氢能发展进入深水区，面子和里子哪个重要，胜者才是王道

当前，整个氢能产业正经历着前所未有的严冬：行业缩水、资本退潮、头部企业承压，悲观情绪在行业蔓延。

近日，在FCVC 2025上，上海氢通能源集团有限公司创始人、董事长兼CEO任亚辉接受汽车总站网采访时描绘了这一现状：

“现在，整个氢能产业正进入深水区，尤其是氢燃料电池系统等零部件产业，更是处于生死边缘，市场需求不足、成本居高不下，企业发展举步维艰。”

然而，深水区亦是破局处，“深水区意味着什么？就是不仅要面子，更要里子。”穿越低谷的曙光，正孕育在坚守者的信念与策略之中。

低谷现实：深水区的冰冷挑战

当氢能产业褪去政策红利光环，才真正步入市场化深水区。

任亚辉直言：“热的时候看行业趋势可能不会准，因为有泡沫。氢能产业经历起起伏伏，当下才是真正考验企业生存能力的时刻。”

从喧嚣回归冷静，其实是氢能产业从“政策驱动”向“市场驱动”转型必须跨越的关卡，每一个挑战都如同冰冷的海水，冲击着行业根基。

加氢站网络稀疏，是氢能商业化进程中最直观的“痛点”。“基础设施不完善，加氢站没那么多，开氢车就像开着‘移动焦虑源’。” 任亚辉一语道破了行业尴尬现状，即配套不足扼住了氢车规模化应用的咽喉。

据不完全统计，截至2024年底，我国已建成510座加氢站，数量位居世界第一。即便如此，与庞大的加油站网络相比，加氢站数量不足加油站数量的0.5%，且主要集中在京津冀、长三角等政策试点区域。

这种“点状分布”导致氢燃料电池汽车在城际运输中寸步难行，即便是技术成熟的重卡车型，也因续航半径限制只能在固定线路运行。

加氢站网络不完善之外，成本高企则是悬在行业头顶的“达摩克利斯之剑”。以氢燃料电池系统为例，其单位成本仍维持在2000元/千瓦以上，一台100千瓦的系统成本相当于传统柴油发动机的3倍。

“购置成本和使用成本居高不下，仅靠国家补贴是不行的。”

为此，任亚辉算了一笔细账：一辆49吨级的氢能源重卡，售价可能在90-120万元左右，而同等载重的燃油重卡售价通常在30-50万元之间。即便按国家补贴30万元计算，用户选择氢能重卡仍需承担更多的初始购买成本。

运营成本方面，目前氢燃料加注成本每公斤35-40元，一辆氢能重卡百公里氢耗控制在8公斤以内，按40元/kg计算，百公里燃料成本约320元。柴油重卡按百公里油耗35L、7元/L计算，百公里燃料成本约245元。这种“买得起用不起”的困境，让终端用户对氢能产品望而却步。

不光如此，加氢站资金投入也比较大，运营成本偏高。以加氢站建设成本为例，氢气压缩机、储氢瓶、加注机等关键设备占总投资50%以上，尤其压缩机严重依赖进口，推高初始投入。

欧阳明高教授表示：“加氢站的收支平衡点要到八年以上。”

值得一提的是，2023年以来，多地氢能补贴政策迎来退坡，过去依赖补贴生存的企业正在批量退出，曾风光无限的企业陷入挣扎。

破冰之路：在寒冬中寻找“火种”

面对重重困局，行业共识逐渐清晰：这是黎明前的黑暗时刻，只要留在牌桌上，就有机会看到黎明。

如何在深水区存活并积蓄力量？氢通能源的实践提供了一种思路。氢通能源通过“场景倒推技术”的模式，聚焦260吨氢能矿车细分赛道，与徐工集团、国家能源集团形成“装备制造-场景应用-氢能供应”的闭环生态。

这一模式的优势在于，氢通能源舍弃了补贴依赖性强、竞争惨烈的公交物流场景，选择矿用重卡这一“利润相对较高”、痛点明确的细分市场。

其自主研发大功率燃料电池系统，克服-40℃极寒启动、定制开发DC/DC升压装置等，在260吨氢能矿卡上实现120公里长续航、236公斤大载氢，以及2200千瓦强动力。

据任亚辉介绍，在氢源可控（目标价25元/公斤）前提下，该款氢能矿卡15年全生命周期内可多赚约3000万元，叠加零排放的政治与社会效益，撬动央企、大型矿山需求。

“接下来我们还要做150吨氢能矿卡，争取在矿产这个细分领域实现更好地发展。”

此外，在氢源方面，氢通能源也已开始布局。任亚辉表示，公司已参与了多项内蒙古风光制氢项目，以此来获得低价绿电和氢源，实现制氢成本约17.5元/公斤，从而反哺氢能矿卡的推广。

用任亚辉的话来讲，目前的策略就是“高筑墙、广积粮、缓称王”，筑的是创新之墙，技术积累之墙；积的是资本、资源的“粮食”；缓称王则是说要踏实稳健，做更多的商业场景开发。

这套策略的核心是以终端需求倒逼技术与模式创新，以资源整合构建护城河，以经济闭环穿越行业低谷，实现发展。

未来曙光：谁能扛到黎明？

“我们要用后天的结果看明天的发展，当下对整个氢能企业来讲，信心比黄金更为重要。”

这份信心源于对氢能本质的认知：碳中和离不开氢能。在重载运输、长时储能、工业脱碳等场景，氢能具有不可替代性。

未来能源格局必将是多元化的，油、气、电、氢、氨……只要把自己的技术路径做到最优，便有存活之地。

当前，氢能产业正在面临整合，想要穿越“黑暗”就要具备以下特质：

钻研技术，专注核心技术创新与降本，静待市场放量。

无需纠结“石墨板vs金属板”等路线之争，关键在于“适合才是最重要的”，要根据细分场景需求选择最优解。

比如，制氢环节，从传统的化石能源制氢到可再生能源制氢，不断进行技术演进；燃料电池系统技术方面，可通过改进催化剂活性、优化质子交换膜耐寒性，以及设计高效热管理系统等方式，在大功率技术突破、极端环境下产品可靠性等方面实现突破；高压气态氢储运、液态氢储运、固态氢储运技术等也要实现突破。

产品迭代，深入理解用户需求，快速响应市场，在实战中进化。

从消费结构来看，2024年我国氢气消费3650万吨，合成甲醇、合成氨氢气消费量占据细分氢气消费领域的前两位，其次是炼化和煤化工氢气消费，而交通、供热、冶金等领域氢气消费占比相对较低。

这一消费结构反映出我国不同行业对氢能的应用程度和发展潜力各不相同，企业要根据不同的市场需求提供相应的产品。比如，在化工领域，绿氢替代可作为重点应用方向；电力领域，对燃料电池发电和热电联产等持续开展技术试验和验证。

生态整合，比如氢通模式，掌控关键环节，构建协同网络。

生态整合就是要汇聚各方力量形成强大的发展合力。比如，可以依托国家“氢能技术”重点专项、企业绿色氢能制储运创新联合体等平台，持续加大科研投入，推动可再生能源高比例消纳、电解槽离网波动运行、绿氢高效转化、氢氨燃烧等关键技术攻关。

同时，企业也可以积极参与全球氢能产业竞争与合作，开展绿色能源低碳发展和标准互认探索，提升我国在全球氢能产业中的地位和影响力。

“氢能行业的变革是持续推动的，纯粹做表面工作长久不了。” 当前的低谷正是大浪淘沙、去伪存真的过程。

当企业不再依赖补贴“输血”，而是以终端价值“造血”；当技术路线不再盲目跟风，而是扎根于“适合”的场景；当产业生态从零散走向协同，中国氢能必将穿越深水区。扛过去，活下来！未来全球氢能版图的领跑者中，也必有中国企业的身影。