燃料电池产业专题报告之氢能设备行业深度研究

　　目录：
　　氢的制备及储运是燃料电池车商业化的关键环节
　　“氢能时代”大幕拉开，全球主要国家与企业纷纷入局
　　氢能供给丰富产业政策支持，中国发展氢能产业优势显著
　　产业发展基础设施先行，加氢站及相关设备需求有望率先释放
　　机遇与挑战并存，本土氢能商业化的破局点在攻技术降成本
　　氢能产业链相关标的梳理
　　报告内容：
　　氢的制备及储运是燃料电池车商业化的关键环节
　　氢能基础设施的布局和建设，是氢能和燃料电池汽车产业商业化发展的突破口。氢能燃料电池产业是电池产业中具有战略性、前瞻性的一项绿色储能技术，代表着未来新能源的发展方向，具有良好的发展前景。加氢站的布局和建设是燃料电池汽车商业化发展的突破口，低价制氢和运输也是氢燃料电池汽车进一步普及推广的关键环节，决定了行驶成本的经济性与否。
　　我国氢能产业已初具雏形
　　我国已布局了较为完整的氢能产业链。氢作为一个稳定介质，通过可再生能源制氢，可将不稳定的可再生能源变得稳定。在氢能及燃料电池领域，我国已经初步形成从基础研究、应用研究到示范演示的全方位格局，布局了完整的氢能产业链，涵盖制氢、储运、加注、应用等4个环节。未来“可再生能源水电解制氢”有望成为大规模制氢发展趋势。
　　氢能产业的主要环节包括制备、储运、加注
　　可再生能源水电解制氢有望成为大规模制氢发展趋势
　　制氢是氢能利用过程中的首要技术环节。目前已知的制氢技术及工艺十分繁多，主要包括电解水、天然气重整、油类加工、煤气化、醇类裂解、生物质能热解、电解水等方法。
　　在当前技术经济环境下大规模工业化应用的制氢技术主要有三种。目前工业化制氢技术主要有化石燃料制氢、工业副产物制氢及电解水制氢。化石燃料制氢的技术如煤制氢、天然气制氢等是较为普遍的制氢方法，技术已经成熟，但需要面临碳排放问题。其中天然气重整是使用最广泛的制氢方法。工业副产氢技术主要是使用焦炉煤气制氢，其主要特点是不会额外产生碳排放。电解水制氢可以利用各种可再生能源以及先进核能提供的热能和电能，在高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气，是一种高效、清洁的制备方法。
　　全球范围来看，天然气制氢占比最高。据IRENA，全球范围内的氢气制备方法中，2018年，从终端产生的热值来统计，天然气制氢占比最高，达到48；其次是石油气化制氢，占比30；煤气化制氢第三，占比8，电解水制氢占比4。
　　可再生能源水电解制氢有望成为大规模制氢发展趋势。据中国氢能联盟，我国氢能制取的远期目标是到2050年实现持续利用可再生能源电解水制氢，大力发展生物制氢，太阳光解水制氢，“绿色”煤制氢技术。达到平均制氢成本不高于10元公斤。
　　氢气提纯的主要方法有深冷分离、变压吸附和膜分离
　　氢气提纯主要有三种方法，深冷分离法、变压吸附法和膜分离法。深冷分离是将气体液化后蒸馏的方法，适宜在大量氢气制造时使用，输出产品较纯净。变压吸附是基于不同气体在吸附剂上的吸附能力不同而实施的分离方法。膜分离法是基于气体透过高分子薄膜的速率不同而实施的分离。变压吸附法和膜分离法这两种后起的技术目前也较为成熟，与深冷分离法相比，这两种技术由于不必把氢气深冷液化，因此耗能较低。
　　三种工艺相比各有优势。变压吸附工艺能生产出高纯度氢气，并具有较高的氢收率；膜分离工艺能在原料高压力下获得可再利用的尾气，且有很高的氢收率；而深冷分离工艺在获得所需要的氢气产品的同时，还可以获得乙烷、丙烷等烃类副产品，且有较高的氢收率。
　　储氢技术是氢气生产与使用之间的桥梁
　　常用的储氢技术主要包括物理储氢、化学储氢与其它储氢。物理储氢主要包括高压气态储氢与低温液化储氢。高压气态储氢技术是指在高压下，将氢气压缩，以高密度气态形式储存，具有成本较低、能耗低、易脱氢、工作条件较宽等特点，是发展最成熟、最常用的储氢技术，主要使用的设备为高压储氢瓶，目前，高压储氢储罐主要包括金属储罐、金属内衬纤维缠绕储罐和全复合轻质纤维缠绕储罐。低温液化储氢技术是将氢气在高压、低温条件下液化，实现高效储氢，其输送效率高于气态氢。
　　氢能运输将向更高压、多相态的技术路径发展
　　氢气输送是氢能利用的重要环节。按照氢在输运时所处状态的不同，可以分为气氢输送、液氢输送和固氢输送。其中前两者是目前正在大规模使用的两种方式。气氢可以用管网，或将氢气加压通过高压容器装在车、船等运输工具上进行输送。管网输送一般适用于用量大的场合，而车、船运输则适合于量小、用户比较分散的场合。液氢一般装在低温绝热槽罐内，放在卡车、机车、船舶或者飞机上运输，既能满足较大输氢量又比较快速、经济。固氢输运方法一般是采用车船输送轻质储氢材料。
　　加氢站是氢能供应的重要保障
　　加氢站是氢能供应的重要保障。加氢站之于燃料电池汽车，相当于加油站之于燃油汽车、充电站之于纯电动汽车。安全、低成本、快捷加氢的加氢站对于氢燃料电池汽车的商业化起到关键作用。
　　加氢站的工作流程一般为氢源供氢、压缩、储存、加注。外供氢气分为气氢和液氢两种类型。气氢经气氢拖车或管道运输至加氢站，经过压缩机储存到压缩储氢罐组，再通过分配器向燃料汽车加注氢气。液氢经液氢槽车运至加氢站，储存至站内液氢储氢罐，通过液氢泵和气化器经压缩后储存至压缩储氢罐组，最后加注。加氢站的氢源也可来自站内制氢装置，制得的氢气经压缩储存到压缩储氢罐组，最后加注。加氢站的主要设备包括站内制氢装置、压缩机、压缩储氢罐组、液氢泵和气化器、冷却器和分配器。
　　“氢能时代”大幕拉开，全球主要国家与企业纷纷入局
　　全球氢能发展进入快车道，欧美及日韩已率先进行氢能产业链的布局。一方面从国家层面，部分国家自上而下出台了具有顶层设计的全国性专项规划文件，设置了氢能源管理机构，创建了相对科学安全的技术标准及监测体系。另一方面，相关企业也加快布局氢能市场。全球气体三大巨头公司依托空气分离技术储备，已可以提供制氢、纯化、储运、加氢等一系列完整的解决方案。全球主要国家和企业共同推动氢能产业快速发展。
　　氢能是能源技术革命的重要方向，全球发展进入快车道
　　全球逐步形成发展氢能的共识，普遍认为氢能是21世纪最具潜力的清洁能源之一。美国通用汽车公司的技术研究中心于20世纪70年代提出“氢经济”概念，1976年美国斯坦福研究院就开展了氢经济的可行性研究。20世纪90年代中期以来城市空气污染、能源自主可控、二氧化碳过量排放及全球气候变化、可再生能源电量储存等问题的凸显，增加了氢能经济的吸引力。氢能作为一种清洁、高效、安全、可持续的新能源，逐步形成全球共识，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源之一，是人类的战略能源发展方向。
　　HydrogenCouncil预计，到2050年世界将正式进入“氢能时代”。据IRENA数据显示，2016年全球氢能的下游应用的90仍为工业，25用于冶金，65用于化工领域。但据HydrogenCouncil预计，到2050年氢能将占到人类能源总供给的18，贡献58EJ的总能量，其中主要的增量来自于交通运输，将消耗约22EJ的能量，占氢能下游应用的约38。
　　据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，欧美日韩中计划到2025年建成加氢站共计2000座，是目前五个国家及地区在营加氢站数量的4。81倍。据H2stations。org发布的第十一次全球加氢站年度评估报告显示，2018年全球加氢站新增48座，截止到2018年底，全球加氢站数目达到369座。分地区来看，欧洲152座，亚洲136座，北美78座；在全部369座加氢站中，有273座对外开放。日本、德国和美国加氢站共有198座，占全球总数的54，显示出三国在氢能与燃料电池技术领域的快速发展及领先地位。
　　美、日、德等传统汽车强国已自上而下布局氢能产业
　　美、日、德在国家层面已出台了具有顶层设计的全国性专项规划文件。2007年，德国政府、工业和科学界启动氢和燃料电池技术国家创新计划的长达10年的重大项目。20062016年间，NIP为750个项目总计投入约7亿欧元，共240家企业，50家科研和教育机构以及公共部门得到NIP的资助。联邦政府正在实施第二阶段即2016至2026年的氢和燃料电池技术计划以确保研究和开发的继续，预计在接下来十年内提供14亿欧元左右扶持资金。
　　日本政府在2014年4月制定的《第四次能源基本计划》中，明确提出了加速建设和发展“氢能社会”的战略方向。2014年6月，日本经济通产省发布了《氢能与燃料电池战略路线图》，提出实现“氢能社会”目标分三步走的发展路线图。2017年12月，日本政府发布了《氢能基本战略》，确定2050年“氢能社会”建设的目标。
　　2002年11月，美国能源部发布《国家氢能发展路线图》，明确了氢能的发展目标，制定了详细的发展路线。2014年，美国颁布《全面能源战略》，开启了新的氢能计划，重新确定了氢能在交通转型中的引领作用。2019年3月，美国能源部宣布将高达3100万美元的资金用于推进“H2Scale”概念。“H2Scale”的重点是在美国多个部门实现经济可靠的大规模制氢、运输、储存和利用。据CaliforniaAirResourcesboard，截止2018年6月，加州拥有36座对外开放的加氢站，符合政府产业发展的目标。
　　德、日、美三个国家均设置了氢能源管理机构。2014年日本经济通产省能源效率和可再生能源部下设立了氢能与燃料电池战略办公室。2005年美国能源部下设氢燃料电池技术咨询委员会，就氢能研究、开发和示范项目向能源部长提供咨询建议，下设燃料电池技术办公室负责协调美国能源部氢和燃料电池项目的研发活动。2004年德国政府牵头成立了国家氢能与燃料电池组织；2015年由法液空、戴姆勒、林德、OMV、壳牌和道达尔六家龙头企业结成H2Mobility联盟，与NOW共同支持德国氢能产业发展。
　　同时，三国已创建了相对科学安全的技术标准及监测体系。截至2018年底，美国国家标准学会已发布氢能技术现行相关国家标准27项。德国标准化学会也已发布氢能技术现行相关标准14项，日本发布氢能技术相关标准29项。
　　凭借空分技术储备，气体巨头公司率先提供氢能一体化解决方案
　　合作加收购，全球工业气体巨头加快布局氢能市场。2018年，林德集团同普莱克斯合并，成为了全球最大的气体集团。同时，林德集团与中国及全球其他供应商签订多项协议，积极推进公司在全球的氢能布局。2016年5月，法液空以134亿美元收购美国同业Airgas公司，成为全球最大的工业气体供应商。2018年11月，液化空气集团与第一元素燃料公司签署氢能合作协议，积极推进氢能发展目标。2018年，空气产品公司收购通用电气气化业务及技术，并同时与中国、韩国等国家企业签订氢能合作协议，加速其全球氢能布局。
　　气体巨头公司历史悠久，技术储备深厚。据公司官网，林德集团拥有130多年历史，迄今为止，林德在全球共交付超过4000套工业装置，其中空气分离装置约3000余套，是国际领先的工程承包商之一。液化空气成立于1902年，是世界上最大的工业气体和医疗气体以及相关服务的集团供应商，目前拥有369台大型空分设备，在全球约有6000套空气分离装置和制氢装置。空气产品公司拥有超过75年的历史，当前在全球40多个国家和地区的各种应用中拥有和运营300多台空气分离装置，在全球销售、设计和建造了2000多台空气分离装置。
　　依托空分技术的深厚积淀，工业气体巨头在制氢工艺上也处于全球领先地位。氢气纯化中的变压吸附、蒸汽重整和深冷分离等过程都是空气分离工艺的重要部分。林德氢气制备工艺有蒸汽重整、部分氧化、连续重整、一氧化碳转换、等温反应器等多种技术储备，制取工艺最高可以提取99。9999纯度的氢气，已建成200多个氢气制造工厂。液化空气有GasPOX、变压吸附、SMRX、蒸汽甲烷重整等制氢工艺，最高可以提取99。9999纯度的氢气，已建成52个氢气制造工厂。空气产品公司拥有PRISM现场制氢、能源炼化制氢、变压吸附、蒸汽甲烷重整等工艺，最高可以提取99。999纯度的氢气，在全球共拥有60多家制氢工厂，年氢气总产量超过200万吨。
　　工业气体巨头拥有多层次、全方位储运方式。三大气体巨头公司均提供管道运输和钢瓶运输。林德是全球少数具有低温液化系统的公司，可为液态气体提供低温标准储罐，制冷温度可达80K1。5K，在世界范围内已有600多台投入使用；提供两款30Mpa的储气瓶，以及容量从3000L450000L、压力为1。8、2。2和3。6Mpa的低温标准储氢罐。液化空气针对需求量较大的客户采取管道运输方式，目前已运行了三个跨越9000公里的主要管道网络。空气产品公司在美国的墨西哥湾岸区运营了全球大型规模的氢气厂及管线供应网络，整个系统绵延960多公里。
　　工业气体巨头作为基础设施领导者，加氢站数量持续增长。据OFweek，全球加氢站的60由美国空气产品公司、法国液化空气公司和林德集团建设。据各公司官网，截至2018年底，林德在全球参与建设及投资运营的加氢站超过160个，液化空气集团120个，空气产品公司拥有近100个。林德拥有成熟的加氢机技术，提供的产品按压缩技术的不同，可以分为低温抽气泵、离子压缩机和活塞式压缩机加氢机，共有8种型号。加氢效率最高的是采用离子压缩机的HydroGear加氢机，其运行压力最高可达110MPa，实现每小时加注氢气550公斤。液化空气集团参与建设及投资运营的加氢分布在欧洲、美国、日本和阿联酋等地，具有丰富的加注站设备数据及相关技术。空气产品公司是国际氢能委员会指导级别成员，将所开发的加氢站技术提供给欧洲、中国、日本和美国。
　　深入氢能产业链，打造一体化解决方案。林德依托自主的技术设计，建设和运营氢气及合成气装置，打造全方位的气体供应服务，其提供的ECOVAR现场供应解决方案，可根据需要组合系统和系统模块，以创建适合客户要求的、量身定制的解决方案，使开发、生产、安装和运营的成本显着降低，目前，全球已有1000多套ECOVAR系统投入使用。液化空气的CryocapTM解决方案是一个独特的创新技术，是第一个CO2的低温捕获系统，能增加制氢率。同样空气产品公司一体化解决方案也涵盖了从制氢、储氢、提纯、基础设施建设以及污染的处理及回收整个产业链。
　　氢能供给丰富产业政策支持，中国发展氢能产业优势显著
　　我们认为，中国具备发展氢能产业的基础。一方面，中国是化工大国，据中国氢能联盟初步评估，中国现有工业制氢产能为2500万吨年，可为氢能及燃料电池产业发展的初期阶段提供低成本的氢气供给，为更低成本制氢技术的研发提供时间。另一方面，中国具备统筹全国资源的能力，在跨省间氢气管道的铺设、加氢站等基础设施建设及氢能资源调配等工作方面能较为高效地落实，以推进产业发展。佐以全国及各省市陆续出台的各项支持政策，我们认为，中国发展氢能产业优势显著。
　　国家及地方补贴有望推动氢能产业配套设备加速建设
　　2019年氢能产业正式被写入《政府工作报告》。2011年开始，国家相关政策就已经提及制氢、储氢等配套设施的发展；2014年已有相关政策提出对新建加氢站给予奖励，但在2016年以后，国家政策更多倾斜于保证氢燃料电池汽车不退步，而没有提及在国家层面对加氢站建设进行相关补贴的政策。2019年“推动充电、加氢等设施建设”等内容被写入《政府工作报告》，这是氢能产业首次被写入政府报告，表明国家对氢能源发展的重视。因此，2019年上半年政策更多的倾斜于促进加氢等基础配套设施的发展，预计更多的相关产业扶持政策也将陆续推出，国内氢能源产业配套设施建设有望迎来高潮。
　　国家政策带动，各地方政府越来越重视燃料电池产业的发展。在2018年后，地方政府针对氢能源基础设施建设的扶持政策接踵而至。广东、浙江、山东、江苏四地的政策扶持力度最为突出，其中，佛山南海在加氢站推广方面的经验给全国其他地区加氢站的建设起到了很好的示范作用。山东潍坊《关于做好全市汽车加氢站规划建设运营管理工作的意见》更是全国首个地市级加氢站管理办法，促进加氢站建设向规范化、高质量方向发展。
　　各地方政府也陆续推出加氢站建设的优惠补贴政策，以促进基础配套设施的发展。补贴分为销售补贴和建设补贴，建设补贴标准多按照加氢站加氢能力给予一次性补贴或按照投入设备额的一定比例给予补贴。
　　在政策持续加码下，各地加氢站建设规划也陆续公布。2019年5月24日，由中国汽车工程学会编写的《长三角氢走廊建设发展规划》正式发布，根据规划，长三角氢走廊目标加氢站数量在20192021年超40座、20222025年超200座，20262030年超500座。而在2016年，由工信部组织指定的《节能与新能源汽车技术路线图》中指出，到2020、2025、2030年，中国加氢站数量将分别超过100座、300座和1000座。
　　工业用氢制取技术相对成熟，低成本氢气供给较充足
　　工业用氢制取技术相对成熟，电解制氢或是未来趋势。现有制氢技术主要有煤制氢、水电解制氢、工业副产氢等。其中煤制氢成本最低，生产每立方米氢气成本只需0。70。8元，也是目前的主要制氢方式；工业副产氢的成本约为12元每立方米，但目前的储运条件无法控制远距离运输的成本。水电解制氢电费成本占80，设备成本小于10，技术生产每立方米氢气大约耗电45kwh，若电费低于0。2元kwh，那么水电解制氢就可以作为规模化产氢的方式。据中国氢能联盟预计，2050年电解制氢将占整体制氢量的70，成为主流的制氢方式。
　　中国是世界上最大的制氢国，可为氢能产业化发展初期阶段提供低成本氢气供给。据中国氢能联盟，2018年中国氢气产量约为2100万吨，现有工业制氢产能为2500万吨年，同时每年中国的可再生能源弃电约1000亿kwh，可用于电解水制氢约200万吨。2018年中国氢气需求量约为1900万吨，供略过于求，低成本氢气供给相对充足。
　　燃料电池车产业发展有望拉动千万吨氢气需求，对应万亿氢能产值
　　据中国氢能联盟预计，2050年中国氢气需求中性情况下将达到近6000万吨，主要增量来自于交通运输的燃料电池车。据中国氢能联盟预计，到2030年中国的氢气需求量将达到3500万吨年，产能缺口约1000万吨年；到2050年中国的氢气需求量将达到6000万吨年，其中交通运输方面的氢气需求量将达到2458万吨年，产能缺口约2500万吨年。
　　我们认为，大中型客车及重中型货车未来更可能被替换为燃料电池车。我国燃料电池汽车发展路径明确：通过商用车发展，规模化降低燃料电池和氢气成本，同时带动加氢站配套设施建设，后续拓展到乘用车领域。优先发展商用车的原因在于：一方面，公共交通平均成本低，而且能够起到良好社会推广效果，待形成规模后带动燃料电池成本和氢气成本下降；另一方面，商用车行驶在固定线路上且车辆集中，建设配套加氢站比较容易。当加氢站数量增加、氢气和燃料电池成本降低时，又会支撑更多燃料电池汽车。
　　据我们测算，到2050年燃料电池车对应的氢气年需求量约为2313万吨，对应氢能产业链年产值约为6。9万亿元。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的中性情景假设，2030年及2050年商用车销量中燃料电池车销量将分别达到总销量的7及37，乘用车销量中燃料电池车销量将分别达到总销量的3及14，假设车辆寿命为20年，且燃料电池销量渗透率为线性增长，则2050年燃料电池商用车及乘用车保有量渗透率分别为22及8。5。据公安部交通管理局，2017年我国商用车保有量为2571万辆，乘用车保有量为1。8亿辆，假设2050年车辆保有量不变。同时考虑到技术升级，假设氢气终端成本价为30元公斤，那么2050年燃料电池车年氢气需求量约为2313万吨，对应的氢能产业链年产值约为6。9亿元。
　　产业发展基础设施先行，加氢站及相关设备需求有望率先释放
　　我们认为，在整个燃料电池产业链的发展的早期阶段，加氢站及相关设备的需求有望率先释放。主要原因有两个，1）氢气有用于工业生产的历史，氢的制取、储运技术储备相较燃料电池制造更为充分和成熟，据我们测算，燃料电池车在某些场景下的使用成本已初具经济性，说明在氢气制取及储备环节的成本控制已较为具备商业化的基础；2）加氢站作为燃料电池产业链中的基础设施，是燃料电池车顺畅行驶的重要保障，从朴素的商业逻辑来考虑，加氢站的布局应略先于燃料电池车的普及。
　　在整体产业链中，加氢站有望率先开启大规模建设
　　我们认为，在燃料电池产业链的发展进程中，加氢站有望率先开启大规模建设。据中国氢能联盟，截止2018年底，中国已建成加氢站23座，其中建站手续齐备的商业化加氢站有6座，占比26，在建加氢站约17座。随着政策的完善、技术标准的规范、装备技术的升级以及运营规模扩大带来单位成本的降低，更多加氢站有望满足商业化运营要求。
　　燃料电池车在部分场景下的使用成本上已初具经济性
　　燃料电池车在动力性能、综合效率、制造成本等方面与燃油车和电动车差距仍较大。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，2018年国产燃料电池车的综合制造成本约为150万元人民币，相比类似性能的电动车和燃油车造价分别为25万元和15万元，仅为燃料电池车制造成本的16和110。燃料电池车的制造成本仍居高不下，还需进一步提升性能，缩减成本。
　　当周边布局的加氢站具有近距离运输条件的情况下，燃料电池车的使用成本方面已逐步凸显出经济性。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，目前150公里半径内氢气的气态运输成本可以达到仅2元公斤，因此加氢站终端加氢成本约为37。5元公斤。据中国储能网，当加氢规模逐步上升，上海安亭加氢站有望将目前70元公斤的加氢价格降至4045元公斤，即相对成本约有720的利润空间，为加氢站的商业化运营奠定基础。据我们测算，这一加氢价格对应平均百公里行驶成本约为39。444。3元，类似性能的电动汽车和燃油车对应的百公里行驶成本分别为37。6元和45。5元。在这一应用场景下，燃料电池车的使用成本已逐步凸显出经济性。
　　氢气制备、储运和加注环节有望在商业化的进程中先行一步
　　氢气制备、储运和加注环节有望在商业化的进程中先行一步。由于燃料电池车的使用成本主要体现了氢气制备、储运和加注环节产生的成本，其经济性将有望推动氢气制备、储运和加注环节设备的商业化运营。
　　综合考虑氢气制备、储运和加注三个环节的技术迭代、成本降低及资本投资因素，我们认为加氢站环节已具备商业化运营的基础。主要原因有两个，1）加氢站的技术适配性较强，在制氢和储运设备更新迭代的过程中，不需要显著额外的成本即可适配，相比其他设备更具有经济性，在投资周期中适合率先投资；2）随着制氢及储运技术的更新和燃料电池车的普及，加氢站的零售端成本将被动下降，在这过程中无需额外的资本投入。
　　到2050年，氢气制取的成本有望降低50。据中国氢能联盟，我国氢能发展的技术路线指出，近期目标将以工业副产氢就近供给为主，平均成本不高于20元公斤；中期目标将以煤制氢大规模集中供氢为主，平均成本理论上不高于15元公斤；远期目标是将以可再生能源发电制氢，平均成本理论上不高于10元公斤，相比目前的成本有望降低50。根据技术路线指引，我们认为，制氢设备或还将经历至少2次大规模更新迭代。
　　车载储氢技术将向更高储氢密度发展，氢气管网将逐步建立。据中国氢能联盟，目前氢能的储运主要以35MPa气态存储为主；中期车载储氢将以低温业态为主，氢气管网将逐步铺设；到2050年，氢气的运输有望以管网运输为主。氢气的储运技术也将不断迭代，向更高储氢密度和更高安全性的方向发展。
　　加氢站的技术适配性较强，或将先于氢气制备和储运设备进行建设布局。加氢站的技术标准是依托氢气制备和储运环节的技术路线而制定的，但氢气制备和储运环节的技术还处在探索和迭代阶段，所以目前加氢站还没有明确的技术标准。但由于加氢站的技术适配性相对较强，可以在建设初期同时进行35MPa和70MPa两个压力等级的建设方案设计，并预留70MPa压力等级的建设空间和接口。这种设计对加氢站建设成本影响不大，因此加氢站在后续氢气制备和储运环节技术迭代的过程中，或不需大量额外改造成本。基于此，我们认为，在产业链目前的发展情况下，率先进行加氢站的建设是相对具有经济性的。
　　氢气制备及储运具有规模效应，加氢终端销售价格有望随着燃料电池车的普及被动下降。据中国储能网，我国加氢站终端气体售价中氢气的原材料成本占到50，生产及运输成本占到20。氢气制备及储运具有规模效应，据ICCT预计，随着燃料电池车的普及，单位氢气的制造及储运成本均会下降，当保有100万辆燃料电池车的时候，氢气的零售价格为6美元公斤，但当燃料电池车的保有量上升至500万辆的时候，氢气的零售价格会降至4美元公斤。因此，随着燃料电池车的普及，加氢站基本不需要做大的技术改进即可被动降低采购成本。
　　燃料电池产业助推，加氢站等配套设施及相关设备需求空间可观
　　数据回归得，产业发展初期加氢站增速最高，随着产业逐步成熟，加氢站等基础设施的建设增速将递减。据ICCT的数据，根据各个国家和地区的实际及规划的加氢站数量和燃料电池车保有量，回归可得燃料电池车保有量与加氢站数量是幂指数关系，即每个加氢站能覆盖的燃料电池车随着加氢站的数量增加边际增加，前100座加氢站预计每个站可以支持100400辆燃料电池车，而在有1000座加氢站的情况下，预计每个站可以支持10002000辆燃料电池车。
　　20192050年，加氢站对应设备新增投资额有望达到838亿元。据ICCT，装有500kg储气瓶的加氢站的造价约为1200万元人民币，以此计算新增加氢站投资总额约为37亿元，据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》设备投资占到总投资的70，对应的设备投资额为26亿元。如按照2050年的远期规划建设10000座加氢站，20192050年新增投资额约为1197亿元，对应设备投资额为838亿元。
　　机遇与挑战并存，本土氢能商业化的破局点在攻技术降成本
　　我们认为，本土氢能商业化的破局点在核心技术国产化带来的成本降低。一方面，我国在氢能相关技术储备上相比国际先进水平仍有差距，在部分核心零部件及设备方面未能实现国产自制，是部分导致基础设施建设投入资本高，成本居高不下的因素。另一方面，由于目前处于燃料电池车产业发展的早期阶段，燃料电池车数量少导致加氢站相关基础设施的利用率不足，投资回报周期长。自上而下的补贴政策有望将产业发展带入正向循环，实现技术突破及提升规模，从而实现降本增效，产业逐步商业化。
　　关键技术相对国际先进水平差距仍存
　　我国目前虽然具备一定的氢能相关技术，但相比国际先进水平仍有差距。衡量氢能产业发展水平的核心在于氢能和燃料电池产业相关的核心技术是否能实现国产化，而非仅仅在于组装进口的核心零部件。目前，在氢能产业方面，我国有部分技术已处于国际领先地位，如光催化和生物质制氢。但另一些与国际先进水平差距明显，如储氢环节，车载储氢罐和碳纤维目前仍存在瓶颈，我国在液氢储运技术方面较为薄弱；加氢站环节，氢气压缩机和加氢机技术与国外差距较大。综上从成本上考虑，我国率先选择在长续航里程运营型汽车上发展，主要系此类汽车在燃料电池的使用上，与电动和燃油相比，更易实现使用成本的经济性。
　　加氢站等基础设施建设仍需政策保驾护航
　　氢能源发展早期阶段，加氢站建设资本投入高，项目回收期长。主要因素系建设费用较高及市场开发期间设施利用不足，据IEA，两因素叠加可能导致10至15年的负现金流。一方面，高资本投入主要与氢气压缩和储存有关，存储在燃料电池车上的氢气压力越高，该加氢站站所需的压缩机就越昂贵，35MPa的加油站比70MPa的加油站便宜约13。另一方面，目前国内的燃料电池车大多数仍处于示范运营阶段，往往会选择短途行驶，加氢站的选择比较固定，从运营时长和频次来说也远不能和正式运营的车辆相提并论，因此较易导致设施利用率不足，成本居高不下的情况。
　　我们认为，在行业发展的早期阶段，加氢站建设的主要推力仍将是对加氢站补贴的顶层设计。2014年11月，有关部委联合发布的《关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知》，对2013至2015年符合国家技术标准且日加氢能力不少于200公斤的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励为400万元。2019年3月26日，由财政部、工信部、科技部、国家发改委等四部委联合印发的《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》称，“从2019年起。。。。。。地方应完善政策，过渡期后不再对新能源汽车给予购置补贴，转为用于支持充电基础设施‘短板’建设和配套运营服务等方面。”国家相关补贴政策的陆续出台，有望推动加氢站建设提速。
　　氢能产业链相关标的梳理
　　一方面加氢站和氢气作为燃料电池车产业重要的原料及基础设施，在燃料电池车商业化的过程中具有关键性的作用。产业发展基础设施先行，加氢站建设运营及相关配套设备有望率先受益。另一方面，从三大工业气体巨头依托空分技术储备及资源调配能力在氢能产业链的全方位布局的能力向国内产业发展推导，我们认为，国内具有氢的制备和纯化技术储备的本土空分设备及工业气体公司，有望受益国内氢能产业的发展。