氫能時代來臨-中國氫燃料電池前景廣闊-競爭格局及產(chǎn)業(yè)鏈設(shè)備發(fā)展趨勢分析

氫能時代來臨，中國氫燃料電池前景廣闊，競爭格局及產(chǎn)業(yè)鏈設(shè)備發(fā)展趨勢分析

在氫燃料電池產(chǎn)業(yè)鏈中，上游是氫氣的制取、運輸和儲藏，在加氫站對氫燃料電池系統(tǒng)進行氫氣的加注；中游是電堆等關(guān)鍵零部件的生產(chǎn)，將電堆和配件兩大部分進行集成，形成氫燃料電池系統(tǒng)；在下游應(yīng)用層面，主要有交通運輸、便攜式電源和固定式電源三個方向。

氫能和燃料電池的關(guān)鍵技術(shù)主要是氫能的生產(chǎn)工藝、燃料電池技術(shù)、氫燃料的運輸與配送等。

燃料電池的發(fā)電原理與電池大致相同，實質(zhì)是燃料氣體和氧化劑發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。燃料電池主要有三個組成部分：陰極、陽極和電解質(zhì)。（1）電解質(zhì)：電解質(zhì)材料決定了燃料電池的類型；（2）陽極：將燃料分解成電子和離子，通常由鉑制成；（3）陰極：將離子轉(zhuǎn)化為水，通常由鎳或納米材料制成。

不同類型的燃料電池取決于使用的電解質(zhì)不同。其中，質(zhì)子交換膜燃料電池（PEMFC）應(yīng)用范圍較廣，也是交通領(lǐng)域燃料電池的首選。

一、燃料電池系統(tǒng)

燃料電池車用動力系統(tǒng)主要包括燃料電池發(fā)動機、動力電池、電機驅(qū)動系統(tǒng)、控制系統(tǒng)、DCDC直流變換器。我國攻克了車用燃料電池動力系統(tǒng)集成、控制和適配等關(guān)鍵技術(shù)難點，形成了燃料電池系統(tǒng)、動力電池系統(tǒng)、DC/DC（直流/直流）轉(zhuǎn)換器、驅(qū)動電機、儲氫與供氫系統(tǒng)等關(guān)鍵零部件部件配套研發(fā)體系，總體技術(shù)接近國際先進水平。

1）乘用車方面：國外乘用車廠發(fā)動機均采用全功率模式，再加上乘用車內(nèi)空間有限，因此均使用高壓金屬板電堆，體積功率密度高（>3kW/L），均實現(xiàn)-25℃以下低溫啟動，壽命5000小時以上，已實現(xiàn)商業(yè)化銷售。但是，國內(nèi)燃料電池乘用車發(fā)動機僅有上汽一家自主開發(fā)的榮威950轎車（30kW）完成公告認(rèn)證，其他乘用車企業(yè)均采用合作的方式，還處于樣車開發(fā)階段，例如北汽、廣汽、長安、漢騰等。

2）商用車方面：國外商用車發(fā)動機供應(yīng)商主要有巴拉德、Hydrogenics和USHybrid，這三家企業(yè)目前都與國內(nèi)的企業(yè)有合作，發(fā)動機均采用石墨板和中低壓技術(shù)路線，壽命超過10000小時。

國內(nèi)燃料電池發(fā)動機開發(fā)模式與國外不同，國外采用全功率型發(fā)動機，國內(nèi)則采用氫-電混合燃料電池發(fā)動機。國內(nèi)有北京億華通、新源動力、上海重塑、廣東國鴻重塑等企業(yè)開發(fā)出30kW以上燃料電池發(fā)動機。目前裝載北京億華通燃料電池發(fā)動機的客車租賃車隊（北京60輛燃料電池團體客車）和燃料電池公交車車隊（張家口74臺燃料電池公交車）已正式投入商業(yè)化運營；裝載上汽集團自主研發(fā)的燃料電池發(fā)動機的FCV80實現(xiàn)了百臺級的銷售和日常運營；上海重塑的燃料電池發(fā)動機裝載了500臺物流車投入商業(yè)化運營。

二、電池堆

電堆是燃料電池的主要成本，年產(chǎn)1,000套系統(tǒng)與年產(chǎn)50萬套系統(tǒng)，電堆占燃料電池成本分別為66%、42%。根據(jù)DOE的估算，車用80kW燃料電池系統(tǒng)成本平均為45美元/kW（年產(chǎn)50萬套的規(guī)模），其中燃料電池堆成本為19美元/kW。從成本敏感性因素分析來看，膜電極的比功率、貴金屬鉑的用量及膜成本是決定成本的關(guān)鍵因素。另外，輔助系統(tǒng)關(guān)鍵部件的成本為26美元/kW，空氣壓縮機、氫氣循環(huán)系統(tǒng)、增濕器的成本是關(guān)鍵因素。電堆是氫燃料電池的主要成本數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

電堆是發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)的場所，也是燃料電池動力系統(tǒng)核心部分，由多個單體電池以串聯(lián)方式層疊組合構(gòu)成。將雙極板與膜電極交替疊合，各單體之間嵌入密封件，經(jīng)前、后端板壓緊后用螺桿緊固拴牢，即構(gòu)成燃料電池電堆。電堆工作時，氫氣和氧氣分別由進口引入，經(jīng)電堆氣體主通道分配至各單電池的雙極板，經(jīng)雙極板導(dǎo)流均勻分配至電極，通過電極支撐體與催化劑接觸進行電化學(xué)反應(yīng)。

國外乘用車廠大多自行開發(fā)電堆，并不對外開放，例如豐田、本田、現(xiàn)代等。也有少數(shù)采用合作伙伴的電堆來開發(fā)發(fā)動機的乘用車企業(yè)，例如奧迪（采用加拿大巴拉德定制開發(fā)的電堆）和奔馳（采用奔馳與福田的合資公司AFCC的電堆）。

目前國外可以單獨供應(yīng)車用燃料電池電堆的知名企業(yè)主要有加拿大的Ballard和Hydrogenics，歐洲和美國正在運營的燃料電池公交車絕大多數(shù)采用這兩家公司的石墨板電堆產(chǎn)品，已經(jīng)經(jīng)過了數(shù)千萬公里、數(shù)百萬小時的實車運營考驗，這兩家加拿大電堆企業(yè)都已經(jīng)具備了一定產(chǎn)能，Ballard還與廣東國鴻設(shè)立了合資企業(yè)生產(chǎn)9SSL電堆。此外還有一些規(guī)模較小的電堆開發(fā)企業(yè)，例如英國的Erlingklinger，荷蘭的Nedstack等，在個別項目有過應(yīng)用，目前產(chǎn)能比較有限。

三、空壓機

空壓機則是空氣壓縮機，是車用燃料電池氫氧供應(yīng)系統(tǒng)的重要部件，它將常壓的空氣壓縮到燃料電池期望的壓力，由于燃料電池內(nèi)部的化學(xué)反應(yīng)對環(huán)境“苛刻”的要求，參與反應(yīng)的空氣（其中的氧氣）的溫度、濕度、壓力和流量需要空壓機進行控制與調(diào)整。常見的空壓機類型有滑片式、渦旋式、螺桿式與離心渦輪式等。

螺桿式空壓機的優(yōu)點是壓力/流量可以靈活調(diào)整、啟停方便、安裝簡單，缺點是噪聲大、體積大、質(zhì)量重和價格高，已在美國GM，PlugPower、加拿大Ballard等公司的燃料電池系統(tǒng)中采用。渦輪式空壓機容積效率較高，壓力與氣量連續(xù)可調(diào)，但尺寸和重量較大，本田和現(xiàn)代等公司已定制開發(fā)了空氣軸承的渦輪式空壓機。

目前國內(nèi)車用燃料電池空壓機基本依賴進口，國產(chǎn)的僅廣順空壓機在上汽有實際應(yīng)用。

四、氫氣循環(huán)泵

典型的氫氣供應(yīng)系統(tǒng)HSS包括高壓儲氫瓶、減壓閥、壓力調(diào)節(jié)閥、循環(huán)裝置(循環(huán)泵或引射器)、穩(wěn)壓罐、傳感器、各種電磁閥及管路等。HSS通過高壓儲氫瓶提供電堆所需的氫氣，根據(jù)電堆的工況特性，對氫氣進行調(diào)壓、加熱、加濕，并通過循環(huán)裝置對電堆出口氫氣進行循環(huán)利用。

為保證PEMFC穩(wěn)定高效運行，同時提高氫氣利用率，通常采用氫氣循環(huán)的方法，即氫氣把電堆內(nèi)部生成的水帶出后，經(jīng)水氣分離裝置將液態(tài)水分離，再將氫氣循環(huán)送回到電堆陽極重復(fù)使用，同時對新鮮氫氣進行加濕。

目前氫氣循環(huán)泵依賴進口，美國Park公司開發(fā)出氫氣循環(huán)泵可用于不同的氫燃料電池汽車。國內(nèi)目前沒有替代品，主要是由于氫氣循環(huán)泵的氫氣密封和水汽腐蝕和沖擊問題難以解決，國外也僅有幾家能夠提供解決方案。國內(nèi)雪人股份、廣順新能源、漢鐘精機等企業(yè)正在進行氫氣循環(huán)泵的研發(fā)。

五、加濕器

目前國際上的主流技術(shù)是Gas-to-Gas加濕器。國外已經(jīng)有許多廠家開發(fā)出加濕器，并已形成產(chǎn)品，能夠滿足備用電源到氫燃料電池公交車用加濕需要。如美國的Perma-Pure生產(chǎn)的管式加濕器、加拿大Dipont生產(chǎn)的板式加濕器、德國Mann-Hummel生產(chǎn)的板式和管式加濕器和德國FreudenbergFCCT生產(chǎn)的管式加濕器等。

六、儲氫瓶

車載供氫系統(tǒng)為燃料電池發(fā)動機提供燃料供給，分硬件和控制系統(tǒng)兩部分；硬件系統(tǒng)包括碳纖維纏繞鋁內(nèi)膽儲氫瓶、組合式瓶閥、溢流閥、減壓閥、壓力/溫度傳感器等組成。

我國使用的壓力為35MPa的碳纖維纏繞金屬內(nèi)膽氣瓶（III型）的儲氫密度為3.9%，通過提高壓力到70MPa可達5%；而采用碳纖維纏繞塑料內(nèi)膽氣瓶（IV型瓶）儲氫密度可以進一步提高到5.5%。我們在IV型氣瓶方面尚沒有掌握制造技術(shù)，在70MPa的III型氣瓶方面僅有研發(fā)成果，沒有產(chǎn)品。

七、制氫

我國氫氣產(chǎn)能超過2,000萬t/a，但生產(chǎn)主要依賴化石能源，消費主要作為工業(yè)原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規(guī)模較小。（1）氫氣供給：國內(nèi)由煤、天然氣、石油等化石燃料生產(chǎn)的氫氣占比接近70%，工業(yè)副產(chǎn)氫（焦?fàn)t煤氣、氯堿等）占比約為30%，電解水制氫占比不到1%。（2）氫氣需求：基本為工業(yè)用途，如合成氨、合成甲醇、石油煉化等；用于交通領(lǐng)域的燃料電池汽車占比不到1%。電解水占比不到1%，制氫依賴化石能源數(shù)據(jù)來源：公開資料整理加注站主要依靠氣氫拖車運輸數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

氫氣的生產(chǎn)工藝主要有蒸汽甲烷重整和電解制氫兩種。（1）重整制氫：根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，全球48%的氫氣是由天然氣通過蒸汽甲烷重整工藝（SMR）生產(chǎn)，即在高溫、催化劑的作用下，甲烷和水蒸氣發(fā)生的反應(yīng)生成氫氣的過程。用這種方法大規(guī)模生產(chǎn)氫氣的成本主要由天然氣價格決定，例如目前美國天然氣的價格是0.9美元/kg，歐洲的天然氣2.2美元/kg，日本的天然氣3.2/kg。

電解制氫。電解法是通過施加一個直流電把水分離成氫氣和氧氣，把電能轉(zhuǎn)化成化學(xué)能。2014年，全球大約安裝了8GW電解能力的電解氫設(shè)備。不同類型的電解槽可以按電解質(zhì)和電荷載體的不同，分成堿性電解槽、質(zhì)子交換膜（PEM）電解槽和固體氧化物（SO）電解槽等。堿性電解槽是目前最成熟的技術(shù)，并且投資成本比其他的電解槽要低很多，但是PEM電解槽和SO電解槽更有希望降低成本和提高效率。電解氫的成本取決于電力成本以及電解槽的投資成本。為了最大限度地降低電力成本，很多電解氫的設(shè)備選擇接入價格低廉的可再生能源，如光伏和風(fēng)電。

八、儲運

通常制氫后得到的氫氣通過壓縮途徑儲存。將氫氣通過壓縮機壓縮，存儲在中低壓壓力等級的儲氫罐。當(dāng)制得的氫氣量足夠大時，利用地下氣穴儲存，地下存儲的氫氣壓力水平范圍為2MPa至18MPa。若設(shè)備允許，氫氣可以通過低溫液化，儲存到低溫儲氫罐，其儲氫量相比壓縮儲氫要大得多；同等空間下，壓縮儲氫提供氫儲量100kWh，而低溫液態(tài)存儲可達100GWh。對于壓縮氫氣儲氫，壓縮機是儲氫的關(guān)鍵技術(shù)。

九、運輸

相比上游制氫行業(yè)，氫能儲運和加注產(chǎn)業(yè)化較為滯后。壓縮氫氣與液態(tài)、固態(tài)和有機液體儲氫技術(shù)相比相對成熟，但產(chǎn)業(yè)化仍有距離。我國壓縮氫氣主要通過氣氫拖車和氫氣管道兩種方式運輸。

（1）氣氫拖車：裝運的氫氣重量只占運輸總重量的1%~2%，比較適用于運輸距離較近、輸送量較低、氫氣日用量為噸級或以下的用戶。目前，國內(nèi)加氫站的外進氫氣均采用氣氫拖車進行運輸。

（2）氣氫管道：運輸應(yīng)用于大規(guī)模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。國外氣氫管道輸送相對國內(nèi)較成熟，美國、歐洲已分別建成2400km、1500km的輸氫管道。我國目前氫氣管網(wǎng)僅有300~400km，最長的輸氫管線為“巴陵-長嶺”氫氣管道，全長約42km、壓力為4MPa。

十、加氫站

加氫站是燃料電池汽車供應(yīng)鏈中一個至關(guān)重要的因素，提供加氫站網(wǎng)絡(luò)建設(shè)是普及燃料電池車的先決條件。加氫站的設(shè)置在很大程度上是由每日氫燃料的需求量、車載氫燃料的儲存方式，以及氫燃料的制造和運輸方式等決定的。

不同規(guī)模的加氫站采用不同的運輸方式。一個小的加氫站初始階段可能每天只需要50kg到100kg，但是在成熟以后的市場里，加氫站每天可能會需要2,000kg氫燃料。對于小加氫站，可以采用氫氣氣體罐運輸或者現(xiàn)場制氫，而對于日用氫量大于500kg且沒有現(xiàn)場制氫的加氫站，液化運輸和管道運輸是最好選擇。

2018年全球運營的加氫站數(shù)量達到369座，主要分布在日本、美國、德國，前三個國家擁有全球2/3的加氫站。其中，日本運營數(shù)量102座，美國77座，德國66座，法國17座，英國17座，中國15座。運營的369座加氫站中，其中273座對外開放，其余的僅限對公共汽車等開放。2018年全球運營的加氫站達到369座數(shù)據(jù)來源：公開資料整理全球加氫站主要分布在美國、日本、德國數(shù)據(jù)來源：公開資料整理全球范圍來看，我國加氫站建設(shè)相對緩慢。（1）氫能需求不足，導(dǎo)致加氫站投入平均成本過高、難以大規(guī)模鋪設(shè)；（2）國內(nèi)加氫站成本過高，建設(shè)及運營經(jīng)驗不足，加氫站建設(shè)運營管理制度體系缺位，加氫站建設(shè)運營等行政審批程序不通暢等多方面因素，又使得我國加氫站推廣緩慢。2018年全球最多的加氫站數(shù)量數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

加氫站成本構(gòu)成主要為壓縮機。根據(jù)交能網(wǎng)數(shù)據(jù)，目前加氫站建設(shè)成本較高，我國一個日加氫能力為200kg的加氫站成本約為1,000萬元，歐洲同等量級的加氫站所需成本與國內(nèi)相當(dāng)。

運營成本方面，能耗來自增壓設(shè)備和冷卻設(shè)備的能耗，低溫液態(tài)加氫，不需要冷卻裝置，增壓能耗較低，因此液態(tài)加氫站的運營成本也相對氣體加氫站較低；但如果制氫地點與加氫站距離較近時，氫氣液化和液態(tài)氫氣的運輸成本都更高，將導(dǎo)致終端成本較高。因此，加氫站的設(shè)計應(yīng)當(dāng)因地制宜，綜合各項成本。

終端用氫成本主要包括制氫、儲氫、加氫等三部分。根據(jù)調(diào)查數(shù)據(jù)測算，終端用氫價格在35-50元/kg，預(yù)計隨著用氫規(guī)模擴大、技術(shù)進步等，用氫成本將下降至25-40元/kg。

由于產(chǎn)量規(guī)模較小，我國燃料電池成本較高。對于燃料電池汽車，目前國內(nèi)車用燃料電池成本還高達5,000元/kW以上，因此整車成本遠高于動力電池汽車和燃油車。目前制約燃料電池車應(yīng)用的最大因素也是車的成本太高，主要是由于燃料電池組產(chǎn)量低，使得單價居高不下。

隨著生產(chǎn)規(guī)模的擴大，燃料電池成本有望大幅下降。根據(jù)美國能源部（DOE）由學(xué)習(xí)曲線做的燃料電池成本和產(chǎn)量關(guān)系的測算，基于2020年的技術(shù)水平，在年產(chǎn)50萬套80kW電堆的規(guī)模下，質(zhì)子交換膜（PEM）燃料電池系統(tǒng)成本可降低到40美元/kW（約合260元/kW），即80kW燃料電池汽車的電池系統(tǒng)總價約2萬元。而按照國際能源署預(yù)測，2030年鋰離子電池系統(tǒng)成本有望降低至100美元，同等水平的60kWh動力電池車電池系統(tǒng)總價約為4萬元。基于2020年技術(shù)水平，假設(shè)年產(chǎn)50萬套產(chǎn)量，燃料電池系統(tǒng)成本可降至45美元/kw數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

從長期來看，未來燃料電池汽車成本有望比動力電池汽車更低，和燃油車的成本相當(dāng)。燃料電池成本下降速