氢能源产业链梳理专题报告：制氢、运氢、用氢
1、制氢端：电解槽是制氢过程的核心设备，海外空间比国内大。
制氢工艺主要包括煤制氢、天然气制氢等化石能源制氢、工业副产制氢和电解水制氢三种方法。 未来，绿氢占比有望快速提升并占据主导地位。 根据制氢工艺和碳排放的不同，氢能主要分为灰氢、蓝氢和绿氢三类。 灰氢是指通过化石燃料燃烧产生的氢。 蓝氢是指以灰氢为基础，结合碳捕获与封存（CCS）技术生产的氢气。 绿氢是指利用可再生能源等电能通过电解过程生产的氢。 该工艺可实现零碳排放。 煤制氢的短期成本更具优势，而长期电解水制氢则具有更大的零碳排放潜力。
化石能源制氢：主要通过煤、石油或天然气与水蒸气反应获得H2和CO，然后通过CO变化、H2提纯等过程生产高纯度氢气。 该方法成本低、产量大，但碳排放量高。
工业副产物制氢：采用变压吸附法（PSA法）回收净化富含氢气的工业废气来生产氢气。 工业副产氢的资金投入和原材料投入均低于化石能源制氢，具有成本和环保优势。
可再生能源制氢（电解水）：利用可再生能源产生的电能在电解槽的阴极发生还原反应产生氢气。 电解水制氢过程简单，无温室气体排放。 这是最清洁的制氢方法。
2021年以来氢能产业快速发展，2023年电解槽累计招标量将超过2.3GW，同比大幅增长。 预计2024年国内电解槽需求将大幅增长。2022年，国家发改委、国家能源局联合发布《氢能产业中长期发展规划（2021-2035年）》 ）”，明确氢能作为战略性新兴产业的重点方向。 随着新能源发电规模的扩大和发电成本的降低，电解水制氢成本较往年大幅下降。 大量绿氢项目落地，电解槽需求大幅增长。 据索比氢能介绍，23Q1-3Q共公布电解槽中标19个，总中标金额2341.025MW。 2023年12月12日，中国能源集团公布了2023年制氢设备集中采购项目中标单位，共采购电解槽125台。 中国能建新项目中标公布后，2023年电解槽招标累计规模将达到更高（其中800~为SOEC招标），预计2024年国内电解槽需求将大幅增长。
1.1电解水制氢成本约为16.6元/公斤，未来经济性有望进一步提高
水电解短期制氢的经济效益低于其他制氢方法。 长期来看，我们判断，随着单一电解槽产量的增加以及可再生能源发电比例的提高，电价将会下降，电解水制氢的成本效益有望提高。 煤制氢：当煤价200-1000元/吨时，制氢成本为6.77-12.14元/公斤，更适合集中制氢的规模化生产方式工厂。 天然气制氢：随着天然气价格的变化，制氢成本可从7.5元/公斤上升至24.3元/公斤，其中天然气原料成本占70~90%。 此外，由于我国天然气资源有限、硫含量高、加工工艺复杂，国内天然气制氢的经济性远低于国外。
工业副产氢：除焦炉煤气副产制氢成本较低（约0.83~1.33元/Nm3，折合约9.3~14.9元/kg）外，其他类型制氢成本较低工业副产氢的成本大多为1.2~2元/kg Nm3，折算成1公斤相当于11.2标准立方米，工业副产氢制氢成本范围为13.44元~22.40元/kg。
电解水制氢：以碱性设备为例，为简化计算，假设不包含土建及设备维护费用 1）假设电解槽整套设备造价为950万元，折旧年限为15年; 2）氢气每立方米电耗5kwh，一公斤氢气消耗10公斤水，设备启停、维护需要4人； 3）生产能力1000标准立方米/小时。 电解槽工作时间为8小时/天，总计300天/年。 据测算，如果电价低至0.15元/千瓦时，电解水制氢成本为13.1元/公斤，略高于煤制氢成本上限。 以广东省五市（广州、珠海、佛山、中山、东莞）最新电价0.21元/千瓦时（2021年10月起）计算，电解水制氢成本约为16.6元/公斤。 未来，随着可再生能源发电比例的增加，电价有望进一步下降，这将增强电解水制氢的经济性。
1.2电解槽占制氢设备价值的50%以上，而电是电解水制氢的主要成本。
电解槽是电解水制氢的核心设备。 电力成本和设备成本构成电解水制氢的主要成本。 电解槽是电解水制氢设备的重要组成部分。 其工作原理是水分子通电后，发生电化学反应，组成水分子的氢和氧分离。 与其他制氢方法相比，电解水制氢具有氢气纯度高、零碳排放等优点。 资料显示，电解水制氢成本主要由电力成本和设备成本组成。 电力成本占电解水制氢总成本的70%以上，设备成本约占14%。 据北极星氢能网统计，碱性和质子交换膜水电解制氢的耗电量约为1标准立方米氢气5度电。 那么单槽产量1000标准立方米每小时的电解槽设备的耗电量就是5000度电，电价成本是电解水制氢的成本关键。 根据《珠海氢能发展规划文件》，我们测算目前电解槽成套设备价格约为8-1000万元。
电解水制氢设备主要由电气设备、电解槽、气液分离干燥净化系统组成。 电解槽占设备成本50%以上。 一套完整的电解水制氢设备主要由电气设备（供电系统）、电解槽、气液分离干燥净化系统及其他辅助系统（补水、电控、热处理等）组成。 其中，电气设备为电解槽体提供电源并控制/调节设备的压力； 电解槽是电解水制氢设备的主体，通过添加电解液来分离氢气和氧气； 气液分离干燥纯化系统将电解液分离成氢气，同时进行分离干燥纯化，生产高纯度氢气产品； 其他设备包括补水装置等。电解过程需要大量的水。 从目前主流的水电解制氢解决方案（碱性电解槽，PEM）来看，电解槽仍然占设备成本的最大部分。 据资料显示，电解槽成本约占整体设备成本的50%，动力设备、气液分离干燥净化设备成本约占15%/15%。
从产业链来看，电极和隔膜是电解槽设备的核心壁垒。 1）电极：电极主要采用纯镍电极材料。 它以镍网为基体，喷涂雷尼镍催化剂。 它是水电解反应发生的地方，影响电解槽的产氢效率。 原材料镍基电极通常是外购的，喷涂技术是一大障碍。 2）隔膜：隔膜一方面隔离阴极产生的氢气和阳极产生的氧气，保证出口气体的纯度； 另一方面，隔膜与电解液相容，降低了电解槽的内阻和能耗。 性能良好的分离器需要同时具有高气密性（实现氢氧分离）和低内阻（实现更低的功耗）。
从迭代方向来看，我们判断电解槽主要向大产量、高效化、智能化方向发展。 大型单罐设备：目前市场主流设备容量以1000标准立方米为主（即单台设备每小时可产氢1000标准立方米，1公斤=11.2标准立方米）米，1000标准立方米约为90公斤）。 所有制造商都致力于提高单罐的氢气产量，从而扩大产量，增加收入。 提高单槽产能主要可以通过1）增加电解室数量来增大电解槽容积，但这很容易造成电解槽中心部分下沉，影响电解槽气密性等问题。设备; 2）提高设备的电流密度以提高产氢量，但对设备技术提出了更高的要求，如采用内阻更小的隔膜，可以在保持能耗的同时提高设备的电流密度，降低投资成本。 高效率：提高设备转化效率意味着在相同能耗水平下生产更多的氢气。 目前碱性电解槽的转化效率较低。 SOEC在高温下的理论转化率可达100%。 然而，材料降解率较高。 平衡设备生命周期和转化效率后，性价比低于碱性电解槽。 我们认为，提高转换效率的核心在于降低设备的直流功耗，领先企业在提高效率方面相对更擅长。 智能化：现阶段电气设备和其他辅助设备主要调节电解槽体的电源和电压以及控制电解液浓度。 未来，随着可再生能源的快速扩张和叠加储能规模的快速增长，我们判断设备智能化将是一个主要发展方向，即控制设备主体将升级为控制设备主体控制设备、可再生能源和储能系统。
1.3 海外电解槽需求大于国内需求，预计2030年海外电解槽装机容量将超过200GW
国内空间：2021年起行业快速增长，预计2030年电解槽规模将突破80GW。据高工产研统计，2021年我国水电解制氢设备市场规模将突破9亿元，出货量超350MW 。 据华夏能源网预计，2022年中国碱性电解槽总出货量约为800MW，同比翻一番。 目前，各厂家积极进军电解槽领域，全国范围内绿氢项目的实施正在加速。 我们判断今年行业需求仍可翻倍。 以2030年我国制氢量3715万吨和电解水制氢500万吨计算，我们预计2030年电解槽规模预计将超过80GW，对应市场规模约1160亿元，与2022年的水平相比有广阔的增长空间。
海外空间：预计到2030年欧洲、中东、印度电解槽规模将达到200GW。
欧洲：预计2030年欧洲电解槽累计装机量将达到100GW。预计2030年欧洲电解槽累计装机量将达到100GW。据报道，欧洲电解槽制造商预计年产能将扩大至2025年达到25GW，2030年累计装机将达到100GW（考虑到设备效率58%-64%，生产1000吨氢气需要电解槽规模90-100GW）。 短期碱性电解槽设备比PEM具有成本优势。 按每台设备5MW计算，2020年海外碱性电解槽和质子交换膜电解槽的成本中位数分别为360万美元/530万美元。 根据ITM财报，预计到2029年PEM设备成本下降约50%（降价后的PEM电解槽约1800万元/台）。 届时，电解水制氢的经济性有望进一步提高，形成目前主流灰氢的持续替代。 ，有广阔的成长空间。
中东：具有绿色制氢的地理优势。 理想条件下，2030年电解槽累计装机容量约为46.3GW。 中东地区具有绿色氢生产的地理优势（丰富的太阳能）。 中东大多数国家拥有丰富的太阳能和绿色制氢的地理优势。 其中，沙特氢能布局快速推进。 2021年10月，沙特提出计划到2030年生产和出口约400万吨氢气。假设2030年绿氢生产和出口均以单台1000标准立方米设备和日运行时间计算按16小时计算，到2030年沙特电解槽装机容量将达到9259台（按5MW功率/台计算，累计装机容量约为46.3GW）。 Air于2020年7月宣布了用于氨生产的大型绿色制氢项目，总投资约50亿美元。 该项目将与ACWA Power合作，在未来的沙特城市NEOM由4GW可再生能源供电。 此外，该公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施，包括将氨转化为氢气供公共汽车、卡车和汽车使用的仓库。 该项目预计将于2025年开始运营。
印度：预计2030年电解槽累计装机容量约为57.9GW。据PV统计，印度年氢气消耗量约为600万吨，主要用于氨、甲醇生产和炼油厂。 2021年4月，印度氢能联盟（IH2A）成立，提出到2070年实现100%碳中和的目标。2021年8月，印度制定国家层面的绿氢计划，到2030年生产500万吨绿氢按单台设备1000标准立方米、日运行时间16小时计算电解槽装机容量，到2030年印度电解槽累计装机容量将达到11600座（按5MW功率/台计算）。累计装机容量约为57.9GW）。
2、氢储运：承前启后，是氢能规模化、多元化应用的重要基础。
现阶段我国绿氢供需存在一定程度的错配，氢储运是解决行业发展瓶颈的重要途径。 现阶段国内绿氢项目大多在内蒙古实施，该地区风景秀丽、太阳能资源丰富。 主要用于替代工业氨合成、甲醇合成等项目中的灰氢，主要通过现场消耗的方式。 但我国化工园区主要分布在华东地区和环渤海地区，与目前绿氢落地地区存在一定程度的供需错配。 因此，氢气储运是氢能规模化、多元化应用的重要基础。 目前，气态氢储运是主流的储运方式，其中长管挂车适用于200公里以内的短距离和运输量较小的场景。 近期，管道氢气运输进入新的发展阶段，氢气储运有望迎来快速发展。
2.1 氢气密度极低，易燃易爆，给氢气的储存和运输带来困难。
氢气具有密度低、常温常压下易燃易爆的特点，因此氢气的储存和运输较为困难。 据百科资料显示，氢气易燃易爆。 当空气中氢气浓度在4.1%～74.8%之间时，遇明火可引起爆炸。 氢气的密度较低，约为0.089g/L，仅为空气的1/14。 地球上已知密度最小的气体。 氢气的储存和运输需要将氢气压缩成较小的体积，以提高储存和运输能力。 另外，金属材料长期在含氢介质中使用时，会因吸氢或渗氢而导致材料的力学性能严重下降，容易发生“氢脆”。 因此，必须关注储氢材料和氢气运输环境，确保氢气储存在环境中。 运输过程中的安全。
2.2氢气储运：气态储运是目前主流方式，储氢瓶组件国产替代仍有空间。
2.2.1储氢：III、IV型气态储氢瓶应用广泛，核心部件依赖进口，成本较高。
储氢主要有气态储氢、液态储氢、固体储氢等方法。 目前气态储氢是现阶段主要的储氢方式，因为现阶段技术最成熟。
气态储氢：高压气态储氢的工作原理是通过高压压缩氢气，以高密度气态形式储存。 是现阶段最成熟的储氢技术。 高压储氢瓶是氢气储存和运输的关键部件。 储罐材质影响储氢密度，进而影响储氢规模和能耗水平。 目前，气态储氢多采用20MPa钢制储氢瓶储存，并通过长管拖车运输。 具有初始投资成本低、能耗低的特点。 但由于储罐运输规模较小，该方法仅适用于短距离、小规模运输。
液氢储存：低温液氢储存的工作原理是通过高压低温（-253℃）条件将氢气液化。 常温常压下液态氢的体积密度是气态氢的845倍。 与气态氢储存相比，液氢储运效率更高，适合大规模、长距离运输，但初期投资成本较高（液化设备投资较大），能耗较高。 目前液氢储存在国外应用广泛，国内主要应用于航空等高端领域。
固态储氢：固态储氢的工作原理是物理吸附（活性炭、碳纳米管等）或化学氢化物（镁、铁基储氢合金等金属氢化物的可逆吸附和释放）储氢。 目前，镁基储氢是最有前途的固态储氢材料之一。 固态储氢储氢密度高、安全性好、氢气纯度高，但充放氢成本高（需要热交换）。 目前固态储氢产业化进程缓慢，主要是由于1）现有固态储氢材料的重量储氢率较低（如可逆储氢容量最高的TiV固溶体材料仅为2.6） wt%）或吸放氢温度过高、循环性能差等问题（导致使用寿命短，影响经济性）； 2）固态储氢多处于示范应用阶段，储氢材料多处于实验室或中试阶段，制造批量小，产量低。 压力容器、阀门、管道等配件的加工成本较高，使得固态储氢系统的成本相对较高。
大多数燃料电池汽车储氢瓶采用碳纤维材料制成的III型和IV型储氢瓶。 车用气瓶主要分为四种类型。 大多数燃料电池汽车储氢瓶采用III型和IV型。 I型瓶由金属钢制成； II型瓶以金属为主，外层包裹玻璃纤维复合材料； III型和IV型瓶主要以碳纤维增强塑料材料为主，前者有金属内胆，后者有塑料内胆，气瓶重量轻，单位质量储氢密度高，外部由碳纤维增强塑料缠绕而成。 目前国内主流车载储氢瓶仍为35MPaⅢ型瓶。 储氢瓶的核心材料和部件，如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口，成本较高。
2.2.2氢气运输：长管拖车适合中短距离运输，管道氢气运输进入新的发展阶段。
主流氢气运输主要包括长管拖车和管道氢气运输。 对于中短途运输，气氢拖车方式更为经济，因为它节省了液化费用和早期管道建设费用。 当氢气使用规模扩大、运输距离增加时，将采用液氢罐车、氢气输送管道等解决方案。 经济优势十分明显。 液氢罐车运输方式与20MPa气氢拖车相比，单车运输量可增加9倍，装卸时间减少1倍。
天然气和氢气的储存和运输成本随着运输距离的增加而增加。 同等运输距离下，高压储氢成本优势显着。 根据《氢能供应链成本分析》（张旋等主编），该文件以长管拖车为例，计算了氢气运输的成本。 假设①长管挂车满载氢气质量为350kg(20MPa)/(50MPa)，管束氢气残留率为20%； ②氢源距加氢站100km，加氢站氢气消耗量500kg/天； ③挂车百公里油耗25L，柴油价格6.5元/L； ④拖车头及管材70万元，10年直线折旧； ⑤每辆车配备司机1名、装卸操作工1名，人员及车辆保险费用11万元/年，车辆维修及通行费合计约1元/公里； ⑥ 每个氢气压缩过程消耗1kWh电/kg，电价0.6元/kWh； ⑦氢能运输毛利润15%。 当运输距离为50km时，氢气的运输成本为4.90元/kg； 运输距离500公里时，运输成本近21.75元/公斤。 运输成本随着运输距离的增加而增加。 另一方面，随着运输距离的增加，高压条件下的成本优势变得明显。 当运输距离为200km时，50MPa的氢气运输成本比20MPa的氢气运输成本降低约5.54元/kg。 我们判断，高压值的钢瓶储氢瓶将是未来高压气氢储运的发展方向。
国内长距离输氢管道进入新的发展阶段。 同样距离，管道运输氢气的成本仅为氢气拖车的1/5。 2023年4月10日，中国石化宣布，“西气东输”输氢管道示范工程已纳入石油“全国天然气一网”建设实施方案。 国内长距离输氢管道进入新的发展阶段。 管道起止点为内蒙古乌兰察布—北京燕山石化，全长400多公里，一期输送能力10万吨/年，远期提升潜力50万吨/年保留。 管道建成后，将用于替代京津冀地区现有化石能源制氢和输氢。 与长管拖车相比，管道更适合大面积、长距离运输氢气。 根据《中国氢能产业发展白皮书》，100公里管道运输氢气成本约为1.2元/公斤，是同等距离气制氢拖车成本的1/5 ; 当距离达到500公里时，管道运输氢气的成本约为3.02元/公斤，同等距离约为3.02元/公斤。 气氢拖车成本为1/6（20元/公斤）。
3、加氢站：上游氢气生产端与中下游储运、氢气消费端的重要枢纽。 生产加油一体化站投资回收期较短。
加氢站是上游氢气生产、储存和运输以及下游氢燃料电池汽车应用的重要枢纽。 未来经济有望逐步好转。 通常，加油站由氢生产系统，压缩系统，存储系统，填充系统和控制系统组成。 纯化的高纯净氢是从站外或站内产生的，并通过氢压缩系统压缩到一定压力。 加压氢存储在固定的高压容器中。 当需要填充氢时，在氢化站的固定高压容器和车辆安装的氢存储之间，通过填充系统迅速将氢填充到车辆安装的氢存储容器中容器。
3.1成本分解：压缩机，氢存储设备和氢化设备的总成本约为44％
就价值分布，压缩机，氢存储设备和氢化设备的总成本占44％。 根据清晰的氢研究所的说法，为了简化计算条件，而无需考虑土地成本，并说“第8章的联合人员：时间和成本为100”，35MPA/70MPA，每日氢供应能力为180kg，每日氢气供应能力，和250公斤的存储容量。 用于氢供应的高压加油站的建设成本为200万美元（以2024年2月1日的7.18汇率转换，建筑成本约为1400万元）。 在此阶段，由于氢能主要基于演示操作项目，因此车时和加油频率很低，因此在此阶段，加油站的获利能力很弱。 未来氢加油站的经济改善将主要来自政府支持的改善，核心设备的本地化以及促进综合制造和加油站模型的促进。 如果考虑到氢运输的成本（假设运输距离为50公里，氢化站的使用寿命为15年），则燃气管道拖车的运输成本为5元/千克（50公里），则成本燃气拖车通过氢运输的运输约为684万元（250kg /day*5 ran） /kg*365天*15年），外部提供的氢高压氢化站的总成本约为2084万元（约2084万元）（施工耗资1400万元 +氢运输的成本为684万元）； 管道氢运输成本约为164万元（250千克/天*1.2元/千克*365天*15年），外部提供的外部氢高压氢加油站的总成本约为1564亿元（建筑成本14百万元 +氢运输的成本为164万元）。 如果运输距离大于50公里，则预计外部提供的高压氢加油站的总成本将进一步增加。
目前，我国的所有加油站都是高压氢的存储和加油站。 氢化站的技术途径包括外部提供的高压氢加油站，外部提供的液体氢加油站以及内部生产的氢化站。 在氢化站的成本结构中，氢存储瓶，压缩机和氢化系统分别占成本的18％/13％/13％，约占氢化站总投资成本的44％。 在此阶段，外部提供的高压氢加油站的建设成本最低，随着生产规模的扩大，将有降低成本的空间。
3.1.1高压氢存储设施：成本约为18％，成本随氢存储压力的增加而增加。
高压氢存储设施具有氢存储和压力缓冲功能。 国内氢化站主要使用高压氢存储瓶组和高压氢储罐作为固定氢存储设施。 氢化机器的基本组件包括盒子，用户显示面板，氢化端口，氢化软管，拉式阀，流量测量，控制系统，过滤器，防流保护，管道，管道，阀门，管道配件和安全系统以及其他辅助系统等等。根据宁波材料研究所的特殊纤维部，中国科学院，北极星氢能网络，35MPA压力IV瓶的总成本约为2,865美元（相当于19,711 yuan）。 就氢存储系统的成本结构而言，碳纤维复合材料占成本的近80％。 当压力增加到70MPa时，氢存储瓶的总成本增加到3,490美元（相当于约24,011元）。 随着压力的增加，氢存储瓶的成本增加。
3.1.2压缩机：成本约为13％。 预计国内替代将降低设备成本。
压缩机是氢化站的核心设备，在氢加压中起着重要作用。 氢压缩机的性能会影响氢气质量，填充效率和填充压力，这是氢加油站的核心设备。 根据电势链，当前的国内氢化站主要使用隔膜压缩机和液体驱动压缩机，占2022年的压缩机施用类型的66％/32％。压缩机具有高气体纯度，并且在我的氢化站中广泛使用国家，但是他们的单机置换量相对较小。 液体驱动的压缩机具有较大的单机位移，但可能会污染氢。 目前，压缩机设备仍然依赖进口。 根据“中国氢加油站行业发展蓝书2022”的说法，进口和国内压缩机的比例约为68％/32％。
压缩机具有广泛的应用程序场景。 高压气态氢的存储使用高压将气态氢压缩到体积中并存储。 此过程中的关键设备是压缩机和氢存储瓶。 压缩机将氢加压并降低氢储存密度，并广泛用于氢能产物链中。 从氢生产方面，氢生产厂需要将生产的氢压缩到氢存储瓶中。 从存储和运输侧，需要使用压缩机在运输过程中为氢供电。 从应用方面，需要通过压缩机再次压缩氢以进行存储。 根据压缩机技术公共帐户（由Jia 等）发布的“氢气站压缩机的发展状况和前景”，35MPA固定站氢化应用程序场景是一个例子。 长管拖车的进出压力为20MPA，离开压力为5〜6MPa。 该站配有高，中和低三级氢储罐，储罐压力水平分别为45/35/25MPA。
3.1.3氢化机：成本约为13％，定位程度很高。
氢化机的主要功能是重新填充氢燃料电池车辆的机载氢存储瓶。 氢化机的出现与汽油油箱的外观相似。 它的基本组件包括一个盒子，用户显示面板，氢化端口，氢化软管，拔下阀，流量计，安全系统等。核心组件高度局部。 氢化机的填充端口可在35MPA和70MPA型号中使用。 一些氢化机仅配备了35MPA型号，有些机器配备了35MPA/70MPA型号。 我国加油站的规模增加了，成本优势促进了氢气存储和运输的工业发展。 截至2020年底，中国总共建立了118个氢化站，有167个正在建设/计划中； 根据中国氢能联盟的说法，到2050年，中国的氢化站数量将达到10,000。我们判断中国在建筑成本和人工成本上可能具有优势，因此国内加油站的全面建筑成本可能低于其他世界各国。
3.2发展趋势：综合制造和加油站的投资回收期更快，预计将来将成为氢加油站的主流方向
综合生产和加油站可以节省氢运输成本，并有望成为将来加油站的主流发展趋势。 综合的氢生产和氢化是指通过在氢化站设置氢生产设备整合氢生产和氢化的构建方法。 制备氢后，将其通过纯化系统纯化，然后将氢传递到压缩机中，存储并补充氢化车辆。 。 集成的氢生产和加油站可以节省高成本的氢运输成本。 电力是运营成本的关键。 预计它将成为电力价格补贴支持的地区中加油站的发展趋势。
根据潜在的银氢链，基于2023年的35元/千克氢化价格（示范城市组的氢价格要求），每天的平均电源加油负荷和整合站基本上可以达到30％。 收支平衡; 平均每日填充负荷超过70％，而无需经营补贴就可以实现填充的利润。
智囊团预测，到2025年，国内加油站的数量将增加到1,0005。根据中国氢能联盟制定的工业发展路线图，预计到2050年，国内氢化站的数量将超过10,000 。
4.氢端：预计燃料电池车将迅速发展，加油站是重要的支持设施。
目前，燃料电池车的限制受燃料电池和氢加油站的高成本的限制。 预计在政策催化下，燃料电池车的发展预计会加速。 从下游氢使用的角度来看，燃料电池车是主要的应用情况，但是在此阶段开发很慢，主要是由于1）燃料电池车的高生产成本。 根据科学技术的官方帐户，芬格伦（）的购买成本目前大约是柴油车辆的购买成本3次。 根据“新能源商用车的白皮书”，预计预计氢气卡车的TCO成本预计将等于2030年左右的燃料和纯电动重型卡车的成本； 2）支撑基础设施氢化站的施工成本很高，单座氢化站的成本（具有35MPA的单个氢化站的施工成本，每日氢供应/氢存储容量为180kg/250kg约1400万Yuan）是加油站和充电站的几倍。 在此阶段，随着政策支持的增加，预计成本将在增加规模效应后逐渐下降，预计氢燃料电池汽车将迅速发展。
燃料电池汽车的高成本主要是由于1）燃料电池的高成本（催化剂中的贵金属铂含量很高，提高了整体成本）； 2）燃料电池车辆的输出很低，此阶段没有比例效应。 根据该论文的官方说法，氢能汽车的动力总成价格接近200,000元。 目前每年的氢能车辆生产约为1,000辆。 该产量对应于电池成本约为180美元/kW，因此100kW电池堆栈的成本约为126,000元。
4.1氢燃料电池：使用氢能的主要方法之一。 在此阶段，燃料电池车的成本高于纯电动和燃料重型卡车的成本。
燃料电池汽车在功率和能量密度方面具有更大的优势，并且更适合具有较大负载的工作环境。 燃料电池车是一种新的能源车辆。 它的燃料电池使用氢，甲醇等作为燃料来通过化学反应发电并驱动电动机。 在氢燃料的细胞中，氢气通过堆栈中细胞的阴极进入介电层，并将其分解为质子和电子。 质子穿过介电层并移至阳极，在那里它们与氧气和电子结合形成水。 电子将通过电路流回阴极，形成电流并启动电动机以驱动车辆。 氢燃料电池堆栈通常由多个电池电池组成。 与纯电动汽车相比，燃料电池汽车在功率和能量密度方面具有更大的优势，并且更适合具有较大负载的工作环境。 从氢燃料到液体氢后，其优点将更加明显。 但是，目前的燃料电池汽车成本太高，支持设施不足以满足商用车所需的30,000小时使用寿命（目前为15,000至20,000小时）。
质子交换膜燃料电池（PEMFC）是目前用于燃料电池车辆的主流技术。 2020年9月，五个政府部门和委员会共同发出了“进行燃料电池车辆的示范应用通知”，该通知阐明了8个核心组件（堆栈，氢循环系统，空气压缩机，膜电极，双极板，催化剂板，催化剂，碳纸，碳纸，碳纸，碳纸，碳纸，交换膜））作为技术突破的重点。 根据电解质的类型，可以将氢燃料电池分为质子交换膜燃料电池（PEMFC），碱性燃料电池（AFC），磷酸燃料燃料电池（PAFC），熔融碳酸盐燃料电池（MCFC），固体氧化物燃料燃料电池（SOFC）等。当前在车辆燃料电池堆栈中使用的主流技术是质子交换膜燃料电池（PEMFC）。 PEMFC使用质子交换膜作为电解质层和贵金属铂作为催化剂。 它的优势是高功率密度，轻巧，长寿，快速启动和低工作温度。 缺点是该过程是复杂，昂贵的，需要使用高纯度燃料。
4.2成本分解：堆栈催化剂中贵金属铂的高含量驱动了燃料电池的整体成本。
燃料电池系统和氢存储系统约占车辆总成本的65％。 燃料电池堆中的催化剂具有较高的铂含量，可以提高燃料电池的整体成本。 就氢燃料电池汽车的成本而言，燃料电池系统（燃料电池 +空气供应，氧气供应，加湿和热交换，控制系统等）和氢存储系统约占总数的65％车辆成本。 其中，堆栈由串联堆叠的多个单个单元组成，两侧的膜电极和双极板形成了堆栈的单个单元。 在价值分布方面，燃料电池堆栈约占燃料电池成本的30％，其次是身体成本和氢存储系统，分别占总成本的23％/14％。 进一步拆除堆栈的成本结构表明，催化剂，双极板和质子交换膜分别占堆栈成本的约36％/23％/12％，共同占堆栈成本的71％。 催化剂成本的高比例主要是由于堆栈催化剂主要是贵金属铂，该白金铂金的成本很高。 将来，燃料电池的成本降低方向将主要是通过技术迭代来减少铂金属含量。
4.3潜在空间：2025年的燃料电池汽车数量约为50,000，对应于22-25岁的CAGR的60％
随着核心组件的定位以及量表效应的局面，预计将来的燃料电池系统成本将大大下降。 将来，随着催化剂/质子交换膜的定位，碳纸堆的功率密度的增加，空气压缩机和循环泵的定位以及通过提高核心材料性能的提高带来的单位成本降低，成本预计燃料电池系统将会大幅下降。 根据氢能技术边界公共帐户的说法，当生产达到10,000台时，燃料电池系统的成本将下降约60％。
“氢能产业开发的中期和长期计划（2021-2035）”提出，到2025年，国内氢燃料电池汽车的数量将达到50,000。 2021年，中国的氢燃料电池汽车数量将约为9,000，在2022年的数量将进一步增加到12,300。“氢能产业发展的中期和长期计划（2021-2035）”提出了这一点。 2025年，将有大约50,000辆燃料电池车。
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选定的报告资料来源：[未来智囊团]。智囊团网站