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下載手機APP (報告出品方/作者：開源證券，劉強)
1、國內外紛紛出臺政策支持氫能源發展
1.1、全球碳中和框架下氫能源有廣闊的應用空間
1.1.1、氫氣是高效環保的清潔能源
氫是宇宙中分布最廣泛的元素，構成了宇宙質量的75%。氣態形式的氫氣可從水、化石燃料等含氫物質中制取，并通過物理與化學變化過程存儲或釋放能量，是重要的工業原料和能源載體，可用于儲能、交通、石化、冶金等領域。
氫能是高效環保的二次能源，能量密度與相對安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的3倍有余;其使用裝置的使用效率高，燃料電池的能量轉換效率是傳統內燃機的2倍;其反應產物是水，排放產物絕對干凈，沒有污染物以及溫室氣體排放;安全性相對可控，引爆條件比汽油更為嚴苛;其物質儲備豐富，未來氫能的制取存在更多可能性。
在全球碳中和的框架下，氫能的環保性以及可再生性，使其具有舉足輕重的作用。鑒于其種種優勢，在新能源體系下，氫能被視為與電能相互補的優質二次能源，目前的分布式能源中，已形成“風光發電-多余電量電解水制氫-氫氣儲存-利用燃料電池發電”較為完整的能源轉換鏈條，氫作為能量儲存的載體形式，有效減少了偏遠地區棄風棄光的現象。
1.1.2、發展氫能源能夠改善能源結構，帶動產業鏈發展
打造多元能源結構體系，降低對外油氣依存度。化石能源在地球儲備有限，2020年我國煤炭、石油、天然氣在能源消費中分別占比56.7%、19.1%、8.5%。特別地，我國是油氣進口大國，石油與天然氣對外依存度達73%、43%，因此需在上述化石能源之外，尋找新的能源保障。同時，當某種能源受到限制時，氫能可以快速作為補充，因此打造可再生能源多元化的供應體系勢在必行。
促進風光裝機，助力實現雙碳目標。當前約有28個國家提出碳中和時間節點，中國在2020年9月的第75屆聯合國大會上進一步明確2030年前碳達峰、2060年前碳中和的目標。氫能源作為能源儲存的一種方式，通過增強對風光發電的消納能力，有效減少棄風棄光現象，促進光伏與風電產業發展，并間接地減少溫室氣體與污染物排放。
帶動上下游產業，提供經濟增長強勁動力。從產業鏈角度來看，發展氫能涉及能源、化工、交通等多個行業領域。新興的產業鏈機會能夠通過拓展全新的賽道，實現相關行業發展的彎道超車，促進我國可再生能源、新能源汽車、工業還原技術等領域的快速發展。
1.2、我國氫能源處于從零到一突破的關鍵期，政策支持力度大
氫能源作為新興產業，其發展速度很大程度上取決于政府的支持力度。一方面是加氫基礎設施的批建，足量的氫氣配套是推廣氫能使用的基礎條件;另一方面是政府對核心零部件及燃料電池整車的補貼支持，真正掌握核心技術的企業需要大量的時間與資金以支撐其技術變革和規模化生產，從而實現成本降低。
中國自2001年起確立了“863計劃電動汽車重大專項”項目，確定了三縱三橫戰略，以純電動、混動和燃料電池汽車為三縱，以多能源動力總成控制、驅動電機和動力蓄電池為三橫。隨著燃料電池產業發展逐漸成熟，中國在燃料電池領域的規劃綱要和戰略定調已經出現苗頭，支持力度逐漸加大。
各地政府積極出臺氫能產業鏈的補貼政策。地方政策出臺較多的區域主要集中在北京、上海、廣東、河北、山東等區域，主要聚焦在氫燃料汽車(主要為城市公交大巴車和物流車)的推廣、燃料電池核心技術研發、加氫基礎設施建設以及氫能示范城區的打造。
我國目前的燃料電池補貼政策是以獎代補。隨著燃料電池技術的進步，我國正在實施各種財政政策補貼扶持燃料電池汽車商業化發展。2020年9月起，我國對氫燃料電池汽車開始為期4年的“以獎代補”政策，對入圍示范的城市群，按照其目標完成情況撥付獎勵資金。具體而言，有以下幾個特點：
(1)補貼領域：燃料電池汽車的推廣+氫能供應，利好燃料電池核心零部件國產化。燃料電池汽車推廣方面，除了對整車進行獎勵，同時對國產的電堆、膜電極、質子交換膜、碳紙、催化劑等燃料電池關鍵核心零部件環節進行積分獎勵，促進零部件的國產化替代。氫能供應方面，主要對車用氫氣實際加注量給予積分獎勵，其中，綠氫的補貼額高于灰氫。
(2)補貼方式：“以獎代補”而非大面積補貼。氫燃料電池汽車的補貼將由面向全國大范圍式的購置補貼方式，轉為面向入圍城市群的燃料電池汽車商用補貼。同時，補貼需項目完成并達標后，經專家評審通過，對示范城市予以獎勵。
(3)補貼額度：對入選城市群，每個城市群最多獲17億獎勵。補貼采用積分制，對獲批的城市群組，燃料電池汽車的商業應用補貼上限為15億元，氫能供應補貼上限為2億元。加氫站建設沒有補貼，避免過去出現的建設充電站沒車充電的情況。
1.3、國際上美、歐、日等發達國家氫能源產業鏈相對成熟
燃料電池技術突破以及環保要求共同促進全球加速氫能源發展步伐。近年來，燃料電池技術取得了重大突破性進展，氫能產業下游的應用潛力逐漸被開發。同時，全球氣候壓力增大，世界正逐步失去《巴黎協定》的溫控目標機會，各國加大了低碳和綠色轉型發展的步伐。發展氫能成為世界各主要國家的共識，目前氫經濟的全球布局已經初步展開。
1.3.1、歐盟對碳排放要求嚴格，歐洲工業巨頭在氫能源積累較深
歐洲在氫能產業化推廣過程中，強調氫能在工業和交通中的脫碳作用，作為低碳發展的保障。2019年發布《歐洲氫能路線圖》，計劃2050年氫能可占歐洲能源需求的24%。
德國的龍頭企業帶動全國氫能網絡加速布局。道達爾液化空氣等龍頭企業共同推進的氫能源商用化，在德國加快建設氫能網絡。
法國的氫能產業鏈基礎較好，致力于成為全球氫能經濟的重要參與者，法國液空、法國燃氣集團、阿爾斯通等均在氫能源產業中有所建樹。
荷蘭具有完備的物流基礎設施，正在積極借助風能發展綠氫。
2020年歐盟委員會發布了《歐盟能源系統整合策略》和《歐盟氫能戰略》，意在為歐盟設置新的清潔能源投資議程，以達成在2050年實現碳中和的目標，同時刺激相關就業，進一步刺激歐盟在后疫情時代的經濟復蘇。其中《歐洲氫能戰略》將綠氫作為未來發展重點對象(主要依靠風能，太陽能生產氫)，制定了三階段發展目標：第一階段為2020-2024年，在歐盟境內建成裝機容量6GW的電解槽,可再生氫年產量超過100萬噸，第二階段2024-2030年，電解槽容量提升到40GW以上，可再生氫能源年產量可達到1000萬噸，第三階段2030-2050年，重點是氫能在能源密集產業的大規模應用，典型代表是鋼鐵和物流行業。
1.3.2、美國氫能源發展起步早，加氫站利用率高
美國是最早將氫能納入能源戰略的國家。早在1970年就提出了“氫經濟”概念。2002年，美國發布《國家氫能發展戰略》，標志著美國氫能產業從構想轉入行動階段，此后美國陸續出臺《氫能技術研究與開發行動計劃》、《氫立場計劃》、《氫與燃料項目計劃》等。2003年，以美國為首成立了氫能與燃料電池國際伙伴關系，并簡歷全球“氫安全委員會”，設立氫安全知識工具平臺，旨在多方位引領全球氫產業發展。自2004年以來，美國能源部平均每年投資氫能產業項目超過1.2億美元，通過一系列項目布局和持續投資，奠定了氫能產業關鍵技術的全球優勢地位。2019年，美國氫能與燃料電池協會發布《氫經濟路線圖》，重申美國將繼續保持氫能領域技術優勢地位;擬在交通、分布式發電、家用熱電聯產等多個領域擴大氫能在美國的規模化應用;提出2030年達到530萬輛燃料電池車和5600個加氫站的目標。
美國氫燃料電池市場和加氫站利用率等方面世界領先。普拉格能源基本壟斷了全球氫燃料電池叉車的市場。截至2020年底，美國在運營的加氫站49座，截至2020年底美國燃料電池汽車保有量接近9000臺，平均每座加氫站服務汽車接近180輛，加氫站利用率高。未來5年內，美國能源部計劃投資1億美元支持由美國國家實驗室主導的氫能和燃料電池的關鍵技術研究。
1.3.3、日本是目前全球氫能源應用開發最全面和最堅定的國家
早在20世紀70年代就開始氫燃料電池技術探索。2014年在《能源基本計劃》中將氫能定位為與電力和熱能并列的核心二次能源，并提出建設“氫能社會”的愿景。先后發布《日本再復興計劃》、《能源基本計劃》、《氫能基本戰略》等相關文件，規劃了實現氫能社會戰略的技術路線，建立了全球領先的產業技術和能力儲備。氫能應用場景廣泛，涉及交通、家庭供電以及工業原料。
根據海外H2stations網站統計數據，截至2020年底，日本在運營的加氫站約142座，燃料電池汽車保有量約4000輛，每座加氫站服務車輛約30輛。
豐田、本田等企業主導推動日本氫燃料電池汽車的發展，根據豐田2020年財報，截至2021年3月，豐田Mirai的銷量累計為13963輛，主要銷往美國加州。
為了保證本土氫能供應，日本正在推進日本-文萊天然氣制氫、日本-澳大利亞褐煤治氫的海外船舶輸氫項目，并于2020年2月完成福島10MW級制氫裝置的試運營，是目前全球最大的光伏制氫裝置。
2017年日本公布了《基本氫能戰略》，2019年日本公布了《氫能利用戰略》。《基本氫能戰略》預計2025年將發電成本降低至低壓25日元/kWh,高壓17日元/kWh;預計至2025年建設加氫站320座，燃料電池轎車20萬輛，與混合動力轎車的價格相當，氫燃料電池公交車價格減半。《基本氫能戰略》中預計2050年實現氫氣供應能力500-1000萬噸/年并主要用于氫能發電，氫氣的供應成本聚集降至20日元/Nm^3，預計在2050年用氫能發電取代天然氣發電，并將發電成本降至12日元/KWh，預計實現加氫站取代加氣站，燃料電池汽車取代傳統汽油燃料車，引入大型燃料電池車;同時實現家用熱電聯供燃料電池系統取代傳統居民的能源系統。
1.3.4、韓國氫能源產業快速發展
2008年以來，韓國政府先后實施“綠色氫城市示范等項目”，以綠色低碳城市發展戰略推動氫能產業發展。韓國先進的氫燃料汽車和燃料電池相關技術，其發展戰略是以氫能產業下游應用推動上游和中游研發。
韓國與沙特、挪威、澳大利亞、新西蘭簽署合作協議共同開發制氫項目。確定安山、蔚山、完州和全州作為“氫能經濟示范城市"試點。2019年新建加氫站20座，累計投運34座，由斗山主導建設的"昌源國家產業園業氫示范項目"將于2022年底完工，投產后預計液氫產能將達到5噸/天。
2019年韓國工信部門聯合其他部門發布《氫能經濟發展線路圖》，提出在2030年進入氫能社會，率先成為世界氫經濟領導者，計劃2040年氫燃料電池汽車累計產量增至620萬輛，加氫站增至1200個，燃料電池產能擴大到15GW,氫氣價格約為3000韓元/kg(約17.6元/公斤)。韓國計劃五年內投資2.6萬億韓元(約152億元人民幣)，加大氫燃料電池汽車的推廣和普及。
2、氫氣全產業鏈正在加緊布局建設
2.1、氫氣制取：石化制氫是目前主流，清潔能源制氫是未來趨勢
現階段化石燃料制氫仍是主流路線，電解水基于成本高目前占比較少。在制氫產業方面，根據HydrogenFromRenewablePower數據資料，全球的氫氣產量將近上億噸，有96%來自于化石燃料，其中48%來自于化石燃料的裂解，30%來自于醇類裂解，18%來自于焦爐氣，電解水占比4%左右，占比小的主要原因在于電解水制氫成本很高，是化石燃料的2倍多。
清潔能源制氫是未來趨勢。電解水制氫技術能夠適應風-光-水等可再生能源發電系統不連續、不穩定的供電缺陷，降低電解水制氫成本，延長使用壽命，促進分布式能源經濟發展;風-光-水等可再生能源通過制氫、用氫的過程，將能量進行存儲、轉換，使能量對用戶的供應過程變得更加便捷靈活。因此，利用可再生能源電解水制氫技術的興起是必然的，同時也是未來的必由之路。
2.1.1、石化資源制氫仍是目前氫氣主要來源
氫能產業發展的初衷是基于氫的清潔屬性，目前96%的氫是通過化石燃料制取，技術成熟，成本最低，但是伴隨著大量2排放，有悖于氫的清潔屬性。根據文章《氫在能源轉型變革中的潛在優勢分析》中測算，煤炭、石油、天然氣制氫的碳排放強度分別為19t2/t2，12t2/t2和10t2/t2。目前世界上有130個在役煤制氫工程項目，其中超過80%在我國。而在國際上，天然氣制氫是主流制氫方式。因此，我國在化石燃料制氫方面的碳排放強度更高，減排壓力更大。
由于我國煤炭儲量高、風光等可再生資源豐富，“化石燃料+CCUS”和“可再生能源+電解水”將會成為清潔高效的制氫技術選擇。我國CCUS產業技術經過十余年發展已經取得較大進步，但在技術推廣方面仍然存在諸多瓶頸，經濟可行性和環境安全性也面臨著挑戰。“可再生能源+電解水”制氫技術已經達到可以支撐商業化的程度，目前主要的技術突破點在于PEM電解槽電解效率、壽命的提升，以及可再生能源發電成本的下降。近年來，我國風力發電和光伏發電的快速發展，加速推動了可再生能源發電成本大幅降低，電解水制氫成本已經接近傳統化石燃料制氫成本。
我國煤化工行業相對成熟，基于當前的煤氣化爐裝置生產氫氣，并利用變壓吸附(PSA)技術將其提純到燃料電池用氫要求。煤制氫需要大型氣化設備，一次裝置投資價格高，單位投資成本在1-1.7萬元/(3/h)之間。只有規模化生產才能降低成本，因此煤制氫不適合分布式制氫，適合中央工廠集中制氫。
2.1.2、龍頭企業布局，可再生能源制氫是未來趨勢
國內龍頭企業布局可再生能源制氫。可再生能源制氫技術是將可再生能源通過風機、太陽能電池、水泵等發電機組轉換成電能，電能通過電解水制氫設備轉換成氫氣，將氫氣輸送至氫氣應用終端或經燃料電池并入電網中，完成從可再生能源到氫能的轉換。
根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫和離網型制氫兩種。并網型制氫是將發電機組接入電網，從電網取電的制氫方式，比如從風光耦合系統電網側取電，進行電解水制氫，主要應用于大規模風光耦合系統的消納和儲能。離網型制氫是將發電機組所產生的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備進行制氫，主要應用于分布式制氫或局部燃料電池發電供能。基于風電場、光伏站、水電站等現有結構，結合制氫技術的優勢，建立可再生能源多能互補制氫系統拓撲結構，整個制氫系統包括可再生能源發電機組、電解水制氫系統、儲氫系統、輸運系統、燃料電池、電網等。
可再生能源制氫技術主要包含電-氫轉換和氫氣儲運兩大關鍵技術。電-氫轉換示意圖中左側電解水裝置消耗電能產生氫氣，實現電能向氫能的轉換，右側燃料電池或熱電聯產機組利用氫氣產生電能，實現氫能向電能的轉換。制氫技術的制約因素在于降低成本、提高能效、大規模生產系統搭建等方面。
電費成本是目前光伏制氫總成本的主要構成。以目前的價格初步測算，0.5元/kWh的電價下，堿性電解水和PEM電解水制氫的成本分別為28元/KG和37元/KG，其中電費是制氫成本中的主要構成。
2.2、儲運：目前主要通過高壓氣態的形式
高壓氣態是目前國內儲運最主要的方式。儲氫技術目前主要有氣態儲氫、液態儲氫和固態儲氫等，氣態儲氫技術成熟，成本低但密度低，體積比容量小，相比之下液態和固態儲氫前期成本較高。運氫技術主要有長管拖車運輸、液氫槽車運輸、管道運輸等，氣態管束車運輸是目前國內最主流的方式，若氫氣大規模應用，隨著規模效應有效降低成本，液氫槽車運輸和管道運輸有望鋪開。儲運技術也是制約氫能大規模發展的因素之一。
2.2.1、高壓氣態是目前最經濟的儲運方式
根據電池中國的調查結果，現階段中國普遍采用20Mpa氣態高壓儲氫與管束管車運輸氫氣。在加氫站日需求量500Kg以下的情況下，氣氫拖車運輸節省了液化成本與管道建設前期投資成本，在一定儲運距離以內經濟性較高。當用氫規模擴大、運輸距離增長后，提高氣氫運輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才能滿足高效經濟的要求。
2.2.2、液化氫氣費用很高，技術成熟度有待進一步提升
氫氣液化后便于大規模儲運。根據電池中國的數據，由于低溫液態氫高密度的特性(液氫密度分別是20Mpa、30MPa、70MPa氣氫密度的4.9/3.4/1.8倍)，液氫槽車運輸方式相較于20MPa高壓氣氫拖車，可使單車儲運量提高約9倍，充卸載時間減少約1倍，并且在液化過程還能提高氫氣純度，一定程度上可節省提純成本。隨著氫能產業的發展，液氫儲運是大規模長距離儲運氫的方向之一。
目前氫氣用量少，液化成本高。現有技術條件下，液化過程的能耗和固定投資較大。根據國際能源網數據，液化過程中消耗的能量占到整個液氫儲運環節的30%-40%以上。未來，由于液化設備的規模效應和技術升級，液化能耗和設備成本還有較大的下降空間。
2.2.3、管道運輸前期投入大，適合大規模運輸氫氣
管道適于大量、長距離的氫氣輸送。氫能源網資料顯示氫氣的長距離管道輸送已有60余年的歷史。最早的長距離氫氣輸送管道1938年在德國魯爾建成,其總長達208公里,輸氫管直徑在0.15~0.30m之間,額定壓力約為2.5MPa,連接18個生產廠和用戶,從未發生任何事故。根據PacificNorthwestNationalLaboratory(PNNL)2016年的統計數據，歐洲大約有1500公里輸氫管。世界最長的輸氫管道建在法國和比利時之間,長約400公里。目前使用的輸氫管線一般為鋼管,運行壓力為1-2MPa,直徑0.25-0.30m，美國氫氣管線長度約2608公里,美國氫氣管道的造價為31-94萬美元公里。現有的天然氣管道可用于輸送氫氣和天然氣的混合氣體,也可經過改造輸送純氫氣,這主要取決于鋼管材質中的含碳量,低碳鋼更適合輸送純氫。
2.3、加氫：國內加氫站主要采用外供氫的模式
2.3.1、加氫站技術路線&配套核心設備
加氫站的主要技術路線有站內制氫技術和外供氫技術。
歐美采用站內制氫的比例較國內多。站內加氫技術是用天然氣或者其他原料在加氫站內自己制氫然后加注至燃料電池汽車中，或者通過電解水制氫然后壓縮，再加注到氫能源燃料電池汽車中。天然氣重整制氫法由于設備便于安裝、自動化程度較高，且能夠依托現有油氣基礎設施建設發展，因而在站內制氫加氫站中應用最多，因此在歐洲、美國，站內制氫加氫站主要采用這種制氫方式。
外供氫加氫站的氫氣往往使用高壓氫氣瓶管束拖車運輸至加氫站。加氫站內沒有制氫裝置，所用的氫氣由站外的集中式制氫基地制備，而后再通過長管拖車、液氫槽車或者氫氣管道由制氫基地運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮并輸送入高壓儲氫瓶內存儲，最終通過氫氣加氣機加注到氫能源燃料電池汽車中使用。國內目前不采用站內制氫的原因主要在于設備成本過高，目前單個站點氫氣的需求量有限。
氫的儲運方式是影響加氫站業態設計的重點與技術難點。中國作為產氫大國，氫原料儲備充足，但由于運輸和儲存條件苛刻，儲運環節成為了氫產業鏈上的難關，也直接影響了加氫站的模式設計。根據氫氣存儲方式的不同，外供氫加氫站又可進一步分為高壓氣氫站和液氫站兩大類。外供氫加氫站中的高壓氣氫站建設成本最低，是全球應用最廣泛的加氫站模式，目前中國的加氫站均為高壓氣氫站。液氫儲運加氫站主要分布在美國和日本，在中國也得到了初步探索，由中科富海和美國空氣產品公司(AirProducts)合作的首座液氫儲運加氫站正在建設中。
加氫站的主要設備包括：壓縮機、儲氫罐、加氣機、泄氣柱、管道、控制系統、氮氣吹掃裝置、監控裝置等。其中壓縮機、儲氫罐、加氣機為核心設備。
2.3.2、國內加氫站建設提速，國產化加速氫能源成本下降
截至2020年底，我國國內累計建成加氫站118座，建成并運營加氫站101座，待運營17座，建設中和規劃建設的加氫站約170座。中國石化主管人員在其主辦的交通能源轉型產業研討會上表示規劃到2025年，利用原有3萬座加油站、870座加氣站的布局優勢，建設1000座加氫站或油氫合建站、5000座充換電站、7000座分布式光伏發電站點。各地政府也出臺了明確的加氫站建設規劃。
2.3.3、加氫站建設成本高，油氫合建站是一種可取的方式
基于目前單獨的加氫站成本較高，氫氣需求量相對較少，獨立加氫站面臨虧損的局面，綜合性的油氫混合站是未來加氫站發展的方向之一。對氫能產業園而言，短期內的氫能源市場需求仍處于低位，單站建設的加氫站運營經濟效益有限。油氫合建站是相對更可行的方式，同時聯合建設比單獨建設加氫站在土地審批環節也更容易。我國多個省市也出臺地方管理法案支持利用現有加油、加氣站點網絡改擴建加氫設施，鼓勵積極參與加氫站投資建設。
以佛山為例，《佛山市氫能源產業發展規劃(2018—2030年)》中明確了“鼓勵加氫站與加油站、加氣站或充電樁合并設置”的原則。2019年7月1日，國內首座油氫合建站——中國石化佛山樟坑油氫合建站正式建成，日供氫能力為500kg。該油氫合建站采取加油、加氫、充電分區管理方式，是全國首座集油、氫、電能源供給及現代化綜合服務于一體的新型網點。對氫能產業而言，油氫合建站有望成為現階段最具有經濟性的氫能商業模式。
3、中游：燃料電池系統是氫能產業鏈的核心
3.1、燃料電池系統由電堆和氣體循環系統等環節構成
氫能源下游應用，需重點關注燃料電池系統。燃料電池系統有兩部分核心構成：電堆和氣體循環系統。
電堆主要由膜電極和雙極板構成，其中膜電極又由催化劑、氣體擴散層(碳紙)和質子交換膜組成。氣體循環系統主要作用是過濾空氣，保證反應過程中壓強穩定，控制氫氣與空氣流量、流速以延長電堆的使用壽命，主要包含空壓機、氫氣循環泵、儲氫瓶等。
3.2、電堆是燃料電池系統最核心、價值量最高的環節
3.2.1、電堆由膜電極和雙極板等技術難度較大的零部件組成
電堆是燃料電池系統最為核心的部件，也是價值量最高的環節。電堆是燃料電池系統發生化學反應的場所，由多個單體電池以串聯方式層疊組合而成。氫氣與氧氣通過一定比例分別通入電堆的陽極與陰極，化學反應生成水與電能。電堆的質量決定了燃料電池系統整體的功率密度。
單體電池則是由將雙極板與膜電極(催化劑、質子交換膜、碳紙/碳布)、密封墊片、集流板和端板組成。若干單體之間嵌入密封件，經前端與后端板壓緊后用螺桿緊固拴牢，即構成燃料電池電堆。單體電池中，膜電極催化劑的催化性能、質子交換膜的傳導性、碳紙/碳布的氣體擴散性能，以及雙極板的導電性等均是決定單體電池功率密度及效用的關鍵因素;同時，單體電池的一致性也決定了電堆的穩定性與可靠性。
電堆的性能評價包括體積功率密度以及使用壽命等。國外廠商以豐田、巴拉德和Hydrogenics為典型，研發歷史悠久，其中巴拉德對膜電極的研發已超過40年，國外電堆整體性能優于國內廠商。國內電堆近年通過自主研發以及技術引進的方式，正逐步實現燃料電池電堆的國產替代。
當前國內實現電堆產銷的企業主要存在兩種運營模式：
一種是以億華通為代表的自主研發一體化機構。這類公司主要依托自身的研發平臺進行技術攻關，不斷產品迭代，自主更新能力強。這類公司前期研發資金投入可能會壓縮利潤空間，資本營運壓力較大，但其優勢在于產品成本可控，議價能力強，依托核心競爭力在未來具有更大的放量空間。采用該模式進行電堆生產的企業正實現由整機采購向關鍵零部件購銷的環節轉換，國產替代化進程將會顯著降低公司發動機產品制造成本費用。
一種是以國鴻氫能為代表的技術引進機構。這類公司主要通過與外資企業簽訂購銷協議，獲取技術引進，在前期具有較大技術優勢，能夠搶先占領市場份額。但此類模式的弊端在于技術保障缺乏，議價能力較差，容易形成高庫存量，營運穩定性較差。國鴻氫能使用巴拉德技術生產的9SSL電堆在國內市占率較高。
高工產研氫電研究所(GGII)數據顯示，電堆成本約占燃料電池系統成本的60%。截至2020年年底，根據國鴻氫能和雄韜股份等公司新品發布會上的報價，國產電堆面向戰略合作伙伴，最低報價已下探至2000元/kW，對應燃料電池系統最低價格達到6000元/kW。國產電堆的規模化效應逐步釋放，將有效降低燃料電池價格，促進燃料電池商用車與乘用車的推廣。
3.2.2、膜電極
2019起開啟膜電極國產化的元年。現階段國外企業膜電極主要采用全球供貨機制，產能旺盛，工業控制水平較為領先，國內膜電極目前雖未達到規模量產程度，但發展趨勢顯著。我國首條膜電極生產線于2017年落成，隨后進入高速發展期。2019年鴻基創能、擎動科技、武漢理工氫電以及泰極動力國產生產線先后正式落成，標志著我國的膜電極領域逐步開啟批量化生產步伐。膜電極是質子交換膜燃料電池的核心部件，是燃料電池內部能量轉換的場所。膜電極主要由質子交換膜、催化劑層和氣體擴散層組成。
(1)質子交換膜：性能逐步達標，國產替代正當時
發生反應時，質子交換膜只讓陽極失去電子的氫離子透過到達陰極，但阻止電子、氫分子、水分子等通過，其主要的評價指標在于離子交換容量以及吸水率等。目前常用的商業化質子交換膜是全氟磺酸膜，復合膜、高溫膜、堿性膜是未來發展方向。
我國電堆質子交換膜性能已接近國際水準，國產替代剛剛起步。隨著2020年東岳氫能150萬平米的產線建設，以及2021年2月蘇州科潤每年100萬平米質子交換膜項目產線正式投建，國產交換膜有望迎來大幅降本空間。東岳集團是國內質子交換膜領域的領先企業，2020年11月已落地每年50萬平米產能，是國內首家實現大規模量產的企業。其DMR100燃料電池膜已滿足量產車型需求，并獲得IATF16949驗證。此外，科潤的質子交換膜NEPEM-3015系列配套的燃料電池發動機已通過國家機動車產品質量監督檢驗中心強檢。盡管其性能仍與國外廠商有所差距，但其價格優勢顯著，2021年預計會實現在燃料電池商業車上一定量的運用。
(2)氣體擴散層：國產產品處于中試階段
氣體擴散層在電池中起到支撐催化劑、收集電流、傳導氣體和跑出反應產物的作用，目前以碳纖維紙、碳纖維布的兩種形式存在。氣體擴散層的評價標準包括透氣性、低電阻率、高機械強度等。碳紙產品由日本東麗、德國SGL、加拿大巴拉德等幾個國際大廠壟斷，國內碳紙也主要是從日本東麗進口。
國內研究相對薄弱，國產產品尚處于中試、送樣階段。通用氫能從產品的設計、制造工藝和設備匹配，申請了一系列專利，打通了氣體擴散層的整個生產流程，做到自有知識產權的國產化。2020年4月，上海華誼與VIBRANTEPOCHLTD.正式簽署合作框架協議，在中國建立“氣體擴散層用碳紙/碳布”生產基地。我國在氣體擴散層環節涉足較淺，在一段時間內該環節成本下降空間相對有限，僅華誼集團、通用氫能等少數玩家開始入局。
(3)催化劑：載鉑含量逐年遞減，整機成本有望回落
催化劑可促進氧化劑和氫氣的反應，使電子離開氫原子。催化劑目前仍依賴鉑碳路線，但鉑資源的匱乏和高成本制約了燃料電池大規模商業化。超低鉑、無鉑催化劑是未來研發方向，用鉑量不斷減少，成本下降空間很大。國內貴研鉑業、大連化物所研制的催化劑目前處于中試階段。
作為電堆成本占比最高的材料，催化劑對于活性、穩定性以及耐久性有較高要求，而貴金屬鉑(Pt)成為催化劑以及電堆成本居高不下的主要因素。各車企由于技術稟賦、產品載鉑量具有較大異質性，豐田和現代的鉑用量相差值達到一倍。我國催化劑量產雖然進程較慢，但在系統集成領域，歐陽明高院士已明確表示我國載鉑量已達到豐田廠商生產水平，若能在產品端進一步壓縮催化劑鉑含量，成本下浮空間仍然可觀。
3.2.3、雙極板
雙極板在電堆中起到輸送分配燃料、隔離兩極氣體的作用，主要有石墨雙極板和金屬雙極板兩種技術路線。目前豐田Mirai采用金屬雙極板路線，因乘用車對集成度要求高，體積需要盡可能小;國內商用車走石墨雙極板路線，一方面因為其成本更低，另一方面使用壽命更長，更符合商用車需求。雙極板的技術難點主要在于流道設計，對沖壓工藝、制造精度要求高。
石墨雙極板在反應過程中不易被腐蝕，使用壽命較長。我國的石墨雙極板企業已逐步實現量產化，以億華通為例，已通過神力科技完全實現雙極板自主供應。同時，上海弘楓、嘉裕碳素等自主企業已逐步進入量產階段。
金屬雙極板導電性能優異，大幅提升電堆整體的體積功率密度。不少電堆廠商逐漸轉向采用金屬板，但其使用壽命尚待考察。國內的金屬板廠商尚處于小規模生產階段，以上海治臻、上海佑戈等為主。根據氫能觀察的數據，上海治臻在2020年6月投建1000萬片/年的產線，2021年3月340萬片/年的產能投產，有望迎來較大規模的金屬雙極板國產替代。
3.3、供氣系統是燃料電池系統另一重要組成部分
3.3.1、空氣供給系統國內較國外仍有差距
典型的燃料電池空氣供應系統由空氣過濾器、空壓機、電機、中冷器、增濕器和膨脹機等組成。其中，空壓機由電機和膨脹機共同驅動。根據電堆的輸出功率，為燃料電池提供所需壓力和干凈空氣。在空氣供應系統中，空氣的壓力和流量對燃料電池系統的性能(能量密度、系統效率、水平衡和熱損失)、成本和電堆的尺寸等有很大的影響。高壓燃料電池系統不僅能提高電堆的效率和功率密度，同時還能夠改善系統的水平衡。
車用燃料電池空壓機與傳統空壓機的區別在于燃料電池空壓機不能有油，防止污染催化劑。另外整個反應裝置對壓力波動有嚴格要求，所以葉片設計難度也高。目前空壓機主流有兩條路線：離心式和雙螺桿式。(1)離心式噪音小、壽命短、工藝復雜、成本較高適合乘用車;(2)雙螺旋桿式噪音大、體積大適合商用車。國內空壓機與國外技術差距較大，價格相對有優勢。國內主要企業為廣順、愛德曼、上海重塑科技，另外雪人股份也在做相關研發。
3.3.2、氫氣供給系統：研發成本高、價格昂貴，國內企業相對薄弱
氫氣供給系統由瓶口閥、過流閥、過濾器、減壓閥、泄壓閥、截止閥、氣水分離器、氫氣循環泵及管路和接頭組成，根據系統需求不同還配有單向閥、阻火器和噴射器等。氫氣循環泵作為氫氣循環動力提供部件，需要在密封要求很高的情況下提供足夠流量。國內企業目前參與氫氣循環泵較少，雪人股份在研發進程中。
3.3.3、儲氫瓶：國內常用的儲氫瓶壓力35MPa低于國際通用的70MPa
國內儲氫瓶整體技術水平有待提高。受制于車載儲氫瓶碳纖維等原材料依賴進口、技術成本居高不下等影響，目前我國廣泛使用的車載儲氫瓶仍為35MPaⅢ型瓶，與國際市場中更為普遍使用的70MPaⅢ型瓶相比，其儲氫效率相對較低，應用瓶頸較為明顯。盡管國內70MPa儲氫技術已在不斷推進，但要實現這一技術的商業化應用，仍有諸多問題需要解決，主要矛盾則是仍高度依賴進口的碳纖維等關鍵原材料。一直以來，碳纖維纏繞復合材料儲氫氣瓶都是氫能儲運領域的重要技術，但多年以來這一技術為美國、日本等國壟斷。近年來，包括上海石化、中復神鷹等制造企業已開啟碳纖維國產化的進程，盡管國產碳纖維市場占比在不斷提升，但產品整體質量穩定性仍需提升，儲氫領域所需的碳纖維目前仍高度依賴進口。國內目前制備儲氫瓶的企業相對較多，包含京城股份、中材科技、富瑞氫能等。
4、下游應用：重點關注燃料電池汽車的推廣和應用
4.1、燃料電池需求綜述
交通運輸是燃料電池最主要的應用。燃料電池可用在交通運輸、固定領域、便攜式電子和航空航天等領域。根據日本FujiKeizai預測，2025年全球燃料電池市場中燃料電池汽車市場規模有望超過50%，下文將就交通運輸領域展開進行重點分析，并在綜述部分簡要介紹固定式領域和便攜式領域的應用。
固定式領域用途廣闊，市場持續增長。固定式燃料電池技術包括MCPC、SOFC、PAFC和PEMFC。主要用于各種固定位置的電力供應，包括發電站、樓宇、工程等領域的大型首要電源、備用電源，用于家庭住宅和商業的微型熱電聯產(CHP)，以及電訊塔的首要或備用電源等。
便攜式領域目前市場滲透率不高。燃料電池在便攜式領域的應用主要包括燃料電池盒、燃料電池玩具，以及小型燃料電池充電器等。在消費電子產品領域，燃料電池在微型外部電池充電器上的應用發展迅速，在消費電子產品中也有應用前景。
4.2、燃料電池汽車市場尚未打開，靜待政策落地
4.2.1、國家對燃料電池汽車的補貼政策更精準
燃料電池補貼政策仍保持高標準。我國政府吸取鋰電池行業發展初期補貼申請的經驗，現將補貼方式調整為選擇一部分城市圍繞燃料電池汽車關鍵零部件核心技術攻關，開展燃料電池產業化示范應用，在為期4年的示范期內，中央財政將按照結果導向，采取“以獎代補”方式對示范城市給予獎勵，支持地方組織企業開展新技術研發攻關和產業化、人才引進和團隊建設以及新技術在燃料電池汽車上的示范應用等。
4.2.2、應用場景：燃料電池商用車率先商業應用
燃料電池商用車率先商業應用。未來鋰電與燃料電池不會是替代關系，而是互補關系。歐陽明高院士曾在2018年6月提出：“鋰離子電池更適合替代汽油機，氫燃料電池系統更適合替代柴油機”。原因：(1)氫氣運輸成本高，加氫站投資成本也比較大，因此固定路線的車輛在應用中更有優勢;(2)客車系統集成難度相對較低一些，目前國內主流客車企業都有燃料電池客車的布局，并且部分企業的產品已經正式交付運營。乘用車的系統集成難度更高，但單車功率不太大，相比重卡車或者大型公交車，搭載燃料電池系統的乘用車經濟性不具備優勢;(3)從邊際成本的角度考慮，電動汽車構造簡單，提升鋰電池車的續航和載重需要加裝電池，考慮鋰電自重，其邊際成本遞增;燃料電池系統復雜，提高續航僅需增加儲氫容量即可，邊際成本遞減。因此鋰電池更適合乘用車領域，燃料電池系統適合有重載、長續航要求的商用車。
4.2.3、燃料電池汽車較鋰電池汽車的環保性更佳
氫燃料電池目前成本達不到民用可接受的水平，國內技術成熟度有很大的提升空間，整個產業鏈正在布局過程當中。相比之下鋰電技術已逐步成熟，電池的成本在規模化效應下顯著下降。
4.2.4、從經濟性角度考慮目前燃料電池汽車較油車和電車不占優勢
氫燃料電池車目前在購置成本和使用成本上不占優勢。同樣的B級車，油車的購置成本最低，電動公交車的運營成本最低，氫燃料電池汽車在這兩方面目前均不占優勢。未來隨著應用量提升，氫能源實現一定量的規模化效應，整車成本以及氫氣成本均有望顯著下降。
氫能源商用車率先在國內打開應用市場。基于國家政策支持，氫能源商用車在國內率先打開市場，但比較可知氫燃料電池汽車的購置成本是電動公交車或柴油公交車的2倍以上，目前經濟性角度競爭力有待提升。
4.3、燃料電池應用空間打開的核心因素
4.3.1、各方靜待國家層面的補貼政策落地
補貼政策尚未完全落地，下游需求遞延。2021年4月9日，中汽協公布最新數據顯示，3月燃料電池汽車產銷分別完成45輛和59輛，2021年1-3月，燃料電池汽車產銷分別完成104輛和150輛，同比分別下降43.2%和27.5%。
基于目前處于整個全行業發展初期，終端需求量有限，導致各項上游、中游生產不具備規模效應，目前氫能源商業化成本較高，從經濟性角度考慮下游領域尤其是私營企業或個人消費者能接受的程度較低，企業在實際運營中容易出現入不敷出，持續虧損的局面，因此政府補貼有望引領氫能源產業鏈邁向成熟。
國家出臺的以獎代補政策并劃定五個示范發展區域，初步判斷北京、上海、廣東、河北、河南五個區域將充分受益于國家補貼率先發展，發展階段有望顯著領先未入圍的省份。具體政策有待落地。
4.3.2、各環節技術成熟度、規模化后成本下降的空間
技術成熟度進步、規模化與成本下降三者是相輔相成，相互息息相關的關聯因素。以鋰電為例，電車發展初期技術不夠成熟，下游銷量少，企業生產無法滿足規模效應，電池成本居高不下，最終限制了電車推廣應用，這是負向傳導的機制。如果隨著技術成熟，需求提升，規模化滿足后成本將有很大的下降空間，整個市場空間有望徹底打開。
4.3.3、消費者對燃料電池汽車認可度的本質提升
終端消費者對產品的認可是行業發展的根基。同樣以電車為例，諸多司機在2019年以前對電車保持懷疑、謹慎、保守的態度，伴隨特斯拉的崛起、整個鋰電產業鏈的成熟、成本下降以及國產造車新勢力紛紛推出自己的作品，越來越多的國內車主認可、接受電車，電車的市場滲透率顯著提升。目前氫能源燃料電池汽車更多是商用車推廣階段，未來需得到更多私營企業或是普通消費者的認可，全行業才有望真正的完成從0到1的跨越。
4.4、氫氣是工業生產中的重要原材料
4.4.1、半導體工業對氫氣的純度要求高
在大規模、超大規模和兆位級集成電路制造過程中,需用高純氫、特高純氫作為配制4/2、3/2、26/2等混合外延、摻雜氣的底氣。半導體工業對底氣純度要求極高,微量雜質“摻入”就會改變半導體表面特性。在電真空材料和器件例如鎢和鉬的生產過程中,用氫氣還原氧化物得到粉末,再加工制成線材和帶材。氫氣純度越高,特別是水含量越低,還原溫度就越低，所得鎢、鉬粉末粒度就越細。
4.4.2、非晶硅與太陽電池亦需要高純氫氣
目前,高效a-Si太陽電池均采用射頻輝光放電法制造,沉積大面積、高質量、均勻的a-Si膜是a-Si太陽電池的關鍵工序。Pin結太陽電池在沉積i層時采用氫與硅烷的混合氣。對氫氣純度要求高,一般為5N以上。
4.4.3、氫氣用于生產石英光纖
石英光纖的制造主要包括玻璃體預制棒制備及拉絲兩道工序，在制棒工藝中采用氫氧焰加熱(1200～1500Ⅲ),經沉積,可獲得所需沉積層厚度，再經燒灼，制成光纖預制棒。對氫氧焰氣體要求無固體粒子，否則棒上會有黑斑產生。對氫氣純度及潔凈度均有一定要求。
4.4.4、石化工業中加入氫氣可以除掉有害化合物
在煉制工業中，氫氣主要用于石腦油加氫脫硫，精柴油加氫脫硫，改善飛機燃料油的的無煙火焰高度，燃料油加氫脫硫,加氫裂化;在石油化工領域,氫氣主要用于C3餾份加氫，汽油加氫，C6～C8餾份加氫脫烷基,生產環己烷。加氫精制的目的是除掉有害化合物，例如硫化氫、硫醇、總硫、水、含氮化合物、芳香烴、酚類、環烷酸、炔烴、烯烴、金屬和準金屬等。催化重整原料的加氫精制目的是除去石腦油中的硫化物、氮化物、鉛和砷等雜質。加氫裂化是在氫氣存在條件下進行的催化過程,反應主要特征是C-C鍵的斷裂。所用氫量大，壓力高，空速低。選擇性加氫主要用于高溫裂解產物。
4.4.5、氫氣在浮法玻璃生產中防止錫液被氧化
在浮法玻璃成形設備(即錫槽)中裝有熔融的錫液,600～1000Ⅲ的錫液極易被氧化，生成氧化錫，以致玻璃沾錫又增加了錫耗。因此，需將錫槽密封，并連續地送入純凈的氮、氫混合氣，維持錫槽內微正壓與還原氣氛，保護錫液不被氧化。保護氣體中氮、氫氣量比為10:1,要求含氧量不高于(5～10)×106，露點-60Ⅲ以下。
4.4.6、氫氣在冶金工業中作為還原劑或金屬高溫加工的保護氣
在冶金工業中，氫可用作還原劑將金屬氧化物還原成金屬，或可用作金屬高溫加工時的保護氣。氫氣還可用于還原若干種金屬氧化物來制備純金屬。除此之外，在高溫鍛壓一些金屬器材時有時用氫氣作保護氣，以保護表面不被氧化。
(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)
精選報告來源：【未來智庫官網】。
1、國內外紛紛出臺政策支持氫能源發展
1.1、全球碳中和框架下氫能源有廣闊的應用空間
1.1.1、氫氣是高效環保的清潔能源
氫是宇宙中分布最廣泛的元素，構成了宇宙質量的75%。氣態形式的氫氣可從水、化石燃料等含氫物質中制取，并通過物理與化學變化過程存儲或釋放能量，是重要的工業原料和能源載體，可用于儲能、交通、石化、冶金等領域。
氫能是高效環保的二次能源，能量密度與相對安全性高于其他燃料。其能量密度高，是汽油的3倍有余;其使用裝置的使用效率高，燃料電池的能量轉換效率是傳統內燃機的2倍;其反應產物是水，排放產物絕對干凈，沒有污染物以及溫室氣體排放;安全性相對可控，引爆條件比汽油更為嚴苛;其物質儲備豐富，未來氫能的制取存在更多可能性。
在全球碳中和的框架下，氫能的環保性以及可再生性，使其具有舉足輕重的作用。鑒于其種種優勢，在新能源體系下，氫能被視為與電能相互補的優質二次能源，目前的分布式能源中，已形成“風光發電-多余電量電解水制氫-氫氣儲存-利用燃料電池發電”較為完整的能源轉換鏈條，氫作為能量儲存的載體形式，有效減少了偏遠地區棄風棄光的現象。
1.1.2、發展氫能源能夠改善能源結構，帶動產業鏈發展
打造多元能源結構體系，降低對外油氣依存度。化石能源在地球儲備有限，2020年我國煤炭、石油、天然氣在能源消費中分別占比56.7%、19.1%、8.5%。特別地，我國是油氣進口大國，石油與天然氣對外依存度達73%、43%，因此需在上述化石能源之外，尋找新的能源保障。同時，當某種能源受到限制時，氫能可以快速作為補充，因此打造可再生能源多元化的供應體系勢在必行。
促進風光裝機，助力實現雙碳目標。當前約有28個國家提出碳中和時間節點，中國在2020年9月的第75屆聯合國大會上進一步明確2030年前碳達峰、2060年前碳中和的目標。氫能源作為能源儲存的一種方式，通過增強對風光發電的消納能力，有效減少棄風棄光現象，促進光伏與風電產業發展，并間接地減少溫室氣體與污染物排放。
帶動上下游產業，提供經濟增長強勁動力。從產業鏈角度來看，發展氫能涉及能源、化工、交通等多個行業領域。新興的產業鏈機會能夠通過拓展全新的賽道，實現相關行業發展的彎道超車，促進我國可再生能源、新能源汽車、工業還原技術等領域的快速發展。
1.2、我國氫能源處于從零到一突破的關鍵期，政策支持力度大
氫能源作為新興產業，其發展速度很大程度上取決于政府的支持力度。一方面是加氫基礎設施的批建，足量的氫氣配套是推廣氫能使用的基礎條件;另一方面是政府對核心零部件及燃料電池整車的補貼支持，真正掌握核心技術的企業需要大量的時間與資金以支撐其技術變革和規模化生產，從而實現成本降低。
中國自2001年起確立了“863計劃電動汽車重大專項”項目，確定了三縱三橫戰略，以純電動、混動和燃料電池汽車為三縱，以多能源動力總成控制、驅動電機和動力蓄電池為三橫。隨著燃料電池產業發展逐漸成熟，中國在燃料電池領域的規劃綱要和戰略定調已經出現苗頭，支持力度逐漸加大。
各地政府積極出臺氫能產業鏈的補貼政策。地方政策出臺較多的區域主要集中在北京、上海、廣東、河北、山東等區域，主要聚焦在氫燃料汽車(主要為城市公交大巴車和物流車)的推廣、燃料電池核心技術研發、加氫基礎設施建設以及氫能示范城區的打造。
我國目前的燃料電池補貼政策是以獎代補。隨著燃料電池技術的進步，我國正在實施各種財政政策補貼扶持燃料電池汽車商業化發展。2020年9月起，我國對氫燃料電池汽車開始為期4年的“以獎代補”政策，對入圍示范的城市群，按照其目標完成情況撥付獎勵資金。具體而言，有以下幾個特點：
(1)補貼領域：燃料電池汽車的推廣+氫能供應，利好燃料電池核心零部件國產化。燃料電池汽車推廣方面，除了對整車進行獎勵，同時對國產的電堆、膜電極、質子交換膜、碳紙、催化劑等燃料電池關鍵核心零部件環節進行積分獎勵，促進零部件的國產化替代。氫能供應方面，主要對車用氫氣實際加注量給予積分獎勵，其中，綠氫的補貼額高于灰氫。
(2)補貼方式：“以獎代補”而非大面積補貼。氫燃料電池汽車的補貼將由面向全國大范圍式的購置補貼方式，轉為面向入圍城市群的燃料電池汽車商用補貼。同時，補貼需項目完成并達標后，經專家評審通過，對示范城市予以獎勵。
(3)補貼額度：對入選城市群，每個城市群最多獲17億獎勵。補貼采用積分制，對獲批的城市群組，燃料電池汽車的商業應用補貼上限為15億元，氫能供應補貼上限為2億元。加氫站建設沒有補貼，避免過去出現的建設充電站沒車充電的情況。
1.3、國際上美、歐、日等發達國家氫能源產業鏈相對成熟
燃料電池技術突破以及環保要求共同促進全球加速氫能源發展步伐。近年來，燃料電池技術取得了重大突破性進展，氫能產業下游的應用潛力逐漸被開發。同時，全球氣候壓力增大，世界正逐步失去《巴黎協定》的溫控目標機會，各國加大了低碳和綠色轉型發展的步伐。發展氫能成為世界各主要國家的共識，目前氫經濟的全球布局已經初步展開。
1.3.1、歐盟對碳排放要求嚴格，歐洲工業巨頭在氫能源積累較深
歐洲在氫能產業化推廣過程中，強調氫能在工業和交通中的脫碳作用，作為低碳發展的保障。2019年發布《歐洲氫能路線圖》，計劃2050年氫能可占歐洲能源需求的24%。
德國的龍頭企業帶動全國氫能網絡加速布局。道達爾液化空氣等龍頭企業共同推進的氫能源商用化，在德國加快建設氫能網絡。
法國的氫能產業鏈基礎較好，致力于成為全球氫能經濟的重要參與者，法國液空、法國燃氣集團、阿爾斯通等均在氫能源產業中有所建樹。
荷蘭具有完備的物流基礎設施，正在積極借助風能發展綠氫。
2020年歐盟委員會發布了《歐盟能源系統整合策略》和《歐盟氫能戰略》，意在為歐盟設置新的清潔能源投資議程，以達成在2050年實現碳中和的目標，同時刺激相關就業，進一步刺激歐盟在后疫情時代的經濟復蘇。其中《歐洲氫能戰略》將綠氫作為未來發展重點對象(主要依靠風能，太陽能生產氫)，制定了三階段發展目標：第一階段為2020-2024年，在歐盟境內建成裝機容量6GW的電解槽,可再生氫年產量超過100萬噸，第二階段2024-2030年，電解槽容量提升到40GW以上，可再生氫能源年產量可達到1000萬噸，第三階段2030-2050年，重點是氫能在能源密集產業的大規模應用，典型代表是鋼鐵和物流行業。
1.3.2、美國氫能源發展起步早，加氫站利用率高
美國是最早將氫能納入能源戰略的國家。早在1970年就提出了“氫經濟”概念。2002年，美國發布《國家氫能發展戰略》，標志著美國氫能產業從構想轉入行動階段，此后美國陸續出臺《氫能技術研究與開發行動計劃》、《氫立場計劃》、《氫與燃料項目計劃》等。2003年，以美國為首成立了氫能與燃料電池國際伙伴關系，并簡歷全球“氫安全委員會”，設立氫安全知識工具平臺，旨在多方位引領全球氫產業發展。自2004年以來，美國能源部平均每年投資氫能產業項目超過1.2億美元，通過一系列項目布局和持續投資，奠定了氫能產業關鍵技術的全球優勢地位。2019年，美國氫能與燃料電池協會發布《氫經濟路線圖》，重申美國將繼續保持氫能領域技術優勢地位;擬在交通、分布式發電、家用熱電聯產等多個領域擴大氫能在美國的規模化應用;提出2030年達到530萬輛燃料電池車和5600個加氫站的目標。
美國氫燃料電池市場和加氫站利用率等方面世界領先。普拉格能源基本壟斷了全球氫燃料電池叉車的市場。截至2020年底，美國在運營的加氫站49座，截至2020年底美國燃料電池汽車保有量接近9000臺，平均每座加氫站服務汽車接近180輛，加氫站利用率高。未來5年內，美國能源部計劃投資1億美元支持由美國國家實驗室主導的氫能和燃料電池的關鍵技術研究。
1.3.3、日本是目前全球氫能源應用開發最全面和最堅定的國家
早在20世紀70年代就開始氫燃料電池技術探索。2014年在《能源基本計劃》中將氫能定位為與電力和熱能并列的核心二次能源，并提出建設“氫能社會”的愿景。先后發布《日本再復興計劃》、《能源基本計劃》、《氫能基本戰略》等相關文件，規劃了實現氫能社會戰略的技術路線，建立了全球領先的產業技術和能力儲備。氫能應用場景廣泛，涉及交通、家庭供電以及工業原料。
根據海外H2stations網站統計數據，截至2020年底，日本在運營的加氫站約142座，燃料電池汽車保有量約4000輛，每座加氫站服務車輛約30輛。
豐田、本田等企業主導推動日本氫燃料電池汽車的發展，根據豐田2020年財報，截至2021年3月，豐田Mirai的銷量累計為13963輛，主要銷往美國加州。
為了保證本土氫能供應，日本正在推進日本-文萊天然氣制氫、日本-澳大利亞褐煤治氫的海外船舶輸氫項目，并于2020年2月完成福島10MW級制氫裝置的試運營，是目前全球最大的光伏制氫裝置。
2017年日本公布了《基本氫能戰略》，2019年日本公布了《氫能利用戰略》。《基本氫能戰略》預計2025年將發電成本降低至低壓25日元/kWh,高壓17日元/kWh;預計至2025年建設加氫站320座，燃料電池轎車20萬輛，與混合動力轎車的價格相當，氫燃料電池公交車價格減半。《基本氫能戰略》中預計2050年實現氫氣供應能力500-1000萬噸/年并主要用于氫能發電，氫氣的供應成本聚集降至20日元/Nm^3，預計在2050年用氫能發電取代天然氣發電，并將發電成本降至12日元/KWh，預計實現加氫站取代加氣站，燃料電池汽車取代傳統汽油燃料車，引入大型燃料電池車;同時實現家用熱電聯供燃料電池系統取代傳統居民的能源系統。
1.3.4、韓國氫能源產業快速發展
2008年以來，韓國政府先后實施“綠色氫城市示范等項目”，以綠色低碳城市發展戰略推動氫能產業發展。韓國先進的氫燃料汽車和燃料電池相關技術，其發展戰略是以氫能產業下游應用推動上游和中游研發。
韓國與沙特、挪威、澳大利亞、新西蘭簽署合作協議共同開發制氫項目。確定安山、蔚山、完州和全州作為“氫能經濟示范城市"試點。2019年新建加氫站20座，累計投運34座，由斗山主導建設的"昌源國家產業園業氫示范項目"將于2022年底完工，投產后預計液氫產能將達到5噸/天。
2019年韓國工信部門聯合其他部門發布《氫能經濟發展線路圖》，提出在2030年進入氫能社會，率先成為世界氫經濟領導者，計劃2040年氫燃料電池汽車累計產量增至620萬輛，加氫站增至1200個，燃料電池產能擴大到15GW,氫氣價格約為3000韓元/kg(約17.6元/公斤)。韓國計劃五年內投資2.6萬億韓元(約152億元人民幣)，加大氫燃料電池汽車的推廣和普及。
2、氫氣全產業鏈正在加緊布局建設
2.1、氫氣制取：石化制氫是目前主流，清潔能源制氫是未來趨勢
現階段化石燃料制氫仍是主流路線，電解水基于成本高目前占比較少。在制氫產業方面，根據HydrogenFromRenewablePower數據資料，全球的氫氣產量將近上億噸，有96%來自于化石燃料，其中48%來自于化石燃料的裂解，30%來自于醇類裂解，18%來自于焦爐氣，電解水占比4%左右，占比小的主要原因在于電解水制氫成本很高，是化石燃料的2倍多。
清潔能源制氫是未來趨勢。電解水制氫技術能夠適應風-光-水等可再生能源發電系統不連續、不穩定的供電缺陷，降低電解水制氫成本，延長使用壽命，促進分布式能源經濟發展;風-光-水等可再生能源通過制氫、用氫的過程，將能量進行存儲、轉換，使能量對用戶的供應過程變得更加便捷靈活。因此，利用可再生能源電解水制氫技術的興起是必然的，同時也是未來的必由之路。
2.1.1、石化資源制氫仍是目前氫氣主要來源
氫能產業發展的初衷是基于氫的清潔屬性，目前96%的氫是通過化石燃料制取，技術成熟，成本最低，但是伴隨著大量2排放，有悖于氫的清潔屬性。根據文章《氫在能源轉型變革中的潛在優勢分析》中測算，煤炭、石油、天然氣制氫的碳排放強度分別為19t2/t2，12t2/t2和10t2/t2。目前世界上有130個在役煤制氫工程項目，其中超過80%在我國。而在國際上，天然氣制氫是主流制氫方式。因此，我國在化石燃料制氫方面的碳排放強度更高，減排壓力更大。
由于我國煤炭儲量高、風光等可再生資源豐富，“化石燃料+CCUS”和“可再生能源+電解水”將會成為清潔高效的制氫技術選擇。我國CCUS產業技術經過十余年發展已經取得較大進步，但在技術推廣方面仍然存在諸多瓶頸，經濟可行性和環境安全性也面臨著挑戰。“可再生能源+電解水”制氫技術已經達到可以支撐商業化的程度，目前主要的技術突破點在于PEM電解槽電解效率、壽命的提升，以及可再生能源發電成本的下降。近年來，我國風力發電和光伏發電的快速發展，加速推動了可再生能源發電成本大幅降低，電解水制氫成本已經接近傳統化石燃料制氫成本。
我國煤化工行業相對成熟，基于當前的煤氣化爐裝置生產氫氣，并利用變壓吸附(PSA)技術將其提純到燃料電池用氫要求。煤制氫需要大型氣化設備，一次裝置投資價格高，單位投資成本在1-1.7萬元/(3/h)之間。只有規模化生產才能降低成本，因此煤制氫不適合分布式制氫，適合中央工廠集中制氫。
2.1.2、龍頭企業布局，可再生能源制氫是未來趨勢
國內龍頭企業布局可再生能源制氫。可再生能源制氫技術是將可再生能源通過風機、太陽能電池、水泵等發電機組轉換成電能，電能通過電解水制氫設備轉換成氫氣，將氫氣輸送至氫氣應用終端或經燃料電池并入電網中，完成從可再生能源到氫能的轉換。
根據電能來源的不同，可將可再生能源制氫技術分為并網型制氫和離網型制氫兩種。并網型制氫是將發電機組接入電網，從電網取電的制氫方式，比如從風光耦合系統電網側取電，進行電解水制氫，主要應用于大規模風光耦合系統的消納和儲能。離網型制氫是將發電機組所產生的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備進行制氫，主要應用于分布式制氫或局部燃料電池發電供能。基于風電場、光伏站、水電站等現有結構，結合制氫技術的優勢，建立可再生能源多能互補制氫系統拓撲結構，整個制氫系統包括可再生能源發電機組、電解水制氫系統、儲氫系統、輸運系統、燃料電池、電網等。
可再生能源制氫技術主要包含電-氫轉換和氫氣儲運兩大關鍵技術。電-氫轉換示意圖中左側電解水裝置消耗電能產生氫氣，實現電能向氫能的轉換，右側燃料電池或熱電聯產機組利用氫氣產生電能，實現氫能向電能的轉換。制氫技術的制約因素在于降低成本、提高能效、大規模生產系統搭建等方面。
電費成本是目前光伏制氫總成本的主要構成。以目前的價格初步測算，0.5元/kWh的電價下，堿性電解水和PEM電解水制氫的成本分別為28元/KG和37元/KG，其中電費是制氫成本中的主要構成。
2.2、儲運：目前主要通過高壓氣態的形式
高壓氣態是目前國內儲運最主要的方式。儲氫技術目前主要有氣態儲氫、液態儲氫和固態儲氫等，氣態儲氫技術成熟，成本低但密度低，體積比容量小，相比之下液態和固態儲氫前期成本較高。運氫技術主要有長管拖車運輸、液氫槽車運輸、管道運輸等，氣態管束車運輸是目前國內最主流的方式，若氫氣大規模應用，隨著規模效應有效降低成本，液氫槽車運輸和管道運輸有望鋪開。儲運技術也是制約氫能大規模發展的因素之一。
2.2.1、高壓氣態是目前最經濟的儲運方式
根據電池中國的調查結果，現階段中國普遍采用20Mpa氣態高壓儲氫與管束管車運輸氫氣。在加氫站日需求量500Kg以下的情況下，氣氫拖車運輸節省了液化成本與管道建設前期投資成本，在一定儲運距離以內經濟性較高。當用氫規模擴大、運輸距離增長后，提高氣氫運輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才能滿足高效經濟的要求。
2.2.2、液化氫氣費用很高，技術成熟度有待進一步提升
氫氣液化后便于大規模儲運。根據電池中國的數據，由于低溫液態氫高密度的特性(液氫密度分別是20Mpa、30MPa、70MPa氣氫密度的4.9/3.4/1.8倍)，液氫槽車運輸方式相較于20MPa高壓氣氫拖車，可使單車儲運量提高約9倍，充卸載時間減少約1倍，并且在液化過程還能提高氫氣純度，一定程度上可節省提純成本。隨著氫能產業的發展，液氫儲運是大規模長距離儲運氫的方向之一。
目前氫氣用量少，液化成本高。現有技術條件下，液化過程的能耗和固定投資較大。根據國際能源網數據，液化過程中消耗的能量占到整個液氫儲運環節的30%-40%以上。未來，由于液化設備的規模效應和技術升級，液化能耗和設備成本還有較大的下降空間。
2.2.3、管道運輸前期投入大，適合大規模運輸氫氣
管道適于大量、長距離的氫氣輸送。氫能源網資料顯示氫氣的長距離管道輸送已有60余年的歷史。最早的長距離氫氣輸送管道1938年在德國魯爾建成,其總長達208公里,輸氫管直徑在0.15~0.30m之間,額定壓力約為2.5MPa,連接18個生產廠和用戶,從未發生任何事故。根據PacificNorthwestNationalLaboratory(PNNL)2016年的統計數據，歐洲大約有1500公里輸氫管。世界最長的輸氫管道建在法國和比利時之間,長約400公里。目前使用的輸氫管線一般為鋼管,運行壓力為1-2MPa,直徑0.25-0.30m，美國氫氣管線長度約2608公里,美國氫氣管道的造價為31-94萬美元公里。現有的天然氣管道可用于輸送氫氣和天然氣的混合氣體,也可經過改造輸送純氫氣,這主要取決于鋼管材質中的含碳量,低碳鋼更適合輸送純氫。
2.3、加氫：國內加氫站主要采用外供氫的模式
2.3.1、加氫站技術路線&配套核心設備
加氫站的主要技術路線有站內制氫技術和外供氫技術。
歐美采用站內制氫的比例較國內多。站內加氫技術是用天然氣或者其他原料在加氫站內自己制氫然后加注至燃料電池汽車中，或者通過電解水制氫然后壓縮，再加注到氫能源燃料電池汽車中。天然氣重整制氫法由于設備便于安裝、自動化程度較高，且能夠依托現有油氣基礎設施建設發展，因而在站內制氫加氫站中應用最多，因此在歐洲、美國，站內制氫加氫站主要采用這種制氫方式。
外供氫加氫站的氫氣往往使用高壓氫氣瓶管束拖車運輸至加氫站。加氫站內沒有制氫裝置，所用的氫氣由站外的集中式制氫基地制備，而后再通過長管拖車、液氫槽車或者氫氣管道由制氫基地運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮并輸送入高壓儲氫瓶內存儲，最終通過氫氣加氣機加注到氫能源燃料電池汽車中使用。國內目前不采用站內制氫的原因主要在于設備成本過高，目前單個站點氫氣的需求量有限。
氫的儲運方式是影響加氫站業態設計的重點與技術難點。中國作為產氫大國，氫原料儲備充足，但由于運輸和儲存條件苛刻，儲運環節成為了氫產業鏈上的難關，也直接影響了加氫站的模式設計。根據氫氣存儲方式的不同，外供氫加氫站又可進一步分為高壓氣氫站和液氫站兩大類。外供氫加氫站中的高壓氣氫站建設成本最低，是全球應用最廣泛的加氫站模式，目前中國的加氫站均為高壓氣氫站。液氫儲運加氫站主要分布在美國和日本，在中國也得到了初步探索，由中科富海和美國空氣產品公司(AirProducts)合作的首座液氫儲運加氫站正在建設中。
加氫站的主要設備包括：壓縮機、儲氫罐、加氣機、泄氣柱、管道、控制系統、氮氣吹掃裝置、監控裝置等。其中壓縮機、儲氫罐、加氣機為核心設備。
2.3.2、國內加氫站建設提速，國產化加速氫能源成本下降
截至2020年底，我國國內累計建成加氫站118座，建成并運營加氫站101座，待運營17座，建設中和規劃建設的加氫站約170座。中國石化主管人員在其主辦的交通能源轉型產業研討會上表示規劃到2025年，利用原有3萬座加油站、870座加氣站的布局優勢，建設1000座加氫站或油氫合建站、5000座充換電站、7000座分布式光伏發電站點。各地政府也出臺了明確的加氫站建設規劃。
2.3.3、加氫站建設成本高，油氫合建站是一種可取的方式
基于目前單獨的加氫站成本較高，氫氣需求量相對較少，獨立加氫站面臨虧損的局面，綜合性的油氫混合站是未來加氫站發展的方向之一。對氫能產業園而言，短期內的氫能源市場需求仍處于低位，單站建設的加氫站運營經濟效益有限。油氫合建站是相對更可行的方式，同時聯合建設比單獨建設加氫站在土地審批環節也更容易。我國多個省市也出臺地方管理法案支持利用現有加油、加氣站點網絡改擴建加氫設施，鼓勵積極參與加氫站投資建設。
以佛山為例，《佛山市氫能源產業發展規劃(2018—2030年)》中明確了“鼓勵加氫站與加油站、加氣站或充電樁合并設置”的原則。2019年7月1日，國內首座油氫合建站——中國石化佛山樟坑油氫合建站正式建成，日供氫能力為500kg。該油氫合建站采取加油、加氫、充電分區管理方式，是全國首座集油、氫、電能源供給及現代化綜合服務于一體的新型網點。對氫能產業而言，油氫合建站有望成為現階段最具有經濟性的氫能商業模式。
3、中游：燃料電池系統是氫能產業鏈的核心
3.1、燃料電池系統由電堆和氣體循環系統等環節構成
氫能源下游應用，需重點關注燃料電池系統。燃料電池系統有兩部分核心構成：電堆和氣體循環系統。
電堆主要由膜電極和雙極板構成，其中膜電極又由催化劑、氣體擴散層(碳紙)和質子交換膜組成。氣體循環系統主要作用是過濾空氣，保證反應過程中壓強穩定，控制氫氣與空氣流量、流速以延長電堆的使用壽命，主要包含空壓機、氫氣循環泵、儲氫瓶等。
3.2、電堆是燃料電池系統最核心、價值量最高的環節
3.2.1、電堆由膜電極和雙極板等技術難度較大的零部件組成
電堆是燃料電池系統最為核心的部件，也是價值量最高的環節。電堆是燃料電池系統發生化學反應的場所，由多個單體電池以串聯方式層疊組合而成。氫氣與氧氣通過一定比例分別通入電堆的陽極與陰極，化學反應生成水與電能。電堆的質量決定了燃料電池系統整體的功率密度。
單體電池則是由將雙極板與膜電極(催化劑、質子交換膜、碳紙/碳布)、密封墊片、集流板和端板組成。若干單體之間嵌入密封件，經前端與后端板壓緊后用螺桿緊固拴牢，即構成燃料電池電堆。單體電池中，膜電極催化劑的催化性能、質子交換膜的傳導性、碳紙/碳布的氣體擴散性能，以及雙極板的導電性等均是決定單體電池功率密度及效用的關鍵因素;同時，單體電池的一致性也決定了電堆的穩定性與可靠性。
電堆的性能評價包括體積功率密度以及使用壽命等。國外廠商以豐田、巴拉德和Hydrogenics為典型，研發歷史悠久，其中巴拉德對膜電極的研發已超過40年，國外電堆整體性能優于國內廠商。國內電堆近年通過自主研發以及技術引進的方式，正逐步實現燃料電池電堆的國產替代。
當前國內實現電堆產銷的企業主要存在兩種運營模式：
一種是以億華通為代表的自主研發一體化機構。這類公司主要依托自身的研發平臺進行技術攻關，不斷產品迭代，自主更新能力強。這類公司前期研發資金投入可能會壓縮利潤空間，資本營運壓力較大，但其優勢在于產品成本可控，議價能力強，依托核心競爭力在未來具有更大的放量空間。采用該模式進行電堆生產的企業正實現由整機采購向關鍵零部件購銷的環節轉換，國產替代化進程將會顯著降低公司發動機產品制造成本費用。
一種是以國鴻氫能為代表的技術引進機構。這類公司主要通過與外資企業簽訂購銷協議，獲取技術引進，在前期具有較大技術優勢，能夠搶先占領市場份額。但此類模式的弊端在于技術保障缺乏，議價能力較差，容易形成高庫存量，營運穩定性較差。國鴻氫能使用巴拉德技術生產的9SSL電堆在國內市占率較高。
高工產研氫電研究所(GGII)數據顯示，電堆成本約占燃料電池系統成本的60%。截至2020年年底，根據國鴻氫能和雄韜股份等公司新品發布會上的報價，國產電堆面向戰略合作伙伴，最低報價已下探至2000元/kW，對應燃料電池系統最低價格達到6000元/kW。國產電堆的規模化效應逐步釋放，將有效降低燃料電池價格，促進燃料電池商用車與乘用車的推廣。
3.2.2、膜電極
2019起開啟膜電極國產化的元年。現階段國外企業膜電極主要采用全球供貨機制，產能旺盛，工業控制水平較為領先，國內膜電極目前雖未達到規模量產程度，但發展趨勢顯著。我國首條膜電極生產線于2017年落成，隨后進入高速發展期。2019年鴻基創能、擎動科技、武漢理工氫電以及泰極動力國產生產線先后正式落成，標志著我國的膜電極領域逐步開啟批量化生產步伐。膜電極是質子交換膜燃料電池的核心部件，是燃料電池內部能量轉換的場所。膜電極主要由質子交換膜、催化劑層和氣體擴散層組成。
(1)質子交換膜：性能逐步達標，國產替代正當時
發生反應時，質子交換膜只讓陽極失去電子的氫離子透過到達陰極，但阻止電子、氫分子、水分子等通過，其主要的評價指標在于離子交換容量以及吸水率等。目前常用的商業化質子交換膜是全氟磺酸膜，復合膜、高溫膜、堿性膜是未來發展方向。
我國電堆質子交換膜性能已接近國際水準，國產替代剛剛起步。隨著2020年東岳氫能150萬平米的產線建設，以及2021年2月蘇州科潤每年100萬平米質子交換膜項目產線正式投建，國產交換膜有望迎來大幅降本空間。東岳集團是國內質子交換膜領域的領先企業，2020年11月已落地每年50萬平米產能，是國內首家實現大規模量產的企業。其DMR100燃料電池膜已滿足量產車型需求，并獲得IATF16949驗證。此外，科潤的質子交換膜NEPEM-3015系列配套的燃料電池發動機已通過國家機動車產品質量監督檢驗中心強檢。盡管其性能仍與國外廠商有所差距，但其價格優勢顯著，2021年預計會實現在燃料電池商業車上一定量的運用。
(2)氣體擴散層：國產產品處于中試階段
氣體擴散層在電池中起到支撐催化劑、收集電流、傳導氣體和跑出反應產物的作用，目前以碳纖維紙、碳纖維布的兩種形式存在。氣體擴散層的評價標準包括透氣性、低電阻率、高機械強度等。碳紙產品由日本東麗、德國SGL、加拿大巴拉德等幾個國際大廠壟斷，國內碳紙也主要是從日本東麗進口。
國內研究相對薄弱，國產產品尚處于中試、送樣階段。通用氫能從產品的設計、制造工藝和設備匹配，申請了一系列專利，打通了氣體擴散層的整個生產流程，做到自有知識產權的國產化。2020年4月，上海華誼與VIBRANTEPOCHLTD.正式簽署合作框架協議，在中國建立“氣體擴散層用碳紙/碳布”生產基地。我國在氣體擴散層環節涉足較淺，在一段時間內該環節成本下降空間相對有限，僅華誼集團、通用氫能等少數玩家開始入局。
(3)催化劑：載鉑含量逐年遞減，整機成本有望回落
催化劑可促進氧化劑和氫氣的反應，使電子離開氫原子。催化劑目前仍依賴鉑碳路線，但鉑資源的匱乏和高成本制約了燃料電池大規模商業化。超低鉑、無鉑催化劑是未來研發方向，用鉑量不斷減少，成本下降空間很大。國內貴研鉑業、大連化物所研制的催化劑目前處于中試階段。
作為電堆成本占比最高的材料，催化劑對于活性、穩定性以及耐久性有較高要求，而貴金屬鉑(Pt)成為催化劑以及電堆成本居高不下的主要因素。各車企由于技術稟賦、產品載鉑量具有較大異質性，豐田和現代的鉑用量相差值達到一倍。我國催化劑量產雖然進程較慢，但在系統集成領域，歐陽明高院士已明確表示我國載鉑量已達到豐田廠商生產水平，若能在產品端進一步壓縮催化劑鉑含量，成本下浮空間仍然可觀。
3.2.3、雙極板
雙極板在電堆中起到輸送分配燃料、隔離兩極氣體的作用，主要有石墨雙極板和金屬雙極板兩種技術路線。目前豐田Mirai采用金屬雙極板路線，因乘用車對集成度要求高，體積需要盡可能小;國內商用車走石墨雙極板路線，一方面因為其成本更低，另一方面使用壽命更長，更符合商用車需求。雙極板的技術難點主要在于流道設計，對沖壓工藝、制造精度要求高。
石墨雙極板在反應過程中不易被腐蝕，使用壽命較長。我國的石墨雙極板企業已逐步實現量產化，以億華通為例，已通過神力科技完全實現雙極板自主供應。同時，上海弘楓、嘉裕碳素等自主企業已逐步進入量產階段。
金屬雙極板導電性能優異，大幅提升電堆整體的體積功率密度。不少電堆廠商逐漸轉向采用金屬板，但其使用壽命尚待考察。國內的金屬板廠商尚處于小規模生產階段，以上海治臻、上海佑戈等為主。根據氫能觀察的數據，上海治臻在2020年6月投建1000萬片/年的產線，2021年3月340萬片/年的產能投產，有望迎來較大規模的金屬雙極板國產替代。
3.3、供氣系統是燃料電池系統另一重要組成部分
3.3.1、空氣供給系統國內較國外仍有差距
典型的燃料電池空氣供應系統由空氣過濾器、空壓機、電機、中冷器、增濕器和膨脹機等組成。其中，空壓機由電機和膨脹機共同驅動。根據電堆的輸出功率，為燃料電池提供所需壓力和干凈空氣。在空氣供應系統中，空氣的壓力和流量對燃料電池系統的性能(能量密度、系統效率、水平衡和熱損失)、成本和電堆的尺寸等有很大的影響。高壓燃料電池系統不僅能提高電堆的效率和功率密度，同時還能夠改善系統的水平衡。
車用燃料電池空壓機與傳統空壓機的區別在于燃料電池空壓機不能有油，防止污染催化劑。另外整個反應裝置對壓力波動有嚴格要求，所以葉片設計難度也高。目前空壓機主流有兩條路線：離心式和雙螺桿式。(1)離心式噪音小、壽命短、工藝復雜、成本較高適合乘用車;(2)雙螺旋桿式噪音大、體積大適合商用車。國內空壓機與國外技術差距較大，價格相對有優勢。國內主要企業為廣順、愛德曼、上海重塑科技，另外雪人股份也在做相關研發。
3.3.2、氫氣供給系統：研發成本高、價格昂貴，國內企業相對薄弱
氫氣供給系統由瓶口閥、過流閥、過濾器、減壓閥、泄壓閥、截止閥、氣水分離器、氫氣循環泵及管路和接頭組成，根據系統需求不同還配有單向閥、阻火器和噴射器等。氫氣循環泵作為氫氣循環動力提供部件，需要在密封要求很高的情況下提供足夠流量。國內企業目前參與氫氣循環泵較少，雪人股份在研發進程中。
3.3.3、儲氫瓶：國內常用的儲氫瓶壓力35MPa低于國際通用的70MPa
國內儲氫瓶整體技術水平有待提高。受制于車載儲氫瓶碳纖維等原材料依賴進口、技術成本居高不下等影響，目前我國廣泛使用的車載儲氫瓶仍為35MPaⅢ型瓶，與國際市場中更為普遍使用的70MPaⅢ型瓶相比，其儲氫效率相對較低，應用瓶頸較為明顯。盡管國內70MPa儲氫技術已在不斷推進，但要實現這一技術的商業化應用，仍有諸多問題需要解決，主要矛盾則是仍高度依賴進口的碳纖維等關鍵原材料。一直以來，碳纖維纏繞復合材料儲氫氣瓶都是氫能儲運領域的重要技術，但多年以來這一技術為美國、日本等國壟斷。近年來，包括上海石化、中復神鷹等制造企業已開啟碳纖維國產化的進程，盡管國產碳纖維市場占比在不斷提升，但產品整體質量穩定性仍需提升，儲氫領域所需的碳纖維目前仍高度依賴進口。國內目前制備儲氫瓶的企業相對較多，包含京城股份、中材科技、富瑞氫能等。
4、下游應用：重點關注燃料電池汽車的推廣和應用
4.1、燃料電池需求綜述
交通運輸是燃料電池最主要的應用。燃料電池可用在交通運輸、固定領域、便攜式電子和航空航天等領域。根據日本FujiKeizai預測，2025年全球燃料電池市場中燃料電池汽車市場規模有望超過50%，下文將就交通運輸領域展開進行重點分析，并在綜述部分簡要介紹固定式領域和便攜式領域的應用。
固定式領域用途廣闊，市場持續增長。固定式燃料電池技術包括MCPC、SOFC、PAFC和PEMFC。主要用于各種固定位置的電力供應，包括發電站、樓宇、工程等領域的大型首要電源、備用電源，用于家庭住宅和商業的微型熱電聯產(CHP)，以及電訊塔的首要或備用電源等。
便攜式領域目前市場滲透率不高。燃料電池在便攜式領域的應用主要包括燃料電池盒、燃料電池玩具，以及小型燃料電池充電器等。在消費電子產品領域，燃料電池在微型外部電池充電器上的應用發展迅速，在消費電子產品中也有應用前景。
4.2、燃料電池汽車市場尚未打開，靜待政策落地
4.2.1、國家對燃料電池汽車的補貼政策更精準
燃料電池補貼政策仍保持高標準。我國政府吸取鋰電池行業發展初期補貼申請的經驗，現將補貼方式調整為選擇一部分城市圍繞燃料電池汽車關鍵零部件核心技術攻關，開展燃料電池產業化示范應用，在為期4年的示范期內，中央財政將按照結果導向，采取“以獎代補”方式對示范城市給予獎勵，支持地方組織企業開展新技術研發攻關和產業化、人才引進和團隊建設以及新技術在燃料電池汽車上的示范應用等。
4.2.2、應用場景：燃料電池商用車率先商業應用
燃料電池商用車率先商業應用。未來鋰電與燃料電池不會是替代關系，而是互補關系。歐陽明高院士曾在2018年6月提出：“鋰離子電池更適合替代汽油機，氫燃料電池系統更適合替代柴油機”。原因：(1)氫氣運輸成本高，加氫站投資成本也比較大，因此固定路線的車輛在應用中更有優勢;(2)客車系統集成難度相對較低一些，目前國內主流客車企業都有燃料電池客車的布局，并且部分企業的產品已經正式交付運營。乘用車的系統集成難度更高，但單車功率不太大，相比重卡車或者大型公交車，搭載燃料電池系統的乘用車經濟性不具備優勢;(3)從邊際成本的角度考慮，電動汽車構造簡單，提升鋰電池車的續航和載重需要加裝電池，考慮鋰電自重，其邊際成本遞增;燃料電池系統復雜，提高續航僅需增加儲氫容量即可，邊際成本遞減。因此鋰電池更適合乘用車領域，燃料電池系統適合有重載、長續航要求的商用車。
4.2.3、燃料電池汽車較鋰電池汽車的環保性更佳
氫燃料電池目前成本達不到民用可接受的水平，國內技術成熟度有很大的提升空間，整個產業鏈正在布局過程當中。相比之下鋰電技術已逐步成熟，電池的成本在規模化效應下顯著下降。
4.2.4、從經濟性角度考慮目前燃料電池汽車較油車和電車不占優勢
氫燃料電池車目前在購置成本和使用成本上不占優勢。同樣的B級車，油車的購置成本最低，電動公交車的運營成本最低，氫燃料電池汽車在這兩方面目前均不占優勢。未來隨著應用量提升，氫能源實現一定量的規模化效應，整車成本以及氫氣成本均有望顯著下降。
氫能源商用車率先在國內打開應用市場。基于國家政策支持，氫能源商用車在國內率先打開市場，但比較可知氫燃料電池汽車的購置成本是電動公交車或柴油公交車的2倍以上，目前經濟性角度競爭力有待提升。
4.3、燃料電池應用空間打開的核心因素
4.3.1、各方靜待國家層面的補貼政策落地
補貼政策尚未完全落地，下游需求遞延。2021年4月9日，中汽協公布最新數據顯示，3月燃料電池汽車產銷分別完成45輛和59輛，2021年1-3月，燃料電池汽車產銷分別完成104輛和150輛，同比分別下降43.2%和27.5%。
基于目前處于整個全行業發展初期，終端需求量有限，導致各項上游、中游生產不具備規模效應，目前氫能源商業化成本較高，從經濟性角度考慮下游領域尤其是私營企業或個人消費者能接受的程度較低，企業在實際運營中容易出現入不敷出，持續虧損的局面，因此政府補貼有望引領氫能源產業鏈邁向成熟。
國家出臺的以獎代補政策并劃定五個示范發展區域，初步判斷北京、上海、廣東、河北、河南五個區域將充分受益于國家補貼率先發展，發展階段有望顯著領先未入圍的省份。具體政策有待落地。
4.3.2、各環節技術成熟度、規模化后成本下降的空間
技術成熟度進步、規模化與成本下降三者是相輔相成，相互息息相關的關聯因素。以鋰電為例，電車發展初期技術不夠成熟，下游銷量少，企業生產無法滿足規模效應，電池成本居高不下，最終限制了電車推廣應用，這是負向傳導的機制。如果隨著技術成熟，需求提升，規模化滿足后成本將有很大的下降空間，整個市場空間有望徹底打開。
4.3.3、消費者對燃料電池汽車認可度的本質提升
終端消費者對產品的認可是行業發展的根基。同樣以電車為例，諸多司機在2019年以前對電車保持懷疑、謹慎、保守的態度，伴隨特斯拉的崛起、整個鋰電產業鏈的成熟、成本下降以及國產造車新勢力紛紛推出自己的作品，越來越多的國內車主認可、接受電車，電車的市場滲透率顯著提升。目前氫能源燃料電池汽車更多是商用車推廣階段，未來需得到更多私營企業或是普通消費者的認可，全行業才有望真正的完成從0到1的跨越。
4.4、氫氣是工業生產中的重要原材料
4.4.1、半導體工業對氫氣的純度要求高
在大規模、超大規模和兆位級集成電路制造過程中,需用高純氫、特高純氫作為配制4/2、3/2、26/2等混合外延、摻雜氣的底氣。半導體工業對底氣純度要求極高,微量雜質“摻入”就會改變半導體表面特性。在電真空材料和器件例如鎢和鉬的生產過程中,用氫氣還原氧化物得到粉末,再加工制成線材和帶材。氫氣純度越高,特別是水含量越低,還原溫度就越低，所得鎢、鉬粉末粒度就越細。
4.4.2、非晶硅與太陽電池亦需要高純氫氣
目前,高效a-Si太陽電池均采用射頻輝光放電法制造,沉積大面積、高質量、均勻的a-Si膜是a-Si太陽電池的關鍵工序。Pin結太陽電池在沉積i層時采用氫與硅烷的混合氣。對氫氣純度要求高,一般為5N以上。
4.4.3、氫氣用于生產石英光纖
石英光纖的制造主要包括玻璃體預制棒制備及拉絲兩道工序，在制棒工藝中采用氫氧焰加熱(1200～1500Ⅲ),經沉積,可獲得所需沉積層厚度，再經燒灼，制成光纖預制棒。對氫氧焰氣體要求無固體粒子，否則棒上會有黑斑產生。對氫氣純度及潔凈度均有一定要求。
4.4.4、石化工業中加入氫氣可以除掉有害化合物
在煉制工業中，氫氣主要用于石腦油加氫脫硫，精柴油加氫脫硫，改善飛機燃料油的的無煙火焰高度，燃料油加氫脫硫,加氫裂化;在石油化工領域,氫氣主要用于C3餾份加氫，汽油加氫，C6～C8餾份加氫脫烷基,生產環己烷。加氫精制的目的是除掉有害化合物，例如硫化氫、硫醇、總硫、水、含氮化合物、芳香烴、酚類、環烷酸、炔烴、烯烴、金屬和準金屬等。催化重整原料的加氫精制目的是除去石腦油中的硫化物、氮化物、鉛和砷等雜質。加氫裂化是在氫氣存在條件下進行的催化過程,反應主要特征是C-C鍵的斷裂。所用氫量大，壓力高，空速低。選擇性加氫主要用于高溫裂解產物。
4.4.5、氫氣在浮法玻璃生產中防止錫液被氧化
在浮法玻璃成形設備(即錫槽)中裝有熔融的錫液,600～1000Ⅲ的錫液極易被氧化，生成氧化錫，以致玻璃沾錫又增加了錫耗。因此，需將錫槽密封，并連續地送入純凈的氮、氫混合氣，維持錫槽內微正壓與還原氣氛，保護錫液不被氧化。保護氣體中氮、氫氣量比為10:1,要求含氧量不高于(5～10)×106，露點-60Ⅲ以下。
4.4.6、氫氣在冶金工業中作為還原劑或金屬高溫加工的保護氣
在冶金工業中，氫可用作還原劑將金屬氧化物還原成金屬，或可用作金屬高溫加工時的保護氣。氫氣還可用于還原若干種金屬氧化物來制備純金屬。除此之外，在高溫鍛壓一些金屬器材時有時用氫氣作保護氣，以保護表面不被氧化。
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