中国氢能源发展迎来机遇期——访中国工程院院士彭苏萍

近日，国家标准委与国家发展改革委、工信部、生态环境部、应急管理部、国家能源局联合印发了《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》（以下简称《指南》）。本刊采访了中国工程院院士、中国矿业大学（北京）教授彭苏萍，他表示，未来10～20年将是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期；新产业的标准化非常重要，《指南》是近期我国氢能产业标准化的操作手册，实现“双碳”目标需要在技术方面进行大胆创新；如何控制好制氢过程中的碳排放、提高清洁能源制氢比例、降低燃料电池成本仍是我们面临的挑战。

来源：《能源评论》 作者：王伟

人类发明了内燃机，但并没有完全替换掉蒸汽机。我们今天讨论氢能，并不是认为氢能可以替代所有能源，而是在探讨一个各种能源和各种能源利用方式共存的模式。

未来10～20年是机遇期

问：六部门联合印发的《指南》，对我国氢能产业发展的意义是什么？

答：这是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。我之前一直在呼吁建立健全产业政策、安全监管及技术标准体系。《指南》提出，到2025年，支撑氢能制、储、输、用全链条发展的标准体系基本建立，制修订30项以上氢能国家标准和行业标准。《指南》具体明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，部署了核心标准研制行动和国际标准化提升行动等“两大行动”，称得上是近期我国氢能产业标准化的操作手册。

新产业的标准化非常重要。最近，工信部等四部门印发了《新产业标准化领航工程实施方案（2023-2035）》，所提出的“ 8+9新产业”就包括氢能产业，涉及新能源、新材料、新能源汽车、民用航空、船舶与海洋工程装备、新型储能等内容，对于指导产业长期发展具有基础性、引领性意义。

问：对于利用氢能加快能源转型，全球主要国家都有哪些新动向？

答：当前全球主要发达国家高度重视氢能产业的发展，都希望能源利用方式从以前的矿藏资源消耗型向天然资源再生型转变，能实现低碳化——在做大可再生能源规模的同时，降低化石能源的利用规模。

迄今为止，全世界有大约80个国家和地区提出了重视氢能的发展规划。日本希望能从以前进口煤、进口油气向进口氢转变。澳大利亚是能源出口国，以前主要出口煤炭，而现在的氢能发展规划主要聚焦于氢气出口。欧洲处于工业化后时期，目前发展氢能主要是为了工业脱碳。美国今年6月发布《美国国家清洁氢能战略及路线图》，鼓励清洁氢能技术研发创新，更加重视清洁氢能技术产业化。我国基于煤在一次能源结构中占比的现实，发展氢能主要是为了优化能源结构、改善能源品质。

问：氢能会是颠覆性和替代性的能源吗？

答：人类的能源利用方式主要经历了生物质能源（薪柴）、煤炭、油气、新能源几个阶段。人类发明了内燃机，但并没有完全替换掉蒸汽机。我们今天讨论氢能，并不是认为氢可以替代所有能源，而是在探讨一个各种能源和各种能源利用方式共存的模式。

燃料电池发电是氢能的重要利用方式，是一种电化学反应，通过电荷转移，将化学能转化为电能。而油气内燃机、煤炭蒸汽机是一种动力机械，主要发生物理变化，通过直接燃烧燃料产生能量。

以前我们认为氢主要是一种能源，后来我们发现用氢来消纳可再生能源是一种非常有用的储能方式。因此，氢就有了能源生产和储存两方面的属性，在今后的能源技术发展中占有一席之地。

让氢能更绿色更经济

问：基于我国的能源结构，该如何利用氢能促进能源转型？

答：我国具有丰富的氢能资源，煤制氢技术也趋于成熟。但如何控制好制氢过程中的碳排放、提高清洁能源制氢比例、降低燃料电池成本仍是我们面临的挑战，支撑氢能发展的核心技术和关键材料难关还需要进一步攻克。

对一个以煤为主要能源的国家来说，二氧化碳排放是需要破掉的“紧箍咒”。未来10～20年将是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，要紧密联系我国能源发展实际，从政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，把握机遇，提前准备，助力氢能产业高质量发展。

问：从全球来看，氢的来源和应用有哪些可行的途径？对于绿氢的发展您有什么看法？

答：2020年全世界纯氢产量严格统计是7500万吨，若稍微放开一些指标，则超过1亿吨。我国是世界上最大的制氢国家，氢气主要用于化工精炼和合成氨等领域。2022年我国的氢气产能超过4500万吨，产量超过3350万吨。

虽然未来要发展可再生能源制备绿氢，但在当前的发展阶段，稳定、可靠、便宜的氢还不能放弃。从世界范围看，北美、欧洲的氢气，主要是通过天然气制造。以高温固体氧化物电解池制氢为例，美国Bloom Energy公司研制出了130千瓦的制氢示范装置，德国Sunfire公司推出了2.6兆瓦的示范系统，丹麦托普索公司的产能达到500兆瓦。我国目前主要是煤制氢，在发展氢能源的过程中，需要关注如何把二氧化碳的排放控制好。

问：目前氢燃料电池有哪些新的发展方向？

答：氢能利用主要是靠燃料电池转化，现在主流的燃料电池技术主要有两种：一是质子膜燃料电池，二是固体氧化物燃料电池。

质子膜燃料电池工作温度比较低（90摄氏度左右）、启动比较快，在交通领域应用得比较广。固体氧化物燃料电池的工作温度为600～800摄氏度，主要应用在分布式发电等领域。固体氧化物电解槽制氢具有高温运行、效率比较高、耗电量比较小的特点，比常规质子膜及碱性电解槽省电1/5到1/3，还可以通过高温共解转化二氧化碳。固体氧化物燃料电池技术受到了欧美各国的关注，因为它对原料的要求不高，不像质子膜技术那样需要高纯度的氢，而且天然气、液化气也可以作为原料。

中国氢能发展不但仅仅限于制氢，将来可能更依赖于能源转化为电的装置——燃料电池技术的发展与提升。中国矿业大学（北京）从“十二五”开始研究固体氧化物燃料电池，去年初步研发成功的二氧化碳近零排放的煤气化发电技术通过了科技部的验收。该技术主要采用固体氧化物燃料电池发电和固体氧化物电解槽制氢，实现了1兆瓦供热、500千瓦供电的热电联产，一次发电效率达到53%，还成功把二氧化碳转化为化工产品，所以我们将聚焦于这个方向继续努力。

产业发展须突破“卡脖子”环节

问：从产业链角度来看，储氢和供氢环节有哪些创新思路？

答：目前主要是利用压缩氢气的供氢方式，液氢成本比较高，主要运用于航天系统，要在民用系统上应用还需要一段时间。

氢能不利于存储、液化成本高等问题影响了氢能远距离输送。2016年，美国、日本和澳大利亚等国家提出了“氢2.0规划”，把制氢和应用方式向“氨为载体”转化，比如中东地区的石油大国提出的“绿色甲醇”计划。

绿氨作为绿氢的载体，在国内也得到了支持。例如福州已经成立国内首家氨氢能源重大产业创新平台，宁夏也成立了氨氢产业联盟，山东、辽宁和山西的一些企业也在进行研究。

问：在储运方面，管道输氢与天然气掺氢有哪些突破？

答：氢能储运基础设施发展薄弱是我国氢能产业发展的“卡脖子”环节。当前，氢能储运成本占到“制储输用”全产业链总成本的30%～40%。

按照氢能输送状态的不同，运输方式可分为气态、液态、固态三类；气态氢输送以长管拖车、纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送为主；液态氢输送以液氢罐车、专用液氢驳船、液氢管道为主。一般认为，长管拖车在运输距离小于200千米时具有成本优势；液氢远距离输送优势明显，但在现有技术条件下液化系统能耗高且初始投资大。相较而言，纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送都能够实现氢能的远距离、大规模、低能耗运输。

我国的纯氢管道规划与建设刚刚起步。今年4月，中国石化宣布，全长400多千米的“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，这标志着我国氢气长距离输送管道进入新的发展阶段。6月25日，国家管网集团完成了我国首次高压力纯氢管道试验——6.3兆帕管道充氢测试和9.45兆帕管道爆破测试取得成功。

以掺氢天然气的形式开展氢能储运与利用，将是快速突破氢能产业规模化发展瓶颈的主要方式。目前我国天然气管网总里程约为11万千米，“全国一张网”已基本建成，2025年总里程将达到16.3万千米，这为发展天然气掺氢产业提供了坚实的基础条件。研究认为，按20%的比例掺氢，2030年天然气掺氢全产业链产值可达1800亿元/年。

问：我国氢能源与燃料电池发展存在哪些亟待解决的问题？

答：我国具有丰富的氢资源，已经掌握了煤制氢技术，世界汽车市场第一大国的规模，也为氢能发展提供了广阔的平台。目前还需要进一步攻克很多关键的零部件和卡脖子的技术，例如质子膜燃料电池的成本问题，固体氧化物燃料电池的规模化问题。我们在应用场景、系统研究方面还有所欠缺，产业政策还需要和区域经济发展更紧密结合。

我国对燃料电池的规划是，质子交换膜技术的燃料电池，到2050年寿命超过4万小时、成本低于300元/千瓦、工作温度提高到130摄氏度（可以用纯度为90%的氢作为原料供应，现在主流技术要求纯度为99.99%甚者99.999%的氢）；固体氧化物燃料电池和固体氧化物电解槽的系统成本，到2050年达到1000元/千瓦，寿命达到10万个小时。这样的话，可以为替代现在的燃煤电厂技术做好准备。

问：对氢能源与燃料电池发展的战略规划，您有何建议？

答：今后20年，国家需要进一步制定引领战略，优化相关政策，在技术开发以及自主可控方向做好工作。在2025年以前，重点依靠政策引导和局部示范，比如，燃料电池示范区和“氢进万家”计划，从国家层面支持氢能发展；到2035年，实现以市场驱动为主的氢发展的商业模式，希望氢能源产业链能够为国家的“双碳”目标、高质量发展作出贡献。

要做好这些工作，首先要加强顶层设计，比如去年公布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》。其次，建立健全产业政策、安全监督及技术标准体系。基于安全性考虑，希望将氢从危险化学品管理转向类似油品的管理机制。再次，加大对氢能基础设施全产业链的补贴政策及金融支持，吸引金融资本有序引入国有资本，为规模化发展氢产业链提供有力保障。最后，要建立长效机制，推动氢能基础设施关键技术攻关与核心装备自主化。