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氫能作為一種清潔高效的二次能源，具有能量密度大、燃燒熱值高、來源廣、可壓縮、可儲存、可再生的特點。氫能目前主要脫胎于煤炭、石油、天然氣等一次能源。近年來我國清潔能源領域發展形勢良好，首先是燃油品質提升迅速，僅用了近十年時間走完了國外需要二三十年才能達到的水平。2019年起全國汽柴油已實施國Ⅵ標準，國Ⅵ汽柴油標準已經接近并達到國際先進水平，這為我國開發高效、節能的清潔汽車創造了良好條件。2008年起國家把新能源汽車的重點放在了純電池的電動車上，電動汽車得到了一定的發展。

氫在工業領域中可以作為原料，在交通領域可以作為清潔燃料，還可以作為能源提供電力供應，因此，近年來我國氫能產業發展的勢頭和呼聲很高。本文主要針對氫能汽車產業即“氫能交通經濟”和氫資源相關問題進行討論。

1、我國氫能產業發展正加快布局

近幾年來，我國非常重視氫能產業的發展，從2016年起主要大事有：

2016年3月，國家發改委和國家能源局聯合發布《能源技術革命創新行動計劃（2016–2030年）》，明確提出把可再生能源制氫、氫能與燃料電池技術創新作為重點發展內容。

2016年8月，聯合國開發計劃署在中國設立首個“氫經濟示范城市”項目在江蘇如皋正式啟動，目前已擁有十余家氫能企業且發展態勢強勁。 

2016年8月，國務院印發《“十三五”國家科技創新規劃》，規劃中有關發展清潔高效能源技術，可再生能源與氫能技術等均入選。

2016年10月，中國標準化研究院和全國氫能標準化技術委員會聯合組織編著《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》，首次提出我國氫能產業基礎設施的發展路線圖和技術發展路線圖。

2016年10月，廣東佛山（云浮）產業轉移工業園的新能源汽車生產基地投產，規劃年產能5000輛氫能汽車。近年來，該工業園先后吸引了中鐵集團、巴拉德、國鴻氫能等一批戰略合作伙伴，創建了佛山云浮氫能源和新材料發展研究院，自主研發具備國際先進水平的氫能源客車，率先在佛山、云浮搭建起氫能源城市公交示范推廣平臺。

2017年5月，科技部和交通運輸部出臺《“十三五”交通領域科技創新專項規劃》，明確提出推進氫氣儲運技術發展、加氫站建設和燃料電池汽車規模示范，形成較完整的加氫設施配套技術與標準體系。 

2017年8月，我國首條自動化氫燃料電池發動機大批量生產線在位于河北省張家口市的生產基地正式投產，規劃項目全部完工后，該基地燃料電池發動機年產能可達到1萬臺。 

2017年9月，上海市規劃到2020年建設5~10座加氫站，燃料電池汽車示范運營3000輛，2025年建設50座加氫站，運營燃料電池車3萬輛，2030年實現產業年產值3000億元。 

2018年1月，武漢市氫能產業發展規劃建議方案出爐，要在3年內將以武漢開發區為核心，打造“氫能汽車之都”，到2025年，成為世界級新型氫能城市。

2018年2月，中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟在北京正式成立，標志著構建具有中國特色的氫能社會的進程將提質提速。 

2019年3月，氫能源首次寫入當年的政府工作報告，報告提到要推進充電、加氫等設施的建設。

2019年12月，中國石化經濟技術研究院在關于《2020中國能源化工產業發展報告》中指出，我國氫能產業正步入快速發展機遇期。初步判斷2035年后，世界上將出現碳減排壓力加大，可再生能源制氫、氫燃料電池系統成本大幅下降的局面，氫燃料汽車和加氫站數量在部分地區將有較大增幅。 

據資料顯示，我國規劃了氫能產業核心的七大氫燃料電池產業聚集區，包括有京津冀產業聚集區、華東產業聚集區、華南產業聚集區、華中產業聚集區、華北產業聚集區、東北產業聚集區和西北產業聚集區等。 

綜上可見，我國氫能產業發展態勢目前基本上是全國遍地開花，尤其是地方積極性很高，爭相規劃建設上馬“氫經濟示范城市”“氫能汽車之都”等，有的城市規劃不到10年就要求成為“世界級新型氫能城市”。應注意到要實施這樣一個規模宏大的計劃，除技術問題外還有兩大問題必需要落實好，這就是氫資源和資金問題。

2、氫資源和“綠氫”的制備

氫能是一種二次清潔能源，也是一種零碳能源，具有“清潔、高效、安全、可持續”四大特點，被譽為未來世界能源架構的核心。從能量密度比較，氫氣是木材的1000倍，煤的5倍，汽油的3倍，天然氣的2.5倍。從燃燒熱值比較，氫的燃燒熱值為134.64×106Btu/t（1Btu＝1.055kJ），汽油、柴油、天然氣分別為45.4×106，42.7×106，52.7×106Btu/t，可以看出氫的燃燒熱是這幾種燃料中最高的。氫能利用的核心是燃料電池的開發，但要推廣使用氫能產業的前提和基礎首先必須落實好氫資源。

2.1氫資源

21世紀初，世界氫氣年產量約5000萬噸，而且每年以6%~7%的速度增加。2017年世界氫氣消費量約6905萬噸，絕大部分用作工業原料。其中，化工原料占66%，石油煉制使用占26%，金屬和玻璃加工占7%，1%用于其他行業。目前，全球每年用作汽車燃料的氫氣不足1萬噸，僅占氫氣年產量的萬分之二，完全可以由現有的氫資源提供。 

氫能產業鏈通常由制氫、儲運和應用三部分組成，其中制氫是產業鏈的第一環。目前世界商業用氫氣96%是從煤、石油和天然氣等化石燃料中制取，作為世界制氫第一大國，我國制氫原料中化石燃料的比重更高。現階段，我國主流的制氫工藝主要有煤制氫、天然氣制氫、石油制氫和可再生能源制氫等。煤制氫技術包括煤的焦化制氫和氣化制氫兩種，后者更是主流制氫工藝，在我國屬于技術成熟的一類石化輔助工藝。據“中國氫能源及燃料電池產業創新聯盟”最新數據顯示，目前國內氫氣的生產主要來源于石化企業，其中煤氣化制氫為1000萬噸/年，天然氣制氫為300萬噸/年，石油制氫為300萬噸/年，工業副產氫為800萬噸/年，電解水制氫100萬噸/年，總制氫為2500萬噸/年，可見石化工業產氫占總產氫的64%。 

氫氣在石化工業的合成氨工業和煉油工業含硫原油加工中有重要的用途，由石化基地提供現成的氫資源，技術是成熟的，具有地域優勢明顯，集中制氫輻射面積大，成本低等優點。石化工業制氫原料大部分均來自于化石原料，氫氣由煤、焦、石油和天然氣等炭素材料或碳氫化合物等經重整脫碳反應而得。在制氫過程中有大量CO2等溫室氣體排放，生產1kg氫伴生的CO2排放量為：煤制氫約11kg，天然氣制氫約5.5kg，輕油（石腦油）制氫約7kg。從大氣環境保護角度出發，作為溫室氣體的CO2是不允許向大氣排放的，少量排放也會征收高額碳稅。

因此，氫氣作為一種二次能源的環保屬性有其多重性，由化石原料經重整脫碳反應工藝生產氫氣過程中既耗用大量能量又排放大量CO2等溫室氣體，不僅成本高，受能效的制約，而且生產的這類氫氣全過程生命周期評價是不“綠色的”。燃料電池汽車如果使用這類氫氣，雖然汽車不排放溫室氣體，但它所使用的氫氣在制造過程中已提前排放出大量溫室氣體，實際是一種“大氣污染前移”或是溫室氣體的“提前排放”現象。其他如工業用電解氫，嚴格講也不是“純綠色”，因為我國電力供應目前以火力發電為主，火力發電廠大量排放CO2等溫室氣體，基本也是一種“污染前移”現象或是溫室氣體的“提前排放”現象。

2019年3月，世界能源理事會發布的《氫能—工業催化劑（加速世界經濟在2030年以前實現低碳目標）》中把這種伴有大量CO2排放的氫稱為“灰氫（Greyish hydrogen）”，把通過CO2捕集、利用和封存技術（CCS或CCUS）處理后避免CO2排放的氫稱為“藍氫（Blue hydrogen）”，顯然是“灰氫不可取，藍氫可以用，廢氫應回收，綠氫（Green hydrogen）是方向”。CCS或CCUS技術已提出多年，目前只應用在少數國家的少數項目中，我國也在積極推進CCUS，已建成十多個千噸級以上規模的中試和示范項目。如中國石油吉林油田CCS–EOR項目，2020年初以來共埋存CO275萬噸，驅油7000噸，埋存相當于燃燒近33萬噸煤所產生的CO2。項目啟動4年多來，已累計捕集埋存CO2 170萬噸，增產原油70余萬噸。CCS技術普及有相當難度，制約了“藍氫”的發展速度。有報道在全世界6900萬噸/年氫產量中僅有40萬噸/年是配套有CCUS項目的。 

其他有設想從氯堿工業廉價的副產氫等途徑來解決氫資源問題，通過調查發現僅有很少量可供資源，遠不夠用于推廣到社會上去作為發展氫經濟產業考慮的數量要求。廣泛使用氫能作為石油替代能源有局限性。

2.2“綠氫”的制備 

用可再生能源電解水制得的氫被稱為“綠氫”，是未來制氫的發展方向。目前條件下，“綠氫”成本遠高于“灰氫”，“灰氫”成本是1.5歐元/kg，“綠氫”成本3.5~5.0歐元/kg，后者是前者的2.3~3.3倍，所以，目前“綠氫”不具備作為氫產業資源的經濟條件。根據ShellGlobalSolution機構對全球煉油行業制氫成本的分析認為，在現有技術條件下，當國際油價位于60美元/桶以下時，天然氣制氫在經濟性上更具優勢；當國際油價高于80美元/桶時，煤制氫的成本優勢則會隨著原油價格的上升而更加凸顯。中國石化經濟技術研究院提出不同工藝路線制氫的成本為：天然氣制氫（含煉廠氣）成本0.8~1.5元/Nm3；石腦油制氫（含液化氣）成本0.7~1.6元/Nm3；煤制氫（含焦炭）成本0.6~1.2元/Nm3；液氨裂解制氫成本2.0~2.5元/Nm3；甲醇裂解制氫成本1.8~2.5元/Nm3；水電解制氫成本最高，為3.0~3.5元/Nm3。這些數據可能更反映出我國目前的實際情況，也說明氫能產業發展初期如采用化石能源低成本制氫則是一條較為現實的路徑。 

國際上對于氫能利用前景和時機問題的看法存在差異。在時間方面，日本態度較激進，美國態度較保守。美國國家科學院研究報告顯示，未來50年內，氫能有望基本取代汽油。美國能源部指出在30~50年后世界將廣泛使用氫能，因為到那時有望通過“可控熱核聚變”等途徑利用核能來制造低成本和“綠色”的氫氣。美國前能源部長朱棣文曾提到他主要關心的兩個問題是“氫氣的來源和生產成本”。以電解水制氫為例，電解水制氫成本30~40元/kg，生產的氣態氫價格比汽油高65%，液態氫則比汽油高260%以上。在電解水制氫過程中，能耗較高，能源轉換效率有待提升。 

目前的商用電解槽能耗水平為4.5~5.5kW·h/Nm3氫氣，能效在72%~82%。最關鍵因素是綠色電力的成本需要進一步下降。在陽光和風力充足的國家，如中東、北非和拉丁美洲地區，綠色電價已降至2歐分/kW·h（約合0.15元/kW·h）。從我國現狀來看，新能源發電成本0.4~0.6元/kW·h，用于電解水制氫成本依然偏高。如果利用當前可再生能源的棄電制氫，棄電按0.1元/kW·h計算，制氫成本可降至10元/kg，這和煤制氫、天然氣制氫的價格相當，有望推廣。 

核電作為一次能源已經成為今后最先進、最清潔的能源之一，它也是未來制氫的最重要和可靠的能源。對于核能，目前人類已掌握應用的還是“可控核裂變”，不是“聚變”，如果一旦突破“可控核聚變”技術能提供大量低價、可控核能以后，水解制“綠氫”用能源則不成問題了。這是氫能產業今后可持續發展過程中的一個世界性問題，估計至少還需要20~30年時間和大量的科技投入。 

我國在“可控核聚變”研發領域內是比較重視和領先的。國家發改委正式下發《關于核定聚變堆主機關鍵系統綜合研究設施國家重大科技基礎設施項目初步設計概算的復函》，批復了聚變堆主機關鍵系統綜合研究設施項目的初步設計概算。

聚變堆主機關鍵系統綜合研究設施是我國《國家重大科技基礎設施建設“十三五”規劃》優先布局的大科學工程項目之一，建設周期為5年8個月。建成后將成為國際磁約束聚變領域參數最高、功能最完備的綜合性研究平臺，對保障我國聚變堆的先進性、安全性和可靠性，為解決國家重大需求提供強有力的科技支撐，對促進國家聚變能的實際應用進程具有重要意義。

我國發展氫能產業所需要的氫資源解決方案可以分為近期和遠期，近期電解水成本高，限制了“綠氫”的供應，在數量不是很大情況下可以使用低成本氫氣（包括“灰氫”）以促進該新興產業應用領域快速發展。也就是可立足于石化工業提供的“灰氫”，同時解決一些氫能產業發展現階段需要解決的一系列系統配套工程，如低成本供氫，儲運基礎設施建設，加氫站建設等問題。遠期在氫能產業達到一定的規模水平時可利用“可控核聚變”技術解決綠色氫資源用能的根本性問題，中間有一個過渡階段就是利用可再生能源制氫技術的開發和CCS技術推廣，目前包括中國在內世界有關國家正投入大量開發力量進行攻關。 

總之，中遠期制氫技術方向需要綜合考慮到制氫路線的經濟性、實用性、環境友好等多重因素。當前我國石化工業提供的“灰氫”生產技術是完全成熟的，其數量也能滿足發展氫能產業的需要，但不可避免的缺陷是對大氣環境的影響。 

因此在過渡階段期間相關國家正在大力考慮使用可再生能源來制造“綠色氫氣”。例如，德國正推進規模化利用可再生能源電力來生產氫氣和甲烷，這種電轉氣（PtG）技術已被德國視為實現脫碳的重要路徑之一，目前有16個工業規模的PtG項目正在規劃中，未來總產能還將大幅增加。其主要過程是利用光伏、風能等可再生能源發出的電力，通過電解水和CO2甲烷化的兩個步驟生產氫氣和甲烷，過程被稱為“PtG”技術。

PtG技術也存在明顯缺點。在電解、甲烷化和儲存過程中會損失大量能量。這意味著生產過程要消耗大量可再生能源電力。電解步驟后，僅剩下67%~81%能量，而在甲烷化步驟后，進一步留下54%~65%能量。這由于PtG生產過程較復雜，且比直接用電更昂貴，效率更低。

此外，還有類似利用光伏、風能等可再生能源發出的電力去制造氫氣，即稱為電轉氫氣（P2G）技術，普遍為市場看好和重視。如日本在福島建立了全球最大的單機10兆瓦級電解水裝置的示范項目，最大年產量為900噸氫，準備為2020年東京奧運會的奧運村提供電力和熱能。同樣，全面推廣P2G技術的關鍵問題也是需要降低成本和能耗，具體是到2030年要求電解水裝置成本要從20萬日元/kW降至5萬日元/kW，能耗從5kW·h/Nm3降至4.3kW·h/Nm3。 

3、加快氫能系統建設，建立發展氫氣存儲、運輸系統和加氫站基礎設施建設

我國是世界上最大的氫生產國和消費國，占全球氫消費量的30.9%，預計2017–2022年氫市場消費量年增5.3%。2017年全球氫氣消耗量是69.1×106噸，最大的用戶是煉油廠、合成氨廠和甲醇廠，這些廠生產時大多數消耗的氫都是就地生產和使用的，基本上沒有形成完整的氫市場。今后隨著氫能產業的發展，用于氫能汽車等燃料電池的氫消耗將增加很快，遲早會形成國內氫市場。 

3.1氫特性和供應方式 

氫和氧能形成爆炸混合物，在運輸和使用過程中需要十分小心。氫氣和空氣混合物的最低點火溫度為500℃，極易點燃，其點火能量僅為0.017mj，而烴類的點火能量為0.25mj，后者是前者的14.7倍。氫氣是最輕的氣體，當釋放到大氣中時，會迅速上升并消散，擴散性極強，氫的擴散系數比空氣大3.8倍，比汽油大7.5倍。氫氣比重小，易向上逃逸，這使得在一般情況下氫氣影響范圍要小得多。但如果產生氫氣局部聚集時就可能會帶來巨大風險，也就是在一個密閉空間內且具備產生爆炸條件以后，氫氣聚集可能產生威力巨大的爆炸，氫火焰在空氣中最大傳播速度為3m/s。液態氫溫度為–252.8℃，是除了液態氦之外最冷的一種流體，一份體積的液氫可氣化為850份體積氫氣，氣態氫有利于氫的運輸和儲存。絕大多數情況下工業上使用的是氣態氫。 

在儲存和運輸大量氫時，氣態氫比較便宜，尤其是從供氫點距離超過100千米情況下更是如此，也可以用管道輸送氣態氫。在美國，運輸大量氫氣是采用容量為50000~140000立方英尺的管式拖車。運輸液態氫則用壓力可到3000psi（1psi＝6.895kPa）的40~55m3卡車拖車，這種方式很貴，距離大于322千米就不適用了。 

氫氣運輸另一個方案是管道運輸。用管道運輸大量氫氣比液氫運輸要便宜，因為可以減少液化、運輸和儲存成本。世界上現有氫氣管線總長度為4506千米，其中美國2575千米，歐洲共1609千米，我國和韓國、日本等也有使用氫氣管道的案例，我國石化工業在廠際間輸送氫氣很多采用管道輸送方案，如上海石化和賽科石化之間氫管道、揚子石化和金陵石化之間的氫管道，后者管道還通過長江江底。 

3.2世界加氫站和燃料電池發展路線

加氫站是氫能產業市場化的重要基礎，當前在加氫站投資建設和運行方面仍面臨許多困難和挑戰，將成為制約我國氫能產業發展的一個重要因素。國際氫能委員會預計，到2025年，全球將建造約2800個氫燃料補給站，覆蓋主要的氫能源汽車市場。到2030年，提供1000萬~1500萬輛燃料電池乘用車及50萬輛燃料電池卡車行駛所使用的氫氣。到2050年，氫能源需求將占最終能源需求的18%，全年CO2排放量比現在減少約60億噸。

截至2018年底，全球共有加氫站369座，主要位于歐洲（152座）、亞洲（136座）和北美（78座），其中美國加州有40座商用加氫站，34座是油氫混合加氫站，日本40%的加氫站屬于油氫混合加氫站。目前我國真正在用的加氫站寥寥無幾，截至2018年底，我國運營的加氫站只有23座，和加油站、充電樁相比，規模較少。建設一個高壓加氫站需投資1000萬~1500萬元。未來中國主流加氫站也可能采用油氫混合加氫站模式，以打造綜合能源樞紐。在廣東佛山已建成中國首個油氫混合加氫站，上海首批2個油氫混合加氫站也已竣工并試運行，利用上海石化的氫資源供氫。

據《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》預計，到2030年，我國氫燃料電池車輛保有量將達到200萬輛，氫燃料電池汽車產業總產值有望突破萬億元大關。和日本氫能及燃料電池發展線路圖比較，到2030年日本的燃料電池汽車發展到80萬輛（2015年為20萬輛，基本實現商業化），日本數據雖然是少于上述預計的中國氫燃料電池車輛保有量，僅為中國的40%，但到2050年日本將全面普及燃料電池汽車，停售燃油汽車。中國、日本及世界加氫站和燃料電池汽車發展路線見表1。

4、結語 

未來我國氫能產業發展前景廣闊，潛力巨大。但是在下決心大力發展氫能產業時，必須高度注意到目前存在的實際情況和困難，需要分析和防范一系列的產業風險，做到有序發展，穩中有進，才能實施氫能產業的可持續發展。