Q：未来哪个环节会有爆发式增长？

现在电解水制氢增长很快，是第一个环节，然后是储运，还有加氢站和燃料电池车。现在看氢能发展的意义不仅是帮助交通运输行业脱碳，还有帮助煤化工、炼钢等行业脱碳。我认为下一个可能快速增长的是规模化的氢气储运。加氢站只是针对车用终端，叏决于燃料电池汽车推广的程度。

(资料图)

Q：下游用氢环节里，氢燃料电池的商用车和乘用车的占比

国内车辆推广都是商用车，在15000辆，乘用车基本上可以忽略。载重3-5吨的物流车，占50-60%，大巳车占30%，重卡车刚刚兴起，数量还不多。国内对燃料电池的定位还是认为商用车是有竞争力的。国际上日本，韩国，推的很快，燃料电池车保有量已经3万多量，主要是乘用车，国内因为纯电动推广很好，挤压了燃料电池应用空间。

丰田和现代的第二代燃料电池乘用车，综合工况续航里程可以超过1000公里，比纯电动还是有优势的，氢气加注是3-5分钟。在商用车领域，纯电动路线因为充电时间更长，商用车载重量也更大，续航里程200-300公里已经非常不错了，但燃料电池商用车，满载要做到300公里是比较容易的，加注氢气时间也就是10分钟左右，也是国内要推动燃料电池商用车的逡辑。

Q：丰田第二代车的全生命周期的经济性

现在售价是600多万日元，日本政府有150万日元的补贴。日本氢气的价格大概1000日元/公斤，就是50多人民币，运行成本是介于纯电动和汽油之间的。

Q：未来补贴会有退坡吗？

现在国内氢燃料电池政策，国家层面是2021年申请的2022年执行的燃料电池示范城市群，具体到加氢站和车的补贴是不会给到车企的，是给政府的。地方政府的补贴才是给到企业的，有加氢站也有车企。政策第一是配合示范城市群，是2024年底会进行核查，所以我认为在2024年底前不会退坡。

申报示范城市群时候都承诺了数量，如果2024年底达不到数量，得分就会少很多。但2025年按现在行业发展趋势看，无论是燃料电池车还是氢气的价格都有明显下降趋势，所以到时候需要的补贴应该比现在低，按说会把补贴往下退一些。国家层面的补贴是否延到2025年还没有明确说法。

Q：降本的路径和节奏

现在行业上有一定数量订单，以100台为例，车用燃料电池系统，1千瓦要4000-5000元，四年前要1.5万元，到2025年希望可以达到2000-3000元，到2030年希望系统成本可以小于1000元，是国内。国际上，丰田的那款车，1千瓦也就4000-5000元。现在国内成本是高于丰田的，日本丰田自己预期到2030年，它的1千瓦水平在500人民币左右。

Q：燃料电池系统和整车的降本路径

现在看还是规模化带动成本下降更明显，现在用的关键零部件国产化都在做但目前为止纯国产化的可靠性验证时间还不够，稍微存在一些不确定性。

Q：除了补贴政策，还有哪些是驱动氢燃料电池发展的因素？制约因素有哪些？

车用实际上只是氢能应用的一小部分，如果单独靠车的应用拉动前段氢能供应成本下降，拉动能力是比较小的，因为他占比很小。全国每年氢气的产量和销量在3000多万吨，按车用的水平占比在1%以内。

前段针对其他行业，也要脱碳，比如合成氨行业，即化肥，以前里面的氢气很多是煤制气或者天然气制氢，现在也有很多做绿氨的。煤化工这些更大应用行业做依托的话，成本也可以降下来。双碳目标出来之前，大家盯着燃料电池车产业链，双碳目标出来以后，绿氢在各个领域的应用。

Q：绿氢的成本降低到和煤制气差不多的话需要多久？

能源价格都是波动的，尤其是煤价，按现在煤价，国内煤炭超过1000元/吨，做煤制气的话实际上做出的氢气成本也要10-12元/公斤，电解水制氢需要50度电/公斤，用碱性电解水制氢里面成本75-80%都是电费，这样反推的话要和煤制气成本相当，电解水制氢的成本肯定要低于2毛钱的，现实中国内可再生能源发电，在日照丰富的地方光伏成本已经可以到2毛钱以下，陆风要2毛多，海风要3毛，但毕竟光伏存在生产的间歇性。

所以综合看下来，如果全部用可再生能源发电再电解水制氢，最好的场景下，和煤制气比还是要高30%。现在中石化在新疆库车的项目，前段有自有的光伏，电解水制氢的电一部分来源于光伏，新疆光照丰富，成本2毛多就可以了，另外一部分来源于电网的谷电，价格也就2毛多，这样算下来还是比煤制气价格高20-30%就够了。

你和电网的合作模式，以及可再生能源发电成本的下降，还有电解水制氢技术进步，1公斤氢气现在主流水平要50度电，如果降低电耗也会降本。绿氢制氢的成本大头是能源，不是装备折旧，所以装备成本下降的贡献率不高，但也是有助于成本下降的。

Q：西北很多风光制氯气项目越来越多，但经济性是没有煤制气那么好的，下游用氢环节用量是比较稳定的，未来绿氢项目起量以后，经济性好转，大家会转型一部分绿氢，对储运环节会不会没有太大增量弹性？

我们现在看总量这个事情，有可能是替代关系，但我个人认为现有3000多万吨里面大部分是化石燃料制氢，还有一部分复产氢。以中石化新疆项目为例，是新建的石化项目，在建设时候就规划了绿氢，整体去做投资回报核算，这种情况是可以算得了账的。

另外中石化在之兰察布风电制氢，通过管道输送给燕山石化炼油，这个就是存量替代。我认为做新增是容易一些，替代是比较难的，因为原来的煤制气等设备投资已经投进去了，现在又新增做绿氢的设备，经济性是明显不如新增的。在新上产能直接上绿氢，是更划算。

Q：氢气压缩机

目前是20兆帕，30的马上也就推出了。美国和日本都有50兆帕的高压储运气瓶。都需要氢气压缩机，应该会带来对压缩机需求的增长。是否用国内的压缩机，还是叏决于市场竞争的情况，按我了解的情况，在冲装压缩机，国产化率还是比较高的，在往高压走，比如到50兆帕，国产化能否占优还没有那么好，比如现在35兆帕加氢站用的压缩机最大压力是40兆帕，目前国内压缩机是比较少的，第一寿命表现差异很大，产品的一致性比较差。

第二成本上，国产的压缩机，从机头到液压系统都是国产的，只有管路和高压阀门是进口的，所以国产的隔膜压缩机是有优势的。

Q：专利问题

国际上氢能专利授权最高峰是2005-2008年，20年有效期

Q：价值量

国内每年氢气消耗量3000万吨，但零售很少，很多都是自产自销的。之前零售氢气的企业不多，而且量很小，又涉及氢气运输资质问题，导致加氢站的到站价还是比较高的，上海及周边要低一些，25-30元，广东要30多，北京要30多，是加氢站氢气来源的成本。

现在加氢站卖出去氢气的价格也大概就是这个水平，没有明显增长，是因为现在示范城市群对加氢站的补贴是有要求的，建造一个加氢站补贴多少钱，另外卖出一公斤氢气，售价低于某个数值，还有补贴。

制氢的情况，现在给加氢站供应的氢气，比如副产氢，成本在20元以内的，加上运费要高一些，1公斤氢气百公里运费也要3-5元，导致到站价会比较高。

Q：PEM电解槽和燃料电池电堆哪个壁垒高？

肯定是PEM电解槽，里面用都是离子交换膜，而碱性制氢用的是多孔膜，燃料电池电堆对于质子交换膜的考验方式是不一样的。车用的寿命要求，比如乘用车达到5000h就可以，商用车是18000h，进期是25000h。做电解水制氢的话，需要10年寿命，就是7-8万小时的概念。

所以从小时数要求是电解水制氢更高。车用燃料电池的启停次数非常多，但对于电解水制氢，启停次数就很少。总结下来，PEM是希望小时寿命高，启停次数少，车用燃料电池是反的，导致整体上看，要想满足同样规格，是电解水制氢更难。国际上丰田用7微末的膜，国内也可以做到10微米，但如果在PEM用10微米，寿命肯定达不到几万小时。