中国氢能产业技术发展现状及未来展望

张 智 赵苑瑾 蔡 楠

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

0 引言

国家发展和改革委员会（以下简称发改委）和国家能源局在《能源技术革命创新行动计划》中明确指出中国要在2030年建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系[1]。

氢能具有来源丰富、应用广泛、燃烧热值高、清洁绿色等特点，其燃烧热值远高于其他燃料，燃烧产物只有水，是目前最有潜力替代传统化石资源的“未来”能源之一[2]。在全球向低碳、绿色转型的“第三次能源革命”大背景之下，以氢能为代表的可再生清洁能源正迎来前所未有的发展机遇，世界各国都在氢能领域进行了积极探索，氢能的发展将成为“十四五”期间中国能否引领世界经济“绿色复苏”的关键因素。聚焦中国氢能发展现状和未来方向，笔者总结了近年来各国政府制定的氢能相关政策和战略发展目标，从氢能产业及科研成果等方面探讨了中国氢能发展现状，展望了中国氢能产业未来发展方向，以期为相关研究提供参考。

1 国际氢能发展战略简况

1968年，氢能以燃料电池的形式首次应用于美国Apollo号宇宙飞船中，掀起了氢能的发展序幕。但由于其成本和技术门槛较高，直到21世纪初期，氢能相关产业都未引起较大重视[3]。而随着人类环保意识的觉醒，减少CO2排放、推广绿色新能源应用等逐渐成为新时代发展的主旋律，尤其在2015年，197个国家通过了《巴黎协定》，提出了减小碳排放的目标，发展氢能就是实现该目标的重要途径之一[4-5]。图1为BP公司预测的2050年世界能源消费终端结构，可知在快速转型模式（通过增加碳排放成本的方式降低碳排放）下，氢能占比为7%；而在净零模式（在快速转型模式基础上提高社会对清洁能源的使用比例）下，氢能占比为16%[6-7]。

截至2021年，多个国家都先后推出了氢能发展战略（表1）[8-14]，体现了全球对于发展氢能、推动燃料电池应用、实现“碳中和”及能源绿色化的共识和决心。

在这些政府政策的扶持下，兴起了一批国际氢能相关产业，部分氢能相关产业及其发展方向见表2。世界各国氢能发展的技术方向较为一致，但不同国家氢能产业发展方向存在差异，在美国、日本等氢能技术较为成熟的国家，其氢能产业更加侧重于推广普及氢能在日常交通中的应用，实现氢能社会的建设目标。而另一部分国家侧重于利用氢气制备的化学物品的出口。

表1 多个国家氢能发展战略表

表2 国外部分氢能相关产业及其发展方向表

2 国内氢能发展的形势与挑战

中国作为一个能源大国，氢能在其能源结构中的占比也呈现逐年升高的趋势，如图2所示，预计在2049年将达到10%，可以实现7×108t (CO2)的减排[15]，由此可见，氢能的发展既是满足中国能源需求的必要条件，也是促进中国实现“双碳”目标的有效途径。

图2 中国氢能的能源比重柱状图

2019年，国际年产氢量约6 300×104t，而中国年产氢量达2 200×104t，占世界产氢量的约1/3[21]；同时《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》显示，中国氢气产能可达4 100×104t/a，产量约3 342×104t/a，是当之无愧的世界第一产氢大国[15]。笔者将从氢能相关的产业发展、科研成果及在燃料电池的应用3个方面简要分析目前中国氢能的发展形势与挑战。

2.1 氢能产业遍地“开花”，但能否“结果”还需观望

2020年9月22日，中国在第75届联合国大会上正式提出“双碳目标”后，加速了传统化石能源向绿色可再生能源的转型，出台了一系列的政策扶持以氢能为代表的新能源行业，目前已经形成京津冀、长三角和珠三角3大氢能发展重点区域，其中京津冀地区依托残奥会和冬奥会等国际赛事，计划于2025年前，实现氢能累计产值超过1 000亿元，减少碳排放量200×104t[22]；长三角地区具有成熟的工业副产制氢技术，聚集了大量研究氢能的科技人才，发展优势明显，但由于工业副产制氢过程的碳排放无法避免，其绿色制氢技术仍存在瓶颈[23]；珠三角地区的佛山是中国最早开始发展氢能的城市，在2009年便修建了云浮氢能产业基地，是中国氢能发展的“急先锋”，但仍需加强氢能产业规划，从而推动珠三角地区不同城市在氢能方面的合作交流[24]。近年来，中国开展了多个氢能产业园的建设，部分见表3[25-31]，但这些园区仍面临着巨大的挑战：①部分氢能园区仍处于前期建设中，基础建设薄弱且投资较多但仍无收益；②氢能园区的发展受制于入驻企业的发展，存在不确定性。

表3 中国部分氢能产业园简况表

同时，政府工作也是氢能产业能否健康发展的一大关键因素，政府不仅需要对氢能园区的发展提供财政支持和宏观调控，还需要加强对氢能产业的监管，严格把控资金补贴关，防止有人在国家扶持氢能产业的背景下谋取私利，破坏氢能产业的社会形象。除了帮扶政策外，各级政府还应当尽快出台一系列完善的法律制度，规范氢能产业，切实解决“卡脖子”问题，避免“炒概念”。

2.2 绿色制氢技术研究水平领先，但仍需纵向挖深

“绿氢”是指通过可再生能源电解水得到的氢气，全过程碳排放为零，如何将“灰氢”（化石燃料制氢）向“蓝氢”（结合碳捕集、碳封存技术的化石燃料制氢）、最终向“绿氢”转化是目前氢能的主要研究方向[6]。图3展示了近10年来中国与其他国家绿色制氢科技成果差异[32]。可知中国在绿色制氢技术领域发表的SCI文章数量和获得的发明专利数量都位居世界第一，表明中国在绿色制氢技术上处于国际领先水平，但每篇论文的平均引用次数较低，中国仍需加大绿色制氢的纵向研究，提高绿色制氢技术方面的国际影响力。

图3 近10年中国绿色制氢科技成果与其他国家的差异图

2.3 氢燃料电池推广迅速，但安全问题不容忽视

氢燃料电池是氢能的主要应用方式，其通过电化学反应将氢气的化学能转化为电能，具有能量转化率高、绿色环保、静音等优点。2018—2021年，中国氢燃料电池销量不断攀升，尽管由于疫情，2020年氢燃料电池销量略低，但从2018年的53 MW发展到2021年的245 MW，增长了5倍，未来还将持续升高，体现了氢燃料电池呈爆发式增长趋势。

然而，由于氢燃料电池构造特殊、原材料（触媒、质子交换膜、分离器等）造价高昂，导致氢燃料电池仍存在价格偏高、研发周期长等问题。此外，如何保证氢燃料电池生产、应用过程中的安全性也是现阶段亟待解决的难题。在推广氢燃料电池的同时，必须考虑氢气易燃、易爆、易泄漏的特点。

3 中国氢能产业发展方向

3.1 降低绿色制氢成本，促进氢能由“灰”转“蓝”再转“绿”

由于其生产成本较低、技术较成熟，“灰氢”仍是中国目前主要的制氢手段，表4为不同制氢方式的成本及碳排放量，可知“灰氢”成本远低于“绿氢”，但“灰氢”制氢过程中会释放大量的CO2，不利于中国实现“双碳目标”。“蓝氢”平衡了碳排放量和成本，可以作为氢能由“灰”转“绿”的过渡阶段。

表4 不同制氢方式的成本及碳排放量表[33]

“绿氢”发展的关键在于降低电解水过程中电源的成本，国际可再生能源机构（IRENA）预测到2030年，由于风电、光伏等可再生能源占比升高及电解槽规模增大，可再生能源制氢在成本上更具竞争力[34]。美国NEL hydrogen公司表示未来低成本可再生电力可以将“绿氢”成本降至1.50美元/kg[35]。因此，氢能由“灰”转“蓝”最终转“绿”是必然的趋势。根据英国石油公司（BP）2020年发布的《Energy Outlook》，预计当2050年时，在快速发展模式下，全球“蓝氢”和“绿氢”分别约占总氢能的10%和14%；在净零模式下，“蓝氢”和“绿氢”的比例将分别达到28%和30%[6]。德国已经修建了Stralsund、Salzgitter等多个风电耦合制氢示范区[36]，沙特阿拉伯也在塔布克省修建光伏制氢示范区[37]。中国应突破可再生能源制氢生产成本的制约，加速“氢能”由灰”转“蓝”再转“绿”的进程。

3.2 与CCUS协同发展，实现Power to X

2018年，IRENA根据全球终端热值统计了不同制氢方式的产氢占比（图4）。可知全球仍以化石能源转化制氢为主，制氢过程中往往会伴随大量CO2的释放，不符合中国低碳减排的政策。而通过CCUS（碳捕集、利用与封存）技术可以捕集、提纯大气中的CO2，再将其应用到别的领域中，从而实现CO2的循环利用。德国将氢能与CCUS结合，首创了Power to X（电力多元化转化理念，简写为P2X），图5为该理念核心，即通过可再生能源电解水制氢，再将H2与CO2结合制氢甲烷、甲醇等（Power to Gas）；或将H2应用于供热（Power to Heat）、供电（Power to Electricity）、交通（Power to Mobility）[38-40]等领域。

图4 不同制氢方式的产氢占比图

2020年，全球P2X总装机容量约10×104kW，预计到2030年，总装机容量将超过1 100×104kW[41]。世界多国都在积极建设P2X系统：瑞士市政公用事业联盟（Swisspower）与德国西门子合作建立了P2X工程，预计可以提高50 MW的电量[42]；欧盟成员国共同参与的“地平线2020”科研规划，计划投入1 050万欧元建设Hy flexpower项目，预期实现每年高达6.5×104t的CO2减排量[43]。中国应当借鉴国外开展的P2X项目，去粗取精，充分利用可再生能源电解制氢，从源头降低碳排放，再将氢气应用于天然气掺氢、氢燃料电池、化工等多个领域，以加快中国实现“碳中和”的进程。

图5 Power to X系统示意图

3.3 克服“短板效应”，加强顶层设计与产业配套

1）中国氢能的顶层设计较为薄弱，缺乏国家层面的氢能战略布局，没有细化分工到各级政府、各个部门，氢能定位不明确且缺乏基层宣传工作，导致民众对氢能的认识仍停留在氢气是化学危险品上。同时，中国本土产新能源汽车海外发展规划不够完善，新能源产业优先发展的红利减弱，核心技术对外依赖性高带来的问题逐渐显现，新能源用车占据的全球市场份额由2018年的54%缩减到了2020年的41%[38]。国家应尽快制定更加全面的氢能发展规划，明确氢能的战略地位，加大氢能科研投入，切实突破国外技术壁垒，同时帮扶中国新能源汽车的海外产业，确立中国在全球市场的龙头地位。

2）由图6可知氢能源产业链“制、储、运、用”4个环节缺一不可，但目前中国氢能发展重点仍集中在制、储、运上中游产业，而对下游氢能终端应用的发展力度不够，没有开拓出适应技术发展的氢能消费市场，导致氢能用户量少，无法提供足够的正向反馈，转而抑制氢能技术的发展[39]。为此，中国应当在“十四五”期间，加大对氢能消费市场的鼓励政策，完善氢能终端应用的配套设施，加强氢能产学研用一体建设，促进氢能消费，利用产业带动技术发展。

图6 氢能源产业链图

3.4 加强国际交流合作，打造氢能出口大国

一些发达国家在氢能方向上起步早，已经有了较多研究成果，比如日本由于其能源短缺，早在1999年就开始发展氢能，其氢能及燃料电池相关专利超过全球总专利的50%[37]。中国应加强与氢能发达国家之间的交流合作，取长补短，携手共建低碳、绿色新世界。目前中国已有多个国外合作氢能项目（表 5）[44-49]。

表5 中外合作氢能项目表

同时，中国氢气产量潜力巨大，比如致力于打造“中国氢谷”和“东方氢岛”的山东省计划在2030年时氢能产业总值达到3 000亿元，燃料电池固定式发电装机容量达到10 000 MW[50]。而产氢大省又毗邻多个需氢国家，新疆、甘肃、内蒙古与中亚及欧洲毗邻，山东、辽宁、吉林与日本和韩国毗邻，氢能贸易优势巨大，中国应打造氢能出口大国，制造贸易顺差。

3.5 发挥传统能源公司优势，推动天然气掺氢项目

尽管近年来氢能在世界范围内发展迅速，国家也出台了一系列政策扶持氢能相关产业，但传统化石能源短时间内仍无法被氢能替代，而且传统化石能源公司发展氢能有较大的优势，一方面可以利用已建立的油气运输管线输送氢气，这一点尤其有利于海上制氢业的发展，因为海上风能与太阳能丰富，具备良好的制氢条件，但海上运输储存困难，导致海上制氢受到制约。另一方面传统化石能源公司可以将加油站改建为氢油合建站，实现氢能“制、储、运、加”一体化发展。中国石油化工股份有限公司致力于打造“中国第一大氢能公司”，计划在“十四五”期间非化石能源制氢量达到50×104t/a，加建1 000座加氢站，引领氢能交通和绿氢炼化发展，每年减排

此外，天然气与氢能的混合利用也是传统油气行业发展氢能的一大方向[52-53]。根据2019年全球各国已经建立的37个天然气掺氢的示范项目，天然气中掺入20%的氢气后，发动机热效率可以提高15%，经济性提高8%，污染物排放降低60%～80%[54]。但掺氢也对中上游的输气管道和配套设施以及下游的用气装置（居民用气设备等）带来了氢脆、泄漏等风险，因此还需要对这些装置所能承受的氢气含量能力进行评估，制定氢气泄漏的应急预案，保障天然气掺氢的安全性。

4 结论

1）世界主要发达国家都以建成“氢能社会”为目标，积极制定政策，大力推动氢燃料电池和汽车的发展，力争2050年前实现能源转型。

2）中国氢能发展形势良好，但也面临诸多挑战：①氢能相关产业如雨后春笋般涌现，但其发展能否达到预期还需观望，政府应当在扶持的同时，把好经济关；②绿色制氢技术相关外文文章数量居世界第一，但仍需纵向深入，提高国际影响力；③氢燃料电池市场规模持续扩大，但仍需重视其安全经济应用。

3）指出了中国氢能产业下一步发展方向：①以全面建设“绿氢”社会为目标，降低绿色制氢成本，促进氢能由“灰”转“蓝”再转“绿”；②与CCUS技术协同发展，借鉴国外成熟的P2X模式，积极建设中国的P2X系统；③克服“短板效应”，加强顶层设计与产业配套，以消费促生产，全面发展氢能相关产业；④加强国际交流与合作，打造氢能出口大国；⑤发挥传统能源公司优势，推动天然气掺氢商业化。