日本氢能技术发展现状

贾 光

(中国石化青岛安全工程研究院，山东青岛 266071)

1 能源战略计划

“能源战略计划”[1]由日本政府(GOJ)制定，旨在向公众展示日本能源政策基本法案下的日本能源政策的方向，指出了加速实现氢能社会的以下5项措施：

a)推广使用家用燃料电池系统。目标是2020年达到140万套，2030年达到530万套。

b)加速创造有利于燃料电池汽车市场的环境。通过监管改革和支持措施，大力推广建设加氢站(主要是四大都市区)。

c)实现氢气发电等新技术，全面利用氢气。不仅要发展家用燃料电池系统和燃料电池，还要扩大氢发电。

d)促进氢生产、储存和运输技术的发展，以稳定氢气供应。通过使用工业过程产生的副产物氢气或通过重整天然气/石脑油供应氢气能够满足现阶段的要求，但为了全面利用氢，还需要开发其他工艺并进行商业化。

e)制定路线图以实现氢能社会，包括与生产、运输、储存和使用氢气有关的各个关键环节。如使用先进技术大规模储存和长途运输氢气、燃料电池系统、氢能发电等。

2 氢和燃料电池战略路线图及意义

日本经济产业省于2013年12月成立了“氢和燃料电池战略委员会”，该委员会通过与工业界、学术界和政府的合作来研究未来氢能利用的理想方法。2014年6月23日，“氢和燃料电池战略委员会”编制了氢和燃料电池战略路线图[2]，其中包含了实现氢能社会应采取的措施。

2.1 实现“氢能社会”的3个阶段

第1阶段，氢气使用的大幅扩张。大幅扩大家用燃料电池系统和燃料电池汽车的使用，占据氢和家用燃料电池系统全球市场的领先地位。为提高氢能认可度，东京都政府决定，2020年奥运会和残奥会的运动员村将被建成一个“氢镇”，在那里电力和热水将通过氢能源供应。

第2阶段，全面引入氢能发电/建立大规模供氢系统。进一步扩大对氢的需求，同时扩大氢源的范围，从而建立新的二次能源结构，使氢气成为与电和热(气)并列的二次能源。

第3阶段，通过改进制氢工艺建立全碳零排放的氢能供应系统。将氢气制造技术与碳捕捉与储存技术(CCS)相结合，或利用可再生能源制氢，以便在整个氢气制造过程中实现零碳排放。

2.2 实现氢能社会的意义

路线图是由理事会在工业界、学术界和政府部门共同参与编制的，并作为日本政府用来促进实现氢能社会的具体措施。实现氢能社会的意义如下。

a)节约能源。利用家用燃料电池系统实现高能量转换效率，有助于节约能源。

b)政治风险低。氢气是可以增强日本本土能源供应安全的资源，未来利用日本的可再生能源制造氢气也可能增加能源自给率。

c)减轻环境负担。在使用过程中，氢气不会释放出CO2。利用这一特性，将制氢技术与碳捕捉与储存技术相结合，或利用来自任何可再生能源制氢，将减少甚至消除整个供应链中的CO2排放。然而，如果氢是由化石燃料(如煤)生产而没有碳捕捉与储存技术，则会显著增加整体CO2排放。

d)促进产业发展和振兴区域经济。日本有强大的全球性家用燃料电池系统领域的竞争力。例如，日本是该技术领域专利申请数量最多的国家，其提交的专利数量是第二排名国家的5倍，远远超过其他国家。此外，日本拥有丰富的风能等可再生能源，可用于制造氢气。

3 站内制氢与站外制氢

生产氢气主要有两种方法：一种是在加氢站现场(站内)进行H2生产；另一种是中央(站外)H2生产，随后分配到加氢站。目前，氢生产的主要技术是天然气的蒸汽重整，苏打电解的副产物，以及电解水制氢，其中电解水过程中使用的电能主要来源于可再生能源发电或传统发电厂过剩的电力。除了这些来源之外，从太阳能和高温气体核反应堆获得的热能也将发挥重要作用。

图1 站内制氢和站外制氢加氢站的氢气来源

受本国自然资源禀赋限制，日本更倾向于利用国外化石燃料制氢，并通过船舶将能源运输回日本[3]。这样一方面可以降低日本氢能源使用成本，另一方面可以降低日本本土的CO2排放。原因在于日本政府承诺，与2013年相比，2030年CO2减排26%，2050年CO2减排50%[4]。

如图1所示，日本使用的所有化石燃料都是从海外进口，然后运往火力发电厂，它们的过剩能量可以通过水电解转化为氢气。另一方面，根据未来的氢需求，这些化石燃料可以在中央生产场所使用，直接转化为氢气，然后需要将氢气输送到氢气加注站。同样，水电、光伏(PV)和轻水核反应堆的过剩电力也能转化为供给站外制氢加氢站的氢气。

由于电力传输的成本远低于氢气直接输送的成本，因此与站外制氢相比，站内制氢(采用电解水的方式制氢)可以有效降低成本。在加氢站与城市连接的地方，也可以使用天然气管道或液化石油气输送网络进行氢气输送。

4 新型制氢方法

通过热化学水分解将可再生能源转化为氢气的技术是极有吸引力的。目前，日本已提出并研究了多种热化学水分解循环。如表1所示，两步“铁氧体和二氧化铈”循环是在1 400 ℃的条件下产生氢气[5]，但是通过两步法并不能实现连续生产。广岛大学及日本跨部门战略创新促销计划(SIP)正专注于三步碱金属氧化还原循环，能够在低于500 ℃的条件下反应制氢[6]。

表1 日本正在研究的热化学水分解循环

5 氢气储运方式

5.1 高压储氢和低温液态储氢

与压缩氢气相比，液氢具有更高的能量密度，因此被认为是氢气大规模运输的优选方案。2006年，Iwatani公司开始运营日本的氢气液化装置“Hydro-Edge”，该装置每小时能够液化约200 kg氢气。川崎重工的Harima氢气液化工厂于2014年成立，其液化能力为5 t/d，能够满足1 000辆燃料电池汽车的氢能供应。

使用液态氢罐车或拖车每次可以运输2～3 t液态氢，但液化氢气消耗的能量约为氢气能量的30%[7]。此外，由于蒸发损耗，液体氢气并不适合长期储存。因此，虽然压缩储氢一次只能运输200～300 kg氢气，40 MPa的压缩气态储氢仍被认为是氢运输的重要手段。

5.2 甲苯/甲基环己烷系统储氢

作为液化或压缩气态氢的替代品，Chiyoda提出的一种新型的氢供应链概念，将甲基环己烷(MCH)作为有机氢载体(LOHC)[8]。通过氢化反应将氢固定在甲苯上，转化为甲基环己烷，并使用化学品罐车装卸和运输。通过对甲基环己烷进行脱氢反应产生氢气，氢气提供给现有的基础设施，甲苯被回收。理论上，从甲基环己烷产生1 mol氢气应该需要约60 kJ能量，这相当于氢气能量的25%。有机氢载体是在常温常压下大规模存储和长距离输送氢气的备选方案，与液氢航运方案相比，不但降低了能量损耗，而且不需要投入大量资金建造氢气液化装置和液氢专用储运船舶。

5.3 液氨储氢

氨是另一种可能的氢能运输的载体。日本跨部门战略创新促销计划的能源载体项目于2014年启动，特别侧重于高能效的氨和有机氢化物合成技术的开发[9]。因为氨分子的裂解仅消耗约产生氢能量的12%，氨气被认为是有希望的氢载体。但残留氨的去除将是非常重要的问题，因即使1×10-6的氨也会严重损害质子交换膜燃料电池。

6 家用燃料电池系统

从家用燃料电池系统(Ene-Farm)在住宅和移动环境的使用中可看出，日本的燃料电池技术正处于实际应用和商业化阶段。通过城市燃气提取的氢气与大气中的氧气之间的化学反应产生电力的家用燃料电池系统的数量在2014年达到了10万多个。该家用燃料电池系统不是纯氢燃料电池系统，其使用城市燃气(天然气)运行，因这种燃气很容易在每个燃料电池系统内重整为氢气。

典型的家用燃料电池系统的成本约为150万日元，发电量为0.7 kW，效率超过80%，远高于电能和热能的效率(均为40%)。与使用来自火力发电厂的电力以及使用城市燃气的热水供应和供热的传统方法相比，燃料电池系统将一次能源消耗降低约35%，二氧化碳排放减少约48%。家用燃料电池系统用户每年可以节约水电费5～6万日元，减少约1.5 t的二氧化碳排放。

光伏发电和家用燃料电池系统的组合称为“Double Generation”。在该系统中，白天使用光伏发电，夜间使用来自家用燃料电池系统的电力[10]。

7 结语

在日本政府的支持下，工业界、学术界的共同努力下，在实现氢能源社会目标方面取得了重大进展，正朝着商业化应用的方向迈进。然而，在氢能源推广应用的过程中，应重视氢气的危险特性，避免安全事故的发生。

未来，随着氢能技术的进步和人们对于氢能认可度的提高，氢能在日本乃至全世界能源领域的地位将得到进一步提升。