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，都對氫能源汽車產業(yè)發(fā)展提出了自己的見解。廣汽集團董事長曾慶洪提出：應加快發(fā)展氫燃料電池汽車，這對我國新能源汽車產業(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：建議國家出臺相關的政策和措施，將氫能從國家發(fā)展重點方向上升到戰(zhàn)略高度，以促進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《關于加快我國氫能源基礎設施建設 促進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、應用面廣等優(yōu)點，但在我國氫能的發(fā)展中也存在技術成熟度不高、產業(yè)基礎薄弱、安全性有待提高等方面的現(xiàn)實問題。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。

01氫能生產與消費現(xiàn)狀

我國已具備一定氫能工業(yè)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(yè)原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規(guī)模較小。國內由煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占了將近70%，工業(yè)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(yè)結合其各自優(yōu)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(yè)化推廣條件。

相比之下，氫能儲運和加注產業(yè)化整體滯后。壓縮氫氣與液態(tài)、固態(tài)和有機液體儲氫技術相比相對成熟，但與產業(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(guī)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2400 km、1500 km 的輸氫管道。我國目前氫氣管網僅有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35 MPa 為主，也正在規(guī)劃建設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(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域初步形成裝備制造業(yè)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51 MW。就銷量結構上看，我國氫燃料電池車以客車和車為主，其中車產量為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(yè)占據(jù)全國總產量的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(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。

同級別乘用車車型，基礎車型的能耗情況如表1。

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。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、能源加工和車輛運行3 個環(huán)節(jié)（藍色），而車輛循環(huán)包括新車制造和報廢車輛回收兩個環(huán)節(jié)（黑色）。

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175 gCO 2/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，是各類技術路線中低水平，但其排放與汽油內燃機汽車類似集中在車輛運行環(huán)節(jié)。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(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(fā)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(tǒng)具有更強的協(xié)同能力。

03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(yōu)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(yè)副產氣制氫主要是從氯堿工業(yè)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，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(guī)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(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(yè)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(guī)模的擴大、儲氫密度提升以及管道運輸?shù)囊耄磥須淠軆\成本具有較大下降空間。對于加氫站環(huán)節(jié)，由于當前設備較貴，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)，當前終端用氫價格在35~50 元/kg。隨著用氫規(guī)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1 kg 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(yè)用電百公里約20~30 元）。

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(jù)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(guī)模的擴大化，燃料電池的成本將大幅下降，見圖4[6]。基于2020年的技術水平， 在年產50 萬套80 kW 電堆的規(guī)模下， 質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。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(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0.2 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結論及發(fā)展趨勢

氫能具有清潔低碳、應用面廣、便于存儲、互聯(lián)協(xié)同的優(yōu)點，但也存在產業(yè)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(fā)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(fā)展前景。

氫能對環(huán)境的影響取決于一次能源結構。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(xié)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(guī)模效應降低成本。發(fā)展趨勢