五部门将对燃料电池汽车购置补贴政策调整

政策重心适时调整

2020年9月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、国家能源局等五部门下发《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，针对产业发展现状，五部门将对燃料电池汽车的购置补贴政策调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励，形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。该通知进一步明确，示范期间，五部门将采用“以奖代补”方式，对入围示范的城市群按照其目标完成情况给予奖励。示范城市群采取地方自愿申报、专家评审方式确定，鼓励申报城市打破行政区域限制，强强联合，自愿组队，取长补短。但是每一个城市群应该明确一个牵头的城市。

在此之前，中央财政一直采用对用户购买燃料电池汽车给予补助的方式来支持燃料电池汽车的发展。然而，由于燃料电池汽车在技术上还有许多问题需要突破，加上加氢站数量有限，截至2022年，全国累计推广燃料电池汽车仅有1.2万辆，建成加氢站300座。需要总结以往经验，适时调整改变财政补助的方法，以促进燃料电池汽车的发展。

经过整整一年时间，北京市、上海市、佛山市牵头的3个城市群和河南、河北城市群终于获得批准，启动了示范工作。示范城市群的燃料电池汽车推广实行积分考核，考核合格后最多可以获得18.7亿元的积分财政奖励，积分从燃料电池汽车推广应用、关键零部件研发和产业化、氢能供应3个方面分别制定了详细方案。

对于燃料电池汽车的推广应用，要求不仅看推广的汽车数量，还要看其运行里程，对每一辆车使用氢气作为能源运行的里程进行考核。这也是针对当年新能源汽车“骗补”时经常采用的手法——买车后闲置不运行，只是为了拿补助——而专门增加的考核指标。

对于关键零部件研发和产业化，要求考核零部件的最终使用情况，不能仅仅是实验室的产品。

对于氢能供应，增加了碳减排要求，并对使用绿氢供应提出了具体要求。

根据各家上报的方案，每一个牵头的地方政府都联系了一些城市，共同推广燃料电池汽车，每一个城市群都设定了2025年要达到的目标。

由北京市牵头的城市群包括北京市海淀区、昌平区等6个区以及天津市滨海新区，河北省保定市、唐山市，山东省滨州市、淄博市等12个城市（区）。这个城市群目前已经建成加氢站14座，推广燃料电池汽车超过700辆。北京市、天津市、河北省都发布了规划或行动计划，城市群拥有多家优势企业，也有大量的工业副产氢可供利用，河北省还具备绿氢生产能力，在张家口市利用风电作为能源、电解水制氢的项目已经开工建设。北京冬奥会更是极大带动了燃料电池汽车的推广应用。预计到2025年，该城市群推广应用燃料电池汽车约2万辆，氢能及燃料电池汽车产业链规模达到2000亿元。

上海市牵头的城市群包括江苏省苏州市、南通市，浙江省嘉兴市，山东省淄博市，宁夏回族自治区灵武市宁东区，内蒙古自治区鄂尔多斯市等城市（区）。这个城市群已经建成加氢站27座，推广燃料电池汽车2200辆以上，初步形成了产业链和资源供应体系。上海市发布了氢能和燃料电池汽车的发展规划，城市群具有一批优势企业，还将建设氢能长三角走廊。预计到2025年，该城市群推广燃料电池汽车约5.2万辆，氢能及燃料电池汽车产业链规模达到3000亿元。

佛山市牵头的城市群则包括广东省广州市、深圳市、珠海市、东莞市、中山市、阳江市、云浮市，福建省福州市，山东省淄博市，内蒙古自治区包头市，安徽省六安市，等等。这个城市群已经建成加氢站41座，推广燃料电池汽车3200辆以上。云浮市多年前已经在燃料电池汽车的推广应用上走在全国前列。预计到2025年，该城市群推广燃料电池汽车约2万辆，氢能及燃料电池汽车产业链规模达到1500亿元。

此次批准的示范城市群燃料电池汽车的推广规模超过1000辆，建成并投入运营的加氢站超过15座，取得产业化的关键零部件装车量达到500辆以上，氢气的终端销售价格不超过每千克35元。对比上报方案和批复要求，看似不是很难完成的目标，其实要同时满足这些要求并不容易。

燃料电池的用氢来源

从氢气的来源说，国际上分为灰氢、蓝氢和绿氢。

所谓灰氢就是用化石能源制氢，这是最传统的制氢方法，工艺成熟，成本最低，问题是高二氧化碳排放，根据使用化石能源的不同，每制1吨氢气要排放二氧化碳11～19吨。所谓蓝氢就是利用化石能源制氢加碳捕捉和封存方法制氢；使用天然气重整制氢气，每吨只排放二氧化碳9吨，如果加上碳捕捉，则可降低到3～5吨。然而这样做会大幅度提高成本，而且对捕捉的二氧化碳进行封存也只是权宜之计，长远看仍有泄漏风险。最清洁的氢气是电解水制氢，就是所谓的绿氢，但是与前两种方式相比，这是耗能最大、成本最高的一种制氢方法。

我国是制造业大国，2022年氢气产量达到3300万吨，大部分还是以煤基制氢为主，占62%左右。现在业界讨论最多的还是工业副产氢的利用问题。在合成氨、氯碱工业、煤焦化、石油化工的丙烷脱氢等制造过程中，会有大量的氢气排出，每年有近1000万吨的产量。其中，只有氯碱工业和丙烷脱氢产生的氢气纯度较高，这两项每年的产氢量大约分别为90万吨和80万吨。遗憾的是，过去氯碱工业长期采用氢气排空处理，宝贵的氢资源并没有得到应用。

不过，尽管这两项所产氢气纯度较高，但还是需要进一步提纯后才能使用，只是提纯成本相对较低而已。在合成氨的过程中，有一部分没有完全参与反应的氢气排出，问题在于如何将没有完全参与反应的氢气从氮气中分离出来。产量最大的是煤焦化过程中产出的焦炉煤气，焦炉煤气中含有55%～60%的氢气，每年大约产氢760万吨，焦炉煤气中的氢气必须经过分离提纯后才能使用。

与工业用氢有所不同，燃料电池汽车用氢除了在纯度上要达到99.99%以上之外，还对氢气中的杂质有比工业使用更高的要求（参考GB/T 37244-2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料　氢气》），特别是一氧化碳的含量要小于等于0.2 μmol/mol，这是在提纯处理过程中最难达到的一项指标，处理难度很大。微量的一氧化碳气体会造成燃料电池催化剂中毒，损坏燃料电池。标准中对非氢气体总量和水、总烃（按甲烷计）、总氮、总卤化合物、最大颗粒物浓度等其他一些单类杂质的最大浓度都有具体规定。

我们期待示范城市群能够从当地实际出发，详细调查所在区域工业副产氢的企业分布、年产量、将来覆盖区域供应的需求量，不仅考虑到2025年，还要研究进一步可持续发展问题。对于分离提纯焦炉煤气和合成氨载氢、制氢问题，着手进行工程建设项目的前期论证，为更好地利用资源、减少排放，提出项目建设可行性研究报告。

氢气的安全储存与运输

在元素周期表里的所有元素中，氢属于最轻的元素，在标准大气压和常温情况下，氢气密度是水的万分之一，即使是在深度冷冻为液体的情况下，密度也只有水的十五分之一。另外，氢原子的半径非常小，它能够穿过很多材料，在高温高压下甚至能够穿透很厚的钢板，所以一般的储氢罐内胆都是用特殊的塑料而不是金属制作的。氢还是一种活跃元素，极易发生燃烧和爆炸，在浓度大于4%时就可能被点燃。对于这么轻的气体，安全储存是用氢过程中必须解决的首要问题。

现有的氢气储存主要有高压气态和低温液态两种。

高压气态方式分为15兆帕、35兆帕、70兆帕几种，我国目前主要采用35兆帕压力瓶，日本、韩国已推广使用70兆帕压力瓶，世界上还在研究100兆帕的氢气储存技术。

使用钢瓶加内胆的方式储存氢气，钢瓶质量占总质量的99%以上，而储存的氢气质量却不到总质量的1%。近几年，国外普遍采用以铝合金为内胆、加树脂高强度碳纤维缠绕而成的储气瓶（Ⅲ型瓶），丰田公司等国外企业已经开始使用以工程塑料为内胆、加树脂高强度碳纤维缠绕而成的气瓶（Ⅳ型瓶），这样做的目的是使储气瓶质量进一步减轻，按35兆帕计算，储存的氢气质量可以达到总质量的2%以上。我国还需要抓紧研发70兆帕（Ⅳ型瓶）的储氢容器、高压压气机、运输长管和车载储氢气瓶，形成产业链各环节完整的高压容器产品。

采用低温液态方式储氢，必须先将氢气降到-252.8℃以下的温度，这需要消耗大量能源，大约是采用高压气态方式储氢耗能的一倍，这自然会增加氢气的使用成本。目前，只有日本在船运进口时采用液化氢气的方式，作为车用燃料时，大多数国家还是采用高压气态的方式使用氢气。对于液态氢气，需要采用特制的绝热真空容器进行储存。

除了上述两种储氢方式之外，还有对各种固体、液体储氢的研究，它们最大的好处是没有爆炸的风险和长时间储存的损耗问题，但是迄今为止基本上还处于实验室研制阶段，近期尚无实际应用。

氢气输送方式主要有3种，一是长管拖车运输，运输效率较低，适合氢气小规模应用阶段；二是液氢槽罐运输，运输效率和成本相对较低；三是管道输氢，但前期投资成本较高，适合氢气大规模应用阶段。如果是站内电解水制氢，则可以彻底解决氢输送问题。

一般来说，一个加氢母站可以在几十公里的范围内为十几个子站供氢，范围大小取决于母站的氢气供应能力，还要考虑物流运输的成本。从母站到子站的短途运输大多用长管运输车，这种车由8～9个直径约为0.6米、长度为10～11米的圆柱形高压容器（长管）组成，压力为20兆帕左右。我国正在研究对30兆帕的长管运输车发放许可。一辆车运输的氢气约为300千克，根据压力的大小上下浮动。从加氢母站将氢气运到加氢子站后，竖立长管，再装入子站的井中，当有燃料电池汽车来加氢时，先将氢气的气压调节到与车辆的氢气罐相同，然后通过加氢机计量后加入汽车当中。

目前，大部分氢气压缩机和加氢机都是进口产品，国内产品还存在可靠性差、价格高等问题。随着整车氢气罐压力的提高，需要从全产业链的角度来规划适应70兆帕压力的容器和压缩机产品的开发以及产业化。当然，也有少量采用液氢的需求，这时就要用到低温绝热的液氢槽罐运输车。目前槽罐的容量约65立方米，可以容纳4000千克的氢气。由于运输的是氢气，整个过程都要求按照危险品的运输规定进行严格管理。

加氢站建设及其应用前景

加氢站外表看起来和加油站一样，车辆驶入固定位置之后，工作人员用加注枪将压缩氢气或者液氢加入车辆的氢气罐，加注只需几分钟时间，一次加注的氢气量为10～20千克，取决于车辆的大小，工作场景如图1所示。与加油站一样，加氢站要按照安全生产的防护距离建设。

在一个区域范围内，一般要一体化规划建设母站和子站，母站为制氢加氢一体站，同时还要为子站供应燃料氢气。一座日产6000千克的母站可以为10座子站提供氢气。现阶段大部分的氢气来源于工业副产氢，所以母站应该建设在工业副产氢的工厂内，以防止几装几卸。在这方面，必须根据各地不同的情况进行规划建设。加氢站投入运营后，还要研究运营补助问题，直到燃料电池汽车数量增加，氢气作为燃料，已经与燃油、电力具有同样的竞争优势为止。母站的选址也是一个大问题，如果没有地方政府的全力支持，只靠企业单打独斗是完全不具可行性的。

图1 加氢站工作场景（2022年2月9日，河北省张家口创坝加氢站的工作人员在为车辆加氢

冬奥会及冬残奥会期间，延庆赛区和崇礼赛区分别投入212台、515台氢燃料电池汽车保障服务

大部分示范城市应当首先考虑本地区的公交车等客车产品使用燃料电池的技术路线，这是唯一可以早期起步的产品，也只有通过这种方式，我们才能验证产品和全产业链的发展可行性。但是从长远来看，公交车等客车产品究竟是采用纯电动方案还是采用燃料电池方案，还需要做进一步的技术经济分析。乘用车、客车和货车的燃料电池系统峰值功率比较如图2所示。

图2 3种汽车产品的燃料电池峰值功率比较

我认为，在乘用车甚至在客车上，可能还是纯电动方案更加可行。实际上燃料电池汽车是在汽车上加了一个小型“发电站”，只不过“发电站”的燃料是氢气，发出来的电也需要由电池储存，之后的驱动与纯电动汽车完全相同。但是，从能源效率上看，燃料电池汽车比纯电动汽车多了一个能源转换过程，这必然会降低能源效率；从经济性上看，客车因数量大大少于轿车等产品的数量，不可能实现类似轿车那样的规模效益。

采用燃料电池最大的好处在于氢能是绿色能源，前提是必须电解水制氢。如果采用灰氢、蓝氢，与纯电动汽车相比，到底哪一种技术路线更加“绿色”，还要从“油井”到车轮，进行产品全生命周期的测算，这有待对此感兴趣的专业机构进一步研究分析。

真正具有前景的应用场景，也是业界认识比较一致的，是重型商用车。因为在车辆总重不变的情况下，使用现有的动力电池会大大增加车辆的自重，从而减少载重，这对载重汽车而言，显然得不偿失。另外，电动汽车还存在充电时间长等问题，当然也有些汽车企业在研发用于线路固定、短途运输（往返行程一般在300公里左右）车辆的换电模式。重型商用车电池组比较容易统一规格，在此前提下利用中石油或中石化的加油站增加换电业务，也不失为一种可行方案。

如果跳出汽车产品燃料电池应用的角度，把视野放宽到人类社会能源利用的大局，还是非常需要将氢气作为一种二次能源。有专家提出，将来实现碳中和的社会，应该是80%的能源通过电来输送和应用，20%的能源通过氢气来输送和应用的。因此，建立一个全新的氢能源供应系统是非常重要的。

如果全社会氢能源供应系统能够建立起来，车用燃料电池应用就便利多了。车用燃料电池和氢能源系统应该构成一种相互促进的关系，单纯依靠汽车使用燃料电池来促进氢能源系统的建设，难度显然要大得多。

另外，我国风能、光伏发电发展迅猛，但受自然因素影响，其不稳定性导致无法实现大规模并网消纳。通过风、光发电，就地就近用所发的电来电解水制氢，然后再合成氨进行储存，是风能和太阳能的上佳供能模式，这主要不是技术性的问题，而是经济性的问题，值得关注。

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，这是我国首个氢能产业的中长期规划，其中提出了3个5年跨度的氢能产业发展目标，提出到2025年，建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系的目标。尤其强调工业副产氢短期内的积极作用，鼓励在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业聚集地区，优先使用工业副产氢。

目前，已有20多个省份和多个城市把氢能发展作为“十四五”时期和之后的发展方向，规划了许多氢能项目。要避免在这方面过度投资，有条件的地区短期内可以利用工业副产氢，对于大多数地区，应尽快发展可再生能源制氢。

我国是世界最大的氢能生产国，氢产量占全球的三分之一以上。全球的氢气60%来自天然气，19%来自煤炭，21%来自工业副产氢，电解水等低碳方式制氢的应用不到1%。我国的氢能结构目前以煤制氢为主，占62%，天然气制氢占19%，工业副产氢占18%，电解水制氢仅占1%。

根据能源转型委员会的报告，2022年，全球生产灰氢的成本为0.7～2.2美元/千克，在此基础上安装碳捕捉与封存装置制成蓝氢，成本还会增加。而最清洁环保的绿氢生产成本为3～5美元/千克。

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》公布的数据，工业副产氢的提纯成本为0.3～0.6元/千克，若考虑副产气体成本，综合制氢成本为10～16元/千克。工业副产氢属于灰氢，但与化石能源制氢相比，如果加以利用，可以在一定程度上减少大气污染，改善环境。该白皮书指出，中国焦炉煤气、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢等每年可以提供百万吨级的氢气供应。

据统计，2022年上半年，共有18个制氢项目落地，其中副产氢项目9个，可再生能源制氢项目9个，在数量上持平。

目前，工业副产氢项目多在工厂附近建厂。以全国工业副产氢最多的山东省为例，2021年省内首个加氢母站在泰山钢铁公司建成投产，加氢站辐射周边150公里范围内近百辆公交车需求，氢气来源于焦炉煤气。为了运输氢气，山东重工集团提供了310辆49吨氢燃料电动牵引车。

内蒙古乌海市把氯碱工厂的工业副产氢通过管道输送到加氢母站，再通过长管拖车运输至子站，为全市50辆氢燃料电池公交车提供氢气。乌海市周边地区总计有8万辆矿山用车和柴油货车，如能更新为燃料电池汽车，将为后者提供更为广阔的应用空间。

《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）》中的数据显示，不含土地费用，国内建设一座日加氢能力为500千克、加注压力为35兆帕的加氢站需要1200万元，约相当于传统加油站的3倍。除了建设成本，还面临设备维护、运营等费用。加氢站的运营与燃料电池汽车保有量密切相关，如果氢气成本能够压缩到25元/千克以下，氢能重型卡车就比加注柴油的传统重型卡车有更大的能源价格竞争优势。

未来，按照“双碳”目标的要求，焦炭行业、钢铁行业将面临巨大变化。比如“十四五”期间，河北焦炭企业将减少到40家左右，工业副产氢产量也将从94万吨/年降低到45万吨/年。好消息是可再生能源制氢成本近年来持续下降，根据能源转型委员会的报告，预计到2030年，绿氢成本将低于2美元/千克。

在发展新能源汽车的实践过程中，我国充换电等基础设施建设规模不断扩大，支持其运营的政策体系不断完善，形成了市场主导的充换电基础设施产业的多元化发展格局，为新能源汽车产业的爆发式增长奠定了不可或缺的良好基础。