氫能具有清潔環保、能量密度高等優勢，被視為極具潛力的可再生替代能源，是實現國家“雙碳”目標的重要支撐。目前的核心問題是用氫成本過高，與燃油車和電動車相比沒有價格優勢。從制氫—運氫—加氫的產業鏈角度出發，對近中遠期氫能產業鏈進行了成本分析，發現在近期和中期，制約氫氣價格下降的瓶頸主要在于加氫站，而加氫站氫氣成本下降的核心在于提升加氫量，攤薄成本。如果氫燃料電池汽車數量提高，每日加氫量提升至一定水平，會迅速降低氫氣成本，并為中遠期的CCUS、電解制氫等更為低碳的制氫技術留出足夠的利潤空間。同時給出了具體建議，包括通過政策引導大力增加燃料電池汽車數量以增加加氫量;合理規劃，減少運氫距離;增加運氫壓力以增加單次氫氣運載量;優化加氫站工藝，減少日常運營成本等。

迄今為止，人類共經歷了兩次能源革命，第一次發生在19世紀初，伴隨著工業革命及蒸汽機的普及，煤炭取代柴薪，成為主要動力能源，建立了煤炭—鐵路為核心的工業鏈條;第二次發生在19世紀末，伴隨內燃機革命，石油和天然氣逐漸取代煤炭，成為主要能源，建立了以油氣田—管道(油輪)—煉油廠—加油站為核心的能源供應鏈條。但是，200年來，以化石燃料為主要能源的工業體系使二氧化碳排放量增加，在大氣中的濃度上升，溫室效應加劇，全球氣候變暖，極端天氣增多。面對日益嚴重的氣候挑戰，各國紛紛制定碳減排及最終“脫碳”路線圖。由此，第三次能源革命呼之欲出。在此次重大變革中，以太陽能、風能、核能和氫能為主的可再生清潔能源將逐漸取代化石能源，成為人類未來的主要能量來源。其中氫能作為一種高效、清潔、可持續的能源，質量能量密度為傳統汽柴油的3倍以上，被認為是人類的“終極能源”。

為應對氣候挑戰，我國作為世界上二氧化碳排放量第一大國，已經提出30/60的碳減排目標，發展氫能等清潔能源作為替代能源已經成為國家戰略，被寫入國家“十四五”發展規劃，地方鼓勵政策也陸續出臺。但目前阻礙氫能發展的關鍵問題仍然是氫氣成本太高，燃料成本與傳統燃油車相比沒有經濟優勢，如果沒有政府政策介入很難獲得大規模推廣。本文主要探討氫能供應鏈上各個環節如何在不依賴補貼的條件下，實現可持續發展。

1 近期模式探討

我國目前正處于氫能產業的起步階段，近期的政策目標是氫氣終端售價不高于35元/kg，當前各地政府的政策補貼也將其作為基準。本文從制氫—運氫—加氫角度分別進行分析，探究是否可以在不依賴補貼的前提下實現這一目標。

1.1 制氫

由于我國當前的電價相對較高，而且電力結構仍以火電為主，二氧化碳排放強度高，所以電解水制氫不但成本高昂，沒有經濟性，且環境效益差，每1kg氫氣碳排放可達30kg CO2，高于化石燃料制氫。以全生命周期考察，當前的電解水制氫并非真正的“綠氫”。由此，在氫能發展的初期，我國還不具備電解水制氫的發展條件。當前氫氣來源以化石能源制氫為主，主要是天然氣制氫和煤制氫。無論是煤制氫還是天然氣制氫，目前工藝技術都已經十分成熟，且成本相對低廉。由于我國多煤少氣的資源現狀以及煤炭的低成本優勢，近10年來煤制氫項目一直占據相關行業的主流。但與天然氣制氫相比，煤制氫有如下不利方面：①煤制氫的一次性投資高于天然氣制氫，以90000Nm3/h制氫裝置為例，煤制氫需投資12.4億元，天然氣制氫只需6億元，相差近1倍，而且天然氣制氫裝置小型化撬裝化技術已經成熟，適合分布式制氫發展。②在當前“雙碳”政策目標的大背景下，煤制氫的二氧化碳排放強度是天然氣制氫的4倍以上，煤制氫與當前的環境政策目標相悖。③我國煤炭資源分布不均，主要分布在西北地區，而未來氫能推廣和消費的主要區域是華東和華南，需要遠距離運輸煤炭資源;與此相對，我國已經建成西氣東輸、中俄天然氣管道等天然氣主干管道7.7萬km，依托主線同時修建了遍布全國的管道支線，天然氣基本覆蓋我國城市地區，目前天然氣原料的獲得便利性優于煤炭，這為分布式天然氣制氫創造了條件。④目前我國天然氣由政府定價，價格相對固定，波動性小;而煤炭屬于市場定價，價格隨市場變化，可能在短期內劇烈波動，所以煤制氫既不利于氫氣價格判斷，也不利于維持市場的價格穩定。由此，在氫能發展初期階段，應該以天然氣分布式制氫作為制氫主要手段，給氫能行業以原料支撐。根據參考文獻中天然氣制氫成本的計算方法，設計產能20000Nm3/h，預計投資1.6億元，對外銷售利潤為20%，測算在2.5～3.5元/Nm3的天然氣價格范圍內制氫價格，結果見圖1。

從圖1可以看出，在天然氣價格2.5～3.5元/m3的范圍內，對外售價保持在大概14～19元/kg的范圍內，其中天然氣原料成本占到總成本80%左右，即天然氣價格直接決定著氫氣價格。

1.2 運氫

目前國際主流的運氫方式主要有高壓氣氫、低溫液氫、管道輸氫。由于技術及基礎設施造價等問題，液氫運輸及管道輸氫在我國應用較少，目前主流的運氫方式仍然以長管拖車運輸高壓氣氫為主。通過高壓將氫氣壓縮至拖車內的儲氫單元中，通常由6～10個高壓鋼瓶組成。該方法已經非常成熟，但由于氫氣密度小，而儲氫壓力容器自重大，所以最終拖車所運氫氣的質量只占總運輸質量的1%～2%。國內常見的單車運氫量約為350kg，而且氫氣裝卸過程時間較長，效率不高。目前長管拖車鋼瓶主要為Ⅰ型瓶，受制于材料，運輸壓力約為20MPa。隨運輸距離的變化，運氫成本會隨之變化，同時附加毛利15%，氫氣運費具體見圖2。

從圖2可知，隨著運輸距離的增加，單位質量氫氣運輸成本直線上升。一般認為，高壓氣氫運輸的經濟運輸半徑在200km以內，200km范圍內的運氫價格可以控制在12元/kg以下，如果在150km范圍內，則可以將運輸成本控制在10元/kg以下。

1.3 加氫

加氫站是整個氫能產業鏈的終端，其成本也要被包含在用氫成本中。一個典型的加氫站由儲存系統、壓縮系統、加注系統和控制系統等組成。從站外長管拖車運進的氫氣，通過壓縮系統壓縮至一定壓力，加壓后的氫氣儲存在固定式高壓容器中。當需要加注氫氣時，氫氣在加氫站固定高壓容器與車載儲氫容器之間高壓差的作用下，通過加注系統迅速充裝至車載儲氫罐。除去土建成本和管閥外，加氫站建設成本占比較大的主要是一些核心設備，如壓縮機、加注設備和儲氫罐。由于國內缺乏成熟量產的加氫站設備廠商，進口設備推高了加氫站建設成本。一個具備1000kg/d加注能力的加氫站投資約為2000萬元，每年運營成本約250萬元，如果投資回報率按20%計，按每日不同的加氫量分析，單位氫氣成本見圖3。

從圖3可以看出，每日加注量越多，加注環節的成本越低，尤其在日加注量500kg以下，每增加100kg的加氫量其成本幾乎以指數形式下降。由于加注量的增加可以攤薄折舊和運營成本，但由于我國目前加氫站平均日加氫量只有240kg，所以加氫環節成本仍然很高。

圖4是近期氫氣供應鏈的成本匯總分析。從圖中可知，由于制氫成本主要取決于天然氣價格，但我國天然氣定價體制并非完全市場化，所以制氫成本相對變化幅度不大，人為可控因素較小。運氫成本取決于氫源與加氫站的距離，實際相對比較固定，所以波動也不大。加氫站的加氫成本波動幅度較大，主要由加氫站每日的加氫量決定，每日加氫需求越高，加注成本越低。所以要想在不依賴補貼的條件下實現35元/kg的氫氣售價，關鍵還是取決于制氫工廠與加氫站的設置距離和氫氣每日的加注需求。但在當前的現實條件下，受制于燃料電池汽車數量稀少、加氫需求不足、以及運輸距離過長等因素，在沒有政府補貼的情況下，一般很難達到35元/kg的目標價位。因此，在氫能產業發展的初期，要特別注意制氫工廠以及加氫站的區位選擇，在項目的可研階段要將當地加氫需求納入統籌考慮范圍，避免資源的浪費和項目建成后的虧損。

2 中期模式探討

在2030年后，預計我國氫能產業已經逐漸從起步期過渡到產業化快速發展期，在這期間，氫氣售價的目標價位為25元/kg。遵循相同思路，對此階段氫能的制氫—運氫—加氫產業鏈進行價值分析。

2.1 制氫

在2030年后的氫能產業快速發展期，氫氣來源會更加多元化，電解水制氫會占據一定的比例，但化石燃料制氫仍然占據主流。由于規模化效益以及折舊和財務費用的遞減，天然氣制氫的成本會比現在降低大約12%，但隨著雙碳目標的推進，此時制氫項目會通過二氧化碳捕集技術(CCUS)實現氫氣的脫碳化生產，即將“灰氫”變為“藍氫”。如果疊加CCUS，預計每噸CO2處理成本為210元，則天然氣制氫成本上升1.26元/kg。剔除設備折舊和財務費用后，計算分析利潤率20%，有CCUS和無CCUS兩種情況的天然氣制氫的氫氣價格，結果見圖5。

從圖5可知，在2.5～3.5元/Nm3的天然氣價格范圍內，疊加CCUS后的氫氣價格基本在13～18元/kg范圍內波動。由于技術進步以及產業的完善，即便疊加CCUS，此時的制氫費用仍然比當前費用更加低廉。

2.2 運氫

在2030年后由于氫能產業的快速發展，當下20MPa的運氫壓力已經不能滿足發展的需求，運氫壓力會比現在有所提高，長管拖車儲氫的Ⅰ型瓶會逐漸被Ⅲ型或Ⅳ型瓶取代，運氫壓力可以達到目前國外的50MPa甚至更高，單次運氫可以達到1200 kg以上。由此，采用相同的計算方法，計算出50MPa壓力下的運氫費用，詳見圖6。

通過對比圖2和圖6可知，由于壓力的提高導致單次運氫量的提升，使每公斤氫氣運輸成本平均下降50%，運氫效率獲得了極大提升。在此條件下，氫氣運輸的經濟距離大大增加，可以向更遠的地方運氫。

2.3 加氫

隨著氫能行業的發展，加氫站的數量逐漸到達一定規模，建設費用和運營費用會比現在有一定的降低，但幅度有限。但由于氫燃料電池汽車數量增加，每日的加注量會比現在上一臺階。預計在此階段，1000kg/d加注能力的加氫站投資約為1800萬元，每年運營成本約200萬元，投資回報率按20%計，根據每日不同的加氫量計算加氫成本，結果見圖7。

從圖7可知，在此階段，加氫環節成本會比當前降低近20%。由于燃料電池汽車數量的增加，預計可以將每日平均加氫量穩定在500kg以上，此時加注環節的氫氣成本將在20元/kg以下。對以上成本分析進行匯總，如圖8所示。

從圖8可知，在氫能產業的發展中期，雖然由于技術進步，產業鏈各個環節對比現在都會有一定幅度的降低，尤以運氫環節降低幅度最大，但此時制約氫氣成本下降的瓶頸仍與現在相同，即在加注環節上。如果氫燃料電池汽車數量發展至一定水平，使加注量可以維持1400kg/d以上，才有可能達到25元/kg的目標價位。由此可見，在氫能發展中期階段，全行業盈利的平衡點主要仍在于市場對于氫氣的加注需求。

3 遠期模式探討

預計在2050年后，氫氣在動力能源消費比例中將達到10%，氫燃料電池汽車獲得廣泛應用，加氫站等配套設施基本完善，氫能行業將進入產業成熟期。此時，可再生能源制氫成本相比現在將大幅降低，市場在售氫氣基本以電解水的“綠氫”為主，同時，站內制氫將成為主流，制氫加氫一體化，避免了運輸成本。

3.1 制氫

根據國家相關部門的氫能發展規劃，2050年之后，氫能行業將進入成熟期。天然氣制氫和煤制氫在此階段雖然仍占據一定的市場份額，但由于“雙碳”政策的深化，化石能源制氫將逐步退出市場，電解水制氫將占據市場的主流，而PEM電解槽將成為電解水制氫的主流設備。由于光伏電力成本和電解槽價格的降低，以及技術進步帶來的電解槽能耗效率的提升，預計制氫的平均電耗將降至4kWh/Nm3以下，1000Nm3/h的PEM電解槽購置成本將降至1000萬元以下，光伏、風能等可再生能源電費將降至0.13元/kWh以下。此時站內制氫會取代站外制氫成為主流，如果按照站內制氫產能800萬Nm3/a、毛利20%計算，不同電價條件下的電解氫氣價格見圖9。

從圖9可知，如果光伏、風能等可再生能源電力成本在0.13元以下，則單位氫氣生產價格可在14元/kg以下，與當前的天然氣或煤制氫價格處于同一水平。隨著技術的進步，“灰氫”向“綠氫”的過渡不會帶來成本的提升。

3.2 加氫

在2050年后，預計全國氫燃料電池汽車數量將達到500萬輛以上，加氫站數量達10000座以上，加氫站每日加氫量可以穩定在1000kg以上，甚至有可能達到2000kg。由于制氫-加氫一體化，大部分加氫站都將配備電解制氫設施。假設此時加氫站建設成本在1000萬元以下，運營成本每年150萬元，毛利20%，站內制氫，不同每日加氫量下的加氫成本詳見圖10。

從圖10可知，當氫能行業發展到成熟期后，加氫站每日加氫量可以穩定在1000kg以上，結合技術進步帶來的成本下降，氫氣的加注成本將在8元/kg以下，如果加氫量達到1500kg，則加注成本可以進一步降低到5元/kg以下。在加氫需求達到一定水平后，加氫環節將不再是制約氫氣成本的瓶頸。對遠期的氫氣價格組成進行分析匯總，詳見圖11。

從圖11可知，如果未來光伏、風電等可再生能源行業發展順利，“綠色”電力成本比現在大幅降低，同時氫燃料電池汽車數量穩步增加，氫氣加注需求同步增長，那么加氫站加注環節將不再是制約氫氣成本降低的核心。在2050年前后，氫氣售價將極有可能降到20元/kg以下，屆時氫燃料電池汽車的使用成本將在乘用車、商用車、重卡等細分領域全面低于燃油車。

4 可持續發展的建議

當前氫能市場尚處于起步階段，無論是燃料電池汽車數量還是加氫站等配套設施還都很短缺，為了使這一行業獲得可持續發展的動力，提出以下建議：

(1)加大對燃料電池汽車政策扶持，降低購車成本。通過以上分析可知，在近期和中期，降低氫氣成本的瓶頸在于加氫站加注環節，其核心在于提高加氫需求以攤薄折舊和運營費用。短期內，由于燃料電池汽車購置成本高于燃油車和電動車，因此，需要政府介入，以補貼或者產業優惠政策等形式努力降低燃料電池汽車的購置成本，盡可能增加燃料電池汽車數量，增加加氫需求。

(2)通過合理規劃，縮短運氫距離。在目前階段，由于我國供應燃料電池汽車的氫氣仍以工業副產氫為主，尚未建立成熟的分布式的制氫網絡，所以現在氫氣平均運輸距離仍比較長，成本較高。未來應通過合理規劃，科學選址，為加氫站和制氫工廠確立合理的運氫距離，盡量不大于200km，以150km甚至100km為宜，以降低運氫成本。

(3)提升運氫壓力，提高單次運氫能力。受技術限制，利用長管拖車公路運輸高壓氫氣是我國目前的唯一選擇。如提高運氫壓力至國外的50MPa，則可多運氫氣3～4倍，從350kg左右提升至1000～1500kg，可極大降低單位運輸成本，且隨著運輸距離的增加，高壓的優勢更加明顯。這就要求必須替換現有長管拖車的Ⅰ型高壓氣瓶，更換為Ⅲ型瓶或者Ⅳ型瓶管束，以提高壓力等級降低運輸成本。

(4)優化加氫站工藝，降低運營成本。隨著技術的進步和國產化程度的提高，加氫站核心設備的購置成本會越來越低，使用壽命會越來越長，每年的折舊成本也會隨之降低，那么加氫站每年的主要成本就來自于日常運營。目前各種經濟性分析主要集中于加氫站的建設成本，但加氫站的運營成本為250萬～300萬元/年，是成本核算中的大頭，如果可以通過工藝優化，如降低故障次數或電耗、減少工作人員等手段來降低運營成本，其收益大于僅單純降低設備投資的手段。

5 結語

通過上述分析，在近期和中期，氫能是否可以實現全行業盈利、吸引更多資本進入的關鍵仍然在于氫燃料電池汽車的數量，如果數量不足，加氫站的加氫量無法突破臨界點，那么在完全市場化的條件下，氫氣成本無法大規模降低，企業也無法獲得投資回報。因此應該在氫能產業的發展初期，通過政府的政策引導，大幅增加燃料電池汽車數量，在充分的加氫需求的驅動下，帶動制氫—運氫—加氫產業鏈的全面發展，各個環節均可獲得合理利潤，實現全行業的健康可持續發展。與此同時，在碳達峰碳中和政策的推動下，CCUS、電解水制氫等熱點技術會持續進步，成本持續降低，但相關技術的大規模產業化市場化同樣需要足夠的市場容量。所以，氫能行業的長遠可持續發展離不開燃料電池汽車應用端的需求支撐。相信在我國政府的統一部署和大力推動下，通過相關科研單位、裝備制造企業、能源企業和燃料電池車企的持續努力和通力合作，氫能行業會很快跨過當下的產業導入期，在逐步離開政策扶持的條件下進入實質性產業化快速發展階段，氫能的可持續發展會最終實現。