核心问题：新能源已经有锂电池路线，为什么要发展氢能源？
锂矿资源并不是可再生的。锂矿资源是有限的，随着对能源需求的增加，锂电池可能无法作为长期可持续使用的能源；
锂矿资源存在“卡脖子”的问题。国内锂矿资源相对不足，盐湖提锂的效率也不高，依靠锂资源无法实现能源完全自给自足，一旦出现地缘政治风险封锁开采权，就会被“卡脖子”，比如前两年智利就曾实施过管制；
自然界只有氢是唯一的脱碳能源，完全零排放，可能是终极解决方案；
氢的能量效率天花板更高。锂电池提供的能量，是由锂离子在正极与负极之间的反应产生的，即离子的迁移和电荷的转移，本质上是化学反应中的化学键能。由于锂离子与电子之间的相互作用较弱，锂电池的化学键能相对较小。而氢燃烧所提供的能量是由氢气和氧气之间的氧化还原反应所产生的化学能，释放的能量远大于锂电池的化学键能；
氢能与锂电池并不相斥，只是各自定位不同。比如锂电池更适合短途乘用车领域、储能领域；而氢能更适合对续航要求高的长途运输、对能量密度和推进效率要求高的火箭等领域；
总之，以风光发电、锂电池为能量载体的方案，会受锂电池能量密度不高且锂矿资源限制的约束；而氢能完全零排放、可以实现完全自主可控，因此，发展氢能源产业具有一定的必然性。
目前，氢能源产业链面临的几个问题：1）总体成本高昂；2）储存和运输的问题；3）配套设施不完善；4）安全性问题；5）需求问题。
从投资的角度来看，氢能源产业链发展有两条主线：1、产业链降本。这是氢能源实现大规模商业化的前提，涉及到上中下游的各种技术方案和材料设备；2、技术突破。1）储运方案：目前，储运限制了氢能源的使用半径，无法大规模铺展，需要液态（或者固态、有机液态）储运和管道铺设来解决；2）关键设备：上游制氢的电解槽设备；中游储运的75MPa储氢瓶相关的碳纤维、液压阀；下游加氢站的90MPa的压缩机、加注机；终端的氢燃料电池、氢能源汽车。这些关键设备技术突破的过程，其实本身也是降本的过程。其中，储运环节是“卡脖子”的环节，而其他的安全问题、市场问题，需要行业规范和政策培育扶持，从投资层面来看，并不容易找到清晰的逻辑方向。
氢能源产业链大致可分为：上游制氢—中游储运—下游加注—终端氢燃料电池（汽车）和其他应用领域。
上游：氢的制备
根据目前的制氢工艺，制备的氢气可分为灰氢、蓝氢、绿氢等三大类。
灰氢：主要由化石原料制得，部分是在工业生产中作为副产物被生产出来的，其生产过程会产生大量的二氧化碳、氮氧化物等气体，对环境会造成严重污染；蓝氢：是指在灰氢生产过程中，增加了碳捕获技术，从而降低碳排放；绿氢：是通过电解水制取氢气，生产工艺简单、绿色清洁、且制成的氢气纯度高，是氢能未来的主要发展方向。
电解水制氢是基于电化学原理，通过在水中加入电解质，然后在两个电极之间通电，使水分子分解成氢气和氧气。在这一过程中过程中，水分子在电解质的作用下被分解成氢离子和氧离子，随后这些离子会沿着电场方向移动，直到到达两个电极。在这些电极的表面上，氢离子得到电子，然后与另一个氢离子结合形成氢气，同时氧离子失去电子，结合形成氧气。
电解水制氢需要水、电、电解水设备和催化剂等其他，因此其成本主要分为三部分：分别是水费、电费和设备成本，其中，电费占据大部分，占制氢成本的70%以上，其次为电解槽设备，约占制氢总成本的14%。
因此，要实现降低制氢的成本，有两条核心路径：一是降低电费成本；二是降低设备—即电解槽的成本。降低电费成本的主要途径就是新能源发电的降本，尤其是利用好风光弃电。因此，光伏产业链的企业在参与制氢具有一定优势，国内光伏产业企业也正积极布局氢能源，目前，国内电解槽做得最好的公司，也是光伏组件龙头隆基绿能。降低电解槽的成本主要有两种方式：降低单位耗电量和提高能量的转化效率，核心在于技术迭代升级。
核心设备之一：电解槽
电解槽的技术路线较多，主要有碱性水电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、高温固体氧化物电解（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜电解（AEM），目前，国内主流的方案为碱性电解水制氢（ALK）。
碱性电解水制氢（ALK）：主要成本构成为电解电堆组件和系统辅机，占比分别约为45%和55%；电解槽成本中的55%是膜片和膜组件。该技术最大的优势在于阴阳电极板中不含有贵金属，使得碱性水电解槽的成本相对较低。
质子交换膜电解（PEM）技术：主要是使用质子交换膜作为固体电解质，并使用纯水作为电解水制氢原料的制氢过程。该技术的优势在于电流密度大、生产的氢气纯度高、响应速度快；缺点主要为PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此，设备对价格昂贵的金属材料如铱、铂、钛等更为依赖，进而导致其制造成本过高。目前，国内厂商主要依赖于国外进口膜电极产品。
固体聚合物阴离子交换膜电解（AEM）：该技术使用成本较低的阴离子交换膜作为隔膜，以低浓度的碱性溶液或者纯水作为电解液，非贵金属催化剂作为反应催化剂的制氢过程。AEM技术仍处于实验室研发阶段，全球只有极少数企业在尝试将其商业化。
虽然氢能尚未大规模商用，但在政策的推动下，不少企业开始布局氢能产业链，制氢项目逐渐增加。根据彭博新能源预测，2030年，全球电解槽装机规模将达到242GW。从投资的角度来看，作为上游设备的电解槽是一种刚需，将率先受益于产业的发展。电解槽设备板块的核心竞争力主要在于：1）客户壁垒。即获得下游电力集团客户，优先获得订单的能力，尤其是政策发力较大的地区。2）技术壁垒。具有更好的制氢效率和更低的生产成本。
中游储氢环节的难点主要有：1、安全问题：氢脆反应要求适用于储氢的复合材料；2、容量问题：即在有限的体积内装入更高密度的氢，储氢瓶需要承受非常强的压力；3、成本问题：碳纤维价格昂贵，且产能有限。
氢的存储方式主要有高压气态、高压气态、有机液态、固态等几种形式。目前，我国主流方案是高压气态储氢，下一代技术的发展趋势是高压液态储氢技术，而有机液态和固态储氢技术仍处于探索阶段。
高压气态储氢方式：就是在高压条件下，将氢气压缩并注入储氢罐中。缺点是储氢量少，存在泄露、爆炸的风险。
高压液态储氢方式：是将氢气压缩后冷却到-253摄氏度以下，使氢气液化，提高储氢的密度和安全性。液态储氢是国外当前的主流方案，大约70%的氢气是通过液态形式存储和运输，但是，由于技术壁垒较高，且需要配套90MPa压缩机、双层外壳结构，还需要配备阀门与真空泵等设备，目前，我国尚未普及该技术。
固态储氢，即利用金属氧化物储氢的技术，其原理是在常温下，通过氢气与合金发生化学反应，让氢原子进入金属的空隙中储存，升高合金的环境温度就可以释放氢气。该技术技术门槛较高，资金需求巨大，在我国仍处于研发示范的早期阶段。2023年3月，我国首次实现固态氢能发电并网，目前该技术的成本未披露。
有机液态储氢是将氢气存储在具有高氢质量分数的有机液体中，通过化学吸附或者物理吸附的方式，将氢气储存于有机液体的分子间隙中。有机液态储氢的介质有多种，比如烯烃、芳烃、杂环化合物等。其缺点在于脱氢率不高，在释放氢气的过程中，需要用到更多的催化剂和能源，不利于实际应用；催化剂反应容易产生毒性物质，存在安全问题；氢气纯度不高；
不管采用气态储氢还是液态储氢的方案，储氢的主要载体就是储氢瓶。根据内部结构选取的材料不同，储氢瓶主要可以分为纯钢制金属瓶（Ⅰ型）、钢制内胆碳纤维缠绕型（Ⅱ型）、铝内胆碳纤维缠绕型（Ⅲ型）以及塑料内胆碳纤维缠绕型（Ⅳ型）。
储氢瓶内部主要由内胆、中间层、表层三部分组成。内胆：是储氢瓶的核心部件，主要作用是阻隔氢气，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型储氢瓶内胆大多为金属材料，但金属材料与氢气接触会产生氢脆效应，使金属塑性下降，诱发裂纹甚至开裂的现象，不适合长期储存，Ⅳ型储氢瓶内胆采用塑料等复合材料，耐氢气渗透性和耐热性较好。中间层：是比较厚的耐压层，主要作用为承压，核心材料是碳纤维。表层：一般使用玻璃纤维等包裹材料用于保护内部结构。
Ⅳ型瓶已经广泛应用于海外车载领域，而国内发展较慢，主要原因为国内技术相对落后，以及我国氢燃料汽车大部分应用于商用车领域，商用车对储氢瓶的重量和储氢效率敏感度较低，因此，Ⅳ型瓶的优势无法体现。碳纤维价格基本决定储氢瓶成本。日本、韩国等氢燃料电池的储氢瓶已经使用大丝束碳纤维，而国内储氢瓶市场中T700级小丝束碳纤维仍占据主导地位，大丝束相关的应用仍处于早期的研发试验阶段。
配套设备方面，主要为储气罐阀门。根据GGII预估，氢能阀门是氢能源产业链增长最快的细分市场，到2025年，中国车载储氢系统的氢能阀门市场需求规模将达到7亿元左右。富瑞特装、上海舜华等企业先后打破海外“卡脖子”技术，研制出70MPa的瓶口阀，目前正转向攻关液态储氢罐的瓶口阀难题。
从高压气态储氢行业的竞争格局来看，2019年，国富氢能市占率约为42%，排名第一，科泰克市占率约为29%，紧随其后，天海工业市占率约26%，排名第三；国内有不少企业布局储氢瓶生产线，比如中集安瑞科公告合营公司预计2025年达产产能为10万个，对应2025年30.95万个储氢瓶的市场总量，公司可能成为行业龙头。
目前，氢的运输基本上只有气态和液态，因此，运输环节是制约氢能源发展的关键因素，当前的储运方案都不支持长距离运输，导致氢能源的使用半径限制在较小的范围，其主流方案就是长管拖车、液氢槽车和管道运输三类。
液氢储运密度高、运输效率高、更适合长距离运输。从液氢储运设备的成本构成来看，真空泵、液氢阀门价值量占比大，阀门、配件、管道、外壳、泵类成本占液氢储罐总成本的52%以上，其原因在于低温导致对其密封性、材质要求高。我国氢液化发展较晚，关键技术装备处于“卡脖子”状态，工程实例较少，主要应用于航空航天领域，民用规模较小；在核心部件方面，低温液态阀门和真空泵国内企业布局较少。
下游加注氢面临的问题，实质上就是加氢站面临的问题。主要有以下几方面：1、技术方面，在“十三五”期间的“氢能与可再生能源”专项支持的70 Mpa加氢站加压/加注装备开发，目前尚未进行规模化应用；2、成本方面，加氢基础设施面临建设成本、运营成本双高的问题，成为现阶段氢燃料电池汽车大规模部署的主要障碍。
根据美国能源部的测算，一个日加氢能力500Kg的加氢站，压缩机成本占50%以上，其次是制冷设备、加氢机和储氢容器。目前，国内缺乏成熟量产加氢设备的厂商，关键设备依赖进口，导致设备成本非常高。如果实现关键设备的国产替代，大约能降低30%-40%的建设成本。
下游加注核心设备：压缩机
目前国内加氢站主要采用的工艺流程是基于高压气态氢的储运方式，主要以站外长管拖车供氢为主。目前国际上应用比较广泛的车载储氢瓶压力等级主要有35MPa和70MPa两种。加氢站用压缩机主要有隔膜式压缩机、液驱式压缩机以及离子压缩机。离子压缩机由于成本较高，且除了林德公司其他公司产品基本还不够成熟，目前国内应用较少，但是这一技术路线产品具备集约、高效、不存在污染、能够高压大排量等的特点，被认为是“下一代产品”。应用较多的隔膜式压缩机和液驱式压缩机，两种相较，目前隔膜压缩机因为技术成熟度高、密封性好、质量控制更稳定以及工作效率高，被广泛看好。在大排量趋势下，液驱式压缩机由于在排量上有优势，同时有模块化设计、体积相对小、维修简单、密封件寿命高等特点，近两年的关注度在持续上升。两种技术路线适用于不同的应用场景，实际上并不冲突。
国内氢压机行业龙头企业为中鼎恒盛，在大流量氢气充装压缩机领域市占率高达90%，在加氢站压缩机领域市占率为30%；上市企业中，冰轮环境、雪人股份有相关布局。
液氢加注
目前，主流的是高压气态加氢，液态加氢只占据市场的5%，美国、欧洲和日韩均将70 Mpa氢气加注技术、液氢加注视为未来的主流发展方向。在液氢泵技术装备方面，国外以Linde公司为代表已成功研制了高压液氢活塞泵。而国内目前尚无成熟的高压液氢泵产品，国内在建的液氢加氢站采用的液氢泵均为进口产品。国内液氢泵仍处于样机研制阶段，出口压力仅能达到10MPa，技术基础薄弱。
终端：氢燃料电池
氢燃料电池的原理：氢气由电池阳极输入，在催化剂（铂）的作用下分解为电子和氢离子（质子），其中，质子通过质子交换膜到达阴极，与阴极输入的氧气发生反应，生成水；而电子则被质子交换膜阻隔，经由外电路流向阳极，产生电能为汽车供能。
在整车结构设计上，燃料电池汽车（Fuel Cell Vehicles，简称FCV）包含燃料罐（高压储氢罐）、动力机组和三电系统。
目前，市场上有5种类型的氢燃料电池单元技术方案，其中，最适合汽车使用的技术路径为质子交换膜（PEM）燃料电池。
将氢燃料电池系统特有的关键组件进行分类，在年产1万套燃料电池系统的前提下，膜电极成本占比最高，接近35%，其中，含铂催化剂占了近一半，接近燃料电池系统总成本的16%。膜电极之外，占总成本比例最高的是空气压缩机，占19%；其他几项关键组件：双极板、密封层、电解质膜、扩散层占总成本比例大体接近，约7%-8%。
如何进一步降低储氢和燃料电池系统的成本，尤其是后者，是燃料电池汽车大规模商业化的前提。
当前国内整车企业在氢燃料电池布局以商用车为主，但有4家乘用车企业已推出或者即将推出氢燃料电池乘用车，分别为上汽（大通）、长城汽车、广汽集团、长安汽车。
上汽集团100%控股燃料电池企业捷氢科技；长城汽车成立未势能源，是在燃料电池系统投入程度最高的车企；广汽出资5%加入丰田牵头的氢燃料电池企业；长安与英国燃料电池企业Intelligent Energy共同成立氢燃料电池技术创新中心；潍柴动力通过持股氢燃料电池企业弗尔赛能有、巴拉德、以及博世集团合作切入氢燃料电池系统领域；中通客车与大洋电机合资成立通洋燃料电池科技；其他车企则主要配套亿华通、重塑科技、潍柴动力提供的氢燃料电池系统。
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