1、氫能特點

氫目前雖然主要是作為重要的工業原料，但在能源轉型過程中，氫更重要的是作為一種清潔能源和良好的能源載體，具有清潔高效、可儲能、可運輸、應用場景豐富等特點。

（1）來源多樣、清潔、環保、高效的二次能源

氫是二次能源，能通過多種方式制取，資源制約小，利用燃料電池，氫能通過電化學反應直接轉化成電能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然氣等化石燃料，其轉化效率不受卡諾循環限制，發電效率超過50%，是零污染的高效能源。

（2）理想的能源互聯媒介

氫能是實現電力、熱力、液體燃料等各種能源品種之間轉化的媒介，是在可預見的未來實現跨能源網絡協同優化的唯一途徑。當前能源體系主要由電網、熱網、油氣管網共同構成，憑借燃料電池技術，氫能可以在不同能源網絡之間進行轉化，可以同時將可再生能源與化石燃料轉化成電力和熱力，也可通過逆反應產生氫燃料替代化石燃料或進行能源存儲，從而實現不同能源網絡之間的協同優化。

（3）可大規模應用的儲能介質

隨著可再生能源滲透率不斷提高，季節性乃至年度調峰需求也將與日俱增，儲能在未來能源系統中的作用不斷顯現，但是電化學儲能及儲熱難以滿足長周期、大容量儲能需求。氫能可以更經濟地實現電能或熱能的長周期、大規模存儲，可成為解決棄風、棄光、棄水問題的重要途經，保障未來高比例可再生能源體系的安全穩定運行。

（4）豐富的應用場景

氫能應用模式豐富，能夠幫助工業、建筑、交通等主要終端應用領域實現低碳化，包括作為燃料電池汽車應用于交通運輸領域，作為儲能介質支持大規模可再生能源的整合和發電，應用于分布式發電或熱電聯產為建筑提供電和熱，為工業領域直接提供清潔的能源或原料等。

盡管氫能發展前景廣闊，但當前也面臨著產業基礎薄弱、裝備和燃料成本偏高以及存在安全性爭議等方面的問題。目前我國制氫技術相對成熟且具備一定產業化基礎，全國化石能源制氫和工業副產氫已具相當規模，堿性電解水制氫技術成熟。相比之下，我國氫能在儲運技術、燃料電池終端應用技術方面與國際先進水平相比仍有較大的差距。

以氫燃料電池為例，國產燃料電池產品成本高，總體功率密度、系統功率、耐久性還較低，質子交換膜、催化劑、膜電極等燃料電池關鍵材料和高壓比空壓機、氫氣循環泵等系統關鍵設備進口依賴度高，且生產能力不足，產品價格較高。在儲運方面，實現氫能規模化、低成本的儲運仍然是我國乃至全球共同面臨的難題。高壓氣氫作為目前國內外主流的氫能儲運模式，還存在儲氫密度仍然不夠高、儲運成本太高等問題。保證氫安全是氫能大規模推廣應用的前提條件。

一方面，氫氣能量密度高，與空氣混合后易燃易爆，公眾對氫安全存在一定的疑慮；另一方面，氫氣密度小、易擴散，其安全風險相對可控。近年來，我國也積極開展氫能安全研究和相關標準制定工作，陸續開展了材料高壓氫氣相容性、高壓氫氣泄漏擴散、氫氣瓶耐火性能、氫泄爆、氫阻火等研究，工業領域的氫安全標準與規范體系相對健全，但針對氫能新型應用的相關標準還較欠缺。

2、氫能生產與消費現狀

我國已具備一定氫能工業基礎，全國氫氣產能超過2000萬t/a，但生產主要依賴化石能源，消費主要作為工業原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規模較小。國內由煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占了將近70%，工業副產氣體制得的氫氣約占30%，電解水制氫占不到1%，見圖1。國內外能源企業結合其各自優勢選擇不同技術路線，紛紛布局氫能源生產與供給，煤制氫、天然氣制氫、堿性電解水制氫技術和設備已具備商業化推廣條件。

相比之下，氫能儲運和加注產業化整體滯后。壓縮氫氣與液態、固態和有機液體儲氫技術相比相對成熟，但與產業化相比仍有距離。壓縮氫氣主要通過氣氫拖車和氫氣管道兩種方式運輸。目前，國內加氫站的外進氫氣均采用氣氫拖車進行運輸。由于氣氫拖車裝運的氫氣重量只占運輸總重量的1%~2%，比較適用于運輸距離較近、輸送量較低、氫氣日用量為噸級或以下的用戶。

而氣氫管道運輸應用于大規模、長距離的氫氣運輸，可有效降低運輸成本。國外氣氫管道輸送相對國內較成熟，美國、歐洲已分別建成2400km、1500km的輸氫管道。我國目前氫氣管網僅有300~400km，最長的輸氫管線為“巴陵-長嶺”氫氣管道，全長約42km、壓力為4MPa。在終端加氫設施方面，截至2018年9月，我國在運營的加氫站有17座，在建的加氫站38座。目前國內已建和在建站以35MPa為主，也正在規劃建設70MPa加氫站，暫無液氫加氫站。

雖然目前氫能以工業原料消費為主，但未來交通部門應用潛力巨大。燃料電池功率和儲能單元彼此獨立，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域相比鋰電池具有更強的技術適應性。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）應用中的成本對比，可見隨著車重和續航的提升，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域初步形成裝備制造業基礎。近年來我國燃料電池汽車產銷量保持每年千輛左右，2018年我國燃料電池汽車產量達到1619輛，相比2017年增加27%，帶動燃料電池需求51MW。就銷量結構上看，我國氫燃料電池車以客車和專用車為主，其中專用車產量為909輛，相比2017年增長尤為明顯，客車產量為710輛，中通汽車、飛馳汽車兩家企業占據全國總產量的70%以上。

3、環境影響分析

與電能相似，氫能利用的環境影響取決于上游一次能源結構和下游應用場景，其中上游一次能源結構隨著可再生能源占比的提高而動態變化，而氫的能源化利用集中在以燃料電池發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，并與內燃機汽油汽車、混合動力汽車、純電動汽車技術路線進行對比。

本研究采用美國能源部Argonne實驗室的GREET模型。為進行橫向對比，本文選取同級別乘用車車型，基礎車型的能耗情況如表1。

當前我國電源結構仍以化石能源發電為主，2017年煤電發電量占總發電量的69%。作為對比，本文假設未來清潔能源發電結構下煤電電量占比下降至20%，可再生能源發電占比提高到73.8%，見表2。

圖3為2017年及未來假設情景兩種能源結構下汽油內燃機汽車、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排放強度對比。本文全生命周期分析包括燃料和車輛兩個循環，其中燃料循環又包含上游原料獲取、能源加工和車輛運行3個環節（藍色），而車輛循環包括新車制造和報廢車輛回收兩個環節（黑色）。本文選取電網電解水制氫和車載天然氣重整制氫兩種典型燃料電池技術方案進行對比。

圖3為兩種電源結構情況下全生命周期CO2排放分析結果。首先就目前我國能源結構看（2017年電源結構），純電動汽車CO2排放強度為175gCO2/km，已經明顯低于汽油內燃機汽車；若直接將電網電力制氫用于燃料電池汽車，其全生命周期排放強度高達466gCO2/km；若采用車載重整制氫方式，其CO2排放僅為160gCO2/km，是各類技術路線中最低水平，但其排放與汽油內燃機汽車類似集中在車輛運行環節。在清潔能源結構下（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節排放相對較高，但燃料循環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%。

綜上所述，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；在清潔能源結構下，燃油汽車和混合動力汽車排放強度變化不大，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電和用電在時間上進行了解耦，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具有更強的協同能力。

4、技術經濟性分析

終端用氫成本主要包括制氫、氫的儲運、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具有產量大以及價格相對較低的優點，以當前國內煤炭和天然氣主流價格計算，氫氣成本在10~15元/kg，缺點是在生產過程中碳排放較大和產生一定的污染，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。

工業副產氣制氫主要是從氯堿工業副產氣、煤化工焦爐煤氣、合成氨產生的尾氣、煉油廠副產尾氣中進行提純制氫，最常用的是變壓吸附技術（PSA）進行提純。目前采用PSA技術的焦爐煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經得到推廣應用，規模化的提純成本約3~5元/kg，計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1m3常溫常壓氫氣需要消耗電能大約5~5.5kWh，采用最便宜的谷電制氫（如0.3元/kWh），加上電費以外的固定成本（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；如果是利用當前的可再生能源棄電制氫，棄電按0.1元/kWh計算，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；但是電價如果按照2017年的全國大工業平均電價0.6元/kWh計算，則制氫成本約為38元/kWh，成本遠高于其他制氫方式。

從氫氣儲運來看，成本與儲運距離和儲運量有密切關系，目前市場需求量較小，高壓儲氫罐拖車運輸百公里儲運成本高達20元/kg。隨著氫能應用規模的擴大、儲氫密度提升以及管道運輸的引入，未來氫能儲運成本具有較大下降空間。對于加氫站環節，由于當前設備較貴，用氫量小，因此目前加注環節的成本約10元/kg。

綜合考慮各環節，當前終端用氫價格在35~50元/kg。隨著用氫規模擴大以及技術進步，用氫成本將明顯下降，預計未來終端用氫價格將降至25~40元/kg。因此按照百公里用氫1kg計算，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，工商業用電百公里約20~30元）高。

對于燃料電池汽車，目前國內車用燃料電池成本還高達5000元/kW以上，因此整車成本遠高于動力電池汽車和燃油車。目前制約燃料電池車應用的最大因素也是車的成本太高，主要是由于燃料電池組產量低，使得單價居高不下。根據美國能源部（DOE）由學習曲線做的燃料電池成本和產量關系的測算，隨著生產規模的擴大化，燃料電池的成本將大幅下降，見圖4。基于2020年的技術水平，在年產50萬套80kW電堆的規模下，質子交換膜燃料電池系統成本可降低到40美元/kW（約合260元/kW），即80kW燃料電池汽車的電池系統總價約2萬元。而按照國際能源署預測，2030年鋰離子電池系統成本有望降低至100美元，同等水平的60kWh動力電池車電池系統總價約為4萬元。

因此長期來看，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。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目前鋰離子電池產業已具備較大規模，成本下降速率已逐漸趨于穩定，而燃料電池產業仍處在發展初期，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年來在技術進步推動下，單位功率鉑用量大幅下降，豐田Mirai燃料電池鉑含量僅約0.2g/kW，未來有望降低至0.1g/kW以下，且鉑可以回收利用，可以有效降低電堆成本。

5、結論及發展趨勢

綜上所述，氫能具有清潔低碳、應用面廣、便于存儲、互聯協同的優點，但也存在產業基礎薄弱、成本偏高、安全性方面的問題。目前我國氫能生產主要依賴化石能源，氫能消費集中在化工原料。清潔能源制氫和能源化利用仍處于發展初期，未來氫能在交通重型貨運和電力儲能領域有較大發展前景。

氫能對環境的影響取決于一次能源結構。本文研究發現，在目前我國煤電為主的電源結構下，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構下，電解水制氫的排放強度將有明顯下降，其與波動性可再生能源電力也更具協同能力。在技術經濟性方面，燃料電池制造成本有較大下降空間，但氫能儲運和加注成本仍然偏高，需要通過規模效應降低成本。