制氫、儲運、應用……哪個才是氫能產業的突破口？

更新時間：2022-09-01

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當今世界，大量新興能源技術正以超過之前歷史的速度加速其迭代。包括氫能在內的新興能源技術和產業的發展將決定中國能否在未來全球能源綠色低碳轉型的大國博弈中占據有利地位。

今年3月，《氫能產業中長期發展規劃（2021-2035年）》發布，為我國氫能的發展指明了方向。地方政府支持氫能發展的態度也非常明確。自今年年初以來，地方政府已經發布了數百項與氫能產業相關的政策。三分之一以上的中央企業布局了制氫、儲氫、氫加氫、氫利用等整個氫能產業鏈，取得了一批技術研發和示范應用成果。氫能也受到投資基金的青睞。IDG capital、凱輝基金、綠色資本等30多家投資機構提前安排，投資金額也大幅增加。一些企業已經進入了1億元融資的時代。可以說，中國氫能產業正處于如火如荼的快速發展軌道上。

然而，中國氫能產業仍處于發展的初級階段。實現氫能的大規模商業利用仍然面臨許多挑戰。本文將從氫能上下游全產業鏈分析氫能發展的突破點。

制氫——綠氫的成本降低與規模化應用是實現氫能價值的關鍵

中國是世界上的制氫大國，其中近80%來自化石能源制氫，近20%是工業副產品氫。綠色氫僅占1%～2%。降低成本和大規模應用綠色氫氣是實現氫能綠色低碳價值的關鍵。根據規劃，到2025年，將初步建立以工業副產品氫氣和可再生能源制氫為基礎的氫能供應體系，可再生能源的制氫量將達到10-20萬噸/年，成為新氫能源消費的重要組成部分。

目前，我國制氫結構以灰色氫氣為主，綠色氫氣比例相對較低。中國是世界上的產氫大國，年產氫量約3300萬噸，其中約1200萬噸達到工業氫氣質量標準。目前，中國制氫的主要來源是化石能源，即灰色氫氣。據中國標準化研究院不*統計，煤制氫約占全國制氫量的62%；第二種是天然氣重整制氫，約占19%；焦爐氣、氯堿尾氣和其他工業副產品的制氫量約占氫氣凈化和石油制氫量的18%；電解水產氫約占1%。

我國氫氣供給結構預測

不同方法的制氫成本差別很大。目前，煤制氫是我國成熟、最廉價的制氫方式，其成本約為天然氣制氫成本的70%～80%。電解水制氫成本高，直接關系到可再生能源發電成本、電解槽價格和其他設備利用率。

我國各類制氫技術成本對比

大規模應用綠色氫氣是實現氫能價值的關鍵。在“雙碳"背景下，綠色氫氣的制備工藝實現了“零碳排放"，可以成為高比例可再生能源消費的重要支撐，也是交通、建筑、冶金、化工等領域深度脫碳的優佳選擇。因此，與灰色氫氣相比，大規模應用綠色氫氣是實現氫能價值的關鍵，這也是中國大力支持氫能發展的初衷。

氫氣生產的布局應結合資源稟賦和市場需求的特點。在選擇制氫技術路線時，應因地制宜，注重清潔、低碳和降低成本。在焦化、氯堿、丙烷脫氫等行業集中的地區，優先使用工業副產氫，鼓勵就近消費，降低工業副產氫氣的供應成本；在風能和水電資源豐富的地區，開展可再生能源制氫示范，逐步擴大示范規模，探索季節性儲能和電網調峰；探索在氫能應用規模較大的地區建立制氫基地。

PEM電解水制氫是未來綠色制氫的發展方向。目前，電解水制氫技術主要包括堿性（ALK）、質子交換膜（PEM）和固體氧化物（SOEC）。目前，我國烷基制氫技術最為成熟。它在市場上占據主導地位，商業化程度高，成本相對較低。但也存在能耗高、電解效率低等缺點。PEM制氫技術具有較高的波動適應性、較寬的負荷調節范圍、環境友好性和簡單的操作維護。這些優勢更有利于與風力發電、光伏發電等波動間歇發電耦合，實現儲能和調峰，更好地促進大比例可再生能源的消耗。然而，質子交換膜制氫技術需要高邊界條件和高成本。PEM電解水制氫組件的本地化率低于堿性制氫組件，甚至低于燃料電池。定位率低的環節主要包括質子交換膜和催化劑。然而，國內一些電解槽設備制造商也開始進入這一領域。高投資和運行成本是PEM水電解制氫中迫切需要解決的主要問題，這與只有貴金屬材料可以用作析氧和析氫的電催化劑密切相關。因此，降低催化劑和電解槽的材料成本，特別是陰極和陽極電催化劑的貴金屬負載，提高電解槽的效率和壽命，是PEM水電解制氫技術發展的研究重點。

我國主要電解水制氫技術優缺點對比

儲運——通過科技進步降低儲運成本是氫能商業化的前提

高昂的儲存和運輸成本是氫能在中國應用和推廣的重要瓶頸。氫氣主要用作煉油、甲醇、合成氨等工業領域的化工原料。其制備是生產過程的一部分，沒有大規模的儲存和運輸需求。然而，隨著我國燃料電池汽車城市示范群示范建設的不斷推進和可再生能源制氫規模的不斷擴大，氫能儲運系統建設迫在眉睫。在正常溫度和壓力下，氫的密度極低，單位體積的儲能密度低，并且易燃性和爆炸性等特性使得安全高效地運輸和儲存氫能變得困難。目前，我國氫能儲運成本高，是氫能應用推廣的重要瓶頸。據測試，在運輸領域使用的氫氣價格構成中，儲存和運輸成本約占20%~30%。在某些地區，儲存和運輸成本幾乎與制氫成本相同。

應根據氫能的不同發展階段選擇最合適的儲存和運輸方式。目前，儲氫方法主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機氫化物儲氫和固態儲氫。氫氣運輸主要包括氣氫拖車、液氫罐車和管道運輸。在選擇哪種方法時，必須考慮氫的運輸距離、規模和最終用途，并且必須考慮儲存容量和時間、所需的氫釋放速度和地理條件。在氫能發展的不同階段，經濟的儲存和運輸方式將有所不同。在氫能產業發展的初期，氫氣消耗量和運輸半徑相對較小。此時，高壓輸氣的轉換成本較低且更具成本效益；隨著中期氫能市場的發展，對氫氣的需求和運輸半徑將逐漸增加，低溫液體儲存和運輸方式的成本優勢將突出。儲存和運輸方式主要為氣態和低溫液體；從長遠來看，氫能生產能力和應用將逐步擴大并穩定。屆時，高密度、安全的儲氫將成為現實，管道輸氫的優勢將得到充分發揮。

不同運輸方式的技術比較注：體積和重量儲氫密度均以儲氫裝置計算

高壓氣體儲氫輸送運行成本低，能耗相對較低，氫氣充放電響應速度快，適合短距離、分散的用戶。它是目前常用的儲存和運輸方式，但對設備壓力要求高，單位體積儲氫密度低，安全性低。隨著運輸距離的增加，運輸成本將顯著上升。低溫液氫儲存和運輸具有高能量密度和高運輸效率。適用于中長途運輸。目前，它主要用作航空運載火箭的推進劑燃料。對儲氫裝置的真空隔熱、減振、抗沖擊和抗泄漏要求高，低溫液化消耗大，成本高。管道輸氫成本低、能耗低，可實現氫能的連續、大規模、長距離輸送。氫能大規模利用是未來氫能發展的必然趨勢。但是，由于管道鋪設難度大，一次性投資成本高，目前應用不大。

通過技術進步降低氫能儲存和運輸成本。目前，我國氫能儲運技術與國外發達國家相比還有很大差距。通過技術進步，氫能儲存和運輸成本可以大大降低。

在高壓氣體儲氫和運輸方面，我國用于儲氫和輸送的長管拖車仍以20MPa為主。單輛車運輸的氫氣體積為260-460kg，儲存和運輸效率低。當壓力為45MPa時，單輛車儲存和運輸的氫氣體積可達到700kg。50兆帕的氫長管拖車已在國際上推出，每次可運輸1000-1500千克氫。然而，目前我國氫壓縮管束的主流是I型氣缸，不能承受超過20MPa的壓力。如果壓力為50 MPa，則需要加載III型氣缸或IV型氣缸管束。從儲氫密度和重量輕的角度來看，IV型儲氫瓶和高壓儲運的優勢更加明顯。與日本、韓國、法國和挪威已經大規模生產的IV型儲氫瓶相比，這項技術在中國仍處于起步階段。

低溫液氫儲運效率高，但技術門檻高。中國民用液氫市場仍處于示范階段。中國液氫的關鍵設備（如透平膨脹機、3000立方米以上的大型液氫儲罐、液氫泵等）遠遠落后于發達國家，在很大程度上依賴進口。縮小與國外液氫技術水平的差距，實現核心設備和材料的國產化，是實現低溫液氫儲運優勢的關鍵。美國、日本、德國和其他國家已經將液氫的運輸成本降低到高壓氣體儲存和運輸成本的八分之一。

管道輸送氫氣的成本較低，但前提是穩定的氫氣供需。長距離氫傳輸已有80多年的歷史。美國和歐洲是世界上早開發氫管道的地方。據統計，全球輸氫管道總里程約為5000公里。中國的氫氣管道總里程約為400公里，而在用的管道僅為100公里左右。我國輸氫管道主要分布在渤海灣、長三角等地，輸氫管網布局有很大的改進空間。為了避免新建輸氫管道建設成本過高，有可能探索天然氣管道的氫混合輸送。但天然氣摻氫安全標準、規范不明確等問題依然存在，需要加大研究力度，開展論證、探索和驗證。

加氫——完善規劃制度標準，降低建設運營成本

加氫站是氫能下游交通領域（燃料電池汽車）應用發展的重要基礎設施。要堅持需求導向，統籌布局加氫站建設，有序推進加氫網絡體系建設。要完善加氫站建設規劃、管理制度、標準規范，可探索合建站、站內制氫等多元建站模式，多渠道降低建站運營成本。

我國加氫站數量居世界靠前。加氫站是氫能下游交通領域（燃料電池汽車）應用發展的重要基礎設施，是燃料電池汽車產業中極其關鍵的重要環節。我國加氫站數量居世界靠前，廣東省是目前加氫站最多的省份，已建成50余座，山東擁有近30座，數量暫居國內第二，江蘇、浙江兩省份均建成20余座，居國內第三，除西藏、青海、甘肅等地區外，全國各省份基本上都有加氫站。根據2020年10月發布的《節能與新能源汽車技術路線圖2.0》，預計到2025年，我國氫燃料電池汽車保有量達到10萬輛左右，加氫站數量達到1000座，到2035年，氫燃料電池汽車保有量達到100萬輛左右，加氫站數量5000座。

加氫站建設規劃、管理制度、標準規范等亟待完善。目前，國家層面針對加氫站的頂層規劃還沒有出臺，很多地方加氫站建設運營管理辦法沒有明確或并不詳細，導致加氫站獲得規劃許可等審批、驗收流程困難重重。加氫站主管單位不明確，管理制度缺失，地方政府專項規劃不夠明晰，影響加氫站的落地和運營。加氫站安全、建設運營等標準規范有待完善，需要政府、標準化組織和企業共同推動，嚴把安全和質量管理關，預防個別安全事件影響全產業發展。相關法規將氫氣定性為“危化品"的同時還沒有明確賦予其用于交通工具的“能源"屬性，一般危化品設施的建設，必須在化工園區內，或者是遠離居民，所以選址比較難。

探索合建站、站內制氫等多元建站模式。加氫站建設模式可分為單一加氫站和合建式加氫站，合建式加氫站主要包括油氫合建站、氣氫合建站、油氣電氫綜合站等形式。在現有加油加氣站基礎上改擴建成合建式加氫站，不僅安全且成本低，同時省去了選址的麻煩。油氫合建站可節約土地成本，也很好地規避了建設加氫站的首要難題——土地批復。此外，依靠現有的加油站銷售網絡格局，加氫站也會擁有較為穩定的客戶來源。同時，現有加油站已有多年運營經驗，在設備維護、安全管理以及人員素質方面都有得天獨厚的條件，為油氫合建站的建設和示范運行提供了基本保障。中石化廣東樟坑油氫合建是我國實現盈利的加氫站，2020年12月，該站實現盈利96萬元。之后，中石化河滘油氫合建站也實現盈利。據統計，目前油氫合建站的占比超過了50%，或將成為未來加氫站的主流。

儲運成本在整個氫氣成本中所占比重較大，站內制氫實現了制氫加氫“0距離"，壓縮產業鏈長度，降低用氫成本。由于我國仍把氫氣列為危險化學品，要求必須在化工園區內生產，導致我國加氫站絕大多數為站外供氫。建議盡快將氫氣納入能源類產品管理，優先在有條件的地區實現站內制氫，利用小型化制氫裝置，如撬裝式天然氣制氫設備或光伏發電耦合電解水制氫，省掉運輸成本。

多渠道降低建站運營成本。目前，我國加氫站建設費用較高，每個加氫站成本高達1200萬元到1500萬元，是加油站的數倍。正因如此，多地出臺加氫站補貼政策，補貼額200萬～600萬元/站不等，同時還有給予加氫站銷售補貼和稅收優惠等扶持政策。

雖然目前我國加氫站技術趨于成熟，關鍵設備基本實現了國產化，但氫氣壓縮機、儲氫裝置、加注機、站控系統等仍占加氫站總投資約60%，技術進步和生產量的增加可降低設備成本。

由于當前氫燃料電池汽車數量不多，每日加氫量有限，造成折舊及公攤成本較高。如果加氫量翻一番，則單位加氫成本可以降低一倍，極大降低加注環節的成本。隨著燃料電池車數量的增加，加氫站的成本也有望下降。

提高站內日常管理運營水平也可以降低氫氣成本。目前我國加氫站在穩定性和可靠性上與國外相比仍有很大提升空間，實現連續運轉且保持運行狀況的平穩仍需大量改進工作。研究表明，如果加氫站連續故障為0加氫次數提高1倍，可以降低氫氣成本1.5元/千克，如果日加氫能力提高15%，會降低成本1.0元/千克，如果電耗降低50%，會降低氫氣1.0元/千克。因此應優化加氫站配置，提高設備壽命，降低運行能耗，增強可靠性，由此帶來的收益可能高于單純建設成本的降低。

當然，合建站和站內加氫同樣也可以降低建站成本和氫氣成本。

應用——拓展交通用氫，推進工業深度脫碳，助力新型電力系統

技術進步、工業產能提升和基礎設施瓶頸逐步緩解，為氫能的多樣化應用提供了條件。目前，中國正在大力推進氫能在交通領域的應用，與電動汽車形成互補優勢，推動交通領域的減排和碳減排。工業領域是氫能應用的主要領域，可以促進高能耗、高碳產業的深度脫碳。應繼續改進氫能在工業領域的應用，并實現從灰色氫向綠色氫的轉變。氫能在儲能和發電中的應用可以支持高比例可再生能源的大規模消費，并有助于新電力系統的建設。

（一）交通領域：未來氫能使用重點增量行業

該政策支持氫能在交通運輸中的應用。目前，從國家和地方氫能鼓勵政策的角度來看，大部分支持集中在氫燃料電池在交通領域的應用上。2021，五大燃料電池汽車城市群名單發布，目前已進入實施階段。地方政府入選示范組后，迅速出臺了相應的補貼和引導政策。目前，五大城市群已經發布了相應的產業發展規劃。在其他地區，江蘇、浙江、四川等16個省市也出臺了具體的扶持政策，力爭在氫能領域取得優勢。根據中國汽車工業協會數據，2021全國氫燃料電池汽車產銷數據分別為1777輛和1586輛，同比增長48.2%和34.7%。這也激發了地方政府加快發展燃料電池汽車產業的積極性。

我國氫氣消費需求預測

燃料電池汽車在重型卡車、物流車輛和公共汽車等商用車輛中具有廣闊的應用前景。在“雙碳"背景下，燃料電池汽車和純電動汽車可以成為未來燃料汽車的良好替代品，成為交通領域減排和減碳的重要方向。與純電動汽車相比，燃料電池汽車在低溫環境、整個產業鏈的環境保護、續航里程和加注時間方面更加突出。燃料電池車輛適用于中長距離、高負載和固定路線貨運場景。規劃還明確提出，要重點推進氫燃料電池在中重型車輛上的應用，有序拓展氫燃料電池等新能源客貨兩用車的市場應用空間。

我國氫能源車產量銷量情況

（二）工業領域：應用規模大，可實現深度脫碳

工業領域是氫能應用的領域。目前，中國的氫氣基本用于工業領域，主要用于合成氨、甲醇、煉油等生產。氫氣主要用于工業原料或還原劑。包括合成氨和煉油在內的化工部門的氫消耗量正在迅速上升。與此同時，中國冶金工業正在積極改造和探索氫冶金。從生產方式來看，基本上是灰色氫氣。因此，為了實現綠色和低碳發展，將灰色氫轉化為綠色是一大發展趨勢。根據車白智庫和百人協會氫能中心的預測，到2060年，工業領域使用的氫氣比例仍將，占總需求的60%。

氫能將有助于高耗能行業的深度脫碳。為了應對氣候變化，許多國家正在研究引入碳關稅。碳關稅帶來的成本增加將推動高碳排放產品的價格普遍上漲。為了避免綠色貿易戰對中國高能耗、高碳產業的影響，工業領域的碳減排和脫碳行動被提上日程。氫冶金是金屬冶金行業減少碳排放的重要途徑。目前，其研究和應用主要集中在鋼鐵領域。氫冶金是鋼鐵工業實現碳中和目標的革命性技術。綠色氫氣可以在鐵還原過程中大規模取代煤和焦炭，以實現鋼鐵工業中的深度脫碳。化學工業是中國六大高耗能產業之一。用綠色氫氣取代灰色氫氣和化石能源可以大大減少化學工業的碳排放。在工業領域，氫能還可以提供高級熱能，可用作替代化石能源的燃料，并可用于水泥、陶瓷、玻璃制造等行業以實現碳減排。

（三）儲能領域：具有調節周期長、儲能容量大優勢，可多元利用

它具有調節周期長、儲能容量大的優點。氫能儲存具有調節周期長、儲能容量大的優點。可實現跨季節、大規模、長期的電能儲存。被納入“新能源存儲"范疇，成為“可再生能源+儲能"的重要發展方向。電化學儲能的連續放電時間約為分鐘至小時，主要用于解決電力系統短期規模內的調峰填谷問題。抽水蓄能具有大規模的吞吐能力，但其開發建設條件非常苛刻，對生態影響很大。因此，氫能儲存在大容量和長周期調節場景中具有明顯優勢。

儲存的氫能可以以多種方式利用。與其他儲能方式相比，氫能有更多的利用方式。氫能存儲可以使用電解水來生產氫，并將間歇性波動的剩余電能轉換為氫能進行存儲。當功率輸出不足時，燃料電池或其他發電設備發電并將其反饋至電網系統。此外，儲存的氫能還可以用作交通領域的能源、化學原料或工業領域的能源，而不是化石能源。但目前氫能儲存成本較高，應加強關鍵技術和設備的研發，擴大應用示范規模。

（四）發電領域：備用、分布式、電網調峰、氫能綜合利用多元應用

氫能發電可以以多種方式應用。依托通信基站、數據中心、鐵路通信站、電網變電站等基礎設施項目建設，推動氫燃料電池在備用電源領域的市場應用。燃料電池分布式發電的示范應用可結合偏遠地區和島嶼的電力需求進行。可以在可再生能源基地探索基于燃料電池的發電調峰技術的研究、開發和示范。氫能綜合利用示范可在社區、公園、礦區、港口等區域開展。

相關示范項目已經實施。去年底，安徽六安兆瓦氫能綜合利用示范站臺氫燃料電池發電機組并網發電。這是中國一個兆瓦級電解純水制氫、儲氫和氫燃料電池發電系統。今年3月，廣東省芒州島5g智能氫能島建設項目建成示范站，為芒州島村委會和通信基站提供24小時穩定高效的供電。該項目計劃采用氫光互補發電，這將為氫能在分布式能源領域的應用奠定堅實的基礎。“氫走進千家萬戶"示范項目是科技部“氫能技術"重點項目明確實施的科技示范項目。去年，它在山東和佛山實施。開展氫燃料電池分布式熱電聯產，實現氫能的多元化應用，努力打造“氫能社會"。

文章來源：馬里亞納氫電

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