氢能时代来临，中国氢燃料电池前景广阔，竞争格局及产业链设备发展趋势分析[图]

    在氢燃料电池产业链中，上游是氢气的制取、运输和储藏，在加氢站对氢燃料电池系统进行氢气的加注；中游是电堆等关键零部件的生产，将电堆和配件两大部分进行集成，形成氢燃料电池系统；在下游应用层面，主要有交通运输、便携式电源和固定式电源三个方向。

    氢能和燃料电池的关键技术主要是氢能的生产工艺、燃料电池技术、氢燃料的运输与配送等。

    燃料电池的发电原理与电池大致相同，实质是燃料气体和氧化剂发生化学反应。燃料电池主要有三个组成部分：阴极、阳极和电解质。（1）电解质：电解质材料决定了燃料电池的类型；（2）阳极：将燃料分解成电子和离子，通常由铂制成；（3）阴极：将离子转化为水，通常由镍或纳米材料制成。

    不同类型的燃料电池取决于使用的电解质不同。其中，质子交换膜燃料电池（PEMFC）应用范围较广，也是交通领域燃料电池的首选。

    一、燃料电池系统

    燃料电池车用动力系统主要包括燃料电池发动机、动力电池、电机驱动系统、控制系统、DCDC直流变换器。我国攻克了车用燃料电池动力系统集成、控制和适配等关键技术难点，形成了燃料电池系统、动力电池系统、DC/DC（直流/直流）转换器、驱动电机、储氢与供氢系统等关键零部件部件配套研发体系，总体技术接近国际先进水平。

    1）乘用车方面：国外乘用车厂发动机均采用全功率模式，再加上乘用车内空间有限，因此均使用高压金属板电堆，体积功率密度高（>3kW/L），均实现-25℃以下低温启动，寿命5000小时以上，已实现商业化销售。但是，国内燃料电池乘用车发动机仅有上汽一家自主开发的荣威950轿车（30kW）完成公告认证，其他乘用车企业均采用合作的方式，还处于样车开发阶段，例如北汽、广汽、长安、汉腾等。

    2）商用车方面：国外商用车发动机供应商主要有巴拉德、Hydrogenics和USHybrid，这三家企业目前都与国内的企业有合作，发动机均采用石墨板和中低压技术路线，寿命超过10000小时。

    国内燃料电池发动机开发模式与国外不同，国外采用全功率型发动机，国内则采用氢-电混合燃料电池发动机。国内有北京亿华通、新源动力、上海重塑、广东国鸿重塑等企业开发出30kW以上燃料电池发动机。目前装载北京亿华通燃料电池发动机的客车租赁车队（北京60辆燃料电池团体客车）和燃料电池公交车车队（张家口74台燃料电池公交车）已正式投入商业化运营；装载上汽集团自主研发的燃料电池发动机的FCV80实现了百台级的销售和日常运营；上海重塑的燃料电池发动机装载了500台物流车投入商业化运营。

    二、电池堆

    电堆是燃料电池的主要成本，年产1,000套系统与年产50万套系统，电堆占燃料电池成本分别为66%、42%。根据DOE的估算，车用80kW燃料电池系统成本平均为45美元/kW（年产50万套的规模），其中燃料电池堆成本为19美元/kW。从成本敏感性因素分析来看，膜电极的比功率、贵金属铂的用量及膜成本是决定成本的关键因素。另外，辅助系统关键部件的成本为26美元/kW，空气压缩机、氢气循环系统、增湿器的成本是关键因素。

电堆是氢燃料电池的主要成本

数据来源：公开资料整理

    电堆是发生电化学反应的场所，也是燃料电池动力系统核心部分，由多个单体电池以串联方式层叠组合构成。将双极板与膜电极交替叠合，各单体之间嵌入密封件，经前、后端板压紧后用螺杆紧固拴牢，即构成燃料电池电堆。电堆工作时，氢气和氧气分别由进口引入，经电堆气体主通道分配至各单电池的双极板，经双极板导流均匀分配至电极，通过电极支撑体与催化剂接触进行电化学反应。

    国外乘用车厂大多自行开发电堆，并不对外开放，例如丰田、本田、现代等。也有少数采用合作伙伴的电堆来开发发动机的乘用车企业，例如奥迪（采用加拿大巴拉德定制开发的电堆）和奔驰（采用奔驰与福田的合资公司AFCC的电堆）。

    目前国外可以单独供应车用燃料电池电堆的知名企业主要有加拿大的Ballard和Hydrogenics，欧洲和美国正在运营的燃料电池公交车绝大多数采用这两家公司的石墨板电堆产品，已经经过了数千万公里、数百万小时的实车运营考验，这两家加拿大电堆企业都已经具备了一定产能，Ballard还与广东国鸿设立了合资企业生产9SSL电堆。此外还有一些规模较小的电堆开发企业，例如英国的Erlingklinger，荷兰的Nedstack等，在个别项目有过应用，目前产能比较有限。

    三、空压机

    空压机则是空气压缩机，是车用燃料电池氢氧供应系统的重要部件，它将常压的空气压缩到燃料电池期望的压力，由于燃料电池内部的化学反应对环境“苛刻”的要求，参与反应的空气（其中的氧气）的温度、湿度、压力和流量需要空压机进行控制与调整。常见的空压机类型有滑片式、涡旋式、螺杆式与离心涡轮式等。

    螺杆式空压机的优点是压力/流量可以灵活调整、启停方便、安装简单，缺点是噪声大、体积大、质量重和价格高，已在美国GM，PlugPower、加拿大Ballard等公司的燃料电池系统中采用。涡轮式空压机容积效率较高，压力与气量连续可调，但尺寸和重量较大，本田和现代等公司已定制开发了空气轴承的涡轮式空压机。

    目前国内车用燃料电池空压机基本依赖进口，国产的仅广顺空压机在上汽有实际应用。

    四、氢气循环泵

    典型的氢气供应系统HSS包括高压储氢瓶、减压阀、压力调节阀、循环装置(循环泵或引射器)、稳压罐、传感器、各种电磁阀及管路等。HSS通过高压储氢瓶提供电堆所需的氢气，根据电堆的工况特性，对氢气进行调压、加热、加湿，并通过循环装置对电堆出口氢气进行循环利用。

    为保证PEMFC稳定高效运行，同时提高氢气利用率，通常采用氢气循环的方法，即氢气把电堆内部生成的水带出后，经水气分离装置将液态水分离，再将氢气循环送回到电堆阳极重复使用，同时对新鲜氢气进行加湿。

    目前氢气循环泵依赖进口，美国Park公司开发出氢气循环泵可用于不同的氢燃料电池汽车。国内目前没有替代品，主要是由于氢气循环泵的氢气密封和水汽腐蚀和冲击问题难以解决，国外也仅有几家能够提供解决方案。国内雪人股份、广顺新能源、汉钟精机等企业正在进行氢气循环泵的研发。

    五、加湿器

    目前国际上的主流技术是Gas-to-Gas加湿器。国外已经有许多厂家开发出加湿器，并已形成产品，能够满足备用电源到氢燃料电池公交车用加湿需要。如美国的Perma-Pure生产的管式加湿器、加拿大Dipont生产的板式加湿器、德国Mann-Hummel生产的板式和管式加湿器和德国FreudenbergFCCT生产的管式加湿器等。

    六、储氢瓶

    车载供氢系统为燃料电池发动机提供燃料供给，分硬件和控制系统两部分；硬件系统包括碳纤维缠绕铝内胆储氢瓶、组合式瓶阀、溢流阀、减压阀、压力/温度传感器等组成。

    我国使用的压力为35MPa的碳纤维缠绕金属内胆气瓶（III型）的储氢密度为3.9%，通过提高压力到70MPa可达5%；而采用碳纤维缠绕塑料内胆气瓶（IV型瓶）储氢密度可以进一步提高到5.5%。我们在IV型气瓶方面尚没有掌握制造技术，在70MPa的III型气瓶方面仅有研发成果，没有产品。

    七、制氢

    我国氢气产能超过2,000万t/a，但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。（1）氢气供给：国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占比接近70%，工业副产氢（焦炉煤气、氯碱等）占比约为30%，电解水制氢占比不到1%。（2）氢气需求：基本为工业用途，如合成氨、合成甲醇、石油炼化等；用于交通领域的燃料电池汽车占比不到1%。

电解水占比不到1%，制氢依赖化石能源

数据来源：公开资料整理

加注站主要依靠气氢拖车运输

数据来源：公开资料整理

    氢气的生产工艺主要有蒸汽甲烷重整和电解制氢两种。（1）重整制氢：根据IEA数据，全球48%的氢气是由天然气通过蒸汽甲烷重整工艺（SMR）生产，即在高温、催化剂的作用下，甲烷和水蒸气发生的反应生成氢气的过程。用这种方法大规模生产氢气的成本主要由天然气价格决定，例如目前美国天然气的价格是0.9美元/kg，欧洲的天然气2.2美元/kg，日本的天然气3.2/kg。

    电解制氢。电解法是通过施加一个直流电把水分离成氢气和氧气，把电能转化成化学能。2014年，全球大约安装了8GW电解能力的电解氢设备。不同类型的电解槽可以按电解质和电荷载体的不同，分成碱性电解槽、质子交换膜（PEM）电解槽和固体氧化物（SO）电解槽等。碱性电解槽是目前最成熟的技术，并且投资成本比其他的电解槽要低很多，但是PEM电解槽和SO电解槽更有希望降低成本和提高效率。电解氢的成本取决于电力成本以及电解槽的投资成本。为了最大限度地降低电力成本，很多电解氢的设备选择接入价格低廉的可再生能源，如光伏和风电。

    八、储运

    通常制氢后得到的氢气通过压缩途径储存。将氢气通过压缩机压缩，存储在中低压压力等级的储氢罐。当制得的氢气量足够大时，利用地下气穴储存，地下存储的氢气压力水平范围为2MPa至18MPa。若设备允许，氢气可以通过低温液化，储存到低温储氢罐，其储氢量相比压缩储氢要大得多；同等空间下，压缩储氢提供氢储量100kWh，而低温液态存储可达100GWh。对于压缩氢气储氢，压缩机是储氢的关键技术。

    九、运输

    相比上游制氢行业，氢能储运和加注产业化较为滞后。压缩氢气与液态、固态和有机液体储氢技术相比相对成熟，但产业化仍有距离。我国压缩氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。

    （1）气氢拖车：装运的氢气重量只占运输总重量的1%~2%，比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级或以下的用户。目前，国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输。

    （2）气氢管道：运输应用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。国外气氢管道输送相对国内较成熟，美国、欧洲已分别建成2400km、1500km的输氢管道。我国目前氢气管网仅有300~400km，最长的输氢管线为“巴陵-长岭”氢气管道，全长约42km、压力为4MPa。

    十、加氢站

    加氢站是燃料电池汽车供应链中一个至关重要的因素，提供加氢站网络建设是普及燃料电池车的先决条件。加氢站的设置在很大程度上是由每日氢燃料的需求量、车载氢燃料的储存方式，以及氢燃料的制造和运输方式等决定的。

    不同规模的加氢站采用不同的运输方式。一个小的加氢站初始阶段可能每天只需要50kg到100kg，但是在成熟以后的市场里，加氢站每天可能会需要2,000kg氢燃料。对于小加氢站，可以采用氢气气体罐运输或者现场制氢，而对于日用氢量大于500kg且没有现场制氢的加氢站，液化运输和管道运输是最好选择。

    2018年全球运营的加氢站数量达到369座，主要分布在日本、美国、德国，前三个国家拥有全球2/3的加氢站。其中，日本运营数量102座，美国77座，德国66座，法国17座，英国17座，中国15座。运营的369座加氢站中，其中273座对外开放，其余的仅限对公共汽车等开放。

2018年全球运营的加氢站达到369座

数据来源：公开资料整理

全球加氢站主要分布在美国、日本、德国

数据来源：公开资料整理

全球范围来看，我国加氢站建设相对缓慢。（1）氢能需求不足，导致加氢站投入平均成本过高、难以大规模铺设；（2）国内加氢站成本过高，建设及运营经验不足，加氢站建设运营管理制度体系缺位，加氢站建设运营等行政审批程序不通畅等多方面因素，又使得我国加氢站推广缓慢。

2018年全球最多的加氢站数量

数据来源：公开资料整理

    加氢站成本构成主要为压缩机。根据交能网数据，目前加氢站建设成本较高，我国一个日加氢能力为200kg的加氢站成本约为1,000万元，欧洲同等量级的加氢站所需成本与国内相当。

    运营成本方面，能耗来自增压设备和冷却设备的能耗，低温液态加氢，不需要冷却装置，增压能耗较低，因此液态加氢站的运营成本也相对气体加氢站较低；但如果制氢地点与加氢站距离较近时，氢气液化和液态氢气的运输成本都更高，将导致终端成本较高。因此，加氢站的设计应当因地制宜，综合各项成本。

    终端用氢成本主要包括制氢、储氢、加氢等三部分。根据调查数据测算，终端用氢价格在35-50元/kg，预计随着用氢规模扩大、技术进步等，用氢成本将下降至25-40元/kg。

    由于产量规模较小，我国燃料电池成本较高。对于燃料电池汽车，目前国内车用燃料电池成本还高达5,000元/kW以上，因此整车成本远高于动力电池汽车和燃油车。目前制约燃料电池车应用的最大因素也是车的成本太高，主要是由于燃料电池组产量低，使得单价居高不下。

    随着生产规模的扩大，燃料电池成本有望大幅下降。根据美国能源部（DOE）由学习曲线做的燃料电池成本和产量关系的测算，基于2020年的技术水平，在年产50万套80kW电堆的规模下，质子交换膜（PEM）燃料电池系统成本可降低到40美元/kW（约合260元/kW），即80kW燃料电池汽车的电池系统总价约2万元。而按照国际能源署预测，2030年锂离子电池系统成本有望降低至100美元，同等水平的60kWh动力电池车电池系统总价约为4万元。

基于2020年技术水平，假设年产50万套产量，燃料电池系统成本可降至45美元/kw

数据来源：公开资料整理

    从长期来看，未来燃料电池汽车成本有望比动力电池汽车更低，和燃油车的成本相当。燃料电池成本下降速率将明显高于锂离子电池，其原因主要在于：①目前锂离子电池产业已具备较大规模，成本下降速率已逐渐趋于稳定，而燃料电池产业仍处在发展初期，其成本具有巨大下降潜力；②电堆是燃料电池成本的主要组成部分，电堆中除铂催化剂外，其他材料包括石墨、聚合物膜、钢等，几乎不存在类似于锂、钴、镍等稀缺材料对锂电池成本的刚性限制。而且近10年来在技术进步推动下，单位功率铂用量大幅下降，丰田Mirai燃料电池铂含量仅约0.2g/kW，未来有望降低至0.1g/kW以下，且铂可以回收利用，可以有效降低电堆成本。

    相关报告：智研咨询发布的《2019-2025年中国氢燃料电池汽车行业市场评估及投资前景评估报告》