投资研究——氢能产业如何投资？
氢能，作为一种新型清洁能源，正日益受到重视，尤其是化石能源价格高企与地缘政治的影响，众多国家纷纷投入资本与资源加大研究落地。应该说，到今天，各国应该研究出了一些可以落地的项目，从投资角度来讲，氢能产业应该怎么投呢？结合我看到的创业项目，我试着说说自己的理解。
2025年是中国“十四五”规划的收官之年，也是“十五五”规划的布局之年。中国将进一步落实氢能产业政策，突破核心技术瓶颈，完善标准和基础设施，推动试点示范和区域综合发展。报告预计，通过技术创新和政策支持，中国氢能产业将实现提质增效，为“十五五”时期奠定坚实基础。具体目标包括：
- 绿色氢产量达到10-20万吨/年，减少碳排放100-200万吨。
- 氢燃料电池汽车保有量达到50,000辆，建设更多加氢站。
这是国家战略，也是一个方向。第一是制氢产业，第二是汽车燃料电池的应用，第三是其他场景的应用。如果是你，你应该选择哪个方向？
中国是全球最大氢气生产国，年产量约35,000万吨。氢能产业链可分为“制氢—储运—加注—应用”四个环节。
- 上游“制氢”包括可再生能源电解水、化石能源重整和副产氢，其中未来可再生制氢比重有望显著提升；
- 中游“储运”涵盖高压气瓶、液氢罐、管道及新型载氢介质（如LOHC）；
- 下游“加注”是指加氢站建设与运营；终端应用主要为燃料电池车辆和工业燃料。
各环节对应的细分赛道主要包括：制氢技术与电解槽设备、氢气储运技术、加氢站与加注设备、燃料电池电堆及其关键部件（膜电极、质子交换膜、催化剂等）等。不同环节技术成熟度和市场规模差异较大，但总体都处于快速发展阶段，国家和地方均高度重视并积极布局。
就我目前看到的两个创业项目，一个是在制氢环节的催化剂，属于关键核心技术，目前该技术完全被日本企业控制，多说一句，日本在氢能技术储备上是比较领先的；另一个是储运环节的创业项目，该项目已经应用在神舟飞船上了。氢能储运未来肯定是一个关键环节。从两个创业项目的方向上，都符合国家政策鼓励的领域，也确实是关键点，可以说，选择是正确的。
（一）制氢及电解槽赛道
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赛道位置与细分：制氢是氢能产业链的上游，分为传统化石制氢（煤制氢、天然气重整等）和清洁制氢（可再生能源电解水、核能制氢、工业副产氢等）。其中，“电解槽设备”是可再生能源制氢的核心装备，主要技术路线包括碱性电解槽（AWE）、质子交换膜电解槽（PEM）和固体氧化物电解槽（SOEC）。国内外市场以碱性电解为主（全球占比约60%），PEM发展较快但成本偏高。
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市场空间：随着“双碳”目标和氢能规划推动，中国可再生制氢需求快速增长。据预测，到2025年中国可再生能源制氢量将达10–20万吨/年，对应电解槽新增装机约2–4GW（约需投资百亿级人民币规模）。行业咨询报告预计2025年中国电解水制氢设备需求超过2GW，年均增速超过50%。长期看，招商证券估计到2050年中国电解槽装机量可达500GW，市场规模超过7000亿元。而2025/2030年国内市场投资规模较难精准预测，但已有研究指出2025年我国燃料电池与电解槽等设备产业总值可达数千亿元水平。
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技术发展趋势：当前制氢成本高是主要挑战，关键在于降低电力成本和设备成本。技术趋势包括：提升电解效率、扩展规模经济、寻求低成本材料。招商证券认为，2030年前中国电解槽成本可下降60%–80%，2025年前绿氢成本有望降至20元/kg以内。碱性电解槽技术成熟、成本较低，是近期主流；PEM槽响应速度更快、适合波动电源，目前正在国内外示范试验；SOEC效率高，但寿命与成本有待突破。国产化方面，国内企业产能扩张迅速，技术水平已接近国际先进水平。总体来看，制氢技术尚需在电解效率、耐久性、规模化、材料（如电极、隔膜）和系统集成等方面进一步攻关。
建议关注技术突破方向——新型电极催化剂、耐腐蚀隔膜、高压大功率电堆技术和自动化制造等。第一个方向也是我正在看的项目所做的。 -
政策支持：国家规划高度重视可再生制氢。如《氢能中长期规划》明确要加快推进可再生能源制氢技术和示范；近期文件提出探索绿色制氢电价补贴或市场化机制等措施。地方层面，各省纷纷出台行动方案，重点支持绿色制氢示范项目。例如江苏提出到2030年“绿氢成为供氢增量主体，氢气成本明显下降”，并重点突破制氢设备核心技术。山东、广东等多省也在新能源基地附设电解制氢项目，并给予财政奖励。总体政策环境有利于绿色制氢和电解装备本土化，企业可争取电价优惠、项目补贴和技术改造奖励。
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投资门槛：技术壁垒中等偏高。电解槽涉及高端材料（如钛、铂族金属催化剂）、高压电气系统和精密制造，要求具备研发与工程能力。且设备资本开支大（单套MW级装置需亿元级投资），需较长制造与调试周期。获得生产资质和认证也需时间（如特种设备压力容器认证、行业安全标准）。但国内相关产品逐步实现规模化和国产化，市场集中度较高，进入前需要较大资金和技术积累。
投资阶段：适合投资成长期企业的产能扩张或技术升级项目，以及早期创新型公司（尤其在膜、电极、催化剂等关键材料领域）的股权融资。
（二）氢气储运与加氢站赛道
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赛道位置与细分：氢气储运和加氢站是氢能中游环节，连接上游制氢与下游应用。储运技术包括高压气态储运、液氢储运、载氢材料（如液有机载体、金属氢化物）以及管道输送等；加氢站则包括制-储-加一体站和分布式加注站等类型。加氢站负责将氢气加注到燃料电池车辆，目前多为35MPa高压气态加注，正逐步推广70MPa和液氢加注。
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市场空间：国内加氢站建设起步快。截至2024年9月，全国加氢站已建成510余座，规模居全球前列，预计到2025年将超过600座（行业预测）。《江苏行动方案》提出2030年建设100座以上加氢站。按照运营成本和政府补贴情况，一个现代化加氢站投资额在5000万–1亿元人民币左右，投资规模与站数直接相关。氢储运方面，虽然管道和大型储罐等基础设施投资巨大，但在区域示范项目中已有推进（如内蒙古258公里掺氢管道、湖北大冶50公里专用氢管道及乌兰察布至北京400公里绿氢示范管道），未来10年或产生千亿级机会。
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技术发展趋势：加氢站关键装备（压缩机、储罐、加注桩）技术逐步成熟，国内企业已实现国产化替代并参与国际竞争。技术难点在于提升安全可靠性和使用寿命：如提高高压储罐材料的抗氢脆性能，优化密封件和阀门耐久性等。同时，未来将向气氢与液氢并行发展，加强氢气预制储存与运输（诸如洞穴储氢、管网输氢）的应用示范。
值得关注的创新方向包括液有机载体（LOHC）技术、液氢制备与运输技术（如低温储运）、以及智能化加氢站运营管理（无人值守、数字化监控等）。
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政策支持：中央和地方均强力推动加氢站等基础设施建设。《规划》明确要“部署建设一批加氢站”。国家发改委等文件提出完善加氢站建设、运营补贴等配套政策。多数省市出台了具体补贴办法：以吉林为例，对新建单站年加氢能力≥1000kg的给予500万元补贴，500–1000kg的补贴200万元；对符合条件的在营站提供每公斤15元运营补贴（最高每年200万）。深圳、北京、上海等城市也分别发布规划，加氢站建设与示范运营纳入奖励范围。总体而言，站点建设补贴显著降低了前期风险，但同时企业需满足土地规划、安全审批等要求。
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投资门槛：加氢站项目资金投入大、回收期较长。除设备CAPEX外，还要经过较严格的用地审批、安全验收、环保评估等流程。典型建设周期2–3年，且运营初期需政府补贴配合，否则经济性压力大。储运领域如大管网或洞穴储氢项目规模超大，往往需要国家或省市级重资推动，一般不适合单一民企小规模投资。
投资阶段：适合投资示范或成长期项目，可联合地方能源集团和投资基金采取SPV模式；或以战略投资、联合实验室等形式参与技术开发和试点项目。
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