今年陆续出台的许多重磅文件提出对氢能源发展的前景展望。多地发布了“十四五”氢能产业规划，布局未来氢能源基础设施建设。作为新能源最终的价值洼地——氢能源，叠加行业长期发展潜力，氢能源产业链上将会存在许多投资机会。

在双碳目标下，我国势必会减少二氧化碳的排放，减少对化石能源的资本开支，增加对新能源投资。氢能源作为最“清洁”的能源，在未来将会被广泛使用。

氢能源投资逻辑主要分为两方面：氢能端和燃料电池端。氢能端主要由制氢、储氢、运氢和加氢站等构成；燃料电池端则由上游原材料、中游燃料电池系统和下游氢燃料汽车构成。

一、氢气的特点

氢是宇宙中分布最广泛的元素，可以通过水和化石燃料等含氢物资提取制造，并通过物理和化学方法进行储存和释放能量，是重要的工业原料和能源载体。

氢气燃烧性能良好，且安全无毒。其导热性能和发热值高，和氧气同时反应后生成的水零污染零排放，实现了循环再生可持续发展。

目前以锂电、光伏和风电为代表的绿电还存在许多问题。例如锂电，我们需要解决锂资源短缺的问题，而且锂电池回收利用率低；光伏和风电则存在发电不稳定的问题，弃光弃风率高，能量转换率低的问题。氢能源则拥有制取便利，能量密度大等优点。随着新能源的发展，飞刀认为最终将会使用更多氢能源作为我们的主要能源。

二、制氢

既然氢能源作为最“清洁”的能源，为什么我们目前并不能大量使用氢能源呢？主要问题在于制取氢气的方法。

按氢气的制取方法，氢气可以分类为：灰氢、蓝氢和绿氢。

灰氢：由以焦炉煤气，氯碱尾气为代表的工业副产气制取。其优点是成本低，缺点则是碳排放高。国内目前以灰氢为主，占据总规模62%。

蓝氢：可以由煤或天然气等化石燃料制取，并将二氧化碳副产物捕获利用和封存起来，从而实现碳中和。其碳排放仅仅是灰氢的10%，成本比灰氢高。目前国外主要以蓝氢为主。

绿氢：通过使用可再生电力或核能来生产，但依赖于可再生能源发电成本大幅下降。其优点是实现零排放，缺点则受限电费价格影响，目前成本较高。未来“可再生能源+水电解制氢”有望成为大规模制氢方法。

氢气作为最“清洁”的能源，目前仅仅在于使用端实现零污染零排放，在制取过程中，由于我国目前大部分依靠煤炭制取氢气，故污染严重。随着可再生能源发展成熟，我国有望由以煤炭制氢转换到以电解水制氢，实现制氢过程无碳排放。

11月30日，中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设，标志着我国首个万吨级光伏绿氢示范项目正式启动。目前煤制氢成本为8-12元/kg、天然气制氢成本为10-15元/kg，而电解水制氢成本高达10-50元/kg。由于电费占整个电解水制氢生产费用的80%左右，因此电解水制氢根本问题在于能耗上。此次项目启动标志我国将由灰氢到绿氢的转换过程。从碳排放的角度来看，光伏制氢为零排放，产品纯度较高，能够实现新能源替代化石能源，减少二氧化碳排放，实现我国双碳目标。

制氢：中国石化、鸿达兴业、美锦能源、中泰股份、滨化股份

三、储运

氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢三种方式，包括高压气氢、低温液氢、金属储氢、吸附储氢、有机化合物储氢等手段。

氢气的储运则根据储氢材料形态的不同分为气态储运、液态储运、固态储运和有机液体储运等四种方式。

气态储运包括短距离的高压长管拖车储运和长距离的管道运输，其中管道运输适合大规模氢气运输。

液态储运则将氢气冷冻到零下252.72℃变成液体加注到绝热容器中进行储运，运输工具为液氢槽罐车。

固态储运是以金属氢化物、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进行储运。

有机液体储运是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物并形成稳定的氢化物液体，以液体槽罐车进行运输。

高压气态储氢目前占据主导地位，已得到广泛应用。气态储运在常温下实现快速充放氢，成本较低。但是高压气态储氢的储存量较低，高压储存罐的要求较高，且不具备长距离运输的优势，未来非气态储运的前景较大。由于液态氢密度远高于高压气态，理论上单位容器内液态储氢含量更多，提高运输的效率。目前低温液态储氢储运集中应用在军事和航天等领域。

氢气储运：深冷股份、鸿达兴业、中泰股份、中材科技、致远新能、冰轮环境

四、加氢站

加氢站技术路线主要分为外供氢和站内制氢。

外供氢主要依靠工业产氢，将工业制取氢气以气态或液态的形态运输到加氢站，目前我国大部分采取外供高压氢气为主。

站内制氢则依靠商业电力、太阳能和风电等在加氢站内制取氢气。

由于运氢是建设加氢站网络化分布的关键，氢的储运方式直接影响加氢站业态设计。目前我国加氢站均为高压气氢站、液态储运加氢站主要分布在美国和日本。

加氢站建设还需要考虑三方面：1.运营成本（氢气制取成本）；2.设备投资额（压缩机是加氢站最主要成本，占比约为30%）；3.加氢站运行负荷（燃料电池汽车保有量）。

截止2020年12月底，中国累计建成118座加氢站，到2025年加氢站数量超过1000座，2030-2035年加氢站数量达到5000座。

加氢站：中国石化、厚普股份、雪人股份、美锦能源

氢能的应用广泛，目前氢气直接为炼化、钢铁和冶金等行业提供高效原料还原剂，氢能可以广泛渗透到传统能源的各个方面，包括交通运输、工业燃料、发电等，主要技术是直接燃料和燃料电池技术。

五、燃料电池端上游

燃料电池端上游由催化剂、质子交换膜、气体扩散层和双极板构成，其中催化剂、质子交换膜和气体扩散层构成膜电极。

催化剂是膜电极的关键材料之一，降低催化剂成本主要可以依靠降低铂的使用量或研发非铂催化剂等。

质子交换膜是一种固态电解质膜，其作用是隔离燃料和氧化剂，传递质子。

气体扩散层位于流场和催化层之间，作用是支撑催化层、稳定电极结构。

催化剂、质子交换膜和气体扩散层组合而成膜电极，是燃料电池发生反应的场所。膜电极是燃料电池电堆的核心部件，对电堆的性能、寿命和成本具有关键影响。

双极板是燃料电池电堆核心结构件，通常为正反均带有气体流道的金属或石墨薄板，其主要作用是通过流场给膜电极组件输送反应气体，同时收集和传导电流并排出反应产生的水和热，其性能优劣直接影响电堆的体积、输出功率和寿命。

国内燃料电池电堆成本居高不下的主要原因是国内电堆的核心材料和关键技术仍然存在的短板，其中构成膜电极成的关键材料依赖于进口，国产材料尚无法满足高性能燃料电池电堆使用需求。

燃料电池端上游：贵研铂业、东岳集体、腾龙股份、道氏技术

六、燃料电池端中游

燃料电池端中游主要是燃料电池系统集成商。燃料电池动力系统包括燃料电池电堆、燃料电池辅助系统和散热系统。

电堆是燃料电池的核心，占燃料电池系统成本60%。电堆由膜电极、双极板、端板和集流板组成，核心部件膜电极和双极板分别占电堆成本64%和18%。

空压机主要用于压缩空气，是将电动机的机械能转化为压力能或动能的一种装备。空压机是空气循环系统中重要的组成部分，燃料电池用的氧气基本来源于空气，空气则需要空压机将其泵入燃料电池堆。此外，空压机还能利用消耗部分氧气排出反应堆的输入气体转化的机械能，从而达到节省电能的功效。空压机占燃料电池系统成本14%，降低空压机的成本可以一定程度上降低空气循环系统在燃料电池总成本中的比例。

燃料电池端中游：亿华通、潍柴动力、雄韬股份、雪人股份、美锦能源

七、燃料电池端下游

燃料电池端下游主要是氢燃料汽车。

2020年9月五部委联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用通知》，将取消“国补+地补”的补贴模式，转为由中央政府将政策奖励下发给城市示范群所在的地方政府，由地方自主制定并实施产业发展政策奖励。新政策实施以奖代补的方式，促进上游技术突破，驱动下游应用及基础设施发展，真正惠及产业链上下游公司。

各省随之密集出台氢能规划，按规划到2025年氢能车进入10万辆级别规模，产业逐步由补贴驱动转向市场市场化驱动。

由于锂电池能量密度较低，如果应用在商用车上将会增大汽车自重，不利于商用车长途运输。氢燃料电池车能量密度较大，加注燃料便利，续航里程较高，更加适合长途、大型商用车领域，未来有望与纯电动汽车形成互补的格局。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出，在商用车领域，2030年燃料电池商用车销量将达到36万辆，占商用车总销量的7%。

目前下游整车并没有形成稳定的竞争格局，主要呈现几方面的特点：

1.下游整车厂商技术壁垒不高，整车厂商需要依靠燃料电池系统集成商提供整车动力电池系统工程的解决方法。

2.由于燃料电池系统集成商繁多，整车厂商倾向于使用多套燃料电池系统验证，没形成规模。

3.产品销量波动大。销量依赖政府采购，需求并不稳定，多数地方仅仅是小批量的示范运行，造成产品销量波动大。

燃料电池端下游：美锦能源、海马汽车、长城汽车、福田汽车

来源：小黎飞刀