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1、市 场
1.1 市场规模
1.1.1 全球氢工业初具规模
随着氢能应用技术的不断发展和逐渐成熟，以及全球应对气候变化的压力持续增大，促使我们积极布局、发力推动氢工业的发展。
全球氢工业发展迅猛，市场规模从2011年的1870.82亿美元增长到2017年的2514.93亿美元，增速达34.4%。其中，美国是工业氢气最大的进口国，2012-2016年进口总额达2.48亿美元，而荷兰是工业氢气最大的出口国，2012-2016年出口总额达3.42亿美元。
图1：2011-2017年全球工业氢气市场规模柱状图
1.1.2 中国氢能产业作为战略资源推动需求量和生产量
低碳化转型发展是中国应对内外部新形势、新挑战的共同需求。从传统石化能源来看，尽管中国已经初步形成了煤炭电力、石油、天然气、新能源全面发展的能源供给体系，消费结构也逐渐向清洁化低碳化发展，但结构性问题依旧突出。据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》研究，按我国氢能产业的发展脉络，到2050年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元。并且，全国加氢站将达到10000座以上，氢能将于与电力、化石燃料，协同互补，共同成为中国终端能源体系的主要消费方式。
工业氢气供给和需求端方面，中国工业氢气的生产量和需求量呈逐年上升的态势，目前保持着供需平衡的状态，需求量和产量均居世界首位。作为全球氢能利用的打过，中国自2009年产量首次突破1000×104吨以来，已经连续9年保持世界第一。
图2：中国工业氢气的产量与需求量变化图
图3：2014-2035年中国燃料电池总体市场规模
根据预测，中国燃料电池整体市场近年来呈现稳步上升趋势，预计在2035年成本下降至合理区间内会有井喷式增长（见图3）。结合供给和需求端的数据，届时，中国将全面进入“燃料电池”时代。
1.2 用户特点
燃料电池早在20世纪60年代就因其体积小、容量大的特点而成功应用于航天领域。进入70年代后，随着技术的不断进步，氢燃料电池也逐步被运用于发电和汽车。现如今，伴随各类电子智能设备的崛起以及新能源汽车的风靡，氢燃料电池主要应用于三大领域：固定领域、运输领域、便携式领域。从市场的观点来看，燃料电池因其效率高、持久性好、无污染、环境适应性强的特质，既适宜用于集中发电，建造大、中型电站和区域性分散电站，也可用作各种规格的分散电源、电动车、不依赖空气推进的潜艇动力源和各种可移动电源，同时也可作为手机、笔记本电脑等供电的优选小型便携式电源。下图展示了不同阶段燃料电池成本所对应的应用场景。值得注意的是，目前车用燃料电池由于成本较高的原因还无法大规模使用。
图4：燃料电池分布式商业机会
1.2.1 固定式领域：下游应用规模最大的一块，产业相对成熟
固定式燃料电池系统的主要应用领域为通讯基站、大型热电联产、居民住宅热电联产及备用能源等。2014年初统计结果表明，固定式燃料电池市场占有率达70%，并将继续引领未来全球燃料电池市场的发展。根据Navigant的一份报告显示，2014年固定式燃料电池系统的年出货量大约为4万套，预计在2022年的年出货量将达到125万套，其复合年平均增长率达51.7%。
固定式燃料电池行业正处于一个非常活跃的阶段，许多公司计划开发或安装固定式燃料电池系统，由于现代社会对电力系统的稳定性及在自然灾害情况下电力的持续供应要求的增加，固定式燃料电池系统作为小型发电及备用电源系统得以迅速的发展。固定式燃料电池系统主要供应商主要分布在美国、日本、澳大利亚和欧洲。
就通讯基站来说，根据公开信息，国内通讯基站受4G和5G的大面积普及以及2015年成立中国铁塔公司的影响，中国150万个通讯基站升级及扩建给电池制造业带来千亿元商业机会。
1.2.2 汽车行业：以商带乘，以混动车带动燃料电池车的产业化思路
国外主要汽车公司大都已经完成了燃料电池电动汽车的基本性能研发阶段，解决了若干关键技术问题，其整车性能、可靠性、寿命和环境适应性等各方面均已达到了和传统汽车相媲美的水平。随着这些发达国家的燃料电池汽车技术趋于成熟，其研究重点也逐渐集中到提高燃料电池功率密度、延长燃料电池寿命、提升燃料电池系统低温启动性能、降低燃料电池系统成本、大规模建设加氢基础设施、推广商业化的示范等方面。
海外已有多款燃料电池乘用车上市。目前海外已经上市的燃料电池汽车包括丰田Mirai燃料电池汽车、本田Clarity燃料电池汽车、现代ix35燃料电池版。美国通用、戴姆勒、宝马、大众等车企也涉足燃料电池车。
在我国传统汽车向新能源汽车转型的大背景下，燃料电池在汽车行业的应用也迎来了高峰。在需求端规模，汽车产销量每年都存在稳定的保有量（见下图），因此燃料电池在燃油车转向新能源车有一定的细分市场份额。
表1：2014-2019年中国汽车行业产销数据统计
数据来源：中汽研
我国燃料电池在汽车行业的应用思路是以商用车为切入点，采用“以商带乘”的发展路径。目前，我国装车的燃料电池发动机的体积比功率密度仍低于国外先进水平。公共汽车、大客车、物流车等商用车对燃料电池堆体积的敏感性较低，且我国在燃料电池商用车技术开发上积累更多。同时客车及专用车运行线路固定，便于弥补目前加氢设施的不完善。最明显的标志是上海汽车、宇通客车、北汽福田、东风汽车等整车企业布局燃料电池乘用车和客车开发，2017年已经陆续开始商业化运行。表X为目前国家工信部公布的2017年1月至2018年3月《道路机动车辆生产企业及产品公告》和《新能源汽车推广应用推荐车型目录》规定的燃料电池汽车生产企业及其车型
以燃料电池商用车的应用带动氢能基础设施的建设，也将为燃料电池乘用车的普及做好准备，从而更容易扩大市场，实现产业化。同时，我国采用以混合动力车带动全燃料电池车的产业化思路，以最终实现全功率燃料电池车的商业推广。在政策规划及补贴利好下，我国燃料电池车产销量增长加速，市场空间广阔。
图5：中国燃料电池商用车产销量
1.3 竞争格局
1.3.1 制氢企业
表2：国内制氢企业名单
国家能源集团
国家能源集团在氢能源产业有着得天独厚的优势，目前煤化工板块年产超过 400 万吨氢气，已具备能供应4000万辆燃料电池乘用车的制氢能力，世界排名第一。
2018年3月13日，国际氢能委员会(Hydrogen Council)公布了新近加入的成员名单，包括国家能源集团等6家指导委员。
2018年10月11日，国家能源集团下属准能集团，与氢能科技公司、北京低碳清洁能源研究院及潍柴控股集团签署了《200吨级以上氢能重载矿用卡车研发合作框架协议》，共同开发氢动力矿车。这是继客运公交专线之后，中国氢能和燃料电池产业化发展在交通领域迈出的新步伐。
中国石化
中国石化经营着全球最大的炼油业务和全球第二大化工业务，提供能源解决方案，通过3万多个服务站提供完善的销售网络服务。中国石化氢气年产量在200~300万吨，目前中国石化的氢能来源，包括制氢装置产氢、炼油重整副产氢和乙烯生产副产氢。
2017年12月，中石化与佛山市、云浮市签署加氢加油合建站项目协议，项目拟在原有加油站基础上增设加氢功能，合建为加氢加油合建站。合建站的合建形式为二级加油站与三级加氢站合建，合建后为一级加氢加油合建站。这不仅有效节约土地成本，还可以依靠现有加油站销售网点，这种模式在国内尚属首创。
2018年9月5日，Hydrogen Council(氢能委员会是一个全球氢能技术的CEO联盟)公布了新成员企业名单，中石化(SINOPEC)成为指导成员级别企业。至此共有五家中国企业在会，分别是长城汽车、潍柴、国家能源集团、中石化、Re-Fire重塑科技。
2018年10月，中石化与亿华通签订《战略合作框架协议》，在氢气供应、车辆加氢、加氢站运营等方面展开全面深入合作。
2018年10月25-27日日本首相安倍晋三访华，这是日本首相时隔七年后的首次中国之旅。在两国领导人的见证下，中石化与日本最大的石油进口承销商JXTG签署了一项关于氢能的意向合作协议。这表明中石化集团已在开始从石化能源向低碳、零碳、零排放能源转型。
华昌化工
华昌化工是江苏华昌（集团）有限公司的核心企业，始建于1970年，1999年改制，2004年整体变更为股份有限公司。公司是一家以化工为主业的A股上市公司，中国化工百强企业，江苏较大的肥料制造商，苏州市十大民营企业之一。目前，企业已经形成了煤化工、盐化工、石油化工等多产品的产业格局。
公司所在地江苏省张家港市氢源丰富，华昌化工近日发布了关于原料结构调整技术改造项目二期投产的公告，公司二期项目可生产合成气（氢气、一氧化碳），装置合成气生产能力总计为110000立方/小时，在氢气制取方面，每年可生产氢气达20万吨。
东华能源
东华能源股份有限公司（简称“东华能源”）成立于1996年，自成立以来一直专注于烷烃资源的进口、销售和深加工，公司致力于将国际优质烷烃资源与中国经济增长需求相结合，大力发展清洁能源、新材料产业，打造国内最大的烷烃资源综合运营商。公司于2008年3月在深圳证券交易所挂牌上市，股票代码002221。
东华能源可利用丙烷脱氢、乙烷裂解来产生氢气，目前已成为绿色能源的供应商，其副产氢客户为凯凌化工、华昌化等企业。此外，东华能源还积极向下游氢燃料电池加气加氢站拓展。东华能源的2套66万吨/年的丙烷脱氢装置每年可产氢6万吨。
美锦能源
山西美锦能源股份有限公司 (“美锦能源”)成立于1992年，前身为福州天宇电气股份有限公司(“天宇电气”)，1997年在深圳证券交易所上市 (股票代码:000723)。公司主要从事煤炭、焦化生产和销售，拥有储量丰富的煤炭和煤层气资源，具备“煤-焦-气-化”一体化的完整产业链，是全国最大的独立商品焦生产基地之一。
氢气是公司焦化业务的副产品：焦炭生产过程中释放焦炉气，焦炉气含有50%的氢气。根据公司660万吨焦炭产能核算，公司一年仅副产氢气就可以达到5.9万吨，可以满足约3.7万辆小轿或1.2万辆中型卡车或者9000辆大型客车一年的使用量。公司控股的佛山市飞驰汽车制造有限公司是国内首家生产氢燃料电池客车并首次实现出口的公司。
同时，美锦能源等资本拟成立氢能产业联盟，在嘉兴市秀洲区投资建设美锦氢能汽车产业园。产业园总体规划用地2000亩，预计总投资100亿元。
金能科技
金能科技是一家资源综合利用型、经济循环式的综合性化工企业，2017年5月11日，上海A股上市（股票代码603113）。主要产品有对甲酚、山梨酸（钾）、炭黑、白炭黑、甲醇、焦炭、丙烯、聚丙烯等，应用于医药、食品、钢铁、汽车、塑料、化纤等多个领域。
金能科技新材料与氢能源综合利用项目采用目前世界上最先进的美国Lummus工艺，采用国内独特的循环生产模式，建设90万吨/年丙烷脱氢与8×6万吨/年绿色炭黑循环利用项目、6.5亿立方/年清洁氢能源项目。公司每年可副产氢气4.1万吨。
另外，子公司投建的上海氢尚新能源科技有限公司成立于2017年9月，总投资逾3亿元。公司主要从事氢燃料电池电堆、燃料电池汽车动力系统及核心材料的设计、研发。上海氢尚依托高校及科研机构等成熟的研发成果，由国内外专家组成的科学顾问团队，以博士后、博士、硕士为主要研发力量，拥有多个创造发明技术专利，科研实力居于国内领先地位。目前产品进入试验阶段。
卫星石化
浙江卫星石化股份有限公司(股票代码：002648，股票简称：卫星石化)是国内最大、全球前五大丙烯酸制造商，是国内第一家以丙烷为原料形成C₃产业一体化格局的民营上市企业。公司总部坐落于浙江嘉兴，卫星石化被评为国家高新技术企业、中国化工行业最具竞争力500强企业、中国专用化学品制造行业最具竞争力50强企业。
卫星石化于2019年4月12日晚间发布公告，公司以自有资金设立浙江卫星氢能科技有限公司，更好地发挥丙烷脱氢、乙烷裂解的清洁工艺优势，将生产过程中富余的氢气，开展氢能源业务拓展、参与氢能利用技术开发、寻求加氢站建设设，以及积极参与国内氢能利用产业的发展。
目前全资子公司浙江卫星能源已建成年产90万吨丙烷脱氢制丙烯装置，可副产氢气3万吨/年，用于氢燃料电池车的氢能源需求。
巨正源股份
深圳巨正源股份有限公司，成立于1999年，是广东省广物控股集团有限公司（广东最大的省属国有企业之一）的控股企业，是全国中小企业股份转让系统（新三板）挂牌的公众公司，证券代码：831200，公司的业务范围包括成品油及化工品贸易、燃油及化工品储罐、燃料油船运、码头运作业务等。
东莞巨正源120万吨/年丙烷脱氢制高性能聚丙烯项目，日前在沙田镇立沙岛精细化工园区完成了产品分离塔吊装仪式，标志着项目建设全面进入攻坚阶段。
该项目投资 105 亿元，用地面积 984 亩，是广东省重点建设项目，按计划，该项目分为两期建设，一期项目每年可产氢气2.8万吨，可以保障广东省全省氢能源汽车的能源供应。
鸿达兴业
鸿达兴业股份有限公司于2004年6月25日在深交所挂牌上市，证券简称：鸿达兴业，证券代码：002002，注册资本人民币2,588,713,789元。公司的主营产品及服务包括土壤调理剂、环保脱硫剂等环保产品，提供土壤治理、脱硫脱硝等环境修复工程服务；PVC、改性PVC、PVC建筑模板、PVC医药包装材料、PVC生态屋等PVC新材料；
公司于2016年12月投资设立内蒙古鸿达氢能源及新材料研究院有限公司，致力于氢气的存储及应用研究。
2019年1月31日晚间公司公告，公司全资子公司乌海化工收到内蒙古自治区乌海市发改委的项目备案批复文件，同意其在乌海市海勃湾区、海南区、乌达区共计建设8座加氢站。其中乌海市海南区海化工业园建设的第一座加氢站已于近日成功投入使用。
除此之外，公司与北京航天试验技术研究所“101所”签署了《氢能项目合作协议》，旨在从氢能技术研发、装备研制推广等方面开展合作，利用各自的优势将氢能产业做大做强。
鸿达兴业是我国氯碱行业的龙头企业之一，目前拥有100万吨氯碱产能，副产氢气可达2.5万吨/年。
滨化股份
滨化集团股份有限公司(简称滨化股份，601678 SH)注册资本15.444亿元，总资产106.6亿元，具有五十年丰富的烧碱和环氧丙烷生产经验，是我国重要的环氧丙烷及烧碱产品生产商和三氯乙烯、油田助剂供应商。滨化股份于2010年2月23日在上交所成功挂牌上市。2018年，滨化股份实现营业收入67.51亿元，实现利润总额13.38亿元，实现利税13.38亿元，企业综合竞争实力不断增强。
公司与北京亿华通共同出资设立了山东滨华氢能源有限公司，主要业务方向是为氢燃料电池汽车加氢站提供氢气。资料显示，滨华氢能于2017年9月由滨化股份与亿华通合资成立，注册资本5000万元，其中滨化股份以货币方式出资4500万元，占滨华氢能注册资本90％，亿华通以技术出资500万元，占滨华氢能注册资本10%。
合资公司主要业务方向为动力氢、高纯氢气产销，同时将充分利用滨化股份氯碱装置副产氢气资源优势，通过控股收购、参股投资、合资合作等方式布局新能源产业关键技术。目前公司副产氢气1.7万吨/年。
1.3.2 储氢企业
表3：储氢企业名单
从上表可以看出，储氢这一部分的企业的主营业务较为分散，每个生产环节参与的企业数量也相对比制氢部分来得多，整体行业集中度并不密集。
1.3.3 氢气压缩机企业
国家电力投资集团有限公司
2019年1月，国电投总经理江毅透露，集团在氢燃料电池开发领域获重大突破，完成了相关催化剂、扩散层、膜电极、双极板、电堆组装、系统控制、空压机等系统设备自主研发，在实现燃料电池全产业链完全自主化的同时，部分性能指标达到了世界领先水平。
潍坊富源增压器有限公司
2019年1月，中科合创（北京）科技成果评价中心组织专家对潍坊富源增压器有限公司完成的“燃料电池用空气悬浮离心压缩机项目”进行了科技成果评价。专家组认为，该项目集成创新特点突出，市场前景广阔，主要技术性能指标达到国际先进水平。经全面审核，专家一致同意，“燃料电池用空气悬浮离心压缩机项目”通过科技成果评价。
福建雪人股份有限公司
2019年1月，雪人股份表示，公司在氢能源与燃料电池产业链上已布局两块业务：一是氢气制取与加氢站建设运营相关设备；二是氢燃料电池发动机系统集成，包括燃料电池电堆、燃料电池空压机及氢气循环泵等。目前公司已向宇通客车、东风汽车等提供空气压缩机。
上海汉钟精机股份有限公司
2019年1月，汉钟精机表示，公司已研发出应用于燃料电池产业的空气压缩机产品，目前正和下游积极配合，处于测试阶段。此外，公司表示，燃料电池是新能源行业的发展方向之一，目前公司的技术储备已完成，期待行业发展能逐渐稳定，并带动市场需求。
江苏金通灵氢能机械科技有限公司
2018年10月，金通灵发布公告，公司全资子公司江苏金通灵氢能机械科技有限公司与江苏如皋经开区签订《氢能源产业投资项目合作框架性协议书》。根据协议，金通灵氢能机械将规划总投资4.5亿元，在如皋经开区氢能产业园区投建“燃料电池空气压缩机和氢能备用电源的研发制造”、“如皋氢燃料电池产业园智慧能源岛”、“如皋加氢站”、“年产2000万立方的生物质制氢项目”、“压缩空气站”系列项目。
嘉兴德燃动力系统公司
2018年8月，嘉兴德燃动力系统公司在浙江嘉兴总部首次发布了公司自主研发的两款燃料电池专用空压机，为车用15-50kW燃料电池发动机系统量身打造，其型号分别为FAC-40-D和FAC-50-D。德燃动力已建立千套级燃料电池专用空压机完备的生产与测试能力，本次发布的两款产品已应用到德燃动力研发的燃料电池发动机系统产品中，并通过燃料电池轿车、公交车、物流车的长期实车验证。
北京伯肯节能科技股份有限公司
2018年7月，北京伯肯节能科技股份有限公司和美国伯肯公司共同首度展出自主研发的高效无油空气悬浮离心空压机产品。
广东广顺新能源动力科技有限公司
广顺新能源于2010年成立。在上汽集团、新源动力、同济大学、清华大学等支持下已完成了第一、二代产品的开发，现已开始第三代产品的研发。其中，公司第二代产品与上汽荣威750及950燃料电池车配套。公司高效空压机实现技术指标：响应时间≤2s，系统效率≥55%，寿命≥6000h，-30℃储存与启动，压力比≥2.0，过载30%的持续工作时间≥30s，电压适用范围DC250-720V。
1.4 政策
纵观燃料电池产业的相关推广和补贴政策，可以看到大部分的技术指标和补贴都是针对燃料电池车这一应用领域。而通讯基站、工业应用、家用电力等领域鲜有直接的补贴或是技术支持政策。这一现象成为我国发展燃料电池产业一大特色。分析认为政策如此导向的原因有两个：一是碳排放量和全球变暖使得全球各个国家都在推广新能源汽车的应用；二，氢能源汽车的应用作为国家的战略储备，未来会标志着一个国家的发展程度。下文会着重分析燃料电池在车用领域政策的环境体系。
2009年能源局发布的《节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》成为推动燃料电池产业第一条相关政策，下文罗列出国家层面发布的鼓励燃料电池行业的政策汇总。
表4：燃料电池相关政策汇总
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从上表可以看出，我国将氢能源和燃料电池的发展提升到了战略高度，主要包括加大技术研发投入、补贴政策和完善基础设施等。政策如此推动使得市场关注度空前高涨。
2、技术
图6：氢燃料电池产业链示意图
2.1 制氢
2.1.1 制氢方法简介
制氢作为燃料电池的上游，技术路线分为三种主流制氢方法：工业副产制氢、石化原料制氢和电解水制氢。
表5：不同制氢方法简介及优缺点对比
上表是三种主流制氢方法的简介和优缺点，下文详细分析不同技术工艺路线的适用性分析。
2.1.2 工业副产氢：成本优势显著，燃料电池用氢的短期最佳来源
工业副产制氢是指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式，目前的工业尾气来源主要有氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、轻烃裂解副产氢以及合成氨、甲醇驰放气副产氢气等。与其他制氢方式相比，利用工业副产氢最大的优点就是无需额外的资本投入和化石原料投入，获得的氢气在成本和减排方面有巨大优势。
2.1.2.1 氯碱副产氢工艺及制氢潜力测算
氯碱工业指的是通过电解饱和NaCl溶液来制取NaOH、Cl2和H2，并以此为原料合成盐酸、聚氯乙烯等化工产品。目前国内很多氯碱企业主要关注氯和碱产品，往往忽略副产氢气的价值，氢气利用很不充分，甚至有大量氢气被白白放空（氢气直接燃烧，产生热能，需要的投资较大）。
图7：氢气在氯碱产业链中的位置
测算可外供的氯碱副产氢潜在规模：按照2018年的统计数据，理论上全国氯碱企业可联产氢气约85.5万吨/年，即96亿m3/年（1吨氢气折1.12万m3，1kg折11.2m3，1m3氢气折0.0893kg即89.3g）。虽然氯碱行业的氢气利用率在逐年提高，但仍有约16.5万吨的氢气没有被充分利用、相当于放空率20%。如果将每年放空的16.5万吨氢气充分利用，至少可以供8万辆氢燃料车使用（每年每辆氢燃料车消耗2.0万m3氢气），或产生114.8亿kW•h的电（折每m3氢气每年发电0.7度电）。
氯碱副产氢用于氢燃料电池车具有非常明显的优势：纯度高，流程少，投资低。一般在来说湿氢气中含有饱和水，可能夹带一些碱雾。在洗涤，冷却脱水（不需要额外的变压吸附）之后即作为成品氢气在99%（V/V）以上，甚至大于99.84%，主要杂质是氧气、氮气和水蒸气，而容易致使燃料电池催化剂中毒的硫含量和CO含量都极低，提纯难度小，需要新增的设备投资和运行成本都很低。
2.1.2.2 焦炉气副产氢工艺及制氢潜力测算
焦炉气（COG），又称焦炉煤气，其产率和组成因炼焦用煤质量和焦化过程条件不同而有所差别，一般每吨干煤可生产焦炉煤气300~400m3，其中40~45%用于保证焦化炉炉温，其余外供。我国是世界上最大的焦炭生产国，截止2018年我国焦炭产量已经达到4.38亿吨，占世界总产量的60%。焦炉煤气成分中，氢气浓度在50%以上，是提纯氢潜力最大的工业尾气之一。
表6：焦炉气成分表
焦炉煤气属于中热值气，其热值为 17~19MJ/标方（4000~4500 大卡），适合用做高温工业炉的燃料和城市煤气。焦炉煤气通过净化和变压吸附技术，可以获得纯度高，价格低的氢气（净化和提氢运行费用 0.3~0.5 元/m3）。焦炉煤气含氢气量高可直接作化工原料用，可提纯氢气作为合成氨或甲醇等。由于净化和变压吸附技术的进步，焦炉煤气提纯氢气的质量完全能满足氢燃料电池的使用要求。
表7：焦炉煤气价格仅体现其燃料价值
按照每生产1t焦炭可副产425.6m3焦炉气，利用变压吸附技术，从焦炉煤气提纯得到的符合加氢站用气标准（99.99%）的氢气，假设氢气收率80%，1m3焦炉煤气就可以产生0.44m3氢气，单吨焦炭副产氢气量=425.6*55%*80%*50%=93.6m3，对应0.0084吨。我们测算：理论上全国焦化企业理论上可副产氢气约73.2万吨/年（取50%回炉助燃部分的40%计），即164亿m3/a（1吨氢气折1.12万m3，1kg折11.2m3，1m3氢气折0.0893kg即89.3g）。至少可以供82万辆氢燃料车使用（每年每辆氢燃料车消耗2.0万m3氢气），或产生114.8亿kW•h的电（折每m3氢气每年发电0.7度电）。
2.1.2.3 轻烃裂解制氢工艺及制氢潜力测算
丙烷脱氢是以丙烷为原料来制造丙烯和氢气的一种工艺方式，生成产品丙烯的同时，副产同等摩尔量的氢气，混合在乙烷、乙烯、一氧化碳、甲烷等的混合尾气中，采用变压吸附PSA的分离手段，可获得大量的高纯度氢气。以Catofin PDH工艺为例，PDH装置通常由进料预处理及汽化单元，反应单元（包括反应器再生系统），压缩与干燥，低温回收单元（含丙烯、乙烯制冷系统），脱乙烷塔，产品分离塔，废水汽提塔工艺单元组成。
图8：PDH流程示意图
每生产1吨丙烯约可产生37.9kg氢气（理论上47.6kg，相当于氢气PSA收率80%），对应426m3氢气；截止目前，国内PDH总产能约572万吨/年，对应副产氢气量约21.7万吨/年，按变压吸附氢气收率85%计算，氢气产品约18.43万吨/年，即20.64亿Nm3/年，按每辆氢燃料电池车每天行驶里程200公里、加注5公斤氢气来算，每年每辆氢燃料车消耗2万m3氢气，这些副产氢气每年可供约10万辆氢燃料电池车行驶、或产生14亿kW·h的电；若当前在建及规划中PDH产能全部投产，国内PDH总产能将达到1035万吨/年，副产氢气达34万吨，每年可供约18万辆氢燃料电池车行驶、或产生26亿kW·h的电。
乙烷裂解制乙烯副产氢气方面，结合项目规划与进展，预计至2022年，中国乙烷裂解制乙烯产能将达到858万吨/年，按单吨乙烯副产64.5kg氢气（理论上每吨乙烯副产氢气71.4kg、PSA变压吸附氢气收率85%计算），届时乙烯裂解副产氢气理论上将达到47万吨、对应52.7亿Nm3氢气；按每辆氢燃料电池车每天加注5公斤氢气、行驶里程200公里来算，理论上这些副产氢气每年约可供26万辆氢燃料电池车行驶、或产生37亿kW·h的电。
2.1.2.4 不同工业副产制氢工艺在成本、规模、稳定性和地域性对比
提纯难度和成本优势上：氯碱>轻烃裂解>焦炉气：氯碱工艺绝对了电解正负极分别出氢气和氯气，通常不需要额外新增提纯吸附装置其氢气纯度即可达到99%以上，焦炉气含硫量相对较高、提纯难度加大、需要额外的除硫步骤加大投资强度；
规模上，焦炉气>氯碱>轻烃裂解：虽然当前轻烃裂解制氢规模潜力不大，但未来丙烷脱氢和乙烷裂解新增产能较多有望后来居上；工业副产气当前合计约120万吨氢气规模，若全部加以利用，则能支撑每年超500万辆氢燃料电池乘用车、或超过130万辆的氢燃料电池客车的使用需求（按照1辆燃料电池乘用车年行驶里程20000km，消耗224kg氢气计算；按1辆燃料电池客车行驶里程14400km，消耗882.32kg氢气计算），完全可以满足“2030年实现百万辆氢燃料电池汽车的商业化应用”的需求，且后续轻烃裂解将继续扩大产能；
地域性优势上，氯碱>轻烃裂解>焦炉气：行业产能在西北和东部地域呈现不同特征，西北地区坐拥电石优势、通常以氯定碱、富裕氢气资源较少，东部地区氯碱企业通常以碱定氯、富余氢气资源相对较多，恰好匹配目前加氢站和氢能源汽车的产业推进较快地区。
2.1.3 化石资源制氢：原材料成本低 碳排放增加或增加总体成本
化石能源制氢技术具有产量大以及价格相对较低的优点，缺点是在生产过程中碳排放较大和产生一定的污染，而且成本受原材料价格波动的影响，尤其是天然气制氢更容易受此方面的影响。严格意义上说化石能源制氢除非有除碳或耗碳措施，否则并不能达到减排的目的，而增设二氧化碳补集单元无疑大大增加综合能耗、有潜在的增收碳税大幅削弱经济性的风险；因此大规模的煤制氢或天然气制氢更适合于能耦合耗碳的合成氨-尿素工业或目标产品种类较多的炼化等。
煤气化制氢工艺原理：煤气化制氢是先将煤炭与氧气发生燃烧反应，进而与水反应， 得到以氢气和 CO 为主要成分的气态产品，然后经过脱硫净化，CO 继续与水蒸气发生变换反应生成更多的氢气，最后经分离、提纯等过程而获得一定纯度的产品氢。煤气化制氢技术的工艺过程一般包括煤气化、煤气净化、CO 变换以及氢气提纯等主要生产环节。
图9：煤气化制氢工艺流程示意图
天然气制氢工艺原理：甲烷是天然气中的主要气体成分，天然气制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应。甲烷转化制备氢气按反应原理分主要为两种技术路线：一种是先将甲烷与水蒸气在一定反应条件下反应生成合成气，再将合成气中的 CO 成分进行转化，从而制得高纯度氢气，即甲烷水蒸气重整技术，其是目前工业上天然气制氢应用最广的方法；另一种是通过制造反应条件使甲烷直接分解成氢气和积炭，再通过分离提纯产物获得氢气，即甲烷热解技术。
图10：水蒸气重整天然气制氢工艺流程图
总体而言，化石资源制氢尤其是煤制氢路线成本低，但对环境也不够友好，尤其是煤制氢由于原料氢碳比较高导致二氧化碳排放很高；天然气制氢碳排放相对较低，但其对原材料价格波动耐受力较差。在煤气化制氢系统中，采用二氧化碳捕集设备可大大减少二氧化碳的直接排放，对系统的环保效益产生积极影响。但是，加入二氧化碳捕集装置无疑也会造成较大的能耗，降低了制氢系统的能源利用率；同时，二氧化碳捕集单元的建设成本较高，这对制氢系统的经济效益会带来不良影响。综合来看，我们认为煤气化或天然气以氢气为单一目标产品来说虽然成本尚可，但碳排放较高，增设 CCS 单元或一旦征收碳税其成本优势也大大削弱，有悖于节能减排的初衷；因此，煤气化不以氢气为单一目标产品、而是以 H2 和 CO 作为目标产品，耦合到耗碳化工装置是比较合理的选择。
表8：天然气制氢和煤制氢成本测算对比
由上表可以得出，在原材料方面天然气价格要高于煤，在制氢的各个工序方面，天然气依旧没有成本优势。因此，目前天然气制氢的总体成本大于煤制氢。
2.1.4 电解水制氢：耦合可再生能源发电将有望真正实现能源清洁利用
2.1.4.1 水电解制氢的原理、分类与比较
电解水原理：在电解液中通入直流电，在电节的阴极和阳极上分别发生放电反应，阴极反应：4e+4H20=2H2↑+4OH-，阳极反应：4OH-=2H20+O2↑+4e，总反应式为：2H2O=2H2↑+O2↑，从而在阴极和阳极分别产生氢气和氧气。
根据隔膜不同，可分为碱水电解、质子交换膜水电解、固体氧化物水电解。碱性电解槽是目前最成熟的技术，投资成本明显低于其他电解槽类型；PEM、SOE 电解在技术先进性上优于碱水电解，但目前 PEM 成本较高、SOE 尚处于研发阶段，但 PEM 电解槽在未来成本降低的潜力较大，PEM 电解槽具有最高的电流密度和操作范围，是降低投资成本和提高操作灵活性所必需的先决条件。根据美国可再生能源国家实验室发布以风能提供电力、以 PEM 水电解制氢的评估报告中对 PEM 技术的放大进行的成本预测， 预计当 PEM 制氢技术的规模从 10kg/d 发展到 1000kg/d 时，电解池堆的成本所占份额将从目前的40%降至10%，说明PEM 制氢的规模话将在降低成本上有较大幅度的空间。因此，PEM 电解槽是未来最有希望在氢燃料电池车中实现大规模工业化应用的水电解制氢技术。
表9：各项电解槽技术对比
图11：三种水电解技术比较
2.1.4.2 水电解制氢技术未来发展展望
当前制约水电解制氢商业化应用的主要问题是全生命周期排放高、综合能源效率低、成本高。针对电解水技术方面的改进主要集中在电解池、聚合物薄膜电解池和固体氧化物电解池等种类，电池能效率由70%提高到90%，但考虑到发电效率，实际上电解水制氢的能量利用效率不足35%（考虑到火电站燃料变电的换能效率为30~40%）。目前每生产1m3常温常压氢气需要消耗电能大约5~5.5kWh，采用最便宜的谷电制氢（如0.3元/kWh），加上电费以外的固定成本（约0.3~0.5元/m3），综合成本在1.8~2.0元/m3，即制氢成本为20~22元/kg；如果是利用当前的可再生能源弃电制氢，弃电按0.1元/kWh计算，则制氢成本可下降至约10元/kg，这和煤制氢或天然气制氢的价格相当；但是电价如果按照2017年的全国大工业平均电价0.6元/kWh计算，则制氢成本约为38元/kWh，成本远高于其他制氢方式。
远期来看，电解水制氢使能源利用结构变化的最重要力量，将贯穿氢能发展的全过程。在各种制氢技术中，只有水电解制氢技术的直接原材料不依赖含碳化石资源，其一次产物中不直接产生碳排放（非全生命周期视角下），是一种清洁、无污染、高纯度制氢的方法。
2.1.4.3 多维度比较后中短期内工业副产、化石能源制氢成本突出
基于成本、规模、稳定性和碳排放综合比较各种制氢路线
表10：不同用电价格下的电解制氢成本比较
成本能力上，工业副产气制氢>煤制氢>天然气制氢>电解水制氢：工业副产气制氢由于投资低（现有装置+变压吸附单元即可）、原料成本低（副产气零成本、或仅体现其燃料热值成本）具备当前阶段最低的产氢成本；电解水制氢成本最高，通过利用谷电或者可再生能源弃电可以降低成本。
产氢规模和稳定性上，煤制氢、天然气制氢>工业副产气制氢>电解水制氢：传统化石资源煤/天然气制氢均具备成熟的大规模气化制氢工艺技术，但目前主要应用于炼厂加氢、合成氨等化工领域，以氢气作为单一目标产品时其碳排放太高；工业副产气制氢主要受制于主产品规模，同时如焦炭企业环保限产下影响供氢稳定性；可再生能源电解水制氢受制于能量供应密度小、无法连续供应等制约，规模问题亦较为突出，未来成本问题解决后，在风能和太阳能资源富裕的局部地区，风电/光伏发电制氢可在该区域占据主导位置。
从温室气体减排上，可再生电解制氢>工业副产气制氢>天然气制氢>煤制氢：虽然可再生能源发电站建设过程会造成较大的能耗和温室气体释放，但由于在运行过程中几乎没有排放，所以可再生能源发电制氢相比于传统能源制氢仍有着非常大的节能环保优势，随着运行年限的增长，这种优势更加明显；在以传统能源为基础的制氢路径中，工业副产气制氢能取得最佳的碳排放削减效益，主要源于通过PSA分离得到氢气的过程本身不产生碳，排放主要来自变压吸附装置消耗的电力和用作补充燃料的天然气的消耗。
预测展望：我国氢能发展路径可由从传统能源制氢过渡至绿色能源制氢。
图12：未来制氢来源占比预测
由上图可得，中短期的氢能需求主要依赖化石资源、尤其是以低成本的工业副产氢为主，充足的副产氢至少可以满足 100 万辆燃料电池汽车需求，为水电解制氢的技术攻关提供时间，远期来说水电解制氢将成为氢能的最主要来源。未来水电解制氢主要通过降低电解过程的能耗以及充分利用可再生能源、使用弃风弃水所产生电能进行电解水来实现成本下降和商业应用。
2.2 储氢
2.2.1 储氢技术简介
储氢的核心是要提高出勤效率，使得同样的存储空间装下更多的氢，也就是要高密度存储氢，并且要保证存储过程中的稳定安全。然而，氢是所有元素中最轻的，其在常温常压下为气态，密度只有水的万分之一，因此高密度储存氢的难度非常大。当前，氢能的存储方式主要有低温液态储氢、高压气态储氢、金属氢化物储氢和有机液态储氢等，这几种储氢方式有各自的优点和缺点。
表11：各项储氢技术的优缺点
2.2.2 低温液态储氢是全球研发重点 我国民用受限
液化储氢是将纯氢冷却到 20 K 使之液化，然后装到“低温储罐”储存。液氢储罐一般分为内外2层，内胆盛装温度为20K液氢，通过支承物置于外层壳体中心，支承物可由长长的玻璃纤维带制成，具有良好的绝热性能。为避免或减少蒸发损失，液态储氢罐必须是真空绝热的双层壁不锈钢容器，双层壁之间除保持真空外还要放置薄铝箔来防止辐射。各薄膜之间放上绝热纸，增加热阻，吸附低温下的残余气体。用真空泵抽去夹层的空气，形成高真空便可避免气体对流漏热；液体注入管同气体排放管同轴，均采用导热率很小的材料制成，盘绕在夹层内，因此通过管道的漏热大大减少。储罐内胆一般采用铝合金、不锈钢等材料制成，外壳一般采用低碳钢不锈钢等材料，也可采用铝合金材料，减轻容器重量。
将氢气以液态的形式储存有很多好处。首先，液态氢具有很高的密度，体积比容量大，体积占比小，能够使得储运简单。因此储氢量较大时，液氢存储成本较高压氢气储存低。但是问题就在于，把气态的氢变成液态的氢较难，要液化1kg的氢气就要消耗4-10千瓦时的电量。并且，为了能够稳定的储存液态氢，需要耐超低温和保持超低温的特殊容器，该容器需要抗冻、抗压，且必须严格绝热。因此，这种容器除了制造难度大，成本高昂之外，还存在易挥发、运行过程中安全隐患多等问题。
2.2.3 高压气态储氢应用普遍 国内外技术水平仍有差距
高压气态储氢是指在氢气临界温度以上，通过高压压缩的方式存储气态氢。通常采用气罐作为容器，简便易行，主要优点是存储能耗低、成本低(压力不太高时)、充放氢速度快，在常温下就可进行放氢，零下几十度低温环境下也能正常工作，而且可以通过减压阀就可以调控氢气的释放。由于上述优点，高压气态储氢已成为较为成熟的储氢方案。欧美日加氢站普遍采用与汽车配套的70MPa压力标准，并实现设备量产。日本从制度上鼓励车载氢瓶单次充气压力的安全上限值从70MPa提高到88MPa，进一步实现技术升级。我国当前已经建设完成的加氢站也是采用高压气态储氢技术，丰田中国常熟加氢站采用的则是98MPa全多层钢制高压储氢技术。
普通高压气态储氢瓶，通常为15MPa的压力，储氢密度低，占地体积大。通过增大内压提高储氢密度是高压储氢容器的发展方向。高压储氢容器，主要经历金属储氢容器、金属内衬纤维缠绕储氢容器和全复合储氢容器3个阶段。全复合纤维缠绕结构是轻质高压储氢容器的一个主要发展方向。这种多层压力容器主要由内衬、过渡层、纤维增强层和外层纤维保护层组成，各层均有不同的作用。
高压储氢应用主要为固定式、车载和散货运输。其中，在车载储氢系统中的应用最为活跃，使用的储氢气瓶大多数为金属内胆纤维缠绕复合材料储氢气瓶。目前，我国35MPa高压储氢罐已经是成熟产品，丰田公司的70MPa高压储氢罐被应用于商用燃料电池车型上。虽然IV型气瓶储氢密度较高，但是在高压下，国内的生产技术气体易从非金属内胆向外渗透，且金属阀座与非金属结构的连接强度难以保证。因此我国的储氢瓶技术与国外还是有一定的差距。当然，考虑到经济方面的问题，并不是压力越高越好，70MPa压强下，储氢量和压强不再呈线性关系，压强的翻倍只能使储氢量提高40~50%。压力增加，对钢瓶壁厚有要求，由此会导致容器重量增加，降低储氢效率。研究人员通过计算认为，压力为55-60MPa将满足最佳的成本效益。
表12：不同种类储氢瓶对比
虽然高压气态储氢技术比较成熟，应用普遍，但是该技术也存在弱点，就是体积比容量小，未达到美国能源部（DOE）制定的发展目标。除此之外，高压气态储氢存有泄漏、爆炸的安全隐患，因此安全性能有待提升。未来，高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展。
2.2.4 金属氧化物储氢应用少 处于攻克阶段
金属氢化物储氢即利用金属氢化物储氢材料来储存和释放氢气。这是利用某些金属或合金与氢反应后以金属氢化物形式吸氢，生成的金属氢化物加热后释放出氢。金属氢化物储氢密度可达标准状态下氢气的1000倍，与液氢相同，甚至超过液氢。金属氢化物储氢罐既可以用来收集储存氢气，也可以为需要氢气的装置提供氢气，金属氢化物储氢罐供氢方式具有以下特点：储氢重量密度比较大、储氢体积比很大(高于高压压缩和液化储氢)、安全性好、氢气纯度高、可逆循环好等。
储氢罐由储氢材料、容器、导热机构、导气机构和阀门5部分组成。有几种典型的结构，如图所示。图13（a）是一个圆柱形法人空腔，图13（b）在空腔内有1个气体导管，图13（c）是分成多个腔室，图13（d）为蜂巢型。
图13：储氢罐的基本结构
一般而言，以车载氢燃料箱应用为主要目的的金属氢化物技术对储氢合金性能有如下要求：(1)高储氢容量；(2)合适且平坦的压力平台，能在环境温度下进行操作；(3)易于活化；(4)吸放氢速度快；(5)良好的抗气体杂质中毒特性和长期使用的稳定性。
能在常温下可逆吸放氢的金属氢化物重量储氢密度也就在1.4～2.6 mass%之间，主要是一些稀土系和钛系合金。其中，钛系储氢合金，重量储氢密度略高于稀土系，但也存在有抗杂质气体能力差的缺点，通常要以>99.99%纯氢为氢源才能有好的循环寿命，其次是放氢率较低，需适当加热。
提高金属氢化物重量储氢密度是目前储氢合金研究的重点，目前的动向主要从轻金属元素及其合金中寻找新的成分与结构并通过新的制备技术与改性处理方法来提高综合性能。
金属氢化物储氢在车上已有小范围应用，但与2017年DOE 制定的储氢密度标准相比，差距还比较大。如果要将金属氢化物储氢大规模应用，还需进一步提高质量储氢密度、降低分解氢的温度与压力、延长使用寿命等。同时，车载储氢技术不仅与储氢金属材料有关，还与储罐的结构有关，需要解决储罐的体积膨胀、传热、气体流动等问题。
2.2.5 有机液体储氢优点明显 技术难度高
一些有机化合物可以可逆吸放大量氢，且由于反应高度可逆，可长期稳定使用，有体积储氢密度高和易于运输等优点，也被认为是适合氢能储存与运输的技术之一。
有机液体具有高质量储氢密度和高体积储氢密度，现常用材料（如环己烷、甲基环己烷、十氢化萘等）均可达到规定标准；环己烷和甲基环己烷等在常温常压下呈液态，与汽油类似，可用现有管道设备进行储存和运输，安全方便，并且可以长距离运输；催化加氢和脱氢反应可逆，储氢介质可循环使用；可长期储存，一定程度上能解决能源短缺问题。
有机液体储氢存在很多不足：技术操作条件较为苛刻，要求催化加氢和脱氢的装置配置较高，导致费用较高；脱氢反应需在低压高温非均相条件下，受传热传质和反应平衡极限的限制，脱氢反应效率较低，且容易发生副反应，使得释放的氢气不纯。并且由于冷启动和补充脱氢反应能量需要燃烧少量有机化合物，因此该技术很难实现“零排放”目标。
有机液体储氢技术在中国已有所成就，2017年，中国扬子江汽车与氢阳能源联合开发了一款城市客车，利用有机液体储氢技术，加注30L的氢油燃料，可行驶200km。
有机液体储氢技术的理论质量储氢密度最接近DOE的目标要求，提高低温下有机液体储氢介质的脱氢速率与效率、催化剂反应性能、改善反应条件、降低脱氢成本是进一步发展该技术的关键。
2.2.6 全球氢工业初具规模
不同的储氢技术在储氢量大小、储氢成本、操作简易程度、安全性、可否长距离运输、技术成熟与否等情况不尽相同，上文也已阐述。将不同储氢技术的各方面特点进行总结，如下图所示。
表13：不同储氢技术的对比
当前来看，由于我国低温液态储氢技术还处于只服务于航天航空阶段，短期内应用于民间领域还不太可能，并且该技术的成本高，长期来看，在国内商业化应用前景不如其它储氢技术。
我国的加氢站采用的是高压气态储氢技术，该技术目前比较成熟，并且该技术的优点明显，是国内主推的储氢技术。长期来看，高压气态储氢还是国内发展的主流。但由于该技术存有安全隐患和体积容量比低的问题，在氢燃料汽车上应用并不完美，因此该技术应用未来可能有下降的趋势。
金属氢化物储氢体积比容量大，成本较其它技术低，安全又方便，应用在燃料电池汽车上优点十分明显。但目前仍存有技术上的难题，因此在短期内，该技术还不会有较大范围的应用。长期来看，该技术的发展潜力很大。
有机液体储氢技术储氢容量高，关键在于可以利用传统的石油基础设施进行运输、加注。可以建立像加油站那样的加氢网络。因此，该技术相比于其它技术而言，具有独一无二的安全性和运输便利性。该技术尚有较多的技术难题，但随着技术的进步，从长期来看，该技术极具应用前景。
2.3 运输：氢能运输能力有待提升
相比于上游制氢行业，氢能储运和加注产业化较为滞后。压缩氢气与业态、固态和有机液体储氢技术相对比较成熟，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。
气氢拖车：装运的氢气总量只占运输总重量的1%-2%，比较适用于运输距离较近、苏东亮较低、氢气日用量为吨级或以下的用户。目前，国内加氢站的外供氢气均采用气氢拖车进行运输。
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。
表14：三种氢气运输方式比较
不同规模的加氢站采用不同的运输方式。小规模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2000kg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。
2.4 加氢
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决定的。现有加氢站技术来源于天然气加气站，有两种建设方式：1）站内制氢供氢加氢技术；2）外供氢加氢技术。
1）站内制氢供氢加氢技术来源于天然气管网标准加气站原理，即加氢站内有制氢设备（如天然气重整制氢）产生氢气（相当于天然气管道输送来的气源）和加气站设备的组合。
2）外供氢加氢站技术：来源于天然气母站和子站原理，即从外面工厂(相当于母站提供气源)经加氢站(子站)二次加压完成对外加气。
图14：站内制氢加氢站工艺和外供氢加氢站工艺流程对比
2.4.1 三种主流加氢设计理念简介
加氢站设计除了与运输方式有关，根据注氢压力登记的不同，设计理念也会有所不同。目前国际上比较主流的有三种加氢设计理念：1）串级高压注氢设计；2）增压压缩注氢设计；3）低温液态泵注氢设计。这三种加氢设计的共同之处在于，都是用了串级高压储氢系统。通常，串级高压储氢系统都是有多个高压储气瓶组成，这些储氢瓶的储气压力分为两到三个不同压力等级。对于一个加注能力为70MPa的加氢站，三个等级可以分别是：900bar、650bar和400bar。
采用串级高压储氢系统的好处是：一方面这个系统可以作为缓冲系统，使得在非高峰时期，压缩机也能运作，将高压氢气储存起来。这样一来，就能减少压缩机的闲置时间，同时也能大大减小压缩机在高峰时段需要的峰值功率，从而降低压缩机的成本。另一方面，采用串级储氢系统，能够减少压缩机能耗，相比将氢气全部加压至最高压力，将氢气压缩至不同等级，其节能效果可想而知。最后，串级也能便于控制加氢速率。给燃料电池汽车注氢时，通常从最低压的储气瓶开始注氢，当车内储气罐压力达到设定值的时候，自动切换到中级压力储气瓶，同理，最后切换到最高压力储气瓶，直到达到标准压力。这种注氢方式，能够使得储气瓶和车内储气罐的压力差始终保持在一个较小值，使得加氢速率维持在一定范围内，防止温度迅速上升，同时也能减小冷却系统的成本。
虽然三种加氢设计的都采用了串级高压储氢系统，但是根据加氢站的氢气来源、应用场景的不同，其设计会有些许不同。
1）串级高压注氢设计
图15：串级高压注氢设计示意图
这种注氢设计是目前国际上应用的最为广泛的加氢设计，适用于气态氢气运输方式或就地制氢。无论是采用管道运输还是就地制氢，通常都会采用一个或多个大容量的中低压储氢罐，事前将足够的氢气储存起来，来保障当天或多天的需求；当采用长管拖车的运输方式的时候，通常可以将长管拖车直接当作储氢罐。压缩机给高压储氢罐供氢过程与汽车注氢过程相反，通常按压力等级由高到低的顺序供氢，这样能够保证高压储氢系统的储气量始终较足。
这种注氢设计的优点是，能够大大降低压缩机成本，增加压缩机使用率，方便控制注氢速率，而且设计相对简洁。缺点是，高压储氢系统对控制系统要求较高，成本也相对比较昂贵，因此应适当控制高压储氢系统容量和压缩机功率的平衡。最重要的是，当加氢站设计注氢压力较高的时候，安全系数较低，对技术要求极为严格，目前能生产能够耐受1000bar压力的储氢罐的生产商较少，且价格昂贵。
2）增压压缩注氢设计
图16：增压压缩注氢设计
对于注氢压力要求较高（如最高注氢能力为1000bar）的加氢站，通常可以降低串级高压系统的压力等级，在系统之后添加一个较小的增压压缩机（Boostercompressor）。这种设计对主压缩机及串级储氢罐的要求相对较低，能够大大减少相应设备的成本，然而需要新增增压压缩机，且对其性能要求要高，价格也相对较高，总体来说，这种设计的总成本相对串级高压注氢设计较高，仅在高压储氢罐安全系数较低及成本较高的情况，稍有优势。
3）低温液态泵注氢设计
图17：低温液态泵注氢设计
当采用氢气低温液态方式运输时，注氢过程可以采用低温液态泵来代替多级压缩机，直接将低温液态氢升压至所需压力，再通过蒸发器，将液氢汽化，注入串级高压储氢罐。这种设计的优点是，一方面，低温液态泵价格相对压缩机较低，前期投入成本较低；另一方面，液态升压过程相对气态加压过程所需的电量要少很多，能够降低运营成本；此外，这种设计由于始终保持较低温度，注氢时不用担心温度过高，可以避免冷却设备的投入成本和运营成本。然而这种设计需要保证氢气始终处于低温液态，对液态储氢罐的保温效果要求较高，一般来说即便在保温效果非常好的情况下，每天也会有大概0,5%质量的氢气气化，而气化的氢气会导致罐内压力升高，需要采用一定措施，将气化氢气导出，避免低温储氢罐压力过大。
2.4.2 加氢站成本及优化潜力
现阶段加氢站建设最大的阻碍就是成本问题。目前我国一个日加氢能力为200kg的加氢站成本为600-800万元，欧洲同等量级的加氢站所需成本较国内稍贵，约800-1000万元。对于一个日加氢量为200kg的串级高压储氢加氢站，其成本分布如下：
图18：200kg日加氢能力的加氢站成本分布
从图表中可以看出，不考虑为其他成本的23%，占据加氢站成本最大一块比重的是压缩机，其次是储氢设备，其中低压日储氢罐占13%，串级高压储氢罐占6%；冷却设备的投入成本也比较高。要想降低压缩机投入成本，首先应该从压缩机入手。和前面提到的一样，要想降低压缩机成本，得考虑降低压缩机大小，而压缩机的大小，和高压储氢罐的容量密切相关；高压储氢罐容量越大，所需要的压缩机额定流量就越小；反之亦然。然而，高压储氢罐的成本随容量增加也会增加，因此，不是压缩机越小就越好，最好的办法是找到一个两者之间的平衡，以达到成本最优化。下图给出了，200kg加氢站的模拟压缩机额定流量变化，压缩机成本及对应容量高压储氢罐的成本变化。从图中可以看出来，压缩机对应额定流量大约为15kg/h的时候，两者成本之和最低；压缩机再小下去，成本反而会回升。
图19：200kg日加氢能力加氢站压缩机及高压储氢罐价格
对于采用低温液态氢作来源的加氢站，避免了冷却设备的投入以及压缩机的投入，成本大大降低，对于一个日加氢量为200kg的液态储氢加氢站，其成本可达500万元以下。
综上所述，以串级高压注氢设计及增压压缩注氢设计为理念的加氢站目前建设成本要大于低温液态泵注氢设计的加氢站。
除了前期投入成本，影响加氢站使用地还有其运营成本。加氢站运营成本主要和加氢站的加氢能耗有关。能耗主要来源于增压设备和冷却设备的能耗。增压设备能耗主要和设备效率、增压等级相关联，因此高压储氢设计和增压压缩设计，两种加氢站加氢能耗相当；而低温液态加氢，采用液态增压，需要做功较少，能耗较低；而且不需要冷却装置，因此运营成本远小于气态储氢加氢站。
图20：200kg日加氢能力加氢站能耗
从上面的分析来看无论是从前期投入还是从运营成本角度来说，液态加氢站的成本都要低很多，因此整体看来，液态加氢站加氢成本比气态加氢站要少不少。然而，加氢站的建设应该考虑多方面因素以及上游氢气成本。当制氢地点与加氢站距离较近时，氢气液化及液态氢气运输所需成本较高，从而会导致氢气整体价格偏高，液态加氢站不是在任何时候都是最佳选择。因此，在设计加氢时应该因地制宜，选择最合适的设计流程。
2.5 燃料电池系统
2.5.1 简介
燃料电池是一种高效、环保的能源转化装置，相当于燃料电池车的发动机。它的优点在于能量转化效率比较高，产物只有水，污染小，使用寿命长。为了满足一定的输出功率和输出电压的需求，通常将燃料电池(FC)单体按照一定的方式组合在一起构成燃料电池堆，并配置相应的辅助设备(BOP，Balance Of Plant)，同时在燃料电池控制单元的控制下，实现燃料电池的正常运行，共同构成了燃料电池系统。用作车辆动力源的燃料电池系统，称为燃料电池发动机。燃料电池堆是燃料电池发动机的核心，BOP维持电堆持续稳定安全地运行。
图21：燃料电池系统逻辑图
电堆即多个单独的电池组成；根据面积，单个燃料电池产生的功率范围为几瓦至约1kw，电压范围为0.5-1V，通常为0.7V。未来提供更高的电压和功率，需要借助双极板串联许多燃料电池。燃料电池发动机辅助系统主要包括空气压缩机、燃料电池用加湿器、氢气循环泵、压力调节器和系统控制单元。以氢为燃料的燃料电池发动机的典型结构如图所示。
图22：燃料电池发动机结构图
2.5.2 质子交换膜燃料电堆
目前在固体氧化物燃料电池、碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池和熔融燃料电池中，质子交换膜燃料电池（PEMFCs）由于能量密度高、低温启动、环境友好的特点被认为是一种清洁能源，广泛应用于电动汽车，个人电子产品，分散式家用电站等其他领域。PEMFC以全氟磺酸型固体固体聚合物电解质，铂/碳或铂-钌/碳为电催化剂、氢或净化重整起气为燃料，空气或纯氧为氧化剂，带有气体流动通道的石墨或表面改性的金属板为双极板。其结构与反应示意图如下：
图23：PEMFC燃料电池反应示意图
PEMFC中的电极类反应同于其他酸性电解质燃料电池。阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：
该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经质子交换膜达到阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水。生成的水不稀释电解质，而是通过电极随反应尾气排出。
2.5.2.1 电极（含催化剂）
PEMFC的电极均为气体扩散电极。它至少有两层构成：起支撑作用的扩散层和为电化学反应进行的催化层，如下图：
图24：电极结构示意图
扩散层的功能：
1、气支撑作用，维持要求扩散层适于担载催化层，扩散层与催化层的接触电阻小；催化层要成分是Pt/C电催化剂，股扩散层一般选炭材料制备
2、反应气体需经过扩散层才能到达催化层参与反应
3、阳极扩散层手机反应产生的电流，阴极扩散层为氧的电化学还原反应输送电子，即扩散层应该是良导体。因为FEMFC工作电流密度高达1A/cm2，扩散层的电阻应在mΩ.cm2。
4、PEMFC效率一般在50%左右，计划主要在氧阴极，因此扩散层尤其是氧电极的扩散层应是热的良导体。且其结构在电池工作的情况下能够维持。
扩散层的上述功能采用石墨化的炭纸或碳布是可以达到的，但是PEMFC扩散层要同时满足反应气体与产水物的传递，并具有高的极限电流，这是扩散层制备过程中最难的技术问题。
表15：催化剂的分类和制备方法
2.5.2.2 电解质
质子交换膜电池具有电解液保存完整、产物水容易排出、电池使用寿命长、只需在低温下工作等优势，在电动机、分散电站、移动动力源等领域使用广泛。
表16：各类电解质在燃料电池下的工作性质对比
2.5.2.3 双极板
双极板又称集流板，是燃料电池重要部件之一。双极板的功能是提供气体流道，防止电池气室中的氢气与氧气串通，并在串联的阴阳两极之间建立电流通路。在保持一定机械强度和良好阻气作用的前提下，双极板厚度应尽可能地薄，以减少对电流和热的传导阻力
双极板材料大致可分为3类：炭质材料、金属材料及金属与炭质的复合材料。
1、炭质材料。炭质材料包括石墨、模压炭材料及膨胀（柔性）石墨。传统双极板采用致密石墨，经机械加工制成气体流道。石墨双极板化学性质稳定，与MEA之间接触电阻小。
2、金属材料。铝，镍，钛及不锈钢等金属材料可用于制作双极板。金属双极板易加工，可批量制造，成本低，厚度薄，电池的体积比功率与比能量高。
3、复合材料。若双极板与MEA之间的接触电阻大，欧姆电阻产生的极化损失多，运行效率下降。在常用的各种双极板材料中，石墨材料的接触电阻最小，不锈钢和钛的表面均形成不导电的氧化物膜使接触电阻增高。
2.5.3 空气压缩机
空压机是车用燃料电池氢氧供应系统的重要部件。常见的空气压缩机类型有滑片式、涡旋式、螺杆式与离心涡旋式等。
螺旋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，缺点是噪音大、体积大、质量高和价格高，已经在美国GM、PlugPower、加拿大Ballard等公司的燃料电池中系统中采用。涡轮式空压机容积效率较高，压力与气量连续可调，但是尺寸和重量较大，本田和现代等公司已经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汽车上有实际应用。
图25：制作压缩机企业一览
2.5.4 氢气循环泵
典型的空气循环系统HSS包括高压储氢瓶、减压阀、压力调节器、循环装置、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。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用的氢燃料电池。目前国内无替代品，主要是氢气循环泵的氢气密封和水汽腐蚀和冲击问题难以解决。国外也仅有急加油解决方案。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。
2.5.5 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，并已经形成产品，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Freudenberg FCCT生产的管式加湿器等。国内生产燃料电池车用加湿器的厂家非常少，且性能亟待提高。
图26：制作加湿器企业一览
3、总结
通过分析氢燃料电池的市场情况和产业链各个部分的技术难点可以得出：
1. 全球氢能产业初具规模，千亿级市场规模已定，推测在2030-2035年会有大规模商业化的现象出现。
2. 由于目前燃料电池成本依旧居高不下，燃料电池保守估计在20年后才能大规模应用在汽车。
3. 目前整个氢能源行业的市场参与者由于技术门槛高的原因所布局的业务较为分散，常见的业务是制氢和加氢一体化的业务布局。
4. 车用燃料电池系统主流技术路线为质子交换膜燃料电池，其他技术路线后续有待探索。
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