氢能的现状和发展
氢能的历史、现状和发展
第一章 氢能发展历程
十六世纪
1520年Paracelsus-首次通过将金属(铁、锌和锡)溶解在硫酸中而观察到的氢。
十七世纪
1625年--詹·巴普蒂斯塔·范·赫尔蒙特(Johann Baptista van Helmont，对氢的首次描述。首先使用“ Gas”一词。
1800年--约翰·威廉·里特(Johann Wilhelm Ritter)用一组重新排列的电极重复实验，以分别收集两种气体，H2 + O2。
十九世纪
1801年---法国科学院院士、皇家学会会员汉弗莱·戴维(Humphry Davy）初提燃料电池的概念。
二十世纪
1910年--德国化学家弗里茨·哈伯申请了哈伯工艺(Haber process)专利。哈伯工艺是从空气中制造出氨的科学家，使人类从此摆脱了依靠天然氮肥的被动局面，加速了世界农业的发展，因此获得1918年瑞典科学院诺贝尔化学奖。
1966年--研究泥浆氢(Slush hydrogen)，形象地说,泥浆氢就是在-259.14℃时氢的“浆糊态”,它介于液态与固态之间,有一定的流动性,但又不算是液体。泥浆氢的优点很明显：它的密度要比液态氢高16～20%，这使得同样体积的燃料槽可以携带更多的燃料，它不是液体，不会晃荡;它不是固体，可以更快地输送到发动机里燃烧。泥浆氢简直就是氢氧火箭的绝配。阿丽亚娜火箭采用了氢氧发动机。
1966年--J-2火箭发动机采用液氢火箭发动机发送。
1990年--世界上第一家太阳能制氢厂Solar-Wasserstoff-Bayern投入运营。
2000年--彼得滕尼斯(Peter Toennies)展示了氢的超流态。
二十一世纪
2001年--展示了第一个IV型氢气罐，用于700 bar(10000 PSI)的压缩氢气。
2013年--第一台2MW商业化天然气发电装置在法尔肯哈根(Falkenhagen)上线，每小时可生产360立方米氢气存储到天然气网格中。
2014年--日本燃料电池结合微型热电联产项目商业化。
2016年--丰田(Toyota)发布了首款氢燃料电池汽车Mirai。
2017年--成立氢气理事会(Hydrogen Council)，以加快氢气和燃料电池技术的开发和商业化。
第二章 氢能的现状
1、中国氢能现状
截至今年2月份，公布的重点投资项目制氢规模已达到12吉瓦，氢能产业发展逐渐达到政府对能源转型的期望。
随着氢能需求量的增加，制、储、输、用各环节产业格局发生变化，新的氢能产业体系正在逐步形成。
氢能需求方面：目前3300万吨的氢气主要来自化石能源，其中绿氢仅占0.04%。预测到2060年，我国氢气需求量将增至1.2亿吨，其中工业用氢7000多万吨，交通用氢4000多万吨，建筑领域用氢500多万吨。受政策利好驱动，绿氢比例及产量将逐渐提升，2030年绿氢供应比例达到15%，2060年比例达到75%；电源方面，光伏比例略高于风电比例。
制氢方面：对全国311座百兆瓦以上风电场进行平准化测算，发现西北、西南地区制氢成本较低，沿海地区制氢成本较高。
储能方面：从时间尺度来看，由于新能源出力特性与用户需求特性的差异，跨季节储能对新型电力系统非常重要，氢能具有跨季节储能的潜力，实现春季充电在夏季放电、秋季充电在冬季放电；从空间尺度来看，由于风、光等新能源分布特性，主要外送电量集中在西北和西南地区，满足华东、华中等能源需求地区的用电需求，东北、华中等区域在满足本地氢能需求的基础上，向华东等毗邻地区外送绿氢。
加氢站规划方面：加氢站作为氢交通的基础设施，考虑环卫、公交、物流和私家车等因素，结合人口密度、区位发展定位等因素进行加氢站规划，对乘用车推广非常重要。加氢站主要采用长管拖车的运输方式，长管拖车的运载范围有限，目前是20兆帕运输，若将储存压力提高至50兆帕,运送半径可以提高1倍以上，短期内解决氢气供应问题。
2、 LCOH
类比光伏产业发展历程，降低LCOH（单位制氢成本）将是氢能产业发展的主干道。
氢能有3个重要核心要求：一是清洁低碳，高碳排放的方式不符合碳中和的发展方向；二是便捷易获取，这对储运技术方面提出更高的要求；三是经济可负担，氢能成本还需不断降低以拓展市场应用规模。
降低LCOH有很多方向，最主要的环节还是在电的环节。电力成本在制氢环节总成本中占70%~80%。每标方氢电耗降低0.1度，意味着LCOH可以降低1.8%~2.2%，相当于制氢环节降本10%~25%。2023年2月ALKHi1系列新产品，每标方耗电最低可达4.1度，远低于行业主流水平的4.5~4.6度电。
3. 氢能的储运市场现状
2022年，中国的氢气产量约3300万吨，绿氢渗透率仍处于较低水平，存在较大的提升空间。预测数据显示：2030年，中国可再生能源制氢占比达到15%；2050年，中国可再生能源制氢占比将提升到70%，中国氢气总需求有望接近6000万吨，在中国终端能源体系中的占比至少达到10%，可减排约7亿吨二氧化碳，产业链年产值约12万亿元，氢能产业蓬勃发展为氢储运市场发展带来巨大机遇。
氢能应用的关键之一在于储氢技术，即如何实现安全、高效、经济的氢气储存。当前储氢方式主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢3种。从产业成熟度来说，气态储运是当前绝对主流，管道输氢现阶段正在大力推动当中；在液态储运方面，主要还是在特殊场合，例如航天、军工等领域；固态储氢和有机液态储氢目前还处于研发和示范推广阶段。从整体发展趋势来看，氢储运输按照“低压到高压”“气态到多相态”的技术发展方向，逐步提升氢气的储存和运输能力。
在氢能高压储运方面，已推出压力30MPa单车满载储氢量627公斤的氢气长管拖车。在高密度液氢储运方面，研发、制造正在进行，成功研发出液氢贮罐、槽车、罐箱、球罐、车载瓶等液氢储运装备。
4、国家电投氢能产业发展与实践
国家电投当前已形成两大发展路线，
“第一条是能源线，利用丰富的可再生能源消纳过剩电力，制取绿氢，通过绿氢的输送网络加以应用。
第二条是装备线，例如对燃料电池、制氢装备进行研发、制造、示范推广，通过能源线和装备线两条线相互结合，共同形成了国家电投的氢能经济。”
国家电投积极建立氢能技术体系，打造氢能产业链，构建氢能生态系统。同时，国家电投实现了从材料到零部件再到燃料电池电堆和系统的全线自主化，打造了燃料电池与PEM制氢两大产品体系。
国家电投目前正在氢能交通与能源线两方面开展氢能示范。
氢能交通方面，国家电投聚焦客车、重卡、物流、轨道交通、船舶，观光车、快递小车、无人机，以及应急电源、分布式发电等领域进行示范推动。
今年北京冬（残）奥会期间，国家电投150辆氢能大巴累计运行里程89万公里，7200余班次，接驳乘客超过16万人次，耗氢约75吨，零事故、零故障、零失误完成了冬奥保障任务。
“冬奥项目充分验证了氢能交通的技术、产品、模式，具备在全国范围复制推广的基础。冬奥之后，国家电投氢能大巴面向社会，开展通勤班车、会议用车、疫情保障用车等服务。未来将面向多元应用场景，开发轻卡、冷链、市政、渣土、重卡牵引车等各型氢能车，扩大推广规模。”
此外，国家电投打造了全国首个氢能机车示范项目，在内蒙古公司自有锦白铁路投入应用。在氢能船舶应用方面，国内首台百千瓦级船用氢燃料电池发电系统已通过型式认可，样船预计年内将下水运行。
“国家电投计划在重点区域，通过组建氢能交通运营平台的形式推广氢能交通。”依托运营平台，国家电投将规模化开展氢能交通示范，构建绿氢供应体系，拉动氢能产业链发展，预计到2025年累计推广氢能车辆30000辆，直接消纳绿氢超过10万吨。
能源线方面，国家电投已在多地布局开展可再生能源制氢、加氢站、掺氢、氢应用等示范项目，后续将向全国全面铺开。“目前在北京、宁夏、上海、吉林、河北、福建、深圳等地布局规划建设加氢站，已建和在建加氢站8座。吉林长春‘可再生能源+PEM制氢+加氢’一体化项目、国家电投中关村延庆园加氢项目等典型项目已开展示范。
5、 北京国宏华安能源投资有限公司的氢能发展
A. 制氢---低压直流电解槽，无级负荷（申请专利）
B. 国宏内蒙化德500MW风电制氢基地（风电淡水制氢）
C. 国宏澳洲墨北300MW光伏制氢基地（光伏海水制氢）
D. 科研与合作
5、阿德莱德大学 金桓宇博士：
用于电解水体系的能源电催化材料和器件是绿色氢能高效制备的核心技术，对实现2050年“零碳排放”目标至关重要。现阶段，基于淡水体系的商业电解水装置已经有效实现氢能源的高效制备。但可持续能源（太阳能、风能等）主要集中于干旱缺水地区，无法实现绿色氢能的大规模可持续制备。因此利用海洋可持续能源驱动的海水、盐碱水直接裂解制氢更有利于绿色氢能的发展。目前，为了解决海水中复杂组分对电极的腐蚀问题，通常需要对海水进行初步净化和深度提纯，这本质上无异于淡水裂解。该综述通过系统分析电催化海水裂解的进展，发现催化剂与电解质的优化改性对克服阳极氯化学反应与阴极氢氧化钙/镁反应极具潜在价值。揭示出直接海水电解的两个关键因素：高稳定催化剂与电解槽装置。阐明新型电极材料与电解槽结构对电解稳定性和高能耗的有效改善。提出测试准则的制定、稳定催化剂与原位脱盐装置的设计是加速可持续与低成本海水电解的关键。
3. 全球氢能产业的发展与现状
1. 全球氢能发展概况
1. 战略体系
“今日的氢能与以往有所不同， 以前所未有的势头蓬勃发展。” 多国政 府已出台氢能国家战略， 美国、 日本、 德国、 韩国、 法国、 澳大利亚等发达 国家已明确将氢能规划上升到国家能源战略高度， 纷纷制定了较为明确的时 间表和路线图。 各国从多个角度推动氢能发展， 包括深度评估挖掘氢能潜 力、 全面促进氢能技术研发、 系统规范氢能产业国际标准、 协调推进氢能供 应链建设、 持续加强世界氢能合作等。 国际氢能协作组织和活动效果明显。 1974 年， 国际氢能协会 （ IAHE） 成立； 1998 年， 欧盟成立了欧洲联合氢能项目 （EIHP）； 2003 年， 国际能 源署 （IEA） 的 24 个会员国成立了 IEA 氢气协调会 （HGG）， 建立了氢能技 术的国际合作框架。 2003 年， “氢能经济国际合作伙伴” （IPHE） 会议在美 国举行， 引导全球向 “氢经济” 过渡。 日美欧已初步形成合作联盟。 2019 年 6 月， 在二十国集团 （G20） 能源与 环境部长级会议上， 日本经济产业省 （METI） 和美国能源部 （DOE）、 欧盟委 员会能源总司 （ENER） 达成形成氢能和燃料电池技术合作联盟的意向， 这是首 次国家和地区层面的氢能产业合作， 值得回味的是， 中韩两国不在其中。 中国积极展开氢能多方合作。 2017 年 10 月， 中德氢能源产业合作发展 战略交流会举行； 2018 年 2 月， 中国氢能产业联盟正式成立； 2019 年 7 月， 总投资达 40 亿元的 FCP 中德氢能源产业园项目在山东奠基； 2019 年 9 月， 国家电投与德国西门子签署氢能合作谅解备忘录； 2019 年 11 月， 中法签署 235 社会科学文献出版社版权所有，清华大学图书馆下载使用 世界能源蓝皮书 合作备忘录， 共建氢能公司； 2019 年 12 月， 中日氢能示范工程正式签约。
2. 支撑体系
技术支撑方面。 日本在氢能利用和专利拥有数方面居全球第一位， 已经 实现燃料电池车和家用热电联供系统的大规模商业化推广； 美国氢能专利数 排名第二， 主要集中在加利福尼亚州示范应用； 韩国已掌握一流技术， 目前正在推进关键零部件100%国产化； 欧盟氢能产业基础最好， 拥有世界级的氢气和燃料电池价值链参与者， 以及强大的氢研究机构和完善的计划， 德国优势明显。 标准化支撑方面。 标准化是氢能产业规范规模、 有序有效发展的必要前 提， 发达国家积极介入和开展技术规范和标准的制定， 以求最大化影响氢能 产业的准入 “门槛”。 美国、 日本和欧洲组建联盟， 希望通过全球协调机 制， 将自己的氢能标准和规制实现国际化通用。 政策服务支撑方面。 世界主要经济体纷纷围绕氢能产业的公共服务、 招 才引智、 技术标准、 金融助推、 财政补贴、 示范应用和国际交流等方面， 打 造配套政策服务体系。 美国每年有数亿资金投向氢能领域， 燃料电池乘用车 保有量全球排名第一； 日本政府先后投入数千亿日元进行氢能及燃料电池技 术的研究和推广， 并对加氢基础设施建设和终端应用进行补贴。
2. 氢能供应链动态
1. 制氢：
以化石能源制氢为主 全球制氢结构以天然气为主， 灰氢和蓝氢所占比例在 95% 以上，其余为绿氢。中国目前仍以煤制氢为主，基本为灰氢和蓝氢，绿氢仅占 1% 左 右。日本绿氢占比最高，在 60%以上。灰氢成本低、碳排放量高，目前是世界主要制氢来源。蓝氢成本较低、碳排放量低，产量有限。绿氢能源转化率 低、成本高，随着电力成本下降，是未来制氢的主流技术。
化石燃料制氢：优点是技术成熟、成本低、适合大规模制氢 。缺点是排放量高、气体杂质多、需提纯。
电解水制氢：优点是技术成熟、产氢杂质少、 制氢过程碳排放量低、环境友好 缺点是能耗高、成本较高、减排效果受电力来源结构影响。
2 、储氢：
高压气态储氢最广泛高压气态储氢技术成熟、成本较低，当前应用最广泛；低温液态储氢技术成熟、成本较高，主要在航天等领域得到应用；有机液态储氢已无主要技术障碍、成本较高；固体材料储氢尚在技术提升阶段、 成本高，在燃料电池车上优点明显。有机液态和固体材料储氢将是未来的主流方式 。
固体材料储氢已经在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，德国燃料电池潜艇已被采用。
高压气态储氢商业应用常温、高压（10 ～ 35Mpa）
液态储氢商业应用超低温（低于 - 240℃ ）
有机液体技术研发常温、常压
金属氢化物技术研发常温、常压
3、 运氢
以长管拖车为主气态和液态是目前的主流运输方式，高压气态氢运输主要有长管拖车和管道运输两种方式 。韩国主要采用“高压气态 + 管道” 方式，日本正探索通过液氢船将澳大利亚褐煤制氢气通过海运运回国。
由于与远距离（1500 公里以上）输电相比，直接输氢更具经济性，全球范围内输氢管道长度有限，不到4500 公里。其中，美国和欧洲分别有 2500公里和1569 公里，我国目前仅有100公里。
4、氢贸易：
国际氢供应链初见雏形 因制氢方法不同，欧洲和日本制氢成本相对较高， 美国、中东、澳大利亚、北非、南美等地区的成本较低，这就为跨国跨区域的氢贸易提供了市场 原动力和商业机会。国际氢供应链发展潜力巨大，有望形成新的国际能源供应格局。日本已经与澳大利亚、新西兰、文莱等国家建立供应链合作关 系。跨海大宗船舶运氢正成为全球能源贸易的新品类。
5、 全球氢能发展背景下的中国2030年绿氢图景展望
国内氢能产业发展仍处于初级阶段，各行业及各地区政策支持体系建立尚不完善，且各领域内试点示范项目未能形成规模化效应，当前对氢能应用方面的激励政策、金融等方面的支持和激励机制和扶植力度还稍显不足，同时，针对氢能的重点发展区域来说，当前主要试点项目多出自单个企业，未能建立产业链上下游以及其他合作企业间的合作模式，使相关示范项目形成规模化效应。”国家大力推动发展氢能，为了更好地解决上述痛点，促进可再生氢的推广应用，我们发布《可再生氢100行动倡议》，提出力争2030年全国可再生能源制氢电解槽装机规模达到100GW的目标。”该目标立足于国家氢能行业发展的现状，以碳中和目标为导向，以《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》为基础，充分考虑2025年之后，可再生氢满足新增用氢需求并逐步对化石燃料制氢替代的发展路径，相关技术和成本大跨步优化的趋势，以及基础设施布局逐步完善等因素，力争为政策和行业的发展提供前瞻性的参考。
第一，中国各行业和区域具备2030年可再生氢装机至少达到100GW的潜力，且2030年100GW可再生氢装机是实现2060年碳中和目标的重要基石；
第二，2030年之前，中国可再生氢的消费需求增长主要存在于化工行业对传统化石能源制氢的替代以及钢铁和交通行业新技术突破创造的新增需求；
从区域的角度看，2030年可再生氢的生产将主要集中在可再生资源禀赋较好的西北地区和行业用氢需求较大的华北和华东地区；
在完善分行业、分区域目标的基础上，通过强化‘大基地’规模化示范降低产业链成本，同时完善各地方适合自身发展条件的可再生氢产业规划至关重要
第五，中国整体氢能发展的战略布局，需要分阶段、分步骤，利用不同来源氢能的互补性，最大化氢能的减排效果，并为可再生氢打造更充分的发展基础。”
第四章 全球氢能产业发展面临的问题与挑战
一、氢来源不环保
1. 90%以上为灰氢和蓝氢 基于成本优势， 天然气和煤炭一直是氢气制备的主要来源， 全球总 占比近 65% ， 工业副产气提纯制氢约占 30% ， 可再生能源电解水制氢占 249 社会科学文献出版社版权所有，清华大学图书馆下载使用 世界能源蓝皮书 比不到 5% 。
2. 近年来， 制氢路线出现 “高碳化” 苗头。 “减缓和适应” 是 全球应对气候变化的路径选择， 任何国家都不可能片面地追求 “零排放”。 出于生存和发展均衡的考虑， 以灰氢为主、 以蓝氢为辅的路线在很长一段时 间都将是主流。
3. 绿氢规模太小。 如果用火电进行电解水制氢就失去了氢能的环保意义，那么就成了“为了用氢而制造氢， 而不是为了清洁高效可持续而制氢”。 氢的制取和应用可以大致分为四种情况：
4. 传统方法制氢用在传统应用领域，例如灰氢、蓝氢的工业应用；b)传统方法制氢用在新领域，例如用于燃料电池车；新方法用在传统领域；
5. 新方法用在新领域。如果灰氢和蓝氢的制取能满足目前新老领域的应用，那么绿氢发展依然会很缓慢。只有在应用市场需求弹性足够时，绿氢的比例才可能提高。
二、经济性不够好
1. 供应链总成本竞争力不足
目前，在制氢环节，绿氢价格是灰氢的 3 倍左右；在储运环节，氢燃料的技术要求比化石燃料高，价格上没有竞争优势；特别是在加氢站方面，“加氢焦虑”仍然是一个现实问题，焦虑只是在减缓，并没有彻底消除。即便制氢实现低成本，储运和加氢环节的高成本也会使终端应用的供氢价格居高不下。无论是灰氢、蓝氢还是绿氢，以氢全生命周期的市场价格来计算，“制氢 + 储氢 + 运氢 + 加氢 + 碳”的总价格仍难以和化石燃料竞争。氢价格没有比较优势，就无法形成大范围推广的商业条件，依靠补贴是始终无法实 现产业跃迁的。
2. 产业规模量级不足
实现规模化和产业化是氢能获得核心竞争力的必要条件。只有达到LOCH在合理区域运行，全球氢能产业发展的现状与趋势上的可适用性、产业化的经济性，氢能才能进行大范围应用。目前，氢能在新能源汽车等领域的应用，还没有实现规模经济和范围经济目标。自 2014 年 12 月丰田 Mirai 发布以来，其销量就一直被视为燃料电池汽车市场的晴雨 表，但截至 2019 年底，Mirai 全球售出总量仅为 9000 多台，不足 2019 年一 年全球汽车销量的万分之一。 由于销量有限，Mirai 的制造一直采用 “手 工打造” 方式，生产效率较低，甚至可以说是卖一台亏一台。
3. 氢能的前景
1. 全球前景目标
到 2030 年，全球氢燃料电池乘用车将达到 1000 万辆，燃料电池卡车达到 50 万辆。到 2050 年，氢燃料汽车数量将占全世界汽车总量的 20% ～ 25% ； 氢能将承担全球18%的能源需求，将承担全球气候 2℃ 控制路线 20% 左右的碳 减排量任务；氢能产业在全球范围将催生 2. 5 万亿美元的产值，创造 3000 多 万个就业岗位；全球16%的发电量将用于生产氢气；在钢铁冶炼、化工机械、航空航运、重型卡车等难以脱碳的能量密集型行业，氢能将发挥重大作用。
2. 欧洲前景目标
到 2030 年，欧洲氢燃料电池乘用车将达到 370 万辆，占乘用车总量的 1 / 22；商业运输车将达到 50 万辆，占总量的 1 / 12；氢燃料电池卡车和公共汽 车将达到 4.5 万辆；燃料电池火车将替代 570 列左右柴油火车； 30% 左右的制氢实现超低碳；氢气可替代 7%的天然气 （到 2040 年可替代 32%的天然气）。 到 2050 年， 欧洲氢能产值将达到 8200 亿欧元 （到 2030 年预计为 1300 亿欧元）；整个氢能行业可提供 540万个就业岗位（到 2030 年预计为 100 万 个）；用电需求的 25% 左右将由氢能提供。
3. 美国前景目标
到 2030 年，美国氢需求量将突破 1700万吨（到 2022 年为 1200 万吨）
4. 发展周期
从产业技术发展的生命周期来看，到 2030 年，日本、美国等第一技术阵营国家达到技术拐点和市场拐点，氢能进入加速发展阶段，氢经济初具规 模 。到 2040年氢能进入技术、市场、资本联合驱动的普及 阶段，氢生活初具规模。到 2050 年，中美日德等氢能第一阵营国家在产业发展、配套服务、商业模式等方面的发展将形成典型示范，氢能进入技术稳定阶段，氢社会初具规模。
