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    06-30

    氫能產業如何健康有序發展

    在全球能源轉型、實現碳中和過程中,氫能承擔著不可替代的重要角色。我國具有良好制氫基礎和大規模應用市場,氫能產業呈現積極發展態勢。2022年,國家發展改革委、國家能源局聯合印發《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》,從戰略層面對氫能產業發展進行了頂層設計?!督洕請蟆费垖<覈@氫能產業健康有序發展進行研討。 (主持人:經濟日報理論部主任、研究員 徐向梅) 我國氫能產業進入快速發展窗口期 主持人:我國氫能產業經歷了怎樣的發展歷程? 劉毅(清華四川能源互聯網研究院副院長):氫能是未來零碳能源體系中至關重要的組成部分,是目前唯一大規??缂竟澊鎯稍偕茉吹氖侄?。其中,綠氫是諸多行業深度脫碳的唯一手段,包括以石化、化工、鋼鐵為代表的工業領域,以冷暖供應為代表的建筑行業以及以重卡、航運和航空為代表的交通行業??稍偕茉闯杀鞠陆?、綠氫制備應用技術進步和全球“雙碳”轉型要求,推動綠氫快速發展。歐盟、美國、德國、英國、日本、韓國等主要經濟體紛紛推出氫能發展戰略。 “十四五”規劃之前,氫燃料電池汽車是氫能發展重點。2000年,我國正式開展氫燃料電池汽車研發工作。隨后,氫燃料電池及技術相繼納入《節能與新能源汽車產業發展規劃(2012—2020年)》《能源技術革命創新行動計劃(2016—2030年)》等政策規劃計劃中。特別是,“推動充電、加氫等設施建設”寫入了2019年《政府工作報告》。經過多年努力,我國初步掌握了氫燃料電池電堆及其關鍵材料、動力系統、整車集成和氫能基礎設施等領域的核心技術,培育出億華通、重塑股份等領先企業,燃料電池成為氫能較為成熟的應用領域。2020年啟動的燃料電池示范城市群申報工作,進一步推動了氫燃料電池汽車行業發展。從各城市群發布規劃來看,北京、上海、山東、內蒙古等11個重點?。▍^、市)將在2025年實現共計超過8萬輛燃料電池汽車的應用推廣。2021年我國氫燃料電池汽車年銷售1881輛,建成加氫站264座。 2020年是我國氫能產業發展的重要年份。氫能首次寫入《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》,從法律上正式步入能源體系。隨著“雙碳”目標和“1+N”體系確立,我國氫能規劃從以燃料電池為主,向能源、工業、建筑等多領域拓展。自2021年以來發布的碳達峰、碳中和“1+N”系列政策文件都涉及氫能,但對其定位最清晰準確的還是《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》,即從生產端:氫能是未來國家能源體系的重要組成部分;從消納端:氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體;從產業端:氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。 隨后各地氫能產業政策密集出臺,近30個省份及直轄市發布氫能發展相關政策方案。多數?。▍^、市)將氫能發展規劃納入新能源汽車產業、整體能源發展、戰略性新興產業發展或區域“十四五”規劃當中,北京、山東、四川、河北、內蒙古5個?。▍^、市)專門出臺了氫能整體產業發展規劃和政策,重心從交通為主轉向多領域拓展。從區域布局來看,各地結合頂層設計與自身資源稟賦推行氫能政策,力爭成為細分領域的領頭羊。廣東聚集有16家燃料電池系統企業、13家電堆企業、13家膜電極企業等大量燃料電池相關產業鏈企業,形成了燃料電池產業集群,但氫氣資源相對缺乏,因此以佛山為代表的地區一直深耕高附加值的燃料電池產品,通過關鍵零部件研發補貼、加氫站建設補貼等方式推動行業發展;內蒙古、寧夏等地擁有豐富的可再生能源與氫能應用場景,各級政府積極支持風光制氫一體化發展,并開展“多能互補+氫”“源網荷儲+氫”等多個綠氫示范項目;北京、上海等地擁有豐富的工業副產氫以及大量科研院所,適合氫能產業綜合發展與前沿技術開發,推出多項措施對氫能研發單位、科研成果給予獎勵補貼。 需要注意的是,我國氫能在儲能、發電和工業等新領域的應用仍處于發展初期階段。為做好相應技術攻關,2021年《關于組織開展“十四五”第一批國家能源研發創新平臺認定工作的通知》《“十四五”工業綠色發展規劃》陸續印發,鼓勵氫能與可再生能源協同發展,推動氫能在化工、冶金等行業的關鍵技術攻關及應用。一批綠氫應用項目即將落地,為推動氫能多元利用、穩步構建氫能產業體系開了一個好頭。 我國氫能產業進入快速發展窗口期,圍繞生產、消納、產業等方面定位,氫能產業發展進入“從氫燃料到氫能源再到多領域拓展,區域布局強調統籌謀劃、因地制宜、重點突出,產業發展以市場主導、創新驅動、完善規范”的新階段。 世界氫能產業加速布局 主持人:世界氫能利用及發展趨勢如何?我國氫能產業發展有哪些特點? 魏鎖(中國產業發展促進會氫能分會會長):全球能源結構正在向以清潔能源為主體的新型能源系統方向轉變,氫能作為最具發展潛力的清潔能源之一,一方面能有效解決可再生能源大規模發展面臨的消納問題,另一方面也是實現交通、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的有效路徑。各國積極布局氫能產業,全球已有20個國家和地區發布氫能發展戰略,氫能產業發展呈現以下趨勢。 氫燃料電池產業化浪潮加速。經過近30年持續研發,燃料電池在能量效率、功率密度、低溫啟動等方面取得突破性進展,新一輪燃料電池汽車產業化浪潮正在迫近。國際領先企業已開展燃料電池電堆、催化劑、質子交換膜及燃料電池汽車等商業布局,燃料電池產業正從小規模示范轉向大規模商業化應用。 低碳氫能呈現巨大發展空間。當前,傳統化石能源制氫仍是主要制氫方式,占全球氫氣產量的78%以上,但低碳制氫取代傳統能源制氫的速度正在加快。包括藍氫和綠氫在內的低碳制氫技術快速發展,全球各大能源公司多傾向將化石能源制氫和副產氫配備碳捕獲、封存及利用技術(CCUS)作為向綠氫過渡階段的主要制氫技術,同時電解制氫設備運營規模提升,2021年全球低碳制氫產能達55萬噸/年,新增電解制氫設備運營規模468MW(兆瓦)。在全球節能減排大背景下,“可再生能源+氫能”替代化石能源成為能源變革的重要方向,據不完全統計,截至2021年,全球約有500個氫能項目,其中約120個在建綠氫項目,全球規劃中的吉瓦級綠氫項目規模合計達144.1GW(裝機容量)。 儲運技術成為氫能產業鏈發展的關鍵。從全球氫儲運技術來看,主要以管道、高壓氣態、低溫液態等形式為主,各國依托既有產業技術和基礎采取不同儲運方式。歐洲以發展管道輸氫為主,利用現有天然氣基礎設施逐步建設泛歐洲氫氣管網,預計2040年總長度達2.3萬公里;美國管道輸氫和液態儲運技術成熟,擁有全球一半里程的輸氫管道,運營15座以上液氫工廠,總產能超過326噸/天,居全球首位;日本和韓國正發展有機化合物、液氨和液氫的跨洋運輸供應鏈。 加氫站建設穩步推進。全球加氫網絡建設加快,截至2021年全球建成加氫站800多座,其中30%為液氫加氫站,主要分布在日本和美國,歐洲大多數加氫站采用站內電解水制氫技術,我國35MPa(車載儲氫瓶壓力等級)商用車加氫站及混合加氫站布局速度居全球首位。從各國發展戰略看,預計2030年全球加氫站數量將超過4500座,形成多元化、網絡化氫能基礎設施體系。 氫能應用領域逐漸拓寬。隨著產業技術快速發展,氫能能源屬性逐漸明確,有望在氫冶金、綠氫化工、氫儲能、綜合能源、智慧能源系統中全面應用。同時,國際氫能標準體系日趨完善,截至2021年ISO(國際標準化組織)氫能技術現行標準為89項,主要涉及氫能儲運、氫能安全、氫能檢測試驗方法、氫能制取設備和加注環節關鍵部件;IEC(國際電工委員會)燃料電池方面技術現行標準26項,主要圍繞燃料電池術語、燃料電池模塊以及不同類型燃料電池的安全性、相關試驗及測試方法等方面。 近年來,我國已初步形成較為完整的氫能產業鏈,自主化水平快速提升,氫能技術基本能夠支撐產業發展。具體看,一是政策體系不斷完善。目前已啟動兩批燃料電池示范城市群建設,“氫進萬家”等一系列支持產業發展政策相繼出臺,各?。▍^、市)因地制宜布局氫能產業,累計出臺相關政策164項。二是產業規??焖僭鲩L。2021年我國氫氣總產量達3300萬噸,應用場景進一步擴大,交通領域燃料電池汽車保有量近9000輛,工業、建筑、分布式能源領域應用正加快布局。三是氫能技術研發持續突破。制氫環節,可再生能源電解水制氫是主要發展方向,我國堿液制氫技術全球領先,質子交換膜制氫技術正加速發展;儲運環節,目前氫氣運輸以20MPa高壓氣態儲運為主,管道輸氫、液氫儲運技術和裝備處于研發驗證階段,化合物儲氫在局部地區實現應用;應用環節,氫燃料電池領域快速突破,催化劑、質子膜、碳紙、膜電極、電堆等多項技術已實現國產化。與國際先進技術相比,我國在氫能各個環節裝備及產品性能、使用壽命、制造工藝等方面還有一定差距,特別是高性能材料和精密制造部件仍存在“卡脖子”現象,在產業規模、技術水平、材料研發、生產工藝、專利和標準輸出等方面仍需加強創新攻關。 總體來看,國際氫能產業尚處于培育期。我國雖起步較晚但發展較快,具備快速推進氫能規?;瘧门c技術迭代升級的能力和條件,有著巨大的市場空間,有望在2030年前達到國際先進水平。 圍繞綠氫供應疏通產業鏈堵點 主持人:作為新興產業,氫能終端應用前景如何,還有哪些瓶頸待突破? 劉堅(國家發展改革委能源研究所副研究員):能源結構轉型是推進“雙碳”目標工作的主線,需要我們同步推動能源生產和消費革命,既要在能源生產側大力發展可再生能源,又要盡可能提升終端用能電氣化率,進而最大程度減少化石能源消費。但以風電、太陽能發電為主的可再生能源電力存在間歇性、波動性問題,化石能源作為工業原料、交通燃料以及高品質供熱的終端用能消費難以直接通過電力替代。氫能憑借能量密度高、便于大規模存儲、應用場景多等特點,在為高比例新能源電力系統提供大規模長周期儲能的同時,也為用能終端脫碳提供了全新選擇。在未來高比例可再生能源系統中,綠氫與綠電可以優勢互補共同助力可再生能源價值從電力系統拓展至整個能源系統。 近年來,隨著燃料電池汽車試點推進和資本投入規模不斷加大,國內燃料電池核心零部件技術水平及系統集成能力顯著提升。相比之下,當前氫能生產主要依賴煤炭、天然氣等化石能源“灰氫”,而以可再生能源為基礎的綠氫供應在制、儲、運、加等環節仍存在堵點,需要從技術、標準、管理等方面突破。 一是聚焦綠氫供應鏈短板,加強核心技術攻關。目前堿性電解水設備成本較低,但在波動電源適應性、能耗、占地、維護成本方面存在劣勢。質子交換膜(PEM)純水電解對波動性電源的適應性較強,但目前國內研發制造PEM純水電解設備的企業比較少,規模經濟不足。高溫固體氧化物電解轉換效率高,但目前仍處于技術研發和示范階段。地質儲氫和電制燃/原料是氫能大規模長周期存儲的重要方向,我國氫儲能研究起步較晚,氫儲能項目數量和技術水平與國際先進水平仍存在差距。在金屬儲氫、有機物儲氫以及合成氨儲氫等方面國際上仍處于探索階段,應用前景具有較大不確定性。因此建議重點攻關低成本、高靈活、高效率的電解水制氫技術,加強電解水制氫與上游波動性可再生能源發電和下游綠氫化工生產工藝的無縫銜接,降低終端化工產品碳強度。加大燃料電池關鍵材料技術研發力度,降低燃料電池對稀有金屬的依賴。評估地質儲氫資源潛力,深入研究氫能長周期儲能可行性和經濟性。不斷提升關鍵技術自主創新能力,打造具有完全自主知識產權的綠氫技術鏈條。 二是加大行業間協調力度,完善綠氫監管與標準體系。氫能屬于危險化學品,制氫場地需建設在化工園區,加氫站商業用地與制氫工業用地的性質矛盾還未調和,可再生能源制氫及制儲加一體站的建設運營面臨障礙。目前40MPa高壓及液態氫民用化進程緩慢,缺乏相關標準和規范。建議盡快明確綠氫生產、儲運、應用等環節的歸口管理部門,完善相關管理章程和法規,制定統一、完善、連貫的制氫站、加氫站建設和運營審批政策及流程。加快現有涉氫標準規范修訂工作,從通用安全要求、臨氫材料、氫氣密封、防爆等方面細化和完善氫能標準設計,建立健全包含檢測、計量及售后服務保障在內的技術產品標準體系。 三是多措并舉降低綠
    06-23

    氫儲能成全球氫能發展新方向

    氫能來源廣泛、應用場景豐富,可實現電網、熱網、油氣網之間的聯通耦合,是未來二次能源體系中電能的重要補充。綠色氫能的開發與利用已成為全球應對氣候變化的重要途徑和能源變革的重要方向,也將成為世界各國能源技術與產業競爭的焦點。我國近期發布的《氫能產業中長期發展規劃(2021-2035)》也明確了可再生能源制氫在能源綠色低碳轉型中的戰略定位、總體要求和發展目標,對氫能產業的高質量發展將發揮重要指導作用。但也要認識到,氫能的戰略地位和經濟合理性主要取決于可再生能源轉型中的大規模長周期能量儲存與多元化終端利用需求,而且氫儲能自身也存在較明顯的技術路線、資源潛力及經濟性問題。 鹽穴是地質儲氫的理想選擇 氫氣可被注入鹽穴、地下含水層、廢棄油氣田及礦坑等儲氣庫從而實現大規模長周期存儲。作為最輕的氣體,氫易于擴散,因此氫儲能對密閉性有著極為嚴格的要求。鹽穴有良好的氣密性,且鹽不與氫氣反應,是地質儲氫的理想選擇。目前全球有4個正在運營的鹽穴儲氫項目,其中3個位于美國墨西哥灣地區,而廢棄油氣田儲氫尚在小型實驗階段。 美國早在20世紀70年代就已開始研究將氫氣儲于地下的可能性,大型儲罐和地質儲氫是美國能源部研發項目的重要組成部分。2019年,位于美國猶他州的"先進清潔能源儲存"項目啟動,項目計劃2025年在該州德爾塔鎮附近建立一個大型綠色儲氫中心,并將電解水制氫儲存在100個巨大的地下鹽穴中,以平衡季節性的能源需求。2020年,美國能源部先后發布《氫能計劃發展規劃》和《儲能挑戰路線圖》,地質儲氫的識別、評估和論證被列為關鍵技術領域研發及示范重點。 2020年11月,英國政府推出一項新計劃"綠色工業革命十點計劃",希望于2030年實現5吉瓦的低碳氫產能,并制定了"英國氫能網絡計劃",旨在有效推動英國地下儲氫的發展。2021年8月,英國發布首個國家氫能戰略,鹽穴儲氫作為氫氣儲運方案被提及。英國地質調查局(BGS)強調了地質學在支持英國長期能源轉型中的重要性,指出地下儲氫是英國實現凈零排放的四項技術之一。為了支持更多地使用地下儲能技術,英國地質調查局正在進行試驗,研究鹽穴的可循環使用性和安全性。 除鹽穴外,瑞典發起的地質儲氫項目將采用巖洞儲氣庫,目前處于建設中。澳大利亞和阿根廷在廢棄油氣田儲存的天然氣中混入了10%比例的氫氣,項目正在試運營階段,目前未發現對儲氣庫和設備造成不利影響。此外,德國的南北跨區輸氣管網容量是輸電容量的4倍,歐洲的儲氣總容量能達到全年用氣需求的22.8%,相較其抽水蓄能的儲能潛力僅為年發電量的1.65%,這意味著歐洲的供氣管網有足夠的容量輸送、儲存氫氣及合成甲烷。 經濟性方面,美國能源部針對地下管道儲氫、內襯巖洞儲氫、地下鹽穴儲氫的成本進行了分析。其中500噸儲氫規模地下管道儲氫投資成本為516-817美元/千克,其中管道成本占比超過60%,剩余近40%為管道安裝及工程建設成本,平準化儲氫成本為1.87-2.39美元/千克;內襯巖洞儲氫投資成本為56-116美元/千克,其中巖洞挖掘、內襯、壓縮機及管道成本占比約80%,平準化儲氫成本(LCOHs)為0.31-0.43美元/千克;地下鹽穴儲氫投資成本為35-38美元/千克,其中地下工程成本占比約50%,平準化氫儲能成本為0.19-0.27美元/千克。隨著各類地質儲氫壓力增加,單位儲氫空間需求及平準化儲氫成本也隨之下降。另據彭博新能源財經分析,目前鹽穴、廢棄氣田、巖洞及人工容器基準儲平準化儲氫成本在0.19-1.9美元/千克,未來可能降至0.11-1.07美元/千克。 但有研究發現,采用枯竭油氣藏或含水層儲氫,氫氣可能與儲層中的古微生物或礦物成分發生反應,不僅會消耗掉部分儲存的氫氣,且產生的反應物也存在堵塞儲層孔隙的可能,不利于氫氣的長期儲存。根據IEA《能源技術遠景—清潔能源技術指南》,廢棄油氣田儲氫目前面臨的困難包括氫氣在油氣田孔隙儲層可能發生的化學或生物學反應、微生物導致的氫氣消耗、生成硫化氫有毒氣體等。 電制燃料技術路徑選擇與成本緊密相關 電制燃料(PtX)是氫儲能的新方向,它以電制氫為核心,將電能轉化成為氫氣、氨氣、甲烷及汽柴油中的化學能,從而進入到后續的化工、交通、發電、供熱、儲氣等豐富多樣的終端應用中。目前基于低溫電解技術(堿性、質子交換膜)的電解池已相對成熟,單堆功率已達兆瓦級,綜合能效為60%~70%,高溫固體氧化物電解技術有望將能效進一步提高至85%以上。 電制燃料的技術路徑選擇與投資成本緊密相關。由于電解槽投資成本較高,有研究顯示電制燃料項目的年運行小時數至少需要達到3000小時,甚至6000小時才具有經濟性。為此,可通過風電、光伏、水電等不同可再生能源發電打捆的方式實現綠電制氫,一方面可提升電解槽利用率,降低綜合制氫成本,一方面可改善電解槽運行工況,延長設備使用壽命。此外,由于可再生能源系統存在快速瞬時變化與間歇波動特性,而化工生產又需要連續穩定,兩者在技術上存在難以耦合的情況,因此通過電制燃料可破解氫氣儲存難題,實現上游制氫工藝與下游化工流程的解耦。 對比液氫、合成氨兩類電制燃料氫儲能及有機液體儲氫的平準化成本。其中,合成氨成本較低,在目前基準情景下氫氣儲能成本為2.83美元/千克(17.8元/千克),未來有望降至0.87美元/千克(5.5元/千克)。 我國應積極推進氫儲能發展 考慮到與美歐相比,我國氫儲能方面的研究起步較晚,氫儲能項目數量和技術水平仍有較大差距。我國已建成27座地下儲氣庫,形成100億立方米調峰供氣能力,最高日調峰能力超過1億立方米,但尚無地下儲氫庫,地質儲氫經濟性研究不足。地質儲氫和電制燃料是需要政策、經濟和技術支持的系統工程,當前看實現規?;彤a業化的氫儲能仍然任重道遠。因此聚焦地質儲氫和電制燃料兩種技術路線,在梳理全球技術研發及示范工作進展的基礎上,我國推進氫儲能發展應從以下兩方面著力。? 我國應研究適合國情的氫儲能技術路線。以美國、英國為代表的發達國家在氫儲能技術示范方面已積累一定經驗,我國氫儲能發展應結合地質條件和電制燃料技術水平,合理借鑒國外案例與經驗,選擇符合國情的氫儲能發展道路。 我國需要加大氫儲能技術研發。目前氫儲能還存在明顯技術與成本問題,應加強國家層面支持政策設計,完善儲能產業規劃和科技創新政策體系,設立地質儲氫和電制燃料專項資金,加大科研機構和企業研發支持力度。
    06-13

    碳中和目標下電解水制氫關鍵技術及價格平準化分析

    自2017年日本提出構建“氫社會”,發布國家氫能戰略路線圖以來,氫能逐漸成為國際議程的新焦點。根據中國氫能聯盟大數據平臺統計,截至2020年底,占全球GDP52%的27個國家中,16個已制定全面的國家氫能戰略,還有11個國家正在制定國家氫能戰略。各國將氫能視為深度脫碳及實現清潔能源轉型的重要途徑,著力部署大規模電解水制氫產業與技術開發,擴大以可再生氫為代表的清潔氫在工業、交通、發電與建筑等領域的應用,推動經濟綠色發展。 我國于2020年12月率先發布《低碳氫、清潔氫與可再生氫標準與評價》。2020年,歐洲提出300億歐元的2×40GW綠氫行動計劃,在歐洲和北非開展大規??稍偕茉措娊馑茪涫痉?。澳大利亞計劃2050年綠氫產能達到3000萬t/年。僅2020年,我國公布規劃的可再生能源制氫項目就達28個。據此測算,到2030年,全球電解水制氫裝備的市場規模超過3000億元,綠氫市場貿易規模超過1萬億元。 根據國際能源署(IEA)的統計,當前全球氫氣需求量約11500萬t,幾乎全部來自于化石能源??稍偕茉措娊馑茪浞绞缴a的低碳清潔氫占比尚不足1%。從技術路線來看,電解水是一種綠色環保、生產靈活的制氫技術,其產品純度高,技術相對成熟,并且可利用光伏發電、風電等可再生能源實現氫氣的大規模制備,是實現我國碳中和目標的重要技術之一。 圖1 三種電解水制氫技術及縮寫 從發展歷程來看,堿性水電解在20世紀前后開始實現堿性水電解制氫技術的工業化應用,在經歷了單極性到雙極性、小型到大型、常壓型到加壓型、手動控制到全自動控制的發展歷程后,堿性水電解制氫技術已逐步進入成熟的工業化應用階段。 20世紀70年代起,質子交換膜水電解制氫技術開始獲得發展,并以其制氫效率高、設備集成化程度高及環境友好等特點成為水電解技術的研究重點,逐步實現從小型化到兆瓦級的發展。 目前,PEME制氫技術的瓶頸在于設備成本較高、壽命較低,且實際的電解效率還遠低于理論效率(其制氫效率潛力有望超出AE制氫技術),因此歐美發達國家正重點開展技術攻關以突破技術瓶頸,實現PEME制氫技術的更大發展。SOE制氫技術采用水蒸氣電解,高溫環境下工作,理論能效最高,但該技術尚處于實驗室研發階段。 目前,美國、歐洲和日韓均將電解水制氫技術視為未來的主流發展方向,聚焦AE制氫技術規?;蚉EME制氫技術產業化,重點圍繞“電解效率”、“耐久性”和“設備成本”三個關鍵降本性能指標推進整體技術研發,電解水制氫成本結構與關鍵技術分析如圖2所示。 圖2 電解水制氫成本結構與關鍵技術分析 1、美國 美國在2011年就制定了電解水制氫技術路線圖,如圖3所示,以2.3美元/kg制氫成本為目標,設定了系統電解效率≥75%,電解槽電解效率≥77%,系統投資成本0.5$/kg的發展目標。 圖3 美國電解水制氫技術關鍵指標目標 在技術路線上,以PEME技術攻關為主,AE和SOE等多種電解水技術并行發展。在技術開發上,PEME制氫技術具體則側重質子交換膜、貴金屬催化劑等關鍵核心材料研究,以獲得更高的電解效率與壽命;同時,開展低擔載量納米貴金屬催化劑、非貴金屬催化劑等的研究開發,AE制氫技術,重點推進高溫堿性電解水裝置的開發,推進高效率研究。 2、歐洲 歐洲在2013年制定了電解水制氫技術路線,同樣以PEME技術為主、多種電解技術協同發展,技術關鍵指標目標如圖4所示。 圖4 歐盟電解水制氫技術關鍵指標目標 其中,2023年的技術目標為:電解能耗≤50(kW?h)/kgH2@1000kg/d、電解槽效率年衰減量小于1%(額定功率下年操作時間8000h)、設備投資成本小于1.5M€/(t/d)。PEME技術方面,歐洲一方面通過催化劑和電解質膜等關鍵基礎材料的研究與開發,提高電解效率,聚焦MW級系統設計,降低設備投資成本;另一方面則建立PEME技術的性能評價與劣化評價體系,科學開展技術的系統經濟效能評價。AE制氫方面,歐洲進行了高溫與高壓兼容性堿性電解水裝置的開發,并通過優化外圍設備和操作條件,進一步提高制氫效率。 3、日本 日本在2014~2018年通過氫氣利用等先驅研發項目和氫社會構建技術研發項目,著力推動堿性電解水裝置開發,尤其是2000N·m3/h大規模電解槽技術。 圖5 日本電解水制氫技術關鍵指標目標 2019年,日本通過對標美國與歐洲電解水技術開發路線,制定了AE與PEME水電解技術10年技術攻關目標,注重電堆反應機理和耐久性評價方法與標準化研究,并根據可再生能源發電量預測、電力供需調整、氫氣需求等各種信息,進行系統層級優化,提高電流密度、效率和耐久性,相關技術關鍵指標目標如圖5所示。 總的來說,各國均對AE、PEME制氫技術同時進行技術開發。其中,AE方面,近期以優化提升制氫效率與裝置規模放大為主要目標進行技術攻關。PEME方面,歐美國家持續開展技術攻關,將其視為下一代主流電解水制氫技術,通過催化劑、隔膜、集電器、膜組件等核心材料和組件的研究及應用,提高設備的電解效率和使用壽命,降低設備成本等。同時,歐洲開展了電解水制氫裝備性能評價與劣化評價的研究,在電解水制氫技術發展中具有重要意義。日本在吸收美國與歐洲電解水制氫技術路線的基礎上,著力聚焦AE與PEME的技術開發,制定了最全面的技術目標。 我國電解水技術發展趨勢 我國在電解水技術領域呈現出以AE制氫為主、PEME制氫技術為輔的工業應用狀態。我國電解水制氫技術路線圖如下所示。 圖6 電解水制氫技術路線圖 1、我國AE制氫技術 其中我國AE制氫設備量全球占有率排名第一,隨著可再生能源電解水制氫有望成為未來主流制氫方式,堿性電解水制氫技術逐步向大容量(單體設備產氫量≥1000m3/h)方向發展。MW級PEME制氫設備目前正處于研發狀態,有望在1~2年內投放市場。 但是,我國在電解水制氫技術方面與國外先進水平仍有一定差距,具體技術對標與國產化情況如圖7所示。 圖7 電解水制氫技術對標與國產化情況 AE制氫技術方面,我國在制氫效率技術指標上仍有較大改進空間。 在制氫效率與電流密度方面,目前我國工業用堿性電解槽的電解電流密度約為0.3A/cm2@1.84V,歐美國家電解槽的電流密度高達0.4A/cm2@1.8V以上。我國堿性電解槽的直流電解能耗約為54kW·h/kgH2,電解效率約65%,低于國外先進堿性電解槽約70%的電解效率。主要受制于關鍵材料及組件方面的技術,水平相對落后。 電極方面,我國析氫電極普遍采用多孔鎳電極,而國外已開始使用高性能鎳基合金電極。 隔膜組件方面,我國堿性電解槽目前采用編織結構的無石棉隔膜,其厚度為(1.0±0.1)mm、離子電阻率為(1.0±0.2)?·cm2,國外研制的有機無機復合隔膜的厚度為(0.5±0.05)mm、離子電阻率約為0.3?·cm2,其性能遠超我國使用的無石棉隔膜,并已在德國McPhy、挪威NEL等公司的堿性電解槽中得到應用,有效提高了電解電流密度及電解效率。 電解槽結構方面,我國堿性電解槽的極間距較大,材料電阻引起的壓降較高,導致電解效率偏低。在設備壽命方面,我國與國外設備的壽命目前均可達80000h以上。 在設備成本方面,我國AE制氫設備成本優勢明顯,約為1400元/kW。 2、PEME制氫技術 PEME制氫技術方面,我國正在抓緊攻關,技術性能尤其是壽命尚缺乏市場驗證。 在制氫效率方面,我國PEME制氫設備的電流密度約為1~1.2A/cm2@1.92V,電解效率約為63%,而美國康明斯旗下Hydrogenics公司的PEME制氫設備的電流密度已達1.5A/cm2@1.92V,電解效率約為66%。在設備壽命方面,國外PEME設備的壽命約為60000h左右,我國尚缺乏驗證。 設備成本方面,國內外PEME制氫設備的成本均遠高于AE制氫設備,平均設備成本約為10000元/kW。 我國PEME制氫技術整體性能與國外差距較大的主要原因在于關鍵基礎材料性能不足,質子交換膜等材料依賴進口,系統控制(如熱、氣管理技術)缺乏經驗。 具體來說,在基礎材料方面,國產質子交換膜的穩定性、質子傳導性能與美國、日本等國制備的質子交換膜存在較大差距,目前主要以進口美國杜邦質子交換膜為主。國產催化劑的壽命、均一性、分散穩定性等與國外高性能催化劑存在差距。多孔鈦集電器作為電解槽的關鍵組件,我國的制造水平也落后于歐美發達國家,我國多孔鈦板的孔隙率約為35%~45%,美國多孔鈦的孔隙率高于60%。熱、氣管理方面,我國尚缺乏系統性研究,國外已開展電解槽余熱回收利用研究、電解槽流場研究、電解槽結構的優化設計等,提高電解槽的能量利用率與耐久性。 此外,作為PEME制氫技術重點應用領域的可再生能源制氫應用項目部署也落后國外??稍偕茉粗茪湫枰朔斎牍β什▌庸r下的安全、壽命、高效電解制氫技術。我國在“十一五”和“十二五”期間,在吉林和河北部署的風電制氫及風電供熱項目至今仍未正式運營,美國、歐洲和日本分別通過Wind2H2、地平線2020及FH2R項目推動了一大批可再生能源制氫項目的研究和示范,在可再生能源功率控制及成本效益分析、波動對電解水裝置壽命影響、風/氫系統容量優化配置方案和電氫轉換技術經濟分析等方面積累了豐富的經驗。 低碳清潔氫氣平準化價格研究 盡管越來越多的應用場景將低碳清潔氫氣放在首要位置,但建設低碳清潔氫氣供應鏈面臨著基礎設施匱乏等諸多障礙。其中,經濟性首當其沖,尤其是電解水制氫環節的能量損失和耐久性廣深受業界關注。 作為未來主流的制氫方式,電解水制氫成本主要取決于電解槽的投資成本、利用負荷及度電成本。其中,度電成本對電解水制氫成本的影響敏感性最高,約占總成本的70%~90%。我國目前平準化低碳清潔氫成本如圖8所示。 圖8 我國目前平準化低碳清潔氫成本 以2000N·m3/h堿性電解水制氫項目為例,負荷率95%條件下,當采用工業電價0.616元/(kW·h)時,制氫成本約為39.06元/kgH2。當前水電、陸上風電、海上風電、光伏的度電平準化成本分別為0.33元/(kW·h)、0.41元/(kW·h)、0.63元/(kW·h)、0.40元/(kW·h),對應的平準化氫氣成本分別為22.89元/kgH2、27.65元/kgH2、40.05元/kgH2、26.65元/kgH2。而當前PEM電解水制氫設備比AE設備高出5倍以上,平準化氫氣成本將增加40%左右。 技術持續進步和裝機規模擴大將持續推動可再生能源發電成本下降。到2035年,光伏與風電的新增裝機發電成本預計將低于0.3元/(kW·h)。到2050年新增光伏和風電發電成本將降至約0.13元/(kW·h)和0.25元/(kW·h),風能和太陽能將成為最廉價和最豐富的電力來源??稍偕茉措娊馑茪涑杀緦⒌椭?1.63元/kgH2,不考慮碳稅情況下,已明顯低于化石能源+碳捕集與封存制氫成本。 除度電成本外,運行負荷和電解水制氫效率亦是電解水制氫關鍵降低成本因素。以堿性電解水制氫為例,運行負荷分別為1000h、3500h、6000h和8322h時,平準化氫氣成本分別為58.53元/kgH2、42.72元/kgH2、40.08元/kgH2、39.06元/kgH2。電解水制氫電耗從當前5kW·h/(N·m3)降低至4kW·h/(N·m3)時,平準化氫氣成本可降低約20%。對PEM電解水制氫技術而言,關鍵降本驅動因素還包括設備成本。隨著未來產業規?;图夹g進步,PEM電解水制氫設備有望降低50%以上,平準化氫氣成本有望降低20%。 降低低碳清潔氫氣平準化價格,需要從技術、商業模式創新等多方面協同發力,從而發揮其在能源轉型及深度脫碳方面的作用。結合全球低碳清潔氫氣標準的推進,政府和產業界可以提出促進低碳清潔氫氣在交通、鋼鐵等領域應用的目標或激勵措施,加快低碳清潔氫氣市場的建立,為打造低碳清潔氫氣供
    05-24

    全球各國爭搶氫能產業制高點

    在全球應對氣候變化的進程中,實現能源體系的脫碳化發展是關鍵。氫能由于具備來源廣泛、清潔及安全性可控等特性,成為連接化石能源和可再生能源之間的橋梁。如今,氫能正逐步成為全球低碳發展的重要能源載體之一,世界主要大國都在制定氫能產業發展計劃、投入巨額資金,積極推動先進氫能技術研發和產業化,搶占國際氫能產業競爭領域的制高點。 美國:氫能已上升到國家戰略層面 2020年,美國能源部發布《氫能項目計劃》,提出未來10年及更長時期氫能研究、開發和示范的總體戰略框架。該方案明確了氫能發展的核心技術領域、需求和挑戰及研發重點,并確立了氫能計劃的主要技術經濟目標?!稓淠茼椖坑媱潯吩O定了到2030年氫能發展的技術和經濟指標。 美國是世界最大的氫氣生產國和消費國之一。每年的氫氣消耗量超過1100萬噸,占全球需求的13%,其中三分之二用于煉油,其余大部分用于氨生產。在原料方面,目前美國大約80%的氫氣來源于天然氣重制,其余的大部分是石油煉化工業的副產氫。 美國氫能技術產業鏈完善,氫能已上升到國家戰略層面。為了確保在新興技術領域的領先地位,美國十分重視氫能產業鏈上下游的相關技術培育,涉及氫氣的生產、儲運、燃料電池制造、燃料電池汽車及加氫站基礎設施等。美國在氫燃料電池汽車市場、加氫站利用率等方面處于全球領先水平。目前,美國氫燃料電池車保有量全球第一,加州政府注重燃料電池消費市場的培育,持續給予多項政策支持,已成為全球燃料電池車推廣最為成熟的地區。 截至2021年6月,美國已有17兆瓦的電解制氫項目在運營,輸氫管道容量為1.4吉瓦(300兆瓦在建或已承諾資金投入),另外還有120兆瓦正在早期開發階段,將于2030年上線運行。美國能源部預測,潛在部署將高達13.5吉瓦。 歐盟:積極利用自身優勢加快氫能商業化進程 歐盟一直致力于清潔能源的發展,近年來已逐步明確氫能發展路線。2007年,歐盟委員會提出《歐洲戰略能源技術計劃》,將燃料電池和氫能作為重點支持的關鍵技術領域。2008年,歐盟理事會通過決議建立“歐洲燃料電池和氫能聯合組織”,創立由歐盟委員會、產業協會、企業等共同組成的產業合作機制,推動氫能和燃料電池產業發展、應用,部署技術研發。2014年,歐盟提出設立“歐洲共同利益重要項目”,對事關歐盟未來經濟和科技競爭力的關鍵技術、基礎設施項目,在歐盟層面給予公共支持。相關產業界呼吁,歐盟應在未來5-10年,向與氫能相關的“歐洲共同利益重要項目”注入50億-600億歐元。 2019年,歐洲燃料電池和氫能聯合組織主導發布了《歐洲氫能路線圖:歐洲能源轉型的可持續發展路徑》報告,提出大規模發展氫能是歐盟實現脫碳目標的必由之路。該報告描述了一個雄心勃勃的計劃:在歐盟部署氫能以實現控制2攝氏度溫升的目標,到2050年歐洲能夠產生大約2250太瓦時的氫氣,相當于歐盟總能源需求的1/4。 2020年,歐盟委員會正式發布了《氣候中性的歐洲氫能戰略》政策文件,宣布建立歐盟清潔氫能聯盟。該戰略制定了歐盟發展氫能的路線圖,分三個階段推進氫能發展。第一階段(2020-2024年),安裝至少6吉瓦的可再生氫電解槽,產量達到100萬噸/年;第二階段(2025-2030年),安裝至少40吉瓦的可再生氫電解槽,產量達到1000萬噸/年,成為歐洲能源系統的固有組成部分;第三階段(2030-2050年),可再生氫技術應達到成熟并大規模部署,以覆蓋所有難以脫碳的行業。 歐盟呼吁各成員國將氫能列入國家能源與氣候發展的中長期目標規劃。捷克、法國、德國、匈牙利、荷蘭、葡萄牙和西班牙等國已發布了國家氫能戰略,意大利和波蘭正在進行公眾咨詢,奧地利預計很快發布。這些國家雖然自身優勢不同,但氫能戰略與歐盟氫能戰略非常一致,幾乎所有國家都確立了電解氫的目標,到2030年累計達到20吉瓦以上(意大利和波蘭的戰略中還有7吉瓦)。 歐盟將氫能作為能源安全和能源轉型的重要保障,積極利用自身優勢,加快氫能商業化進程。歐盟在發展氫能方面有自身優勢,一方面,風力和光伏發電發展快速,可以長期為綠氫的生產提供便利條件;另一方面,歐盟擁有較為完善的天然氣基礎設施,通過擴建可為氫能的運輸提供支持?;谧陨韮瀯?,歐盟在制氫、儲運氫、氫利用和燃料電池等領域均取得了豐碩成果,并形成了完整的產業鏈,目前正積極進行商業化探索。 歐洲燃料電池和氫能聯合組織在歐盟氫能發展過程中扮演重要角色,推動氫能的研發、創新和示范。歐洲的氫能研發應用不斷取得突破,2018年6月,世界第一輛氫動力列車在德國北部試運行。2020年,歐盟生產和使用了約700萬噸氫氣。氫氣主要來源于天然氣和煉油廠、石化行業的副產品。而氫氣的主要消費端是煉油(370萬噸)和化工行業(300萬噸)。 在供應端,可再生的電解制氫被認為是制氫的主要途徑。歐盟已安裝超過140兆瓦的電解專用制氫設備,占全球產能的40%以上。歐盟成員國政府戰略發出的強烈信號為進一步部署創造了動力,歐盟正在開發的輸氫管道,容量到2030年將超過20吉瓦,其中超過1吉瓦已在建設中或已承諾資金。 日本:推動氫能與其他能源耦合協同發展 從氫能研究到“氫能社會”構想,再到形成國家戰略,日本大致經過了三個階段。第一階段受到石油危機觸發,日本于1974年啟動“陽光計劃”,醞釀并實施包括氫能在內的一系列能源研究項目。第二階段為2003年發布《第一次能源基本計劃》,首次提出“氫能社會”構想。第三階段是2017年出臺《氫能源基本戰略》,將構想提升至國家戰略高度。目前已逐步進入新階段,即氫能戰略的溢出階段。 日本于2014年發布了《氫能/燃料電池戰略發展路線圖》,并于2016年和2019年做了更新,從《氫能/燃料電池戰略發展路線圖》可知,日本構建“氫能社會”依托于三個階段的戰略路線規劃。第一階段為推廣燃料電池應用場景,促進氫能應用,在這一階段主要利用副產氫氣,或石油、天然氣等化石能源制氫。第二階段為使用未利用能源制氫、運輸、儲存與發電。第三階段旨在依托可再生能源,未來利用能源結合碳回收與捕集技術,實現全生命周期零排放供氫系統。計劃到2025年建設320個加氫站。 2017年出臺的《氫能源基本戰略》明確了降低制氫成本的路線圖和目標,旨在2030年降至30日元/立方米,未來實現20日元/立方米。2021年宣布《綠色增長計劃》,提出在2030年氫能產量實現300萬噸的目標。為了支持這一目標,日本政府宣布了一項7000億日元的公共投資計劃,支持日本氫氣供應鏈發展。 在日本的戰略路徑中,不將氫能作為化石能源的替代能源,而是致力于推動氫能與褐煤等多種化石能源及可再生能源的耦合協同發展。另一方面,日本傾向于構建國際氫能供應鏈,從2018年起,日本已連續3年主辦氫能源部長級會議,旨在主導并推動全球“氫能社會”發展。 2020年,日本的氫氣需求量接近200萬噸,其中煉油占了近90%的需求,其余部分是氨生產需求。在氫氣來源方面,來源于天然氣的氫氣占50%以上,另有45%是煉油和石化行業的副產氫,剩下的來源于小型煤炭生產過程。 日本一直是在交通運輸領域中使用氫氣的先行者,本田公司在2008年推出了首款商用燃料電池車電動車(FCEV)。2021年4月,日本大約有5600輛FCEV,是世界第四大市場,而且日本確立了FCEV發展目標,即到2025年達到20萬輛,到2030年達到80萬輛。 韓國:致力于打造世界最大交通和電力氫燃料電池市場 2018年,韓國發布《創新發展戰略投資計劃》,將氫能產業列為三大戰略投資方向之一。2019年,發布《氫能經濟發展路線圖》,明確了制氫、加氫和燃料電池發展的目標?!稓淠芙洕l展路線圖》強調了兩個優先事項,一個是建立氫市場,另一個是打造世界最大的用于交通和電力的氫燃料電池市場。根據該路線圖,韓國政府計劃將氫燃料電池車市場規模從2018年的1800輛擴大到2022年的8萬輛,到2040年達到620萬輛。用于發電的氫燃料電池容量到2040年將達15吉瓦。氫氣的需求量2030年將達到194萬噸,2030年將達到526萬噸。 2020年2月,韓國頒布《促進氫經濟和氫安全管理法》,這是全球首個促進氫經濟和氫安全的管理法案,目的在于促進基于安全的氫經濟建設,系統、有效地促進韓國氫工業的發展,為氫能供應和氫設施的安全管理提供支持,促進國民經濟的發展。 2021年,韓國發布首個《氫經濟發展基本規劃》,提出到2050年韓國氫能將占最終能源消耗的33%,發電量的23.8%,成為超過石油的最大能源,將在全國建立2000多處加氫站。 韓國是采用氫技術最活躍的國家之一。2020年,韓國生產和使用的氫氣超過180萬噸,幾乎所有需求都來自煉油和石化過程。在氫氣來源方面,大約60%的氫氣是來自各種來源的副產品,其余40%來自天然氣。 在交通方面,2020年,韓國投放了超過1萬輛商用燃料電池車電動車,走在世界的前列。在固定式燃料電池方面,韓國目前的裝機容量為620兆瓦,幾乎是2018年底的兩倍。韓國非常重視低碳氫的生產,第一批開發低碳氫氣生產的項目已經在進行中,2021年,韓國SK集團旗下SKE&S公司與現代石油(HyundaiOilbank)宣布聯合開發兩個天然氣制氫項目,總產能為35萬噸/年。在基礎設施方面,林德集團(Linde)和韓國曉星集團(Hyosung)于2021合作建設了亞洲最大的液化氫氣廠,為交通行業提供氫氣。 澳大利亞:創建氫能樞紐 澳大利亞蘊含豐富的煤炭、天然氣等化石能源資源,可用于制取充足的氫氣;澳大利亞擁有完善的煤炭產業鏈及完善的天然氣生產、液化、儲運等基礎設施及專業技術支持,可以在氫能產業鏈各環節發揮作用。澳大利亞政府高度重視氫能發展,總體氫能戰略是大力發展清潔、創新、安全和有競爭力的氫能源產業,以新能源制氫、氫發電、氫出口作為重要策略,有潛力成為全球最大的氫氣生產國之一。 澳大利亞于2019年11月發布《國家氫能戰略》,確立了發展目標和具體行動,探索了清潔制氫的潛力,概述了快速擴大規模的計劃,并詳細說明了政府、行業和社區所需的協調行動,致力于消除氫能行業發展的障礙。作為該計劃的一部分,政府已投資超過13億澳元以加快國內氫產業的增長。該戰略還強調了氫出口帶來的重大機遇,政府正在通過與新加坡、德國、日本、韓國及英國發展國際伙伴關系來促進氫出口。 澳大利亞戰略的一個關鍵要素將是創建氫能樞紐—大規模氫氣需求的集群。這些設施可能在港口、城市或偏遠地區,將為該行業提供擴大規模的跳板。氫能樞紐將使基礎設施的發展更具成本效益,從規模經濟中提高效率,加速創新,并從部門耦合中實現協同效應。在運輸、工業和天然氣分銷網絡中使用氫,并將氫技術以提高可靠性的方式整合到電力系統中。在促進國內需求的同時,還將支撐澳大利亞的出口能力,使澳大利亞成為全球領先的氫參與者。 目前,澳大利亞的氫氣需求量還非常小,幾乎全部用于煉油和氨生產,此外,國內需求的增長也很有限。然而,該國在廉價生產低碳氫氣方面有巨大的潛力。認識到這一機遇,政府投資了7個氫氣中心,集中用戶,從而將基礎設施成本降至最低。 澳大利亞利用可再生能源生產氫氣的潛力巨大。目前,9個容量大于1吉瓦的項目正在開發中,其中包括一些世界上規模最大的項目:西部綠色能源中心(相當于20吉瓦的電解容量)、亞洲可再生能源中心(14吉瓦)、HyEnergy零碳氫(8吉瓦)及Murchison項目(5吉瓦)。如果所有正在開發的項目都成功部署,到2030年,澳大利亞的電解氫產能將達到近20吉瓦,其中大部分將以氫氣和氨的形式出口。 新西蘭:路線圖勾勒“成為氫生產的領導者”愿景 為應對氣候變化和向綠色經濟轉型,新西蘭政府確立了國家目標:一是到2030年,溫室氣體排放量比2005年的水平減少30%;二是到2035年,100%電力供應來自可再生電力;三是到2050年實現零排放。新西蘭的氫愿景是利用氫的機會,為新西蘭創造一個可持續的、有彈性的能源未來。 新西蘭于2019年3月宣布了《塔拉納基氫氣路線圖》。這份路線圖是由開發機構“投資塔拉納基”、新普利
    05-17

    氫氣的輸運情況與經濟性分析

    當前氫能產業已經進入快速發展階段。2021年,全球氫氣產量約為每年7000萬噸。中國是世界上最大的氫氣生產國,每年產量2200萬噸,約占世界產量的三分之一。但由于氫氣體積能量密度極低且液化困難,其運輸成本遠遠超過石油及天然氣等傳統燃料,達到交貨成本的6%左右。而且隨著規模經濟與技術進步導致的制氫成本下降,運輸成本的比重還會不斷增加。 氫氣的輸運包括工業鋼瓶、集裝格、長管拖車、氣體管道、液態氫氣、有機液體、儲氫合金等方法。單個工業氫氣鋼瓶的容積為40L,壓力為15MPa,儲氫為0.5kg。集裝格由9~20個氫氣鋼瓶組成,儲氫3~10kg,主要是實驗室規模的氫氣輸運。100kg以上的氫氣輸運方法主要是長管拖車、氣體管道、液態氫氣。幾種氫氣運輸方式對比如下圖所示。 在陸地上進行大量氫氣輸送時, 氣體管道輸送很有效。一般的氫氣集裝格和長管拖車中都有連接鋼瓶的氣體管道, 在陸地上能夠鋪設大規模、長距離而且高壓的氫氣管道進行氫氣輸送。管道運輸是具有發展潛力的低成本運氫方式。低壓管道適合大規模、長距離的運氫。由于氫氣在低壓狀態(工作壓力1~4MPa)下運輸, 因此相比高壓鋼瓶輸氫能耗更低, 但管道建設的初始投資較大。 有機液體以及氨氣輸運氫氣也是正在開發的氫氣儲運方法,尤其是在長距離、大規模的氫氣輸送方面具有一定優勢,但是雜質氣體含量高,高純氫氣使用時需要重新純化。固態合金輸氫純度高、安全性好, 但是輸運能耗高、成本高,適合人口密集的區域以及短距離的氫氣輸運。長管拖車輸運氫氣成本隨距離的增加顯著, 適合300km以內的輸氫, 距離超過300km時, 液氫和管道輸氫更合適, 輸氫量越大, 這種趨勢越明顯。三種主要輸氫方式價格與距離的變化如下圖所示。 目前我國氫氣的輸運幾乎都依賴長管拖車, 滿足不了大規模氫氣使用和氫能源產業的發展,管道輸氫和液態輸氫技術亟待提高。 氫氣的管道輸運 歐洲和美洲是世界上最早發展氫氣管網的地區, 已有70年歷史, 在管道輸氫方面已經有了很大規模, 如美國Praxair公司的分公司林德管道公司在得克薩斯州蒙特貝爾維尤至阿瑟港和奧蘭治之間鋪設了113km的氫氣輸送管道, 耗資3000萬美金。林德管道公司每天能夠輸送283萬Nm3以上的氫氣, 氫氣純度為99.99%。管道埋設深度最淺處不小于1.22m, 管道設計強度和水壓試驗強度分別為管道最大運行壓力的2和1.9倍。美國加州托蘭斯(Torrance)的加氫站也在同區域內鋪設氫氣管道, 直接給用戶供氫。 法國Air Liquid公司在法國、比利時、荷蘭的國界附近鋪設了830km的氫氣管道, 德國在北萊茵-威斯特法倫州鋪設了240km的氫氣管道,壓力為5MPa, 給用戶供氫。這些氫氣管道主要為工業所用,也有直接與加氫站相連的氫氣管道。德國Frankfurt加氫站與氯堿電解工廠的副產品氫氣源相鄰, 兩者之間鋪設了1.7km的氫氣管道, 氫氣壓力為90MPa, 可以免去壓縮機直接供氫。 根據美國太平洋西北國家實驗室(Pacific Northwest National Laboratory,PNNL)在2016年的統計數據,全球共有4542km的氫氣管道,其中美國有2608km的輸氫管道,歐洲有1598km的輸氫管道。 我國氫氣管網發展不足,輸氫管道主要分布在環渤海灣、長江三角洲等地,氫氣管網布局有較大的提升空間。 管道氫氣運輸的成本主要包括管道建設費用折舊與攤銷、直接運行維護費用(材料費、維修費、輸氣損耗、職工薪酬等)、管理費及氫氣壓縮成本等。如果對管道輸氫的成本做一筆運算,以“濟源-洛陽”項目為例,“濟源-洛陽”項目輸氣管道全長25km,設計壓力4.0Mpa,管道規格DN500mm,輸氣能力為10.04萬噸/年,配套建設2座站場,項目總投資1.5429億元。采用φ508mm管道,建設成本為616萬/km,管道使用壽命20年。運行期間維護成本及管理費用按建設成本的8%計算。據統計氫氣管道在滿載輸送過程中損耗為1252kg/km年。成本計算數據如下表所示 管道輸送的年運輸能力取決于設計能力,而與運輸距離基本無關。按照φ502mm的管道計算,年輸送能力為10.04萬噸。假設輸送距離為Xkm,則滿負荷運行下年總輸送成本為:TC=(308000+24640)*X+10.04*10000000*0.42+13897*X元。單位運輸成本測算如下: 可以發現,管道運輸的噸公里成本受運能利用率的顯著影響,隨著運能利用率的下降單位運輸成本大幅度提升,在利用率提升到40%以上之后運輸成本的變化幅度減緩。 隨著氫能產業的快速發展,日益增加的氫氣需求量將推動我國氫氣管網建設。國內氫氣管網建設正在提速,根據《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書(2016)》所制定的氫能產業基礎設施發展路線,2030年,我國燃料電池汽車將達200萬輛,同時將建成3000km以上的氫氣長輸管道。該目標將有效推進我國氫氣管道建設。 利用現有成熟的天然氣管網、CNG(compressednatural gas)和天然氣加氣站等設施, 可新建或在現有站址基礎上改擴建制氫加氫一體化站。通過站內制氫加氫,減少了氫氣運輸環節, 降低了氫氣制儲運的成本。該技術可將氫氣槍出口處的價格降低,氫燃料汽車的用氫成本與汽柴油車的用車成本相當, 且更環保,符合未來能源的趨勢。 液氫儲運 液態氫氣是一種深冷的氫氣儲存技術。將氫氣經過壓縮后,深冷到21K以下變為液氫,然后儲存到特制的絕熱真空容器中。常溫、常壓下,液氫的密度為氣態氫的845倍,液氫的體積能量密度比壓縮貯存高好幾倍,這樣,同一體積的儲氫容器,其儲氫質量大幅度提高。但是,由于氫具有質輕的特點,在作為燃料使用時,相同體積的液氫與汽油相比,含能量少。這意味著將來若以液氫完全替代汽油,則在行駛相同里程時,液氫儲罐的體積要比現有油箱大得多(約3倍)。 理想狀態下,氫氣液化耗能為3.92kWh/kg。目前的氫氣液化主要是通過液氮冷卻和壓縮氫氣膨脹實現, 耗能為13~15kWh/kg, 幾乎是氫氣燃燒所產生低熱值 (產物為水蒸氣時的燃燒熱值,33.3kWh/kg)的一半,而氮氣的液化耗能僅為0.207kWh/kg,因此降低氫氣液化耗能至關重要。不同氫液化方法的能耗如上圖所示。 美洲是全球最大、最成熟的液氫生產和應用地域, 美國本土已有15座以上的液氫工廠,液氫產能占全球80%以上,達到375t/d,加拿大80t/d的液氫產能也為美國所用。美國的液氫工廠全部是5t/d以上的中大規模,并以10~30t/d以上占據主流。 近年,美國普萊克斯公司、美國空氣化工產品有限公司、法國液化空氣集團在美國相繼新建的液氫工廠規模都在30t/d及以上,預計2021年美國液氫產能將突破500t/d。因此,其生產液氫的能耗和成本都比較低。歐洲4座液氫工廠的液氫產能為24 t/d;亞洲有16座液氫工廠,總產能為38.3t/d,其中日本占了2/3。 中國起步較晚, 與國外存在較大的差距。中國液氫工廠有陜西興平、海南文昌、中國航天科技集團有限公司第六研究院第101研究所和西昌衛星發射中心等,主要服務于航天發射,總產能僅有4t/d, 最大的海南文昌液氫工廠產能也僅2t/d。目前,中國民用液氫市場基本空白。根據科技部2020年“可再生能源與氫能技術”國家重點研發計劃項目申報指南, 中國亟須研制液化能力≥5t/d且氫氣液化能耗≤13kWh/(kg LH2)的單套裝備, 指標與國外主流大型氫液化裝置性能基本一致,以期盡快縮短我國產品成本、質量和制造水平與世界發達國家的差距。 目前,高昂的成本是氫氣液態儲運的主要障礙,除了低溫液態儲運外,液氨儲氫或有機液態儲氫也是潛在的方案,部分液化氫儲運的成本預測如上圖所示,到2030年,合成液氨氫儲運終端總成本為4.4美元/kg,低溫液化氫儲運終端總成本為3.9美元/kg。通過液氨、烯烴、炔烴或芳香烴等儲氫劑和氫氣產生可逆反應實現加氫和脫氫,能耗相對較低,但工藝與裝置較為復雜,目前基本沒有實現產業化應用。
    05-13

    氫能:構建現代能源體系新密碼

    氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源,能幫助可再生能源大規模消納,實現電網大規模調峰和跨季節、跨地域儲能,加速推進工業、建筑、交通等領域的低碳化。我國具有良好的制氫基礎與大規模的應用市場,發展氫能優勢顯著。加快氫能產業發展是助力我國實現碳達峰碳中和目標的重要路徑。今年3月,國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》。氫能的開發與利用正在引發一場深刻的能源革命,氫能成為破解能源危機,構建清潔低碳、安全高效現代能源體系的新密碼。 能源危機開啟了氫能開發和利用的探索之路 氫能作為一種替代能源進入人們的視野還要追溯到20世紀70年代。其時,中東戰爭引發了全球的石油危機,美國為了擺脫對進口石油的依賴,首次提出“氫經濟”概念,認為未來氫氣能夠取代石油成為支撐全球交通的主要能源。1960年至2000年,作為氫能利用重要工具的燃料電池獲得飛速發展,在航天航空、發電以及交通領域的應用實踐充分證明了氫能作為二次能源的可行性。氫能產業在2010年前后進入低潮期。但2014年豐田公司“未來”燃料電池汽車的發布引發了又一次氫能熱潮。隨后,多國先后發布了氫能發展戰略路線,主要圍繞發電及交通領域推動氫能及燃料電池產業發展;歐盟于2020年發布了《歐盟氫能戰略》,旨在推動氫能在工業、交通、發電等全領域應用;2020年美國發布《氫能計劃發展規劃》,制定多項關鍵技術經濟指標,期望成為氫能產業鏈中的市場領導者。至此,占全球經濟總量75%的國家均已推出氫能發展政策,積極推動氫能發展。 我國氫能產業和發達國家相比仍處于發展初級階段。近年來,我國對氫能行業的重視不斷提高。2019年3月,氫能首次被寫入《政府工作報告》,在公共領域加快充電、加氫等設施建設;2020年4月,《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》擬將氫能列入能源范疇;2020年9月,財政部、工業和信息化部等五部門聯合開展燃料電池汽車示范應用,對符合條件的城市群開展燃料電池汽車關鍵核心技術產業化攻關和示范應用給予獎勵;2021年10月,中共中央、國務院印發《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》,統籌推進氫能“制—儲—輸—用”全鏈條發展;2022年3月,國家發展和改革委員會發布《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》,氫能被確定為未來國家能源體系的重要組成部分和用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體,氫能產業被確定為戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。 近年來,我國氫能產業發展迅速,基本涵蓋了氫氣制—儲—輸—用全鏈條。 氫能產業鏈的上游為制氫,我國是世界第一產氫大國,氫氣產能約3300萬噸。根據制取過程的碳排放強度,氫被分為“灰氫”“藍氫”和“綠氫”?;覛涫侵竿ㄟ^化石燃料燃燒產生的氫氣,在生產過程中會有大量二氧化碳排放;藍氫是在灰氫的基礎上,應用碳捕集和封存技術,實現低碳制氫;綠氫是通過太陽能、風力等可再生能源發電進行電解水制氫,在制氫過程中沒有碳排放。目前,我國氫氣制取以煤制氫方式為主,占比約80%。未來,隨著可再生能源發電成本持續降低,綠氫占比將逐年上升,預計2050年將達到70%。 氫能產業鏈的中游是氫儲運,高壓氣態儲運技術已商業化,是最為廣泛的氫能儲運方式。長管拖車運輸靈活性高,適用于短距離、小體量輸氫;液氫存儲和固態儲氫無需壓力容器,運輸便捷,是未來實現大規模氫能儲運的方向。 氫能產業鏈下游為氫的綜合應用,氫氣作為一種工業原料可廣泛應用于石油、化工、冶金、電子、醫療等領域,此外,氫氣還可通過氫燃料電池或氫內燃機轉化為電能和熱能,可覆蓋社會生產生活的方方面面。到2060年,我國氫能需求預計達1.3億噸,其中工業需求占主導地位,占比約60%,交通運輸領域將逐年擴大規模達到31%。 氫能的開發與利用正在引發一場深刻的能源革命 氫能在交通、工業、建筑和電力等諸多領域均有廣闊應用前景。 在交通領域,公路長途運輸、鐵路、航空及航運將氫能視為減少碳排放的重要燃料之一?,F階段我國主要以氫燃料電池客車和重卡為主,數量超過6000輛。在相應配套基礎設施方面,我國已累計建成加氫站超過250座,約占全球數量的40%,居世界第一。根據北京冬奧組委公布的數據,本屆冬奧會示范運行超1000輛氫燃料電池汽車,并配備30余個加氫站,是全球最大規模的一次燃料電池汽車示范應用。 目前我國氫能應用占比最大的領域是工業領域。氫能除了具有能源燃料屬性外,還是重要的工業原料。氫氣可代替焦炭和天然氣作為還原劑,可以消除煉鐵和煉鋼過程中的絕大部分碳排放。利用可再生能源電力電解水制氫,然后合成氨、甲醇等化工產品,有利于化工領域大幅度降碳減排。 氫能與建筑融合,是近年興起的一種綠色建筑新理念。建筑領域需要消耗大量的電能和熱能,已與交通領域、工業領域并列為我國三大“耗能大戶”。利用氫燃料電池純發電效率僅約為50%,而通過熱電聯產方式的綜合效率可達85%——氫燃料電池在為建筑發電的同時,余熱可回收用于供暖和熱水。在氫氣運輸至建筑終端方面,可借助較為完善的家庭天然氣管網,以小于20%的比例將氫氣摻入天然氣,并運輸至千家萬戶。據估計,2050年全球10%的建筑供熱和8%的建筑供能將由氫氣提供,每年可減排7億噸二氧化碳。 在電力領域,因可再生能源具有不穩定性,通過電—氫—電的轉化方式,氫能可成為一種新型的儲能形式。在用電低谷期,利用富余的可再生能源電力電解水制取氫氣,并以高壓氣態、低溫液態、有機液態或固態材料等形式儲存下來;在用電高峰期,再將儲存的氫通過燃料電池或氫氣透平裝置進行發電,并入公共電網。而氫儲能的存儲規模更大,可達百萬千瓦級,存儲時間更長,可根據太陽能、風能、水資源等產出差異實現季節性存儲。2019年8月,我國首個兆瓦級氫儲能項目在安徽六安落地,并于2022年成功實現并網發電。 同時,電氫耦合,也將在我國構建現代能源體系中發揮重要作用。 從清潔低碳角度看,大規模電氣化是我國多個領域實現降碳的有力抓手,例如交通領域的電動汽車替代燃油汽車,建筑領域的電采暖取代傳統鍋爐采暖等。然而,仍有部分行業是難以通過直接電氣化實現降碳的,最為困難的行業包括鋼鐵、化工、公路運輸、航運和航空等。氫能具有能源燃料和工業原料雙重屬性,可以在上述難以深度脫碳的領域發揮重要作用。 從安全高效角度看,首先,氫能可以促進更高份額的可再生能源發展,有效減少我國對油氣的進口依存度;其次,氫能可以進行化學儲能和運輸,實現能源的時空轉移,促進我國能源供應和消費的區域平衡;此外,隨著可再生能源電力成本的降低,綠色電能和綠色氫能的經濟性將得到提升,被大眾廣泛接納和使用;氫能與電能作為能源樞紐,更容易耦合熱能、冷能、燃料等多種能源,共同建立互聯互通的現代能源網絡,形成極具韌性的能源供應體系,提高能源供應體系的效率、經濟性和安全性。 我國氫能產業發展依然面臨挑戰 低成本低排放綠氫制取是氫能產業面臨的重要挑戰之一。在不新增碳排放的前提下,解決氫的來源問題是氫能產業發展的前提?;茉粗茪浜凸I副產制氫工藝成熟、成本較低,短期仍將是主要氫源。但化石能源儲量有限,且制氫過程仍存在碳排放問題;工業副產制氫產量有限且供應輻射路程短。 長遠來看,電解水制氫易與可再生能源結合,規模潛力更大,更加清潔可持續,是最有潛力的綠氫供應方式。目前我國堿性電解技術已與國際水平相接近,是目前商用電解領域的主流技術,但未來降本空間有限。質子交換膜電解水制氫目前成本較高,關鍵裝置的國產化程度正在逐年提升。固體氧化物電解在國際接近商業化,但國內仍處于追趕階段。 我國氫能產業鏈供應體系尚不完備,距離大規模商業化應用還有差距。我國已建成加氫站200余座,且以35MPa氣態加氫站為主,儲氫量更大的70MPa高壓氣態加氫站占比小。液氫加氫站、制氫加氫一體站的建設和運營經驗不足?,F階段氫的運輸主要以高壓氣態長管拖車運輸為主,管道運輸仍為短板弱項。目前共有氫氣管道里程約400公里,在用管道僅100公里左右。管道運輸還面臨管材易發生氫脆現象造成氫氣逃逸,未來仍需進一步提升管道材料的化學性能和力學性能。液態儲氫技術和金屬氫化物儲氫技術等取得了較大進步,但儲氫密度、安全性和成本之間的平衡關系尚未解決,離大規模商業化應用還有一定差距。 專門政策體系和多部門多領域協調合作機制尚不完善?!稓淠墚a業發展中長期規劃(2021—2035年)》是首個國家層面的氫能發展規劃,但專項規劃以及政策體系仍需完善,未來需要進一步明確產業發展方向、目標和重點。氫能產業鏈涉及多種技術和行業領域,目前還存在跨領域協作不足,跨部門協調機制不夠完善等問題。比如,加氫站建設需要資金、技術、基建以及?;饭苤频榷嗖块T協作,目前存在主管部門不明確,審批難度較大,氫氣屬性仍僅為?;返葐栴},對產業發展形成較大制約。 我們認為,技術、平臺和人才是支持我國氫能產業發展的生長點。首先,要持續提升關鍵核心技術水平。技術創新是氫能產業發展的核心。未來,我國將持續推進綠色低碳氫能制取、儲存、運輸和應用等各環節關鍵核心技術研發。加快推進質子交換膜燃料電池技術創新,開發關鍵材料,提高主要性能指標和批量化生產能力,持續提升燃料電池可靠性、穩定性、耐久性。著力推進核心零部件以及關鍵裝備研發制造。加快提高可再生能源制氫轉化效率和單臺裝置制氫規模,突破氫能基礎設施環節關鍵核心技術。持續開展氫能安全基礎規律研究。持續推動氫能先進技術、關鍵設備、重大產品示范應用和產業化發展,構建氫能產業高質量發展技術體系。 其次,要著力打造產業創新支撐平臺。氫能產業的發展需聚焦重點領域和關鍵環節,構建多層次、多元化創新平臺。支持高校、科研院所、企業加快建設重點實驗室、前沿交叉研究平臺,開展氫能應用基礎研究和前沿技術研究。2022年年初,國家發展和改革委員會、教育部發布了《關于華北電力大學國家儲能技術產教融合創新平臺項目可行性研究報告的批復》,華北電力大學國家儲能技術產教融合創新平臺項目正式獲批,成為首批“掛帥”高校。隨后,華北電力大學氫能技術創新中心正式成立。創新平臺和創新中心重點圍繞電化學儲能、氫能及其在電網中的應用技術等領域開展技術攻關,積極推動國家氫能產業的發展。 再次,要推動建設氫能專業人才隊伍。氫能產業技術水平及規模不斷取得突破,然而氫能產業正面臨人才隊伍的較大缺口,特別是高層次創新性人才嚴重缺乏。日前,華北電力大學申報的“氫能科學與工程”專業被正式列入普通高等學校本科專業目錄,“氫能科學與工程”學科被列入新型交叉學科。該學科將以動力工程及工程熱物理、化學工程等學科為牽引,有機融合制氫、氫儲運、氫安全、氫動力等多個氫能模塊課程,開展全方位跨學科基礎及應用研究,將為實現我國能源結構安全轉型,以及我國氫能行業和能源事業的發展提供有利的人才支撐。
    05-09

    我國氫能產業發展步入快車道 加氫站數量位居世界第一

    不久前,我國首個氫能產業中長期發展規劃——《氫能產業發展中長期規劃(2021~2035年)》發布,進一步明確了氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。 國家能源局相關負責人近日表示,我國在氫能加注方面獲得新突破,加氫站數量位居世界第一。 今年以來,各省市加快推進氫能項目的落地,全國20多個省份已發布氫能規劃和指導意見共計200余份。目前在建和籌建的風光制氫項目超過了40個。 國家發展和改革委員會創新和高技術發展司副司長 王翔:中國是世界上最大的制氫國,2021年氫能產量超過了3300萬噸,據有關市場機構統計,中國氫能相關企業的數量超過了2000家,近5年新增企業注冊數量快速增長。 目前,除了傳統化工、鋼鐵等工業領域,氫能已在交通、能源、建筑等其他領域穩步推進試點應用。在交通領域,我國現階段以客車和重卡為主,正在運營的以氫燃料電池為動力的車輛數量超過6000輛,約占全球運營總量的12%,已成為全球最大的氫燃料電池商用車生產和應用市場。 國家能源局能源節約和科技裝備司副司長 劉亞芳:在氫能加注方面,累計建成加氫站超過250座,約占全球總數的40%,加氫站數量居于世界第一,35兆帕智能快速加氫機和70兆帕一體式移動加氫站技術獲得突破。 新聞鏈接:氫能是什么? 提起氫能,您最先想到的是什么,是小時候玩的氫氣球?還是燃料電池呢?接下來,我們就通過一個短片,來了解一下氫能。 氫和氧反應產生的化學能就是氫能。氫在地球上主要以化合態的形式出現,是宇宙中分布最廣泛的物質,由于氫氣必須從水、化石燃料等含氫物質中制得,因此是二次能源。 根據氫能的形成過程,我們一般將氫能分為灰氫、藍氫與綠氫?;覛渲饕峭ㄟ^煤炭、天然氣等化石燃料燃燒產生的氫氣,在生產過程中會有二氧化碳等排放。目前,市面上絕大多數氫氣是灰氫,約占當今全球氫氣產量的95%。藍氫,是指采用了碳捕集措施的化石能源制得的氫氣,碳排放強度大幅度降低。綠氫,則是指利用可再生能源分解水得到的氫氣。 電力規劃設計總院院長助理 劉世宇:(氫能)具備天然的與風電光伏新能源發展進行耦合的這樣天生的優勢,把氫的產業鏈健全起來,使它的經濟性、技術性達到工程應用、商業化應用的階段,無疑就為我國新能源的發展創造了巨大的空間。 我國加速氫能產業布局 獲多個突破性進展 考慮到氫能源的獨特優勢,近年來,我國加速發展氫能產業。在氫能制備、儲運、基礎設施建設等方面已取得多個突破性進展。 目前,長三角、粵港澳大灣區、環渤海三大區域氫能產業呈現集群化發展態勢。在氫能的技術創新、在電解水制氫裝置,儲運設備和燃料電池方面,我國已掌握了一批先進技術,高端裝備在逐步推向市場。在氫能制備方面,可再生能源制氫項目在華北和西北等地積極推進,電解水制氫成本穩中有降。 中國國際經濟交流中心能源政策研究部負責人 景春梅:我們在可再生能源制氫功能綠氫的供應上在全球有比較突出的優勢,基本具備了氫能產業鏈的健全的產業鏈,我們在應用方面有全球最大的潛在的市場,那么如果技術成熟以后,可以在市場上進行布局利用,很快能夠降低節能應用的成本。 正是看到氫能產業未來的發展前景,目前,超過三分之一的中央企業已經在布局包括制氫、儲氫、加氫、用氫等全產業鏈,加速突破氫能全產業鏈關鍵材料及核心技術設備瓶頸。 中國海油近日發布消息,位于廣東惠州的我國首套采用E-Gas技術煤制氫聯合裝置,已連續平穩運行超260天,累計生產氫氣超5萬噸。 中海煉化惠州石化煤制氫部副經理 周建欣:目前全球僅有兩套在運行的E-Gas煤制氫聯合裝置,與傳統天然氣制氫工藝相比,可以降低成本20%~25%。 記者在國家電投氫燃料電池生產線看到,我國自主研發的質子交換膜、膜電極組件等核心部件都用到了大功率氫燃料電池電堆中。隨著國內首條全自主可控質子交換膜生產線的投產,打破國外產品長期壟斷的同時大幅降低國內的制氫成本。 ? 國家電投集團氫能科技發展有限公司總經理 張銀廣:質子交換膜,我們2017年那時候買的時候最貴的時候1萬塊錢1平方米。我們質子交換膜30萬平方米產線的投產,國外進口的價格也大幅下降?,F在基本上1000塊錢左右,自主技術的突破對整個產業鏈的成本下降也是幫助很大的。 此外,全球在建的最大光伏綠氫生產項目——中國石化新疆庫車綠氫示范項目已啟動建設,投產后年產綠氫可達2萬噸。國家管網集團積極探索氫氣儲運業務,已開展在役天然氣管道摻氫輸送試點示范項目。 加強頂層設計 推動氫能產業有序發展 新出臺的《氫能產業發展中長期規劃(2021~2035年)》強調,要積極發揮規劃引導和政策激勵作用,推動地方結合自身基礎條件理性布局氫能產業,實現產業健康有序和集聚發展。 電力規劃設計總院院長助理 劉世宇:對氫能不能局限于一窩蜂式造車,近年來國內對氫能發展的注意力幾乎都集中在交通領域,新能源汽車領域,氫能在農業、工業和第三產業都有非常廣泛的應用前景,我國需要用更寬的視野,更全面地挖掘它的潛力和價值。 專家表示,我國不同區域資源能源稟賦、產業基礎等差異大,各地區應從各自資源稟賦、產業基礎、市場空間及地方財力等多方面系統謀劃,理性布局,避免跟風盲從。 中國石油大學(北京)教授 王震:它現在還是初級階段,應該說成本還是比較高的。所以還是要發揮各個區域的優勢,發揮各個企業的優勢。它會適當有一些重復,但是防止大規模重復。 目前氫能產業鏈上部分核心關鍵技術、關鍵材料和裝備制造等尚未實現自主可控,應通過產業發展聯盟、國家級創新平臺等機制,依托產業鏈龍頭企業打造攻關聯合體,全面提升基礎研究、前沿技術和原始創新能力,盡快突破關鍵核心技術,加快國產化進程。 國家能源局能源節約和科技裝備司副司長 劉亞芳:積極引導氫能產業健康有序發展,在能源法征求意見稿中,提出將氫能納入能源體系管理,以法的名義明確氫的能源屬性,為社會參與氫能發展建立穩定預期。 國家發展和改革委員會創新和高技術發展司副司長 王翔:圍繞氫能的規范管理,氫能基礎設施建設運營管理,關鍵核心技術裝備創新,氫能產業多元應用試點示范還有國家標準體系建設,來制訂和完善相關的政策和規定。
    05-07

    英國:新型鐵基催化劑或讓氫燃料電池成本大降

    帝國理工學院(Imperial College London)的研究人員已經開發出一種新的氫燃料電池,使用鐵代替稀有而昂貴的鉑,使這項技術得到更大的應用。 氫燃料電池將氫轉化為電力,而副產品只有水蒸氣,這使它們成為一種吸引人的綠色便攜電力替代品,尤其是汽車。然而,主要組件之一的成本高昂阻礙了它的廣泛采用。這種燃料電池依靠一種由鉑制成的催化劑,這種催化劑既昂貴又稀有,它可以幫助產生能量反應。 現在,一個由倫敦帝國理工學院的研究人員領導的歐洲團隊只使用鐵、碳和氮(這些廉價且容易獲得的材料)創造了一種催化劑,并表明它可以用于在高功率下運行燃料電池。他們的研究結果已于近期發表在了《自然催化》(Nature Catalysis)雜志上。 帝國理工學院化學系首席研究員Anthony Kucernak教授說,“目前,用于催化劑的鉑約占單個燃料電池成本的60%。為了讓燃料電池成為化石燃料驅動汽車的真正可行替代品,我們需要降低成本?!? “我們更便宜的催化劑設計應該會讓這成為現實,并允許部署更多使用氫作為燃料的可再生能源系統,最終減少溫室氣體排放,讓世界走上凈零排放的道路?!彼a充說。 該團隊的創新是生產一種催化劑,其中所有的鐵都以單個原子的形式分散在一個導電的碳基體中。單原子鐵的化學性質與大塊鐵不同,大塊鐵的所有原子都聚集在一起,單原子鐵更容易產生反應。 這些特性意味著鐵可以促進燃料電池所需的反應,成為鉑的良好替代品。在實驗室測試中,該團隊表明,單原子鐵催化劑的性能接近于真正的燃料電池系統中的鉑基催化劑。 除了為燃料電池生產一種更便宜的催化劑外,該團隊開發創造的方法還可以適用于其他工藝的催化劑,如使用大氣中的氧氣作為反應物而不是昂貴的化學氧化劑進行化學反應,以及應用于利用空氣去除有害污染物的廢水處理中。 論文第一作者、帝國理工化學系的Asad Mehmood博士說,“我們已經開發了一種新的方法來制造一系列‘單原子’催化劑,這為一系列新的化學和電化學過程提供了機會。具體來說,我們使用了一種獨特的合成方法,稱為金屬轉化,以避免在合成過程中形成鐵團簇。這個過程應該對其他想要制備類似催化劑的科學家有益?!? 據悉,該團隊已與英國燃料電池催化劑制造商Johnson Matthey合作,在適當的系統中測試催化劑,并希望擴大他們的新催化劑的規模,以便它可以用于商業燃料電池。與此同時,他們正在努力提高催化劑的穩定性,使其在耐久性和性能上與鉑媲美。
    04-27

    2022一季度氫能政策數量超200項

    氫能是政策驅動型產業,政策的變化趨勢反映產業的變化趨勢。今年一季度,國內氫能產業在政策層面出現了兩個關鍵變化,一是在國內“雙碳”“1+N”體系確立、示范城市群項目落地后,國內氫能產業政策井噴,一季度相關數量達到214項,超過了2021年政策數量的50%,二是國家氫能產業專項規劃出臺,氫能產業正式擁有了“身份證”。從政策的數量和質量而言,一季度的政策都達到了一個高峰。 從政策的發展趨勢可以看出,氫能產業已經來到發展的關鍵節點,從國家到地方,各級政府充分認可了氫能產業的發展前景,同時認為氫能產業已經到達通過政策扶持跨過產業發展鴻溝的關鍵時間節點。 一季度政策特點如下: 1、國家專項政策出臺,產業地位確立。經歷了長久的等待后,國家氫能產業專項規劃終于出臺。根據規劃,未來國內還將打造氫能產業發展“1+N”政策體系。氫能產業真正意義上得到了國家的認可。 2、政策數量井噴,滲透加速。盡管國家專項政策在3月底才出臺,但一季度國內氫能產業相關政策已經超過200項,超過了去年全年的一半!同時氫能專項政策占比較少,更多以滲透的形式進入能源、教育、交通、工業等各個領域。 3、產業標準成為政策發展重點。隨著氫能逐漸進入產業化階段,標準的重要性進一步凸顯,在多項國家政策和大量地方發展規劃中被重點強調。以深圳為例,產業標準的制定被列為深圳氫能政策的重中之重。 4、地方政府大規模推出補貼計劃。各地政策在2019年后再次大規模出臺氫能財政扶持政策細則,顯示地方政府認為氫能產業已經來到需要資質扶持助推發展的關鍵時期。 ? ? 一 國家政策情況:氫能“1+N”體系確立 1、氫能“1+N”體系明確,政策加速滲透。如圖表1所示,今年一季度,國家層面共出臺氫能產業相關政策達18項,去年全年約為30項,已經超過去年的一半。一方面,《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》的提出,則是確立了氫能產業“1+N”的“1”,產業意義重大。另一方面,18項政策中大部分來自能源、工業、汽車、標準等相關領域,顯示氫能作為“雙碳”“1+N”的N,正在加快對各個產業的滲透。 二 地方政策情況:政策井噴 1、地方政策井噴,“十四五”規劃為主。一季度各地方政府出臺氫能產業相關政策近200項,平均每天出臺兩項!在各地方政策中,氫能專項政策仍然較少,延續了以2021年十四五規劃為主的基本情況,具體見圖表2。 這與國家氫能專項規劃出臺較晚、“雙碳”承擔氫能頂層設計有關,各地方更多地將氫能作為前沿產業和其他產業的轉型升級和減排的輔助。隨著國家專項政策和應用場景的拓展,后續氫能專項政策的出臺有望加速。 2、示范地區政策密集發布,多地爭入城市群。從地區分布看,浙江再次登頂一季度政策發行數,廣東、內蒙古和河南緊隨其后,四省份整體相差不大,處于第一梯隊。 其中河南出現了較為明顯的補政策情況,在12月正式進入城市群后,河南在1、2月出臺了大量的相關規劃。情況類似的河北則相反,這是由于河北氫能產業政策較為豐富,2021年政策數量就在各省中排第二。此外,張家口和保定等地區隸屬京津冀城市群,相關規劃出臺的較早。排第5的山西則以十四五規劃文件的形式出臺氫能產業政策。 此外,一季度多個地區提出申報燃料電池汽車示范城市群,包括黑龍江、廣西、四川、湖北、重慶等。 5、城市群地區發力政策,非城市群地區積極申報。示范城市群項目將在今年啟動,城市群地區大規模出臺相關政策,從各個方面形成完整的政策體系。黑龍江、廣西、四川、湖北、重慶等地區均將燃料電池汽車示范城市群納入規劃。
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