一、背景 

近年來，以鋰離子電池和氫燃料電池為代表的技術(shù)成為目前中重型貨車實現(xiàn)零排放最主要的技術(shù)路線。 

從購車成本來看，國家和地方的財稅激勵政策以及氫燃料電池汽車示范城市群等工作為氫燃料電池貨車初期推廣創(chuàng)造了有利條件，推動其購買成本可以與同級別柴油貨車持平甚至略低；從車輛技術(shù)來看，氫燃料電池貨車基本能夠滿足動力、運距等貨運需求；從補能環(huán)節(jié)來看，目前中國的氫氣價格約為60～70元/kg(無補貼)。一般情況下，氫能重卡百公里氫耗約10kg，約合人民幣600～700元，百公里柴油消耗約合人民幣220元，氫氣成本遠(yuǎn)高于柴油成本。因此進(jìn)一步降低氫能成本將是氫燃料電池技術(shù)在中重型貨車領(lǐng)域應(yīng)用的決定性因素。 

二、現(xiàn)狀與挑戰(zhàn) 

在國家政策大力支持和推動下，中國已經(jīng)初步形成京津冀、上海、廣東、河北和河南5大燃料電池汽車政策支持示范城市群，各示范群目前氫氣價格見圖1。氫燃料電池貨車產(chǎn)業(yè)發(fā)展態(tài)勢積極，但氫氣的高成本是目前氫燃料電池貨車發(fā)展階段遇到的核心問題。其中，制氫成本（約占40%）、運氫成本（約占30%）和加氫站成本（約占30%）是影響氫氣加注槍出口端總成本的主要因素。 

1 制氫成本 

近年來，我國氫氣產(chǎn)量持續(xù)增長，且以化石能源制氫為主，煤基制氫、天然氣及石油基制氫占比超過80%，電解水制氫僅占比1%左右。  

研究發(fā)現(xiàn)國內(nèi)煤氣化制氫成本在0.55～0.83元/標(biāo)準(zhǔn)立方米的范圍內(nèi)，影響煤氣化制氫成本的主要因素是煤炭價格和電價；天然氣重整制氫的成本在0.8～1.75元/標(biāo)準(zhǔn)立方米范圍，影響天然氣重整制氫成本的主要因素是天然氣價格和電價。工業(yè)副產(chǎn)品制氫是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期和中期的主要氫氣來源之一。工業(yè)副產(chǎn)氫氣純化制氫能夠提高資源有效利用率和經(jīng)濟(jì)效益，成本與化石燃料制氫接近。目前電解水制氫路線成本相對較高，主要因素包含設(shè)備成本、制氫電耗以及電價體系，其中電價的成本占到60%～80%。未來隨著技術(shù)成熟度提高、規(guī)模化效應(yīng)顯現(xiàn)，可再生能源制氫成本將大幅下降。據(jù)彭博財經(jīng)估算，以風(fēng)力發(fā)電為例，2030年風(fēng)電制氫成本可降至0.875～1.8125元/立方米，與煤制氫成本已經(jīng)比較接近；到 2050 年可達(dá)0.5～0.625元/立方米，具有明顯經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。 

表1 主要制氫技術(shù)路線的原理和成本范圍 

2 儲運成本 

目前，儲氫技術(shù)主要包括：高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、固體吸附儲氫、固體吸附及液態(tài)有機氫載體儲氫等。高壓氣態(tài)儲氫是目前技術(shù)最成熟、綜合成本最低的儲氫方式，得到了廣泛的應(yīng)用；低溫液態(tài)儲氫密度高、液氫純度高，但液化所需能耗高、耐熱性要求高；固態(tài)吸附儲氫安全性高、儲存壓力低，但所需材料貴，技術(shù)還處于研發(fā)階段。隨著技術(shù)的不斷進(jìn)步，能耗與材料問題的逐步解決，在未來場景下，低溫液態(tài)、液態(tài)有機氫載體儲氫方式綜合成本會降低，逐步應(yīng)用于日常生活中。 

在氫氣運輸方面，根據(jù)氫氣狀態(tài)不同，可以分為氣態(tài)氫氣輸送、液態(tài)氫氣輸送和固態(tài)氫氣輸送3種類型，主要的運輸方式有長管拖車、液氫罐車、管道運輸。目前中國最主流的運氫方式是高壓氣氫+長管拖車運輸，這種方式技術(shù)相對成熟，但運氫量較小，隨著運距增加，成本也會大幅增加。液氫運輸?shù)膬?yōu)勢在于運氫量大幅增加，但制備過程能耗高，關(guān)鍵設(shè)備成本高，導(dǎo)致總體成本偏高。管道輸氫雖然具備實現(xiàn)大規(guī)模、長距離運輸?shù)臐摿?，但在國?nèi)發(fā)展仍處于非常初期，布設(shè)成本高昂，可行性有待驗證。 

表2 主要運氫方式的運輸量、特點和應(yīng)用范圍 

3 加氫成本 

根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的統(tǒng)計，目前全國加氫站有360多座，建成運營255座，主要分布在京津冀、長三角和珠三角地區(qū)。中國加氫設(shè)施覆蓋的省份及地區(qū)已擴(kuò)展到2022 年的28個。其中，廣東省已建成加氫站全國占比第一，目前在營加氫在40個。我國已經(jīng)完成了加氫站大部分技術(shù)路線的運營示范，但目前我國的加氫站精細(xì)化運營程度較低，運行狀態(tài)相對粗放，是影響加氫站運營經(jīng)濟(jì)性的重要原因。 

不僅如此，加氫設(shè)備成本高，壓縮機和加注設(shè)備等裝備依賴進(jìn)口等問題依然存在。此外加氫站建設(shè)尚在探索和試水階段，加氫設(shè)備產(chǎn)能較低，全國全年不足百套。加氫站規(guī)模及系統(tǒng)配置各不相同，個性化配置導(dǎo)致設(shè)備制造成本偏高，配套設(shè)備規(guī)?；团可a(chǎn)程度嚴(yán)重不足，均導(dǎo)致加氫站設(shè)備成本居高不下。另一方面，重點貨運線路上加氫站的數(shù)量依然不足，加氫站規(guī)劃土地成本高，土地審批流程繁瑣且效率低下，導(dǎo)致加氫站建設(shè)周期長，布局進(jìn)展遲緩，難以滿足用戶的使用需求。  

三、建議 

在制氫環(huán)節(jié)促進(jìn)規(guī)模化實現(xiàn)降本增效，結(jié)合區(qū)域特點和資源稟賦，充分協(xié)同利用西北地區(qū)的風(fēng)光資源推動西北地區(qū)成本接近20元/公斤；在東部地區(qū)，持續(xù)支持非化工園區(qū)制氫，依托高速公路沿線加氫站和零碳園區(qū)開展分布式制氫和光伏+谷電制氫試點，促進(jìn)東部地區(qū)的成本達(dá)到25元/公斤。協(xié)同推動區(qū)域碳?xì)湔J(rèn)證平臺建設(shè)，建立綠氫碳核算認(rèn)證體系。 

儲運環(huán)節(jié)技術(shù)路線選擇應(yīng)結(jié)合區(qū)域產(chǎn)業(yè)發(fā)展特點和氫能資源分布，對于加氫站與氫源距離在200km以內(nèi)且輸氫量較小的場景，可采用高壓氣態(tài)路線；對于日加注量大，且運輸距離長的站點，宜積極推廣儲運氫能力更強的液氫路線。除此之外，建議加強制氫/加氫一體站的政策支持和試點工作，降低氫氣運輸環(huán)節(jié)成本。 

在使用環(huán)節(jié)，根據(jù)實際應(yīng)用場景持續(xù)推動氫燃料電池貨車的規(guī)?；瘧?yīng)用，推動“車-站-源”的一體化場景開發(fā)，締造氫氣制、儲、運、加、用、循環(huán)的全產(chǎn)業(yè)生態(tài)，實現(xiàn)區(qū)域資源的整合和統(tǒng)一調(diào)度。考慮到中國工業(yè)領(lǐng)域的用氫量更大，建議下一步充分考慮氫能在交通領(lǐng)域和工業(yè)領(lǐng)域的耦合發(fā)展，挖掘運輸需求，打通多行業(yè)應(yīng)用路徑。 

*以上內(nèi)容整理自7月24日零排放貨運行動深度研討會第二期“氫能降本助力零排放貨車應(yīng)用和推廣”分享和研討內(nèi)容。