氢能之路走向何方？——浅谈我国氢能供应瓶颈及解决方案

近年来，能源安全问题和环保压力愈发凸显，全球各国都在大力推动新能源汽车发展。我国近年来也同样在环保降污染领域大力推进，2018年7月3日，《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》发布，《行动计划》提出了六方面任务措施及各牵头部门，并明确了量化指标和完成时限。与2013年出台的《大气污染防治行动计划》相比，《行动计划》在目标指标的设定上有了全面提高。而在机动车排放领域，到2019年7月1日，重型柴油车的“国六”标准将替代现行的“国五”标准，到2020年7月1日，轻型汽车的“国六”标准也将实行。

在此大背景下，新能源汽车在国内外都得到了高速发展。其中纯电动汽车和插电混动汽车因技术相对简单而获得了快速发展，而燃料电池汽车虽然相较于纯电动汽车，具有续驶里程更高、加氢速度快等特点，但由于技术难度高，当前还远没有纯电动汽车和插电混动汽车普及。各大发达国家，例如日本、欧洲、美国、韩国等都在氢燃料电池汽车及相关基础设施的技术研究和投资开发上有了数十年的积累，且已经取得阶段性成果。而我国虽在21世纪初也开始了相关研究，但目前在整个氢燃料电池汽车产业上与上述发达国家仍有较大差距。

目前电堆和整车技术的可靠性和经济性都是制约燃料电池行业发展的瓶颈，在加氢基础设施上，这种差距更为明显。截至2018年，全球已建成运行的加氢站已超过400余座，其中欧洲最多，超过150座；美国已建成的加氢站也有约80座；日本加氢站数量已超过100座，在2017年的总加氢量就达到了150吨，韩国现有加氢站也已超过30座。而我国目前建成的加氢站仅有约25座（其中3座已拆除），且多数仅供示范车辆加注使用，暂未实现全商业化运营。这些加氢站主要分布在经济比较发达、有汽车产业基础的地区，以及地方政府有意愿实施新旧动能转换的地区。其中约80%的加氢站集中在广东、上海、江苏、湖北、辽宁五个省份。

随着氢燃料电池汽车在我国高速发展，现有的加氢站加氢能力已远远满足不了高速增长的加氢需求。以上海为例，上海目前商业化运行的加氢站只有江桥加氢站一座，设计加氢能力为每天750kg，能为约120辆物流车加氢。而仅氢车熟路汽车运营（上海）有限公司2018年就在上海投放了约500辆东风牌氢燃料电池厢式物流车。加氢需求的共享不匹配导致江桥加氢站建站至今长期满负荷运行，大量氢燃料电池物流车加氢需求得不到满足。

另一方面，当前我国氢燃料电池车加氢价格高昂。在不考虑政府补贴的情况下，各地加氢站用户端价格约在每千克60~80人民币，远高于每千克40元这一与传统燃油具有竞争力的价格。加氢成本高企的原因，一部分是由于现有加氢站建设成本高，加氢能力小，导致固定投资部分的成本居高不下；另一部分是由于当前氢的生产和储运成本也很高。因此如何降低储氢和运氢成本，如何获得低成本的氢源，将是实现终端加氢站运营经济性的关键。

中国是世界第一产氢大国，在2015年年产氢气就已超过2200万吨，占当年世界氢产量6500万吨的34%。但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%。而上述工业副产氢中有约1/6即超过100万吨，没有得到有效利用。

目前国内用于外供氢气的氢能储备非常充足。展望未来，由于负荷中心的集中区域华东地区煤炭总量指标控制严格，且中期内天然气供给仍将较为紧张，投资较重的化石燃料制氢（煤制氢和天然气重整制氢）作为定向的供氢路线，其可行性获得确认之前难以大规模推广；而水电解路线虽然可以实现分散式供氢，但其经济性取决于电力成本的降低，国内风电和光伏的弃电利用水平是制约该路线未来发展程度的关键。几种不同制氢方式的比较如下表所示。

因此，从目前来看，国内化工副产氢的利用是燃料电池行业供氢的较优选择，国内氯碱、PDH和快速发展的乙烷裂解行业可提供充足的低成本氢气资源，且集中在负荷中心密集的华东地区，在对这些装置进行低强度的改造之后可同时解决燃料电池行业的供氢和副产氢高效利用的问题，未来化工副产集中式供氢将会是国内燃料电池行业供氢模式的发展方向。

表 1 不同制氢方式比较

从出厂成本来看，焦炉气、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和乙烷裂解制烯烃副产的粗氢气可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制工序后作为燃料电池车用氢源，成本远低于化工燃料制氢、甲醇重整制氢和水电解制氢等路线。

从副产的气量来看，国内焦化行业产能巨大，可副产氢气量较大，但由于焦化产能集中在山西、河北和山东等华北地区，距离长三角等负荷中心较远，需要有超越当前压缩氢气储运经济性的储运形式来实现大规模氢能的远距离输送。

综合来看，现有的PDH产能约588万吨，考虑在建和前期准备中的产能，未来国内将合计拥有915万吨产能，可副产并外售30.5万吨氢气；而规划中的乙烷裂解产能达1460万吨，可以实现的外供氢气量达93.4万吨，规模更为巨大。此外丙烷脱氢和乙烷裂解装置基本上集中在沿海港口地区，通过进一步的低投资强度的精制工序，氢气中的总硫、CO等杂质含量便可符合燃料电池用氢气标准，因此丙烷脱氢和乙烷裂解副产的氢气将是未来潜在最具优势的燃料电池车用氢源选择之一。

然而，虽然我国目前副产氢产能能够充分满足氢燃料电池车用氢需求，且成本低廉，但受到政策和技术两方面影响，氢气的储存运输仍受到诸多限制，尚未形成有效的供给体系，供应并不能和需求相匹配。

目前，氢的储运方式主要有四种：高压氢气储罐和集束管车；液氢储罐和槽车；氢气管道；有机或金属储氢材料储运。目前国内外除欧洲建有少量氢气长途输运管道外，各国氢储运主要还是依靠压缩氢气和液氢储运两种方式。我国目前主要的燃料电池车用氢基本都采用压缩氢气的方式进行储存和运输，液氢除了在航天领域，在民用上基本是一片空白。然而，随着燃料电池物流车的高速发展，对加氢站单站日加氢能力的需求越来越高，当加氢站加氢能力超过1000kg，压缩氢气储运已很难满足加氢站的需求。一个高压氢气储运站，采用集束管车储运压力约为200~700bar，储氢量约为300~1000kg，占地面积约60~80m²。而一辆集束管车只能运输约300kg的氢，充装时间也要2-4个小时，且卸气后还有约30%的余气。日加氢能力1000kg的加氢站每天需要四辆以上的集束管车排队卸气来满足加氢需求。

而采用液氢储运，相比其他几种方式拥有以下几点优势：（1）液氢储运成本更低；（2）液氢储运运量更大；（3）液氢储运纯度更高；（4）液氢加压充装具有更高的效率和更低的成本。液氢的密度是常温常压下的800余倍，因此液氢储氢密度高、储运成本低、储存压力低，也更安全。同样一个高压氢气储运站，采用液氢低温液体储罐压力1~1.3bar，储氢量可达约400~6000kg，占地面积约为15~30m²。可见液氢储氢量大，加氢站占地面积小，成本低。同时，液氢储运的运输成本也更低，一辆40m³液氢槽车可运输约3000kg的氢，充装时间只要0.5-2个小时。因此，同重量的氢气采用液态储运，费用只是压缩氢气的十几分之一。

此外，经过氢液化后的氢气纯度高，能够增加电池寿命及电量。氢燃料电池性能和寿命受CO等杂质含量影响很大，而氢的沸点远低于CO、H₂S等易引起氢燃料电池中毒的杂质沸点。氢的液化过程中杂质被固化，LH₂纯度>99.999%,液氢再气化使用，纯度可提高至6~7N。这样一来，汽车加氢站也可以选择更为经济的天然气制氢或煤气化重整制氢等方式。而在站制氢或压缩氢气则只能选择成本更好的甲烷重整或电解水制氢来保证纯度，否则将会极大地影响燃料电池寿命。

最后，液氢加压充装具有更高的效率和更低的成本。液氢加注采用的高压液氢活塞泵出口压力可达875bar，流量为100kg/hr，能耗只有0.5kWh/kgH₂。而压缩氢气采用的同等压力等级的氢气压缩机在体积、出口温度、流量等方面都很难达到此水平，而能耗则高达约5kWh/kgH₂。

目前，由于液氢缺乏相对应的商业化需求，我国的氢液化装备、液氢储运设备和液氢储运加氢站等相关设备制造产业还处于起步阶段。此外，我国在氢能和液氢储运的政策法规上也有很多瓶颈需要突破。

我国氢能供应的政策的瓶颈主要分为两个方面：一是加氢站立项审批难，涉及国土、住建、规划等诸多部门，环节较多，缺乏明确统一的审批流程，需要建立有效的协调联动机制；二是燃料电池用氢在我国仍按照传统危化品管理。氢气究竟该被定义为危化品还是类似石油和天然气的能源，是当前氢能储运政策瓶颈的根源。国外发展氢能源的国家大都将氢气作为新能源管理，很多加氢站跟加油站建在一起。中国却仍将氢能当做传统危化品管理，缺乏安全合理的氢管理模式。

在国家能源局网站上查询能源法律法规政策文件，其中关于电力、煤炭、石油天然气、核电和新能源均有专项法律法规、规章及规范性文件。在“新能源”篇章中有关于水电、风电、光伏的规章及规范性文件。而在现有的能源法律法规政策文件中暂时未有涉及氢气的文件。

表 2部分危化品管理相关法规和标准

众所周知，氢气主要的特性是可燃的、易燃的，所以大家谈氢色变。但事实上，氢气作为化学元素周期表中质量最轻的元素，跑出来以后挥发速度很快。有实验证明，氢燃料和燃油汽车一旦纵火以后，氢燃料汽车灭火更快且汽车不会坏。因此，从安全角度客观地讲，不能说它是完全安全的，但是它是可以采取各种措施来防止它产生安全后果的。必须明确氢是能源载体，它与天然气、燃油是一样的，同为“能源载体”，不能按照危化品来定义它。如果继续把氢作为一个危化品进行监管，许多问题就解决不了。

表 3 办理氢气运输车辆的部分程序

此外我国也缺乏液氢公路运输的相关标准和法律法规，而国际标准和相关法规则对液氢公路运输进行了明确的定义和规范。下表给出了目前国外部分液氢运输的相关标准。

表 4国外部分液氢运输标准

从上表中可以看到，国外液氢的相关标准中，都对公路运输进行了相关的规定。例如：ISO/TR15916-2015《氢气系统安全标准》4.1.3章中规定“经证实，通过将氢气作为加压气体或冷冻液体处理，增加储氢密度后，可使用地面运输、水输送或管道输送”。

在技术上，早期加氢站由于加注量小可以由采用在站制氢以及高压氢气储氢方式，但随着氢燃料电池汽车的普及，1000+ kg/天的加氢站将成为主流，液氢储运作为大规模储运的更优选择，必将成为氢能储运的主流储运方式。目前，国际上约400多座加氢站中，已有约1/3采用液氢进行储运。采用液氢储运方式的加氢站建造、运行成本低，更有利于加氢站的基础建设，有利于促成氢燃料电池汽车与加氢站建设的良性循环；而液氢输运与储存方式在未来氢能产业链中也将越来越重要，是氢燃料电池汽车产业规模化应用的必然手段。

在政策层面上，2018年11月9日，十三届全国政协第十四次双周协商座谈会在北京召开。工信部、国家发改委、科技部、财政部等四部委的负责人现场作了互动交流。全国政协副主席、科协主席万钢等领导出席会议，还有十余位位全国政协委员及企业代表与会。在本次会议上，万钢主席指出，相比之下，目前建设氢能基础设施任务更加艰巨。建议有关部门研究借鉴欧美等国经验，将氢能作为能源管理而非危化品处理，在制定新的发展规划过程中，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。国际氢能协会副主席毛宗强教授也曾在接受采访时表示，应把氢能当作能源管理，而不是危化品。毛宗强称，当前我国对氢气按照危化品进行重点监管，这导致氢气运输、加氢站建设等方面困难重重。事实上，我们国家氢气运输的技术是完全达标的，没有安全问题。

近期，应急管理部化学品登记中心以开启对《危险化学品目录(2015版)实施指南(试行)》修订的意见征求，相关企业有两个方式表达自己的意见：一是可以通过国家危险化学品安全共服务互联网平台中“危险化学品统一分类或分类变更申请”栏目在线提交修订意见；二是可以发送邮件向应急管理部化学品登记中心联系人反馈。意见征求日期截止至2019年4月30日。在该通知发布后，有消息称，氢能产业内人士纷纷建言将氢能从危化品中除名，以便于产业发展。相信随着万钢主席等领导的呼吁和氢能产业相关人士不断献言献策，国家会逐步完善氢能及液氢储运的法律法规和相关标准。

我国在2017年11月2日发布的《节能与新能源汽车技术路线图》中提到，我国的燃料电池汽车总量到2030年要超过百万辆，加氢站超过1000座。按上述路线图中燃料电池车规模计算，则到2030年全国年加氢量约60万吨，站均日加氢能力需达到约1600kg。使用现有的氢气供应和运输模式，远远无法满足需求。而我国目前工业副产氢可以实现的外供氢气量就已超过百万吨。要实现这个规模的氢供应体系，必须在国家层面上推动液氢运输相关法律法规的建设和完善，通过在各省市副产氢源建设氢液化工厂，在各地建设液氢储运站，在全国建设类似LNG供应体系的液氢生产和供应网络。该全国性的液氢供应体系构建完成后，若未来制氢技术有了新的突破，诞生了成本更低的制氢技术，也可立刻通过该液氢供应体系迅速将氢供应到全国各地。

图 1氢能供应的液氢解决方案

燃料电池汽车作为一种新能源汽车，具有很多优势。相较于纯电动汽车，燃料电池汽车的续航里程更长、充能时间明显减少；相较于燃油汽车，燃料电池汽车和纯电动汽车的能量转换效率更高，同时在不考虑制氢运氢和发电的情况下零排放无污染，且使用成本较低。但是燃料电池汽车的劣势也很明显，目前燃料电池汽车的使用寿命难以与纯电动汽车和燃油汽车相较，同时由于目前技术尚不成熟，其制造成本高（尤其是燃料电池系统成本），实际能量转换效率也不及纯电动汽车；此外氢能源链尚不完善，使氢气的成本和售价偏高，造成燃料电池汽车的使用成本高于纯电动汽车，仍有较大下降空间。

同时，燃料电池汽车的商业运行和使用需要配套加氢站的建设，并提供完善的制氢、储运、加氢服务。从国外的经验看，加氢站建设要与燃料电池汽车生产同步进行甚至超前发展，形成良性循环。目前我国加氢站建设主体众多，缺乏国家统筹和政策配套措施。加氢站是公共事业范畴，当前项目选址、规划管理、安全运营缺乏监督与管理。而加氢站加氢成本高昂与大量副产氢缺乏有效利用之间的矛盾，需要通过突破氢的储运技术瓶颈和政策瓶颈来解决。因此、我国氢能汽车行业想要发展，离不开对加氢站及储运等上游基础设施的规划、投入与扶持，离不开对氢能相关标准和法律法规的制定和完善。液氢将是未来氢能供应和利用的主要解决方案。

中科富海

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