氢能技术发展趋势

摘要：氢能是未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体，其开发与利用已经成为新一轮世界能源技术变革的重要方向。我国是能源消费大国，也是能源短缺国家。与其他能源相比，氢能可再生、零排放，功率密度是汽油、柴油的 3 倍，发电成本也低于光伏、风能、石油等方式。发展氢能有利于保障能源安全，推进能源产业升级。氢能对加快推进我国能源生产和消费革命，加快新时代能源转型发展具有重大意义。我国发展氢能具备丰富的资源和供给能力，氢能应用市场潜力巨大，产业基础和整合发展能力强。经过多年积累，我国氢燃料电池汽车产业初具产业化条件。随着政策的引导、技术的更新突破和产业构建的逐步完善，已基本形成氢能研发、制备、储运、应用等完整产业链，上下游协作意识増强，企业间战略合作行动显著增加。但仍存在关键材料和核心技术尚未自主、基础设施建设不足、商业化推广模式尚未建立等诸多瓶颈。

1 前言

氢能凭借储量丰富、清洁、高效等特点，正成为能源革命的关注热点。氢经济被认为是 21 世纪世界经济新的转折点，对加快推进我国能源生产和消费革命，加快新时代能源转型发展具有重大意义。根据国际氢能源委员会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》，预计到2030年，全球燃料电池乘用车将达到 1 000 万辆至 1 500 万辆。预计到 2050 年，氢能源需求将是目前的 10 倍。由于市场潜力大，各大企业加大研发，一些国家也加大支持力度，力图通过发展氢能来解决能源安全问题，并抢占国际能源领域的制高点。2018~2019 年，全球氢能市场的规模进一步扩大，尤其在日、美、欧迅速发展。主要国家陆续启动氢能源重大项目，在制氢、储氢、加氢等环节出现了很多创新点，氢能产业链的若干环节上的重大技术取得新突破，在龙头企业带动下形成协同创新发展新格局。

2019年,“氢能”首次写入我国政府工作报告。为进一步推动氢能利用与发展，我国不断加大氢经济领域投入力度，在政策、市场、技术等领域予以积极支持。当前，全国氢能产业正蓬勃发展，氢经济规模稳步扩大，我国氢能基础设施规划见表1。

国际氢能与燃料电池汽车大会是国内燃料电池行业举办的国际一流的年度行业盛会，聚集全世界氢能与燃料电池技术的专家、燃料电池汽车制造商、氢能燃料电池领域投资者和政府政策的制定者，携手促进氢能及燃料电池汽车的商业化发展。本文以第四届氢能与燃料电池汽车大会内容为基础，结合目前行业发展现状对未来燃料电池汽车与氢能关键技术趋势进行了阐述。

2 上游制氢技术趋势

2.1 制氢的主要途径及技术对比

制氢的主要途径有热化学重整、电解水和光解水3 类。目前主要以石化燃料化学重整为主，但消耗储量有限的化石燃料并不能摆脱对传统能源的依赖，还会造成环境污染。电解水制氢低碳、可持续，但效率只有50~70%，并且电解水制氢需要消耗大量电能，高电价抬高制氢成本，但在电价下降将逐步扩大规模。光解水是理论上最理想的制氢技术，但当前仍处于研究的初期阶段。生物制氢法是以生物活性酶催化为主要机理来分解有机物和生物质制氢，其主要优势是来源广且没有污染，反应环境是常温常压，生产费用低，完全颠覆了传统的能源的生产过程。主要制氢技术的对比结果见表2。

2.2 可再生能源制氢技术的突破

对于重整制氢来说，制氢的过程也会消耗大量能源，破解此问题的一个重要方法是利用可再生能源制氢，尤其是将本来弃掉的风电、光伏电能转化为氢能储存起来最为经济。利用可再生能源制取氢气的技术近年来备受关注，可再生能源制氢研究成果及示范项目也在不断涌现，如表3所示。可再生能源的间歇性导致弃风、弃水、弃光现象十分严重，通过将风电和光电转化为氢能储存起来，不仅可解决弃电问题，还能反过来利用氢气再发电增强电网的协调性和可靠性。

2.3 制氢技术的发展趋势

从制氢成本角度上看，煤气化制氢成本最低，其次是天然气制氢，而电解水制氢的成本最高。目前，相比于石油价格，煤气化和天然气制氢的市场已有利润空间，但电解水制氢的经济成本大于收益，仍需要政府补贴。从绿色发展角度分析，煤气化和天然气制氢碳排放量较高。利用弃水、风、光、核等可再生能源来电解水制氢，更符合节能减排可持续发展的要求。

未来制氢方式的发展趋势主要受技术可用性、成本可控性、绿色可循环性这三大因素驱动。

煤气化制氢技术成熟，适合大规模制备，成本低，空间布局广泛，煤炭资源丰富，但是能耗高、不环保、碳排放高。在未来10~20年内，煤气化制氢仍会是是制氢的主要方式，并通过CCS（通过碳捕捉技术，将生产中产生的二氧化碳分离出来，再通过碳储存手段，将其输送并封存到海底或地下等与大气隔绝的地方）/CCUS（把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中，可以循环再利用）技术降低碳排放污染[4]。

可再生能源制氢能耗低、环保、碳排放低，但是全生命周期内成本较高、可用于制氢的风能、光能、水能等资源无法稳定供给。国际能源署发布的报告预计，到2030年，利用可再生能源发电的氢气成本可能下降30%[3]。彭博新能源财经(BNEF)在《可再生能源制氢经济性》报告中表示，目前可再生能源制氢成本维持在2.5~6.8美元/kg，到2030年，可再生能源制氢成本有望降至1.4美元/kg。到2050年，可再生能源制氢成本则可能降至0.8美元/kg。随着可再生能源发电和电解水设备成本的迅速下降，预计2030年后将逐步替代煤气化制氢的地位。到2050年，可再生能源发电电解水将成为主流制氢技术。

3 中游氢气储运技术趋势

3.1 主要氢气储运技术

氢气体积能量密度极低，且极易燃爆，如何将分散在各地的氢气高效配送到加氢站，提高储运效率和氢气品质是氢能产业规模化发展的重大瓶颈。安全、高效、廉价的氢气储运技术将成为实现氢能商业化应用的关键。目前主要的储运氢材料与技术有高压储氢、液体储氢、金属氢化物储氢、有机氢化物储氢等。

选择何种运输方式，需基于以下4点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。主要储、运氢技术的对比见表4、表5。

3.2 氢气储运技术发展趋势

总体看来，目前高压气态储(运)氢技术相对成熟，但实现大规模、长距离储运技术的商用化前需要攻克几大关键技术难题。

（1）解决氢脆问题的技术。氢气本身活跃性较高，容易和钢材、岩石发生化学反应，当涉及管道掺氢和地下地质储氢时，应做好不同掺氢比例对现有管道影响的研究，测试氢气与管材的相容性，确定安全掺氢比例范围。

（2）液态储氢技术。液态储氢技术主要是采用液体有机化学储氢，如日本LOHC 技术是使用甲苯作为载体在催化剂的作用下与氢气结合形成有机氢化物进行储氢[6]，该技术的主要问题是加载氢和卸载氢反应温度较高，因此该技术较适合应用于长距离、大规模的氢气储运场景。

（3）化学固体储氢技术。化学固体储氢的突出优点在于安全，氢是处于低压下与另一种物质(储氢化学固体)结合成准化合物态而存在，不需要高压和低温。储氢化学固体主要包括储氢合金 (LaNi5)，轻质金属氢化物(MgH2)[7]，配位氢化物(NaAlH4)，非金属氢化物(NH3·BH3)等材料。

4 下游加氢技术趋势

4.1 世界各国加氢站总体概况

加氢站作为氢能源产业或者氢能源下游应用发展的重要基础设施，是全球氢能产业建设布局的重点。据H2 stations统计，截至2018年欧美国家的加氢站供应链已初具规模。截至2018年底，全球加氢站数目达到369座(图1)，其中欧洲地区拥有加氢站152座，位居第一；亚洲 136 座、北美 78 座，其他地区仅3 座。

在全部 369 座加氢站中，有 273 座对外开放。从国家的角度来看（图2），日本凭借102座加氢站位居第一，德国和美国分别排名第二和第三，但与日本差距较大。日、德、美三个国家加氢站共有204座，占全球总数的55%，显示出三国在氢能与燃料电池技术领域的快速发展及前沿地位。此外中国加氢站数量为23座，位居全球第四位。

4.2 美国加氢站分布

美国为调整能源结构，构建低碳社会，对氢能的发展进行了大力的扶持。美国加州陆续出台了零排放汽车法规和低碳积分等激励政策，将燃料电池汽车作为汽车产业的重要发展方向。燃料电池汽车的发展促进了加氢站的建设，发达的加氢网络又保障了燃料电池汽车的自由出行。截至 2018 年 12 月 25 日，美国加氢站已达37座，且大部分位于加州地区。加州地区的加氢站全部对外开放，供应规模在 100～350 kg/天，并可实现 35 MPa/70 MPa 双压力加注。加州发达的加氢网络主要得益于精准的布局模型、完善的商业模式以及政府的政策支持。其布局依据加州大学STREET 模型，基于市场分析、土地利用、交通路网和驾驶可达性等基本要素进行综合优化，确定加氢站位置和数量，精准布局加氢站网络，美国加州加氢站布局见图3。

而商业模式方面，美国则采取“以站促车”的方式，通过适度超前建立完善的加氢站网络，解决燃料电池汽车的动力需求，来促进燃料电池汽车的快速发展，截至 2018 年 12 月 1 日，在美国销售与租赁的燃料电池汽车共有 5 658 辆。政府不仅在政策上支持，发布了加氢站许可指南，为加氢站建设提供了详细的指导意见，有效提升了审批速度；同时也在资金上进行激励，加州政府将提供加氢站 70%的投资资金，并在前三年每年提供10万美元的运行资金支持，并确立每年10月8日为国家氢能及氢燃料电池日。

4.3 德国加氢站分布

德国为遏制环境进一步恶化，于 2016 年 11 月发布《德国 2050 年气候行动计划》，政府将通过严格的措施降低尾气排放。同时，德国还出台了《氢燃料电池技术政府计划 2016-2026》，计划将拨款 2.5 亿欧元支持氢燃料汽车量产，激活燃料电池汽车市场。奔驰、宝马等车企也在积极研发氢燃料电池技术，分别开发出奔驰 GLC F-CELL、宝马 i8 等燃料电池汽车，燃料电池汽车产业在德国已得到了长足发展。加氢站在德国主要城市及其连接走廊上进行了布局，截至2018 年 12 月 25 日，德国已建成加氢站 58 座、立项规划 4 座、正在审批 11 座、正在建设 11 座、调试阶段 10座，基本覆盖德国 7 大都市区范围，运营加氢站均能实现 70 MPa 的压力加注，并能实现全天对外运营，德国加氢站布局见图 4。同时，由 Air Liquide、Daimler等 6 大股东为主成立了联合机构 H2Mobility，负责加氢站基础设施的建设和管理，并成立专项运行基金。

图4 德国加氢站布局[9]

H2Mobility计划在汉堡、柏林、鲁尔、法兰克福、斯图加特、慕尼黑6大都市圈的主干道和高速公路上建成100座加氢站，其中以上6大城市圈各布局10座，其余40座布局在相邻城市之间，作为加氢站网络的连接站和目的地站形成环网状氢能高速公路。

4.4 日本加氢站分布

日本受限于大部分化石能源依赖于进口的现状，极其重视氢能产业的发展，并将氢能列为极其重要的战略能源。同时日本认为氢能与燃料电池汽车产业是实现3E（环境保护、能源安全和经济增长）目标的有力方式。日本是全球加氢站建设数量最多的国家，截至2018年2月，已达102座，其中39座移动加氢站，63座固定加氢站，加氢站可在70 MPa压力标准下，3 min左右加注 5 kg 氢气。加氢站主要围绕东京、大阪、名古屋、福冈4大都市区而建，并由大城市向周围地区辐射，形成了区域联动加氢网络。其中部分加氢站采取分时开放模式，以确保商业运营经济性。日本加氢站布局见图5。

为实现加氢站规模化商业应用，2018 年 3 月，在日本政府的授权许可下，6 家加氢基础设施开发商、3家汽车制造商以及 2 家金融机构等企业联合成立了JapanH2Mobility（JHyM）公司，并统一对其管理的加氢站进行投资部署、建设运营以及商业模式探索。同时，日本经济产业省制定了加氢站补贴计划，包括建设、运营补贴等，并且设定了在 2030 年燃料电池汽车推广到80万辆的目标；新能源和工业技术发展组织联合相关企业正研发高效低成本的加氢站关键技术。

4.5 中国加氢站问题探究及发展建议

2018年我国燃料电池汽车月产量达465辆，但是加氢站布局发展体系尚未成形，对标国外加氢站布局发展情况，正视我国加氢站布局发展现状，从立项审批、布局建设以及运营管理等发展环节出发，全视角剖析加氢站目前存在的问题，归纳总结出目前我国加氢站建设中监管体系待完善、审批流程不明晰、商业模式不成熟、核心技术未突破4大主要问题。立足问题根源，破解发展困局，有利于加快我国加氢站发展体系成形，促进氢能及燃料电池汽车产业可持续发展。正视我国加氢站发展现状，借鉴国外加氢站先进发展经验，有针对性地为我国加氢站发展提出切实可行的对策建议，使加氢站朝着布局规模化、技术自主化、设备国产化、流程安全化的方向健康发展。

业内认为加氢站建设正进入商业化早期，单位燃料的建设成本和氢气成本均可大幅度下降。现有每个加氢站的加氢能力为160 kg/天，可以满足300辆燃料电池轿车加氢；进入商业化早期后加氢能力可以提高到 450 kg/天，利用率将提高到 74%，建设成本预期提高 5.7%。按每个加氢站每天加注450 kg 氢气计算，相应氢气成本为 5.9 美元/kg；大规模运行阶段氢气的成本将下降到 3.49 美元/kg，成本降幅超过40%。加氢站运营呈现集成化、模块化发展的新趋势，混合站数量逐渐增长，混合形式从独立式加氢站、加油站并设加氢站，发展到加油站、加气站、加氢站三站合一，以及与便利店并设或与充电桩并设的加氢站。为燃料电池汽车的普及提供了更多样化的基础设施解决方案。

5 结束语

氢能是未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体,其开发与利用技术已经成为新一轮世界能源技术变革的重要方向。我国是能源消费大国,也是能源短缺国家。氢能对加快推进我国能源生产和消费革命、加快新时代能源转型发展具有重大意义。通过本次国际氢能与燃料电池汽车大会，全世界氢能关键技术的专家、制造商、投资者和政府政策及标准的制定者齐聚一堂，携手促进氢能的市场化及商业化发展。大会通过促进氢能技术领域的国际交流、展示与合作，实现产业推进和升级并达到共赢，为人类能源生产和消费革命，加快新时代能源转型以及可持续发展做出贡献。再次期待未来氢能领域有更多新的声音。

参 考 文 献

[1] Hydrogen Council. Research Report on the future development trend of hydrogen energy in Germany[C]//2018 23rd climate change conference, Bonn, Germany,Sep 4, 2018.

[2] China Institute of standardization and National Technical Committee for hydrogen energy standardization. China's hydrogen industry infrastructure development blue book 2016 in China[C]//2016 China hydrogen energy and Fuel Cell Industry Summit Forum, Yunfu, China, Oct 28, 2016.

[3] Jiangsu Center of China Economic Information Society.Annual Evaluation Report on Hydrogen Economic Development in China[C]// 2019 4th International Hydrogen Fuel Cell Vehicle Congress, Rugao, China,Oct26-28,2019.

[4] MIAO Ping. Analysis of China's Hydrogen Production and Hydrogen Industry Chain[C]// 2019 4th International Hydrogen Fuel Cell Vehicle Congress, Rugao, China,Oct26-28,2019.

[5] China hydrogen energy alliance. China's hydrogen energy and fuel cell industry white paper 2019[C]// 2019 Press conference of China's hydrogen energy and fuel cell industry white paper (2019 version), Weifang, China, Jun 26,2019.

[6] KOIKEDA Kira. The Commercial Potential of LOHC in China[C]// 2019 4th International Hydrogen Fuel Cell Vehicle Congress, Rugao, China, Oct26-28,2019.

[7] ZHOU Jianan. Application Potential of Magnesium- based Solid Hydrogen Storage in Hydrogen Energy Industry[C]//2019 4th International Hydrogen Fuel Cell Vehicle Congress, Rugao, China, Oct26-28,2019.

[8] Ludwig bölkow systemtechnik，TüV SüD. The 11th global hydrogenation station statistical report [EB/OL].[2019-2-15]. https://h2stationmaps.com/.

[9] Zhao J., Chen Y., Fang H., Liu Y.，et al. Status and Countermeasures of Hydrogenation Station Network Layout in China for Fuel Cell Vehicles [J].Journal of Automotive Engineering, 2019（06）：201-208.