（2）系統(tǒng)輔助部件

電堆運行需要氫氣供應(yīng)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(yīng)的關(guān)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(shè)備來實現(xiàn)氣體吹掃、氫氣重復(fù)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(xiàn)效果不完美。當(dāng)前市場氫循環(huán)泵是主流，引射器使用量逐漸增長，據(jù) GGII 統(tǒng)計，2020 年國內(nèi)引射器出貨量占比為 11％。2020年之前國內(nèi)氫循環(huán)泵市場被德國普旭占據(jù)90％以上份額，近年來逐步開始國產(chǎn)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(jié)構(gòu)緊湊、振動小、能量轉(zhuǎn)換效率高等特點，更具應(yīng)用前景，成為主流技術(shù)路線。其中軸承、電機是瓶頸技術(shù)，低成本、耐摩擦的涂層材料也是開發(fā)重點。根據(jù)GGII調(diào)研數(shù)據(jù)，國內(nèi)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。空壓機已經(jīng)較早的實現(xiàn)了全功率段國產(chǎn)化。

2、氫能供給有著明確的發(fā)展路徑

國內(nèi)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(xiàn)氫能在交通運輸、儲能、建筑等新領(lǐng)域的應(yīng)用，必須打破現(xiàn)有的氫氣供需結(jié)構(gòu)，增加供給量，打通輸送至消費終端的渠道。

根據(jù)中國氫能聯(lián)盟發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)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(chǎn)氫，長期采用可再生能源電解水制氫。

制氫技術(shù)路線按原料來源主要分為化石能源重整制氫、工業(yè)副產(chǎn)提純制氫和電解水制氫。生物質(zhì)直接制氫和太陽能光催化分解水制氫等技術(shù)路線仍處于實驗和開發(fā)階段，產(chǎn)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(chǎn)提純制氫

在工業(yè)生產(chǎn)的過程中，利用富含氫氣的終端廢棄物或副產(chǎn)物作為原料回收提純制氫。工業(yè)副產(chǎn)氫大部分有下游應(yīng)用，仍有30％以上被放空排放�！吨袊鴼淠墚a(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2020》統(tǒng)計顯示，從工業(yè)副產(chǎn)氫的放空量現(xiàn)狀看，氫氣供應(yīng)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(nèi)作為氫氣的供給來源。

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

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(shù)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(shù)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(shè)備，設(shè)備投入成本較高，只有規(guī)模化生產(chǎn)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(jié)合碳捕捉技術(shù)，當(dāng)前應(yīng)用少，成本高，導(dǎo)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(yīng)用基礎(chǔ)。

③電解水制氫

將正負(fù)電極插入水中并通直流電制取氧氣。技術(shù)路線方面，堿性電解槽技術(shù)最為成熟，生產(chǎn)成本較低，基本實現(xiàn)國產(chǎn)化；質(zhì)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(guān)鍵材料和技術(shù)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(dāng)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(jīng)濟，而且火電為主的電力結(jié)構(gòu)仍會產(chǎn)生污染。電價占總成本達70％以上，當(dāng)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(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，2050年無污染綠氫的供應(yīng)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(jù)中國氫能促進會預(yù)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(xiàn)與灰氫平價，這是氫能取代柴油的重要轉(zhuǎn)折點。另一方面，當(dāng)波動性可再生能源在電源結(jié)構(gòu)中占到較高比重時，必須依靠氫能實現(xiàn)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(shù)發(fā)展方向，逐步提升氫氣的儲存和運輸能力。

當(dāng)前，我國氫能示范應(yīng)用主要圍繞工業(yè)副產(chǎn)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(shù)相互協(xié)同，運輸將以高壓、液態(tài)氫罐和管道輸運相結(jié)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(shù)，氫氣管網(wǎng)將廣泛分布用于運輸。

①儲存

技術(shù)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(yīng)用，低溫液態(tài)儲氫在航天等領(lǐng)域已得到應(yīng)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(lián)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(zhuǎn)換效率等技術(shù)難題有待突破。

氣態(tài)儲氫具有充放氫氣速度快、容器結(jié)構(gòu)簡單等優(yōu)點。碳纖維纏繞高壓氫瓶的開發(fā)應(yīng)用，實現(xiàn)了高壓氣態(tài)儲氫瓶由固定式應(yīng)用向車載儲氫應(yīng)用的轉(zhuǎn)變。國外IV 型瓶已成為主流技術(shù)，國內(nèi)正從III 型 35MPa 向 IV 型 70MPa 技術(shù)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(shù)較為成熟，國內(nèi)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(xiàn)氫氣大規(guī)模、長距離運輸?shù)挠行Х绞�，但一次性投資較大，僅有少量應(yīng)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(shù)。

（3）加注

發(fā)展路徑：政府補貼驅(qū)動提高分布密度，關(guān)鍵技術(shù)國產(chǎn)化降低投資成本。

不同來源的氫氣經(jīng)氫氣壓縮機增壓后，儲存在高壓儲罐內(nèi)，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(shù)路線分為站內(nèi)制氫技術(shù)和外部供氫技術(shù)。國內(nèi)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(nèi)。

加氫站分布密度左右了氫燃料電池汽車的產(chǎn)業(yè)化進程。前期加氫站建設(shè)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(fù)荷（加氫量）。目前關(guān)鍵設(shè)備（壓縮機、儲氫罐、加注設(shè)備、冷卻設(shè)備）依賴進口導(dǎo)致投資成本過高，但國產(chǎn)化已經(jīng)起步。由于下游尚未大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化，運行負(fù)荷不足，投資成本、運營成本難以攤薄，加氫站較難實現(xiàn)盈利。

全球加氫站數(shù)量持續(xù)增長，中國已躍居首位。H2stations統(tǒng)計數(shù)據(jù)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(jīng)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(jù)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。