氢既是重要的工业原料也是支撑未来能源系统清洁转型的重要二次能源。虽然相比电能氢能具有能源互联、易于储存、应用面广等优点，但在我国氢能的发展中也存在技术成熟度不高、产业基础薄弱、安全性有待提高等方面的现实问题。对于燃料电池汽车，目前国内车用燃料电池成本还高达5000 元/kw 以上，因此整车成本远高于动力电池汽车和燃油车。

01氢能生产与消费现状能生产与消

我国已具备一定氢能工业基础，全国氢气产能超过2000 万t/a，但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近70%，工业副产气体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%，见图1。国内外能源企业结合其各自优势选择不同技术路线，纷纷布局氢能源生产与供给，煤制氢、天然气制氢、碱性电解水制氢技术和设备已具备商业化推广条件。

相比之下，氢能储运和加注产业化整体滞后。压缩氢气与液态、固态和有机液体储氢技术相比相对成熟，但与产业化相比仍有距离。压缩氢气主要通过气氢拖车和氢气管道两种方式运输。目前，国内加氢站的外进氢气均采用气氢拖车进行运输。由于气氢拖车装运的氢气重量只占运输总重量的1%~2%，比较适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级或以下的用户。而气氢管道运输应用于大规模、长距离的氢气运输，可有效降低运输成本。国外气氢管道输送相对国内较成熟，美国、欧洲已分别建成2400 km、1500 km 的输氢管道。我国目前氢气管网仅有300~400 km，长的输氢管线为“ 巴陵- 长岭”氢气管道，全长约42 km、压力为4 mpa。

在终端加氢设施方面，截至2018 年9 月，我国在运营的加氢站有17 座，在建的加氢站38 座。目前国内已建和在建站以35 mpa 为主，也正在规划建设70 mpa 加氢站，暂无液氢加氢站。虽然目前氢能以工业原料消费为主，但未来交通部门应用潜力巨大。燃料电池功率和储能单元彼此独立，增加能量单元对车辆成本和车重影响相对较小，氢燃料电池在重型交通领域相比锂电池具有更强的技术适应性。图2 为氢燃料电池汽车和纯电动汽车在轻型客车（图2a）和重型货车（图2b）应用中的成本对比，可见随着车重和续航的提升，燃料电池汽车成本将逐步接近甚至低于纯电动汽车。

相比燃料电池乘用车，我国在氢燃料电池商用车领域初步形成装备制造业基础。近年来我国燃料电池汽车产销量保持每年千辆左右，2018 年我国燃料电池汽车产量达到1619 辆，相比2017年增加27%，带动燃料电池需求51 mw。就销量结构上看，我国氢燃料电池车以客车和车为主，其中车产量为909 辆，相比2017 年增长尤为明显，客车产量为710 辆，中通汽车、飞驰汽车两家企业占据全国总产量的70% 以上。

02环境影响分析

与电能相似，氢能利用的环境影响取决于上游一次能源结构和下游应用场景，其中上游一次能源结构随着可再生能源占比的提高而动态变化，而氢的能源化利用集中在以燃料电池发电为主的车用能源和分布式能源场景。因此本文以氢燃料电池汽车为例，分析当前和未来清洁电源情况下，燃料电池汽车的全生命周期排放，并与内燃机汽油汽车、混合动力汽车、纯电动汽车技术路线进行对比。

同级别乘用车车型，基础车型的能耗情况如表1。

图3 为2017 年及未来假设情景两种能源结构下汽油内燃机汽车、混合动力汽车、纯电动汽车以及燃料电池汽车全生命周期co2 排放强度对比。全生命周期分析包括燃料和车辆两个循环，其中燃料循环又包含上游原料获取、能源加工和车辆运行3 个环节（蓝色），而车辆循环包括新车制造和报废车辆回收两个环节（黑色）。

图3 为两种电源结构情况下全生命周期co2排放分析结果。首先就目前我国能源结构看（2017 年电源结构），纯电动汽车co2 排放强度为175 gco 2/km，已经明显低于汽油内燃机汽车；若直接将电网电力制氢用于燃料电池汽车，其全生命周期排放强度高达466 gco 2/km；若采用车载重整制氢方式，其co2 排放仅为160 gco 2/km，是各类技术路线中低水平，但其排放与汽油内燃机汽车类似集中在车辆运行环节。在清洁能源结构下（可再生能源电量占比73.8%），纯电动汽车和电解水燃料电池汽车的排放则分别下降62%和65%，其他车型排放降幅有限。此外，虽然燃料电池汽车制造环节排放相对较高，但燃料循环排放仍是各类车型全生命周期co2 排放的主体，占车辆全生命周期排放的10%~20%。

目前若采用电解水制氢方式，燃料电池汽车的综合排放明显高于电动汽车和燃油汽车，但若采用天然气重整制氢，燃料电池汽车全生命周期相比纯电动汽车排放更低；在清洁能源结构下，燃油汽车和混合动力汽车排放强度变化不大，而电动汽车和基于电解水制氢的燃料电池汽车排放快速下降。虽然电动汽车的综合排放仍然低于燃料电池汽车，但需要看到制氢过程将发电和用电在时间上进行了解耦，因此基于氢能的燃料电池汽车与基于可再生能源电力的能源系统具有更强的协同能力。

03技术经济性分析

终端用氢成本主要包括制氢、氢的储运、加氢3 部分。从制氢成本来看，如表3 所示，采用不同方式制氢的成本差异较大。以煤制氢和天然气制氢为主的化石能源制氢技术具有产量大以及价格相对较低的优点，以当前国内煤炭和天然气主流价格计算，氢气成本在10~15 元/kg，缺点是在生产过程中碳排放较大和产生一定的污染，而且成本受原材料价格波动的影响，尤其是天然气制氢更容易受此方面的影响。

工业副产气制氢主要是从氯碱工业副产气、煤化工焦炉煤气、合成氨产生的尾气、炼油厂副产尾气中进行提纯制氢，常用的是变压吸附技术（psa）进行提纯。目前采用psa 技术的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，规模化的提纯成本约3~5 元/kg，计入气体成本后氢气价格也只有约8~14 元/kg，具有较高的成本优势。

水电解制氢则是一种清洁、无污染、高纯度制氢的方式，但是其成本较高。目前每生产1 m3常温常压氢气需要消耗电能大约5~5.5 kwh，采用便yi的谷电制氢（如0.3 元/kwh），加上电费以外的固定成本（约0.3~0.5 元/m3），综合成本在1.8~2.0 元/m3，即制氢成本为20~22 元/kg；如果是利用当前的可再生能源弃电制氢，弃电按0.1 元/kwh 计算，则制氢成本可下降至约10 元/kg，这和煤制氢或天然气制氢的价格相当；但是电价如果按照2017 年的全国大工业平均电价0.6 元/kwh计算，则制氢成本约为38 元/kwh，成本远高于其他制氢方式。

从氢气储运来看，成本与储运距离和储运量有密切关系，目前市场需求量较小，高压储氢罐拖车运输百公里储运成本高达20 元/kg。随着氢能应用规模的扩大、储氢密度提升以及管道运输的引入，未来氢能储运成本具有较大下降空间。对于加氢站环节，由于当前设备较贵，用氢量小，因此目前加注环节的成本约10 元/kg。

综合考虑各环节，当前终端用氢价格在35~50 元/kg。随着用氢规模扩大以及技术进步，用氢成本将明显下降，预计未来终端用氢价格将降至25~40 元/kg。因此按照百公里用氢1 kg 计算，燃料电池乘用车百公里用能成本略低于燃油车，但是要比动力电池乘用车百公里用电价格（居民用电约百公里10 元，工商业用电百公里约20~30 元）。

对于燃料电池汽车，目前国内车用燃料电池成本还高达5000 元/kw 以上，因此整车成本远高于动力电池汽车和燃油车。目前制约燃料电池车应用的大因素也是车的成本太高，主要是由于燃料电池组产量低，使得单价居高不下。根据美国能源部（doe）由学习曲线做的燃料电池成本和产量关系的测算，随着生产规模的扩大化，燃料电池的成本将大幅下降，见图4[6]。基于2020年的技术水平，在年产50 万套80 kw 电堆的规模下，质子交换膜燃料电池系统成本可降低到40 美元/kw（约合260 元/kw），即80 kw 燃料电池汽车的电池系统总价约2 万元。而按照能源署预测，2030 年锂离子电池系统成本有望降低至100 美元，同等水平的60 kwh 动力电池车电池系统总价约为4 万元。

长期来看，未来燃料电池汽车成本有望比动力电池汽车更低，和燃油车的成本相当。燃料电池成本下降速率将明显高于锂离子电池，其原因主要在于：①目前锂离子电池产业已具备较大规模，成本下降速率已逐渐趋于稳定，而燃料电池产业仍处在发展初期，其成本具有巨大下降潜力；②电堆是燃料电池成本的主要组成部分，电堆中除铂催化剂外，其他材料包括石墨、聚合物膜、钢等，几乎不存在类似于锂、钴、镍等稀缺材料对锂电池成本的刚性限制。而且近10 年来在技术进步推动下，单位功率铂用量大幅下降，丰田mirai 燃料电池铂含量仅约0.2 g/kw，未来有望降低至0.1 g/kw 以下，且铂可以回收利用，可以有效降低电堆成本。

04结论及发展趋势

氢能具有清洁低碳、应用面广、便于存储、互联协同的优点，但也存在产业基础薄弱、成本偏高、安全性方面的问题。目前我国氢能生产主要依赖化石能源，氢能消费集中在化工原料。清洁能源制氢和能源化利用仍处于发展初期，未来氢能在交通重型货运和电力储能领域有较大发展前景。

氢能对环境的影响取决于一次能源结构。在目前我国煤电为主的电源结构下，电解水制氢的全生命周期co2 排放仍然偏高，天然气制氢的减排效果明显。未来可再生能源为主的电源结构下，电解水制氢的排放强度将有明显下降，其与波动性可再生能源电力也更具协同能力。在技术经济性方面，燃料电池制造成本有较大下降空间，但氢能储运和加注成本仍然偏高，需要通过规模效应降低成本。

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