【论文】张智等：中国氢能产业技术发展现状及未来展望

张  智　赵苑瑾　蔡  楠

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·

西南石油大学

0 　引言

国家发展和改革委员会（以下简称发改委）和国家能源局在《能源技术革命创新行动计划》中明确指出中国要在 2030 年建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系 ^[1] 。

氢能具有来源丰富、应用广泛、燃烧热值高、清洁绿色等特点，其燃烧热值远高于其他燃料，燃烧产物只有水，是目前最有潜力替代传统化石资源的“未来”能源之一 ^[2] 。在全球向低碳、绿色转型的“第三次能源革命”大背景之下，以氢能为代表的可再生清洁能源正迎来前所未有的发展机遇，世界各国都在氢能领域进行了积极探索，氢能的发展将成为“十四五”期间中国能否引领世界经济“绿色复苏”的关键因素。聚焦中国氢能发展现状和未来方向， 笔者总结了近年来各国政府制定的氢能相关政策和战略发展目标，从氢能产业及科研成果等方面探讨了中国氢能发展现状，展望了中国氢能产业未来发展方向，以期为相关研究提供参考。

1 　国际氢能发展战略简况

1968 年，氢能以燃料电池的形式首次应用于美国 Apollo 号宇宙飞船中，掀起了氢能的发展序幕。但由于其成本和技术门槛较高，直到 21 世纪初期， 氢能相关产业都未引起较大重视 ^[3] 。而随着人类环保意识的觉醒，减少 CO ₂ 排放、推广绿色新能源应用等逐渐成为新时代发展的主旋律，尤其在 2015 年， 197 个国家通过了《巴黎协定》，提出了减小碳排放的目标，发展氢能就是实现该目标的重要途径之一 ^[4-5] 。图 1 为 BP 公司预测的 2050 年世界能源消费终端结构，可知在快速转型模式（通过增加碳排放成本的方式降低碳排放）下，氢能占比为 7% ；而在净零模式（在快速转型模式基础上提高社会对清洁能源的使用比例）下，氢能占比为 16% ^[6-7] 。

截至 2021 年，多个国家都先后推出了氢能发展战略（表 1 ） ^[8-14] ，体现了全球对于发展氢能、推动燃料电池应用、实现“碳中和”及能源绿色化的共识和决心。

在这些政府政策的扶持下，兴起了一批国际氢能相关产业，部分氢能相关产业及其发展方向见表 2 。世界各国氢能发展的技术方向较为一致，但不同国家氢能产业发展方向存在差异，在美国、日本等氢能技术较为成熟的国家，其氢能产业更加侧重于推广普及氢能在日常交通中的应用，实现氢能社会的建设目标。而另一部分国家侧重于利用氢气制备的化学物品的出口。

2 　国内氢能发展的形势与挑战

中国作为一个能源大国，氢能在其能源结构中的占比也呈现逐年升高的趋势，如图 2 所示，预计在 2049 年将达到 10% ，可以实现 7 × 10 ⁸ t (CO ₂ ) 的减排 ^[15] ，由此可见，氢能的发展既是满足中国能源需求的必要条件，也是促进中国实现“双碳”目标的有效途径。

2019 年，国际年产氢量约 6 300 × 10 ⁴ t ，而中国年产氢量达 2 200 × 10 ⁴ t ，占世界产氢量的约 1/3 ^[21] ；同时《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》显示， 中国氢气产能可达 4 100 × 10 ⁴ t/a ， 产量约 3 342 × 10 ⁴ t/a ，是当之无愧的世界第一产氢大国 ^[15] 。笔者将从氢能相关的产业发展、科研成果及在燃料电池的应用 3 个方面简要分析目前中国氢能的发展形势与挑战。

2.1 　氢能产业遍地“开花”，但能否“结果”还需观望

2020 年9 月22 日，中国在第75 届联合国大会上正式提出“双碳目标”后，加速了传统化石能源向绿色可再生能源的转型，出台了一系列的政策扶持以氢能为代表的新能源行业，目前已经形成京津冀、长三角和珠三角3 大氢能发展重点区域，其中京津冀地区依托残奥会和冬奥会等国际赛事，计划于2025 年前，实现氢能累计产值超过1 000 亿元，减少碳排放量200×10 ⁴ t ^[22] ；长三角地区具有成熟的工业副产制氢技术，聚集了大量研究氢能的科技人才，发展优势明显，但由于工业副产制氢过程的碳排放无法避免， 其绿色制氢技术仍存在瓶颈 ^[23] ；珠三角地区的佛山是中国最早开始发展氢能的城市，在 2009 年便修建了云浮氢能产业基地，是中国氢能发展的“急先锋”， 但仍需加强氢能产业规划，从而推动珠三角地区不同城市在氢能方面的合作交流 ^[24] 。近年来，中国开展了多个氢能产业园的建设，部分见表3 ^[25-31] ，但这些园区仍面临着巨大的挑战：①部分氢能园区仍处于前期建设中，基础建设薄弱且投资较多但仍无收益；②氢能园区的发展受制于入驻企业的发展，存在不确定性。

同时，政府工作也是氢能产业能否健康发展的一大关键因素，政府不仅需要对氢能园区的发展提供财政支持和宏观调控，还需要加强对氢能产业的监管，严格把控资金补贴关，防止有人在国家扶持氢能产业的背景下谋取私利，破坏氢能产业的社会形象。除了帮扶政策外，各级政府还应当尽快出台一系列完善的法律制度，规范氢能产业，切实解决“卡脖子” 问题，避免“炒概念”。

2.2 　绿色制氢技术研究水平领先，但仍需纵向挖深

“ 绿氢”是指通过可再生能源电解水得到的氢气， 全过程碳排放为零，如何将“灰氢”（化石燃料制氢） 向“蓝氢”（结合碳捕集、碳封存技术的化石燃料制氢）、最终向“绿氢”转化是目前氢能的主要研究方向 ^[6] 。图 3 展示了近 10 年来中国与其他国家绿色制氢科技成果差异 ^[32] 。可知中国在绿色制氢技术领域发表的 SCI 文章数量和获得的发明专利数量都位居世界第一，表明中国在绿色制氢技术上处于国际领先水平，但每篇论文的平均引用次数较低，中国仍需加大绿色制氢的纵向研究，提高绿色制氢技术方面的国际影响力。

2.3 　氢燃料电池推广迅速，但安全问题不容忽视

氢燃料电池是氢能的主要应用方式，其通过电化学反应将氢气的化学能转化为电能，具有能量转化率高、绿色环保、静音等优点。 2018 — 2021 年，中国氢燃料电池销量不断攀升，尽管由于疫情， 2020 年氢燃料电池销量略低，但从 2018 年的 53 MW 发展到 2021 年的 245 MW ，增长了 5 倍，未来还将持续升高，体现了氢燃料电池呈爆发式增长趋势。

然而，由于氢燃料电池构造特殊、原材料（触媒、质子交换膜、分离器等）造价高昂，导致氢燃料电池仍存在价格偏高、研发周期长等问题。此外，如何保证氢燃料电池生产、应用过程中的安全性也是现阶段亟待解决的难题。在推广氢燃料电池的同时，必须考虑氢气易燃、易爆、易泄漏的特点。

3 　中国氢能产业发展方向

3.1 　降低绿色制氢成本，促进氢能由“灰”转“蓝”再转“绿”

由于其生产成本较低、技术较成熟，“灰氢”仍是中国目前主要的制氢手段，表 4 为不同制氢方式的成本及碳排放量，可知“灰氢”成本远低于“绿氢”，但“灰氢”制氢过程中会释放大量的 CO ₂ ，不利于中国实现“双碳目标”。“蓝氢”平衡了碳排放量和成本，可以作为氢能由“灰”转“绿”的过渡阶段。

“ 绿氢”发展的关键在于降低电解水过程中电源的成本，国际可再生能源机构（ IRENA ）预测到 2030 年，由于风电、光伏等可再生能源占比升高及电解槽规模增大，可再生能源制氢在成本上更具竞争力 ^[34] 。美国 NEL hydrogen 公司表示未来低成本可再生电力可以将“绿氢”成本降至 1.50 美元 /kg ^[35] 。因此，氢能由“灰”转“蓝”最终转“绿”是必然的趋势。根据英国石油公司（ BP ） 2020 年发布的《 Energy Outlook 》，预计当 2050 年时，在快速发展模式下， 全球“蓝氢”和“绿氢”分别约占总氢能的 10% 和 14% ；在净零模式下，“蓝氢”和“绿氢”的比例将分别达到 28% 和 30% ^[6] 。德国已经修建了 Stralsund 、 Salzgitter 等多个风电耦合制氢示范区 ^[36] ，沙特阿拉伯也在塔布克省修建光伏制氢示范区 ^[37] 。中国应突破可再生能源制氢生产成本的制约，加速“氢能”由灰”转“蓝”再转“绿”的进程。

3.2 　与CCUS协同发展，实现Power to X

2018 年， IRENA 根据全球终端热值统计了不同制氢方式的产氢占比（图 4 ）。可知全球仍以化石能源转化制氢为主，制氢过程中往往会伴随大量 CO ₂ 的释放，不符合中国低碳减排的政策。而通过 CCUS （碳捕集、利用与封存）技术可以捕集、提纯大气中的 CO ₂ ，再将其应用到别的领域中，从而实现 CO ₂ 的循环利用。德国将氢能与 CCUS 结合，首创了 Power to X （电力多元化转化理念，简写为 P2X ），图 5 为该理念核心，即通过可再生能源电解水制氢，再将 H ₂ 与 CO ₂ 结合制氢甲烷、甲醇等（ Power to Gas ）；或将 H ₂ 应用于供热（ Power to Heat ）、供电（ Power to Electricity ）、交通（ Power to Mobility ） ^[38-40] 等领域。

2020年，全球P2X总装机容量约10×10 ⁴ kW，预计到2030年，总装机容量将超过1 100×10 ⁴ kW ^[41] 。世界多国都在积极建设P2X系统：瑞士市政公用事业联盟（Swisspower）与德国西门子合作建立了P2X工程，预计可以提高50 MW的电量 ^[42] ；欧盟成员国共同参与的“地平线2020”科研规划，计划投入1 050万欧元建设Hyflexpower项目，预期实现每年高达6.5×10 ⁴ t的CO ₂ 减排量 ^[43] 。中国应当借鉴国外开展的P2X项目，去粗取精，充分利用可再生能源电解制氢，从源头降低碳排放，再将氢气应用于天然气掺氢、氢燃料电池、化工等多个领域，以加快中国实现“碳中和”的进程。

3.3 　克服“短板效应”，加强顶层设计与产业配套

1 ）中国氢能的顶层设计较为薄弱，缺乏国家层面的氢能战略布局，没有细化分工到各级政府、各个部门，氢能定位不明确且缺乏基层宣传工作，导致民众对氢能的认识仍停留在氢气是化学危险品上。同时，中国本土产新能源汽车海外发展规划不够完善，新能源产业优先发展的红利减弱，核心技术对外依赖性高带来的问题逐渐显现，新能源用车占据的全球市场份额由 2018 年的 54% 缩减到了 2020 年的 41% ^[38] 。国家应尽快制定更加全面的氢能发展规划， 明确氢能的战略地位，加大氢能科研投入，切实突破国外技术壁垒，同时帮扶中国新能源汽车的海外产业，确立中国在全球市场的龙头地位。

2）由图6 可知氢能源产业链“制、储、运、用”4 个环节缺一不可，但目前中国氢能发展重点仍集中在制、储、运上中游产业，而对下游氢能终端应用的发展力度不够，没有开拓出适应技术发展的氢能消费市场，导致氢能用户量少，无法提供足够的正向反馈，转而抑制氢能技术的发展 ^[39] 。为此，中国应当在“十四五”期间，加大对氢能消费市场的鼓励政策，完善氢能终端应用的配套设施，加强氢能产学研用一体建设，促进氢能消费，利用产业带动技术发展。

3.4 　加强国际交流合作，打造氢能出口大国

一些发达国家在氢能方向上起步早，已经有了较多研究成果，比如日本由于其能源短缺，早在 1999 年就开始发展氢能，其氢能及燃料电池相关专利超过全球总专利的 50% ^[37] 。中国应加强与氢能发达国家之间的交流合作，取长补短，携手共建低碳、绿色新世界。目前中国已有多个国外合作氢能项目（表 5 ） ^[44-49] 。

同时，中国氢气产量潜力巨大，比如致力于打造“中国氢谷”和“东方氢岛”的山东省计划在 2030 年时氢能产业总值达到 3 000 亿元，燃料电池固定式发电装机容量达到 10 000 MW ^[50] 。而产氢大省又毗邻多个需氢国家，新疆、甘肃、内蒙古与中亚及欧洲毗邻，山东、辽宁、吉林与日本和韩国毗邻，氢能贸易优势巨大，中国应打造氢能出口大国，制造贸易顺差。

3.5 　发挥传统能源公司优势，推动天然气掺氢项目

尽管近年来氢能在世界范围内发展迅速，国家也出台了一系列政策扶持氢能相关产业，但传统化石能源短时间内仍无法被氢能替代，而且传统化石能源公司发展氢能有较大的优势，一方面可以利用已建立的油气运输管线输送氢气，这一点尤其有利于海上制氢业的发展，因为海上风能与太阳能丰富，具备良好的制氢条件，但海上运输储存困难，导致海上制氢受到制约。另一方面传统化石能源公司可以将加油站改建为氢油合建站，实现氢能“制、储、运、加”一体化发展。中国石油化工股份有限公司致力于打造“中国第一大氢能公司”，计划在“十四五”期间非化石能源制氢量达到 50 × 10 ⁴ t/a ，加建 1 000 座加氢站，引领氢能交通和绿氢炼化发展，每年减排 1 000 × 10 ⁴ t CO ₂ ^[51] 。

此外，天然气与氢能的混合利用也是传统油气行业发展氢能的一大方向 ^[52-53] 。根据 2019 年全球各国已经建立的 37 个天然气掺氢的示范项目，天然气中掺入 20% 的氢气后，发动机热效率可以提高 15% ，经济性提高 8% ，污染物排放降低 60% ～ 80% ^[54] 。但掺氢也对中上游的输气管道和配套设施以及下游的用气装置（居民用气设备等）带来了氢脆、泄漏等风险，因此还需要对这些装置所能承受的氢气含量能力进行评估，制定氢气泄漏的应急预案，保障天然气掺氢的安全性。

4 　结论

1 ）世界主要发达国家都以建成“氢能社会”为目标，积极制定政策，大力推动氢燃料电池和汽车的发展，力争 2050 年前实现能源转型。

2 ）中国氢能发展形势良好，但也面临诸多挑战：①氢能相关产业如雨后春笋般涌现，但其发展能否达到预期还需观望，政府应当在扶持的同时，把好经济关；②绿色制氢技术相关外文文章数量居世界第一，但仍需纵向深入，提高国际影响力；③氢燃料电池市场规模持续扩大，但仍需重视其安全经济应用。

3 ）指出了中国氢能产业下一步发展方向：①以全面建设“绿氢”社会为目标，降低绿色制氢成本，促进氢能由“灰”转“蓝”再转“绿”；②与 CCUS 技术协同发展，借鉴国外成熟的 P2X 模式，积极建设中国的 P2X 系统；③克服“短板效应”，加强顶层设计与产业配套，以消费促生产，全面发展氢能相关产业；④加强国际交流与合作，打造氢能出口大国；⑤发挥传统能源公司优势，推动天然气掺氢商业化。