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      作為理論上清潔能源的最優解之一，氫能源迄今為止始終處于一個尷尬狀態——看似觸手可及，又仿佛遙遙無期。

      在從業人士看來，氫能源無論是技術還是安全性，早已不是問題，真正卡住脖子的是高昂的運輸成本——只要超出產地100公里，氫能源就貴得無法接受。

      成本問題如何解決？其實與石油、電力等等所有能源形式一樣，攤平成本的唯一手段是規模。因此，把消費級市場作為唯一方向的日本，犯了一個巨大錯誤，因為消費級市場的爆發總是滯后于成本下降。相反，只有大規模的工業場景率先接入氫能源，才能提供攤平成本的可能。

      站在2025年這個時間點上，“世界工廠”中國，正在嘗試給出一個更好的答案。

如果用一句話概括日本的新能源戰略，大概就是：鋰電池只是過渡，氫能源才是未來。

時至今日，當日本車企在鋰電池汽車領域逐漸落后，不少人寄希望于強大的氫能源技術儲備，能在未來幫助日本“再次偉大”。

但對于普通人來說，氫能源似乎仍是像可控核聚變一樣的存在——距離實用“永遠還有50年”。

2014年，豐田推出了世界首款量產氫燃料電池車型MIRAI，不久之后，日本以國家意志提出了“氫社會”的宏偉構想。執行層面上，日本經產省還設定了分三步走的“氫能與燃料電池戰略路線圖”，其中第一步將在2025年到期，屆時日本國內燃料電池乘用車要達到20萬輛。

2020年，豐田推出氫燃料車MIRAI的第二代。廣告截圖

但現實是冰冷的。日本汽車經銷商協會(JADA)數據顯示，2023年日本國內僅售出422輛燃料電池汽車，較2022年（848輛）腰斬，更是只有2021年（2464輛）的零頭。

2024年上半年，雖然日本燃料電池汽車銷量有所回升，但估計到今年底的累計保有量也只是勉強能達到1萬輛，較20萬輛的目標有著巨大差距。

燃料電池汽車，仍然遙不可及？

不過，如果把氫能源的應用只局限于汽車，或許從一開始就錯了。截至目前，全球90%以上的氫能源都應用于工業領域。有從業者對觀察者網指出，工業先行，才是氫能源發展的最佳路徑，而且最終將對交通領域帶來巨大的反哺作用。

這是因為，氫能源與電力存在一個根本性區別——汽車可以方便接入現有的龐大電網系統，但是氫能源的儲運基礎設施還是一片空白。在早期為區區數萬輛汽車去建設覆蓋全國的儲運系統是不劃算的，只有大規模工業應用場景才能帶動基礎設施完善。

而作為世界最大的工業國，中國無疑是探索氫能源大規模基建的最佳場所。事實上，如果從工業應用來看，2024年一些重要變化已經在中國發生。

2025年，我們的確有理由對氫能源多一點期待。

燃料電池，燒的是氫也是錢

值得一提的是，盡管日韓在氫能源乘用車技術上占據顯著優勢，但2024年全球最大的氫燃料電池汽車市場其實在中國。

韓國市場研究機構SNE Research的數據顯示，今年上半年，全球氫燃料電池汽車銷量為5621輛，其中中國就占了2501 輛，占比近半。    

2024年，也是中國政策層面對氫能源利好頻傳的一年。年初，氫能源首次被納入政府工作報告，而到了11月，中國頒布首部《能源法》，氫能也終于獲得了與傳統能源平等的法律地位——法律地位對于氫能源的意義并不亞于技術本身，因為截至目前，“危化品”的定性仍給氫能源儲運造成巨大限制。

因此，市場對于中國氫能源汽車的發展有了更大期待。甚至有觀點認為，考慮到中國也為2025年的氫能源汽車保有量提出了5萬輛的目標，而截至2024年前三季度的保有量僅為2.5萬輛，要想完成目標，明年的氫能源汽車增量會直接等同于歷史存量。

預期很美好，但是需要指出，中國想要完成目標的難度同樣非常大。中國汽車工業協會數據顯示，今年1--11月國內燃料電池汽車銷量為5076輛，同比增長11.7%，但11月當月為381輛，同比下降41.1%，并沒有出現為了完成指標而年底沖量的跡象。

中國在實現政策目標上的良好歷史記錄，未必就能夠在氫能源領域重演。

另一個重要對比在于，中國的氫能源汽車以商用車為主，而日本則是乘用車。上半年中國市場的銷量中，2478輛為商用車，乘用車只有區區23輛，來自海馬7X-H。

搭載了豐田電堆的 海馬氫燃料電池汽車。海馬汽車

相比于乘用車，商用車的成本更高。

以重卡為例，卡車之家數據顯示，一汽解放J6P牽引車的燃料電池版本廠商指導價高達118.25萬元，約為純電版本的一倍，其混合動力版本的指導價則為36.90萬元。

不過，政策對于燃料電池汽車的補貼同樣豪爽。

11月，財政部提前下達了2025年度的新能源汽車補貼預算，總金額98.85億元，其中氫能源補貼就占到了16.25億元。

按照財政部補貼規則，一輛燃料電池汽車根據發動機功率的大小，最高可獲得50萬元以上補貼。而全國多個城市還有配套的地方補貼，可達到與國補1∶1的比例。在補貼之后，燃料電池汽車的購置成本已經與燃油車類似。

除了現金補貼之外，另一項重要的政策是高速公路免費。

對于商用車來說，全生命周期擁有成本（total cost of ownership，TCO）是更重要的概念，包含購置成本、運營成本（含燃料、保險、維修及人工等）以及高速過路費等。據業內人士估算，高速過路費大約能占到TCO成本的20%-30%。

今年以來，山東、四川成都、內蒙古鄂爾多斯、吉林、陜西等地相繼出臺了對燃料電池汽車免收高速公路通行費的政策。

不過在現階段，免高速費政策尚難形成明顯效果。“免費當然好，但問題是上了高速，有沒有地方加氫？”有業內人士對觀察者網直言。

事實上，直到今年4月，京滬氫能交通走廊才完成我國氫能源車輛的首次大范圍、長距離、跨區域的實際運輸測試。在這段全長1500公里的路程上，總共建有7座加氫站。    

鄭州宇通生產的49噸氫能重卡馳騁在京滬氫能交通走廊。中國石化

加氫站建設同樣高度依賴政府補貼。目前我國加氫站以地方補貼為主，分為建設補貼和運營補貼兩種。據Interact Analysis統計，各地建設補貼力度一般為總投資額的30%-50%。

本月，廣州出臺了最新的氫能源支持政策，其中建設補貼為50-100萬元，每站每年的運營補貼最高可達150萬元。

但在上述種種補貼下，燃料電池汽車的落地進度仍然難達預期。數據顯示，在國家批復的五大燃料電池汽車示范城市群中，截至2024年10月僅有京津冀接近實現政策目標，廣東完成度尚不足20%。

問題出在哪？

卡脖子的還是電

在商用車的全生命周期成本中，除了上述提到的購置成本和過路費之外，運營成本才是最主要的部分，而其中單是燃料成本就可能占到TCO的50%以上。

燃料電池汽車想要真正落地，一個重要前提是讓氫氣補能成本低于柴油和動力電池。

當日本把氫能源確定為國策時，成本就是一個重要考量——作為一個資源匱乏的島國，無論是化石能源還是電力都難以獲得，日本一直都是全世界電價最高的國家之一；而理論上來說，氫的來源可以是水，成本要低得多，并且無需依賴進口。

實際上，目前主流的氫氣來源可以分為兩種——綠氫和灰氫。

以可再生能源發電，電解水制備氫氣，全過程中沒有二氧化碳排放，得到的氫氣被稱為綠氫。而煤、石油、天然氣等化石能源中也含有氫元素，以某種化學反應從中提取氫氣的過程會產生二氧化碳，被稱為灰氫。

長期以來，灰氫才是氫氣的主要來源。除了主動制氫之外，丙烯等重要化工產品的生產本身就會產生氫氣，這樣的工業副氫幾乎沒有成本。作為一個化工強國，日本率先探索氫能源利用也就順理成章。

但問題在于，工業副氫的產量遠遠無法滿足大規模的能源需求，而若要制備灰氫，又讓日本回到了化石能源依賴進口的老路。

就在本月，日本川崎重工宣布退出了與澳大利亞合作的“氫能供應鏈（HESC）”項目。HESC項目始于2018年，由川崎重工牽頭的6家日本企業與澳大利亞維多利亞州政府合作，計劃以褐煤為原料制氫，每年出口4萬噸氫氣到日本。

HESC項目

但是這個項目的成本和進度都遠遠沒有達到預期，而且盡管采取了碳捕捉技術，以煤炭制氫的方法仍然遭到大量環保批評，已經難以推進。    

這也是擺在全世界面前的同樣問題：灰氫已經不符合減排要求，綠氫才是大勢所趨。

由于水的成本幾乎忽略不計，綠氫也就是電解水制氫的成本，主要由電解槽設備和電價構成，其中電價又占到總成本的70%以上。可以說，卡住氫能源脖子的第一道關，還是電價，尤其是新能源發電的價格。這對于全球電價最高的日本來說，又是一道無解難題。

與日本相反，中國近年來新能源發電發電成本的快速下降，則讓綠氫成本逐漸接近了化石燃料價格。

業內人士向觀察者網介紹，對于重型卡車來說，當氫氣價格為每公斤20-25元時，大致可以與柴油車的燃料成本持平。如果采用現在較為成熟的堿性電解槽制氫，對應的電價應該在0.2元/千瓦時左右。

在我國西北部風光大省，新能源發電價格已經接近這一水平。華夏能源網數據顯示，2024年上半年，新疆風電結算均價0.21元/度，光伏結算均價0.16元/度；甘肅風電結算均價0.27元/度，光伏結算均價0.18元/度。同期，青海省新能源結算均價也在持續走低，從1月的0.228元/度滑落至6月的0.212元/度，半年降了7%。

上述人士進一步指出，如果能夠進一步提升電解槽效率，綠氫成本還能夠繼續下降。據介紹，“氣泡效應”是影響電解槽效率的重要因素，在電解水時，電極附近產生的氫氣和氧氣氣泡會阻礙水和電極上催化劑的接觸，從而導致效率下降。

在上述人士看來，通過改進電解槽效率，制氫的電耗有望降低30%。

隨著成本持續下降，綠氫不僅有望對柴油取得成本優勢，也可能實現同灰氫的平價（約為10元/公斤上下）。協鑫集團董事長朱共山今年曾預測，如果核心設備進一步國產化，預計到2026年綠氫成本可以實現10元/公斤。

值得一提的是，全球范圍內對綠氫的展望卻沒有這么樂觀。彭博新能源財經（BNEF）12月23日發布的預測甚至把2050年的綠氫價格預期大幅上調為每公斤1.60美元至5.09美元，大約是其去年預測值的3倍。BNEF認為，由于電解槽價格未來可能上升，即使到本世紀中葉，綠氫成本也很難與灰氫持平。

BNEF認為，只有中國和印度這兩個市場可能會看到綠色氫能變得具有成本競爭力，預計2040年達到與灰氫相當的價格。

在氫能源競爭中，中國制造業的成本優勢有望再次起到決定性作用。

更大難題：儲運成本居高不下

既然電解水制氫成本已經接近與柴油平價，是否意味著加氫和加油已經區別不大？情況遠非如此。    

正如前文所述，目前國內加氫站數量仍然有限。根據香橙會氫能數據庫，截至2024年6底，我國共建成加氫站426座。

制約加氫站建設的不只是成本，還有政策。由于氫長期被列為危化品，加氫站的選址會受到嚴格限制，例如上海目前的加氫站全部位于外環以外。

氫氣是以高壓儲氣罐的形式存儲在燃料電池汽車上，目前常見的車載儲氣瓶壓力分為35兆帕和70兆帕兩種，70兆帕大約相當于正常大氣壓的700倍。而加氫站為了能將氫氣壓入儲氣瓶，最高運行壓力可達到90兆帕。

如此高的壓力，再加上氫氣本身易燃的屬性，自然會引發公眾對于安全性的討論。

不過中集安瑞科上海公司氫能增壓產品部市場總監李迪告訴觀察者網，氫能儲運環節的安全性無需太過擔憂。

中集安瑞科是國內氫氣儲運的頭部企業之一，2020年起與挪威合斯康（Hexagon）成立合資公司，將全球最先進的四型儲氫瓶引入國內。李迪透露，目前車載儲氣瓶都能夠通過槍擊、火燒、穿刺等試驗，合斯康的53兆帕運輸車甚至曾經安全抵御了火箭彈攻擊。

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型儲氫瓶內膽大多為金屬材料，不適合長期儲存，而Ⅳ型儲氫瓶內膽采用塑料等復合材料，耐滲透性和耐熱性較好。 中集安瑞科網站

事實上，相比于安全性，運輸成本才是制約加氫站建設的最主要問題。

不同于電力可以通過電網輸送，氫氣目前完全依賴公路運輸——換句話說，在運輸氫氣的同時，運氫車需要燒掉大量燃油，這本身就是對能源的一種重復浪費。

李迪指出，以目前常規的20兆帕長管拖車為例，運輸距離每增加100公里，考慮到燃油、保養和過路費等，就會導致每公斤氫氣的成本增加10元。如果將氫氣從內蒙產地運輸到上海加氫站，每公斤價格將會增加上百元。

而一輛載重49噸的氫燃料電池重卡，理論上的百公里耗氫量約為8-12公斤，實際可能更高。也就是說，如果在上海周邊運營燃料電池重卡，每百公里的成本就要增加上千元。

因此，目前氫能源的運輸半徑一般不超過200公里，這樣在補貼下才能勉強具有經濟性。

但考慮到無論是灰氫的主要來源煤炭，還是綠氫所需要的廉價風光新能源，主要都分布在西北地區，這決定了氫氣的產能同樣集中在西北。而且由于被定義為危化品，氫氣生產往往也只能布局在化工區域。

然而交通運輸的需求卻主要來自人口密集、經濟活躍的東部地區，200公里的運輸半徑是遠遠不夠的。

高昂的運輸成本、供給與需求的地理錯配，才是制約燃料電池汽車普及的最大難題。

為了降低氫氣運輸成本，行業進行了多種路線的嘗試。

公路運輸效率的本質，就是計算貨物價值和燃料消耗的比值。那么一個顯而易見的思路，就是盡量去提高一輛運氫車能夠裝載的氫氣重量。

一輛20兆帕長管運氫車只能容納550公斤氫氣，也就是0.55噸。并且由于壓力容器內的氣體無法完全排空，實際的有效運輸量只有300公斤左右。而這輛運氫車自身的重量卻高達數十噸。    

這是氣體運輸固有的局限，跟其它貨物相比效率極低。但是如果能夠把氣體變成液體或者固體，一次能夠裝載的重量就會大大提升。

今年初，中集安瑞科下線了首臺40立方液氫罐車，填補國內空白。按照液氫密度70.8千克/立方米計算，理論運輸重量可以接近3噸，從而讓效率提高近十倍。

李迪對觀察者網介紹，液氫運輸涉及到諸多技術難點。液氫需要將氫氣冷卻至21K（約-253攝氏度），這就要求運輸罐體有良好的絕熱性。為了做到絕熱，采用雙層真空結構罐體只是基礎，更重要的是內部罐體的支撐裝置不僅要絕熱性好，同時還需要盡量減小與內罐的接觸面積，相當于把幾噸重的罐體撐在針尖上，對材料提出了很高要求。

除了直接運輸液態純氫，以液態或固態化合物形式存儲氫氣也是另一種思路。不過需要指出的是，盡管運輸方便，但是制備液氫和氫化合物都需要額外的能量消耗，在總成本上還沒有體現出明顯優勢。

破局的關鍵，在世界工廠？

儲運環節降本困難，在很大程度上限制了市場對燃料電池汽車的需求。但形成鮮明對比的是，今年國內的新建氫氣產能卻在大幅擴張。

截至2024年6月，我國現有氫氣產能約為每年4900萬噸，其中綠氫產能僅有10萬噸左右。但是今年規劃中的綠氫項目已超過400個，產能超過800萬噸/年，項目招標方以五大六小發電集團、中石化、中石油等央企以及相關能源國企為主。

是什么原因讓能源巨頭紛紛涌入氫能？

除了綠氫成本的下降之外，有業內人士指出，國內新能源電力產能逐步飽和的背景下，這些能源企業也急于尋找新的營收增長方式，并愿意承擔一定的成本。

可是燃料電池汽車落地緩慢，如何消納這些新增氫氣產能？答案是工業。

在全球氫氣消費結構中，交通運輸領域的占比微不足道，90%以上是來自煉化、鋼鐵、化工等行業。例如，氫氣可以代替焦炭和天然氣作為還原劑，消除煉鐵、煉鋼過程中的大部分碳排放；煉油過程中，氫氣可用于石腦油加氫脫硫等；在化工中，氫氣是合成氨、甲醇的原料。

事實上，國內新增的綠氫產能中，有很大一部分都是氫氨醇一體化項目。例如，中集安瑞科今年8月中標的中能建松原氫能產業園項目，包含了11萬噸綠氫、60萬噸綠色合成氨和6萬噸綠色甲醇，并配套建設300萬千瓦新能源項目，是當時國內最大綠色氫氨醇一體化項目。    

盡管用綠氫來生產氨醇的成本仍然比灰氫要高不少，但是考慮到碳交易的收益，以及較強的海外購買力，企業仍然有利可圖。

例如，氨是合成氨基酸的原料之一，在食品行業有廣泛用途。有知情人士對觀察者網透露，國內一家頭部味精企業已經在使用綠氨，盡管成本有所上升但仍然可控。

綠色甲醇作為燃料同樣有很大潛力。今年8月，中遠海控一次性下訂12艘14000TEU甲醇雙燃料集裝箱船。截至2024年5月，全球甲醇船舶在建訂單已達到269艘。

在李迪看來，工業應用不僅是現階段綠氫的最佳消納渠道，也有望從根本上解決燃料電池汽車的儲運難題。

“我相信，氫能源的未來一定是管道運輸”，李迪指出，氫能源行業其實與天然氣有很大的相似之處，而管道運輸已經被證明是天然氣的最佳運輸方式。“從西北產地以管道方式將氫氣運出，終端一兩百公里的范圍內再使用車輛運輸，這應該是氫氣運輸的終極形式。”

管道運輸的問題在于初始投入大，如果僅僅是為了服務燃料電池汽車，是極不劃算的。但是如果大規模的工業應用能夠在全國鋪開，就能夠攤薄管道成本。

率先撬動氫氣在全國范圍內應用的場景，可能是天然氣摻氫。氫氣和天然氣一樣可以燃燒，都可以作為燃料使用，我國香港地區的天然氣中本來就混有較高比例的氫氣雜質。借助燃氣公司現有的管道設施，天然氣摻氫幾乎能夠零成本觸及大量終端用戶。

今年9月，浙能集團完成了國內首次城鎮燃氣高比例摻混氫氣燃燒試驗和氫氣分離試驗，驗證了3%至30%比例氫氣摻入天然氣技術可行性。

但值得一提的是，單位體積的氫氣比天然氣熱值要低，如果大范圍推廣，恐怕也需要配合計價方式的改革。

隨著場景逐漸清晰，2024年成為中國大規模輸氫管網建設元年。據中國產業發展促進會氫能分會統計，2024年前7個月，全國已有10個輸氫管道項目公布了最新進展，設計總長度已超過5000公里。

工業先行，逐步帶動民用和交通運輸領域的成本下降，看上去已成為氫能源發展的最優路徑。2025年，隨著綠氫規劃項目的逐漸開工和投產，中國氫能源有望迎來加速爆發。

其實在2023年，日本人也意識到本國“氫社會”規劃中的嚴重錯誤。

日本自然能源財團發布的報告《Re-examining Japan?s Hydrogen Strategy》指出，氫能戰略更像是一個燃料電池戰略，過去十年間，70%的預算投在了住宅燃料電池系統（FC）和燃料電池汽車（FCV），分別對應民用和交通，卻忽略了更廣闊的工業用途。

如此看來，日本氫能源發展的阻滯，并非因為氫能源自身存在不可克服的缺陷。重技術卻忽視規模的政策導向，才是問題所在。

從各國實踐來看，氫能源技術降本固然重要，但技術走到盡頭，終究會撞上基礎設施這堵墻。    

其實，傳統能源的應用也遵循著類似規律。本杰明·富蘭克林在18世紀發現了電，愛迪生在19世紀70年代發明了長壽命的電燈，但當時直流輸電的高損耗讓電力只能傳輸1公里的距離。電力真正得以大規模應用，要歸功于交流電網的發明。

氫能源與電力的巨大區別在于，人類應用電力的歷史已經有上百年。龐大的工業和民用需求，早就催生了完善的輸電基礎設施。電動汽車在中國的快速推廣，得益于中國擁有全球最大的發電量和最新的電網；日本不愿意轉向電動化的原因，也是擔心陳舊的電網設施無法支撐充電需求的爆發。

日本全力押注氫能源，或許本身并沒有錯，可惜日本的工業需求已經難以推動一場從零開始的基礎設施建設。而全球范圍內最有希望做到這一點的，只能是“世界工廠”中國。

從規模到技術

在未來十年中，有望真正迎來氫能源的普及時刻，但我們也要看到，在整個產業鏈的諸多核心技術上，中國仍然存在很大欠缺。

氫燃料電池電堆最核心的結構是膜電極，占電堆總成本的約60%。而膜電極的三大核心結構——質子交換膜、催化層和氣體擴散層，我國均高度依賴進口。

億華通常務副總經理于民對媒體指出，目前碳紙（氣體擴散層材料）、質子交換膜、催化劑的進口比例分別為80%、93%、98%。

在制氫層面，盡管中國是全球最大的灰氫生產國，但是綠氫對生產設備提出了不同的要求。

我國電解制氫以堿性電解槽為主，其成本低、單槽產氫量大，但對風、光等波動性能源適應性較差。發展風光耦合電解制氫所需要的質子交換膜電解制氫技術，我國也明顯落后于國外，國產設備單槽產氫量最大在400標方/小時，而國外廠家如康明斯已推出1000標方/小時產品，其核心部件如全氟磺酸質子交換膜制備工藝復雜，長期被美日企業壟斷。

河北建投崇禮風光耦合制氫示范項目。長城網

在儲運環節，75兆帕壓力的四型瓶已經是行業共識的發展趨勢，其核心材料是纏繞罐體的碳纖維。目前國產罐體的碳纖維材料也主要來自日本東麗。

輸氫管道的研究更是接近空白。李迪向觀察者網介紹，氫是一種非常活躍的元素，氫分子容易滲入金屬材料內部，導致材料脆化甚至開裂，這種現象叫做氫脆。輸氫管道在材料選擇上，必須要防止氫脆，目前的方法是采用鎳含量較高的316L不銹鋼。

但李迪指出，高壓涉氫材料的應用研究主要來自日本，高鎳316L不銹鋼也只是參考了日本相應鋼鐵標號的元素含量。至于是否一定要用316L不銹鋼，各元素需要怎樣的配比，全球相關研究尚不充分。

事實上，中國大量汽車、能源等企業都涉足了氫能源技術研發，但是規模不足，是制約研發進度的重要因素。    

我國燃料電池電堆企業主要包括國鴻氫能、億華通、捷氫科技、重塑能源、氫晨科技等，但由于整個市場的年出貨量也不過幾千臺，缺乏規模效應導致它們普遍業績不佳。

以今年剛剛在港股IPO的重塑能源為例，在2021年、2022年、2023年和2024年前五個月，重塑能源的營業收入分別為人民幣5.24億、6.05億、8.95億和0.13億元，相應的凈虧損分別為人民幣6.54億、5.46億、5.78億和4.09億元。上汽集團子公司捷氫科技則于今年4月撤回了科創板IPO申請。

“最痛苦的是沒有規模。”捷氫科技總經理盧兵兵此前對媒體指出，技術、成本、規模、加氫站、氫源等這些要素是互為影響的，“氫能產業就相當于一個房子有六根柱子，只拉高一根柱子并不能改善整體房子的情況，而是要把這六根柱子都同步提高，才能整體拉升產業發展。”

李迪也對觀察者網指出，只有當氫能源在工業領域大量應用，帶動輸氫管道建設達到一定規模，產業鏈關鍵技術才有望實現快速突破。

站在2025年這個時間點上，隨著氫氨醇一體化等項目的逐步推進，“世界工廠”中國正在看到補上氫能最大一塊短板的希望。

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