燃料电池产业化：加氢基础设施尚不足，氢瓶制约氢气储运

　　2019年，我国第一次将氢能纳入《政府工作报告》，提出“推进充电、加氢等设施建设”。地方政府和企业探索氢能产业发展，形成以北上广为中心的京津冀、长三角、珠三角等主要氢能产业集群。

　　尽管我国氢源丰富、新能源汽车产业发展基础良好，但在制氢、运氢、储氢和加氢方面，氢燃料电池产业仍面临基础设施不足、技术瓶颈、政策法规不完善等问题。

　　中国氢能联盟专家委员会主任、同济大学校长助理余卓平日前在广州举办的“2019全球新能源汽车领袖峰会——新能源汽车动力变革论坛”上表示，上游氢能供应链与下游氢能应用产业配套规划不同步，缺乏明确规范的加氢站建设审批流程，加氢成为燃料电池汽车发展的最大瓶颈。另一方面，在制氢上，目前法规要求制氢厂需位于化工区，导致运输成本限制了制氢加氢合建站的发展。

　　中科院院士、清华大学学术委员会副主任欧阳明高曾认为，氢能现在遇到的挑战是氢的储运，包括车载储存和车下的储运，需要找到一个经济、高效、可行的储运模式。

　　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，也就是70兆帕四型高压储氢瓶。但中国尚无这方面的成熟产品和相关标准法规。“从标准来看，我国只允许使用三型瓶，大部分燃料电池车用的是35兆帕储氢瓶，续航里程大打折扣。”余卓平表示。

　　运氢上，北京低碳清洁能源研究院新能源中心助理主任何广利在论坛上介绍，国外的长罐车允许使用三型瓶、四型瓶运氢，压力可达55兆帕，但国内只可用20兆帕的一型瓶。压力越低，氢的运输量越小，运输往返次数就越多，运输成本增加。

何广利

　　氢能：可供热、发电、用作交通燃料的“零碳排放”燃料

　　氢具有扩散速度快、易燃等特点，单位质量的氢完全燃烧时所放出的热量高居各种燃料之首，为液化石油天然气的2.5倍，汽油的3倍。氢能可供热、发电，用作交通燃料。

　　相比于碳排放压力大，电力不灵活，可再生能源存在弃风、弃光现象，氢是真正的“零碳排放”燃料，氢气和氧气反应最终只生成水。它是电、热、气之间转换的媒介，用可再生能源电解水制氢还可实现能源消纳与存储。

　　中国氢能联盟专家委员会主任、同济大学校长助理余卓平介绍，中国是第一产氢大国，目前有2500万吨氢气，工业副产制氢、化石燃料制氢、弃风弃光弃水电解水制氢等多种制氢方式在我国都存在。其中，煤制氢的成本目前最低，未来弃风弃光电解水制氢达到一定规模后，可实现一公斤氢气40元，这与目前油车用油价格相当。

　　去年10月发布的《中国氢能源及燃料电池产业发展研究报告》显示，到2050年，氢能在中国终端能源体系中将至少达到10%。在交通领域里，保守估计到2050年，氢燃料电池汽车将覆盖15%的乘用车和50%的商用车。

　　余卓平认为，煤炭带动了蒸汽机的发展，石油带动了内燃机的发展，氢能一定会带动燃料电池产业的发展。

　　氢燃料电池是氢与氧发生化学反应而非燃烧，将化学能转换成电能的装置，最终产物只有水。中科院大连化学物理研究所研究员、中国工程院院士衣宝廉曾提到，氢燃料电池车和普通燃油车的结构非常相似，只是把燃油车的油箱换为储氢罐，把燃油车的内燃机换为燃料电池的电动机。

　　可以把氢燃料电池车看作是自带氢燃料发电机的电动车，但与电动车充电不同，氢燃料电池车的加氢过程与燃油车的加油过程相似，加一次氢一般需3-5分钟。

余卓平

　　加氢基础设施不足，缺乏明确规范的加氢站建设审批流程

　　从全球来看，日本氢燃料电池产业发展走在前列。1993年，日本启动了以氢能为核心的世界能源网项目，是最早系统指定氢能发展规划的国家。21世纪初，日本政府将氢能与燃料电池产业作为国家战略重点规划，在应用领域、基础设施、技术研发、应用终端财政补贴、民众教育、标准法规等领域布局。

　　欧美国家也跟上步伐，欧盟加氢站基础设施建设目前进入高潮期，美国燃料电池分布式能源、燃料电池叉车等领域的商业化应用处于全球领先。

　　在中国，2014年，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，将氢能与燃料电池列入“20个重点创新方向之一”。2018年5月，国务院总理李克强参观了位于日本北海道的丰田汽车工厂，并考察了氢燃料电池车Mirai。今年我国第一次将氢能纳入《政府工作报告》，提出“推进充电、加氢等设施建设”。

　　尽管我国氢源丰富、新能源汽车产业发展基础良好，但由于起步晚，在制氢、运氢、储氢和加氢方面，氢燃料电池产业仍面临基础设施不足、技术瓶颈、政策法规不完善等问题。

　　“第一大难题就是基础设施不完整，很少有加氢站，现在建站标准法规不健全，没有批准部门，不知道哪一个部门管，因为我国对氢不是作为能源管理的。”余卓平表示，上游氢能供应链与下游氢能应用产业配套规划不同步，缺乏明确规范的加氢站建设审批流程，加氢成为燃料电池汽车发展的最大瓶颈。另一方面，在制氢上，目前法规要求制氢厂需位于化工区，导致运输成本限制了制氢加氢合建站的发展。

　　公开资料显示，截至2018年底，全球加氢站数量达369座，其中日本96座，德国60座，美国42座。中国23座，占比为6%，同欧美和日本发达国家相比仍然存在差距。

　　截至目前，上海、佛山、武汉、如皋等地明确了加氢站建设的主管部门及审批流程，但国家对此却仍无明文规定。北京低碳清洁能源研究院新能源中心助理主任何广利表示，也正因此，加氢站建设审批特别难，为规范健康发展，这需要一个明确的对口单位。

　　除明确氢能归口主管部门、让加氢站建设审批有组织可找，由于氢能在政策法规上仍属危化品，目前尚未作为我国能源体系的组成部分，余卓平呼吁，应将氢定位为能源，氢能与燃料电池的发展应氢能先行。

　　氢瓶制约氢气储运，需找到经济、高效、可行的储运模式

　　“燃料电池问题不大，技术将会成熟。氢源问题也不大，目前经济可行的氢源可以来自1000亿度的弃风弃光弃水，还有800万吨的副产氢，氢源没有问题。”中科院院士、清华大学学术委员会副主任欧阳明高曾表示，氢能现在遇到的挑战是氢的储运，包括车载储存和车下的储运，需要找到一个经济、高效、可行的储运模式。

　　从储氢上看，车载储氢技术是氢燃料电池车发展的关键，直接影响燃料电池车的续航里程和成本。“中国燃料电池汽车续航里程怎么只有三四百公里，而国外可以做到六七百公里？实际上这里面很大的制约就在于我国氢瓶使用的标准法规上。”余卓平表示。

　　燃料电池车载储氢技术主要包括高压气态储氢、低温液态储氢、固体储氢和有机液体储氢。其中，高压气态储氢由于技术成熟、成本低，成为当前主要储氢方式。车载储氢瓶的种类包括纯钢制金属（一型瓶）、钢制内胆纤维缠绕（二型瓶）、铝内胆纤维缠绕（三型瓶）和塑料内胆纤维缠绕（四型瓶）等，不同类型的储氢瓶，工作压力、储氢密度、成本等均不同。

　　一型瓶、二型瓶过重、储氢少，若用作车载供氢，燃料电池车跑不远。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，也就是70兆帕四型高压储氢瓶。但中国尚无这方面的成熟产品和相关标准法规。“从标准来看，我国只允许使用三型瓶，大部分燃料电池车用的是35兆帕储氢瓶，续航里程大打折扣。”余卓平表示。

　　从运氢上看，目前国内也无专门的氢气长输管道和配送管道标准，因此主要依靠氢气长托管拖车运氢。何广利介绍，国外的长罐车允许使用三型瓶、四型瓶运氢，压力可达55兆帕，但国内只可用20兆帕的一型瓶。由于压力越低，氢的运输量越小，运输往返次数就越多，运输成本增加。

　　车下的储运，除气氢以外，还有固态和液态氢气。不过，目前没有找到主流的固态储运技术。而液氢储运技术是未来的发展方向，液态氢的密度是气态氢的845倍，同样体积的容器，能运输液氢的重量比气氢更多。

　　液氢技术早在上世纪70年代就已有研发，用于长征三号火箭第三级推进剂。不过，液氢的军用和民用仍有区别，国内目前尚缺乏液氢运输标准；氢气液化的费用昂贵、耗能较高、易沸腾汽化等问题也需要解决。（记者 张静）