作为理论上清洁能源的最优解之一，氢能源迄今为止始终处于一个尴尬状态——看似触手可及，又仿佛遥遥无期。

在从业人士看来，氢能源无论是技术还是安全性，早已不是问题，真正卡住脖子的是高昂的运输成本——只要超出产地100公里，氢能源就贵得无法接受。

成本问题如何解决？其实与石油、电力等等所有能源形式一样，摊平成本的唯一手段是规模。因此，把消费级市场作为唯一方向的日本，犯了一个巨大错误，因为消费级市场的爆发总是滞后于成本下降。相反，只有大规模的工业场景率先接入氢能源，才能提供摊平成本的可能。

站在2025年这个时间点上，“世界工厂”中国，正在尝试给出一个更好的答案。

如果用一句话概括日本的新能源战略，大概就是：锂电池只是过渡，氢能源才是未来。

时至今日，当日本车企在锂电池汽车领域逐渐落后，不少人寄希望于强大的氢能源技术储备，能在未来帮助日本“再次伟大”。

但对于普通人来说，氢能源似乎仍是像可控核聚变一样的存在——距离实用“永远还有50年”。

2014年，丰田推出了世界首款量产氢燃料电池车型MIRAI，不久之后，日本以国家意志提出了“氢社会”的宏伟构想。执行层面上，日本经产省还设定了分三步走的“氢能与燃料电池战略路线图”，其中第一步将在2025年到期，届时日本国内燃料电池乘用车要达到20万辆。

2020年，丰田推出氢燃料车MIRAI的第二代

但现实是冰冷的。日本汽车经销商协会(JADA)数据显示，2023年日本国内仅售出422辆燃料电池汽车，较2022年（848辆）腰斩，更是只有2021年（2464辆）的零头。

2024年上半年，虽然日本燃料电池汽车销量有所回升，但估计到今年底的累计保有量也只是勉强能达到1万辆，较20万辆的目标有着巨大差距。

燃料电池汽车，仍然遥不可及？

不过，如果把氢能源的应用只局限于汽车，或许从一开始就错了。截至目前，全球90%以上的氢能源都应用于工业领域。有从业者对观察者网指出，工业先行，才是氢能源发展的最佳路径，而且最终将对交通领域带来巨大的反哺作用。

这是因为，氢能源与电力存在一个根本性区别——汽车可以方便接入现有的庞大电网系统，但是氢能源的储运基础设施还是一片空白。在早期为区区数万辆汽车去建设覆盖全国的储运系统是不划算的，只有大规模工业应用场景才能带动基础设施完善。

而作为世界最大的工业国，中国无疑是探索氢能源大规模基建的最佳场所。事实上，如果从工业应用来看，2024年一些重要变化已经在中国发生。

2025年，我们的确有理由对氢能源多一点期待。

燃料电池，烧的是氢也是钱

值得一提的是，尽管日韩在氢能源乘用车技术上占据显著优势，但2024年全球最大的氢燃料电池汽车市场其实在中国。

韩国市场研究机构SNE Research的数据显示，今年上半年，全球氢燃料电池汽车销量为5621辆，其中中国就占了2501 辆，占比近半。

2024年，也是中国政策层面对氢能源利好频传的一年。年初，氢能源首次被纳入政府工作报告，而到了11月，中国颁布首部《能源法》，氢能也终于获得了与传统能源平等的法律地位——法律地位对于氢能源的意义并不亚于技术本身，因为截至目前，“危化品”的定性仍给氢能源储运造成巨大限制。

因此，市场对于中国氢能源汽车的发展有了更大期待。甚至有观点认为，考虑到中国也为2025年的氢能源汽车保有量提出了5万辆的目标，而截至2024年前三季度的保有量仅为2.5万辆，要想完成目标，明年的氢能源汽车增量会直接等同于历史存量。

预期很美好，但是需要指出，中国想要完成目标的难度同样非常大。中国汽车工业协会数据显示，今年1--11月国内燃料电池汽车销量为5076辆，同比增长11.7%，但11月当月为381辆，同比下降41.1%，并没有出现为了完成指标而年底冲量的迹象。

中国在实现政策目标上的良好历史记录，未必就能够在氢能源领域重演。

另一个重要对比在于，中国的氢能源汽车以商用车为主，而日本则是乘用车。上半年中国市场的销量中，2478辆为商用车，乘用车只有区区23辆，来自海马7X-H。

搭载了丰田电堆的海马氢燃料电池汽车。海马汽车

相比于乘用车，商用车的成本更高。

以重卡为例，卡车之家数据显示，一汽解放J6P牵引车的燃料电池版本厂商指导价高达118.25万元，约为纯电版本的一倍，其混合动力版本的指导价则为36.90万元。

不过，政策对于燃料电池汽车的补贴同样豪爽。

11月，财政部提前下达了2025年度的新能源汽车补贴预算，总金额98.85亿元，其中氢能源补贴就占到了16.25亿元。

按照财政部补贴规则，一辆燃料电池汽车根据发动机功率的大小，最高可获得50万元以上补贴。而全国多个城市还有配套的地方补贴，可达到与国补1∶1的比例。在补贴之后，燃料电池汽车的购置成本已经与燃油车类似。

除了现金补贴之外，另一项重要的政策是高速公路免费。

对于商用车来说，全生命周期拥有成本（total cost of ownership，TCO）是更重要的概念，包含购置成本、运营成本（含燃料、保险、维修及人工等）以及高速过路费等。据业内人士估算，高速过路费大约能占到TCO成本的20%-30%。

今年以来，山东、四川成都、内蒙古鄂尔多斯、吉林、陕西等地相继出台了对燃料电池汽车免收高速公路通行费的政策。

不过在现阶段，免高速费政策尚难形成明显效果。“免费当然好，但问题是上了高速，有没有地方加氢？”有业内人士对观察者网直言。

事实上，直到今年4月，京沪氢能交通走廊才完成我国氢能源车辆的首次大范围、长距离、跨区域的实际运输测试。在这段全长1500公里的路程上，总共建有7座加氢站。

郑州宇通生产的49吨氢能重卡驰骋在京沪氢能交通走廊。中国石化

加氢站建设同样高度依赖政府补贴。目前我国加氢站以地方补贴为主，分为建设补贴和运营补贴两种。据Interact Analysis统计，各地建设补贴力度一般为总投资额的30%-50%。

本月，广州出台了最新的氢能源支持政策，其中建设补贴为50-100万元，每站每年的运营补贴最高可达150万元。

但在上述种种补贴下，燃料电池汽车的落地进度仍然难达预期。数据显示，在国家批复的五大燃料电池汽车示范城市群中，截至2024年10月仅有京津冀接近实现政策目标，广东完成度尚不足20%。

问题出在哪？

卡脖子的还是电

在商用车的全生命周期成本中，除了上述提到的购置成本和过路费之外，运营成本才是最主要的部分，而其中单是燃料成本就可能占到TCO的50%以上。

燃料电池汽车想要真正落地，一个重要前提是让氢气补能成本低于柴油和动力电池。

当日本把氢能源确定为国策时，成本就是一个重要考量——作为一个资源匮乏的岛国，无论是化石能源还是电力都难以获得，日本一直都是全世界电价最高的国家之一；而理论上来说，氢的来源可以是水，成本要低得多，并且无需依赖进口。

实际上，目前主流的氢气来源可以分为两种——绿氢和灰氢。

以可再生能源发电，电解水制备氢气，全过程中没有二氧化碳排放，得到的氢气被称为绿氢。而煤、石油、天然气等化石能源中也含有氢元素，以某种化学反应从中提取氢气的过程会产生二氧化碳，被称为灰氢。

长期以来，灰氢才是氢气的主要来源。除了主动制氢之外，丙烯等重要化工产品的生产本身就会产生氢气，这样的工业副氢几乎没有成本。作为一个化工强国，日本率先探索氢能源利用也就顺理成章。

但问题在于，工业副氢的产量远远无法满足大规模的能源需求，而若要制备灰氢，又让日本回到了化石能源依赖进口的老路。

就在本月，日本川崎重工宣布退出了与澳大利亚合作的“氢能供应链（HESC）”项目。HESC项目始于2018年，由川崎重工牵头的6家日本企业与澳大利亚维多利亚州政府合作，计划以褐煤为原料制氢，每年出口4万吨氢气到日本。

HESC项目

但是这个项目的成本和进度都远远没有达到预期，而且尽管采取了碳捕捉技术，以煤炭制氢的方法仍然遭到大量环保批评，已经难以推进。

这也是摆在全世界面前的同样问题：灰氢已经不符合减排要求，绿氢才是大势所趋。

由于水的成本几乎忽略不计，绿氢也就是电解水制氢的成本，主要由电解槽设备和电价构成，其中电价又占到总成本的70%以上。可以说，卡住氢能源脖子的第一道关，还是电价，尤其是新能源发电的价格。这对于全球电价最高的日本来说，又是一道无解难题。

与日本相反，中国近年来新能源发电发电成本的快速下降，则让绿氢成本逐渐接近了化石燃料价格。

业内人士向观察者网介绍，对于重型卡车来说，当氢气价格为每公斤20-25元时，大致可以与柴油车的燃料成本持平。如果采用现在较为成熟的碱性电解槽制氢，对应的电价应该在0.2元/千瓦时左右。

在我国西北部风光大省，新能源发电价格已经接近这一水平。华夏能源网数据显示，2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度。同期，青海省新能源结算均价也在持续走低，从1月的0.228元/度滑落至6月的0.212元/度，半年降了7%。

上述人士进一步指出，如果能够进一步提升电解槽效率，绿氢成本还能够继续下降。据介绍，“气泡效应”是影响电解槽效率的重要因素，在电解水时，电极附近产生的氢气和氧气气泡会阻碍水和电极上催化剂的接触，从而导致效率下降。

在上述人士看来，通过改进电解槽效率，制氢的电耗有望降低30%。

随着成本持续下降，绿氢不仅有望对柴油取得成本优势，也可能实现同灰氢的平价（约为10元/公斤上下）。协鑫集团董事长朱共山今年曾预测，如果核心设备进一步国产化，预计到2026年绿氢成本可以实现10元/公斤。

值得一提的是，全球范围内对绿氢的展望却没有这么乐观。彭博新能源财经（BNEF）12月23日发布的预测甚至把2050年的绿氢价格预期大幅上调为每公斤1.60美元至5.09美元，大约是其去年预测值的3倍。BNEF认为，由于电解槽价格未来可能上升，即使到本世纪中叶，绿氢成本也很难与灰氢持平。

BNEF认为，只有中国和印度这两个市场可能会看到绿色氢能变得具有成本竞争力，预计2040年达到与灰氢相当的价格。

在氢能源竞争中，中国制造业的成本优势有望再次起到决定性作用。

更大难题：储运成本居高不下

既然电解水制氢成本已经接近与柴油平价，是否意味着加氢和加油已经区别不大？情况远非如此。

正如前文所述，目前国内加氢站数量仍然有限。根据香橙会氢能数据库，截至2024年6底，我国共建成加氢站426座。

制约加氢站建设的不只是成本，还有政策。由于氢长期被列为危化品，加氢站的选址会受到严格限制，例如上海目前的加氢站全部位于外环以外。

氢气是以高压储气罐的形式存储在燃料电池汽车上，目前常见的车载储气瓶压力分为35兆帕和70兆帕两种，70兆帕大约相当于正常大气压的700倍。而加氢站为了能将氢气压入储气瓶，最高运行压力可达到90兆帕。

如此高的压力，再加上氢气本身易燃的属性，自然会引发公众对于安全性的讨论。

不过中集安瑞科上海公司氢能增压产品部市场总监李迪告诉观察者网，氢能储运环节的安全性无需太过担忧。

中集安瑞科是国内氢气储运的头部企业之一，2020年起与挪威合斯康（Hexagon）成立合资公司，将全球最先进的四型储氢瓶引入国内。李迪透露，目前车载储气瓶都能够通过枪击、火烧、穿刺等试验，合斯康的53兆帕运输车甚至曾经安全抵御了火箭弹攻击。

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型储氢瓶内胆大多为金属材料，不适合长期储存，而Ⅳ型储氢瓶内胆采用塑料等复合材料，耐渗透性和耐热性较好。中集安瑞科网站

事实上，相比于安全性，运输成本才是制约加氢站建设的最主要问题。

不同于电力可以通过电网输送，氢气目前完全依赖公路运输——换句话说，在运输氢气的同时，运氢车需要烧掉大量燃油，这本身就是对能源的一种重复浪费。

李迪指出，以目前常规的20兆帕长管拖车为例，运输距离每增加100公里，考虑到燃油、保养和过路费等，就会导致每公斤氢气的成本增加10元。如果将氢气从内蒙产地运输到上海加氢站，每公斤价格将会增加上百元。

而一辆载重49吨的氢燃料电池重卡，理论上的百公里耗氢量约为8-12公斤，实际可能更高。也就是说，如果在上海周边运营燃料电池重卡，每百公里的成本就要增加上千元。

因此，目前氢能源的运输半径一般不超过200公里，这样在补贴下才能勉强具有经济性。

但考虑到无论是灰氢的主要来源煤炭，还是绿氢所需要的廉价风光新能源，主要都分布在西北地区，这决定了氢气的产能同样集中在西北。而且由于被定义为危化品，氢气生产往往也只能布局在化工区域。

然而交通运输的需求却主要来自人口密集、经济活跃的东部地区，200公里的运输半径是远远不够的。

高昂的运输成本、供给与需求的地理错配，才是制约燃料电池汽车普及的最大难题。

为了降低氢气运输成本，行业进行了多种路线的尝试。

公路运输效率的本质，就是计算货物价值和燃料消耗的比值。那么一个显而易见的思路，就是尽量去提高一辆运氢车能够装载的氢气重量。

一辆20兆帕长管运氢车只能容纳550公斤氢气，也就是0.55吨。并且由于压力容器内的气体无法完全排空，实际的有效运输量只有300公斤左右。而这辆运氢车自身的重量却高达数十吨。

这是气体运输固有的局限，跟其它货物相比效率极低。但是如果能够把气体变成液体或者固体，一次能够装载的重量就会大大提升。

今年初，中集安瑞科下线了首台40立方液氢罐车，填补国内空白。按照液氢密度70.8千克/立方米计算，理论运输重量可以接近3吨，从而让效率提高近十倍。

李迪对观察者网介绍，液氢运输涉及到诸多技术难点。液氢需要将氢气冷却至21K（约-253摄氏度），这就要求运输罐体有良好的绝热性。为了做到绝热，采用双层真空结构罐体只是基础，更重要的是内部罐体的支撑装置不仅要绝热性好，同时还需要尽量减小与内罐的接触面积，相当于把几吨重的罐体撑在针尖上，对材料提出了很高要求。

除了直接运输液态纯氢，以液态或固态化合物形式存储氢气也是另一种思路。不过需要指出的是，尽管运输方便，但是制备液氢和氢化合物都需要额外的能量消耗，在总成本上还没有体现出明显优势。

破局的关键，在世界工厂？

储运环节降本困难，在很大程度上限制了市场对燃料电池汽车的需求。但形成鲜明对比的是，今年国内的新建氢气产能却在大幅扩张。

截至2024年6月，我国现有氢气产能约为每年4900万吨，其中绿氢产能仅有10万吨左右。但是今年规划中的绿氢项目已超过400个，产能超过800万吨/年，项目招标方以五大六小发电集团、中石化、中石油等央企以及相关能源国企为主。

是什么原因让能源巨头纷纷涌入氢能？

除了绿氢成本的下降之外，有业内人士指出，国内新能源电力产能逐步饱和的背景下，这些能源企业也急于寻找新的营收增长方式，并愿意承担一定的成本。

可是燃料电池汽车落地缓慢，如何消纳这些新增氢气产能？答案是工业。

在全球氢气消费结构中，交通运输领域的占比微不足道，90%以上是来自炼化、钢铁、化工等行业。例如，氢气可以代替焦炭和天然气作为还原剂，消除炼铁、炼钢过程中的大部分碳排放；炼油过程中，氢气可用于石脑油加氢脱硫等；在化工中，氢气是合成氨、甲醇的原料。

事实上，国内新增的绿氢产能中，有很大一部分都是氢氨醇一体化项目。例如，中集安瑞科今年8月中标的中能建松原氢能产业园项目，包含了11万吨绿氢、60万吨绿色合成氨和6万吨绿色甲醇，并配套建设300万千瓦新能源项目，是当时国内最大绿色氢氨醇一体化项目。

尽管用绿氢来生产氨醇的成本仍然比灰氢要高不少，但是考虑到碳交易的收益，以及较强的海外购买力，企业仍然有利可图。

例如，氨是合成氨基酸的原料之一，在食品行业有广泛用途。有知情人士对观察者网透露，国内一家头部味精企业已经在使用绿氨，尽管成本有所上升但仍然可控。

绿色甲醇作为燃料同样有很大潜力。今年8月，中远海控一次性下订12艘14000TEU甲醇双燃料集装箱船。截至2024年5月，全球甲醇船舶在建订单已达到269艘。

在李迪看来，工业应用不仅是现阶段绿氢的最佳消纳渠道，也有望从根本上解决燃料电池汽车的储运难题。

“我相信，氢能源的未来一定是管道运输”，李迪指出，氢能源行业其实与天然气有很大的相似之处，而管道运输已经被证明是天然气的最佳运输方式。“从西北产地以管道方式将氢气运出，终端一两百公里的范围内再使用车辆运输，这应该是氢气运输的终极形式。”

管道运输的问题在于初始投入大，如果仅仅是为了服务燃料电池汽车，是极不划算的。但是如果大规模的工业应用能够在全国铺开，就能够摊薄管道成本。

率先撬动氢气在全国范围内应用的场景，可能是天然气掺氢。氢气和天然气一样可以燃烧，都可以作为燃料使用，我国香港地区的天然气中本来就混有较高比例的氢气杂质。借助燃气公司现有的管道设施，天然气掺氢几乎能够零成本触及大量终端用户。

今年9月，浙能集团完成了国内首次城镇燃气高比例掺混氢气燃烧试验和氢气分离试验，验证了3%至30%比例氢气掺入天然气技术可行性。

但值得一提的是，单位体积的氢气比天然气热值要低，如果大范围推广，恐怕也需要配合计价方式的改革。

随着场景逐渐清晰，2024年成为中国大规模输氢管网建设元年。据中国产业发展促进会氢能分会统计，2024年前7个月，全国已有10个输氢管道项目公布了最新进展，设计总长度已超过5000公里。

工业先行，逐步带动民用和交通运输领域的成本下降，看上去已成为氢能源发展的最优路径。2025年，随着绿氢规划项目的逐渐开工和投产，中国氢能源有望迎来加速爆发。

其实在2023年，日本人也意识到本国“氢社会”规划中的严重错误。

日本自然能源财团发布的报告《Re-examining Japanʼs Hydrogen Strategy》指出，氢能战略更像是一个燃料电池战略，过去十年间，70%的预算投在了住宅燃料电池系统（FC）和燃料电池汽车（FCV），分别对应民用和交通，却忽略了更广阔的工业用途。

如此看来，日本氢能源发展的阻滞，并非因为氢能源自身存在不可克服的缺陷。重技术却忽视规模的政策导向，才是问题所在。

从各国实践来看，氢能源技术降本固然重要，但技术走到尽头，终究会撞上基础设施这堵墙。

其实，传统能源的应用也遵循着类似规律。本杰明·富兰克林在18世纪发现了电，爱迪生在19世纪70年代发明了长寿命的电灯，但当时直流输电的高损耗让电力只能传输1公里的距离。电力真正得以大规模应用，要归功于交流电网的发明。

氢能源与电力的巨大区别在于，人类应用电力的历史已经有上百年。庞大的工业和民用需求，早就催生了完善的输电基础设施。电动汽车在中国的快速推广，得益于中国拥有全球最大的发电量和最新的电网；日本不愿意转向电动化的原因，也是担心陈旧的电网设施无法支撑充电需求的爆发。

日本全力押注氢能源，或许本身并没有错，可惜日本的工业需求已经难以推动一场从零开始的基础设施建设。而全球范围内最有希望做到这一点的，只能是“世界工厂”中国。

从规模到技术

在未来十年中，有望真正迎来氢能源的普及时刻，但我们也要看到，在整个产业链的诸多核心技术上，中国仍然存在很大欠缺。

氢燃料电池电堆最核心的结构是膜电极，占电堆总成本的约60%。而膜电极的三大核心结构——质子交换膜、催化层和气体扩散层，我国均高度依赖进口。

亿华通常务副总经理于民对媒体指出，目前碳纸（气体扩散层材料）、质子交换膜、催化剂的进口比例分别为80%、93%、98%。

在制氢层面，尽管中国是全球最大的灰氢生产国，但是绿氢对生产设备提出了不同的要求。

我国电解制氢以碱性电解槽为主，其成本低、单槽产氢量大，但对风、光等波动性能源适应性较差。发展风光耦合电解制氢所需要的质子交换膜电解制氢技术，我国也明显落后于国外，国产设备单槽产氢量最大在400标方/小时，而国外厂家如康明斯已推出1000标方/小时产品，其核心部件如全氟磺酸质子交换膜制备工艺复杂，长期被美日企业垄断。

河北建投崇礼风光耦合制氢示范项目。长城网

在储运环节，75兆帕压力的四型瓶已经是行业共识的发展趋势，其核心材料是缠绕罐体的碳纤维。目前国产罐体的碳纤维材料也主要来自日本东丽。

输氢管道的研究更是接近空白。李迪向观察者网介绍，氢是一种非常活跃的元素，氢分子容易渗入金属材料内部，导致材料脆化甚至开裂，这种现象叫做氢脆。输氢管道在材料选择上，必须要防止氢脆，目前的方法是采用镍含量较高的316L不锈钢。

但李迪指出，高压涉氢材料的应用研究主要来自日本，高镍316L不锈钢也只是参考了日本相应钢铁标号的元素含量。至于是否一定要用316L不锈钢，各元素需要怎样的配比，全球相关研究尚不充分。

事实上，中国大量汽车、能源等企业都涉足了氢能源技术研发，但是规模不足，是制约研发进度的重要因素。

我国燃料电池电堆企业主要包括国鸿氢能、亿华通、捷氢科技、重塑能源、氢晨科技等，但由于整个市场的年出货量也不过几千台，缺乏规模效应导致它们普遍业绩不佳。

以今年刚刚在港股IPO的重塑能源为例，在2021年、2022年、2023年和2024年前五个月，重塑能源的营业收入分别为人民币5.24亿、6.05亿、8.95亿和0.13亿元，相应的净亏损分别为人民币6.54亿、5.46亿、5.78亿和4.09亿元。上汽集团子公司捷氢科技则于今年4月撤回了科创板IPO申请。

“最痛苦的是没有规模。”捷氢科技总经理卢兵兵此前对媒体指出，技术、成本、规模、加氢站、氢源等这些要素是互为影响的，“氢能产业就相当于一个房子有六根柱子，只拉高一根柱子并不能改善整体房子的情况，而是要把这六根柱子都同步提高，才能整体拉升产业发展。”

李迪也对观察者网指出，只有当氢能源在工业领域大量应用，带动输氢管道建设达到一定规模，产业链关键技术才有望实现快速突破。

站在2025年这个时间点上，随着氢氨醇一体化等项目的逐步推进，“世界工厂”中国正在看到补上氢能最大一块短板的希望。

日本压上国运的氢能源，出路只能在中国？