氢能与燃料电池关键科学技术:挑战与前景

朱明原,刘文博,刘 杨,齐 财,李 瑛,李文献,张久俊

(1.上海大学材料科学与工程学院,上海 200444;2.上海大学理学院可持续能源研究院,上海 200444)

1 氢能与燃料电池应用的意义

能源是社会发展不可缺少的基础.传统化石能源的大规模应用使其面临枯竭,也带来不可避免的环境污染,严重威胁人类的可持续发展.另外,目前化学能源利用方式(如燃烧的能量转化率较低) 造成了大量的浪费.尽管清洁可再生能源(太阳能、风能、水电、潮汐能等)是可持续发展的必然,但因不连续性和波动性造成应用限制.因此,改变传统能源高能耗、高污染的利用方式,改善可再生能源应用的局限性,开发洁净可持续的新能源及其存储和转换技术,以解决人类面临的能源短缺危机和环境污染问题,已成为当前世界各国重点发展的方向.

氢是一种洁净的二次能源载体,可以方便地转化成电和热,转化效率较高,来源途径亦广泛.采用可再生能源实现大规模制氢,再通过燃料电池将其转变成电能,或通过其他绿色转化技术将其转化为液体燃料,从而实现由化石能源顺利过渡到可再生能源的可持续循环,催生出可持续发展的氢能经济[1-2].因此,氢能的利用是连接可再生能源与传统化石能源的桥梁,是未来能源体系中的重要组成部分.

燃料电池(fuel cells)又称电化学转化器,是一种通过电化学反应的方式直接将氢(燃料)的化学能转化为电能的能源转换装置,是氢能的主要利用方式[3].与传统的能源利用方式相比,燃料电池不需要直接燃烧,从而避免了卡诺循环的限制,具有能量转化效率高、污染小、噪声小等诸多优势,被认为是一种潜力巨大的能源利用方式.可以预测,燃料电池将广泛应用于汽车、飞机、列车等交通工具以及固定电站等方面[4].由于氢能具有远距离输送、大规模存储和氢-电互换等特性,通过氢能燃料电池实现氢能-电能互换,可以有效地解决电网能源峰谷的波动.此外,通过氢能燃料电池发电和电解水制氢互补,也是实现有效利用氢-电互换优势、发挥能源智慧互联互补、提高能源利用效率的重要方式[5].因此,为了有效地利用可再生能源,氢能及燃料电池的大规模开发应用变得尤为重要,也具有巨大的能源战略意义.

2 氢能与燃料电池产业链现状

发展氢能燃料电池技术是世界各国未来能源技术的战略性选择,是能源体系和新能源汽车战略的重要组成.多年以来,世界主要发达国家以及中国在战略、产业结构、科技、财政等方面相继发布了一系列政策,引导并鼓励包括氢能燃料电池和相关产业在内的氢能产业发展.如在2016 年,氢能与燃料电池已被中国列为能源科技重点发展的十五个领域之一.

经过多年的发展,氢能燃料电池技术已经取得了一系列关键技术的突破,同时也培育了一批从事燃料电池及关键零部件研发生产的人才队伍和企业集群.目前的研发涵盖了制氢、运输、储存、燃料电池系统,并以分布式能源领域、移动通信基站以及城市客运、物流等商用车型为先导开展了规模化示范运行.

在氢能燃料电池产业链中,燃料电池系统是最重要的核心环节,系统包括电堆、供氢系统、进风系统、冷却系统、加注系统、控制系统等部件.作为燃料电池系统的核心,燃料电池电堆由膜电极、双极板、密封件等构成.而膜电极又包括催化剂、质子交换膜、气体扩散层等关键材料[4].燃料电池电堆及系统可应用于交通、固定和便携3 个领域(见图1)[6].在交通领域中,燃料电池汽车是发展最快的方向.

图1 氢能产业链[6]Fig.1 Hydrogen energy industry chain[6]

燃料电池系统产业链主要可分为上游、中游及下游.上游是氢气系统,包括氢气制备、氢气储运和氢气供给使用;中游是氢能燃料电池系统、电堆系统和辅助系统;下游是氢能燃料电池的应用,包括固定领域、运载领域和便携式领域.

2.1 上游:氢气制备、储运及供给使用

2.1.1 氢气制备

氢能利用不可避免地要首先考虑氢的来源问题.目前大规模制氢主要采用化石能源制氢、工业副产氢气的回收提纯利用,小规模分散制氢主要采用甲醇蒸气重组、水电解和氨气裂解.另外,还有生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等,但是这些技术路线目前还处于实验或者开发阶段,尚未达到工业规模制氢要求.

(1) 化石能源重整制氢.

以煤、天然气、石油(包括轻烃、石脑油、重油)等化石燃料为原料的化学工业一般不是以氢气为最终产品,而是通过氢气进一步生产如氨、甲醇、液体燃料、天然气等化工产品或用以深度加工提高质量和产率.这种制氢技术路线是成熟高效的,是目前成本最低的制氢方式.根据中国氢能标准化技术委员会提供的数据显示,2016 年在全球范围的氢源中,煤制氢比重平均占到18%左右,在日本仅为6%,在我国大约为62%[7].但是化石燃料制氢会消耗化石能源的储存量、排放污染物和碳氧化物(CO,CO2),无法摆脱对化石能源的依赖.从长远来看,化石燃料制氢是不可持续的.

在煤炭资源丰富且相对廉价的国家如中国,化石燃料制氢是当前最主要的制氢方式,但会造成较高的碳排放.世界能源理事会在Hydrogen-industry as a catalyst,accelerating the decarbonisation of our economy to and post 2030 中也指出,由碳基能源制取的“灰氢”并不是长久之计.但是,如果为化石燃料制氢配备碳捕集利用与封存(carbon capture,utilization and storage,CCUS)或碳捕集与封存(carbon capture and storage,CCS)系统,可实现低碳制氢(即“蓝色氢气”),可以有效减少碳排放.这种方式可以作为向无排放的可再生能源电解水制氢(即“绿色氢气”)过渡的方式.可是,目前化石燃料制氢配备CCUS 或CCS 的技术尚有不足,亟待科技攻关.中国兖矿集团、潞安集团等大型煤化工企业在煤制氢方面技术雄厚,已经在氢能与燃料电池方面开始布局.

(2) 工业副产氢气的回收提纯利用.

在工业生产过程中,利用富含氢气的终端废弃物或者副产物作为原料,采用变压吸附(pressure swing adsorption,PSA)法可以回收提纯以制取氢气[8].工业尾气主要来自焦炉煤气制氢和氯碱副产品制氢(简称副产氢),其中钢铁行业和炼焦行业的焦炉煤气中氢气含量高、数量庞大,占工业副产氢总量的90%以上.根据统计数据,2019 年中国焦炭产量为4.71 亿吨.由此估算焦炉煤气副产氢可达800 万吨,如按每辆燃料电池车每天加注5 kg 氢气计算,这些产氢可以供438 多万辆燃料电池车使用.由此可见,工业副产氢的回收提纯利用在燃料电池氢能供应方面潜力巨大.虽然提纯焦炉煤气副产氢的规模很大,但是所得氢气纯度不高(含S 及CO 等杂质),需要经过脱硫脱硝等步骤才能符合GB/T 37244–2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》的标准,这将大幅增加使用成本.

另外,中国也是氯碱工业产能最大的国家,每年的烧碱产量可达3 000 万吨以上.烧碱的产量与副产品氢气的产量配比基本为40∶1,每年副产氢约为70 万吨以上.经过PSA 提氢装置处理去掉杂质后,可获得高纯度氢气(纯度可达99.000%∼99.999%),与燃料电池所需氢气的标准匹配度非常高,可以有效地供应给燃料电池.氯碱副产品制氢具备难度小、纯度高等优势,所产氢气属于副产品,存在很大的优势.据报道,2018 年10 月全球首座使用氯碱副产氢气资源作为燃料的2 MW 质子膜燃料电池发电站在中国营创三征(营口)精细化工有限公司实现商业化示范运行.

对工业副产氢进行回收提纯利用虽然能够较好地提升炼化副产品的附加值,实现资源的梯度利用且具备经济性优势,但是面临生产端与用户端不匹配、规模不可控等问题,使其利用规模和利用方式相对受限.

(3) 电解水制氢.

电解水制氢技术相对成熟,对未来清洁可持续能源的使用至关重要.电解水制氢是在直流电的作用下,通过电化学过程将水分子解离为氢气和氧气,分别在阴、阳两极析出[9].根据使用的电解质不同,主要可分为碱性(alkaline,ALK)电解水、质子交换膜(proton exchange membrane,PEM)电解水、固体氧化物电解池(solid oxide electrolysis cell,SOEC)电解水三大类.20 世纪20 年代,碱性电解水技术已经实现工业规模产氢,应用于氨生产和石油精炼等工业领域.20 世纪70 年代后,能源短缺、环境污染以及太空探索方面的需求带动了PEM 电解水技术的发展,同时特殊领域发展所需的高压紧凑型碱性电解水技术也得到了相应的发展[10].目前可实际应用的电解水制氢技术主要有ALK 与PEM,而SOEC 具有更高能效,但还处于实验室开发阶段.这3 种电解水技术的比较如表1 所示[11].

表1 3 种电解水技术的比较[11]Table 1 Comparison of three electrolyzed water technologies[11]

电解水的电解槽系统因其模块化特性,非常适合氢气的集中式生产,当与光伏、风能等可再生能源联合使用时,可以有效地消纳风电、光伏发电等的不稳定电力,还可以利用其他多余波谷电力.因此,电解水制氢会贯穿于氢能发展的全过程,是建设“氢能社会”不可或缺的组成部分.另外,随着可再生能源尤其是太阳能和风能发电成本的下降,电解水制氢将会逐渐满足商业化的要求,实现分布式制氢.未来,既可以集中制氢、区域供氢,也可以单个加油站建设小型电解水制氢装置,以实现氢能源的智慧互联.

目前来看,电解水制氢成本较高、能效偏低,虽然没有碳排放,但却是当下成本最高的制氢方式.尽管如此,电解水制氢对于解决可再生能源滞纳的问题仍是一种不错的选择.如中国西北部地区可再生太阳和风发电的过剩电能可利用电解水制氢达到储能的效益.

大规模电解水制氢要突破成本困境,主要有以下3 种途径.

①降低电解过程中的能耗.根据热力学原理可以估算出电解水制备常温常压(25◦C,101.325 kPa)下1 m3氢气和0.5 m3氧气的最低电耗(或热力学电耗)为2.95 kW·h.由于电解池阴极和阳极上的动力学超电势较大,实际电耗要大得多.日本早在2009 年左右就宣布采用突破性技术,可以大幅度提高电解水制氢的能量转换效率,但能耗仍然在每标准立方米氢气3.8 kW·h 的电耗水平.2019 年,在大连化物所李灿院士团队及合作企业的电解水制氢示范工程中,当电流密度稳定在4 000 A/m2时,单位制氢能耗低于4.1 kW·h·m−3H2,能效值大于86%;当电流密度稳定在3 000 A/m2时,单位制氢能耗低于4.0 kW·h·m−3H2,能效值约为88%[12].由此可见,降低电解过程中的能耗技术要求高,但能效值可以继续提高.

②充分利用可再生能源,即使用弃电进行电解水制氢.例如,中国可再生能源丰富,2018 年可再生能源发电装机容量7.3 亿kW,占全部电力装机容量的38.3%,发电量可达到1.8 万亿kW·h,弃电量则高达1 000 亿kW·h[13].这些可再生能源产生的电量其实都可以用于电解水制氢.另外,中国水电资源可开发装机容量约为6.6 亿kW,年发电量可达3 万亿kW·h.目前水电装机容量和年发电量已突破3 亿kW 和1 万亿kW·h[14].水电在丰水期需要调峰防水,产生大量的弃水电能,如果能将这部分能源充分利用起来进行电解水制氢,所产生的经济效益是相当可观的.中国风力资源也非常丰富,可利用风能约2.53 亿kW·h,相当于水力资源的2/3.但由于风电的不稳定特性,较难上网,每年弃风限电的电量规模庞大,仅2010 年至2015 年,弃风电量累计达997 亿kW·h,直接经济损失超过530 亿元[15].虽然近几年电网建设逐渐完备及相关配套政策的保护,弃风电量仍然巨大,仅2018 年10 月,新疆弃风电量就达4.9 亿kW·h[16].若利用电解水制氢来储电,则可解决风能发电的平衡问题,即利用风能产生的电进行电解水制氢存储,待需要时所储的氢可作为氢能燃料电池的燃料进行发电,把储存在氢气中的电释放出来.这个循环过程可解决风能发电的负荷平衡,又可制得一定数量的氢能用于其他领域.2019 年6 月,中国国家能源局表示,建立健全可再生能源电力消纳新机制,实现2020 年基本解决弃水、弃风、弃光的问题.目前,中国电解水制氢所占比重不到1%,显然不足,还需要大力发展[17].

③不仅仅是风、光、水等可再生能源产生的弃电过多,随着社会用电量过剩,核电发电与传统的火电弃电规模也在逐渐扩大.核电作为技术成熟的清洁能源,无论处于何种运行方式,都需要按固定周期更换燃料.据报道称,在全国电力供需持续宽松的情况下,2016 年核电总计损失电量462 亿kW·h,弃电率高达19%,损失近200 亿元[18].若利用核能弃电进行电解水制氢,可以使氢气的生产和利用过程基本实现洁净化.

(4) 太阳能制氢(包括光催化和光热解制氢).

利用太阳能发电电解水制氢是一种理想的制氢技术,原理是直接利用太阳能,在光催化剂的协助下,将水分解产生氢气.这种方法直接利用一次能源,没有能源转换所产生的浪费,理论上简单高效.1972 年,日本东京大学Fujishima 和Honda 两位教授首次发现了TiO2单晶电极光催化分解水产生氢气,开辟了利用太阳能直接分解水制氢的研究领域[19].随后,半导体光催化剂分解水制氢的多相光催化剂和TiO2以外的光催化剂也被相继发现,并取得较大研究进展.然而,这种制氢方法仍面临很多的技术难点,其中制氢效率低是最主要的问题,其他问题还包括光催化材料的带隙与可见光能量匹配、光催化材料的能带位置与反应物电极电位匹配、降低光生电子-空穴的复合率等.鉴于此,可以预测光解法制氢离实际应用还有相当长的距离.

总之,利用光催化发电技术进行电解水制氢,虽然效率较低,但是可以减少传统化石能源的消耗,降低甚至消除污染物的排放[20].如图2 所示的制氢初期、中期及远期发展预测,实现可再生能源发电/光伏发电与煤化工石油化工的多项联产,是初期、中期氢能产业发展的主要路径,但长期可持续发展还得靠可再生能源及太阳能发电制氢[21].图中,STCH (solar thermochemical)代表太阳能热化学,PEC(photoelectrochemical)代表光电化学.

图2 可再生能源耦合氢能技术发展路径[21]Fig.2 Development path of renewable energy coupled with hydrogen energy technology[21]

2019 年6 月发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》指出,在氢能产业发展初期(2020 年至2025 年左右),氢气年均需求量约2 200 万吨,工业副产气制氢因成本较低,接近消费市场,将成为有效供氢主体;在氢能产业发展中期(2030 年左右),氢气年均需求量约3 500 万吨,煤制氢配合CCS 技术和可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体;在氢能产业发展远期,氢气年均需求量约6 000 万吨,可再生能源电解水制氢将成为供氢主体,煤制氢配合CCS 技术成为有效补充[22].

2.1.2 氢气储运

氢气制备还面临后续的安全储存及运输问题.氢是所有元素中最轻的,常温常压情况下的密度只有水的万分之一,造成了高密度储存氢的难度[23].氢气也是最小的分子,容易穿透很多金属容器造成材料的氢脆和氢气泄露.在实际应用中对储氢的要求是储氢系统要安全、容量大、成本低及使用方便.目前,氢气的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、固态储氢和有机液体储氢等.这几种储氢方式各具特色.

(1) 高压气态储氢.

采用高压压缩的方式将氢气储存在特制容器中是最常见的一种储氢方式.该储氢方法技术路线成熟,具备快速充装释放氢气及成本较低等优点,应用最为广泛,非常适合在燃料电池汽车上应用.高压气态储氢设备可分为车载储氢容器、高压运输设备和固定式高压储存设备,其中车载储氢容器是氢气储运技术的研究热点.

目前车载储氢容器主要有Ⅰ型纯钢制金属瓶、Ⅱ型钢制内胆纤维缠绕瓶、Ⅲ型铝内胆纤维缠绕瓶及Ⅳ型铝合金内胆纤维缠绕瓶四类[24].由日本丰田汽车开发的70 MPa 高压储氢Ⅳ型瓶由3 层材料组成,最内层是塑料内衬,中层是碳纤维强化树脂层,最外层是玻璃纤维强化树脂层(见图3).该款气瓶的主要优点是几乎无氢脆问题,结构可以在烈火环境和受到猛烈撞击下不爆炸,重量轻可提高质量储氢密度(5.7%,质量分数)及可在3 min 内加满5.5 kg氢气等[20].目前该类型储氢容器的体积储氢密度约为39 g/L,与美国能源部(Department of Energy,DOE)发布的2020 年储氢目标55 g/L 仍有较大的差距.另外,该款储氢罐的成本依然较高.目前重点研究方向是如何降低制造成本、提高储氢密度及防止氢气的高压渗漏.

图3 丰田Mirai 车载储氢Ⅳ型瓶[20]Fig.3 Toyota Mirai vehicle-mounted hydrogen storage type Ⅳbottle[20]

中国商用储氢容器主要是35 MPa 碳纤维包覆铝合金内胆(Ⅲ型)储氢瓶,国内已有多家企业生产车载储氢容器[25].2017年,国家颁布了70 MPa Ⅲ型储氢瓶的使用标准GB/T 35544–2017《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》,对储氢瓶的制造及使用提出了具体要求.随着储氢技术的不断发展和燃料电池汽车市场的稳步扩大,70 MPa 车载储氢瓶将会是车载储氢的主力.

高压气态储氢是较为成熟的车载储氢技术,也是目前加氢站应用的主要技术.欧、美、日的加氢站普遍采用与汽车配套的70 MPa 压力标准,业已实现设备的量产.日本使用的车载储氢瓶单次充气压力的安全上限值从70 MPa 提高到88 MPa,实现了技术的进一步升级.中国当前已经建设完成的加氢站也是采用高压气态储氢技术,如丰田中国常熟加氢站采用的是98 MPa 全多层钢制高压储氢技术.

高压气态储氢虽然技术成熟、应用广泛,但其体积储氢密度(39 g/L)还较低,与DOE 发布的储氢目标(55 g/L)仍有较大的差距.另外,高压气态储氢也存在泄露、爆炸的安全隐患,安全性能有待进一步提高.毋庸置疑,高压气态储氢的轻量化、高压化、低成本、质量稳定等是发展的主要方向.

(2) 低温液态储氢.

氢气的低温液态储运是指将氢气在低温下进行液化,然后存放在绝热的储存容器中进行储存与运输.由于氢气液化要在−252.65◦C 才能完成,需要的最低能量为0.35 kW·h·m−3,消耗的能量约占初始氢气能量的25%∼40%之多(消耗的能量以氢气的能量衡量)[26].这一消耗比远高于天然气液化消耗天然气初始量10%的比例.此外,液态氢气极易挥发,对储运设施的材料和绝热都有非常高的要求,致使基础设施的成本比液化天然气高30%左右[27].但是,液态氢气的密度可以达到70.8 kg/m3,是标准状态下的845 倍.这种高储存密度有很大的优势,即较高的运输和储存效率[28].在全球范围内(如美国、日本和法国),低温液态储氢已开始用于车载系统中,在加氢站中也有一部分应用,大约有三分之一以上的加氢站是液氢加氢站.日本岩谷产业公司开发出了大型液氢储运罐,通过真空排气设计保证储运罐高强度的同时实现了高阻热性,成功建立了16 座液氢加氢站.美国液氢加氢站的建设企业以Plug Power,Air Product 公司为主,法国液氢加氢站的建设企业主要是林德公司.低温液态储运氢在中国也在研发示范,但受限于法规与成本,目前只主要应用于航天事业.

(3) 固态储氢.

固态材料储氢技术是在特定的温度和压力下,利用储氢材料(过渡金属或合金的氢化物)可逆吸放氢气的特性,将氢气先储存在固体材料的内部(吸氢),待需要时将储氢材料经过吸氢步骤的逆条件放出储存的氢气.固态材料储氢的质量储氢密度一般都在1.0%∼4.5%左右,几乎与液氢相当[29].由于氢气进入储氢材料内部时转变为氢原子,即以原子形态储存在固体材料中,因此具有非常高的安全性.目前主要的储氢材料有LaNi5,Mg2Ni,Ml0.8Ca0.2Ni5等金属合金,具体的储氢性能比较如表2 所示[23].

表2 不同材料的储氢性能比较[23]Table 2 Comparison of hydrogen storage performance of different materials[23]

由于储氢合金具有安全、无污染、可重复利用等优点,已在燃气内燃机汽车、潜艇、小型储氢器及燃料电池车中开发应用.如浙江大学曾开发过燃用氢-汽油混合燃料城市节能公共汽车,使用Ml0.8Ca0.2Ni5合金储氢材料,在汽油中掺入质量分数为4.5%的氢,使内燃机效率提高14%,节约汽油30%[30].日本丰田汽车公司采用储氢合金提供氢的方式使汽车时速高达150 km/h,行驶距离超过300 km[31].

虽然固态储氢在汽车领域已有应用,然而技术仍处于探索阶段,有很多亟待改进之处,如对于部分储氢材料的理论研究还不是很完善,实现大规模应用仍然具有很大难度.对于商业化车载储氢还需进一步提高质量储氢密度,降低分解氢的温度与压力,延长使用寿命等[32].再者,车载储氢技术不仅与储氢金属材料有关,还与储罐的结构有关,需要解决储罐的体积膨胀、传热、气体流动等问题.而寻找廉价并能完全工业化制备的储氢材料是未来的重要努力方向.

(4) 有机液体储氢.

有机液体储氢是通过液体有机物的可逆加氢和脱氢反应来实现的,具体是对管道及存储设备中的有机液体进行催化加氢,然后将加氢后的有机液体氢化物进行储存再运输到目的地,待需要时用脱氢反应装置进行催化脱氢,以释放储存的氢气,供给使用终端[33].此储氢构想自1975 年第一次被提出后[34],受到了广泛关注.理论上,烯烃、炔烃以及某些不饱和芳香烃与其相应氢化物,如甲基环己烷(methylcyclohexane,MCH)[35]是目前认为有潜力的有机液体储氢介质.MCH 的化学性质与汽油相似,可与现有的汽油运输方式和加油站通用,因此甲基环己烷加注站建设成本相对较低.美国能源部的有机液体储氢目标设为质量储氢密度大于5.5%,目前已达到此目标甚至超越.由于该技术可以在常温常压下进行储存和运输,具有直接利用现有汽油方式和加油站构架的优势,可以像汽油/柴油一样储存与加注,应用相对便利.但是脱氢工艺需要消耗能量(如MCH 需要消耗能量30%),转化效率相对较低,阻碍了其作为有机介质的储氢技术的推广.另外,还有一些芳香族化合物萘[36]、菲[37]、乙基咔唑[38]等作为储氢介质也得到了一定程度的研究,如N-乙基咔唑能够在200◦C 以下实现完全脱氢,质量储氢密度和体积储氢密度约为5.8%和55 g/L.2017 年,湖北氢阳能源就已将开发出的有机液体储氢技术应用到城市客车中,一次可以加注30 L 氢油燃料,行程可达200 km.2018 年6 月,氢阳能源、三环集团、武汉金凰实业联合发布世界首台常温常压液体有机储氢燃料电池物流车.

有机液体储氢技术是一项很有前景的技术,目前正处于从实验室向工业化生产的过渡阶段.但是也面临很多技术难题[39],如催化加氢和脱氢的装置配置要求较高,增加了成本;受传热传质和反应平衡的限制,脱氢效率较低;易发生副反应,造成脱出的氢气纯度不高;易受环境温度影响,破坏催化剂的孔结构,导致催化剂的结焦失活等.因此,在未来研究中需要开发高转化率、高选择性和稳定性的脱氢催化剂,同时还需选择合适的反应模式,优化反应条件,以解决传热和传质问题.此外,还要解决有机液体储氢技术整体过程的经济性问题,例如如何降低催化剂中贵金属用量,如何提高随车脱氢能量转换效率,如何匹配加氢时较高压力等问题.

综上所述,这4 种储氢技术虽均有应用,但各有优缺点(见表3)[31].现阶段应用比较多的是高压气态储氢,该技术成熟,成本最低,并且在行驶里程、加注时间等方面均能与柴/汽油车相媲美.液态储氢技术和有机液体储氢技术的储氢密度较高,均能符合美国DOE 的标准,但二者成本较高,且存在技术及安全性的瓶颈.从成本上分析,高压气态储氢是目前最适合推广的技术.

表3 不同储氢技术的优缺点比较[31]Table 3 Comparison of advantages and disadvantages of different hydrogen storage technologies[31]

中国对于储氢技术的研发应用水平与国外最高水平相比还有一定的差距[40],如日本乘用车车载储氢瓶使用的是Ⅳ型储氢瓶,质量小,成本低,储氢多.而中国市场主要还是35 MPa的Ⅲ型储氢瓶,70 MPa 的Ⅲ型储氢瓶仅应用于乘用车样车,Ⅳ型储氢瓶还处于研发阶段.同时,中国的Ⅲ型储氢瓶使用的碳纤维主要依赖进口,国产碳纤维目前还不能满足车载储氢瓶的要求.此外,通用、福特、宝马等车企都已经推出了由液氢储罐供氢的概念车,国内虽然可以自行生产液氢,但尚未应用于车载系统中.

2.1.3 加氢站

加氢站作为向氢能燃料电池汽车提供氢气的基础设施,是氢能燃料电池汽车产业中十分关键的、不可或缺的重要环节.因此,氢能燃料电池汽车产业的发展和商业化离不开加氢站等基础设施的建设.

作为氢能产业尤其是燃料电池汽车健康发展中不可或缺的关键环节,加氢站的建设在世界范围内已引起广泛的重视.但目前发展仍不如人意,截至2019 年底,总共只有不到450 座加氢站,其中日本加氢站数量依旧处于领先地位,为116 座;其次是德国加氢站81 座.中国目前还处在建立加氢站的初期阶段.根据相关统计数据显示[41],截至2019 年底,中国累计在示范运营的加氢站数量为52 座,2019 年新增投入运营的加氢站数量达到25 座(部分运营加氢站见表4),其中3 座是为大型赛事或活动而建,如上海世博会加氢站、广州亚运会加氢站及深圳全国大学生运动会加氢站,但目前已不使用.相比之下,中国的加油站数量早在2014 年就达到113 593 座[42].虽然近两年加氢站建设提速,但是相对于氢能燃料电池产业需求,加氢站的数量远远不足.另外,目前中国加氢站的多个核心装备仍在很大程度上依赖进口,因此中国加氢站设备制造的发展方向是加速国产化进程,从而降低加氢站的建设成本.

表4 中国部分在运营加氢站[43]Table 4 Some hydrogen refueling stations in operation in China[43]

加氢站的主要设备包括高压储氢装置、氢气压缩装置、氢气加注设备及站控系统等.

(1) 高压储氢装置.一般有两种储氢罐,分别是单个容积600∼1 500 L 的无缝锻造压力气瓶和单个容积45∼80 L 的小容积气瓶.

(2) 氢气压缩装置.常用的氢气压缩设备是依靠金属膜片在气缸中作往复运动来压缩/输送气体的隔膜式压缩机,是加氢站的核心装备.目前中国加氢站所采用的氢气压缩机主要来自进口.

(3) 氢气加注设备.氢气加注设备与天然气加注设备原理相似,但是由于加注压力高达35 MPa 甚至70 MPa,对设备承压能力和安全性有很高的要求[44-45].

中国加氢站建设与开发起步相对较晚,技术相对不够完善,但是近年来在中国各级政府的引导下发展迅速,有望实现规模化建设.目前,长三角地区的燃料电池汽车需求量较大,拥有很多示范点,且加氢站关键性技术装备生产条件也比较成熟.根据国家工业和信息化部委托中国汽车工程学会牵头编制的《节能与新能源汽车路线》,到2020 年中国将建成100 座加氢站,到2030 年,这一数字将增至1 000 座.

在中国氢能燃料电池汽车的发展热潮中,加氢站作为发展氢能产业的重要基础设施,若不能形成一定规模,后续将很难支撑氢能燃料电池汽车的普及应用.目前加氢站核心设备依赖进口,相对成熟量产的零部件设备及核心零部件也依赖进口,造成加氢站建设的高成本.相关数据显示[46],在中国建设一座加氢能力大于200 kg 的加氢站需要约1 000∼2 000 万元.尽管国家曾发布“符合国家技术标准且日加氢能力不少于200 kg 的新建燃料电池车加氢站,每站奖励400 万元”的政策,但高昂的建设成本依然是加氢站规模化发展的最大障碍.

另外,中国对加氢站建设审批缺乏标准体系,在加氢站的建设过程中,土地使用、规划、立项、审批、运营监管等方面的制度还需要逐步健全.

2.2 中游:氢能燃料电池系统(以质子交换膜燃料电池为例)

燃料电池是一种通过电化学反应的方式,直接将氢(燃料)的化学能转化为电能的能源转换装置,是氢能的主要利用方式.燃料电池不需要直接燃烧,从而避免了卡诺循环的限制,且具有能量转化效率高、污染小、噪声小等诸多优势,被认为是一种潜力巨大的能源利用方式.氢能燃料电池系统主要由电堆和辅助系统组成.

2.2.1 电堆

电堆是发生电化学反应的场所,也是燃料电池动力系统的核心部分,维系着整个燃料电池系统的能量输出.电堆是由多个单体电池以串联方式层叠组合构成,所有单电池交替叠合密封后,用前、后端板(电流收集板)压紧再用螺杆紧固拴牢,即构成燃料电池电堆.单体电池是由双极板、膜电极组件(membrane electrode assembly,MEA,简称膜电极)(MEA-催化剂、质子交换膜、碳纸/碳布)和密封件组成,具体结构如图4 所示[47],图中GDL(gas diffusion layer)代表气体扩散层,CL(catalyst layer) 代表阳极催化层,MPL(micro porous layer)代表微孔层.

图4 质子膜燃料电池单体电池结构[47]Fig.4 Proton membrane fuel cell unit cell structure[47]

燃料电池电堆的性能直接决定着整个燃料电池系统的性能上限,燃料电池性能指标主要包括比功率、耐久性以及启动温度.从功率级别看,国外以丰田Mirai、本田Clarity 和现代NEXO 为代表的燃料电池乘用车均搭载100 kW 左右的燃料电池电堆.中国电堆企业如国鸿氢能等正在迅速崛起,无论是从膜电极、双极板等核心零部件技术突破方面还是从整堆功率等级以及功率密度方面都有了长足的进步.但无论是引进的电堆还是本土电堆,中国在高比功率技术上与国际先进水平还有一定的差距.为此,《中国制造2025》对燃料电池电堆提出明确目标:“2020 年,燃料电池电堆寿命达到5 000 小时,功率密度超过2.5 kW/L,整车耐久性达到150 000 公里,续驶里程500 公里,加氢时间3 分钟,冷启动温度低于−30◦C;2025 年,燃料电池电堆系统可靠性和经济性大幅提高,与传统车、电动车相比具有一定的市场竞争力,实现批量生产和市场化推广.”中国主要燃料电池电堆企业及技术水平如表5 所示[48].

表5 中国部分电堆生产厂家技术指标[48]Table 5 Technical indicators of some Chinese stack manufacturers[48]

总之,国内燃料电池电堆产业链已经初成雏形,上游厂商基本齐全,膜电极、质子交换膜和双极板也基本具备国产化能力,气体扩散层有小批量供应,催化剂具备研发生产能力.

(1) 膜电极(MEA).

膜电极(MEA)作为质子交换膜燃料电池发生电化学反应的场所,是传递电子和质子的介质,是反应气体、尾气和液态水紧密接触的场所.可以说,膜电极是质子交换膜燃料电池的“心脏”,类似电脑里的CPU,直接决定了电堆的性能、寿命和成本.膜电极通常由质子交换膜、阴-阳极催化层、防水碳层涂敷的阴-阳极气体扩散层这5 层组成.质子交换膜是一种阳离子交换膜,起着隔离阴阳极气体和传导质子的作用;阴-阳极催化层是反应物发生化学反应的场所,夹在质子交换膜和气体扩散层中间,将反应产生的质子传递到质子交换膜中,同时将生成的水传输到气体扩散层中;气体扩散层的主要作用是输送反应物,并起到支撑催化层和传递电流的作用[49].

高性能的膜电极应具备如下特点[50]:①最大限度地减少气体传输阻力,使得反应气体顺利从扩散层到催化剂层发生电化学反应;②形成良好的离子通道,降低离子传输阻力;③形成良好的电子通道;④气体扩散层应保证良好的机械强度及导热性;⑤质子交换膜具有高质子传导性和良好的化学稳定性、热稳定性及抗水解性.

膜电极的制备技术经历了三代发展.第一代制备技术为热压法,但是催化剂利用率低,已逐渐被淘汰.目前主流制备方案是催化剂涂层膜(catalyst coating membrane,CCM)法.CCM法又称为三合一膜电极技术,可分为两种:一种为直涂法,将催化剂直接涂布或喷涂在质子交换膜两侧,再将阴-阳极气体扩散层分别热压在两侧催化层上制得膜电极;另一种为转印法,一般是先将催化剂涂覆在转印基质上,烘干形成三相界面,再热压使其与质子交换膜结合,并移除转印基质,实现催化剂由转印基质向质子交换膜的转移.有序化膜电极是当下工艺发展的趋势,可以兼顾超薄电极和结构控制,使单位体积的反应活性面积及孔隙结构能相互贯通,以达到高效三相传输及高Pt 利用率.该技术由3M 公司发明,且据报道,此有序化膜电极性能达到了861 mW/cm2@0.692 V,Pt 载量为0.118 mg/cm2,已达到美国DOE 关于膜电极Pt 载量及成本的2020 年目标.

目前,国际上的膜电极生产商/供应商主要有3M,Johnson Matthey,Gore,Ballard,水节能等.日本车企如丰田、本田公司也都自主开发了膜电极,但不对外销售.目前中国膜电极生产厂家总数已超过10 家,以科研院所的技术创业为主,主要有大连化物所、大连新源动力、武汉理工氢电科技、亿华通、苏州擎动动力科技、鸿基创能、昆山桑莱特等.据报道,鸿基创能产能达到300 000 m2/a,可满足当前产业化需求;武汉理工氢电科技可以生产车用膜电极、空冷膜电极、电解水膜电极和传感器膜电极4 款膜电极产品,据公开数据显示,Pt 载量为0.28 mg/cm2,功率密度为1.4 W/cm2,并且已建成了自动化程度更高的膜电极生产线,膜电极产能达到20 000 m2/a,最终设计产能将达到100 000 m2/a;大连化物所利用静电喷涂技术优化了膜电极中催化层的材料、配比和结构,制备了低Pt 载量的CCM 型膜电极,电池最高功率密度达到2.1 W/cm2,膜电极Pt 载量为0.3 mg/cm2.

国内膜电极厂商的产品性能与国际水平接近,但是在Pt 载量、启停、冷启动及抗反极等方面还存在一定差距.另外,在膜电极批量化生产工艺与装备上也有差距,如卷对卷连续化生产工艺等(见图5).卷对卷高效生产膜电极批量生产技术在国内正逐渐受到重视,武汉理工氢电科技、苏州擎动动力科技、鸿基创能、大连化物所张家港研究院、魔方新能源等已经初步建成膜电极批量制备生产线[51].

图5 膜电极卷对卷狭缝涂布过程[47]Fig.5 Film electrode roll-to-roll slit coating process[47]

(2) 催化剂.

催化剂是质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell,PEMFC)膜电极的关键材料之一,主要分为铂催化剂、低铂催化剂和非铂催化剂[52].催化剂的作用是降低反应的活化能,促进氢、氧在电极上的氧化还原过程,提高反应速率.PEMFC 属于低温燃料电池(工作温度一般在70∼80◦C),欲使阴阳极上的反应达到实际应用速率,催化剂活性和稳定性至关重要,尤其是对阴极的氧还原反应(oxidation-reduction reaction,ORR,比氢氧化反应动力学慢约5 个数量级)[53].因此,具有优良的催化性能、电化学稳定性、导电性的Pt 基催化剂成为最适于实际应用、也是当前唯一商业化的催化剂.目前商用催化剂主要是Pt/C,即Pt 的纳米颗粒分散到碳粉(如XC-72)载体上的担载型催化剂.但是,Pt 催化剂的价格非常昂贵,并且在地球元素中的含量又非常稀少,是导致燃料电池生产成本较高的原因之一.另外,通过燃料电池衰减机制分析可知,在电池运行工况下,催化剂会发生衰减,碳支持体会被氧化而使Pt 碳纳米孤立,Pt 纳米颗粒也会溶解,发生团聚、迁移、流失等.因此,降低Pt 载量,发展非碳支持体催化剂,探索非铂催化剂体系是燃料电池系统开发的重点,表6 展示了目前燃料电池催化剂的主要研究方向[54].

表6 燃料电池催化剂的主要研究方向[54]Table 6 Main research directions of fuel cell catalysts[54]

目前,各国研究机构在Pt 基催化剂方面开展了大量的研发和示范工作.如丰田(Toyota)、庄信万丰(JM)、田中贵金属(TKK)、优美科(Umi-core)等在催化剂量产和性能等技术领域保持了一定的领先地位,其中燃料电池铂用量最少的是丰田公司,约为0.17 g/kW,但是仍与DOE 的0.125 g/kW(约14.7 g/辆)的目标有较大差距.

中国的贵研铂业、武汉喜马拉雅、上海交通大学、大连化物所等开展了催化剂的小规模化量产,在某些性能及技术领域已与国际领先水平相当.据报道,武汉喜马拉雅与清华大学核能研究院开展Pt/C 催化剂量产技术攻关合作,并于2017 年达到了产能1 200 g/d 的规模(可满足40 台36 kW 燃料电池电堆使用),并具备大规模工业化生产条件(据公司官网数据).大连化物所衣宝廉院士团队研制的超小PtCu 合金催化剂,其质量比活性是Pt/C 的3.8 倍,展示了较好的应用前景[55].贵研铂业作为燃料电池催化剂唯一上市标的公司,布局较早,开发出的铂基催化剂已交付上汽集团使用.苏州擎动动力科技研发的铂合金催化剂的质量比活性可达传统Pt/C 的4 倍以上,且降低燃料电池中贵金属铂的用量75%.目前,行业内仍然以Pt/C 和Pt 基合金如Pt-Co 合金催化剂为主.尽管催化剂的低铂化和非铂化研究取得了比较理想的进展,但是这些新型催化剂(如Pt 核壳催化剂、非贵金属催化剂及纳米框架材料)在活性、稳定性、制备成本等方面难以与商业化铂基催化剂相媲美,短期内商业化应用的催化剂成本难以显著下降(见图6)[56].

图6 各种燃料电池催化剂的产业化发展状态[56]Fig.6 Industrial development status of various fuel cell catalysts[56]

(3) 质子交换膜(PEM).

质子交换膜(PEM)作为电解质,起到传导质子、隔离反应气体的作用.在燃料电池内部,PEM 为质子的迁移和输送提供通道,使得质子经过膜从阳极到达阴极,与外电路的电子转移构成回路,向外界提供电流[4].PEM 的性能对燃料电池的性能起着至关重要的作用,直接影响电池的使用寿命.性能好的PEM 必须同时满足以下要求:质子或离子传导率较高、气体渗透性低、稳定性好、机械强度好、成本较低等.

目前已经开发的各种用于燃料电池的PEM 主要包括:全氟磺酸膜、非全氟化质子交换膜、无氟化质子交换膜、复合膜、高温膜以及碱性膜和全陶瓷质子交换膜(见表7)[57],其中全氟磺酸膜是使用最为广泛的PEM,表中PTFE (poly tetra fluoroethylene) 代表聚四氟乙烯.代表性的PEM 有美国杜邦Nafion 系列、陶氏Dow 系列、日本旭化成Aciplex 膜与日本旭硝子Flemion 膜以及中国东岳DF260 等.相比其他产品,Nafion膜具最高化学稳定性和较高机械强度,在高湿度的工作环境下能保持高导电率,是目前燃料电池广泛使用的质子交换膜.

表7 不同质子交换膜的特点对比[57]Table 7 Comparison of the characteristics of different proton exchange membranes[57]

美国通用电气公司(GE)在20 世纪60 年代就对非全氟化质子交换膜-磺化聚苯乙烯质子膜的PEM 燃料电池进行了研究.随后,Ballard 公司开发了典型的部分氟化PEM––BAM 系列,获得了高性能磺化聚苯乙烯PEM,据称此膜的热稳定性、化学稳定性及含水率都获得大幅提升,甚至超过了Nafion117 和Dow 膜的性能,成本也较低,在部分情况下可以替代全氟磺酸膜[58].但由于聚苯乙烯类PEM 分子量较小,机械强度不足,在一定程度上限制了其广泛应用.

无氟质子交换膜实质上是碳氢聚合物膜,主要材料是磺化芳香聚合物,如磺化聚芳醚砜(sulfonated poly (ether sulfone),SPAES)、磺化聚芳醚酮(sulfonated polyaryl ether ketone,SPEK)、磺化聚硫醚砜(sulfonated polysulfide sulfone,SPSSF)和磺化聚酰亚胺(sulfonated polyimide,SPI)等[59].美国DAIS 公司使用磺化嵌段型离子共聚物作为PEM 原材料,研制出磺化苯乙烯-丁二烯/苯乙烯嵌段共聚物膜.将该PEM 的磺化度控制在50%～60%之间时,其电导率能达到Nafion膜的水平;当磺化度大于60%时,能同时获得较好的电化学性能与较高的机械强度,实现二者的平衡;在60◦C 下电池寿命达到2 500 h,室温寿命4 000 h,有望在低温燃料电池中应用.但是,非氟膜的稳定性成为实际应用中面临的主要问题[60].非氟膜与全氟磺酸膜的主要区别在于,全氟磺酸膜的C 原子均被F 原子保护,形成了高稳定性的C–F键(键能485.6 kJ/mol).尽管如此,燃料电池产业化应用中全氟膜的稳定性仍然需要进一步提高.

复合膜是将全氟离子交换树脂与有机或无机物复合而成,试图使其在某些功能方面相比全氟磺酸膜得到强化.典型复合膜包括:①具有强机械性能的复合膜.这种复合膜是以多孔薄膜(如多孔PTFE)或纤维为增强骨架浸渍全氟磺酸树脂制成的复合增强膜,在保证质子传导的同时,能解决薄膜的强度问题,同时尺寸稳定性也有大幅度的提高.例如美国Gore 公司的Gore-selectTM复合膜等[60].②具有高化学稳定性的复合膜.这种膜是加入自由基淬剂形成的,可以有效防止因自由基引起的化学衰减,从而提高膜的寿命.例如利用CeO2中的变价金属可逆氧化还原性质淬灭自由基.据报道这种膜比常规的Nafion膜以及CeO2/Nafion复合膜在氟离子释放率、透氢量等方面都有所缓解,大连化物所[61]、南京大学[62]等在这方面进行了有益的尝试.

近年来,中国PEM 技术发展迅速.山东东岳集团通过与上海交通大学合作,采用溶液流延制备技术制备全氟磺酸质子交换膜,并形成了一定产能[63].2019 年10 月,山东东岳DMR公司系列复合增强全氟质子膜的生产通过了IATF16949 质量体系认证,正在建设的东岳年产100 万m2全氟质子膜项目入选山东省新旧动能转换示范和重点建设项目.浙江汉丞新能源有限公司的研发团队成功量产HD 系列全氟磺酸树脂/溶液与HPM 系列质子交换膜,达到磺酸树脂单体/PTFE 增强层以及精准涂覆设备、关键工艺等100%国产化.汉丞已开发出基于高质子传导率的全氟树脂增强质子交换膜汉丞HYPROOF,具有长寿命、超薄的特性,该产品已可小批量供货.中国企业作为膜的潜在供应商,需要更多的装车运行,在实际应用中考验膜产品的性能与耐久性,以获得更多的实际应用数据,提高自身产品的竞争力.同时,中国企业虽然初步具备了不同程度的质子交换膜研发和生产能力,但核心材料全氟磺酸树脂还是以进口为主,这可能是国内燃料电池产业发展的一个瓶颈环节.

PEM 是燃料电池的核心材料,其性能好坏是直接影响燃料电池产业化进程和获得大规模应用的关键因素之一.为了实现燃料电池的实用化与产业化,尽管中国在PEM 的制造工艺和材料改性方面已经进行了大量的研究,但进一步提高PEM 的使用耐久性、寿命和工作性能仍然是PEM 燃料电池产业化面临的主要任务.此外,燃料电池PEM 市场还是一个新兴市场,在燃料电池巨大的市场需求推动下,PEM 必将获得进一步发展.相信不久将会有更高性能、更低成本的PEM 产品问世,大力推动燃料电池技术的发展及其产业化应用.

(4) 气体扩散层.

气体扩散层(gas diffusion layer,GDL)通常由碳纸或碳布组成,主要起到传质、导电、传热、支持催化层及导水的作用,在燃料电池运行中发挥着不可或缺的作用.GDL应满足高导电性、高强度、高孔隙度和一定范围内的孔径分布、耐腐蚀和结构致密且表面平整等特性[64].作为燃料电池中的关键部件之一,GDL 目前主要由碳纤维布、非织造布、碳纸及碳纤维纸作为基体材料构成(见表8).

表8 不同种类GDL 的性能指标[65]Table 8 Performance indicators of different types of GDL[65]

目前全球碳纸/碳纤维布生产厂家较少,供应商主要为日本东丽(TORAY)、德国西格里(SGL)及日本JSR 等.然而,受制于市场需求量低、技术不够成熟等多方面原因,国内只有通用氢能、上海何森、中南大学、武汉理工大学、南方科学技术大学、上海大学等少数企业及科研单位涉足研发GDL,并且大多处在小批量试产的状态.由王海江院士领衔的通用氢能于2018 年对外公布,可根据客户需求提供碳纸及GDL 成品,目前产能已达到10 万m2/a,具备从碳纸到GDL 的完整生产能力.

(5) 双极板.

双极板是电池结构的重要组件,是电堆质量的主要构成部分(80%,质量分数).在燃料电池运行中发挥着不可或缺的作用––导电、导气与导热,需要具备良好的导电性、耐腐蚀性强、高机械强度、质量轻等特点.

双极板的材料主要为石墨、金属和复合材料三类.①石墨材料是最早开发用于PEMFC双极板的材料,其优点是耐腐蚀性强、高耐久性,但不足的是制作周期长、抗压性差、厚度大等,目前主要应用于专用车和客车.石墨双极板的主流供应商有美国POCO、美国SHF、美国Graftech、日本Fujikura Rubber、日本Kyushu Refractories、英国Bac2 等.中国石墨双极板厂商主要有亿华通、上海弘枫、杭州鑫能石墨、江阴沪江科技、淄博联强碳素材料、上海喜丽碳素等,目前基本已实现国产化.②金属双极板机械强度高、韧性好、导电和导热性能好,可以方便地加工制成很薄的PEMFC 双极板(0.1～0.3 mm),从而提高电堆功率密度.目前主要应用于乘用车,如丰田Mirai 采用的就是金属双极板,其燃料电池模块功率密度达到3.1 kW/L;英国Intelligent Energy 新一代EC200-192 金属双极板燃料电池模块的功率密度更是达到了5 kW/L.金属双极板主要供应商有瑞典Cellimpact、德国Dana、德国Grabener、美国Treadstone 等.国内还处于研发试制阶段,上海佑戈、上海治臻新能源、大连新源动力、爱德曼氢能源等企业和科研院校已研制出车用燃料电池金属双极板,并尝试在电堆和整车中应用.2020 年6 月6 日,由上海治臻新能源投资的金属双极板生产线在江苏省常熟市高新区开工奠基,目标是成为中国最大的金属双极板生产商,规划建设1 000 万片/a 的车用氢能燃料电池金属双极板.③复合材料双极板兼具石墨材料的耐腐蚀性和金属材料的高机械强度特性,未来将向低成本化方向发展.复合材料双极板的研发目前还比较少,国内主要有大连新源动力和武汉喜玛拉雅等企业有所涉及,实际应用情况还未见报道.3 种双极板的具体特性如表9 所示.

表9 常用双极板种类及对比Table 9 Types and comparison of commonly used bipolar plates

双极板作为燃料电池气体分配、散热的主要功能部件,质量占80%以上,其制造材料及流场设计在一定程度上决定了电堆的整体运行特性.目前,结构的薄板化、流场的高维度化、高有序化是双极板设计的主要方向.例如本田公司旗下Clarity 中搭载的电堆采用了二维波纹形流场设计,提升了气体在流道中传输时与壁面碰撞的概率,增强了垂直膜电极方向的强制对流过程,提升了气体利用效率.同时,在冷却流场设计方面采用了“2MEA+3 隔板+1 冷却流道”的单元设计方式,进一步实现了薄板化设计[66].

实际上,流场的排水能力也是限制燃料电池极限电流密度提升的重要因素之一.双极板良好的排水能力可以使氢气/氧气能够快速、均匀、充分地扩散至催化剂表面,同时保证反应产物水的及时排除,使气液固三相界面保持最优状态.丰田公司Mirai 采用的是经过特殊设计的三维流场结构,通过密布的导流槽引导气体向扩散层表面平滑有序化流动,同时通过导流槽上下表面的亲疏水改性处理以及导流槽的周期性波纹阵列实现了水、气流动的两相分离,在提升气体利用效率的同时,增强了排水能力.

此外,考虑双极板结构薄板化和复杂化的同时,也需兼顾力学设计,避免厚度降低、复杂结构带来的材料强度降低、破坏等问题.

2.2.2 辅助系统

高性能的燃料电池系统不仅需要高输出能力的电堆,还需要相匹配的辅助系统,包括燃料供给系统(氢气循环泵、储氢装置、压力调节器等)、空气供给系统(空气压缩机和加湿器等)、散热器、电子控制系统等.

(1) 空气压缩机.

空气压缩机简称空压机,主要由电机和膨胀机共同驱动,对进堆空气进行增压,提高燃料电池系统的功率密度和效率.据预测,空压机的成本占据整个燃料电池系统成本的14%或更高,是空气供给系统中最重要的部件.空压机功耗也是最高的,约为辅助系统的80%,占燃料电池输出功率的20%∼30%,直接影响燃料电池系统的效率、紧凑性和水平衡特性(见表10)[67].

表10 燃料电池用空压机的要求[67]Table 10 Requirements for air compressors for fuel cells[67]

燃料电池对空压机里空气泵的要求较高,必须能输出高压空气(大于303.975 kPa),并且无油,否则会造成空气/燃料的污染,导致燃料电池阴极氧还原反应的中毒而失效.目前主流空压机类型主要有涡旋式、双螺杆式、离心式三种.

无油润滑双涡圈涡旋式空压机是一种回旋容积式转子泵,内部有一对相互啮合的含有齿槽的转子,通过转子的旋转以及齿和齿之间的空隙来输送气体.该空压机结构非常适用于燃料电池,并且效率高,结构简单,噪声低,有较高的可靠性[68].目前已被日本丰田、美国UTC 等多家公司应用于燃料电池.Author D.Little 公司所设计的涡旋式空压机的压比/流量特性已满足DOE 的要求,其最高压比达到3.2.但在流量百分比小于80%的工况下,空压机功耗较大,是DOE 目标功耗的1.5∼2.0 倍.

双螺杆空压机增压是通过齿间容积的不断变化实现的,而容积的变化又通过阴、阳转子在机体内回转,工作齿的不断啮合分离来完成,即通过增压器的内压缩过程实现增压的目的[48].该类型空压机内部构造简单、可靠、安全、高效,并且具有较宽的流量范围、较好的压比/流量特性,是较理想的燃料电池用空压机.戴姆勒公司在原有的Mercedes-Benz A 级燃料电池汽车基础上,应用了螺杆式空压机/膨胀机,取得了理想的效果,但是噪声较大[69].

离心式空压机,主要由进气道、工作轮(含导风轮)、扩压器和出气蜗壳等部件组成,通过旋转部件叶轮将能量传递给连续工作流体,产生高压气流.该类型空压机的优点是结构紧凑、响应速度快、寿命长、高效等[70].但离心式空压机在低流量时会发生喘振现象,这将严重影响系统的性能和空压机的使用寿命.同济大学研究的65 kW 燃料电池系统采用了经过完善优化的离心式空压机,其喘振边界更窄,稳定运行范围更宽,只需在较小的流量环境状态下便能产生非常大的压力升高率,效果比较理想[67].

因为不同的空压机有着不同的结构以及工作原理,所以展现出来的性能优势也各不相同,3 种空压机的性能对比分析如表11 所示.3 种空压机所展现出的综合性能都比较理想,但涡旋以及螺杆式叶片之间产生的摩擦会造成比较大的噪声,也不能对排气能量进行回收.离心式空压机虽然在响应性和工作范围上存在一定的劣势,但是在密度及效率层面都体现出了较好的综合性能,是目前具有最好发展前景的燃料电池空气增压方式之一.虽然离心式空压机的高速电机、高速空气动压轴承仍然是世界性难题,但其在效率、噪声、紧凑性等方面拥有不可比拟的优势,是最具潜力的燃料电池专用空压机类型.

表11 3 种主流空压机的性能对比[71]Table 11 Comparison of the performance of three mainstream air compressors[71]

中国车用燃料电池电动汽车技术起步较晚,市场上主流的车用氢能燃料电池空压机多为国外厂商制造,并且相关配套装置的技术也相对不成熟,现有的专用空压机产品在噪声、转速、体积、效率、寿命、可靠性等方面都还存在差距.但是,有诸多知名企事业单位已开展自主研发,包括同济大学、航天十一所、国家电力投资公司等.另外,作为车用氢能燃料电池的关键技术之一,2019年度国家重点研发计划之“可再生能源与氢能技术”重点专项将“车用燃料电池空压机研发”列为氢能领域共性关键技术课题.相信随着燃料电池电动汽车的继续发展,空压机的技术也会越来越成熟.

(2) 燃料供给系统.

燃料供给系统将外部供给的燃料转化成氢或以氢为主的燃料.若外部直接供应氢气,则燃料供应系统相对简单.如以烃类、醇类等液体作为供应燃料,则需要对燃料进行重整,主要有蒸气重整、部分氧化重整和自热重整.若是采用煤炭等固体作为燃料,则需要先转化成纯氢气体燃料[72-73].

作为氢气循环动力的氢气循环泵需要在密封要求很高的情况下提供足够流量以及足够升压的氢气.目前,市面上的氢气循环泵也是国外技术较为发达,例如美国Argonne 国家实验室开发了氢气引射装置与氢气循环泵混合的循环系统,美国Park 公司开发的氢气循环泵可用于不同的燃料电池汽车,涉及燃料电池汽车的各大汽车公司也相继开发了相应的氢气循环装置.中国企业及研发单位在氢气循环泵方面仍处于研发阶段,以购买国外设备为主,如雪人股份在氢气循环泵方面有较深入的研究,德燃动力研发的供氢-回氢总成已满足各工况下的氢循环要求[74].另外,目前国内燃料电池供氢系统的开发集中于系统的集成,而一些核心基础件如储氢罐阀门、压缩器、传感器则以进口为主,制约了氢能产业的国产化进程.

总而言之,中国在燃料电池辅助系统方面均已有所布局,但零部件方面的相关企业仍较少,特别是最基本的关键材料和部件,如空压机、氢气循环泵等.国内虽有相关企业开始介入,但与国际先进产品相比,可靠性和耐久性仍存在较大差距,大部分关键零部件及关键材料仍依赖进口.

2.3 下游:氢能燃料电池的应用

氢能燃料电池由于体积小、容量大,最早被用于航天领域.随着科技的进步,已于20 世纪70 年代后被应用于发电与交通领域.现如今,因其高效率、无污染、环境耐受性强等特质,氢能燃料电池技术已逐渐完善,应用范围也从集中发电(大、中型电站和区域性电站)发展到各种规格的分散电源及移动电源.2020 年4 月,国家能源局发布了《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,氢能首次纳入能源定义.归纳而言,氢能燃料电池主要应用于3 大领域:固定式领域、运输式领域和便携式领域.

2.3.1 固定式领域

固定式燃料电池系统的主要应用领域有通信基站、大型热电联用、居民住宅热电联用及备用电源等.目前,固定式燃料电池主要由3 种技术主导,其中熔融碳酸盐燃料电池(molten carbonate fuel cell,MCFC)占有最大份额,是Fuel Cell Energy公司的主导产品;其次是Bloom Energy公司生产的固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell,SOFC) 和斗山燃料电池公司生产的磷酸燃料电池(phosphoric acid fuel cell,PAFC).

近年来,固定式发电用燃料电池系统在欧洲、美国及日本发展迅猛,尤以日本的普及率最高.全球已安装的额定功率超过200 kW 的大型固定式燃料电池系统的总功率已超过800 MW,主要用于分布式发电和热电联产方面.这些装机份额主要分布在美国和韩国.根据Navigant 的报告显示[75],2014 年固定式燃料电池系统的年出货量大约为4 万套,市场占有率达70%,并将继续引领未来全球燃料电池市场的发展.世界各地已陆续安装了数十万台燃料电池发电装置.根据E4tech 的统计[76],燃料电池固定式发电应用已从2011 年的81.4 MW 增加到2018 年的240 MW,平均年复合增长率近20%.2019 年上半年,日本的ENE-FARM 就已经部署了30.5 万套燃料电池发电装置,成为全球最成功的燃料电池商业化项目之一.

燃料电池在通信设备、远程电源,尤其是复杂环境下的通讯基站中的应用也迅速增加.相比于铅酸电池和柴油发电机的备用电源方案,燃料电池系统能量密度高,造价低廉,又对环境友好,已越来越多地应用于通信基站.英国、美国已将燃料电池作为备用电源用于电信网络的发展纳入新一期的能源政策,被认为是可靠的电网支撑和完善的离网发电解决方案.

Essential 公司为印度电信通讯塔部署燃料电池技术作为备用电源项目,共覆盖27 400 座通讯塔.Essential 公司预计,未来大部分的电信基站将会从传统的电源过度到氢能燃料电池供电,从中长期看,其母公司Intelligent Energy 可在印度市场每年营收10 亿美元[77].

随着国家工业和信息化部于2019 年正式发放5G 商用牌照,标志着中国正式进入5G 时代.5G 基站建设密度是4G 基站的1.5∼5.0 倍,5G 基站耗电量也是4G 基站的4 倍左右.依照设计要求,氢能燃料电池完全可以成为5G 基站主电源和备用电源,解决高能耗、电力扩容、噪声污染、环境污染等问题,实现新能源与5G 基站所需能源的解决方案.据称,苏州弗尔塞能源科技已在全国范围内提供100 多套燃料电池产品作为备用电源应用于通信基站,还与上海移动有商业合作,为其提供氢能燃料电池用于应急和备电服务[78].据报道,2020 年4 月,高成绿能研发的氢能燃料发电系统在中国铁塔厦门分公司5G 基站持续供电保障测试成功,是首次将氢能燃料发电系统作为备用电源在5G 基站领域的应用测试[79].2018 年,广东国鸿氢能也与广东铁塔签订了战略合作框架协议,协议的一个重点内容就是将氢能源产品应用于通信基础设施建设,重点做好氢能源终端产品尤其是氢能备用电源系统的应用推广,共同推动氢能在通信领域中的应用.

到目前为止,在大规模固定式发电电源、通信基站应用方面,尤其是分布式燃料电池系统,中国还没有大规模成熟燃料电池应用案例.

2.3.2 运输式领域

由于氢能是人类未来清洁可持续能源携带者,用于汽车动力电源的以氢能为燃料的燃料电池工作过程不涉及燃烧,具有无机械损耗、能量转化率高(一次能量转化)、无污染(零排放、产物只有水)、噪声低、超长续航里程(功率密度远大于锂电)等优点,被广泛认为是交通运输领域的最有前景的动力电源.目前来看,应用于电动汽车的燃料电池主要是质子交换膜燃料电池(PEMFC).

目前世界各发达国家以及中国的氢能燃料电池汽车已经完成了整车技术、性能研发工作,整车性能已接近传统汽车,部分领先车企产品的成熟度已接近产业化阶段,如日本丰田、本田和韩国现代汽车,其中最具代表性的当属丰田Mirai 汽车(见表12).Mirai 的续航里程约500 km,加氢时间仅需3 min,可在−30◦C启动,行驶过程中不排放二氧化碳,总产量已超过10 000 台.而第二代丰田Mirai 的续航里程达到了惊人的652 km.韩国现代发布的Nexo 在2019 年也取得了4 818 辆的销售佳绩,其续航里程超过丰田Mirai,高达800 km.

表12 世界知名燃料电池汽车性能对比[46]Table 12 Performance comparison of world-renowned fuel cell vehicles[46]

另外,基于燃料电池在载重运输领域的优势,欧、美、日、韩等国家近年来开始着力发展燃料电池在中重型商用车、物流车方面的应用[46].从2019 年开始,韩国现代将在未来5 年,向H2 Energy 公司提供1 000 台氢能燃料电池重卡,车型包括冷藏车及一般箱体车;美国初创公司尼古拉汽车公司收到800 辆燃料电池重卡的租赁订单,计划在2020 年启动量产;日本丰田原计划在2020 年东京奥运会期间推出550 辆燃料电池巴士,在2022 年北京冬奥会上增加至2 000 辆.在2018 年9 月,沃尔玛宣布在美国阿拉巴马州莫比尔开设新的智能配送中心(intelligent distribution centre,IDC),为了满足配送中心的物流需求,沃尔玛将配备100%由燃料电池提供动力的182-TRUCK 电动叉车.燃料电池汽车巨头丰田公司研制的燃料电池叉车充满氢大约需要3 min,可以支持其工作约8 h.相较于传统的汽油叉车,氢能燃料电池叉车降低总碳排放高达94%,相比电动叉车也降低了86%.

中国对氢能和燃料电池汽车的发展也高度重视,从国家宏观政策调控到资本市场的投资,都对氢能燃料电池给予了相当大的支持.2020 年4 月10 日,国家能源局印发《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,首次将氢能确定为能源.4 月23 日,财政部、工业和信息化部、科技部、发展改革委联合发布的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》中明确了将新能源汽车推广应用财政补贴政策延长2 年至2022 年底,开展燃料电池汽车示范应用和“以奖代补”.由此可以预见,中国氢能及燃料电池汽车产业的发展将呈现更乐观的态势.

据中国汽车协会统计,中国氢能燃料电池汽车保有量已超过6 400 辆,2020 年在汽车市场下滑的大背景下,燃料电池汽车保持逆势增长,预计到2021 年底中国燃料电池汽车保有量将超过1 万辆[80].氢能燃料电池发动机在汽车市场的成功应用,增强了人们借助氢能燃料电池技术打造绿色交通的信心,预计在未来5∼10 年内氢能燃料电池将在交通及其他领域发挥越来越大的作用.

氢能燃料电池汽车在中国的发展及部署主要以客车、货车等商用车型为先导,其中客车一般是以政府采购的燃料电池公交车为主[81].目前全国已有超过30 个城市出台了氢能规划及燃料电池汽车示范推广方案,总量超过3 000 辆.2019 年,燃料电池货车产量呈较快增长,总产量达到1 682 辆,较2018 年增长85%,占总量的55.7%,反映出燃料电池货车在中长途、重载、物流领域的优势日益凸显,前景广阔.燃料电池物流车已经在上海运营超过1 a 时间,用户包括京东、申通快递、盒马鲜生、宜家等用户.

同济大学是中国新能源汽车研究的先行者,早在2001 年就开始了燃料电池汽车动力系统技术的研究.2003 年,在万钢的主持下,同济大学自主研发了国内第一辆燃料电池轿车“超越一号”,并在随后的几年内陆续推出“超越二号”“超越三号”[82].2011 年,同济大学领衔组建了智能型新能源汽车协同创新中心,并于2014 年获得国家认定.协同创新中心主要协同单位包括上汽集团、清华大学、湖南大学、天津大学、国家信息中心、潍柴动力、中国电子科技集团、中国科学院电动汽车研发中心等,汇聚了智能型新能源汽车领域诸多国家级平台及国际合作基地,代表了中国在该领域的最高水平.

国内整车企业如上汽集团,是国内氢能燃料商用车和乘用车均实现量产的整车企业.从乘用车到客车、从商务车到轻卡,均已开始量产,实现了燃料电池汽车“商乘并举”的布局.据报道,2019 年2 月,上汽大通燃料电池商务车试装下线,最高续航里程达650 km,可在−30◦C启动和运营[83].

亿华通公司专注于氢能燃料电池发动机系统技术的开发与产业化,与宇通、福田、中通、申龙、苏州金龙、东风、重汽、北汽、广汽、长安等主流车企联合,推出客车、物流车、乘用车、叉车、有轨电车等全系列产品,覆盖30∼100 kW,产能已达2 000 台发动机/a 和1 000 台电堆/a.据报道,2018 年7 月,亿华通在张家口市投放了74 辆公交车,累计运营里程已超过500 万km,是目前业内运营示范和推广最具影响力的项目之一.2019 年12 月,亿华通发布的自主新品YHTG60SS,核心零部件首次100%国产化,功率密度突破500 W/kg,并同比降本30%,可广泛适用于团体客车、物流车、公交车等.

2018 年,潍柴动力宣布进军燃料电池动力领域,先后认购弗尔塞、英国Ceres Power、加拿大Ballard 的股份,收购德国ARADEX,掌握了新能源商用车电机控制器、电机、燃料电池DC/DC 变换器资源等燃料电池关键部件技术,基本完成了氢能燃料电池汽车全产业链的布局.2020 年3 月31 日,潍柴集团董事长谭旭光宣布潍柴20 000 台氢能燃料电池发动机工厂正式投产,是目前全球最大的氢能燃料电池发动机制造基地.2020 年6 月1 日,潍柴150 辆氢能燃料电池公交车交付使用,最大续航里程600 km,寿命超过2 万h,电堆体积功率密度达到2.0 kW/L,氢能燃料电池发动机系统均为自产.近期,潍柴还宣布首台国产200 t 以上氢能燃料电池矿用车成功下线.

国鸿氢能通过引进全球领先的加拿大Ballard 燃料电池电堆技术,利用国内强大的配套能力(生产线设备国产化率90%),建成全球产能最大的燃料电池电堆和系统集成生产线.开发的具有完全知识产权的鸿芯电堆性能相比引进技术9SSL 电堆性能有大幅提升,电堆额定体积功率密度达到3.0 kW/L 以上,峰值体积功率密度超过3.5 kW/L,电堆单位输出功率1.2 W/cm2以上,处于国内领先水平.目前,国鸿氢能的300 多台燃料电池公交车已经在广东佛山投入运营,超过1 500 台燃料电池电堆应用于7.5 t 物流车上.

与国际先进水平相比,我国氢能燃料电池汽车在整车总体布置、动力性能、氢气消耗量等基本性能方面差距不大,但在关键材料及技术、核心零部件、耐久性及整车集成等方面仍有明显差距.国内燃料电池汽车当前的发展目标是高动力(50+kW)、长续航(500+km)和系统高度集成化,同时配备高功率电池,但整体技术尚不完善且处于样品状态.另外,目前我国燃料电池车企的发展重心大多在行驶路线固定且车辆集中的商用车,如大型客车、运输车及专用车等,这些车辆只需在使用地附近配套加氢站即可满足需求,从而降低了对加氢站分布的依赖性.

另外,欧、美、日、韩、中等国正在探索氢能燃料电池在其他交通领域的应用.如氢能燃料电池列车已在日本、德国、美国等国开启示范应用;多国氢能燃料电池无人机、小型有人机、飞艇等已成功试飞;美国、日本、德国氢能燃料电池船舶、潜艇相继亮相.

2.3.3 便携式领域

便携式燃料电池因其发电效率高、比能量高、噪声低、无污染等诸多优点,也被示范应用到了手提电脑、相机及户外作业耗电机器等民用和军用领域.便携式燃料电池通常由燃料电池单独发电,功率在200 W 以下,以系统的功能实现和可靠性为原则,兼顾储电量和系统质量.

美国及加拿大在便携式燃料电池领域的研发一直处于领先地位.Ballard 公司曾开发出多种水冷式PEMFC 便携式电源,Ball 公司曾为美国陆军研制了PPS-50 和PPS-100 两种便携式燃料电池,UltraCell 公司为美国陆军提供的50 W 便携式直接甲醇燃料电池可以提供6 kW·h 电能[84].西班牙Renau 等[85]研制出600 W 的燃料电池/锂电池混合动力系统,储电量为2 kW·h,质量约为12.5 kg,主要用于无人机.

中国大连化物所与南孚电池早在2002 年便已开始了便携式燃料电池系统的研发,在2014 年研制成功了DMFC-2000U 和DMFC-25-R-12 两款燃料电池,可用于车载、通信等领域.中国便携式燃料电池市场的企业主要有上海攀业、浙江高城与苏州弗尔塞等.目前市场上对便携式燃料电池的关注度还比较低,学术界对该方面的关注也集中在特定的应用场合.

另外,目前用于便携式燃料电池的燃料除了传统的氢气外,还可采用甲醇、丙烷等.特别是丙烷,其比能量高,分别是甲醇的2 倍和氢气的4 倍,且易转变成液态,便于储存和运输,使用时无需特殊的气化装置,因此以丙烷为主的便携式SOFC 越来越受到重视[86].

3 中国氢能燃料电池技术及政策扶持

目前,氢能燃料电池产业已经初步实现商业化,尤其是在欧、美、日、韩等发达国家.在无数行业工作者的努力下,中国燃料电池产业也已经取得可喜的成绩,部分指标与性能已经不输于发达国家水平,甚至还有反超,大有后来者居上的势头.然而不能忽视的是,国内氢能和燃料电池产业链还不完善.①部分关键材料与核心技术缺少自主知识产权,受制于人,导致电池成本居高不下;②中国企业研制的燃料电池堆的系统可靠性与耐久性等与国际先进水平仍存在一定的差距,在全工况下的可靠性与耐久性有待提高;③加氢站建设及氢气运输成本高,加氢站等基础设施尚不完善,直接制约了氢能燃料电池汽车的发展、商业化示范运行和大规模应用;④行业标准远不能满足产业的发展需求,评价检测体系仍不健全,制约了产业的发展[1].

3.1 自主知识产权的核心技术

中国的氢能燃料电池已经实现整车、系统和电堆的工业化,但是氢能燃料电池系统中的关键零部件及材料,如催化剂、膜电极、双极板、空压机与氢气循环泵等仍主要依靠进口,批量生产的产业链尚未完全形成,制约了行业的整体发展.

中国在高活性催化剂、高强度高质子电导率复合膜、碳纸、低铂电极、高功率密度双极板等方面的技术水平已经取得了较好的成果,目前已经达到甚至超过了国外的商业化产品,但多停留于实验室和样品阶段,还没有形成大批量生产规模[1].因此,需将关键材料及部件实现产业化,加快形成具有完全自主知识产权的批量制备技术,全面实现关键材料核心部件的国产化与批量生产.批量化生产不仅需要完整的工艺技术,还需要配套生产设备和建立产品生产线,这就需要更多相关行业参与氢能燃料电池行业,形成合力.

3.2 电池系统的可靠性、功率密度及寿命

虽然中国氢能产业已取得重大进步,各大车企纷纷宣布氢能燃料电池整车下线投入示范运营,但是不可忽视的是,燃料电池电堆及系统的可靠性和耐久性与国际先进水平仍有一定的差距,有待进一步提高.而系统的可靠性与寿命并不是完全由电堆决定,还依赖于配套的辅助系统,如燃料供给、空气供给、水热管理和电控等,这些因素都会影响膜电极的性能,影响电堆的可靠性.辅助及控制系统布局不合理以及部分关键部件(如空压机等)体积大、集成度低,降低了电堆的功率密度;不合理的水热管理系统无法及时排除水和余热,对电堆的可靠性造成不可逆影响;另外,反应物的供给、启停冲击与异常运行都会对电池系统的可靠性造成影响[87].因此,需要从改进催化剂、膜电极、双极板等关键材料的性能,保障电堆的一致性,加强燃料电池系统整体的过程的机理及控制策略研究,提高系统的集成度等方面提高燃料电池系统的可靠性、功率密度、寿命,促进产业化进程.

3.3 加氢站的核心技术

目前国内关于加氢站的技术储备严重不足,所需相应成熟量产的零部件设备,尤其是核心零部件严重依赖进口,如传感器、减压器、瓶口阀等,尚有许多技术难点需要攻关.另外,还缺少涉氢试验检测的条件和数据的积累,液氢产业链与国外相比差距很大,涉及民用液氢的试验检测条件和检测标准方法还是空白,严重阻碍了加氢站基础设施的建设和产品开发[88].

加氢站建设及运营成本非常高,据估算,在中国建设一座加氢能力大于200 kg 的加氢站需要约1 000 万∼2 000 万元[89].高昂的建设成本依然是加氢站规模化发展的最大障碍,直接制约了加氢站的发展与普及.关于加氢站建设技术和标准,业内争议比较大,全球范围内也没有统一的标准.加氢站建设过程中的氢气压缩机、加氢站不锈钢材料、加氢站温度,以及氢气运输等方面也存在一定争议.另外,虽然各地政府鼓励和支持加氢站的建设,但出于安全和用地考虑,审批流程繁复且各地各部门都不一致,很难拿到准建证.此外,在加氢站的建设过程中,规划、立项、审批、运营监管相关方面的制度也不够健全.

3.4 政策引导、技术标准及检测体系

近年来,中国对氢能燃料电池产业予以大力扶持,先后出台众多利好的行业政策.国家层面的扶持政策多以补贴、双积分等经济调节和产业规划、技术进展等宏观指导为主,地方层面的扶持政策涉及产业的诸多方面.但是,还要在统筹规划和全面发展方面作出努力,使补贴政策向鼓励自主开发高性能、低成本燃料电池方面倾斜,以确保技术先进,形成激励燃料电池自主核心技术开发的局面.

随着燃料电池产业的不断发展,在行业各界的努力下,国内燃料电池行业的相关标准也基本搭建好框架[90].但是与国际标准相比较,国内在零部件、整车层面的安全要求与评价标准还不够完善,在氢制备、储运、加注及实际工况下,氢能燃料电池从部件到系统的评价检测体系等仍不健全,使得产业全链条下的产品推广受到制约和限制.

4 结束语

氢能作为清洁可持续的二次能源,在应对气候变化、保护环境等方面将发挥支撑作用,可以推动电力行业供给性改革,以保障能源供给安全.尽管中国氢能与燃料电池研发的起步较晚,但在政府、科研及产业界的积极努力下,行业已呈现迅速发展的势头,从产业链源头的制氢、储氢到质子交换膜、膜电极、双极板等核心技术,再到燃料电池系统、整车等,都有了长足的进步,部分技术指标已经达到或超过全球同类产品的水平.燃料电池关键零部件、电堆、系统、制氢储氢、检测及整车开发企业,以“产业集群”的形式,目前已在多个省市快速发展.

但是,从商业化方面来看,中国氢能燃料电池产业链仍然不完善,一些关键材料与核心零部件缺乏自主知识产权,电堆及系统的可靠性有待提高,产业链的技术标准、检测体系亟待统一与完善.这就需要行业加大研发力度及产业链建设,在产业链的构建过程中促进技术链的逐步完善.同时,需要国家政策进一步的支持和引导,做好战略规划,推进中国氢能产业快速发展.