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| 氢能技术与产业发展趋势展望 |
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发布者：zq1229 发布时间：2023/11/3 21:24:11 阅读：803次 【字体：大 中 小】 |
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氢能技术与产业发展趋势展望
原创 柴茂荣李星国魏锁 产业观察者 2023-11-03 18:59 发表于广东
作者：柴茂荣、李星国、魏锁
编辑：郑贤玲
我刚刚在京东购买了一本朱民先生主编的《范式变更：碳中和的长潮通用大浪》，只需看一眼目录和作者就知道这本书的分量有多重；朱民、王毅、解振华……
“全世界范围内形成的碳中和共识及其所引发的行动，标志着工业革命后形成的传统发展范式开始落幕，新的绿色发展范式由此兴起。”我们正处于一个巨大的变革时代，“这一新的发展范式将为人类提供新的现代化模式，为中国和世界带来可持续的绿色繁荣。有史以来，还从未有过像碳中和这样规模巨大、覆盖一切、穿透一切、如此完美的自我革命和自我颠覆。碳中和不只是简单的化石能源替代和技术问题，更表现为工业革命以来最为全面和深刻的人类发展’范式转变’。”这些表达跟我研究能源以来的感受如此同频。
因为一直在外面出差，在一个地方停留的时间往往不足以等待一份快递，现在在网上购买的商品不知道哪天能够收到。但我拿到了自己最关心的氢能部分文章，柴茂荣、李星国、魏锁写的这篇《氢能技术与产业发展趋势展望》，先分享给大家。
——郑贤玲
氢能技术与产业发展趋势展望
柴茂荣，李星国，魏锁
面对气候变化、环境挑战、能源资源约束，世界主要经济体特别是发达国家纷纷制定了能源转型战略，采取更加积极的低碳政策，不断寻求低成本的清洁能源替代方案，推动经济向绿色低碳转型。在各国积极财政政策的支持下，近年来世界能源科技创新进入活跃期，目前正处在第三次能源革命的进程之中。氢能被认为是 21 世纪最具潜力的清洁能源，未来的能源体系将向清洁低碳、电为核心、电氢体系转变。
氢能技术从研发、制备到应用，经历了很长时间，今天之所以很受重视，是应对世界气候变化的要求，亦是实现碳达峰、碳中和目标的要求。面对二氧化碳等温室气体减排要求，以及中国经济持续增长人民生活水平提高带来的能源消费需求刚性增长，中国实现碳达峰、碳中和目标的难度可谓巨大。要避免工业产能提前停用造成的投资成本损失，就需要大力开发低碳生产工艺、技术和燃料。预计到 2030 年中国碳排放峰值会达到 130 亿吨，到 2060 年碳中和场景下将要实现每年不超过 15 亿吨的碳排放。在这个过程中能源电力等绿色转型将成为实现碳达峰碳中和目标的核心问题，重中之重。我国碳减排的主要路径有五条，发展氢为代表的清洁能源技术，并推动其产业化、商业化成为不可或缺的关键一环。
氢能来源广泛，占宇宙质量的 75%，是地球最重要的组成元素之一。实际生产和生活中氢能有多个来源途径，一是天然气重整制氢和煤制氢等。二来自于纯碱烧碱的生产过程，包括煤炭气化、副产氢等。三是电解水制氢，可以利用风光发电的绿电来制氢，这样氢的制、储、输、用均是清洁的。
氢能便于大规模长周期储存，储存手段和形式多样，有压缩储存、液态液化储存、固体储存等。同时，氢能可以长距离运输，运输方式多样，包括汽车的储氢罐运输、长管拖车，也包括常压的储存运输，如氨和甲醇。未来规模化后，还可采用经济效益高、体量大的管道输送。
氢能灵活高效、用途多样，可用于储能、交通、建筑、工业等领域。氢能可以通过燃料电池应用于交通工具，也可以用于内燃机、氢汽轮机产生动力，还可以加入到天然气管道供民用。同时，氢的密度很高，它的密度可以达到每公斤 142 兆焦，是煤炭、汽油等化石能源的 3-4 倍。
氢能的使用过程安全可控。氢的安全性问题受社会各界普遍关注，氢重量低、扩散性与逃逸性良好，在开放环境下的利用是安全可控的。氢一旦泄露，会向上方逃逸，于较短时间扩散，即使遇到火开始燃烧，也是向外着火，不会引起容器爆炸，且不会长时间的燃烧，相对于天然气和汽油其实安全性更高。但氢具有易燃易爆燃的特性，在浓度达到 4%-75%区间时，遇明火会爆燃。这也是目前我国仍将氢气作为易燃易爆的化学品进行管理。由于其易燃易爆的特性，氢气在密闭空间内是有危险性的。但氢元素可探测、可以采取措施防控，目前氢气探测装置已经投入应用，可以精准探测空间内的氢含量。氢在开放空间安全可靠，在密闭空间易于防控，氢的应用是安全的。
氢能主要运用于交通、军事、工业、分布式供能和储能。近年关于氢能应用的巨大投入点是氢燃料电池技术，在美、日、韩均有比较多的应用。目前，美国应用最多的是冷库叉车，现存 303 万多台，日本丰田和韩国现代乘用车都有一万多辆的运营数量。同时，氢能在船、航空等领域均有使用，还可应用于装载机、挖掘机等工程机械动力。在工业领域，氢还可以用于合成氨、合成甲醇、石油炼化和氢冶金等工业。氢还可用于分布式供能，即分布式发电和热电气联供。在氢燃料电池单独用时，氢能发电效率达到 50%-60%，如果加上供热供暖，效率可达 90%的高点。此外，在军事领域氢能亦有广泛应用。
氢能还是一种非常重要的储能手段，主要用于电力系统能量的储存。狭义上的储能主要指用电中的储能削峰，广义上是指电变氢储存后进行应用。新型电力系统构建的关键在于要有大规模、长时间储能。在电力富裕时可以转换制成氢，在电力不足时再通过氢来发电调峰，实现长时连续发电调峰，也能跨区域进行氢能配送。尤其是遭遇连续多天下雨无风这种极端天气，或者有自然灾害及人为因素情况下，区域或局部供电供暖会受到冲击，氢能是唯一能够解决局部基本供暖供电问题的能源。从而提高电网供电的可靠性。氢能是终端电气化的重要补充，在电气化进程中，对一些电源、电网无法涉及的地方，可以通过氢燃料电池、氢内燃机，甚至氢燃汽轮机的发电技术进行发电供电。
氢能是交通、工业、能源、建筑等领域脱碳最佳选择。氢能可以系统性地替代相关领域的化石能源。在未来能源体系中，氢能将占据重要位置。
在碳中和背景下，未来的能源体系绿电为主的新兴电力系统和以绿氢为主的氢能网络共同组成，热能和生物质燃料成为有益补充。其间，氢和绿电的转化可以互相支撑，从而保证能源体系的安全性、可靠性。氢能既可以自成体系独立供应，也可与电融合。预测结果显示，在碳中和背景下，氢能占终端能源消费总量比重将达到 15%-30%，对于能源体系的重要性不言而喻。
发展氢能对我国有着重要意义。首先发展氢能是保障我国能源战略安全的重要手段。我国是典型的贫油国，缺油少气，我国石油的对外依赖度超过 70%，天然气对外依赖度达 40%，存在潜在安全风险。习总书记多次强调，能源的饭碗要端在自己的手里。氢能是保障能源安全、实现对油气的替代的重要手段。
其次氢能是实现碳中和的关键路径。氢能是解决风光发电间歇性波动大、电网消纳难等问题的有效途径之一。氢能是可以替代化石能源的清洁燃料，氢能还是化工、建材等领域的清洁替代原料。在陆上和沿海风光资源较为丰富的地区，规模化风光电制氢后通过管网输送至能源需求大的发达地区，既解决我国东西部地区资源不均衡的问题，又可助力沿海地区深度减排。
氢能是实现能源体系清洁转型的重要载体。人类历史上的每一次能源革命，从煤炭开始，基本上都是向清洁化、减碳加氢、提高能源密度发展的过程。氢能就是第三次能源革命的催化剂，将形成对煤炭石油的吸收替代。
氢能是推动产业转型的重要抓手。氢能产业的发展将助力新能源、新材料、新技术的创新和突破，有望培育出更多的新兴产业，实现交通、工业、建筑、电力等传统产业的转型升级。发展氢能产业是有效带动相关高端装备制造高质量发展的手段，也是促进传统产业转型升级的关键抓手。
氢能还将改变国际地缘政治和贸易格局。氢能将成为全球重要的低碳能源，推动大规模基础能源的跨国贸易，在此情况下，中东石油在国际能源贸易中的地位将被改变。贸易格局、能源格局的改变又会推动国际地缘政治格局改变。
氢能产业链包括制氢、储加氢、输氢、用氢四大方面。氢能的源头起源于氢气的制备，其决定了氢气的成本进而决定了氢能能走多远、走多广。如前文所述，氢气的制备有多种途径，影响氢能市场发展的关键因素是成本，图 1 展示了不同制氢方法的成本对比。成本最低的是焦炉气，钢铁公司为炼钢要生产焦炭，此过程会放出焦煤气，回收焦煤气后经分离可获得氢。其次利用廉价的化石燃料即煤炭来制氢，成本也相对较低。然后是用烧碱尾气，也就是电解氢，或是氢氧化钠，盐在水电解过程中一边产生氢，另一边剩下的即为氢氧化钠，此时副产品为氢，成本也比较低。成本最高的是电解水制氢，但是电解水制氢的成本与电的价格密切相关，目前用电成本大约在 0.1-0.6 元/度，制氢成本也在 13-46元/公斤区间变化。若是处于用电成本较低的地区，比如风电、光伏电资源较为丰富，所产生氢的价格与化石燃料产氢相比，就具有较强的竞争力。
氢能可以分为蓝氢、灰氢、青氢、绿氢四种形式。具体而言，利用化石燃料和水的作用生成氢气，但是伴随二氧化碳的产生所得到的氢称为灰氢。若将二氧化碳捕捉封存，或是直接利用，这种不对外排放二氧化碳的制备形式称为蓝氢。若是直接通过加热、焦化化石燃料所产生的氢和碳，生成固体碳，没有排放二氧化碳，称为青氢。而完全没有二氧化碳排放，用可再生能源电将水电解生成氢，称为绿氢。目前灰氢和蓝氢是主要的氢类别，电解水制氢产生的绿氢仅占比 3%左右，相对较少。随着双碳政策推进，未来绿氢势必会增加，碳系能源逐渐向水系氢能源系统转变。值得注意的是，从化石燃料制氢逐步转向电解水制氢的过程，为电解水制氢带来广阔的发展空间。从化学的角度，电解水的原理很简单，将两个电极插入水中就可以产生氧和氢气。但从产业角度，尚有很多提高效率、增加电流密度的技术难关需要突破，这也是未来发展的机遇和挑战。
目前商业用的电解水制氢主要有两大类，一个是碱性水电解槽(AWE)，另一个是固体高分子膜的电解槽(PEM)。具体而言，利用两个电极，一边产生氧，一边产生氢，此过程中两种产物不能混合在一起，需要一个隔膜将氢、氧分开，否则会产生爆炸，也无法得到纯氢。两种技术的不同之处在于中间的膜不同，前者是用石棉多孔固体隔膜，后者用有机高分子膜。多孔膜利用碱性液体，包括水、氢氧化钾、氢氧化钠等，通过氢氧根提高导电性，其问题在于氢氧根导电较慢。另一种正在开发的技术即质子膜，以纯水为原料，使用质量氢导电。因为质量氢相对较小，透过的膜可以做得更小、更加致密，获得的氢气纯度会更高，这就是现在行业普遍更加看好质子膜电解水制氢的一个原因。
碱性水电解槽电解水制氢的历史较长，发展迅速，规模可观，目前已经达到产业化水平。在碱性电解水制氢的工厂，多个正极负极串叠在一起组成大的电解槽制备氢气和氧气，一小时一台电解槽可以产生 760 标方氢气，相当于 50 公斤左右。一个工厂有 28 台巨型的电解槽，每小时可以产生将近 2 吨的氢气。因此工厂每天可以产生几十吨的氢气，这个规模不再是一般实验室的规模，而是大工业生产氢气的规模，碱性制氢已具备工业化生产规模。
固体高分子膜制氢，即 PEM 制氢，是用质子膜替代石棉。质子膜比隔膜更薄，密封性会显著提升，氢气、氧气互串，氢气纯度会更高。最终使用的电解小单元槽密封性、压力控制更好，而且使用纯水替代碱性水，对环境的污染更小，由于体积小、节省空间，也降低了导电时的欧姆电阻，能源效率更高。此外，随着电流密度的增加，碱性电解槽两端电压会迅速增加，所以碱性电解槽只能在电流密度较低的时候工作。而质子膜是依靠氢质子导电，所以电流密度增大对电压的影响有限，同样的电解槽可以流动更大的电流、效率更高、体积更小、寿命更长。同时，碱性电解槽的工作压力小于 30 个大气压，而质子膜可以达到 70 个大气压，这样在之后的输氢过程中无需使用压缩机，直接可以在制氢设备上输送，带来明显的效能提升。保有启动的效果也会更好，在用电高峰可以提供更高的启动速度。
但是，固体高分子膜制氢成本较高的问题不容忽视，这种方法的成本主要来自于电解槽中的双极板，其成本包括电堆的成本和辅基辅助的成本。电堆的成本又可细分成质子膜、催化剂等等。在 PEM 中，因制氢过程中腐蚀性更强，需要更耐腐蚀的双极板，其占空间更大。目前很多公司使用不锈钢或在金属表面镀贵金属来做固体高分子膜中的双极板，，这样既导电也耐腐蚀。现在开发较好的是苏州铂睿公司，其电流密度每平方厘米可以达到 1.5 至 2 安培。
另一种是仅在验室里完成验证示范的电解水制氢技术是固体氧化物电解（SOEC）技术，该技术路线中，隔开氢气和氧气的是致密的固体氧化物电解质层，与前两种更为成熟的技术相比，SOEC 有着更高的制氢效率。在标准状态下，AWE 电解水技术的电解效率约为 60%-75%，PEM 电解水技术的电解效率约为 70%-90%，而固体氧化物（SOEC）电解槽在高温（700-850℃）下运行，电解效率可达 75%-100%。在同样的工况下，相比于 AWE 电解制氢和 PEM 电解制氢技术，可以节约 30%以上的用电。另外，SOEC 技术原料适应性广，SOEC 电解槽进料为水蒸气，若添加二氧化碳后，则可生成合成气（Syngas，氢气和一氧化碳的混合物），再进一步生产合成燃料（e-fuels，如柴油、航空燃油）。因此 SOEC 技术有望被广泛应用于二氧化碳回收、燃料生产和化学合成品，具有碳中性循环的优点。
上述三种制氢技术互为补充，目前 AWE 占比较高，逐渐会被 PEM 和 SOEC 技术替代，未来 SOEC 的量会更大，尤其在核电制氢、高温制氢领域，因为规模大、效率高。PEM 制氢适合可再生能源，响应速度快，无需预先加热，技术升级速度较快，约三至五年可以完成一次技术迭代，将在 2024 或 2025 年取得较大发展，一方面贵金属降成本，国电投从西门子买的设备每小时每标方成本 10 万元，而自主研发的设备成本 3 万元，未来有望降至 1.5 万到 2万左右，与碱式制氢成本相近。国外西门子、康明斯处于领先地位，国内刚刚起步。碱式制氢目前比较成熟，成本较低，响应较慢。AWE 制氢的工况复杂，用氢氧化钾制氢的污染相对较大，但随着规模的增加，问题将得到缓解。
氢气制备后，为满足用氢对纯度的要求，需对氢进行提纯。提纯基本上都是物理方法，例如低温液化、低温吸附、变压吸附、膜分离等，其中变压吸附和膜吸附是目前使用较多的两种清洁分离方法。
变压吸附进行氢气提纯的原理很简单，任何物质均有表面，均有吸附气体的能力。决定物质对气体吸附能力的一个关键因素是气体的种类，氢气是气体中最活泼的，一般的物质无法吸附，因此需将混合气体压入具有吸气能力的物质中，其它气体吸收后剩下氢气，此时降低压力，氢气首先逃逸，从而将氢气分离。第一次分离的氢气纯度有限，可能混有其它气体，在第二个罐子里对纯化的气体进一步加压，利用吸附气的物质再吸收，之后再减压使气体逃逸，从而得到纯度更高的氢气。因此产业上常利用四个塔进行分离，最后可以得到纯度高达四个九的氢气。
另外一种方法是膜分离，原理也很简单。氢气分子较小，可以通过金属膜，而其它气体无法通过。将混合的气体通过金属膜获得纯的氢气。目前主要用钯金属制造膜，其透氢效率在所有金属中是最好的。但钯金属膜在反复使用几次后容易破碎、开裂，需要在其中加入银金属，制成钯银合金显著提升防裂效果。因此生产氢分离膜的公司，需要在保证钯银膜薄的同时防止穿孔，这不同公司竞争的关键。
氢气的储存运输成本比制氢成本还要高。氢能的能量密度是其它化石燃料如天然气、石油、煤炭的能量密度的三至五倍，如图 4 所示，但氢能的单位体积能力密度比其它，能量来源小的多。氢能气体积密度小的特点给储氢带来不小的挑战。
要在单位体积重储存更多的氢气，最简单的方法是提高压力，工业上多使用工业钢瓶。一个工业钢瓶容积 40 升，可装入 1.5 公斤氢气，而钢瓶自身重 50 公斤。质量密度只能达到1%，而体积密度更小。在实验室中使用时对于密度的要求不高，可使用这样的工业钢瓶。但若用于商用汽车上，每个钢瓶大概可提供 0.5 公斤氢气，需要使用 10 个钢瓶，装入 5 公斤氢气才能够满足汽车 500 公里的里程要求，现有的技术无法满足此类需求，因此对储氢提出了不小的挑战。对此，解决办法是将钢瓶做大，同时增加压力，从 150 个大气压增加至 350个、700 个，甚至 1000 个大气压，从而将体积质量密度从原来的 1%提高至 3%乃至 5%，未来还可通过进一步增加压力提升体积质量密度。这一解决方法效果显著，但是随着压力提升，危险性也显著增大。小体积钢瓶的危险性还不太明显，如果使用高压、大钢瓶，危险性可能无法估量。
在高压储存工业产品领域，以前的技术是使用铬钼钢，一般可以承受 300 个大气压的压力。若想进一步降低重量，需要在内部使用铬钼钢，外面使用纤维缠绕。此外，还可用铝制作内衬，或进一步使用塑料制作内衬，外面使用纤维缠绕。所以制作工艺逐步从原来钢制钢瓶过渡到复合材料钢瓶，即不含金属的钢瓶，这是目前氢能发展中的核心技术，尤其是在汽车上使用这项技术。较为成功的案例是日本丰田公司使用塑料制作内衬，其中加入高强度碳纤维，外侧使用玻璃纤维进行保护，从里至外一共三层，压力可以到 700 个大气压，质量储氢达到 5%体积密度的水平。这样一辆车子安装两个罐子，可以装入 5 公斤氢气、跑 500 公里，与普通的轿车水平相当，由此奠定了氢能源轿车的基础。但这种做法的成本高昂，其成本主要来源于占整个钢瓶成本 50%的碳纤维。此外，安全问题同样不容忽视，制造成千上万台车无法保证不出一点问题，一旦爆炸后果不堪设想。
由此角度出发，其它可能的高容量储氢法是利用液体储氢满足高体积密度、高质量密度储存氢气的要求。在常温常压下的液体储氢是气态储氢的 840 倍，故将气态的氢变成液态氢来储存是目前唯一一种能够同时获得较高的体积密度和质量密度的方式，在很多地区均有尝试。另一种思路是把氢气装在液体里面，例如装入油或有机液体里面，其容量也可以达到较高水平，而且有利于热管理，还可以与现有的加油站联用。这就是目前产业领域对有机液体加氢、储氢比较关心的一个重要原因。目前使用较多的包括甲苯、二芐基甲苯、咔唑、烷基吲哚等，它们在使用温度和性能有所差别。但这种方法的核心问题在于有机液体加氢或者脱氢的反应速度比较慢。例如通过气体加氢，在三分钟内可以完成，但是有机液体可能需要三个小时。当然可以使用催化剂将反应过程加速，降低反应温度。另一种思路是使用液体氨气，氨气通过简单加压就可以变成液氨，在常压下储存密度得到显著提升，便于运输，而且液氨在现代产业中使用广泛，很容易实现接轨。
将氢气体积减小也是一个重要挑战。液体氢气虽然体积很小，但是制成液体氢气的耗能太大，将近 1/3 甚至 1/2 的能量都消耗在转化液体氢气上，效率太低。既要满足体积小，又要满足能量高的要求，固体吸氢方法的重要性就显现出来。固体吸氢方法使用类似于海绵一样的金属合金，能够在较低的压力下大量吸收氢气，而且密度相比于液体氢气还要高，从而满足在很小的体积中储存大量氢气，这种方法体现出很大的便利性。例如美国的一家公司使用储氢合金一片一片叠放的高压储氢罐，只需要 10 多个大气压，一个罐子就可以储存 260公斤的氢，如果使用工业钢瓶储存这个重量的氢，需要 500 多个钢瓶才可以，而且压力要求达到 150 大气压。高压储氢罐具有体积小、压力低、安全效能高，这是其优势所在。目前张家口利用风力发电制氢规模很大，每天产氢可达 56 吨。使用的储氢方式是制造 69 套，每套吸收 8000 标方固体储氢的装置。所以从这个角度而言，利用固体储氢可以缩小体积、提高安全性。
储氢的下一步是运氢，在实验室小规模使用中，运氢不存在太大问题，但是一旦投入产业使用，涉及到大量、大范围使用氢气时，氢气的输运便显得尤为重要。目前使用天然气的便利性，就是由庞大的天然气输送系统带来的。未来需要大量地使用氢气，就需要开发相应的大规模氢气输运系统。常见的方法是使用一个或多个工业钢瓶，或是长管拖车，运输量再大就要使用管道或液体槽车。例如，一个工业钢瓶可储存 0.5 公斤氢气，将其制成集装格，每个格子装入 9 个、12 个、16 个钢瓶，重量便从 0.5 公斤升至 6-10 公斤。若是运输量继续增加，长管拖车可以使用大体积管子，压力可达 200 多个大气压，每辆长管拖车可以储存200-600 公斤的氢气，可供一个加氢站一天的使用量。伴随着运输量的加大，管道将投入使用。所以美国、欧洲、日本多地开始铺设管道，长度可达几百、几千公里。而我国目前相对而言铺设的长度较短。这是由于铺设管道成本较高，而成本不是来自于管道本身，而是来自于施工。一个可能的降低成本的办法，是在现有的天然气管道中充入氢，但是问题在于天然气系统中无法加入过量的氢，这是由氢脆效应导致的。所谓氢脆效应，就是管道材料充入氢气以后会变脆，这时便产生破裂的危险。依据不同的天然气管道的材质，各个国家选择不同的混氢比例，一般在 10%至 20%的区间。
槽车利用液体大规模输送液体氢气，输运成本会随着距离的增加而降低。所以从一个国家运往另外一个国家，使用液体氢气输运成本会降低。这种方法的能量密度比较高，在军事航天、洲际运氢、大型卡车、列车，均可以得到充分的应用。但是这种方法存在能源效率低的问题，而且不能长期保存。因此需要结合实际使用合适的氢气输运方式。
氢气的制备、储存和输运是一个完整的链条。根据国际测算，这条产业链的工业规模、市场规模保守估计可以达到上万亿的规模，发展潜力相当可观。
氢气输运中还有一个关键因素，即加氢站。加氢站的使用方便程度决定了氢用户的数量。加氢站可以分成两类，一种是加氢站不制氢，而是将外边制备的氢托运进站，经过压缩、储存输运，这种称为站外供氢加氢站。另一种是加氢站生产氢，再经过压缩、储存、供氢，这种称为站内供氢加氢站。成本角度，站外供氢加氢站相对较低。加氢站的建设十分重要，日本很早就开始制定加氢站规划，2015 年建成 100 座，2020 年建成 1000 座，2030 年计划建成 5000 座。美国、欧洲也在规划增加加氢站。我国到 2018 年加氢站的数量有十余家，数量较小，不过近年发展较快，目前已有 118 个加氢站，但是按国土、人口与国外比较，数量还是相对较少。
加氢站跟加油站、充电桩最大的区别在于成本较高，这是氢能利用中很大的一个瓶颈。一般而言，建设一家加氢站，成本大约是 1500 万人民币。成本主要来自于压缩机，伴随机器压力的提升成本逐步增加，目前我国多使用进口隔膜式的 70 兆帕压缩机，成本约为 600万人民币；其次是储存用的钢瓶，以及加氢设备。为促进清洁能源发展，我国多地出台了加氢站建设补贴政策，平均一家补贴 800 万人民币。但是补贴的钱多用于进口国外设备，成为了国外企业的利润，这也是加氢站发展的一个很大的问题。
纵观氢能产业链的成本分布，制氢成本只占 20%，压缩、输运占 20%，加氢站占 20%。目前国内加氢站运营亏损严重，原因在于使用车辆较少，只有伴随着使用车辆的增加成本才能迅速下降。这是一个矛盾的问题，缺少加氢站，车辆数量无法稳定增加；率先建设加氢站，现有车辆数量无法满足加氢站的盈利需求。因此，氢能领域的投资是战略投资，这是新的产业形成过程中的困境，只有企业从长远角度布局行业，才会敢于承担眼前的亏损。
在氢能的运用中，燃料电池是氢能最为重要的应用方式。燃料电池于 1839 年发现，到1960 年开始用于航天器飞行，之后 1960 年至 1990 年用于军工，军工的应用可以承受高成本。自 1991 年开始至今应用于民，民用要求对氢能使用成本要低才能商业化，使用安全性可靠性要高，使用具有逆变性才很方便。直到 2014 年，在市场上出现标准化的可供购买的产品，燃料电池才真正实现商业化。我国在 2000 年开始研发燃料电池，期间被电动车赶超而停滞，直至 2021 年为北京冬奥会开发的固态电池电动车无法满足使用中的爬坡需求，燃料电池车的开发才被重新提上日程。清华大学引进了丰田的技术，同时为避免技术垄断，国家电投氢能公司于 2017 年开始从事氢能研发，后来北京冬奥会中有 200 多辆国产和 400 多辆丰田产的燃料电池汽车投入使用。
氢燃料电池的原理是将氢气送到燃料电池的阳极板（负极），经过催化剂（常见的是铂）的作用，氢原子中的一个电子被分离出来，失去电子的氢离子（质子）穿过质子交换膜，到达燃料电池阴极板（正极），而电子是不能通过质子交换膜的，这个电子只能经外部电路到达燃料电池阴极板，从而在外电路中产生电流。质子到达阴极板后，与氧原子和氢离子重新结合为水。由于供应给阴极板的氧可以从空气中获得，因此只要不断地给阳极板供应氢，给阴极板供应氧，并及时把水（蒸气）带走，就可以不断地提供电能。燃料电池发出的电经逆变器与控制器等装置给电动机供电，再经传动系统和驱动桥等带动车轮转动，就可使车辆在路上行驶。
氢燃料电池有多种技术路线，较为成熟的是质子交换膜燃料电池(PEM)和固体氧化物燃料电池（SOFC）和两种。质子交换膜燃料电池（PEMFC）使用固体聚合物作为电解质，含有铂或者铂合金催化剂的多孔碳作为电极，可以在大约 80℃下运行，其启动更快，对其它部件损害小，拥有更长的使用寿命。此外，其还具有较高的能量密度，较轻的重量和较小的体积，特别适用于乘用车。该技术使用贵金属铂作为催化剂，因此降本的主要路径就是降低铂的使用量或找出成本更低的铂替代物。
固体氧化物燃料电池（SOFC）能效转换率高，使用无孔陶瓷氧化物作为电解质，拥有约60%的转化效率，如将其散发的热量充分利用，转化率甚至高达 85%。其抗硫性最强的，即使有一氧化碳也不会影响其运行效率，故适用天然气、沼气、煤气、甲烷等多种燃料。无需使用贵金属催化剂，因使用全固态组件故不存在漏液、腐蚀问题。积木性强，规模和安装地点灵活等。SOFC 可用于发电、热电回用、交通、空间宇航和其他许多领域。但是，SOFC 需要较高的运行温度，使得其材料的使用寿命短、启动时间长，还需隔热措施防止人被烫伤，这都限制了 SOFC 的适用范围，目前用于分布式发电及余热供热等应用占比更多，但很多厂商也在引导它的应用走向船舶动力、汽车动力等应用。
氢燃料电池成本下降迅速，从原有的 1000 瓦 3000 美金下降到现在的 1000 瓦 50 美金，仅相当于锂电池的一半。氢燃料电池车有着显著的成本优势，目前市面上一辆燃料电池汽车约为 30 万元，随着贵金属用量下降、功率密度提升其价格将进一步下降，而同档次的燃油车至少需要 40 万。日本氢能发展全球领先，其燃料电池乘用车、重卡、巴士的技术都已成熟，除交通外，氢能还主要用于发电，利用氢能降低碳排放、减少能源进口，目前已完成液氢体系建设和甲基环己烷碳足迹评估。
较之日本，我国的氢燃料电池寿命短、性能差、成本高。由于我国氢燃料电池体积无法缩小装入乘用车，功率密度也无法满足需求，目前商业应用还停留在重卡、巴士应用阶段。
燃料电池推广中最大的问题是安全性问题，而优势在于加氢速度快，相比而言电动车充电时间较长。燃料电池环境适应性强，在零下 30 度可以运转，而固态电池电动车只能到零下 10 度。燃料电池解决了燃油车的逆变性和电动车的电子化问题，只要能使用电就一定能够使用氢，包括潜艇、航天、军车、大型车、乘用车、叉车、重运货车、无人机、轨道列车、船舶、固定式应用发电、充电、应急电源等特殊场景。
氢燃料电池有众多的相关配套行业。一、催化剂，中国国家电力投资集团目前处于全球领先地位。二、质子膜，车载使用的质子膜要求加速快、冷空气进入马上可以使用。三、碳纸扩散层，即碳纤维。四、双极板，我国的双极板稳定性强，溶出率为 0.3，优于日本的 0.6，处于世界领先地位。五、膜电极，我国也处于领先地位。六、电堆组装，关键在于密封工艺，密封圈、密封胶与日本相比存在一定差距，有进步空间，也恰是未来的投资方向。七、飞机领域应用的燃料电池，属于军工领域，我国至少领先美国五年以上。八、加氢站，关键在于加氢头、加氢阀，目前尚未实现国产。九、氢冶金，氢气炼钢可用国内低品位铁矿砂，减少铁矿石的对外依赖，无需将钢铁厂建在距离进出口港口附近的东部沿海，可移至宁夏、新疆等太阳能充足的地区，使用绿氢炼钢，助力钢铁行业实现零碳。
2020 年全球氢能需求量为 9000 万吨，其中 79%的氢气由专业化生产公司制备，技术包括天然气重整、煤制氢等，其中 21%是副产氢，其中 80%由合成氨炼油制备。我国 2021 年的氢产量达 3300 万吨，20%用于甲醇和铁还原，产量居于亚洲首位。根据 IEA 预估，到 2030年，CCUS 技术的制氢规模将达 90 万吨，电解水制氢规模达到每年 80 万吨。到 2050 年，在全球要完成 20%二氧化碳减排目标下，终端用氢将占 18%，全球氢能市场规模由 2030 年的4000 万美元上升至 2050 年的 1.6 万亿美元。
图 5 是主要国家地区的氢能战略与政策，包括美国、日本、欧盟、德国、英国等发达国家。美国最早提出发展氢能，前期主要关注氢能储备，产业链从材料到部件等均处于领先水平，拥有丰富的应用场景，提出的目标是到 2040 年全面实现氢经济。日本提出氢能社会，希望利用光伏和风能制氢，氢能应用不局限于交通领域，还包括工业用氢、生活用氢、建筑用氢，通过制氢解决发电功能问题。欧盟方面，发展氢能技术装备是其碳减排战略的措施之一，韩国也将氢能作为重要的经济支柱。规划层面，美国、日本、韩国、德国、欧洲等国通过免税、财政补贴等一系列政策措施促进氢能的示范应用和发展。目前国际上氢能制储输运技术成熟，但是制氢装备、储氢装备，单机规模未来仍有待提升。
为实现碳达峰、碳中和目标，我国制定出台了“1+N”一系列文件促进新能源和氢能产业的发展。在国家政策支持下，尤其是 2022 年 3 月份《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》出台后，地方政府广泛响应，目前已有 30 个省和市将氢能纳入“十四五”规划，制定专项政策支持氢能发展。我国氢能的示范应用，首先由财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、国家能源局等五部委推动燃料电池汽车示范城市项目，上海、广东为主、京津冀、河北张家口、河南郑州共五个城市群的项目已实施落地，分别制定了五至十年间生产不低于 5000 台车的示范目标，每辆车国家给予补贴 17 万元。图 6 是我国大体形成几个产业集群，包括长三角、珠三角、京津冀、武汉、山东、成渝等，以及近几年发展较快的宁夏、内蒙古、吉林等地区。
我国氢能产业整体产业链完整、市场空间大、自主化进程较快。我国虽然起步较晚，但发展迅速，市场主体积极踊跃参与，97 家央企中已有 43 家进入该行业，还有部分有实力的民企、科研机构、大学也在进行前期的科研研究。技术方面，我国与国外的主要差距在于技术尚未规模化应用，因此成本较高、性能缺乏技术迭代，性能指标与国外先进指标相比还有差距，技术材料的主要高性能部件加工能力比较薄弱。我国氢能产业链已经基本布局完成，产能已初步具备规模化使用的能力。储氢技术方面，目前面临的最大问题是液态储氢的化学催化剂，日本、美国、中国都在积极研发，美国已研发出能够初级示范应用的苯储氢。低温液态储氢液氢的设备制造，过去我国主要依靠进口，目前已有两家小规模的示范应用。燃料电池技术的催化剂、质子膜、碳纸、膜电极、双极板、空压机、氢循环泵、电堆共八大件中，关键的质子膜技术材料和碳纸目前均依赖于进口，碳纸技术有望在 2023 年上半年攻克。
目前我国氢能行业主要存在五方面问题。第一，产能产业尚未完全展开，产业链还存在薄弱环节。第二，供应体系需进一步完善，供需失调问题比较突出，产供销的应用体系目前还未形成，导致部分地区的氢能在应用过程中无法供应、转运。第三，法规标准滞后，难以匹配氢的能源属性和氢能产业发展要求。目前氢能还被界定为危化品，由此产生两个连带问题，一是运输标准尚未制定，为管理带来困难。二按照现有管理要求，生产化学品必须进化工园区使用成本较高的工业电，导致氢能的价格昂贵。第四，尚未形成目标引领、协调一致的创新体系，国家各个部委按照各自的职能推动氢能产业发展，尚未形成统一目标指引下的分工协作。第五，产业链未形成合力。国内科研机构均结合各自理解、要求开展业务，缺乏整体性。
整体来看，氢能行业 2000 年处于起步期，2025 年预计突破 1 万亿规模，到 2035 年将进入快速发展期，2035 年之后进入成熟稳定期，到 2050 年之后产业规模基本达到顶峰。
制氢方面，发展趋势是新能源就地运用，主流是绿氢、副产氢，尤其是涉及到天然气和煤的副产氢。储氢方面，目前处于小规模、近距离的阶段，未来向中远距离、管道运输发展，以液氢、液态储氢和氨作为补充。其中，氨储氢成本较低，主要解决的是运输问题，利用运输车的小型离液器装氨上车，使用时再转化成氢。但是现有的氨裂解技术需要高温环境，难度较大，未来可能的方向是使用新型催化剂。短期之内，若绿氢成本与煤相当，通过绿电、绿氢、合成氨进入氢的市场也存在可能。用氢方面，主要包括燃料电池和分布式供能。随着成本降低，氢燃料电池的竞争力将大幅提升，分布式供能的成本也会快速降低，一旦燃料电池成本下降，分布式供能成本相比于固定式发电成本更低。
氢能的经济性主要体现在热效率和制备成本两方面。热效率方面，燃料电池的效率处于50%-60%，内燃机处于 30%-40%。目前甲醇利用内燃机解决技术替代问题，并在部分地区已经推广，未来在一段时间内将会有所应用。但是长期而言，内燃机存在两个问题，一是内燃机效益不如氢燃料电池，二是甲醇在应用的时候会释放二氧化碳。制备成本方面，预计到2030 年之前，PEM 制氢的设备成本将会下降至 1 万元/标方，处于相当低的水平。随着技术发展，单位成本将会下降，在风光资源丰富的地区，氢气成本到 2030 年时将降至 10-20 元。根据主流机构预测，2030 年用氢市场规模将从 3000 万吨上升至 5200 万吨，2060 年我国能源总需求会达到 67 亿吨标准煤，非化石能源占比将达到 80%以上。根据壳牌预测，2060 年电能总需求规模将达到目前水平的 4 倍，以 2020 年 7 万亿度为参照，届时电力需求将会达到 28 万亿度，其中 1/4 用于制氢，由此增加的制氢、输氢装置、装备需求不可估量。
据预测，到 2060 年，氢能市场规模占终端能源消费比重将达到 20%-25%，约为 3 亿至4 亿吨，。不同机构预测的数字不同，中金公司预测到 30%，壳牌预测到 17%，其中最重要的差别在于交通领域，有的机构在测算过程中只将商用车计为对用氢能替代对象。随着技术发展，氢能也必然会进入乘用车领域。目前，我国每年新增汽车达 3000 万辆，到 2060 年，我国汽车保有量预计将超过 5 亿辆，在碳中和背景下，未来氢能发展的空间很大。
从投资角度来看，氢能产业目前处于培育阶段、起步阶段，尚未达到产业规模化发展阶段，因此前期的氢能投资主要是战略投资。战略投资看重的是未来的空间、未来的市场和未来的前景。尽管目前已有 6000 多家进入氢能产业，但是从技术研发、制造角度来看，技术的积淀并不丰厚，尤其是材料、部件、研发制造还处在初期阶段，因此现阶段布局氢能产业还是一个非常好的时机。近两年在达到市场化规模之前，市场预计已有初步形成，将会发展到较好状态。在投资过程中，要充分发挥机构的比较优势，结合各自资源、技术、人才方面的优势，选择适当的技术方向和切入点推动产业的发展，为发展创造机遇。
几点说明：
1、本文为作者原创文章，摘录自朱民主编《范式变更：碳中和的长潮通用大浪》，中译出版社（2023年）
2、本文作者介绍：
作者排名按姓氏拼音排序，不分先后
柴茂荣，国家电投集团氢能科技发展有限公司首席技术官、日本琦玉工业大学教授。1988 年获日本文部省奖学金留学日本，获九州大学燃料电池学科工学博士。曾在日本财团综合研究所任职多年，牵头参与多项日本国家攻关项目。2017年回国任国家电投集团氢能科技发展有限公司董事、首席技术官。兼中国能源研究会副主任委员、科技部 145 氢能燃料电池专家组副组长。国际知名燃料电池专家。2020 年获得“年度中国能源创新人物”称号，2021 年获得“大国工匠”称号与“电力优秀科技工作者”。
李星国，北京大学博雅特聘教授，北京大学化学学院无机化学研究所前所长、北京大学工学院材料系前主任，日本广岛大学客座教授，国家杰出青年科学基金获得者，中国军事科学院防化院客座专家。中石化氢能产业链建设咨询专家委员会专家、中国交通运输协会氢能车船专家组专家、IEEE PES 储能技术委员会(中国)氢储能技术分委会副主席、中国可再生能源学会氢能专业委员会委员、北京未来科学城氢能技术协同创新平台专家、中国颗粒学会荣誉理事、中国粉末冶金学会理事（超细与纳米材料学术委员会主任）、机械工程学会粉末冶金分会副主任、中国稀土学会理事。自 1987 年起从事氢气制备、储存和应用等研究。曾主持和参加过 50 余项包括国家自然科学基金，科技部、教育部、国防项目、其它部委和省基金等项目，企业合作项目多项。在 Energ Environ Sci, JACS, Angew Chem, Adv. Mater., Mater. Today,Adv. Energy Mater., Nano Energy 等国内外重要学术杂志上发表 SCI 论文 400 余篇，编著《氢与氢能》等专业书籍 14本。2002 年获得了日本材料技术研究协会外国人的特别奖，2005 年获美国通用公司和基金委联合设立的“GM 中国科技成就奖”，2018 年中国稀土科学技术奖二等奖。
魏锁，中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长，研究员级高工，长期从事能源领域研究与管理工作。曾任国家电力投资集团党组成员、副总经理，负责核电国家科技重大专项管理，分管核能、科技创新、战略规划、企业改革、人力资源管理等工作，组织推动国家科技重大专项取得了一系列突破性进展和里程碑式成果，在分管领域形成了一批富有创新性和实践意义的特色经验。
3、《范式变更：碳中和的长潮与大浪》目录
第一部分
发展范式与宏观政策
气候变化与全球共识——碳中和趋势
尼古拉斯·斯特恩（Nicholas Stern）
走向碳中和过程中的范式改变
约瑟夫·斯蒂格雷茨（Joseph Stiglitz）
“范式转变”：中国碳中和发展的长潮与大浪
朱民
新形势下我国“双碳”战略的取向及政策体系
王毅
推进全球气候治理进程，加速绿色低碳转型创新
解振华
第二部分
能 源
能源革命：从化石能源向零碳能源转变
李俊峰
光伏发电技术路线比较与产业发展趋势
王文静
中国风电产业发展现状及趋势
秦海岩
氢能技术与产业发展趋势展望
柴茂荣 李星国 魏锁
构建新型电力系统支持能源低碳转型
汤广福
碳中和背景下的电化学储能高质量发展
张强
促进能源低碳转型的电力市场机制改革
何勇健
第三部分
交通、城建、工业、农业与土地
面向交通能源融合发展的固态电池技术
李泓
以城市为主体的“双碳”战略
仇保兴
全球碳中和背景下的制造业与农业的绿色转型
张永生
碳中和愿景下碳捕集、利用与封存（CCUS）的定位和技术进展
魏伟
第四部分
零碳金融、“双碳”科创与绿色消费
“范式转变”：构建中国式的零碳金融体系
朱民
碳税的初步探索与中国碳定价方案选择
刘尚希
碳中和背景下的全国碳市场建设
张希良
碳达峰碳中和科技创新路径及若干思考
徐俊
数字技术助力碳中和之路
胡厚崑
绿色消费趋势下的机遇与挑战
苏日娜
第五部分
国际合作与竞争
全球视野：碳中和的国际合作与竞争
朱民跋
4、因为出版物编辑时间比较长，本文数据为两年前收录的行业相关统计数据
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