2019年3月5日，十三屆全國人大二次會議在京開幕。多位人大代表提交的“建議”中，都對氫能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展提出了自己的見解。廣汽集團(tuán)董事長曾慶洪提出：應(yīng)加快發(fā)展氫燃料電池汽車，這對我國新能源汽車產(chǎn)業(yè)升級具有重要的戰(zhàn)略性意義；奇瑞汽車股份有限公司董事長尹同躍提出：建議國家出臺相關(guān)的政策和措施，將氫能從國家發(fā)展重點(diǎn)方向上升到戰(zhàn)略高度，以促進(jìn)氫燃料電池汽車全面均衡發(fā)展；長城汽車總裁王鳳英也提出了《關(guān)于加快我國氫能源基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè) 促進(jìn)氫燃料電池汽車全面均衡發(fā)展的建議》議案建議。

氫既是重要的工業(yè)原料也是支撐未來能源系統(tǒng)清潔轉(zhuǎn)型的重要二次能源。雖然相比電能氫能具有能源互聯(lián)、易于儲存、應(yīng)用面廣等優(yōu)點(diǎn)，但在我國氫能的發(fā)展中也存在技術(shù)成熟度不高、產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)薄弱、安全性有待提高等方面的現(xiàn)實(shí)問題。對于燃料電池汽車，目前國內(nèi)車用燃料電池成本還高達(dá)5000 元/kW 以上，因此整車成本遠(yuǎn)高于動力電池汽車和燃油車。

01氫能生產(chǎn)與消費(fèi)現(xiàn)狀

我國已具備一定氫能工業(yè)基礎(chǔ)，全國氫氣產(chǎn)能超過2000 萬t/a， 但生產(chǎn)主要依賴化石能源，消費(fèi)主要作為工業(yè)原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規(guī)模較小。國內(nèi)由煤、天然氣、石油等化石燃料生產(chǎn)的氫氣占了將近70%，工業(yè)副產(chǎn)氣體制得的氫氣約占30%， 電解水制氫占不到1%，見圖1。國內(nèi)外能源企業(yè)結(jié)合其各自優(yōu)勢選擇不同技術(shù)路線，紛紛布局氫能源生產(chǎn)與供給，煤制氫、天然氣制氫、堿性電解水制氫技術(shù)和設(shè)備已具備商業(yè)化推廣條件。

相比之下，氫能儲運(yùn)和加注產(chǎn)業(yè)化整體滯后。壓縮氫氣與液態(tài)、固態(tài)和有機(jī)液體儲氫技術(shù)相比相對成熟，但與產(chǎn)業(yè)化相比仍有距離。壓縮氫氣主要通過氣氫拖車和氫氣管道兩種方式運(yùn)輸。目前，國內(nèi)加氫站的外進(jìn)氫氣均采用氣氫拖車進(jìn)行運(yùn)輸。由于氣氫拖車裝運(yùn)的氫氣重量只占運(yùn)輸總重量的1%~2%， 比較適用于運(yùn)輸距離較近、輸送量較低、氫氣日用量為噸級或以下的用戶。而氣氫管道運(yùn)輸應(yīng)用于大規(guī)模、長距離的氫氣運(yùn)輸，可有效降低運(yùn)輸成本。國外氣氫管道輸送相對國內(nèi)較成熟，美國、歐洲已分別建成2400 km、1500 km 的輸氫管道。我國目前氫氣管網(wǎng)僅有300~400 km， 長的輸氫管線為“ 巴陵- 長嶺”氫氣管道，全長約42 km、壓力為4 MPa。

在終端加氫設(shè)施方面，截至2018 年9 月，我國在運(yùn)營的加氫站有17 座，在建的加氫站38 座。目前國內(nèi)已建和在建站以35 MPa 為主，也正在規(guī)劃建設(shè)70 MPa 加氫站，暫無液氫加氫站。雖然目前氫能以工業(yè)原料消費(fèi)為主，但未來交通部門應(yīng)用潛力巨大。燃料電池功率和儲能單元彼此獨(dú)立，增加能量單元對車輛成本和車重影響相對較小，氫燃料電池在重型交通領(lǐng)域相比鋰電池具有更強(qiáng)的技術(shù)適應(yīng)性。圖2 為氫燃料電池汽車和純電動汽車在輕型客車（圖2a）和重型貨車（圖2b）應(yīng)用中的成本對比，可見隨著車重和續(xù)航的提升，燃料電池汽車成本將逐步接近甚至低于純電動汽車。

相比燃料電池乘用車，我國在氫燃料電池商用車領(lǐng)域初步形成裝備制造業(yè)基礎(chǔ)。近年來我國燃料電池汽車產(chǎn)銷量保持每年千輛左右，2018 年我國燃料電池汽車產(chǎn)量達(dá)到1619 輛，相比2017年增加27%，帶動燃料電池需求51 MW。就銷量結(jié)構(gòu)上看，我國氫燃料電池車以客車和車為主，其中車產(chǎn)量為909 輛，相比2017 年增長尤為明顯，客車產(chǎn)量為710 輛，中通汽車、飛馳汽車兩家企業(yè)占據(jù)全國總產(chǎn)量的70% 以上。

02環(huán)境影響分析

與電能相似，氫能利用的環(huán)境影響取決于上游一次能源結(jié)構(gòu)和下游應(yīng)用場景，其中上游一次能源結(jié)構(gòu)隨著可再生能源占比的提高而動態(tài)變化，而氫的能源化利用集中在以燃料電池發(fā)電為主的車用能源和分布式能源場景。因此本文以氫燃料電池汽車為例，分析當(dāng)前和未來清潔電源情況下，燃料電池汽車的全生命周期排放，并與內(nèi)燃機(jī)汽油汽車、混合動力汽車、純電動汽車技術(shù)路線進(jìn)行對比。

同級別乘用車車型，基礎(chǔ)車型的能耗情況如表1。

圖3 為2017 年及未來假設(shè)情景兩種能源結(jié)構(gòu)下汽油內(nèi)燃機(jī)汽車、混合動力汽車、純電動汽車以及燃料電池汽車全生命周期CO2 排放強(qiáng)度對比。全生命周期分析包括燃料和車輛兩個循環(huán)，其中燃料循環(huán)又包含上游原料獲取、能源加工和車輛運(yùn)行3 個環(huán)節(jié)（藍(lán)色），而車輛循環(huán)包括新車制造和報(bào)廢車輛回收兩個環(huán)節(jié)（黑色）。

圖3 為兩種電源結(jié)構(gòu)情況下全生命周期CO2排放分析結(jié)果。首先就目前我國能源結(jié)構(gòu)看（2017 年電源結(jié)構(gòu)），純電動汽車CO2 排放強(qiáng)度為175 gCO 2/km，已經(jīng)明顯低于汽油內(nèi)燃機(jī)汽車；若直接將電網(wǎng)電力制氫用于燃料電池汽車，其全生命周期排放強(qiáng)度高達(dá)466 gCO 2/km；若采用車載重整制氫方式， 其CO2 排放僅為160 gCO 2/km，是各類技術(shù)路線中低水平，但其排放與汽油內(nèi)燃機(jī)汽車類似集中在車輛運(yùn)行環(huán)節(jié)。在清潔能源結(jié)構(gòu)下（可再生能源電量占比73.8%），純電動汽車和電解水燃料電池汽車的排放則分別下降62%和65%，其他車型排放降幅有限。此外，雖然燃料電池汽車制造環(huán)節(jié)排放相對較高，但燃料循環(huán)排放仍是各類車型全生命周期CO2 排放的主體，占車輛全生命周期排放的10%~20%。

目前若采用電解水制氫方式，燃料電池汽車的綜合排放明顯高于電動汽車和燃油汽車，但若采用天然氣重整制氫，燃料電池汽車全生命周期相比純電動汽車排放更低；在清潔能源結(jié)構(gòu)下，燃油汽車和混合動力汽車排放強(qiáng)度變化不大，而電動汽車和基于電解水制氫的燃料電池汽車排放快速下降。雖然電動汽車的綜合排放仍然低于燃料電池汽車，但需要看到制氫過程將發(fā)電和用電在時間上進(jìn)行了解耦，因此基于氫能的燃料電池汽車與基于可再生能源電力的能源系統(tǒng)具有更強(qiáng)的協(xié)同能力。

03技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

終端用氫成本主要包括制氫、氫的儲運(yùn)、加氫3 部分。從制氫成本來看，如表3 所示，采用不同方式制氫的成本差異較大。以煤制氫和天然氣制氫為主的化石能源制氫技術(shù)具有產(chǎn)量大以及價格相對較低的優(yōu)點(diǎn)，以當(dāng)前國內(nèi)煤炭和天然氣主流價格計(jì)算，氫氣成本在10~15 元/kg，缺點(diǎn)是在生產(chǎn)過程中碳排放較大和產(chǎn)生一定的污染，而且成本受原材料價格波動的影響，尤其是天然氣制氫更容易受此方面的影響。

工業(yè)副產(chǎn)氣制氫主要是從氯堿工業(yè)副產(chǎn)氣、煤化工焦?fàn)t煤氣、合成氨產(chǎn)生的尾氣、煉油廠副產(chǎn)尾氣中進(jìn)行提純制氫，常用的是變壓吸附技術(shù)（PSA）進(jìn)行提純。目前采用PSA 技術(shù)的焦?fàn)t煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經(jīng)得到推廣應(yīng)用，規(guī)模化的提純成本約3~5 元/kg，計(jì)入氣體成本后氫氣價格也只有約8~14 元/kg，具有較高的成本優(yōu)勢。

水電解制氫則是一種清潔、無污染、高純度制氫的方式，但是其成本較高。目前每生產(chǎn)1 m3常溫常壓氫氣需要消耗電能大約5~5.5 kWh，采用便yi的谷電制氫（ 如0.3 元/kWh）， 加上電費(fèi)以外的固定成本（ 約0.3~0.5 元/m3）， 綜合成本在1.8~2.0 元/m3， 即制氫成本為20~22 元/kg；如果是利用當(dāng)前的可再生能源棄電制氫，棄電按0.1 元/kWh 計(jì)算，則制氫成本可下降至約10 元/kg，這和煤制氫或天然氣制氫的價格相當(dāng)；但是電價如果按照2017 年的全國大工業(yè)平均電價0.6 元/kWh計(jì)算，則制氫成本約為38 元/kWh，成本遠(yuǎn)高于其他制氫方式。

從氫氣儲運(yùn)來看，成本與儲運(yùn)距離和儲運(yùn)量有密切關(guān)系，目前市場需求量較小，高壓儲氫罐拖車運(yùn)輸百公里儲運(yùn)成本高達(dá)20 元/kg。隨著氫能應(yīng)用規(guī)模的擴(kuò)大、儲氫密度提升以及管道運(yùn)輸?shù)囊耄磥須淠軆\(yùn)成本具有較大下降空間。對于加氫站環(huán)節(jié)，由于當(dāng)前設(shè)備較貴，用氫量小，因此目前加注環(huán)節(jié)的成本約10 元/kg。

綜合考慮各環(huán)節(jié)，當(dāng)前終端用氫價格在35~50 元/kg。隨著用氫規(guī)模擴(kuò)大以及技術(shù)進(jìn)步，用氫成本將明顯下降，預(yù)計(jì)未來終端用氫價格將降至25~40 元/kg。因此按照百公里用氫1 kg 計(jì)算，燃料電池乘用車百公里用能成本略低于燃油車， 但是要比動力電池乘用車百公里用電價格（居民用電約百公里10 元，工商業(yè)用電百公里約20~30 元）。

對于燃料電池汽車，目前國內(nèi)車用燃料電池成本還高達(dá)5000 元/kW 以上，因此整車成本遠(yuǎn)高于動力電池汽車和燃油車。目前制約燃料電池車應(yīng)用的大因素也是車的成本太高，主要是由于燃料電池組產(chǎn)量低，使得單價居高不下。根據(jù)美國能源部（DOE）由學(xué)習(xí)曲線做的燃料電池成本和產(chǎn)量關(guān)系的測算，隨著生產(chǎn)規(guī)模的擴(kuò)大化，燃料電池的成本將大幅下降，見圖4[6]。基于2020年的技術(shù)水平， 在年產(chǎn)50 萬套80 kW 電堆的規(guī)模下， 質(zhì)子交換膜燃料電池系統(tǒng)成本可降低到40 美元/kW（ 約合260 元/kW）， 即80 kW 燃料電池汽車的電池系統(tǒng)總價約2 萬元。而按照能源署預(yù)測，2030 年鋰離子電池系統(tǒng)成本有望降低至100 美元， 同等水平的60 kWh 動力電池車電池系統(tǒng)總價約為4 萬元。

長期來看，未來燃料電池汽車成本有望比動力電池汽車更低，和燃油車的成本相當(dāng)。燃料電池成本下降速率將明顯高于鋰離子電池，其原因主要在于：①目前鋰離子電池產(chǎn)業(yè)已具備較大規(guī)模，成本下降速率已逐漸趨于穩(wěn)定，而燃料電池產(chǎn)業(yè)仍處在發(fā)展初期，其成本具有巨大下降潛力；②電堆是燃料電池成本的主要組成部分，電堆中除鉑催化劑外，其他材料包括石墨、聚合物膜、鋼等，幾乎不存在類似于鋰、鈷、鎳等稀缺材料對鋰電池成本的剛性限制。而且近10 年來在技術(shù)進(jìn)步推動下，單位功率鉑用量大幅下降，豐田Mirai 燃料電池鉑含量僅約0.2 g/kW，未來有望降低至0.1 g/kW 以下，且鉑可以回收利用，可以有效降低電堆成本。

04結(jié)論及發(fā)展趨勢

氫能具有清潔低碳、應(yīng)用面廣、便于存儲、互聯(lián)協(xié)同的優(yōu)點(diǎn)，但也存在產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)薄弱、成本偏高、安全性方面的問題。目前我國氫能生產(chǎn)主要依賴化石能源，氫能消費(fèi)集中在化工原料。清潔能源制氫和能源化利用仍處于發(fā)展初期，未來氫能在交通重型貨運(yùn)和電力儲能領(lǐng)域有較大發(fā)展前景。

氫能對環(huán)境的影響取決于一次能源結(jié)構(gòu)。在目前我國煤電為主的電源結(jié)構(gòu)下，電解水制氫的全生命周期CO2 排放仍然偏高，天然氣制氫的減排效果明顯。未來可再生能源為主的電源結(jié)構(gòu)下，電解水制氫的排放強(qiáng)度將有明顯下降，其與波動性可再生能源電力也更具協(xié)同能力。在技術(shù)經(jīng)濟(jì)性方面，燃料電池制造成本有較大下降空間，但氫能儲運(yùn)和加注成本仍然偏高，需要通過規(guī)模效應(yīng)降低成本。發(fā)展趨勢