中國氫能產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及前景展望

陳宇，張小玉，張榮沛

（中船動力研究院有限公司，上海 201206）

0 引言

作為一種綠色、高效的二次能源，氫能還具有熱值高、儲量豐富、來源廣泛等特點，是各領域進行深度脫碳及實現(xiàn)碳中和目標的絕佳能源。

2019年國家首次將氫能源概念寫入《政府工作報告》中，明確開展推動加氫站等氫能基礎設施建設工作，年底的《能源統(tǒng)計報表制度》中，氫氣也首次被納入能源統(tǒng)計范圍內(nèi)。2020年發(fā)改委、司法部及能源局先后發(fā)布《關于加快建立綠色生產(chǎn)和消費法規(guī)政策體系的意見》及《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》，將氫能納入能源范疇并對其發(fā)展制定標準規(guī)范和支持政策。同年氫能先后被寫入《2020年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展計劃》、《2020年能源工作指導意見》。

氫能產(chǎn)業(yè)鏈較長，包括氫氣制備、氫能儲運、氫能加注及氫能利用等多方面，一般按上中下游對氫能產(chǎn)業(yè)鏈進行劃分，如圖1所示，制氫為上游產(chǎn)業(yè)，主要方式包括化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫、高溫分解制氫及新興制氫方式（如生物制氫等），儲運氫為中游產(chǎn)業(yè)，儲氫方式主要包括高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機液體儲氫固態(tài)儲氫，氫能運輸主要為車船運輸機管道運輸方式，氫能應用及加注為下游產(chǎn)業(yè)，主要包括了加氫站建設、氫燃料電池和氫內(nèi)燃機。我國氫能產(chǎn)業(yè)鏈整體雖然發(fā)展較快，但多個環(huán)節(jié)仍然存在問題，一些關鍵材料和部件依賴進口，關鍵技術未取得實質(zhì)性突破，基礎設施建設不足，這些都會對我國整體氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到負面的作用。

圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈構(gòu)成

1 制氫產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

如圖2所示，全球來看，目前氫能制備的主要途徑還是依靠傳統(tǒng)能源的化學重整，其中天然氣重整占比約48%，真正綠色途徑的電解水制氫僅占4%。而日本在電解水制氫方面腳步較快，其鹽水電解制氫的產(chǎn)能占總產(chǎn)能的63%。我國制氫則主要依賴煤氣化制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫的方式，電解水制氫上我國應用的很少，僅約1%[1-2]。

圖2 國內(nèi)外制氫方式占比情況

工業(yè)副產(chǎn)制氫具有氫氣提純難度低、耗能低、自動化程度高以及無污染的優(yōu)勢，但工業(yè)副產(chǎn)制氫的氫氣產(chǎn)量受到主產(chǎn)物產(chǎn)量的限制，長期來看無法成為氫能供應的主要方式。由于化石燃料制氫存在環(huán)境污染問題，且我國部分地區(qū)可再生資源利用的提高造成我國光伏、風電發(fā)電成本降低，電解水制氫這種綠氫制備方式成為目前氫能制備領域最好的選擇[3]。如圖3所示，近期氫能仍以化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)制氫為主，隨著可再生能源電解制氫的發(fā)展和推廣及氫能大規(guī)模長距離運輸?shù)膶崿F(xiàn)，氫能總產(chǎn)量上升，傳統(tǒng)制氫方式占比減少，可再生能源電解制氫逐漸成為供氫主體。

圖3 中國氫能供給結(jié)構(gòu)預測

當前電解水制氫中設備成本和制氫成本中占比最大的分別是電解槽價格和電價，在堿性點解和質(zhì)子交換膜電解方式中，電解槽分別占總設備成本的50%和60%[4]，兩種電解方式制氫中電價分別占據(jù)制氫成本的86%和53%[1]（以電價0.3元/kWh計）。

1.1 化石燃料制氫

我國煤制氫的主要企業(yè)有中國石化、國家能源集團、江蘇恒力集團以及山東利津石化。其中產(chǎn)量最大的為國家能源集團，目前年產(chǎn)超過400萬噸氫氣，為世界首位，而中國石化產(chǎn)量為300萬噸/年[5]。天然氣制氫企業(yè)主要有常州蘭博凈化、亞聯(lián)高科技、上海華西化工等，制氫裝置規(guī)模及產(chǎn)物指標如表 1所示。

表1 化石燃料制氫企業(yè)裝置規(guī)模

煤制氫技術較為成熟，在我國相比天然氣制氫而言成本低，煤制氫成本約0.55～0.83元/m3，而我國天然氣較依賴進口，因此天然氣制氫成本較高，約0.8～1.75元/m3[6]。

1.2 工業(yè)副產(chǎn)制氫

氯堿行業(yè)的鴻興達業(yè)和濱化股份在氫能方面已有布局，二者燒堿產(chǎn)能超過100萬噸，副產(chǎn)氫可達2.5萬噸/年，嘉化能源可實現(xiàn)氯堿副產(chǎn)氫1萬噸，同時其產(chǎn)業(yè)鏈可實現(xiàn)制、儲、運、加氫全覆蓋。目前我國焦爐煤氣制氫龍頭是擁有660萬噸焦炭產(chǎn)能的美錦能源，副產(chǎn)氫氣可達到5.9萬噸/年。丙烷脫氫（PDH）方面，國內(nèi)PDH項目計劃2023年產(chǎn)氫37.04萬噸/年。衛(wèi)星石化未來有250萬噸乙烷裂解項目投產(chǎn)，產(chǎn)氫16萬噸；東華能源現(xiàn)有副產(chǎn)氫5萬噸，寧波二期PDH建成后達到7.5萬噸。

目前采用PSA技術的焦爐煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經(jīng)得到推廣。當前氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫生產(chǎn)成本約1.1～1.4元/Nm3，計入PSA成本后綜合成本約1.2～1.8元/Nm3，而焦爐煤氣提純制氫綜合成本約0.83～1.33元/Nm3[7]。

1.3 電解水制氫

當前國內(nèi)電解水制氫三種技術路線中，堿性水電解槽（ALK）技術較為成熟，國內(nèi)已實現(xiàn)供液化，蘇州競立、揚州中點、天津大陸制氫等公司當前單臺最大產(chǎn)氣量為1000Nm3/h[8]，但設備體積大以及存在污染的問題。質(zhì)子交換膜水電解槽（PEM）需要采用貴金屬催化劑，成本較高，目前國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為蘇州國能圣源的設備，可提供500Nm3/h產(chǎn)量[8]，在單機能耗上，我國PEM制氫設備較優(yōu)，但總體規(guī)模與國外仍有差距。隨著國產(chǎn)質(zhì)子交換膜技術的不斷突破，長期看好PEM電解槽的成本降低和市場份額提高，并與光伏、風電等可再生能源發(fā)電方式相結(jié)合，發(fā)電成本及電價會持續(xù)下降，當電價降低至0.3元/kWh以下時，電解水制氫具有較高的經(jīng)濟性。據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告預測，隨著可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，可再生能源發(fā)電成本將快速降低，在2030年光伏發(fā)電和風力發(fā)電成本分別降至0.2元/kWh和0.25元/kWh，電解水制氫的經(jīng)濟性也會隨之提升[1]。固體氧化物水電解槽（SOEC）技術的研發(fā)國內(nèi)外都仍在進行，主要研發(fā)機構(gòu)包括日本三菱重工、東芝、京瓷；美國Idaho國家實驗室、Bloom Energy公司；丹麥托普索燃料電池公司；韓國能源研究所；中國科學院、清華大學、中國科技大學等。

當前國內(nèi)制氫方式相對于國外而言，在環(huán)保方面仍有不足，主要以傳統(tǒng)化石能源制氫方式為主，結(jié)合工業(yè)副產(chǎn)制氫方式。出于環(huán)保的考慮，以及可再生能源發(fā)電的推廣及發(fā)展造成電價的持續(xù)下降，電解水制氫成本降低，傳統(tǒng)化石能源制氫方式產(chǎn)量逐漸降低，并被可再生能源發(fā)電結(jié)合電解水制氫方式取代。電解水制氫方式中，PEM電解制氫處在快速發(fā)展階段，SOEC電解技術國內(nèi)外也都在加快研發(fā)進度。

2 氫氣儲運產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

由于氫氣的摩爾質(zhì)量太低，標準狀態(tài)下氫氣的體積能量密度較低。為了提高氫能的儲存運輸效率，目前儲氫技術使用較多的是高壓氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫等，氫能運輸主要采用陸上運輸、海上運輸以及管道運輸。

各儲氫方式特點如表2所示[9]，低溫液態(tài)儲氫在國外應用較多，我國現(xiàn)階段普遍采用技術較為成熟的高壓氣態(tài)儲氫技術結(jié)合長管拖車運輸?shù)姆绞健＿@種儲運方式在氫能需求量較小，運輸距離較短的情況下具有較高的經(jīng)濟性，但隨著氫能需求的增大、運輸距離的增長，氣態(tài)儲運的方式的經(jīng)濟性必不能滿足要求，液態(tài)儲存方式結(jié)合海上運輸或管道輸氫的方式是氫能儲運下一步的發(fā)展方向。

表2 儲氫方式對比

2.1 儲氫產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

2.1.1 高壓氣態(tài)儲氫

目前高壓氣態(tài)儲氫方面，國外主流壓力等級為70MPa氫瓶，而國內(nèi)主要采用35MPa氫瓶，70MPa高壓儲氫在國內(nèi)還在推廣階段。當前國內(nèi)35MPa儲氫瓶生產(chǎn)公司主要包括中材科技、沈陽斯林達、京城股份等，其中沈陽斯林達已具備70MPa儲氫瓶生產(chǎn)資格。

2.1.2 低溫液態(tài)儲氫

低溫液態(tài)儲氫需要將氫氣冷卻降溫至20K，使氣態(tài)氫轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)，使用具有極高保溫效果的低溫儲罐存儲。低溫液態(tài)儲氫可將氣態(tài)氫體積壓縮800倍，能量密度遠高于高壓氣態(tài)氫氣，但在液化以及運輸?shù)倪^程中會存在很大的能耗，當前將1kg氫氣液化需耗電4～10kWh，且液態(tài)氫過低的溫度在儲存和運輸過程中也會從外界吸熱造成蒸發(fā)，這對保溫材料有極高的要求。

圖4展示了液氫的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和占比，如圖所示，目前國外儲氫采用低溫液態(tài)儲氫占大多數(shù)，其中又以美國市場占比最大，以其兩個低溫液氫巨頭公司AP和PRAX為代表[10]。亞洲市場份額中，日本占據(jù)三分之二。我國當前低溫液氫存儲方面相比國外較為落后，國內(nèi)低溫液氫的產(chǎn)量還很少，幾乎全部應用在軍用航空領域，且在低溫液氫的生產(chǎn)成本上我國相比美國差距很大，約為美國的20倍。鴻達興業(yè)在內(nèi)蒙古投資的國內(nèi)首個民用液氫生產(chǎn)項目于2020年4月順利產(chǎn)出液氫[11]，這也標志著我國液氫生產(chǎn)成本降低的開始。

圖 4 世界與亞洲低溫液氫產(chǎn)量分布

2.1.3 有機液態(tài)儲氫

有機液體儲氫利用有機液體（環(huán)己烷、甲基環(huán)己烷等）與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應，實現(xiàn)氫的儲存。這種儲氫方式的優(yōu)勢在于儲氫密度比較高（可達到18wt%的儲氫密度）、安全性高，但往往需要配備相應的加氫脫氫裝置，流程繁瑣，效率較低，抬高儲氫成本，影響氫氣純度。

武漢氫陽是國內(nèi)目前唯一一家從事有機液態(tài)儲氫的公司, 其開發(fā)的常溫常壓下液態(tài)有機儲氫(LOHC)技術攻克了氫氣常溫常壓下液態(tài)儲存和運輸?shù)碾y題，具有脫氫溫度低、儲氫可逆及載體無消耗的優(yōu)勢。

2.1.4 固態(tài)儲氫

固態(tài)儲氫方式利用某些金屬較強的捕捉氫氣的能力，這些金屬不需要很高的溫度和壓力便能吸收大量的氫氣，生成金屬氫化物，而再次對其加熱便能將吸收的氫氣釋放。常用的儲氫材料有稀土類化合物、鈦系化合物、鎂系化合物以及釩、鈮等金屬合金。這種儲氫方式存在一些缺點，如合金自身重量較高，造成單位質(zhì)量儲氫密度低，還有些金屬氫化物脫氫需要很高的溫度。

國內(nèi)固態(tài)合金儲氫還在研發(fā)階段，主要包括應用稀土材料的北京浩云金能、廈門鎢業(yè)，鎂基材料的鎂源動力、鎂格氫動[10]。

2.2 氫氣輸運產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

2.2.1 車船運輸

當前無論國內(nèi)還是國外，采用車輛的陸上運氫占大多數(shù)，只是國內(nèi)大多為高壓氣氫運輸，國外液氫技術較為成熟的國家大多采用液氫槽車運輸。液氫槽車運輸?shù)姆绞絾翁丝蛇\輸更多的氫，經(jīng)濟性更高。

各儲運氫方式的特點如表3所示。即便采用當前運量較大的液氫槽車進行運輸，其單趟運量也僅在數(shù)噸以內(nèi)，而采用液氫運輸船進行海上運輸，單趟運量可達到百噸甚至更多，這種運氫方式相比液氫槽車單趟可運輸更多的氫能，且可以實現(xiàn)全球轉(zhuǎn)運。海上運輸除了運量和距離的優(yōu)勢外，還可以脫離危化品道路運輸?shù)南拗啤?/p>

表3 各種車船運輸方式比較

近年日本開展的海上氫能供應項目較多，從澳大利亞、新西蘭、挪威、文萊等國均開展有海上供氫項目，但這些項目均為有機液態(tài)儲氫，而非低溫液態(tài)儲氫。日本首艘低溫液氫運輸船已于2019年底下水，國內(nèi)在海上運氫方面尚未有應用。

2.2.2 管道運輸

管道運輸氫氣的方式是成本最低的運輸方式，最適宜大規(guī)模、長距離的氫氣運輸，但此方式依賴于整體用氫系統(tǒng)規(guī)模的成型。管道輸氫存在前期較高的建設費，由圖5（a）可看出，輸氫成本隨著管道長度增加而降低，管道長度從25km至500km，輸氫單位成本可從2.75元/kg百公里下降至0.48元/kg百公里，當運輸距離達到300km以上時，單位成本降至0.5元/kg百公里[12]。國內(nèi)已有少量的氫氣運輸管道，如中國石化濟源-洛陽全長25km，巴陵-長嶺輸氫管道全長42km，年輸氣量分別為4.42萬噸和10.04萬噸[1]。圖5（b）對目前三種運氫方式的單位成本進行對比，可看出，管道運輸始終是單位成本最低的方式，而運輸距離在300km內(nèi)，高壓氣氫管束車運輸單位成本較低，300km以上液氫槽罐車單位成本要低于管束車。

圖5 輸氫方式成本分析

國內(nèi)氫能儲運方式主要為高壓氣態(tài)儲氫結(jié)合管束車運輸，且主要采用35MPa高壓儲氫方案，70MPa儲氫罐初步實現(xiàn)量產(chǎn)。國外以低溫液態(tài)儲氫結(jié)合液氫槽車運輸居多，而我國液氫民用剛剛起步，且液化成本相比美國也高出許多。但目前采用的高壓氣氫儲運方式運量過低，各相關企業(yè)都在追求技術突破，實現(xiàn)液氫儲運或管道輸氫。隨著氫能應用端的擴張，氫能需求增大，長距離供氫管網(wǎng)和液氫海上船舶運輸均為未來發(fā)展方向。

3 氫氣應用產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

加氫站是氫能應用最重要的基礎設施，我國目前全部采用氣氫加氫站，采用外供氫，加氫站中的壓縮機主要還是依賴進口。國外液氫加氫站以美國和日本為主。氫燃料電池在產(chǎn)業(yè)補貼和國家政策支持等措施下，近些年在國內(nèi)發(fā)展十分迅猛，與國外的技術差距正在逐漸減小，隨著氫燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展，氫燃料電池價格不斷下降，這也給氫燃料電池在船舶、航空、軌道交通等領域的應用提供了很好的契機。氫能在其他方面的應用在國內(nèi)占比較少，如依托燃料電池技術，建立分布式能源網(wǎng)絡，做到區(qū)域或城市電力、熱能和冷能的聯(lián)合供應等。

3.1 氫能下游應用產(chǎn)業(yè)

3.1.1 加氫站

加氫站是整個氫能應用生態(tài)系統(tǒng)的基礎，向用氫設備提供氫能。氫能系統(tǒng)的發(fā)展必然離不開加氫站的建設，政府也提出對加氫機基礎設施的補貼。近些年，我國每年新建成加氫站數(shù)量快速增長，如圖 6所示，截至2020年，建成加氫站118座（不含已拆除的3座），在建和擬建加氫站有167座之多[13]，數(shù)量上廣東和上海占據(jù)前兩位，加氫站建設投入較多的地區(qū)也將會成為推動整個氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主力。

圖6 我國加氫站建設情況

目前國內(nèi)加氫站保有數(shù)量較國外存在些許差距，且國內(nèi)加氫站全部采用高壓氣態(tài)氫氣，受制于政策及技術問題，沒有采用液氫加氫站。但國外，如美國，液氫加氫站技術較為成熟，后續(xù)建設加氫站上液氫加氫站數(shù)量將超過高壓氣態(tài)加氫站[14]。國內(nèi)從事加氫站建設的企業(yè)主要包括舜華新能源、國富氫能、氫楓能源、海德利森、中極氫能、雄韜股份等[1]。

3.1.2 氫燃料電池

氫燃料電池不同于傳統(tǒng)熱機，能量轉(zhuǎn)換效率不受到卡諾循環(huán)的限制，可達到40%～60%，且具有震動小、無噪聲、無污染等優(yōu)點。氫燃料電池應用范圍廣泛，小至便攜式電源、可移動電源，大到氫燃料電池動力船舶、氫燃料電池發(fā)電站。當前氫燃料電池應用最多的領域是小型無人機和氫燃料電池汽車，在實船應用上還沒有達到相當成熟的階段，多個國家都在開展氫燃料電池在大型船舶上的應用工作。

氫燃料電池汽車是當前國內(nèi)氫燃料電池的主要應用領域，但在車用燃料電池技術上，仍是國外較為領先，以日本為代表，本田和豐田均有較為成熟的氫燃料電池汽車產(chǎn)品。目前國內(nèi)電堆供應商主要為捷氫、新源動力、廣東國鴻、濰柴動力等，捷氫于2020年發(fā)布的金屬板電堆，功率密度達3.8kW/L，實現(xiàn)雙極板和膜電極100%自主化與國產(chǎn)化、-30℃低溫啟動和6000h耐久測試。大同氫雄研發(fā)的130kW大功率燃料電池發(fā)動機已經(jīng)進入量產(chǎn)程序。表 4列出了國內(nèi)外一些主要的氫燃料電池電堆產(chǎn)品特性參數(shù)[1,15]，六款電堆均為車用燃料電池電堆，其中Mirai二代、PROME M3H于HYMOD-110均為2020年新發(fā)布。

表4 國內(nèi)外氫燃料電池電堆產(chǎn)品及參數(shù)

氫燃料電池船舶方面，中國船級社在2019年海事展上發(fā)布了500kW內(nèi)河燃料電池貨船的AIP原理認可，屬于國內(nèi)首例，國際領先，此船儲供氫和動力系統(tǒng)是由中船動力研究院有限公司設計。該船動力系統(tǒng)采用直流電網(wǎng)型式，由4組135kW氫燃料電池與4組315kWh鋰電池組供電，鋰電池組靠岸采用岸電快充可在2小時內(nèi)充滿，儲氫系統(tǒng)采用35MPa高壓氣態(tài)儲氫，儲能可提供船舶續(xù)航140km。當前，歐美各國也已經(jīng)將采用氫燃料電池作為動力源的中型、大型船舶方案列為了下一步的工作目標。

3.1.3 氫內(nèi)燃機

氫內(nèi)燃機基本原理與普通的汽油或者柴油內(nèi)燃機的原理一樣，是基本的汽缸—活塞式的內(nèi)燃機，將化學能轉(zhuǎn)化成機械能，只是氫內(nèi)燃機里的燃料是氫氣。表5對氫內(nèi)燃機的一些優(yōu)缺點做了描述，由于可從傳統(tǒng)內(nèi)燃機經(jīng)摻氫內(nèi)燃機過渡至純氫內(nèi)燃機，氫內(nèi)燃機在成本和產(chǎn)業(yè)鏈成熟度上要比氫燃料電池更有優(yōu)勢。

表5 氫內(nèi)燃機優(yōu)勢與劣勢

氫內(nèi)燃機在車輛和發(fā)電領域都有所應用。上世紀初就有將氫作為燃料在發(fā)動機中進行的實驗，從寶馬到馬自達再到福特、沃爾沃都有過氫內(nèi)燃機汽車的應用。我國上世紀80年代開始，一些高校和科研院所對氫內(nèi)燃機和燃氫雙燃料內(nèi)燃機進行研究。2000年后，以北京理工大學和長安汽車集團為代表，在氫內(nèi)燃機車輛方面做出了一些研究成果。

4 結(jié)語

我國豐富的海洋資源、風力資源以及太陽能資源，這都會給氫能的發(fā)展提供良好的基礎條件。雖然我國氫能產(chǎn)業(yè)仍然處在發(fā)展的初期，但發(fā)展前景十分廣闊。

在十四五規(guī)劃和2035遠景目標綱要中，明確指出加速氫能未來產(chǎn)業(yè)孵化及產(chǎn)業(yè)布局。實現(xiàn)2030年碳達峰與2060年碳中和的目標，也必然與氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展、氫能生態(tài)的建立密切相關。

在推動氫能生態(tài)建立的同時，仍需要解決較多問題。基礎設施的建設、氫能的儲運技術、氫能供應網(wǎng)絡等需要加強關注，一些關鍵零部件、關鍵技術如氫循環(huán)泵、氫氣液化技術、液氫儲存轉(zhuǎn)運技術等，也會成為產(chǎn)業(yè)發(fā)展的命脈，需要進一步的突破。同時近些年氫能汽車的發(fā)展迅速，對氫能的應用需從車輛向航空、海運等整個交運領域擴展，氫能飛機、氫能船舶作為新能源交運設備，在技術與市場兩方面對我國而言都是較大的機遇，同時也存在挑戰(zhàn)，深空深海裝備同樣如此。另外在高溫氧化物燃料電池的熱電聯(lián)供方面我國還需要做大量工作，從微型熱電聯(lián)供至大型電站化熱電聯(lián)產(chǎn)，并逐步實現(xiàn)氫能社會的構(gòu)建。推動氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展可將氫能與其他清潔能源相結(jié)合，如光伏、風能通過電解水制氫，使氫能從生產(chǎn)到應用實現(xiàn)全周期綠色。