世界主要国家的氢能战略基本上都是将燃料电池汽车作为切入点的，正是燃料电池成本的大幅下降使得氢能这个人类“终极能源”从理想走近现实，“碳达峰，碳中和”则是推进氢能规模化应用的催化剂。但基于汽车产业的发展思路使得发展过程中面临巨大的使用成本压力，因此，我们需要进一步理解氢能的定位，关照到氢气的能源属性，适当调整产业布局。

01

运行：燃料电池车用氢气供应缺口超过1.6万吨

燃料电池汽车是氢能应用的切入点，因为技术进步和国产化进程，我们可以预期燃料电池成本将很快下降至纯电动汽车的水平。但燃料电池汽车还只是刚刚起步，产业的运行就卡在了氢气的供应上。

据香橙会统计，自2015年至今年8月份，中国累计生产燃料电池汽车8149辆，累计销售燃料电池汽车8055辆。来自中汽中心的数据显示，到今年8月，接入燃料电池汽车示范运行监控平台的车辆总计6762辆。其中载货汽车3371辆、公交车2762辆、公路客车626辆、乘用车3辆。

目前，我国燃料电池客车主要以10-11米客车为主，每天正常运行约200km以内，耗氢量按照3.8kg/百公里计算，每辆车每天耗氢量约7.6kg/天·辆；燃料电池货车主要以30吨以上为主，目前主要是短倒为主，日行驶里程约100km，按照耗氢量12kg/百公里计算，每天每辆车耗氢量约12kg/天·辆。

如果按照中汽中心检测平台接入车辆总数满负荷运行，则现有车辆每天消耗氢气66吨左右，年消耗氢气2.32万吨（按照350天计算）。

图1 中汽中心检测平台接入车辆

目前，即使还没有进入氢冶金和氢电耦合时代，市场对氢气的新增需求不仅仅是运行中的燃料电池汽车，燃料电池企业日常测试也需要用到大量的氢气，潍柴动力每天用于测试的氢气就达到800kg。现阶段燃料电池企业测试是刚需，预计全国燃料电池厂家对氢的需求不少于20吨/天，全年需求不少于7000吨。也就是说现阶段车用和测试用满负荷运行带来的新增氢气的需求是3万吨/年左右。

这对于年产3000多万吨氢的中国来说似乎不是什么问题，但因为燃料电池用氢的标准和场景与传统氢气应用不同，原有的氢气供应很难在短时间满足市场需求，所以，即使这区区3万吨的需求也还是得不到满足。

广东佛山是目前最大的氢能产业基地，加氢站和车辆运行数都列全国第一，同时还集中了大量的燃料电池及核心零部件生产企业，每天氢气需求达到18吨，但本地产能不足1吨/天，佛山每天有8吨的需求缺口。

从中汽中心检测平台监测的数据来看，8月份在监控平台上显示运行过的燃料电池汽车有3636辆。其中，公交客车运行2135辆，运行率77.3%；公路客车运行247辆，运行率39.5%；货车运行1363辆，运行率37.2%，乘用车无运行记录。

即使8月份在运行车辆也非满负荷，其中，运行1-15天的燃料电池汽车共有1485辆，占40.8%；运行16-31天的车辆燃料电池汽车共有2151辆，占59.2%。其中31天全部运行的车辆只有519辆，占14.3%。单车平均上线17.4天。

按照53%的运行比例和单车平均上线天数，目前车辆运行按照出现天数计算大约为30.18%。也就说，有近70%的运力是闲置的。

按照中汽中心检测平台监测的数据，8月份运行车辆的月度总行驶里程为1032.8万公里。其中，燃料电池公交客车运营里程757.2万公里；燃料电池货车运营里程242.4万公里；公路客车33.3万公里。按照载货汽车每百公里12kg、公交客车每百公里3.8kg计算，8月份单月燃料电池汽车终端耗氢量为590吨左右。按照这个消耗量平行推算，全年车用耗氢约7000吨。

图2 中汽中心检测平台监测数据——行驶里程

目前各地尚处于工程测试阶段，考虑到目前耗氢量比较大的货运车出行比例更低，氢气的需求缺口预计在1.6万吨以上。

02

市场：行业存在氢源与应用端错配

所谓供需缺口并非是没有氢气，如果不计成本，我们周遭的物理世界中很多都可以是氢气的来源，70%的闲置率不一定是没有氢气供应，核心原因还是因为氢气太贵，用不起。

从运行车辆的结构就可以看出，由政府主导的公交车运行率77.3%；而市场主导的公路客车和货运车的运行率分别是39.5%和37.2%。

目前，我国氢气制取主要来源于煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，制氢端的价格约20-30元/kg；运输费用大约10-20元/kg；加氢站运行及折旧费用约20-30元/kg，氢气应售价约60-80元/kg，政府补贴20-40元/kg，加氢站实际售价约40元/kg。

图3 氢气的成本构成及销售价格

资料来源：熊华文《双碳目标下我国氢能发展的定位和路径》

在我国，煤制氢占了62%的比重，电解水制氢只占到1%，而且氢气来源主要在西北、华北和华东地区，而目前我国用氢最大的地区在广东。

图4 我国氢气来源与各种氢气的成本比较

资料来源：熊华文《双碳目标下我国氢能发展的定位和路径》

表1 当前我国氢气产能分布

资料来源：中汽中心

比较遗憾的是，就像是氢能和燃料电池行业一样，人们把更多的注意力集中在燃料电池汽车上，中汽中心的监测报告只有车辆运行的数据，没有加氢量、氢气价格和加氢站的流量数据，这些数据本来是可以监控的，也许，擅长车端信息的汽车中心至今还没有意识到作为能源的氢气在产业链中的重要性。

尽管从氢气资源和成本来看，广东地区的氢气成本远高于上海地区，但从各地接入车辆和运行车辆的比较来看，8上海车辆运行的积极性却远低于广东地区。显然，现阶段这不是一个市场驱动的产业，所以，存在资源错配的现象。

图7 8月份各地接入车辆与运行车辆比较

资料来源：中汽中心

03  

定位：氢能在未来能源系统中的三大定位

在逆全球化的背景下，减碳成为全球最大的共识，而氢能的应用则成为减碳的重要手段。目前，全球经济总量75%的国家涉足氢能，超20个国家制定了氢能及燃料电池汽车发展规划。

2019年10月，李克强总理主持召开国家能源委员会会议，提出探索氢能商业化路径；2020年4月，《中华人民共和国能源法》征求意见，拟将氢能列为能源；氢能规划纳入2020年全国年度发展计划草案。

8月份，财政部等五部委《关于启动燃料电池汽车示范应用工作的通知》，确定京津冀、上海、广东城市群为国家燃料电池汽车示范城市群，正式从国家层面启动燃料电池汽车示范。其他未进入示范区的地区也在积极推进氢能战略，到今年上半年，我国已有20多个省市、46个城市开始制定关于氢能产业的战略规划。

国研制库高质量发展研究中心负责人张长令预计今年氢能产业发展定位和规划或将明朗。

有人说氢能是“终极能源”、氢能将在能源系统中占据统治地位，也有人说氢能是清洁、高效、零碳能源、氢是自然界中最为丰富的资源，还有人说氢能是“21世纪能源解决方案”、氢能是最佳能源利用方式。

9月17日，在中国化工物流安全环保发展论坛上，发改委能源所能源与环境中心主任熊华文做主题报告：《双碳目标下我国氢能发展的定位和路径》，提出了我国对氢能的战略定位。熊华文表示，以上这些表达一定程度上反应了市场的热度，但都不太科学，也不准确。他说，未来将是多种能源组成的大的能源体系，供给端由煤炭、石油、天然气和非化石能源构成，并大力提高非化石能源的比例；需求端主要是工业、交通、建筑和生活。

在双碳目标下的图景是，在控制能源消费总量的前提下，以可再生能源为主体，以电力为中心，多能互补，协调发展。氢能在未来能源系统中的三大定位：

（1）   高效低碳的二次能源。如在交通领域由燃料电池替代燃油发动机；家用热电联产；天然气掺氢；

（2）   灵活智慧的能源载体。促进可再生能源的规模化消纳，构建多能互补的智慧化能源体系；分布式电源、应急保障电源；

（3）   绿色清洁的工业原料。绿色氢气替代传统工业制氢工艺增加氢气使用，生产高值产品

04 

规模：氢能在未来能源中的比例将达到20%-25%

据国际氢能委员会预计，到2050年氢能可以满足全球能源总需求的18%或全球一次能源总需求的12%；中国氢能联盟预计，到2030年，中国氢气需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%。

这个比例已经超过了目前天然气在能源结构中的比例，考虑我国能源消费总规模还处于上升阶段，10%在未来能源结构中的消费量将是目前天然气两倍以上，相当于现阶段石油的消费量。

图8  2012年-2019年中国能源消费结构

数据来源：东北能源观察《中国能源大数据报告（2021）》

不过，10%似乎还不是氢气在未来能源中的理想定位，今年4月21日中国氢能联盟发布《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》时余卓平教授预测：2030年我国可再生能源制氢有望实现平价，甚至比平价还要低的水平，到2060年氢能在我国终端能源里面的占比将达到20%。

熊华文在报告中表示，在多能互补的能源体系下，能用电尽量用电，电解决不了的领域氢就是一个重要的补充。双碳目标下，到2050年，电在消费中的比例占65-70%，我国氢的需求或达到1.5亿吨，相当于终端能源消费的20-25%。

这一比例比此前相关部门的预测10%高出一倍甚至更多。其中交通部门3800万吨以上；建筑、电力及其它部门用氢需求将达1800万吨以上；作为绿色清洁的工业原料大约2920万吨，其中在钢铁领域作为还原属性约720万吨，在炼油和化工领域作为元素属性约2200万吨。

也就是说，未来氢在交通运输领域中的比例大约只占到25%左右，更多的应用将来自与可再生能源的耦合、工业原料、建筑、电力等，其作为能源将兼有石油、天然气的能源属性，也具有化工原料及储能属性。

05 

建议：优化供需体系，降低氢气成本

显然，要降低运行成本，实现2030年氢气平价的目标，需要从氢气的制备、储运、加氢站、资源优化配置几个方向来努力。

制氢：目前制氢端也存在一个矛盾，成本最低的煤制氢排放量最大，可再生能源电解水制氢最环保，但成本高，所以，需要各地充分调动当地资源，采取最经济环保的方式，可以提纯工业副产氢，利用电厂闲置电力电解水，甲醇制氢，或就近开发可再生能源制氢等，如对佛山来说，广东的阳江地区就有比较丰富的光伏资源。

现在大部分地区工业副产氢的价格可以控制在10元/kg以内，而甲醇制氢比较灵活，可以做到到站价格30元左右。

绿氢是一个渐进的过程，但不妨碍有条件的光伏企业率先开始应用研究，包括电解水制氢和氢气与可再生能源的耦合。

储运：就像制氢一样，大家最关心的是电解水制氢，但用得最多的还是煤制氢、天然气制氢或工业副产氢。在运输端，市场关注比较多的是液氢，但现阶段“本地化”推广应用更多还是采用灵活度较高的高压运输，高压运输本身还有很大的能力释放空间。

如20MPa管束车运氢量为382kg，如果压力升到30MPa装载量就可以提升63.61%，如果压力提升到50MPa，装载量就可以提升143.46%。运输成本可以从现在的平均运价15元/kg下降至7-8元/kg。

显然，车载瓶也是压力较高的经济性更好。目前市场使用的标准是20MPa的管束车和35MPa的车载瓶，但欧美、日韩已经采用在52MPa的管束车、70MPa的四型瓶，参照国外标准，提高氢气储运的效率可以大大节省成本。

目前的产业生态管道可以连接距离不远集中供氢和集中用氢的两端，但液氢则需要有300公里以上跨地区的氢气运输才会有经济性，短期内难以形成主流。

加氢站：首先是随着加氢站数量的增加，行业内竞标企业也迅速增加，加氢站成本在大幅下降，过去建一座1000kg/天的加氢站大约需要1500万，现在可以控制在1000万元左右，如果混合建站则可以降到700万左右。

目前我国建站标准高（占地面积过大），建站地点偏（车辆流量不高)、审批程序复杂（时间成本）都抬高了加氢站的成本，所以，降低成本还需要在标准上参照国外先进水平，修订加氢站建站标准，简化审批手续。

对于加氢站来说，流量是最重要的指标，只有发展乘用车，加氢站的流量才会起来，在我看来，如果燃料电池汽车仅仅定位商用车无疑是会抬高产业链的运行成本的。否则，以差不多1/10于乘用车的商用汽车来建加氢站，显然是不足以实现经济性的。当然，发展乘用车不仅仅是增加加氢站流量这一个意义，实际上出租车、网约车等运营车辆，特别是气温较低的北方地区本身具有较纯电动汽车很大的优势。

资源优化配置：氢能和燃料电池汽车实际上是两个产业，而且两个产业都需要创新，这与光伏、风电和纯电动汽车都不同，光伏、风电就是电力能源，而纯电动汽车的功夫在应用端，电的来源是简单的。

而氢作为能源和燃料电池汽车过去是两个产业，因为全世界很多国家都将交通运输设备作为氢能应用的切入点，这个产业的发展很容易就陷入燃油车或者纯电动的思路，我们观察到目前五部委批复的三个示范区也是基于燃料电池产业的基础，而对能源端的考虑是比较欠缺的。

好在三个示范区不是封闭式的，每个示范区都有跨地区的安排，所以，建议将制造端放在距离配套环境比较好的中心城市，应用端尽量靠近氢能资源地区，运车的成本远低于运氢的成本。就像日本丰田，他们生产的车更多并不是在本国销售，他们约2/3的车辆出口欧美。

一开始主导氢能产业的是燃料电池或整车企业，现在越来越多的能源企业进入到这个产业，在产业发展过程中不仅要关照到燃料电池车用属性，还要关照到氢气的能源属性，特别是关照到其作为二次能源的三个定位。在充分理解氢能特性的前提下示范或者布局，可能会大大降低运营成本。