中國氫能產業展望（三）— 氫能產業鏈發展的關鍵技術

第三部分  氫能產業鏈發展的關鍵技術

氫能產業鏈的發展，需要各環節長期的技術創新與突破，來解決全行業所面臨的技術成本高、能量轉化效率存在瓶頸、安全性管理缺乏體系、數字化水平低等問題。持續的技術迭代，以及跨行業的技術創新，正在為氫能產業注入加速發展的支撐與源動力。

在制氫領域，盡管目前的堿性電解水制氫(AEC)產品和質子交換膜(PEMEC)產品被認為相對成熟，但當前市場上的產品都不是為了綠氫場景所設計的。它們來自氯堿行業、船舶行業、汽車行業，其各自的技術特點均無法適應綠氫場景下的電解水制氫需求。因此，無論何種技術路線，制氫領域都需要革命性的產品創新。

在氫儲運領域，壓縮氣氫是目前中國主流的氫儲運方式，其研發創新方向主要是提升工作壓力以提高氫氣密度，同時保障安全性；液氫儲運已在海外市場率先實現了商業化；其他各類氫載體的儲運技術目前也處于積極的商業化應用探索階段。

“氫—電”轉化是氫能利用的關鍵技術，目前在小功率分布式場景下以固定式燃料電池發電為主，而大功率集中式發電則采用氫燃氣輪機或鍋爐摻氨燃燒方案。三種方案下均已有明確的技術發展路線和示范場景，成熟的商用產品預計將在2030年以前推出并實現應用。

氫安全管理則是近年來受到關注的一個新興領域。大規模用氫場景下的氫安全體系化管理是一項全新的挑戰，需要從本征安全、主動安全、被動安全三方面著手，并結合數字化手段，對氫能全鏈條進行有效管理。

一、氫氣制取

（一）制氫技術

十年前，氫能僅作為一種清潔的替代燃料，在交通領域實現了一定的發展。而如今，在碳中和的背景下，氫能作為能源、化工、交通等領域大規模減碳的重要抓手，將在更多嶄新的應用場景中發揮價值。

場景定義產品。碳中和背景下所誕生的綠氫場景，對電解制氫系統提出了全新的要求：

A. 可大規模擴展并適應吉瓦級規模應用

B. 可直連綠電并適應其波動性

C. 制氫效率高且安全穩定

D. 系統易維護

目前主要的制氫技術路線包括四種，其中堿性電解水制氫(AEC)、質子交換膜電解水制氫(PEMEC)技術在商業化應用進程中較為領先，而陰離子交換膜電解水制氫(AEMEC)和固體氧化物電解水制氫(SOEC)技術則仍處于實驗和研究階段。

上述制氫路線，本質上對應酸性、堿性、固態三種電解水技術體系：

酸性電解水技術：主要指PEMEC技術路線。受限于雙極板和膜電極的制造工藝，單堆酸性電解制氫難以擴大規模。此外，由于鉑等貴金屬的用量較大，其成本會隨電解系統規模的增加而升高。酸性電解水技術因其規模效應不如堿性電解水技術明顯，在短期內更適合于分布式小規模制氫場景。

堿性電解水技術：以AEC為主，也包括AEMEC。堿性電解水技術的關鍵零部件制造工藝成熟，其制造成本受益于供應鏈的發展，由于規模效應而不斷降低成本。因此，堿性電解水技術的發展特點更適用于大規模綠電制氫場景。當然，目前堿性電解水技術仍需在綠電波動適應性、產品易維護性等方面實現進一步提升。

固態電解水技術：即SOEC,目前仍處在早期研究階段。

目前中國市場以堿性路線居多。在過去兩年的大規模綠電制氫項目中，市場總體更傾向于使用AEC技術路線，而PEMEC技術路線則更多應用于小型、分布式的項目中(參閱圖19)。預計在中期，面向全球不同規模的綠氫場景，AEC仍將是最具可行性的主流技術路線。

總體而言，堿性電解水制氫系統可能仍然是綠色制氫最廣泛的使用方法，但該技術在未來的競爭力將取決于技術創新和對特定應用的適配性。

      （二）堿性電解水制氫系統的發展潛力

      堿性電解水制氫系統是全球第一個商業化的水電解系統，也是目前應用最廣泛的水電解系統。其特點是電解槽投資成本較低、使用壽命長，且具有大規模生產能力。盡管堿性電解水制氫系統經過一個多世紀的工業應用已經相對成熟，但面向未來大規模綠氫制取的場景，仍有很大的改進空間。

      當前的堿性電解水制氫系統可從兩個維度進行分類(參閱圖20)。一個維度是產品的標準化程度，其代表著產品大規模生產的制造成本下降潛力。另一個維度是所產生的氫氣是否帶有壓力，其決定了產品面向下游應用場景的競爭力，因為多數下游的應用場景需要帶有一定壓力的氫氣以降低使用成本。

      從這兩個維度來看，目前中國以及歐洲主要設備制造商的技術路線均處于非標準化，其中歐洲廠商偏向于常壓，而中國廠商偏向于帶壓。另一方面，從氯堿行業進入的廠商則在標準化上更為領先，并具有一定的成本優勢。未來的堿性電解水制氫系統產品將向著標準化程度提升、氫氣壓力增加的技術方向前進。

• 增加電流密度：通過增加電流密度的方式，提升單位時間內的制氫量，進而提高堿性電解水制氫系統的系統效率。
• 降低系統能耗：在電流密度一定的情況下，生產一定量氫氣所消耗的功率越低，意味著堿性電解水制氫系統的效率越高。
• 提高運行范圍靈活性：為了更好地適應可再生能源不穩定的電力供應，堿性電解水制氫系統應在四個方面提高其運行范圍的靈活性——負載范圍、冷啟動時間、功率跟隨速度和停機控制。
• 增加運行壓力：越來越多的下游場景針對加壓氫氣產品(如1.6MPa及以上)有直接需求，這意味著堿性電解水制氫系統應能在高壓環境下工作，并產出加壓氫氣。
• 優化維護便捷性：每次制氫系統出現故障，即需通過返廠大修的方式進行故障篩查和系統修復，周期為一到三個月，維護時間過長，對于設備生產制造商來說具有很大的提升空間。

      制氫系統安全管理是一個關鍵的邊界條件。制氫的規模預計將從兆瓦級增加到吉瓦級，電解槽的制氫效率也逐步提升，因此安全管理在各方面都越來越關鍵。堿性電解水制氫系統必須設計為本征安全型。關于氫安全管理我們將在后面章節詳細展開。

      此外，采用數字化工具和智能系統對電解槽進行管理也是行業發展的重要趨勢。通過利用工業物聯網和數字化技術，堿性電解水制氫系統的電解系統能夠實現智能升級、安全狀態在線監測、系統預測性維護以及端到端基于數據的研發、制造和運營。

案例：鄂爾多斯職能零碳綠氫項目

      2022年8月，鄂爾多斯碳中和研究所發布了第一個“智能零碳綠氫”項目。鄂爾多斯市位于內蒙古地區中部，得益于其得天獨厚的太陽能和風能資源，當地政府對于發展綠氫產業已經制定了明確的目標。該項目內采用的先進電解水制氫系統，可直連場內太陽能發電站直接制備綠氫。該系統由一家專注于綠氫制取、氫儲能及氫安全解決方案的中國本土科技創新型企業——海德氫能——研發制造。

      海德氫能的“氫舟”電解水制氫系統，作為先進的智能堿性電解水制氫系統，從關鍵部件、機械設計，到電解堆和控制系統都進行了技術創新，其技術參數已達到全球領先水平。同時系統利用數字化技術，通過遠程數字平臺實現對該系統的監控和管理。

  二、氫儲運

      氫氣單位質量的能量密度極高，單位體積的能量密度又很低，且易燃、易爆、易泄漏，給氫的儲運帶來了諸多挑戰。因此需要對氫氣進行壓縮、液化或轉化，才能實現規?；?、安全和經濟的儲運。圖22列舉了主要的氫氣運輸路徑和優劣勢。

      根據氫的不同狀態，可采用適當的儲運方法。

      壓縮氣氫形式的氫儲運是目前應用最廣泛、最成熟的技術。氣氫存儲可采用從小容量的鋼瓶、球罐到大容量的鹽穴等多種方式。采用長管拖車運輸壓縮氣氫具有靈活方便的優勢，但由于載氫量有限，較適合于短途運輸。對于長途輸送，管道輸氫的邊際經濟性最優，但專用的輸氫管道建設需要一定的初始資金投入。因此，另一種替代方案是將氫氣摻入天然氣、直接利用現有的天然氣管道進行運輸。

      液氫由于具有更高的體積能量密度，而被認為是未來規?；瘹鋬\的重要途徑之一，盡管現階段液氫儲運技術與基礎設施還不如氣氫成熟。液氫可以以中等規模儲存在液氫容器或儲罐中，使用液氫槽罐車進行陸上運輸，并通過液氫運輸船開展國際貿易。

      液氫面臨的主要挑戰是，氫氣低溫液化過程能耗很高，會由于能量損失而帶來額外成本；此外，氫的蒸發損失和安全性挑戰也有待攻克。

      其他非氫液體，如氨、甲醇和液態有機氫載體(LOHC)，也可以通過化學反應成為氫儲運載體。將氫轉化為氨或甲醇后，可以利用氨和甲醇現有更加成熟的基礎設施進行高效儲運。氨和甲醇還能作為船舶燃料或化工原料直接利用，對于氫能產業的發展起到良好的支撐作用，因而也被認為是十分具有前景的氫儲運發展方向。但相對于物理轉化，氫在上述過程中的化學反應，會導致額外的能量損失和成本增加，高效的逆反應技術也有待突破。

     圖23比較了不同的儲氫方案，圖24展示了常見的氫運輸方法。各種儲運方案都有其優勢和局限，目前為止還沒有一種適合所有情況的主導路線，最佳解決方案取決于地理特征、運輸距離、體積和最終用途等實際情況。
       在中國，壓縮氣氫是目前最主流的的氫儲運形式，其成本低、儲存條件易滿足、且技術和基礎設施較為成熟。中國目前的氫運輸需求主要集中在各試點城市群內，有明顯的區域聚集特點，因此預計短期內仍以壓縮氣氫為主導。當前國內儲氫容器以35MPa為主，海外50MPa更常見。氣氫儲運研發創新的主要方向，是通過碳纖維等高端復合材料的應用，提高儲氫罐的工作壓力以提升運輸效率。

      液氫的儲運已在美國、歐洲和日本等市場規?；瘧?，而在中國民用領域仍處于示范項目階段。中國在液氫儲運的氫液化技術、設備和材料等領域仍存在技術障礙，氫透平膨脹機、低溫閥門等相關核心技術依賴進口，液氫儲罐制造技術也有一定差距。因此，中國的液氫儲運要實現大規模發展，依賴于自主技術突破和實現核心設備的國產化。預計隨著各地區對高效氫運輸需求的提升，液氫將在中遠期得到大規模部署。

      三、氫—電轉化
      通過“氫—電”轉化實現高效氫能利用，是綠色氫能產業發展中的關鍵一環，是實現清潔能源轉型的重要抓手。氫電轉化的經濟性高度依賴于上游制氫和中游儲運的成本突破，因此大規模發展仍需五到十年時間。盡管面臨諸多挑戰，開拓者們仍在積極進行相關技術的研發和項目試點，以探索氫能的未來。
      氫電轉化依賴于能量轉換裝置，主要包括燃氣輪機、鍋爐和燃料電池。目前對這三種技術的觀點是，燃料電池理論上更適合于分布式發電，而燃氣輪機和鍋爐則適用于集中式的大型發電廠(參閱圖25)。據國際能源署，全球已宣布和在建的氫氣和氨氣發電項目將于2030年達到3.5吉瓦，其中約85%裝機量為氫或氨燃氣輪機和鍋爐，氫燃料電池和燃煤電廠摻氨燃燒分別占10%和6%左右。
 

      1. 氫燃料燃氣輪機
      在燃氣輪機中燃燒氫或氨燃料，是實現以天然氣為燃料的燃氣輪機脫碳的一個頗具潛力的途徑：通過摻入30%體積分數的氫，可以減少約10%的碳排放。燃氣輪機已在全球電力行業廣泛應用，現有機組只要通過一定的升級改造就可具備摻氫、摻氨燃燒能力。長期來看，技術研發有望推動新造燃機機組實現100%燃氫。
      燃氣輪機最初為燃燒天然氣而設計，已是一種成熟的發電設備。盡管燃氣輪機具有一定的燃料靈活性，但由于氫氣和天然氣的燃燒特性差異較大，氫氣的摻入會影響燃燒及火焰的穩定性，導致運行可靠性、成本和排放等問題。因此，在燃機中燃燒富氫燃料在技術上仍具有挑戰性，需要對進氣系統、閥門和管道、燃燒室等結構進行改造升級。該領域的研發致力于解決如下問題:
      回火：氫氣的燃燒速度明顯快于天然氣，這意味著氫氣的火焰會快速向上游進氣噴嘴傳播，火焰的高溫會造成大范圍硬件損壞。燃機制造商正在開發檢測和避免回火的方法。

      自燃：氫的高反應性會增加燃料預混合階段的自燃風險，這需要對燃燒室進行更精細的設計(如多噴嘴布置)，以防止燃燒室和噴嘴過熱或損壞。

      熱聲不穩定性：氫火焰的熱聲不穩定引起的振蕩會引發部件振動、貧油熄火和回火等問題，這些問題會影響燃氣輪機的可用性，需要通過改進系統設計和開發更可靠的監測和控制系統來避免。
      氮氧化物(NOx)排放：氫氣雖然是一種無碳燃料，但其因絕熱燃燒溫度高于天然氣，在燃機中燃燒時仍然會產生NO?排放。減少NO?排放最先進的技術是稀薄預混燃燒器(LPM)。

     燃氫燃氣輪機發電目前處于商業化示范階段。大多數示范項目從15%-30%體積分數摻氫開始，逐步向更高比例摻氫的目標推進。這是因為30%的摻氫比例通常被視為需要對燃燒室和進氣系統等關鍵結構進行重要改造的臨界值。截至目前，西門子能源的燃氣輪機已具備燃燒75%體積分數的氫氣混合氣的能力，100%的燃氫燃氣輪機也在研發中，預計于2030年發布。在中國，國家電投集團于2022年9月宣布在運燃機成功實現30%摻氫燃燒改造和運行,于2022年10月獲得國內首臺純氫燃氣輪機示范項目批復，一套1.7兆瓦級機組計劃于2023年年底投入運營。  

      同時，氨燃料燃氣輪機的技術路線盡管相對小眾，但也引起了日本等國家的關注。例如，為了響應日本的氨燃料發展規劃，日本IHⅡ集團于2022年6月發布了世界上第一臺使用100%液氨燃料的2兆瓦燃氣輪機45,三菱動力則計劃在2025年建成世界上第一臺40兆瓦級燃氨燃氣輪機機組46。
      2. 摻氫、摻氨鍋爐
      在燃煤火電機組中摻氨或摻氫燃燒，可以有效降低碳排放。在中國的能源結構中，煤炭的占比較高，燃煤火電鍋爐因此有著廣泛的分布與應用。在能源轉型與碳減排的雙重背景下，摻氫、摻氨火電鍋爐的改造勢在必行。
      燃煤鍋爐進行摻氫、摻氨燃燒時，氣體的燃燒速度均遠高于煤粉，因此主要技術難點在于鍋爐燃燒器的改造和氮氧化物(NOx)排放的控制。對此，海內外多所科研機構近年來進行了深入的研究，通過包括多燃燒器設計、氣體注入燃燒爐策略控制等方式，均能夠實現摻氫、摻氨的鍋爐燃燒發電。相關技術目前已經在國內開展了示范應用，如國家能源集團在2022年以35%摻燒比例在40兆瓦燃煤鍋爐上實現了混氨燃燒工業應用，安徽省能源集團也于2023年宣布實現了現役煤電機組100-300兆瓦多種工況負荷下摻氨10%-35%平穩運行。
      3. 固定式燃料電池
      相對于燃氣輪機和火電鍋爐，通過燃料電池進行氫電轉化具有靈活(快速啟停、支持小功率輸出)、清潔(無NOx排放)、低噪聲的優勢。

      燃料電池發電技術一般用于0.5千瓦至2兆瓦規模的分布式電源，應用場景包括住宅和商業樓宇的微型熱電聯產系統、不間斷電源和電力公司發電裝置。

      截至2021年底，韓國、北美和日本是采用固定式燃料電池發電系統的主要市場(參閱
圖26)。由于各國和地區的頂層規劃和政策有所差異，技術路線和應用場景也大相徑庭。

      韓國和美國積極推動固定式燃料電池發電在工業級和電網級的應用，技術路線以固體氧化物燃料電池(SOFC)和磷酸燃料電池(PAFC)為主。2021年10月，韓國浦項能源公司和斗山燃料電池公司合作建造了一個79兆瓦級PAFC發電廠，創下了當時世界最大的燃料電池發電廠紀錄。而在美國，燃料電池主要用于企業和工業園區的自備電廠，以減少對電網的依賴或實現綠色能源目標，項目規模通常在數百千瓦到幾兆瓦之間，代表企業是布魯姆能源公司(SOFC路線)。
      日本是戶用微型熱電聯產(micro-CHP)的發起者和領導者。以2009年啟動的Ene-Farm項目為代表，目前全日本已擁有超過40萬臺戶用熱電聯產機組，通常每臺功率小于1千瓦，采用質子交換膜燃料電池(PEMFC)和固體氧化物燃料電池(SOFC)技術。政府的激勵措施對固定式燃料電池在日本的普及發揮了關鍵作用，當地的燃氣公司(如大阪燃氣、東京燃氣)和燃料電池供應商(如松下、愛信精機)也積極投入其中。在發電用燃料電池領域，每種技術都有其各自的優勢和局限性(參閱圖27)。全球來看，固體氧化物燃料電池(SOFC)和磷酸燃料電池(PAFC)是累計裝機量較大的燃料電池類型，質子交換膜燃料電池(PEMFC)預計增長迅速，而熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)則較為小眾。PAFC和SOFC主要用于大型商用分布式發電項目，其中PAFC技術最為成熟，最早開始商業化；而SOFC效率高、壽命長，且無需貴金屬催化劑，近年來也得到了迅速發展。PEMFC由于其啟動時間短，當前主要用于千瓦級的小型家用分布式場景中，但具有進一步向兆瓦級項目拓展的潛力，尤其是在中國市場。

      在中國，PEMFC發電處于主導地位，多個示范項目將逐步投入運營，如前述的安徽六安項目；而SOFC技術應用很少，不是國內重點發展的技術路線。我們認為中國的固定式PEMFC產業鏈相對其他路線更為成熟，降本路徑相對清晰，將受益于燃料電池汽車的推廣而快速發展，并逐步擴展其在發電領域的應用。