1. 全球能源结构加快转型，推动氢能产业发展
1.1 发展氢能有助于实现减排目标
受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正向低碳化转型。国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域，其中太阳能光伏发电是可再生能源利用的重要组成部分之一。
可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。加快发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。到 2025 年新建光伏项目的发电成本将较新建煤电低三成以上，在成本竞争优势的推动下，全球光伏发电量在总发电量中的占比将从 2018 年的 2.4%提高到 2050 年的 24%水平，届时全球能源供给将全面开启“太阳能时代”。根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的《全球能源转型：2050 路线图（2019年版）》的预测数据，2050 年全球光伏装机量将达到 8519GW。
全球主要国家于2016年签订了《巴黎气候协定》，形成了气候共识，并纷纷制定了二氧化碳减排计划。我国于2020年宣布了“双碳目标”，即2030年碳达峰，2060年碳中和。为了实现双碳目标，使用低碳清洁的可再生能源替代目前高碳的煤、石油等化石能源变得越来越紧迫。在此次能源变革中，氢能因为其清洁无污染、单位质量能量密度高、可存储、可再生、来源广泛等优势，多国都在大力发展氢能。
氢能可以利用化石燃料生产，也可以利用可再生能源来进行生产，其燃烧仅生成水，不会产生污染环境的物质，通过能源载体和循环碳经济可以实现可持续的氢利用，有利于缓解全球的能源危机问题。发展氢能可以保障国家能源安全，较少对化石燃料的进口依赖，解决能源与环境尖锐矛盾，有利于实现CO2减排目标。
1.2 国内政策推动氢能产业规模化发展
2016年10月，中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会发布的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》首次提出了我国氢能产业的发展路线图。对我国中长期加氢站和燃料电池车辆发展目标进行了规划。主要包括：到2020年，加氢站数量达到100座；燃料电池车辆达到10,000辆；氢能轨道交通车辆达到50列；到2030年，加氢站数量达到1,000座，燃料电池车辆保有量达到200万辆；到2050年，加氢站网络构建完成，燃料电池车辆保有量达到1,000万辆。
2019年两会期间，氢能被首次写入《政府工作报告》，2016-2022年期间，工信部、国务院、发改委等多部门陆续发布支持、规范氢能产业的发展政策，国家的“十四五”规划中提到，要加速氢能产业发展，氢能产业在“十四五”期间将提速发展。
在地方政策方面，据不完全统计，全国有北京市、上海市、广州市、浙江省、江苏省、贵州省和四川省等多个省市地区发布了氢能相关政策或规划。其中，根据北京市的《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025）》，2023年前，力争建成37座加氢站，推广燃料电池汽车3000辆；2025年前，培育10-15家具有国际影响力的产业链龙头企业，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上，实现燃料电池汽车累计推广量突破1万辆，累计推广分布式发电系统装机规模10MW以上。
根据江苏省的《江苏省氢燃料电池汽车产业发展行动规划》，2025年，基本建立完整的氢燃料电池汽车产业体系，力争全省整车产量突破1万辆，建设加氢站50座以上，基本形成布局合理的加氢网络，产业整体技术水平与国际同步，成为我国氢燃料电池汽车发展的重要创新策源地。
根据四川省的《四川省氢能产业发展规划（2021—2025年）》，到2025年，燃料电池汽车（含重卡、中轻型物流、客车）应用规模达6000辆，氢能基础设施配套体系初步建立，建成多种类型加氢站60座；氢能示范领域进一步拓展，实现热电联供（含氢能发电和分布式能源）、轨道交通、无人机等领域示范应用，建设氢能分布式能源站和备用电源项目5座，氢储能电站2座。到2025年，逐渐健全强化氢能产业链，培育国内领先企业25家，覆盖制氢、储运氢、加氢、氢能利用等领域。其中核心原材料企业2家，制氢企业7家，储运和加氢企业6家，燃料电池及整车制造企业10家。
2. 氢能需求量加快增长，氢能产业发展空间巨大
2.1 中国氢气需求逐步提高，氢气产量世界第一
根据中国氢能联盟，2020年我国氢气需求量约3342万吨，至2030年我国氢气的年需求量将提高到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%，其中，可再生氢产量约500万吨，部署电解槽装机约80GW。至2060年，我国氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%，其中，工业领域、交通运输领域、发电与电网平衡和建筑领域将是四个主要用氢领域，氢气需求量将分别达7794万吨、4051万吨、600万吨和585万吨。在实现碳中和碳达峰的过程中，中国氢气需求将逐步提高。
目前我国氢气年产量位居世界第一，从 2018 年开始氢气年产量已超过两千万吨规模。当前我国的金属储氢材料产销量也已超过日本，是世界最大储氢材料产销国。据中国煤炭工业协会，2012-2020 年，中国氢气产量从 1600 万吨增长至2500 万吨，整体呈稳步增长趋势，2020 年中国氢气产量同比增长 13.6%。
2.2 国内氢能源行业竞争格局较为分散
中国石化和国家能源集团是国内氢气产量最大的两家企业，2020 年，国家能源集团年生产 400 万吨的氢气，占总体产量的 16%；中国石化氢气年生产量达350 万吨，占全国氢气产量的 14%。国家能源集团和中国石化两家企业的市场份额占据三成，其他氢气生产企业数量多，氢气生产规模相对较小，市场竞争格局较为分散。随着其他大型央企进入氢能源行业，未来氢能源行业的市场集中度有望提升。
2.3 央企加快氢能全产业链布局
氢能产业链上游为制氢环节，中游为氢气的储运，下游为氢能的应用领域，涵盖电力、燃料/燃料电池和供热方面。其中，氢能作为燃料电池可应用于军事、加氢站和氢燃料电池汽车等领域。
2021 年 7 月份，根据国资委在国新办新闻发布会的表示，已有超过三分之一的中央企业在布局包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链，均取得了一批技术研发和示范应用的成果。如中国石化和中国石油重点布局氢能储运零售终端建设和运营领域，国家能源集团和中船重工重点布局氢能产业链及氢能装备，国家电投、东方电气和中船重工将重心放在氢燃料电池及其核心部件，东风集团、一汽集团、中国中车和宝武集团则聚焦终端应用燃料电池汽车、列车、氢冶金。
3. 当前制氢仍以化石燃料为主，燃料电池为重点应用方向
3.1 煤制烯烃是当前主要制氢方式
氢能源按照生产来源可划分为灰氢、蓝氢和绿氢。通过化石燃料（如石油、天然气、煤炭等）燃烧产生的氢气是灰氢，在生产过程中会排放二氧化碳，目前的氢气主要是灰氢，约占全球氢气产量的 95％左右。将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成的氢气是蓝氢，其生产过程中结合使用了碳捕捉、利用与储存（CCUS）等先进技术。通过使用可再生能源（如太阳能、风能等）制造的氢气是绿氢，例如通过可再生能源发电进行电解水制氢，在绿氢生产的过程中没有碳排放，所以是氢能利用的理想形态，但受到目前技术及制造成本的限制，绿氢尚未实现大规模应用。
制氢的方法包括化石燃料重整、气化制氢；生物质制氢；电解水制氢；光解水制氢；热化学循环水分解制氢；光热化学循环水分解制氢等典型制氢方法。
目前，氢气生产原料主要包括煤炭、天然气等化石能源和工业副产气等。2019年，在中国氢气生产结构和产能分布中，煤制氢产量居首，约2124 万吨，占比63.5%；其次为工业副产氢和天然气制氢，产量分别为 708 万吨和 460 万吨，电解水制氢产量约50万吨。 根据头豹研究院，2020 年中国氢气市场规模约 40 亿元，至2030 年和2050年，中国氢气市场规模将分别增长至 567 亿元和 7542 亿元，未来市场空间广阔。
当前化石燃料制氢技术最为成熟，制氢效率最高，但是在各类制氢技术中，化石燃料制氢的二氧化碳排放量也更多。相比之下，用风电、光伏等可再生能源制氢可以大幅降低二氧化碳的排放量，也有利于解决弃风弃光问题。由于目前电解水的能量损耗率较高，可再生能源制氢的效率约 30%。另外，核能制氢的碳排放量也较低，同时核能制氢的效率能够达到约 55%。
煤制烯烃是指以煤为原料合成甲醇后再通过甲醇制取乙烯、丙烯等烯烃的技术。目前，经济社会发展中应用最广泛的基础材料之一是作为各类塑料主要原料的合成树脂。合成树脂主要产品是聚乙烯、聚丙烯，主要原料是石油和煤炭，国内石油的进口依赖度约 7 成，而煤炭基本能够自给自足，因此煤制烯烃对于原材料供应安全而言意义重大。
近年国内在煤制烯烃技术和部分关键装备达到了国际先进水平。2020 年11月9日，中科院大连化物所自主开发的第三代甲醇制烯烃技术与装备（DMTO-Ⅲ）在北京通过了中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定，其各项指标均居于国际先进水平，将单套煤经甲醇制烯烃装置由 60 万吨/年提升至 100 万吨/年，该技术使煤制烯烃流程更短、能耗更低，将进一步推动煤制烯烃产业的发展。
截至“十三五”末，我国已建成了 36 套煤（甲醇）制烯烃项目，产能占全国聚乙烯、聚丙烯总产能的 30%。根据隆众资讯统计，从 2015 年-2019 年的聚烯烃综合成本看，油制最高，气制次之，煤制则长期维持偏低成本，所以煤制烯烃具有明显的成本优势。煤制烯烃过程中会释放二氧化碳，主要原因是，煤的碳含量高、氢含量低，而烯烃的氢含量高、碳含量低，因此，需要用煤和水制取氢气，同时排放二氧化碳；油制烯烃也存在同样的问题。
“十四五”期间，国内煤制烯烃行业仍将继续发展。根据《现代煤化工“十四五”发展指南》，“十四五”的发展目标形成是 2000 万吨/年煤(甲醇)制烯烃的产业规模，煤制烯烃在“十四五”期间仍将是国内制氢采用的主要方式。
3.2 电解水制氢成本较高，PEM 技术未来发展空间广阔
根据电解质系统的差别，可将电解水制氢分为碱性电解水(ALK)、质子交换膜(PEM)电解水和固体氧化物电解水(SOEC)3 种。三者的基本原理都在氧化还原反应过程中，阻止电子的自由交换，而将电荷转移过程分解为外电路的电子传递和内电路的离子传递，从而实现氢气的产生和利用，但三者的电极材料和电解反应条件不同。中国的ALK制氢技术相对成熟，在国内市场份额较高，但是在制氢效率等重要技术指标上仍与国外存在一定差距。国内的 PEM 制氢技术发展时间较短，其性能尤其是寿命尚缺乏市场验证，整体上落后于欧美。
运行负荷、度电成本和电解效率是碱性ALK电解水制氢技术降本的关键因素，目前PEM电解水制氢系统设备成本高出ALK电解系统设备成本的6-7倍。2020年，可再生能源（陆上风电、光伏和水电）电解水制氢，ALK平准化成本约23-28元/kg，采用PEM电解水制氢技术成本约为ALK的1.4倍。
2021 年 11 月 4 日，中国石化直属机构石科院自主技术、在燕山石化建设的首套质子交换膜（PEM）制氢示范站启动，意味着中国石化首次打通了PEM电解水制氢设备从关键材料、核心部件到系统集成的整套流程。中国石化PEM制氢示范站采用大面积均一膜电极，此设计方案可直接发展为单槽兆瓦级规模，为质子交换膜电解水制氢技术进行大型化试验提供设计依据。作为核心部件的质子交换膜电解槽，制氢效率达85%以上，其阴极和阳极催化剂、双极板以及集电器等关键核心材料部件均实现国产化。石科院独立自主研发的高性能阴阳极催化剂在制备工艺、质量比活性、长周期稳定性等方面具有显著优势。该示范站的投用有望推动兆瓦级质子交换膜电解水制氢设施的国产化。质子交换膜电解水制氢技术与燕山石化光伏电力的耦合，将实现绿氢制取。
在可再生能源制氢项目方面，国内目前缺少系统性大规模示范以及电氢融合技术研究。美国、欧洲和日韩未来以发展电解水制氢技术为主，着重ALK 技术规模化和PEM技术产业化，在"提高电解效率"、"耐久性"和"设备的低成本”等方面进行技术优化改进。
现阶段我国发电结构仍以化石燃料发电为主，根据全球能源互联网合作组织测算，到 2025 年，中国发电结构中，煤炭占比将从 67%下降至49%，风光发电占比将从8%上升至 20%；到 2050 年，煤炭发电占比大幅下降至 6%，风光发电上升为主力，合计占比66%。随着可再生能源发电成本不断降低，发电占比逐步提升，叠加核心设备的进一步国产化，将极大带动可再生能源电解水制氢方式的发展。
3.3 核能制氢有望实现大规模制氢
核能制氢在未来有望助力实现规模化制氢。目前全球的绿色发展和市场的多元需求促进了核能技术的多样化发展，核能利用从单一发电逐步拓展到供热、供汽、海水淡化、制氢等多种核能创新产品形式，以适应社会经济发展的需求。核电运行稳定、可靠、换料周期长，可作为基荷电源大规模替代传统化石能源，可与其他清洁能源一起构建清洁低碳、安全高效的能源体系。氢能是未来最有希望得到大规模利用的清洁能源之一，核能具备高效、低耗、环保、清洁的特点，核能制氢将二者结合，进行氢的大规模生产，有望成为未来氢气大规模供应的途径。当前，与电力生产联系紧密的储能、氢能等技术已取得一定突破，清洁能源+储能、清洁能源+氢能有望成为未来能源供应常态。
核能制氢是将核反应堆与先进制氢工艺耦合，进行氢的大规模生产，具有不产生温室气体、以水为原料、高效率、大规模等优点。核能制氢原理核能制氢就是利用核反应堆产生的热作为制氢的能源，通过选择合适的工艺，实现高效、大规模的制氢；同时减少甚至消除温室气体的排放。
根据中国核能行业协会，国内大型核电机组综合利用范围将进一步扩大，小型模块化反应堆也将在供电、供热、制氢、海水淡化等多领域迎来重要发展机遇。国外方面，美国也在推动核能制氢的发展。2021 年 10 月，美国能源部（DOE）宣布投入2000万美元，支持亚利桑那州的核能制氢示范项目，使清洁氢能成为核电站除发电以外的重要经济产品，助力在未来 10 年之内实现 DOE“氢能攻关”科技化的制氢成本目标（1美元/ 千克）。
3.4 储氢技术以高压气态储氢为主，储氢瓶加快国产化
储运技术是制约氢能大规模发展的重要因素之一，高效利用氢气的关键在于氢气的储运。储氢技术主要有固态储氢、高压气态储氢、液态储氢和有机物液体储氢等，目前氢气储运主要以高压气态为主，高压气态储氢充放气速度快，但安全隐患系数较高。低温液态储氢技术存在难度系数大、液化成本高、能耗大和绝热材料成本高等弊端。固态储氢方式优势明显，但现在仍存有技术上的难题，长期来看具有较好发展前景。有机物液体储氢能够在常温下运输和加注，可以利用现有加油站设施，安全性和运输便利性较好，目前仍有有较多的技术难题，但未来极具应用前景。
目前已商业化应用的高压储氢气瓶主要是 I 型瓶、II 型瓶、III 型瓶和IV型瓶。I 型瓶由金属钢组成；II 型瓶采用金属材质为主，外层缠绕玻璃纤维复合材料；III 型瓶、IV型瓶外部采用碳纤维缠绕，III 型瓶内胆为金属，IV 型内胆为塑料。国内目前应用较多的是 35MPa 储氢Ⅲ型瓶，碳纤维复合材料是核心组成部分，但是由于国内的碳纤维以进口为主，2020 年中国碳纤维的进口量占需求量的6 成左右，碳纤维复合材料成本约占 35MPa 储氢Ⅲ型瓶生产成本的 62.5%。
35MPa 储氢气瓶储气量较低，部分成型受制于整车空间布置的限制，满足不了长距离的使用要求，目前 35MPa 储氢气瓶主要应用在城市公交、城市物流以及一定区域内短途重卡等领域。70mpa 储氢气瓶储氢量高，主要应用在对续航里程有更高要求的乘用车以及商务车领域。2020 年 4 月，沈阳斯林达安科新技术有限公司研发的48L铝内胆碳纤维全缠绕气瓶已正式通过氢循环试验并取得型式试验报告，成为国内首例通过氢循环试验的 70MPa 三型瓶。
Ⅳ型瓶采用非金属内胆，具有优异的抗氢脆腐蚀能力，安全性相对金属内胆的III型瓶更高；在通过相同外径、容积和 70MPa 压力条件下，Ⅳ型储氢瓶储氢密度可以达到 5.5%，高于 III 型瓶的 3.9%；Ⅳ型储氢瓶成品重量比III 型瓶轻。由于内胆为塑料，Ⅳ型储氢瓶使用寿命更长。Ⅳ型瓶可能更好满足车载储氢系统趋向安全、高储氢密度、轻量化、低成本、成寿命等方面的发展要求，未来随着Ⅳ型瓶原材料的进一步国产化，性价比将得到突显，并加速应用于新能源汽车领域。
3.5 燃料电池为下游主要应用方向
3.5.1 国内燃料电池行业起步较晚，政策补助加速发展
随着技术的不断成熟，目前燃料电池加快应用新能源汽车等领域。国内的燃料电池电动汽车技术研发已有所突破，部分国内企业初步掌握了相关的核心技术，并形成了从燃料电池电堆、电池系统，到整车研发体系和制造的能力，开展了系统的示范运行。燃料电池的寿命、可靠性和适用性上基本达到了车辆使用要求。
发达国家燃料电池目前已处于较为成熟阶段。燃料电池行业技术门槛较高，需要较深厚的工业技术沉淀及创新体系发展，尤其是先进材料研发和高端系统集成能力方面，因此燃料电池行业的技术水平在全球范围内分布较为分散。日本、美国、加拿大、德国等发达国家整体技术实力较高，燃料电池在电信基站备用电源、物料搬运和机场地勤等领域的应用表现极具竞争力，而基站电源市场正在向中国、菲律宾、马来西亚等国扩展。
中国的燃料电池汽车行业的发展滞后于国外发达国家，工程集成技术经验不足，核心的燃料电池发动机技术落后欧美日等国家，前期示范应用的氢燃料电池汽车中部分核心部件以对外采购的成熟模块为主，但中国当前的国家政策支持力度较大，发展速度在加快。
国内燃料电池汽车企业数量较少，技术、成本和规模是进入的主要门槛，产业链相关企业大多处于非盈利状态，在当前阶段，国家政府补助是产业可持续发展的必要支持。如浙江嘉兴对燃料电池汽车、加氢站建设、氢能产业领域进行奖补扶持，对氢能重点领域给予创新奖励；四川成都要求加快建设“绿氢之都”，统筹推进“制储输用”全链条发展，还提出加快加氢站规划建设，最高给予 1500 万元建设运营补助。在双碳目标下，各省市重视绿色氢能发展，我国自上而下对氢能产业的发展都给予极大的政策支持。多数地方政府把氢能列入“十四五”期间能源发展、科技发展等规划之中。部分省市为发展氢能基础设施建设，给予的补贴力度较大，以扩大氢能在交通运输领域的应用。
3.5.2 燃料电池企业集中于发达国家，燃料电池车目前普及度低
国际上，北美地区主要燃料电池企业包括 Ballard（加拿大）、Hydrogenics（加拿大）、PlugPower (美国)，FuelCell Energy（美国）。在应用端，福特和通用等车企也比较注重燃料电池技术的开发应用。在欧洲，主要的燃料电池企业包括Nedstack（荷兰，全球领先的质子交换膜燃料电池制造商之一）、Dantherm (被加拿大Ballard 收购)，Intelligent Energy(英国)，Elringklinger(德国)等。戴姆勒、宝马、大众等欧洲车企在燃料电池领域投入较大。亚洲的燃料电池技术主要企业为丰田、本田、现代等日韩车企。
国内现有行业的重点企业主要是依托学校、科研院所长期研发积累，建立了较好竞争优势的“大连新源动力”系和“上海神力科技”系等企业。
燃料电池车目前普及度低，国外的燃料电池大巴较豪华纯电动车品牌特斯拉的Model S 车型售价仍高出许多。燃料电池汽车整车结构包括燃料电池系统、电机、电控、动力电池系统、车载储氢系统几大部件。燃料电池构成了燃料电池汽车成本的大部分，燃料电池动力系统是燃料电池汽车成本高昂的主要原因，一辆燃料电池汽车总成本约三分之二来自于燃料电池系统，其中质子交换膜燃料电池技术主导的燃料电池系统构成了燃料电池汽车产业链的价值核心部分。
3.5.3 膜电极是氢燃料电池核心的零部件
燃料电池技术就是通过电化学反应，将常见的可燃气体和液体如氢气、甲烷、天燃气、沼气、乙醇、甲醇等燃料，在催化剂的作用下与氧气发生氧化还原反应，将化学能转化为电能，无需燃烧的技术。燃料电池由燃料电池堆、供水系统、供气系统以及电能变换系统共同组成，只要反应物充足，可以不间断对外供电。燃料电池的能量转换效率较高，可达 50%-60%，如果考虑热能转换，能量转换效率可以达到80%-90%。燃料电池释放的有害气体很少，是一种适用于小型备用电源、汽车动力电源以及大型分布式发电系统等各类发电场景的新型清洁动力。
根据电解质类型的不同，燃料电池生产技术共分为 5 种。其中，质子交换膜燃料技术是继碱性、磷酸性以及熔融碳酸盐以及固体氧化物燃料电池之后，迅速发展起来的温度最低，比能最高、启动最快、寿命最长，应用最为广泛的第五代燃料电池，也是现阶段国际燃料电池汽车厂商普遍采用的燃料电池技术。
质子交换膜燃料电池（PEMFC：Proton Exchange Membrane Fuel Cell）采用固体聚合物作为电解质，含有铂或者铂合金催化剂的多孔碳为电极，由于其燃料主要采用氢气，又称氢燃料电池。其主要原理是让进入燃料电池的氢分子在阳极催化剂作用下分解成氢离子，释放出电子，氢离子穿过质子交换膜到达阴极，电子通过外电路输出电能；进入燃料电池的氧分子在阴极催化剂作用下，与氢离子和通过外电路到达的电子反应生成水和热。氢燃料电池具有密度高，启动快，比功率大，输出功率可随时调整等优点。
质子交换膜燃料电池技术是目前发展最好的燃料电池技术，具有零污染、能量转化效率高、无资源和能源瓶颈等核心优势。膜电极是质子交换膜燃料电池的关键核心部件，其决定着燃料电池的输出性能、使用寿命以及反应效率等。膜电极（MEA）是由质子交换膜、催化剂和气体扩散层三大基础部件构成的电极，原材料涉及到质子交换膜、铂催化剂、碳纸等，膜电极与其两侧的双极板组成了莫电机组件。
作为氢气转换为电能的反应场所，膜电极性能决定了燃料电池的输出性能、使用寿命以及反应效率等。氢燃料电池的原理是利用氢作为燃料与空气中的氧发生化学反应，直接把化学能转化为电能和热能，能量转换效率高，释放的有害气体极少，提供的是高效洁净的能源，具有良好的发展前景。膜电极是燃料电池系统的组成成分之一，氢气通过氢能源车的燃料电池系统转换为电能，膜电极是氢气转换为电能的反应场所，膜电极技术门槛高，具有极高的成长性、产品附加值和竞争壁垒，膜电极是燃料电池系统的核心的零部件。
国内企业方面，大连新源动力依托中科院大连化物所自有知识产权的质子交换膜燃料电池技术在车用燃料电池系统集成安装、调试、运行等方面拥有优势地位。上海神力科技聚焦氢质子交换膜燃料电池技术、全钒液流储能电池技术研发和产业化，是目前中国燃料电池技术研发和产业化的领先者，其低压燃料电池技术已具有世界先进水平。中科同力化工材料的质子膜事业部主要致力于质子交换膜燃料电池关键材料与部件的研发。贵研铂业生产质子交换膜燃料电池用催化剂铂 Pt，但燃料电池用铂碳催化剂的研发，尚处于实验室验证阶段，尚无商品化的产品，相关样品正处于市场和客户的验证阶段。
氢燃料电池行业的上游是氢气的制备、运输及储备行业，下游分别是燃料电池的应用领域，主要包括交通运输、电子设备、固定领域以及特殊领域。上游氢能行业对燃料电池行业的影响主要是通过对产业链下游市场应用尤其是燃料电池汽车产生影响，进而影响燃料电池的供求来实现。下游燃料电池汽车产业需要配套的加氢站的供应，包括前端氢气的生产、储存和运输产业，由此影响燃料电池的供求。
4. 重点公司分析
中材科技
公司下属子公司苏州有限从2008 年开始研发高压储氢气瓶，承接国家863项目-燃料电池车用高压储氢瓶及组合阀产业化开发项目，并于 2011 年成功验收。苏州有限在无人机用高压储氢瓶领域占据绝大部分市场份额。公司目前储氢瓶产品以商用车应用为主，乘用车用储氢瓶已做相关技术储备和产能建设。目前公司批量生产35MPa的高压储氢瓶，主要应用于商用车及无人机领域，其中 35MPa2L-20L 系列产品主要配套工业级无人机领域。
获得 CES 2020 最佳创新奖的“全球首款实用型氢动力垂直起降固定翼无人机——DJ25”所搭载的为苏州有限生产的高压储氢瓶；在商用车领域，公司市场份额也是领先，2020 年公司已配套 400 余辆车。苏州有限已形成各类型车载高压燃料电池氢气瓶、无人机用高压储氢瓶、站用固定及移动式氢能储运装备、轻量化车载高压燃料电池供氢系统等氢能储运全系列产品布局，其研发的 70MPa 四型储氢气瓶是国内首款使用国产碳纤维的高压储氢瓶，产品相比三型瓶容重比更高，储氢密度更大，容积可定制，适用性更强，同时在原材料供应及成本控制方面优势明显。公司已掌握该产品关键核心技术，并同步在苏州工业园区启动70MPa 四型瓶柔性自动化生产线建设。
粤水电
粤水电与内蒙古自治区乌海市人民政府、江苏兴邦能源科技有限公司签订了《战略合作框架协议》，此次投资氢电产业链内容主要包括三大项目。一是设立1 个国际院士未来零碳氢能科创中心。公告称，此次合作将组建国际顶尖标准高端材料及氢能装备实验室，突破氢能领域“卡脖子”技术的研发攻关，提高关键零部件制造技术水平，实现专利设备、材料、产品自主可控。其次是打造 2 个碳中和氢电产业园，包括：风光绿氢制储运加产业园和氢燃料电池发动机及其核心部件产业园。最后是围绕产业上下游布局三大产业链集群，包括：上游风光发电、绿氢制储运加；中游燃料电池发动机及其核心部件研发生产制造；下游绿氢及其燃料电池在交通运输、建筑、公用设施、军事、船舶及航空航天领域的应用。
公司表示，乌海市人民政府、兴邦科技和公司各方联合引进央企、地方国企、金融机构与社会资本，共同设立氢能绿色金融服务平台，规划投资20 亿元完善氢能产业金融服务体系。氢电发展规划将分三年完成整体产业链落地，预计总投资168 亿至188亿元。项目预计形成 1 万台（套）氢燃料电池模组、氢燃料电池重卡和公交环卫车辆等应用，并形成满足 1 万台氢燃料电池车辆所需制氢、加氢供给服务能力。公司在此次战略合作中，主要负责风电、光伏新能源及绿氢制储运加的投资、建设、运营。
东方电气
中国东方电气集团有限公司是全球最大的发电设备制造和电站工程总承包企业集团之一。公司拥有完整的发电装备制造体系，可批量研制100 万千瓦等级水轮发电机组、135 万千瓦等级超超临界火电机组、175 万千瓦等级核电机组、重型燃气轮机设备、直驱和双馈全系列风力发电机组、高效太阳能电站设备。火电产品100 万千瓦等级空冷机组、大型循环流化床锅炉等多方面处于行业领先地位；水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，10 兆瓦等级海上风电机组处于国内领先水平。
氢能产业方面，公司首个撬装式加氢系统在德阳建成，自主研发的四川首套加氢站用高压储氢容器顺利完工。自主研制 60-110 千瓦燃料电池发动机系统通过国家强检，标志着公司产品已实现了对作为国家示范期重点的中重型、中远途应用的覆盖。公司构建了具有完全自主知识产权的燃料电池产品体系，形成了氢获取、氢储存、氢加注、氢使用全环节整体解决方案。
