制氢：氢能来源广泛，但相关体系未形成，需要统筹规划全产业链布局
氢气作为二次能源，来源丰富，主要来源有：1)化工副产氢;2)化石能源制氢;3)化合物制氢;4)电解水制氢;5)生物质制氢。在中国，燃料电池处于商业化初期，氢气来源主要依靠化工副产氢。
由于原有的工业生产体系中，大型企业基本形成完整的氢回收利用体系，如大型氯碱装置多数配套盐酸和聚氯乙烯装置，以平衡氯气并回收利用副产氢气。而现阶段氢能产业链尚不完整，用于氢燃料电池的氢气对品质要求较高，提纯、运输等的投资费用较其他工业应用高，导致用于氢燃料电池的氢气生产经济性不高，企业不是很积极地进行相关设备投资，导致燃料电池用氢气来源受限。
加氢：加氢站设备供应链逐渐完善，加氢站成本逐年下降，但加氢站运行控制经验待丰富，相关法规待完善
国内加氢站数量少一直是制约氢能与燃料电池产业发展的一大环节，高工产研氢电研究所(GGII)在巡回中发现，随着氢能逐渐被人们认识，相关领域的设备集成商也开始关注加氢站的建设，设备集成商增多，同时能达到质量要求的供应商逐渐增多，加氢站设备集成商供货渠道逐渐完善以及对加氢站的设计集成理念理解了解更加完备，使单座加氢站的设备成本以每年100~150万的幅度下降。
但根据高工产研氢电研究所(GGII)的调研，国内加氢站的设计、建设、使用过程中仍存在一些问题。2019年5月21日，广州市首座加氢站——东晖加氢站是全国首个使用储氢罐设备的加氢站，“首个”主要是因为：一、加氢站中的储氢容器生产许可证的审批问题，相关的许可证审批标准并未清晰，目前有生产许可证的储氢罐生产厂家，国内仅有一两家，售价较高;二、国内加氢车辆较少，加氢站运营商对加氢站的运行理念理解不够透彻，使目前很多加氢站并未配置储氢容器，而是使用管束车卸气经过压缩机压缩再直接通过加注机加氢，省略中间的缓冲罐环节。还有国内对加氢站的控制较国外存在一些差距，如Pdc的隔膜压缩机在国外的使用寿命可达为4000~5000h，在国内的使用寿命仅有几百h，这很大程度跟国内的站控系统设计以及使用方法相关。另外国内的加氢站的运行经验储备少，加氢站实际运行中的诸多问题也在一一暴露出来，现阶段我国仍处于氢能与燃料电池应用发展的示范摸索阶段。
氢燃料电池关键材料：先解决从无到有的问题，再考虑从有到好的改善
氢燃料电池的关键材料有：质子交换膜、催化剂、气体扩散层以及密封胶。这些关键材料前期国内几乎没有供应商，2019年情况有所改变。
质子交换膜是燃料电池的核心，近几年国内市场主要被Gore占据，在2019年国内除东岳以外，其他企业的产品已经送样试测，反馈结果比较理想，如江苏科润、北京佳膜(基膜)等。
催化剂方面国内相关产线也在建设中，2018年底贵研铂业对外公告，燃料电池用催化剂开发进展进入实验室放大阶段;2019年上海济平开始建设燃料电池催化剂产线，同时送样给多家客户。
气体扩散层(GDL)国内目前已有相关量产线，但GDL的支撑层碳纸或碳布的产业化距离国外有较大差距。
密封胶在燃料电池中起到至关重要的作用，关系到燃料电池能否正常工作以及工作时的安全性问题，国内目前没有相关产品应用到电堆中，产品主要以进口为主。
造成国内燃料电池关键材料空白的原因是国内燃料电池产业处于发展初期，企业在选择供应商选择时产品的可靠性为第一选择原则，因此现有供应商多为有实际使用案例且产品得到认可的国外企业;同时也因为燃料电池中原材料的测试周期比较长，通常为半年左右，这在一定程度上也导致国内产品的试验验证周期长。
燃料电池电堆及系统：批量化产线建成，下游应用开始起量，燃料电池及零部件的价格下降20%~50%
根据高工产研氢电研究所(GGII)的调研，2019年国内的MEA价格约为10000~15000元/m2;电堆的价格从2018年的8000 ~10000元/kW下降到6000 ~8000元/kW;系统的价格根据国内现有的水平可以做到10000元/kW以内。
分析国内燃料电池电堆及系统降价原因，主要有以下几点：
1)2019年上半年苏州擎动和鸿基创能的膜电极批量化产线投产;东方电气燃料电池产线投产等，新产线建成一定程度上结束了国内膜电极和燃料电池少数几家独大的局面，批量化产线可通过规模效应降低生产成本，从而带动燃料电池产品价格下降。
2)2019年国内燃料电池供应链趋于完善，一些零部件可以在国内找到可靠的供应商，在一定程度上结束了国外供应商漫天要价局面。
3)下游应用开始起量，产线产能利用率提升，促使氢燃料电池相关价格下降。
