罗艳托 王云剑 蔡德洪 邵子琪

※我国氢燃料电池汽车推广规模稳步增长，但发展速度仍不及行业预期。截至三季度，我国氢燃料电池汽车保有量2.4万辆，其中正常使用和运营车辆占比约50%，距实现“十四五”规划保有量达到5万辆的目标，仍有较大差距

※我国加氢站等基础设施建设普遍面临利用率偏低、运营经济效益不佳的问题。截至6月30日，我国已建成投运加氢站共560座，较各省累计超1000座的规划目标尚有较大差距；目前，加氢站平均单站服务车辆约43辆，利用率处于较低水平，多数加氢站和运营商处于亏损状态

※氢能在交通体系的健康发展，依赖于“制氢—储运氢—加氢—应用”这一完整产业链各环节之间的高效协同，但当前产业链各环节仍存在显著的技术成熟度不足、综合成本高企、跨环节协同不畅等多重瓶颈

※以北京市12米级城市公交车为例测算，氢燃料电池公交车、燃油公交车、纯电动公交车的百千米动力成本分别为320元、247元和230元，氢燃料电池公交车的使用成本比燃油公交车和纯电动公交车分别高30%和39%

※目前，加氢站加注能力以500千克/日和1000千克/日居多，加注能力500千克/日的加氢站设备投资约500万～700万元/座；加注能力1000千克/日的加氢站设备投资达900万～1000万元/座；制氢加氢一体化加氢站如配备的是进口设备，其设备投资更是达1500万～2000万元/座

※预计“十五五”期间车用氢能将有明显突破性进展，同时带动氢能产业链规模化发展

在应对气候变化、落实“双碳”战略的背景下，交通领域作为碳排放的重要来源，其绿色低碳转型至关重要。氢能因清洁、高效、可再生的特性，被视为推动交通能源转型的关键抓手。2025年4月，交通运输部等十部门联合发布的《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》（交规划发〔2025〕42号）明确指出，需扩大氢能供给并完善配套设施，重点在重型卡车、铁路等领域进行推广，为“十五五”时期氢能交通的快速发展释放信号。10月16日，国家能源局综合司《关于公示能源领域氢能试点（第一批）的通知》，进一步强调了氢的能源属性，探索氢能产业发展的多元化路径，形成可复制可推广的经验，支撑氢能“制储输用”全链条发展，拟支持内蒙古深能鄂托克旗风光制氢一体化合成绿氨及氢能耦合应用等41个项目、吉林长春松原白城等9个区域开展能源领域氢能试点工作，为氢能在车用领域的应用提供了政策支持和资源保障。

系统研究我国氢能交通产业的发展难点发现，尽管我国氢燃料电池汽车保有量已初具规模，加氢站建设稳步推进，但产业链整体仍面临多重挑战，制约了产业的规模化发展。本文针对产业链发展的难点痛点，从产业链的各环节提出系统的解决路径，并探讨我国车用氢能的发展前景。

我国氢燃料电池汽车和加氢站发展现状

近年来，我国氢燃料电池汽车推广规模稳步增长，但发展速度仍不及行业预期。今年前三季度，我国氢燃料电池汽车产销量分别为2230辆和2208辆，同比分别下降46.8%和46.6%；我国氢燃料电池汽车保有量2.4万辆，其中正常使用和运营车辆占比约50%，距实现“十四五”规划保有量达到5万辆的目标，仍有较大差距。

我国加氢站等基础设施建设已初具规模，但普遍面临利用率偏低、运营经济效益不佳的问题。截至6月30日，我国已建成投运加氢站共560座，较各省累计超1000座的规划目标尚有较大差距。目前，加氢站平均单站服务车辆约43辆，利用率处于较低水平，多数加氢站和运营商处于亏损状态。加氢基础设施的布局与车辆推广之间尚未形成高效协同，车和站发展不平衡的问题在一定程度上也制约了氢燃料电池汽车的规模化发展。

氢能交通发展的痛点

氢能在交通领域发展不及预期，主要原因是产业链不畅通所导致的“氢贵、车贵、站贵”三大痛点。

氢能在交通体系的健康发展，依赖于“制氢—储运氢—加氢—应用”这一完整产业链各环节之间的高效协同。然而，当前产业链各环节仍存在显著的技术成熟度不足、综合成本高企、跨环节协同不畅等多重瓶颈。这些痛点相互交织、彼此制约，严重阻碍了氢能在交通领域的商业化推广和规模化应用。

1.上游：绿氢制氢成本居高不下

根据原料来源与碳排放强度的不同，氢气主要分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”三类。灰氢凭借最低的生产成本和成熟的规模产能，成为我国现阶段氢源的主体。蓝氢是在传统天然气或蒸汽甲烷重整制氢基础上耦合碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）技术的产物，通过捕获二氧化碳显著降低了碳排放，成本高于灰氢。而绿氢依托光伏、风电等可再生能源或核能发电电解水制得，实现了全生命周期的近零碳排放，是真正意义上可再生的清洁高效二次能源，也是未来能源体系中氢能的基本定位。然而，不管是电解槽碱性电解水制氢，还是质子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢，成本均居高不下。除电解水制氢外，通过甲醇、绿氨等载体间接制氢也是可选路径，不同技术路线的成本差异显著。

2.中游：储运技术存在瓶颈，成本难以压缩车用氢气价格贵，其中一个很大因素是因为氢气储运成本高。

氢能供需错配，储运需求难以避免。我国氢能主要集中在煤炭、天然气资源丰富的西北和东北地区，氢能消费市场和高端应用产业高度集中在经济发达、交通网络密集的珠三角、长三角等东南沿海地区。

各种储运技术存在技术瓶颈，导致成本缩减困难。氢气的特点给氢能储运提出了较高的技术要求。氢气分子小，易燃、易爆、易渗漏的特性，使得其对储运的容器、介质、技术和环境条件都有严格要求。现阶段，对氢能的大规模、长距离、经济安全输送仍存在明显技术瓶颈。氢能储运根据氢的物态主要分为气态、液态和固态三种形式。尽管压缩气态储运、低温液化储运及有机氢载体等路线近年来持续取得进展，但受限于储氢密度、安全标准与经济效益之间的平衡，各类技术路线距离实现规模化商业应用仍存在明显差距。中游储运环节的技术成熟与突破，直接关系到上游氢能能否有效消纳、下游应用成本能否具备市场竞争力，成为制约氢能产业规模化发展的突出痛点。

3.下游：氢气价格高，购车成本高，加氢站建设/运营/管理成本高

氢气价格高。我国燃料氢的销售价格普遍较高，2025年10月，我国燃料氢销售均价为3.09元/立方米，其中：长三角地区3.16元/立方米，珠三角地区3.82元/立方米，华北地区2.85元/立方米，华中地区2.52元/立方米。通过密度换算，2025年10月燃料氢全国销售均价为35.8元/公斤，各地区销售价格在29.2～44.3元/公斤，到站价还要根据运距和运输方式增加运输成本；而多数省份加氢站终端零售价不超过35元/公斤才能获得政府补贴（10元/公斤）；没有政府补贴，加氢站终端零售价超过45元/公斤，与柴油相比基本没有竞争力。所以，加氢站氢气进销价格没有合理差价甚至出现价格倒挂，加氢站在没有政府运营补贴的情况下基本处于亏损状态。

以北京市12米级城市公交车为例，燃料电池公交车平均百千米耗氢8公斤，传统燃油公交车百千米油耗30～35升，纯电动公交车百千米耗电100千瓦时，以目前北京车用氢气无补贴市场价格40元/公斤、柴油价格7.05元/升、含服务费充电价格2.3元/千瓦时测算，氢燃料电池公交车、燃油公交车、纯电动公交车的百千米动力成本分别为320元、247元和230元，氢燃料电池公交车的使用成本比燃油公交车和纯电动公交车分别高30%和39%。

购车成本高。技术水平和规模效应导致生产成本高，氢燃料汽车的生产成本主要集中于燃料电池系统与整车集成两大环节。其中，燃料电池系统占整车成本约50%，而电堆等核心部件的生产成本又占该系统成本的60%。近年来，我国在燃料电池发动机集成制造方面取得显著进展，基本实现国产化，但关键材料如质子交换膜等仍依赖进口，制约了成本进一步下降。在核心材料方面，铂（Pt）作为阴极催化剂主要成分，其成本可占电堆总成本的40%，稀有金属的高价格直接推高了整车制造成本。在关键部件方面，氢气循环泵、空压机、增湿器等核心辅件在性能与可靠性上与国际先进水平仍有差距，部分基础材料与关键零部件尚需进口。此外，受当前市场规模有限的制约，产业难以通过规模效应有效摊薄成本，最终导致面向终端消费者的购车价格居高不下。

从2023～2025年的采购招标信息看，氢燃料电池汽车的初始售价远高于同级别的纯电动和燃油汽车。例如，49吨氢燃料电池牵引车的售价约为128万元，而同级别的纯电动重卡和燃油重卡售价分别仅为58万元和51万元。虽然国家和地方补贴在一定程度上降低了购置门槛，但高昂的初始投资依然是推广的主要障碍。随着技术迭代和规模化生产，预计氢燃料电池汽车的购置成本将呈逐渐下降趋势，但仍然面临电动汽车的激烈竞争和挤压。

加氢站建设成本高。加氢设备部分核心零部件进口成本高。加氢站的主要设备包括压缩机、加氢枪和储氢容器。压缩机分为金属隔膜式、液驱活塞式和离子液式。加氢站发展初期，隔膜压缩机因膜片使用寿命短导致设备成本高，液驱活塞式压缩机因活塞环寿命短的缺点难以解决，离子液压缩机尚存在冷却系统集成的技术瓶颈，多数依靠进口。近年来，随着我国压缩机生产技术的进步，基本实现了国产化，加氢机生产厂家也达到40余家。加氢站的加氢压力以35MPa和70MPa为主，受密封结构、集成度较高等技术能力的制约，目前加氢枪部分型号实现了国产化，其他型号仍然主要依靠进口，采购成本高。

目前，加氢站加注能力以500千克/日和1000千克/日居多，加注能力500千克/日的加氢站设备投资约500万～700万元/座；加注能力1000千克/日的加氢站设备投资达900万～1000万元/座；制氢加氢一体化加氢站如配备进口设备，其设备投资更是达1500万～2000万元/座。而且，加氢站开发建设土地成本更是居高不下，不同区域土地招拍挂价格差异显著，部分地块单价甚至超过1.5亿元/公顷。运营方面，由于车辆保有量低，单站加氢量严重不足，导致设备折旧、人力、安全运维等固定成本难以摊薄，多数场站盈利困难，高度依赖政府的运营补贴。

加氢站运营管理成本高。首先，建设加氢站的审批手续烦琐，流程复杂，危化品经营许可证和充装证难以获得。其次，车用氢能正处于市场导入期、培育期，加氢站氢气加注量和使用率低，投入人力资源多、检测项目繁多、电力能耗及设备维保等导致运营成本高，盈利能力低，投资回收期长。再次，政府建站和运营补贴难以及时如数拨付。另外，氢气属于易燃易爆的危化品，无色、无味，泄漏不易察觉，安全管理体系不完善，造成管理难度大。这些均在一定程度上影响了车用氢能的推广和利用。

氢能交通发展痛点问题的解决路径

1.上游降低绿氢制氢成本解决路径

电解水制氢因其原料来源广泛、全生命周期碳排放极低，被公认为最具长期发展前景的绿氢制备路径。然而，电解水制氢成本中电费支出占比70%～80%，因此电价是制约电解水制绿氢成本的关键瓶颈。通过布局风能、太阳能等可再生能源基地，降低用电成本，并构建“源网荷储”协同体系，就地开展电解水制氢项目，通过电解水制氢将富余的可再生能源转化为氢能，优先满足当地车用氢能需求。构建“绿电—绿氢—交通应用”的本地化闭环体系，促进新能源发电与氢能制备、消纳的产业链协同，借助规模化集成效应降低整体制氢成本。

2.中游降低储运成本解决路径

优化储氢体系的首要任务是通过技术的迭代融合，多路径协同推进储氢技术升级与模式创新，形成适应不同储运场景的综合方案。在高压气态运输方面，应着力降低氢气压缩过程的能耗，并提升管束拖车的运输压力与装卸效率。对于液氢运输，关键在于不断突破液化技术瓶颈，完善储运工艺，加快推进核心设备的国产化进程。管道输氢是规模化发展方向，需要积极开展纯氢/掺氢管道输送示范工程，逐步扩大应用规模。

氢能产业化的深入推进，有赖于加氢站与输氢管道等基础设施的系统布局，直接关系到供应链的可靠性与成本效益。在氢能供给体系构建上，积极发展制氢加氢一体化模式，布局大型氢能储运基地，保障车用氢能稳定、及时的跨区域供应。同时，可试点分布式制氢加氢一体站，利用甲醇等常温下稳定的有机物作为氢载体，通过现场重整制氢，有效规避储运环节，降低供应链成本。

3.下游扩大车用氢能利用规模解决路径

针对氢燃料汽车较贵的痛点，在政策层面，持续加大扶持力度，通过财政补贴、产业链孵化等激励措施，全面提升企业自主研发能力；在技术层面，需着力突破氢燃料电池材料与集成技术瓶颈，重点优化膜电极制备工艺、降低贵金属催化剂载量、开发低成本关键材料，以降低系统成本、提升产品性能，并通过规模化生产进一步摊薄成本；在前沿技术储备层面，应加速推进尚处实验室阶段的氢内燃机等技术路线的发展，鼓励车企与高校深化合作，推动技术成果转化，为未来丰富技术路径、降低购车成本做好战略储备。

针对加氢站的痛点，在政策层面，需简化审批流程、落实补贴政策，为行业营造良好发展环境；在技术层面，应加快加氢枪、压缩机等核心设备关键零部件的技术攻关与国产化替代，通过规模化生产降低设备成本；在建设层面，推行集约化发展模式，鼓励建设油—氢合建站、气—氢合建站、电—氢合建站、综合能源服务站等，并在公交场站、物流园区等布局加氢设施，以节约土地和投资成本。此外，应通过“建站促车、车多促站、车站互促”的良性互动，提升加氢站使用率与运营效率，最终实现全链条成本优化和健康可持续发展。

氢能交通未来发展展望

在国家“双碳”战略引领下，氢能交通作为能源转型的关键载体，正迎来前所未有的发展机遇。以《2030年前碳达峰行动方案》和《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》为代表的多项政策，明确将氢能定位为国家未来能源体系的重要组成部分，并为产业链各环节设定了清晰的发展路径。目前，我国通过燃料电池汽车示范城市群等机制，已初步完成氢能产业的示范导入，核心技术与装备国产化率显著提升，在交通、工业等领域积累了多元应用经验，为规模化发展奠定了坚实基础。

从近期出台的国家支持政策（如：国家能源局综合司《关于公示能源领域氢能试点（第一批）的通知》等）和地方支持政策、地方试点（如：成立北京银行大兴国际氢能示范区支行，作为北京市首家专注氢能产业的特色支行；海南氢能网约车投用并逐步扩大规模等）来看，预计“十五五”期间车用氢能将有明显突破性进展，同时带动氢能产业链规模化发展。展望未来，氢能交通将逐步从政策驱动转向市场驱动，预测到2060年，氢能在交通领域和能源领域的发展可大致划分为以下三个阶段：

1.规模化扩张与市场培育期（2026～2030年）

此阶段的核心任务是突破成本瓶颈，培育可持续的商业模式。根据规划进度，到2030年，我国将形成较为完备的氢能产业技术创新体系和清洁能源制氢供应体系。随着新能源发电成本下降与电解槽技术迭代，绿氢生产成本有望在2030年前后与配置CCUS的化石能源制氢实现平价，从而在成本端具备市场竞争力。氢能应用将从交通领域加速向化工、钢铁、储能等工业场景渗透，形成多元化消费格局。产业链各环节装备将基本实现国产化，依托规模效应和商业模式创新，产业进入以市场驱动为主的成长期。

2.产业体系完善与多元应用拓展期（2031～2035年）

到2035年，我国将形成完整的氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重显著提升。在此阶段，氢能交通的应用深度与广度将大幅拓展。产业重点将聚焦于中重型车辆、船舶、航空器等关键场景，通过推进氢燃料电池在中重型商用车领域的规模化应用，并有序拓展至新能源客货车市场，逐步形成燃料电池汽车与纯电动汽车互补的发展格局。同时，氢能交通基础设施将进一步完善，氢能船舶、氢能航空器等前沿技术的示范应用有望取得突破，推动交通领域氢能应用市场规模持续扩大。

3.生态融合与智慧成熟期（2036～2060年）

到2060年，我国氢能在终端能源消费占比有望提升至15%～20%。在此阶段，氢能将深度融入国家能源体系，成为实现碳中和目标的核心支撑。可再生能源制氢将成为绝对主导的氢源，氢能交通的核心特征将转向“智慧化”与“生态化”。通过与人工智能、物联网等技术结合，氢能的生产、储运和消纳将实现智能化调度，构建与电力系统互补协同的零碳能源供应体系。氢能将在重卡、航空、航运等电动化难以突破的领域发挥不可替代的作用，最终形成安全、高效、清洁的现代化氢能交通生态。

第一作者系中国石油天然气股份有限公司规划总院院级专家