氫能產業鏈及氫能發電利用技術現狀及展望

姚若軍，高嘯天

（1.廣西廣投能源集團有限公司南寧 530031；2.中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司，廣州 510663）

近年來科學技術的快速發展使得能源需求不斷提升，而煤炭、石油等化石能源的開采利用不僅會造成環境污染，由于能源開發利用引起的地區沖突更是時有發生。在此背景下，清潔能源的開發成為能源發展的重點方向。氫能作為優秀的清潔能源載體，具有單位質量熱值高、零碳、無污染等優點，被認為是最具應用前景的清潔能源。

氫能利用通常以氫氣作為載體，可從水、化石燃料、化工副產物等中獲得，來源較為廣泛。但氫氣的低密度（天然氣的1/8）造成體積能量密度偏低，爆炸極限范圍寬（4.0%～75.6%，體積濃度），導致氫能的利用存在較大的安全隱患，其能源屬性一直沒有得到充分利用。因此，一直以來氫氣的利用都是以作為化工原材料為主。近年來，隨著技術的進步和能源環保需求的提高，氫氣的能源屬性逐漸得到重視。

氫能產業鏈主要包括氫氣的制備、儲存、運輸和利用四大環節，每一環節都有多條技術路線可供選擇。由于氫能產業處于發展時期，各項技術均具有優點和劣勢，哪一條路線是最優選擇尚無定論，需要針對具體應用需求選擇技術路線。

1 氫氣的制備

在氫氣制備方面，根據制備原材料及碳排放情況，可將制得氫氣分為三類：（1）灰氫，是以化石燃料為原料制備的氫氣，生產過程中存在碳排放，目前全球灰氫占氫氣總產量95%左右；（2）藍氫，是通過天然氣或水蒸氣重整制成，雖然也會有碳排放產生，但在生產過程中會配合碳捕集利用裝置（CCUS），減少了碳排放量，因此實現了溫室氣體排放的降低；（3）綠氫，通過可再生能源（光伏、風電、核能、水電等）制氫，在生產過程中沒有碳排放產生。綠氫是氫能利用的最終目標，主要通過電解水制氫實現。目前，電解水制備工藝主要有三種：堿性電解水技術（ALK）、質子交換膜電解水技術（PEM）和固體氧化物電解水技術（SOEC）。

1.1 堿性電解水技術

堿性電解水制氫（ALK）是以氫氧化鈉或氫氧化鉀為溶液電解質，在直流電作用下電解水生產氫氣和氧氣，通過脫堿霧處理，得到的氫氣純度超過99%。堿性電解水制氫技術的優點在于技術成熟，使用壽命可以超過15年，已經在20世紀中期實現了商業化。成本低（無需使用重金屬催化劑、技術成熟）、工作溫度較低（60～90℃）等優勢到使得堿性電解水制氫技術成為重要的制氫技術選擇。

堿性電解水技術面臨如下缺點：（1）堿性電解液容易與二氧化碳反應生成碳酸鹽，其中的不溶性碳酸鹽會堵塞催化層，降低電解槽性能；（2）為了防止陰陽極產生的氫氣和氧氣發生混合引起爆炸，堿性電解水制氫需要時刻保持陰陽極兩側壓力平衡；（3）堿性電解水制氫設備的啟動時間較長，難以實現快速響應。此外，堿性電解水的效率約為60%，低于質子交換膜電解水技術和固體氧化物電解水技術。上述缺點尤其是啟停速度慢的缺點導致堿性電解水技術難以適用于快速波動的光伏、風電制氫，但在水電、核電制氫領域仍然具有競爭力。

堿性電解水制氫技術已經具備實際應用的能力，可以進行示范項目的建設。目前限制堿性電解水制氫推廣的主要原因是依然偏高的電價導致的制氫成本高昂。

1.2 質子交換膜電解水技術

質子交換膜（PEM）電解水制氫設備主要由陰陽極極板、氣體擴散層、催化層和質子交換膜等。在電解水反應過程中，HO分子在陽極氧化生成氧氣和H離子，H離子在電場作用下通過質子交換膜遷移至陰極并發生還原反應生成氫氣。質子交換膜電解水的電力密度可達1 A/cm，能夠超過堿性電解水制氫電流密度的4倍。不僅如此，質子交換膜電解水制氫的理論效率能夠達到90%，實際效率能夠超過60%，高于堿性電解水制氫。總之，質子交換膜電解水制氫的效率高、設備體積小、安全可靠。更為重要的是PEM電解水技術的啟停速度快、工作溫度較低（約為80℃），適合用于可再生能源制氫。

在質子交換膜電解水制氫設備中，質子交換膜是技術難度最高的部件，一般使用全氟磺酸膜。目前的質子交換膜主要來自杜邦、德山、旭成工業等公司，存在一定技術壁壘，我國也應在此方面加大投入力度。

除了質子交換膜，PEM電解水制氫對于催化劑的要求也較高。通常使用釕、銥、鉑等貴金屬及氧化物作為催化劑。但因為上述金屬資源稀缺且價格昂貴，在很大程度上限制了PEM電解水制氫的發展。因此，開發非貴金屬基制氫催化劑極為必要。

目前，PEM電解水制氫處于實驗室研究向商業化過渡的階段，在長壽命質子交換膜、高效低價催化劑等方面仍需要技術進步。

1.3 固體氧化物電解水技術

固體氧化物電解水（SOEC）制氫可以認為是固體氧化物燃料電池（SOFC）的逆反應，反應溫度通常在600℃以上，最高效率可以超過90%，其反應機理如圖1所示。同時，SOEC采用陶瓷或氧化物作為離子導體，無需使用昂貴的質子交換膜，因此成本顯著降低。

圖1 SOEC工作原理示意圖［9］Fig.1 Schematic diagram of SOEC working principle［9］

不過由于SOEC在需要在高溫條件下工作，導致其長時間運行后，會出現性能快速衰減。因此，SOEC的難點主要在電解質、連接體等部件的開發。SOEC的技術成熟度仍然較低，商業化產品較少，距離實際應用尚有一定差距。目前，SOEC技術仍然處于實驗室研究階段，有待進一步向實際應用轉化。但SOEC效率高、成本降低潛力大，且有望開發出能夠兼具發電和電解水的雙功能的固體氧化物電解池系統，是一種極具前景的技術路線。

2 氫氣的儲運

在氫能產業鏈中，氫氣的儲存是其他各項技術的基礎。在常溫常壓下，氫氣的密度僅為0.089 g/L，僅為空氣的1/14，導致氫氣在常溫常壓下的體積能量密度極低。為了能夠降低儲存所需空間、提高運輸和利用效率，通常需要采取特定技術進行儲運。

根據氫氣的存儲狀態，可以將氫氣儲運技術分為高壓氣態儲運、低溫液態儲運、固態氫儲運、有機液體儲運和天然氣管道摻氫輸送技術等。目前，實際應用中可行性最高的為高壓氣態儲氫和低溫液態儲氫技術。固態儲氫和有機液體儲氫仍處于開發階段，相關材料關鍵技術仍有待進一步突破，本文不做重點介紹。

2.1 高壓氣態儲運

對于高壓氣態儲氫，通常長管拖車運輸是20 MPa，加氫站加注壓力分為35 MPa和70 MPa，我國現階段主流加氫站是35 MPa。氣態儲氫方式操作簡單，僅需要減壓閥即可實現氫氣的利用，技術成熟，是目前應用比較廣泛的儲氫路線。但高壓氣態儲氫的缺點也極為明顯，即雖然通過壓縮提高了氫氣的運輸效率，但由于氫氣密度低造成實際存儲量仍然較低，且儲存壓縮氫氣的鋼瓶內膽厚、自重大，氫氣實際質量占總質量不足2%，整體經濟性較差，因此該方式適用于分散式少量儲氫，以及短距離（200 km以內）的氫氣儲存運輸。

2.2 低溫液態儲運

為了進一步提高氫氣儲存效率，在高壓氣態儲氫基礎上進一步加壓并降低溫度，從而實現氫氣的液化儲存。在0.1 MPa下，液氫的費電為-253℃，密度76.98 g/L，超過氣態氫氣的800倍。

液態儲氫方式顯著提高了氫能的儲存、運輸效率，因此適合長距離運輸和提高空間儲存效率，是氫氣儲存的最重要發展方向。不過，氫氣液化溫度極低，液化過程需要消耗大量能量，在儲存過程中為了維持超低溫又需要超高真空儲罐，其制造工業復雜，導致液態氫氣的技術門檻高、價格極為昂貴。目前國內的液氫技術仍未達到大規模應用水平，大型液化氫氣設備依賴進口并受到限制。因此，發展國內具有自主能力的液氫技術和設備開發極為重要。

2.3 天然氣摻氫輸送技術

對于包括氫氣、天然氣在內的燃氣而言，管道輸送是大規模、遠距離運輸的必然發展趨勢。但是單獨建設氫氣輸送專用通達造價極為昂貴，且建設周期長，暫時無法滿足現階段氫能產業快速發展的需求。而利用已有的天然氣輸送管網開展天然氣和氫氣混合輸送可以有效節約成本，加快氫能產業布局效率。摻氫的天然氣可以直接送給居民、工廠和商業用戶，經過分離提純后又可以得到純氫供給工廠、加氫站等。不過采用管道運輸氫氣應注意一些問題，如氫氣的擴散速率高于天然氣，且會對管道產生氫脆腐蝕，因此需要嚴格控制天然氣摻氫比例并完善相關技術和設備配套。目前，受制于氫氣分離成本較高和輸氫技術尚處于起步階段，國內暫無摻氫輸送后分離使用項目。

3 氫能的利用

在氫能產業鏈中，氫氣制備是基礎，儲存和運輸是關鍵保證手段，氫能的高效利用是最終目的。以前，氫氣主要作為化工原料用于傳統石化等工業領域。隨著碳達峰、碳中和目標的確立，氫能有潛力在綠色發電、分布式能源建設、綠色交通等領域發揮作用。電力作為能源改革的重要載體，氫能在電力系統中的應用有助于降低碳排放，助力碳中和目標的實現。目前氫能在發電領域的應用主要有氫燃機和燃料電池。

3.1 摻氫燃機

富氫燃氣輪機發電，是在天然氣中摻混一定比例的氫氣作為燃氣輪機的燃料，進行電力生產。

天然氣的密度約為氫氣的8倍，擴散速率是氫氣的3.8倍，低位體積熱值約為氫氣的3倍。當天然氣與氫氣混合燃燒時，氫氣的低熱值高流速導致需要考慮氫氣的回火和火焰振蕩問題以保證安全性和可靠性。

由于氫氣的低位熱值要比天然氣小得多，若想維持原有出力水平必須增加燃氣進氣量，同時升級燃燒室和壓氣機。

目前，富氫燃燒的燃氣輪機技術在全球范圍內已經逐步趨于成熟，表1為部分摻氫燃機廠商機組產品情況。西門子、通用電氣、三菱日立等電力設備公司均在氫燃氣輪機領域進行了探索，并在技術和業績上均取得可觀成果。

表1 摻氫燃機廠商燃機情況［13］Tab.1 Development status of some manufacturers'hydrogen-fueled gas turbine［13］

在摻氫燃機實際應用項目方面，包括韓國、意大利、美國、日本等多個國家開展了項目工作。其中，西門子公司基于G30燃燒室技術的SGT-400型燃機被用于世界首個可再生能源制氫與氫燃機發電結合示范工程項目HYFLEXPOWER。該項目驗證了通過可再生能源制氫和發電能夠有效解決可再生能源波動性帶來的沖擊問題。

3.2 燃料電池

燃料電池是將燃料化學能直接轉化為電能的反應裝置，由于不涉及內能與機械能能的轉化，因此不受卡諾循環限制，理論效率超過90%。與一般電池組成相似，燃料電池同樣由正負極、電解質等部分組成。但不同于包括鉛蓄電池、鋰離子電池、鋅錳電池等將活性物質密封在電池內部，燃料電池的正負極活性物質空氣（或氧氣）和燃料氣是獨立儲存的，電池本體只是一個催化反應的轉換裝置。因此在電池工作時，原則上只要保證正負極活性物質的持續供給，就能夠持續發電。

燃料電池最早的應用可以追溯到20世紀中葉。20世紀60年代，通用公司為阿波羅航天飛機研發了堿性燃料電池有，并在多次航天飛行任務中得到應用。

1973年石油禁運激發了人們對于石油替代能源的探索熱情，燃料電池也再一次得到廣泛關注。目前，燃料電池已經發展出多種技術類型，如堿性燃料電池（AFC）、質子交換膜燃料電池（PEMFC）、熔融碳酸鹽燃料電池（MCFC）、固體氧化物燃料電池（SOFC）、磷酸鹽燃料電池（PAFC）等。應用領域涉及航空航天、軍事、新能源發電、交通運輸等多個領域。在能源領域，燃料電池的應用主要有大型/分布式熱點聯產、通訊基站供電等固定式應用和交通運輸應用兩大類。最具應用前景的燃料電池種類主要為質子交換膜燃料電池和固體氧化物燃料電池。

3.2.1 質子交換膜燃料電池

質子交換膜燃料電池（PEMFC）是在電動汽車和發電領域極具前景的一類燃料電池。與其他種類燃料電池相比，質子交換膜燃料電池具有如下優點：（1）質子交換膜燃料電池運行溫度較低，約為80℃，因此可以做到快速啟停；（2）質子交換膜燃料電池整體質量較低，比功率更高；（3）質子交換膜燃料電池不存在腐蝕性電解質，安全性更高。因此質子交換膜燃料電池已經在交通領域得到一定應用。包括豐田、現代、通用等公司都在競相開發質子交換膜燃料電池電動汽車。在固定發電廠建設方面，美國PlugPower公司、加拿大Ballard公司的PEMFC電池系統技術上全球領先，已經有MW級燃料電池發電廠項目投入使用。

質子交換膜燃料電池同樣存在一些尚未充分解決的問題，在很大程度上限制了它的推廣使用：（1）質子交換膜燃料電池需要使用鉑基貴金屬催化劑，導致電池成本一直居高不下；（2）質子交換膜燃料電池工作溫度較低，因此其余溫回收效果不如熔融碳酸鹽、固體氧化物等類型的燃料電池；（3）質子交換膜燃料電池催化劑對于大氣中CO、氮氧化物非常敏感，容易發生催化劑中毒導致電池失效。目前掌握高性能質子交換膜生產技術的企業主要為美國和日本公司，國內技術水平與世界先進水平尚存在差距，在質子交換膜、電池系統等方面需要技術突破。

3.2.2 固體氧化物燃料電池

固體氧化物燃料電池以多孔陶瓷作為電解質，在600℃以上的高溫條件下工作發電。固體氧化物燃料電池可以使用的燃料種類較多，除了氫氣，液化氣、天然氣等燃氣均可作為固體氧化物燃料電池的燃料。由于工作溫度較高，固體氧化物燃料電池需要預先升溫至工作溫度才能對外穩定供電，升溫速度過快容易導致連接部件脫落，影響使用壽命，因此固體氧化物燃料電池不適合頻繁啟停的工作環境。從這個角度看，固體氧化物燃料電池并不如質子交換膜燃料電池適合用于電動汽車。但在固定發電領域，固體氧化物燃料電池則具有諸多優勢：（1）固體氧化物燃料電池工作溫度高，通過余熱回收能夠實現高效熱電聯產；（2）固體氧化物燃料電池不需要昂貴的催化劑和電解質隔膜，因此造價降低潛力巨大，更容易實現大規模生產；（3）固體氧化物燃料電池可以使用多種燃料，適用性強。總之，固體氧化物燃料電池的系統較為簡單、造價更容易降低，并且有望實現大規模設備的生產和使用，是一種非常適合用于固定式發電的技術路線。

目前，國內外的固體氧化物燃料電池處于快速發展時期，美國、日本等國家已經有100 kW級以上的燃料電池產品投入使用。國內的固體氧化物燃料電池與世界先進水平存在一定差距，但近年來得到研究者及企業的廣泛關注，開發力度不斷加大，已經有產品投入試運行使用。

4 存在的問題及應對建議

4.1 核心技術和關鍵材料的開發

從制氫設備、儲氫設備、儲氫材料，到氫燃料電池隔膜、催化劑和系統模塊，我國氫能產業整體取得長足發展的同時又面臨相關核心技術和關鍵材料與世界先進水平仍然具有差距，或多或少存在“卡脖子”的問題。如儲氫、運氫的關鍵技術和核心部件尚未完全實現國產化，暫時還不能做到自主可控發展。大功率燃料電池系統大多仍處于實驗室研發階段，離實際應用尚有一定距離。因此需要增加關鍵材料和關鍵技術的研發投入力度，早日實現全部核心零部件的國產化，避免技術壁壘，降低關鍵部件成本，實現氫能產業又好又快發展。

4.2 氫能產業鏈節點較多，布局分散

氫能產業涉及制氫、儲氫、運氫、氫氣利用等多個環節，各地區側重點有所不同，缺乏統籌規劃，出現盲目投資、重復建設、低水平技術引進等現象。因此，各區域間應加強協作，促進產業核心技術協同攻關，合理有效利用資源，合理利用不同城市資源優勢，達到協同發展的目的。

4.3 綠氫的來源及價格

氫能產業發展的最根本問題在于綠色氫氣的制備和使用。目前全球絕大多數的氫氣主要來自石化制氫，仍然無法避免碳排放問題。而通過電解水制氫，再利用氫能發電效率勢必逐步降低，若采用化石能源發電開展電解水制氫既會產生碳排放，又與高效利用資源的初衷相違背。以堿性電解水為例，需要4.5～5.5 kWh電量才能得到1 Nm氫氣，再利用這些氫氣發電量約為2 kWh，可以看出采用傳統發電電解水制備氫氣顯然是不夠經濟的。因此光伏、風電、核電等可再生能源制氫技術的開發變得尤為重要。事實上，可再生能源與氫能之間共同發展能夠產生非常有效的“協同效應”：利用富余核電、風電、光伏等開展氫氣制備，一方面能夠降低氫氣制備成本，提高氫能利用的經濟角度可行性；另一方面，氫氣的制備能夠提高可再生能源利用效率，減少棄風、棄光以及核電降負荷運行帶來的盈利損失；更為重要的是，氫能的利用能夠使發電和用電從時間和空間兩個維度“解耦”，提高新能源發電的可控性和靈活性。因此可以看出，氫能產業的發展不僅需要產業鏈中各環節的技術進步，還需要與其他可再生能源技術協同發展，如光伏制氫、風電制氫、核電制氫等。只有實現低價綠氫的制備，氫能產業的高效發展才能得到保證。

5 結 論

在碳達峰、碳中和目標下，氫能的開發利用成為了節能減排和產業綠色升級轉型的工作重點。氫能產業鏈涵蓋制氫、儲氫、運氫、用氫等多個節點，每個節點又有多條技術路線。不僅涉及的產業眾多且復雜，國內還有諸多核心技術問題尚未得到解決，如低溫液氫儲運、質子交換膜電解水與燃料電池、固體氧化物電解水與燃料電池技術等均亟待技術突破。此外，利用傳統能源發電電解水制氫會造成制氫成本高、能源利用效率低、存在碳排放的問題，不利于電解水制氫的開展，從而對我國氫能產業發展產生不利影響，并不推薦此種制氫模式，該模式也不會是未來的發展趨勢。因此，我國的氫能產業發展一方面要積極推進關鍵材料和自主核心技術的開發，另一方面需要與可再生能源等相關產業協同發展，達到降低制氫成本，推動產業進步的目的。同時，應當注意資源的合理分配與利用，避免出現重復研究、重復建設、低端技術引進等問題。

應當清醒地意識到，雖然氫能產業發展較為迅速，但仍然需要保持理性的發展思維，充分考慮氫能發展對現有設備的升級改造需求和新設施建設的必要性，符合安全生產需求，保證氫能產業又好又快發展。