21世纪终极能源的诱惑

美国著名的未来趋势学家杰里米·里夫金（Jeremy Rifkin）在《第三次工业革命》一书中指出，氢与人类的能源演进息息相关。

杰里米认为，三次能源革命都遵循碳含量降低、氢含量上升的规律，燃料中碳原子数目与氢原子的比例从固态的煤1∶1，到液态的石油1∶2，再到气态的天然气1∶4。人类使用的能源中碳比例不断下降含氢比例越来越高已成为趋势，而氢能是“21世纪的终极能源”。

在碳排放导致全球气候变暖成为全球焦点的大背景下，中国也加速发展可再生能源以实现节能减排目标。2015年6月中国政府向联合国气候变化框架公约秘书处提交了应对气候变化国家自主贡献文件《强化应对气候变化行动—中国国家自主贡献》。

这份文件确定了中国到 2030年的自主行动目标：二氧化碳排放 2030年左右到达峰值并争取尽早达峰；单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005年下降60%~65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。

能源结构优化转型不仅可扭转中国“多煤少油缺气”的能源结构，减少对化石能源的依赖以及减少碳排放，还能提高国家能源安全。2017年我国能源生产量为25亿吨油当量而消费量则高达31亿吨油当量, 大约20%的能源需求缺口需要进口来满足，能源进口中石油进口量为4亿吨。

中国石油集团经济技术研究院发布《2018年国内外油气行业发展报告》指出，我国石油对外依存度2018年高达70%。2019年1月海关总署公布数据显示，2018年我国共进口石油原油4.62亿吨总金额为1.59万亿元人民币。

而与国际水平相比，我国一次能源产量中呈现“一大三小”（煤炭大, 石油、天然气、新能源小）的能源结构，煤炭占比过大，新能源占比过小。为提高国家能源安全以及实现低碳减排目标，必须大力提高清洁能源比例。

氢能作为零碳绿色的新能源，具有环保、能量密度大、转化效率高、储量丰富和适用范围广等特点，是具有很大发展潜力的高效替代清洁能源。

全国政协副主席万钢在2018年12月撰文指出，应及时把新能源汽车产业化重点向燃料电池汽车拓展,而建设氢能基础设施任务更为紧迫。政府需要把氢从危化品（氢气属于二类危险品）管理层面上升到能源管理层面。

万钢表示，发达国家把氢作为能源管理，创制了科学安全的氢加注站建设和车载氢罐技术标准和检测体系，有力推动了燃料电池汽车商业化。但我国仍把氢作为危化品管理，管理理念不同制约了我国氢能的利用。

他建议相关部门抓紧研究借鉴，制定科学安全的氢能、加氢站和储氢罐技术标准，提升检测能力，尽快破除制约氢能和燃料电池汽车发展的标准检测障碍和市场准入壁垒，加强和完善氢能生产、储运和供销体系建设。

2016年“氢能与燃料电池技术创新”被列入国家发展和改革委员会、国家能源局等联合发布的《能源技术革命创新行动计划（2016年-2030年）》（发改能源[2016]513号），标志着氢能产业已被纳入中国国家能源战略。

同样在2016年，中国标准化研究院和全国氢能标准化技术委员会（SAC/TC 309）联合组织编著的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，首次提出了我国氢能产业基础设施的发展路线图和技术发展路线图。

2019年3月全国政协十三届二次会议（两会）首次将氢能写入《政府工作报告》，提出“推动充电、加氢等设施建设”。

2019年4月8日国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2019年本， 征求意见稿）》，其中直接涉及氢能和燃料电池领域的条款共计5项均属鼓励类，内容包括氢燃料制取、储运及相关设备、燃料电池关键零部件、燃料电池车核心部件、氢能基础设施等全产业链类目。

中国氢能来源分析

氢（H）在元素周期表中位于第一位，广泛存在于自然界。氢能是指氢和氧进行化学反应释放出的化学能。氢不是一次能源而是一种清洁的二次能源，需要使用一次能源通过转换来生产出能量载体。

我国氢能来源广泛，既有大量的工业副产氢气，又有大量的弃风电、弃光电、低谷电等可供制氢的存量资源。

我国氢源的分布有地区特色，煤炭资源主要集中在内蒙古、山西、陕西等地区， 天然气资源主要集中在陕西、四川、新疆、青海等地区，副产氢在华北、华东、西北都有较多分布，弃电以西部地区为主。

在工业副产氢和可再生能源丰富的区域，可以优先考虑使用这两大类氢源来制氢。其中华北中部地区副产氢潜在产量巨大约为93.5万吨/年，估计每年可供53.4万台燃料电池中型物流车运营使用；而西部地区弃电氢源潜在产量可达125.6万吨/年，每年可供71万台燃料电池中型物流车运营使用。

而在中国风电、光电、水电富余或弃风电、弃光电、弃水电较多的地区，以及城市电网峰、谷时段电力负荷差异较大的城市和地区，可以采用电解水制氢获得氢源。

在工业副产氢和可再生能源不丰富的区域，则可考虑使用化石能源制氢。

据《科技导报》初步统计，用于炼化产品生产和工业生产领域的纯度大于或等于99%的氢气年产量约为700亿立方米（约600万吨）。我国制氢原料主要以煤炭和天然气为主，占比分别为 62%和19%，电解水制氢仅占4%。

据2017年统计数据，假定不同人工制氢工艺原料天然气、甲醇、电价的采购成本（扣除增值税）分别约为 2.8 元/立方米、2500 元/吨、0.63 元/千瓦时，相应的天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢测算成本分别为 2.09、2.13、3.46 元/立方米。可以看到相对于电解水制氢对化石燃料制氢还处于明显的成本劣势。

与此同时，我国工业企业，包括炼焦企业、钢铁企业、化工企业等每年副产数百万吨氢气。如果不加以回收利用，这些副产氢气很多都排放到空气中污染环境。而充分运用在我国已经相对成熟的变压吸附（PSA）技术分离来提纯这些低品位化工副产氢气，将可能把工业副产氢变成我国的重要氢气来源。

中国工程院院士、中国石化集团公司科技委员会资深委员曹湘洪指出，国情决定到2050年乃至更长的时间内化石能源特别是煤炭仍会是主要能源，因此必须高度重视化石能源的高效清洁利用尤其是煤炭的高效清洁利用。通过转化成氢能不仅可实现煤炭等化石能源的高效利用，而且在利用过程的制氢的清洁环保程度高于电能、油品等二次能源。

《加氢站用化工副产氢气潜力分析》文章中指出焦炉煤气是提纯氢潜力最大的工业尾气，2018年我国炼焦工业副产氢气约733万吨；氯碱工业副产氢气约 82.5 万吨；丙烷脱氢(PDH)副产氢气产能约33万吨。焦炉煤气、氯碱工业及 PDH项目等2018 年合计副产氢气在 800 万吨以上。

作为全球氢能利用的大国，中国自2009年产量首次突破1000万吨以来, 已经连续9年保持世界第一，中国工业氢气需求量和产量均居世界首位。

其他制氢的方式还包括核能制氢。核能制氢就是将核反应堆与先进制氢工艺结合进行氢的大规模生产，具有不产生温室气体、以水为原料、高效率、大规模等优点，但目前技术还处于实验室验证阶段。

全国政协委员、中核集团科技质量与信息化部主任钱天林在“关于支持核能制氢与绿色冶金列入国家科技重大专项的建议”中表示，我国需要积极配套政策加大力度在核能制氢领域进行战略性布局，以赢得未来氢能时代国际竞争的战略制高点。

他指出：“高温气冷堆是我国自主研发的具有固有安全性的第四代先进核能技术，具有安全性好、出口温度高等优势，其高温高压的特点与适合大规模制氢的热化学循环制氢技术十分匹配，被公认为是最适合核能制氢的堆型。”

总体来看，核能制氢技术虽已完成了原理上的可行性研究和验证，但仍处于实验室或向中试前期过渡的阶段，距离大规模商业化制氢还有相当的距离。

作为燃料电池车能源的氢

氢能燃料电池作为一种能量转换装置具备不少优点。比如氢能燃料电池转换效率可达60%，是内燃机效率的3倍左右；加充速度方便快捷一般3-5分钟即可加满；能量密度高热值是液化石油气LNG的两倍、汽油的三倍，从而车载续航里程可达500-1000公里。同时氢的储存方式多样，可以通过压缩气态储氢、液化储氢、金属氢化物储氢、碳吸附储氢。

虽然中国、美国、欧盟、日本、韩国等都制定了较为完备的氢燃料汽车发展规划,并尝试通过政策法规全面促进氢能开发利用，但氢燃料电池汽车还远未达到市场大量运用的阶段，目前在基础设施善为完善前还处于从技术研究过渡到市场运用的摸索阶段。

中国借助奥运会和世博会对氢燃料汽车进行了小规模的推广和测试。2008年北京奥运会期间及其后期的燃料电池大巴车共进行氢的加注约2600次，加氢量约为22吨；2010年上海世博会的燃料电池大巴车和燃料电池摆渡车运营了近10个月，氢气加注次数（固定加氢站和移动加氢站）近2万次，加氢量约为25吨。

但从整体上看目前国内氢能燃料电池车辆的运营尚处于示范阶段，距离产业化还有至少20年。

根据国际能源署（IEA）预测，到2050年燃料电池汽车才有可能和纯电动汽车、汽油车成本相当。换句话说，就是燃料电池需要补贴30年后才能把成本降到与传统燃油车及纯电动相似的水平。

技术方面，电堆和整车技术的可靠性、安全性和经济性都是制约燃料电池行业发展的瓶颈。当前影响国内加氢站终端氢气售价的主要因素是氢气到站成本（占70%），其中包括氢气成本和储氢、运氢成本。

高压气态储氢是目前最常用、最成熟的储氢技术，其储存方式是将工业氢气压缩到耐高压容器中。储氢瓶是最常用的高压气态储氢容器，具有结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快等优点，但也存在着安全性能较差和体积比容量低等不足。

目前我国加氢站建设还属于发展初期，加氢站一般采用高压气态储氢，加氢量在300公斤/天以下的试验和示范项目较多，运输距离基本在200公里以内。而全球加氢站中约1/3 为液态加氢站，日本约半数加氢站为低温液态储氢配套低温泵加氢站。

根据中国电池联盟网报道，加氢量在500公斤/天时，高压储氢加氢站比液氢储氢加氢站设备投资方面更有优势；加氢量规模超 1000公斤/天时，液氢储氢加氢站比高压储氢加氢站设备投资要低 20%左右。

高压储氢加氢站的主要设施包括储氢装置、 压缩设备、加注设备和站控系统等。根据《人工制氢及氢工业在我国能源自主中的战略地位》数据，加氢站的建设成本约为 1300万-1700万元，其中压缩机主要还依靠进口，成本占比最高约占总成本的30%。加上土地成本以及人工和运营成本，保守估计经营一个加氢站的成本在2000万-3000万元左右。

制氢成本及终端氢气销售成本居高不下，储氢及氢气运输安全问题以及加氢基础设施的缺乏，还将继续束缚氢燃料电池汽车的推广和发展。