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（2）系統(tǒng)輔助部件

電堆運行需要氫氣供應系統(tǒng)、空氣系統(tǒng)、水管理系統(tǒng)等外部輔助子系統(tǒng)（BOP）的配合，對應的關鍵零部件有氫循環(huán)泵、空氣壓縮機等。

①氫循環(huán)泵

水的平衡對PEMFC的電堆壽命具有重要意義，解決途徑是在電堆中引入氫氣循環(huán)設備來實現氣體吹掃、氫氣重復利用、加濕氫氣等功能。

氫循環(huán)泵制備難度較大，制造成本昂貴，為此發(fā)展出的單引射器、雙隱射器及其他方案則優(yōu)缺點鮮明，實現效果不完美。當前市場氫循環(huán)泵是主流，引射器使用量逐漸增長，據 GGII 統(tǒng)計，2020 年國內引射器出貨量占比為 11％。2020年之前國內氫循環(huán)泵市場被德國普旭占據90％以上份額，近年來逐步開始國產化替代，但適配大功率電堆的氫循環(huán)泵尚不成熟。

②空氣壓縮機

空氣壓縮機可提供與電堆功率密度相匹配的氧化劑（空氣）�？諌簷C的寄生功耗很大，約占燃料電池輔助功耗的 80％，其性能直接影響燃料電池系統(tǒng)的效率、緊湊性和水平衡特性。離心式車載燃料電池空壓機因密閉性好、結構緊湊、振動小、能量轉換效率高等特點，更具應用前景，成為主流技術路線。其中軸承、電機是瓶頸技術，低成本、耐摩擦的涂層材料也是開發(fā)重點。根據GGII調研數據，國內離心式空壓機份額由2018年的 29％增長到 2020年的95％，占比增長超 3 倍�？諌簷C已經較早的實現了全功率段國產化。

2、氫能供給有著明確的發(fā)展路徑

國內氫氣大部分來源于工業(yè)，90％以上氫氣亦用作工業(yè)原料。想實現氫能在交通運輸、儲能、建筑等新領域的應用，必須打破現有的氫氣供需結構，增加供給量，打通輸送至消費終端的渠道。

根據中國氫能聯盟發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產業(yè)白皮書》，氫能從制氫、儲運到加注各環(huán)節(jié)的發(fā)展路徑清晰。

（1）制氫

發(fā)展路徑：短期優(yōu)先選用工業(yè)副產氫，長期采用可再生能源電解水制氫。

制氫技術路線按原料來源主要分為化石能源重整制氫、工業(yè)副產提純制氫和電解水制氫。生物質直接制氫和太陽能光催化分解水制氫等技術路線仍處于實驗和開發(fā)階段，產收率有待進一步提升，尚未達到工業(yè)規(guī)模制氫要求。

①工業(yè)副產提純制氫

在工業(yè)生產的過程中，利用富含氫氣的終端廢棄物或副產物作為原料回收提純制氫。工業(yè)副產氫大部分有下游應用，仍有30％以上被放空排放。《中國氫能產業(yè)發(fā)展報告2020》統(tǒng)計顯示，從工業(yè)副產氫的放空量現狀看，氫氣供應潛力可達450萬噸／年，能支持超97萬輛公交客車的全年運營，適合短期內作為氫氣的供給來源。

工業(yè)副產氫按不同來源存在地域性分布差異，適合在短距離內提供低成本、分布式氫源。長期來看，鋼鐵、化工等工業(yè)領域深度脫碳，將從氫氣供給方轉變?yōu)樾枨蠓�，工業(yè)副產制氫無法實現長期穩(wěn)定供應。

②化石能源重整制氫

通過煤炭、天然氣等能源通過重整生成氫氣，技術路線十分成熟，單位制氫成本最低，是全球主要的制氫方式。中國由于“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦特點，主要使用煤制氫技術路線，占全國制氫量的60％以上；全球范圍則主要使用天然氣制氫。

煤制氫需要使用大型氣化設備，設備投入成本較高，只有規(guī)�；�生產才能降低成本，因此適合中央工廠集中制氫，不適合分布式制氫。

短期看化石能源制氫仍是最大的氫氣來源，但其存在碳排放問題，中期利用需結合碳捕捉技術，當前應用少，成本高，導致價格優(yōu)勢逐漸降低�；�石能源制氫造成不可再生能源的消耗，不具備長期大規(guī)模應用基礎。

③電解水制氫

將正負電極插入水中并通直流電制取氧氣。技術路線方面，堿性電解槽技術最為成熟，生產成本較低，基本實現國產化；質子交換膜電解槽流程簡單，能效較高，但因使用貴金屬電催化劑等材料，成本偏高，關鍵材料和技術依賴進口；固體氧化物水電解槽尚處于實驗室研發(fā)階段。

當前電解水制氫占制氫量比例極低，不足1％，主要原因是成本不經濟，而且火電為主的電力結構仍會產生污染。電價占總成本達70％以上，當電價低于0．3元／千瓦時，電解水制氫成本接近化石能源制氫�；痣娭茪鋾�造成更高的碳排放，是化石能源制氫的3－4倍。

長期來看，可再生能源發(fā)電制氫的潛力最大。據中國氫能聯盟預測，2050年無污染綠氫的供應比例達到70％。一方面，成本問題隨著可再生能源發(fā)電成本降低得到解決。據中國氫能促進會預測，考慮到各地資源稟賦和政策因素，2030年前部分可再生資源優(yōu)勢區(qū)域綠氫成本將率先實現與灰氫平價，這是氫能取代柴油的重要轉折點。另一方面，當波動性可再生能源在電源結構中占到較高比重時，必須依靠氫能實現長周期儲能，以保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

（2）儲運

發(fā)展路徑：按照“低壓到高壓”、“氣態(tài)到多相態(tài)”的技術發(fā)展方向，逐步提升氫氣的儲存和運輸能力。

當前，我國氫能示范應用主要圍繞工業(yè)副產氫和可再生能源制氫地附近（小于200公里）布局，氫能儲運以高壓氣態(tài)方式為主。前期（2030年以前），儲存將以70MPa氣態(tài)方式為主，輔以低溫液氫和固態(tài)儲氫，運輸將以 45MPa 長管拖車、低溫液氫、管道輸運（示范）等方式，因地制宜發(fā)展。中期（2030 －2050年），儲存將以氣態(tài)、低溫液態(tài)為主，多種儲氫技術相互協(xié)同，運輸將以高壓、液態(tài)氫罐和管道輸運相結合。遠期（2050年以后），儲存將采用更高儲氫密度、更高安全性的技術，氫氣管網將廣泛分布用于運輸。

①儲存

技術路線方面，氫氣的儲存主要有氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫三種方式。高壓氣態(tài)儲氫已得到廣泛應用，低溫液態(tài)儲氫在航天等領域已得到應用，有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫尚處于示范階段。此外，氨作為一種富氫無碳化合物，可作為有效、安全的儲運氫能載體，目前日本、阿聯酋、澳大利亞等國已將“氨”納入其政府能源戰(zhàn)略之中，但氨氫儲運仍存在腐蝕性、轉換效率等技術難題有待突破。

氣態(tài)儲氫具有充放氫氣速度快、容器結構簡單等優(yōu)點。碳纖維纏繞高壓氫瓶的開發(fā)應用，實現了高壓氣態(tài)儲氫瓶由固定式應用向車載儲氫應用的轉變。國外IV 型瓶已成為主流技術，國內正從III 型 35MPa 向 IV 型 70MPa 技術過渡。

②運輸

與儲存相似，氫氣運輸分為氣態(tài)運輸、液態(tài)輸運和固態(tài)輸運三種方式。氣態(tài)運輸是主流方式，國外液態(tài)運輸也成為一種重要方式，固態(tài)運輸尚未成熟。

高壓氣態(tài)長管拖車是氫氣近距離輸運的主要方式，技術較為成熟，國內常以 20MPa 長管拖車運氫，單車運氫約 300 公斤，國外則采用 45MPa 纖維纏繞高壓氫瓶長管拖車運氫，單車運氫可提至 700 公斤。管道氣態(tài)運輸是實現氫氣大規(guī)模、長距離運輸的有效方式，但一次性投資較大，僅有少量應用。

液態(tài)運輸適用于距離較遠、運輸量較大的場景。日本、美國已將液氫罐車作為加氫站運氫的重要方式之一，我國僅在航空航天運用液氫技術。

（3）加注

發(fā)展路徑：政府補貼驅動提高分布密度，關鍵技術國產化降低投資成本。

不同來源的氫氣經氫氣壓縮機增壓后，儲存在高壓儲罐內，再通過氫氣加注機為氫燃料電池汽車加注氫氣。加氫站的技術路線分為站內制氫技術和外部供氫技術。國內加氫站主要是外部供氫，因氫氣按照�；�品管理，制氫站只能放在化工園區(qū)內。

加氫站分布密度左右了氫燃料電池汽車的產業(yè)化進程。前期加氫站建設離不開政府補貼的支持，長遠來看需依靠加氫站盈利能力提升。加氫站是否能盈利，取決于投資成本、運營成本和運行負荷（加氫量）。目前關鍵設備（壓縮機、儲氫罐、加注設備、冷卻設備）依賴進口導致投資成本過高，但國產化已經起步。由于下游尚未大規(guī)模產業(yè)化，運行負荷不足，投資成本、運營成本難以攤薄，加氫站較難實現盈利。

全球加氫站數量持續(xù)增長，中國已躍居首位。H2stations統(tǒng)計數據顯示，截至2020年底，全球共有560個加氫站投入運營，自2014年以來連續(xù)增長。截至2021年11月，我國已經累計建成各類加氫站超過190座，在營加氫站超過157座，超過日本位居世界首位。根據官方規(guī)劃，2025年將建成1000座，2035年建成5000座，最終建成12000座，覆蓋全國范圍的加氫需求。