国内外氢能产业发展实践对比及对我国的启示

施昱萱,张志全

(长江大学 地球科学学院,湖北 武汉 430100)

氢能源因其来源广泛、便于储存、灵活高效、清洁低碳及安全可控等特点,是除电能外唯一可广泛应用的零碳终端能源,也是唯一可广泛应用的零碳实体能源[1]。中国氢能的发展虽起步晚,但近年来的强劲之势不减。截至2021年底,我国现行氢能相关国家标准有100余项,涵盖了基础与管理、氢气储输、加注、应用、氢安全及氢检测等领域[2]。现阶段,中国氢能产业已初具规模,但尚未斩获重大突破。由于受产业链单一分散、国家标准可操作性低、技术发展成熟度不高等原因,中国氢能产业的发展举步维艰。

1 国外氢能产业发展现状

1.1 美国

美国是最先提出“氢经济”的概念的国家,上世纪70年代,通用公司便启动了燃料电池车的研发,拉开了全世界氢能利用的序幕。随后全美各行各业氢能技术的研发蔚然成风,近年来,由于受疫情的影响,美国对氢能产业的财政补贴有所减少,但仍能保持1亿美元/年以上的资金投入[3]。

除直接财政补贴外,政府还通过一系列措施,间接促进企业研发,尤其是通过向消费者提供税收减免和经济补助,支持燃料电池技术的应用。在联邦政府的氢能产业支持政策影响下,部分地方政府对氢能的支持力度亦如火如荼。加利福尼亚州通过一系列立法,直接通过购车补贴(5 000美元/辆)、加氢补偿(企业三年免费加氢等)方式大力推广燃料电池汽车的普及和应用[4]。2020年,美国燃料电池协会对全美未来大规模应用氢能的能源系统进行了系统规划。

1.2 日本

日本很早便开始着手对氢能的技术研发,长期以来日本政府致力于以发展燃料电池技术为突破口,带动氢能高速发展,降低传统能源对外依存度,以期将日本建设成为全球首个“氢能社会”国家。为达到该目标,其国内相继出台了《日本复兴战略》、《NEDO氢能源白皮书》等一系列发展政策,从国家层面确定了未来全国发展氢能的具体行动计划和举措[5]。

除了国家政策外,日本企业对燃料电池的规模化建设也非常积极。现阶段,本田、日产等燃料电池车在世界范围内的总销量已突破1万辆。在资金支持上,日本政府向NEDO投入大量的专项科研经费,在东京、名古屋及大版等地先后建成加氢站100余座[6]。此外,日本也大力发展氢能和燃料电池在固定式发电领域中的应用,拥有全球最大的微型分布式热电联供系统[7]。现阶段,日本的氢能发展位居全球最前列。

1.3 欧盟

欧盟一直致力于氢能产业的发展,早在20年前,便计划实现具有世界水平的欧洲氢能/燃料电池系统和部件在交通、固定和移动动力方面的开发和部署。近期,欧盟颁布了《欧洲氢战略》这一发展规划,提出氢能是支持欧洲2050年实现碳中和的必要条件,预计到2030年投入240～420亿欧元用于安装4 000万kW的电解设施,产生1 000万t的“绿色氢”[8]。

德国是较早实现氢能应用的国家,为满足日益严格的国际尾气排放标准,德国政府致力于加氢站的建设,从而推动其汽车制造从常规内燃机型向氢燃机型转变。据悉,德国政府在过去10年先后投资14亿欧元用于氢能项目开发,重在解决燃料电池产业化的相关问题及建设融合氢能的综合体系。经过多年的发展,德国氢能产业链实力大幅增强,综合实力位居世界第三位,仅次于日美[9]。在2020年6月通过的经济复苏计划中,德国预计要在未来10年将持续投入90亿欧元用于发展氢能。

1.4 韩国

韩国是氢能领域的后起之秀,近几年来,韩国政府于税收抵免、补贴支持及研发投入等多方面支持氢能产业链的建设。2020年,韩国出台了相关氢能发展政策,以期尽快完善氢能产业链系统。计划到2023年年初实现氢动力汽车销量突破1.6万辆,到2030年实现氢动力汽车年产量突破10万辆,并将其售价降至2020年水平的一半,同时建设加氢站300余座,跻身于全球氢能经济领先国家[10]。此外,韩国也在公共交通领域大力推行氢燃料电池巴士,并逐步在公共领域使用氢燃料电池垃圾车等。

2 中国氢能产业发展现状

2.1 氢能制备

煤制氢是我国当前主要的制氢方式,但却面临过程繁杂,不能实现氢能利用无碳排放的技术壁垒。天然气制氢适用于大规模制氢,但由于综合成本较高,加之我国的天然气大量依赖进口,导致原料供应相对难以保证[11]。此外,化石燃料制氢生产的气体杂质成分多,若要应用于燃料电池,还需进行提纯,进一步增加了制氢成本。工业副产氢制氢虽提纯工艺相对复杂,但具备成本低、环保等优势[12],有望成为未来高纯氢气制备的关键举措。

我国碱性电解水制氢技术发展至今,已相当成熟,是现阶段国内主流的电解水制氢方法,具有工艺简单、制氢规模灵活、纯度高等优点。而SPE制氢在国内尚处于早期开发阶段,与国际先进水平的差距依然较大[13]。与AWE制氢技术相比,其制氢设备价格高出数倍,但具有对负荷变化响应速度快的特点,更适用于可再生能源发电[14],有望在进一步薄化成本后,成为未来更具市场前景的电解水制氢技术。

氢气提纯技术也是制氢阶段的关键一环,其中PSA技术因其工艺简单、安全性高、能耗低等优点,是国内氢提纯的主要技术路线,适用于各种规模的H2纯化[15]。而氢膜分离技术虽可实现H2的选择性分离,但却存在膜污染、成本高、易发生氢脆等技术瓶颈,工业化应用程度较慢[16]。深冷分离法是工业生产中最成熟的H2提纯工艺,由于受耗能大、成本高的影响,适用范围有限[17]。

2.2 氢能储运

氢气的储运与加注也是全产业链的关键步骤,该过程的成本投入、安全性与可靠性是整个体系的关键。高压气态储氢为目前氢气储运的主要方式,国内高压储罐的最高设计压力为98 MPa,主要用于加氢站的固定式储氢或其他对空间要求比较苛刻的场景[18]。液态储氢在国外已经被推广应用,但国内只应用于航天领域。其闪光点在于储氢密度大,每立方米储罐可储存70 kg的液氢,但由于H2液化过程耗能高,加之液氢保存需要适宜的温度,进一步制约了其适用范围[19]。而固体储氢在国内仍处于研究开发阶段,要想实现其普及应用,还需进一步解决提高储氢密度、降低释氢温度及改善服役寿命等一系列实际问题。

国内的主流输氢技术包括高压气态、管道运输及液态氢输送。高压H2运输是指H2经高压处理后,利用长管拖车的方式实施运输,该输送方法由于成熟度较高,我国加氢站的外进氢气均采用该方法进行运输[20]。而管道运输则主要应用于大规模、长距离的H2输送。随着氢能产业的快速发展,新建输氢管网可满足我国巨大的用氢需求,但当前我国尚未建立统一的输氢管网规划部署[21]。液态储氢可在常温常压下以液态形式输运,运输过程安全、高效,到达使用地点后在催化剂作用下通过脱氢反应实现H2提取[22],但由于受相关技术条件的限制,我国液态输氢技术尚位于研发和示范初期阶段。

加氢站是氢能产业基础设施的终端设备,到目前为止,我国在建或已建加氢站180余座。从现有加氢站区域保有量来看,广东省居全国首位,山东、江苏、上海次之[23]。当前,我国加氢站的建站模式呈多元化、经济化发展,建站所需的储氢罐、隔膜式压缩机等关键设备均已实现国产化。随着氢能应用端需求的变化,加氢站的加注压力将从35 MPa提至70 MPa,但我国70 MPa加氢站的相关设备和标准法规还不够成熟[24]。

2.3 氢能应用

目前我国氢气主要用于化工冶金领域,其中占比最大的是作为生产合成氨的中间原料,占比约为30%;其次是生产甲醇的中间原料,占比约为28%;焦炭副产氢利用(炼钢等)与石油炼化用氢次之,分别占比15%,12%。此外,还有煤化工用氢(占比约为10%)以及其他领域用氢(5%)[25]。相比美、日、韩等国,氢能作为一种能源在国内交通、建筑、供电等领域的用量还相对较少。

与国外燃料电池乘用车推广数量远大于商用车不同,我国燃料电池车开发目前以商用客车与专用车为主。形成差异的原因在于[26]:一方面,国内由于在燃料电池电堆功率密度这一核心指标上同国际先进水平存在较大差距,燃料电池还达不到在乘用车上商业化应用的需求。与乘用车空间小、对燃料电池体积要求高不同,商用客车有相对较大的空间,对电堆功率密度要求不高。另一方面,乘用车多为私家车,目前国内加气站的数量有限,不能满足庞大规模私家车的需求。而客车和专用车对空间要求较为宽泛,对加氢站布局密度的要求较低,车辆使用地区附近有一座即可满足需求。

除氢燃料电池应用方式外,在我国以其他形式的多元化应用示范亦取得了积极发展。在工业领域,全球最大规模的太阳能电解水制氢储能综合应用示范项目在宁夏宁东能源化工基地展开,该项目是我国煤制烯烃行业首个引入绿氢的项目[27]。全国第一个千t级液态太阳能燃料合成示范项目,于2020年10月在兰州落成,该项目利用可再生能源制氢制取合成燃料,为解决CO2利用提供了新思路[28]。

2.4 产业支持政策

我国现行氢能产业国家支持政策聚焦于燃料电池和基础设施层面,在示范应用领域,由财政部、发改委等部门敦促实施,仍然重点推动燃料电池汽车在中远途、中重型商用车领域的应用,并提出利用信息化平台实现燃料电池汽车的示范全过程、全链条监管。在总体规划领域,由国家出面将氢能划入能源种类,并分别从标准法规、技术攻关、产业发展政策等层面进一步明确国家对发展氢能产业的支持 。

部分地方政府基于能源和低碳转型的角度,陆续颁布了支持氢能发展的相关规划。截至2021年底,国内至少有50个省市级政府发布了相关帮扶政策,内容涵盖燃料电池汽车地方性补贴、产业示范应用、技术研发、产业群打造乃至示范城市建设等[29]。仅2021年全国就有超过30个地方政府发布了氢能相关规划,涉及加氢站数量超过1 000座、燃料电池车数量超25万辆,不论是规划数量还是发展目标,均比2020年有大幅提升[30]。

3 对中国氢能体系建设的启示与建议

3.1 制定中长期的氢能发展战略是前提

我国应积极效仿美国、欧盟及日本等发达国家,高度重视氢能在未来能源体系中的地位,将发展氢能产业提升至国家战略高度。由国家层面出手,构建中长期的氢能发展规划,同时根据本国资源禀赋和产业特征,因地制宜地制定和出台相应的氢能发展政策和法规,并推出相关的财政补贴、税费减免等扶持策略,以期大力刺激国内氢能体系的高速发展。

3.2 逐步完善多元化应用场景是关键

强调绿氢的使用,重点构建规模化绿色氢气供应体系,强调氢能在化工、炼钢和交通等领域中大范围脱碳的重要作用,并将氢能整合至国家的综合能源系统中。在氢能应用端,强调将绿色氢气应用于天然气掺氢、分布式发电或供热、氢能炼钢、化工、氢燃料电池汽车等多个领域,逐步完善多元化应用场景。

3.3 统筹各方先进技术实现市场扩展是保障

日本氢能产业占据鳌头的原因在于先进的燃料电池技术,该技术促使其加氢站建设与燃料电池汽车的投入成本大幅锐减。基于此,我国也应将氢能定位为提升经济增长与产业竞争力的手段,重点扶持燃料电池产业,加大对提纯、输氢等各方先进工艺的支持力度。不断完善氢能产业链,注重相关技术的输出,最大化实现市场扩展。

3.4 构建全域联动氢能发展模式是目标

全域联动氢能发展模式对氢能产业的发展至关重要,已在韩国氢能发展中得到了有效印证。相比日韩,我国拥有丰富的可再生能源和制氢原材料,今后应以本国资源为依托,专注氢气生产,拓展出口渠道,推动氢能贸易,打造全球氢能供应基地,将氢能塑造成未来资源出口的重要组成部分。同时应在保证氢能供应链安全性的前提下,实现氢能的共制、共建、共享,开创氢能发展现代化新局面。

4 结语

经过多年的实践与发展,我国氢能产业已初步形成标准体系,在整个产业链的一些关键环节取得了长足的进步。在产业如火如荼发展的同时,也要认识到我国氢能技术与发达国家水平尚有较大的差距,仍存在燃料电池制造及氢能运营成本高、现有的氢储运标准规范完整性差、加氢站与安全验收技术成熟度低等行业壁垒。建议国家首先应高度重视氢能产业和技术发展,在氢能关键技术和设备、氢能交通、加氢站等方面开展大量的实践,增大相关的技术储备和经验积累;其次是加大对核心技术及产品自主化、装备产业基地建设、氢能示范应用等多个领域的支持力度,有效解决氢能行业中的“卡脖子”问题;最后是构建即独立又相互补充的氢网和电网,实现能源结构的多元化,在新一轮全球能源革命中奋力抢占氢能革命制高点。