【观察】中国氢能产业和氢资源发展

氢能作为一种清洁高效的二次能源，具有能量密度大、燃烧热值高、来源广、可压缩、可储存、可再生的特点。氢能目前主要脱胎于煤炭、石油、天然气等一次能源。近年来我国清洁能源领域发展形势良好，首先是燃油品质提升迅速，仅用了近十年时间走完了国外需要二三十年才能达到的水平。2019年起全国汽柴油已实施国Ⅵ标准，国Ⅵ汽柴油标准已经接近并达到国际先进水平，这为我国开发高效、节能的清洁汽车创造了良好条件。2008年起国家把新能源汽车的重点放在了纯电池的电动车上，电动汽车得到了一定的发展。

氢在工业领域中可以作为原料，在交通领域可以作为清洁燃料，还可以作为能源提供电力供应，因此，近年来我国氢能产业发展的势头和呼声很高。本文主要针对氢能汽车产业即“氢能交通经济”和氢资源相关问题进行讨论。

1、我国氢能产业发展正加快布局

近几年来，我国非常重视氢能产业的发展，从2016年起主要大事有：

2016年3月，国家发改委和国家能源局联合发布《能源技术革命创新行动计划（2016–2030年）》，明确提出把可再生能源制氢、氢能与燃料电池技术创新作为重点发展内容。

2016年8月，联合国开发计划署在中国设立首个“氢经济示范城市”项目在江苏如皋正式启动，目前已拥有十余家氢能企业且发展态势强劲。 

2016年8月，国务院印发《“十三五”国家科技创新规划》，规划中有关发展清洁高效能源技术，可再生能源与氢能技术等均入选。

2016年10月，中国标准化研究院和全国氢能标准化技术委员会联合组织编著《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》，首次提出我国氢能产业基础设施的发展路线图和技术发展路线图。

2016年10月，广东佛山（云浮）产业转移工业园的新能源汽车生产基地投产，规划年产能5000辆氢能汽车。近年来，该工业园先后吸引了中铁集团、巴拉德、国鸿氢能等一批战略合作伙伴，创建了佛山云浮氢能源和新材料发展研究院，自主研发具备国际先进水平的氢能源客车，率先在佛山、云浮搭建起氢能源城市公交示范推广平台。

2017年5月，科技部和交通运输部出台《“十三五”交通领域科技创新专项规划》，明确提出推进氢气储运技术发展、加氢站建设和燃料电池汽车规模示范，形成较完整的加氢设施配套技术与标准体系。 

2017年8月，我国首条自动化氢燃料电池发动机大批量生产线在位于河北省张家口市的生产基地正式投产，规划项目全部完工后，该基地燃料电池发动机年产能可达到1万台。 

2017年9月，上海市规划到2020年建设5~10座加氢站，燃料电池汽车示范运营3000辆，2025年建设50座加氢站，运营燃料电池车3万辆，2030年实现产业年产值3000亿元。 

2018年1月，武汉市氢能产业发展规划建议方案出炉，要在3年内将以武汉开发区为核心，打造“氢能汽车之都”，到2025年，成为世界级新型氢能城市。

2018年2月，中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟在北京正式成立，标志着构建具有中国特色的氢能社会的进程将提质提速。 

2019年3月，氢能源首次写入当年的政府工作报告，报告提到要推进充电、加氢等设施的建设。

2019年12月，中国石化经济技术研究院在关于《2020中国能源化工产业发展报告》中指出，我国氢能产业正步入快速发展机遇期。初步判断2035年后，世界上将出现碳减排压力加大，可再生能源制氢、氢燃料电池系统成本大幅下降的局面，氢燃料汽车和加氢站数量在部分地区将有较大增幅。 

据资料显示，我国规划了氢能产业核心的七大氢燃料电池产业聚集区，包括有京津冀产业聚集区、华东产业聚集区、华南产业聚集区、华中产业聚集区、华北产业聚集区、东北产业聚集区和西北产业聚集区等。 

综上可见，我国氢能产业发展态势目前基本上是全国遍地开花，尤其是地方积极性很高，争相规划建设上马“氢经济示范城市”“氢能汽车之都”等，有的城市规划不到10年就要求成为“世界级新型氢能城市”。应注意到要实施这样一个规模宏大的计划，除技术问题外还有两大问题必需要落实好，这就是氢资源和资金问题。

2、氢资源和“绿氢”的制备

氢能是一种二次清洁能源，也是一种零碳能源，具有“清洁、高效、安全、可持续”四大特点，被誉为未来世界能源架构的核心。从能量密度比较，氢气是木材的1000倍，煤的5倍，汽油的3倍，天然气的2.5倍。从燃烧热值比较，氢的燃烧热值为134.64×106Btu/t（1Btu＝1.055kJ），汽油、柴油、天然气分别为45.4×106，42.7×106，52.7×106Btu/t，可以看出氢的燃烧热是这几种燃料中最高的。氢能利用的核心是燃料电池的开发，但要推广使用氢能产业的前提和基础首先必须落实好氢资源。

2.1氢资源

21世纪初，世界氢气年产量约5000万吨，而且每年以6%~7%的速度增加。2017年世界氢气消费量约6905万吨，绝大部分用作工业原料。其中，化工原料占66%，石油炼制使用占26%，金属和玻璃加工占7%，1%用于其他行业。目前，全球每年用作汽车燃料的氢气不足1万吨，仅占氢气年产量的万分之二，完全可以由现有的氢资源提供。 

氢能产业链通常由制氢、储运和应用三部分组成，其中制氢是产业链的第一环。目前世界商业用氢气96%是从煤、石油和天然气等化石燃料中制取，作为世界制氢第一大国，我国制氢原料中化石燃料的比重更高。现阶段，我国主流的制氢工艺主要有煤制氢、天然气制氢、石油制氢和可再生能源制氢等。煤制氢技术包括煤的焦化制氢和气化制氢两种，后者更是主流制氢工艺，在我国属于技术成熟的一类石化辅助工艺。据“中国氢能源及燃料电池产业创新联盟”最新数据显示，目前国内氢气的生产主要来源于石化企业，其中煤气化制氢为1000万吨/年，天然气制氢为300万吨/年，石油制氢为300万吨/年，工业副产氢为800万吨/年，电解水制氢100万吨/年，总制氢为2500万吨/年，可见石化工业产氢占总产氢的64%。 

氢气在石化工业的合成氨工业和炼油工业含硫原油加工中有重要的用途，由石化基地提供现成的氢资源，技术是成熟的，具有地域优势明显，集中制氢辐射面积大，成本低等优点。石化工业制氢原料大部分均来自于化石原料，氢气由煤、焦、石油和天然气等炭素材料或碳氢化合物等经重整脱碳反应而得。在制氢过程中有大量CO2等温室气体排放，生产1kg氢伴生的CO2排放量为：煤制氢约11kg，天然气制氢约5.5kg，轻油（石脑油）制氢约7kg。从大气环境保护角度出发，作为温室气体的CO2是不允许向大气排放的，少量排放也会征收高额碳税。

因此，氢气作为一种二次能源的环保属性有其多重性，由化石原料经重整脱碳反应工艺生产氢气过程中既耗用大量能量又排放大量CO2等温室气体，不仅成本高，受能效的制约，而且生产的这类氢气全过程生命周期评价是不“绿色的”。燃料电池汽车如果使用这类氢气，虽然汽车不排放温室气体，但它所使用的氢气在制造过程中已提前排放出大量温室气体，实际是一种“大气污染前移”或是温室气体的“提前排放”现象。其他如工业用电解氢，严格讲也不是“纯绿色”，因为我国电力供应目前以火力发电为主，火力发电厂大量排放CO2等温室气体，基本也是一种“污染前移”现象或是温室气体的“提前排放”现象。

2019年3月，世界能源理事会发布的《氢能—工业催化剂（加速世界经济在2030年以前实现低碳目标）》中把这种伴有大量CO2排放的氢称为“灰氢（Greyish hydrogen）”，把通过CO2捕集、利用和封存技术（CCS或CCUS）处理后避免CO2排放的氢称为“蓝氢（Blue hydrogen）”，显然是“灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢应回收，绿氢（Green hydrogen）是方向”。CCS或CCUS技术已提出多年，目前只应用在少数国家的少数项目中，我国也在积极推进CCUS，已建成十多个千吨级以上规模的中试和示范项目。如中国石油吉林油田CCS–EOR项目，2020年初以来共埋存CO275万吨，驱油7000吨，埋存相当于燃烧近33万吨煤所产生的CO2。项目启动4年多来，已累计捕集埋存CO2 170万吨，增产原油70余万吨。CCS技术普及有相当难度，制约了“蓝氢”的发展速度。有报道在全世界6900万吨/年氢产量中仅有40万吨/年是配套有CCUS项目的。 

其他有设想从氯碱工业廉价的副产氢等途径来解决氢资源问题，通过调查发现仅有很少量可供资源，远不够用于推广到社会上去作为发展氢经济产业考虑的数量要求。广泛使用氢能作为石油替代能源有局限性。

2.2“绿氢”的制备 

用可再生能源电解水制得的氢被称为“绿氢”，是未来制氢的发展方向。目前条件下，“绿氢”成本远高于“灰氢”，“灰氢”成本是1.5欧元/kg，“绿氢”成本3.5~5.0欧元/kg，后者是前者的2.3~3.3倍，所以，目前“绿氢”不具备作为氢产业资源的经济条件。根据ShellGlobalSolution机构对全球炼油行业制氢成本的分析认为，在现有技术条件下，当国际油价位于60美元/桶以下时，天然气制氢在经济性上更具优势；当国际油价高于80美元/桶时，煤制氢的成本优势则会随着原油价格的上升而更加凸显。中国石化经济技术研究院提出不同工艺路线制氢的成本为：天然气制氢（含炼厂气）成本0.8~1.5元/Nm3；石脑油制氢（含液化气）成本0.7~1.6元/Nm3；煤制氢（含焦炭）成本0.6~1.2元/Nm3；液氨裂解制氢成本2.0~2.5元/Nm3；甲醇裂解制氢成本1.8~2.5元/Nm3；水电解制氢成本最高，为3.0~3.5元/Nm3。这些数据可能更反映出我国目前的实际情况，也说明氢能产业发展初期如采用化石能源低成本制氢则是一条较为现实的路径。 

国际上对于氢能利用前景和时机问题的看法存在差异。在时间方面，日本态度较激进，美国态度较保守。美国国家科学院研究报告显示，未来50年内，氢能有望基本取代汽油。美国能源部指出在30~50年后世界将广泛使用氢能，因为到那时有望通过“可控热核聚变”等途径利用核能来制造低成本和“绿色”的氢气。美国前能源部长朱棣文曾提到他主要关心的两个问题是“氢气的来源和生产成本”。以电解水制氢为例，电解水制氢成本30~40元/kg，生产的气态氢价格比汽油高65%，液态氢则比汽油高260%以上。在电解水制氢过程中，能耗较高，能源转换效率有待提升。 

目前的商用电解槽能耗水平为4.5~5.5kW·h/Nm3氢气，能效在72%~82%。最关键因素是绿色电力的成本需要进一步下降。在阳光和风力充足的国家，如中东、北非和拉丁美洲地区，绿色电价已降至2欧分/kW·h（约合0.15元/kW·h）。从我国现状来看，新能源发电成本0.4~0.6元/kW·h，用于电解水制氢成本依然偏高。如果利用当前可再生能源的弃电制氢，弃电按0.1元/kW·h计算，制氢成本可降至10元/kg，这和煤制氢、天然气制氢的价格相当，有望推广。 

核电作为一次能源已经成为今后最先进、最清洁的能源之一，它也是未来制氢的最重要和可靠的能源。对于核能，目前人类已掌握应用的还是“可控核裂变”，不是“聚变”，如果一旦突破“可控核聚变”技术能提供大量低价、可控核能以后，水解制“绿氢”用能源则不成问题了。这是氢能产业今后可持续发展过程中的一个世界性问题，估计至少还需要20~30年时间和大量的科技投入。 

我国在“可控核聚变”研发领域内是比较重视和领先的。国家发改委正式下发《关于核定聚变堆主机关键系统综合研究设施国家重大科技基础设施项目初步设计概算的复函》，批复了聚变堆主机关键系统综合研究设施项目的初步设计概算。

聚变堆主机关键系统综合研究设施是我国《国家重大科技基础设施建设“十三五”规划》优先布局的大科学工程项目之一，建设周期为5年8个月。建成后将成为国际磁约束聚变领域参数最高、功能最完备的综合性研究平台，对保障我国聚变堆的先进性、安全性和可靠性，为解决国家重大需求提供强有力的科技支撑，对促进国家聚变能的实际应用进程具有重要意义。

我国发展氢能产业所需要的氢资源解决方案可以分为近期和远期，近期电解水成本高，限制了“绿氢”的供应，在数量不是很大情况下可以使用低成本氢气（包括“灰氢”）以促进该新兴产业应用领域快速发展。也就是可立足于石化工业提供的“灰氢”，同时解决一些氢能产业发展现阶段需要解决的一系列系统配套工程，如低成本供氢，储运基础设施建设，加氢站建设等问题。远期在氢能产业达到一定的规模水平时可利用“可控核聚变”技术解决绿色氢资源用能的根本性问题，中间有一个过渡阶段就是利用可再生能源制氢技术的开发和CCS技术推广，目前包括中国在内世界有关国家正投入大量开发力量进行攻关。 

总之，中远期制氢技术方向需要综合考虑到制氢路线的经济性、实用性、环境友好等多重因素。当前我国石化工业提供的“灰氢”生产技术是完全成熟的，其数量也能满足发展氢能产业的需要，但不可避免的缺陷是对大气环境的影响。 

因此在过渡阶段期间相关国家正在大力考虑使用可再生能源来制造“绿色氢气”。例如，德国正推进规模化利用可再生能源电力来生产氢气和甲烷，这种电转气（PtG）技术已被德国视为实现脱碳的重要路径之一，目前有16个工业规模的PtG项目正在规划中，未来总产能还将大幅增加。其主要过程是利用光伏、风能等可再生能源发出的电力，通过电解水和CO2甲烷化的两个步骤生产氢气和甲烷，过程被称为“PtG”技术。

PtG技术也存在明显缺点。在电解、甲烷化和储存过程中会损失大量能量。这意味着生产过程要消耗大量可再生能源电力。电解步骤后，仅剩下67%~81%能量，而在甲烷化步骤后，进一步留下54%~65%能量。这由于PtG生产过程较复杂，且比直接用电更昂贵，效率更低。

此外，还有类似利用光伏、风能等可再生能源发出的电力去制造氢气，即称为电转氢气（P2G）技术，普遍为市场看好和重视。如日本在福岛建立了全球最大的单机10兆瓦级电解水装置的示范项目，最大年产量为900吨氢，准备为2020年东京奥运会的奥运村提供电力和热能。同样，全面推广P2G技术的关键问题也是需要降低成本和能耗，具体是到2030年要求电解水装置成本要从20万日元/kW降至5万日元/kW，能耗从5kW·h/Nm3降至4.3kW·h/Nm3。 

3、加快氢能系统建设，建立发展氢气存储、运输系统和加氢站基础设施建设

我国是世界上最大的氢生产国和消费国，占全球氢消费量的30.9%，预计2017–2022年氢市场消费量年增5.3%。2017年全球氢气消耗量是69.1×106吨，最大的用户是炼油厂、合成氨厂和甲醇厂，这些厂生产时大多数消耗的氢都是就地生产和使用的，基本上没有形成完整的氢市场。今后随着氢能产业的发展，用于氢能汽车等燃料电池的氢消耗将增加很快，迟早会形成国内氢市场。 

3.1氢特性和供应方式 

氢和氧能形成爆炸混合物，在运输和使用过程中需要十分小心。氢气和空气混合物的最低点火温度为500℃，极易点燃，其点火能量仅为0.017mj，而烃类的点火能量为0.25mj，后者是前者的14.7倍。氢气是最轻的气体，当释放到大气中时，会迅速上升并消散，扩散性极强，氢的扩散系数比空气大3.8倍，比汽油大7.5倍。氢气比重小，易向上逃逸，这使得在一般情况下氢气影响范围要小得多。但如果产生氢气局部聚集时就可能会带来巨大风险，也就是在一个密闭空间内且具备产生爆炸条件以后，氢气聚集可能产生威力巨大的爆炸，氢火焰在空气中最大传播速度为3m/s。液态氢温度为–252.8℃，是除了液态氦之外最冷的一种流体，一份体积的液氢可气化为850份体积氢气，气态氢有利于氢的运输和储存。绝大多数情况下工业上使用的是气态氢。 

在储存和运输大量氢时，气态氢比较便宜，尤其是从供氢点距离超过100千米情况下更是如此，也可以用管道输送气态氢。在美国，运输大量氢气是采用容量为50000~140000立方英尺的管式拖车。运输液态氢则用压力可到3000psi（1psi＝6.895kPa）的40~55m3卡车拖车，这种方式很贵，距离大于322千米就不适用了。 

氢气运输另一个方案是管道运输。用管道运输大量氢气比液氢运输要便宜，因为可以减少液化、运输和储存成本。世界上现有氢气管线总长度为4506千米，其中美国2575千米，欧洲共1609千米，我国和韩国、日本等也有使用氢气管道的案例，我国石化工业在厂际间输送氢气很多采用管道输送方案，如上海石化和赛科石化之间氢管道、扬子石化和金陵石化之间的氢管道，后者管道还通过长江江底。 

3.2世界加氢站和燃料电池发展路线

加氢站是氢能产业市场化的重要基础，当前在加氢站投资建设和运行方面仍面临许多困难和挑战，将成为制约我国氢能产业发展的一个重要因素。国际氢能委员会预计，到2025年，全球将建造约2800个氢燃料补给站，覆盖主要的氢能源汽车市场。到2030年，提供1000万~1500万辆燃料电池乘用车及50万辆燃料电池卡车行驶所使用的氢气。到2050年，氢能源需求将占最终能源需求的18%，全年CO2排放量比现在减少约60亿吨。

截至2018年底，全球共有加氢站369座，主要位于欧洲（152座）、亚洲（136座）和北美（78座），其中美国加州有40座商用加氢站，34座是油氢混合加氢站，日本40%的加氢站属于油氢混合加氢站。目前我国真正在用的加氢站寥寥无几，截至2018年底，我国运营的加氢站只有23座，和加油站、充电桩相比，规模较少。建设一个高压加氢站需投资1000万~1500万元。未来中国主流加氢站也可能采用油氢混合加氢站模式，以打造综合能源枢纽。在广东佛山已建成中国首个油氢混合加氢站，上海首批2个油氢混合加氢站也已竣工并试运行，利用上海石化的氢资源供氢。

据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》预计，到2030年，我国氢燃料电池车辆保有量将达到200万辆，氢燃料电池汽车产业总产值有望突破万亿元大关。和日本氢能及燃料电池发展线路图比较，到2030年日本的燃料电池汽车发展到80万辆（2015年为20万辆，基本实现商业化），日本数据虽然是少于上述预计的中国氢燃料电池车辆保有量，仅为中国的40%，但到2050年日本将全面普及燃料电池汽车，停售燃油汽车。中国、日本及世界加氢站和燃料电池汽车发展路线见表1。

4、结语 

未来我国氢能产业发展前景广阔，潜力巨大。但是在下决心大力发展氢能产业时，必须高度注意到目前存在的实际情况和困难，需要分析和防范一系列的产业风险，做到有序发展，稳中有进，才能实施氢能产业的可持续发展。