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氢能将成为新的“石油”吗？

氢能将成为新的“石油”吗？

东京奥运会官方交通工具是使用氢燃料电池的丰田Mirai汽车。东京都知事2016年曾表示，“1964年的东京奥运会留下了新干线高速铁路系统，2021年的东京奥运会将留下一个氢能社会” 。2019年，日本川崎重工推出世界上第一艘设计用于运载液化氢的船舶Suiso Frontier，旨在利用澳大利亚的氢能。 此外，日本拥有世界上最大的加氢站网络，正计划在炼钢等重工业领域用氢能取代化石燃料。其在氢燃料进口方面也处于领先地位。 韩国也有类似计划，3月，汽车制造商现代、SK集团和其他企业宣布了一个价值380亿美元的项目，旨在未来10年发展以氢能为基础的经济。 氢能的广泛使用如果真的发生，将是一个漫长的过程。早在1807年，第一台氢动力发动机就开始工作了。19世纪60年代，人们就提议通过电解水制氢来取代煤炭。但煤炭和石油总是比较便宜的。1937年，一艘充满氢气的船舶发生爆炸，人们因此认为这种燃料不安全。 有人说，全球氢经济可以从碳排放危机中拯救气候。氢气可以为卡车、轮船和飞机提供动力，还可以用来生产水泥、钢铁和化肥等产品。韩国现代公司燃料电池部门负责人金世勋去年表示，“过去我们的技术和行业都是关于开采石油、输送石油和使用石油的；现在和未来，我们的技术和行业将是关于收集阳光、传送阳光和利用阳光的，氢能将使之成为可能”。 也有人持怀疑态度。阿伯丁大学化学工程师汤姆·巴克斯特表示，“氢能只会成为一种基本能源，以目前的技术，其在400摄氏度以上的工业过程中具有优势。但在其他方面，绿氢通常会输给电力，绿氢永远不会比制造它所需的绿色电力便宜”。 灰氢、绿氢还是蓝氢？ 氢气很少直接作为燃料用于燃烧。相反，它作为能源的载体，在有廉价能源可供制造的地方制造，并运到有需要的地方。 过去两年，电动汽车已悄悄领先于氢燃料汽车，通用汽车等公司承诺，15年内只生产电动汽车。他们有政府的支持，在充电网络投入巨资。但对于长途运输和航空等其他需要大量化石燃料的运输系统来说，氢能或将是降低碳排放的关键。 每吨氢气的能量比其他化石燃料都多，而且不需要电池。但是制造它需要大量电力，所以它的气候友好性只与生产它所使用的能源一样。因此，才有了灰氢、蓝氢和绿氢的区分。 灰氢目前最便宜，是工业用途的主要类型。中国生产的氢气占世界的1/3，主要来自褐煤。俄罗斯正制订计划利用丰富的天然气储备生产蓝氢。为了成为一种可行的气候友好型化石燃料替代品，制造商必须捕集生产过程中产生的二氧化碳，并将其封存。但碳捕集与封存（CCS）仍是一项正在探索中的技术。 巴克斯特表示，化石燃料公司在推动氢气作为电力的替代品，从汽车燃料到家庭供暖。如bp正考虑在蒂赛德建蓝氢工厂。 在长期计划中，一旦汽油和柴油需求开始减少，石油公司便将氢气视为潜在的收入来源，但他们转向替代燃料的步伐缓慢。bp将在3年内对蒂赛德蓝氢工厂做出最终投资决定，预计2027年前不会开始建设。 美国空气产品公司首席执行官塞菲·加西米表示，“目前，化石燃料比氢气更便宜，也更容易获得。这在一定程度上是由于全球范围内高达4000亿美元的巨额政府补贴。如果取消这些补贴，氢气等替代燃料将更可能被广泛采用”。 如果世界真的要发展氢经济，真正的动力将是大规模生产绿氢。一些国家已将自己视为潜在的氢能“沙特”，利用廉价的可再生能源大规模生产氢燃料。其中包括加拿大和冰岛，这两个国家都拥有丰富的水电产能，可以帮助氢气生产。此外，摩洛哥正在撒哈拉沙漠迅速发展太阳能，并制订了氢气生产计划。 沙特也有自己的计划。其最近宣布，将与美国空气产品公司一起在红海沿岸建一个50亿美元的绿氢工厂。一大片太阳能电池板和风力涡轮机最终将覆盖一片比利时大小的沙漠，为世界上最大的氢气工厂提供动力，生产将于2025年开始。该项目将是Neom生态城计划的一部分。除了供应生态城市，氢气还将出口，有朝一日在全球市场上，沙特的氢气将取代沙特的石油。 沙特邻国阿曼有更大的计划，将投资300亿美元在阿拉伯海沿岸建氢气工厂，同时出口绿氢和绿氨。 澳大利亚也有雄心勃勃的计划，要建5个巨大的氢中心。去年，澳大利亚的公司表示，将把一块面积超过西澳大利亚州卢森堡两倍的沙漠变成绿氢生产基地，将拥有1000万块太阳能电池板和1500台风力涡轮机。但该项目在6月被否决后，目前处于搁置状态，可能最终会继续进行。此外，在新南威尔士州的一个煤矿地区还有另一个建氢中心的计划，在维多利亚州的拉特伯谷还有使用褐煤的灰氢计划，所有这些都旨在向日本和亚洲其他地区出口氢气。 谁将创造天空中的特斯拉？ 世界第二大飞机制造商空客公司去年公布了3种不同的零排放概念氢飞机计划，并称这些飞机将在2035年投用。与此同时，加利福尼亚州初创企业ZeroAvia已有一架使用氢燃料的6座实验飞机。去年，它在英国克兰菲尔德机场首次起飞；今年4月，其在一片田野里坠毁。不可否认，该公司可能成为天空中的特斯拉。瑞士工程研究中心保罗·谢勒研究所的克里斯蒂安·鲍尔表示，“如果没有氢气，要大幅减少碳排放几乎不可能。未来10年，我们将看到氢能产业取得实质性进展”。 潜在供应商和主要市场之间的其他交易也在激增。丹麦沃旭能源公司已与马士基集团（世界最大航运公司）和斯堪的纳维亚航空公司签署一项协议，2023年起，利用海上风电为哥本哈根的公共汽车和卡车生产绿氢，随后将为船舶和飞机生产绿氢。 这一切会发生吗？持怀疑态度的人表示，建立制造、运输氢气的全球供应链过于笨重和低效，尤其是在基础设施必须从零开始建设的情况下。根据统计，约2/3的能量会在这一过程中流失。 保罗·谢勒研究所的罗曼·萨基表示，“能量损失将发生在供应端、氢燃料生产过程和需求端，但氢燃料可用于长途货运，而目前大型卡车需配备几吨重的电池才能行驶100多公里”。 波茨坦气候影响研究所的法尔科·乌克特表示，氢气的可用性不确定，无法广泛取代化石燃料，如用于汽车或房屋取暖。相反，世界应优先考虑其作为低碳能源不可或缺的应用，如可以消除最难的10%碳排放。 他也警告称，建筑供暖等领域对氢气的需求不断上升，可能给廉价的蓝氢带来优势，并造成“化石燃料锁定”，危及气候目标的实现。 以氢气为基础的燃料作为普遍的气候解决方案可能是错误的承诺。乌克尔特表示，“虽然它们用途广泛，但不能指望氢能广泛取代化石燃料”。 ABB瑞士公司研究员布拉德在关于氢经济的白皮书中指出，“氢经济只有在积极可行的情况下才能建立起来。否则，更好的解决方案将征服市场。几乎所有合成液态烃都有基础设施，而氢气则需要一个全新的分销网络”。氢燃料可能很稀缺，至少未来10年不会有竞争力。

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氢能在综合能源系统中的应用前景

氢能在综合能源系统中的应用前景

前言   氢能的开发利用是应对全球气候变化，保障国家能源安全，实现低碳转型的重要途径之一。对比了氢储能技术与当前主要储能技术的关键性参数，结果显示氢储能技术具有整体性系统优势；探讨了氢能在未来综合能源系统中工业用户、交通运输、建筑热电联供、能源企业潜在的应用途径及未来关键技术节点；给出了对中国氢能发展的启示。为氢能在综合能源系统中的应用提供参考。   引言   随着能源体制变革、技术发展、系统形态升级，能源服务形态呈现出新的特点。综合能源服务能够满足用户多元化需求、拓展企业盈利空间、提升社会整体能效[1-2]。大规模储能技术是综合能源系统中实现“心脏”功能的直接工具，能够在综合能源系统中发挥缓冲器、聚合器和稳定器的作用[3-4]，而氢能作为一种清洁、高效、易规模化的能源储存与转化技术，已广泛应用合成氨和冶炼厂加氢等大规模工业中[5-7]。   近年来，受能源政策、市场以及相关氢能利用技术的驱动，氢能为综合能源系统中难以实现电气化的行业和应用提供了更多可行和适用的选择[8-9]。截至 2019 年底，50 多个国家制定了相关政策激励措施来支持氢能在能源系统中的应用研究[2]。文献 [10-12] 针对氢储能系统的关键技术进行了总结，对比了电解制氢与其他制氢技术的成本，并基于燃气轮机或燃料电池的热电联产（combined heat and power，CHP）技术讨论了氢储能系统在能源电力行业中的应用。文献 [13-15] 探讨了氢作为能源载体的作用以及氢能源系统的经济性，预计 到 2050 年，全球最终能源需求 的18% 可以通过氢气满足，这一数量相当于 78 EJ， 相应 CO2 减排潜力为 6 Gt/年。文献 [16-17] 综合分析了氢能在日本和德国未来能源系统中的作用，对比了不同氢供应链条件下的温室气体排放强度，指出了未来潜在的清洁氢能供应国。在未来能源系统框架中，日本氢能源主要用于发电，较小比例用于交通运输和工业领域，而德国主要用于交通运输，较少用于发电和工业领域。文献 [18-19]以氢能在综合能源系统中 35 个应用案例为研究对象，对 40 种氢气生产和分配技术进行了建模分析，探讨了氢能价值链的成本动态以及各环节间的相互关系，给出了氢产业链的整体架构，预计到 2030 年，氢能价格低至 1.8 美元/kg，将占据15% 的全球能源需求份额。   能源系统的深度脱碳需求、整合大量波动性可再生能源并网都将成为氢能快速发展的驱动力，研究氢能在未来能源系统中的应用前景意义重大。首先比较了氢储能与其他储能方式的技术特点及关键参数，分析了氢能在综合能源系统中的应用途径及进展，指出了未来氢能应用的关键节点，并给出了对国内氢能产业发展的启示。   1 氢储能与常规储能系统比较   1.1 常规储能技术   储能系统（energy storage system，ESS）具有以电荷形式存储电能并在需要能量时允许放电的能力。随着技术的不断发展，能量储存方式多种多样，常见的机械储能方式有抽水蓄能（pumped hydro storage，PHS）、压缩空气储能（compressed air energy storage，CAES）、飞轮储能（flywheel energy storage，FES）[20] 等；电磁储能有超级电容储能（ supercapacitors， Super-C）、超导储能（superconducting magnetic energy storage，SMES）等；电化学储能主要指电池储能系统，包括铅酸电池、镍铬电池（ nickel cadmium battery, NiCd）、锂离子电池（lithium ion, Li-ion）、钠硫电池（sodium sulphur battery，NaS）等；相变储能主要指热储能（thermal energy storage，TES），目前研究较多是采用熔盐储能；化学储能 3 个常见途径是氢气、氨和合成气，其中氢储能（Hydrogen）最具吸引力的能量储存方式之一。   1.2 储能技术比较   1.2.1 技术成熟度   常见 ESS 的技术成熟度如图 1 所示。大规模储能技术中 PHS、CAES 的技术相对成熟，但两者均依赖特殊的地址条件，其大规模发展受到制约，但由于其启停灵活、反应迅速，具有调峰填谷、紧急备用和黑启动等功能，国家电网公司与南方电网公司仍相继投建数座 PHS。为了提高效率、更好地调整电网频率，研究人员正在开发变速涡轮机。现有超过 180 GW 的 PHS 存储容量，80% 位于欧洲、中国、日本和美国。其他较为成熟的是电池储能系统，由于原材料市场供应充足、技术进步较快，成本进一步降低，电池储能系统将进一步发展。近期，太平洋天然气和电力公司（PG&E）的 Elkhorn 电池储能项目（182 MW/730 MW·h）已获批准，未来将为全球知名的科技中心硅谷供电。随着氢利用技术的发展和进一步成熟，以及可再生能源的氢供应成本下降，人们已认识到氢能可在未来清洁、安全的能源系统中发挥更关键的作用，技术成熟度上升较快，呈现规模性效应[21]。   1.2.2 系统效率及寿命   图 2 为 常 见 ESS 的系统效率和运行寿命比较。ESS 循环效率最高的是 SMES，它将电流储存在由电流流过超导线圈产生的磁场中，由于超导线圈没有电阻，损耗几乎为零，仅有附属电力设备如交流/直流转换器造成的 2%~3% 的损耗[22]。FES 和 Li-ion 的系统效率也较高。ESS 的能量损耗主要来源于不同组件之间的能量传递过程，通过调节充电和放电过程中的能量损耗，可以提高 ESS的效率。机械储能方式中 PHS 和 CAES 的使用寿命最长，分别为 40~80 年和 25~60 年。电池储能系统随着工作时间的延长，电池的化学性能变差，使用寿命相对较短，大多低于 20 年。氢储能系统的循环效率 为 35%~55%[ 2 0 , 2 3 ]，低于常 规ESS，其主要受氢价值链中采用不同技术路径的影响，如汽车中氢燃料电池效率约为 60%，而通过内燃机的效率约为 20%，综合考虑氢能的价值链，氢储能的寿命为 15~50 年[24]。   1.2.3 系统响应时间及投资成本   图 3 为 常 见 ESS 的响应时间与投资成本比较。由图 3 可知，SMES、FES 和 Super-C 的单位投资成本低于其他储能技术，鉴于它们的快速响应时间，通常用于短期能量储存[5, 22]。在已开发的技术中，SMES 的单位投资成本最低，响应时间最短[22-24]。电池储能单位成本相对较高。氢储能系统投资成本适中，为 1500~2400 美元/kW[25]。响应时间在可接受的分钟级范围内，其系统成本及响应时间同样受氢价值链中采用不同技术路径的影响。 2 氢能在综合能源系统中应用路径   氢可以直接以纯净形式使用，或作为合成液态或气态氢基燃料（合成甲烷或合成柴油）以及其他能源载体（氨）的基础。目前大多数氢气用于工业领域，直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质热源，有效减少碳排放，其中炼油厂、氨生产、甲醇生产消耗氢气比例分别为 33%、27%、11%，另外 3% 的氢气用于钢铁生产[18]。长远来看，氢能可以广泛用于能源企业、交通运输、工业用户、商业建筑[17-19] 等领域，如图 4 所示。既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；还可以利用燃气轮机技术、燃料电池技术应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供暖供电。表 1 列出了部分典型氢能利用案例。 2.1 氢能应用于工业用户   目前，工业用户中的氢几乎完全来自天然气、煤炭和石油的大规模制氢，对环境产生巨大影响，采用可再生能源发电制氢耦合工业用户，既可以提供无碳氢，又可以提供可再生电力，避免化石燃料的碳排放问题。氢用于工业用户中的途径有：（1）炼油，加氢处理和加氢裂化去除杂质，提高中间馏分油的精收效率；（ 2） 化工，用于合成氨、甲醇，合成甲烷等工业原料和燃料；（3）钢铁，代替传统高炉及碱性氧气转炉系统中常用的焦炭和天然气[2, 17]。   基于氢的合成燃料储存更容易，可利用现有的基础设施输送，为海事、铁路、航空提供可靠的清洁燃料。2019 年 11 月，德国蒂森克虏伯钢铁集团正式注入杜伊斯堡 9 号高炉；奥地利林茨奥钢联钢厂 6 MW 电解制氢装置投产，开启了氢能冶金时代。中国宝武钢铁、鞍钢、酒钢等均开始可再生能源制氢-氢能冶金立项，探寻循环经济的可行性。   2.2 氢能应用于交通运输   长期以来，氢作为潜在的交通燃料，被视为石油和天然气的清洁替代品。氢动力系统因其零碳排放和广泛的适应性有望成为交通运输部门实现快速减排的少数选择之一，这依赖于燃料电池技术的发展，常见燃料电池包括：质子交换膜电池（ proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）、磷酸电池（phosphoric acid fuel cell，PAFC）、熔融碳酸盐电池（molten carbonate fuel cell，MCDC）和固体氧化物电池（solid oxide fuel cell，SOFC），综合考虑工作温度、催化剂稳定性、电效率、比功率/功率密度等指标，最常用于交通运输行业的是 PEMFC。目前氢能燃料电池用于交通运输领域主要包括：（1）道路运输，如小型汽车、公共汽车、卡车和其他货车；（2）海事行业，如船舶、港口；（3）铁路和航空；（4）其他特殊领域，如救援车辆、深海装备等。   相比于纯电动汽车，氢燃料电池汽车、卡车及叉车的燃料加注时间短、续航里程长，但氢燃料汽车的综合能量利用效率仅为 25% 左右，虽然高于传统合成燃料内燃机汽车的 15%，但远低于纯电动汽车约 70% 的综合能量利用效率，研究表明当燃料电池成本为 75~100 美元/kW 时，氢燃料电池汽车可以在续航里程为 400~500 km 内与纯电动汽车竞争，氢燃料电池汽车对于有更高里程要求的消费者更有吸引力[17-18]。目前氢在海事、铁路和航空领域的应用处于示范阶段，主要用于辅助动力单元，而欧洲碳排放交易体系的不断扩大为氢能在这些领域的应用提供了潜在的空间。2019 年 11 月，中国首列氢燃料电池有轨电车在佛山投运。2020 年 1 月，美国国防部联合能源部启动氢燃料电池应急救援车 H2Rescue 项目，基于氢燃料电池/锂电池混合系统，开启微电网搭建、供热和供水一体化研究。   2.3 氢能应用于能源企业   目前，全球氢能发电比例很小，约占总发电量的 0.2%。随着对能源行业深度脱碳要求的进一步提高，氢能应用于能源企业路径主要有：（1）氢为燃气轮机或燃料电池提供燃料，作为备用电源或离网供电，为易停电和偏远地区的关键设施（如医院，通信基础设施等）提供备用电源，成为电力系统的一个灵活性电源；（2）氢转化成氨，与煤粉共燃，降低传统燃煤电厂的碳排放强度；（3）氢以压缩气体、氨或合成甲烷的方式储存，平衡电力需求和可再生能源的间歇性波动。   日本和韩国均明确了在能源企业中使用氢或氢基燃料的目标，日本希望在 2030 年氢发电能力达到 1 GW，韩国氢路线图设定目标是 2022 年电力行业中燃料电池装机容量为 1.5 GW，2040 年达到 15 GW[17]。2020 年 2 月，北美拟投资可再生能源-氢发电枢纽项目替代 1800 MW 的 Intermountain燃煤电站，为南加州提供可靠的清洁能源，从2025 年开始，每年春、秋两季将有 538 MW 可再生能源用来制氢，可再生能源制氢成本可能低至1.5~2.9 美元/kg，氢气将储存在地下盐洞，通过10

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氢气如何运输才稳妥？低成本用氢关键在这里！

氢气如何运输才稳妥？低成本用氢关键在这里！

随着燃料电池汽车产业的发展，其上游氢能产业也得到了迅速的发展，但氢能产业目前还面临着生产、运输和供氢基础设施缺乏等问题，其中氢气的运输在整个氢能供应链的经济、能耗性能中占有很大比重。本文主要讨论氢气运输的几种方式及安全性，分析影响运氢方式的选择因素和未来发展趋势。   加氢站按制氢地点可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站，而对于外供氢加氢站，氢气的运输是重要的一环，目前主要有高压气体运输、液态氢气运输和管道运输等方式。   高压氢气运输以长管拖车为主 高压氢气运输分为集装格和长管拖车两类，其中，集装格由多个40L的、压力为15Mpa的高压储氢钢瓶组成，运输较为灵活，适用于需求量小的加氢站； 长管拖车结构为车头部分和拖车部分，前者提供动力，后者主要提供存储空间，由9个压力为20Mpa、长约10m的高压储氢钢瓶组成，可充装约3500Nm?氢气，且拖车在到达加氢站后车头和拖车可分离，运输技术成熟、规范较完善，国内的加氢站目前多采用此类方式运输。 液氢槽罐车氢气容量高 液氢的体积能量密度为8. 5 MJ·L-1，是15Mpa压力下氢气的6.5倍。液氢槽罐车运输是将氢气深度冷冻至21K液化，再装入隔温的槽罐车中运输，目前商用的槽罐车容量约为65 m3，可容纳4000kg氢气。国外加氢站使用该类运输略多于高压气态长管拖车运输。 国外气态管道应用相对较多，液态管道运输技术要求较高   管道运输分为气态管道运输和液态管道运输两类。气态管道直径约0.25～0.3m、压力范围为1~3Mpa，每小时流量约310~8900kg氢气，目前该类管道总长度已超过16000km，主要分布在美国、加拿大和欧洲等地，其投资成本较天然气管道高50~80%，其中大部分的成本用于搜寻合适的地质环境来布局管道线路;液态管道采用真空夹套绝热技术，由内层和外层两个等截面同心套管构成，且两个管套中间抽成真空状态，防止内管内液氢的温度扩散。   铁路和轮船上的运输需依托液氢技术 氢气在铁路和轮船上的运输，需依托液氢技术，目前仅国外少量应用。其中深冷铁路槽车长距离运输液氢输气量大、又相对经济，储气装置常采用水平放置的圆筒形杜瓦槽罐，存贮液氢容量可达100m?，部分特殊的扩容铁路槽车容量可达120~200 m?，目前仅在国外有非常少量的氢气铁路运输路线。 液氢铁路运输车 氢气运输方式适用性及优缺点对比 资料来源：《加氢站氢气运输方案比选》   运氢方式存在安全隐患 目前的技术条件下，不同的运氢方式均有一定程度的危险性。高压运输方式具有易爆的危险性，液氢运输方式在热量丢失后，会气化使容器内压力越来越高，形成易爆的危险特征、管道运输的输氢管长期处于高压下，易产生氢脆现象，使管道断裂产生泄露。   高压气体运输方式 高压气体运输方式存在一定的危险性，但能通过适当的方式降低风险。在高压运输方式中，目前美国已出台了相应的标准设计，如长管拖车需符合DOT-3AA/3AAX压缩气体运输标准，使其安全系数达到2.48、出台的E-8009标准，限定了储氢材料的钢材成分以及可承受的压力等；我国上海则通过控制运氢外部温度和时间段来提高运氢的安全性，如当户外气温大于30℃，仅能在夜间运输。高压气体运输方式存在一定的危险性，但能通过适当的方式降低风险。 液氢运输 液氢运输安装卸压阀调节内部压力，无明火状态不构成危险。由于液氢运输的储氢装置不能完全的隔热，会造成液氢蒸发使装置内压力增大，但可在装置上安装卸压阀，调节装置内部压力，且氢气排出后扩散迅速，在户外无明火状态不会构成危险。 管道运输 管道运输的输氢管材料选用铝制复合材料，防止氢脆发生。管道使用的高强度钢如锰钢、镍钢等，若长期处于高压氢气的环境下，内部分子易受氢气分子入侵，使强度变低，但铝结构受此类影响较小，可采用铝制合金作为内层材料，降低氢脆现象。   工业基础和规模化程度影响地区输氢方式 影响地区运氢方式的主要因素主要有工业基础和燃料电池汽车的规模化程度。 工业基础方面，主要考虑当地的配套工业，如是否有氢气液化厂、管道等；燃料电池规模化方面，随着燃料电池汽车的数量增多，需要的氢气量也随之增多，当燃料电池汽车的规模在万辆或十万辆时，每天需要的氢气量为30吨或300吨，此时如都采用高压氢气运输方式，则会造成运输车辆的调配困难，需适时的增加液氢运输车辆，且液氢运输具有一定的规模效应，运氢成本在可接受范围；当燃料电池汽车规模继续扩大时，输氢管道的规模化效应得到发挥，是更合适的输氢方式。 因此，在目前千辆级燃料电池汽车规模条件下，高压气体运氢方式是较为简单且经济的方式；当车辆到达万辆级规模时，采用液氢运输方式性价比更高，而当车辆大规模商业化后，以管道输送为主，其他方式为辅的方式更为合理。 氢气的运输在整个氢能供应链的经济、能耗和排放性能中占有很大比重；目前运氢方式主要有高压气体运输、液态氢气运输和管道运输等方式，其中国内多采用高压气态运输，国外液态运输略多，而管道非常少；运氢方式存在安全隐患，可通过适当方式降低风险；工业基础和规模化程度影响地区输氢方式。

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2021年液氢产业最新进展

2021年液氢产业最新进展

液氢是通过预冷和多次绝热膨胀后，将氢气降温到-253℃经节流得到的液化气体。由于液氢的密度是氢气的800倍，相比其他运输方式，液氢的高储运密度，高运输效率和适合长距离运输等特点，使其成为了氢优质的储存和运输方式之一。   势银能链注意到，近两年国内液氢产业正加快发展节奏，特别进入今年以来，液氢国家标准、企业项目布局均有了进展。然而和国外相比，中国的液氢发展仍处于追赶状态。目前中国的产能仅仅达到4TPD，最大的单个液氢工厂的产能仅有2.5TPD，且全部集中于航天发射保障单位。    在民用液氢领域，包括北京航天101所、北京中科富海低温科技有限公司、江苏国富氢能技术装备股份有限公司等企业都已经掌握了成熟的氢液化设计流程。   此外，未势能源正实施从生产、储存、转注、运输、液氢加氢站液氢全产业链的示范项目，通过示范项目将建设国内首座完全自主知识产权的液氢加氢站，实现液氢全产业链技术和运营示范。   以下是势银能链整理的2021年液氢产业具体进展（按时间排序）——     重塑科技、国富氢能等签约液氢储氢加氢站项目   2021年2月，重塑集团、佛燃能源、国富氢能、泰极动力四大企业签署合作协议，共同推进“液氢储氢加氢站项目”。依据协议，四方将发挥各自在液氢制-储-运-加-用方面的优势，推动建设三座液氢储氢型加注站，为大功率、长续驶里程的燃料电池汽车，提供大流量快速加氢服务。     三项液氢国标正式发布   2021年5月，中国国家标准委正式发布了GB/T40045-2021《氢能汽车用燃料 液氢》、GB/T40060-2021《液氢贮存和运输技术要求》、GB/T40061-2021《液氢生产系统技术规范》等三项液氢国家标准，并在GB50516-2010《加氢站技术规范》中加入了液氢储存和应用等相关内容。     呼和浩特首个绿色液氢项目签约   2021年6月，呼和浩特首个万吨级绿色液氢能源项目-空气产品久泰高效氢能综合利用示范项目正式签约。   依据协议，该项目由托克托县人民政府、空气产品公司与久泰集团共同投资建设，依托久泰现有产业丰富的尾氢资源，建设年产10000吨绿色液氢能源项目，并在应用端构建绿色氢能物流和公共交通体系，实现闭环产业链。     鸿达兴业拟募资55亿用于液氢等项目   2021年 6月，鸿达兴业发布的非公开发行股票预案（二次修订稿）发布，表示计划募集资金55亿元，主要用于投资年产五万吨氢能源项目，其中3万吨为液氢，经深冷液化后以液氢瓶或专用运输车辆向全国范围内销售。     国内首例车载液氢瓶火烧试验成功完成   2021年6月，北京航天试验技术研究所成功完成国内首例车载液氢瓶火烧试验。该试验瓶为高真空多层绝热结构的液氢重卡车载氢瓶，甁内充装液氢真实介质，先后完成了蒸发率、维持时间和耐火烧性能等关键测试。   据了解，火烧试验是车载液氢瓶的一项重要试验内容，主要考核车载液氢瓶在火烧情况下压力泄放装置的工作能力和车载液氢瓶的耐火烧性能，车载液氢瓶内储存大量液氢真实介质，危险因素高，火烧试验难度大。     航天六院101所签约定西政府，推进液氢工厂等项目建设   2021年7月，中国航天科技集团有限公司第六研究院101所与甘肃定西市人民政府签署氢能战略合作协议。   按照合作内容，双方将在液氢生产工厂、氢能应用示范区、生态科技创新城等领域推进务实合作，努力推动航天科技创新与定西经济社会发展深度融合，积极支持开展液氢工厂、氢能应用示范区等项目建设。      国家能源集团低碳院液氢加氢技术获重大突破   2021年7月，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院北美清洁能源研究中心在美国俄亥俄州斯塔克地区交通局成功完成为期三个月的大巴车加氢演示，刷新了大巴车加注数量、加氢枪加注速度、车载储罐加满程度等多项世界纪录。    在实地测试条件下，低碳院北美中心开创性的基于潜浸泵的液氢加氢站为SARTA公司的10辆氢燃料电池大巴车和5辆氢燃料电池中巴车共加氢118次，累计氢气量3700公斤。 其中，单日液氢泵运行11.5小时，一杆加氢枪完成52次连续加注，总计1322公斤氢气，车载储罐平均填充度达到98.5%。

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丰田汽车亿华通合资45亿日元燃料电池公司正式成立

丰田汽车亿华通合资45亿日元燃料电池公司正式成立

天眼查App显示，6月28日，华丰燃料电池有限公司成立，注册资本45亿日元，法定代表人为董长征，经营范围包括制造燃料电池及零配件；委托加工燃料电池及零配件；销售燃料电池及零配件、汽车零配件等。股东信息显示，该公司由丰田汽车公司、北京亿华通科技股份有限公司共同持股，持股比例各为50%。       今年3月，亿华通和丰田汽车在北京正式签约，为推进商用车燃料电池系统事业，在中国成立华丰燃料电池有限公司。

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欧洲氢立法：氢基础设施法案和氢市场法案

欧洲氢立法：氢基础设施法案和氢市场法案

近日，Hydrogen Europe邀请了几位氢能领域的专家讨论《氢能法案》，探究欧洲氢能经济形成之路。   氢能法案主要分为三个阶段和氢基础设施法案、氢市场法案两个法案：   ●启动阶段从2020年持续到2025年，这两项法案专注于快速跟踪初始项目，帮助欧洲在2024年实现100万吨目标。   ●在2025年至2035年的提升阶段，基础设施法案将重点关注混合氢气和天然气，建设氢谷和建设泛欧氢支柱基础设施。在这一阶段，氢市场法案将刺激绿氢生产，增加对低碳燃料来源的需求，并出台产地保证(GOs)以接受欧洲市场，并引入生产关税。   ●最后一个阶段则主要关注2035年到2050年的市场增长。   ●基础设施法案将促进大部分天然气基础设施逐步转为支持氢能运作的基础设施。   ●市场法案将为能源商品搭建一个常规市场。   可以相信，实施氢法案将有助于扩大氢能规模，并为可再生能源氢提供市场。   Hydrogen Europe的秘书长Jorgo Chatzimarkakis评论道：“这是独一无二的机会。欧盟将加速发展欧洲经济，并为全球氢法案制定蓝图。”   需要考虑的是，欧洲的氢市场不会与当前的天然气市场完全相同，应当注意不要引入阻碍氢市场形成的政策或立法。除此之外，确保不会有政策或立法阻碍潜在的投资是保持欧洲氢市场走向正轨的关键。   针对这一点，Chatzmarkakis指出，可能出现的氢气拍卖是氢能市场增长阶段的一个关键，随着货币政策支持的减少，氢必须更具竞争力。这使得原产地保证(GOs)的引入至关重要，因为它具有可追溯性，可以确保氢是否由可在生能源生产，又是否有资格在竞争激烈的市场上投放。   葡萄牙能源部副部长兼国务秘书Joao Galamba讨论了氢气拍卖——将氢气卖给行业中出价最高的竞标者这一机制可以发挥的作用，他认为这有助于创造一个利润丰厚的氢能市场。   Galamba表示：“我们认为定价机制和拍卖机制相结合可能会促进氢能市场增长。拍卖机制将允许消费者在竞争中自愿花更多钱购买氢以进行脱碳的生产和生活。无论是化学工业，还是其他氢可以发挥重要作用的工业都是如此。这是由市场机制本身决定的。”

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2021

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核能制氢 | 有望成为未来制氢首选

核能制氢 | 有望成为未来制氢首选

氢能是未来最有希望得到大规模利用的清洁能源；核能是高效、低耗、环保、清洁的代表。核能制氢将二者结合，进行氢的大规模生产，是未来氢气大规模供应的重要解决方案，为可持续发展以及氢能经济开辟了新的道路。 目前美、日、韩、法等国都在开展核能制氢的研究，我国200MW高温气冷堆商业示范电站建设项目已被列入国家科技重大专项，被视为最有可能突破核能制氢反应堆型。 核能制氢的基础 核能是低碳、高效的一次能源，其使用的铀资源可循环再利用。经过半个多世纪的发展，人们已经掌握了日益先进、不断成熟的核能技术，成为当前人类大规模工业制氢的最佳选择。核能制氢是将核反应堆与先进制氢工艺耦合，进行氢的大规模生产。核能制氢具有不产生温室气体、以水为原料、高效率、大规模等优点，是未来氢气大规模供应的重要解决方案。 目前核能制氢主要有电解水制氢和热化学制氢两种方式，核反应堆分别为上述两种方式制氢提供电能和热能。 电解水制氢是利用核能发电，再通过电解水装置将水分解成氢气。电解水制氢是一种较为直接的氢气制取方法，但该方法产氢效率（55%～60%）较低，即便采用最先进的美国SPE电解水技术，将电解效率提升为90%。但由于目前大多数核电站的热电转换效率仅为35%左右，因此核能电解水制氢最终的总效率仅为30%。 热化学制氢是基于热化学循环，将核反应堆与热化学循环制氢装置耦合，以核反应堆提供的高温作为热源，使水在800℃至1000℃下催化热分解，从而制取氢和氧。与电解水制氢相比，热化学制氢的效率较高，总效率预期可达50%以上，成本较低。 国内核氢研究现状与产业布局 我国的核能制氢项目起步于“十一五”，研究了当初的主流工艺热化学循环和高温蒸汽电解制氢，并进行了初步运行试验。在“十二五”期间，设立了国家科技重大专项“先进压水堆与高温气冷堆核电站”，目的是掌握碘硫循环和高温蒸汽电解的工艺关键技术。 清华大学核能与新能源技术研究院（INET）在国家“863”计划支持下，于2001年建成了10MW高温气冷实验反应堆（HTR-10），2003年达到满功率运行。 而200MW高温气冷堆商业示范电站建设项目已被列入国家科技重大专项，预计将于2021年建成投产，将具备核能制氢条件，在高温气冷堆技术领域已居世界领先地位。对核能制氢技术的研究也列为专项的研发项目，目前正在开展第三阶段的研究工作。 总体来看，当前技术已完成了原理上的可行性研究和验证，总体上处于实验室或向中试前期过渡的阶段。下一阶段要针对工程材料、关键设备等涉及工程应用的关键技术进行攻关研究。 当前我国氢能发展处于初期，2019年《政府工作报告》首次写入氢能源后，各大央企从氢能基础设施建设、关键技术研发、产品推广应用等场景积极布局。其中，我国两个核能集团：中核集团和中广核成为这次氢能行业布局的“国家先锋队”成员。   中国核工业集团有限公司 核能制氢项目：中核集团范围内的核电、风电、水电都存在一定的弃电现象。仅2018年中核集团弃电量约有100亿度，若用于电解水制氢，可生产氢气20亿Nm3，约17.8万吨，利用弃电制氢已经具备了产业化规模条件，从而解决中国核电能源消纳问题。 为拓展核能多用途运用，在2018年中核集团联合清华大学、中国宝武开展核能制氢、核氢冶金项目合作研究。目前中核集团已完成10NL/h制氢工艺的闭合运行，建成了产氢能力100NL/h规模的台架并实现86小时连续运行连续运行。中核集团利用高温气冷堆蒸汽品质好、固有安全性高的特点将高温气冷堆与热化学循环制氢技术耦合，可以大量生产氢气，目标建成一座600MW超高温气冷堆，与一座产氢50000Nm3/h的热化学制氢工厂匹配生产。 核氢冶金项目：2019年1月15日，中核集团、清华大学、中国宝武三方签订《核能-制氢-冶金耦合技术战略合作框架协议》，三方将资源共享，共同打造世界领先的核冶金产业联盟。目前中核集团的依托《框架协议》开展核能制氢冶金技术研发，对国内外氢能产业链各环节进行调研，分析氢能产业宏观布局、技术发展、经济成本等因素后明确氢能产业链的主要切入点，完成产业布局顶层设计。中核集团远期的目标是在2030年后，利用已成熟的核能制氢和弃电制氢为产业源头，开拓储氢、运氢、氢燃料电池中下游产业。   中国广核集团有限公司 中广核是是中国氢能产业技术创新与应用联盟成员，国内“五大四小”电力企业中唯一拥有燃料电池电站的运营商。在韩国拥有十几兆瓦的燃料电池电站，采用美国的MCFC燃料电池发电技术。 2017年4月，中国广核集团联合中金前海发展（深圳）基金管理有限公司、清华四川能源互联网研究院在中国（广东）自由贸易试验区深圳前海蛇口片区发起成立氢能基金，该基金总规模30亿元人民币（一期规模10亿元）。 2019年4月12日，中国广核集团下属子公司中广核资本、中广核产业投资基金与南都电源签署《氢能产业基金合作框架协议》，共同成立深圳白鹭氢能产业股权投资基金合伙企业，总规模拟定为5-10亿元，主要投资于氢能及燃料电池领域。   国外核能制氢研究现状 长期受困于国内资源短缺，日本是坚持大力发展核氢技术的国家。自上个世纪80年代至今日本原子力机构（JAEA）一直在进行高温气冷堆和碘硫循环制氢的研究。1998年其开发的30MW高温气冷试验堆（HTTR）反应堆首次实现临界，2001年达成了满功率运行，2004年将出口温度提高到了950℃。2014年4月日本制定《第四次能源基本计划》，确定了加速建设和发展“氢能社会”的战略方向。 法国原子能委员会（CEA）的核氢战略是集中发展可以与核电或可再生能源耦合的、能够可持续方式生产的制氢工艺。从2004年起，CEA就在执行发展高温蒸汽电解技术的重大项目，对电解器所有的问题都进行了研究。同时与Sandia国家实验室（SNL）和GA公司进行合作，进行碘硫循环的试验。法国的《氢能计划》提到，将从2019年起在工业、交通及能源领域部署氢能。 韩国政府在2005年提出了氢经济计划，正在进行核氢研发和示范项目，最终目标是在2030年以后实现核氢技术商业化。自2004年起，韩国开始执行核氢开发示范计划（NHDD），采用高温气冷堆和碘硫循环技术进行核能制氢项目，建立了产氢率50NL/h的回路，正在进行闭合循环实验。 美国正积极推进核能制氢技术 美国能源部 2004 年以来一直在推进核能制氢研究，已取得阶段性成果，在 2019 年 11 月宣布启动一个核能制氢示范项目之后， 2020 年 10 月又宣布启动两个示范项目，目标是推进与现有核电机组匹配的低温电解制氢和高温电解制氢技术的商业化进程。  美国核能制氢研究概况 美国能源部下属两家机构即核能办公室以及能源效率与可再生能源办公室正在积极推动核能制氢技术研究。 核能办公室聚焦长期目标，开展与高温气冷堆( 出口温度 700 至 950℃ ) 和超高温气冷堆( 出口温度 950℃ 以上) 配套的两种制氢技术研究，即热化学循环技术和高温电解技术。  热化学循环技术在 750 至 1000℃ 甚至更高温度下利用化学催化剂使水发生一系列化学反应，最终分解为氢气和氧气。通常认为这一技术的效率很高: 热能至氢能的转换率可达60% 甚至更高。但技术成熟度较低，未来仍需开展大量研发工作。 高温电解技术首先将水转变为高温蒸汽( 高达 950℃ ) ，然后使蒸汽发生电解，生成氢气和氧气。高温电解能够实现很高的效率: 热能至氢能的转换率超过 50% ，电能至氢能的转换率可达 100% 。这一技术面临许多挑战，例如耐高温材料的研发。高温气冷堆和超高温气冷堆能够提供高温工艺热，是最理想的制氢反应堆，但还需要一段时间才能实现商业应用。 能源效率与可再生能源办公室重点关注能够在近期实现商业化应用、可供“核电反应堆-可再生能源混合能源系统”制氢的两项技术。一项是需要使用热能和电力的高温电解技术。该办公室近期发布报告指出，核能高温电解制氢技术有望在当前市场环境中具备经济竞争力。另一项是仅需要使用电力的低温电解技术，但效率较低，热能至氢能的转换效率仅为 23% 至 28% 。 启动三个商业示范项目  美国能源部迄今已宣布为由爱达荷国家实验室牵头的三个核能制氢商业示范项目提供资助: 2019 年 9 月宣布资助首个核能制氢示范项目，2020 年 10 月宣布资助两个项目。 能源部 2019 年 9 月宣布将为首个核能制氢示范项目提供资助。该项目为期两年，第一能源方案将利用爱达荷国家实验室的技术在戴维斯-贝瑟核电厂( 拥有一座 894 兆 瓦压水堆) 建设一座 1 ～3 兆瓦低温电解示范装置。项目总投资 1050 万美元，能源部资助 920 万美元。 埃克西尔能源公司 2020 年 10 月获得能源部资助，将与爱达荷国家实验室合作，在蒙蒂塞洛核电厂( 拥有一座 628 兆瓦沸水堆) 或普雷里岛核电厂( 拥有两座 520 兆瓦压水堆)建设一座高温电解中试设施。目前尚未决定在哪座电厂建设，计划在 2021 年启动工程和规划工作，2022 年启动设施建设，2023 年投运。项目总投资 1377 万美元，能源部资助 1050 万美元。 燃料电池能源公司也在 2020 年 10 月获得能源部资助，将为爱达荷国家实验室提供一个 250 千瓦的固体氧化物电解池( SOEC)系统。SOEC 是一种高效、低污染的能量转化装置，可以将电能和热能转化为化学能。如果利用核反应堆作为能量来源，SOEC 有望实现氢气的高效、清洁、大规模制备。在完成严格验证测试后，爱达荷将把这一系统用于核能制氢。项目总投资为 1250 万美元，能源部资助 800 万美元。应当指出，这一系统配备了电热蒸汽发生器，不仅能够示范低温电解制氢，还能示范高温电解制氢，因此可对这两种制氢技术进行比较。 推进现有机组制氢的原因 美国在高温气冷堆和超高温气冷堆尚未实现商业化应用的前提下积极推进现有机组制氢示范，主要有三点理由： 第一，现有核电机组迫切需要新的收入来源。受市场天然气价格长期保持低位以及可再 生能源在政府支持下迅速发展等因素的影响，美国核电机组的持续运行面临着严峻的经济性挑战。自 2013 年以来已有 10 台机组在运行寿期内永久关闭，另有 10 多台机组宣布将在未来几年内关闭。 第二，为实现核电厂与可再生能源电厂未来的和谐发展奠定技术基础。随着风能和太阳能等可再生能源的快速发展，如何在电网中实现与可再生能源的无缝整合，是未来核电发展面临的一项重要挑战。核能制氢是一条可用于应对这一挑战的重要途径。 第三，为未来的高温气冷堆和超高温气冷堆制氢进行技术储备。制氢技术具有一定的相 通性。高温电解技术在与现有机组耦合并得到成功应用后，未来将能更快地用于高温气冷堆和超高温气冷堆制氢。 核能制氢展望 国际上的能量供应主要来源于煤炭、石油等化石能源，这也导致日益严重的能源枯竭和环境污染问题。因此，寻求更加高效、清洁能源进行替代成为了必然趋势。氢能具有环保、高效、来源丰富、运输方便和应用广泛的特点，起着保障国家能源安全和优化能源结构作用，是未来最有希望得到大规模利用的清洁能源。 以水为原料的核能制氢，不仅能实现制氢过程的无碳排放，还能拓展核能的利用方式，提高核电厂的经济竞争力，并为核电厂与可再生能源的和谐发展创造条件，地球上可供开发的核燃料资源、可提供的能量是矿石燃料的十多万倍。核能制氢将二者结合，是为可持续发展以及氢能经济开辟道路，推动形成绿色发展和生活方式，在当前形势下，具有广阔的应用前景。 目前国际上各大发达国家都在积极的进行核能制氢项目的研究与开展，力图早日迈入氢能经济社会。国正在积极推动核能制氢技术的发展，并已进入商业示范阶段。我国在国家科技重大专项“大型先进压水堆及高温气冷堆核电站”支持下，高温堆制氢关键技术研究已取得良好进展，处于世界领先地位

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2021

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6月底前启动全国碳市场上线交易！

6月底前启动全国碳市场上线交易！

5月26日，生态环境部举行5月例行新闻发布会。生态环境部生态环境监测司司长柏仇勇、中国环境监测总站首席科学家、副总工程师李健军出席发布会，介绍2020年中国生态环境状况。生态环境部新闻发言人刘友宾主持发布会，通报近期生态环境保护重点工作进展，并共同回答了大家关心的问题。 会上生态环境部新闻发言人刘友宾进行了工作汇报：“一、启动重点区域夏季臭氧污染防治监督帮扶 为贯彻落实党中央、国务院关于深入打好污染防治攻坚战的决策部署，有力推动重点区域环境空气质量持续改善，我部印发《关于开展2021-2022年重点区域空气质量改善监督帮扶工作的通知》，并于近日全面启动重点区域大气监督帮扶工作。 二、扎实推进全国碳市场上线交易准备工作 2020年年底，生态环境部以部门规章形式出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，规定了各级生态环境主管部门和市场参与主体的责任、权利和义务，以及全国碳市场运行的关键环节和工作要求。印发了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，公布包括发电企业和自备电厂在内的重点排放单位名单，正式启动全国碳市场第一个履约周期。全国碳市场覆盖排放量超过40亿吨，将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。 今年以来，生态环境部又陆续发布了《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》等技术规范，印发了《碳排放权登记管理规则（试行）》《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》等市场管理规则，并组织开展温室气体排放报告、核查、配额核定等工作。 近期，按照《碳排放权交易管理办法（试行）》和《关于印发<2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）><纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单>并做好发电行业配额预分配工作的通知》（国环规气候〔2020〕3号）的有关要求，各省级生态环境主管部门已通过全国碳排放权注册登记系统基本完成配额预分配工作。我部已组织有关单位完成上线交易模拟测试和真实资金测试，正在组织开展上线交易前的各项准备工作，拟于今年6月底前启动全国碳市场上线交易。” 而在生态环境监测司司长柏仇勇先生答中国新闻社记者的回答中提到： “现在“碳达峰”“碳中和”是一个热点。气候变化是当今人类面临的重大全球性挑战。温室气体排放与大气污染物排放具有同根、同源、同过程的特点，对于“减污降碳”一体谋划、一体部署、一体推进、一体考核，是“十四五”期间生态环境保护工作的重要战略方向，这对监测体系及时跟进支撑也提出了新的更高要求。 我部在碳监测方面具有一定工作基础。一是环境浓度监测。从2008年起，国家陆续建成16个大气背景值监测站，其中部分站点能够实时监测CO2和CH4。部分省份开展了城市尺度温室气体试点监测。二是点源排放监测。电力等重点行业骨干企业，在现有废气连续自动监测系统的基础上，开展了温室气体排放监测试点，与核算结果进行比对。三是遥感监测。针对CO2、CH4等温室气体，初步形成了不同尺度温室气体空间分布、碳排放反演等业务化遥感监测评估能力。 为积极响应碳达峰、碳中和对监测工作提出的新需求，我们会同中国科学院等相关单位，开展了碳监测评估体系构建研究，总的原则是：以服务支撑碳排放核算为基本定位，立足当前、兼顾长远，全面设计、重点推进，科研先行、业务融合。总的目标是：到2025年，基本建成碳监测评估体系，监测网络范围和监测要素基本覆盖，碳源汇评估技术方法基本成熟。 当前，正在抓紧研究制定碳监测试点工作方案，准备开展三项试点。一是排放源监测试点。鼓励电力、钢铁等重点行业内有条件的企业，开展能源和工业过程温室气体集中排放监测先行先试，加快技术标准研发与监测结果比对，探索实测结果在企业排放量核算与交易、减排监管等方面的应用。上周，我们召开了10个行业和部分重点企业的先行先试座谈会，加快推进相关工作。二是重点城市监测试点。结合现有城市空气质量监测基础，选取有代表性的城市开展CO2、CH4等温室气体浓度监测试点，组建城市温室气体监测网，探索自上而下的碳排放反演。三是区域监测试点。推进国家大气背景站温室气体监测设施提标改造，结合卫星和无人机遥感监测，提升区域和背景尺度温室气体监测能力。谢谢！”

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