在氫燃料電池產業鏈中，上游是氫氣的制取、運輸和儲藏，在加氫站對氫燃料電池系統進行氫氣的加注；中游是電堆等關鍵零部件的生產，將電堆和配件兩大部分進行集成，形成氫燃料電池系統；在下游應用層面，主要有交通運輸、便攜式電源和固定式電源三個方向。

    氫能和燃料電池的關鍵技術主要是氫能的生產工藝、燃料電池技術、氫燃料的運輸與配送等。

    燃料電池的發電原理與電池大致相同，實質是燃料氣體和氧化劑發生化學反應。燃料電池主要有三個組成部分：陰極、陽極和電解質。（1）電解質：電解質材料決定了燃料電池的類型；（2）陽極：將燃料分解成電子和離子，通常由鉑制成；（3）陰極：將離子轉化為水，通常由鎳或納米材料制成。

    不同類型的燃料電池取決于使用的電解質不同。其中，質子交換膜燃料電池（PEMFC）應用范圍較廣，也是交通領域燃料電池的首選。

    一、燃料電池系統

    燃料電池車用動力系統主要包括燃料電池發動機、動力電池、電機驅動系統、控制系統、DCDC直流變換器。我國攻克了車用燃料電池動力系統集成、控制和適配等關鍵技術難點，形成了燃料電池系統、動力電池系統、DC/DC（直流/直流）轉換器、驅動電機、儲氫與供氫系統等關鍵零部件部件配套研發體系，總體技術接近國際先進水平。

    1）乘用車方面：國外乘用車廠發動機均采用全功率模式，再加上乘用車內空間有限，因此均使用高壓金屬板電堆，體積功率密度高（>3kW/L），均實現-25℃以下低溫啟動，壽命5000小時以上，已實現商業化銷售。但是，國內燃料電池乘用車發動機僅有上汽一家自主開發的榮威950轎車（30kW）完成公告認證，其他乘用車企業均采用合作的方式，還處于樣車開發階段，例如北汽、廣汽、長安、漢騰等。

    2）商用車方面：國外商用車發動機供應商主要有巴拉德、Hydrogenics和USHybrid，這三家企業目前都與國內的企業有合作，發動機均采用石墨板和中低壓技術路線，壽命超過10000小時。

    國內燃料電池發動機開發模式與國外不同，國外采用全功率型發動機，國內則采用氫-電混合燃料電池發動機。國內有北京億華通、新源動力、上海重塑、廣東國鴻重塑等企業開發出30kW以上燃料電池發動機。目前裝載北京億華通燃料電池發動機的客車租賃車隊（北京60輛燃料電池團體客車）和燃料電池公交車車隊（張家口74臺燃料電池公交車）已正式投入商業化運營；裝載上汽集團自主研發的燃料電池發動機的FCV80實現了百臺級的銷售和日常運營；上海重塑的燃料電池發動機裝載了500臺物流車投入商業化運營。

    二、電池堆

    電堆是燃料電池的主要成本，年產1,000套系統與年產50萬套系統，電堆占燃料電池成本分別為66%、42%。根據DOE的估算，車用80kW燃料電池系統成本平均為45美元/kW（年產50萬套的規模），其中燃料電池堆成本為19美元/kW。從成本敏感性因素分析來看，膜電極的比功率、貴金屬鉑的用量及膜成本是決定成本的關鍵因素。另外，輔助系統關鍵部件的成本為26美元/kW，空氣壓縮機、氫氣循環系統、增濕器的成本是關鍵因素。

電堆是氫燃料電池的主要成本

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    電堆是發生電化學反應的場所，也是燃料電池動力系統核心部分，由多個單體電池以串聯方式層疊組合構成。將雙極板與膜電極交替疊合，各單體之間嵌入密封件，經前、后端板壓緊后用螺桿緊固拴牢，即構成燃料電池電堆。電堆工作時，氫氣和氧氣分別由進口引入，經電堆氣體主通道分配至各單電池的雙極板，經雙極板導流均勻分配至電極，通過電極支撐體與催化劑接觸進行電化學反應。

    國外乘用車廠大多自行開發電堆，并不對外開放，例如豐田、本田、現代等。也有少數采用合作伙伴的電堆來開發發動機的乘用車企業，例如奧迪（采用加拿大巴拉德定制開發的電堆）和奔馳（采用奔馳與福田的合資公司AFCC的電堆）。

    目前國外可以單獨供應車用燃料電池電堆的知名企業主要有加拿大的Ballard和Hydrogenics，歐洲和美國正在運營的燃料電池公交車絕大多數采用這兩家公司的石墨板電堆產品，已經經過了數千萬公里、數百萬小時的實車運營考驗，這兩家加拿大電堆企業都已經具備了一定產能，Ballard還與廣東國鴻設立了合資企業生產9SSL電堆。此外還有一些規模較小的電堆開發企業，例如英國的Erlingklinger，荷蘭的Nedstack等，在個別項目有過應用，目前產能比較有限。

    三、空壓機

    空壓機則是空氣壓縮機，是車用燃料電池氫氧供應系統的重要部件，它將常壓的空氣壓縮到燃料電池期望的壓力，由于燃料電池內部的化學反應對環境“苛刻”的要求，參與反應的空氣（其中的氧氣）的溫度、濕度、壓力和流量需要空壓機進行控制與調整。常見的空壓機類型有滑片式、渦旋式、螺桿式與離心渦輪式等。

    螺桿式空壓機的優點是壓力/流量可以靈活調整、啟停方便、安裝簡單，缺點是噪聲大、體積大、質量重和價格高，已在美國GM，PlugPower、加拿大Ballard等公司的燃料電池系統中采用。渦輪式空壓機容積效率較高，壓力與氣量連續可調，但尺寸和重量較大，本田和現代等公司已定制開發了空氣軸承的渦輪式空壓機。

    目前國內車用燃料電池空壓機基本依賴進口，國產的僅廣順空壓機在上汽有實際應用。

    四、氫氣循環泵

    典型的氫氣供應系統HSS包括高壓儲氫瓶、減壓閥、壓力調節閥、循環裝置(循環泵或引射器)、穩壓罐、傳感器、各種電磁閥及管路等。HSS通過高壓儲氫瓶提供電堆所需的氫氣，根據電堆的工況特性，對氫氣進行調壓、加熱、加濕，并通過循環裝置對電堆出口氫氣進行循環利用。

    為保證PEMFC穩定高效運行，同時提高氫氣利用率，通常采用氫氣循環的方法，即氫氣把電堆內部生成的水帶出后，經水氣分離裝置將液態水分離，再將氫氣循環送回到電堆陽極重復使用，同時對新鮮氫氣進行加濕。

    目前氫氣循環泵依賴進口，美國Park公司開發出氫氣循環泵可用于不同的氫燃料電池汽車。國內目前沒有替代品，主要是由于氫氣循環泵的氫氣密封和水汽腐蝕和沖擊問題難以解決，國外也僅有幾家能夠提供解決方案。國內雪人股份、廣順新能源、漢鐘精機等企業正在進行氫氣循環泵的研發。

    五、加濕器

    目前國際上的主流技術是Gas-to-Gas加濕器。國外已經有許多廠家開發出加濕器，并已形成產品，能夠滿足備用電源到氫燃料電池公交車用加濕需要。如美國的Perma-Pure生產的管式加濕器、加拿大Dipont生產的板式加濕器、德國Mann-Hummel生產的板式和管式加濕器和德國FreudenbergFCCT生產的管式加濕器等。

    六、儲氫瓶

    車載供氫系統為燃料電池發動機提供燃料供給，分硬件和控制系統兩部分；硬件系統包括碳纖維纏繞鋁內膽儲氫瓶、組合式瓶閥、溢流閥、減壓閥、壓力/溫度傳感器等組成。

    我國使用的壓力為35MPa的碳纖維纏繞金屬內膽氣瓶（III型）的儲氫密度為3.9%，通過提高壓力到70MPa可達5%；而采用碳纖維纏繞塑料內膽氣瓶（IV型瓶）儲氫密度可以進一步提高到5.5%。我們在IV型氣瓶方面尚沒有掌握制造技術，在70MPa的III型氣瓶方面僅有研發成果，沒有產品。

    七、制氫

    我國氫氣產能超過2,000萬t/a，但生產主要依賴化石能源，消費主要作為工業原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規模較小。（1）氫氣供給：國內由煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占比接近70%，工業副產氫（焦爐煤氣、氯堿等）占比約為30%，電解水制氫占比不到1%。（2）氫氣需求：基本為工業用途，如合成氨、合成甲醇、石油煉化等；用于交通領域的燃料電池汽車占比不到1%。

電解水占比不到1%，制氫依賴化石能源

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加注站主要依靠氣氫拖車運輸

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    氫氣的生產工藝主要有蒸汽甲烷重整和電解制氫兩種。（1）重整制氫：根據IEA數據，全球48%的氫氣是由天然氣通過蒸汽甲烷重整工藝（SMR）生產，即在高溫、催化劑的作用下，甲烷和水蒸氣發生的反應生成氫氣的過程。用這種方法大規模生產氫氣的成本主要由天然氣價格決定，例如目前美國天然氣的價格是0.9美元/kg，歐洲的天然氣2.2美元/kg，日本的天然氣3.2/kg。

    電解制氫。電解法是通過施加一個直流電把水分離成氫氣和氧氣，把電能轉化成化學能。2014年，全球大約安裝了8GW電解能力的電解氫設備。不同類型的電解槽可以按電解質和電荷載體的不同，分成堿性電解槽、質子交換膜（PEM）電解槽和固體氧化物（SO）電解槽等。堿性電解槽是目前最成熟的技術，并且投資成本比其他的電解槽要低很多，但是PEM電解槽和SO電解槽更有希望降低成本和提高效率。電解氫的成本取決于電力成本以及電解槽的投資成本。為了最大限度地降低電力成本，很多電解氫的設備選擇接入價格低廉的可再生能源，如光伏和風電。

    八、儲運

    通常制氫后得到的氫氣通過壓縮途徑儲存。將氫氣通過壓縮機壓縮，存儲在中低壓壓力等級的儲氫罐。當制得的氫氣量足夠大時，利用地下氣穴儲存，地下存儲的氫氣壓力水平范圍為2MPa至18MPa。若設備允許，氫氣可以通過低溫液化，儲存到低溫儲氫罐，其儲氫量相比壓縮儲氫要大得多；同等空間下，壓縮儲氫提供氫儲量100kWh，而低溫液態存儲可達100GWh。對于壓縮氫氣儲氫，壓縮機是儲氫的關鍵技術。

    九、運輸

    相比上游制氫行業，氫能儲運和加注產業化較為滯后。壓縮氫氣與液態、固態和有機液體儲氫技術相比相對成熟，但產業化仍有距離。我國壓縮氫氣主要通過氣氫拖車和氫氣管道兩種方式運輸。

    （1）氣氫拖車：裝運的氫氣重量只占運輸總重量的1%~2%，比較適用于運輸距離較近、輸送量較低、氫氣日用量為噸級或以下的用戶。目前，國內加氫站的外進氫氣均采用氣氫拖車進行運輸。

    （2）氣氫管道：運輸應用于大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。國外氣氫管道輸送相對國內較成熟，美國、歐洲已分別建成2400km、1500km的輸氫管道。我國目前氫氣管網僅有300~400km，最長的輸氫管線為“巴陵-長嶺”氫氣管道，全長約42km、壓力為4MPa。

    十、加氫站

    加氫站是燃料電池汽車供應鏈中一個至關重要的因素，提供加氫站網絡建設是普及燃料電池車的先決條件。加氫站的設置在很大程度上是由每日氫燃料的需求量、車載氫燃料的儲存方式，以及氫燃料的制造和運輸方式等決定的。

    不同規模的加氫站采用不同的運輸方式。一個小的加氫站初始階段可能每天只需要50kg到100kg，但是在成熟以后的市場里，加氫站每天可能會需要2,000kg氫燃料。對于小加氫站，可以采用氫氣氣體罐運輸或者現場制氫，而對于日用氫量大于500kg且沒有現場制氫的加氫站，液化運輸和管道運輸是最好選擇。

    2018年全球運營的加氫站數量達到369座，主要分布在日本、美國、德國，前三個國家擁有全球2/3的加氫站。其中，日本運營數量102座，美國77座，德國66座，法國17座，英國17座，中國15座。運營的369座加氫站中，其中273座對外開放，其余的僅限對公共汽車等開放。

2018年全球運營的加氫站達到369座

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全球加氫站主要分布在美國、日本、德國

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全球范圍來看，我國加氫站建設相對緩慢。（1）氫能需求不足，導致加氫站投入平均成本過高、難以大規模鋪設；（2）國內加氫站成本過高，建設及運營經驗不足，加氫站建設運營管理制度體系缺位，加氫站建設運營等行政審批程序不通暢等多方面因素，又使得我國加氫站推廣緩慢。

2018年全球最多的加氫站數量

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    加氫站成本構成主要為壓縮機。根據交能網數據，目前加氫站建設成本較高，我國一個日加氫能力為200kg的加氫站成本約為1,000萬元，歐洲同等量級的加氫站所需成本與國內相當。

    運營成本方面，能耗來自增壓設備和冷卻設備的能耗，低溫液態加氫，不需要冷卻裝置，增壓能耗較低，因此液態加氫站的運營成本也相對氣體加氫站較低；但如果制氫地點與加氫站距離較近時，氫氣液化和液態氫氣的運輸成本都更高，將導致終端成本較高。因此，加氫站的設計應當因地制宜，綜合各項成本。

    終端用氫成本主要包括制氫、儲氫、加氫等三部分。根據調查數據測算，終端用氫價格在35-50元/kg，預計隨著用氫規模擴大、技術進步等，用氫成本將下降至25-40元/kg。

    由于產量規模較小，我國燃料電池成本較高。對于燃料電池汽車，目前國內車用燃料電池成本還高達5,000元/kW以上，因此整車成本遠高于動力電池汽車和燃油車。目前制約燃料電池車應用的最大因素也是車的成本太高，主要是由于燃料電池組產量低，使得單價居高不下。

    隨著生產規模的擴大，燃料電池成本有望大幅下降。根據美國能源部（DOE）由學習曲線做的燃料電池成本和產量關系的測算，基于2020年的技術水平，在年產50萬套80kW電堆的規模下，質子交換膜（PEM）燃料電池系統成本可降低到40美元/kW（約合260元/kW），即80kW燃料電池汽車的電池系統總價約2萬元。而按照國際能源署預測，2030年鋰離子電池系統成本有望降低至100美元，同等水平的60kWh動力電池車電池系統總價約為4萬元。

基于2020年技術水平，假設年產50萬套產量，燃料電池系統成本可降至45美元/kw

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    從長期來看，未來燃料電池汽車成本有望比動力電池汽車更低，和燃油車的成本相當。燃料電池成本下降速率將明顯高于鋰離子電池，其原因主要在于：①目前鋰離子電池產業已具備較大規模，成本下降速率已逐漸趨于穩定，而燃料電池產業仍處在發展初期，其成本具有巨大下降潛力；②電堆是燃料電池成本的主要組成部分，電堆中除鉑催化劑外，其他材料包括石墨、聚合物膜、鋼等，幾乎不存在類似于鋰、鈷、鎳等稀缺材料對鋰電池成本的剛性限制。而且近10年來在技術進步推動下，單位功率鉑用量大幅下降，豐田Mirai燃料電池鉑含量僅約0.2g/kW，未來有望降低至0.1g/kW以下，且鉑可以回收利用，可以有效降低電堆成本。

    相關報告：智研咨詢發布的《2019-2025年中國氫燃料電池汽車行業市場評估及投資前景評估報告》