（2）系统辅助部件

电堆运行需要氢气供应系统、空气系统、水管理系统等外部辅助子系统（BOP）的配合，对应的关键零部件有氢循环泵、空气压缩机等。

①氢循环泵

水的平衡对PEMFC的电堆寿命具有重要意义，解决途径是在电堆中引入氢气循环设备来实现气体吹扫、氢气重复利用、加湿氢气等功能。

氢循环泵制备难度较大，制造成本昂贵，为此发展出的单引射器、双隐射器及其他方案则优缺点鲜明，实现效果不完美。当前市场氢循环泵是主流，引射器使用量逐渐增长，据 GGII 统计，2020 年国内引射器出货量占比为 11％。2020年之前国内氢循环泵市场被德国普旭占据90％以上份额，近年来逐步开始国产化替代，但适配大功率电堆的氢循环泵尚不成熟。

②空气压缩机

空气压缩机可提供与电堆功率密度相匹配的氧化剂（空气）。空压机的寄生功耗很大，约占燃料电池辅助功耗的 80％，其性能直接影响燃料电池系统的效率、紧凑性和水平衡特性。离心式车载燃料电池空压机因密闭性好、结构紧凑、振动小、能量转换效率高等特点，更具应用前景，成为主流技术路线。其中轴承、电机是瓶颈技术，低成本、耐摩擦的涂层材料也是开发重点。根据GGII调研数据，国内离心式空压机份额由2018年的 29％增长到 2020年的95％，占比增长超 3 倍。空压机已经较早的实现了全功率段国产化。

2、氢能供给有着明确的发展路径

国内氢气大部分来源于工业，90％以上氢气亦用作工业原料。想实现氢能在交通运输、储能、建筑等新领域的应用，必须打破现有的氢气供需结构，增加供给量，打通输送至消费终端的渠道。

根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，氢能从制氢、储运到加注各环节的发展路径清晰。

（1）制氢

发展路径：短期优先选用工业副产氢，长期采用可再生能源电解水制氢。

制氢技术路线按原料来源主要分为化石能源重整制氢、工业副产提纯制氢和电解水制氢。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。

①工业副产提纯制氢

在工业生产的过程中，利用富含氢气的终端废弃物或副产物作为原料回收提纯制氢。工业副产氢大部分有下游应用，仍有30％以上被放空排放。《中国氢能产业发展报告2020》统计显示，从工业副产氢的放空量现状看，氢气供应潜力可达450万吨／年，能支持超97万辆公交客车的全年运营，适合短期内作为氢气的供给来源。

工业副产氢按不同来源存在地域性分布差异，适合在短距离内提供低成本、分布式氢源。长期来看，钢铁、化工等工业领域深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方，工业副产制氢无法实现长期稳定供应。

②化石能源重整制氢

通过煤炭、天然气等能源通过重整生成氢气，技术路线十分成熟，单位制氢成本最低，是全球主要的制氢方式。中国由于“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，主要使用煤制氢技术路线，占全国制氢量的60％以上；全球范围则主要使用天然气制氢。

煤制氢需要使用大型气化设备，设备投入成本较高，只有规模化生产才能降低成本，因此适合中央工厂集中制氢，不适合分布式制氢。

短期看化石能源制氢仍是最大的氢气来源，但其存在碳排放问题，中期利用需结合碳捕捉技术，当前应用少，成本高，导致价格优势逐渐降低。化石能源制氢造成不可再生能源的消耗，不具备长期大规模应用基础。

③电解水制氢

将正负电极插入水中并通直流电制取氧气。技术路线方面，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，基本实现国产化；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高，关键材料和技术依赖进口；固体氧化物水电解槽尚处于实验室研发阶段。

当前电解水制氢占制氢量比例极低，不足1％，主要原因是成本不经济，而且火电为主的电力结构仍会产生污染。电价占总成本达70％以上，当电价低于0．3元／千瓦时，电解水制氢成本接近化石能源制氢。火电制氢会造成更高的碳排放，是化石能源制氢的3－4倍。

长期来看，可再生能源发电制氢的潜力最大。据中国氢能联盟预测，2050年无污染绿氢的供应比例达到70％。一方面，成本问题随着可再生能源发电成本降低得到解决。据中国氢能促进会预测，考虑到各地资源禀赋和政策因素，2030年前部分可再生资源优势区域绿氢成本将率先实现与灰氢平价，这是氢能取代柴油的重要转折点。另一方面，当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，必须依靠氢能实现长周期储能，以保持电力系统稳定运行。

（2）储运

发展路径：按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力。

当前，我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近（小于200公里）布局，氢能储运以高压气态方式为主。前期（2030年以前），储存将以70MPa气态方式为主，辅以低温液氢和固态储氢，运输将以 45MPa 长管拖车、低温液氢、管道输运（示范）等方式，因地制宜发展。中期（2030 －2050年），储存将以气态、低温液态为主，多种储氢技术相互协同，运输将以高压、液态氢罐和管道输运相结合。远期（2050年以后），储存将采用更高储氢密度、更高安全性的技术，氢气管网将广泛分布用于运输。

①储存

技术路线方面，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢三种方式。高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域已得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。此外，氨作为一种富氢无碳化合物，可作为有效、安全的储运氢能载体，目前日本、阿联酋、澳大利亚等国已将“氨”纳入其政府能源战略之中，但氨氢储运仍存在腐蚀性、转换效率等技术难题有待突破。

气态储氢具有充放氢气速度快、容器结构简单等优点。碳纤维缠绕高压氢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢瓶由固定式应用向车载储氢应用的转变。国外IV 型瓶已成为主流技术，国内正从III 型 35MPa 向 IV 型 70MPa 技术过渡。

②运输

与储存相似，氢气运输分为气态运输、液态输运和固态输运三种方式。气态运输是主流方式，国外液态运输也成为一种重要方式，固态运输尚未成熟。

高压气态长管拖车是氢气近距离输运的主要方式，技术较为成熟，国内常以 20MPa 长管拖车运氢，单车运氢约 300 公斤，国外则采用 45MPa 纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至 700 公斤。管道气态运输是实现氢气大规模、长距离运输的有效方式，但一次性投资较大，仅有少量应用。

液态运输适用于距离较远、运输量较大的场景。日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国仅在航空航天运用液氢技术。

（3）加注

发展路径：政府补贴驱动提高分布密度，关键技术国产化降低投资成本。

不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池汽车加注氢气。加氢站的技术路线分为站内制氢技术和外部供氢技术。国内加氢站主要是外部供氢，因氢气按照危化品管理，制氢站只能放在化工园区内。

加氢站分布密度左右了氢燃料电池汽车的产业化进程。前期加氢站建设离不开政府补贴的支持，长远来看需依靠加氢站盈利能力提升。加氢站是否能盈利，取决于投资成本、运营成本和运行负荷（加氢量）。目前关键设备（压缩机、储氢罐、加注设备、冷却设备）依赖进口导致投资成本过高，但国产化已经起步。由于下游尚未大规模产业化，运行负荷不足，投资成本、运营成本难以摊薄，加氢站较难实现盈利。

全球加氢站数量持续增长，中国已跃居首位。H2stations统计数据显示，截至2020年底，全球共有560个加氢站投入运营，自2014年以来连续增长。截至2021年11月，我国已经累计建成各类加氢站超过190座，在营加氢站超过157座，超过日本位居世界首位。根据官方规划，2025年将建成1000座，2035年建成5000座，最终建成12000座，覆盖全国范围的加氢需求。