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1.1 氢能产业链概况：未来氢气需求大幅增加，2030年将达到3500万吨
氢能源是一种能量密度高并且无污染的理想清洁能源，作为一种二次能源，可以从化石原料中直接获取，也可以由水电解制得。发展氢能经济能够减少温室气体和细颗粒物的排放，实现能源多元化，全球各国家地区纷纷将氢能源视为未来新能源的战略发展方向。氢能源之所以被日、韩视为替代能源的终极方案，不仅在于它可以用于燃料电池车,更能用来构建氢能低碳社会。当氢气与氧气在燃料电池中相互接触时，能够产生像水一样的环保能源，是最清洁的能源；其次，通过可再生能源获取的剩余电力，可以将其转换为氢气储存起来，并运输到各地，在需要的时候随时随地使用。从这个意义上来说，氢是可以与电共存的能源。
日本是最重视氢能利用的国家，提出要在全球率先实现"氢社会"；欧洲燃料电池和氢能联合组织认为大规模发展氢能是欧盟实现脱碳目标的必由之路，更重视氢能源技术的发展，其氢能基本战略涵盖了氢能研发基础以及储运技术等；美国、韩国则注重建设氢燃料电池汽车电池产业的基础设施，如建设运输路线和加氢站；中国具有丰富的氢能供给经验和产业基础，现已经是世界最大的制氢国，但仍以工业原料为主，氢作为能源消费的市场规模依然较小。
截止至2018年，全球氢气总产量达到了6500万吨，48%的氢气应用于石油炼化、43%的氢气应用于氨生产。其中中国氢气产量约2100万吨，占全球总产量的比例超过30%，凸显我国产氢大国的地位，为我国开发利用新能源、加快迈入氢能经济时代创造了有利条件。预计2030年中国氢气需求量将达到3500万吨，2050年将达到6000万吨，产业链年产值约12万亿元。
从氢能源结构方面来看，目前全球平均氢气有48%来源于天然气、30%来自于副产氢、仅18%来源于煤炭。其中日本氢能来源结构最为清洁，由于日本资源短缺问题，其一直致力于打造一条全球无碳化氢供应链，主要依靠基于"可再生能源"发电，利用水电解生产的氢燃料，电解水制氢占比达到了63%。而中国的氢能源结构仍以煤炭为主，煤制氢占比62%，天然气制氢占19%，而电解水制氢仅占1%，氢源结构需要优化。
氢能产业链主要包括上游制氢、中游储运氢和下游的加氢站建设，就我国产业链成本来看，制氢成本占比最重，达到了55%，储运氢成本占30%，加注氢占比15%。目前氢能源产业还不具有经济性，氢能作为燃料电池的最理想的清洁燃料，如果要实现燃料电池的产业化，必须要保证氢能产业的同步发展。
1.2 政策环境：国内政策加码，重点强调加氢站基础建设
2014年四部委出台加氢站建设补贴方案，对每日加注能力达到200kg的站点奖励400万元，在2015年底有效期结束。2019年3月5日"推动加氢设施建设"首次写入政府工作报告，3月26日四部委发布《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，提出地方补贴需支持加氢基础设施。国家高度重视加氢站，正式期补贴或向加氢环节倾斜。11月，国家发改委官方网站正式发布《产业结构调整指导目录（2019年本）》。氢能和燃料电池将在新能源、有色金属、汽车、船舶、轻工等产业中得到支持发展。
地方政府大力支持产业发展，不断出台扶持政策，推动地方氢能发展。2019年10月8日，《佛山市南海区氢能产业发展规划（2019－2030）（征求意见稿）》发布，提出到2020年，氢燃料电池公交车保有量达到400辆，物流车保有量达到1000辆，建设有轨电车线路1条，建成加氢站15－20座，规划发展氢燃料电池分布式发电系统和备用电源，氢源以市外供氢为主，规划建设制氢工厂。11月28日，重庆市经信委公开征求对《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见（征求意见稿）》的意见。到2025年，预计建成加氢站30座、氢车2000辆；11月8日，山东省济宁市政府出台《关于支持氢能产业发展的意见》。提出探索加氢（油、气、电）等综合建设模式，探索推进氢分布式能源应用示范。对建设的 500kg/d撬装式加氢站，每个补贴400万元；建设的500kg／d固定式加氢站，每个补贴800万元。同时，将加速氢燃料电池汽车、公交车、物流车等示范作用，对氢能公交车和氢能物流车车辆购置款按照国家标准 1：1对购车单位进行地方补贴，且将氢能公交车运营纳入公交成本规制管理，而加氢站运营销售氢气，也将按20元／kg补贴。
总体来看，我国对氢能及燃料电池产业链扶持力度大，地方政府政策不断加码，尤其是加氢站建设的补贴，国内目前加氢站补贴约占成本的27%，且后续在加氢站运营方面也会给予一定的补贴，因此短中期首先看好氢能产业链下游加氢站的建设。
2.1 制氢路线
我国现已是世界最大的制氢国，工业氢气产量领跑全球。目前的制氢方法主要有工业副产氢、电解水制氢、++++制氢、化石燃料制氢和其他新型制氢方法。我国制氢主要依靠煤气化制氢和工业副产氢，2018年我国煤气化制氢达1000万吨，工业副产氢达800万吨，相比之下电解水制氢和新型制氢技术由于技术不成熟以及成本较高的原因，占我国制氢总量比重较低。短期内我国仍将会以煤气化和工业副产氢作为制氢的主要手段，带动氢能消费市场的发展。未来预计2050年电力系统成本下降一半，电解水制氢技术将会成为主流技术之一，从而成为有效供氢主体，叠加生物质制氢、CCS和光解水等其清洁环保技术，实现中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局。
2.2 化石燃料制氢：产量大、技术成熟、成本低
2.2.1 煤制氢
我国的煤炭资源丰富，煤制氢技术的发展非常迅速，是目前我国最主要的制氢技术之一，其技术路径是煤炭通过气化转化成合成气，再经水煤气变化分离处理，提取高纯度的氢气，煤制氢按照具体工艺流程的不同分为蒸汽转化制氢、水煤浆气化制氢、干粉煤气化制氢及渣油气化制氢。这种制氢方法优点是技术成熟、原料成本低、规模装置大，缺点则是设备结构复杂、运转周期相对低、投资高、配套装置多。同时利用化石能源制氢，必须要考虑的问题是二氧化碳的出路。生产1kg氢伴生的二氧化碳重量也不相同，煤制氢约为11kg，天然气制氢约为5.5kg，轻油制氢约7kg，作为温室气体的二氧化碳少量排放也将会征收高额碳税。
我国煤制氢产能最大的企业是国家能源集团，其在氢能源产业有着得天独厚的优势，目前煤化工板块年产超过 400 万吨氢气，已具备能供应4000万辆燃料电池乘用车的制氢能力，世界排名第一；中国石化目前拥有制氢能力约300万吨/年。在氢气供给方面，无论是煤制氢、可再生能源制氢，还是工业副产品制氢，中国石化都有巨大的供给能力，氢气产能在国内名列前茅。
2.2.2 天然气制氢
天然气制氢按照工艺路线的不同，主要分为蒸汽重整制氢、绝热制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢和自热重整制氢。目前国内外主流制氢方式是蒸汽重整制氢，该方案工艺连续运行，设备紧凑，装置规模大，投资大。但由于反应慢，制氢能力相对较低。
天然气蒸汽重整制氢主要流程包括四个：1）原料预处理：主要指原料气的脱硫过程。2）天然气蒸汽转化：多采用镍系催化剂，将天然气中的烷烃转化成为主要成分是一氧化碳和氢气的原料气。3）一氧化碳变换：在中温或高温以及催化剂条件下和水蒸气发生反应，从而生成氢气和二氧化碳的变换气。4）氢气提纯：最常用的氢气提纯系统是变压吸附净化分离系统（PSA），净化后得到的氢气纯度最高可以达到99.99%。
从成本方面来对煤制氢和天然气制氢进行对比，目前国内煤气化制氢技术的生产成本结构主要有原料，氧气和制造费用，其中原料煤约占总成本的39%，氧气占比达到24.17%，制造费用占15.54%，总折吨成本约9903元/t。相比之下，利用天然气制氢的生产成本中原料成本和燃料动力能耗成本占比约90%，其中原料成本高达73.38%，总成本折吨计算约12831元/吨。天然气成本高的原因在于制氢成本受原料价格影响大，目前天然气价格仍处于上行阶段，预计成本将高于12831元/吨，同时我国煤炭丰富而天然气储量相对较低，40%以上的天然气依赖进口，因此从成本角度来看，煤制氢仍是更优选择。
2.3 工业副产氢：短中期内或将成为有效供氢主体
2.3.1 氯碱副产制氢
工业副产氢的方式主要有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢和轻烃裂解制氢。其中氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法两种工艺，生产包括烧碱、聚氯乙烯（PVC）、氯气和氢气等产品。国内氯碱行业基本上全部采用离子膜电解路线，一氧化碳含量较低且无化石燃料中的有机硫和无机硫，因此是燃料电池氢源的较优选择。氯碱副产制氢具有氢气提纯难度小、耗能低、自动化程度高以及无污染的特点，氢在提纯前纯度已高达99%以上。
2018年我国烧碱产量达到3420万吨，平均每生产1吨烧碱可副产280Nm3氢气（25kg），年副产氢约85.5万吨。目前国内氯碱厂副产氢气主要用于制备盐酸或其他化工品以及燃烧释放热能，而约30%的副产氢被直接放空，这部分放空的副产氢气理论上可供应约超100万辆燃料电池车。我国在氢能源方面布局的氯碱副产氢企业有鸿兴达业和滨化股份，均是是我国重要的环氧丙烷和烧碱生产商，拥有100万吨烧碱产能，副产氢气约2.5万吨/年。滨化股份烧碱产能65万吨/年，副产氢气1.7万吨/年。嘉化能源完成了制氢、储运氢、加氢的全产业链覆盖，现有氯碱副产氢1万吨，关联公司三江化工和美福化工轻烃裂解氢气2万吨、规划产能9万吨。
2.3.2 焦炉煤气制氢
焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制。其中焦炉煤气预处理利用变温吸附进行除硫除萘，然后利用变压吸附提高氢气纯度，最后精制氢气的纯度可以达到99.999%。焦炉煤气制氢装置具有自动化程度高，操作简单，节能降耗的优点，但是也存在易产生废气，清洁度较低的缺点。
我国是全球最大的焦炭生产国，2018年国内焦炭产量为4.38亿吨，占全球产量的60%，每吨焦炭可产生焦炉煤气约350-450立方米，焦炉煤气中氢气含量约占50%-60%。目前我国焦炉煤气制氢龙头是拥有660万吨焦炭产能的美锦能源，副产氢气可达到5.9万吨/年。
2.3.3 轻烃裂解制氢
轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢（PDH）和乙烷裂解两种路径。PDH是制备丙烯的重要方式，丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物。乙烷蒸汽裂解乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈。轻烃原料组分决定其氢气杂质含量远低于煤制氢和焦炉气制氢，纯度较高，提纯难度小。
截止至目前，国内共有10个PDH项目投产，另外3个项目在建，计划2023年丙烯产能974.63万吨/年，副产氢气产能达到37.04万吨/年，理论上可供应156万辆燃料电池车使用。
全球乙烷主要由中东和美国提供，两者产量分别占世界总产量的38%和36%。乙烯是我国需求量最大的烯烃之一，是合成塑料、合成纤维和合成橡胶的基础原料，目前我国拥有15个乙烷裂解项目，乙烯计划产能超过2000万吨/年，副产氢可达到130万吨/年，可满足约500万辆燃料电池汽车的氢气需求。目前国内工业副产制氢的领跑企业有：卫星石化、嘉能源、东华能源、滨化股份。卫星石化未来有250万吨乙烷裂解项目投产，副产氢16万吨；东华能源现有副产氢5万吨，宁波二期PDH装置建成后将提升至7.5万吨。
由于氢气在PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物，故仅从氢气提纯成本方面考虑工业副产制氢的成本。目前工业副产氢的提纯成本为300-600元/吨，考虑副产气体成本后的综合制氢成本为10000-16000元/吨。
2.4 电解水制氢：随供电成本下降，未来将会成为主流制氢技术之一
电解水制氢原理是在由电极、电解质与隔膜组成的电解槽中，在电解质水溶液中通入电流，水电解后，在阴极产生氢气，在阳极产生氧气。技术路线主要有三种：碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中成本最低、技术最成熟的是AE，国内单台最大产气量为1000立方米/小时。PEM尽管流程简单，但采用贵金属电催化剂，成本偏高，国内单台最大气量为50立方米/小时；SOE目前仍处于实验室研发状态。
电解水制氢技术具有工艺简单、无污染和产品纯度高（一般可以达到99-99.99%的水平，且杂质主要是水和氧气）的优势，但受限于目前耗电量大、成本高的原因，暂时不具备大规模推广应用的可能。目前按照5kWh/Nm3的H2能耗测算，取基准电价上浮10%的平均电价0.44元/kWh，制氢规模为1000 Nm3时设备投资额约1400万元，电解水制氢的成本达到了28476元/t，其中原料成本（即电价成本）占比超过85%。
尽管电解水成本高，但电价下降速度较快，2017年平均销售电价约为0.62元/kWh。截止2019年，浙江、湖北等省份已开展燃煤电价改革，实行"基准价+上下浮动"，其中基准价格在0.36-0.42元/kWh，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。而四川、广东等地出台的电价支持政策，电解水制氢最高电价限定为0.3元/kWh和0.26元/kWh，制氢成本可下降至2万元/吨左右。
目前，电作为电解水制氢的重要原料，成本高企阻碍了电解水制氢的发展。近年来我国风电和光伏发展迅猛，利用风电、光电制氢能将不能贮存的电能转化成氢能贮存起来并应用，是可再生能源储能的技术选择之一。
按照2019年5月《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，2020年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.3元、0.3元、0.4元、0.5元，以此电价作为电解水制氢的电价成本可测算出风电电解水制氢成本为2万-3万元/t。
2019年4月，国家发展改革委印发《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》提出，将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，采用"全额上网"模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。2019年I～III类资源区分别确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元。2019年结束的光伏项目竞价中，I～III类资源区的平均中标电价为0.329元/kWh、0.371元/kWh和0.459元/kWh，以此电价作为电解水制氢的电价成本可测算出风电电解水制氢成本为2.2万-3万元/t。
在国家大力补贴可再生能源发电的情况下，风电和光电价格已经下降到煤电的价格水平上了，尽管如此，每年可再生能源发电仍出现了大量的弃风弃光，这些富余电可以提供更低的成本。截止2019年Q3，我国弃风电量为128亿kWh，平均弃风率为4.2%，较去年同期下降3.5个百分点；弃光电量32.5亿kWh时，弃光率1.9%，同比下降1.0个百分点。2018年我国弃风弃光电量合计达到277亿kWh，5kWh/Nm3的H2能耗测算，理论上可产氢气50万吨氢气，可供10万辆请燃料电池汽车使用。
但随着近年来国家要求加快消纳可再生能源，推动可再生能源发展，2016年以来弃风弃光率快速下滑，制氢若仅作为风、光发电富余情况下的储能方案，其产量受制于可再生能源发电的利用率，产量具有极大的不确定性，不能作为主要的供氢方式。因此我们认为短期弃风弃光电解水制氢可以作为解决弃风弃光问题的方案之一，用于燃料电池行业发展初期氢源的补充，但是未来必须向更为稳定的利用可再生能源的电解水制氢方向转变。
目前我国氢能应用场景主要有：95%用于传统石油化工生产的原材料、5%用于可再生能源储能发电和氢燃料电池为核心的能源网络。根据白皮书的数据预测，预计2030年中国氢气需求量将达到3500万吨，2050年将达到6000万吨，产业链年产值约12万亿元，燃料电池相关的氢能产业链年产值可达到万亿。短中期来看，煤制氢仍是市场供氢的主要工艺，但是成本下行空间有限，随着环保力度逐渐加大，利用CCS技术控制碳排放将会进一步提高煤制氢成本，因此煤制氢将会逐步退出舞台。天然气制氢受限于原料来源，未来氢产量占比或进一步收缩，而成本较低的工业副产氢适合大规模推广，成为短中期内有效供氢主体，但工业副产制氢受制于主产物的产能，氢产能存在上限。因此从长期来看，受电价成本下降影响，高效、清洁的利用可再生能源发电的电解水制氢技术有望成为未来供氢的主流路线之一。
3.1 国内主要储氢技术与设备
氢的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢。我国目前储存氢能的方式有高压气态储氢和低温液态储氢两种，并采用管束车、槽车等交通运输工具的方式实现配送，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。氢的储存和运输高度依赖技术进步和基础设施建设，是产业发展的难点。我国目前高压气态储运氢技术相对成熟，但实现大规模、长距离储运技术的商业化仍需要解决成本与技术的平衡问题，整体技术仍落后与国际先进水平。在储运氢方面，氢能储运将按照"低压到高压"、"气态到多相态"的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力，预计2050年储氢密度达到6.5wt%。
3.1.1 高压气态储氢
高压气态储氢是目前的主要储氢方式，具有成本低、能耗低、充放速度快的特点，但储氢量较小，储氢重量仅为瓶重的1%，只能是和小规模、短距离的运输场景。从储氢用途来看主要分为三种：车用储氢罐、运输储氢罐、固定式储氢设备。
车用高压储氢瓶方面，70MPa碳纤维缠绕Ⅳ型瓶已是国外燃料电池车载储氢的主流技术，美国、加拿大、日本已经实现70Mpa储氢瓶量产。而35MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶仍是我国燃料电池车载储氢方式，70MPa刚刚开始推广。目前国内在车用储氢瓶领域领先的企业有中材科技、沈阳斯林达和京城股份等。中材科技拥有20种规格35MPa氢气瓶，最大容积达到165L，年产3万只储氢瓶；沈阳斯林达储氢瓶年产能为70万只，并且生产的70MPa氢瓶已通过型式试验，为全国首家；京城股份所生产的35MPa高压铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶(储氢气瓶)已批量应用于氢燃料电池汽车、无人机及燃料电池备用电源领域。其塑胶内胆化学纤维全缠绕复合型气瓶（IV型）预计2020半年度达产，初期产能1500只/年，2021年逐渐提高至5000支/年；北京科泰克和天海工业均已具备批量生产35MPa储氢瓶（III型）的能力，陆续开始研制并进行70MPa气瓶的型式试验。
3.1.2 低温液态储氢
低温液态储氢将冷却至-253℃的液化氢气储存于低温绝热液氢罐中，密度可达70.6kg/cm3，为气态氢的800倍以上，储运简单，体积比容量大，但存在液化和运输过程中能耗大的缺点。
目前国外70%左右的氢气采用液氢运输，全球液氢产能达到470吨/天，美国垄断了全球85%的液氢生产和应用，国际液氢两大巨头美国AP和PRAX市场份额达到了76%。亚洲总产能为38.3吨/天，其中日本占了亚洲三分之二的产能。国内目前有氢储运技术和产业化能力的企业有富瑞氢能、中科富海等。中国液氢总产能仅为4吨/天，基本全部属于军用。中国民用液氢市场一片空白。同时中国液氢生产成本高达500元/kg，是美国的20倍以上（2.5美元/kg），限制了液氢在高端制造、冶金、电子和能源产业等领域的应用，产品质量和制造水平与美国存在较大差距。
3.1.3 有机液体储氢
有机液体储氢利用有机液体（环己烷、甲基环己烷等）与氢气进行可逆加氢和脱氢反应，实现氢的储存。这种储氢方式的优势在于储氢密度比较高（可达到18wt%的储氢密度）、安全性高，但往往需要配备相应的加氢脱氢装置，流程繁琐，效率较低，抬高储氢成本，影响氢气纯度。
武汉氢阳是国内唯一一家做有机液体储氢的企业，其开发的常温常压下液态有机储氢(LOHC)技术攻克了氢气常温常压下液态储存和运输的难题，该项技术在世界范围内处于领先地位，相比较于日本Chiyoda和德国Hydrogenious具有脱氢温度低，储氢可逆，载体无消耗的优势。武汉氢阳第一批储氢材料—储油于2019年3月正式投产，一期工程年产1000吨，产值5000万元，工程全部建成后可年产100万吨液提有机储氢材料。
3.1.4 固态储氢
固态储氢是利用过渡金属或合金与氢反应，以金属氢化物形式吸附氢，然后加热氢化物释放氢，稀土类化合物（LaNi5）、钛系化合物（TiFe）、镁系化合物（Mg2Ni）以及钒、铌等金属合金都是合适的储氢材料。这种储氢方式适合于对体积要求较严格的场合，如在燃料电池汽车，是最具发展潜力的一种储氢方式。
在固态合金储氢和车用储氢装置在燃料电池领域的用量较小，目前还处于研发状态，国内固态储氢代表企业主要有稀土储氢材料的北京浩云金能、厦门钨业和镁基储氢材料的镁源动力、镁格氢动。
从储氢成本来看，高压气态储氢仍是当下储氢方式的最优选择，短中期高压气态储氢仍是主流。因受技术和成本端的制约，国内低温液化储氢技术、金属氢化物固态储氢短期难以实现规模化应用，长期来看，待技术突破及产能扩大后，低温液化储氢技术与金属氢化物固态储氢有望成为储氢的主流手段。
3.2 国内主要运氢方式
目前我国氢能储运以高压气态方式为主，气氢的运输主要有长管拖车、管道运输。国内加氢站的外进氢气均采用长管拖车进行运输，适用于运输距离较短、输送量较低、氢气日用量为吨级的用户。液氢运输对液化的设备要求高，且投资大、能耗高。国内液氢运输的主要运输方式则是依靠槽罐车运输，且只有航天领域存在液氢运输，而国外液氢应用广泛，如日本的液氢还可以利用铁路和轮船进行长距离或跨洲际输送。
管道运输的运输成本在所有储运方式中是最低的，适用于大规模、长距离的氢气运输，目前全球已建成超过5000公里的氢气管道，其中美国拥有2600公里以上的氢气管道，欧盟1500公里以上，国内的氢气管道现仅有300-400公里。
对长管拖车运输进行成本分析，假设加氢站规模为500kg/d，国内运输氢气的管束箱多为20MPa，载氢量约350kg；长管拖车车头40万元/台，管束价格120万元/台，10年折旧，平均时速50km/h，百公里耗油量25L，柴油价格约7元/升；氢气装卸5小时，氢气压缩过程耗电1kWh/kg，平均电价为0.44元/kWh；司机与操作人员费用计32万元/年，车辆保险10000元/年。测算得到的长管拖车百公里的运氢成本为5.79元/kg，成本随运输距离的增加而下降，在500km时运氢成本可下降至2.94元/kg。
管道运输氢气的成本主要是前期管道建设费用、折旧与摊销、运行维护（材料、维修、职工薪酬）与管理费用和氢气压缩成本等，以济源-洛阳全长25km的氢气管网参数为例，设计管径为Φ508mm，年输送氢气量为10.04万吨，总投资额为1.46亿元，单位投资额为584万元/km。假设管道寿命20年，运输过程中氢气损耗率8%，运行维护与管理费用以投资额的8%计算，氢气压缩过程耗电1kWh/kg，电价0.44元/kWh。管道输送氢气成本明显低于长管拖车运氢，管道长度为25km时，仅为1.91元/kg百公里。当管道长度达到500km时，成本可下降至0.13元/kg百公里。
液氢运输的成本结构与长管拖车较为类似，但液化成本较高且运输过程中损耗较大。我们假设运输过程中每小时损耗0.01%，液化过程中损耗0.5%，耗电10kWh/kg，液氢装卸需0.5小时。液氢槽罐车价格约50万元/辆，10年折旧，载氢量为4000kg；液氢运输百公里成本为6.30元/kg，500公里成本可降低至1.26元/kg。
从成本方面来看，管道运输成本最低，但管道运输容易受到需求面的影响。若管道利用率不到10%，即加氢站氢气需求不到1万吨/年，则百公里成本与长管拖车相当。因此在氢能发展初期，管道运输纯氢并不适用，但是可采用天然气管道输送氢气以降低成本。含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气管道，国外已有许多案例，目前德国、法国等国家将体积比限制在了10%以下。
长管拖车的运氢单位成本受距离的影响较大，适合运输至距离较短的加氢站，但由于目前燃料电池市场规模较小，氢需求量较小，大多氢源地与加氢站的距离较短，长管拖车运氢仍是短期的主要运氢方式。液氢槽罐车运输的单位成本受距离的影响较小，适合长距离运输，但受制于成本和能耗问题，目前还处于导入期，长期来看液氢将会是取代长管拖车运氢的主要运输方式。
4.1 加氢站建设现状
国家高度重视加氢站，正式期补贴或向加氢环节倾斜。2014年四部委出台加氢站建设补贴方案，对每日加注能力达到200kg的站点奖励400万元，在2015年底有效期结束。2019年3月5日"推动加氢设施建设"首次写入政府工作报告，3月26日四部委发布《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，提出地方补贴需支持加氢基础设施。加氢站规划方面提出要在2020年建成100座，2025年建成300座，2030年建成1500座。
目前，我国建成并投入运营的加氢站有45座，其中2019年投入运营的有16座，加氢站建设脚步逐渐加快。但数量仍远低于日本的100座和德国的60座，且地区间分布不均衡，50%以上集中在广东、江苏、河北等地。并且国内大部分加氢站属于场内测试站与撬装站，这些加氢站的特点就是固定储氢量或氢气压缩系统能力较低，随着加氢车辆规模的增加，将无法满足加氢车辆进场时间随机化、单次加注时间短的商业需求，尤其对于撬装站，单次加注时间完全取决于长管拖车的氢气压力与系统压缩能力，在长管拖车储氢压力下降的连续加注情景下，系统压缩能力会按比例下降，导致车辆单次加注时间变长。
4.2 加氢站工艺流程及主要设备
加氢站是燃料电池汽车充装燃料的场所，根据其站内氢气储存相态不同，分为气氢加氢站和液氢加氢站。高压储氢加氢站是通过外部供氢或站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过氢气加注机为燃料电池汽车进行加注。液氢加氢站优势是占地面积较小，储存量更大，适用于大规模加氢，由于液氢温度低，需要在换热器中与空调载冷剂换热后再通入车厢。
目前全球30%以上为液氢加氢站，主要分布在美国和日本，而我国加氢站全部为高压储氢加氢站，液氢加氢站正在规划当中，中科富海与空气产品公司签订协议，计划在广东建成中国首座商业运营的液氢储运型加氢站。该加氢站设计加氢能力500kg/天，并可依需求扩展至1500kg/天，具备35MPa和70Mpa同时加氢的能力。
根据氢气来源不同，加氢站又可分为外供氢加氢站和站内制氢供氢加氢站。外供氢加氢站的氢气通过管束槽车运输至加氢站，经由氢气压缩机增压后储存至站内的高压储罐中，再通过氢气加注机为燃料电池汽车加注氢气；站内制氢供氢加氢站，即加氢站内有制氢设备（如天然气重整制氢、电解水制氢）产生氢气（相当于天然气管道输送来的气源）和加气站设备的组合。加氢站的氢气储罐可由多个压力级别不同的储罐并联而成，先将低压储罐中的氢气用于加注，直到低压储罐与车载容器达到压力平衡，再换为高压储罐进行加注。
加氢站系统主要有制氢系统（自制氢）或输送系统 （外供氢）、调压干燥系统、氢气压缩系统、储气系统、售气加注系统和控制系统六个主要子系统。加氢站系统的三大核心装备为氢气压缩机、储氢系统和氢气加注机。不含土地费用，我国加氢站投资建设成本约1500万左右，相较于日本的其中设备成本约1150万元，占比达77%，其中最重要的氢气压缩机和氢气加注机分别占32%和14%。
作为加氢站主要设备，氢气压缩机主要分为液压活塞式氢气压缩机、隔膜式氢气压缩机。活塞式压缩机的出气量很大，但由于活塞压缩机是在活塞往复运动中压缩氢气，对氢气会有污染，而且容易氢气泄漏，同时排气温度过高的问题也不好解决。相较于活塞式压缩，隔膜压缩机具有压缩过程中不受污染、压缩过程中无泄漏、压缩比大、排气压力高等特点。因此，目前常用的氢气压缩设备为隔膜式压缩机。
目前我国加氢站所采用的氢气压缩机仍需外购，国内现有压缩机制造商多数仅能生产用于石油、化工领域的工业氢气压缩机，输出压力均在30MPa以下，无法满足加氢站技术要求。国外氢气压缩机龙头有美国PDC、英国豪顿、德国Andreas Hofer等，其中美国PDC氢气压缩机在加氢站应用最广泛，全球300多座加氢站有近200个加氢站使用美国PDC膜式氢气压缩机组，市占率达到60%以上；国内氢气压缩机龙头企业主要有北京中鼎恒盛、北京天高、江苏恒久机械以及京城股份等，国产比例逐步提高。北京中鼎恒盛目前可年产300余台隔膜压缩机，已为明天氢能、武汉雄众、上海金山化工园区、佛山荔村等多个加氢站提供压缩机；北京天高在国内已提供了七个加氢站的隔膜压缩机，连续运行时间最长。且提供了国内唯一一个70MPa加氢站的隔膜压缩机；京城股份于2019年4月受让北京伯肯节能科技股份有限公司10.91%股权，伯肯节能于今年3月与美国PDC签署了氢压缩机系统协议，双方共同开发加氢站压缩设备市场。
加氢机尽管相较于氢气压缩机来说技术难度较小，但目前仍依赖进口，国内70MPa加氢机处于试验阶段，与国外商业化运营的70MPa加氢机指标差距较大。国外领先企业主要有德国林德气体、美国空气化工等。国内主要有富瑞特装、厚普股份、上海舜华，国内氢气加注的技术要求和标准尚未落实明确，未来有望逐步实现规范批量生产。
在固定式储氢装备方面，国内储氢装置多为钢内筒钢带缠绕容器，目前45MPa固定储氢容器每立方米水容积的价格超过20万元，98MPa定储氢容器每立方米水容积的价格超过100万元。此外，氢基础设施的高压管路及阀门，目前需依赖进口；加氢站的工艺控制系统未来还需通过实际运营进一步验证及优化。
4.3 加氢站布局领先企业
截止2019年，我国参与建设加氢站的企业有宇通、氢枫能源、亿华通、上海神力和同济大学等，其中氢枫能源自2016年起已经建设了10座加氢站，其中自营站6座，是国内加氢站建设和运营的领头企业。参与运营的企业有亿华通、上海舜华、宇通、国鸿氢能、大洋电机、上海重塑等。
我国布局加氢站的上市企业主要有厚普股份、嘉化能源、美锦能源、雪人股份、雄韬股份等。厚普股份的产品主要有加氢机、加氢撬装设备和加氢站控制系统，先后在上海、浙江、广东、山东等地中标加氢站建设项目，积极筹划加氢站的运营，且其与法液空合资公司厚朴氢能源装备有限公司注重研发70MPa加氢技术及液氢加注相关技术，未来在国内具有一定发展前景；美锦能源控股云浮锦鸿60%的股权和国鸿氢能9.09%的股权，布局氢能和燃料电池全产业链，目前有2座加氢站，在建4座；雄韬股份持有雄众氢能30%的股权，目前雄众氢能已建成武汉汉南加氢站，日供氢量为1000kg。雄韬股份同时持有国内最大加氢站建设企业氢枫能源的5.59%股权，加氢站布局领先。
1.雄韬股份：电堆+膜电极+系统+整车+加氢站
铅酸龙头切入燃料电池行业，布局全产业链。雄韬股份设立武汉雄韬氢雄电堆公司，并且持有氢璞创能9.57%的股权，布局燃料电池电堆产业，同时持有苏州擎动和武汉理工的16.68%和51%的股份，切入膜电极产业。
燃料电池系统方面，公司成功研发出QX-3045型45kW燃料电池发动机系统，系统布局紧凑，体积比功率密度、质量比功率密度为行业领先水平，2018年完成中通客车41台发动机研发生产任务。同时持股浙江氢途45%股份，其系统产能1000台，搭载氢途系统的车辆已达到60量。
大同制氢加氢一体站由大同市政府与雄韬下属子公司大同氢雄合作共建，目前规划日制氢加氢量为500公斤，是山西省首座加氢站，也是全国首座制氢加氢一体站。目前该加氢站每天通过电解水制氢量约600kg，截止目前已制氢加氢57000公斤。同时公司持股雄众氢能30%的股权，目前雄众氢能已建成武汉汉南加氢站，日供氢量为1000kg。雄韬股份同时持有国内最大加氢站建设企业氢枫能源的5.59%股权，加氢站布局领先。
公司的传统业务是铅酸电池和锂离子电池，主要出口海外，目前公司产品收入结构中铅酸蓄电池业务占比76.56%，锂电池业务占比22.11%，而燃料电池占比仅1.33%。在燃料电池产业的布局为公司利润贡献了新的增长点。2019年显示，公司实现营业总收入13.6亿元，较上年同期增长-14.11%；营业利润8168万元，较上年同期增长497.79%；归属于上市公司股东的净利润8363万元，较上年同期增长197.56%
.美锦能源：电堆+膜电极+整车+副产氢+加氢站
公司布局燃料电池全产业链，上游燃料电池电堆领域持有全球最大的燃料电池电堆生产商国鸿氢能9.09%的股权，膜电极方面，公司间接控股国内膜电极领先企业鸿基创能。
美锦能源控股佛山飞驰51.2%的股权，飞驰汽车2018年销售111辆燃料电池客车和70辆燃料电池物流车，2019年6月下旬又陆续完成100台氢燃料电池物流车的交付，是国内第二大氢燃料电池整车企业。飞驰汽车2019年上半年生产和加工车辆共计314辆，其中生产新能源车293辆，加工车21辆，实现收入36120.16万元，比上年同期增长545.53%，实现净利润2257万元，比上年同期增长916.67%。氢燃料电池客车市占率43%，全国第一，全燃料电池汽车市场占比23%。
公司控股云浮锦鸿60%的股权，目前在佛山和云浮有2座正在运营的加氢站，佛山路加氢站由锦鸿新能源于2018年参与建设，国鸿氢能目前是云浮思劳加氢站的运营方。
美锦能源深耕煤-焦-气-化传统能源产业，山西拥有丰富的煤炭资源，而煤炭加工工业产生大量的工业副产氢，在氢能源方面具有其他地区不可比肩的先天优势；美锦能源不断布局氢能，加强公司氢能源板块业务与焦化主业的协同效应，提高经营效率，降低运营成本。2019年前三季度实现营业收入108.0亿元，同比增长2.96%，归属于上市公司股东的净利润为8.25亿元，同比下滑30.14%。
3.大洋电机：系统+电堆+零部件+氢气储运+加氢站
大洋电机稳步推进燃料电池布局，持股Ballard 9.9%股权，切入燃料电池电堆行业。公司自主完成了燃料电池控制器、DC/DC、空压机、回氢泵和加湿器等关键零部件的研发和测试，向燃料电池国产化目标前进。
公司在氢气储运和加氢站方面也在与优秀企业进行合作，2018年参股液体有机储氢龙头HydrogeniousTechnologiesGmbH。同时与氢枫能源等企业进行战略合作，布局氢气储运设备和加氢站运营，而氢枫能源自2016年起已经建设了10座加氢站，是国内加氢站建设和运营的领头企业。
2019Q3公司实现营收19.26亿元，归母净利润-0.09亿元，分别同比下滑6.97%和126.10%。前三季度实现营收66.71亿元，归母净利润2.65亿元，同比增加5.85%和82.97%，扣非归母净利润0.09亿元，同比下滑92.55%。Q3业绩显著下滑是由于系统产品补贴退坡，价格下跌导致盈利承压，拖累3Q业绩不及预期。
4.华昌化工：电堆+测试中心+加氢站
2018年4月至今，公司先后于电子科技大学签订共建氢能联合研究院的合作协议，联合成立苏州市华昌能源科技有限公司，并于2019年4月获批氢燃料电池生产线，拟建设燃料电池发电模块生产小批量验证及示范应用；2019年6月14日，公司与金龙联合汽车工业（苏州）有限公司、江苏港城汽车运输集团有限公司签订了氢燃料电池示范运用《合作框架协议》，2019年实现投用5辆氢燃料电池汽车示范运行，2020年，实现100辆氢燃料电池汽车投放市场。
华昌化工现有的硼氢化钠制氢技术年产氢量可达到20万吨/年。同时规划拓展氢能利用领域，在公司厂区内（预留地）利用现有煤制氢气为原料，通过吸附、提纯生产99.999%纯度的氢气，并提供氢气充装服务。2018年4月17日，华昌化工收到江苏省张家港保税区发改委《江苏省投资项目备案证》，拟投资1020.8万元建设加氢站，计划建设期为9个月，预设生产期为10年，项目计算期为12年；生产负荷为投产第一年达到设计能力70%，第二年100%；年均净利润817.39万元。
公司是一家以煤气化为产业链源头的综合性化工企业，目前公司致力于探索氢资源能源利用及新用途，促进产品及产业升级，通过合作在氢能源领域做出了积极的探索与布局。2019年前三季度公司总营收50.29亿元，同比增长10.49%，实现净利润2.51亿元，同比增长105.51%。
5.嘉化能源：氢能产业链全覆盖
嘉化能源完成了制氢、储运氢、加氢的全产业链覆盖，现有氯碱副产氢1万吨，关联公司三江化工和美福化工轻烃裂解氢气2万吨、规划产能9万吨。
公司于2019年4月10日在上海与国投聚力投资管理有限公司共同签署了《战略合作协议》。双方充分发挥各自在能源化工和金融投资等领域的优势，依托嘉化能源的氢气供应优势，完成以液氢工厂为核心的制氢、储氢、运氢、加氢站的区域基础设施综合解决方案供应商。借助国投聚力政府背景资源，依托长三角地区的区位优势，为该区域公交车、物流车等车辆提供氢燃料电池整车领域的解决方案，并加快当地加氢站的建设和投产。
公司传统业务包括蒸汽、氯碱、浓硫酸、脂肪醇、磺化医药等，2019年前三季度实现营收40.63亿元，同比下降3.03%，归母净利9.42亿元，同比增加10.19%。2019年第三季度实现营收13.20亿元，同比下滑3.44%，归母净利2.91亿元，同比增长6.20%。
6.鸿达兴业：制氢、液氢、加氢站一体化布局
公司下属子公司乌海化工、鸿达氢能源研究院致力于氢能的生产、存储和应用方面的研究、开发及应用，以及氢液化、加注氢业务的研发和经营。乌海化工拟在乌海市共建设8座加氢站，2019年5月，乌海化工在乌海市海南区海化工业园建设的第一座加氢站成功投入使用，向氢燃料轿车、大巴车及工业车辆提供合格的氢气。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。
公司与北京航天试验技术研究所在氢能技术研发、装备研制推广等方面开展合作，合作建设我国首套民用液氢工厂，结合公司现有装置的制氢能力，将实现液氢大规模制取、储存，大大提高氢气运输效率，降低运输成本，而以氯碱装置生产氢气，是氢气生产的主要途径，是低成本制取氢气的重要来源之一。公司下属子公司内蒙古鸿达氢能源及新材料研究院有限公司主要从事稀土储氢技术、储氢装备的研究、开发及应用以及稀土在新材料中的应用研究等业务。2019年6月10日，公司与有研工程技术研究院有限公司签署《稀土储氢材料开发合作协议》，充分发挥公司在制氢、稀土等领域的产业优势。
2019年4月，公司于2019年4月22日与雄川氢能签订了《氢能项目合作意向协议》，鸿达兴业为雄川氢能加氢站提供氢气，双方在加氢站运营方面开展合作，所有加氢站统一预留液氢储氢设备和空间。2019Q3公司实现总营收12.10亿元，tongbi下滑12.68%，实现归母净利润2.12亿元，同比下滑13.55%。
7.中材科技：储氢瓶
公司在现有产品基础上向容器、储运等产业关联方向进行产品和产业延伸，明确了CNG、储运、氢燃料、特种气瓶四大业务板块方向。公司将根据氢燃料市场需求，逐步实施氢燃料汽车用气瓶产业化。中材科技目前拥有20种规格35MPa氢气瓶，最大容积达到165L，年产能3万只储氢瓶。
中材科技主要从事风电叶片、玻璃纤维及其制品、锂电池隔膜、高压复合气瓶、过滤材料及其他复合材料制品的研发、制造和销售。公司目前中国最大的特种纤维复合材料行业，高新技术企业和技术装备研发中心，也是中国国防工业最大的特种纤维复合材料配套研制基地。2018年公司营业收入114亿，归母净利润9.34亿；2019年前三季度实现营收95.34亿元，同比增长22.2%，归母净利润10.19亿，同比增长36.7%。2019年第三季度实现营收34.71亿元，同比增长13.62%，归母净利润3.67亿元，同比增长1.50%。
8.京城股份：储氢瓶+氢气压缩机
京城股份所生产的35MPa高压铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶(储氢气瓶)已批量应用于氢燃料电池汽车、无人机及燃料电池备用电源领域。其塑胶内胆化学纤维全缠绕复合型气瓶（IV型）预计2020半年度达产，初期产能1500只/年，2021年逐渐提高至5000支/年。
京城股份于2019年4月受让北京伯肯节能科技股份有限公司10.91%股权，伯肯节能于今年3月与美国PDC签署了氢压缩机系统协议，双方共同开发加氢站压缩设备市场。美国PDC氢气压缩机在加氢站应用最广泛，全球300多座加氢站有近200个加氢站使用美国PDC膜式氢气压缩机组，市占率达到60%以上。
京城股份主营业务为气体储运装备制造，产品主要有车用液化天然气（LNG）气瓶，车用压缩天然气（CNG）气瓶，钢质无缝气瓶，钢质焊接气瓶，焊接绝热气瓶，碳纤维全缠绕复合气瓶，板冲式无石棉填料乙炔瓶ISO罐式集装箱，氢燃料电池用铝内胆碳纤维全缠绕复合气瓶以及低温储罐、LNG加气站设备等。2019年前三季度实现营收8.87亿元，同比增长16.3%，归母净利润为-0.64亿元，同比下滑44.6%。2019年第三季度实现营收2.92亿元，归母净利润为-2828万元。
（1）制氢方面，目前我国仍以煤气化制氢和工业副产氢为主，且短期难以实现电解水制氢的成本控制以及其他新型制氢技术的产业化应用，所以从短中期来看，成本较低的工业副产氢适合大规模推广，成为短中期内有效供氢主体。建议持续关注轻烃裂解和氯碱工业副产氢的细分龙头。
（2）国内储运氢技术主要是高压气态储氢，长管拖车运输，但长期来看是不足以满足氢能规模利用的需求。低温液化储氢是目前主要的发展方向之一，相较于国外液氢技术，我国液氢推广受制于成本和能耗问题，目前还处于导入期。长期来看只有在燃料电池产业规模化之后，液氢储运成本和资本投入得到摊销、液氢加氢站建设成本下降至气态加氢站时，液氢储运才是经济效益最高的主要方式。短中期看好有机液态储氢技术的发展，在不改变目前能源经济结构的情况下，可利用现有汽油输送方式和加油站构架建设氢油站，是前期氢能推广的最优方案。
（3）加氢站建设脚步加快，2019年国内新投入运营的加氢站数量达到了16座，规划2020/2025/2030年分别建成100/300/1500座。各地政府对加氢站建设的政策支持力度不减反升，佛山对加氢站建设补贴力度最高达到800万元，运营补贴达到20元/kg。设备国产化比例逐渐提高，建议持续关注产业链相关龙头企业。
（报告来源：万联证券）
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