近年来，我国化石能源大量消耗带来环境污染问题，大力支持可再生能源发展可有效解决这些问题。可再生能源份额增大带来了能源消纳及电网安全运行的问题。据统计，至2020年底，我国风力机装机容量高达2.3亿kW，光伏装机容量高达2.5亿kW，弃风、弃光量约占5%。氢能作为储能介质与可再生能源耦合，一方面可以提高可再生能源的利用率，有效解决能源消纳问题；另一方面可以提高并网时电网安全运行的稳定性。我国的H2主要通过化石能源热解/重整、工业副产气提纯及电解水等技术制取，其中化石能源制氢及工业副产气制氢占主导地位，可再生能源电解水制氢比例不足1%。氢能与我们的生活息息相关，H2作为化工原料已被大量应用于化工行业，例如石油炼制、合成氨、甲醇和其他石化产品等，还可以用于储能发电、供热、冶金及交通运输等领域。目前，我国已建立了较为齐全的氢能相关标准，开展了加氢站、H2输运管道、可再生能源与氢能储能等项目示范工程。本文从制氢、燃料电池、氢能汽车、加氢站及氢能冶金等方面梳理我国氢能产业的发展现状，分析了氢能产业的不足，为未来氢能发展提供参考。
1、我国氢能发展现状
进入21世纪，我国氢能产业逐渐加快发展步伐，已初步形成诸多产业集群。京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区，已成为氢能产业的领跑者。我国众多企业积极参与氢能产业布局，在诸多领域逐渐缩小与国外技术的差距。
1.1制氢产业
2020年我国H2年产量约为2500万吨。我国煤炭资源丰富，H2生产主要来源于石化和煤化工企业，化石燃料制氢和工业副产气提纯技术制氢量约占全国制氢总量的99%。中国煤炭工业协会数据显示，2020年我国的煤制氢量约占比62%，天然气制氢量占比约19%，工业副产气提纯制氢量约占比18%，电解水制氢量约占比1%，生物质制氢技术尚未完全成熟，其制氢占比可忽略不计。表1归纳了不同制氢技术的优缺点。煤制氢是最成熟的制氢技术，具有成本低、工艺简单以及可大规模量产等特点，但是生产过程中会排放大量的CO2。目前，我国的CO2捕集、利用和封存技术（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS）尚未完全成熟，碳捕集的投资成本较高。
表1 不同制氢技术对比分析
近年来，可再生能源电解水制氢技术的发展热度越来越高。索比光伏网公布的数据显示，2021年全球范围内电解水制氢项目高达50GW，全球相关项目计划总量高达80GW。我国部分已开展的可再生能源电解水制氢项目有：2009年，国家电网公司开展了风光联合制氢技术的研究，提出了多种模式下制氢的应用方案，并对系统综合效益进行分析；2014年，中国节能环保集团开展了风能直接制氢技术的研究，并利用氢燃料电池将氢能与风能耦合并网发电，其制氢功率为100kW；2015年，河北建投公司投资建设了国内首个风电制氢示范项目，风电制氢功率为10MW，并于2019年投产。2019年，阳光电源公司在山西省开展了大规模光伏制氢项目，并对H2输运及存储技术进行研究。2020年，宝丰能源集团投资14亿元用于开展光伏制氢储能示范，该项目是国内最大的光伏制氢储能项目，涉及电解水制氢、储运、加氢站以及交通运输等多个领域。京能电力在内蒙古投资230亿元用于建设容量为5GW的风、光、氢、储一体化项目，其规划电解水制氢规模为20000m3/h，对推广“绿氢”发展具有重要意义。2020年以来，国家电投集团、国家能源集团、京能电力等诸多企业总计规划开展9个氢能产业项目，其氢能项目建设地点涉及全国多个省份，预计投资约466亿元。这些项目将开展风光联合制氢系统研究和示范工程、探索可再生能源高效制氢技术，旨在推动我国氢能产业发展。
1.2燃料电池产业
燃料电池按电解质的种类可分为碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、磷酸型燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池等。质子交换膜燃料电池具有能源转化效率高、可靠性高、启动快、结构简单及无污染等特点，被认为是燃料电池汽车和固定发电站的首选。燃料电池由电堆、空气压缩机、加湿器和H2循环泵等系统部件构成，其中电堆占燃料电池成本约60%。电堆由双极板、催化层、扩散层和质子交换膜部件等构成，其部件的材料决定了燃料电池的性能和使用寿命。我国致力于质子交换膜燃料电池技术的研究，开展了双极板、催化剂和质子交换膜等关键材料研究。目前，我国已实现石墨双极板自主化生产、金属双极板小规模生产，部分公司已将燃料电池功率密度提升到 2kW/L以上。大连化物所和贵研铂业在低铂催化剂领域做了大量研究，并在降低铂含量方向取得了突破性进展，国内氢燃料电池催化剂的铂载量约0.3～0.4 g/kW。我国在质子交换膜的制作工艺及新型材料上做了大量的研究，已初步具备了质子交换膜研发和生产的能力。东岳集团已将质子交换膜厚度降低到15μm，但尚不具备大规模量产的能力。
我国在膜电极工艺、电堆功率、功率密度等研究领域取得了较大进步。燃料电池的代表性企业有亿华通、上海重塑、弗尔赛、国鸿氢能、武汉雄韬、新源动力等，其产品参数见表2。从表2可知，我国在提高燃料电池额定功率、功率密度、使用寿命及冷态启动适应性等多个领域取得了技术突破。目前，我国燃料电池的额定功率已突破130kW，在零下30℃的环境中均能快速启动，使用寿命逐渐增加，质量比功率密度不断增大。上海重塑的燃料电池具有种类多、功率密度大、使用寿命长等特点，其市场份额占比最大，其次是亿华通、国鸿氢能、武汉雄韬等企业。国产燃料电池正逐步向大功率、长寿命方向发展。
表2 国内燃料电池产品及参数
1.3氢能汽车产业
我国对氢能汽车制造的研究几乎与国外同步。2004年，亿华通公司参与《国家氢燃料电池汽车的相关科研》项目，开展氢能汽车的相关研究。2006年，金龙客车与上海交通大学联合研制出了国内第一台氢燃料电池电动公交车。2008年，金龙客车和清华大学共同参与新型氢能客车的研制，并且成功运行。2014年，东岳集团与加拿大AFCC公司签订了《联合开发车用燃料电池膜电极协议》，打破了国外车用膜电极技术垄断的局面。2018年，中国一汽首台自主研发氢能汽车成功点火，标志着我国在氢燃料电池汽车领域取得重大突破。随着氢能产业规模不断扩大，2018年之后国内众多车企开展了氢能汽车核心技术研究，在多个地区建立氢能汽车示范基地。上汽集团与上海市签订合作协议，结合上海市氢能产业发展规划，积极开展氢能汽车示范项目。东风公司与云浮市、佛山市签署合作协议，旨在研制具有高效率、高安全性以及全功率的氢能汽车。飞驰汽车在佛山市和云浮市投资建设氢能汽车制造基地，旨在研制高性能的氢能客车，加快我国氢能汽车商业化运营的步伐。
随着燃料电池技术的进步，以上汽、一汽、东风汽车、吉利汽车、金龙客车、宇通客车及飞驰汽车等为代表的企业已具备氢能客车及物流车商业化发展的条件。我国已在北京、上海和广州等36个城市开展氢能汽车示范运行，研发了近百款新型氢能汽车。据不完全统计，我国已研制69款氢能客车、18款氢能物流车、5款保温车、3款牵引车及5款其他类型的氢能汽车，客车和物流车占主要份额，整车制造技术正在不断完善。目前加氢站基础设施尚未完善，氢能汽车示范应用均采取公交线路和短距离物流运输的形式。近年来，我国的氢能汽车产业发展逐渐步入正轨。如图1所示，2016—2019年燃料电池汽车的产销量逐渐增加，2019年相较于2018年氢能汽车产量增加约75%。2020年在新冠疫情的影响下，产销量均出现明显下降。截止到2020年底，我国已累计推广氢能汽车7342辆，成为氢能汽车运营最多的国家。
图1 我国燃料电池汽车产/销量
1.4加氢站产业
加氢站将H2压缩并储存在高压储气罐中，通过加氢机完成加注服务。2020年底我国已建设120余座加氢站，加氢站数量仅次于日本。目前，国内35MPa型加氢站技术较为成熟，仅能满足少部分氢能汽车的加注需求。70MPa型加氢站的储气瓶的材料尚未完全实现自主化生产，压缩机、加氢机及部分关键零部件依赖于进口，其建站投资成本超千万元。我国仅有如皋神华加氢站、上海驿蓝金山加氢站以及山东潍柴加氢站等部分加氢站具备35MPa和70MPa两种加注能力。将氢能与石油行业结合，可充分发挥石油行业现有的资源和技术优势，可通过对现有的油气管网和加油站等基础设施改造升级加快氢能产业布局。中国石油化工集团已建成14座油/氢混合加注站，打通了制氢、储运和加注等氢能产业。目前，我国在加氢站领域从事核心设备研发的企业较少，导致关键核心技术缺失。加氢站的压缩机、加氢机、储氢罐等关键设备主要依赖进口，分别占建设成本约32%、14%、11%，设备成本约占建站成本的一半。我国加氢站在运营管理规范方面尚处于初级发展阶段，一方面加氢站的安全要求、操作流程等缺少统一的标准规范；另一方面加氢站的资质许可条件、关键设备的运行监测等方面需进一步完善。
2016年，我国在运营的加氢站有 3 座；2017 年，新增了 5 项建站项目；2018年，新增10项建站项目；2019年底，加氢站已投入运营 41 座；2020年底，已建设完成120余座加氢站。我国的加氢站主要分布在长三角、珠三角、京津冀等经济发达地区，这些地区给予建站的补贴较大。目前京津冀已建成13座加氢站，长三角地区已建成23座，珠三角地区已建成30座，其他地区已建成54座。我国已建成的大部分加氢站尚未投入商业化运营，一方面氢能生产及储运的成本较高，阻碍了供氢产业链的大规模发展；另一方面现在运行的氢能汽车数量较少，尚无法满足加氢站的满负荷加注，加氢站均处于亏损状态。
1.5氢能冶金产业
2020年，我国粗钢的年产量约10.5亿吨，约占全球总产量的50 %，其碳排放量约占全国排放总量15%。数据显示，冶金行业每生产1吨钢材，高炉工艺碳排放约 2.5t，电炉工艺碳排放约0.5吨。国内冶金业普遍采用高炉炼钢，电炉份额较小。在我国碳中和的发展目标下，传统的碳冶金工艺已不适合未来钢铁行业的发展，钢铁行业必须向绿色低碳方向转型。氢能冶金技术为未来钢铁行业脱碳提供了新途径，该技术利用H2代替碳作为还原剂，将铁矿石还原成铁，其产物是清洁的水，大大减少了冶金行业的碳排放。
氢能冶金技术主要分为富氢还原技术和全氢还原技术。全氢还原技术是利用100%纯度的H2与铁矿石反应，反应过程需要吸收大量的热量，存在炉内温度降低的问题，导致铁矿石还原效率降低。由于全氢还原技术受大规模制氢成本、氢能储存及运输、炉内反应温度下降等因素的限制，其尚处于探索发展阶段。富氢还原技术是利用富含氢元素的材料作为还原剂，其反应过程中碳元素仍然是主要的还原剂，富氢材料通常选用焦炉煤气、天然气和塑料等。焦炉煤气中富含H2和CO2，向高炉中吹入焦炉煤气不仅可以提高冶炼的生产效率，还可以显著降低CO2的排放量。当焦炉煤气吹入量增加50m3时，每生产1吨钢铁可减少约5%的碳排放。天然气的主要成分是甲烷，向高炉中吹入天然气时，其被分解成H2和CO。将H2和 CO作为还原剂与铁矿石进行还原反应，可有效降低炉内CO2的排放量。天然气在高炉中不仅能提供优质的还原剂，还可降低炉内的焦比，提高生产率。塑料中含有丰富的碳元素和氢元素，将废弃塑料经过筛选、粉碎、制粒等工艺处理后送入高炉内生成H2和CO，将H2和CO作为还原剂与铁矿石进行还原反应。该技术不仅可以实现废料的循环利用，还可以提高炼钢的产量和品质。塑料的含氢量约是煤粉的3倍，向高炉内吹入1吨的废塑料可减少CO2排放0.28吨。
近年来，中国钢铁业为寻求低碳转型，也开始探索氢能冶金的道路。国内钢铁企业陆续布局了氢能冶金产业，代表性企业有河钢集团、宝武集团、建龙集团及邢钢集团等，其氢能冶金项目如表3所示。2017年，邢钢集团已将富氢冶金工艺应用于钢铁冶炼。2019年，河钢集团与意大利特诺恩集团签订合作协议，通过绿色制氢、煤气净化和气体重整等技术建设全球最大规模的氢能冶金示范工程。氢能冶金技术可从源头上解决冶金过程中碳排放量大的问题，为我国钢铁行业绿色低碳转型提供了新路径，对于我国钢铁行业的发展具有重要意义。
表3 国内氢能冶金项目
2、产业发展思考
在国家和各地政策的引导下，我国的氢能产业已经初步成型，氢能行业快速发展期已经到来。
2.1制氢产业
目前，我国的化石能源制氢和工业副产氢等技术相对成熟，具备大规模制备的产业基础，其主要以煤气化、煤焦化、甲醇裂解、天然气重整及工业副产气提纯等方式生产H2。但是生产过程中会排放大量的CO2，与我国“30碳达峰、60碳中和”的战略目标不符。传统的化石能源制氢技术与CCUS技术相结合，可有效降低制氢过程中CO2的排放量。目前，CCUS技术存在CO2捕集困难、建设成本高、能耗高、风险不确定等缺点，难以在短时间实现大规模应用。我国可再生能源丰富，应积极探索氢能与可再生能源耦合技术。随着可再生能源装机总量增加，利用弃风、弃光量制氢，不仅能提高可再生能源的利用率，还能降低电解水制氢的生产成本。未来绿氢将成为我国氢能源的重要组成部分。
未来我国制氢产业发展可考虑以下几点：
1
积极推进大规模化石能源低碳制氢技术的研究，提高能源转化率，改进生产工艺，降低CO2排放量；
2
在中西部和“三北”等可再生能源丰富地区，积极推动风/光氢储联合制氢的示范项目；
3
新能源企业可通过合作的模式布局氢能产业，降低前期投资成本，缩短回报周期；
4
积极探索高效电解水技术，加强电解槽的催化剂、电极、电解液等关键材料研究，降低电能消耗、延长使用寿命和提高电解效率。
2.2燃料电池产业
我国的燃料电池产业尚处于初级发展阶段，燃料电池在整体性能和造价成本等方面与国际还存在一定的差距。我国的H2循环泵、空压机及增湿器等关键部件均处于应用示范阶段，高压储氢材料和循环设备尚未实现大规模量产。燃料电池产业仍面临关键部件及材料依赖进口、使用寿命短、可靠性差、体积较大、生产成本高、电压波动对使用寿命影响大等问题。国内核心技术缺失制约了燃料电池产业的发展，同时导致我国氢能汽车制造成本居高不下。未来随着高性能材料及核心技术的突破，燃料电池汽车将成为最具发展潜力的汽车产业。
未来我国燃料电池产业可考虑以下几点：
1
加强新型低铂和无铂的高活性催化剂和合金双极板等材料的研究，大幅度提高其性能和使用寿命；
2
探索创新型燃料电池结构，优化组装工艺，减小整体体积，提高燃料电池的均一性和体积比功率；
3
加强燃料电池系统机理及控制系统技术的研究，开发适用于冷冻液的燃料电池结构，提高燃料电池的低温适应性；
4
提高燃料电池工作的电流密度，解决膜电极在大电流下的水淹问题。
2.3氢能汽车产业
目前，我国的氢能汽车产业尚处于起步阶段，氢能汽车以商用车和物流车为主。数据显示，2020年全国累计运行氢能汽车7000余辆，与燃油汽车相比氢能汽车的占比可忽略不计。我国氢能汽车发展受到诸多因素的限制，一方面氢能汽车技术不成熟，导致生产成本过高；另一方面氢能汽车的产能较低，尚不具备大规模生产的能力。现阶段，燃料电池系统和储氢系统约占整车生产成本65%，扣除国家和地方出台的购置补贴，购买氢能汽车的价格依然超过锂电池汽车。降低生产成本是氢能汽车行业最急需解决的问题。此外，氢能汽车还存在车载储氢罐体积大、耐久性和可靠性差、控制系统开发尚未完全实现国产化、安全性监测难等问题。
氢能汽车产业未来可考虑以下几点：
1
加强车用电堆技术研究，特别是高密度、高效率、长寿命等核心技术；
2
加强新型储氢材料研究，重点研究70 MPa加氢站储氢瓶的碳纤维材料，减小车载储氢罐重量和体积；
3
鼓励燃料电池企业与汽车制造商合作，共同研制低成本、高性能的氢能汽车；
4
加大氢能汽车购车的补贴力度，降低氢燃料费用，充分调动消费者的购买意愿；
5
加强政策引导、产业规划及宣传力度，以示范带动氢能汽车发展，扩大氢能汽车市场。
2.4加氢站产业
加氢站建设是我国氢能产业发展的基础。我国加氢站布局主要集中在经济发达城市，尚未形成大规模产业布局。一方面，国内可提供H2输送能力的管道较少，使得H2输运成本偏高。另一方面，国内尚未建立一套完整的行业标准和技术规范，难以满足现阶段加氢站建设的需要。目前，加氢站配套的压缩机、储氢罐、加氢机等零部件大多依赖进口，其中购买压缩机的费用约占建站总成本30%。国内加氢站参数以35MPa为主，其建站成本约为1500万元～2000万元。建站的主要问题是关键零部件尚未实现自主化生产，投资建设成本高；建站周期较长，短期收益低且加注能力偏低；H2运输成本高、安全性待评估、建站审批流程复杂且不一致等。
未来加氢站将向低成本、高加注能力及规范化的方向发展，未来可考虑以下几点：
1
加强压缩机、储氢罐、加氢机等关键部件研究，加快零部件实现国产化，降低加氢站的投资成本；
2
加强新型高压储气材料研究，特别是低温液态储氢及固态储氢技术，提高加氢站的加注能力，大力发展70MPa加氢站；
3
考虑加油站或加气站等基础设施改造升级，建设混合加注站，减少投资成本，缩短建设周期；
4
政府部门加强加氢站产业的管理规范，制定规范化建站审批流程，同时加强建站安全管理、完善技术标准以及加大补贴力度等。
2.5氢能冶金产业
冶金行业可通过技术创新和工艺升级等途径逐渐实现行业脱碳，推进我国实现“双碳”目标的进程。探索氢能在冶金行业的应用将有助于减轻其对化石能源的依赖，同时可促进其产业延伸及降低生产成本，是实现脱碳转型的最佳方式。现阶段，我国大规模制氢及储运技术尚存在成本较高的问题，采用氢能冶金将导致冶金成本增加约30%。我国氢能主要来自于灰氢，氢能的生产过程中同样有大量的碳排放，氢能必须由清洁能源生产才能使其具有实际的减排意义。目前，采用富氢原料作为还原剂尚未实现完全脱碳，纯氢冶金技术的是未来实现零碳排的重点方向。
氢能冶金技术未来可考虑以下几点：
1
探索富氢冶金的新工艺，优化反应过程中H2含量和温度，提高原料的循环利用率及还原效率；
2
将富氢冶金工艺与CO2捕获储存技术相结合，减少冶金过程中的碳排放；
3
将H2与冶金排放的废气相结合，催化合成新的化工原料（甲醇），降低冶金行业的碳排放量，提高其经济性；
4
探索纯氢还原新工艺，解决炉内温度下降过快等问题，实现冶金行业完全脱碳转型。
3、结语
我国将氢能视为解决环境污染问题的长期战略发展方向，已初步建立了氢能产业链。但是我国在燃料电池、氢能冶金及制氢技术等领域仍然落后于国外，未来氢能发展可参考以下几点：
1
加强氢能发展的顶层规划，制定“双碳”目标下氢能产业发展目标，明确各阶段氢能发展任务，同时尽快完善行业技术标准与安全监测体系，为氢能规范化发展提供参考依据。
2
加强灰氢、蓝氢和绿氢生产技术的研究，降低氢能生产成本，提升氢能产品的竞争力，完善供氢产业链；加强燃料电池关键材料及核心技术研究，尽快实现自主化生产，降低燃料电池产业和氢能汽车产业的成本。
3
加强加氢站的关键零部件研究，加快核心部件的国产化进程；出台全国统一的立项审批流程，提高建站审批效率。
4
积极探索富氢冶金和纯氢冶金的新技术，提高氢能冶金的经济性，加快钢铁行业脱碳化步伐。
来源：现代化工
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