氢能产业中长期规划出台 氢能源车离你还有多远？

由穿梭在冬奥赛场的千余辆氢燃料电池汽车掀起的氢能源热潮还未散去，3月23日，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》正式发布。《规划》明确了氢能作为国家能源体系重要组成部分的战略定位，并明确氢能产业是战略性新型产业和未来产业重点发展方向。氢能源万亿产业迎来“入春望夏”之势。

来源：北极星氢能网  作者：宋佳（中科创星）

据了解，2020年9月国家五部委正式联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，宣布将采取“以奖代补”的方式对入围示范地区给予奖励，一石激起千层浪，沉寂了一段时间后的氢燃料电池再次被推上热搜。随后，在国家“双碳”目标、“十四五”规划纲要明确氢能为未来潜力产业等政策的持续推动下，氢能产业备受关注。

政策利好之下，资本纷纷出动。据氢云链统计，2021年国内氢能产业项目投资额超3100亿元，同比增长92%，投资规模创历史新高。公开氢能行业新增投资项目（不包括没有具体项目内容及资金数目的框架性协议、股权交易协议等）事件近100起，其中达到100亿级别投资规模的项目达到了12起。

政策与资本的双重推动下，行业人士普遍认为，氢燃料电池汽车技术突破基本完成，已具备商业化推广条件，未来几年将呈现指数级增长。

但也有观点认为，氢燃料电池汽车规模化应用还有待时日。全国乘用车市场信息联席会秘书长崔东树表示：“从此次冬奥会的示范车辆占比就能看出，氢燃料电池汽车仍然以商用车为主，乘用车领域还没有实现规模化应用。北京冬奥会对氢燃料电池汽车的示范应用，最大的意义在于为企业和产业积累研发经验，现阶段氢燃料电池汽车还没有到规模化应用阶段。”

根据刚刚发布的《规划》，到2025年我国氢燃料电池汽车保有量目标达到约5万辆。在这一目标之下，氢燃料电池汽车究竟何时能够实现规模化应用？氢能源产业何时迎来爆发？本文将通过分析氢能源产业链各个环节现状，揭开氢能源产业未来的面纱。

规模化应用关键难点：产业链冗长，成本×技术问题叠加

氢燃料电池汽车产业链冗长，各个环节的成本和技术问题相叠加，导致规模化应用仍是一场持久战。

任何新兴技术的普及都离不开成本这一核心因素，它关系到市场是否愿意为其“买单”。对比分析氢燃料电池汽车与其他动力汽车，发现成本是阻碍氢燃料电池汽车行业发展的一大因素。以丰田汽车为例，丰田卡罗拉汽油版和混合动力市场售价为14万~15万左右，丰田纯电动车奕泽E市场售价为22万~25万左右，而燃料电池车丰田Mirai的售价则高达38万。

购车成本为氢燃料电池汽车的市场普及造成了阻碍，而使用成本更是令车主望而却步。上述4款汽车的续航里程分别是500KM、600KM、600KM、400KM，在续航里程区别不明显的情况下，不同能源之间的价格差距成为影响车主选择的重要因素。目前，汽油单价为7.13元/L，充电费用为1.2元/KWh，而氢燃料单价为70元/KG，远远高于汽油和充电价格。“只有加氢费用降到每公斤30元以下，FCV（氢燃料电池汽车）才能与燃油车竞争。”中国工程院院士、中国科学院大连化学物理研究所（简称大连化物所）研究员衣宝廉在2021全球智慧出行大会暨第二届中国（南京）国际新能源和智能网联汽车展览会上说道，要实现无补贴的FCV商业化，必须大幅度降低燃料电池发动机的成本和氢气的成本，同时降低加氢站的建设费用。

可见，购车成本和使用成本造成氢燃料电池汽车的综合成本高企，成本背后所体现的则是技术问题。与目前已经实现了普及的新能源汽车相比，氢燃料电池汽车一个显著特点就是产业链冗长，包含“制氢→储氢→运氢→加氢→用氢”几个环节，每个环节都存在诸多技术工艺难点。

以本次冬奥会氢燃料电池汽车的示范运行为例，中国石油投建的河北太子城、北京福田等加氢站提供气源保障，丰田与福田提供氢燃料汽车整车，国家电投、亿华通等企业持续攻关电池系统，中汽中心开展“电堆—发动机—整车层级”低温冷起动性能测试技术研究及标准制定工作……可见，氢燃料电池汽车的应用离不开整个产业链的协同。

正如衣宝廉院士所说，氢燃料电池汽车的优点显著，但成本等制约其发展的因素也摆在桌面上：目前不仅燃料电池发动机贵，加氢站的建设成本、制氢、加氢成本等都居高不下。换句话说，氢燃料电池汽车的规模化需要解决产业链上各个节点的技术难题，从而降低成本，这就是当前行业的重点所在。

制氢：“光伏发电+电解水制氢”降本空间大

氢气原材料成本占加氢站氢气售价的50%以上，因此降低制氢成本是降低氢气售价的关键因素。

除了氢燃料电池汽车的应用之外，氢气作为一种原料和燃料已在工业、制热等领域广泛使用。根据中研普华《2021-2025年中国氢能源行业深度发展研究与“十四五”企业投资规划报告》，全球氢气年产量为7000万吨，市场规模约为千亿美元。虽然产量已达一定规模，但整个氢行业和供应链仍处于发展起步阶段，总体来看，制氢环节还不够成熟。

目前主流的三种制氢方式为化石燃料制氢（包括天然气制氢和煤制氢）、工业尾气副产氢、电解水制氢。其中，化石燃料制氢技术相对最为成熟，能源效率高达63%~85%，同时具有产量高、成本低的优势：当煤炭价格在450~800元/吨时，所制得氢气价格约为7~10元/公斤；当天然气价格在2.4~3.9元/标立时，氢气价格约为9~15元/公斤。

因此，全球消耗的氢气中，化石燃料制氢最为广泛，占比95%。然而，传统的化石燃料制氢方法会产生二氧化碳(“灰氢”)，对环境造成的影响大。为了在氢气生产环节中尽可能减少碳排放，需要通过捕捉、利用和封存二氧化碳等方法制成低碳氢(“蓝氢”)。在我国，增加碳捕集与封存技术（CCS）后，化石燃料制氢成本增加至15.85元/公斤。

工业副产氢成本也较低，综合制氢成本为10~16元/kg。但是以焦炉气制氢为例，不仅受制于原料的供应，建设地点也需靠近焦化企业，而且原料具有污染性。

由于化石燃料制氢和工业副产氢都会产生污染，与利用氢气清洁优势达成“碳减排”的初衷相悖，如何解决这一问题？无污染的“绿氢”成为“最优解”。“绿氢”即电解水制氢，纯度高、无污染，却因为高昂的成本难以推广普及。电解水单位能耗高达4~5千瓦时/立方氢，导致电价占其总成本的87%以上，其成本也在很大程度上受到电价影响。

那么，如何降低“绿氢”成本？衣宝廉院提到了大幅度发展可再生能源制氢。随着技术的升级，如果能够充分利用风能、太阳能等可再生资源，则会使得电解水制氢成本大幅减小，并有效提升能源效率。

衣宝廉院士说，我国仅四川、云南两地每年弃水电量就超过400亿千瓦时，三北地区弃风电量近500亿千瓦时，西北五省平均弃光率20%，若将弃风、弃水、弃光电量用于电解制氢，年产可达300万吨。

而在所有可再生能源中，光伏的成本下降速度最快。国际可再生能源机构(IRENA)发布的《2019年可再生能源发电成本报告》显示，自2010年以来，光伏成本下降了82%。另外根据BP（英国石油集团公司）发布的2020年能源展望数据，到2050年光伏发电的成本较2018年还能下降70%。

看到了“光伏发电+电解水制氢”的前景，中国石化、隆基股份、阳光电源、宝丰能源等众多企业正积极布局光伏制氢市场。2021年4月，宝丰能源“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁夏宁东能源化工基地正式投产。5月，隆基股份与无锡高新区签署隆基新型氢能装备项目，在无锡建设电解水制氢设备基地，预计到2022年底将达到年产1.5GW氢能装备的能力。

随着更多企业入局，“光伏发电+电解水制氢”方案的成本不断下降，技术水平不断提高，将逐渐满足市场推广和环保的双重要求，制氢环节的难题也将迎刃而解。

储运氢：储氢瓶+长管拖车成本难降，液氢技术亟待突破

我国丰富的可再生能源蕴含着巨大的制氢潜力，但是在氢能应用中，制氢仅是第一步，接下来的储存和运送氢气也是实现氢经济的一个先决条件，甚至是决定氢能市场何时爆发的关键。业内普遍认为，目前我国氢燃料电池汽车的产业链已经基本打通，但氢能和燃料电池产业还没有进入大规模应用，难点就在于氢气的储运和加注环节。该难题一旦解决，我国氢能和燃料电池产业将进入大规模市场化阶段。

这不仅是我国氢能产业的难题，也是全球氢能产业的难题。放眼全球，从上世纪90年代，美国就开始研发氢燃料电池技术，但至今全球主要国家氢车保有量仍不到5万台。究其原因并不是氢气制造费用高昂，而是氢气难以储存，加之整个供应链的成本高昂，氢气在市场化中就失去了竞争力。

根据《中国规模化氢能供应链的经济性分析》（2020年）所列数据，氢燃料、柴油、汽油百公里的费用分别为42.29元、37.26元、49.28元。氢能的燃料费用虽然高于柴油，但已低于汽油。但由于氢气供应链的成本远高于车用汽油和天然气，导致市场上的氢气价格高于天然气和汽油。而氢气供应链的高成本环节主要为储存和运输。

那么，氢气究竟为何如此难以储存、运输，以至于成本高昂？这与氢气本身特点有关。

标准状态下氢气的体积能量密度很低，是汽油的 1/3000。为了增加氢气单位体积的能量密度，只能增加氢气储存的压力。目前主流应用的氢储气存方式——储氢瓶就是应用了这一原理。车载储氢瓶大多使用的是III型和IV型，压力为35MPa和70MPa。

但是从长远角度来看，以储氢罐为载体的高压气态储存并不是氢气储存的最佳方式。因为压力极高，储氢罐的设计制造难度极大，并且成本高昂。国外燃料电池汽车大多装配了70MPa的IV型瓶，具有更优越的抗氢脆腐蚀性、更轻的质量、更低的成本及更高的质量储氢密度与循环寿命。而国内仍主要以搭载III型35MPa储氢罐为主，70MPa车用IV型储氢瓶还处于起步阶段。

另外，不同的储氢形式对应了不同的运氢方式，储氢瓶的输运借助长管拖车，多个储气罐固定在管拖车的保护框架内，20Mpa的长管拖车运输单车次可以运输约300kg的氢气，在长距离运输上十分不具有优势，运输成本对距离的敏感性高。

因此，虽然在目前氢气短距离运输的应用场景下，高压气态储氢技术应用是我国主流的氢气储运方式，但行业普遍认为，未来氢气储运另有其他形式，即低温液态储氢。

液氢储运体积密度是高压气态储运的5倍，与“储气罐+长管拖车”的组合相比，低温液体罐车可以携带更多的氢气。拖车、火车分别可实现0.4~4.3吨、2.3~9.1吨液态氢的运载。因此，在大规模、中长距离氢气储运中，液氢储运经济性较高，是未来氢储运的重要方向。

目前，液氢储运技术在国内已有应用，但主要集中在航空航天军用领域，民用液氢正处于初期阶段。根据美国商业管制清单，限制了我国进口日均生产10吨以上的氢液化技术及装备，以及DN50以上液氢阀门、膨胀机、液氢泵等关键设备。

因此，我国正在加紧推进液氢技术和装备的研发突破。据了解，航天101所国内首套自主开发的1m3/h氢液化系统已经落地，并正在对基于氢膨胀的大型氢液化系统进行研发，有意形成系列产品。

民用领域也实现了国产化突破。中科院理化所技术成果产业化公司中科富海先后投入300kg/D、1.5T/D、5T/D、10T/D成套氢气液化装置的开发，致力高速氢透平膨胀机、正仲氢转化技术、超低漏率板翅式换热器、系统集成智能调控等自主知识产权核心关键技术，逐步实现成套装备国产化，打破了国外的垄断和封锁。目前，中科富海在安徽、重庆、广东等多地规划大型液氢工厂落地项目，总投资额超过10亿元，并成功实现首套液氢装备出口。

未来，民用领域的技术突破将有力推进液氢技术的国产化进程，对国内氢能产业布局具有重要意义。军民融合、相关企业协同攻关将是取得突破的必由之路。

加氢：设备自主、制度保障缺一不可

2020年10月工信部发布的《节能与新能源汽车技术路线图》2.0指出，2030年我国燃料电池汽车推广应用将达到百万辆，加氢站建设将超过1000座。政策层面对加氢站建设的强力推动表明，与充电基础设施之于电动汽车的重要性一样，加氢站建设之于燃料电池汽车的发展也至关重要。

然而，我国加氢站的数量还不足以完全满足氢燃料电池汽车商业化应用的需求，并且成本高企、设备性能欠佳等也是加氢站建设需要解决的问题。

与主流的高压气态储氢方式相对应，目前国内建设的加氢站也以高压氢气加氢站为主，由储氢罐、压缩机、加氢机、站控系统四部分设备组成。而这些设备部件的国产化率较低，导致建设成本投入过高。

以位于广东佛山的一家新能源运营有限公司为例，公司负责人表示，公司有两座正在投产的加氢站，每座加氢站前期投入要3000万，其中设备占了1800万。设备中除了储氢罐是国产，其余都以进口为主。

此外，相关制度不完善、审批难也是建设加氢站面临的难题。目前，国内一些地方为推进燃料电池汽车的发展，出台了一些地方文件来规定加氢站主管部门，但作为地方标准，这些文件缺乏统一性，导致运营商审批困难。审批工作甚至已经成为加氢站建设面临最大的问题，大大制约了加氢站的发展。

建设周期长，审批、验收流程复杂，氢气价格较高，进口设备昂贵、高压氢系统核心设备运行故障率高，这些因素的叠加直接导致国内已建成的加氢站几乎都难以盈利。

改善这一现状需要依靠规模化效应、优化工况和技术创新。首选，零部件的技术进步及国产化是加氢站发展过程中亟需解决的问题。除了设备本身的质量与性能，加氢站运行工况也需不断提升。

“加氢站的能耗与可靠性对成本影响显著。”国家能源集团北京低碳清洁能源研究院氢能源研发部博士、高级工程师何广利表示，“加氢站工况的优化离不开系统集成技术的精进，在保证加注能力的情况下优化加氢站工况，降低压缩机启停次数，能够提高设备寿命和可靠性，可实现高效加注氢气并减少能耗，进一步降低供氢成本。”专家指出，随着规模化和技术创新的发展，未来加氢站降本空间在30%-40%。

用氢：商用氢燃料汽车稳步前行

与氢能源产业链上游相比，氢能源的应用是资本和政策率先关注的焦点，尤其是氢燃料电池、整车生产等领域。目前，氢燃料电池汽车在重卡等商用车方面，正在逐步进入规模化阶段，这主要得益于采购成本的降低。

一方面是政策奖励。2020年9月，财政部、工信部、科技部、国家发改委、国家能源局正式联合发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，示范期暂定为四年。示范期间，五部门将采取“以奖代补”方式，对入围示范的地区按照其目标完成情况给予奖励。

另一方面是技术创新带来的成本下降。在政策的推动下，国内积累数十年的燃料技术开始走向产业化，各路企业和资本纷纷入局。氢燃料电池系统行业龙头企业亿华通2020年8月在科创板上市。上汽集团、潍柴集团、雪人股份等国内大型企业也纷纷布局氢能源及氢燃料电池核心零部件产业，其中上市公司超过30家。

科技创业公司的不断涌现，有力推动了氢燃料电池汽车核心部件的“技术降本增效”。以专注国产自主氢燃料电池电堆研发与生产的企业骥翀氢能为例，其研发的第一代160kW氢燃料电池电堆，通过高比功率设计降低材料用量，并通过金属板核心装备自主开发及非贵金属涂层的应用大幅降低了生产制造成本，目前电堆成本处于全行业最低水平。

在“国奖地补”与技术创新的双重推动下，目前氢燃料电池汽车采购成本与柴油车基本持平。以49吨配套120KW燃料电池系统重卡车型为例，销售价格约为150万（包含落地牌照费用），扣除国补、地补合计110万元后，实际支付40万元。同规格柴油车厂商报价约40万，加购置税及牌照费用后，落地价格合计约44万左右。

与新能源汽车发展进程类似，氢燃料电池汽车在“以奖代补”政策下，有望迎来爆发。根据中国汽车技术研究中心发布的《节能与新能源汽车路线图》规划，我国燃料电池汽车的发展将经历补贴阶段（2020年~2025年）、后补贴阶段（2025年~2030年）、平价阶段（2030年~2050年），预计到第三阶段，我国燃料电池汽车总量将达到千万辆，系统成本达到500元/KW，按100KW系统折算，新增市场空间约为4,500亿元。

结语：氢能产业的爆发关键是打通中上游产业链

新型能源能否迎来爆发由能源核心价值与相应的商业模式共同构成。就氢能而言，其作为清洁、高效、安全、可持续的新能源，被视为21世纪最具发展潜力的能源类型之一，在能源、交通、工业生产领域，有着巨大的市场潜力，核心价值不言自明。但氢能产业链条长，技术要求高，尤其缺乏清晰的商业模式，这是目前氢能难以实现大规模氢能价值创造的主要原因。

从对氢能产业链各个环节的分析来看，以氢燃料电池汽车为代表的下游环节，受到“以奖代补”等政策影响，成为资本、技术等要素的洼地，是目前发展最为成熟的环节。

但是，制氢、储运氢、加氢等上中游环节仍未打通，存在阻碍发展的“瓶颈”，导致用氢成本非常高，影响了下游应用的规模化发展。这一“瓶颈”并不是不可逾越，从当前的发展来看，各个环节都找到了可持续发展的技术方向，接下来要做的就是不断实现技术突破。

除了科研院所、相关科技企业之外不断投入研发历练之外，氢能源中上游的技术突破还离不开资本的加持。中国工程院院士，中国工程院原副院长，中国金属学会理事长干勇在一次演讲中表示，因为氢能产业链长，它横跨能源、化工诸多领域，氢体系也很复杂，所以推进氢全产业链发展，要以企业为主体，也得有资本为纽带，集中国内优势单位把团队力量搞强，然后把氢体系全产业链的规划拿出来。

在氢能源爆发前夜，任何有助于打通产业链的技术突破都值得投资人关注。相信在政策、资本和技术的共同努力下，氢能产业链将被加速打通，到那时，在冬奥会上示范应用的氢燃料汽车可能会成为重要的日常代步工具，穿行在大街小巷，助力“双碳”目标的实现。