全球氢能正进入快速发展阶段，产业热度持续提升。我们从制—储—运—加—用五个环节分析了氢能目前行业发展的现状：
　　制氢：灰氢是现在，绿氢是未来，绿氢正加速平价。从氢气制取方式占比看，全球氢气制取方式以天然气SMR为主，而我国以煤气化制氢为主。分成本对比看，在各个设备、原料及技术当前的背景下，我们测算天然气制氢成本为2.19元/Nm3，煤制氢成本为1.11元/Nm3，焦炉煤气制氢成本为1.39元/Nm3，ALK制氢成本为3.29元/Nm3、PEM制氢成本为4.66元/Nm3。虽然当下绿氢的制取成本显著高于灰氢，但以ALK为代表的绿氢制取技术，伴随电耗降低、设备降本、利用率提升，正在制氢成本上不断追赶绿氢。
　　储氢：高压气态储氢是主流，但也在探索更优解。储氢关键在于提高氢气能量密度的同时保证安全性，常见的氢气储存方式可以分为物理储氢和化学储氢两大类。目前，发展最成熟、使用最广泛的是高压气态储氢方法，但由于氢的分子渗透作用，钢制高压气瓶容易出现氢脆现象，带来氢气泄露和爆炸的风险。故而，此种方式下，储氢瓶材料的选择是当前主要的研究方向，但同时是否有更好的储氢方式也是目前的探索方向。譬如低温液态储氢、固体金属氢化物储氢、有机物液体储氢等新技术也正处在研发探索阶段。
　　运氢：高压气氢运输被广泛使用，液氢、管道输氢仍需攻关。高压气氢运输技术相对成熟，是加氢站主要运氢方式，但效率低下、成本较高，适用于近距离、小体量运氢场景。液氢运输提高了氢气能量密度，效率较高，国外加氢站液氢运输略多于气氢运输，我国的压力主要在于液氢关键设备依然依赖进口以及液氢运输审批困难。管道输氢具有前期投资大、损耗低的特点，适用于远距离、大规模输氢。利用现有的天然气管网混氢运输可大幅降低氢气输送成本，减少开发新的输配基础设施的投资，但天然气管道掺氢后又会带来管道材料的氢脆、氢鼓泡、脱碳及氢腐蚀等风险，故而“混多少”是目前主要实验的方向。
　　加氢：核心设备仍需突破，规模化发展是降本的重要途径。我国加氢站核心设备尚处于研发阶段，存在压缩机输出压力不够、压缩机核心设备依赖进口等相关问题。加氢站的规模与数量高度相关，“多建”是降本的主要方式。目前，国家和地方加氢站补贴标准相继落地，推动加氢站向大规模发展。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，明确到2030年加氢站数量达到1000座。而截至2022年底，我国仅有138座加氢站，主要分布在广东、山东和上海。
　　用氢：工业领域占大头，其次是交通领域。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》数据，至2050年氢能需求量将提升至6000万吨左右，在我国终端能源体系中占比达10%，其中工业领域、交通运输领域、建筑及其他领域用氢占比分别达57%、41%和2%。在工业领域：氢能除具有能源燃料属性外，还是重要的工业原料，其可代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。在交通领域：电动车相比，氢燃料电池车续航足、加氢快；和传统燃油车比，氢燃料电池车又具有节能减排的属性，政策推动下，我国氢燃料电池汽车产业正处在快速发展阶段。
　　重点关注公司：
　　（1）制氢：派瑞氢能、苏州竞立、天津大陆、隆基绿能、阳光电源、华电重工、华光环能、昇辉科技、亿利洁能、双良节能。
　　（2）储氢：富瑞特装、京城股份、中材科技。
　　（3）运氢：厚普股份、石化机械、雪人股份、开山股份。
　　（4）氢燃料电池：亿华通、雄韬股份。
　　风险提示：（1）国家产业支持政策落地进度不及预期风险。（2）核心设备和技术依赖进口风险。