從產業的商業化階段來看，氫能現有的技術和成本都很難實現規模化應用。從投資者的角度看，哪怕是所謂的氫能龍頭，其氫能業務占比還很低，還沒到主要靠氫能業務貢獻業績的時候，所有的氫能業務都是作為戰略布局。
氫能產業鏈包括制氫、儲運、加氫站和氫燃料電池的應用：
1、制氫：未來的發展方向是灰氫、藍氫逐步向綠氫過渡，制氫和風電光伏電站結合是大勢所趨，氫能作為儲能的一種方式，預計未來制氫端主要集中在風電發電企業手中。
2、儲運：儲運環節的核心在于儲運技術與氫載體。因為如果未來分布式風電與氫能結合是主要發展路徑，那氫能就很可能不需要長距離運輸，高壓儲氫瓶將是最主要的儲運方式。高壓儲氣瓶技術要求較高，業內主要參與者為化工和制造企業。
3、加氫：目前一座加注能力為500kg/d的固定式加氫站在不包括土地成本的情況下，投資規模需要達到1200萬元，相當于傳統加油站的 2-3 倍。在保證盈虧平衡的情況下，加氫站的終端售價需在到站價的基礎上增加約14元/kg。預計未來的加氫站將會是風光+制氫+加氫一體化，可以有效降低氫能的采運成本。
目前，我國加氫站氫氣價格區間位于30——80元/kg之間，高昂的建設成本是推廣加氫站建設的巨大阻力。同時，由于氫能利用尚處早期，燃料電池汽車數量少，目前加氫站較高的運營費用仍然令運營商找不到一個盈利的空間。
在該領域的參與者，主要以中石化、中石油為主，依靠全國加油站、加汽站的網點布局與規模化的運營團隊，預計未來很可能仍是中石化、中石油等央企主導國內加氫站行業。
4、用氫。市場期望的主要民用領域是氫燃料電池汽車，電池電堆是全球頂尖車企與化工制造業研發的重點領域。目前，在氫能產業鏈企業中，僅有電池電堆和燃料電池整體系統行業可以單獨構成企業的主營業務，其中億華通、濰柴動力、新源動力和美錦能源持股的國鴻氫能占據市場主導地位。即便如此，億華通、國鴻氫能等尚處于行業導入期的戰略虧損階段，未來誰的技術能在國內脫穎而出，尚存在非常大的不確定性。
綜上，氫能的上游制氫環節技術含量相對較低，只要能掌控綠電電源，在電解槽等固定成本投入與市場需求達到行業整體的盈虧平衡，就可以進行資本投資，該行業類似于發電企業，利潤率不高，但收益穩定。
鑒于行業整體仍處于中早期，本文從各國氫能產業政策、氫能行業現狀與氫能產業鏈進行梳理。
一、氫能的分類
根據生產過程中碳排放量的強度，可將氫氣分為化石能源直接制取的“灰氫”、化石能源+二氧化碳捕集與封存制取的“藍氫”和通過可再生能源、核能電解水制取而成的“綠氫”。
綠氫是長期發展的戰略方向預計到2060年，我國以可再生能源制取的綠氫將達到80%。但是，綠氫生產成本的下降需要一個過程，不僅需要光伏、風電等可再生能源的成本進一步下降，也需要制氫的電解槽的成本大幅下降。
因此，由灰氫到綠氫的轉換過程不可能快速、直接的迭代。而藍氫作為灰氫向綠氫的過渡階段，其發展主要取決于碳捕捉和碳封存技術的發展和成本的下降。
但是，現在有一些科學家發現藍氫在降低二氧化碳排放方面，并沒有比灰氫好多少，排放量大約只低于灰氫9%-12%。世界主要氫能發展國家對于藍氫的態度差異較大，鑒于我們國家目前的氫能來源占比和發展階段，藍氫應該會作為一個重點。
二、氫能的特點
（一）氫能的優點
1、作為二次能源，氫燃燒后只產生水，既不產生二氧化碳，也不產生顆粒物，是真正的零排放能源。
2、氫燃料來源廣泛，可以通過水或可再生能源獲得，也可以從石油、天然氣、煤炭中獲得。
3、氫的能量轉化效率也很高，為內燃機的2-3倍。
4、無毒：氫氣無味無毒，不會造成人體中毒。此外，氫氣分子量為2, 僅為空氣的1/14, 因此，氫氣泄漏于空氣中會自動逃離地面，不會形成聚集，不像其他燃油燃氣在聚集地面時有易爆的危險（氫氣易燃，燃燒時火焰垂直向上，但是不易爆）。
5、氫能作為二次能源，也是理想的能源載體。氫氣可作為一種能源儲存或運輸，而且可以分散儲存和長期儲存。這點是目前鋰電池儲能所不具備的。氫能亦可進行大規模運輸。
（二）氫能的缺點
1、生產、存儲難：氫氣密度小，很難液化，高壓存儲不安全。
2、氫能價格貴：現在的制氫技術下，氫能，尤其是電解水制氫成本高昂，很難廣泛使用。而用化石能源制氫，制氫的過程中并不環保。
3、氫是高度易燃和易揮發的物質。
4、運輸成本高，氫氣的體積能量密度低，目前不管是氣態還是液體儲運，都不具有經濟性。
三、各國氫能產業政策
（一）日本
2011年日本福島核事故以前，核能是日本的戰略重點，核電占日本電力的30%。福島核事故以后，加速了日本氫能的發展進程。
早在1973年石油危機后，日本就成立了“氫能源協會”，以大學研究人員為中心開展氫能源技術研發。90年代，豐田、日產和本田等汽車制造商也開始了燃料電池車研發。2014年，日本繪制了氫能和燃料電池發展路線圖，并計劃打造“氫能社會”。
2017年12月，日本確立了“氫能源基本戰略”， 制定了“三步走”計劃：首先通過發展氫燃料電池迅速占據全球氫能和燃料電池市場，進而擴大氫能需求；其次在2025年之前全面推進氫能發電，建立大規模氫能供應系統；最終實現在2040年建立起零碳的氫能供應系統的目標。
日本主要氫燃料電池汽車主要生產商之一本田宣布從2021年8月份終止氫燃料電池汽車Clarity Fuel Cell的生產。同樣，今年年初，日產也決定暫停燃料電池汽車的開發，集中精力發展電動汽車。現在日本國內，堅定氫燃料電池汽車的就剩下豐田了，截至2022年底，豐田Mirai全球累計銷量約2萬輛。
（二）美國
美國是最早將氫能納入能源戰略的國家。2002年11月美國能源部發布了《國家氫能路線圖》，明確了構建氫能源體系的系統方法。其后又有多份氫能戰略報告。
從發展重點來看，以加州為縮影，重型氫燃料卡車是一個重要發展方向。根據“加州燃料電池伙伴關系”（CaFCP）行業組織的規劃，預計到 2035 年，美國加州將擁有 200座加氫站，用以保障7萬輛重型氫動力卡車的運行。
（三）歐盟
2020年6月，德國聯邦內閣批準并出臺了《德國國家氫能戰略》，預計投入90億歐元發展氫能。德國氫能戰略特別強調“綠氫”的優先發展地位，明確地指出 ：只有以可再生能源通過電解水來制備、實現真正零碳排放的氫（綠氫）才是符合可持續發展要求的，且要優先發展。
德國的氫能戰略非常重視本國的能源和產業結構，基于優先發展綠氫的戰略目標，進行科學的供給與需求分析，明確提出德國發展利用氫能的優先領域應該集中在船運、航空、重型貨物運輸、軌道交通、鋼鐵、冶金等較難通過其他技術實現碳中和的產業。
根據歐盟氫能戰略，將發展“綠氫”為主要目標，并將氫能分為三個發展階段，為每個階段均設定了目標。
主要包括：2020-2024年，支持在歐盟范圍內建成6吉瓦的電解制“綠氫”，即利用可再生能源制取的氫能的產能，將“綠氫”的年產量提升至100萬噸；2025-2030年，使氫能成為歐盟能源體系內一個重要組成部分，并在歐盟范圍內建成近40吉瓦的電解制“綠氫”產能，將“綠氫”產量進一步提升至1000萬噸；2030-2050年，使得“綠氫”技術完全成熟，并大規模用于難以通過電氣化實現零碳排放的領域。
（四）中東
除了日本和西方國家，中東主要產油國也加入了氫能的行列。沙特的2030愿景提出要發展清潔、安全和負擔得起的能源，建立一個可再生能源市場成為重點目標之一。
沙特阿美（沙特阿拉伯的國家石油公司）在開發大型天然氣田的項目時宣布，不再將這些天然氣以液化天然氣的形式出口，而是將其用于制造更清潔的燃料——藍氫。
同時，沙特政府正在建設一座造價50億美元的綠氫工廠Helios，該工廠將于2025年投入使用。該工廠有望能生產出比石油更便宜的氫氣。據彭博新能源財經估計，到2030年，Helios的成本可能達到每公斤1.5美元，遠低于綠氫每公斤5美元的平均成本。
中東地區不只擁有豐富的石油資源，由于其陽光熱烈，風大，未開發土地多，也很適合風光發電。全球最低的光伏上網電價就總是在中東地區被刷新。現在1.04美分一度電的最低上網電價就是沙特的光伏項目。采用風光發電，再電解水制氫，不僅能實現真正的能源零排放，而且解決了能源遠程出口的問題。歐盟、美國和日本也都紛紛瞄準了中東合作發展氫能。
（五）中國
中國是世界氫能第一大生產國，但主要以灰氫為主，藍氫其次，綠氫占比極低。依據我國煤炭工業協會數據顯現，2020年我國煤制氫占62％、天然氣制氫占19％，工業副產氣制氫占18％，電解水制氫占1％左右。
目前我國正在加快氫能發展戰略規劃，加強頂層設計。我國于2019年首次將氫能寫入《政府工作報告》。《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》提出四大核心觀點，一是脫碳是本輪氫能產業發展的第一驅動力。二是可再生能源制氫成本有望在2030年實現平價。三是在2060年碳中和情景下氫能規模將達到1.3億噸，在終端能源消費占比中達到20%，其中可再生能源制氫規模有望達到1億噸，部署電解槽500吉瓦。四是完善低碳清潔氫政策體系是氫能助力碳中和的關鍵。
目前各地在“十四五”規劃中有20多個省市發布了氫能發展的十四五規劃。根據《北京市氫能產業發展實施方案（2021-2025年）》設定的目標，2023年前，北京將力爭建成37座加氫站，推廣氫燃料電池汽車3000輛；到2025年前，氫燃料電池汽車累計推廣量突破1萬輛。
此前，山東、上海、廣州等地都發布了類似的實施方案。加上三分之一的央企在制定制氫、運氫、儲氫、加氫、用氫等全產業鏈布局；氫能產業的發展明顯加速了。
但是，我國至今仍未出臺一個國家層面的氫能整體規劃和戰略目標。氫能產業的發展還有很長的路要走。
四、氫能產業鏈
氫能產業鏈包含從上游制氫、中游的儲氫、運氫、加氫到下游的用氫等環節。
（一）上游：制氫
制氫環節中，電解水制氫獲得的是綠氫，化石燃料制氫和工業副產氫如果加入了碳捕捉和封存（CCS）裝置，則是藍氫，如果未經此環節，則產出的是灰氫。
在氫氣制備方面，我國已成為世界上最大的制氫國。2021年我國制氫產量約3300萬噸，同比增長32%。我國主要由化石原料（煤制氫、天然氣重整等）和工業副產氫制氫，占比合計達到97%（其中煤制氫占63%、天然氣制氫占13%、工業副產品制氫占21%）。電解水制氫僅占比3%，制氫規模小。
從全球來看，目前使用最多的制氫方法是天然氣制氫，占比達到48%，其次為石油制氫，占比30%，煤制氫占18%，電解水制氫占比4%，同樣占比很低。
我國制氫規模市場格局分散，國家能源集團和中國石化是國內氫氣產量最大的兩家企業，合計占比30%，其他多為中小企業，制氫規模小。隨著其他大型企業進入氫能源行業，氫能源行業的市場集中度將有望進一步提升。
1、工業副產品制氫
除了煤制氫和天然氣制氫，工業副產氫是我國第三大氫氣來源，也是我國本身的產業基礎具備條件，適合發展的制氫方式。工業副產氫包含焦爐煤氣副產氫、氯堿工業副產氫、合成氨副產氫和丙烷脫氫副產氫。
例如，美錦能源就是以焦爐煤氣制氫為基礎，然后在產業鏈上打造加氫站和氫燃料電池的全線產業鏈。
濱化股份具有1.6萬噸氯堿工業副產氫的產能，同時還在建設PDH項目，將會有2.3萬噸丙烷脫氫副產氫。此外，金能科技、萬華化學和金發科技等都有一定的工業副產氫作為副產品。
2、電解水制氫
電解水制氫主要有堿性電解、質子交換膜（PEM）電解和固體氧化物（SOEC）電解三種技術路線。電解水制氫成本主要包括電力成本和設備成本兩部分，其中，電力成本占比最大，一般為40%-80%。設備成本中電解槽成本占比約40%-50%，系統輔機占比約50%-60%。
從碳中和的長期要求來看，要達到零排放，電解水制氫是未來發展的主要方向。目前，在可再生能源電解水制氫路線上布局的主要有隆基綠能、陽光電源和寶豐能源。
（二）中游：儲運氫
和其他能源和燃料相比，氫氣的儲運難度較大、成本占比明顯偏大，這也是制約氫氣成本難以大幅下降的主要因素。在上中下游各環節，上游制氫和下游用氫相對來說都比較成熟，而中游儲運是制約氫能大規模發展的重要原因。
氫氣的儲運方式分為氣態、液態和固態三種。從技術成熟度來看，高壓氣態儲氫最為常用。與之對應的運輸方式，包括長管拖車和管道兩種。高壓儲氫的安全性高，技術相對簡單，但由于氫氣能量密度小，其儲氫量非常低，長管拖車更適用于用氫量不大、近距離運輸的時候。管道儲運在長距離運輸中會形成成本優勢，但管道建設成本大，初始投資高。
我國現階段主要以高壓氣態長管拖車運輸為主，管道運輸仍為短板弱項。高壓氣態長管拖車氫氣儲存壓力為20MPa，單車運載量約300公斤氫氣，技術及裝備制造較為成熟。液態儲運、固態儲運均處于小規模實驗室階段。在管道輸氫方面，我國目前氫氣管道里程約400公里，在用管道僅有百公里左右。
為解決能量密度小的問題，全球都在研發低溫液態儲氫，其具有儲氫密度高等特點，儲存方式和儲存石油類似，運輸液氫可減少車輛運輸頻次、提高加氫站單站供應能量，適用于用氫量大、遠距離運輸的情況。但液態儲運氫也有短板，比如氫氣液化成本高，長時間存放會出現氫氣逃逸現象。在我國，低溫液態儲運氫主要運用于軍事和航天領域，民用領域由于受到法規限制，目前無法應用。
固態儲氫是以金屬氫化物、化學氫化物或納米材料等作為儲氫載體，通過化學吸附和物理吸附的方式實現氫的存儲。固態儲氫密度更高，但是成本也更高，技術更復雜，目前還比較難商業化。
《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019年版）》（下稱《白皮書》），長管拖車、固體儲運成本可觀，經濟距離卻不超過150公里；液態儲運經濟距離大于200公里，成本在所有方式中最高；管道運輸成本最低，經濟距離超過500公里。
氣態儲氫方式中儲氫瓶是重要的一環，國內涉足氫氣儲運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儲存裝置的生產能力，70MPa儲存裝置正在研發中。其中，中材科技率先研發完成國內最大容積320L氫氣瓶，并已投入市場。除了320L瓶，其他氫氣瓶產品規格種類齊全，從1.5L到385L全覆蓋。此外，中材科技年產能1萬只70MPa Ⅳ型瓶產線今年建設完成，主要針對海外市場銷售。
（三）中游：加氫站
全球加氫站數量持續增長，2021年全球新增142座加氫站，累計建成685座，中國占比32%，已躍居首位。2021年中國累計建成加氫站218座，在營加氫站超過160座。加氫站的建設以中石化、中石油、厚普股份三家企業為主，中石化已建成74座，中石油為8座，厚普股份在建加氫站78座。我國加氫站建設數量中，廣東依托政府的支持，加氫站布局遙遙領先其他省市，數量超過60座，其次為上海，建設數量44座。
加氫站建設的核心裝備包括氫氣壓縮機、氫氣儲存容器（儲氫瓶組/儲氫罐）與加氫系統，集成設備合計占建設成本的50%，其中壓縮機占比最高達到近30%，氫氣儲存容器為14.3%，加氫機占比7.1%。
目前一座加注能力為500kg/d的固定式加氫站在不包括土地成本的情況下，投資規模需要達到1200萬元，相當于傳統加油站的 2-3 倍。在保證盈虧平衡的情況下，加氫站的終端售價需在到站價的基礎上增加約14元/kg。目前，不同區域，不同模式的加氫站氫氣售價差距相對較大，根據《中國氫能產業發展報告 2020》，我國加氫站氫氣價格區間位于30——80元/kg之間，目前我國部分加氫站尚未實現盈利或處于虧損狀態，高昂的建設成本是推廣加氫站建設的巨大阻力。
由于氫能利用尚處早期，燃料電池汽車數量少，即使政府對于加氫站給予了一定的補貼，但目前加氫站較高的運營費用仍然令運營商找不到一個盈利的空間。
此外，加氫站設備集成市場集中度高，前五大企業市占率約90%。其中，國富氫能以28.4%的市占率排名第一，后四位企業分別是液空厚普、舜華新能源、海德利森、上海氫楓，比例合計達到61.3%。
（四）下游：氫燃料電池
加氫站行業產業鏈下游以氫燃料電池整車企業、氫燃料電池動力系統制造商等為主要參與者。其中燃料電池電堆作為氫燃料電池動力系統的主要零部件，近幾年增長迅速，2021年燃料電池電堆出貨量為757MW，同比增長128%，表明行業發展速度趨快。
我國燃料電池電堆市場集中度較高，2021年CR6企業占比80%，其中清能股份以25%的市占率位居第一，其次為巴拉德和神力科技，占比均為16%，國鴻氫能為9%，排名第四。
燃料電池系統是個復雜的系統，其中以電堆系統最為重要。除了電池電堆以外，還有供氫系統、供氣系統、水熱管理系統。從價值量來看，電堆系統占比最大，達45-50%，其次是空壓機，占比25%左右。而在電堆中又以催化劑、雙極板和質子交換膜的價值量占比大，這些核心材料和技術仍然與歐美存在一定差距。
催化劑在整個燃料電池系統成本中占到大約18%，而且這個核心材料仍然依靠進口，目前還沒有一家企業能做到催化劑的國產化。貴研鉑業屬于前瞻性布局燃料電池鉑極催化劑的企業，而且被列入工信部第二批專精特新“小巨人”企業。但即便是作為鉑極催化劑的領頭企業，貴研鉑業在投資者互動平臺表示：截至目前，公司氫燃料電池鉑極催化劑尚在實驗室階段，目前沒有商品化產品。
和催化劑的情況類似，在雙極板、質子交換膜等領域，國內的材料與技術目前與國際先進水平還存在一定差距，國產化的進程剛剛開始，從技術突破和降低成本的角度還有很長的路要走。
電池電堆和燃料電池整體系統方面，億華通、濰柴動力、新源動力和美錦能源持股的國鴻氫能占據市場主導地位。從產業的商業化階段來看，氫能現有的技術和成本都很難實現規模化應用；從投資者的角度看，哪怕是所謂的氫能龍頭，其氫能業務占比還很低，還沒到主要靠氫能業務貢獻業績的時候。
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