碳中和｜氢能及燃料电池产业瓶颈分析

1. 碳中和｜氢能及燃料电池产业瓶颈分析

 文/于广欣 纪钦洪 刘强 肖钢 熊亮，中海油研究总院，现代化工
   氢是宇宙中最丰富的元素。氢能作为二次能源是最佳碳中和能源载体，可用于发电、发热、交通燃料，具有零污染、热值高、可存储、储量足、应用广等优点。氢的储能属性使其具备跨时间和空间灵活应用的潜力，能与可再生能源有效衔接，助力可再生能源消纳与更大规模发展。正是基于氢的优点与潜能，在应对气候变化、全球能源转型的大背景下，国际上普遍认为氢能将成为未来能源系统的关键节点，在全球能源转型及提高能源系统灵活性方面发挥关键作用。而近些年全球资本、技术、舆论等因素正共同催生本轮氢能热潮。
    1 氢能产业发展现状 
   本轮氢能热潮起于欧美日发达国家，并逐步扩展至全球。欧盟、美国、日本已将氢能纳入国家能源发展战略，并出台产业发展规划和支持政策。美国重视氢能产业链关键技术培育，应用方面固定式燃料电池发电、氢燃料电池叉车和 汽车 有绝对优势。欧盟实现净零排放，氢能是其重要抓手，德国制定《国家氢能战略》支持可再生能源制氢、氢基合成燃料、燃料电池产业与技术发展。日本、韩国发布详细的发展路线图，政策导向明确，在燃料电池车、家用燃料电池、加氢站网络和氢技术开发处于领先。国际氢能理事会发布的《Hydrogen Scaling Up》报告预测，2050年氢能约占全球能源需求的18%，工业、交通、建筑供暖供电是氢能应用重点领域。
   国内将氢能定位战略能源技术，政策利好逐步释放。2019年氢能首次被写入政府工作报告，2020年《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》第一次将氢能列为能源范畴，同年氢能纳入年度国民经济和 社会 发展计划，并启动燃料电池 汽车 示范推广及国家氢能产业发展战略规划编制。国家层面从立法、顶层设计、示范应用等层面给予氢能产业持续的政策支持，统筹规划、引导、规范氢能产业 健康 持续发展。在持续稳定的政策环境下， 社会 资本、产业链上下游相关企业、地方政府等多因素叠加催化下，近几年国内以加氢站为代表的氢能基础设施（表1），制-储-运-用产业链关键技术与装备得到发展，初步形成珠三角、长三角、京津冀等氢能产业热点区域，目前产业整体处于技术研究与示范应用阶段。根据公开资料整理，目前国内氢燃料 汽车 超过6000辆，在运营加氢站46座。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019）》预测，2035年氢能占国内终端能源总量5.9%，加氢站数量1500座，燃料电池车保有量130万辆。
      面对全球应对气候变化政策倒逼，Shell、Total、BP等欧洲石油公司相继提出2050年“净零碳排放”目标，押注绿色低碳能源成为普遍选择，其中布局绿色氢工厂、加氢站等氢能业务是重点方向。至今，壳牌氢能业务已在美国、日本、德国投资超过24座加氢站，并与道达尔等企业合作在德国加速推进H2 Mobility项目（预期加氢站建设规模超过400座）。国内石化企业在发展氢能方面，具有氢源和销售网络的优势，中国石化等已开展制氢、加氢站及储运设施网络的规划和建设，2018年中国石化加入国际氢能委员会，2019年与法液空开展氢能合作，采用“油氢电一体化”新模式，在现有加油站基础上配建加氢站，目前已在广东、上海、浙江建成油氢合建站4座。
    2 产业链技术与成本瓶颈分析 
   全球氢能及氢燃料电池车示范应用进展显著，但氢能产业涉及制、储、运、用多个环节，产业链长，技术复杂，现实中氢能大规模推广应用仍面临氢燃料电池制造成本高、加氢站设施薄弱、终端用氢成本高等瓶颈。
    2.1 技术因素导致制造氢燃料电池成本较高 
   氢燃料电池系统由电堆、供气系统、控制系统等部件共同构成。电堆是将化学能转化为电能的核心部件，电堆成本占氢燃料电池系统总成本60%左右（见图1）。造成电堆成本居高的主要因素包括：膜电极、电堆加工制造过程及使用环境要求。而电堆技术的瓶颈也导致氢燃料电池系统成本较高。
      膜电极是电堆的核心部件，由催化剂、质子交换膜、碳纸组成，其成本约占氢燃料电池系统的36%。目前商用催化剂为铂/碳，其成本约占氢燃料电池系统成本的23%，是成本的主要来源。质子交换膜、碳纸材料成本也较高，国内主要依靠进口，在性能和批量化上与国外还存在差距。膜电极已经发展到第三代有序化膜电极技术，趋势是降低大电流密度下的传质阻力，进一步提高燃料电池性能，降低催化剂用量，使膜电极的材料成本大幅降低。
   均一性是制约电堆性能的重要因素，也是影响制造成本的关键。电堆通常由数百节单电池串联而成，均一性与材料的均一性、部件制造过程的均一性有关；特别是流体分配的均一性，不仅与材料、部件、结构有关，还与电堆组装过程、操作过程密切相关。由于操作过程生成水累积引起的不均一、电堆边缘效应引起的不均一等，电堆中一节或少数几节单电池的不均一会导致局部单节电压过低，限制了电流的加载幅度。设计、制造、组装、操作控制等环节产生的不均一性直接影响电堆的比功率，进而影响电堆成本。
      2.2 氢燃料电池车成本较高限制了商业化销售规模 
   车用燃料电池系统成本高是造成氢燃料电池车售价高的主要根源。由电堆、氢瓶和空压机等主要部件组成的燃料电池系统是氢燃料电池车的核心，约占氢燃料电池车成本的50%。其中除电堆成本高外，供氢系统、空气供给系统成本也较高，技术上与国外还存在较大差距。
   氢燃料电池车尚未规模化生产，市场销量有限。目前，全球最大的氢燃料电池车企业——丰田公司现有生产能力仅3000辆/年，2020年也只能达到3万辆/年，本田、现代、日产、上汽等车企虽相继推出商业化车型，但市场销量依然有限（见表2）。氢燃料电池发动机企业亿华通与宇通客车、福田 汽车 、中通客车等车企合作，建设了国内首条自动化氢燃料电池发动机生产线，年产能也仅1万台。生产规模小导致整车成本较高，如丰田公司官网上2020款Mirai售价为58 550美元，是混合动力2020款PRIUS售价（24325美元）的2.5倍，远高于消费者预期。
         2.3 加注车辆少及设备国产化仍是早期加氢站发展的主要限制因素 
   加氢站的建设与运营仍面临发展初期的困难。新建加氢站及将现有加油站改造为加油加氢站难度较大。新建加氢站建设标准主要采用《GB 50516—2010加氢站技术规范》，其对氢气储运安全和建站选址条件的要求较高，特别是加氢站的氢气工艺设施与站外建筑物、构筑物的防火距离。加油加氢合建站设计要符合《GB 50156 汽车 加油加气站设计与施工规范》，依托现有加油站设施进行改造困难较大，特别是大城市、人口密集地区问题更加突出。
   加氢站的网络布局与氢燃料电池车的市场规模依然是产业初期互相掣肘的因素。纯电动车推广和充电桩建设也曾经面临过同样问题，加注车辆较少，限制了加氢站的良性滚动发展。目前国内建设和在运营加氢站分别是66座和46座，分布在19个省市，其中广东、上海、江苏、山东是加氢站主要集中地区（见表3）。目前国内加氢站数量与规划2020年建设100座、2030年建成1000座还有较大差距。国内最早示范运营的上海安亭、北京永丰加氢站始终处于加氢车辆少的尴尬局面。德国H2 Mobility项目已建成的加氢站也存在车少的状况，但仍在推进2023年建设400座加氢站网络的目标，试图解决产业初期的问题。
      加氢站设备国产化还面临瓶颈，氢气压缩机、加注机等关键设备目前仍以进口为主。根据公开资料整理，加注量1000kg/d的35MPa加氢站建设成本高达1500万元，高出加油站数倍。其中储氢装置、压缩机、加注机、站控系统等占加氢站总投资约60%，其中氢压缩机占比最高，约为30%。
    2.4 终端用氢成本高，制储运关键技术亟待突破 
   目前，氢作为燃料的价格仍远高于化石燃料。氢燃料电池车的用氢成本包括从制、储、运到加注的全过程成本。与传统燃油车相比，氢燃料电池车百公里消耗的燃料费用要高于燃油车。根据国内示范项目的运行经验初步估算，氢燃料电池车的燃料费用约为燃油车的1.8倍左右。氢燃料终端售价虽高于化石燃料，但国内外仍通过车企、政府补贴方式来弥补氢燃料价格的劣势，推动氢燃料电池车产业发展。
   化石能源制氢技术成熟、规模大、成本低（见表4）。国内现有工业制氢产能为2500万t/a，氢气来源构成主要是煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢以及电解水制氢，占比分别是40%、12%、12%、32%和4%。在氢能及氢燃料电池车产业发展初期，化石能源制氢以及工业副产氢是低成本氢燃料的主要来源，有利于推动产业发展。但化石能源制氢CO2排放量大，利用可再生能源制取低成本氢气是业界一直瞄准的方向和攻关重点，最终目标是氢气价格与化石燃料价格持平。
      绿色、低成本制氢技术是氢能产业发展的关键。质子交换膜（PEM）水电解制氢技术在总体效率、工作电流密度、氢气纯度、产气压力以及动态响应速度等方面优于碱性水电解制氢技术（详见表5），能适应可再生能源发电的波动性，是氢能产业链发展的重点技术之一，但目前面临采用铂催化剂、电耗高而导致的制氢成本较高问题。突破铂催化剂、电堆等关键技术，进一步提高电流密度、系统能效、降低投资是PEM制氢技术的重点开发方向。
      目前国内氢储运标准、规范不完善，导致氢燃料只能以气态方式运输，限制了加氢站的技术选择。液氢储运在国内仅用于航天军工领域，商用加氢站未有液氢供应的标准和规范。国家层面正通过立法将氢能作为能源进行管理，并制定商用液氢制、储、运、用相关标准，2019年已完成三项液氢国家标准征求意见稿，将填补国内民用领域液氢标准空白，由此可能带来氢能全产业链技术突破，从而降低终端用氢成本。
   液态氢密度高达70.6g/L（-253 ），相同有效装载容积下液氢储运能力远高于高压储氢。尽管氢液化的能耗比氢压缩的能耗高1倍以上，但在运输环节液氢的运输成本只有高压氢的1/5~1/8。国外仍采用高压氢气管束车作为主要运氢方式，气态氢限制了储运能力，详见表6。
    3 思考与建议 
   氢能及燃料电池产业已进入早期示范应用阶段，大规模商业化推广仍需解决产业链关键环节的技术与成本瓶颈。具体来讲，加快氢能及燃料电池产业商业化步伐需要政策、规划、标准规范、技术等因素协同发力。
   持续稳定的产业支持环境，配套相应的产业补贴，对早期氢能产业发展至关重要哦。国家应尽快启动氢能及燃料电池产业顶层设计，编写国家产业发展战略规划，制定产业发展实施方案，统筹规划氢能产业重点发展区域，明确产业链制、储、运、用环节的发展路径。技术方面，加强绿色低碳制氢、高效低成本燃料电池、氢压缩机、加氢机等产业链关键技术、核心零部件重点攻关，加快设备国产化，完善产业链标准规范。具体实施建议国家主导设立氢能 科技 重大项目，联合企业、高校科研院所，集中力量突破核心技术、材料、装备及关键零部件，打造自主技术、材料、设备生态链，进一步降低成本，推动产业 健康 快速发展。
   展望未来绿色氢气制取、储运、加注与燃料电池技术突破以及氢能基础设施完善与普及，将激发氢能及燃料电池产业应用场景多元化与规模化应用，推动氢能在全球能源转型中担当更加重要的角色。
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2. 西门子能源：碳中和目标下 绿氢引领新一轮能源变革

应对全球气候危机，实现温室气体的净零排放，“碳中和”目标正促使各国朝着绿色、零碳经济转型。氢能是清洁能源的表现形式之一，由于“绿氢”产自可再生能源，因其具有的从生产到使用的零碳排放优势而备受青睐。
  
 在智利最南端的麦哲伦省，立足于当地丰富的风能资源，西门子能源携手多个合作伙伴共同打造了“Haru Oni”项目，创新了绿氢生产与应用的场景，即利用可再生能源生产气候中立的合成燃料，这不仅能为高碳排放的交通运输行业提供清洁燃料，也将为可再生能源丰富的地区提供清洁能源输出提供巨大商机。
  
 西门子能源首席执行官克里斯蒂安·布鲁赫博士（Christian Bruch）表示，“可再生能源将不仅在有市场需求的地方生产。风能、太阳能等自然资源丰富的地区也将成为可再生能源的产地。因此，新的供应链将在世界各地兴起，支持可再生能源在地区间的运输。”
  
 西门子能源股份公司新能源业务全球首席战略官兼新能源亚太区业务负责人赵作智博士在接受采访时表示，重要行业如交通运输、工业等的??深度脱碳离不开绿氢的使用。未来，氢能在储能和运输方面将扮演越来越重要的角色。
  
 可再生能源的全球化分配
  
 氢气作为能源载体，将在全球能源转型中与电力互为补充。电解水制氢被认为是未来制氢的发展方向，尤其是利用可再生能源电解水制氢。
  
 目前传统的制氢模式，不管是“灰氢”还是“蓝氢”，它们的生产还是使用过程，都存在着高碳排的问题。当电解水制氢过程中使用的电力完全来自风能、太阳能、水能或地热发电等可再生能源时，其产生的氢气才能被称为“绿氢”。
  
 数据显示，2020年，全球交通运输行业二氧化碳排放量高达排放量达到88亿吨，仅次于能源、工业成为第三大碳排放源头，尤其是公路运输占比较高。因此，在二氧化碳减排面临挑战的领域，比如交通运输、炼油和钢铁等行业，绿氢将助力其实现深度去碳化。
  
 “Haru Oni”项目依托智利的风能优势，通过电解槽利用风电将水分解为氢气与氧气，然后利用从空气中捕获二氧化碳与绿氢结合，制取合成燃料。在这个过程中，西门子能源灵活高效的质子交换膜（PEM）电解技术，由于其具有的快速启停，在极短时间达到满载运行的优势，能够很好的解决风能的不稳定性问题。
     
 未来，由绿氢制成的合成燃料，将有着广阔的新应用领域。与传统化石燃料相比，合成燃料的碳足迹显著降低，基于合成燃料的绿色产品，将成为运输、交通或供暖部门深度脱碳的有力选择。
  
 据了解，“Haru Oni”试点项目是全球首个工业级综合性合成清洁燃料商业工厂。预计最早在2022年，工厂将完成第一阶段试点，年产约13万升合成清洁燃料。根据项目规划，，将在2024年和2026年分别实现5500万升和5.5亿升的年产量目标。
  
 智利享有风力发电的优越气候条件，且电力成本低，具备面向全球市场生产、出口以及在本地应用绿氢的巨大潜力。“Haru Oni”项目产生的经济效益，不仅可以促进可再生能源丰富的地区经济增长，也能通过清洁能源传输机制，令工业国家受益于更加多元化的绿色能源供应和稳定的能源成本，实现双赢的局面。
  
 2021年5月，西门子能源启动了中东和北非地区首个工业级太阳能驱动的绿色氢能生产设施，利用太阳能园区的日光太阳能，该项目能够在1.25MWe的峰值功率下，每小时生产大约20.5公斤的氢气。
  
 该试点项目展示了从太阳能制绿氢到氢气的存储和再电气化。这套系统可以为可再生能源的生产提供缓冲，既可用于针对需求增加的快速响应，也支持长期存储。在该地区太阳能光伏发电和风力发电成本低廉的背景下，氢气有望成为未来能源组合中的关键燃料，并有可能为拥有丰富可再生能源资源的地区带来能源出口的机会。
  
 根据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，创造超过2.5万亿美元的市场价值，燃料电池 汽车 将占据全球车辆的20%~25%，每年为交通运输行业贡献至少三分之一的碳减排。
  
 西门子能源正在通过构建电能多元化转化系统（Power-to-X）的基础设施帮助客户实现其去碳化目标，并为全球范围内的跨行业去碳化做出贡献。西门子能源拥有面向可持续的、零碳排放的能源供应所有核心技术，从可再生能源、高效燃气电厂，到输配电和低碳的能源工业应用关键设备和解决方案，再到高效的电解水制氢解决方案。
  
 在中国实施首个兆瓦级绿色制氢项目
  
 氢能产业在整个能源行业的地位已逐渐提高。截至2021年初，全球已有30多个国家发布氢能产业发展路线图。日本和欧盟均已公布氢能战略，对2030年和2050年的绿氢产量和氢能源 汽车 的普及率提出具体目标。
  
 去年，国务院办公厅及国家能源局等颁布了《新能源 汽车 产业发展规划（2021-2035年）》《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》等支持政策，鼓励推广绿氢、分布式能源、燃料电池等重点技术的研发和商业应用，氢能产业将迈入商业化和规模化发展的新阶段。
  
 推广绿氢使用的一大难点在于如何降低成本。对此，赵作智博士以光伏发电成本下降举例对照，一是技术的创新突破，二是规模化应用的效应。“将需求端培养起来以后，能够有效拉动供给端，规模化效应就起来了。”他认为，绿氢的成本在于电解槽设备和用电成本，其中，可再生能源产生的绿电成本高低，以及设备的利用小时数，是最大的影响因素。
  
 今年4月，BloombergNEF发布的氢能平价更新报告，建模预测了15~28个国家未来的绿氢降本路线，表示到2050年绿氢价格将低于天然气、灰氢和蓝氢，届时，绿氢成本将较现在降低85%，低于1美元/千克。报告同时表示，到2030年，从成本上来讲蓝氢项目的必要性将大大降低了。受益于光伏成本的大幅降低，未来绿氢降本有望提速。
  
 在碳达峰、碳中和目标的推动下，广东、上海、浙江、江苏、山东等30个省份将氢能写入“十四五”发展规划，总产值规模将达近万亿元。此外，北京、河北、四川等省份还纷纷出台了氢能产业发展实施方案。
  
 对于国内氢能市场的发展，赵作智博士表示，“中国是很好的一块土壤，我们有政策、有资本，也有??各行各业，一些领军企业也有意愿去尝试一些新技术，有资金、有人才、有市场，未来，随着技术的进步，绿氢的发展潜力十分巨大。”
  
 据了解，西门子能源专注于三大领域的技术创新，一个是低碳或零碳的发电；第二是低碳环保的输电；第三是针对工业领域的去碳化，尤其是油气、化工、造纸等能源密集型行业。
  
 赵作智博士透露，目前，西门子能源在国内布局，主要是通过和领军企业合作，发挥各自优势降低成本，推进技术应用。在实现双碳目标的背景下，业内遵循着需求拉动供给的规律，以技术解决方案节能降本，推动应用规模化的形成。
  
 2019年9月，西门子与国家电力投资集团（“国家电投”）签署《绿色氢能发展和综合利用合作谅解备忘录》。双方计划进一步拓展绿色氢能项目的合作。
  
 2020年8月，西门子能源与中国电力国际发展有限公司（下称“中国电力”）旗下的北京绿氢 科技 发展有限公司签署协议，为中国电力氢能创新产业园提供一套橇装式质子交换膜（PEM）纯水电解制氢系统“Silyzer 200”。这一项目所在的北京市延庆区是将于2022年举行的大型 体育 赛事的三大赛区之一。西门子能源的绿色制氢解决方案将帮助确保赛事期间和赛后的公共交通运营所需的氢能供应。
  
 据介绍，这是西门子能源在中国实施的首个兆瓦级别绿色制氢项目，设备已经运达现场，在安装调试后将很快投入运营。作为该制氢-加氢一体化能源服务站的核心设备，西门子能源提供的PEM纯水电解制氢系统Silyzer 200能够以高能量密度和运行效率实现工业规模的高品质氢气生产。此外，该制氢系统具有快速响应能力，带压启动至稳定运行时间不超过1分钟，并可直接与可再生能源耦合。
  
 展望未来发展，“绿氢方面，我认为中国会引领整个世界。现在领先的是中国和欧洲，这两个市场有他们自身得天独厚的地方，两边一起来、两家火车头一起拉动，这也符合一个整个中欧合作的一个大框架。”赵作智博士说。