在燃料電池汽車政府補貼不退坡的政策推動下，我國燃料電池汽車得到了迅速發展。2017年燃料電池汽車累計運行1098輛，2018年產量則達到1527輛，2019年燃料電池汽車“十城千輛”計劃呼之欲出。但目前國內投運的加氫站僅為12座，加氫難、加氫貴的問題日益突出。有的地方，燃料電池汽車需排到凌晨12點才能加上氫，且價格偏高，每公斤氫接近70元。

      為推進燃料電池汽車的商業化進程，我們必須解決以下3個瓶頸問題：1、如何制得價格合理、品質合格的氫氣? 2、如何以合理的價格運輸氫氣? 3、如何快速建設具有可持續發展能力的加氫站?

一、氫氣從何處來

      我國已具有良好的制氫工業基礎，氫氣資源豐富。2016年，我們生產了2100萬噸氫氣，還有近1200萬噸的副產品氫氣，并擁有規模較大的制氫設備能力，如單臺裝置煤制氫能力最高可達30萬噸/小時，煤氣化爐近1000臺，堿性水電解制氫裝置最高可達10003/h。

      但是工業用氫不能等同于氫能用氫，兩者仍具有較大不同。首先，氫氣的質量要求不同，燃料電池用氫氣中的硫化氫、氨、一氧化碳等有害雜質的含量要求遠低于工業純氫；第二，氫能用氫更重視制氫能效，作為能源載體，氫能用氫必須進一步提高制氫的能源效率，目前化石燃料工業制氫效率相對較低，大多為50-60%。但是對于氫能用氫，其制氫能效應該達到70%，否則將在與其他供能裝置的競爭中處于不利地位；第三，氫能用氫必須考慮制氫的清潔度，必須考慮碳排放，如氫氣來源于化石燃料必須考慮二氧化碳捕獲。

      我國的工業用氫目前主要來自于煤制氫，其比例接近總制氫產能的90%。所制氫氣主要作為化工原料氣用于石油化工、煤化工和合成氨中，作為工業氣體用的氫氣產能僅為氫氣總產能的2%左右，雖有近1200萬噸的副產品氫，但90%的副產品氫也已被回用于化工生產裝置中，能用于氫能的氫氣約為100萬噸。若實施“十城千輛”計劃，一個具有1000輛燃料電池汽車運營的城市其每天的氫氣用量將達到10噸，10個城市的每年氫氣用量約為3萬噸。按氫氣總量計，目前氫氣資源應能滿足燃料電池汽車的用氫需求，但由于氫氣在行業和地域間的不均衡分布，在實際操作中，即使在一線城市中也難于找到這樣日均供氫10噸的制氫裝置，且由于目前燃料電池汽車用氫主要來自于生產高純工業氫氣的氣體公司，其市場售價隨行就市，波動較大，當燃料電池汽車用氫需求增大時，其價格上升，制約了燃料電池汽車商業化應用的發展。

     由于氫氣來源的多樣化，為得到價格合理的足量氫氣供應，我們首先要因地制宜，對本地區和鄰近地區的氫資源進行全面調研，分析獲得價格合理氫源的足量供應途徑，為本地區正確選擇氫源提供基礎數據支撐。

      在工業副產氫(包括氯堿副產氫、丙烷脫氫、焦爐煤氣等)資源較多、又具有提純副產氫條件的地區，應積極采用副產氫。在工業副產氫資源條件受限的地區，根據城市電網狀況、當地是否具有可再生能源發電設施等實際情況，可采用“淺綠電力”(含各時段電力)進行水電解制氫，或采用多種制氫技術互補制氫，如在當地天然氣供應許可的情況下，采用天然氣重整制氫等。在氫能產業需氫規模較大且條件許可時，宜規劃建設可再生能源制氫裝置，并采用管道輸氫方式將氫運至用氫處，還可與煤制油、石油化工等用氫相結合，規劃建設煤氣化制氫，同時配套CCS以減少碳排放。為保證氫氣供應價格的穩定，宜將氫氣的供應主體逐漸變為能源公司，將氫能用氫納入能源管理體系，按照石油、天然氣價格的管理模式，保證氫能用氫價格的相對穩定。

      也由于氫氣的來源多樣，氫氣中的雜質氣體成分復雜，若H?S、CO、NH?等有害雜質得不到有效控制，將毒化燃料電池催化劑，縮短燃料電池的使用壽命。為得到品質合格的燃料電池用氫，來源于化石燃料和工業副產氫的氫氣必須純化達標后，方可使用。現有的純化技術大多將各類雜質同步凈化，提高了純度，但其純化成本也相應提高。為控制燃料電池氫源成本，在燃料電池用氫氣品質的國際標準和團體標準中，對其總純度要求并不高，僅為99.97%，但對H?S等有害雜質的含量要求很嚴，最高需達ppb級。因此保證燃料電池用氫的價格合理和品質合格，迫切需要開發定向去除H?S等有害雜質的低成本純化技術。

      氫—電互換是解決能源峰谷波動的有效手段之一。電解水制氫可消納暫時富裕的電力，彌補風電、光電波動起伏的不足，降低棄風、棄光率。廢棄風電電解水是一種清潔、低成本的制氫方法。2017年約1000億千瓦時的水電、風能和太陽能被廢棄。如果我們用這些棄電來制取氫氣，約可制氫180萬噸。中節能公司在張北的風電制氫示范持續工作了700多小時，但規模尚小，需開展更大規模的示范，開發更低電耗的水電解制氫技術，如SPE和SOEC水電解制氫技術等。河北張家口和吉林白城等可再生能源豐富的地區正在組織更大規模的風電、光伏水電解制氫示范項目，以滿足燃料電池汽車示范運營用氫的需求。在現有技術條件下，電價將是影響這一技術具有經濟可行性的關鍵因素之一，以制1m3氫消耗5度電計，若在水資源豐富地區，不上網，直接在風電場制氫，其電價可控制在0.3元/度以內，其制氫電費可控制在1.5元/m3·H?以內，綜合考慮設備折舊、人工及原材料費后，其制氫成本可控制在1.8元/m3·H?以內，與煤制氫+CCS的成本接近，應具有較大競爭力。
       除水電解外，還應大力支持其他低碳和無碳制氫新技術的研究和示范，如太陽能超臨界水氣化制氫、光催化制氫和生物質制氫等。太陽能光催化制氫是綠色制氫的最終方法之一，美國能源部認為，當光催化制氫效率達到10%時，將具有工業價值。西安交通大學光催化水裂解連續制氫系統，采用槽式聚光器，配以管式反應器，以一維納米雙晶硫化鎘光催化劑，以亞硫酸鹽為犧牲劑，制氫效率可達6.2%，并穩定運行了500小時。浙江大學建立的以有機廢水為原料的微生物電化學制氫裝置，其制氫單位能耗可降至1.2-1.3度/m3·H?，結合有機廢水處理，具有較好的應用前景。

二、求解氫氣儲運

       我國還具有良好的儲氫產業基礎。生產的20MPa鋼瓶超過世界總量的70%，45MPa大容量鋼瓶已經大規模生產，35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶已實現批量生產，并批量應用于燃料電池公共汽車和卡車上，生產的70MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶也小量用于燃料電池汽車，我國還于2017年年底發布了車載氫瓶的國家標準—GB/T35544；在航天工程中使用了170m3的液氫儲罐；5條氫氣管道正在運行中，總長度超過100公里。

      但我們也面臨著氫氣儲運的挑戰。目前還沒有形成完整的儲運氫標準體系，缺乏45MPa高壓氫槽車標準、長輸氫管道和配氫管道標準以及民用液氫運氫標準；氫的運輸成本比傳統燃料高，單位運氫成本與單位煤氣化制氫成本相近；高壓儲氫裝置的壓力等級、產品規格等還不齊全，比如45MPa、70MPa大容積氣瓶及其運輸裝備尚在研制中，70MPa碳纖維纏繞Ⅳ型瓶與國外相比存在較大差距。液氫儲存、運輸設施的設計、制造在我國起步較晚，目前只有少數裝備的制造和使用。

      目前還沒有既低成本、安全，又能滿足高重量和體積儲氫密度要求的通用儲運氫方式。高壓儲氫技術實用，但體積儲氫密度低；低溫液態儲氫具有較高的儲氫密度，但能耗較高;固態儲氫具有較高的安全性和體積儲氫密度，但現行成熟的固態儲氫技術，其重量儲氫能力還較低；有機液體儲氫，運輸方便，但儲存和運輸溫度偏高。在目前技術水平下，這些儲氫技術各自均有適合自己的細分應用市場，因此我們應該開發多種儲運氫技術。當前車載儲氫主要采用35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶，運氫主要采用25MPa長管拖車，近兩年低溫液氫運氫正受到極大關注，富瑞特裝正在陜西籌建液氫儲罐生產線。

      對于固態儲氫，我們積極開拓了一些特殊市場，如跨季節儲能分布式發電、移動通信基站備用電源、加氫站用靜態壓縮與高密度儲氫一體化裝置、車載儲氫裝置等。我們重點研究了材料優化技術、基于儲氫熱力學/動力學特性的儲氫床體傳熱傳質模擬仿真技術和儲氫裝置安全檢測技術，制定了3項國家固態儲氫標準，開發了一系列用于不同應用的儲氫系統。

      例如，針對跨季節儲能和分布式發電應用，研制了500Nm3儲氫罐，其有效重量儲氫率可以達到1.5wt%，體積儲氫密度可達57公斤/m3，與30kW風電電解水制氫裝備配套，為5kW燃料電池發電系統供氫，采用氫/熱耦合技術提高了整體系統能源效率的5%；將40Nm3儲氫系統與5kW燃料電池耦合，在移動通信基站中成功示范，可連續供電17小時。針對現場大規模制氫和安全儲氫的應用，研制了一種基于低成本TiFe合金的1000Nm3儲氫系統，可實現1000SLM流量下的穩定供氫。針對加氫站應用，開發了45MPa固體/ 高壓混合儲氫系統，集靜態壓縮和高密度儲氫于一體。在45℃下可以保持45MPa，連續為12輛燃料電池乘用車加氫，降低了壓縮機啟動頻率，提高了壓縮機可靠性，并增加了儲氫密度，比壓縮罐高出75%。針對加氫站建站難的問題，開發了燃料電池客車用15kg固態車載儲氫系統，其最大優點在于不需建立高壓加氫站，在4MPa氫壓下20分多鐘即可充滿氫，在燃料電池汽車運行時，使用燃料電池余熱實現1000SLM的供氫，完全滿足燃料電池汽車的動態響應要求。為進一步提高固態儲氫的重量儲氫率，開發了Li-Mg-B-N-H/ZrCoH?復合材料，該復合材料用于2.5m3儲氫罐，其重量儲氫率達到2.4wt%，體積儲氫密度達到44gH?/cm3。

      固態儲氫雖已取得以上應用進展，但還應在提高儲氫密度、降低成本等方面加強研發、示范和推廣應用，特別要大力支持儲氫密度高、來源豐富、成本低廉的儲氫材料探索研究。

      此外，還應適時開展氫氣管道或氫氣長輸管道的規劃、建設。針對我國“三北”地區和四川、云南等省區近年出現的風電、水電、光伏大量棄用，每年要丟棄千億度零排放電力的狀況，在氫氣作為一種能源載體正日益得到認同的當今，若采用水電解制氫，然后以氫氣管道輸送至氫能產業發展活躍的地區、城市，將對我國的降低溫室氣體排放作出貢獻。

三、任重道遠的加氫站

      我國已建立或計劃建立40個加氫站，其中12個加氫站正在運行，20多個加氫站正在建設中，這些加氫站主要位于我國東部，其中廣東佛山正在建設 8個加氫站。

      但我們正面臨著加氫站的挑戰：首先，加氫站數量少，單站容量小，我國正式運營的6個加氫站的加油能力只有200公斤，只能為100輛乘用車或16輛公交車提供服務，無法滿足商業運營的需求。其次，加氫站的技術還不成熟，一些加氫站無法在3-5分鐘內實現快速加氫，儲氫瓶的加氫速率無法控制；一些加氫站的關鍵設備選型價格低，不能滿足長期可靠運行的要求；壓縮機和加注機的關鍵部件依賴進口。第三，加氫站的建設和運行成本較高，200公斤加氫站的建設成本約為1500萬元。為滿足加氫站商業化運營要求，在規劃設計、審批、工程施工、驗收以及運營管理等環節上均應適應商用站的要求，不能再以“示范型”的思路和方法進行規劃設計和建設；同時需在緊密結合氫燃料特征、嚴格執行現行相關國家標準的基礎上，逐步完善加氫站工程驗收、營運管理，以及相關設備的檢測、監管的標準規范、法規和程序；在加氫站規劃建設中還應將氫能用氫氣作為能源載體，與天然氣一樣地進行項目審批和安全監管等，以加快加氫站規劃建設步伐。

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