中国氢能产业展望（三）— 氢能产业链发展的关键技术

第三部分  氢能产业链发展的关键技术

氢能产业链的发展，需要各环节长期的技术创新与突破，来解决全行业所面临的技术成本高、能量转化效率存在瓶颈、安全性管理缺乏体系、数字化水平低等问题。持续的技术迭代，以及跨行业的技术创新，正在为氢能产业注入加速发展的支撑与源动力。

在制氢领域，尽管目前的碱性电解水制氢(AEC)产品和质子交换膜(PEMEC)产品被认为相对成熟，但当前市场上的产品都不是为了绿氢场景所设计的。它们来自氯碱行业、船舶行业、汽车行业，其各自的技术特点均无法适应绿氢场景下的电解水制氢需求。因此，无论何种技术路线，制氢领域都需要革命性的产品创新。

在氢储运领域，压缩气氢是目前中国主流的氢储运方式，其研发创新方向主要是提升工作压力以提高氢气密度，同时保障安全性；液氢储运已在海外市场率先实现了商业化；其他各类氢载体的储运技术目前也处于积极的商业化应用探索阶段。

“氢—电”转化是氢能利用的关键技术，目前在小功率分布式场景下以固定式燃料电池发电为主，而大功率集中式发电则采用氢燃气轮机或锅炉掺氨燃烧方案。三种方案下均已有明确的技术发展路线和示范场景，成熟的商用产品预计将在2030年以前推出并实现应用。

氢安全管理则是近年来受到关注的一个新兴领域。大规模用氢场景下的氢安全体系化管理是一项全新的挑战，需要从本征安全、主动安全、被动安全三方面着手，并结合数字化手段，对氢能全链条进行有效管理。

一、氢气制取

（一）制氢技术

十年前，氢能仅作为一种清洁的替代燃料，在交通领域实现了一定的发展。而如今，在碳中和的背景下，氢能作为能源、化工、交通等领域大规模减碳的重要抓手，将在更多崭新的应用场景中发挥价值。

场景定义产品。碳中和背景下所诞生的绿氢场景，对电解制氢系统提出了全新的要求：

A. 可大规模扩展并适应吉瓦级规模应用

B. 可直连绿电并适应其波动性

C. 制氢效率高且安全稳定

D. 系统易维护

目前主要的制氢技术路线包括四种，其中碱性电解水制氢(AEC)、质子交换膜电解水制氢(PEMEC)技术在商业化应用进程中较为领先，而阴离子交换膜电解水制氢(AEMEC)和固体氧化物电解水制氢(SOEC)技术则仍处于实验和研究阶段。

上述制氢路线，本质上对应酸性、碱性、固态三种电解水技术体系：

酸性电解水技术：主要指PEMEC技术路线。受限于双极板和膜电极的制造工艺，单堆酸性电解制氢难以扩大规模。此外，由于铂等贵金属的用量较大，其成本会随电解系统规模的增加而升高。酸性电解水技术因其规模效应不如碱性电解水技术明显，在短期内更适合于分布式小规模制氢场景。

碱性电解水技术：以AEC为主，也包括AEMEC。碱性电解水技术的关键零部件制造工艺成熟，其制造成本受益于供应链的发展，由于规模效应而不断降低成本。因此，碱性电解水技术的发展特点更适用于大规模绿电制氢场景。当然，目前碱性电解水技术仍需在绿电波动适应性、产品易维护性等方面实现进一步提升。

固态电解水技术：即SOEC,目前仍处在早期研究阶段。

目前中国市场以碱性路线居多。在过去两年的大规模绿电制氢项目中，市场总体更倾向于使用AEC技术路线，而PEMEC技术路线则更多应用于小型、分布式的项目中(参阅图19)。预计在中期，面向全球不同规模的绿氢场景，AEC仍将是最具可行性的主流技术路线。

总体而言，碱性电解水制氢系统可能仍然是绿色制氢最广泛的使用方法，但该技术在未来的竞争力将取决于技术创新和对特定应用的适配性。

      （二）碱性电解水制氢系统的发展潜力

      碱性电解水制氢系统是全球第一个商业化的水电解系统，也是目前应用最广泛的水电解系统。其特点是电解槽投资成本较低、使用寿命长，且具有大规模生产能力。尽管碱性电解水制氢系统经过一个多世纪的工业应用已经相对成熟，但面向未来大规模绿氢制取的场景，仍有很大的改进空间。

      当前的碱性电解水制氢系统可从两个维度进行分类(参阅图20)。一个维度是产品的标准化程度，其代表着产品大规模生产的制造成本下降潜力。另一个维度是所产生的氢气是否带有压力，其决定了产品面向下游应用场景的竞争力，因为多数下游的应用场景需要带有一定压力的氢气以降低使用成本。

      从这两个维度来看，目前中国以及欧洲主要设备制造商的技术路线均处于非标准化，其中欧洲厂商偏向于常压，而中国厂商偏向于带压。另一方面，从氯碱行业进入的厂商则在标准化上更为领先，并具有一定的成本优势。未来的碱性电解水制氢系统产品将向着标准化程度提升、氢气压力增加的技术方向前进。

• 增加电流密度：通过增加电流密度的方式，提升单位时间内的制氢量，进而提高碱性电解水制氢系统的系统效率。
• 降低系统能耗：在电流密度一定的情况下，生产一定量氢气所消耗的功率越低，意味着碱性电解水制氢系统的效率越高。
• 提高运行范围灵活性：为了更好地适应可再生能源不稳定的电力供应，碱性电解水制氢系统应在四个方面提高其运行范围的灵活性——负载范围、冷启动时间、功率跟随速度和停机控制。
• 增加运行压力：越来越多的下游场景针对加压氢气产品(如1.6MPa及以上)有直接需求，这意味着碱性电解水制氢系统应能在高压环境下工作，并产出加压氢气。
• 优化维护便捷性：每次制氢系统出现故障，即需通过返厂大修的方式进行故障筛查和系统修复，周期为一到三个月，维护时间过长，对于设备生产制造商来说具有很大的提升空间。

      制氢系统安全管理是一个关键的边界条件。制氢的规模预计将从兆瓦级增加到吉瓦级，电解槽的制氢效率也逐步提升，因此安全管理在各方面都越来越关键。碱性电解水制氢系统必须设计为本征安全型。关于氢安全管理我们将在后面章节详细展开。

      此外，采用数字化工具和智能系统对电解槽进行管理也是行业发展的重要趋势。通过利用工业物联网和数字化技术，碱性电解水制氢系统的电解系统能够实现智能升级、安全状态在线监测、系统预测性维护以及端到端基于数据的研发、制造和运营。

案例：鄂尔多斯职能零碳绿氢项目

      2022年8月，鄂尔多斯碳中和研究所发布了第一个“智能零碳绿氢”项目。鄂尔多斯市位于内蒙古地区中部，得益于其得天独厚的太阳能和风能资源，当地政府对于发展绿氢产业已经制定了明确的目标。该项目内采用的先进电解水制氢系统，可直连场内太阳能发电站直接制备绿氢。该系统由一家专注于绿氢制取、氢储能及氢安全解决方案的中国本土科技创新型企业——海德氢能——研发制造。

      海德氢能的“氢舟”电解水制氢系统，作为先进的智能碱性电解水制氢系统，从关键部件、机械设计，到电解堆和控制系统都进行了技术创新，其技术参数已达到全球领先水平。同时系统利用数字化技术，通过远程数字平台实现对该系统的监控和管理。

  二、氢储运

      氢气单位质量的能量密度极高，单位体积的能量密度又很低，且易燃、易爆、易泄漏，给氢的储运带来了诸多挑战。因此需要对氢气进行压缩、液化或转化，才能实现规模化、安全和经济的储运。图22列举了主要的氢气运输路径和优劣势。

      根据氢的不同状态，可采用适当的储运方法。

      压缩气氢形式的氢储运是目前应用最广泛、最成熟的技术。气氢存储可采用从小容量的钢瓶、球罐到大容量的盐穴等多种方式。采用长管拖车运输压缩气氢具有灵活方便的优势，但由于载氢量有限，较适合于短途运输。对于长途输送，管道输氢的边际经济性最优，但专用的输氢管道建设需要一定的初始资金投入。因此，另一种替代方案是将氢气掺入天然气、直接利用现有的天然气管道进行运输。

      液氢由于具有更高的体积能量密度，而被认为是未来规模化氢储运的重要途径之一，尽管现阶段液氢储运技术与基础设施还不如气氢成熟。液氢可以以中等规模储存在液氢容器或储罐中，使用液氢槽罐车进行陆上运输，并通过液氢运输船开展国际贸易。

      液氢面临的主要挑战是，氢气低温液化过程能耗很高，会由于能量损失而带来额外成本；此外，氢的蒸发损失和安全性挑战也有待攻克。

      其他非氢液体，如氨、甲醇和液态有机氢载体(LOHC)，也可以通过化学反应成为氢储运载体。将氢转化为氨或甲醇后，可以利用氨和甲醇现有更加成熟的基础设施进行高效储运。氨和甲醇还能作为船舶燃料或化工原料直接利用，对于氢能产业的发展起到良好的支撑作用，因而也被认为是十分具有前景的氢储运发展方向。但相对于物理转化，氢在上述过程中的化学反应，会导致额外的能量损失和成本增加，高效的逆反应技术也有待突破。

     图23比较了不同的储氢方案，图24展示了常见的氢运输方法。各种储运方案都有其优势和局限，目前为止还没有一种适合所有情况的主导路线，最佳解决方案取决于地理特征、运输距离、体积和最终用途等实际情况。
       在中国，压缩气氢是目前最主流的的氢储运形式，其成本低、储存条件易满足、且技术和基础设施较为成熟。中国目前的氢运输需求主要集中在各试点城市群内，有明显的区域聚集特点，因此预计短期内仍以压缩气氢为主导。当前国内储氢容器以35MPa为主，海外50MPa更常见。气氢储运研发创新的主要方向，是通过碳纤维等高端复合材料的应用，提高储氢罐的工作压力以提升运输效率。

      液氢的储运已在美国、欧洲和日本等市场规模化应用，而在中国民用领域仍处于示范项目阶段。中国在液氢储运的氢液化技术、设备和材料等领域仍存在技术障碍，氢透平膨胀机、低温阀门等相关核心技术依赖进口，液氢储罐制造技术也有一定差距。因此，中国的液氢储运要实现大规模发展，依赖于自主技术突破和实现核心设备的国产化。预计随着各地区对高效氢运输需求的提升，液氢将在中远期得到大规模部署。

      三、氢—电转化
      通过“氢—电”转化实现高效氢能利用，是绿色氢能产业发展中的关键一环，是实现清洁能源转型的重要抓手。氢电转化的经济性高度依赖于上游制氢和中游储运的成本突破，因此大规模发展仍需五到十年时间。尽管面临诸多挑战，开拓者们仍在积极进行相关技术的研发和项目试点，以探索氢能的未来。
      氢电转化依赖于能量转换装置，主要包括燃气轮机、锅炉和燃料电池。目前对这三种技术的观点是，燃料电池理论上更适合于分布式发电，而燃气轮机和锅炉则适用于集中式的大型发电厂(参阅图25)。据国际能源署，全球已宣布和在建的氢气和氨气发电项目将于2030年达到3.5吉瓦，其中约85%装机量为氢或氨燃气轮机和锅炉，氢燃料电池和燃煤电厂掺氨燃烧分别占10%和6%左右。
 

      1. 氢燃料燃气轮机
      在燃气轮机中燃烧氢或氨燃料，是实现以天然气为燃料的燃气轮机脱碳的一个颇具潜力的途径：通过掺入30%体积分数的氢，可以减少约10%的碳排放。燃气轮机已在全球电力行业广泛应用，现有机组只要通过一定的升级改造就可具备掺氢、掺氨燃烧能力。长期来看，技术研发有望推动新造燃机机组实现100%燃氢。
      燃气轮机最初为燃烧天然气而设计，已是一种成熟的发电设备。尽管燃气轮机具有一定的燃料灵活性，但由于氢气和天然气的燃烧特性差异较大，氢气的掺入会影响燃烧及火焰的稳定性，导致运行可靠性、成本和排放等问题。因此，在燃机中燃烧富氢燃料在技术上仍具有挑战性，需要对进气系统、阀门和管道、燃烧室等结构进行改造升级。该领域的研发致力于解决如下问题:
      回火：氢气的燃烧速度明显快于天然气，这意味着氢气的火焰会快速向上游进气喷嘴传播，火焰的高温会造成大范围硬件损坏。燃机制造商正在开发检测和避免回火的方法。

      自燃：氢的高反应性会增加燃料预混合阶段的自燃风险，这需要对燃烧室进行更精细的设计(如多喷嘴布置)，以防止燃烧室和喷嘴过热或损坏。

      热声不稳定性：氢火焰的热声不稳定引起的振荡会引发部件振动、贫油熄火和回火等问题，这些问题会影响燃气轮机的可用性，需要通过改进系统设计和开发更可靠的监测和控制系统来避免。
      氮氧化物(NOx)排放：氢气虽然是一种无碳燃料，但其因绝热燃烧温度高于天然气，在燃机中燃烧时仍然会产生NO₂排放。减少NO₂排放最先进的技术是稀薄预混燃烧器(LPM)。

     燃氢燃气轮机发电目前处于商业化示范阶段。大多数示范项目从15%-30%体积分数掺氢开始，逐步向更高比例掺氢的目标推进。这是因为30%的掺氢比例通常被视为需要对燃烧室和进气系统等关键结构进行重要改造的临界值。截至目前，西门子能源的燃气轮机已具备燃烧75%体积分数的氢气混合气的能力，100%的燃氢燃气轮机也在研发中，预计于2030年发布。在中国，国家电投集团于2022年9月宣布在运燃机成功实现30%掺氢燃烧改造和运行,于2022年10月获得国内首台纯氢燃气轮机示范项目批复，一套1.7兆瓦级机组计划于2023年年底投入运营。  

      同时，氨燃料燃气轮机的技术路线尽管相对小众，但也引起了日本等国家的关注。例如，为了响应日本的氨燃料发展规划，日本IHⅡ集团于2022年6月发布了世界上第一台使用100%液氨燃料的2兆瓦燃气轮机45,三菱动力则计划在2025年建成世界上第一台40兆瓦级燃氨燃气轮机机组46。
      2. 掺氢、掺氨锅炉
      在燃煤火电机组中掺氨或掺氢燃烧，可以有效降低碳排放。在中国的能源结构中，煤炭的占比较高，燃煤火电锅炉因此有着广泛的分布与应用。在能源转型与碳减排的双重背景下，掺氢、掺氨火电锅炉的改造势在必行。
      燃煤锅炉进行掺氢、掺氨燃烧时，气体的燃烧速度均远高于煤粉，因此主要技术难点在于锅炉燃烧器的改造和氮氧化物(NOx)排放的控制。对此，海内外多所科研机构近年来进行了深入的研究，通过包括多燃烧器设计、气体注入燃烧炉策略控制等方式，均能够实现掺氢、掺氨的锅炉燃烧发电。相关技术目前已经在国内开展了示范应用，如国家能源集团在2022年以35%掺烧比例在40兆瓦燃煤锅炉上实现了混氨燃烧工业应用，安徽省能源集团也于2023年宣布实现了现役煤电机组100-300兆瓦多种工况负荷下掺氨10%-35%平稳运行。
      3. 固定式燃料电池
      相对于燃气轮机和火电锅炉，通过燃料电池进行氢电转化具有灵活(快速启停、支持小功率输出)、清洁(无NOx排放)、低噪声的优势。

      燃料电池发电技术一般用于0.5千瓦至2兆瓦规模的分布式电源，应用场景包括住宅和商业楼宇的微型热电联产系统、不间断电源和电力公司发电装置。

      截至2021年底，韩国、北美和日本是采用固定式燃料电池发电系统的主要市场(参阅
图26)。由于各国和地区的顶层规划和政策有所差异，技术路线和应用场景也大相径庭。

      韩国和美国积极推动固定式燃料电池发电在工业级和电网级的应用，技术路线以固体氧化物燃料电池(SOFC)和磷酸燃料电池(PAFC)为主。2021年10月，韩国浦项能源公司和斗山燃料电池公司合作建造了一个79兆瓦级PAFC发电厂，创下了当时世界最大的燃料电池发电厂纪录。而在美国，燃料电池主要用于企业和工业园区的自备电厂，以减少对电网的依赖或实现绿色能源目标，项目规模通常在数百千瓦到几兆瓦之间，代表企业是布鲁姆能源公司(SOFC路线)。
      日本是户用微型热电联产(micro-CHP)的发起者和领导者。以2009年启动的Ene-Farm项目为代表，目前全日本已拥有超过40万台户用热电联产机组，通常每台功率小于1千瓦，采用质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)技术。政府的激励措施对固定式燃料电池在日本的普及发挥了关键作用，当地的燃气公司(如大阪燃气、东京燃气)和燃料电池供应商(如松下、爱信精机)也积极投入其中。在发电用燃料电池领域，每种技术都有其各自的优势和局限性(参阅图27)。全球来看，固体氧化物燃料电池(SOFC)和磷酸燃料电池(PAFC)是累计装机量较大的燃料电池类型，质子交换膜燃料电池(PEMFC)预计增长迅速，而熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)则较为小众。PAFC和SOFC主要用于大型商用分布式发电项目，其中PAFC技术最为成熟，最早开始商业化；而SOFC效率高、寿命长，且无需贵金属催化剂，近年来也得到了迅速发展。PEMFC由于其启动时间短，当前主要用于千瓦级的小型家用分布式场景中，但具有进一步向兆瓦级项目拓展的潜力，尤其是在中国市场。

      在中国，PEMFC发电处于主导地位，多个示范项目将逐步投入运营，如前述的安徽六安项目；而SOFC技术应用很少，不是国内重点发展的技术路线。我们认为中国的固定式PEMFC产业链相对其他路线更为成熟，降本路径相对清晰，将受益于燃料电池汽车的推广而快速发展，并逐步扩展其在发电领域的应用。

      四、氢安全

      氢安全管理横跨氢能“制、储、运、加、用”全环节，对于氢能作为清洁能源载体的未来发展不容忽视。

      1. 氢安全的重要意义

      氢安全之前没有受到足够的关注，是因为过去氢气的消纳规模小，且氢相关设施分布较为分散，因而总体风险相对可控。近来随着绿氢产业在全球范围内的快速发展，大规模用氢场景开始涌现，使得业界对氢安全管理的关注度有所提升。叠加近年来韩国、挪威、美国等地发生的几起氢安全事故，更是强调了氢安全的关键性。通过建立系统性的氢安全管理体系，尽可能降低氢安全事故风险，是保护公众对氢能的信心、保障氢能推广应用和行业顺利发展的重要课题。

       2. 氢安全体系

       氢本身特殊的性质，为氢安全管理带来挑战(参阅图28)。

       氢气是世界上已知的密度最小的气体(密度只有空气的十四分之一)，其扩散系数和浮力都高，具有易泄漏扩散的特性；若在受限空间内泄漏，易在上部聚集。

      氢气无色无味，泄漏后难以发觉，容易累积。

      氢气是易燃易爆气体，其爆炸范围很宽，爆炸极限是4%-75%(体积浓度),爆炸引起的火势凶猛。
 

      针对氢特殊的性质，需建立氢安全体系，采用系统性的方法管理氢的安全利用。业界观点认为，氢安全体系可分为三方面：事前的本征安全、事中的主动安全和事后的被动安
全(参阅图29)。
       尽管各阶段对氢的安全管理都很重要，但和对不确定和不可控的后果开展事后补救相比，事先采取预防措施和事中主动介入更加值得关注。

     被动安全：万一不幸发生事故，被动安全旨在立即采取应急处置措施，保证危害不扩大、责任可追究。应根据消防规范，远离泄漏点，避开烟尘和氧化环境等。

      此外，在系统化的氢安全管理基础上，可采用数字化管理工具提升管理效果，使管理状态更加直观、反应更加迅速、协作更加紧密。氢安全管理的数字化应与产品和系统深度结合，从而在日常运行中实现实时的性能状态监控和预测性维护等功能。

结     语

      当前，中国和全球其他国家正在共同经历第三次能源革命。氢能在此次能源革命中，将成为重要的新能源载体，这也是碳中和时代背景下氢能被赋予的重要使命与意义。

      从全球能源革命背景下新旧能源转换的角度来看，氢能更多被拿来与石油相比较，作为一种“零碳石油”，替代石油作为化石能源和化工原料的双重价值，将承载起石油天然气在全球能源贸易网络中的关键角色。从二次能源的角度来看，氢能就是电的“硬币另一面”,是电的另一种可存储、可运输的形式：在生产端，大规模的离网制氢工厂就好比是风光大基地；在输运端，大规模、长距离的管道运输就好比是特高压输电；在消费端，分布式氢储能与制加氢一体站就好比是微电网。

      氢交通、氢储能、氢工业的每一种场景的商业化都将推动万亿级市场的递进增长。而在将氢能宏大的战略价值转化为商业价值的过程中，需要价值链、产业链、技术链的全方位规划与发展。

      氢能产业的发展，需要找准关键点，实现产业价值突破。在氢能领域，可再生能源发电制氢的成本与经济性问题是产业价值链的关键。目前，全球各地都在通过政策引导、产业技术进步、投资等多方合力的推动，瞄准关键场景进行突破。通过价值链打通，氢交通、氢储能、氢化工等场景均在示范落地过程中，将有力推动氢能产业发展。

      氢能产业的发展，离不开产业链上下游的拉动。如氢能燃料电池交通等场景，目前已具备完善的产业链发展与绿氢消纳基础。通过下游拉动上游的方式，以先导产业带动上游制氢、储氢、运氢产业链的发展与完善，并逐步推动大规模氢储能的能源化场景落地，是氢能产业发展的重要路径。

      氢能产业链的发展，需要以长期的技术创新为支撑。不论是价值链还是产业链的发展，归根到底，都需要产业链各个环节的持续技术创新与突破，来解决全行业所面临的技术成本高、能量转化效率存在瓶颈、安全性管理缺乏体系、数字化水平低等问题。持续的技术迭代，以及跨行业的技术创新，正在为氢能产业注入加速发展的支撑与源动力。

      不论是锂电、光伏，还是新能源汽车，所有新能源技术和产品在发展初期都曾面临“产品性能差—客户满意度低—市场需求少—投资意愿低—技术进步慢—难以产业化”的“死亡谷”困境。绿氢产业需要在价值链、产业链、技术链三方面的融合推动下，突破死亡谷，并促进氢能产业走向“产品性能优—客户满意度高—市场需求大—投资意愿高—技术进步快—产业化加速”的正向循环，并在下一个十年，成为推动全球能源革命的新能源产业标杆，成长为下一个万亿级的新能源市场，并助力全球碳中和愿景的实现和落地。