邢 璐

（中國石油化工集團有限公司，北京100728）

在《巴黎協(xié)定》框架下，全球應對氣候變化行動進入加速階段，截至2021年5月已有超過130個國家提出碳中和目標[1]。中國承諾2030年前碳達峰、2060年碳中和目標，為進一步推動中國能源及經濟社會低碳轉型明確了方向。在碳中和目標下，綠色電氣化趨勢已成為發(fā)展共識，但交通部門仍然面臨公路貨運排放量大、油氣依賴度高、純電動技術難以全面替代等問題。氫燃料電池汽車由于能量密度大、補能時間短、耐低溫性能好等優(yōu)勢成為交通部門深度脫碳的重要途徑，引發(fā)了近年來全球氫能熱潮。全球已有超過30個國家出臺了氫能專項戰(zhàn)略，2021年初全球規(guī)劃或在建的氫能項目投資超過800億美元[2]。2021年5月，德國公布了62個政府支持的氫能項目，總投資達到330億歐元。全球主要國家在氫能領域的專利申請數(shù)量逐年增加，預計將成為未來能源競爭的熱點[3]。國際主要能源研究機構充分認可氫能在未來能源系統(tǒng)中的作用和重要性，預測氫能在終端能源消費結構中占比將達到10%～20%[4-8]，IEA提出未來70%的氫能將用于交通部門[4]。

我國與日本和韓國類似，將交通部門作為氫能應用的突破口。2020年9月，我國發(fā)布《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》，推動建立氫能和燃料電池汽車產業(yè)鏈。同年11月，中國汽車工程學會發(fā)布《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖2.0》，提出氫燃料電池汽車將以商用車為突破口，從客車和城市物流車逐步推廣至中重型卡車、牽引車、港口拖車以及部分乘用車，預計2035年保有量達到100萬輛。2021年3月，我國發(fā)布《國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》，提出要在氫能與儲能等前沿科技和產業(yè)變革領域，組織實施未來產業(yè)孵化與加速計劃。在一系列政策影響下，我國掀起了氫能發(fā)展熱潮，超過40個省市出臺地方氫能發(fā)展規(guī)劃和目標，2020年底全國氫燃料電池汽車保有量超過7 000輛，建成加氫站數(shù)量超過100座。相關企業(yè)也紛紛發(fā)力。上汽集團規(guī)劃2025年前推出至少十款燃料電池整車產品，產銷量達到萬輛；2023年福田汽車計劃推廣氫燃料電池商用車累計達到4 000輛，2025年達到1.5萬輛，2030年達到20萬輛。中國石化提出打造“第一氫能公司”目標，規(guī)劃“十四五”期間建設1 000座加氫站，為氫能交通發(fā)展提供基礎設施網絡。

盡管氫能交通在國家政策支持和產業(yè)發(fā)展方面取得了積極進展，但依然面臨產業(yè)鏈發(fā)展不完善、技術標準待健全、技術經濟性不足等問題。示范推廣中最大難題是終端應用場景不足。面對各地氫能發(fā)展熱潮，如何設計氫能交通示范項目，需要多大規(guī)模投資，哪些環(huán)節(jié)以及以何種程度提供補貼，如何構建可行的商業(yè)模式，各利益相關方需要解決哪些關鍵問題，都是迫切需要回答的問題。國內目前已有的研究主要關注氫能中長期發(fā)展展望，但基于實際應用的定量分析很少，少量研究[9-10]分析了氫能公交示范項目的運營技術參數(shù)，對于未來重點發(fā)展的重卡應用和核心的經濟性分析尚處于空白。本文基于華北某地氫能重卡示范項目的方案設計和經濟性分析，嘗試探索上述問題，為氫能交通推廣示范提供商業(yè)模式和政策框架的參考。

1 示范項目方案設計

A市計劃在新區(qū)建設過程中部署210輛氫燃料電池重卡，用于替代傳統(tǒng)燃油重卡運送砂石骨料等建筑材料，運輸線路全長為150公里。根據(jù)車企調研數(shù)據(jù)，49噸6×4氫燃料電池重卡平均氫耗水平約為13 kg/百公里（綜合考慮滿載和空載氫耗）。按單車日行駛300公里計，單車日耗氫量約40 kg，與設計車載儲氫量相匹配，每日加氫1次。由此測算，2025年A市加氫需求將增至8.2噸/天，以單站加氫能力1 000 kg/天計，需要建設加氫站9座。假設每年新增車輛全部在年初投運，按照“適度超前”原則在上一年年末完成對應的氫氣供應基礎設施建設。各年氫燃料電池重卡投運量和加氫站建成數(shù)量見表1。

表1 A市氫燃料電池重卡推廣情景設計

為實現(xiàn)能源供應清潔化，A市主推利用周邊工業(yè)副產氫氣提純或可再生能源發(fā)電制“綠氫”來滿足本地氫能需求，氫氣通過20 MPa長管拖車運輸?shù)疆數(shù)?。對此，可以考慮3種氫氣供應方案：一是將周邊石化企業(yè)B的工業(yè)副產氫提純后運至當?shù)兀\輸半徑120公里；二是利用網電進行加氫站現(xiàn)場制“綠氫”，已知當?shù)赜幸粭l可再生能源電力輸送通道完全可以滿足制氫所需的可再生能源電力供應；三是利用周邊城市C的新建光伏項目，通過電解水裝置制“綠氫”，然后運至當?shù)?，運輸半徑150公里。由于運輸行業(yè)與能源供應行業(yè)在行業(yè)特點、管理模式和運營主體上均存在很大差異，因此要按車輛應用場景和氫能供應場景分別進行分析?？紤]到A市氫能車輛和基礎設施規(guī)劃目標僅覆蓋“十四五”時期，且氫能重卡目前剛剛邁入應用示范階段，相關性能、成本數(shù)據(jù)仍有較大不確定性，因此，僅測算“十四五”期間示范項目投入產出和現(xiàn)金流情況。結合項目實際，對固定投資的折舊期限設定如下：氫能重卡8年，副產氫氣提純裝置10年，電解水制“綠氫”裝置、運氫的充氣柱和管束車、加氫站設備均為15年，加氫站土地50年。關于資金成本設定如下：固定投資30%來自資本金，70%來自5年期貸款，貸款年利率5%；流動資金30%來自資本金，70%來自于一年期貸款，貸款年利率4%；股權資金成本率5.5%；所得稅率25%，加權平均資金成本率4.05%。

2 示范項目經濟性分析

2.1 重卡應用場景

為實現(xiàn)2025年氫能重卡保有量210輛、年運輸量占全部建材運輸量10%的目標，“十四五”期間A市需要投入11.3億元，其中車輛購置6.3億元，用氫成本2.2億元，人工成本、車輛保險、維修保養(yǎng)費、路橋費等車輛使用費1.6億元，車輛運營管理費0.8億元，資金成本0.4億元。按建材運輸收費1元/（噸·公里）計，累計收入運輸費7.1億元；如全額獲得2021–2024年國家和地方購車補貼（按1:1配置測算），累計可獲得購車補貼1.3億元。由于新投運氫能重卡當年運行里程即超過3萬公里，假設當年即可獲得購車補貼，納入營運收入。重卡運營項目凈現(xiàn)值為–2.6億元，期末固定資產剩余賬面價值為4.5億元，各年現(xiàn)金流情況見表2。

表2 氫能示范方案投入產出

對影響凈現(xiàn)值的主要因素進行敏感性分析發(fā)現(xiàn)，影響凈現(xiàn)值最主要的因素為車輛購置成本（負向）和運輸費用標準（正向），車輛購置補貼和氫氣售價的影響相對較小。目前A市規(guī)劃的購車價格為300萬元/輛，與車企報價150萬～180萬元/輛相比存在下降空間，現(xiàn)金流有優(yōu)化空間。如果購車價格降至150萬元/輛，則2024年運營端即可實現(xiàn)正現(xiàn)金流，期末凈現(xiàn)值為–713萬元。如果A市政府對氫能重卡運輸服務的采購價格提高至1.6元/（噸·公里），則可實現(xiàn)“十四五”期間凈現(xiàn)金流為正。

2.2 氫能供應場景

為滿足氫能重卡的用氫需求，“十四五”期間需要建設9座加氫能力1 000 kg/天的加氫站。目前單個加氫能力1 000 kg/天的加氫站建設成本約1 500萬元（不含土地成本，A市規(guī)劃單站土地成本約1 500萬元），包括人工成本、維修維護費用、電費、水費、氮氣成本等在內的年運營成本約150萬元。按氫氣銷售價格35元/kg計算，總營收為2.2億元；如全額獲得2021–2024年國家和地方補貼（1:1配置），累計可獲得供氫補貼0.6億元。根據(jù)氫氣來源和運輸條件不同，分為3個氫能供應方案。

1）方案一：周邊工業(yè)富產氫提純

周邊石化企業(yè)B分兩期投入氫氣提純裝置，已實現(xiàn)車用高純氫量產，2025年前日供氫量可滿足A市需求。制氫環(huán)節(jié)通過PSA裝置進行提純，固定投資約5 000萬元；運營成本中工業(yè)副產氫按市場價內部采購。運輸環(huán)節(jié)，充裝站和管束車固定投資約1.8億元；運營成本包括人工成本、充裝電費成本以及管束車保險、維護、油費及過路費等。加氫環(huán)節(jié)，單個加氫站建設成本約1 500萬元，土地成本1 500萬元，年運營成本約150萬元?！笆奈濉逼陂g累計投入為6.8億元。

方案一凈現(xiàn)值為–3.5億元，期末固定資產和無形資產剩余賬面價值4.1億元。影響方案一凈現(xiàn)值的因素依次為氫氣售價、運氫固定投資、加氫固定投資（不含土地投資）、氫氣補貼。由于國家補貼政策要求氫氣售價不高于35元/kg，因此不建議提高氫氣售價，可以提高地方氫氣補貼水平或通過設備國產化、集約化采購等方式降低運氫和加氫固定投資，優(yōu)化現(xiàn)金流。方案一平均供氫成本為40.6元/kg，其中制氫平均成本為19.3元/kg，運氫平均成本為10.8元/kg，加氫平均成本為10.4元/kg。

2）方案二：本地站內制氫

A市大量受入區(qū)外可再生能源電力，明確提出了加大綠電消納的能源發(fā)展目標，因此方案二建議試點加氫站現(xiàn)場制氫，在促進本地綠電消納的同時避免高昂的氫氣運輸成本，降低氫氣供應成本。網電制氫條件下，堿性電解槽投資成本較低，但PEM電解槽在制氫效率、占地面積等方面具有優(yōu)勢，因此考慮PEM電解水制氫路線，以進口設備參數(shù)進行測算。每站配置一臺20 MW電解槽，初始投資約2 000萬元，運營成本包括人工成本、水費和電費。按一般工商業(yè)電價0.6元/度測算，總投資約7.2億元。如果A市對電解水制氫提供電價支持，如制氫電價降至0.4元/度，則方案二總投資可以降至6.5億元，低于方案一。

方案二凈現(xiàn)值為–3.7億元，期末固定資產和無形資產剩余賬面價值3.7億元。對凈現(xiàn)值影響最大的因素，一是制氫固定投資，二是制氫電價。當制氫固定投資和制氫電價分別變動30%時，凈現(xiàn)值反向變動分別為12.3%和11.4%。因此，加快電解水制氫裝備國產化、爭取制氫電價政策優(yōu)惠是改善方案二現(xiàn)金流的關鍵。方案二平均供氫成本為54.3元/kg，其中制氫平均成本為43.9元/kg，加氫平均成本為10.4元/kg。如制氫電價降低至0.49元/度，平均供氫成本為47.7元/kg。

3）方案三：周邊可再生能源制“綠氫”

A市規(guī)劃依托周邊城市C進行風電制氫、光伏發(fā)電制氫以及生物能發(fā)電制氫，為本地提供“綠氫”。由于“十四五”期間制氫用電量較小，單個規(guī)模電站發(fā)電量即可完全滿足，大部分發(fā)電量仍需上網，因此方案三不考慮配套電力設施投資。“十四五”期間C市可再生能源平均上網電價以0.3元/度（含儲能成本）計，總投入約8.5億元。方案三與方案一相比，制氫和運氫成本雙高；與方案二相比，制氫成本下降，運氫成本增加，是資產最重的供氫方案。

方案三凈現(xiàn)值為–4.8億元，期末固定資產和無形資產剩余賬面價值5.2億元。凈現(xiàn)值對制氫固定投資和運氫固定投資最為敏感，當制氫和運氫固定投資分別變動30%時，凈現(xiàn)值反向變動分別為10.1%和9.4%。方案三平均供氫成本為47.7元/kg，其中制氫平均成本為25.9元/kg，運氫平均成本為11.4元/kg，加氫平均成本為10.4元/kg。

氫能供應方案的投入產出比較見表3。從投資規(guī)模看，方案三＞方案二＞方案一；從凈現(xiàn)值看，方案一＞方案二＞方案三，3個方案凈現(xiàn)值均為負；從綜合供氫成本看，方案二＞方案三＞方案一。綜合來看，方案一經濟性相對最好；方案二和方案三經濟性的改善高度依賴于電解水制氫設備成本快速下降。方案二在現(xiàn)有電價水平下缺乏競爭力，同時在政策標準上仍存在障礙，更適宜作為其他供氫方案的補充。

表3 氫能示范方案投入產出 萬元

3 示范項目的商業(yè)模式探討

3.1 中長期規(guī)劃目標是形成氫能交通商業(yè)模式的前提

當前，大部分地區(qū)的氫能交通規(guī)劃目標僅覆蓋未來3～5年，關于后續(xù)是否會擴大氫能車輛部署或延續(xù)政策支持并不清晰，對氫能投資尤其是基礎設施建設帶來極大風險和不確定性。氫能供應鏈上的各環(huán)節(jié)固定投資大、折舊期長，相比于氫能車輛5～8年的購置使用期而言，面臨更大政策風險。在實踐中，加氫站作為聯(lián)結氫能供應和消費的節(jié)點，通常由能源企業(yè)或車企與地方政府成立合資企業(yè)建設運營，或者地方政府對加氫站給予建設補貼，盡可能避免政策不連續(xù)帶來的投資風險。因此，從建立長期可持續(xù)的商業(yè)模式角度看，5～10年甚至15年的氫能車輛規(guī)劃目標對于項目形成穩(wěn)定預期、激發(fā)市場活力、加快示范落地具有重要意義，可以有效替代地方政府在示范前期大量投入財政資金。

3.2 氫能重卡運營端盈利表現(xiàn)好于氫能供應鏈

盡管氫能重卡運營端和氫能供應端凈現(xiàn)值均為負，但氫能重卡運營端的凈現(xiàn)值和期末固定資產剩余賬面價值相對較好。隨著應用規(guī)模擴大，預計氫能重卡生產成本和售價將持續(xù)明顯下降，結合車廠預測數(shù)據(jù)，運營端有望自2024年實現(xiàn)正現(xiàn)金流。因此，部分氫能供應鏈企業(yè)正在將業(yè)務向運營端延伸，一是通過擴大下游應用規(guī)模，降低供應成本；二是通過上下游一體化布局平衡投資收益。從重卡運營模式來看，可根據(jù)終端運營場景匹配車輛和運輸線路的設計，優(yōu)化運營管理，提高運輸負荷率及效率，運營效益仍有較大改善空間。

3.3 一體化氫能供應方案有利于整合資源，降低供氫成本

不同供應方案的綜合供氫成本均高于政策指導價35元/kg，實際上佛山、上海等示范先行區(qū)的氫氣供應成本普遍在40元/kg以上，部分地區(qū)高達60元/kg。這意味著按照上下游產業(yè)鏈環(huán)節(jié)組合不同的制氫、儲運、加氫環(huán)節(jié)，難以提供價格具有競爭力的氫氣。同時，由于車用高純氫在儲運、加注等環(huán)節(jié)進行質量檢測仍然存在技術和成本上的障礙，因此一體化氫能供應方案在保證氫氣供應可靠性和經濟性方面更具優(yōu)勢。實踐中，部分能源企業(yè)正在根據(jù)所擁有的站點資源、副產氫或清潔電力資源進行氫能供應鏈一體化布局。前述研究也表明，如果項目測算期較短，將固定資產投入高、折舊期長、運營資質要求高的氫能運輸環(huán)節(jié)進行外包，可以有效減少項目總投資（如供氫方案一將運氫業(yè)務外包可以減少總投資1.6億元），優(yōu)化現(xiàn)金流。

3.4 降低產業(yè)鏈關鍵設備成本是提高氫能交通經濟性的核心

固定投資是目前氫能示范項目中占用資金最主要的部分，在重卡應用場景中占比超過55%，在氫能供應場景中占比超過60%。國際氫能委員會統(tǒng)計全球非政府部門的氫能投資，發(fā)現(xiàn)80%用于固定投資，20%用于研發(fā)和運營管理[2]，反映了當前降低氫能產業(yè)設備成本是提高產業(yè)競爭力的關鍵。在取得重大技術突破前，規(guī)?；a是降低設備成本的主要方式，如氫燃料電池汽車生產規(guī)模達到每年60萬輛時，車輛總擁有成本（TOC）將下降45%，其中30個百分點來自生產規(guī)模擴大，5個百分點來自低碳制氫成本下降，10個百分點來自加氫基礎設施建設規(guī)模擴大[11]。對于國內氫能試點項目而言，關鍵核心設備國產化是降低設備成本、提升產業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要路徑；完善設備選型標準、進行集中統(tǒng)一采購可以直接降低具體項目成本。

4 對利益相關方的建議

對地方政府，建議將氫能交通示范項目作為雙碳目標下交通能源轉型的重要組成，進行系統(tǒng)謀劃和中長期布局。以氫能交通終端應用場景為示范項目出發(fā)點，整合本地或周邊氫能資源和產業(yè)資源，在技術路線、價格機制和商業(yè)模式方面保持靈活性，鼓勵多方參與，打造適宜的生態(tài)系統(tǒng)。

對燃料電池汽車產業(yè)鏈上下游企業(yè)，建議提早介入地方氫能示范項目規(guī)劃。一是結合應用場景定制車輛，提供有競爭力的產品和服務；二是不斷提升車輛性能和使用壽命，降低生產成本和百公里氫耗水平，推動氫能重卡總擁有成本持續(xù)快速下降。

對氫能供應鏈上下游企業(yè)，建議圍繞終端用氫場景和地方氫能供應標準（如氫氣來源、碳排放強度、供應成本）加強制氫、儲運、加氫各環(huán)節(jié)協(xié)作，形成安全可靠、質量達標、供應便利、低成本的氫氣供應。在供應起步初期，安全性和穩(wěn)定供應是首要滿足的目標，解決有沒有的問題；隨著示范項目推廣，氫氣的經濟性和獲得便利性日益成為新要求，解決好不好的問題。處于供應鏈核心位置的企業(yè)面臨進一步整合供應鏈資源的機遇，也需要克服短期內回報率不足的現(xiàn)實挑戰(zhàn)。