对氢的大规模应用主要是三个问题：一是氢气储运和应用过程中的安全问题；二是氢气应用的经济性问题；三是环保和可持续性问题。

尽管对于宇宙之中含量最丰富的第一元素我们并不陌生，但因为其活跃的化学性质而不能独立存在，氢是二次能源，所以，涉及到制取、储运、应用多个环节。其中有几个问题阻碍了氢能的产业化进程：

第一个障碍是安全性问题，一提起氢很多人第一反应就是“危化品”，认为氢易燃易爆，不敢大规模应用。

第二个障碍是燃料电池的成本，燃料电池需要在贵金属“铂”的催化作用下才能发电，但因为铂的用量太大。20多年前，从事氢能研究的权威教授太田健一郎先生曾经否定了氢能这条路线，原因是当时成本太高，没有用户需求，电力公司没有兴趣。

第三个障碍是氢气的来源问题。截至2019年，全球每年在工业加工过程中消耗的7000万吨氢大部分由天然气蒸汽转化(甲烷转化为氢气和一氧化碳及二氧化碳的化学反应)生产。只有少量的氢是由水电解而成。到2019年，还没有足够廉价的清洁电力(再生能源发电和核能发电)，使得氢成为低碳经济的重要组成部分。

就像光伏、风电和电动汽车一样，在基本原理已经形成，很多障碍都是在应用研究中解决的，氢能和燃料电池的诸多障碍在近年也有了很大的突破，正是这些突破，让更多的人相信氢经济将是我们正在迎来的新时代。

1、安全性：氢气的安全储运

氢气在列为能源之前一直都被作为危化品管理，氢燃料被误解为“有强大爆炸危险”之根源在于两大物理性质给人们的印象。一是燃烧范围巨大，点火能量极小，氢气有遇火易燃的风险；二是氢气很轻，单位体积密度小，但单位重量密度大，高压储运带来的爆炸风险。

先说氢气燃烧的风险：

物质的燃烧范围是物质与空气混合的程度和点火后的燃烧速度。当氢气与4％至75％的空气混合时，就会变成可燃烧气体。同时需要给予一定静电点火能量，添加到符合可燃气体条件时就会燃烧。相反，如果上述两个条件不重叠，则不会发生燃烧和爆炸。所以，氢气的安全需要管理。

首先，人类对氢气并不陌生，氢气作为工业气体已有很长的使用历史，安全规范完整，有标准操作规程。

氢气极易迅速扩散，原因是比汽油和空气的比重更轻。只有当氢气与空气混合的比例超过4％时，它才能成为可燃烧气体。但是，由于氢与空气的比重为1/14，高度扩散性决定其在开窗或户外等开放空间中，其浓度很难达到4％及其以上，而只是更低、更安全，很难达到被点燃的条件。氢气泄露后会快速扩散，不易形成可爆炸的气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。

即使氢气燃烧也不会膨胀，巴拉德的实验室曾经出现过一次储氢罐阀门被撞开刚好遇到明火的事故，但因为氢气燃烧是氢气与氧气反应生成水，是一个收缩而不是膨胀的过程，所以，结果是一罐氢气烧完了，并没有发生爆炸。

其次，从燃料电池的结构来看，与锂电电池储能系统不同的是，储氢罐与发电系统是分开的，电池不会引起自燃。车载供氢系统有完整的安全辅助装置以进行过温过压保护，燃料电池整车也设计了氢气监控体系确保运行安全。面对事故和极端环境，丰田展示了其车载储氢罐在泄漏点火和枪击测试下的安全性能，结果车载储氢瓶都没有出现炸裂或者爆炸现象，罐体没有被显著损坏，氢气则在15-30秒时间内完全排出。结果还表明，只有大口径子弹才能贯穿现有的储氢罐。

第二个风险是高压引爆的风险：

氢气的储运也有两个风险，一个是高压本身可能导致设备压力过大而对设备的损毁和环境事故，另外一个风险是因为氢气的化学性质活跃对金属储罐形成“氢脆”带来的爆炸隐忧。

由于氢气单位体积能量密度小，所以一般都需要高压运输，要达到与燃油车相当的行驶里程，需要70MPa的储氢瓶。如果采用一般的钢瓶，产生氢脆后可能出现爆炸，不过四型瓶（T4）的结构（树脂内胆）解决了这一问题。

储氢气瓶发展已有50多年的历史，从钢瓶到复合材料气瓶的发展，实现了产品结构更合理、质量更轻、储氢更多的巨大转变。

国内以三型瓶为主，因为受容重比的限制，只适用于轻型物流车辆及公交车，不适用于乘用车和重卡。

四型瓶复合材料氢气瓶重量更轻，不锈蚀，无氢脆，同体积下装载量更大，应用车型更广，国际上70MPa压力级氢气瓶已全面进入车用领域。氢能在车用领域只有发展四型瓶才能缩短与国际领先水平的差距，真正在交通能源领域普及氢能。目前，国内中集合思康、中材科技、沈阳斯林达、北京天海工业的四型瓶已经经历市场验证或国家监管局认证。

2、 经济性：燃料电池与燃油车的成本比较

燃料电池汽车的经济性取决于购置成本和使用成本。购置成本是燃料电池汽车的制造成本，而使用成本则是看氢气与燃油或电动汽车电费成本的比较。

（1） 燃料电池汽车结构

燃料电池汽车由上游氢气供应系统——中游燃料电池系统——下游应用端构成。以汽车为例，整车车身的机构一般没有太大的改变，主要成本变量在于燃料成本和电池的制造成本。也就是说：其中中游决定购置成本（燃料电池系统相当于发动机，供气系统相当于油箱）；上游氢气价格决定使用成本（氢气成本=氢气制取价格+运输价格+加氢站利润）。

（2） 购置成本变化趋势

燃料电池的构成主要是双极板+膜电极+密封件，其中膜电极主要由质子交换膜、催化剂和气体扩散层构成，所有的原材料中只有催化剂，因为主要是铂金，所以比较贵，其他都是普通材料，如树脂、石墨、金属等。

近年来，燃料电池技术在丰田、本田、现代、梅赛德斯等企业进入应用研究阶段后成本出现了大幅下降，其中，梅赛德斯将催化剂铂金用量大幅下降，使得催化剂成本下降了90%；从1994年开始燃料电池车型验证研究，一开始成本也是居高不下，直到MIRAI的推出，燃料电池成本开始下降，到2019年，综合成本较2008年下降了90%。

实际上，汽车目前还谈不上规模，成本下降主要是依靠技术进步。另一个已经形成规模的燃料电池应用领域——日本的热电联产，随着推广规模的扩大，以及几大厂家的竞争加剧，整个系统的成本在快速下降，从最初的800万日元降至了目前的100万日元左右，也就是6-7万元人民币/套，目前，日本的热电联产已经实现了平价销售，并引爆了欧洲市场。

虽然国内燃料电池汽车的产量还非常低，但燃料电池的成本也随着技术进步和零部件国产化出现了大幅下降，燃料电池系统从5年前的2万元/kW下降至现在的4000元/kW左右。而且随着规模化扩张和市场竞争，预计未来几年将以每年20-30%的速度下降。

成本下降的主要原因：一是技术进步，如亿华通现在120kW的系统比原来60kW的燃料电池系统体积还小，功率大了一倍，而体积下降一半，相当于结构性材料成本下降到原来的1/4；二是核心材料和配件的国产化，如燃料电池核心材料质子交换膜、催化剂、碳纸等关键材料目前已经开始进入国产化测试阶段；第三个成本下降的原因将是规模化带来的效果，预计未来一段时间这一效果将会体现出来，规模化并不是单指燃料电池电堆和系统的规模化，实际上，核心零部件的规模化也是成本下降的重要原因。

购置成本还包括氢气瓶和空压机。气瓶的价格因为碳钎维目前总体上处于供不应求的局面，所以价格相对燃料电池来说更加稳定，但目前除中集和思康以外，斯林达、中材科技、北京天海都在研究四型瓶，而且随着中复神鹰、上海石化、光威复材、中简科技、康得新（廊坊）等碳钎维项目的推广，国产碳纤维产量将逐渐释放，碳纤维的国产化预示着这一“高端材料”的价格下降变得可以预期。

国产空压机势加透博得到下游客户的普遍认同，而烟台冰轮将多年积累的压缩机技术应用到空压机和加氢站压缩机上，公司称可以将一些原来进口的部件做到“白菜价”。

制造业所有刚性成本来自材料，对燃料电池来说，与燃油车比较，都会用到铂金，只是将燃油车的催化剂用铂金转移到燃料电池汽车上来，目前铂金在燃料电池上的用量还高于汽车上的用量，燃油车国4、国5、国6排放催化剂用铂量大约0.1g/kW，而丰田的燃料电池系统大约为0.2g/kW，国内燃料电池用铂量也接近这个水平。

（3） 氢气的制取成本

当燃料电池技术趋于成熟，安全、稳定、持续的氢气供应就成为产业链发展的核心问题。和天然气资源决定来源不同，氢气的来源取决于“资源+制取方案"。

目前，全球产品量约7000万吨（2019年），其中中国是最大的产氢国，大约每年2200万吨左右，主要是用于工业原料、医学、航空航天领域，车用氢只是刚刚起步。根据国际能源署可持续发展情景预测，到2070年，全球对氢的需求预计将在2019年的基础上翻7倍，达到5.2亿吨。

不过，对于这样遥远的预测，我们很难判断其最终的结果，我更愿意相信当全球主要国家都将氢能作为能源转型的战略后，这个距离我们并不远的第一元素会迅速渗透至应用端的各个领域，当然，这取决于人类获取氢能所花费的成本。

制氢的方式有很多种，包括化石能源制氢，副产氢和可再生能源制氢。在全球每年约 7000 万吨氢气 产量中，天然气制氢比例 75%左右，煤炭制氢可以占到 15%，而从石油或者电解水等其他路线制氢占比不高，预计接近 10%，目前可再生能源制氢的比例还非常低。

副产氢的成本大约在8-10元/kg，按照8.66元/kg·100km计算，实际到站成本取决于运输成本，所以，上海有运营商可以将氢气的供应成本降到30元/kg以下，山东滨化称在全省范围内可以保障35元/kg供应价格。

除副产氢外，煤炭制氢的成本也是很低的，不过下面来自2016年佛山燃气集团王周的《天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨》和亚华咨询《光伏制氢技术路线与经济性分析，看这一篇就够了！》的制氢成本应该没有包括碳捕集。

目前国内的氢气主要来源于工业副产氢，上海、山东等地价格从40元/kg、60元/kg、80元/kg不等，主要区别是氢气的来源（纯化成本）加运输费用。

对我们来说，副产氢、煤炭、天然气制氢都不能代表未来，电价——可再生能源的电价才是可以期待的未来。过去十年间，我国光伏电站标杆上网电价年均下降9.0%-12.4%，一类资源区的上网电价已经达到0.35元/度；风电成本从2009年-2017年都比较稳定，但自2017年-2020年间出现大幅下降，一类资源区的度电成本已经达到0.29元/度。

目前，我国“以奖代补”的目标35元/kg，氢气成本对应的就是燃油的功率成本。我国电解水用电成本在1.5-1.6元/Nm?（16.7-17.8元/kg），按照0.2元/kwh的水电、0.3元/kwh光伏和0.4/kwh的风电成本，电解效率4.5kwh/Nm?H?，对应加氢站零售价为20/30/40元/kg（加氢站售价=电解水成本*2），在可再生能源方面，我国的条件明显好过日本的条件。

下面是石油和化工规划院的刘延伟对燃料电池使用成本的测算，按照燃油车百公里8.3升油、每升油成本6.33元计算，他认为到达消费端加氢成本50元/kg就可以与燃油车的成本持平，所以，长期来看，燃料电池汽车的使用成本并不是比燃油车更高而是更经济。

（4）氢气的运输成本

燃料电池系统成本下降可视，绿氢制备成本下降可期，那么接下来就要看怎样将氢气从光伏、风电丰富的西北到氢气应用较多的华南、华东等地区，当然，还有配套的加氢站成本。

氢气的运输方式有物理储运和化合物储运，物理运输包括：高压运输、低温液态运输、管道运输、金属吸附储氢；化合物储氢包括：甲醇运输、氨储氢、甲苯储氢等方案。目前讨论比较多的是高压储氢、液态储氢和甲醇制氢（即甲醇运到加氢站现场制氢）。

目前管束车的压力只有20MPa，一辆管束车只能供应20辆轻车的需求，当压力提升到30MPa，氢气装载量增加64%；如果压力升至50MPa，氢气装量增到20MPa的2.43倍。

气氢拖车运输技术成熟，是国内最普遍的运氢方式，但运输效率仅为1-2%，适用于小规模、200km内的短途运输。一台长管拖车的成本约为160万元。当运输距离100km时，运输成本为8.66元/kg。随着距离增加，运输成本受人工费和油费推动显著上升。如果运输压力标准由20MPa提升至50MPa，100km的运输成本可降至5.60元/kg。

国内管束储氢企业主要有中集安瑞科、浙江蓝能、北京天海、国富氢能、新兴能源装备、中材科技、众邦能源等企业。

液氢槽车运输能力是气氢拖车的 10 倍，但氢气的液化温度达到零下253℃，耗电量非常大，且对槽罐车的材料要求很高，相比气氢拖车 更适合中长距离运输，运输距离为 500km 时，预计气氢拖车和液氢槽车成本分别为 20 元 /kg 和 14 元/kg 左右。预计到 2050 年液态储运氢成本在运输距离为 500km 时将降至 6~8 元/kg，这取决于材料成本和电价的下降。涉及液氢的企业包括航天101所，中科富海、中集圣达因、国富氢能等。

目前全球氢气管道有近 5000km，而中国国内仅有不足 100km，主要是中石化的三条管线。氢气管道初期需要巨大的投入和较长的建设周期，但由于氢气是在低压状态下运输，相比 高压运氢成本更加低廉。运输距离为 500km 时，运氢成本为约在 3～3.1 元/kg。

液氢槽车运输效率高，一台液氢槽车的投资额为50万美元。由于液化成本占总成本的60~70%，因此距离变化对成本影响不明显。运输距离为100km时，液氢罐车的运输成本为13.57元/kg，距离增加至500km时成本为14.01元/kg。

气氢管道运输每公里管道投资额584万元。运输距离100km时，管道运输成本仅为1.20元/kg，在三种方式中成本最低，但其成本受运能利用率影响，当运能利用率低于20%时将不具备成本优势。当前国内氢气管网数量有限，将氢气混入天然气管道中进行运输可解决基础设施不足的问题，德、法、西班牙等国家已有应用。

化合物储氢是用将制取氢气比较简单的含氢化合物运送到加氢站，通过设备分解还原成氢气。这样做的好处是让氢气的运输变得方便，成本较液氢低。大连化物所的李灿院士推动的“液态阳光”就属于这条技术路线。

另外，加氢站也是产业链上一笔不小的成本，目前一座加氢站成本大约1500万元，随着中石化1000座加氢站的启动，以及油氢混合站的推广，预计加氢站成本下降到700-1000万元/座。

3、 可持续性：氢气来源与主要趋势

氢气按照生产来源主要分为“灰氢”“蓝氢”和“绿氢”三类。如果没有今年可再生能源的成本下降，就奢谈氢能的规模化利用。

（1）灰氢。“灰氢”是指96%的氢气来自化石燃料，通过蒸汽甲烷重整或自热重整等方法制造的氢气称为灰氢。制氢成本较低但碳强度最高。

（2）蓝氢。“蓝氢”是“灰氢”的“升级版”，在甲烷蒸汽重整与自热重整制氢过程中增加碳捕捉和贮存环节（CCS），蓝氢碳排放量较低，但无法消除所有碳排放，且成本也很高。

（3）绿氢。“绿氢”是利用可再生能源电解，通过水电解方式获得的氢气纯度较高，可达99.999%以上，可视为零碳排放。主要取决于电的成本，以目前国内的光伏、风电和水电的成本还很难达到经济性要求。但绿氢是氢气来源的最终目标。

（4）废氢。“废氢”即工业副产氢，包括氯碱化工、石油化工、冶金等工业企业的副产，通过纯化设备对尾气进行氢气的提纯。

中国是世界第一产氢大国，2020年全国氢气产量突破2000万吨。中国发展氢能产业基础较好，在合成氨、合成甲醇、炼焦、炼油、氯碱等传统石化行业中具有较为成熟的经验。但中国在氢能利用方面，主要是把它作为工业原料而不是能源来利用。

燃料电池用氢需要达到99.999%的纯度，因为担心有杂质的氢气会对燃料电池造成伤害，现代汽车的燃料电池用氢只接受电解水氢气。从环保的角度来看，只有可再生能源制氢才能做到真正的零排放。

在2019年9月22日济南举行的“2019氢能产业发展创新峰会”上，工业和信息化部原部长李毅中指出：“在当下的技术条件下，虽然化学能源制氢技术是成熟的，但是路径并不可取，不能本末倒置，二氧化碳不能大量排放，要尽快攻关；灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢可回收，绿氢是方向。”

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》预测，在中国氢能市场发展初期（2020-2025年），氢气年均需求约2200万吨，作为燃料增量有限，工业副产制氢因成本较低，最接近消费市场，将成为有效供氢主体；在氢能市场发展中期（2030年左右），氢气年均需求约为3500万吨，煤制氢配合CCS技术，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体；在氢能市场发展远期（2050年左右），氢气年均需求约为6000万吨。

所以，氢能发展除了要满足安全性、经济性条件，一定还要有持续、稳定、价格合理的氢气供应，这是可再生能源成本下降给予的氢能发展的信心。

4、锂电和氢能哪个是未来的方向？

马斯克、迪斯（大众CEO）、王传福都在各种场合攻击发展燃料电池汽车是愚蠢的事情。不过，这似乎并不能阻止各国政府和资本对氢能的追逐。

锂电的优势有很多：（1）结构简单，制造成本相对比较低；（2）一次能量转换，电池的能量转换率理论值到达80%；（3）充电桩安装方便，而且成本非常低。

不过锂电有很多无法克服的弱点：（1）从驾驶端来看，锂电续航里程相对比较短，充电一次一般200-300km，充电时间比较长，少也得80多分钟，不适合长途驾驶；（2）锂电低温启动比较困难，而且无法满足极寒天气的空调耗电，所以，寒冷地区不太适应；（3）锂电的电池结构是一个能量包，这个结构一旦遇到挤压或高温就很难避免燃烧；（4）电池能量密度衰减会导致充电量递减，单次充电里程下降；（5）锂电单位重量的能量密度只有氢气的1/100不到，用锂电作为货运车的动力意味着有很大一部分能量运的是电池本身；（6）锂电的电取决于发电的源头，自身并不能解决清洁发电的问题，目前无非是将燃油变成燃煤；（7）衰减后的锂电回收成为一个难题，不仅污染严重而且回收循环利用的产业链至今没有建立；（8）锂电受制于锂、镍、钴三类金属，这三类金属的世界上的储量比石油天然气还要集中，镍和钴的已探明资源储量可使用年限不及石油天然气，无法摆脱资源约束，而且一旦成为趋势价格难以控制。

基于这些锂电无法解决的难题，氢能和燃料电池比较好地克服了这些弱点：（1）燃料电池汽车充电时间3-15分钟，加氢一次（5.6kg）行驶里程最高已经达到850公里;（2）氢电的低温启动温度可以达到零下30度；（3）燃料电池和储氢瓶是两个独立系统，燃料电池不会自燃；（4）燃料电池对氢气的消耗如同燃油发动机对油的消耗，不会因为储量下降影响动力；（5）燃料电池系统能量密度高，更适合商用物流车；（6）燃料电池的氢气来源多样化，无论是副产氢、天然气裂解或者电解水都更加具有针对性，对减碳更有价值；（7）燃料电池的回收比较简单，铂金的回收达到90%以上；（8）燃料电池除铂金外，其他材料都是普通金属或石墨，以及化工材料，无非是将铂金从燃油车的催化剂转移到燃料电池汽车上，虽然目前用量有所增加，但全球铂金的储量足够人类汽车产业的循环利用。

目前市场形成了一定共识的是燃料电池更适合商用物流车，而锂电更适合城市代步工具。不过两种技术路线的竞争绝不会就此止步，锂电在寻求换电模式，而燃料电池汽车则触发了传统能源企业投资加氢站的积极性，其中中石化就计划到2030年建成1000座加氢站，其中今年建成100座。

小结：安全性是一个认知问题，由于氢气的特点和高压要求，所以，重要的是管理；氢气的经济性是一个系统工程，燃料电池本身只有少量铂金比较刚性，其他都是普通材料，技术进步、国产化、规模化让成本下降变得可视，而可再生能源成本下将让氢的可持续性和价格下降都可以期待；目前关键的问题在于储运，储运成本下降的路径是提升长管拖车的压力，达到一定的规模后，管道运输、液氢、化合物储氢将根据不同的场景被应用。