技术交流

 绿氢大规模发展面临的主要挑战 绿氢要在碳中和路径中充分发挥作用，必须要实现大规模、经济地商业化应用。 目前，绿氢的大规模发展有许多影响因素，如各国经济发展不均衡、能源资源禀赋差异、政策鼓励力度不一等，从技术角度主要面临以下三方面挑战： 01、电解水制氢经济性不高 绿氢应用在技术上可行只是必要条件，在经济上可行才是氢能大规模利用的充分条件，而电解水制氢成本较高是制约瓶颈。 目前电解水制氢技术主要有碱性水电解、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOE）和碱性阴离子交换膜电解（AEM）等，其中碱性电解槽技术已经实现工业规模化产氢，是技术最为成熟生产成本相对较低的路线。 碱性水电解也是国内商业化电解水制氢主要技术，欧美则对PEM技术产业化推进较快。 PEM制得的氢气纯度高流程简单，能效高于碱性水电解，装置运行灵活性更高，而且对电力变化反应更快，更适合与可再生能源发电配合，但因使用贵金属催化剂等材料成本较高。 总体上电解水制氢由于电解效率不高耗电量大等原因，与其他制氢方式相比成本较高，在工业应用中占比较小。 近年来，围绕提高电解效率和降低成本目标，国内外电解水制氢技术在工艺、设备、催化剂、电能等方面开展了许多研究并取得了卓有成效的进展。 未来只有技术不断进步并取得突破性进展，大幅降低电解水制氢成本，才能提高其经济性，从而提升绿氢大规模应用的可能性。 02、氢气存储难度大 氢气由于重量轻、原子半径小、性能活泼、稳定性差（泄露后易发生燃烧和爆炸），存储和运输难度较大。   按氢气状态可以分为气态、液态和固体三种储存方式； 目前工业上最可行的规模化储存和运输方法只有高压气态储氢和低温液态储氢。   高压气态储氢技术成熟，设备结构简单，成本相对较低；但单位质量储氢密度低，运输成本高，有泄漏和爆炸的安全隐患。 低温液态储氢具有储氢密度高、储存容积小等优势；但液化过程耗能大且储存容器需绝热性能良好，成本高昂。   近年来固态合金储氢和有机液态储氢相关技术的开发也备受关注，其中固态储氢技术被认为是最有发展前景的一种氢气储存方式。   固态储氢是通过化学反应或物理吸附将氢气储存于固态材料中，优点突出：储氢工作压力不高安全性强使用寿命长；放氢纯度高有利于提高燃料电池的工作效率和使用寿命；系统体积小储氢密度大，结构紧凑；再充氢压力低充氢方便。   目前固态合金储氢已经有示范报道，但也存在着储存材料价格高昂、储存释放条件苛刻的问题。 03、氢能运输制约 运输是氢气从制氢厂到终端使用的重要环节，也是成本的重要组成部分。 氢气可以以气态、液态和固态三种形态进行运输。 我国主要以气态运输为主，可选择长管拖车和管道运输两种方式。   其中长管拖运技术成熟，通常在近距离时采用；管道运输则适合大规模、长距离运输，运输效率高，能耗较小，但一次性建设投入较高，国内目前输氢管道较少。   液态采用槽车运输，适合中远距离和较大量运输，该运输方式在液化过程中能耗较大，设备要求也较高，国内主要用于航天及军事，在日、美等国应用较为广泛。   固态氢气通过轻质储氢材料可以实现高密度高安全运输，提高单车运输量和运输安全性，目前仍处于试验开发阶段。   经测算，在0~1000km范围管道运输的成本最低；运输距离在250km内，长管拖车运输成本低于液氢槽车；超过250km则后者更具成本优势。要降低氢的运输成本、提高氢能经济性，还有待相关科技创新和技术攻关进一步突破。 声明：文章来源于第一元素网，作者为中国石化集团经济技术研究院有限公司 张从容 。基于分享的目的转载，转载文章的版权归原作者或原公众号所有，如有涉及侵权请及时告知，我们将予以核实并删除。 搜索 复制 ...

为达到《巴黎协定》提出的温度控制目标，越来越多的国家提出了碳中和目标，碳中和成为全球的共同愿景和一致行动。 在各国家和地区采取的减排措施中，鼓励可再生能源发展成为普遍选择，可再生能源迎来巨大发展机遇。 其中氢能因热值高、零排放、利用形式多样，作为化石能源替代品优势突出而受到普遍关注，有望为交通、工业、建筑、电力等重点碳排放领域的减排脱碳发挥作用。 “绿氢”则是真正助力碳中和目标实现的重点，是未来制氢的发展方向。 “绿氢”要在碳中和路径中充分发挥作用，必须要实现大规模、经济地商业化应用。 目前从技术角度还面临电解水制氢经济性瓶颈、储运难题等方面的挑战。   氢能将在碳中和路径中扮演重要角色   碳达峰与碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，需要全人类、全社会、全行业共同努力，大力推进低碳发展。 低碳发展的重点是能源结构转型，能源生产与利用加快向更清洁、低碳的方向转变。 在各国和地区碳达峰、碳中和政策的引导推动下能源结构转型有望加快推进，化石能源生产与利用将面临更严格的碳排放约束，非化石能源逐渐成为能源增量主力军。 氢能资源丰富、热值高、使用无污染，被视为理想的清洁能源，是实现碳中和的重要途径，将在全球能源新格局中扮演重要角色。 氢能发展所带来的巨大市场潜力和科技创新是提高综合国力和新经济竞争力的有力支撑，因而其开发与利用受到全球普遍关注。 许多国家都在加快推进氢能源技术的研发和产业化布局，美国、欧盟、日本都出台相应的氢能战略规划，日本甚至提出了“氢能社会”的宏大构想。 中国国内氢能发展也方兴未艾，在交通、工业、建筑、电力等重点用能行业有望迎来较大发展空间，为这些碳排放重点领域减排脱碳发挥作用。 01、氢能加快推动交通运输领域的清洁化转型 交通运输是社会经济发展的重要组成部分，也是能源消耗和温室气体排放大户，占碳排放比重非常高。 欧盟委员会称运输业对欧盟GDP贡献率仅约5%，但其二氧化碳排放量约占欧盟温室气体排放总量的四分之一。 IEA报告指出，2020年一季度全球石油需求下降5%，对应碳排放量下降4.5%；其中公路运输和航空活动的减少贡献了石油需求下降量的近 85%。2020 年下半年随着交通运输逐步恢复，碳排放量也随之开始反弹。 近年来氢燃料电池商用车发展较快，中国、日本、德国、韩国、美国等国家加快燃料电池汽车加氢站的布局建设，有力推进氢燃料电池产业化。 除了商用车，航空和海运也在积极探索氢能应用。 氢能在交通运输领域的应用发展无疑将极大推动该领域的广泛、深度脱碳。 02、氢能促进工业领域的脱碳减排 氢在工业上主要用于炼油、化工和钢铁行业。在炼油和化工行业氢气除了作为燃料还是重要原料，主要用于加氢处理、加氢裂化和脱硫。如果炼油和化工业大量采用甚至全部使用绿氢，对于工艺过程脱碳有显著影响。 中国石化第一个绿氢炼化项目——鄂尔多斯1万t/a绿电制氢项目计划2022年建成投产，项目利用可再生电力电解制氢，所制氢气供中天合创煤化工项目。 该项目对于绿氢炼化有示范意义，大大有利煤化工降碳减排。 钢铁是工业碳排放大户，当前炼钢多采用焦炭作为铁矿石还原剂。为了解决碳排放问题，钢铁行业开始探索氢冶金技术，用氢代替焦炭和天然气作为还原剂可基本消除炼铁和炼钢过程中的绝大部分碳排放。 如果随着可再生能源成本下降，在轧铸环节使用可再生能源发电，最后基本可实现钢铁生产的近零排放。 03、氢能助益建筑领域的节能碳排 建筑行业实现碳中和的主要途径就是打造绿色建筑，探索燃料电池热电联产，采用燃料电池发电技术，以氢能完全或部分替代市政电网、天然气等传统能源，满足建筑对冷、热、电、生活热水等各种能源的需求。 这种燃料电池在建筑领域的应用不仅提高能源利用效率，而且能起到建筑用能和采暖降碳的作用，效果显著。 早在2009年在东京燃气公司与松下集团共同研发的家庭热电联供系统项目就已正式投入商业应用，这些燃料电池被安装在公寓以及普通住宅内，可以不依赖电网独立运行。 2020年欧委会发布了“革新浪潮”倡议，提出2030年所有建筑实现近零能耗；国内近年来也兴起这种绿色建筑理念，并有示范项目的报道。 04、氢能助力电力行业的绿色转型 电力行业是用能大户也是碳排放大户，碳排放约55%来自电力行业，而电力行业碳排放80%来自燃煤发电。 为实现碳中和目标，全球多个国家均已采取措施降低煤电比重，重点发展可再生能源发电。 近年来以光伏发电为代表的可再生能源发电成本显著下降，规模经济将发挥作用，成本有望进一步下降，从而推动该领域可持续发展。 然而，可再生能源中风电、光伏具有显著的间接性和波动性特点，大规模并网之后会对电力系统和电网稳定性产生冲击。 可再生电力制氢可实现清洁电力到氢能的大规模储存，是解决可再生能源消纳、平抑波动性和间歇性的重要手段。 可再生能源与储能系统的结合不仅可以有效提升可再生能源发电可靠性和稳定性，同时可以显著降低电力系统的碳排放，助力碳中和目标的实现。 搜索 复制 ...

H2-Industries开发了新颖、有效、环保的液态有机氢载体（LOHC）储能解决方案。LOHC是可以通过化学反应吸收和释放氢的有机化合物。因此，它们可以用作氢气的存储介质。 原则上，每个不饱和化合物（具有碳碳双键或三键的有机分子）在氢化过程中都可以吸收氢。 吸热脱氢和氢气纯化是催化剂储氢的主要缺点，限制了储存循环的整体效率。 一立方米LOHC可以安全储存 57 kgH2。 图片来源：www.whsdzg.cn LOHC开始是使用可再生电力通过电解水生产氢气。 在这个过程中，氢气化学结合在专有液体 LOHC中，该液体可以安全携带氢气，并用于在可扩展、紧凑的存储系统中安全地存储能量，这些系统环保（无排放）且具有几乎无限存储的容量。 通过化学结合氢，它也可以在常规条件下储存，和目前的做法不同。这使得氢气处理不仅更安全，而且更便宜。 使用 LOHC储氢，氢气不再需要以昂贵且能源密集型的方式进行冷却或压缩，从而实现更加经济的运输。 通过 LOHC，我们可以补偿发电和能源需求之间的时间波动和局部差异。例如，从可以将风能生产的氢气从德国北部输送到南部，而且氢气的使用可以减少炼油厂的CO2排放。   图片来源：www.zhidao.baidu.com   LOHC可以使用现有的柴油基础设施，并且可以长期安全地储存氢气而不会损失。 LOHC的主要缺点是脱氢过程需要大量的热量且载氢能力有限。但是与储罐储氢相比，LOHC使得氢气的存储和运输不仅更安全，而且更便宜。   图片来源：www.cannews.com.cn   H2-Industries 还为 LOHC技术开发了其他氢载体 例如甲基环己烷 (MCH) 和氨。作为使用 LOHC存储和运输H2的替代方案，H2工业还可以利用氢气和捕获的 CO2制造低成本、碳中性合成柴油 (eDiesel) 或可持续航空燃料 (SAF) ，具体取决于国际市场需求。   关于H2-Industries： H2-Industries由企业家 Michael Stusch 于2010年创立，总部位于纽约，研发和生产基地位于汉堡。 搜索 复制 ...

...

1、煤气爆炸：         火焰的正常传播在一定的情况下进行的，它的速度大的为每秒几厘米至10-15 厘米，假如在一封闭的容器中进行点火，则因绝热压缩，使整个容器由于可燃混合物的压力和温度急剧提高，这时火焰的传播速度达到每秒几公里，整个容器由于可燃混合物同时剧烈反应而产生极大的破坏力，从而发生爆炸。  2、传热：         由于物体温度不同，热量就会从温度较高的物体自动传给温度低的物体的传递过程。 3、二次分解：         煤热分解产物（称一次热解产物）在流经高温的焦炭，炉体和炉顶空间时，不可避免要进一步发生化学变化，称为二次分解。 4、煤气热值：         指单位体积的煤气完全燃烧能放出的热量。 5、湿煤耗热量：         1Kg湿煤形成焦炭应供给的热量。 6、干煤耗热量：         1Kg干煤形成焦炭所消耗的热量。 7、短路：         上升气流煤气各空气不经过立火道燃烧而由循环孔被直接商入下降气流斜道中燃烧。 8、焦饼中心温度：         结焦过程中从两侧炭化室炉样附近开始，层层逐渐向炭化室中心面扩展，炭化室中心面上炉料温度始终最低，可以作为焦饼成熟程度的标志，炭化室是心面上炉样在结焦末期的温度称为焦饼中心温度。 9、膨胀压力：          因炭化室底面和上面及靠近炉样位置温度较高使得煤料的周围形成塑性层，象一个膜袋，膜袋内的煤热解产生气态产物使膜袋膨胀，通过半焦层及焦炭层向炭化室两侧施加压力。  10、 高温干馏：         烟煤在隔绝空气的条件下，加热到950-1050℃，经过干燥、热解、熔融、粘结、固化收缩等阶段，最终制成焦炭这一过程叫高温干馏。   11、抗碎强度：        ...

  随着碳中和目标的提出，中国未来能源转型发展的方向已经确定。 预计到2060年中国经济会达到人均GDP4.8万美元，带来能源需求67.3亿吨标煤，较现在提升38%。 如果以目前的能源结构不变，将会产生每年160亿吨二氧化碳的碳排放。 碳排放主要有化石能源贡献，目前中国煤炭消费几乎占到全球的一半，是碳排放的主要来源之一。 随着中国能源转型的加快，天然气将逐步替代煤炭，从而减少二氧化碳的排放，实现中国由高碳向低碳的转型。 而氢能源的不断加速发展，将最终实现碳中和的重要使命。 从排放来看能源消费中存在一部分能源利用形式难以被电力替代，而因此最终需要另外的能源形式实现碳中和。 我们预计到2060年如果不考虑非电领域的能源突破，中国电气化率在70%水平，则仍然有20亿吨标准煤的能源需要完成脱碳。 天然气替代实现高碳到低碳：1）在提供相同能量的情况下，天然气相比石油和煤炭将减少33%和53%的碳排放；2）天然气可以带来多少替代：我们预计到2030年，天然气占比增长6.9个百分点，天然气消费量约增加4000亿立方米，可减少碳排放约3.7-8.4亿吨。3）天然气的过渡能力：中国天然气供应保障能力增强，未来要实现国产多元化、进口多渠道的供应格局。氢能可能是最终解决方案.我们认为要实现能源最终的能源碳中和必须在非电领域推动新的技术发展和应用，目前来看主要有三个解决方案，分别是氢能源、碳捕捉和生物质。但是考虑到生物质资源上的限制，以及碳捕捉对于政策要求，氢能在产业发展，技术迭代上优势更强，因此氢能更有可能是最终解决方案。 ...

导语 氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为2050年左右率先产业化的氢燃料电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广阔。 2.氢产业链：上游供给充分，中游制造实力期待突破 2.1制氢：三种路线并举，化石能源制氢向可再生能源过渡 我国的制氢工业以引进技术为主，技术相对成熟，与发达国家的差距不大。当前，氢的制取技术主要有三种比较成熟的路线：一是以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产提纯制氢；三是以电解水制氢为代表的可再生能源制氢。其他技术路线，如生物质直接制氢和光解水制氢等目前产收率较低，仍处于实验和开发阶段，尚未达到规模制氢要求。 化石能源重整制氢：煤制氢技术成熟，价格相对较低，是目前主要的化石能源重整制氢方式。煤制氢通过气化技术将煤炭转化为合成气，经过水煤气变换分离处理来提取高纯度的氢气。煤制氢技术路线可以大规模稳定制氢，成熟高效。原料煤作为最主要的消耗原料，约占煤制氢总成本的50%。以成本最低的煤气化制氢技术为例，每小时产能54万方合成气的装置，在原料煤（6000大卡，含碳量80%以上）价格600元/吨的情况下，制氢成本约8.85元/千克。结合尚处在探索示范阶段的碳补集与封存（CCS）技术以控制化石能源重整制氢的碳排放，按照煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例计算，增加CCS后以上设定条件下的没制氢成本约为15.85元/千克。今后，随着国内CCS技术的进一步开发，煤制氢此方面成本将下降。 天然气制氢受制于原料资源，在我国尚未大规模发展。天然气制氢技术中，国外采取的主流方法为蒸汽重整制氢。天然气作为原料占制氢成本比重达70%以上，因此天然气价格是决定此技术路线下制氢价格的重要因素。天然气制氢平均成本高于煤气化制氢，再加上中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，仅有少数地区可以探索开展。 图39：煤气化制氢流程简图 资料来源：能源清洁利用国家重点实验室 工业副产提纯制氢：工业废气等副产供给充足，为氢能发展拓宽来源。工业副产提纯制氢包括焦炉煤气中氢的回收利用、甲醇及合成氨工业、丙烷脱氢（PDH）项目制氢、氯碱厂回收副产氢制氢等。对工业副产中的氢进行提纯，不仅可以提高资源利用效率，实现经济效益，又能起到降低污染、改善环境的效果。 中国作为世界上最大的焦炭生产国，生产焦炭产生的焦炉煤气约350-450立方米/吨， 而焦炉煤气中氢气含量达54%-59%，利用变压吸附（PSA）技术可以制取高纯度氢。焦炉煤气制氢成本较低，目前为11元/千克左右。中国烧碱年产量基本在3,000万-3,500万吨之间，其产生的副产氢气75-87.5万吨约有40%能剩余，合计约28-34万吨。甲醇及合成氨工业、PDH项目的合成气含氢量达 60%-95%，通过纯化技术可制取满足燃料电池应用的氢气。中国目前的甲醇产能约为8,351万吨/年，甲醇驰放气含氢气数十亿立方米；合成氨产能约1.5亿吨/年，合成氨驰放气可回收氢气约100 万吨/年。中国PDH项目目前副产含氢量约37万吨/年。 当前工业副产提纯制氢的提纯成本为0.3-0.6元/千克，加副产气体成本的综合制氢成本在10-16元/千克之间。工业副产提纯制氢能够提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业发展初期提供相对低成本、分布式氢源。 可再生能源制氢：引领制氢行业未来方向，除电解水技术外其他处于起步阶段。可再生能源制氢技术路线目前主要是电解水制氢，电解水制氢技术主要有：碱性水电解槽（AE）技术，最为成熟，国内单台最大产气量为1,000立方米/小时；质子交换膜水电解槽（PEM）技术能效较高，国内单台最大产气量为50立方米/小时；固体氧化物水电解槽（SOE）采用水蒸气电解，能效最高，但尚处于实验阶段。 电解水制氢目前成本高，且火电占比高的供电环境下环保效果低下。电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支，其中电价高是造成电解水成本高的主要原因，电价占其总成本的 70%以上。采用市电生产，制氢成本高达30-40元/千克。利用“谷电”电价，低于0.3元/千瓦时，电解水制氢成本接近传统石化能源制氢。且在火电占比较高的供电环境下，按中国电力平均碳强度计算，电解水制氢1千克的碳排放高达35.84千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的3-4倍。若使用富余的可再生能源电力（水电、风电、太阳能等）的边际成本较低，制取氢气的成本会更加低廉，同时也能实现可持续，并将二氧化碳排放量大幅降低。 供电结构转变与政策支持促进可再生能源制氢发挥效率、环保双重效能。未来，可再生能源制氢具有巨大的发展潜力。国家发展和改革委员会与国家能源局先后发文，支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢。四川、广东等地对电解水制氢给予政策支持，将其最高电价分别限定为0.3元/千瓦时和0.26元/千瓦时。伴随技术发展、规模化效应，都会使此技术路线成本下降。 表19：典型制氢工艺中各类能源转换效率及碳排放 资料来源：基于绿色科学理念构筑从低碳制氢高效储氢的氢能 目前，中国的氢能市场还处于发展初期，三种制氢路线并举，结合不同技术路线制氢的产能、经济性和环保性角度，不同地区需要依据资源禀赋、科技及成本等条件进行选择。整体而言，氢气供给充足，来源由化石能源向可再生能源过渡。预计2030年左右，可再生能源电解水将成为有效供氢主体，积极推动生物制氢和太阳能光解水制氢技术发展；2050年左右中国能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，会推动可再生能源电解水制氢占比大幅提升，煤制氢结合CCS技术、生物制氢和太阳能光解水制氢等技术将会成为氢能源供给的重要补充。 2.2 储氢：高压氢罐接近全球领先水平，固、液储氢仍处示范应用阶段 氢的储存要求安全、高效、低成本、便捷，主要技术指标有容量、加注便捷性、耐久性等。当前，氢的储存主要由气态储氢、液态储氢和固体储氢三种形式。高压气态储氢是最广泛的应用形式，低温液态储氢主要在航天等领域得到应用，有机液态储氢和固态储氢尚处于示范阶段。 高压气态储氢占比最高，技术成熟，成本有望迅速下降。高压气态储氢是现阶段的主要储氢方式，其容器结构简单、充放氢速度快，分为高压氢瓶和高压容器两大类。最为成熟且成本较低的技术是钢制氢瓶和钢制压力容器。20MPa钢制氢瓶已经在工业中广泛应用， 且与45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站。碳纤维缠绕高压氢瓶为车载储氢提供了方案。目前70MPa碳纤维缠绕 IV型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术，我国燃料电池商用车载储氢方式以35MPa碳纤维缠绕 III型瓶为主，70MPa碳纤维缠绕III型瓶也已少量用于我国燃料电池乘用车中。接近全球领先水平。70Mpa的储氢罐的制备现在是我国高压气态储氢面临的主要难题，125kg的储氢系统价格上万元，若能实现技术突破实现量产，其成本将迅速下降。 液态储氢投入与损耗大，目前未投入商用。液态储氢可分为低温液态储氢和有机液体储氢，具有储氢密度高等优势。低温液态储氢的储氢密度可达70.6kg/m³，但液氢装置一次性投入较大，液化的过程中存在较高能耗，储存过程中的蒸发会产生一定损耗，每天1%-2%的挥发，而汽油每月只损失1%，因此目前极不经济，在我国仅用于航天工程等领域，民用领域尚未出台相关标准。有机液体储氢其产生的氢化物性能稳定，安全性高，但存在脱氢效率较低、反应温度较高、催化剂易被中间产物毒化等使用问题。目前国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用。 我国固态储氢尚处示范阶段，克服技术问题将在燃料电池领域迅猛发展。固态储氢是最具潜力的储氢方式，能够克服高压气态、低温液态储氢方式的缺点，运输方便、储氢体积密度大、压力低、成本低、高安全性等特点使其特别适合应用于燃料电池汽车。但目前主流金属储氢材料重量储氢率低于3.8wt%，克服氢的吸放温度限制是实现更高效储氢的主要技术难题。目前国外固态储氢已经在燃料电池潜艇中得以商用，在分布式发电、风电制氢、规模储氢中得到示范应用，中国的固态储氢也在分布式发电中得以示范应用。 2.3 运氢：短期长管拖车为主，规模化后长期管网发展是必然趋势 氢的输运按其形态分为气态运输、液态运输和固体运输，其中气态和液态是目前的主流运输方式。 高压气态运输短期长管拖车为主，加压与运力仍待提高。高压气态氢的运输有长管拖车和管道运输两种方式，根据氢气的输送距离、客户分布及使用要求等情况的不同，适用于不同场合。高压长管拖车目前是国内氢气近距离运输队主要方式，技术相对成熟，发展成长了一批储运氢相关企业。但当前与国内的技术和效率同国际领先水平存在一定的差距。国内20MPa长管拖车是最普遍的形式，单车运量约为300千克，而国外领先技术采用45MPa纤维缠绕高压氢瓶长管拖车运输，单车运量高达700千克。 表22：储运氢相关企业 资料来源：申万宏源研究 液态氢运输在技术成熟地区广泛运用，我国民用尚处空白。液态氢运输适合远距离、 运量大的应用场景，采用液氢运输方式能够减少车辆运输频率，提高加氢站的供应能力。目前美国、日本已大量投入使用液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一，我国目前尚无民用液氢运输的实践，以高压气态方式为主。 输氢管道建设尚有差距，管网结合势在必行。管道运输管道运输运行压力通常为1.0-4.0MPa，运量大、能耗低、边际成本低，是实现大规模、长距离气态氢运输的重要方式。管网建设一次性投入资金规模巨大，但长期看来是氢气运输发展的必然趋势。截至 2019 年，美国已有约2600公里的输氢管道，欧洲已有1598公里，而我国还停留在“百公里级 “。输氢管网建设在初期可以积极探索掺氢天然气的方法，充分利用现有的能源运输管道设施。 表23：氢不同运输方式的技术比较 资料来源：中国氢能源与燃料电池产业白皮书 注：体积和重量储氢密度均以储氢装置计算 目前，我国氢能储运将持续以长管拖车运输高压气态氢为主，以低温液态氢、管道运输方式为辅，协同发展。长期来看，车载储氢技术将采用更高密度和安全性的技术推动高压气态氢、液态氢的运输，氢气管网建设也将加速布局，实现不同细分市场和区域的协同发展。 2.4 加氢：各地发布建设规划，加强基础设施配套 加氢的基础设施是燃料电池车应用的重要保障，也是氢能发展利用的关键环节。经过氢气压缩机增压的氢气存储于高压储氢罐，再通过氢气加注机为氢燃料电池加注氢气。乘用车在商业运行中氢气加注时间在3-5分钟之间。 加氢站的技术路线有站内制氢和外供氢两种，其中内制加氢站包括电解水制氢、天然气重整制氢等方式，降低运输费用的同时也增加了加氢站运营的难度。由于目前国内氢气按照危险品管理，所以尚未有商用的站内制氢加氢站。外供加氢站则是通过长管拖车、管道输送氢气、液氢运输后，在站内进行加压、存储和加注，运输成本相对更高。 国内加氢站加速建设，国产化加速氢能源成本下降。国内加氢站的建设成本较高，其中设备成本占到70%左右，单个加氢站投资成本在1,000万元以上，大幅高于传统加油站的建设成本，且设备的运营与维护、人工费用等都使得加注氢气的成本较高，在 13-18元/千克左右。随着氢气加注量的不断增加以及同加油站、加气站的合建，单位氢气的加注成本将呈现下降趋势。同时，加氢设备亟需国产化，由目前核心设备依赖进口走向自主研发和量产化，将有力推动氢能源使用成本的下降及其普及。 根据规划，在2020年，中国将建成100座加氢站，日本建成160座加氢站，韩国建成80座加氢站，德国也预计达到100座加氢站的规模。截至2018年底我国加氢站共有23座，占全球加氢站的比例约为6.23%。其中加氢规模在 500公斤以上的有9座，手续齐备的商用加氢站仅6座。这距离我国2020年建设100座加氢站的目标还有很大距离，同时也表明，未来加氢站建设进度会急剧增加，相关方面需求巨大，是可见的机会点。近年来，上海、江苏、广东、山东等省市发布氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴。2019年3月，“推动充电、加氢等设施建设”增补进入《政府工作报告》。政策支持将有力推动加氢站建设，进一步明确加氢站审批流程，推动装备自主化，与燃料电池车协同发展。 2.5 发电：质子交换膜电池为主流，技术进步与成本下降任重而道远 燃料电池是实现氢能源大规模普及的重要途径，在当前的商业应用中，质子交换膜燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池和固体氧化物燃料电池是三种最主流的燃料电池技术路线。 质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，适用于交通和固定式电源领域，成为现阶段国内外主流的应用技术。熔融碳酸盐燃料电池的优点有工作温度较高，反应速度较快、不需贵金属催化剂、提高燃料有效利用率等，但也存在高温条件下液体电解质较难管理，长期腐蚀和渗漏现象严重等问题。其中小型电站可应用于通讯、气象电站和水面舰船、机车等的热电联供。固体氧化物燃料电池燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、零污染、模块化组装，常在大型集中供电、中型分电、小型家用电热联供领域作为固定电站使用。 国内燃料电池产业链未全面布局，核心零部件技术仍待突破。质子交换膜燃料电池使用铂及其合金作为催化剂，其高昂的成本制约燃料电池的规模量产和商业化推广，我国尚处实验研究阶段。核心零件质子交换膜对性能要求高，开发生产难度大，现阶段主流产品多为美国、日本制造；气体扩散层极大影响燃料电池成本和性能，主流生产企业分布于日本、加拿大、德国等。其他部件，如金属双极板和电堆已在国内实现多企业布局。 我国燃料电池多指标落后国际水平，技术进步亟待解决。中国的燃料电池技术研发和产业化集中于质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池两类。近年来在国家政策和重点项目支持下，燃料电池技术取得了既定的进步，初步掌握了燃料电池电堆与关键材料、 动力系统与核心部件等核心技术，部分技术指标接近国际先进水平，但仍有许多关键技术指标较为落后，且工程化、产业化水平低，总体技术较日本、韩国等技术相对成熟的国家有一定差距。 就质子交换膜燃料电池而言，在燃料电池电堆领域，国内目前先进的水平下，在用额定功率等级为36kW/L，体积功率密度为1.8kW/L，耐久性为5000h，低温性能为-20℃， 应用情况暂处百台级别；相比之下，国际一流水平的在用额定功率等级和体积功率密度分别为 60-80kW/L、3.1kW/L，低温性能达到-30℃，应用达到数千台级别，各项指标显著优于国内水平。 在核心零部件领域，国内膜电极电流密度为1.5A/cm²，空压机为30kW级实车验证，储氢系统为35MPa-III型瓶组，金属双极板尚处于实验和试制阶段，石墨双极板小规模试用缺少耐久性和工程化验证，氢气循环泵尚处于技术空白，仅30kW级引射器可以实现量产；相比而言，国际较高水平则可以实现电流密度2.5A/cm²，完成空压机100kW级实车验证，使用70MPa-IV型瓶组，石墨双极板完成实车验证，金属双极板技术和100kW级燃料电池系统用氢气循环泵技术也已趋于成熟。 在关键原材料领域，我国目前的先进水平下，催化剂的铂载量约0.4g/kW，且只能进行小规模生产，质子交换膜和炭纸、炭布处于中试阶段，而国际先进水平下，催化剂的铂载量达0.2g/kW且技术成熟，且催化剂、质子交换膜、炭纸、炭布、密封剂等已经达到产 品 化、批量化生产阶段。 固体氧化物燃料电池的电池电堆整体技术也与国外先进水平存在较大差距，单电池与电堆峰值功率密度较低、电堆发电效率较低、整体发电系统在性能和衰减率上与国际一流水平还有较大差距，未进行商业化推广。 燃料电池系统技术未来将会持续开发高功率系统产品，通过系统结构设计优化提高产品性能，通过策略优化提高寿命，优化零部件和提升规模化效应持续降低成本。这既是燃料电池系统技术未来的发展方向，也是努力追赶世界一流水平的必然要求。预期到 2050年左右，平均制氢成本将不高于10元/千克，储氢密度达到6.5wt%，系统体积功率密度达到6.5kW/L，乘用车系统寿命超过10,000小时，商用车达到30,000小时，固定式电源寿命超过100,000小时，启动温度降至-40℃，系统成本降低至300 元/kW。燃料电池的技术进步与成本下降依然任重而道远。 3. 氢能有望纳入国家主流能源管理体系，产业链相关公司打开成长空间 3.1 国家队进场，氢能有望纳入我国主流能源管理体系 在氢能源发展初期阶段，中小企业参与居多。我国对氢能的研究与开发可追溯到20世纪60年代。2000年科技部启动973基础研究项目，内容为氢能的规模制备、储运和燃料电池的相关研究，该项目针对氢能领域的若干科学命题的核心技术开展基础性研究。2001年-2005年，国家科技部863电动汽车重大专项设立课题，以期在燃料电池、燃料电动发动机以及整车系统方面形成一套拥有自主知识产权的核心技术，最终开发成功燃料电池公交车和燃料电池轿车。早期的氢燃料电池行业发展以民企自发行为居多，资金、技术、人才积累有限。 表26：国内燃料物流/乘用车企业及物流/乘用车 资料来源：各公司官网，上市公司公告，申万宏源研究 2011年以来，政府相继发布《“十三五”战略性新兴企业发展规划》《能源技术革命创新行动计划（2016~2030年）》《节能与新能源汽车产业发展规划（2012~2020年）》 《中国制造2025》等顶层规划，鼓励并引导氢能及燃料电池技术研发。2012年，清华大学、同济大学、中科院大连物理化学研究所、上汽、一汽等发起成立中国燃料电池汽车技术创新战略联盟。2016年10月26日，在中国汽车工程学会年会上，国家强国战略咨询委员会、清华大学教授欧阳明高作为代表发布了备受关注的节能与新能源汽车技术路线图， 其中燃料电池的规划如下： 近几年大央企不断加入，以与地方政府合作、发展城市氢能源产业为出发点，逐步将氢能源领域发展提上日程。 进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、浙江等省份陆续发布本地氢能产业发展规划。随着国有企业的进驻与发展，更多的会议和组织开始关注重视氢能源。我们认为，我国氢能的发展已经进入关键期，前期基础的产业化配套能力已经具备，现在需要的是加强氢能在各个领域的规模化应用，从而拉伸产业链配套能力，提高整个产业的成熟度。 编辑：卿俊锋 成都升力科技有限责任公司 联系电话：028-83628780/13980986351 地址：成都市青白江区工业开发区同济大道80号...

导语 氢能源来源广泛，低碳环保，符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题，有望进入我国主流能源体系。我们认为2050年左右率先产业化的氢燃料电池汽车领域有望产生上万亿的市场空间，随着应用领域的拓展，氢能相关产业成长空间广阔。 1.氢能源是安邦利民的战略性能源 1.1氢能源环保高效，有望纳入主流能源体系 氢能源来源广泛。作为二次能源，氢不仅可以通过煤炭、石油、天然气等化石能源重整、生物质热裂解或微生物发酵等途径制取，还可以来自焦化、氯碱、钢铁、冶金等工业副产气，也可以利用电解水制取，特别是与可再生能源发电结合，不仅实现全生命周期绿色清洁，更拓展了可再生能源的利用方式。 氢能源清洁低碳。不论氢燃烧还是通过燃料电池的电化学反应，产物只有水，没有传统能源利用所产生的污染物及碳排放。此外，生成的水还可继续制氢，反复循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放，有效缓解温室效应和环境污染。 氢能源灵活高效。氢热值高（142.5MJ/kg），是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的3-4倍，通过燃料电池可实现综合转化效率90%以上。氢能可以成为连接不同能源形式（气、电、热等）的桥梁，并与电力系统互补协同，是跨能源网络协同优化的理想互联媒介。 氢能源应用广泛。氢可广泛应用于能源、交通运输、工业、建筑等领域。既可以直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放；也可以通过燃料电池技术应用于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖；还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电供暖。 氢能源安全可控。氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体，比重远低于空气，扩散系数是汽油的12倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。因此在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄漏扩散规律仍有待研究。 氢气工业使用历史悠久。氢气作为工业气体已有很长的使用历史。目前，化石能源重整是全球主流的制氢方法，具各成熟的工艺和完善的国家标准规范，涵盖材料、设备以及系统技术等内容。电解水制氢技术历经百年发展，在系统安全、电气安全、设备安全等方面也已经形成了比较完善的设计标准体系和管理规范，涵盖氢气站、系统技术、供配电系统规范等内容。 多种优势并举，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。综合以上，我们认为氢能源具有来源广泛、安全可控、高效灵活、低碳环保的多种优势，同时产业发展上百年有一定成熟度，具备纳入我国主流能源体系的基础条件。 1.2氢能源符合我国落实碳减排国际责任的战略方向 氢能源可帮助改善我国能源结构现状。我国长期以来能源相对短缺，能源消费量高于生产量，进口依赖度较高。化石能源在能源生产与消费中所占比例过高，能源转化效率较低。相比化石能源，氢能源高效环保，可缓解我国能源紧张以及化石燃料燃烧副产品导致 的环境污染问题，对于我国节能减排，走低碳环保之路至关重要。 我国碳排放形势严峻，节能低碳为大势所趋。低碳化转型发展是中国应对内外部新形势、新挑战的共同要求。目前，化石能源燃烧产生的二氧化碳排放是最主要的温室气体排放源。国际上看，中国碳排放量在2003年超过欧盟，2006年超过美国，连续多年成为最大碳排放国，这使得中国在国际上承受的碳减排压力与日俱增。2018年，我国二氧化碳排放量增长2.3亿吨，增量占全球能源相关的二氧化碳排放增长量的41%；排放总量达到92亿吨，占全球二氧化碳排放总量的27.8%。从国内来看，在能源资源、生态环境容量等多重约束下，有效加强碳排放管控越来越成为推动高质量发展、推进供给侧结构性改革的有力抓手。 国际责任所系，使我国选择低碳节能发展之路。2016年9月3日，全国人大常委会批准我国加入《巴黎气候变化协定》，该协定指出，各方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在摄氏度之内，并为把升温控制在1.5摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。作为负责任的大国，走低碳节能发展之路既是我国的责任所系，亦是使命所向，氢能依托自身低碳清洁的特点有望成为我国实现 碳减排大战略的重要抓手。 1.3重视氢能源战略地位，各国争相发展氢能源 美国最先将氢能纳入能源战略，DOE主导产学研合作。美国是最早将氢能及燃料电池作为能源战略的国家。早在1920年便提出“氢经济”的概念，并出台《1920 年氢研究、 开发及示范法案》，布什政府提出氢经济发展蓝图，奥巴马政府发布《全面能源战略》， 特朗普政府将氢能和燃料电池作为美国优先能源战略，并开展前沿技术研究。2018年美国宣布10月8日为美国国家氢能与燃料电池纪念日。 美国政府对氢能和燃料电池给予持续支持，近十年的支持规模超过16亿美元，并积极为氢能基础设施的建立和氢燃料的使用制定相关财政支持标准和减免法规。美国氢能计划的实施以美国能源部（DOE）为主导，将资金集中用于解决氢能产业所面临的技术难题，保持美国在世界范围内的领先地位。DOE 通过资金的投人与引导，构建了以 DOE 所属国家实 验室为主导，大学、研究所及企业为辅的研发体系。美国在氢能及燃料电池领域拥有的专利数仅次于日本，尤其在全球质子交换膜电池、燃料电池系统、车载储氢三大领域技术专利数量上，两国的技术占比总和均超过50%。美国液氢产能和燃料电池乘用车保有量全球第一。 截至2018年底，美国在营加氢站42座，计划2020年建成75座，2025年达到200座，燃料电池乘用车数量达到5899辆。全年固定式燃料电池安装超过100兆瓦，累计固 体式燃料电池安装超过500兆瓦。 日本高度重视氢产业，立志第一个实现氢能社会。日本高度重视氢能产业的发展，提出“成为全球第一个实现氢能社会的国家”。政府先后发布了《日本复兴战略》《能源战略计划》《氢能源基本战略》《氢能及燃料电池战略路线图》，规划了实现氢能社会战略的技术路线。2018 年，日本召开全球首届氢能部长级会议，来自全球 20 多个国家和欧盟 的能源部长及政府官员参加会议。未来日本将以2020东京奥运会为契机推广燃料电池车， 打造氢能小镇。 日本过去30年累计投入数千亿日元用于研发推广，在氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一。在过去的30年里，日本政府先后投入数千亿日元用于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。日本氢能和燃料电池技术拥有专利数世界第一，已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。2014年量产的丰田 Mirai 燃料电池车电堆最大输出功率达到114千瓦，能在零下30摄氏度的低温地带启动行驶，一次加注氢气最快只需3分钟，续航超过500干米，用户体验与传统汽车无差别，已实现累计销量约7000辆，占全球燃料电池乘用车总销量的70%以上。储能领域， EneFarm家用燃料电池项目累计部署27.4万套，成本94万日元，相比2019年下降69%。2017年，日本在神户港口岛建造了氢燃料1兆瓦燃气轮机，是世界上首个在城市地区使用氢燃料的热电联产系统。为解决氢源供给问题，日本经济产业省下属的新能源与产业技术 联合开发发机构（NEDO）出资 300 亿日元支持网内企业探索在文莱和澳大利亚利用化石能 源重整制氢并液化海运至本土。 截止2018年底，日本在营加氢站113座，计划2020年建成160座，2025年建成320座，2030年达到900座。燃料电池乘用车保有量达到2839辆，计划保有量2025年20万辆，2030年80万辆，2040年实现燃料电池车的普及。 政策、资金助力欧洲向氢能社会转型，氢能有望向建筑、工业、交通等多领域渗透。 欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障。在能源战略层面提出了《2005 欧洲氢能研发与示范战略》《2020气候和能源一揽子计划》《2030气候和能源框架》《2050低碳经济战略》等文件，在能源转型层面发布了《可再生能源指令》《新电力市场设计指令和规范》等文件。此外，欧盟燃料电池与氢联合行动计划项目（FCHJU）对欧洲氢能及燃料电池 的研发和推广提供了大量的资金支持，2014-2020年间预算总额为6.65亿欧元。 欧洲如今恰逢能源转型发展期，发展氢能源在建筑、工业、交通运输、电力、就业等 多领域促进欧洲的发展。其中，到2030年，氢气可以取代估计的 7%的天然气（按体积计算），到2040年可以取代32%。它将在2030年和2040年分别覆盖约250万户和超过1100万户家庭的供暖需求，此外还包括商业建筑。同时，到2040年，部署超过250 万台燃料电池将提高能源效率，同时大约有45,000 辆燃料电池卡车和公共汽车上路，燃料电池列车也可能取代大约570辆柴油列车；包括炼油厂和制氨厂在内的所有应用都可以实现向三分之一超低碳氢气生产的转变；此外，具有较大减排潜力的应用，如直接还原炼钢，将可以进行大规模的可行性试验。 德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。氢能与可再生能源融合发展是德国可持续能源系统和低碳经济的重要组成部分，政府专门成立了国家氢能与燃料电池技术中心 （NOW-GmbH）推进相关领域工作，并在2006年启动了氢能和燃料电池技术国家发展计划（NIP），从2007年至216年共计投资14亿欧元，资助了超过240家企业/50家科研和教育机构以及公共部门；2017-2019年开展第二阶段的工作，计划投资 2.5 亿欧元。通过FCUJU和 NIP项目支持，德国确立了氢能及燃料电池领域的优先地位，可再生能源制氢规模全球第一，燃料电池的供应和制造规模全球第三。 德国长期致力于推广可再生能源发电制氢技术（PowertoGas），通过氢气连接天然气管网，并利用现有成熟的天然气基础设施作为巨大的储能设备。液体有机载体储氢技术（LOHC）已成功应用于市场，可以实现氢气在传统燃料基础设施中的储存。德国运营着世界第二大加氢网络，共有加氢站60座，仅次于日本。全球首列氢燃料电池列车已在德国投入商业运营，续航里程接近1000公里，计划2021年增加氢燃料电池列车14列。 尽管英国是最早发现氢气及制造氢燃料电池车的国家，但相较于欧洲其他国家如德国等，英国政府对氢能及燃料电池的政策支持缺乏整体性，直到2016年英国才出台了第一个氢能发展整体战略。2014年，E4tech 及元素能源发布了氢能及燃料电池路线图，其中包括了氢气供应链路线图（如氢气的生产及运输）、终端消费路线图（如运输工具）等11个子路线图。这份路线图，作为零排放战略的一部分，旨在加快氢能及燃料电池的发展速度。2017年1月，欧盟的JIVE项目资助了欧洲5个国家部署139辆零排放燃料电池客车，其中56辆在英国。 我国氢能供给基础雄厚，未来有望在能源、交通、工业多领域应用。中国具有丰富 氢能供给经验和产业基础。经过多年的工业积累，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为 2500万吨/年，可为氢能及燃料电池产业化发展初期阶段提供低成本的氢源。富集的煤炭资源辅之以二氧化碳捕捉与封存技术（CCS）可提供稳定、大规模、低成本的氢源供给。同时，中国是全球第一大可再生能源发电国，每年仅风电、光伏、水电 等可再生能源弃电约1000亿千瓦时，可用于电解水制氢约200万吨，未来随着可再生能源规模的不断壮大，可再生能源制氢有望成为中国氢源供给的主要来源。 发展氢能源对于中国战略意义深远。氢能在能源、交通、工业、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场。中国汽车销量已经连续十年居全球第一，其中，新能源汽车销量占全球总销量的 50%。工业和信息化部已经启动《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》编制工作，将以新能 源汽车高质量发展为主线，探索新能源汽车与能源、交通、信启、通信等深度融合发展的新模式，研究产业化重点向燃料电池车拓展。在工业领域，中国钢铁、水泥、化工等产品产量连续多年居世界首位，氢气可为其提供高品质的燃料和原料。在建筑领域，氢气通过发电、直接燃烧、热电联产等形式为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供。未来，随着 碳减排压力的增大与氢气规模化应用成本的降低，氢能有望在建筑、工业能源领域取得突 破性进展。 中国氢能与燃料电池技术基本具备产业化基础，政策持续推动行业发展。经过多年科技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与一批燃料电池相关核心技术，制定出台了国家标准86项次，具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力；中国燃料电池车经过多年研发积累，已形成自主特色的电-电混合技术路线，并经历规模示范运行。截至 2018年底， 累计入选工信部公告《新能源汽车推广应用推荐车型目录》的燃料电池车型接共计 77款（剔除重复车型），并在上海、广东、江苏、河北等地实现了小规模全产业链示范运营，为氢能 大规模商业化运营奠定了良好的基础。2018年，中国氢能源及燃料电池产业战略创新联盟...