我国氢能产业同质化问题初现面临产能过剩风险.docx

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1、中国工程院凌文院士研究团队在中国工程院院刊中国工程科学2022年第3期发表我国氢能产业发展战略研究一文。文章从“双碳”目标背景和氢能在我国构建清洁低碳、安全高效现代能源体系中的作用出发，系统梳理了全球氢能产业的进展情况，从氢能产业规模、产业特点、产业政策等方面分析了我国氢能源产业的发展现状、发展需求和面临的主要问题。当前，我国氢能产业战略布局不断强化，氢能基础设施领域投资逐步开展，区域产业集聚效应初步显现，但存在标准体系不健全、产业同质化苗头显现、产业链尚未打通且应用场景单一等挑战，为此，文章建议，进一步加强氢能产业发展顶层设计，系统构建制氢、储氢及用氢技术标准体系，加大氢能全产业链的试点示范

2、与推广，提升氢能科技创新，实现高水平自立自强，进而推动我国氢能产业高质量发展。一、我国氢能产业的发展现状（-）产业规模近年来，我国氢能源产业发展加快，产业规模不断增大。根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020的数据，我国氢气产能约为每年4.1107t,产量每年约为3.342107t.截至2021年年底，我国已建成加氢站255座，氢燃料电池汽车保有量约9315辆，已成为全球最大的产氢国和燃料电池商用车市场。从产业未来规划来看，目前已有北京市、河北省、上海市、河南省、浙江省、山东省、四川省、重庆市、山西省、内蒙古自治区、广州市、武汉市、苏州市、佛山市、兰州市等数十个省（市）和地区发布了氢能产业发

3、展规划/实施方案/行动计划；在已经发布的地方规划中，预计到2025年燃料电池汽车累计推广量将超过15万辆，加氢站将超过IooO座，氢能产业累计产值将超过9600亿元。另外，从研发投入来看，尽管我国的氢能源布局较晚，但正逐渐成为研发预算投入增幅最大的国家。（二）产业布局经过多年科技攻关，中国已掌握了部分氢能基础设施与燃料电池相关的核心技术，制定出台了国家标准112项次,具备一定的产业装备及燃料电池整车的生产能力。当前我国氢能产业整体特点如下：一是行业快速发展，许多省份纷纷出台文件，加快培育一批拥有氢能源产业关键技术、核心装备和创新能力的企业，并且开始布局关键材料和核心部件以及制氢、储运、加氢站、

4、燃料电池汽车、燃料电池发电系统等重点项目，国内氢能源产业呈现出快速发展的态势。二是大型能源企业开始入局，随着推动充电、加氢等设施建设列入2019年国务院政府工作报告，以及中国石油化工集团有限公司、国家能源集团、中国石油天然气集团有限公司、国家电力投资集团公司等大型能源企业加大氢能产业布局，氢能基础设施领域投资逐步开展。三是区域性特征明显，在区域产业集聚效应也初步显现，例如：北部的北京、张家口、天津；中部的武汉、郑州；东部的济南、青岛、潍坊；长江三角洲的上海、苏州、宁波；西南地区的成都；珠江三角洲的佛山、广州等根据自身资源禀赋研究编制地方氢能产业发展规划，并先行先试推动氢能源及燃料电池产业化发展

5、。()产业政策近几年，我国出台了系列政策和文件鼓励及支持氢能发展。2019年3月，中国第一次将氢能发展纳入政府工作报告。国家能源委员会会议提出：要加快能源开发利用关键技术和重大装备攻关，探索先进储能、氢能等商业化路径，依托互联网发展能源新产业、新业态、新模式。同时，我国发布的中国制造2025国家创新驱动发展战略纲要十三五”能源领域科技创新专项规划等系列政策，都在积极鼓励氢能产业发展。2022年3月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发的氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)，对氢能在未来国家能源体系的重要地位给予肯定，并从产业目标、装备建设和应用示范几个方面入手，为氢能产业发展指明

6、了方向。二、我国氢能发展存在的主要问题与挑战(-)氢能的定位与顶层设计滞后与发达国家将氢能纳入国家能源体系不同，我国氢能定位与顶层设计布局较晚，直到近期才颁布了我国氢能源中长期规划，正式明确了氢能的能源体系定位，但尚未全面建立产业垂直管理与监管体系。与此同时，针对国家层面的战略目标、科技创新、重大装备研制、示范工程、产业化方向等方面提出的要求还需进一步深入研究，氢能产业化发展政策保障体系与实施路线图仍需进一步探索,立足长远的国家氢能产业顶层设计仍需进一步加强。(二)氢能管理部门待明确且标准体系不健全氢能产业链制-储-输-用”等环节系统全面的标准体系尚不健全。燃料电池相关标准体系逐步完善，但在氢

7、气制取碳排放标准、车载储氢瓶组标准、液氢民用标准、氢安全体系标准等方面仍然薄弱。各地在氢能发展过程中的先行先试极大地提升了氢能的发展速度，产业各环节参与方众多，由于标准的不统一给地方带来了菅理归属不统一的问题。目前，涉及氢能相关环节的规划、安全、标准、项目核准等没有明确主管部门，相比于电动汽车由国家主导、地方落实、企业推动的模式，中国氢能产业呈现出自下而上的发展态势，更多的是由地方和企业来主导。()地区层面存在产业同质化苗头氢能产业横跨能源、材料、装备制造等多个领域，既能有效带动传统产业转型升级，又能催生新产业链。因此，地方政府发展氢能的积极性高，多地发起氢能产业园区建设，各企业也在寻求项目落

8、地。但由于缺少氢能产业链上、中、下游的统筹，地方和企业规划雷同性较高，甚至出现低水平的重复建设，短时间内面临产能过剩风险.同时，各地区氢能产业普遍存在重应用、轻研发，重短期效果、轻长期投入等问题，各地竞相开发氢能，抓技术、挖人才、找项目，目前氢能发展处于无序状态。(四)产业链尚不完善且应用场景有待扩展经过近年来的快速发展，我国已在氢能产业链实现系统集成以及关键零部件的自主化，但在电解槽的膜催化剂、氢瓶密封管阀件材料、加氢枪套管材料等原材料和基础制造工艺方面以及氢安全机理研究与检测装备技术方面仍存在明显短板。同时，我国氢能产业目前仍处于起步阶段，氢能全产业链条有待进一步完善。受技术、成本以及基础

9、设施等因素影响，目前我国氢能应用场景集中在交通领域，氢能产业链落后于全球氢能产业化进程，且现有各地出台的氢能源发展规划也大多围绕交通领域，商业模式和持续路径不明确。三、我国氢能产业发展的目标与实施路径综合国际国内形势以及目前我国氢能源发展存在的问题与挑战，充分立足于氢能产业发展对我国绿色低碳发展、推动能源革命、建设制造强国的作用，从氢能产业的制备、存储和应用等关键环节，科学分析产业高质量可持续发展的重点任务和实施路径，通过改革创新破解发展难题，助力实现氢能产业高质量发展。(-)发展目标1. 20212025年：政策引导局部示范导入期到2025年形成较好的氢能产业发展制度政策环境初步具备较为完善

10、的氢能供应链和产业体系。氢能示范应用取得显著成效，制氢、储氢和用氢相关技术取得较大进展，具有一定的市场竞争力，且初步建立氢能供应体系。2. 2026-2035年：市场驱动商业模式培育期到2035年，形成较完备的氢能技术创新体系，整体产业链布局合理，可再生能源制氧得到广泛应用，消费占比显著增加，在交通、储能、工业等领域具有很强的市场竞争力，为我国实现碳达峰和能源转型发挥重要支撑作用。3. 20362060年：产业生态绿色智慧成熟期该阶段属于氢能产业发展成熟期，氢能源将同传统能源一样，充分进入交通、电站和储能等各个细分市场参与竞争，到2060年，氢能占终端能源消费比重达到20%左右，在全国乃至全球

11、范围内实现将绿色能源转化为动力的系统解决方案。(二)实施路径1 .制氢环节(1)加强可再生能源电力输入条件下电解水制氢重要性的认识，加快可再生能源直接制氧技术研发，开展应用示范。针对电解水设备跟随可再生能源电力的响应能力、可再生能源波动性对电解效率和设备寿命的影响、电解设备接入可再生能源电力的模式以及风场和光伏场等厂级电解水设备的配置与运行模式等开展模拟仿真与示范运行，强化数据支撑。此外，加大可再生能源电解制氢与绿氢消纳结合的相关示范力度。(2)持续提高碱性电解水技术水平，降低可再生能源电解制氢的成本。目前电解制氢的成本仍然高于化石能源制氢，降低可再生能源电解制氢的成本除了依赖于可再生能源度电

12、成本的下降之外，还取决于电解水制氢技术的进步。碱性电解水(ALK)技术是短期内最有潜力实现低成本制取绿氢的技术。提高碱性电解水技术的电流密度是降低绿氢成本的重要途经，当电流密度从04Acm2提高到0.8Acm2时，在相当的电解槽成本下产氢量提高一倍，可降低氢气成本约2元kg0国际可再生能源机构在2020年度报告中提出，将来碱性电解水的电流密度目标为大于等于2Acm2,不仅可显著降低氢气成本，而且电解设备将实现紧凑小型化。(3)持续攻关质子交换膜(PEM)和固体氧化物电解电池(SOEC)电解水技术。PEM电解水技术采用质子交换膜，使用贵金属笆和钺分别作为析氢和析氧催化剂,具有电流密度高(1Acm

13、2)、氢气纯度高、耐高压和体积小、重量轻的优点。在场地有限制、压力有要求的应用场景具有明显优势，如加氢站现场制氢、管网注氢和分布式加氢桩等。SOEC电解水技术不同于PEM技术，是一种高温电解水技术。其运行温度在700850,具有比PEM更高的电效率，适应于高温热源场景。对上述两种制氧技术，应根据实际应用需求，有针对性地在成本、寿命方面加大研发力度，促进技术应用。(4)加快煤制氢耦合碳捕集、利用与封存(CCUS)的示范论证及技术研发。与CCUS结合，是化石原料制氢的必然选择，而CeUS技术实现其大规模产业化取决于技术成熟度、经济性、自然条件承载力及其与产业发展结合的可行性。CCUS技术在各行业广

14、泛推广应用不仅可实现化石能源大规模低碳利用，而且可与可再生能源结合实现负排放，成为我国建设绿色低碳多元能源体系的关键技术。国内外CCUS技术均处于研发示范阶段，需要持续降低捕集能耗和成本，拓展转化利用途径并提升利用效率，突破陆上输送菅道安全运行保障技术，开发经济安全的封存方式及监测方法等。2 .储运环节(1)加快高压气氢储运技术和装备研发应用。提高存储压力等级，增加氢气存储密度，提升储运效率是当前有效降低储运成本的方式之一。在高压氢气路运方面，逐步开发50MPax70MPa大容量管束瓶,由现有的I型瓶和型瓶逐步过渡至In型瓶和IV型瓶储氢密度提高到5wt%以上。在车载高压储氢方面，突破70MP

15、a以上IV型瓶设计制造和瓶口组合阀关键技术，开展高性能碳纤维材料、碳纤维缠绕技术及成套设备攻关，优化35MPa瓶口组合阀工艺。在固定式储氢装备方面，持续优化50MPa以上超大容积固定式储氢容器材料工艺，破解存储空间和成本障碍。在安全性测试方面，提高70MPa储氢容器及配套装备验证和性能综合评价核心能力。(2)加速大规模氢气液化与液氢储运关键技术研发。在运输成本、储存纯度、计量便捷性等方面，液氢储运要显著优于高压储运，在尚未具备大规模管道输氢的阶段，将氢液化以提高储运密度是解决氢大规模储运的最直接有效方法。在长距离大规模氢储运需求方面，突破大规模氢气液化技术与成套技术装备，实现大规模高效低成本储

16、运。在液氢制备方面，重点开展大规模、低能耗氢液化系统研制，高效率、大流量氧透平膨胀机研制，高活性、高强度催化剂研制。在液氢运输方面，重点开展低漏热、高储重比移动式液氢容器研制。在液氢储运方面，优化大型固定式球形液氢储罐和运输用深冷储罐工艺，提高性能水平，降低日蒸发率，开展车载深冷+常压储氢技术研究，落实深冷+高压超临界储氢技术布局，开展适用于固定式储罐和车载储氢瓶的常压、大流量和高压、低流量液氢加注泵方案设计和技术工艺。依托大规模氢气液化与液氢储运关键技术与示范项目，提高氢液化技术和装备水平。(3)布局管道规模化输氢及综合利用关键技术。针对长距离、大规模氢气输运与多元化氧气终端脱碳应用需求，开展天然气管道掺氢输送关键技术研究及氢综合应用示范项目，推动交通、建筑、工业与发电全域型应用领域的脱碳以及传统能源基础设施的再利用。重点开展天然气管道及装备材料掺氢输送适用性评价