氢能：新能源的“灰犀牛”？

　　如果储氢技术不变革，效率提不上去，成本降不下来，氢能就很难真正成为“灰犀牛”，因为它太慢了。因此，要找到一个经济、高效、可行的储运模式，是氢能当前发展的关键。

　　6月26日，我国首部《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》（以下简称《白皮书》）正式发布。《白皮书》指出，氢能将成为中国能源体系的重要组成部分。

　　《白皮书》预计，到2050年，氢能在中国能源体系中的占比约为10%，氢气需求量接近6000万吨，年经济产值超过10万亿元；全国加氢站达到1万座以上，交通运输、工业等领域将实现氢能普及应用，燃料电池车产量达到每年520万辆。

　　不仅是中国，全球现在都在对氢能产业加速布局。然而，就在氢能当红时，当地时间6月10日，位于挪威首都奥斯陆郊外的一座加氢站发生爆炸，并引发连锁反应，目前，丰田和现代汽车都已宣布停止在挪威销售氢燃料电池汽车。

　　对此，有人将氢能称为最有可能成为新能源革命的“灰犀牛”。因为灰犀牛虽体型笨重、反应迟缓，但一旦它向你狂奔而来，却会使你猝不及防，直接被扑倒在地。

　　那么，面对氢能这头“灰犀牛”，我们做好准备了吗？

　　危险性是可控的

　　不管从哪个角度看，氢能都很“火”。一方面，氢能作为零排放能源，被视作21世纪最具发展潜力的清洁能源；另一方面，接连爆炸也让氢燃料电池汽车的安全性再成焦点。

　　那么，氢能来了，安全性会成为掣肘吗？

　　“氢气是可燃性气体，当它与空气混合在4%~74%，可产生燃烧和爆炸；氢的点火能量极低，仅0.02毫焦。但是，氢在空气中扩散极快，所以在露天环境下，氢比汽油、天然气更安全。”中国工程院院士、中国科学院大连化学物理研究所研究员衣宝廉在接受《中国科学报》采访时说，“天然气与氢有一定相似性，均易燃易爆，密度也均小于空气，运行模式也是高压气态。现在中国有近万座天然气加气站，有近650万辆天然气汽车，均处在安全可控条件下运行。”

　　对于大众最担忧的氢燃料电池车的安全性，衣宝廉表示，氢储存在高压气瓶内，这种带组合阀（包括安全泄压阀）的碳纤维缠绕气瓶已经过火烧、枪击实验，均不产生爆炸现象。在车内发动机室、乘客室、驾驶员室等也均安装氢气报警器，确保安全。另外，燃料电池堆的每节电池的气室内的氢都很少，在几毫升数量级，一旦电池的隔膜破碎，只要系统能及时切断氢源，电池也不会爆炸、起火。

　　“韩国现代的NEXO燃料电池车在2018年顺利通过欧盟新车安全评鉴协会碰撞测试，获得碰撞安全5颗星，这也充分说明燃料电池车是安全的。”衣宝廉进一步举例称。

　　但他也同时强调，与氢打交道一定严防氢气泄漏，即使在露天环境下也是如此。在氢气输运和充装过程中，要检查充装接口和管道接口，确保密封良好，最好还要安装氢浓度报警器。除严防氢泄漏外，还要控制氢气流速，避免静电和火源。对压力容器，均要安装安全阀等超压的泄压装置。

　　“只要严格按规程操作，氢的储运与加氢站都是安全的。”衣宝廉表示，“建立规范标准并严格执行，氢的危险性是可控的，并且小于汽油和天然气。”

　　储运是“卡脖子”环节

　　实际上，氢能产业链主要包括了三个环节——上游制氢、中游储氢和运氢、下游用氢，而目前整个产业链最大的弱点并不是安全性问题，而是中间的储运环节。作为氢能大规模发展的基础，储氢技术的发展将直接影响氢燃料电池汽车的推进进程。

　　《白皮书》给出的一组数据对比就十分明显：我国氢能制储、加氢基础设施、燃料电池及应用三个环节企业占比分别为48.5%、9.7%、41.8%。

　　实际上，对于加氢站建设来说，早就出现了“外热内冷”的现象。截至2018年底，我国已建成的加氢站仅有23座。加氢站审批流程复杂、盈利能力有限、回报周期长都成为其前行的“拦路虎”。

　　对此，衣宝廉建议，应通过加强加氢站关键材料、核心部件及技术国产化，进一步降低加氢站建设成本。另外，发展有机化合物（含烯烃、炔烃键的烃类或杂环化合物）吸氢和脱氢技术，用于氢的储运，降低氢的储运成本和提高储运的安全性。通过上述措施，要将每公斤氢的售价降到40元以下，使得燃料电池车的运行成本与燃油车相当。

　　而从储氢技术的角度，中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高指出：“从储氢瓶开始到加氢站，氢运输、储存等所有的技术还都停留在100年前的工艺水平，能效偏低、成本偏高。”

　　在欧阳明高看来，氢的储运是氢燃料电池汽车现在最大的难点。如果储氢技术不变革，效率提不上去，成本降不下来，氢能就很难真正成为“灰犀牛”，因为它太慢了。因此，要找到一个经济、高效、可行的储运模式，是氢能当前发展的关键。

　　技术仍需大变革

　　欧阳明高强调，燃料电池比动力电池的发展大概晚十年，氢能又比燃料电池的发展晚，所以当前最重要的是氢能技术、产业和政策全方位发展。

　　实际上，除了储氢，制氢技术现在用的也是多年前的工艺。目前国内氢能生产方式主要有煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，其中工业副产氢追溯其上游一次能源主要还是煤和天然气。因此，目前国内氢能生产主要还是依靠化石能源，而电解水制氢仅占2%~4%，所占份额十分有限。

　　在中国科学院院士、中国石油勘探开发研究院副院长邹才能看来，太阳能的电解水制氢可能是未来大规模绿色制氢的最主要方式。衣宝廉则建议最大限度地利用氯碱等工业的副产氢，同时还可以在解决二氧化碳封存或利用的前提下发展劣质煤制氢。

　　从长远角度，《白皮书》预计，2050年左右氢气年均需求约6000万吨，中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，煤制氢配合二氧化碳捕获和封存技术（CCS）、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，整体氢能供给充裕，并可实现千万吨级绿色氢气出口。

　　而对于氢能燃料电池技术来说，近年来虽然取得了长足的发展，但关键材料、核心部件的批量生产技术尚未形成，催化剂、隔膜、碳纸、空压机、氢气循环泵等仍主要依靠进口，这严重制约了我国氢能燃料电池产业的自主可控发展。

　　衣宝廉表示，首先要实现燃料电池关键材料和部件的产业化，如电催化剂、质子交换膜、双极板和MEA、空压机、氢气循环泵、70兆巴氢瓶等，降低燃料电池堆和发动机的成本。同时，还要提高燃料电池电堆的体积比功率，达到每立升3~4千瓦，减少电堆用料、达到每千瓦的铂用量小于0.2克，大幅度降低燃料电池电堆成本。

　　“总之，通过燃料电池生产线的建立和技术进步，降低燃料电池车的成本，2025~2030年可以实现燃料电池车的运行成本与锂离子电池车持平。”衣宝廉说。与此同时，氢能燃料电池技术标准体系也亟待完善，建立完整的材料、部件、系统的有效检测体系，为氢能燃料电池的技术发展、产品应用提供基础保障。（■本报记者 李惠钰）