一、氢气从何处来 

我国已具有良好的制氢工业基础，氢气资源丰富。2016年，我们生产了2100万吨氢气，还有近1200万吨的副产品氢气，并拥有规模较大的制氢设备能力，如单台装置煤制氢能力最高可达30万吨/小时，煤气化炉近1000台，碱性水电解制氢装置最高可达1000³/h。

但是工业用氢不能等同于氢能用氢，两者仍具有较大不同。首先，氢气的质量要求不同，燃料电池用氢气中的硫化氢、氨、一氧化碳等有害杂质的含量要求远低于工业纯氢；第二，氢能用氢更重视制氢能效，作为能源载体，氢能用氢必须进一步提高制氢的能源效率，目前化石燃料工业制氢效率相对较低，大多为50-60%。但是对于氢能用氢，其制氢能效应该达到70%，否则将在与其他供能装置的竞争中处于不利地位；第三，氢能用氢必须考虑制氢的清洁度，必须考虑碳排放，如氢气来源于化石燃料必须考虑二氧化碳捕获。

我国的工业用氢目前主要来自于煤制氢，其比例接近总制氢产能的90%。所制氢气主要作为化工原料气用于石油化工、煤化工和合成氨中，作为工业气体用的氢气产能仅为氢气总产能的2%左右，虽有近1200万吨的副产品氢，但90%的副产品氢也已被回用于化工生产装置中，能用于氢能的氢气约为100万吨。若实施“十城千辆”计划，一个具有1000辆燃料电池汽车运营的城市其每天的氢气用量将达到10吨，10个城市的每年氢气用量约为3万吨。按氢气总量计，目前氢气资源应能满足燃料电池汽车的用氢需求，但由于氢气在行业和地域间的不均衡分布，在实际操作中，即使在一线城市中也难于找到这样日均供氢10吨的制氢装置，且由于目前燃料电池汽车用氢主要来自于生产高纯工业氢气的气体公司，其市场售价随行就市，波动较大，当燃料电池汽车用氢需求增大时，其价格上升，制约了燃料电池汽车商业化应用的发展。

由于氢气来源的多样化，为得到价格合理的足量氢气供应，我们首先要因地制宜，对本地区和邻近地区的氢资源进行全面调研，分析获得价格合理氢源的足量供应途径，为本地区正确选择氢源提供基础数据支撑。

在工业副产氢(包括氯碱副产氢、丙烷脱氢、焦炉煤气等)资源较多、又具有提纯副产氢条件的地区，应积极采用副产氢。在工业副产氢资源条件受限的地区，根据城市电网状况、当地是否具有可再生能源发电设施等实际情况，可采用“浅绿电力”(含各时段电力)进行水电解制氢，或采用多种制氢技术互补制氢，如在当地天然气供应许可的情况下，采用天然气重整制氢等。在氢能产业需氢规模较大且条件许可时，宜规划建设可再生能源制氢装置，并采用管道输氢方式将氢运至用氢处，还可与煤制油、石油化工等用氢相结合，规划建设煤气化制氢，同时配套CCS以减少碳排放。为保证氢气供应价格的稳定，宜将氢气的供应主体逐渐变为能源公司，将氢能用氢纳入能源管理体系，按照石油、天然气价格的管理模式，保证氢能用氢价格的相对稳定。

也由于氢气的来源多样，氢气中的杂质气体成分复杂，若H₂S、CO、NH₃等有害杂质得不到有效控制，将毒化燃料电池催化剂，缩短燃料电池的使用寿命。为得到品质合格的燃料电池用氢，来源于化石燃料和工业副产氢的氢气必须纯化达标后，方可使用。现有的纯化技术大多将各类杂质同步净化，提高了纯度，但其纯化成本也相应提高。为控制燃料电池氢源成本，在燃料电池用氢气品质的国际标准和团体标准中，对其总纯度要求并不高，仅为99.97%，但对H₂S等有害杂质的含量要求很严，最高需达ppb级。因此保证燃料电池用氢的价格合理和品质合格，迫切需要开发定向去除H₂S等有害杂质的低成本纯化技术。

氢—电互换是解决能源峰谷波动的有效手段之一。电解水制氢可消纳暂时富裕的电力，弥补风电、光电波动起伏的不足，降低弃风、弃光率。废弃风电电解水是一种清洁、低成本的制氢方法。2017年约1000亿千瓦时的水电、风能和太阳能被废弃。如果我们用这些弃电来制取氢气，约可制氢180万吨。中节能公司在张北的风电制氢示范持续工作了700多小时，但规模尚小，需开展更大规模的示范，开发更低电耗的水电解制氢技术，如SPE和SOEC水电解制氢技术等。河北张家口和吉林白城等可再生能源丰富的地区正在组织更大规模的风电、光伏水电解制氢示范项目，以满足燃料电池汽车示范运营用氢的需求。在现有技术条件下，电价将是影响这一技术具有经济可行性的关键因素之一，以制1m³氢消耗5度电计，若在水资源丰富地区，不上网，直接在风电场制氢，其电价可控制在0.3元/度以内，其制氢电费可控制在1.5元/m³·H₂以内，综合考虑设备折旧、人工及原材料费后，其制氢成本可控制在1.8元/m³·H₂以内，与煤制氢+CCS的成本接近，应具有较大竞争力。

除水电解外，还应大力支持其他低碳和无碳制氢新技术的研究和示范，如太阳能超临界水气化制氢、光催化制氢和生物质制氢等。太阳能光催化制氢是绿色制氢的最终方法之一，美国能源部认为，当光催化制氢效率达到10%时，将具有工业价值。西安交通大学光催化水裂解连续制氢系统，采用槽式聚光器，配以管式反应器，以一维纳米双晶硫化镉光催化剂，以亚硫酸盐为牺牲剂，制氢效率可达6.2%，并稳定运行了500小时。浙江大学建立的以有机废水为原料的微生物电化学制氢装置，其制氢单位能耗可降至1.2-1.3度/m³·H₂，结合有机废水处理，具有较好的应用前景。 

二、求解氢气储运 

我国还具有良好的储氢产业基础。生产的20MPa钢瓶超过世界总量的70%，45MPa大容量钢瓶已经大规模生产，35MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶已实现批量生产，并批量应用于燃料电池公共汽车和卡车上，生产的70MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶也小量用于燃料电池汽车，我国还于2017年年底发布了车载氢瓶的国家标准—GB/T35544；在航天工程中使用了170m³的液氢储罐；5条氢气管道正在运行中，总长度超过100公里。

但我们也面临着氢气储运的挑战。目前还没有形成完整的储运氢标准体系，缺乏45MPa高压氢槽车标准、长输氢管道和配氢管道标准以及民用液氢运氢标准；氢的运输成本比传统燃料高，单位运氢成本与单位煤气化制氢成本相近；高压储氢装置的压力等级、产品规格等还不齐全，比如45MPa、70MPa大容积气瓶及其运输装备尚在研制中，70MPa碳纤维缠绕Ⅳ型瓶与国外相比存在较大差距。液氢储存、运输设施的设计、制造在我国起步较晚，目前只有少数装备的制造和使用。

目前还没有既低成本、安全，又能满足高重量和体积储氢密度要求的通用储运氢方式。高压储氢技术实用，但体积储氢密度低；低温液态储氢具有较高的储氢密度，但能耗较高;固态储氢具有较高的安全性和体积储氢密度，但现行成熟的固态储氢技术，其重量储氢能力还较低；有机液体储氢，运输方便，但储存和运输温度偏高。在目前技术水平下，这些储氢技术各自均有适合自己的细分应用市场，因此我们应该开发多种储运氢技术。当前车载储氢主要采用35MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶，运氢主要采用25MPa长管拖车，近两年低温液氢运氢正受到极大关注，富瑞特装正在陕西筹建液氢储罐生产线。

对于固态储氢，我们积极开拓了一些特殊市场，如跨季节储能分布式发电、移动通信基站备用电源、加氢站用静态压缩与高密度储氢一体化装置、车载储氢装置等。我们重点研究了材料优化技术、基于储氢热力学/动力学特性的储氢床体传热传质模拟仿真技术和储氢装置安全检测技术，制定了3项国家固态储氢标准，开发了一系列用于不同应用的储氢系统。

例如，针对跨季节储能和分布式发电应用，研制了500Nm³储氢罐，其有效重量储氢率可以达到1.5wt%，体积储氢密度可达57公斤/m³，与30kW风电电解水制氢装备配套，为5kW燃料电池发电系统供氢，采用氢/热耦合技术提高了整体系统能源效率的5%；将40Nm³储氢系统与5kW燃料电池耦合，在移动通信基站中成功示范，可连续供电17小时。针对现场大规模制氢和安全储氢的应用，研制了一种基于低成本TiFe合金的1000Nm³储氢系统，可实现1000SLM流量下的稳定供氢。针对加氢站应用，开发了45MPa固体/ 高压混合储氢系统，集静态压缩和高密度储氢于一体。在45℃下可以保持45MPa，连续为12辆燃料电池乘用车加氢，降低了压缩机启动频率，提高了压缩机可靠性，并增加了储氢密度，比压缩罐高出75%。针对加氢站建站难的问题，开发了燃料电池客车用15kg固态车载储氢系统，其最大优点在于不需建立高压加氢站，在4MPa氢压下20分多钟即可充满氢，在燃料电池汽车运行时，使用燃料电池余热实现1000SLM的供氢，完全满足燃料电池汽车的动态响应要求。为进一步提高固态储氢的重量储氢率，开发了Li-Mg-B-N-H/ZrCoH₃复合材料，该复合材料用于2.5m³储氢罐，其重量储氢率达到2.4wt%，体积储氢密度达到44gH₂/cm³。

固态储氢虽已取得以上应用进展，但还应在提高储氢密度、降低成本等方面加强研发、示范和推广应用，特别要大力支持储氢密度高、来源丰富、成本低廉的储氢材料探索研究。

此外，还应适时开展氢气管道或氢气长输管道的规划、建设。针对我国“三北”地区和四川、云南等省区近年出现的风电、水电、光伏大量弃用，每年要丢弃千亿度零排放电力的状况，在氢气作为一种能源载体正日益得到认同的当今，若采用水电解制氢，然后以氢气管道输送至氢能产业发展活跃的地区、城市，将对我国的降低温室气体排放作出贡献。

三、任重道远的加氢站 

我国已建立或计划建立40个加氢站，其中12个加氢站正在运行，20多个加氢站正在建设中，这些加氢站主要位于我国东部，其中广东佛山正在建设 8个加氢站。

但我们正面临着加氢站的挑战：首先，加氢站数量少，单站容量小，我国正式运营的6个加氢站的加油能力只有200公斤，只能为100辆乘用车或16辆公交车提供服务，无法满足商业运营的需求。其次，加氢站的技术还不成熟，一些加氢站无法在3-5分钟内实现快速加氢，储氢瓶的加氢速率无法控制；一些加氢站的关键设备选型价格低，不能满足长期可靠运行的要求；压缩机和加注机的关键部件依赖进口。第三，加氢站的建设和运行成本较高，200公斤加氢站的建设成本约为1500万元。为满足加氢站商业化运营要求，在规划设计、审批、工程施工、验收以及运营管理等环节上均应适应商用站的要求，不能再以“示范型”的思路和方法进行规划设计和建设；同时需在紧密结合氢燃料特征、严格执行现行相关国家标准的基础上，逐步完善加氢站工程验收、营运管理，以及相关设备的检测、监管的标准规范、法规和程序；在加氢站规划建设中还应将氢能用氢气作为能源载体，与天然气一样地进行项目审批和安全监管等，以加快加氢站规划建设步伐。

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