最近，河北、山东、北京等多个省市相继发布氢能产业发展规划。
其中河北在《氢能产业发展“十四五”规划》中指出，到2025年，培育国内先进的企业10-15家，氢能产业链年产值达到500亿元。
北京在《氢能产业发展实施方案(2021-2025年)》提到，2025年前，培育10-15家具有国际影响力的产业链龙头企业，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上。力争完成新增37座加氢站建设，实现燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。
值得一提的是，2020年北京氢能产业产值仅为30亿元左右，可见未来增长空间相当广阔。
事实上，河北、广东、山东、浙江、北京、上海、重庆等多个省市早就在其“十四五”规划中明确提出发展氢能产业，聚焦建设制氢加氢基础设施、推进氢能技术研发应用等多个方面。
在“碳中和”大背景下，氢能产业发展有望由点到面持续推进，在国家高投入力度下，行业将从起步阶段进入高速发展阶段。
据中国氢能联盟预计，到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元。
氢能产业链主要包括上游制氢、中游储运氢、下游用氢等众多环节。
制氢方面，主要存在四种工艺路线，分别为化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢、光催化/生物发酵制氢。
由于光催化制氢、生物发酵制氢技术仍处于实验与开发阶段，并未达到规模制氢要求，所以当前主要以前三者为主。
目前全球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%。
天然气制氢是将天然气通过蒸汽重整反应得到以氢气、一氧化碳为主要成分的混合气体，在经过净化提纯得到高纯度的氢气。
在天然气制氢中，天然气费用占比高达73.4%，而国外天然气资源非常丰富，所以这种工艺路线成为世界主流。
据机构测算数据，天然气制氢成本为13.2元/kg。
但是这种情况在我国并不适用，我国的天然气资源相对紧缺，每年需要进口大量天然气，2019年对外依赖度高达43%，天然气成本较高。（延伸阅读：天然气市场研究）
因此，天然气制氢在我国占比仅有19%，取而代之的是煤制氢，占比高达62%，煤制氢的成本为12元/kg。
相对来说，电解水制氢的成本较高，大概为30-40元/kg，这种制氢工艺在国内外占比都还非常低。
值得一提的是，尽管通过化石能源制氢的成本比较低，但这种方式会造成大量的碳排放，顾需要利用CCUS（碳捕获、利用与封存技术），从而大大削弱其经济性。
一般来说，利用化石燃料制取的氢气称之为灰氢，如果对释放的二氧化碳进行捕获和封存，则称之为蓝氢。
而使用可再生能源发电电解或光解制取的氢气称之为绿氢。
尽管灰氢是当前最主要的氢能来源，但真正实现“零碳”的绿氢将成为未来主流方向。
一方面，环保政策趋严，灰氢向蓝氢转变的时候必然会增加成本；另一方面，随着光伏、风电、水电成本下降及平价上网，电解水制氢的成本也会持续下降。
同时，利用弃风、弃光、弃水电力制氢可以大大提升清洁能源的利用效率，有效解决过剩能源的消纳问题。
根据中国氢能联盟预测，到2050年可再生能源电解制氢占比将达到70%。
电解水制氢主要原理为水分子在直流电作用下被解离生成氧气和氢气，分别用电解槽阳极和阴极析出。
根据电解槽隔膜材料不同，可以分为碱性水电解（AE）、质子交换膜（PEM）水电解以及高温固体氧化物水电解（SOEC)。
其中碱性水电解技术是最成熟且已实现商业化应用的技术，至今已有100年发展历程，该技术成本较低；
质子交换膜水电解技术则较为先进，可以有效解决电解液回收与循环利用问题，体积小且操作灵活，是目前最有发展前景的电解水工艺；
SOEC技术使用陶瓷作为电解质，在高温下对蒸汽进行电解，目前技术尚不成熟。
电解水制氢的快速发展，将会带动电解槽等设备需求的提升，目前布局该领域的企业主要有隆基股份、阳光电源等。
隆基股份：在无锡建设电解水制氢设备基地，该项目投资总额3亿元，预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备的能力。
阳光电源：于2021年4月推出国内首款绿氢SEP50PEM电解槽，功率250kW，是目前国内可量产功率最大的PEM电解槽。
宝丰能源：公司开工建设的一体化太阳能电解水制氢项目是目前国内最大的一体化可再生能源制氢储能项目。
虽然我国在制氢环节已经掌握了核心技术，但在中游的储氢、运氢上仍存在“卡脖子”问题。
目前储氢技术主要有四种：高压储氢技术、液氢技术、固体储氢技术、有机液体储氢技术。
高压储氢很好理解，就是在高压下装在气体瓶中运输，该技术在常温下即可实现快充放氢，成本较低，是目前最成熟、应用最广的储氢技术。
液氢技术是指将氢气冷冻至零下252.72℃以变成液体，加注到绝热容器中进行储运，该技术主要用于军事和航天工业，在民用领域受到法规限制，无法得到应用。
固体储氢技术和有机液体储氢技术的原理类似，都是借助储氢材料进行储运，前者是以金属氢化物、化学氢化物、纳米材料等为载体，后者以有机化合物为载体。
高压储氢和液态储氢是最常见的储氢技术，两者各有利弊。高压储氢的安全性高，技术相对简单，但其储氢量非常低，更适用于用氢量不大的时候。
液态储氢适合大量储用氢，但能耗高，无损存储时间短，长时间存放会出现氢气逃逸现象。
高压气态储氢对应的是长管拖车和管道运输两种运输方式，长管拖运技术成熟，通常在近距离时采用，管道运输则适用于需求规模大、长距离运输。
液态储运对应的是液态槽罐车运输，这种运输方式适用于距离较远、运输量较大的情况。
目前我国在氢气储运领域与发达国家还有一定差距，主要体现在：
1、我国常用的储氢罐压力为35MPa，与国际主流的70MPa高压储氢罐还有一定的技术差距；
2、输氢管道建设需要一次性投资较大，基建成本高昂且建设周期长，相对于欧美国家成熟的输氢管网系统，我国输氢管道建设仍处于起步阶段，目前在探索利用天然气管网输氢的方式。
3、我国的液氢技术、装备与美国、日本等发达国家还有很大的差距。
在储运氢领域受益的公司主要有气瓶制造研发企业京城股份、富瑞特装、中材科技等；储氢瓶核心原材料企业光威复材、中简科技等。
氢能的下游应用空间非常广阔，主要包括交运、工业、储能、建筑等领域。
在交通运输领域，大家最关注的就属燃料电池汽车了。
相较于锂电池和传统发动机，燃料电池具有零排放、高反应效率、加注时间短、续航里程高、低温适应能力强等优点。
也就是说，氢燃料电池技术能够同时解决燃油车碳排放及污染高、纯电动车续航短及充电时间长的痛点。
未来氢能源在交通领域有望迎来广泛应用，尤其是在长途货车、公交、中型大型车、面包车、货车、轮船、飞机等方面。
加氢站作为燃料电池车补充燃料的专门场所，也会迎来快速发展。
截至2020年底，我国已建成运营加氢站127座，其中在营81座，内部实验站13座，代运营32座，暂停运营1座。
根据《节能与新能源汽车技术路线图（2.0版）》，我国在2025、2035年加氢站的建设目标分别提高至1000座和5000座，燃料汽车保有量目标分别为10万辆、100万辆。
在工业领域，氢气主要用于炼油、生产合成氨、生产甲醇、冶金炼钢等。
在炼油过程中，氢气可以用于去除原油中的杂质，并对稠油进行连化；在合成氨与甲醇的生产中，氢气可以作为重要的原材料之一；在钢铁生产过程中，可以利用氢气替代焦炭作为主要还原剂。
在储能领域，氢能的能量密度非常高，能够与电能高效率转换，并且利于运输，有效解决电力消纳问题，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。
在建筑领域，日本、韩国、欧证等正在应用户用燃料电池装置，为建筑发电的同时，产生余热用于供暖、洗浴热水等。
氢能产业链下游领域涉及的企业主要有腾龙股份、潍柴动力、雪人股份等。
（文章来源于：解析投资）
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