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252024 年 4 月第 36 卷第 2 期油 气 与 新 能 源文章编号：2097-0021（2024）02-0025-07车用氢能发展难点与对策罗艳托1，于东阳2，朱建兴2，邓钰暄31.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100083；2.中国石油天然气股份有限公司宁夏销售分公司，银川 750001；3.中国石油大学（北京）经济管理学院，北京 102249引用：罗艳托,于东阳,朱建兴,等.车用氢能发展难点与对策J.油气与新能源,2024,36(2):25-30,40.基金项目：中国石油天然气集团有限公司基础性、前瞻性重大科技课题“油气产业链优化和运行预警关键技术研究”（K2021-058）；中国石油天然气集团有限公司数字化智能化技术研究科技项目（2021DJ77）摘要：“双碳”目标背景下，国内加快能源转型步伐，交通运输业作为第三大碳排放行业，加快向电、氢转型。分析了国内氢燃料电池汽车和加氢站的发展现状，从产业链的角度深入剖析了国内车用氢能发展的“车贵”“氢贵”“站贵”等三大痛点，认为深层次的原因是燃料电池、车辆生产和加氢站设备生产存在技术瓶颈，关键零部件仍然依赖进口，加氢站建设及运营成本高，电解水等制氢成本高等。最后，从行业发展的角度，分别提出了降低车用氢能成本的突破路径，指导行业良性发展。关键词：氢燃料电池汽车；加氢站；制氢；储氢；运氢中图分类号：TK91 文献标识码：A DOI：10.3969/j.issn.2097-0021.2024.02.004Difficulties and Countermeasures for the Development of Hydrogen Energy for VehiclesLUO Yantuo1,YU Dongyang2,ZHU Jianxing2,DENG Yuxuan31.PetroChina Planning and Engieneering Institute,Beijing 100083,China;2.PetroChina Ningxia Marketing Company,Yinchuan 750001,China;3.School of Economics and Management,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,ChinaAbstract:Against the backdrop of the“dual carbon”goal,China is accelerating the pace of energy transformation and the transportation industry,as the third largest emission industry,is accelerating its transition towards electricity and hydrogen.This paper analyzes the development status of hydrogen fuel cell vehicles and refueling stations in China,deeply discusses such three major development difficulties of domestic hydrogen energy for vehicles as expensive vehicles,expensive hydrogen,and expensive stations from the perspective of the industrial chain,then takes the technical bottlenecks existing in such production fields including fuel cell,vehicles,and hydrogen refueling station equipment,depending on imports for the key components,high construction and operation costs of hydrogen refueling stations,and high cost for making hydrogen through water-electrolytic process as the deep reasons.Finally,it puts forward the approaches to reducing the cost of hydrogen energy for vehicles respectively from the perspective of industry development to guide the healthy development for the industry.Keywords:Hydrogen fuel cell vehicles;Hydrogen refueling station;Hydrogen production;Hydrogen storage;Hydrogen transportation0引言“双碳”目标背景下，中国大力发展新能源、积极推动能源结构转型升级。作为第三大碳排放行业，交通领域正积极推动用能清洁化。氢是自然界普遍存在的元素，具有热值高、燃烧排放无污染、资源量丰富等特点，具有良好的发展前景1。然而，近年来氢能在车用领域的应用不及预期2-8，本文深入分析了车用氢能应用的影响因素，针对性地提出了解决方案，以期为行业良性发展提供参考。26油气与新能源 政策与市场Vol.36 No.2 Apr.20241中国氢燃料电池汽车和加氢站发展现状近年来，中国氢燃料电池汽车推广规模没有明显突破，发展速度不及行业预期。2023 年 19 月国内氢燃料电池汽车产量、销量仅 2 979 辆、2 870辆，同比增长 25.2%、37.2%；截至 2023 年年底，国内氢燃料电池汽车保有量约 20 000 辆，其中正常使用和运营车辆不足 50%，占汽车总保有量的比例仅 0.6，距离实现 2025 年保有量 50 000 辆的目标难度较大。2016 年以来国内氢燃料电池汽车产销量和保有量变化走势分别如图 1 和图 2 所示。1 000 2 000 3 000 4 000氢燃料电池汽车数量/辆产量销量时间2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年1-9月图 1国内氢燃料电池汽车销量变化情况（根据中国汽车协会数据积累整理）04080120160 4 000 8 000 12 000 16 000同比增幅/%汽车保有量/辆时间氢燃料电池汽车保有量同比增幅2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年1-9月图 2国内氢燃料电池汽车保有量变化情况（根据中汽数据上险量数据积累整理）虽然中国加氢站发展速度较快，但仍不及行业预期，使用率较低。截至 2023 年 9 月底，中国已建成投运的加氢站仅 407 座，到 2023 年底预计达 440座，同比增长 43.8%。照此发展速度，2025 年全国各省份合计达 1 000 座的规划目标恐难以实现。目前，加氢站平均单站服务车辆仅 37 辆，按运营车辆测算平均单站服务车辆不足 20 辆，加氢站利用率处于较低水平，多数加氢站和运营商处于亏损状态，且投运加氢站的分布不均在一定程度上也影响各省氢燃料电池汽车的发展速度（见图 3）。0102030405060广东山东河北浙江河南江苏湖北山西北京内蒙古上海安徽四川天津辽宁陕西重庆湖南海南广西宁夏吉林福建贵州甘肃江西云南加氢站数量/座省份图 3截至 2023 年 9 月国内各省份已建成投运加氢站数量（根据香橙会数据积累整理）2车用氢能发展痛点车用氢能产业链上的产品成本普遍过高，导致产业竞争力不足，国内氢燃料电池汽车和加氢站发展不及行业预期，氢能在车用领域应用发展缓慢。由于车辆生产技术瓶颈没有取得根本性突破，氢燃料电池汽车购车成本比其他动力类型汽车明显偏高，直接影响车辆市场发展规模，间接影响车用氢能用气规模、氢气价格和加氢站的利用率、盈利水平和发展速度。2.1“车贵”氢燃料电池汽车购车成本高氢能作为车用动力有两种方式：一种是目前主流的氢燃料电池技术，利用质子交换膜和催化剂，氢气和氧气发生电化学反应，产生电流和水，电流经过逆变器、控制器等装置，给电机供电，驱动汽车前进；另一种是作为燃料通过氢内燃机燃烧直接作为汽车的动力来源，目前该技术路线尚处于实验室研究阶段。2.1.1技术水平和规模效益导致生产成本高氢燃料汽车生产包括氢燃料电池系统和整车生产两个关键环节，其中氢燃料电池系统占据整车生产成本的 50%，氢燃料电池生产成本又占据氢燃料电池系统成本的 60%9。近年来，中国在燃料电池发动机制造方面进步明显，基本实现了国产化，但部分膜材料仍需要高价从国外进口10。在燃料电池生产方面，中国面临关键材料和零部件生产技术的挑战。关键材料方面，铂（Pt）作为氢燃料电池阴极催化剂的主要成分，占燃料电池堆成本的40%，铂材料稀有、价格昂贵，提高了氢燃料电池27第 36 卷第 2 期2024 年 4 月罗艳托等：车用氢能发展难点与对策汽车的生产成本11；关键技术方面，国内生产的氢气循环泵、空压机、增湿器以及质子交换膜等核心部件性能较国外仍有一定差距，部分基础材料依托国外的供应12（见表 1）。另外，市场需求量少、规模效益低，是造成车辆生产成本高的另一个重要原因。表 1国内外氢燃料电池汽车核心部件制造水平对比技术类别国际先进水平国内水平电堆功率电堆功率达到 200 300 kW，电池模块功率达到 3 kW/L，成本40 美元/kW电堆功率 200 300 kW，电池模块功率仅为 1.1 kW/L，成本约为 1 500 元/kW交换膜产品化生产阶段，开发石墨烯复合质子交换膜稳定性更强，质子传导率 216 ms/cm技术水平尚有差距未达到量产水平，质子传导率 34 ms/cm催化剂Pt 载量仅为 0.2 g/kW，处于大规模生产阶段Pt 载量 0.4 g/kW，处于小规模生产阶段扩散层开发出多孔碳纸或碳布，处于流水线生产阶段缺少量产条件，处于试产阶段双极板采用铁金属双极板技术，模块功率 3.1 kW/L，电导率 420.6 S/cm，抗弯强度 130 MPa采用石墨双极板技术，模块功率 2 kW/L，电导率 20 S/cm，抗弯强度40 MPa膜电极电流密度 4 000 5 000 mA/cm2，寿命约为 9 000 h，成本约为105 美元/kW电流密度 1 500 mA/cm2，寿命约为 3 000 h，成本约为 2 000 元/kW燃料电池燃料电池寿命 10 000 h，成本 1 500 3 000 美元/kW燃料电池寿命 6 000 h，成本 10104元/kW2.1.2购车成本明显偏高2020 年 9 月，关于开展燃料电池汽车示范应用的通知（财建2020394 号）发布，氢燃料电池汽车推广从整车示范向城市群推广，从补贴整车生产企业转变为补贴示范城市群的氢燃料电池汽车整个产业链。购车补贴的取消，进一步削弱了氢燃料电池汽车购车成本竞争力，氢燃料电池汽车推广只能由政府主导。从 2023 年政府公交车采购订单来看，同级别氢燃料电池公交车购车成本分别比纯电动公交车（不含电池）、燃油公交车高 195.1104元/辆和 155.0104元/辆（见表 2）。表 22023 年以来部分政府公交车采购订单订单名称燃料种类平均价格/（104元/辆）上海闵行客运服务有限公司 2023 年第一批次 10.5 m 级氢能源公交车辆采购氢能295.0上海闵行客运服务有限公司 2023 年第一批次 10.5 m 级电动公交车辆采购（不含电池）纯电动99.9乐清公交客运有限公司 2023 年 7 月 10 m 级公交车采购项目燃油140.0资料来源：中国客车网。2.2“氢贵”车用氢气使用成本高氢气的销售价格和氢燃料电池汽车的使用成本主要由制氢成本、储运成本共同决定。2.2.1制氢成本高绿氢是未来发展方向，但制氢成本高。现阶段中国制氢方式主要包括化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等，根据制氢技术路线的碳排放量将氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢。灰氢包括煤制氢、石油制氢、工业副产氢等，其生产成本最低，产量最高，是中国目前阶段的主要氢源。蓝氢是指利用天然气或水蒸气重整制得的氢气，然后再利用碳捕集与封存（CCS）或碳捕集、利用与封存（CCUS）技术将二氧化碳回收，即在灰氢的基础上附加了二氧化碳捕集装置，其成本略高于灰氢13。绿氢则是指通过可再生能源发电、电解水或者生物质能方式制得的氢气，其生产过程没有碳排放，但该技术耗电量大，成本较高，绿氢生产技术路线中核电电解水制氢成本最低，光伏电解水的成本最高14。电解水制氢虽然生产成本较高，但原材料丰富，对环境影响较小，是最具发展前景的氢源，也是中国未来氢能发展的主要方向。电解水制氢技术路线主要分为碱性电解水技术（ALK）、质子交换膜电解水技术（PEM）、固体氧化物电解水技术（SOEC）等15。除了所需的电力价格较高外，PEM 电解水还需要钌、铱、铂等贵金属作为催化剂，提高了制氢成本；同时，交换膜生产技术有待提高，部分膜仍需从国外进口16。除此之外，还可以利用甲醇、绿氨等载体制氢，不同制氢方法的成本差异较大（见表 3）。表 3目前国内不同技术制氢成本制氢方法成本/（元/kg）原料价格工业副产氢12 13煤制氢9 11煤炭价格 550 元/t天然气制氢20 21天然气价格 3.5 元/m3甲醇制氢23 25甲醇价格 3 000 元/t电解水制氢40 50电力价格 0.6 元/（kWh）28油气与新能源 政策与市场Vol.36 No.2 Apr.20242.2.2储运成本高氢能的储运形式按照物质状态可分为气态、液态和固态，近年来压缩气态储氢、液化储氢、有机化合物储氢等技术均取得较大进步，但是由于储氢密度、安全性和储氢成本之间的平衡关系尚未解决，因此离大规模商业化应用还有较大距离。2.2.2.1气态储运氢气态氢包括高压气态纯氢和天然气掺氢混合气体。高压气态纯氢储氢技术能耗较低，压缩耗电仅需 2 kWh/kg，储运效率可达 90%，技术相对成熟，储存成本较低，但相比于液氢等储存模式体积密度相对较低，仅为 17.9 kg/m3。高压氢气运输主要依托管束拖车，目前较为成熟和常用的是 20 MPa 高压储氢管束车，单车运输氢气 330 kg，有效使用量仅 200 kg。由于高压氢气质量低、压缩性能高、卸车耗时长，单次运量仅占车体重量的 1%2%，百千米运输成本高达 8 元/kg，仅适用于短距离输送。天然气掺氢主要通过天然气管道输送，运维成本较低，但为确保氢气储运过程的安全性，防止氢脆现象出现，对运输管道本身的要求较为严格。纯氢长输管道造价约 600104元/km；若基于现有的天然气管道，需要增加投资、进行一定技术改造才能投入使用17。2.2.2.2液态储运氢液态氢包括低温压缩液态氢、有机燃料重整氢、有机液体储氢等。低温压缩液态氢储氢密度为 70.6 kg/m3，储运能效高达 75%，但制备工艺能耗较高，液氢耗电量高达 15 kWh/kg；其运输主要依托管束拖车，需要配备绝缘装置，百千米运输成本高达 80 元/kg。国内液态储氢技术主要为航天服务，民用领域几乎空白。有机燃料重整氢主要依托甲醇等有机物，通过重整、裂解或者氧化反应制取氢气，实现制氢加氢一体站站内供氢18。有机液体储氢是通过氢与芳香烃的不饱和键结合形成稳定的共价化合物，以液态饱和键化合物的形式在常温常压下储存，便于储存运输，可以实现跨区调度。常用的氢能载体包括甲基环己烷等19。储氢密度高达 60 kg/m3，储运效率可达 90%，但有机液体储氢涉及加氢脱氢技术，反应条件严格、耗能大，以有机液体为载体储运脱氢的成本在 2025元/kg，尚处于商业化探索阶段。2.2.2.3固态储氢固态储氢包括金属氢化物储氢和碳材料物理吸附储氢，前者是通过氢与金属发生化学反应实现储氢，后者则是通过物理吸附方法利用碳材料的微孔结构捕捉氢气19。金属储氢常用的元素包括镁、钛、钒等，为了确保其理化性质以及运输环节的安全稳定，通常采用金属复合而成的合金，该方法储氢密度高，但金属与碳材料价格昂贵，导致该技术储氢的材料成本较高，国内固态储氢尚处于商业化探索阶段。2.2.3氢气销售价格高国内燃料氢的销售价格普遍较高。2023 年 9 月，国内燃料氢销售均价为 3.00 元/m3，其中：华北地区2.58 元/m3，东北地区 3.50 元/m3，华中地区 2.50 元/m3，西北地区 3.00 元/m3，西南地区 3.15 元/m3，华南地区 3.50 元/m3，华东地区 2.79 元/m3。通过密度换算，2023 年 9 月国内燃料氢全国销售均价为 33.70元/kg，各地区销售价格在 28.10 39.30 元/kg（见图 4），到站价还要根据运距和运输方式增加运输成本；而国内多数省份加氢站终端零售价不超过 35.00元/kg 才能拿到政府补贴（10.00 元/kg）；不拿政府补贴，加氢站终端零售价超过 45.00 元/kg，与柴油相比基本没有竞争力。所以，加氢站氢气进销价格没有合理差价甚至出现价格倒挂，加氢站在没有政府运营补贴的情况下基本处于亏损状态。051015202530354045华北东北西北华东华南华中西南全国平均价格/（元/kg）区域图 42023 年 9 月全国平均及各区域燃料氢销售价格（资料来源：隆众资讯官网）2.2.4氢能使用成本高以北京市 12 m 级城市公交车为例，燃料电池公交车平均百千米耗氢 8 kg，传统燃油公交车百千米油耗 30 35 L，纯电动公交车百千米耗电 100 kWh，29第 36 卷第 2 期2024 年 4 月罗艳托等：车用氢能发展难点与对策以目前北京车用氢气无补贴市场价格 45 元/kg、柴油价格 7.53 元/L、充电价格 1.35 元/（kWh）测算，氢燃料电池公交车、燃油公交车、纯电动公交车的百千米动力成本分别为 360 元、263 元和 135元，氢燃料电池公交车的使用成本比燃油公交车和纯电动公交车分别高 37%和 167%（见表 3）。表 3北京市 12 m 级城市公交车百千米运营成本燃料类型能源单价百千米能耗百千米运营成本/元氢能45 元/kg8 kg360柴油7.53 元/L35 L263纯电动1.35 元/（kWh）100 kWh1352.3“站贵”加氢站建设及运营成本高2.3.1核心设备国产化程度低、进口成本高加氢站的主要设备包括压缩机、加氢枪和储氢容器。压缩机分为金属隔膜式、液驱活塞式和离子液式。国内加氢站发展初期，隔膜压缩机因膜片使用寿命短导致设备成本高，液驱活塞式压缩机因活塞环寿命短的缺点难以解决，离子液压缩机尚存在冷却系统集成的技术瓶颈，多数依靠进口20。近年来，随着国内生产技术的进步，压缩机基本上实现了国产化，国内加氢机生产厂家也达到 40 余家。国内加氢站的加氢压力以 35 MPa 和 70 MPa 为主，受密封结构、集成度较高等技术能力的制约，目前中国加氢枪部分型号实现了国产化，其他型号仍然主要依靠进口，采购成本高。2.3.2建站总投资高目 前，国 内 加 氢 站 加 注 能 力 以 500 kg/d 和 1 000 kg/d 居多，加注能力 500 kg/d 的加氢站设备投资约 600104 700104元/座；加注能力 1 000 kg/d 的 加 氢 站 设 备 投 资 达 1 000104 1 200104元/座；制氢加氢一体化加氢站如配备的是进口设备，其设备投资更是达 1 500104 2 000104元/座。而且，加氢站开发建设土地成本更是居高不下，土地招拍挂价格不同区域差异较大，动辄超过1.5108元/hm2。2.3.3开发运营和管理成本高首先，开发难。国内建设加氢站的审批手续繁琐，流程复杂，危化品经营许可证和充装证难以获得。其次，车用氢能正处于市场导入期、培育期，加氢站氢气加注量和使用率低，投入人力资源多、检测项目繁多、电力能耗及设备维保等导致运营成本高，盈利能力低，投资回收期长。再次，政府建站和运营补贴难以及时如数拨付21。另外，氢气属于易燃易爆的危化品，无色、无味，泄漏不易察觉，安全管理体系不完善，造成管理难度大。这些均在一定程度上影响了车用氢能的推广和利用。3车用氢能发展痛点解决路径3.1“车贵”解决路径3.1.1加大政策层面支持国家加大对氢燃料电池产业链的扶持力度，并积极促进氢内燃机汽车的研发，实行财政补贴、产业链孵化等激励措施，实施金融政策、产业组织以及企业帮扶，加强龙头企业建设以及人才培养和引进力度，提高企业的自主研发能力。3.1.2寻求核心技术突破针对氢燃料电池汽车技术路线，加强技术创新，突破技术瓶颈，提升核心零部件与系统开发，打造氢燃料电池汽车制造的完整产业链。龙头企业要突破材料成本高昂、资源稀缺的瓶颈，优化电池膜电极组件（MEA）的制备方法，延长膜电极与燃料电池的寿命；控制催化剂的载量，提高催化效率；寻找成本低、稳定性高的新型材料，降低交换膜、扩散层及以双极板等核心部件的材料成本，提高氢燃料电池的性能。并且，在技术、材料等角度控制氢燃料电池生产成本，扩大生产规模，形成规模效益22。3.1.3加强实验室技术储备国内氢内燃机汽车尚处于实验室研发测试阶段，该技术以高压低温液态氢为燃料，性能与燃油车相差无几，能源效率高于燃油车，但长期以来受到储氢技术、氢能供应等因素的限制，未实现规模化生产。目前，氢内燃机技术主要由汽车企业与高校联合研发，长城汽车股份有限公司、广州汽车集团股份有限公司、广西玉柴机器集团有限公司等车企都完成了氢内燃机的研发试验23。加快推进氢内燃机汽车科研成果落地，有效发挥氢内燃机的技术优势，促进氢能汽车的推广，降低购车成本。3.2“氢贵”解决路径3.2.1协同发展降低制氢成本电解水制氢资源丰富24，对环境影响小25，30油气与新能源 政策与市场Vol.36 No.2 Apr.2024发展潜力大26，但电价是发展瓶颈之一27。建议利用弃光电、弃风电就地电解水制氢，就近利用和发展车用氢能，协同发展新能源发电与制氢用氢产业链，利用规模协同效应降低制氢成本。3.2.2多方式降低运氢成本管束拖车运输方式要降低氢气压缩能耗，提高氢气运输压力和装卸效率；推进管道输氢，进一步扩大天然气掺氢和纯氢管道输送方式；加强液化技术的创新，完善液氢运输的技术，实现设备国产化。3.2.3一体化建设降低制氢加氢成本加快制氢加氢一体化发展，积极打造大型氢能生产储运基地，实现车用氢能及时、充足、甚至跨区供应。试点分布式制氢加氢一体化加氢站，利用甲醇等常温下化学性质稳定的有机物，通过重整、催化或分解等化学反应制取氢气，节省储运成本。3.3“站贵”解决路径3.3.1设备国产化降低建站成本针对部分加氢站设备和零部件仍依赖进口的问题，加大科技攻关力度，针对加氢枪密封与集成度、压缩机冷却、易耗件磨损等问题进行集中攻关，促进核心技术创新及科研成果落地，尽快实现加氢站设备国产化。3.3.2生产规模化降低设备成本随着车用氢能市场培育，加氢设备需求量增大28，压缩机和加氢机等设备生产厂家规模化生产，将进一步降低设备成本。3.3.3建设集约化降低投资成本提倡补能设施一张网模式，优先选择开发油氢合建站，依托现有加油站富余土地增设加氢设施，通过集约土地和共用站房、罩棚等设施，节约土地资源、降低投资成本。打破商服用地建设加氢站的界限，在公交场站、机场港口、物流园区和产业区内，使用交通、工业、仓储等自有土地建设加氢站。3.3.4政策支持指导行业良性发展简化加氢站的审批流程，制定标准化、流程化的审批制度，缩短危化品经营许可证和充装证等资质认证的周期，鼓励建设加氢站，实现规模效应。政府及时、如数落实建站和运营补贴，扶植加氢行业良性发展。3.3.5车、站互促降低运营成本影响加氢站的盈利因素，除建站投资、政府补贴和进销差价外29，氢气加注量或加气站使用率是另一关键因素30。所以，通过加氢站建设培育车用氢能市场，市场壮大反过来提高加氢站的使用率和加注量，车站互促形成良性循环，降低加氢站的运营成本，提高盈利能力。参考文献：1 韩红梅,杨铮,王敏,等.我国氢气生产和利用现状及展望J.中国煤炭,2021,47(5):59-63.2 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