氢燃料电池货车加氢经济性现状、挑战与建议

一、背景 

近年来，以锂离子电池和氢燃料电池为代表的技术成为目前中重型货车实现零排放最主要的技术路线。 

从购车成本来看，国家和地方的财税激励政策以及氢燃料电池汽车示范城市群等工作为氢燃料电池货车初期推广创造了有利条件，推动其购买成本可以与同级别柴油货车持平甚至略低；从车辆技术来看，氢燃料电池货车基本能够满足动力、运距等货运需求；从补能环节来看，目前中国的氢气价格约为60～70元/kg(无补贴)。一般情况下，氢能重卡百公里氢耗约10kg，约合人民币600～700元，百公里柴油消耗约合人民币220元，氢气成本远高于柴油成本。因此进一步降低氢能成本将是氢燃料电池技术在中重型货车领域应用的决定性因素。 

二、现状与挑战 

在国家政策大力支持和推动下，中国已经初步形成京津冀、上海、广东、河北和河南5大燃料电池汽车政策支持示范城市群，各示范群目前氢气价格见图1。氢燃料电池货车产业发展态势积极，但氢气的高成本是目前氢燃料电池货车发展阶段遇到的核心问题。其中，制氢成本（约占40%）、运氢成本（约占30%）和加氢站成本（约占30%）是影响氢气加注枪出口端总成本的主要因素。 

1 制氢成本 

近年来，我国氢气产量持续增长，且以化石能源制氢为主，煤基制氢、天然气及石油基制氢占比超过80%，电解水制氢仅占比1%左右。  

研究发现国内煤气化制氢成本在0.55～0.83元/标准立方米的范围内，影响煤气化制氢成本的主要因素是煤炭价格和电价；天然气重整制氢的成本在0.8～1.75元/标准立方米范围，影响天然气重整制氢成本的主要因素是天然气价格和电价。工业副产品制氢是氢能产业发展初期和中期的主要氢气来源之一。工业副产氢气纯化制氢能够提高资源有效利用率和经济效益，成本与化石燃料制氢接近。目前电解水制氢路线成本相对较高，主要因素包含设备成本、制氢电耗以及电价体系，其中电价的成本占到60%～80%。未来随着技术成熟度提高、规模化效应显现，可再生能源制氢成本将大幅下降。据彭博财经估算，以风力发电为例，2030年风电制氢成本可降至0.875～1.8125元/立方米，与煤制氢成本已经比较接近；到 2050 年可达0.5～0.625元/立方米，具有明显经济优势。 

表1 主要制氢技术路线的原理和成本范围 

2 储运成本 

目前，储氢技术主要包括：高压气态储氢、低温液态储氢、固体吸附储氢、固体吸附及液态有机氢载体储氢等。高压气态储氢是目前技术最成熟、综合成本最低的储氢方式，得到了广泛的应用；低温液态储氢密度高、液氢纯度高，但液化所需能耗高、耐热性要求高；固态吸附储氢安全性高、储存压力低，但所需材料贵，技术还处于研发阶段。随着技术的不断进步，能耗与材料问题的逐步解决，在未来场景下，低温液态、液态有机氢载体储氢方式综合成本会降低，逐步应用于日常生活中。 

在氢气运输方面，根据氢气状态不同，可以分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送3种类型，主要的运输方式有长管拖车、液氢罐车、管道运输。目前中国最主流的运氢方式是高压气氢+长管拖车运输，这种方式技术相对成熟，但运氢量较小，随着运距增加，成本也会大幅增加。液氢运输的优势在于运氢量大幅增加，但制备过程能耗高，关键设备成本高，导致总体成本偏高。管道输氢虽然具备实现大规模、长距离运输的潜力，但在国内发展仍处于非常初期，布设成本高昂，可行性有待验证。 

表2 主要运氢方式的运输量、特点和应用范围 

3 加氢成本 

根据中国氢能联盟的统计，目前全国加氢站有360多座，建成运营255座，主要分布在京津冀、长三角和珠三角地区。中国加氢设施覆盖的省份及地区已扩展到2022 年的28个。其中，广东省已建成加氢站全国占比第一，目前在营加氢在40个。我国已经完成了加氢站大部分技术路线的运营示范，但目前我国的加氢站精细化运营程度较低，运行状态相对粗放，是影响加氢站运营经济性的重要原因。 

不仅如此，加氢设备成本高，压缩机和加注设备等装备依赖进口等问题依然存在。此外加氢站建设尚在探索和试水阶段，加氢设备产能较低，全国全年不足百套。加氢站规模及系统配置各不相同，个性化配置导致设备制造成本偏高，配套设备规模化和批量生产程度严重不足，均导致加氢站设备成本居高不下。另一方面，重点货运线路上加氢站的数量依然不足，加氢站规划土地成本高，土地审批流程繁琐且效率低下，导致加氢站建设周期长，布局进展迟缓，难以满足用户的使用需求。  

三、建议 

在制氢环节促进规模化实现降本增效，结合区域特点和资源禀赋，充分协同利用西北地区的风光资源推动西北地区成本接近20元/公斤；在东部地区，持续支持非化工园区制氢，依托高速公路沿线加氢站和零碳园区开展分布式制氢和光伏+谷电制氢试点，促进东部地区的成本达到25元/公斤。协同推动区域碳氢认证平台建设，建立绿氢碳核算认证体系。 

储运环节技术路线选择应结合区域产业发展特点和氢能资源分布，对于加氢站与氢源距离在200km以内且输氢量较小的场景，可采用高压气态路线；对于日加注量大，且运输距离长的站点，宜积极推广储运氢能力更强的液氢路线。除此之外，建议加强制氢/加氢一体站的政策支持和试点工作，降低氢气运输环节成本。 

在使用环节，根据实际应用场景持续推动氢燃料电池货车的规模化应用，推动“车-站-源”的一体化场景开发，缔造氢气制、储、运、加、用、循环的全产业生态，实现区域资源的整合和统一调度。考虑到中国工业领域的用氢量更大，建议下一步充分考虑氢能在交通领域和工业领域的耦合发展，挖掘运输需求，打通多行业应用路径。 

*以上内容整理自7月24日零排放货运行动深度研讨会第二期“氢能降本助力零排放货车应用和推广”分享和研讨内容。