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1、氫能產業鏈概況
1.1 氫能產業鏈概況：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並且無汙染的理想清潔能源，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。發展氫能經濟能夠減少溫室氣體和細顆粒物的排放，實現能源多元化，全球各國家地區紛紛將氫能源視為未來新能源的戰略發展方向。氫能源之所以被日、韓視為替代能源的終極方案，不僅在於它可以用於燃料電池車,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，能夠產生像水一樣的環保能源，是最清潔的能源；其次，通過可再生能源獲取的剩餘電力，可以將其轉換為氫氣儲存起來，並運輸到各地，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"氫社會"；歐洲燃料電池和氫能聯合組織認為大規模發展氫能是歐盟實現脫碳目標的必由之路，更重視氫能源技術的發展，其氫能基本戰略涵蓋了氫能研發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業的基礎設施，如建設運輸路線和加氫站；中國具有豐富的氫能供給經驗和產業基礎，現已經是世界最大的制氫國，但仍以工業原料為主，氫作為能源消費的市場規模依然較小。
截止至2018年，全球氫氣總產量達到了6500萬噸，48%的氫氣應用於石油煉化、43%的氫氣應用於氨生產。其中中國氫氣產量約2100萬噸，佔全球總產量的比例超過30%，凸顯我國產氫大國的地位，為我國開發利用新能源、加快邁入氫能經濟時代創造了有利條件。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，產業鏈年產值約12萬億元。
從氫能源結構方面來看，目前全球平均氫氣有48%來源於天然氣、30%來自於副產氫、僅18%來源於煤炭。其中日本氫能來源結構最為清潔，由於日本資源短缺問題，其一直致力於打造一條全球無碳化氫供應鏈，主要依靠基於"可再生能源"發電，利用水電解生產的氫燃料，電解水制氫佔比達到了63%。而中國的氫能源結構仍以煤炭為主，煤制氫佔比62%，天然氣制氫佔19%，而電解水制氫僅佔1%，氫源結構需要優化。
氫能產業鏈主要包括上游制氫、中游儲運氫和下游的加氫站建設，就我國產業鏈成本來看，制氫成本佔比最重，達到了55%，儲運氫成本佔30%，加註氫佔比15%。目前氫能源產業還不具有經濟性，氫能作為燃料電池的最理想的清潔燃料，如果要實現燃料電池的產業化，必須要保證氫能產業的同步發展。
1.2 政策環境：國內政策加碼，重點強調加氫站基礎建設
2014年四部委出臺加氫站建設補貼方案，對每日加註能力達到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日四部委發佈《關於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節傾斜。11月，國家發改委官方網站正式發佈《產業結構調整指導目錄（2019年本）》。氫能和燃料電池將在新能源、有色金屬、汽車、船舶、輕工等產業中得到支持發展。
地方政府大力支持產業發展，不斷出臺扶持政策，推動地方氫能發展。2019年10月8日，《佛山市南海區氫能產業發展規劃（2019－2030）（徵求意見稿）》發佈，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，規劃發展氫燃料電池分佈式發電系統和備用電源，氫源以市外供氫為主，規劃建設制氫工廠。11月28日，重慶市經信委公開徵求對《重慶市氫燃料電池汽車產業發展指導意見（徵求意見稿）》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《關於支持氫能產業發展的意見》。提出探索加氫（油、氣、電）等綜合建設模式，探索推進氫分佈式能源應用示範。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、物流車等示範作用，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業鏈扶持力度大，地方政府政策不斷加碼，尤其是加氫站建設的補貼，國內目前加氫站補貼約佔成本的27%，且後續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業鏈下游加氫站的建設。
2、上游制氫：新型制氫技術仍在路上，短中期看好工業副產氫
2.1 制氫路線
我國現已是世界最大的制氫國，工業氫氣產量領跑全球。目前的制氫方法主要有工業副產氫、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副產氫，2018年我國煤氣化制氫達1000萬噸，工業副產氫達800萬噸，相比之下電解水制氫和新型制氫技術由於技術不成熟以及成本較高的原因，佔我國制氫總量比重較低。短期內我國仍將會以煤氣化和工業副產氫作為制氫的主要手段，帶動氫能消費市場的發展。未來預計2050年電力系統成本下降一半，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保技術，實現中國能源結構從傳統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、乾粉煤氣化制氫及渣油氣化制氫。這種制氫方法優點是技術成熟、原料成本低、規模裝置大，缺點則是設備結構複雜、運轉週期相對低、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徵收高額碳稅。
我國煤制氫產能最大的企業是國家能源集團，其在氫能源產業有著得天獨厚的優勢，目前煤化工板塊年產超過 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，還是工業副產品制氫，中國石化都有巨大的供給能力，氫氣產能在國內名列前茅。
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。目前國內外主流制氫方式是蒸汽重整制氫，該方案工藝連續運行，設備緊湊，裝置規模大，投資大。但由於反應慢，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是變壓吸附淨化分離系統（PSA），淨化後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，目前國內煤氣化制氫技術的生產成本結構主要有原料，氧氣和製造費用，其中原料煤約佔總成本的39%，氧氣佔比達到24.17%，製造費用佔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成本中原料成本和燃料動力能耗成本佔比約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於制氫成本受原料價格影響大，目前天然氣價格仍處於上行階段，預計成本將高於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，煤制氫仍是更優選擇。
2.3 工業副產氫：短中期內或將成為有效供氫主體
2.3.1 氯鹼副產製氫
工業副產氫的方式主要有氯鹼副產氫、焦爐煤氣制氫和輕烴裂解制氫。其中氯鹼工業生產以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法兩種工藝，生產包括燒鹼、聚氯乙烯（PVC）、氯氣和氫氣等產品。國內氯鹼行業基本上全部採用離子膜電解路線，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選擇。氯鹼副產製氫具有氫氣提純難度小、耗能低、自動化程度高以及無汙染的特點，氫在提純前純度已高達99%以上。
2018年我國燒鹼產量達到3420萬噸，平均每生產1噸燒鹼可副產280Nm3氫氣（25kg），年副產氫約85.5萬噸。目前國內氯鹼廠副產氫氣主要用於製備鹽酸或其他化工品以及燃燒釋放熱能，而約30%的副產氫被直接放空，這部分放空的副產氫氣理論上可供應約超100萬輛燃料電池車。我國在氫能源方面佈局的氯鹼副產氫企業有鴻興達業和濱化股份，均是是我國重要的環氧丙烷和燒鹼生產商，擁有100萬噸燒鹼產能，副產氫氣約2.5萬噸/年。濱化股份燒鹼產能65萬噸/年，副產氫氣1.7萬噸/年。嘉化能源完成了制氫、儲運氫、加氫的全產業鏈覆蓋，現有氯鹼副產氫1萬噸，關聯公司三江化工和美福化工輕烴裂解氫氣2萬噸、規劃產能9萬噸。
2.3.2 焦爐煤氣制氫
焦爐煤氣是煉焦的副產品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮和預淨化、預處理、變壓吸附和氫氣精製。其中焦爐煤氣預處理利用變溫吸附進行除硫除萘，然後利用變壓吸附提高氫氣純度，最後精製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，節能降耗的優點，但是也存在易產生廢氣，清潔度較低的缺點。
我國是全球最大的焦炭生產國，2018年國內焦炭產量為4.38億噸，佔全球產量的60%，每噸焦炭可產生焦爐煤氣約350-450立方米，焦爐煤氣中氫氣含量約佔50%-60%。目前我國焦爐煤氣制氫龍頭是擁有660萬噸焦炭產能的美錦能源，副產氫氣可達到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是製備丙烯的重要方式，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物。乙烷蒸汽裂解乙烯技術較為成熟，已成功應用數十年，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於煤制氫和焦爐氣制氫，純度較高，提純難度小。
截止至目前，國內共有10個PDH項目投產，另外3個項目在建，計劃2023年丙烯產能974.63萬噸/年，副產氫氣產能達到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，兩者產量分別佔世界總產量的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，乙烯計劃產能超過2000萬噸/年，副產氫可達到130萬噸/年，可滿足約500萬輛燃料電池汽車的氫氣需求。目前國內工業副產製氫的領跑企業有：衛星石化、嘉能源、東華能源、濱化股份。衛星石化未來有250萬噸乙烷裂解項目投產，副產氫16萬噸；東華能源現有副產氫5萬噸，寧波二期PDH裝置建成後將提升至7.5萬噸。
由於氫氣在PDH和乙烷裂解工藝中並非首要產物，故僅從氫氣提純成本方面考慮工業副產製氫的成本。目前工業副產氫的提純成本為300-600元/噸，考慮副產氣體成本後的綜合制氫成本為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，水電解後，在陰極產生氫氣，在陽極產生氧氣。技術路線主要有三種：鹼性水電解槽（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，國內單臺最大產氣量為1000立方米/小時。PEM儘管流程簡單，但採用貴金屬電催化劑，成本偏高，國內單臺最大氣量為50立方米/小時；SOE目前仍處於實驗室研發狀態。
電解水制氫技術具有工藝簡單、無汙染和產品純度高（一般可以達到99-99.99%的水平，且雜質主要是水和氧氣）的優勢，但受限於目前耗電量大、成本高的原因，暫時不具備大規模推廣應用的可能。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）佔比超過85%。
儘管電解水成本高，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，浮動幅度範圍為上浮不超過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展。近年來我國風電和光伏發展迅猛，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並應用，是可再生能源儲能的技術選擇之一。
按照2019年5月《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》，2020年I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核准陸上風電指導價分別調整為每千瓦時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，國家發展改革委印發《關於完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》提出，將集中式光伏電站標杆上網電價改為指導價，採用"全額上網"模式的工商業分佈式光伏發電項目，按所在資源區集中式光伏電站指導價執行。2019年I～III類資源區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電的情況下，風電和光電價格已經下降到煤電的價格水平上了，儘管如此，每年可再生能源發電仍出現了大量的棄風棄光，這些富餘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，推動可再生能源發展，2016年以來棄風棄光率快速下滑，制氫若僅作為風、光發電富餘情況下的儲能方案，其產量受制於可再生能源發電的利用率，產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，用於燃料電池行業發展初期氫源的補充，但是未來必須向更為穩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%用於傳統石油化工生產的原材料、5%用於可再生能源儲能發電和氫燃料電池為核心的能源網絡。根據白皮書的數據預測，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，產業鏈年產值約12萬億元，燃料電池相關的氫能產業鏈年產值可達到萬億。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。天然氣制氫受限於原料來源，未來氫產量佔比或進一步收縮，而成本較低的工業副產氫適合大規模推廣，成為短中期內有效供氫主體，但工業副產製氫受制於主產物的產能，氫產能存在上限。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電的電解水制氫技術有望成為未來供氫的主流路線之一。
3、中游儲運氫：液氫運輸成最終方案，氫油站短期推廣最優
3.1 國內主要儲氫技術與設備
氫的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液態儲氫和固態儲氫。我國目前儲存氫能的方式有高壓氣態儲氫和低溫液態儲氫兩種，並採用管束車、槽車等交通運輸工具的方式實現配送，有機液態儲氫和固態儲氫尚處於示範階段。氫的儲存和運輸高度依賴技術進步和基礎設施建設，是產業發展的難點。我國目前高壓氣態儲運氫技術相對成熟，但實現大規模、長距離儲運技術的商業化仍需要解決成本與技術的平衡問題，整體技術仍落後與國際先進水平。在儲運氫方面，氫能儲運將按照"低壓到高壓"、"氣態到多相態"的技術發展方向，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 高壓氣態儲氫
高壓氣態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、日本已經實現70Mpa儲氫瓶量產。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。目前國內在車用儲氫瓶領域領先的企業有中材科技、瀋陽斯林達和京城股份等。中材科技擁有20種規格35MPa氫氣瓶，最大容積達到165L，年產3萬隻儲氫瓶；瀋陽斯林達儲氫瓶年產能為70萬隻，並且生產的70MPa氫瓶已通過型式試驗，為全國首家；京城股份所生產的35MPa高壓鋁內膽碳纖維全纏繞複合氣瓶(儲氫氣瓶)已批量應用於氫燃料電池汽車、無人機及燃料電池備用電源領域。其塑膠內膽化學纖維全纏繞複合型氣瓶（IV型）預計2020半年度達產，初期產能1500只/年，2021年逐漸提高至5000支/年；北京科泰克和天海工業均已具備批量生產35MPa儲氫瓶（III型）的能力，陸續開始研製並進行70MPa氣瓶的型式試驗。
3.1.2 低溫液態儲氫
低溫液態儲氫將冷卻至-253℃的液化氫氣儲存於低溫絕熱液氫罐中，密度可達70.6kg/cm3，為氣態氫的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%左右的氫氣採用液氫運輸，全球液氫產能達到470噸/天，美國壟斷了全球85%的液氫生產和應用，國際液氫兩大巨頭美國AP和PRAX市場份額達到了76%。亞洲總產能為38.3噸/天，其中日本佔了亞洲三分之二的產能。國內目前有氫儲運技術和產業化能力的企業有富瑞氫能、中科富海等。中國液氫總產能僅為4噸/天，基本全部屬於軍用。中國民用液氫市場一片空白。同時中國液氫生產成本高達500元/kg，是美國的20倍以上（2.5美元/kg），限制了液氫在高端製造、冶金、電子和能源產業等領域的應用，產品質量和製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（環己烷、甲基環己烷等）與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應，實現氫的儲存。這種儲氫方式的優勢在於儲氫密度比較高（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。
武漢氫陽是國內唯一一家做有機液體儲氫的企業，其開發的常溫常壓下液態有機儲氫(LOHC)技術攻克了氫氣常溫常壓下液態儲存和運輸的難題，該項技術在世界範圍內處於領先地位，相比較於日本Chiyoda和德國Hydrogenious具有脫氫溫度低，儲氫可逆，載體無消耗的優勢。武漢氫陽第一批儲氫材料—儲油於2019年3月正式投產，一期工程年產1000噸，產值5000萬元，工程全部建成後可年產100萬噸液提有機儲氫材料。
3.1.4 固態儲氫
固態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，然後加熱氫化物釋放氫，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。這種儲氫方式適合於對體積要求較嚴格的場合，如在燃料電池汽車，是最具發展潛力的一種儲氫方式。
在固態合金儲氫和車用儲氫裝置在燃料電池領域的用量較小，目前還處於研發狀態，國內固態儲氫代表企業主要有稀土儲氫材料的北京浩雲金能、廈門鎢業和鎂基儲氫材料的鎂源動力、鎂格氫動。
從儲氫成本來看，高壓氣態儲氫仍是當下儲氫方式的最優選擇，短中期高壓氣態儲氫仍是主流。因受技術和成本端的制約，國內低溫液化儲氫技術、金屬氫化物固態儲氫短期難以實現規模化應用，長期來看，待技術突破及產能擴大後，低溫液化儲氫技術與金屬氫化物固態儲氫有望成為儲氫的主流手段。
3.2 國內主要運氫方式
目前我國氫能儲運以高壓氣態方式為主，氣氫的運輸主要有長管拖車、管道運輸。國內加氫站的外進氫氣均採用長管拖車進行運輸，適用於運輸距離較短、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。國內液氫運輸的主要運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。
管道運輸的運輸成本在所有儲運方式中是最低的，適用於大規模、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，國內的氫氣管道現僅有300-400公里。
對長管拖車運輸進行成本分析，假設加氫站規模為500kg/d，國內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的氫氣管網參數為例，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於長管拖車運氫，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。
液氫運輸的成本結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。因此在氫能發展初期，管道運輸純氫並不適用，但是可採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，但由於目前燃料電池市場規模較小，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。液氫槽罐車運輸的單位成本受距離的影響較小，適合長距離運輸，但受制於成本和能耗問題，目前還處於導入期，長期來看液氫將會是取代長管拖車運氫的主要運輸方式。
4、下游加氫站建設：加氫站基礎設施佈局加速，補貼力度不減
4.1 加氫站建設現狀
國家高度重視加氫站，正式期補貼或向加氫環節傾斜。2014年四部委出臺加氫站建設補貼方案，對每日加註能力達到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日四部委發佈《關於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，我國建成並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。但數量仍遠低於日本的100座和德國的60座，且地區間分佈不均衡，50%以上集中在廣東、江蘇、河北等地。並且國內大部分加氫站屬於場內測試站與撬裝站，這些加氫站的特點就是固定儲氫量或氫氣壓縮系統能力較低，隨著加氫車輛規模的增加，將無法滿足加氫車輛進場時間隨機化、單次加註時間短的商業需求，尤其對於撬裝站，單次加註時間完全取決於長管拖車的氫氣壓力與系統壓縮能力，在長管拖車儲氫壓力下降的連續加註情景下，系統壓縮能力會按比例下降，導致車輛單次加註時間變長。
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，根據其站內氫氣儲存相態不同，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製氫獲得氫氣後，經過調壓乾燥系統處理後轉化為壓力穩定的乾燥氣體，隨後在氫氣壓縮機的輸送下進入高壓儲氫罐儲存，最後通過氫氣加註機為燃料電池汽車進行加註。液氫加氫站優勢是佔地面積較小，儲存量更大，適用於大規模加氫，由於液氫溫度低，需要在換熱器中與空調載冷劑換熱後再通入車廂。
目前全球30%以上為液氫加氫站，主要分佈在美國和日本，而我國加氫站全部為高壓儲氫加氫站，液氫加氫站正在規劃當中，中科富海與空氣產品公司簽訂協議，計劃在廣東建成中國首座商業運營的液氫儲運型加氫站。該加氫站設計加氫能力500kg/天，並可依需求擴展至1500kg/天，具備35MPa和70Mpa同時加氫的能力。
根據氫氣來源不同，加氫站又可分為外供氫加氫站和站內製氫供氫加氫站。外供氫加氫站的氫氣通過管束槽車運輸至加氫站，經由氫氣壓縮機增壓後儲存至站內的高壓儲罐中，再通過氫氣加註機為燃料電池汽車加註氫氣；站內製氫供氫加氫站，即加氫站內有制氫設備（如天然氣重整制氫、電解水制氫）產生氫氣（相當於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並聯而成，先將低壓儲罐中的氫氣用於加註，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註。
加氫站系統主要有制氫系統（自制氫）或輸送系統 （外供氫）、調壓乾燥系統、氫氣壓縮系統、儲氣系統、售氣加註系統和控制系統六個主要子系統。加氫站系統的三大核心裝備為氫氣壓縮機、儲氫系統和氫氣加註機。不含土地費用，我國加氫站投資建設成本約1500萬左右，相較於日本的其中設備成本約1150萬元，佔比達77%，其中最重要的氫氣壓縮機和氫氣加註機分別佔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，但由於活塞壓縮機是在活塞往復運動中壓縮氫氣，對氫氣會有汙染，而且容易氫氣洩漏，同時排氣溫度過高的問題也不好解決。相較於活塞式壓縮，隔膜壓縮機具有壓縮過程中不受汙染、壓縮過程中無洩漏、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。
目前我國加氫站所採用的氫氣壓縮機仍需外購，國內現有壓縮機制造商多數僅能生產用於石油、化工領域的工業氫氣壓縮機，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，市佔率達到60%以上；國內氫氣壓縮機龍頭企業主要有北京中鼎恆盛、北京天高、江蘇恆久機械以及京城股份等，國產比例逐步提高。北京中鼎恆盛目前可年產300餘臺隔膜壓縮機，已為明天氫能、武漢雄眾、上海金山化工園區、佛山荔村等多個加氫站提供壓縮機；北京天高在國內已提供了七個加氫站的隔膜壓縮機，連續運行時間最長。且提供了國內唯一一個70MPa加氫站的隔膜壓縮機；京城股份於2019年4月受讓北京伯肯節能科技股份有限公司10.91%股權，伯肯節能於今年3月與美國PDC簽署了氫壓縮機系統協議，雙方共同開發加氫站壓縮設備市場。
加氫機儘管相較於氫氣壓縮機來說技術難度較小，但目前仍依賴進口，國內70MPa加氫機處於試驗階段，與國外商業化運營的70MPa加氫機指標差距較大。國外領先企業主要有德國林德氣體、美國空氣化工等。國內主要有富瑞特裝、厚普股份、上海舜華，國內氫氣加註的技術要求和標準尚未落實明確，未來有望逐步實現規範批量生產。
在固定式儲氫裝備方面，國內儲氫裝置多為鋼內筒鋼帶纏繞容器，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未來還需通過實際運營進一步驗證及優化。
4.3 加氫站佈局領先企業
截止2019年，我國參與建設加氫站的企業有宇通、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年起已經建設了10座加氫站，其中自營站6座，是國內加氫站建設和運營的領頭企業。參與運營的企業有億華通、上海舜華、宇通、國鴻氫能、大洋電機、上海重塑等。
我國佈局加氫站的上市企業主要有厚普股份、嘉化能源、美錦能源、雪人股份、雄韜股份等。厚普股份的產品主要有加氫機、加氫撬裝設備和加氫站控制系統，先後在上海、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朴氫能源裝備有限公司注重研發70MPa加氫技術及液氫加註相關技術，未來在國內具有一定發展前景；美錦能源控股雲浮錦鴻60%的股權和國鴻氫能9.09%的股權，佈局氫能和燃料電池全產業鏈，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最大加氫站建設企業氫楓能源的5.59%股權，加氫站佈局領先。
5. 燃料電池氫能產業鏈上市龍頭整理
1.雄韜股份：電堆+膜電極+系統+整車+加氫站
鉛酸龍頭切入燃料電池行業，佈局全產業鏈。雄韜股份設立武漢雄韜氫雄電堆公司，並且持有氫璞創能9.57%的股權，佈局燃料電池電堆產業，同時持有蘇州擎動和武漢理工的16.68%和51%的股份，切入膜電極產業。
燃料電池系統方面，公司成功研發出QX-3045型45kW燃料電池發動機系統，系統佈局緊湊，體積比功率密度、質量比功率密度為行業領先水平，2018年完成中通客車41臺發動機研發生產任務。同時持股浙江氫途45%股份，其系統產能1000臺，搭載氫途系統的車輛已達到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，目前規劃日製氫加氫量為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最大加氫站建設企業氫楓能源的5.59%股權，加氫站佈局領先。
公司的傳統業務是鉛酸電池和鋰離子電池，主要出口海外，目前公司產品收入結構中鉛酸蓄電池業務佔比76.56%，鋰電池業務佔比22.11%，而燃料電池佔比僅1.33%。在燃料電池產業的佈局為公司利潤貢獻了新的增長點。2019年顯示，公司實現營業總收入13.6億元，較上年同期增長-14.11%；營業利潤8168萬元，較上年同期增長497.79%；歸屬於上市公司股東的淨利潤8363萬元，較上年同期增長197.56%
.美錦能源：電堆+膜電極+整車+副產氫+加氫站
公司佈局燃料電池全產業鏈，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商國鴻氫能9.09%的股權，膜電極方面，公司間接控股國內膜電極領先企業鴻基創能。
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月下旬又陸續完成100臺氫燃料電池物流車的交付，是國內第二大氫燃料電池整車企業。飛馳汽車2019年上半年生產和加工車輛共計314輛，其中生產新能源車293輛，加工車21輛，實現收入36120.16萬元，比上年同期增長545.53%，實現淨利潤2257萬元，比上年同期增長916.67%。氫燃料電池客車市佔率43%，全國第一，全燃料電池汽車市場佔比23%。
公司控股雲浮錦鴻60%的股權，目前在佛山和雲浮有2座正在運營的加氫站，佛山路加氫站由錦鴻新能源於2018年參與建設，國鴻氫能目前是雲浮思勞加氫站的運營方。
美錦能源深耕煤-焦-氣-化傳統能源產業，山西擁有豐富的煤炭資源，而煤炭加工工業產生大量的工業副產氫，在氫能源方面具有其他地區不可比肩的先天優勢；美錦能源不斷佈局氫能，加強公司氫能源板塊業務與焦化主業的協同效應，提高經營效率，降低運營成本。2019年前三季度實現營業收入108.0億元，同比增長2.96%，歸屬於上市公司股東的淨利潤為8.25億元，同比下滑30.14%。
3.大洋電機：系統+電堆+零部件+氫氣儲運+加氫站
大洋電機穩步推進燃料電池佈局，持股Ballard 9.9%股權，切入燃料電池電堆行業。公司自主完成了燃料電池控制器、DC/DC、空壓機、回氫泵和加溼器等關鍵零部件的研發和測試，向燃料電池國產化目標前進。
公司在氫氣儲運和加氫站方面也在與優秀企業進行合作，2018年參股液體有機儲氫龍頭HydrogeniousTechnologiesGmbH。同時與氫楓能源等企業進行戰略合作，佈局氫氣儲運設備和加氫站運營，而氫楓能源自2016年起已經建設了10座加氫站，是國內加氫站建設和運營的領頭企業。
2019Q3公司實現營收19.26億元，歸母淨利潤-0.09億元，分別同比下滑6.97%和126.10%。前三季度實現營收66.71億元，歸母淨利潤2.65億元，同比增加5.85%和82.97%，扣非歸母淨利潤0.09億元，同比下滑92.55%。Q3業績顯著下滑是由於系統產品補貼退坡，價格下跌導致盈利承壓，拖累3Q業績不及預期。
4.華昌化工：電堆+測試中心+加氫站
2018年4月至今，公司先後於電子科技大學簽訂共建氫能聯合研究院的合作協議，聯合成立蘇州市華昌能源科技有限公司，並於2019年4月獲批氫燃料電池生產線，擬建設燃料電池發電模塊生產小批量驗證及示範應用；2019年6月14日，公司與金龍聯合汽車工業（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範運用《合作框架協議》，2019年實現投用5輛氫燃料電池汽車示範運行，2020年，實現100輛氫燃料電池汽車投放市場。
華昌化工現有的硼氫化鈉制氫技術年產氫量可達到20萬噸/年。同時規劃拓展氫能利用領域，在公司廠區內（預留地）利用現有煤制氫氣為原料，通過吸附、提純生產99.999%純度的氫氣，並提供氫氣充裝服務。2018年4月17日，華昌化工收到江蘇省張家港保稅區發改委《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，預設生產期為10年，項目計算期為12年；生產負荷為投產第一年達到設計能力70%，第二年100%；年均淨利潤817.39萬元。
公司是一家以煤氣化為產業鏈源頭的綜合性化工企業，目前公司致力於探索氫資源能源利用及新用途，促進產品及產業升級，通過合作在氫能源領域做出了積極的探索與佈局。2019年前三季度公司總營收50.29億元，同比增長10.49%，實現淨利潤2.51億元，同比增長105.51%。
5.嘉化能源：氫能產業鏈全覆蓋
嘉化能源完成了制氫、儲運氫、加氫的全產業鏈覆蓋，現有氯鹼副產氫1萬噸，關聯公司三江化工和美福化工輕烴裂解氫氣2萬噸、規劃產能9萬噸。
公司於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《戰略合作協議》。雙方充分發揮各自在能源化工和金融投資等領域的優勢，依託嘉化能源的氫氣供應優勢，完成以液氫工廠為核心的制氫、儲氫、運氫、加氫站的區域基礎設施綜合解決方案供應商。藉助國投聚力政府背景資源，依託長三角地區的區位優勢，為該區域公交車、物流車等車輛提供氫燃料電池整車領域的解決方案，並加快當地加氫站的建設和投產。
公司傳統業務包括蒸汽、氯鹼、濃硫酸、脂肪醇、磺化醫藥等，2019年前三季度實現營收40.63億元，同比下降3.03%，歸母淨利9.42億元，同比增加10.19%。2019年第三季度實現營收13.20億元，同比下滑3.44%，歸母淨利2.91億元，同比增長6.20%。
6.鴻達興業：制氫、液氫、加氫站一體化佈局
公司下屬子公司烏海化工、鴻達氫能源研究院致力於氫能的生產、存儲和應用方面的研究、開發及應用，以及氫液化、加註氫業務的研發和經營。烏海化工擬在烏海市共建設8座加氫站，2019年5月，烏海化工在烏海市海南區海化工業園建設的第一座加氫站成功投入使用，向氫燃料轎車、大巴車及工業車輛提供合格的氫氣。該加氫站加註能力包含35MPa和70MPa兩種氣體加註方式，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、裝備研製推廣等方面開展合作，合作建設我國首套民用液氫工廠，結合公司現有裝置的制氫能力，將實現液氫大規模製取、儲存，大大提高氫氣運輸效率，降低運輸成本，而以氯鹼裝置生產氫氣，是氫氣生產的主要途徑，是低成本製取氫氣的重要來源之一。公司下屬子公司內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、開發及應用以及稀土在新材料中的應用研究等業務。2019年6月10日，公司與有研工程技術研究院有限公司簽署《稀土儲氫材料開發合作協議》，充分發揮公司在制氫、稀土等領域的產業優勢。
2019年4月，公司於2019年4月22日與雄川氫能簽訂了《氫能項目合作意向協議》，鴻達興業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，所有加氫站統一預留液氫儲氫設備和空間。2019Q3公司實現總營收12.10億元，tongbi下滑12.68%，實現歸母淨利潤2.12億元，同比下滑13.55%。
7.中材科技：儲氫瓶
公司在現有產品基礎上向容器、儲運等產業關聯方向進行產品和產業延伸，明確了CNG、儲運、氫燃料、特種氣瓶四大業務板塊方向。公司將根據氫燃料市場需求，逐步實施氫燃料汽車用氣瓶產業化。中材科技目前擁有20種規格35MPa氫氣瓶，最大容積達到165L，年產能3萬隻儲氫瓶。
中材科技主要從事風電葉片、玻璃纖維及其製品、鋰電池隔膜、高壓複合氣瓶、過濾材料及其他複合材料製品的研發、製造和銷售。公司目前中國最大的特種纖維複合材料行業，高新技術企業和技術裝備研發中心，也是中國國防工業最大的特種纖維複合材料配套研製基地。2018年公司營業收入114億，歸母淨利潤9.34億；2019年前三季度實現營收95.34億元，同比增長22.2%，歸母淨利潤10.19億，同比增長36.7%。2019年第三季度實現營收34.71億元，同比增長13.62%，歸母淨利潤3.67億元，同比增長1.50%。
8.京城股份：儲氫瓶+氫氣壓縮機
京城股份所生產的35MPa高壓鋁內膽碳纖維全纏繞複合氣瓶(儲氫氣瓶)已批量應用於氫燃料電池汽車、無人機及燃料電池備用電源領域。其塑膠內膽化學纖維全纏繞複合型氣瓶（IV型）預計2020半年度達產，初期產能1500只/年，2021年逐漸提高至5000支/年。
京城股份於2019年4月受讓北京伯肯節能科技股份有限公司10.91%股權，伯肯節能於今年3月與美國PDC簽署了氫壓縮機系統協議，雙方共同開發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，市佔率達到60%以上。
京城股份主營業務為氣體儲運裝備製造，產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，碳纖維全纏繞複合氣瓶，板衝式無石棉填料乙炔瓶ISO罐式集裝箱，氫燃料電池用鋁內膽碳纖維全纏繞複合氣瓶以及低溫儲罐、LNG加氣站設備等。2019年前三季度實現營收8.87億元，同比增長16.3%，歸母淨利潤為-0.64億元，同比下滑44.6%。2019年第三季度實現營收2.92億元，歸母淨利潤為-2828萬元。
6.投資建議
（1）制氫方面，目前我國仍以煤氣化制氫和工業副產氫為主，且短期難以實現電解水制氫的成本控制以及其他新型制氫技術的產業化應用，所以從短中期來看，成本較低的工業副產氫適合大規模推廣，成為短中期內有效供氫主體。建議持續關注輕烴裂解和氯鹼工業副產氫的細分龍頭。
（2）國內儲運氫技術主要是高壓氣態儲氫，長管拖車運輸，但長期來看是不足以滿足氫能規模利用的需求。低溫液化儲氫是目前主要的發展方向之一，相較於國外液氫技術，我國液氫推廣受制於成本和能耗問題，目前還處於導入期。長期來看只有在燃料電池產業規模化之後，液氫儲運成本和資本投入得到攤銷、液氫加氫站建設成本下降至氣態加氫站時，液氫儲運才是經濟效益最高的主要方式。短中期看好有機液態儲氫技術的發展，在不改變目前能源經濟結構的情況下，可利用現有汽油輸送方式和加油站構架建設氫油站，是前期氫能推廣的最優方案。
（3）加氫站建設腳步加快，2019年國內新投入運營的加氫站數量達到了16座，規劃2020/2025/2030年分別建成100/300/1500座。各地政府對加氫站建設的政策支持力度不減反升，佛山對加氫站建設補貼力度最高達到800萬元，運營補貼達到20元/kg。設備國產化比例逐漸提高，建議持續關注產業鏈相關龍頭企業。
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