【編者按】10月17日，由國家信息中心信息化和產業發展部與現代汽車（中國）投資有限公司聯合主辦的“第六屆中韓汽車產業發展研討會”在北京舉辦。我國新能源汽車市場已發展至百萬級規模，但純

電動汽車仍面臨電池成本過高、續駛里程短和充電不方便等難題。近幾年，國際氫能與

燃料電池技術已取得突破性進展，

燃料電池汽車正在向產業化趨近。面對新技術發展變化，我國未來新能源技術路線何去何從成爲社會關注的焦點問題。

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何廣利 北京低碳清潔能源研究院氫能技術開發部經理

以下是北京低碳清潔能源研究院氫能技術開發部經理何廣利發言實錄：

首先我國氫氣保有量很大，總量是世界上最大的，具體到燃料電池汽車應用存在很多。這存在一個問題，現有我們氫氣產能這麼大，大概在兩千萬噸左右。這個就說明我們以前在國內，我要給燃料電池汽車供氫具備產業技術，但並不是現在就有很多餘量。

談到給燃料電池汽車供氫、煉油和合成氨都是和下游產業緊密結合在一塊的，在合成氨這塊，每年產成量非常大，工廠內部上下游工藝環節都有關聯。但氫氣到下游的工藝馬上就消耗了，所以我們真想從這裏拿出一點，給燃料電池汽車用的話，目前小量來講比較可行的就是副產氫。

副產氫基本上是幾大類：焦爐煤氣煉焦過程中，它本身下游煤氣消耗氫氣這個可以拿出來。合成氨在下游的工藝環節是消耗氫氣，但是合成氨的持放氣，是生產工藝中必須的一個環節。那麼它排出來這些氣可以用到下游的工藝環節，也可以單獨拿出來拉走，甲醇是同樣的道理，氯鹼也是淨產生成氣，其實這四種工業副產氫來講，實際上它淨產生氫氣的，就是焦爐煤氣和氯鹼是淨產生工業副產氫。實際上合成氨和甲醇整體上它是消耗型的，只不過它現代生產技術供應問題，在正常生產把氣體排出來一部分這個裏面有40%、50%的氫氣。

按照全國的地域來講，華北、華東副產氫的量還是巨大的，華北這邊最大的就是焦爐煤氣，華東就是焦爐煤氣還有氯鹼比較多，我們說把這個副產氫應用於燃料電池應用來講相對來說還是華東和華北地區比較好的。

再就是以前大家都在提是不是用風電、光伏制氫，最根本就是用氣光或者氣水，2015年的數據大概是這樣的，2016年這個數字翻一番，2017年稍微下降了一點，今年按照公佈的數據和2017年差不多的。舉個例子說，我們集團四川一個大型酒店其實它一年的就能夠達到100多億度，這個量是非常大的。可以看到以棄水爲例它的地域性非常明顯的，最主要在四川和雲南，貴州還有一些，都是在比較遠的地方，就是說把氫氣製出來，運到有燃料電池汽車的地方去用距離還是很遠的。

如果從四川、雲南或者是棄風比較多的內蒙把氫氣製出來，再運到核心的城市，北京、上海，或者廣東這些地方，它的運行距離好幾百公里，這種運行的成本增加較大，這個是剛纔講的2016年的棄風的情況。內蒙、新疆，新疆更遠了。那麼怎麼應用棄風與棄水制氫比較可行呢？我們覺得還是要推動在這些具有棄風的地方，本地來用這個氫氣是最好的，如果是把它給運輸出來的話成本會較高。而且就是我們國家能源的分佈特點，就是水也好、風也好，很大一個特點就是在西北還有西南比較多，其實都是這種經濟發展相對來說並不是非常好的一些地方，實際上在本地相對耗氫氣，氫氣可能的應用又比較少，所以目前這種可再生能源的方式，棄風、棄水這種情況是大量存在的，但是到底如何用過來，以氫作爲應用的突破口還需要探討一下具體的模式。

前面講的氫氣的總量，就是給燃料電池汽車供氫氣，除了總量之外，對氫氣在燃料電池汽車裏面的應用，目前國際上做的工作比較多的，國內關注不大多的，氫氣對它的品質，燃料電池汽車用對氫氣的品質要求是很嚴格的，不是工業上通常說的拿過來就能用，因爲並不是一個體系，燃料電池的特點也和這個化工上的應用特點不同。

國際上通用的就是參照美國氫能協會或者是ISO的標準也好，它固定的非常明確的就是說你加到氫燃料電池汽車之前，氫氣要達到什麼樣的要求。這個裏面有13、14種雜質，我們單純看純度並不是很高。但是它對雜質的一些限值要求是非常低的，我們可以對比的是什麼呢？以前我們國內的氫氣供應體系都是按照國標做純氫、高純氫、高高純三類，它核心是對氫氣純度的要求，還有就是對五六種雜質的要求，相比燃料電池用這種氫氣來說它對雜質的量的規定和雜質本身的規定和雜質數量的規定都是低於燃料電池汽車用這種氫氣的品質的。

舉個例子來說，參照國外品質的要求的話，硫它的含量要求低於四個PPB實際這個量是非常非常低的。現在我們在純氫、高純氫或者超高純氫這裏面，就是煤的工業上的氫氣沒有完整的規定。但是就是硫這個東西，做燃料電池的都知道，它對催化劑的硫化是很重要，而且它這個硫化是不可恢復的，就是有一點進去和催化劑發生反應就會沉積在裏面，如果品質不過關，硫含量過高之後，被硫化之後性能會下降。

像剛纔舉例子說，硫除了剛纔生產過程中可能產生的，帶入的一些雜質之外，其實在整個運輸和加氫站過程也是有可能引入的，這個硫稍微演化都會增加硫化的程度。如果想加氫站和燃料電池汽車加的氫氣達到剛纔所說的要求，實際上它是一個整體的品質保障的體系，不僅僅要求氫氣生產出來的氫氣純化之後達到這個，在整個運輸過程中，加壓過程中然後也不能夠引入可能的污染物，最終才能保證加到燃料電池汽車之後它的品質能夠保證的要求。

是否有可能以後隨着這個技術的進步，做燃料電池的技術、催化劑的技術做的比較好了，其實以後對氫氣品質的要求是不是有可能降低了。但是這個裏面和另外有一個衝突就在於，目前我們用車用燃料電池追求的另外一個就是鉑的用量問題，就是說你把鉑用量降下來又提高它的雜質耐受能力的話，其實這兩者之間稍微是有一些衝突的。也就是說可能我要提高它的雜質耐受能力，可能貴金屬的用量會增上去。現在對燃料電池降成本的要求來講我又希望把貴金屬的用量降下來，所以這兩者存在一些矛盾，後續可能需要很多的技術開發，能夠照顧到這兩者。一個就是燃料電池裏面的貴金屬用量降下來，同時抗硫化的耐受能力又要提高起來。

剛纔說到雜質對燃料電池性能的影響也和很多運行的工況和工作條件都有關係，所以相對來講剛纔講的國際標準我們認爲是一個比較苛刻的，能夠照顧到各種條件下的一個通用的要求。對於國內來講，比如說我們現在運行的車輛，大巴也好，物流車也好，不是乘用車，我們現階段國內推的都是燃料電池的大巴車或者物流車，在這樣的應用工況條件下是不是對氫氣品質要求有所變化，這個我們也在做相關的研究，這是一些包括日本（英文）的報告做了很多關於一氧化碳的事情。

氫氣整體的製取技術的分析。國內大概有1700、1800萬噸的產量，它的來源主要還是煤制氫，煤制氫和我們最終用可再生能源制氫再用全過程零碳排放有點不符，但是實際上目前至少從經濟上來考慮的話煤制氫它的價格還是便宜的。其實產生的問題剛纔也說了，就是二氧化碳的問題。我們也一直在考慮，以後如果是燃料電池汽車的事情大規模推廣之後，煤制氫這個事情如何融入其中。

國內能源的特點和國外還是不大一樣的，我們通常講中國的能源汽車是缺油少氣富煤，實際上我們煤炭的儲量，每年的生產量還是非常大的，整體煤化工的產業發展的規模也是比國外來講發展要大的。就是說我們想推動一個新的產業，剛纔說整體燃料電池應用這個產業鏈，可能一個比較好的，或者容易推動起來的，能夠和我現有的產能也好，現有的供應體系能夠結合起來。現有的工程體系應用最多的，成本上最具有競爭力的其實還是煤制氫。煤制氫存在二氧化碳的問題，參照日本他們規劃的技術路線，真的要做到這種全過程零碳或者低碳其實是需要和二氧化碳，和這個埋藏技術結合到一起用的。

國內二氧化碳捕捉和埋葬技術有幾個示範，其中以原來神華集團在鄂爾多斯做的有代表性的總的二氧化碳質量30萬噸，這個項目做完到現在接近有5年的時間，目前一直在監測。目前的進展來看就是沒有發現什麼特殊的二氧化碳，埋到地下大概兩千米左右，目前沒有發現泄露什麼的。我們以後要從煤制氫，我們利用煤制氫的成本優勢同時解決碳排放的問題，其實二氧化碳埋葬目前來看已經驗證了一些它的技術可行性。當然了，二氧化碳埋在地下，長久來講可能需要20年、30年才能和岩石礦化，那個需要時間長，現在監測四五年時間還非常短，還需要繼續做，但是目前來看這個技術是可行的。

日本在國際化來講，從澳大利亞煤制氫做CCS，日本他們煤制氫兩塊地方煤制氫，一個是澳大利亞的煤制氫，第二個是文萊的煤制氫，他們現在都已經開動了，應該是在2020年之後能夠運行起來，就是把它氫製出來運到日本本土去。煤制氫還分幾種，煤制氫來講，我們都知道我們國家煤資源很多，但是煤的品種也很多，到底用什麼樣的煤制氫，你說用熱值好的煤制氫還是差的煤制氫，這個對成本差距也比較大。煤制氫日本那邊偏向於褐煤制氫，褐煤它的特點是什麼呢？它的熱值較低，後它有一個好處是什麼呢？就是水含量比較高。

爲什麼說水含量比較高是一個優點？首先說煤制氫和天然氣制氫的區別在於，天然氣裏面CH4裏面會提供4個氫原子的，其實煤制氫裏它整體上的碳氫比大概在1比0.8，大概在CH0.8這個水平。實際上煤制氫，煤更多在裏面提供一個能量的載體，它的氫絕大部分從水裏來的，就是煤制氫要耗水的。剛纔說褐煤裏面本身帶百分之十幾的水分這樣就不需要消耗額外更多的水資源做煤制氫這個事，這個裏面就是剛纔說的耗水的問題，實際上它分工藝耗水和冷卻，冷卻實際上可循環的，工藝裏面的耗水褐煤本身就帶了一部分能夠把這個耗水降下去。

另外對比就可以看到，煤化工被詬病比較多的就是環保問題，其中耗水問題是一個問題，在內蒙這些地方就很缺水。從這個對比來看，它肯定比別的一些耗水要多，但是我們提到這種生物制氫來講，其實它工業中的耗水並不會多，除了它這個工藝中冷卻水需要你這個生物制氫要多以外，其實它功率中的其實並不多。但是說以後發展方向冷卻用水可以稍微處理一下就可以循環使用的，所以整體來講我們以後說大規模生產氫氣，至少從成本和耗水方面，我們目前來看是具有可行性的。

煤制氫都是用於大規模的，除了煤制氫之外我們現在還有小規模的供氫方式，甲醇、天然氣供氫。現在政策上來講，如果技術能量效率提不上去的話發展比較受限。甲醇其實稍微有一點，我們甲醇除了進口之外，國內少部分用天然氣制的其實大部分還是從煤來的，就是轉了一個環節，在制氫總量上具有一定的靈活性。

電解水技術目前整體上，國際上大的方向就是這三個鹼性、純水和SOEC的，現在SOEC目前基本上國內外都是屬於領先實驗室研究結構，那麼鹼性電解現在是最成熟的，國內能夠單個電解槽可以做到一千方每小時，和國際上也差不多。這個純水電解就是車上用燃料電池做成的一個反過程，因爲它的反過程點大概這個過程。

目前國內這兩年很多公司在做電解水技術，但是總體上突出的問題就是單個電解化做不大，目前做的10方每小時已經是較大的了，10方每小時相當於一公斤一小時，產量很小。現在國外最大可以做到兆瓦級，大概是200方左右，這個總量上來講要想和加氫站的需求配上的話，目前它的整體單硅的技術和整體技術還需要提高一點。

稍微多說一點純水電解技術，純水電解技術這兩年國內國外發展比較熱，很多人在做。很重要一個原因，理論上它的能耗比較低，是因爲現在實際的基礎情況它的耗電情況和鹼性電解差不多，但是做好的話比鹼性電解更具有效益上的優勢。另外一個很重要的特點就是說，剛纔我們講了如果是通過這種可再生能源發電，然後制氫，然後再給電池用，這個全過程完全沒有障礙的，這個可再生能源的電直接用來制氫就存在一個，因爲風電也好、光伏也好，水電什麼季節性的，它的波動性是非常大的。之所以剛纔講，之所以現在我們國家有那麼大的棄風和棄水，很大的原因就是波動性對電網造成的干擾。可能就是白天的時候正常按照一兆瓦左右來發電，如果風大一下跑到兩兆瓦，其實這個波動性對電網造成困難。

同樣我用它制氫這種功率的波動，對電解水制氫本身也造成很大的困擾，如果用鹼性電解水來做可能要增加額外的成本消除這個問題，如果從SOE來做本身應對這種波動性功率輸入，從原理上和技術來講比較好，這個也是這幾年很多公司開發這種純水電解的原因。

剛纔講的是直接制，後面講的是一些，大概前面講的副產氫的一些成本情況，同時副產氫的話，因爲是副產氫實際上原料裏面攤到的成本比較低一點，目前要做的就是加純化。我們不管是按照國外燃料電池汽車的品質要求還是我們國內的高純氫的要求也好，你說加純化其實就是裏面加一些成本，剛纔講的是氫氣的情況。

現在講加氫站，加氫站現在不用說了，現在國內的一些加氫站的情況，這個是歐洲的一個規劃。這個裏面日本、歐洲、美國都參照政府的規劃來得出的數據。國內目前可以參照的說2025年的加氫站的數量可以參照的地方很多，但是由於這幾個可參照的路線圖也好我都參與過編制，但是這些都屬於一些團體或者組織發佈的，其實目前來講沒有一個正經是真的由中央政府或者是某個部委發佈的，這個是稍微和國外是有一點區別的。

2020年100座，當時制定這個路線圖的時候覺得100座是不是數量有點多，但是這幾年，這100座最開始是藍皮書還有新能源汽車發展路線圖裏面寫的，那是2015年到2016年我們制定這個數據，發展到現在感覺實際上和預想的差不多，現在國內這兩年建設加氫站的速度還是挺快的。我們通常講運行的有16、17座，在建的也不少，當然這個裏面需要區分一下什麼呢？這些站裏面絕大部分和國外還是稍微不同，我們講說日本100座，95座，韓國有10座、20座，實際上大部分它的站按照我的瞭解是能夠對公衆開放的，如果你有這個車可以開過去加氫。實際上國內已經建成的站或者後續建的站也好，相對來說能夠對公衆開放或者商業化運行的還是比較少，更多還是偏自己示範，自己做實驗用的偏多一點，但是不管怎麼說整體加氫站的數量，國內按照統計說，已經建成的大概有16、17座，在建的30座左右，這兩年國內加強燃料電池配套的加氫站的速度還是上來了。

目前我們看按照原來定的目標2020年100座，這個目標感覺上是沒有問題的。

我們現在國內建設加氫站還有國外建設加氫站清晰的來源，還有法規上有很大的不一樣。我們國內加氫站所有的來源就是最上面這種20兆帕的長板拖車，沒有液氫，不允許現場制氫，這是目前的情況。我印象中他們講日本加氫站的情況，大概30左右的加氫站都有現場制氫，還有一部分是液氫，這兩個我們國內都沒有。一個就是液氫目前國內，以前國內的液氫都是航天上用，就是火箭發射的時候用液氫、液氧發動機他們來用，這是一個軍工的應用，在法規和標準上都沒有，因爲這個是屬於特殊的軍事應用，所以屬於特事特批那種，在民用方面液氫一直沒有應用。那麼說現在把液氫生產出來說你要把它運到加油站去，其實這個現在就存在兩個障礙：

第一個障礙就是要有液氫運輸的標準，第二個需要有交通部相關的審批機構審批，允許你以這種形式運輸危險化學品。這是兩個卡，第一個卡比較好說，現在液氫的標準GJB的標準，現在正在制定民用的液氫運輸的標準。但是第二個，我在公路上用這種液氫槽車運這個液氫涉及到一個行政許可和審批的事情，這個是目前的形勢。

說到現場制氫，因爲氫氣是危險化學品現在管制，以前叫發展總局現在叫應急管理部，它2014年發了一個文，一直在規範把危險化學品的生產放到化工園區，現在很多地方都是按照這個執行。就意味着如果你這個加氫站不是在化工園區的話，你說在站裏面直接制氫直接用，這個目前至少參照國內這幾個城市的經驗，張家口、佛山、如皋這些地方來說，這個路走通還有難度，這個從我們接觸不接觸一般都是要求挪到化工園區去。

本身如果我有合適的方法，我把制氫放到加氫站現場的話其實有可能把氫氣成本降下來，這樣的話現在制氫和加氫站必須分離開的話，其實對經濟上來講會有一些障礙。這是剛纔大概站的情況，不再細說了。我們國家的政策情況可能各位都瞭解。

政府說了上海、武漢、佛山、蘇州、如皋這些地方都在積極的推。這個是企業的情況，我們集團，中石油、中石化、航天這些都在積極的關注這個方面的發展。加氫站我們參照一個，其實加氫站現在在國內都是這種高壓的形式，供氫都是這種氣氫，在國內有的是液氫。到加氫站以後真的建成幾千座，它的加氫站的形式會是什麼，這個遠期來講與你的車載儲氫技術變化有關。剛纔就是我們現代汽車的同仁也說三氫罐的高壓，因爲現在國際上做別的儲氫路線也有，低溫高壓或者別的，那些技術有突破，以後車載變了，加氫站整體形式也要變，這是我要說的核心的意思。

剛纔說國外建成的液氫加氫站實際上都是在站內或者是路上運輸用的液氫，加到車上去還是氣氫。以後有沒有可能車上儲的液氫，從前面的運到站，到加都是液氫，現在也有很多研發在做。液氫這個國內也有好多公司在提，目前比較限制的除了法規問題之外，還有一個針對性的考慮，現在生產液氫能耗比較大。目前國際上水平應該是一百公斤液氫需要消耗10到12度電，國內大概百公斤液氫消耗15度電，這個成本是很高的，除非能夠拿到很便宜的電力。要不然全週期來比，就是說路上運肯定液化狀態比高壓狀態成本要低，但是綜合來考慮生產狀態，前端生產的電價關係是非常大的。

現在國際上液氫是一個發展路徑，另外就是用這種，剛纔講的我們現在汽車上的儲氫做大來做運氫也是在做。因爲現在國內22兆帕它的運行重量比只有百分之一點幾，非常低的，液氫大概7%、8%，實際上我用4氫瓶技術做成長的，大概10米左右的話，能夠達到現在車載的4%、5%，這樣對我們整體的成本降低還是非常有好處的，這是一個。

國家能源集團對這個氫能的事情比較關注，實際上就是說和氫車氫能應用關注比較多，以前開會討論的時候，無論是你採用哪種制氫的方式現有和我們業務關係都比較大，從煤制氫也OK。

目前我們建站的情況是批了兩個站正在建，如皋站目前正在趕進度，在如皋大會的時候將具備加氫的能力。這是成立一個整體聯盟的情況，希望通過聯合的政府部門和公司共同推動發展。