前两篇氢能报告中，我们聚焦制氢环节的电解槽设备，挖掘国内电解槽厂商内销与出口机会。本篇报告，我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理，分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。

制氢端：电解槽为电解水制氢环节核心设备，海外空间大于国内。电解槽占比电解水制氢设备成本50%以上，其中电极和隔膜为碱性电解槽核心壁垒。

短期电解水制氢成本约16.6 元/kg（电价0.21 元/kwh），略高于煤制氢成本上限，未来电价下行叠加设备能耗降低，其经济性有望提升。市场空间看，海外需求大于国内。我们测算2030 年国内电解槽规模有望超80GW，对应市场规模约1160 亿元；测算2030 年欧洲、中东、印度地区累计装机规模约100GW/46GW/58GW，合计超200GW。

氢储运：承上启下，是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。现阶段中国绿氢项目多落在风光资源丰富的内蒙古，但化工园区多聚集在东部地区，国内绿氢呈一定程度供需错配，氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。

氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性，氢储运难度较大。

氢储存：目前气态储氢为主流方式，III 型、IV 型碳纤维符合材料气态储氢瓶应用较广，但核心部件依赖进口致成本较高。

氢运输：1）长管拖车适用于中短距离运输，<50km 及500km 运输距离对应成本约5 元、20 元/kg；2）管道初始投资成本较高，适用于大规模长距离运氢，100km 运输距离对应成本约1.2 元/kg，为长管拖车成本的1/5。近期管道运氢步入发展新阶段，氢储运有望迎来快速发展。

加氢站：制氢至用氢端的重要枢纽，制加一体站有望成为未来主流方向。单座35MPa、日储氢量250kg 的加氢站建设成本约1400 万元。成本拆解看，压缩机、储氢、加氢设备合计占比约44%，压缩机国产替代空间较大。预计电解槽放量&加氢站建设加速将带动氢能压缩机需求提升，氢气压缩机流量值中位数约450 Nm/h，我们预计制氢端1000 Nm/h 电解槽与450 Nm/h氢能压缩机配比约1:2。发展趋势看，制加一体站回本周期较快（约3 年），有望成为未来方向。

用氢端：电堆成本占比较高，政策催化下燃料电池车有望迎来快速发展。燃料电池车现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本，发展较慢。成本拆解看，电堆占比燃料电池成本约30%，其中催化剂由于贵金属铂含量较高，推高燃料电池整体成本（占比电堆成本36%）。潜在空间看，氢能规划提出至2025 年国内氢燃料电池车保有量达5 万辆，2022 年保有量约1.2 万辆，对应CAGR22-25 年约60%。

投资建议：

制氢环节（电解槽）：推荐具备品牌和渠道优势的龙头隆基绿能、阳光电源等；优质设备供应商双良节能、华电重工、华光环能、亿利洁能、昇辉科技等，绿氢制备厂商石化机械，以及关注绿氢生产商吉电股份等；氢储运：建议关注储氢瓶标的中材科技、京城股份等，氢管道运输标的石化机械等。

加氢站：建议关注全国加氢站设备头部企业美锦能源、中泰股份等；压缩机龙头开山股份、冰轮环境等；

燃料电池：建议关注燃料电池系统及发动机等零部件头部供应商亿华通、潍柴动力、雪人股份等。

风险提示：政策支持力度不及预期、制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期、假设和测算存在误差。