辩“氢”丨我国富氢还是贫氢？怎样储运更安全更经济？

如今，日本、美国、欧盟、韩国等相继公布了氢能及燃料电池汽车发展战略，并将氢能作为清洁能源转型和培育经济新增长点的重要方向之一。

我国是世界上最大的制氢国，但原料氢向氢能应用转变并非易事，那么我国“富”氢还是“贫”氢？怎样储运更安全更经济？让我们一起跟随两院院士和行业专家脚步，共同探索其中。

一、制氢环节

制氢主要可分化石原料制氢、工业副产氢提纯制氢、水电解制氢以及处于实验室和开发阶段的太阳能光催化分解水制氢、生物制氢等。根据成本和环境效益，制氢环节有如下不同的观点。

（一）正方观点

1、干勇：我国制氢工业基础雄厚，可再生能源发电制氢清洁经济

2019年5月16日，中国工程院原副院长、国家新材料产业发展专家咨询委员会主任、中国金属学会理事长干勇在中央财经频道《中国经济大讲堂》解读《氢能如何改变我们的未来？》中提出：中国制氢的工业基础很雄厚，制氢能力在全世界排在最前面。

在氢还没有作为重要能源的时候，它作为催化剂、作为还原剂大量应用，比如合成氨炼油加氢，我们大概有每年2500万吨的氢的产能，产量也在2000万吨以上，这在全世界排第一。这里边有97%的氢气来自于化石能源，煤气化制氢1000万吨以上，天然气制氢大概在300万吨以上，工业副产氢大概在800万吨以上，包括电解水制氢也在100万吨左右。工业副产氢现在可以达到99.999%的纯度的氢气，我国未来开发氢气潜力巨大，市场巨大。

我国制氢成本具有竞争力，我国煤制氢成本约为1元/Nm3(标准立方米)左右，以工业副产氢为原料制得纯度为99.99%的氢气成本约为2元/Nm3左右，由于包装和物流成本较高，目前大多数氢气站购入氢气的价格约为3元/Nm3上下。

国家制定整个氢能发展的国家战略中要利用两个“1000”，一是现在弃光、弃风、弃水1000亿度电，二是工业副产氢1000万吨。比如说吉林的白城，要建3000万千瓦的风电、风能和光伏电能，可以制定一些以氢能为载体的新能源开发的技术路线，制氢技术采用一种碱性电解水的工艺，最后制氢含税价大概也就在18—20元左右每公斤，这样供给加氢站，这就可能有一定的利润了，可以有商业运作的模式进行，而且还有进一步降低成本的空间。

在密集的港口地区从物流或重卡起步以建氢能体系为基础，解决当前的雾霾或环境紧迫问题，是当前比较好的一个发展路线。

2、中国氢能源及燃料电池产业白皮书：我国具有丰富的氢能供给经验和产业基础

2019年中国氢能联盟发布《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（2019版），提出：经过多年的工业积累，我国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，可为氢能及燃料电池产业发展初期阶段提供低成本的氢源。

富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术（CCS）可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，我国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电等可再生能源弃电约为1000亿千瓦时，可用于电解制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为我国氢能源供给的主要来源。

氢能是我国能源结构由传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局的关键媒介。2018年，我国氢气产量约2100万吨，如按照能源管理，换算热值占终端能源总量的份额为2.7%。根据中国氢能联盟的预计，到2030年，我国氢气需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比5%。到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比至少达到10%，氢气需求量接近6000万吨。

化石原料制氢中，煤制氢成本约为8.85元/公斤，原料成本约占50%；天然气制氢原料成本占70%以上；为控制碳排放，化石能源重整制氢需结合碳捕集与封存（CCS）技术，增加CCS后，煤制氢成本约增至15.85元/公斤。工业副产氢主要分布在钢铁、化工等行业，提纯成本在0.3-0.6元/公斤，考虑副产气体成本后的综合制氢成本约在10-16元/公斤，工业副产提纯制氢可提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期就近提供低成本、分布式氢源。电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高（通常在99.7%以上）以及副产高价值氧气等特点，单位能耗约在4-5千瓦时/立方氢，制取成本受电价的影响较大，电价占到总成本的70%以上，制氢成本约在30-40元/公斤 ，一般认为当电价低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。

3、凌文：氢能是能源转型的重要途径

2019年7月18日，山东省副省长、中国工程院院士、中国氢能联盟理事长凌文在中央财经频道《中国经济大讲堂》中解读《氢能世界里的中国机会》，指出氢是整个元素周期表里边排在第一位，因其无色无味无毒的特征，是可以循环使用的清洁能源。

氢能在做功阶段，与燃烧煤炭、燃烧汽油、柴油会产生二氧化硫，烟尘等不同，氢只产生水，所以是一个完全零排放的能源。氢能效率与干木柴和标准煤、汽油、天然气去比较，氢的能量密度最高。氢的能量密度是汽油的3.3倍，所以氢的效率也是极高的。碳排放：氢在做功时候，只产生两个氢，一个氧，不会产生任何碳排放，所以在这个环节是非常清洁的是零排放的。

我国氢能具有丰富的资源和供给能力，在氢能制取上有巨大优势。中国煤产量占全世界一半，地质储量可以以万亿吨来计算，所以我国资源足够。工业副产品提纯制氢，化工工业每天都在产生大量氢气，初步计算，在2018年可以制氢到800万吨氢。电解水制氢，平均来说我国每年大约有1000亿度电被浪费掉了，可再生能源弃电1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨。

我国氢能应用市场潜力巨大，氢能应用领域非常多。除了应用于燃料电池外，多家汽车企业在生产氫燃料电池车，柴油污染最重的地方，就是氢能源最好的应用场所。氢还可以作为一个很好的分布式能源的应用，未来很多工业场景和家庭场景都能够用氢。所以在工业制造业人口大国的中国，未来氢的能源利用空间是无限的。

（二）反方观点

1、杨裕生：氢能的获取，有限度、有难度

2019年11月11日，中国工程院院士杨裕生在《中国科学报》上发表署名文章《获取氢能并不那么“轻巧”》。文章提出2019年以来，随着国家及地方对氢能源支持力度的加大，氢能产业的发展前景备受期待，“氢能是终极能源”的声音也在多个场合听到。不过，氢能的获取，有限度、有难度，并不是那么“轻巧”。科研人员应该在这方面多做些实事求是的分析，而不要炒作和鼓噪，以免误导公众。

我国原料氢气是不少，但不是规模能源。自然界没有单质氢气可以开采，必须从含氢物质中提取。提取氢气的目的原本是用作化工原料，而用作能源的历史则很短。我国有些氢能工作者将化工原料氢气的产能也算进能源氢气的产能，难免有自壮声势之嫌，也容易引起人们的错觉。

例如，有人说：“中国煤化工行业有近千台气化炉在运行，合成气总量超过3000万方/小时，广泛分布于中国各地区，可以为各地的氢燃料电池新能源汽车的规模化示范运行提供有力支持。”这就是典型的误导。且不说合成气中高含量一氧化碳的分离是否经济可行，氢燃料电池新能源汽车规模化用氢后，煤化工生产还要不要正常运行？原料氢气和能源氢气，虽然都是氢气，但是原料氢气只有在不影响其原来生产使用的前提下，才能拿出一小部分用作能源，其量是十分有限的，更何况现在工业产氢消耗的基本是化石能源，排放严重，不是“清洁的氢能”。如果燃料电池用这种氢气，岂不坏了自己清洁能源的美名？

氢能利用要讲究转化效率和经济效益。氢能不是一次能源，它像电能一样属于二次能源，要由一次能源转化而来。这一转化过程是需要消耗能量的，而且同时必然有一部分能量要变为“废能”，所以必须讲究能量转换效率。能量转换是要花钱的，所以还必须讲究经济效率。

从电网上取电通过电解水制氢的能量转换效率较高，约达85%。将氢在燃料电池中发电，能量转换效率约50%，电—氢—电的能量转换总效率稍大于40%。于是有人就说氢能燃料电池电动车的能量转换效率“很高”，殊不知他们有意无意地不谈如下的一系列“折扣”。

燃料电池自身消耗的电能、氢气从电解池的低压状态压缩到输送的高压状态消耗的能量、输送高压氢气到加氢站所消耗的能量、加氢站给车上储氢罐充氢所消耗的能量等等。如此七折八扣，电解水制氢所耗的一度电送到车上电动机，粗略算来只剩不到0.3度。如果从电网上取电一度，经充电器的AC-DC变换和车上电池的充电—放电，两环节的能量转换效率都在95%左右，送到电动车上电动机的电能将近0.9度。近三倍的能量转换效率差别一目了然，意味着节能减排效果相差悬殊。能量转换效率既然不高，经济效率也不会乐观。

可见，从发展电动车节能减排的初心考虑，“由电网上取电—电解水制氢—氢能燃料电池”的路线是不可取的。高温气冷堆也被说成可用以制氢。其实，用高昂的进口氦气作为工质的高温气冷堆发电，经济性本来就在推敲之中，现在却要将千度的高温热能取出来分解水制氢而不用去发电，要么是没事找事，要么就是为建高温气冷堆拼凑理由。

利用副产氢难度不小。还有人提出，我们可将副产氢用于燃料电池。对此，原则上赞成，但账到底怎么算要商榷，因为不是所有副产氢都可用于燃料电池。2019年7月1日起开始实施的国家标准GB/T 37244-2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》，规定了质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气的杂质含量要求，其中最重要的是一氧化碳体积分数应不大于0.2×10-6。以焦炉炼焦行业为例，要将焦炉煤气中的几项重要杂质降到GB/T37244-2018的指标，尤其是5%～8%的一氧化碳降低到千万分之二，不仅要解决一系列技术难题，还要消耗大量的能量。

最现实的是氯碱工业的副产氢。据说，2017年全国放空的氯碱工业的副产氢为25万吨。此气不含一氧化碳，改放空为利用，适合于燃料电池。此外，丙烷脱氢、乙烷裂解等工业也有数量相当的副产氢。如果输送距离不远，在燃料电池电动车的演示阶段，这些副产氢绰绰有余。遗憾的是，这些副产氢的数量，远不足以担当未来“终极能源”的重任。

“氢能是终极能源”命题不成立。“氢能是终极能源”是美国前总统布什当政时首先提出的。能源发展是没有终极的，难道有了氢能之后能源就不发展了吗？未来人们的节能减排意识将进一步加强，更加绿色的能源、更高效的能量转换方法，将是人类不断的追求。“氢能是终极能源”，还可理解为人类将来用的能源全部是氢能，这显然是脱离实际的。

即使说汽车完全用氢能，按我国未来50%的人均汽车保有量计算，7亿辆车、年用氢10亿吨，既没有这个可能，更没有这个必要。毕竟对于大多数电动车而言，直接用电网的电会更方便、更合算，何况还有其它能源可用，还有燃料电池自身的弱点引起的竞争力不强问题。

应该相信，随着氢气提纯技术的进步，其能耗和成本会不断下降，可用的副产氢数量会有所增加，“天花板”会有所升高。但是，也应该相信，“天花板”肯定是有的，“氢能是终极能源”的命题是不成立的。真正清洁而又经济可用的氢能并不丰富，与几亿辆汽车所需的能源相比，它只是个零头而已。现在有些人已不认可“氢能是终极能源”了，但他们设想，未来燃料电池电动车会占汽车的20%-30%。而按我上述的分析，乐观一些的估计氢能燃料电池电动车在未来汽车中的占比不会超过5%。当然，氢能即使是个零头，也该用好。为此，科研人员应该多做些实事求是的分析，而不要炒作和鼓噪，以免误导公众和官员。

2、李毅中：灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是方向

2019年9月22日，在中国电动汽车百人会、国际氢能委员会和山东省工业和信息化厅共同主办的“2019氢能产业发展创新峰会”上，工业和信息化部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中提出，灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是方向。

化石能源制氢（称之为灰氢），在当下的技术条件下，虽然化石能源制氢技术是成熟的，但是路径并不可取。二氧化碳不能大量排放，二氧化碳捕捉、利用、封存要坚定产业化。煤炭制氢，伴生了一氧化碳、二氧化碳，生产1公斤氢，要伴生5.5——11公斤二氧化碳。现在，二氧化碳的捕集应用尚在实验中，在当下的技术条件下，虽然化学能源制氢技术是成熟的，但是路径并不可取。甲醇制氢。甲醇制氢同样会伴生7倍的二氧化碳，而且甲醇是用煤制得的，不能本末倒置。二氧化碳不能大量排放，要尽快攻关，二氧化碳的捕捉、利用、封存，要坚决实现产业化。

工业副产气提纯制氢（称之为蓝氢），第一种工业副产氢是石化副产氢。石油化工行业对副产氢基本做到了能收尽收、能用尽用，即使有少量还不能回收的氢也混入燃料气，作为燃料使用。从化工尾气中回收的氢气，是不是有较多的余量外用需要研究、协调、平衡。

第二种工业副产氢是焦炉气副产氢。焦炉气是把煤里面含有的氢释放出来，不是水煤气产生的。焦炉气含氢约60%，其余产生的是甲烷。甲烷是第二种最厉害的温室气体，也不能放空。煤焦化的主产品是焦炭，主要用于炼铁，大概炼1吨铁要用0.34吨焦炭。2018年全国的粗钢产量是9.3亿吨、焦炭产量4.4亿吨，这4.4亿吨焦炭主要是给钢铁行业用的。如果把焦炉气作为主产品，盲目扩大能力，就会造成焦炭的产量严重过剩。炼焦本身就是高污染，因此要防止焦炭产能过剩。

电解水制氢（称之为绿氢），电解水制氢需要研究的问题：一是耗电过高，要大量减少电解水的耗电，提高制氢的效率；二是要用清洁电源，要用风电、水电、用清洁能源去电解水，如果用火电去电解水就没有意义了。要建分布式电网，火电不能混入；三是利用弃水、弃风、弃光三种电量是可能的，减少“三弃”可以摊薄企业总发电成本，这需要政策。

目前制氢成本被低估，要计算氢完整的市场价格才具有可比性。对于已有的各种制氢工艺技术的成本，有不同的数据，总的看是估低了。煤制氢每公斤是10元钱，天然气、石脑油、重油、甲醇制氢每公斤是17元，副产氢回收每公斤21元，电解水制氢每公斤30元。

在成本价的基础上，要注意几点：一是要计算氢气的完全生产成本，应该包括折旧、税金、人工费，以及各项费率。比如财务费用、销售费用、管理费用，还有制氢厂的合理利润，从而形成经济的出厂价。二是要计算氢气的储存、运输和加注成本，加氢站和制氢厂之间是有距离的，运输、储存、加注也需要成本、也需要税费、也要有一定的利润，从而形成燃料电池车用氢的零售价。用这个完整的市场价与汽油的市场零售价，与相应电价加充电站的成本费用相比才公平合理。

目前氢气用在乘用车上的能效低于电动车。至于用氢的效能，一是要考虑制氢的效率。将所产氢气的单位热值作为分子，将制氢过程中的单位能耗作为分母，这两个的比值现在大概是60%，太低了，要提高制氢的效率。二是期望提升氢气用在乘用车上的能效。乘用车百公里耗氢1kg，电解水制氢1kg耗电56KWh，而电动乘用车百公里耗电15 KWh-20KWh，一对比就明显看出现在的燃料电池水平还很不够。燃料电池乘用车的性能要进一步提升，使百公里耗氢有较大的下降，同时大力减少电解水的耗电，这样才能显示较好的能效性。

二、储运环节

储存和运输连接氢的生产和应用。氢在生产地直接应用占比较少，一般要经过一段距离的运输才能被使用。氢能的大规模应用将取决于氢能的储存能力和运输能力。

（一）正方观点

1、干勇：如果定好标准，按照整个用氢规则来就没有危险

干勇在中国经济大讲堂中进一步提出，从安全性来说，氢燃料比汽油还稍微安全一些。实际上氢不是那么太危险，中国的管网运氢大概也在400公里左右，以后管网要拉得很长。在路上运氢，以前我们到加氢站加氢，氢来以后不准白天加，要半夜12点才允许加氢，都怕出现安全问题。

氢系统的建立就是要制定绝对安全的氢的运行规则。当然，它既然是燃料我们当然要定规则，但是还是比较危险，特别是在开始的推广时期，要特别注意。就像19世纪我们用氧一样，开始很危险的，所有的规则定好以后，甚至晚上你枕一个氧气枕头，心里也不紧张。所以氢如果定好标准，按照整个用氢规则来就没有危险。原来我们把它作为危险化学品当然也是有一定道理的，因为它用量并不多，人们并没有统一认识，而且没有制定系统的标准。如果作为一个大能源，它实际上可以来重新制定使用规则，制定运氢、加氢、储氢、制氢的规则标准，这个实际上就安全了。

2、中国氢能源及燃料电池产业白皮书：氢气可储可运

根据氢气的储存状态形式可分为气态储氢、液态储氢和固态储氢。其中有机液态储氢和固态储氢处于示范阶段，低温液态储氢在航天领域已得到应用，高压气态储氢已得到广泛应用。

在气态储氢方面，高压气态储氢具有充放氢速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，分为高压氢瓶和高压容器两类。20MPa钢质氢瓶已得到广泛工业应用，并与45MPa钢质氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。70MPa碳纤维缠绕四型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢主流技术，35MPa碳纤维缠绕三型瓶目前仍是我国燃料电池商用车的车载储氢方式。

氢的运输主要有气态输运、液态输运和固体输运三种方式。气态输运可分为高压长管拖车和管道输运，其中高压长管拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟，国内常以20MPa长管拖车运氢，单车运氢约300公斤，国外则采用45MPa纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车运氢可提至700公斤。管道运输是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，具有输氢量大、能耗小和成本低等优势，美国已有2500公里的输氢管道，欧洲已有1598公里的输氢管道，我国则仅有100公里的输氢管道。液态氢输运通常适用于距离较远、运输量较大的场合，日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国尚无民用液氢输运案例。

（二）反方观点

1、杨裕生：我国输氢远不及输电合理

杨裕生提出，有些人提出可用“三北”地区的“弃风”“弃光”的电来电解水制氢，而且还举出德国用风能发电、电解水制氢的例子，证明这条路线可行。

但是，第一，我国“三北”地区的弃风、弃光电解出的氢，在“三北”地区是消耗不了的，必须远距离输送到燃料电池电动车盛行的地区，耗能自不在话下，而高压纯氢对管道钢的氢脆更是一个难关。

第二，我们还要看到，我国“三北”地区的“弃风”“弃光”是不正常、短期的现象，一旦造成这种现象的人为和技术原因消除了，也就无“弃风”“弃光”可用了，因为输电相比于输氢，无论是设备的建设还是运行，都要合理得多。

第三，德国为了减少对进口天然气的依赖，用可再生能源发电、电解水制氢，将氢气掺入天然气中作燃料，浓度不超过10%，不存在高压纯氢对管道钢的氢脆问题。而且，德国国土东西宽不过500公里、南北长700余公里，天然气管道密布，没有我国“三北”地区与燃料电池可能盛行地区间的长距离输送问题。在德国合理可行，不等于在我国亦然。

2、欧阳明高：发展氢能最大的挑战在氢的储运

2019年7月1日，在海南博鳌世界新能源汽车大会上，中国科学院院士欧阳明高发表了题为《面向2035的中国新能源汽车技术路线展望》主题演讲，提出发展氢能最大的挑战在氢的储运，包括车载储存和车下的储运。找到一个经济、高效、可行的 储运模式，这是目前的关键。

关于氢能燃料电池汽车路线图，专家层面也是很多看法。很多专家说氢能是非常理想的清洁能源，但是氢能也会有很多问题，因为它太轻了，技术的难度是比较大的。目前我国氢能科技是滞后于燃料电池的，现在使用的氢能工艺基本上都是50年至100年以前发明的，新的氢能科技，还没有完全能够成为主流，没有大规模推广的应用技术。一些新的基础研究成果还需要进一步的工程化、实用化、商业化。目前车载储运主流技术是国外从燃料电池轿车发展中优选出来的高压气氢，就是70兆帕四型高压储氢瓶，这是全球公认的主流车载储氢技术。四型瓶相对三型瓶来讲成本可以下降30％，而且全球的标准法规都围绕这个方向制定了，但是，中国目前没有这方面的成熟产品和相关标准法规。

从中长期来看，面向2030年，尤其是针对长途商用车我们要发展液态储氢或者中压深冷气氢。至于车下的储运，现在有固态的、液态的、气态的三种。目前没有找到主流的固态储运技术。液态，氢液化，是我们要发展的，但是近期我们可能还很难大规模的依赖，这是我们要发展的，面向2030年我们要发展的。

近期，氢能主流的还是气态，气态的问题是，储氢密度偏低，我国现在采用的是20兆帕的储氢瓶，国外已经发展了50兆帕、100兆帕，尤其是100兆帕，100兆帕的储氢瓶到加氢站直接就可以往70兆帕氢瓶加注。但是这个技术目前国内还不具备，因为这对标准、安全方方面面提出了很高要求。

为什么我国迟迟不出四型瓶的颁布标准？第一，我们没有成熟产品，第二，对安全的检测评估还不到位。我们在这方面需要开放创新、整合全球资源，建立我国氢能相关产业链，这样才有可能解决氢能全产业链的一个中间瓶颈。

3、李毅中：我们可以用技术装备保障它的安全，但是不能替代使用安全

用氢的安全保障是社会关注的第一热点。采用安全可靠的技术装备，可以提供制氢、储运、加注和用氢全产业链的安全保障，对这一点不能质疑。我们现在的技术和装备是可靠的，能保证氢产业链各个环节的安全，今后会更安全。

但这并不意味着可以改变氢气的自燃属性，氢气易挥发，其爆炸期限很宽，4%——75.6%，仅次于乙炔。我们可以用技术装备保障它的安全，但是不能替代使用安全。我们不能改变氢的自燃属性，在氢气的全产业链中，都要把安全放在首位。