而同等续航的锂电池成本约为9万元，燃油车约为2.5万元。燃料电池堆的成本约占电池系统的成本的67.9%。

（2）从能量成本来看，由于其主要是氢气是主要的能源，丰田mirai每百公里燃料电池的耗氢量约为1kg，即使在燃料电池使用量较大的日本，加氢成本也高达65元/kg，百公里成本约为65元，而锂电动车及燃油车的百公里成本约为22元及49元。

二、燃料电池供应链关系

燃料电池产业链长，包括上游的催化剂、质子交换膜到中游电堆以及系统再到下游的整车，了解产业链的配套关系对于投资燃料电池具有重要意义。整体而言，燃料电池产业链是海外优势显著，国内亟待突破，

1、海外龙头供应链：美日韩供应商三分天下，短期内国产分羹难

日韩系车企：供应链相对封闭，集团内部自研自给为主。丰田通过投资持股，构建内部供应体系；本田自主研发为主；现代设立子公司自产膜电极。

欧美系车企：供应链相对开放，互为合作对象。奥迪与现代共享专利，与巴拉德合作研发电堆；奔驰由集团或旗下子公司自主供应，东岳集团是其质子交换膜供应商；通用与本田联合制造燃料电池系统。

海外电堆厂商：掌握核心技术，内外部共同配套。巴拉德掌握上游核心技术，零部件内外部配套兼具；普拉格供应商多元，两家中国企业进入其供应链：武汉理工新能源与安泰环境。

2. 国内商用车供应链：中游系统蓬勃发展，上游部件国产进程加速

下游商用车补贴推广下，中游系统厂商蓬勃发展。《新能源车推荐目录》共有来自21家车企的93款燃料电池车型上榜，提供配套的国内中游厂商达32家。亿华通与国鸿重塑配套车型数领先，分别为20款和14款，占比21.5%和15.1%。

“剥洋葱”模式下，上游关键技术正在争取突破。我国燃料电池行业采用“剥洋葱模式”，沿“系统→发动机→电堆→膜电极→质子交换膜、催化剂”的路径逐步实现技术突破。当前应用于运行车型上的电堆及零部件国产化程度偏低，增强自主研发，提高电堆比功率和寿命，加快规模化，是产业当下关键。

三、 燃料电池企业估值方法

由于燃料电池行业处于发展前期，大多数企业处于未盈利状态且需要持续的高研发投入，因此传统的估值方法不适合燃料电池企业，如何对燃料电池企业进行估值是困扰投资机构和燃料电池企业问题之一。我们认为，燃料电池企业目前适合采用DCF以及对标企业EV/sales的方法进行估值。

1、 参考锂电行业发展路径，对燃料电池行业进行DCF进行估值

燃料电池与锂电的发展路径类似，均需要政策的驱动，因此对燃料电池行业进行DCF估值时参考锂电发展方式以及政策规划准确性更高。

DCF估值结果为，当前我国燃料电池系统行业市值约为206.72亿元，最后针对估算的WACC及设定的永续期EBIT Margin进行敏感性分析，结果可得，在悲观情形下，当前我国燃料电池系统行业市值约为75.65 亿元；在乐观情形下，当前我国燃料电池系统行业市值约为383.78 亿元。

2、 参考海外龙头的相对估值方法

对巴拉德此类企业，在成长期面临业务快速扩张但盈利能力不足的情况，其营收往往先于盈利能力释放，而随着市场的扩张、规模效应的形成，收入增长的同时研发费用的比率将下降，在实现盈利前，收入水平将成为公司的关键指标，故公司的PS、EV/Sales指标应作为估值的主要参考。

从PS指标看，可发现以2015年为分界，公司在业务探索期内PS有较大波动，此阶段公司业务模式尚未明确，技术、政策因素不确定强，且市场判断易受订单量、重大业务变化的影响，故此阶段更适用DCF绝对估值法，通过测算未来长期现金流收入情况来判断公司价值，并关注技术进步、政策变化、重大事项等重要节点。

2015年至今，公司进入快速成长期，PS、EV/Sales指标较能反映公司情况，PS值位于2.64倍-9.44倍区间，历史中位数为4.6倍，EV/Sales指标位于2.6-6.0倍区间，中位数为3.8倍，期间自2017年下半年开始，估值中枢略有上移。

四、氢气成本专题——制氢篇

氢气的使用成本能否降到汽柴油以下是决定氢能能否市场化的最关键的因素，目前由于氢气供给非常不足，所以使用成本较高。未来随着氢能的发展，氢气成本将会逐步下降，氢气的成本构成包括制氢、储运以及加氢环节。

1、电解水成本偏高，降成本主要依赖电价

由于电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发PEM及SOEC技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，关键在于依靠光伏和风电的发展。以大工业电价均价0.61元/ kW·h计算，当前电解水制氢的成本为3.69元/Nm3。当用电价格低于0.50元/kW·h时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本0.5930元/kWh，风电度电成本约为 0.3656元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。

2、天然气制氢是目前主要制氢方式，降成本应关注天然气价格

天然气制氢中的甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的70%（IEA）。我国天然气价格受资源禀赋影响，天然气资源主要分布集中的中西盆地也是价格最低的地区。尤其是新疆、青海等地区天然气基本门站价格低至1.2元/千立方米左右。据测算，当天然气价格为2元/Nm3时，测算出制氢成本为1.35元/Nm3，相比电解水制氢具有明显的成本优势。

3、煤制氢成本最低，降成本空间较小

我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为600元时，大规模煤气化生产氢气的成本为1.1元/ Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至200元/吨时，制氢气的成本可能降低为0.34元/ Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。

4、丙烷脱氢和乙烷裂解副产制氢具有潜在产能

化工副产物制氢的成本难以单独核算。目前我国规划和在建的丙烷脱氢项目预计可以副产并外售86.8万吨氢。我国规划中的乙烷裂解产能达到1460万吨，可以副产并外售的氢气达到90.4万吨。

电解水成本模型

五、氢气成本专题——储运篇

从整体发展情况看，目前国内的储氢技术发展相对落后，高压气态储氢技术落后较大，储氢量低得多，目前其质量储氢密度大约为4.0～5.7%。具体表现在，国外已经将70MPa的储氢罐已应用到燃料电池汽车上，而国内的储氢罐关键材料仍依赖进口；低温液氢技术、吸附储氢技术与国外先进水平存在较大差距，产业化相距甚远，其质量储氢密度大于5.7%。

从技术成熟方面来看，高压气态储氢最成熟、成本最低，是现阶段主要应用的储氢技术，在基本能与传统加油方式相媲美，但对于更高的车载储氢要求如储氢量、安全性等，高压气态储氢技术难以满足需求。

从质量储氢密度上看，有机液体储氢质量储氢技术密度相对较高，大于5.7%且最高可达到67%，但目前存在成本高等问题。从成本方面来看，金属氢化物储氢及有机液体储氢成本均较高，还处于攻克研发阶段，不适合目前小批量的应用。

预计化学方法储氢是未来重要的发展方向，除此之外，复合储氢技术，如低温高压储氢技术和高压金属氢化物储氢罐，也逐渐被企业考虑和使用。