万亿氢能产业链，有哪些创业投资机会？

作者：丁秀金、王嘉攀、谢晨星，本报告由势乘资本和光锥智能联合发布，头图来自：视觉中国

氢能是终极的清洁能源。

20世纪60年代以来，世界上许多国家和地区已广泛开展了氢能源研究，但时至今日产业化尚未走出起步阶段。当前氢能概念再次火热，三大氢燃料电池汽车示范城市群落地，多省市发布氢能产业建设目标，行业投融资持续攀升。2015年融资事件仅有5起，2020年增长至31起，2021年继续升温，捷氢科技、未势能源、爱德曼氢能等头部企业纷纷获得大额融资，预计全年融资总额达百亿级别。企业、高校研究机构、政府等主体从不同层面推动产业化进展，各路资本加快入局。

然而市场上仍存在很多不同的观点和盲点，本报告将深入阐述我们对氢能产业的看法。

从投资角度看氢能，需要回答三个关键问题。通过展开三个问题的分析，建立分析氢能产业的逻辑。

一、氢能需求确定性如何？

只有对氢能存在确定性需求，政府和市场才有动力持续投入资源，推动氢能成熟产业化。

1. 发展氢能产业是能源结构变革的必然趋势

当今世界构建在化石能源基础之上。根据《bp世界能源统计年鉴2021》统计，2020年全球一次能源消费中石油、煤炭、天然气合计占比超过83.1%。化石能源属不可再生资源，地球上存量有限，而且导致了日益突出的温室效应和污染问题。

为实现人类社会可持续发展，必须控制碳排放。全球主要国家相继制定碳达峰、碳中和计划，中国实现碳中和的压力最大，时间更紧迫。中国自2005年超过美国后，连续多年成为全球最大碳排放国。《bp世界能源统计年鉴2021》数据显示，2020年全球碳排放总量达 322.84亿吨，中国独占全球30.66%份额，美国、印度、俄罗斯、日本占比分别为13.81%、7.13%、4.59%、3.18%。

化石能源燃烧是最主要的温室气体排放源，用可再生能源替代化石能源成为必选项。根据清华气候研究院数据，中国碳排放供给端煤炭、石油、天然气占比分别为76.6%、17%、6.4%，其中80％的煤炭用于发电和供热；需求端（不计间接排放）电力、工业、建筑、交通占比分别为40.5%、37.6%、10.0%、9.9%。

可再生能源（风能、水能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等），需要通过电能这种二次能源媒介连接消费终端。据国网能源研究院预测，到2050年电力在我国终端能源消费的比重将增长至 47%，超出全球平均水平。电力具有供需实时平衡的特点，而可再生能源存在固有的间隙性、随机与波动性特点，发电并网时给电网稳定性带来巨大压力，导致了严重的弃风、弃光、弃水等现象。中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》统计显示，可再生能源年弃电量约1000亿千瓦时，随着可再生能源发电装机量增加，弃电问题更加凸显，阻碍了进一步规模化开发利用。

可再生能源发电产生的波动性问题需要依靠储能来解决。据《中国氢能产业发展报告2020》测算，随着可再生能源发电装机规模的扩大，传统电力系统调峰储能方式将遭遇天花板，储能需求将应运提高，到2030年可再生能源功率调节缺口将达到1,200GW，到2050年将扩大至2,600GW。

氢能是实现可再生能源大规模、跨季节存储及运输的最佳方案。不同储能方式在时间尺度与容量方面各有特点，氢能可以在保证经济性的条件下实现大规模长周期储能，存储规模从百千瓦到吉瓦，存储时间从小时到季节。氢能与电能同属二次能源，容易与电能耦合，促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互连，建立互联互通的现代能源网络。而且氢能可作为大规模储能介质实现不连续生产，可显著增加电力网络的灵活性。

2. 国家能源安全需要摆脱对外资源依赖

交通运输对石油的消耗引发能源安全问题。《2019 年国内外油气行业发展报告》显示，2019 年，我国石油和原油对外依存度双双超过70%，不仅远超50%的安全线，而且呈现增长态势。其中汽车在内的交通部门石油消耗占比超过50%。减少汽车产业油品消耗事关国家能源安全。

单纯依靠电动化容易造成新的金属原料依赖。锂、钴、镍是动力电池的关键材料。全球锂、钴、镍资源的分布集中度较高且呈现寡头垄断特征，中国锂资源虽然丰富但禀赋不佳，而镍、钴资源匮乏，锂、钴、镍资源大量依赖进口，对外依存度较高。美国地质调查局数据显示，中国锂矿储量全球占比7%，钴矿占比1%，镍矿占比3%。

氢能作为高热值能源载体可替代燃油，而且氢能及氢燃料电池原材料不受地域性资源分布限制，可改变我国受制于人的局面。氢能能量密度（140 MJ/kg）是石油的 3 倍、煤炭的 4.5 倍，反应过程可实现零碳排放。根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，到2050年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，其中可再生能源制氢超过80%。中国具有广阔的西部荒漠和良好的光照条件，每年可开发的“绿氢”资源超过3亿吨，完全能够满足我国自给自足的氢能需求，甚至能在2050年实现千万吨级绿氢出口，这将从根本上改变我国能源战略安全。氢燃料电池原材料均为常规材料，只有催化剂中用到贵金属铂，而且技术方面正在向超低铂、无铂化发展，亦不存在材料对外依赖。

3. 氢能需求规模

（1）氢能下游需求分布

氢能主要应用于以下场景：

①交通运输：作为氢燃料电池燃料，应用在汽车、船舶、有轨电车、无人机等；

②储能：作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电；

③建筑：通过分布式发电、热电联产为住宅和商业提供电和热；

④工业：提供高品质燃料和原料。

（2）氢能产业整体规模

根据中国氢能联盟的预计，到2030年，中国氢气需求将达到3500万吨，在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求接近6000万吨，产业链年产值约12万亿元。

（3）氢燃料电池汽车行业规模

我国氢燃料电池汽车的发展采取先商用车后乘用车路线。根据工信部及汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，氢燃料电池汽车保有量实现2025年10万辆，2035年100万辆。以客车和城市物流车为切入领域，重点在可再生能源制氢和工业副产氢丰富的区域推广中大型客车、物流车，逐步推广至载重量大、长距离的中重卡、牵引车、港口拖车及乘用车等，实现氢燃料电池车更大范围的应用。

商用车优先得到发展主要基于减少碳排放以及技术特性原因。商用车碳排放占比高，是交通运输领域首要减排对象。由于发动机结构与燃烧方式的不同，商用车（绝大多数搭载柴油机）的温室气体排放水平明显高于乘用车，合计占比达到 77.3%。从技术特性划分，基于续航、加氢速度、能量密度优势，氢燃料电池汽车适合固定路线、中长途干线（400公里~800 公里左右）、高载重场景。纯电动汽车可满足城市内的公交、物流车、环卫等短途行驶、电站丰富场景。

乘用车的发展可从用户需求偏好和地理条件划分。纯电动汽车能满足市内及中短途驾驶场景，氢燃料电池汽车是长途驾驶及电站资源匮乏场景下的更好选项。

根据《中国氢能产业发展报告2020》的测算，随着氢燃料电池汽车渗透率逐步提升（如下表所示），市场最终达到万亿级规模。具体来看，2025年市场处于百亿规模，2030年达到千亿规模，2050年增加至万亿规模。

4. 当下氢能需求面临快速增长的原因

（1）关键技术取得产业化进展

燃料电池电堆功率密度、寿命、冷启动等关键技术取得突破。2020年全球燃料电池装机量达1319.4MW，2015-2020年复合增长率达35%；其中交通运输领域的需求上升尤为显著，年复合增长率达54%，2020年装机量994MW，占总装机量的75%，初步实现商业化应用。

（2）成本瓶颈逐步被打破

根据《氢能源燃料电池产业白皮书》，车用燃料电池系统发动机成本相比于21世纪初已下降80%-95%, 价格在49美元/KW（按年产50万台计算），接近内燃机的30美元/KW。

（3）碳中和国策下，“以奖代补”新政引导产业进入规模化-降本-技术提升良性循环

2020年9月，政府发布“以奖代补”新政，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励。区别于早期购置补贴政策，新政将奖励资金统筹用于上游技术突破、驱动下游应用及基础设施发展，真正惠及产业链上下游玩家，尽量避免骗补等弊端。2021年9月国家示范城市群政策落地，地方开始密集推出配套政策。为期4年补贴政策将推动产业规模化起步，进入降本放量的良性循环。

二、氢能技术可行性如何？

氢能上下游链条长，横跨能源、交通、工业等领域，关键环节的技术可行性是贯通产业链的前提。一项技术是否可行，不仅要看实验室数据，更要看是否能转化为实际应用。站在投资的角度，判断技术可行性最直接的角度是分析其产业化进展。

在关键环节上，氢能相关技术均已实现突破，产业化的基础奠定，未来进入逐步调优的阶段。氢燃料电池汽车应用是氢能产业的突破口，目前处在示范导入期，氢燃料电池是其中关键因素；氢能供给的成熟是大规模市场化的前提，尚处早期但发展路径明确。

1. 氢燃料电池已跨过从0到1的阶段

氢燃料电池效率极高，目前可达到50%，若实现热电联供理论效率可达90%。对比之下，内燃机热效率最高的丰田发动机能达到41%（理想条件下），过去60年顶级内燃机效率仅增加了10%。

质子交换膜燃料电池是当前技术成熟度最高的技术路线，具有启动快、工作温度低、功率密度高等优势，尤其适合交通和固定式电源场景。根据E4Tech统计，质子交换膜燃料电池装机量全球占比近几年保持在 75%左右水平。本节主要围绕质子交换膜燃料电池分析。

氢燃料电池及其零部件均已量产应用，但部分关键零部件技术路线尚未成熟，国内外产业化情况存在较大差距。氢燃料电池由电堆和系统辅助部件组成，此外系统控制策略对其寿命和可靠性有着重要影响。氢燃料电池八大关键零部件为催化剂、气体扩散层、质子交换膜、膜电极、双极板、电堆、空气压缩机、氢循环泵。

（1）电堆

电堆是整个电池系统的核心，包括由膜电极、双极板构成的各电池单元以及集流板、端板、密封圈等。国内电堆功率与国外产品大致相当，但系统可靠性、综合寿命方面还需工况验证。

①膜电极（MEA）

膜电极是电堆的核心，提供发生电化学反应的场所，直接影响电池输出性能和反应效率。CCM（catalyst coated-membrane，催化剂/质子交换膜组件）是第二代膜电极装配工艺，目前被广泛使用，具有高铂利用率和耐久性强的优点。

质子交换膜、催化剂、气体扩散层是膜电极的关键材料，直接决定了氢燃料电池的功率密度和使用寿命。

A.质子交换膜（PEM）

全氟磺酸膜是常用的商业化 PEM，属于固体聚合物电解质，具有质子传导率高、耐强酸强碱等优异特性。目前质子交换膜市场被国外垄断，戈尔公司的增强复合膜占据了90%以上的份额，8微米产品成熟。国内技术尚处于产业化初期，产品性能、可靠性尚有差距，处于送样测试、小规模验证阶段，但价格低30%-40%。

B.催化剂

催化剂是影响氢燃料电池活化极化的主要因素，是氢燃料电池的关键材料。催化剂选用需要考虑工作条件下的耐高温和抗腐蚀问题，常用的是担载型催化剂 Pt/C（Pt 纳米颗粒分散到碳粉载体上）。Pt是贵金属，业内一般采取小粒径的 Pt 纳米化分散制备技术，而且正在向低Pt载量、无Pt化方向研究。日本田中贵金属、英国庄信万丰是催化剂的老牌厂商，根据 GGII 统计，占据了国内80%份额。国内催化剂厂商处于送样测试、小批量生产阶段。

C.气体扩散层

空气与氢气通入到阴、阳极上的催化剂层，需要穿越气体扩散层（GDL），其性能对催化剂的电催化活性、电堆能量转换至关重要。气体扩散层还是燃料电池的“水管理中心”，通过对水的有效管理，可提高燃料电池的稳定性、经济性。研制亲疏水性合理、表面平整、孔隙率均匀且高强度的气体扩散层材料，是氢燃料电池关键技术之一。

气体扩散层技术状态成熟，但面临挑战是大电流密度下水气通畅传质的技术问题和大批量生产问题，生产成本依然居高不下。具备稳定供应能力的企业主要有日本东丽、德国 SGL 集团、加拿大巴拉德和美国 E-TEK 。国内气体扩散层产业化进展较慢，处于送样测试阶段。

②双极板（BPs）

双极板又称流场板，起到分隔反应气体、除热、排出化学反应产物（水）的作用，需满足电导率高、导热性和气体致密性好、机械和耐腐蚀性能优良等要求。根据基体材料种类的不同，双极板可分为石墨板、金属板。此外还有采用复合材料的复合板，目前市场应用较少。

金属板相比石墨板各有优劣。从应用场景来看，石墨板更适合对体积质量要求低、工况友好的场景；金属板则适用场景更加多元化，尤其适合交通运输场景。相对而言，金属板的工艺提升和降成本空间更大。两条技术路线很可能会演绎出三元锂和磷酸铁锂的格局。

石墨板生产已较为成熟，金属板以丰田为代表最早实现突破，国内以爱德曼氢能为代表的厂商近年来实现量产，后来出现的厂商大多采用金属板技术路线。

（2）系统辅助部件

电堆运行需要氢气供应系统、空气系统、水管理系统等外部辅助子系统（BOP）的配合，对应的关键零部件有氢循环泵、空气压缩机等。

①氢循环泵

水的平衡对PEMFC的电堆寿命具有重要意义，解决途径是在电堆中引入氢气循环设备来实现气体吹扫、氢气重复利用、加湿氢气等功能。

氢循环泵制备难度较大，制造成本昂贵，为此发展出的单引射器、双隐射器及其他方案则优缺点鲜明，实现效果不完美。当前市场氢循环泵是主流，引射器使用量逐渐增长，据 GGII 统计，2020 年国内引射器出货量占比为 11%。2020年之前国内氢循环泵市场被德国普旭占据90%以上份额，近年来逐步开始国产化替代，但适配大功率电堆的氢循环泵尚不成熟。

②空气压缩机

空气压缩机可提供与电堆功率密度相匹配的氧化剂（空气）。空压机的寄生功耗很大，约占燃料电池辅助功耗的 80%，其性能直接影响燃料电池系统的效率、紧凑性和水平衡特性。离心式车载燃料电池空压机因密闭性好、结构紧凑、振动小、能量转换效率高等特点，更具应用前景，成为主流技术路线。其中轴承、电机是瓶颈技术，低成本、耐摩擦的涂层材料也是开发重点。根据GGII调研数据，国内离心式空压机份额由2018年的 29%增长到 2020年的95%，占比增长超 3 倍。空压机已经较早的实现了全功率段国产化。

2. 氢能供给有着明确的发展路径

国内氢气大部分来源于工业，90%以上氢气亦用作工业原料。想实现氢能在交通运输、储能、建筑等新领域的应用，必须打破现有的氢气供需结构，增加供给量，打通输送至消费终端的渠道。

根据中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，氢能从制氢、储运到加注各环节的发展路径清晰。

（1）制氢

发展路径：短期优先选用工业副产氢，长期采用可再生能源电解水制氢。

制氢技术路线按原料来源主要分为化石能源重整制氢、工业副产提纯制氢和电解水制氢。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。

①工业副产提纯制氢

在工业生产的过程中，利用富含氢气的终端废弃物或副产物作为原料回收提纯制氢。工业副产氢大部分有下游应用，仍有30%以上被放空排放。《中国氢能产业发展报告2020》统计显示，从工业副产氢的放空量现状看，氢气供应潜力可达450万吨/年，能支持超97万辆公交客车的全年运营，适合短期内作为氢气的供给来源。

工业副产氢按不同来源存在地域性分布差异，适合在短距离内提供低成本、分布式氢源。长期来看，钢铁、化工等工业领域深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方，工业副产制氢无法实现长期稳定供应。

②化石能源重整制氢

通过煤炭、天然气等能源通过重整生成氢气，技术路线十分成熟，单位制氢成本最低，是全球主要的制氢方式。中国由于“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，主要使用煤制氢技术路线，占全国制氢量的60%以上；全球范围则主要使用天然气制氢。

煤制氢需要使用大型气化设备，设备投入成本较高，只有规模化生产才能降低成本，因此适合中央工厂集中制氢，不适合分布式制氢。

短期看化石能源制氢仍是最大的氢气来源，但其存在碳排放问题，中期利用需结合碳捕捉技术，当前应用少，成本高，导致价格优势逐渐降低。化石能源制氢造成不可再生能源的消耗，不具备长期大规模应用基础。

③电解水制氢

将正负电极插入水中并通直流电制取氧气。技术路线方面，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低，基本实现国产化；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高，关键材料和技术依赖进口；固体氧化物水电解槽尚处于实验室研发阶段。

当前电解水制氢占制氢量比例极低，不足1%，主要原因是成本不经济，而且火电为主的电力结构仍会产生污染。电价占总成本达70％以上，当电价低于0.3元／千瓦时，电解水制氢成本接近化石能源制氢。火电制氢会造成更高的碳排放，是化石能源制氢的3-4倍。

长期来看，可再生能源发电制氢的潜力最大。据中国氢能联盟预测，2050年无污染绿氢的供应比例达到70%。一方面，成本问题随着可再生能源发电成本降低得到解决。据中国氢能促进会预测，考虑到各地资源禀赋和政策因素，2030年前部分可再生资源优势区域绿氢成本将率先实现与灰氢平价，这是氢能取代柴油的重要转折点。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，必须依靠氢能实现长周期储能，以保持电力系统稳定运行。

（2）储运

发展路径：按照“低压到高压”、“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力。

当前，我国氢能示范应用主要围绕工业副产氢和可再生能源制氢地附近（小于200公里）布局，氢能储运以高压气态方式为主。前期（2030年以前），储存将以70MPa气态方式为主，辅以低温液氢和固态储氢，运输将以 45MPa 长管拖车、低温液氢、管道输运（示范）等方式，因地制宜发展。中期（2030年~2050年），储存将以气态、低温液态为主，多种储氢技术相互协同，运输将以高压、液态氢罐和管道输运相结合。远期（2050年以后），储存将采用更高储氢密度、更高安全性的技术，氢气管网将广泛分布用于运输。

①储存

技术路线方面，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢三种方式。高压气态储氢已得到广泛应用，低温液态储氢在航天等领域已得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。此外，氨作为一种富氢无碳化合物，可作为有效、安全的储运氢能载体，目前日本、阿联酋、澳大利亚等国已将“氨”纳入其政府能源战略之中，但氨氢储运仍存在腐蚀性、转换效率等技术难题有待突破。

气态储氢具有充放氢气速度快、容器结构简单等优点。碳纤维缠绕高压氢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢瓶由固定式应用向车载储氢应用的转变。国外IV 型瓶已成为主流技术，国内正从III 型 35MPa 向 IV 型 70MPa 技术过渡。

②运输

与储存相似，氢气运输分为气态运输、液态输运和固态输运三种方式。气态运输是主流方式，国外液态运输也成为一种重要方式，固态运输尚未成熟。

高压气态长管拖车是氢气近距离输运的主要方式，技术较为成熟，国内常以 20MPa 长管拖车运氢，单车运氢约 300 公斤，国外则采用 45MPa 纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至 700 公斤。管道气态运输是实现氢气大规模、长距离运输的有效方式，但一次性投资较大，仅有少量应用。

液态运输适用于距离较远、运输量较大的场景。日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国仅在航空航天运用液氢技术。

（3）加注

发展路径：政府补贴驱动提高分布密度，关键技术国产化降低投资成本。

不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池汽车加注氢气。加氢站的技术路线分为站内制氢技术和外部供氢技术。国内加氢站主要是外部供氢，因氢气按照危化品管理，制氢站只能放在化工园区内。

加氢站分布密度左右了氢燃料电池汽车的产业化进程。前期加氢站建设离不开政府补贴的支持，长远来看需依靠加氢站盈利能力提升。加氢站是否能盈利，取决于投资成本、运营成本和运行负荷（加氢量）。目前关键设备（压缩机、储氢罐、加注设备、冷却设备）依赖进口导致投资成本过高，但国产化已经起步。由于下游尚未大规模产业化，运行负荷不足，投资成本、运营成本难以摊薄，加氢站较难实现盈利。

全球加氢站数量持续增长，中国已跃居首位。H2stations统计数据显示，截至2020年底，全球共有560个加氢站投入运营，自2014年以来连续增长。截至2021年11月，我国已经累计建成各类加氢站超过190座，在营加氢站超过157座，超过日本位居世界首位。根据官方规划，2025年将建成1000座，2035年建成5000座，最终建成12000座，覆盖全国范围的加氢需求。

三、氢能应用经济性如何？

在技术可行的前提下，大规模产业化还需跨越应用经济性门槛。

从消费者角度分析，当全生命周期成本（TCO，Total Cost of Ownership，衡量产品生命周期内各个阶段累计成本）达到与竞品的平衡点时，市场渗透率将迎来转折点。当前由于氢燃料电池技术成熟度不够、关键零部件及材料依赖进口、氢能供给不充足等原因，氢燃料电池汽车TCO高于燃油车，应用经济性优势尚未显现。

氢燃料电池汽车TCO主要包括购置成本、使用成本、维护成本。通过拆解某35吨级氢燃料电池重卡分析，购置成本、使用成本分别占TCO的28%、71%。

1. 购置成本降低的核心在于电堆降本

氢燃料电池是整车的主要成本项，当前占比达62%，而且不像车身系统的成本刚性，其价格水平决定了购置成本的经济性。穿透来看，电堆中的催化剂、双极板、质子交换膜、气体扩散层合计占整车成本达49%，而且其生产成本优化空间大，决定了未来降本空间。

（1）降本步入快车道

近三年燃料电池系统售价降低了60-70%，预计到2025年仍有60%的下降空间。根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，商用车电堆价格在2025年、2035年分别下降至1,200元/kW和400元/kW，氢燃料电池系统价格在2035年降至1,000元/kW以内。

（2）降本驱动因素

①第一阶段：2025年之前，产销量处于低水平，降本依靠技术进步。

A.材料替换

通过持续研发实现技术路线的迭代，在保证性能的前提下，替换部分价格高的原材料。比如催化剂的低Pt、无Pt化，双极板的材质选用不锈钢、涂层靶材选择非贵金属材料。

B.工艺改进

通过优化产品设计、生产流程、生产工艺等方面，减少原材料用量或消耗。比如同样功率的电堆，通过优化设计减少电池节数。

C.国产化

氢燃料电池成本高企，一大原因是国产技术尚未成熟，关键零部件或原材料依赖进口，价格高昂。这种现状正在改善，如氢循环泵，价格已由2019年纯进口时期的3万元/台，降至2020年国产化起量时期的1-2万元/台，降幅明显，未来仍有下降空间。

氢燃料电池系统的国产化程度已从2017年的30% 提高到2020年的60%-70%。电堆、膜电极、双极板、氢循环泵、空压机等核心部件均已自主生产，质子交换膜、催化层、气体扩散层等核心材料也在加速研发中，处于送样测试验证阶段，业内预计未来2-3 年全面实现国产化。

②第二阶段：2025年之后，产销量增加至数万台水平，规模效应显现。

随着技术成熟度提升，技术进步带来的降本效应减弱。产销量增加导致单位生产成本摊薄，规模效应增强。按照美国能源部预测，假定按照 2017 年静态技术水平下，随着产量增加氢燃料电池系统成本下降明显。从行业1千台产量增加至50万台产量，系统成本将从216美元/kW降至53美元/kW，降幅达75%；电堆成本将从154美元/kW降至26美元/kW，降幅达83%。

2020年全国氢燃料汽车销量为1,177辆，行业尚处在千台规模。预计到2025年，在官方规划的10万台保有量目标，以及为期4年“以奖代补”补贴新政驱动下，国内电堆生产规模将突破万台水平，规模效应下电堆及系统的价格将下降50%以上。随着渗透率提升，购置成本将进一步下降。

2. 使用成本降低取决于氢耗水平以及终端氢气销售价格

随着氢燃料电池技术进步与整车性能优化，车辆的综合氢耗水平逐步下降。氢气终端加注价格取决于制取、储运、加注三大供应链环节的成本。当前氢能上游基础设施与下游市场相互制约，市场规模小导致产业链固定成本分摊不足，氢气制储运加各环节尚未有效打通，各种技术路线尚处于发展阶段，导致氢气终端销售价格偏高。根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，预计到2025年、2030年，我国氢气终端销售价格将分别降低至40元/kg、25元/kg，降幅明显。

3. 在全补贴情景下，重卡从2023年开始逐步实现TCO平价

重卡作为最适合氢能应用的车型，其TCO平价时间是氢能渗透率提升的重要节点。国际清洁交通委员会全面分析了中国三个典型城市（北京、上海、深圳），分别代表不同纬度和地理特征。在政府实施一揽子补贴政策的情景下，2023-2026年将逐步实现载货汽车、自卸汽车、半挂牵引车三种主流重卡车型的TCO平价。

四、总结

氢能是实现碳中和不可或缺的一环，未来将催生十万亿级别的市场，各产业链环节都将从中受益。当前氢能产业已跨过从0到1的技术阶段，正步入降本应用的良性循环。从中央到地方的扶持政策正形成一个完整的体系。本轮氢能发展热潮不再是概念的炒作，背后是坚实的逻辑支撑，受益于此，创业和投融资环境也在快速变热。