◆制氢技术多元化，因地制宜是关键。http://www.hibor.com.cn【慧博投研资讯】随着燃料电池等氢能产业写入国家战略，氢能开发受到市场关注。http://www.hibor.com.cn（慧博投研资讯）制氢是氢能产业链最前端环节，当前技术路线多元化不存在单一最优模式，需要因地制宜。我国作为煤炭资源大国，煤制氢是未来煤炭清洁利用的重要突破口。
        ◆储氢、运氢是氢能利用发展的掣肘。当前，氢气运输瓶颈尚未完全突破、成本较高，且加氢站数量不足导致氢能利用发展滞后。我们对目前三大运输方式进行理论测算后认为，未来全国氢气储运基础设施构建中，大规模制氢企业与城市门站之间主要可以管道方式运输；城市内部或区域之间中短距离可以集装管束（拖车）运输，液氢槽罐车则能在  300  公里以上的远距离需求中发挥一定优势。制氢环节未来沿海主要以化工副产制氢模式，内陆则是煤制氢与可再生能源制氢并存。我国煤炭资源与能源消费地呈逆向分布，考虑储氢、运氢成本较高，资源地产氢且就近消纳是可行方案。
        ◆煤制氢是我国传统煤化工转型的突破口。我国传统煤化工煤制甲醇项目产能利用率不足  60%，主要分布于内蒙古、山西等富煤地区，停产产能中45%采用煤制甲醇工艺。这部分产能具有改造成专门制氢装置的潜能，其改造成本为新建项目的  65%。煤制氢相比天然气制氢具有较好的成本竞争力，价格约  0.9  元/立方米。考虑到未来对煤化工褐煤的利用可能，成本还存在下降空间。根据我们敏感性测算，若改造比例达  10%，全国单醇装置可供给  124  万辆燃料电池车；若煤化工消费占比提升  1  个百分点，全国新建煤制氢项目可供给  543  万辆燃料电池车。
        ◆投资建议：未来我国制氢产业将呈现煤制氢、工业副产制氢、可再生能源制氢三大技术路线并存格局。（1）沿海地区：加氢站与煤炭资源呈逆向分布。由于尚未建立完善的氢气疏运系统，运输成本是限制沿海地区煤制氢的主要因素；氯碱、PDH  和乙烷裂解等化工副产供氢是燃料电池车氢源的有效途径。（2）非沿海地区：东北、华北、西北等“三北”地区光伏、风能等分布式可再生资源丰富，过剩电力可用于电解制氢。以河北张家口为例，为了解决弃风问题，地方政府大力发展风电制氢项目，计划在  2020  年完成  21  座加氢站建设项目。“三西”地区煤炭资源丰富，煤制氢潜力巨大：以山西为例，大同市已提出“氢能之都”的建设目标，2018  年雄韬氢能大同产业园项目开工，该项目将建成年产能  5万套的燃料电池发动机生产基地与年产能  5  万套的燃料电池电堆生产基地，年产值超过  200  亿元。整体产业的发展仍然是一个长期过程，短期推进应以试点方式，二级市场的投资机会也多以主题性为主。建议关注具有煤气化资源优势，积极布局加氢站、燃料电池整车制造的美锦能源。此外建议关注在制氢领域积极布局的神华集团、兖矿集团等大型煤炭企业，其上市平台分别是中国神华、兖州煤业。
        ◆风险分析：煤价大幅上涨削弱煤制氢经济性；加氢站建设进度不及预期；运输环节建设进度不及预期；CCS  技术成本能否降低具有不确定性。