从产业的商业化阶段来看，氢能现有的技术和成本都很难实现规模化应用。从投资者的角度看，哪怕是所谓的氢能龙头，其氢能业务占比还很低，还没到主要靠氢能业务贡献业绩的时候，所有的氢能业务都是作为战略布局。

氢能产业链包括制氢、储运、加氢站和氢燃料电池的应用：

1、制氢：未来的发展方向是灰氢、蓝氢逐步向绿氢过渡，制氢和风电光伏电站结合是大势所趋，氢能作为储能的一种方式，预计未来制氢端主要集中在风电发电企业手中。

2、储运：储运环节的核心在于储运技术与氢载体。因为如果未来分布式风电与氢能结合是主要发展路径，那氢能就很可能不需要长距离运输，高压储氢瓶将是最主要的储运方式。高压储气瓶技术要求较高，业内主要参与者为化工和制造企业。

3、加氢：目前一座加注能力为500kg/d的固定式加氢站在不包括土地成本的情况下，投资规模需要达到1200万元，相当于传统加油站的 2-3 倍。在保证盈亏平衡的情况下，加氢站的终端售价需在到站价的基础上增加约14元/kg。预计未来的加氢站将会是风光+制氢+加氢一体化，可以有效降低氢能的采运成本。

目前，我国加氢站氢气价格区间位于30~80元/kg之间，高昂的建设成本是推广加氢站建设的巨大阻力。同时，由于氢能利用尚处早期，燃料电池汽车数量少，目前加氢站较高的运营费用仍然令运营商找不到一个盈利的空间。

在该领域的参与者，主要以中石化、中石油为主，依靠全国加油站、加汽站的网点布局与规模化的运营团队，预计未来很可能仍是中石化、中石油等央企主导国内加氢站行业。

4、用氢。市场期望的主要民用领域是氢燃料电池汽车，电池电堆是全球顶尖车企与化工制造业研发的重点领域。目前，在氢能产业链企业中，仅有电池电堆和燃料电池整体系统行业可以单独构成企业的主营业务，其中亿华通、潍柴动力、新源动力和美锦能源持股的国鸿氢能占据市场主导地位。即便如此，亿华通、国鸿氢能等尚处于行业导入期的战略亏损阶段，未来谁的技术能在国内脱颖而出，尚存在非常大的不确定性。

综上，氢能的上游制氢环节技术含量相对较低，只要能掌控绿电电源，在电解槽等固定成本投入与市场需求达到行业整体的盈亏平衡，就可以进行资本投资，该行业类似于发电企业，利润率不高，但收益稳定。

鉴于行业整体仍处于中早期，本文从各国氢能产业政策、氢能行业现状与氢能产业链进行梳理。

一、氢能的分类

根据生产过程中碳排放量的强度，可将氢气分为化石能源直接制取的“灰氢”、化石能源+二氧化碳捕集与封存制取的“蓝氢”和通过可再生能源、核能电解水制取而成的“绿氢”。

绿氢是长期发展的战略方向预计到2060年，我国以可再生能源制取的绿氢将达到80%。但是，绿氢生产成本的下降需要一个过程，不仅需要光伏、风电等可再生能源的成本进一步下降，也需要制氢的电解槽的成本大幅下降。

因此，由灰氢到绿氢的转换过程不可能快速、直接的迭代。而蓝氢作为灰氢向绿氢的过渡阶段，其发展主要取决于碳捕捉和碳封存技术的发展和成本的下降。

但是，现在有一些科学家发现蓝氢在降低二氧化碳排放方面，并没有比灰氢好多少，排放量大约只低于灰氢9%-12%。世界主要氢能发展国家对于蓝氢的态度差异较大，鉴于我们国家目前的氢能来源占比和发展阶段，蓝氢应该会作为一个重点。

二、氢能的特点

（一）氢能的优点

1、作为二次能源，氢燃烧后只产生水，既不产生二氧化碳，也不产生颗粒物，是真正的零排放能源。

2、氢燃料来源广泛，可以通过水或可再生能源获得，也可以从石油、天然气、煤炭中获得。

3、氢的能量转化效率也很高，为内燃机的2-3倍。

4、无毒：氢气无味无毒，不会造成人体中毒。此外，氢气分子量为2, 仅为空气的1/14, 因此，氢气泄漏于空气中会自动逃离地面，不会形成聚集，不像其他燃油燃气在聚集地面时有易爆的危险（氢气易燃，燃烧时火焰垂直向上，但是不易爆）。

5、氢能作为二次能源，也是理想的能源载体。氢气可作为一种能源储存或运输，而且可以分散储存和长期储存。这点是目前锂电池储能所不具备的。氢能亦可进行大规模运输。

（二）氢能的缺点

1、生产、存储难：氢气密度小，很难液化，高压存储不安全。

2、氢能价格贵：现在的制氢技术下，氢能，尤其是电解水制氢成本高昂，很难广泛使用。而用化石能源制氢，制氢的过程中并不环保。

3、氢是高度易燃和易挥发的物质。

4、运输成本高，氢气的体积能量密度低，目前不管是气态还是液体储运，都不具有经济性。

三、各国氢能产业政策

（一）日本

2011年日本福岛核事故以前，核能是日本的战略重点，核电占日本电力的30%。福岛核事故以后，加速了日本氢能的发展进程。

早在1973年石油危机后，日本就成立了“氢能源协会”，以大学研究人员为中心开展氢能源技术研发。90年代，丰田、日产和本田等汽车制造商也开始了燃料电池车研发。2014年，日本绘制了氢能和燃料电池发展路线图，并计划打造“氢能社会”。

2017年12月，日本确立了“氢能源基本战略”， 制定了“三步走”计划：首先通过发展氢燃料电池迅速占据全球氢能和燃料电池市场，进而扩大氢能需求；其次在2025年之前全面推进氢能发电，建立大规模氢能供应系统；最终实现在2040年建立起零碳的氢能供应系统的目标。

日本主要氢燃料电池汽车主要生产商之一本田宣布从2021年8月份终止氢燃料电池汽车Clarity Fuel Cell的生产。同样，今年年初，日产也决定暂停燃料电池汽车的开发，集中精力发展电动汽车。现在日本国内，坚定氢燃料电池汽车的就剩下丰田了，截至2022年底，丰田Mirai全球累计销量约2万辆。

（二）美国

美国是最早将氢能纳入能源战略的国家。2002年11月美国能源部发布了《国家氢能路线图》，明确了构建氢能源体系的系统方法。其后又有多份氢能战略报告。

从发展重点来看，以加州为缩影，重型氢燃料卡车是一个重要发展方向。根据“加州燃料电池伙伴关系”（CaFCP）行业组织的规划，预计到 2035 年，美国加州将拥有 200座加氢站，用以保障7万辆重型氢动力卡车的运行。

（三）欧盟

2020年6月，德国联邦内阁批准并出台了《德国国家氢能战略》，预计投入90亿欧元发展氢能。德国氢能战略特别强调“绿氢”的优先发展地位，明确地指出 ：只有以可再生能源通过电解水来制备、实现真正零碳排放的氢（绿氢）才是符合可持续发展要求的，且要优先发展。

德国的氢能战略非常重视本国的能源和产业结构，基于优先发展绿氢的战略目标，进行科学的供给与需求分析，明确提出德国发展利用氢能的优先领域应该集中在船运、航空、重型货物运输、轨道交通、钢铁、冶金等较难通过其他技术实现碳中和的产业。

根据欧盟氢能战略，将发展“绿氢”为主要目标，并将氢能分为三个发展阶段，为每个阶段均设定了目标。

主要包括：2020-2024年，支持在欧盟范围内建成6吉瓦的电解制“绿氢”，即利用可再生能源制取的氢能的产能，将“绿氢”的年产量提升至100万吨；2025-2030年，使氢能成为欧盟能源体系内一个重要组成部分，并在欧盟范围内建成近40吉瓦的电解制“绿氢”产能，将“绿氢”产量进一步提升至1000万吨；2030-2050年，使得“绿氢”技术完全成熟，并大规模用于难以通过电气化实现零碳排放的领域。

（四）中东

除了日本和西方国家，中东主要产油国也加入了氢能的行列。沙特的2030愿景提出要发展清洁、安全和负担得起的能源，建立一个可再生能源市场成为重点目标之一。

沙特阿美（沙特阿拉伯的国家石油公司）在开发大型天然气田的项目时宣布，不再将这些天然气以液化天然气的形式出口，而是将其用于制造更清洁的燃料——蓝氢。

同时，沙特政府正在建设一座造价50亿美元的绿氢工厂Helios，该工厂将于2025年投入使用。该工厂有望能生产出比石油更便宜的氢气。据彭博新能源财经估计，到2030年，Helios的成本可能达到每公斤1.5美元，远低于绿氢每公斤5美元的平均成本。

中东地区不只拥有丰富的石油资源，由于其阳光热烈，风大，未开发土地多，也很适合风光发电。全球最低的光伏上网电价就总是在中东地区被刷新。现在1.04美分一度电的最低上网电价就是沙特的光伏项目。采用风光发电，再电解水制氢，不仅能实现真正的能源零排放，而且解决了能源远程出口的问题。欧盟、美国和日本也都纷纷瞄准了中东合作发展氢能。

（五）中国

中国是世界氢能第一大生产国，但主要以灰氢为主，蓝氢其次，绿氢占比极低。依据我国煤炭工业协会数据显现，2020年我国煤制氢占62％、天然气制氢占19％，工业副产气制氢占18％，电解水制氢占1％左右。

目前我国正在加快氢能发展战略规划，加强顶层设计。我国于2019年首次将氢能写入《政府工作报告》。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》提出四大核心观点，一是脱碳是本轮氢能产业发展的第一驱动力。二是可再生能源制氢成本有望在2030年实现平价。三是在2060年碳中和情景下氢能规模将达到1.3亿吨，在终端能源消费占比中达到20%，其中可再生能源制氢规模有望达到1亿吨，部署电解槽500吉瓦。四是完善低碳清洁氢政策体系是氢能助力碳中和的关键。

目前各地在“十四五”规划中有20多个省市发布了氢能发展的十四五规划。根据《北京市氢能产业发展实施方案(2021-2025年)》设定的目标，2023年前，北京将力争建成37座加氢站，推广氢燃料电池汽车3000辆；到2025年前，氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。

此前，山东、上海、广州等地都发布了类似的实施方案。加上三分之一的央企在制定制氢、运氢、储氢、加氢、用氢等全产业链布局；氢能产业的发展明显加速了。

但是，我国至今仍未出台一个国家层面的氢能整体规划和战略目标。氢能产业的发展还有很长的路要走。

四、氢能产业链

氢能产业链包含从上游制氢、中游的储氢、运氢、加氢到下游的用氢等环节。

（一）上游：制氢

制氢环节中，电解水制氢获得的是绿氢，化石燃料制氢和工业副产氢如果加入了碳捕捉和封存（CCS）装置，则是蓝氢，如果未经此环节，则产出的是灰氢。

在氢气制备方面，我国已成为世界上最大的制氢国。2021年我国制氢产量约3300万吨，同比增长32%。我国主要由化石原料（煤制氢、天然气重整等）和工业副产氢制氢，占比合计达到97%（其中煤制氢占63%、天然气制氢占13%、工业副产品制氢占21%）。电解水制氢仅占比3%，制氢规模小。

从全球来看，目前使用最多的制氢方法是天然气制氢，占比达到48%，其次为石油制氢，占比30%，煤制氢占18%，电解水制氢占比4%，同样占比很低。

我国制氢规模市场格局分散，国家能源集团和中国石化是国内氢气产量最大的两家企业，合计占比30%，其他多为中小企业，制氢规模小。随着其他大型企业进入氢能源行业，氢能源行业的市场集中度将有望进一步提升。

1、工业副产品制氢

除了煤制氢和天然气制氢，工业副产氢是我国第三大氢气来源，也是我国本身的产业基础具备条件，适合发展的制氢方式。工业副产氢包含焦炉煤气副产氢、氯碱工业副产氢、合成氨副产氢和丙烷脱氢副产氢。

例如，美锦能源就是以焦炉煤气制氢为基础，然后在产业链上打造加氢站和氢燃料电池的全线产业链。

滨化股份具有1.6万吨氯碱工业副产氢的产能，同时还在建设PDH项目，将会有2.3万吨丙烷脱氢副产氢。此外，金能科技、万华化学和金发科技等都有一定的工业副产氢作为副产品。

2、电解水制氢

电解水制氢主要有碱性电解、质子交换膜（PEM）电解和固体氧化物（SOEC）电解三种技术路线。电解水制氢成本主要包括电力成本和设备成本两部分，其中，电力成本占比最大，一般为40%-80%。设备成本中电解槽成本占比约40%-50%，系统辅机占比约50%-60%。

从碳中和的长期要求来看，要达到零排放，电解水制氢是未来发展的主要方向。目前，在可再生能源电解水制氢路线上布局的主要有隆基绿能、阳光电源和宝丰能源。

（二）中游：储运氢

和其他能源和燃料相比，氢气的储运难度较大、成本占比明显偏大，这也是制约氢气成本难以大幅下降的主要因素。在上中下游各环节，上游制氢和下游用氢相对来说都比较成熟，而中游储运是制约氢能大规模发展的重要原因。

氢气的储运方式分为气态、液态和固态三种。从技术成熟度来看，高压气态储氢最为常用。与之对应的运输方式，包括长管拖车和管道两种。高压储氢的安全性高，技术相对简单，但由于氢气能量密度小，其储氢量非常低，长管拖车更适用于用氢量不大、近距离运输的时候。管道储运在长距离运输中会形成成本优势，但管道建设成本大，初始投资高。

我国现阶段主要以高压气态长管拖车运输为主，管道运输仍为短板弱项。高压气态长管拖车氢气储存压力为20MPa，单车运载量约300公斤氢气，技术及装备制造较为成熟。液态储运、固态储运均处于小规模实验室阶段。在管道输氢方面，我国目前氢气管道里程约400公里，在用管道仅有百公里左右。

为解决能量密度小的问题，全球都在研发低温液态储氢，其具有储氢密度高等特点，储存方式和储存石油类似，运输液氢可减少车辆运输频次、提高加氢站单站供应能量，适用于用氢量大、远距离运输的情况。但液态储运氢也有短板，比如氢气液化成本高，长时间存放会出现氢气逃逸现象。在我国，低温液态储运氢主要运用于军事和航天领域，民用领域由于受到法规限制，目前无法应用。

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢密度更高，但是成本也更高，技术更复杂，目前还比较难商业化。

《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019年版）》（下称《白皮书》），长管拖车、固体储运成本可观，经济距离却不超过150公里；液态储运经济距离大于200公里，成本在所有方式中最高；管道运输成本最低，经济距离超过500公里。

气态储氢方式中储氢瓶是重要的一环，国内涉足氢气储运的公司主要包括中集安瑞科、京城股份、中材科技等，已掌握35MPa储存装置的生产能力，70MPa储存装置正在研发中。其中，中材科技率先研发完成国内最大容积320L氢气瓶，并已投入市场。除了320L瓶，其他氢气瓶产品规格种类齐全，从1.5L到385L全覆盖。此外，中材科技年产能1万只70MPa Ⅳ型瓶产线今年建设完成，主要针对海外市场销售。

（三）中游：加氢站

全球加氢站数量持续增长，2021年全球新增142座加氢站，累计建成685座，中国占比32%，已跃居首位。2021年中国累计建成加氢站218座，在营加氢站超过160座。加氢站的建设以中石化、中石油、厚普股份三家企业为主，中石化已建成74座，中石油为8座，厚普股份在建加氢站78座。我国加氢站建设数量中，广东依托政府的支持，加氢站布局遥遥领先其他省市，数量超过60座，其次为上海，建设数量44座。

加氢站建设的核心装备包括氢气压缩机、氢气储存容器（储氢瓶组/储氢罐）与加氢系统，集成设备合计占建设成本的50%，其中压缩机占比最高达到近30%，氢气储存容器为14.3%，加氢机占比7.1%。

目前一座加注能力为500kg/d的固定式加氢站在不包括土地成本的情况下，投资规模需要达到1200万元，相当于传统加油站的 2-3 倍。在保证盈亏平衡的情况下，加氢站的终端售价需在到站价的基础上增加约14元/kg。目前，不同区域，不同模式的加氢站氢气售价差距相对较大，根据《中国氢能产业发展报告 2020》，我国加氢站氢气价格区间位于30~80元/kg之间，目前我国部分加氢站尚未实现盈利或处于亏损状态，高昂的建设成本是推广加氢站建设的巨大阻力。

由于氢能利用尚处早期，燃料电池汽车数量少，即使政府对于加氢站给予了一定的补贴，但目前加氢站较高的运营费用仍然令运营商找不到一个盈利的空间。

此外，加氢站设备集成市场集中度高，前五大企业市占率约90%。其中，国富氢能以28.4%的市占率排名第一，后四位企业分别是液空厚普、舜华新能源、海德利森、上海氢枫，比例合计达到61.3%。

（四）下游：氢燃料电池

加氢站行业产业链下游以氢燃料电池整车企业、氢燃料电池动力系统制造商等为主要参与者。其中燃料电池电堆作为氢燃料电池动力系统的主要零部件，近几年增长迅速，2021年燃料电池电堆出货量为757MW，同比增长128%，表明行业发展速度趋快。

我国燃料电池电堆市场集中度较高，2021年CR6企业占比80%，其中清能股份以25%的市占率位居第一，其次为巴拉德和神力科技，占比均为16%，国鸿氢能为9%，排名第四。

燃料电池系统是个复杂的系统，其中以电堆系统最为重要。除了电池电堆以外，还有供氢系统、供气系统、水热管理系统。从价值量来看，电堆系统占比最大，达45-50%，其次是空压机，占比25%左右。而在电堆中又以催化剂、双极板和质子交换膜的价值量占比大，这些核心材料和技术仍然与欧美存在一定差距。

催化剂在整个燃料电池系统成本中占到大约18%，而且这个核心材料仍然依靠进口，目前还没有一家企业能做到催化剂的国产化。贵研铂业属于前瞻性布局燃料电池铂极催化剂的企业，而且被列入工信部第二批专精特新“小巨人”企业。但即便是作为铂极催化剂的领头企业，贵研铂业在投资者互动平台表示：截至目前，公司氢燃料电池铂极催化剂尚在实验室阶段，目前没有商品化产品。

和催化剂的情况类似，在双极板、质子交换膜等领域，国内的材料与技术目前与国际先进水平还存在一定差距，国产化的进程刚刚开始，从技术突破和降低成本的角度还有很长的路要走。

电池电堆和燃料电池整体系统方面，亿华通、潍柴动力、新源动力和美锦能源持股的国鸿氢能占据市场主导地位。从产业的商业化阶段来看，氢能现有的技术和成本都很难实现规模化应用；从投资者的角度看，哪怕是所谓的氢能龙头，其氢能业务占比还很低，还没到主要靠氢能业务贡献业绩的时候。