中国氢能产业链发展现状

胡晓雨，曹伟炜，余 浩，任盈盈，丁桂平，潘 磊

( 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司，江苏 南京 211102 )

0 引言

氢能源具有来源丰富、储存周期长、清洁低碳及安全可控等特点，是除电能外可广泛应用的零碳终端能源唯一载体[1]。加快氢能制取、储运和应用全产业链的培育和发展可以减少对传统化石能源依赖，保障我国能源安全，缓解再生能源消纳问题，助力我国实现“双碳”目标。本文在梳理国内外氢能产业链发展概况的基础上，系统总结氢能产业链上游制氢环节、中游储运环节和下游应用环节的现状。

1 国内外氢能产业链发展概况

1.1 氢能产业链的组成

氢能基础设施建设及应用发展迅猛，氢能产业链大致可以划分为上游制氢、中游储运和下游应用3 个环节，如图1 所示。

图1 氢能产业链示意图

1.2 国外氢能产业链发展概况

20 世纪70 年代，美国开启了对燃料电池车的研发，随后投入大量资金解决氢能产业发展过程重大难题。近年来，美国依然能保持1 亿美元/a 以上的资金投入，其加氢站数量位居世界第三[2]。

德国致力于推动汽车制造从常规内燃机向氢能燃机型转变。经过多年发展，德国氢能产业综合实力仅次于日美。近期，欧盟颁布了《欧洲氢战略》，提出预计到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”[3]。

日本以氢燃料电池为突破口，带动氢能高速发展。日本的燃料电池车销量已突破1 万辆，先后在东京、名古屋等地建成100 余座加氢站[4]，相继出台了《基本氢能战略》《NEDO 氢能源白皮书》和“氢能利用进度表”，在国家政策方面确定了未来氢能发展计划和举措。

韩国在税收减免、补贴支持及研发投入等多方面支撑氢能产业发展，大力推行氢燃料电池巴士，在公共交通领域逐步使用氢燃料电池垃圾车取代传统燃油车[5]。

沙特“2030 愿景”提出到2030 年实现400 万t 氢气年产量和出口量的目标，旨在创造一个更加多样化和可持续的经济体，减少对石油经济的依赖，鼓励私营企业的发展，改善营商环境。

1.3 国内氢能发展概况

我国目前是世界上最大的产氢国，2022 年产量达3 781 万t，占全球需求的三分之一。根据中国氢能联盟的预测，到2030 年我国氢气的年需求量预计达到3 715 万t，在终端能源消费中占比约为5%；到2060 年，我国氢气的年需求量将增至1.3 亿t 左右，在终端能源消费中占比约为20%，如图2 所示。

图2 中国氢能需求量预测

我国于2006 年发布了《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020 年)》，对制氢、储存、输配技术和燃料电池技术提出了指导规划。2014 年，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》正式将“氢能与燃料电池”作为能源科技创新战略方向。2019 年，国务院《政府工作报告》首次明确提出“推动充电、加氢等设施建设”。2021 年，国务院印发了《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》。

2022 年3 月，国家发改委发布了《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》，进一步明确了氢能在中国未来能源结构中的战略性定位，制定了中国氢能产业阶段性的发展目标，并提出了氢能在中国的应用场景。2023 年8 月，国家标准委与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门近日联合印发《氢能产业标准体系建设指南(2023 版)》，旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。

当前，我国各省都在加大对氢能的投入力度。华北区域的河北省借建设雄安新区和举办北京冬奥会的重大机遇，依靠丰富的可再生能源和工业副产氢，推动氢能在交通、电力、热力、钢铁、化工、通信、天然气管道混输等领域的推广应用。华东区域山东省依托丰富的工业副产氢资源，全力打造“中国氢谷”“东方氢岛”两大品牌，培育壮大“鲁氢经济带”；江苏省内已初步形成包括氢气制备—储运—应用、整车制造、加氢站运营、产品检测认证等较为完整的氢能产业链条，已成为国内重要的氢能产业聚集区。华中区域的四川省充分利用本地水电资源优势，使用调峰弃水电量电解水制氢，致力于将四川打造成为国际知名的氢能产业基地、示范应用特色区域和绿氢输出基地。

2 氢能制取

目前，我国氢气制取主要有3 种成熟的技术路线：1)以煤炭、天然气为代表的化石燃料制氢；2)以焦炉煤气、氯碱尾气为代表的工业副产气制氢；3)电解水制氢。太阳能光催化分解水制氢、生物质直接制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，尚未达到工业规模制氢要求。

2.1 化石燃料制氢

煤气化制氢和天然气蒸汽重整制氢是我国目前两种主流化石燃料制氢的技术路线[6]。我国化石能源“富煤少气”的特点，使得化石燃料制氢以煤制氢为主；我国天然气中含硫量高，预处理工艺复杂繁琐，价格不稳定。经过测算，煤炭价格在450 ～950 元/t 时，煤制氢价格介于9.73 ～13.70 元/kg；天然气价格在1.67 ～2.74 元/m3时，天然气制氢价格介于9.81 ～13.65 元/kg[6]，如图3 所示。我国煤炭产量充足，天然气对外依存度较高，因此，在我国大部分地区煤制氢更具备规模经济性。化石燃料制氢技术路线成熟、成本低，但碳排放量高，且化石燃料不可再生，产能扩张空间有限。

图3 煤制氢成本和天然气制氢成本对比

2.2 工业副产氢

工业副产氢指生产化工产品时同时得到的副产物氢气，其制氢成本在9.3 ～22.4 元/kg 之间[6]。焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用(丙烷脱氢、乙烷裂解)、合成氨、合成甲醇等工业均会产生副产物氢气。目前，在国内产生的工业副产氢中部分作为化工原材料或锅炉燃料使用，部分直接放空。氢气的制备规模由主产品制备规模决定，扩张空间有限。

2.3 电解水制氢

目前，我国电解水制氢主要通过碱性电解和质子交换膜电解，固体氧化物电解仍处于试验阶段，不同工艺路线比较见表1 所列。可再生电力电解水制氢称之为“绿氢”，是零碳排、可持续的“终极路线”[7]，但成本仍是制约其推广的瓶颈因素。中国北部内蒙和西北新疆地区全年日照等效可利用小时数达1 500 ～ 1 800 h，能够有效降低当地可再生电力成本，从而推动可再生电力电解水制氢发展。

表2 不同储氢技术优缺点比较

3 氢能储运

3.1 储氢

氢能存储技术主要包涵高压气态储氢技术、低温液态储氢技术、有机液体储氢技术和固态储氢技术。目前，高压储氢技术发展较为成熟，氢气释放过程简单，在车用氢能领域应用广泛。国际上已经实现70 MPa 的IV 型储氢瓶、90 MPa站用储氢容器和50 MPa 及以上纤维缠绕复合储氢设备的规模应用；国内III 型储气瓶技术已经成熟，开始引进IV 型储气瓶。低温液态储氢在国内的应用仅限于航空领域，暂未在民用领域推广；液氨/甲醇储氢在国内已有规模试点项目建设；氢化物吸附储氢、有机液体储氢等技术在国内产业化极少，基本处于小规模试验阶段；固态储氢技术还处于技术研发示范阶段，技术成本较高，暂无大规模的商业示范项目[8]。

3.2 输氢

氢能输送路线主要包括长管拖车输送、管道输送、液氢车船输送和固态氢输送。20 MPa长管拖车是我国应用最广泛、技术最成熟的气态输氢方式。压缩机将氢气压缩至20 MPa，充入高压气瓶内，再用长管拖车托运至用氢地点。长管拖车输氢仅适用于200 km 以内、用氢量不大的场合。管道输送可以满足大规模、长距离的氢气输送需求，目前，中国输氢管道全长约400 km，但中国尚未建立统一的输氢管网规划。液氢和固态氢输送技术要求高，经济性较差，在我国仍处于发展阶段。

4 氢能应用

我国的氢能主要应用于交通运输、能源、建筑及工业等领域。

4.1 交通运输领域的氢能应用

在我国产业补贴和政策支持下，氢燃料客车、物流等商用车得到了长足发展。氢燃料电池成本是制约其市场化发展的重要因素。2022 年，亿华通燃料电池系统成本降到约2 500 元/kW。相比纯电动重卡，氢能燃料电池重卡补给时间更短、重量更轻、续航更远。随着质子交换膜燃料电池技术的成熟及设备的规模化应用，氢能重卡、乘用车等车型的市场化占有量将大幅提升。

加氢站是氢能产业链上不可或缺的基础设施。到目前为止，中国在建和已建成的加氢站数量可达180 余座。广东省加氢站保有量居全国首位，山东、江苏、上海次之[9]。当前，中国加氢站的储氢罐、隔膜式压缩机等关键设备和技术均已实现国产化。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，但中国70 MPa 加氢站的相关设备和标准法规还不够成熟[10]。

4.2 能源领域的氢能应用

氢能能量密度高，便于存储，可以实现以月度或季度为单位的长周期储存能量[11]。未来三年内，中国规划总规模超过200 MW 的氢储能项目将陆续落地[12]。

目前，国内氢储能系统建设成本高达1.3 万元/kW。相比于建设成本7 000 元/kW 左右的抽水蓄能和2 000 元/kW 左右锂电池储能，氢储能系统缺乏经济性[12]。

随着工艺进步和制氢成本降低，炼钢、氢化工和天然气掺氢将成为绿氢主要的应用场景。目前，国内已在湖北、广东等地开展了掺氢燃气轮机示范项目：我国某重型燃气轮机技术公司计划在湖北开展F 级燃气轮机掺氢燃烧示范项目；广东某能源集团在惠州大亚湾石化区综合能源站开展两台掺氢体积比例为10%的9HA.01 重型燃气轮机的联合循环机组示范项目。国家能源集团在2022 年以35%掺烧比例在40 MW 燃煤锅炉上实现了混氨燃烧工业应用，安徽某能源集团也于2023 年宣布实现了现役煤电机组100 ～300 MW多种工况负荷下掺氨10%～35%平稳运行。

4.3 建筑领域的氢能应用

氢能与建筑融合，是近年兴起的一种绿色建筑新理念。在碳中和背景下，各国政府将天然气掺氢项目作为氢能应用场景探索大力推广，例如：英国将从2025 年起禁止新建住宅使用燃烧化石燃料的燃气锅炉和燃油锅炉，必须使用低碳供暖技术。在主电网覆盖地区，电力热泵或为首选解决方案，但是在制氢设施附近的人口稀疏地区，氢能或将发挥重要作用。

在建筑领域，也可以通过分布式能源供应实现热电联供。在氢气运输至建筑终端方面，可以借助较为完善的家庭天然气管网，探索低比例天然气掺氢技术，将氢气运输至家庭用户。

4.4 工业领域的氢能应用

氢气在工业领域应用十分广泛。2021 年，全球氢气需求量超过9 400 万t，工业领域的需求量占比超过99%[12]，如图4 所示。

图4 全球氢需求量占比示意图

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%；焦炭副产氢利用与石油炼化用氢次之，占比分别为15%和12%。此外，还有煤化工用氢占比约为10%；以及其他领域用氢占比约为5%[13]。

若能采用“绿氢”替代煤制氢来合成氨，将大幅度减少合成氨工业原煤消耗、降低碳排放，同时也可以为绿氢规模化应用创造场景。

氢冶金作为绿色冶金新技术，是当前冶金领域低碳发展的重要方向。两家能源集团、清华大学签订《核能-制氢-冶金耦合技术战略合作框架协议》，三方将合作开展超高温气冷堆核能制氢技术的研发，并与钢铁冶炼和煤化工工艺耦合，实现钢铁行业的二氧化碳超低排放和绿色制造；某钢铁集团与意大利某集团企业商定在氢冶金技术方面开展深入合作，利用制氢和氢还原技术同研发、建设120 万t 规模氢冶金示范工程；我国两家钢铁集团签订了合作协议，拟合作建设具有我国自主知识产权的年产50 万t 氢冶金及高端钢材制造产线。

4.5 氢能产业发展面临的挑战

长期以来，国内制氢项目属于危险化学品(简称“危化品”)生产领域，须安置在化工园区内，且需要取得危化品生产许可证，这在一定程度上提高了氢能制造产业成本。国内已有部分省市针对制氢项目出台了相关宽松政策：2023 年6 月28 日，广东省12 个部门联合印发的《广东省燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法》，指出规定允许在非化工园区建设制加氢一体化站；7 月5 日，河北省政府发布了《河北省氢能产业安全管理办法(试行)》的通知，明确了氢能企业按行业类别归口监督管理，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。政策的松绑对我国氢能发展起到促进作用。

目前我国氢能还存在供需不确定，技术路径多，发展成熟度不一致，投资决策难等问题。为了满足市场需求，企业或相关部门需要新建、扩大或改进他们的氢工厂。投资回报率的未知性或低回报率都会制约氢能产业的发展。将氢气液化或转化为氨等其他载体，会导致能量损失；运输氢气也需要额外的能量输入，氢能应用效率低也是制约产业发展的重要因素。

5 结语

我国目前已经初步形成涵盖“制—储—运—用”的氢能全产业链布局，但氢能相关技术、市场仍处于产业化初期阶段。随着新能源发电装机量逐渐提升，绿氢生产成本逐渐降低，各行业降碳需求不断增加，绿氢产业发展进程将加速。在碳中和目标下，化工、钢铁和重型运输行业存在绿氢替代灰氢的减碳空间，在交通、能源、建筑等领域尚未规模化发展阶段，化工和炼化领域有望成为绿氢规模化应用的首要场景，带动绿氢产业链规模发展和降本。未来氢能将深刻推动中国能源消费结构的转型，并对中国能源体系、经济社会产生巨大影响。