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氢能是21世纪的理想能源。氢能作为一种可再生的二次能源，来源丰富，质量能量密度高，热值143MJ/kg，使用环境友好，无碳排放。被誉为21世纪理想能源，被多个国家提升到国家战略高度，也将成为实现我国双碳目标的重要途径。根据《中国氢能及燃料电池产业白皮书》，到2050年，氢能在中国能源体系中的比重将提高到10%，产业规模将达到10万亿元以上，未来发展空间广阔。国内制氢有产业基础，政策支持不断。从中央到地方的发展规划和补贴政策相继出台，五个示范城市群已获批实施，行业可能进入发展快车道。
制氢：可再生能源制氢将是未来发展的主流。根据制氢过程中的碳排放强度，氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢。目前国内制氢规模有限，灰氢比例高。CCS技术加装后，碳排放可减少90%以上，但关键技术有待突破，绿氢技术也有待发展。化石燃料制氢主要包括煤制氢和天然气制氢，制氢技术成熟，制氢成本低，但碳排放高。结合CCS技术，成本显著增加，煤制氢成本上升至12-24元/公斤。工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用、合成氨合成甲醇等工业副产氢，其中焦炉煤气制氢成本最低，综合成本为9.13-14.63元/公斤。电解水制氢主要包括碱性电解水、质子交换膜电解水和固体氧化物电解水。目前，碱性电解水更经济（电价0.3元/千瓦时相应的制氢成本约为21.6元/千克）。质子交换膜电解水将是未来的主流方向，整体效率更高，动态响应速度更快，可与风电、光伏等可再生能源相结合，但由于国内质子交换膜、催化剂等技术需要突破，成本仍较高（电价0.3元/千瓦时相应的制氢成本约为31.7元/千克）。
储运加：氢气储运难度大，是制约氢能应用的关键环节。在储存方面，由于氢气密度低、易泄漏，还存在氢脆、氢腐蚀等问题，对储存容器的要求极高，储运难度大。目前，主流的储氢技术包括高压气态储氢、低温液化储氢等。高压气态储氢是最常见的方式。氢气主要通过高压压缩储存在各种类型的储氢瓶中，但储氢密度低，未来仍需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定等方向发展。低温液化储氢需要液化氢气储存在保温容器中，储氢密度高，但液化能耗高，应用范围小。在运输方面，高压气态长管拖车广泛应用于我国运输，压缩能耗低，但运输密度低，在一定范围内经济；氢气管网输氢运输范围大，随着运输能力的提高，输氢成本降低，但初始建设投资成本高。加氢站方面，国内加氢站建设开发起步较晚，技术相对不完善，核心设备仍依赖进口，导致加氢站建设成本高，在中央和地方政府的大力推广下，国内加氢站建设需求激增，建设过程随着中石化、中石油等能源中央企业的加快。
相关标的：氢能生产供应的主要环节包括生产、储存、加注和加氢站。氢气生产环节，目前参与者主要为焦炭、化工企业和石化巨头，绿氢规模小，建议关注美锦能源、鸿达兴业、华昌化工、金能科技、中国旭阳集团、东华能源、卫星化学、滨化股份、和远气体等副产氢能力公司；宝丰能源、中石化率先布局绿氢业务；以及东岳集团等电解水制氢相关设备布局公司。加氢站运营环节，各主体参与，建议关注当前建设规模大、未来规划建设规模大的公司，如美锦能源、雪人股份、雄韬股份、鸿达兴业、中石化、中石油等。加氢设备环节，国内技术储备相对不足，建议关注具有技术储备或国内替代能力的目标，如厚普股份、雪人股份、富瑞特装、深冷股份等。在储氢环节，国内主要采用高压储氢瓶，技术仍在追赶国外。建议关注京城股份、亚普股份、中集安瑞科、中材科技、杭氧股份、开尔新材等。
风险提示：(1）技术突破速度低于预期风险。(2）政策补贴降低风险。(3）研究报告中使用的公共信息可能存在信息滞后或更新不及时的风险。
来源：中泰证券
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