氢能产业或于2025年迎拐点 无碳制氢是大方向

1. 氢能产业或于2025年迎拐点 无碳制氢是大方向

作为一种理想的清洁能源，又有望在汽车上推广应用，近年来，氢能产业及氢燃料电池汽车的热度居高不下。10月15日，氢燃料电池汽车发展再次迎来积极信号，工信部在《关于政协十三届全国委员会第三次会议第1438号提案答复的函》中提到，工信部高度重视氢燃料电池汽车发展，下一步，将加快推进《新能源汽车产业发展规划(2021–2035年)》报批发布工作，明确氢燃料电池汽车的发展目标和重点任务。从这则消息来看，氢燃料电池汽车的发展有望尽快迎来国家层面的发展规划。

图片来源：工信部
事实上，我国氢能产业正在快速发展，中央及地方支持政策密集出台。据中国电动汽车百人会统计，截止今年6月，全国范围内省及直辖市级的氢能产业规划超过 10 个，地级市及区县级的氢能专项规划超过 30 个，包括广东、江苏、山东、安徽、四川等在内的众多省市都推出了相应的推广补贴政策，各地方政府纷纷设立加氢站建设目标，并从产业产值、氢燃料电池汽车推广、固定式发电应用等方面提出了发展目标和行动计划。
不过，从全产业链角度而言，我国氢能产业仍处在发展初期，产业链中许多方面还面临着一些瓶颈有待突破。
氢原料成本较高
目前，我国氢燃料汽车应用已在部分地区实现了小规模化运营，且主要集中在商用车领域，截至今年8月，我国已有43家氢燃料电池车企的相关车型进入《新能源汽车推广应用推荐车型目录》。其中，中通客车、上海申龙客车、东风汽车集团在目录车型数量中排名前三。

10月15日，中通客车控股股份有限公司党委副书记、总经理彭锋在2020氢能产业发展创新峰会上说，“中通客车在燃料电池方面整体运行效果不错，随着氢燃料电堆的技术在前进，今年12米的车只要4公斤氢燃料就可以达到一百公里，如果燃料氢价格下降到20元/公斤，氢燃料汽车将会比柴油车要便宜。如果氢燃料汽车大规模推广之后整个产业链条把成本降下来，那么燃料电池汽车率先在公交车方面推广会比较快。”在彭锋看来，氢原料的购置成本目前太高，大约80元/公斤，这是制约氢燃料电池汽车规模化发展的关键因素之一。
关于供应链的成本考量，上海捷氢科技有限公司总经理卢兵兵亦有共鸣，他认为，燃料电池分成三大分系统，电堆、辅助系统、以及储氢系统。到今年年底，我国燃料电池里面的材料有能力实现量产和国产化，但在储氢方面，碳纤维生产企业仍然较少，目前碳纤维主要依靠进口。此外，高压的阀件国产化还没有突破，导致价格极高。氢能发展如果要迎来拐点，燃料电池相关材料的国产化是关键。
发展氢能要置于“无碳绿氢”的目标下
“氢能的生态是一个氢供应链，包含制、储、加三个部分，应用链主要是交通的应用链。从目前来看，应用链已经走在了前面，短板是氢的供应链。关于制氢，最根本的标准一定是要减少碳排放。” 北京清华工业开发研究院副院长、滨化集团股份有限公司董事长朱德权说。

北京清华工业开发研究院副院长、滨化集团股份有限公司董事长朱德权
图片来源：中国电动汽车百人会
众所周知，氢能作为一种二次能源，是推动传统化石能源，清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想能源。从产业链方面来看，制氢是源头，氢气需要人为后期制备。目前行业中公认有两种制氢方式，一种是化石能源（煤和天然气）制氢，一种是电解水制氢。在化石能源制氢中，煤制氢目前应用占比超过其他制氢方式，在当前我国煤化工行业较为成熟的背景下，煤制氢产量大且分布范围广。不过，煤制氢过程会排放大量的二氧化碳，需要碳捕集、封存和利用技术设备加以控制。而电解水制氢过程不存在碳排放，工艺简单，但成本较高。从环保角度来说，电解水制氢更适用于长期发展。
在制氢方面，行业内已有“灰氢不可取、蓝氢方可用、废氢可回收、绿氢是方向”的制氢技术路线，工业和信息化部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中也表示，发展氢能必须要置于实现2030年二氧化碳达峰和2060年碳中和这两大目标下，绝不能为生产氢气而产生大量二氧化碳，氢能发展方向必须是无碳绿氢。

工业和信息化部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中
图片来源：中国电动汽车百人会
在李毅中看来，尽管当前相关省市、企业和机构对氢能产业热情高涨，但总体来看，国内对氢能的研究仍然不够，他呼吁产业界关注破解制氢的氢源问题。李毅中认为，关于氢源制氢要有合理务实规划设计和标准，要明确方向防止盲目性；其次要抓紧建设二氧化碳捕集、封存和利用研发攻关，此外还要开展工业含氢尾气中氢的回收、提纯和利用。
2025年或是氢能产业拐点 引导性政策成关键
尽管国内外在氢能领域的发展还在探索中，但未来氢能产业的发展前景毋庸置疑。目前，荷兰、德国等全球多个国家和地区已经颁布了氢能发展路线图，我国也已在多项产业政策中明确提出要支持氢能产业发展，支持政策出台频率也更加密集。今年9月，五部委联合发布的《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》中也表明，要利用4年时间来打造国内氢能产业链，让整个产业链趋于完整，具备一定的后续发展的基础。
“我们认为我国氢能产业在2025年之前都处于产业的初级阶段，一些技术，产业的积累要在这一阶段做准备。”国家电投集团氢能科技发展有限公司总经理张银广表示，2025年之前将是氢能产业的起步期，这一阶段主要依靠政府层面来引导，氢能应用主要以示范应用为主，相关技术和产品将在这一阶段逐渐成熟，产业链趋于完整，而整个氢能产业的拐点将在2025年左右。

国家电投集团氢能科技发展有限公司总经理张银广
图片来源：中国电动汽车百人会
中国电动汽车百人会常务副秘书长刘小诗也认为，2025年氢能产业发展将迎来最好时机，到那时，预计风电、光电成本都会降到0.25元到0.3元之间，国内的液氢的生产及运输，在实现民营化之后，也将实现成本下降。
中国氢能联盟此前发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019年版）》显示，到2025年，我国氢燃料电池汽车保有量目标要达到10万辆，而现有数据显示，我国氢燃料电池汽车仅有6000多辆，从这一数据来看，未来四年，我国氢燃料汽车保有量还有9万余辆的缺口。
“我国正在出台一系列的产业政策，试图把一些限制性的、制约性的政策破除掉。另外，氢能发展还要增加一些引导性的政策，能够长期具有有效性，而不仅仅适用于在示范期和示范城市范围内。” 张银广认为，氢能产业发展壮大需要探索出一条可以商业化运营的模式，如引入社会化资本，让有可行性的商业模式吸引社会资本的加入，氢能产业规模有望快速扩大。
他预计，国内氢能产业的高速发展期是2025-2035年，届时，氢能将实现商业化的应用推广，从交通领域向其他领域延伸。
本文来源于汽车之家车家号作者，不代表汽车之家的观点立场。

2. 碳中和｜氢能及燃料电池产业瓶颈分析

 文/于广欣 纪钦洪 刘强 肖钢 熊亮，中海油研究总院，现代化工
   氢是宇宙中最丰富的元素。氢能作为二次能源是最佳碳中和能源载体，可用于发电、发热、交通燃料，具有零污染、热值高、可存储、储量足、应用广等优点。氢的储能属性使其具备跨时间和空间灵活应用的潜力，能与可再生能源有效衔接，助力可再生能源消纳与更大规模发展。正是基于氢的优点与潜能，在应对气候变化、全球能源转型的大背景下，国际上普遍认为氢能将成为未来能源系统的关键节点，在全球能源转型及提高能源系统灵活性方面发挥关键作用。而近些年全球资本、技术、舆论等因素正共同催生本轮氢能热潮。
    1 氢能产业发展现状 
   本轮氢能热潮起于欧美日发达国家，并逐步扩展至全球。欧盟、美国、日本已将氢能纳入国家能源发展战略，并出台产业发展规划和支持政策。美国重视氢能产业链关键技术培育，应用方面固定式燃料电池发电、氢燃料电池叉车和 汽车 有绝对优势。欧盟实现净零排放，氢能是其重要抓手，德国制定《国家氢能战略》支持可再生能源制氢、氢基合成燃料、燃料电池产业与技术发展。日本、韩国发布详细的发展路线图，政策导向明确，在燃料电池车、家用燃料电池、加氢站网络和氢技术开发处于领先。国际氢能理事会发布的《Hydrogen Scaling Up》报告预测，2050年氢能约占全球能源需求的18%，工业、交通、建筑供暖供电是氢能应用重点领域。
   国内将氢能定位战略能源技术，政策利好逐步释放。2019年氢能首次被写入政府工作报告，2020年《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》第一次将氢能列为能源范畴，同年氢能纳入年度国民经济和 社会 发展计划，并启动燃料电池 汽车 示范推广及国家氢能产业发展战略规划编制。国家层面从立法、顶层设计、示范应用等层面给予氢能产业持续的政策支持，统筹规划、引导、规范氢能产业 健康 持续发展。在持续稳定的政策环境下， 社会 资本、产业链上下游相关企业、地方政府等多因素叠加催化下，近几年国内以加氢站为代表的氢能基础设施（表1），制-储-运-用产业链关键技术与装备得到发展，初步形成珠三角、长三角、京津冀等氢能产业热点区域，目前产业整体处于技术研究与示范应用阶段。根据公开资料整理，目前国内氢燃料 汽车 超过6000辆，在运营加氢站46座。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》预测，2035年氢能占国内终端能源总量5.9%，加氢站数量1500座，燃料电池车保有量130万辆。
      面对全球应对气候变化政策倒逼，Shell、Total、BP等欧洲石油公司相继提出2050年“净零碳排放”目标，押注绿色低碳能源成为普遍选择，其中布局绿色氢工厂、加氢站等氢能业务是重点方向。至今，壳牌氢能业务已在美国、日本、德国投资超过24座加氢站，并与道达尔等企业合作在德国加速推进H2 Mobility项目（预期加氢站建设规模超过400座）。国内石化企业在发展氢能方面，具有氢源和销售网络的优势，中国石化等已开展制氢、加氢站及储运设施网络的规划和建设，2018年中国石化加入国际氢能委员会，2019年与法液空开展氢能合作，采用“油氢电一体化”新模式，在现有加油站基础上配建加氢站，目前已在广东、上海、浙江建成油氢合建站4座。
    2 产业链技术与成本瓶颈分析 
   全球氢能及氢燃料电池车示范应用进展显著，但氢能产业涉及制、储、运、用多个环节，产业链长，技术复杂，现实中氢能大规模推广应用仍面临氢燃料电池制造成本高、加氢站设施薄弱、终端用氢成本高等瓶颈。
    2.1 技术因素导致制造氢燃料电池成本较高 
   氢燃料电池系统由电堆、供气系统、控制系统等部件共同构成。电堆是将化学能转化为电能的核心部件，电堆成本占氢燃料电池系统总成本60%左右（见图1）。造成电堆成本居高的主要因素包括：膜电极、电堆加工制造过程及使用环境要求。而电堆技术的瓶颈也导致氢燃料电池系统成本较高。
      膜电极是电堆的核心部件，由催化剂、质子交换膜、碳纸组成，其成本约占氢燃料电池系统的36%。目前商用催化剂为铂/碳，其成本约占氢燃料电池系统成本的23%，是成本的主要来源。质子交换膜、碳纸材料成本也较高，国内主要依靠进口，在性能和批量化上与国外还存在差距。膜电极已经发展到第三代有序化膜电极技术，趋势是降低大电流密度下的传质阻力，进一步提高燃料电池性能，降低催化剂用量，使膜电极的材料成本大幅降低。
   均一性是制约电堆性能的重要因素，也是影响制造成本的关键。电堆通常由数百节单电池串联而成，均一性与材料的均一性、部件制造过程的均一性有关；特别是流体分配的均一性，不仅与材料、部件、结构有关，还与电堆组装过程、操作过程密切相关。由于操作过程生成水累积引起的不均一、电堆边缘效应引起的不均一等，电堆中一节或少数几节单电池的不均一会导致局部单节电压过低，限制了电流的加载幅度。设计、制造、组装、操作控制等环节产生的不均一性直接影响电堆的比功率，进而影响电堆成本。
      2.2 氢燃料电池车成本较高限制了商业化销售规模 
   车用燃料电池系统成本高是造成氢燃料电池车售价高的主要根源。由电堆、氢瓶和空压机等主要部件组成的燃料电池系统是氢燃料电池车的核心，约占氢燃料电池车成本的50%。其中除电堆成本高外，供氢系统、空气供给系统成本也较高，技术上与国外还存在较大差距。
   氢燃料电池车尚未规模化生产，市场销量有限。目前，全球最大的氢燃料电池车企业——丰田公司现有生产能力仅3000辆/年，2020年也只能达到3万辆/年，本田、现代、日产、上汽等车企虽相继推出商业化车型，但市场销量依然有限（见表2）。氢燃料电池发动机企业亿华通与宇通客车、福田 汽车 、中通客车等车企合作，建设了国内首条自动化氢燃料电池发动机生产线，年产能也仅1万台。生产规模小导致整车成本较高，如丰田公司官网上2020款Mirai售价为58 550美元，是混合动力2020款PRIUS售价（24325美元）的2.5倍，远高于消费者预期。
         2.3 加注车辆少及设备国产化仍是早期加氢站发展的主要限制因素 
   加氢站的建设与运营仍面临发展初期的困难。新建加氢站及将现有加油站改造为加油加氢站难度较大。新建加氢站建设标准主要采用《GB 50516—2010加氢站技术规范》，其对氢气储运安全和建站选址条件的要求较高，特别是加氢站的氢气工艺设施与站外建筑物、构筑物的防火距离。加油加氢合建站设计要符合《GB 50156 汽车 加油加气站设计与施工规范》，依托现有加油站设施进行改造困难较大，特别是大城市、人口密集地区问题更加突出。
   加氢站的网络布局与氢燃料电池车的市场规模依然是产业初期互相掣肘的因素。纯电动车推广和充电桩建设也曾经面临过同样问题，加注车辆较少，限制了加氢站的良性滚动发展。目前国内建设和在运营加氢站分别是66座和46座，分布在19个省市，其中广东、上海、江苏、山东是加氢站主要集中地区（见表3）。目前国内加氢站数量与规划2020年建设100座、2030年建成1000座还有较大差距。国内最早示范运营的上海安亭、北京永丰加氢站始终处于加氢车辆少的尴尬局面。德国H2 Mobility项目已建成的加氢站也存在车少的状况，但仍在推进2023年建设400座加氢站网络的目标，试图解决产业初期的问题。
      加氢站设备国产化还面临瓶颈，氢气压缩机、加注机等关键设备目前仍以进口为主。根据公开资料整理，加注量1000kg/d的35MPa加氢站建设成本高达1500万元，高出加油站数倍。其中储氢装置、压缩机、加注机、站控系统等占加氢站总投资约60%，其中氢压缩机占比最高，约为30%。
    2.4 终端用氢成本高，制储运关键技术亟待突破 
   目前，氢作为燃料的价格仍远高于化石燃料。氢燃料电池车的用氢成本包括从制、储、运到加注的全过程成本。与传统燃油车相比，氢燃料电池车百公里消耗的燃料费用要高于燃油车。根据国内示范项目的运行经验初步估算，氢燃料电池车的燃料费用约为燃油车的1.8倍左右。氢燃料终端售价虽高于化石燃料，但国内外仍通过车企、政府补贴方式来弥补氢燃料价格的劣势，推动氢燃料电池车产业发展。
   化石能源制氢技术成熟、规模大、成本低（见表4）。国内现有工业制氢产能为2500万t/a，氢气来源构成主要是煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢以及电解水制氢，占比分别是40%、12%、12%、32%和4%。在氢能及氢燃料电池车产业发展初期，化石能源制氢以及工业副产氢是低成本氢燃料的主要来源，有利于推动产业发展。但化石能源制氢CO2排放量大，利用可再生能源制取低成本氢气是业界一直瞄准的方向和攻关重点，最终目标是氢气价格与化石燃料价格持平。
      绿色、低成本制氢技术是氢能产业发展的关键。质子交换膜（PEM）水电解制氢技术在总体效率、工作电流密度、氢气纯度、产气压力以及动态响应速度等方面优于碱性水电解制氢技术（详见表5），能适应可再生能源发电的波动性，是氢能产业链发展的重点技术之一，但目前面临采用铂催化剂、电耗高而导致的制氢成本较高问题。突破铂催化剂、电堆等关键技术，进一步提高电流密度、系统能效、降低投资是PEM制氢技术的重点开发方向。
      目前国内氢储运标准、规范不完善，导致氢燃料只能以气态方式运输，限制了加氢站的技术选择。液氢储运在国内仅用于航天军工领域，商用加氢站未有液氢供应的标准和规范。国家层面正通过立法将氢能作为能源进行管理，并制定商用液氢制、储、运、用相关标准，2019年已完成三项液氢国家标准征求意见稿，将填补国内民用领域液氢标准空白，由此可能带来氢能全产业链技术突破，从而降低终端用氢成本。
   液态氢密度高达70.6g/L（-253 ），相同有效装载容积下液氢储运能力远高于高压储氢。尽管氢液化的能耗比氢压缩的能耗高1倍以上，但在运输环节液氢的运输成本只有高压氢的1/5~1/8。国外仍采用高压氢气管束车作为主要运氢方式，气态氢限制了储运能力，详见表6。
    3 思考与建议 
   氢能及燃料电池产业已进入早期示范应用阶段，大规模商业化推广仍需解决产业链关键环节的技术与成本瓶颈。具体来讲，加快氢能及燃料电池产业商业化步伐需要政策、规划、标准规范、技术等因素协同发力。
   持续稳定的产业支持环境，配套相应的产业补贴，对早期氢能产业发展至关重要哦。国家应尽快启动氢能及燃料电池产业顶层设计，编写国家产业发展战略规划，制定产业发展实施方案，统筹规划氢能产业重点发展区域，明确产业链制、储、运、用环节的发展路径。技术方面，加强绿色低碳制氢、高效低成本燃料电池、氢压缩机、加氢机等产业链关键技术、核心零部件重点攻关，加快设备国产化，完善产业链标准规范。具体实施建议国家主导设立氢能 科技 重大项目，联合企业、高校科研院所，集中力量突破核心技术、材料、装备及关键零部件，打造自主技术、材料、设备生态链，进一步降低成本，推动产业 健康 快速发展。
   展望未来绿色氢气制取、储运、加注与燃料电池技术突破以及氢能基础设施完善与普及，将激发氢能及燃料电池产业应用场景多元化与规模化应用，推动氢能在全球能源转型中担当更加重要的角色。
     全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社