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）

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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，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。 目前燃料电池行业无论从技术储备还是商业模式仍处于积极探索中，技术上（电堆和整车技术）的可靠性和经济性都是制约燃料电池行业发展的瓶颈。

当前影响国内加氢站终端氢气售价的主要因素是氢气到站成本（占70%），其中包括氢气成本和储氢、运氢成本。 因此除降低储氢和运氢成本之外，如何获得低成本的氢源，将是实现终端加氢站运营经济性的关键。

目前国内用于外供氢气的氢能储备非常充足，但目前下游供氢体系尚处于萌芽探索阶段，几种制氢路线的经济性尚处验证之中。展望未来，由于负荷中心的集中区域华东地区煤炭总量指标控制严格，且中期内天然气供给仍将较为紧张，投资较重的化石燃料制氢（煤制氢和天然气重整制氢）作为定向的供氢路线，其可行性获得确认之前难以大规模推广；而水电解路线虽然可以实现分散式供氢，但其经济性取决于电力成本的降低，国内风电和光伏的弃电利用水平是制约该路线未来发展程度的关键。

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。

（1）从出厂成本来看，焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。

（2）从副产的氢气量来看，国内焦化行业产能巨大，可副产氢气量较大，但由于焦化产能集中在山西、河北和山东等华北地区，距离长三角等负荷中心较远，且分离精制成本较高，而考虑到储氢和运氢后的综合成本与氯碱、丙烷脱氢和乙烷裂解制氢相比更是不占优势。

（3）综合来看，现有的PDH产能约588万吨，考虑在建和前期准备中的产能，未来国内将合计拥有915万吨产能，可副产并外售30.5万吨氢气，可以满足约213万辆燃料电池车用氢量；而规划中的乙烷裂解产能达1460万吨，可以实现的外供氢气量达93.4万吨，规模更为巨大，可满足约653万辆燃料电池车用氢需求。此外丙烷脱氢和乙烷裂解装置基本上集中在沿海港口地区，通过进一步的低投资强度的精制工序，氢气中的总硫、CO等杂质含量便可符合燃料电池用氢气标准，因此丙烷脱氢和乙烷裂解副产的氢气将是未来潜在最具优势的燃料电池车用氢源选择之一。

氢能作为二次能源，相比电力可实现跨地域和跨季节的优化配置，优化现有的电力能源系统；发展氢能燃料电池，有助于解决石油与天然气等的消费总量问题，降低国内消费的对外依存度；国内可再生能源氢资源丰富，发展水电解制氢利用弃水、弃风、弃光资源，可以实现可再生能源利用率的提高，从长期来看构建与可再生能源相补充的氢能体系是能源清洁化发展的重要方向， 但从目前的实际情况来看燃料氢气的来源仍将多元化发展。

目前工业上生产氢气的技术已经非常成熟，化石燃料制氢、化工副产氢、水电解制氢、甲醇制氢各种路线均已经大规模商业应用，此外光电化学和生物制氢尚处于技术开发阶段。而从目前国内外加氢站的运营情况来看，目前供氢的方式主要分为两种：站内制氢和外供氢气。其中站内制氢主要是水电解制氢，该技术已经相当成熟并且在欧洲大多数加氢站获得应用；而外供氢气则是大规模的利用天然气重整制氢或者钢厂、化工厂副产氢气，在净化之后使用高压氧气瓶集束拖车运输至加氢站。

质子交换膜燃料电池汽车用氢气的标准

燃料电池将燃料中的化学能通过电化学反应直接转换为电能，按其电解质不同，可以分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、磷酸燃料电池(PAFC)、碱性燃料电池(AFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC)和熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)等。目前燃料电池汽车主要使用质子交换膜燃料电池，因为其工艺相对简单、制造成本较低、应用范围广、启动速度快。质子交换膜燃料电池主要组成部分包括催化剂、质子交换膜、电极和双极板等，质子交换膜在发电时作为传递氢离子的介质，只允许氢离子通过，工作时相当于一个直流电源。由于催化剂一般使用金属铂和铂碳颗粒作为催化剂，因此对燃料氢气的规格和其中杂质含量有一定要求，其标准与工业氢气相比要求更为严格。

目前国际上燃料电池的氢气标准已经较为完善，但是国内尚未正式实施质子交换膜燃料电池用氢气的国家标准，现行的《氢气》国家标准经国家技术监督局批准发布并于1996年开始实施，定义纯度99.99%以下的氢气为工业氢，大于或等于99.99%的为纯氢，大于或等于99.999%的为高纯氢，大于或等于99.9999%的为超纯氢。

国内燃料电池行业发展迅速，为了规范氢气中微量污染物的测试方法和指标， 2017年12月全国氢能标准化技术委员会推动下，中国节能协会联合13单位起草并发布实施了燃料电池氢气的团体标准《质子交换膜燃料电池汽车用燃料 氢气》，该标准规定了聚全氟磺酸类质子交换膜电池（PEMFC）汽车用燃料氢气的纯度、杂质含量要求及其分析试验方法等。2018年12月28日以上述标准为基础，国家市场监督管理总局和中国国家标准化管理委员会发布了燃料电池氢气的国家标准GB/T 37244-2018，并将于2019年7月1日正式实施。相比与工业氢标准和纯氢、高纯氢、超纯氢标准，用于质子交换膜燃料电表池的氢气标准在总硫、总氯化物以及其他杂质的含量上指定了严格的标准。

氢气的工业应用广泛，除作为化工原料用于合成氨、甲醇生产以及炼油时的加氢反应之外，在电子、冶金、食品加工、玻璃、精细化工合成、航空航天等领域也有应用。目前全球氢气的最大下游仍是生产合成氨，而基于环保的要求，国内外对汽柴油标准不断提升，炼油过程的加氢裂化和加氢精制过程，也需要消耗大量的氢气，炼油厂重整单元副产的氢气无法满足加工原料重质化趋势下的加氢需求，炼厂普遍需要配套独立的制氢装置。在国外，这些合成氨和炼厂的制氢装置大多采用天然气或者轻油作为重整原料，而在国内，随着新型气流床煤气化技术的成熟，普遍采用煤制合成气装置来制备并分离提纯氢气。

天然气重整制氢流程与生产成本分析

目前工业用氢中大部分是通过化石燃料的二次处理得到的，可通过蒸汽重整、氧化重整和自热重整等处理烃类或醇类，其中蒸汽重整应用最为广泛。重整产品中除氢气外还包括 CO、CO2 等杂质气体，必须通过净化工艺除去杂质气体，才能不影响燃料电池的正常使用。以天然气制氢的过程为例，在一定的压力和高温及催化剂作用下，天然气中烷烃和水蒸汽发生化学反应。转化气经过沸锅换热、进入变换炉使CO变换成H2和CO2。再经过换热、冷凝、汽水分离,通过程序控制将气体依序通过装有3种特定吸附剂的吸附塔，由变压吸附(PSA)升压吸附N2、CO、CH4、CO2，提取产品氢气。

天然气重整制氢流程与生产成本分析

国内基于富煤缺油少气的资源结构，煤制氢成为目前制取工业氢的主流路线，煤制氢包括以下几个单元 ：煤气化、一氧化碳耐硫变换、酸性气体脱除、硫回收、变压吸附提氢(PSA) 等。煤制氢以煤和氧气为主要原料，通过气化反应制取粗合成气，通过变换工艺把粗合成气中的CO 转化为H2，变换气再经酸性气体脱除工艺脱除CO2、H2S 和COS 等，净化气送至PSA 进行提纯，生产出氢气产品，而H2S 和COS 进硫回收装置制硫磺或硫酸。

已建的大型炼厂煤制氢装置中，除个别装置采用干煤粉气流床气化技术外，多采用水煤浆气流床气化技术，水煤浆气化的优势在于 ：（1）原料适应性好，水煤浆气化可以气化烟煤、次烟煤和部分石油焦 ；（2）制氢压力高，与后续系统需求压力匹配性好 ；（3）产品匹配性好，气化合成气中氢气含量高 ；（4）单台炉投资低，设置备炉可确保气化连续供氢。

随着煤化工技术的进步，利用煤制氢已经是技术成熟、环境友好的生产方式，但相较于天然气制氢工艺，煤制氢有更多的“三废”排放。天然气制氢的特点在于流程短，投资低，运行稳定，但由于天然气价格相对较高，制氢成本高。煤制氢的特点在于流程长，投资高，运行相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。当制氢规模低于6 万Nm3/h 时，煤制氢的氢气成本中固定资产折旧成本高，与天然气制氢相比没有优势，但当制氢规模大于6 万Nm3/h，煤制氢成本中固定资产折旧成本较低，其氢气成本具有竞争能力。制氢规模越大，煤制氢路线的成本优势越明显。

天然气制氢路线的制氢成本受天然气价格的变化影响较大，天然气价格上涨0.5 元/Nm3 时，制氢成本提升约1850元/吨。而煤制氢路线的制氢成本随着煤炭价格的变化影响较小，煤炭价格上涨100 元/ 吨时，制氢成本仅提升约800元/吨，由于煤炭价格的波动幅度远较天然气小，所以从原料价格的上涨趋势看，煤炭制氢的价格抗风险能力也要优于天然气。

除了以直接制氢为目的的煤制氢和天然气制氢外，目前国内部分化工装置也副产大量的氢气，这些氢气也可以作为燃料电池用氢的稳定来源。除了炼厂的重整装置副产大量氢气并自供之外，乙烯装置、氯碱装置和焦炭装置均副产大量的氢气，由于下游耗氢化工产品的市场体量较小，且主要集中在苯胺、己内酰胺和双氧水等行业，大量副产的氢气无法消化，只能作为燃料气使用。燃料电池行业实现规模化之后可以考虑对这些化工副产氢气进行高水平的利用。

焦炉气是焦碳生产过程中的副产品，通常生产1吨焦碳可副产420Nm3焦炉气。一焦炉煤气组成中含氢气55—60％(体积)、甲烷23—27％、一氧化碳6-8％等，将其中的萘、硫等杂质去除之后，使用变压吸附装置可以将焦炉煤气中的氢气提纯。以年产100万吨的焦炭企业为例，可副产焦炉气4.2亿Nm3，按2.5 Nm3焦炉气提1.0 Nm3氢气计，可制取1.68亿Nm3（1.512万吨）氢气。2018年国内焦炭产量约为4.3亿吨，理论上可提纯副产氢气量超过650万吨/年。

近年来由于环保要求趋严，大部分焦炭装置副产的焦炉煤气下游都配套了深加工装置，用来作为合成氨、甲醇、LNG、合成气制烯烃、合成气制乙二醇等装置的原料。部分钢厂配套建设的焦化厂，少数企业经变压吸附装置提纯氢气，作为冷轧厂等生产过程的保护气或作为商品气出售。除了上述应用途径之外，仍有50%左右的焦炉煤气作为城市煤气或企业自身燃料回炉助燃，因此理论上全国焦化行业可以提供325万吨副产氢气用来满足燃料电池需求。

考虑到焦炉煤气中杂质含量较大，且组成较为复杂，需设计较复杂的净化流程以生产出满足燃料电池用的合格氢气。但是焦炉气制取氢气应用于燃料电池行业的最大障碍来自于焦化产能的集中区域与燃料电池行业负荷中心分布的错配，目前山西、河北和山东是焦炭产能的前三省份，2018年三省份合计产能占国内总焦炭产能的52%，而国内产能的80%以上集中在北方地区，华南和西南焦化产能很少，且大部分集中在钢企手中。

除了焦化产能的分布存在较强的地域性限制之外，焦化行业也面临着来自环保端的巨大压力，2016年以来环保监管日益强化下焦炭限产已经成为常态，由于重点督察的“2+26”个城市所在省份合计焦炭产量在全国总产量中占比超过45%，因此在冬季开工受限时如何保证氢源的稳定供应仍存在不确定性。

烧碱行业在电解食盐水生产烧碱的过程中副产大量的氢气，国内烧碱产能从2008年的2472万吨快速增长至2018年的4075万吨，尽管受到氯碱平衡的制约，2018年烧碱产量同比略有下滑，但仍高达3410.7万吨的较高水平。离子膜烧碱装置每生产1吨烧碱可副产280Nm3（0.025吨）氢气，理论上烧碱行业副产氢气量约为85.3万吨，尽管大型氯碱装置多数配套盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡氯气并回收利用副产氢气，但是仅有60%左右得到回收以生产盐酸、氯乙烯单体和双氧水等，其余氢气除少量经氢压站压缩后用钢瓶外送之外，大部分氢气都被用作锅炉燃料或者直接放空，由于用作燃料时和同热值燃煤（假设5500KCal标煤价格为550元/吨）相比其价值仅为0.18元/Nm3左右，因此30%以上的氢气被低水平利用或直接浪费掉，理论上全国氯碱行业可以提供25.6万吨副产氢气用来满足燃料电池需求。

离子膜法生产的氯碱氢非常适合作为低成本的燃料电池氢源

催化剂是质子交换膜燃料电池（PEMFC）膜电极（MEA）的关键材料，直接影响到放电性能和寿命，由于PEMFC工作温度不足100度，对催化剂活性有较高要求，尽管国内外对低铂与非铂催化剂进行了大量研发工作，但是目前铂催化剂仍是最理想的和唯一成功商业化的膜电极催化剂。铂金价格昂贵，且易受燃料氢气中的一氧化碳和硫等物质污染而失活，进而会导致电堆寿命缩减，为了提高铂系催化剂的使用寿命，如何获得高纯度的氢源显得至关重要。

目前包括天然气重整和煤气化在内的化石燃料制氢尽管适用于大规模工业制氢，但是工艺复杂、投资较大且能耗较高；焦炭行业副产的焦炉气中虽有大量氢气可供提纯，但焦炉气中氢气含量（vol）仅有55%，且伴生大量一氧化碳和硫化物，因此氢气提纯和精制成本相对较高。而国内氯碱行业目前基本上全部采用离子膜电解路线，副产氢气的纯度一般在99%以上，一氧化碳含量较低且无化石燃料中的有机硫和无机硫，因此纯化成本相对较低，目前氯碱厂用于双氧水生产、制药、电子和石英加工的回收氢气成本仅约1.3元/Nm3。而从规模上看，一套40万吨/年的烧碱装置每年除供下游盐酸和PVC装置用氢外，仍可外供0.3万吨氢气。

国内氯碱产能分散，更为接近燃料电池下游负荷中心

如同世界许多地区的能源资源与能源消费中心往往呈逆向分布，未来燃料电池行业发展同样面临低成本的氢源远离负荷中心的问题。目前国内新能源汽车发展较快的城市集中分布在华东和华南地区，乘联会数据显示2018年新能源汽车销量前十城市份额占比约54.7%，未来燃料电池汽车发展仍将发端并集中在上述地区。在目前的化工副产制氢路线中，氯碱产能集中分布在山东、江苏、浙江、河南和河北等省份，可较好覆盖与辐射京津冀与长三角等潜在负荷中心，是未来低成本氢源的较优选择。

而除了氯碱行业副产氢气之外，北美页岩油气革命之后国内轻烃资源利用项目高速发展，来自PDH和轻烃裂解副产的氢气在未来也将有望成为国内燃料电池车用供氢的重要来源，以PDH装置副产氢气为例，粗氢气的纯度已经高达99.8%，而其中O2、H2O、CO和CO2的含量与燃料电池用氢气规格较为接近，仅总硫含量超出，但轻烃的原料属性决定其杂质含量远低于煤制氢、天然气制氢和焦炉气制氢，仅需较小的成本对其净化便可用作燃料电池的稳定氢源使用。此外国内已建成和在建、规划中的轻烃资源利用项目均分布在华东和华南的沿海港口地区，可以完美的辐射燃料电池负荷中心，降低氢气运输的成本。

目前国内已投产装置合计产能约558.5万吨，而考虑在建和前期准备中的产能，未来国内将合计拥有915万吨PDH产能，按照可副产并外售30.5万吨氢气的量，可以满足约213万辆燃料电池车用氢量；此外国内目前在建和规划中的约1460万吨乙烷裂解和轻烃裂解产能，按照副产可外售93.4万吨的氢气外售量，可满足约653万辆燃料电池车用氢需求。

尽管我国工业氢气制取技术相对成熟，但燃料电池用氢气纯化仍处于起步中，考虑到外供氢气之前的提纯成本和送至加氢站的运输成本，化工规模化制氢路线存在其局限性，甲醇制氢等站内制氢方案在燃料电池领域得以推广。工业上甲醇制氢主要通过蒸汽重整来实现，该路线氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，已获得大规模的工业应用。

甲醇水蒸气重整制氢在二十世纪70年代由Johnson－Matthey开发而成，工业化后的甲醇重整制氢工艺使用甲醇和脱盐水为原料，在220～280℃下催化发生重整反应，甲醇的单程转化率可达99%以上，氢气的选择性高于99.5%，转化气中除了氢和二氧化碳以外仅有微量甲烷和一氧化碳，通过变压吸附后可获得纯度为99.999%的氢气，一氧化碳的含量低于5ppm。上述装置已经广泛使用于航空航天、精细化工、制药、小型石化、特种玻璃、特种钢铁等行业。利用甲醇水蒸汽重整制氢规模一般在20Nm3/h～3000Nm3/h之间，属中小规模的氢气需求，获得的氢气成本为2.2元/ Nm3左右。由于该路线可以实现零排放，因此采用甲醇水蒸汽重整制氢为氢燃料电池汽车建立现场制氢的加气站是非常好的选择。

电解水制氢最清洁、最可持续的制氢方式，并将成为燃料电池发展中最具潜力的制氢方法之一。当前制氢技术比较发达的日本，主要采用的制氢方法就是电解水制氢，日本主要的制氢产能主要来自于电解水制氢，该方式的制氢产能占总制氢产能的63%，而化石原料制氢、化工原料制氢、工业尾气制氢的制氢产能占比都比较小。电解水获得的氢气纯度较高，可以直接用于燃料电池汽车，但是目前电解水制氢受制于较高的成本而难以大规模运用。目前制取一立方米氢气大约需要4.8～5度电，即便用谷电制氢最终成本也在3元/立方米左右。如果将弃风弃水的电量充分利用起来，用于电解水制氢，将有利于电解水制氢产业的发展。

国内弃水、弃风、弃光资源丰富，2017年中国弃风、弃光、弃水量分别达到419亿千瓦时，73亿千瓦时、515亿千瓦时；其中弃风、弃光率分别达到12%、6%。2018年12月，国家发改委与国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，文件指出将确保弃风率和弃光率均控制在低于5%的水平，并探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用。

总体来看，现阶段下可选的制氢途径多样，而且氢气供给也足以推动燃料电池汽车的发展，但是我国氢能供给体系尚未形成，未来国内氢能行业发展将会以燃料电池车辆负荷中心为核心，从工艺和成本的角度结合考虑，一方面利用化工资源大力发展规模化的制氢-储氢-供氢，另一方面利用废弃的可再生能源或甲醇蒸汽重整路线发展分散式的供氢站，将是发展国内氢能供给体系的最佳选择。

从目前来看，我们认为利用国内化工副产氢是燃料电池行业氢源的较优选择，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。

我们推荐已涉足前端氢源的公司鸿达兴业和具有电解水制氢工程业绩的新奥股份，建议关注滨化股份和华昌化工，此外根据我们测算的理论可外供氢气量，建议关注副产氢丰富、具备进军燃料电池氢源潜力的卫星石化、东华能源和万华化学等。

达兴业股份有限公司的主营产品及服务包括：PVC、PVC制品；电子交易平台，提供塑料等大宗工业原材料电子交易、现代物流及信息技术等服务；土壤调理剂等环保产品，并提供土壤治理等环境修复工程服务。公司以广州为总部，在广州、扬州、乌海设有三个研发中心，生产基地主要分布在江苏省和内蒙古，业务覆盖广东、内蒙古、江苏、新疆等省区。

氯碱龙头企业之一，PVC、烧碱、电石继续扩能

公司氯碱业务主要由全资子公司乌海化工、中谷矿业开展，依托西北地区丰富的资源，公司已形成“资源能源—电石—PVC/烧碱—副产品综合利用及土壤调理剂—PVC新材料—电子交易综合业务”的一体化循环经济产业链，目前具备PVC产能70万吨/年、烧碱70万吨/年、电石112万吨/年，位居国内前列。

公司筹划可转债筹划发行中，预计规模不超过人民币24.5亿元，募集资金将由于中谷矿业二期项目，也就是新建30万吨/年PVC、30万吨/年烧碱以及50万吨/年电石产能，项目建成后公司的行业地位将进一步提升。

除PVC外，公司也从事PVC相关制品生产，正在研发建造PVC生态屋，PVC生态屋可以发挥绿色环保、舒适节能、抗震减灾、建设周期短等诸多优势，是经济、适用、美观、环保的绿色建筑。公司响应国家关于推广绿色建筑和建材的政策号召，大力发展PVC生态屋，开发三合一墙板等环保材料，助力新型城镇化建设和棚户区、旅游景区、汽车宿营地、农家乐、家庭菜园的建设。

拥有国内唯一的塑料电子交易所

公司全资子公司塑交所是全国唯一一家塑料现货电子交易所，其运用先进的互联网技术，为塑料行业上下游企业提供公开、透明、高效的交易平台，面向国内外行业企业提供电子交易、仓储物流、信息技术等一系列完善配套服务。塑交所创立的“塑交所·中国塑料价格指数”是塑料行业的价格风向标。

积极推广土壤调理剂、土壤修复服务

公司自主研发的土壤调理剂系列产品，主要用于治理酸性、碱性和盐碱化土壤，提升耕地质量，从而有效提高农产品的产量和品质，公司此块业务主要由子公司西部环保开展。

西部环保已在内蒙古鄂尔多斯市、乌海市等地区通过流转土地建设了土壤修复示范基地，在对前期流转土地进行土壤改良后，示范种植了水稻、小麦、油葵等农作物，土壤改良和示范种植取得较好效果。同时，西部环保已在新疆、云南、广东、海南、广西等省份建设营销网点，通过订货会、展会、网络和电视媒体宣传等方式，面向农业公司、种植大户开展市场推广工作，并持续向客户提供土壤修复技术指导。

同时公司下设广东地球土壤研究院，致力于研究开发土壤防治与修复技术，储备土壤改良产品和技术，拓展土壤改良应用领域，打造完备的土壤修复产业链。2018年公司土壤调理剂实现销售收入8129万元，毛利率达到65.73%。

锐意进取，切入加氢站建设

公司近期公告将由子公司乌海化工在内蒙古乌海市海南区拉僧庙海化工业园建设加氢站，该加氢站加注能力包含35MPa和70MPa两种气体加注方式，同时设置液氢储罐，日氢气加注量为300千克，年加注量为108吨，建设期约12个月，预计2019年12月底建成。

公司切入加氢站建设的想法由来已久，乌海化工氯碱产品生产过程中有大量电解制氢气用于生产需要，并且存在氢气富余的情况，同时乌海化工于2016年投产建成400 Nm3/h的电解水制氢站，为提高资源能源利用效率，近年来乌海化工通过整合公司产业优势，加大氢气的存储及应用研究。

未来进一步提高自身的技术实力，公司2019年2月18日又与北京航天试验技术研究所签订了《氢能项目合作协议》，旨在从氢能技术研发、装备研制推广等方面开展合作，共同分享市场利益、规避市场风险，利用各自的优势将氢能产业做大做强。

公司在加氢站项目上的远期规划是拟在乌海市海勃湾区建设3座加氢站、在乌海市海南区建设3座加氢站、在乌海市乌达区建设2座加氢站，共计计划建设加氢站8座。预计一座加氢站年均营业收入为1080万元，年均利润总额563万元，所得税后净利润422万元。

盈利预测和投资建议

关键假设：

根据wind数据，2018年房屋新开工面积同比增速高企，但竣工面积增速同比负增长，假设2019年竣工面积同比增速回暖，PVC需求量稳定增长，公司此项业务2018-2020年营收增速分别为3.3%、2%、2%，毛利率分别为23%、23%、23%；公司土壤改良剂、土壤修复业务经过多年的市场推广，假设2020年此项业务开始放量，2019年此项业务营收增长20%、2020年增长50%，毛利率分别为65%、65%；公司中谷矿业二期项目进展顺利，2021年开始贡献业绩；公司加氢站建设进展顺利，首座加氢站2020年开始贡献业绩，一座加氢站的年均利润为400万元。

根据上述假设，我们预计2018-2020年公司净利润为7.27、7.89、9.71亿元，对应EPS为0.28、0.30、0.38元，FCFF估值方法得出的目标价为5.99元，首次覆盖给予“增持”评级。

风险分析： 上游原材料进一步涨价的风险；新产能投放不及预期的风险；加氢站建设不达预期的风险。

工程公司拥有电解水制氢项目能力： 2018年，公司顺利实施张家口氢能利用项目，作为国内最大的电解水制氢项目提升了公司在新能源领域的工程业绩，为后续同类业务市场开拓及实施积累了项目经验。

Santos降本增效，业绩大增： 公司持有澳大利亚上市公司Santos10.07%的股权，2018年贡献利润4.3亿元，而2017年为-2.4亿元（有资产减值）,投资收益同比+6.7亿。2018年，Santos完成对Quadrant能源的收购，2019年产量预计进一步提升。2018年，Santos实现产量58.9百万桶油当量（同比-1%），销量79.2万桶油当量（同比-5%），平均实现油价75.1美元/桶（同比+30%）。

工程公司依托新奥集团，业绩有保障： 2018年，新地能源实现收入31.9亿，同比+14%，实现净利润3.9亿，同比+17%。新地能源2019年预计关联交易收入37亿，同比+3%。依托新奥集团在舟山LNG接收站，天然气管道、调峰储能站和泛能网等天然气基础设施业务，我们预计新地能源2019年业绩稳中有升。

拟轻资产快速掌握220万吨LNG资源，新奥集团天然气上游平台确立： 公司拟收购220万北美LNG资源，以轻资产快速切入北美LNG业务，目前该项收购还未完成。此举体现了公司对中长期美国天然气出口至亚洲地区盈利的看好，以及期望和新奥集团天然气中下游业务产生协同作用。公司在天然气上游的权益不断加码，在新奥集团的天然气版图中，其上游平台的地位已经十分清晰。2016年，公司收购10%澳洲油气上游Santos股权，获得大约600万桶/年的油气权益，进入天然气上游开采板块；2018年又成功投产2亿方煤制气项目，工业化示范进行中；2018年底，切入LNG贸易业务，拟收购北美220万吨LNG资源。新奥集团为国内民营天然气巨头，下游板块新奥能源年售气近200亿方，舟山LNG接收站一期300万吨已经建成投产，远期规划1000万吨，公司作为新奥集团在天然气上游的唯一上市平台，发展空间广阔。