4月7日，首期“中国碳市场机制与绿氢评价”高级培训班开启第一天课程。中国氢能联盟战略指导委员会委员、中国工程院院士衣宝廉首先向学员讲授了主题为《发展氢能助力实现碳中和》的开班课程。在这一课中，衣宝廉阐述了氢能在碳减排过程中所应该扮演的角色和努力的方向，并详细讲解和比较了主流的氢气制备技术，尤其是可再生能源电解水制氢技术的前景。

    以下是衣宝廉院士讲述内容摘要：

低碳时代，氢能如何找准定位

    众所周知，我国的能源结构是“贫油、少气、富煤”。2018年我国成为原油和天然气双料第一进口国，两大能源对外依存度分别为70%和45.3%。无论从碳中和的背景，还是从保证国家能源安全、减少对国际化石能源依赖的角度出发，我们也要发展原油和天然气的替代燃料。 那么，氢能如何在这个时候发挥作用？氢能是零碳燃料，同时又是化石能源和可再生能源之间过渡和转换的桥梁。可再生能源高速发展，但存在时间上密度不均的问题，采用电解水制氢就能够解决可再生能源的储存和再分配问题，提高可再生能源的利用率。

    氢能在能源转型中的作用和定位主要包括：实现大规模、高效可再生能源消纳；在不同行业和地区间进行能量分配；充当能源缓冲载体，提高能源系统韧性；降低交通运输过程中的碳排放；降低工业用能领域的碳排放；代替焦炭用于冶金工业降低碳排放；降低建筑采暖的碳排放。

氢的制备途径

    当前我国的氢能主要来源为工业副产氢回收及化石燃料制氢，其中每年全国通过处理焦炉煤气、合成氨、甲醇和氯碱等工业原料可得到副产氢近千万吨，但工业副产氢普遍存在纯度不高，需要进一步去除杂质的难点。这一路径需要发展精准的净化、检测标准和方法。

    相比之下，我国化石燃料制氢技术较为成熟，成本较低，但同时需要将产生的二氧化碳捕捉和封存，才能达到碳减排的目的。在这一途径上，我们可以对二氧化碳进行有效利用来减轻碳排放的压力。比如，利用电解水制氢的副产氧，进行煤制氢，收集产生的二氧化碳注入油井，提高产油率，还可以开发天然气热催化裂解制备氢气和固态碳，做到零碳排放。

    另外，核能制氢路径也在摸索中。它主要包括核电电解水制氢和核能热化学循环制氢两种技术，其中后者的制氢效率可达52%。

    还有一项被世界所期待的技术，是光解水制氢，它能够以光催化剂为媒介，实现用太阳光直射水分解氧气和氢气。现阶段这一技术仍徘徊在催化剂研究这一阶段。如果这一技术能最终实现，将成为能源领域的颠覆性技术，也将为氢能应用带来更广阔的天地。

    不过，在低碳和能源转型背景下，目前最值得去发展和期待的氢能制备途径还是可再生能源电解水制氢。

可再生能源电解水制氢技术

    目前主流的可再生能源电解水技术主要包括三种，高温蒸汽电解（SOE）、碱水电解（Alk）和纯水电解（SPE）。其中高温蒸汽电解采用固体氧化物为电解质，电解效率最高，也有可能达到最低的成本，但目前仍然在实验室阶段。碱水电解采用30%氢氧化钾为电解质，石棉膜为隔膜，技术门槛低，已经实现了充分产业化，但它的缺点是制备成本高、耗电量大，而且氢氧化钾对设备具有强腐蚀性。纯水电解技术采用质子交换膜（PEM）对纯水进行电解，但单机规模较小，目前还没有得到大规模应用。

    就目前而言，纯水电解是可以突破的方向。和碱水电解技术相比，纯水电解绿色环保，可与风能和太阳能结合，产气纯度高、能耗低、电流密度高、设备占地面积小、不需要碱水电解的碱雾净化设备。

    从全球趋势看，PEM纯水制氢正在成为主流技术，德国风电制氢设定标准更是规定，只能用PEM电解水制氢。同时欧盟规定的5秒之内的制氢响应时间，目前也只有PEM技术可以达到。在国内的PEM电解水制氢领域，目前大连化学物理研究所的技术处于领先地位。研究所在1994年开始PEM电解水技术研发，到去年已经完成了300千瓦级电解槽和兆瓦级的系统建设。目前，研究所已经开发完成的第三代PEM制氢机，电解能耗为4.2千瓦时每标准立方米氢气，达到国际领先水平。

质子交换膜纯水电解的核心技术

    PEM电解水技术包括两大关键材料，两大核心部件和一个核心技术。两大关键材料分别是高效电催化剂和增强质子交换膜。廉价和稳定的电催化剂能进一步提高析氧活性，并降低成本，而对于增强质子交换膜，需要寻找能降低内阻、抵抗高压操作和自由基攻击的材料。

    两大核心部件分别是膜电极和薄层双极板。两者是电解槽单池的核心组成部件。强析气条件易对膜电极结构造成破坏，影响电解性能与寿命。可以通过膜电极一体化制备的方式，提升膜电极的结合力、工作性能和一致性。在薄层双极板上，目前主要通过薄层金属双极板技术、激光焊接技术、均一性流场设计和耐腐蚀表面处理技术等解决抗腐蚀性、低接触电阻和均一性流场设计等技术性难题。

    而对于整体的耐压水电解池结构，需要解决的问题包括电池一致性和密封失效的问题，这一难题可以通过密封结构设计、电堆受力分析与仿真、密封结构设计与研制、薄层金属双极板和端板轻质化等途径解决。

氢的储运技术

    目前的主要储氢方式包括液态储氢、高压储氢、金属氢和化合物储氢四种。其中液态储氢和高压储氢最为常见，两者各有利弊，可以互为补充。液态氢适合于大量储用氢，如洲际储运氢与重载车加氢，但氢气液化能耗高（约大于氢气能量的1/3），无损存储时间短、长时间存放会出现氢气逃逸的现象。高压储氢安全性高，是原地和中短途，用氢量不大时的常用方法，但由于储氢量仅为1%-2%，用于长途运输的话，运输费用要大幅增加。

    化合物储氢则是一种有前景的氢储运方法。目前的有机储氢材料如杂环化合物，储氢量可以达到5-6%，能够运柴油一样方便运输，脱氢温度只需要200摄氏度，值得进一步探讨。另外，氨也是氢储运的好载体。氨既可以直接用作无碳燃料，也可以分解制氢，发展廉价低压合成氨方法也是很好的技术路径。

燃料电池汽车：氢能应用的突破口

    和锂电池汽车相比，燃料电池汽车具有能量密度大、续航里程长、动力性能高、燃料加注时间短等优势，所以交通领域尤其是重载车领域，理应成为氢能产业的突破口之一。
不过燃料电池汽车也存在几大必须攻克的难点：首先燃料电池发动机昂贵，导致燃料汽车售价是锂电池汽车的1.5到2倍，更是燃油车的三倍左右；其次每个加氢站的建设费用高达1200万到1500万元；再有在加氢站的加氢费用高达每千克60元到80元。这一价格只有降到40元以下，燃料电池车才能与燃油车竞争。

    衣宝廉指出，在碳中和愿景下要实现无补贴的燃料电池车商业化，就需要大幅度降低燃料电池发动机的成本、氢气成本和加氢站的建设成本。一方面，实现燃料电池关键材料和部件国产化以及批量生产，同时提高电堆的比功率，大幅度降低燃料电池发动机成本，进而降低燃料电池车成本；另一方面，大力发展可再生能源电解水制备绿氢，采用管网输送氧气使加氢成本降至每公斤30元以下，便具备与燃油车同等价格优势；最后，实现氢气压缩机、高压储氢瓶等国产化和批量生产，建立油、氢、电合建站，就可大幅度降低加氢站的建设费用。通过这些成本降低手段，率先开展对加氢站依赖度低的商用车商业化应用，同步加大加氧站建设密度后，进行乘用车示范商业化。