氢能重卡应用示范的经济性分析和商业模式探讨

邢 璐

（中国石油化工集团有限公司，北京100728）

在《巴黎协定》框架下，全球应对气候变化行动进入加速阶段，截至2021年5月已有超过130个国家提出碳中和目标[1]。中国承诺2030年前碳达峰、2060年碳中和目标，为进一步推动中国能源及经济社会低碳转型明确了方向。在碳中和目标下，绿色电气化趋势已成为发展共识，但交通部门仍然面临公路货运排放量大、油气依赖度高、纯电动技术难以全面替代等问题。氢燃料电池汽车由于能量密度大、补能时间短、耐低温性能好等优势成为交通部门深度脱碳的重要途径，引发了近年来全球氢能热潮。全球已有超过30个国家出台了氢能专项战略，2021年初全球规划或在建的氢能项目投资超过800亿美元[2]。2021年5月，德国公布了62个政府支持的氢能项目，总投资达到330亿欧元。全球主要国家在氢能领域的专利申请数量逐年增加，预计将成为未来能源竞争的热点[3]。国际主要能源研究机构充分认可氢能在未来能源系统中的作用和重要性，预测氢能在终端能源消费结构中占比将达到10%～20%[4-8]，IEA提出未来70%的氢能将用于交通部门[4]。

我国与日本和韩国类似，将交通部门作为氢能应用的突破口。2020年9月，我国发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，推动建立氢能和燃料电池汽车产业链。同年11月，中国汽车工程学会发布《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，提出氢燃料电池汽车将以商用车为突破口，从客车和城市物流车逐步推广至中重型卡车、牵引车、港口拖车以及部分乘用车，预计2035年保有量达到100万辆。2021年3月，我国发布《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，提出要在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划。在一系列政策影响下，我国掀起了氢能发展热潮，超过40个省市出台地方氢能发展规划和目标，2020年底全国氢燃料电池汽车保有量超过7 000辆，建成加氢站数量超过100座。相关企业也纷纷发力。上汽集团规划2025年前推出至少十款燃料电池整车产品，产销量达到万辆；2023年福田汽车计划推广氢燃料电池商用车累计达到4 000辆，2025年达到1.5万辆，2030年达到20万辆。中国石化提出打造“第一氢能公司”目标，规划“十四五”期间建设1 000座加氢站，为氢能交通发展提供基础设施网络。

尽管氢能交通在国家政策支持和产业发展方面取得了积极进展，但依然面临产业链发展不完善、技术标准待健全、技术经济性不足等问题。示范推广中最大难题是终端应用场景不足。面对各地氢能发展热潮，如何设计氢能交通示范项目，需要多大规模投资，哪些环节以及以何种程度提供补贴，如何构建可行的商业模式，各利益相关方需要解决哪些关键问题，都是迫切需要回答的问题。国内目前已有的研究主要关注氢能中长期发展展望，但基于实际应用的定量分析很少，少量研究[9-10]分析了氢能公交示范项目的运营技术参数，对于未来重点发展的重卡应用和核心的经济性分析尚处于空白。本文基于华北某地氢能重卡示范项目的方案设计和经济性分析，尝试探索上述问题，为氢能交通推广示范提供商业模式和政策框架的参考。

1 示范项目方案设计

A市计划在新区建设过程中部署210辆氢燃料电池重卡，用于替代传统燃油重卡运送砂石骨料等建筑材料，运输线路全长为150公里。根据车企调研数据，49吨6×4氢燃料电池重卡平均氢耗水平约为13 kg/百公里（综合考虑满载和空载氢耗）。按单车日行驶300公里计，单车日耗氢量约40 kg，与设计车载储氢量相匹配，每日加氢1次。由此测算，2025年A市加氢需求将增至8.2吨/天，以单站加氢能力1 000 kg/天计，需要建设加氢站9座。假设每年新增车辆全部在年初投运，按照“适度超前”原则在上一年年末完成对应的氢气供应基础设施建设。各年氢燃料电池重卡投运量和加氢站建成数量见表1。

表1 A市氢燃料电池重卡推广情景设计

为实现能源供应清洁化，A市主推利用周边工业副产氢气提纯或可再生能源发电制“绿氢”来满足本地氢能需求，氢气通过20 MPa长管拖车运输到当地。对此，可以考虑3种氢气供应方案：一是将周边石化企业B的工业副产氢提纯后运至当地，运输半径120公里；二是利用网电进行加氢站现场制“绿氢”，已知当地有一条可再生能源电力输送通道完全可以满足制氢所需的可再生能源电力供应；三是利用周边城市C的新建光伏项目，通过电解水装置制“绿氢”，然后运至当地，运输半径150公里。由于运输行业与能源供应行业在行业特点、管理模式和运营主体上均存在很大差异，因此要按车辆应用场景和氢能供应场景分别进行分析。考虑到A市氢能车辆和基础设施规划目标仅覆盖“十四五”时期，且氢能重卡目前刚刚迈入应用示范阶段，相关性能、成本数据仍有较大不确定性，因此，仅测算“十四五”期间示范项目投入产出和现金流情况。结合项目实际，对固定投资的折旧期限设定如下：氢能重卡8年，副产氢气提纯装置10年，电解水制“绿氢”装置、运氢的充气柱和管束车、加氢站设备均为15年，加氢站土地50年。关于资金成本设定如下：固定投资30%来自资本金，70%来自5年期贷款，贷款年利率5%；流动资金30%来自资本金，70%来自于一年期贷款，贷款年利率4%；股权资金成本率5.5%；所得税率25%，加权平均资金成本率4.05%。

2 示范项目经济性分析

2.1 重卡应用场景

为实现2025年氢能重卡保有量210辆、年运输量占全部建材运输量10%的目标，“十四五”期间A市需要投入11.3亿元，其中车辆购置6.3亿元，用氢成本2.2亿元，人工成本、车辆保险、维修保养费、路桥费等车辆使用费1.6亿元，车辆运营管理费0.8亿元，资金成本0.4亿元。按建材运输收费1元/（吨·公里）计，累计收入运输费7.1亿元；如全额获得2021–2024年国家和地方购车补贴（按1:1配置测算），累计可获得购车补贴1.3亿元。由于新投运氢能重卡当年运行里程即超过3万公里，假设当年即可获得购车补贴，纳入营运收入。重卡运营项目净现值为–2.6亿元，期末固定资产剩余账面价值为4.5亿元，各年现金流情况见表2。

表2 氢能示范方案投入产出

对影响净现值的主要因素进行敏感性分析发现，影响净现值最主要的因素为车辆购置成本（负向）和运输费用标准（正向），车辆购置补贴和氢气售价的影响相对较小。目前A市规划的购车价格为300万元/辆，与车企报价150万～180万元/辆相比存在下降空间，现金流有优化空间。如果购车价格降至150万元/辆，则2024年运营端即可实现正现金流，期末净现值为–713万元。如果A市政府对氢能重卡运输服务的采购价格提高至1.6元/（吨·公里），则可实现“十四五”期间净现金流为正。

2.2 氢能供应场景

为满足氢能重卡的用氢需求，“十四五”期间需要建设9座加氢能力1 000 kg/天的加氢站。目前单个加氢能力1 000 kg/天的加氢站建设成本约1 500万元（不含土地成本，A市规划单站土地成本约1 500万元），包括人工成本、维修维护费用、电费、水费、氮气成本等在内的年运营成本约150万元。按氢气销售价格35元/kg计算，总营收为2.2亿元；如全额获得2021–2024年国家和地方补贴（1:1配置），累计可获得供氢补贴0.6亿元。根据氢气来源和运输条件不同，分为3个氢能供应方案。

1）方案一：周边工业富产氢提纯

周边石化企业B分两期投入氢气提纯装置，已实现车用高纯氢量产，2025年前日供氢量可满足A市需求。制氢环节通过PSA装置进行提纯，固定投资约5 000万元；运营成本中工业副产氢按市场价内部采购。运输环节，充装站和管束车固定投资约1.8亿元；运营成本包括人工成本、充装电费成本以及管束车保险、维护、油费及过路费等。加氢环节，单个加氢站建设成本约1 500万元，土地成本1 500万元，年运营成本约150万元。“十四五”期间累计投入为6.8亿元。

方案一净现值为–3.5亿元，期末固定资产和无形资产剩余账面价值4.1亿元。影响方案一净现值的因素依次为氢气售价、运氢固定投资、加氢固定投资（不含土地投资）、氢气补贴。由于国家补贴政策要求氢气售价不高于35元/kg，因此不建议提高氢气售价，可以提高地方氢气补贴水平或通过设备国产化、集约化采购等方式降低运氢和加氢固定投资，优化现金流。方案一平均供氢成本为40.6元/kg，其中制氢平均成本为19.3元/kg，运氢平均成本为10.8元/kg，加氢平均成本为10.4元/kg。

2）方案二：本地站内制氢

A市大量受入区外可再生能源电力，明确提出了加大绿电消纳的能源发展目标，因此方案二建议试点加氢站现场制氢，在促进本地绿电消纳的同时避免高昂的氢气运输成本，降低氢气供应成本。网电制氢条件下，碱性电解槽投资成本较低，但PEM电解槽在制氢效率、占地面积等方面具有优势，因此考虑PEM电解水制氢路线，以进口设备参数进行测算。每站配置一台20 MW电解槽，初始投资约2 000万元，运营成本包括人工成本、水费和电费。按一般工商业电价0.6元/度测算，总投资约7.2亿元。如果A市对电解水制氢提供电价支持，如制氢电价降至0.4元/度，则方案二总投资可以降至6.5亿元，低于方案一。

方案二净现值为–3.7亿元，期末固定资产和无形资产剩余账面价值3.7亿元。对净现值影响最大的因素，一是制氢固定投资，二是制氢电价。当制氢固定投资和制氢电价分别变动30%时，净现值反向变动分别为12.3%和11.4%。因此，加快电解水制氢装备国产化、争取制氢电价政策优惠是改善方案二现金流的关键。方案二平均供氢成本为54.3元/kg，其中制氢平均成本为43.9元/kg，加氢平均成本为10.4元/kg。如制氢电价降低至0.49元/度，平均供氢成本为47.7元/kg。

3）方案三：周边可再生能源制“绿氢”

A市规划依托周边城市C进行风电制氢、光伏发电制氢以及生物能发电制氢，为本地提供“绿氢”。由于“十四五”期间制氢用电量较小，单个规模电站发电量即可完全满足，大部分发电量仍需上网，因此方案三不考虑配套电力设施投资。“十四五”期间C市可再生能源平均上网电价以0.3元/度（含储能成本）计，总投入约8.5亿元。方案三与方案一相比，制氢和运氢成本双高；与方案二相比，制氢成本下降，运氢成本增加，是资产最重的供氢方案。

方案三净现值为–4.8亿元，期末固定资产和无形资产剩余账面价值5.2亿元。净现值对制氢固定投资和运氢固定投资最为敏感，当制氢和运氢固定投资分别变动30%时，净现值反向变动分别为10.1%和9.4%。方案三平均供氢成本为47.7元/kg，其中制氢平均成本为25.9元/kg，运氢平均成本为11.4元/kg，加氢平均成本为10.4元/kg。

氢能供应方案的投入产出比较见表3。从投资规模看，方案三＞方案二＞方案一；从净现值看，方案一＞方案二＞方案三，3个方案净现值均为负；从综合供氢成本看，方案二＞方案三＞方案一。综合来看，方案一经济性相对最好；方案二和方案三经济性的改善高度依赖于电解水制氢设备成本快速下降。方案二在现有电价水平下缺乏竞争力，同时在政策标准上仍存在障碍，更适宜作为其他供氢方案的补充。

表3 氢能示范方案投入产出 万元

3 示范项目的商业模式探讨

3.1 中长期规划目标是形成氢能交通商业模式的前提

当前，大部分地区的氢能交通规划目标仅覆盖未来3～5年，关于后续是否会扩大氢能车辆部署或延续政策支持并不清晰，对氢能投资尤其是基础设施建设带来极大风险和不确定性。氢能供应链上的各环节固定投资大、折旧期长，相比于氢能车辆5～8年的购置使用期而言，面临更大政策风险。在实践中，加氢站作为联结氢能供应和消费的节点，通常由能源企业或车企与地方政府成立合资企业建设运营，或者地方政府对加氢站给予建设补贴，尽可能避免政策不连续带来的投资风险。因此，从建立长期可持续的商业模式角度看，5～10年甚至15年的氢能车辆规划目标对于项目形成稳定预期、激发市场活力、加快示范落地具有重要意义，可以有效替代地方政府在示范前期大量投入财政资金。

3.2 氢能重卡运营端盈利表现好于氢能供应链

尽管氢能重卡运营端和氢能供应端净现值均为负，但氢能重卡运营端的净现值和期末固定资产剩余账面价值相对较好。随着应用规模扩大，预计氢能重卡生产成本和售价将持续明显下降，结合车厂预测数据，运营端有望自2024年实现正现金流。因此，部分氢能供应链企业正在将业务向运营端延伸，一是通过扩大下游应用规模，降低供应成本；二是通过上下游一体化布局平衡投资收益。从重卡运营模式来看，可根据终端运营场景匹配车辆和运输线路的设计，优化运营管理，提高运输负荷率及效率，运营效益仍有较大改善空间。

3.3 一体化氢能供应方案有利于整合资源，降低供氢成本

不同供应方案的综合供氢成本均高于政策指导价35元/kg，实际上佛山、上海等示范先行区的氢气供应成本普遍在40元/kg以上，部分地区高达60元/kg。这意味着按照上下游产业链环节组合不同的制氢、储运、加氢环节，难以提供价格具有竞争力的氢气。同时，由于车用高纯氢在储运、加注等环节进行质量检测仍然存在技术和成本上的障碍，因此一体化氢能供应方案在保证氢气供应可靠性和经济性方面更具优势。实践中，部分能源企业正在根据所拥有的站点资源、副产氢或清洁电力资源进行氢能供应链一体化布局。前述研究也表明，如果项目测算期较短，将固定资产投入高、折旧期长、运营资质要求高的氢能运输环节进行外包，可以有效减少项目总投资（如供氢方案一将运氢业务外包可以减少总投资1.6亿元），优化现金流。

3.4 降低产业链关键设备成本是提高氢能交通经济性的核心

固定投资是目前氢能示范项目中占用资金最主要的部分，在重卡应用场景中占比超过55%，在氢能供应场景中占比超过60%。国际氢能委员会统计全球非政府部门的氢能投资，发现80%用于固定投资，20%用于研发和运营管理[2]，反映了当前降低氢能产业设备成本是提高产业竞争力的关键。在取得重大技术突破前，规模化生产是降低设备成本的主要方式，如氢燃料电池汽车生产规模达到每年60万辆时，车辆总拥有成本（TOC）将下降45%，其中30个百分点来自生产规模扩大，5个百分点来自低碳制氢成本下降，10个百分点来自加氢基础设施建设规模扩大[11]。对于国内氢能试点项目而言，关键核心设备国产化是降低设备成本、提升产业可持续发展的重要路径；完善设备选型标准、进行集中统一采购可以直接降低具体项目成本。

4 对利益相关方的建议

对地方政府，建议将氢能交通示范项目作为双碳目标下交通能源转型的重要组成，进行系统谋划和中长期布局。以氢能交通终端应用场景为示范项目出发点，整合本地或周边氢能资源和产业资源，在技术路线、价格机制和商业模式方面保持灵活性，鼓励多方参与，打造适宜的生态系统。

对燃料电池汽车产业链上下游企业，建议提早介入地方氢能示范项目规划。一是结合应用场景定制车辆，提供有竞争力的产品和服务；二是不断提升车辆性能和使用寿命，降低生产成本和百公里氢耗水平，推动氢能重卡总拥有成本持续快速下降。

对氢能供应链上下游企业，建议围绕终端用氢场景和地方氢能供应标准（如氢气来源、碳排放强度、供应成本）加强制氢、储运、加氢各环节协作，形成安全可靠、质量达标、供应便利、低成本的氢气供应。在供应起步初期，安全性和稳定供应是首要满足的目标，解决有没有的问题；随着示范项目推广，氢气的经济性和获得便利性日益成为新要求，解决好不好的问题。处于供应链核心位置的企业面临进一步整合供应链资源的机遇，也需要克服短期内回报率不足的现实挑战。