21世纪经济报道记者曹恩惠 上海报道

7月5日至7日，位于上海市嘉定区的汽车会展中心迎来了数万观众。烈日当头，场馆内参展商与观众团的情绪同样火热——时隔一年后，来自全球各地的氢能从业者汇聚于此，热议氢能商业化进程。

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中国氢能产业起步虽晚，但已经发展成为当前全球最受瞩目的氢能区域市场。尤其是自2022年《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》正式发布后，我国氢能产业的发展得到了顶层设计的支持，开始提速。

然而，氢能商业化的进程依然是一条“行者之路”：中上游氢气储运环节依然薄弱，基础设施建设有待加强；下游燃料电池价格虽然进入快速下降的通道，但仍在等待终端更大规模化应用的刺激。

21世纪经济报道记者注意到，在2023国际氢能与燃料电池汽车大会暨展览会（FCVC 2023）上，来自政府、学界、企业、协会等多方人士呼吁，强化产业链上下游协同以及做好技术协同协作。

价格大降的燃料电池环节还有“烦恼”

近几年来，得益于电堆、双极板等零部件的国产化替代以及BOP（电池堆及辅助系统）相关零部件技术的不断成熟，燃料电池系统价格快速下降。根据亿华通（02402.HK）此前在投资者互动平台上披露，现阶段燃料电池系统行业价格大概在4000至5000元/kW。该公司相信，“燃料电池系统的价格还会逐步下降。”

在FCVC 2023展会上，21世纪经济报道记者现场看到国内外主要燃料电池系统厂商均携带最新产品现身，功率也越做越大。

中国科学院院士、国际氢能燃料电池协会理事长欧阳明高在评价本次展会各大企业所展出的燃料电池系统产品时表示，“车用燃料电池取得重大突破，（本次展会上展出的）所有燃料电池系统都不差了。”

“燃料电池系统现在已经进入成本快速下降的通道，因为产业链已经起来了，规模上去我们成本就往下走，这是一个必然趋势，所以我们对于燃料电池系统成本的下降应该是充满信心的。”欧阳明高认为。

需注意的是，欧阳明高所提及的：规模“上去”，燃料电池成本就“往下走”。这恰恰是目前任何一种创新技术在走向商业化过程中不可回避的“鸡与蛋之争”。近期，亿华通在接受机构调研时虽然表达了对燃料电池系统价格进一步下降的乐观预期，但前提也是“主要通过产品的规模化来实现”。

这是目前燃料电池环节继续前进过程中的烦恼。

不可否认的是，对于国内氢燃料电池企业而言，其在燃料电池系统降本上取得了可见的成效。例如，捷氢科技目前推出的最新一代PROME M4燃料电池电堆平台产品和PROME P4燃料电池系统平台产品，在电堆功率密度、系统功率范围、系统效率、系统寿命以及成本等方面均有了明显的进步。

某头部燃料电池厂商相关负责人在接受21世纪经济报道记者采访时称，目前燃料电池厂商大致都在围绕提升核心技术、加快量产产品迭代、推动供应链国产化以及引入车规级零部件供应商等四方面来进行降本。这其中，在供应链国产化方面，现阶段部分膜电极核心原材料仍依赖于价格较高的进口产品，原材料的国产替代将有效降低其成本价格，带来可观的降本空间。

不过，该负责人也指出，规模化量产依然是燃料电池环节快速降本的主要途径，这需与整车厂商共同协作。据悉，该企业目前的经验是从成立之初便引入有整车零部件量产经验的供应商。“‘十四五’期间，公司供应链体系中有整车零部件量产经验的供应商比例将从70%提升至90%，进一步促进规模化零部件的降本。”该负责人表示。

据21世纪经济报道记者了解，目前业内对于整个氢能产业链的降本过程已经形成共识：从技术降本到产业链国产化快速降本再到规模化降本。亦有观点对这三阶段降本进行了时间点分割——2022年前主要是技术降本，2022至2025年主要是产业链国产化降本，2025年后更多是规模化降本。

而按照此前业内预测，在2025年前后，我国燃料电池系统成本可降至1000元/kW。

薄弱的储运环节亦是降本攻坚点

经过近十年的发展，我国燃料电池汽车主要部件在技术性能、产业链的投资布局、产业发展规模与关键零件的降本等方面都取得了长足的进步。然而，从氢能的技术链来看，当前我国氢能储运环节却相对薄弱，并进而制约着下游应用的推广。

“氢源成本较高、加氢站数量少、氢能基础设施配套不完善等问题是当前氢能商业化发展过程中的突出难点。”有业内人士对21世纪经济报道记者表示。

在本次FCVC 2023展会上，中国工程院院士、中国机械工业集团有限公司副总经理、总工程师陈学东便指出，发展氢能产业需统筹考虑市场需求与技术经济性。

“从成本来看，当前绿电制氢的成本依然很高，还很难走入市场。”陈学东认为，此外，氢能储运技术短板也制约着产业的发展。

氢气的制取、储存、运输和加注，被视作氢能能否大规模应用的基座。

数据显示，目前我国已成为世界上最大的制氢国。2022年，我国氢气年产量超3500万吨，已规划建设超300个可再生能源制氢项目，72个在建、建成的项目总产能超20万吨/年，在氢能供给上具有巨大潜力。但是，在氢气的供给结构上看，目前业内期待的绿氢占比极低——2022年，我国氢气供给以煤制氢、天然气制氢为主，合计占比达80%，工业副产氢占比18%，电解水制氢占比不到2%。

“面向未来，绿色氢能是一个重要的目标，是我们氢能全产业链真正大规模商业化的关键。”欧阳明高认为。

业内普遍认为未来可再生能源发电制氢（即绿氢）的潜力较大。对此，信达证券分析指出，“一方面，作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢成本有望持续下降；另一方面，当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，长周期储能或将成为调峰的主要手段，氢储能是其中较好的选择。”

事实上，当前制约绿氢大规模使用的关键问题还是成本，而在评估氢供应成本时除了需考虑制取环节外，氢储运、氢加注这两个过程的成本因素也占据大头。尤其是氢储运环节，依然是国内氢能产业链降本的主要攻坚点。

21世纪经济报道记者注意到，随着《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶》在今年6月份正式发布，更高压、更轻便、更安全、更经济的IV型储氢瓶未来将有望接棒储氢瓶市场。

一位跨国企业氢能业务负责人对21世纪经济报道记者表示，中国氢能市场的持续扩张正在推动中游氢能储运环节的快速发展。但考虑到储运环节占氢气总成本接近40%，这一环节的降本压力仍然较大。

在本次FCVC 2023展会上，陈学东针对氢气“储运加”环节的难点进行了梳理，“在气氢站方面，大容积储氢压力容器的成本仍需进一步降低。在液氢站方面，液氢离心泵、往复泵、阀门、汽化器等关键装备仍存不足之处。车载用氢方面的70MPa IV型储氢瓶、70MPa瓶口组合阀、车载液氢瓶，以及公路运氢中的50MPa大容量IV型瓶管束集装箱均有待进一步的研究。在氢液化方面，大规模低能耗氢液化工艺、氢膨胀机、液氢液位计技术均有进步空间。此外，高压大流量氢气压缩机、紧凑型氢气预冷器、高压临氢阀门、高效冷箱换热器、深冷液氢球罐等装备有待完善。”

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