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搭B8氢能引擎，丰田首款“陆巡”氢能版曝光

搭B8氢能引擎，丰田首款“陆巡”氢能版曝光

陆巡作为丰田旗下的一款硬派越野车型，自其诞生以来，市场销量一直都是非常不错的，并且在国内汽车界更是被推上了神坛，成为了众多消费者喜爱的对象。近日，全球首款陆巡氢能版曝光，新车预计2030年首发上市，将搭载由雅马哈注资打造的B8氢能引擎。 从所曝光的信息来看，新车全体采用了蓝色+白色的双色布局设计，让新车在气质方面更加突出。在前脸部分，新车的进气格栅采用大尺寸设计，中间带有独特的品牌标识，进一步提升了新车的辨识度，两侧的大灯则加入了更加年轻动感的设计，将年轻化的潮流和复古的元素进行了融合，看上去霸气十足。车身侧面的线条更为硬朗，在视觉效果方面更加狂野；新车车尾部分则采用了方正的设计，两侧的尾灯为分体式设计，进一步凸显了新车的身份。 内饰部分的信息尚未曝光，预计新车将延续以往车型的配置，搭载大尺寸的悬浮式中控屏和科技新配置，极大的提升新车的科技感，还将标配丰田全新的智能控制系统，在定速巡航、TSS驾驶辅助等智能驾驶功能上也将比上一代车型更加全面。 “陆巡”氢能版最大的亮点便在于动力系统，新车将搭载由雅马哈注资打造的B8氢能引擎，其核心部件为燃料电池动力系统，依靠燃料电池系统将氢转换为电能，电流再驱动电动机，产生能量以驱动车辆行驶，其余的电流储存在车身的电池里，而反应剩下的质子可以通过质子交换膜与氧化合为纯净的水排出。新车动力系统的最大功率为331kW，峰值扭矩为540牛米。

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2022

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07

齐齐哈尔公司车辆运输事故应急演练圆满成功

齐齐哈尔公司车辆运输事故应急演练圆满成功

6月28日，黎明气体集团齐齐哈尔公司（以下简称齐公司）举行了车辆运输事故实战应急演练。本次演练齐公司启动了联防联控机制，邀请了区委、区政府、区交通局、区消防队、区应急局、区交警队、市场监督管理局及相关企业兄弟单位莅临齐公司对演练进行了观摩指导。 下午14时30分，齐公司黑B10507危险品运输车辆满载液态氧气，结束运输任务返回厂区内，因阀门处冻结导致所装载液氧出现泄漏。驾押人员发现泄露险情后迅速上报公司，并进行了应急处置，将冷水倒在冻结阀门处进行解冻。 与此同时齐公司在收到消息后迅速启动应急预案，成立应急救援小组，并按照应急预案各司其职。警戒组人员迅速对泄漏区域进行封锁，并疏散无关人员，减少人员中毒概率。医疗组人员在液氧泄漏附近的安全区时刻准备接收因液氧泄漏受伤的人员。通讯组人员在第一时间将所需要的物资与车辆调配到安全区域，为救援带来稳定的保障。抢险组人员配备全套防寒装备进入泄漏区域进行事故抢修。环境组人员在液氧泄漏修复后，检测泄漏区域氧浓度是否符合正常标准。 经过20分钟的抢险救援，现场泄漏情况已被修复，泄漏地区氧气含量经测量在规定限值以内，事故无人员伤亡，险情已被排除，应急演练圆满成功。 通过本次演练，齐公司完善了应急救援体系和应急预案，积累了应对突发事件的实战经验。观摩演练的相关领导对齐公司人员应急救援能力和协同配合能力给予肯定，同时要求齐公司要时刻重视安全生产工作，不定期组织开展突发事故应急演练，确保一旦发生事故能够迅速得到有效控制和处置，最大限度减少人员伤亡和财产损失，把事故危害降到最低限度，提高齐公司应对突发安全生产事故的综合能力。 黎明气体集团作为北方知名气体生产商，始终树牢安全发展理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，健全应急管理机制，细化各项管理措施，突出安全风险防控和隐患源头治理，夯实安全生产工作基础，持之以恒提升各公司安全生产工作。

08

2022

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07

沈阳经济技术开发区暨沈阳洪生气体有限公司2022年危险化学品事故应急演练圆满成功

沈阳经济技术开发区暨沈阳洪生气体有限公司2022年危险化学品事故应急演练圆满成功

7月1日，沈阳经济技术开发区2022年危险品化学事故应急演练在黎明气体集团沈阳公司举行，沈阳经济技术开发区应急局、消防救援大队、公安局、生态环境局、铁西区交警大队、卫健局、市场监督局、昆明湖街道、万昌印刷、沈标气体、鑫金豹参与了本次应急演练。经开区应急管理局局长邢钧担任总指挥，沈阳市铁西区、经济技术开发区相关部门负责同志现场观摩演练。 7月1日13时30分，黎明气体集团沈阳公司由于出液管线紧急切断阀漏液，操作人员在关闭其前端手阀时操作失误造成手阀破裂，发生液氧泄漏事故，操作人员中毒倒地。操作班长彭路通过重大危险源管理平台的视频监控发现2#液氧储罐装卸区出现大量雾汽，经与另一现场巡检人员确认后，确定发生液氧泄漏，彭路立即启动现场处置方案，并向生产部长报告。 沈阳公司立即派出现场处置人员，身穿低温防冻服配备正压式呼吸器搜救现场人员，将中毒人员抬离现场。沈阳公司应急总指挥曹众根据接到的事故信息，决定启动企业应急预案，并通知各应急小组按照应急职责开展应急处置。各应急小组按应急预案既定方案分别开展信息报告、现场警戒、人员疏散、抢险救援、医疗救护、应急资源协调等应急工作。沈阳公司应急总指挥向经开区应急局值班室上报事故信息，同时安排联络人员拨打120、119、110报警电话。经开区应急局值班室值班人员向经开区应急局局长汇报事故信息后，应急局局长决定向应急总指挥上报事故信息，建议启动经开区危险化学品事故应急预案。 经开区危险化学品专项应急预案应急领导组及各成员单位应急人员到达事故现场，成立现场指挥部，黎明气体沈阳公司向指挥部汇报现场情况，该公司重大危险源2#液氧储罐出液管根部手阀断裂，大量液氧外泄，有一名人员中毒，已送医院救治，公司无关人员及周边单位已通知疏散，因泄漏量过大，请求扩大应急并移交应急指挥权。 应急指挥部在听取了相关汇报后，并结合专家意见，经汇总研判，讨论确定如下应急措施： 1.综合液氧储罐参数、气象条件等，初步判断如发生液氧储罐爆炸事故，影响范围内涉及沈阳公司北侧、南侧、西侧三个方向的周边企业，应确认并做好人员疏散。 2.绘制出核心封闭圈、交通管制圈、远端调流圈，以及疏散转移路线和救援车辆行进路线图，对主要路口进行交通调流及管制，确保建立绿色通道。 3.继续用水雾稀释泄漏的氧气。 4.继续实施带压堵漏，对堵漏工具未能全部封堵的孔洞使用棉被裹缠后，淋冷水使之冻结。 5.做好现场氧浓度监测。 所有应急人员做好个体防护，防止低温冻伤。 区消防救援大队在沈阳公司人员引导下，进入事故影响区域。现场组建两个抢险阵地，一组由区消防救援大队为主导，利用水雾稀释泄漏的氧气；另一组由沈阳公司应急抢险队为主导，继续实施带压堵漏，对堵漏工具未能全部封堵的孔洞使用棉被裹缠后，淋冷水使之冻结；同时，低温液体槽车继续将储罐内的液氧陆续倒至车内。 区应急局发挥专家组作用，提供技术支持,协调外围应急救援力量、物资支援，做好紧急调用准备及相关部门的综合协调工作。区卫健局在安全区域设立临时急救点，对中毒人员进行现场急救后，与九院协调，建立绿色通道，将伤者及时送医救治。区生态环境局在现场设置监测点监测空气质量。 历经2个小时，在各方抢险救援力量的共同努力下，现场情况全部得到有效控制，现场液氧储罐处置完毕；储罐预警监测正常；现场空气中氧气含量降至规定限值以内；受伤人员得到有效救治，无生命危险；本次液氧泄漏所造成的危害已经消除。现场副总指挥向演练总指挥报告，请求结束现场应急。 经过抢险组人员的紧急处置，泄漏部位得到有效控制，险情已排除。周边联络组通知相邻单位我公司险情解除。应急总指挥曹众将事故情况向应急局、市场局、消防救援、生态局、公安局、交通执法局、昆明湖街道等有关部门进行了报告，本次应急演练圆满结束。 应急演练总指挥经开区应急管理局局长邢钧对演练给予了肯定，表扬了黎明气体集团沈阳公司对安全突发事件的处置能力、应急预案的科学性、实用性与可操作性，本次演练有助于总结经验、查找不足，为今后迅速、高效、有序地处置相关安全事故。本次演练经开区应急救援人员各司其职，在短时间内全面控制泄漏事故，成功解除了险情，也进一步提高了经开区应急局在重点危险源管理上的应急处置能力。 黎明气体集团将树牢底线意识，积极排查整治各项隐患，加大安全生产投入，提高人员应急处置能力，切实将安全生产理念推向深处、落在实处。

05

2022

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07

氢能产业如何健康有序发展

氢能产业如何健康有序发展

在全球能源转型、实现碳中和过程中，氢能承担着不可替代的重要角色。我国具有良好制氢基础和大规模应用市场，氢能产业呈现积极发展态势。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，从战略层面对氢能产业发展进行了顶层设计。《经济日报》邀请专家围绕氢能产业健康有序发展进行研讨。 （主持人：经济日报理论部主任、研究员 徐向梅） 我国氢能产业进入快速发展窗口期 主持人：我国氢能产业经历了怎样的发展历程？ 刘毅（清华四川能源互联网研究院副院长）：氢能是未来零碳能源体系中至关重要的组成部分，是目前唯一大规模跨季节存储可再生能源的手段。其中，绿氢是诸多行业深度脱碳的唯一手段，包括以石化、化工、钢铁为代表的工业领域，以冷暖供应为代表的建筑行业以及以重卡、航运和航空为代表的交通行业。可再生能源成本下降、绿氢制备应用技术进步和全球“双碳”转型要求，推动绿氢快速发展。欧盟、美国、德国、英国、日本、韩国等主要经济体纷纷推出氢能发展战略。 “十四五”规划之前，氢燃料电池汽车是氢能发展重点。2000年，我国正式开展氢燃料电池汽车研发工作。随后，氢燃料电池及技术相继纳入《节能与新能源汽车产业发展规划（2012—2020年）》《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》等政策规划计划中。特别是，“推动充电、加氢等设施建设”写入了2019年《政府工作报告》。经过多年努力，我国初步掌握了氢燃料电池电堆及其关键材料、动力系统、整车集成和氢能基础设施等领域的核心技术，培育出亿华通、重塑股份等领先企业，燃料电池成为氢能较为成熟的应用领域。2020年启动的燃料电池示范城市群申报工作，进一步推动了氢燃料电池汽车行业发展。从各城市群发布规划来看，北京、上海、山东、内蒙古等11个重点省（区、市）将在2025年实现共计超过8万辆燃料电池汽车的应用推广。2021年我国氢燃料电池汽车年销售1881辆，建成加氢站264座。 2020年是我国氢能产业发展的重要年份。氢能首次写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，从法律上正式步入能源体系。随着“双碳”目标和“1+N”体系确立，我国氢能规划从以燃料电池为主，向能源、工业、建筑等多领域拓展。自2021年以来发布的碳达峰、碳中和“1+N”系列政策文件都涉及氢能，但对其定位最清晰准确的还是《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，即从生产端：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；从消纳端：氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；从产业端：氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。 随后各地氢能产业政策密集出台，近30个省份及直辖市发布氢能发展相关政策方案。多数省（区、市）将氢能发展规划纳入新能源汽车产业、整体能源发展、战略性新兴产业发展或区域“十四五”规划当中，北京、山东、四川、河北、内蒙古5个省（区、市）专门出台了氢能整体产业发展规划和政策，重心从交通为主转向多领域拓展。从区域布局来看，各地结合顶层设计与自身资源禀赋推行氢能政策，力争成为细分领域的领头羊。广东聚集有16家燃料电池系统企业、13家电堆企业、13家膜电极企业等大量燃料电池相关产业链企业，形成了燃料电池产业集群，但氢气资源相对缺乏，因此以佛山为代表的地区一直深耕高附加值的燃料电池产品，通过关键零部件研发补贴、加氢站建设补贴等方式推动行业发展；内蒙古、宁夏等地拥有丰富的可再生能源与氢能应用场景，各级政府积极支持风光制氢一体化发展，并开展“多能互补+氢”“源网荷储+氢”等多个绿氢示范项目；北京、上海等地拥有丰富的工业副产氢以及大量科研院所，适合氢能产业综合发展与前沿技术开发，推出多项措施对氢能研发单位、科研成果给予奖励补贴。 需要注意的是，我国氢能在储能、发电和工业等新领域的应用仍处于发展初期阶段。为做好相应技术攻关，2021年《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》《“十四五”工业绿色发展规划》陆续印发，鼓励氢能与可再生能源协同发展，推动氢能在化工、冶金等行业的关键技术攻关及应用。一批绿氢应用项目即将落地，为推动氢能多元利用、稳步构建氢能产业体系开了一个好头。 我国氢能产业进入快速发展窗口期，围绕生产、消纳、产业等方面定位，氢能产业发展进入“从氢燃料到氢能源再到多领域拓展，区域布局强调统筹谋划、因地制宜、重点突出，产业发展以市场主导、创新驱动、完善规范”的新阶段。 世界氢能产业加速布局 主持人：世界氢能利用及发展趋势如何？我国氢能产业发展有哪些特点？ 魏锁（中国产业发展促进会氢能分会会长）：全球能源结构正在向以清洁能源为主体的新型能源系统方向转变，氢能作为最具发展潜力的清洁能源之一，一方面能有效解决可再生能源大规模发展面临的消纳问题，另一方面也是实现交通、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的有效路径。各国积极布局氢能产业，全球已有20个国家和地区发布氢能发展战略，氢能产业发展呈现以下趋势。 氢燃料电池产业化浪潮加速。经过近30年持续研发，燃料电池在能量效率、功率密度、低温启动等方面取得突破性进展，新一轮燃料电池汽车产业化浪潮正在迫近。国际领先企业已开展燃料电池电堆、催化剂、质子交换膜及燃料电池汽车等商业布局，燃料电池产业正从小规模示范转向大规模商业化应用。 低碳氢能呈现巨大发展空间。当前，传统化石能源制氢仍是主要制氢方式，占全球氢气产量的78%以上，但低碳制氢取代传统能源制氢的速度正在加快。包括蓝氢和绿氢在内的低碳制氢技术快速发展，全球各大能源公司多倾向将化石能源制氢和副产氢配备碳捕获、封存及利用技术（CCUS）作为向绿氢过渡阶段的主要制氢技术，同时电解制氢设备运营规模提升，2021年全球低碳制氢产能达55万吨/年，新增电解制氢设备运营规模468MW（兆瓦）。在全球节能减排大背景下，“可再生能源+氢能”替代化石能源成为能源变革的重要方向，据不完全统计，截至2021年，全球约有500个氢能项目，其中约120个在建绿氢项目，全球规划中的吉瓦级绿氢项目规模合计达144.1GW（装机容量）。 储运技术成为氢能产业链发展的关键。从全球氢储运技术来看，主要以管道、高压气态、低温液态等形式为主，各国依托既有产业技术和基础采取不同储运方式。欧洲以发展管道输氢为主，利用现有天然气基础设施逐步建设泛欧洲氢气管网，预计2040年总长度达2.3万公里；美国管道输氢和液态储运技术成熟，拥有全球一半里程的输氢管道，运营15座以上液氢工厂，总产能超过326吨/天，居全球首位；日本和韩国正发展有机化合物、液氨和液氢的跨洋运输供应链。 加氢站建设稳步推进。全球加氢网络建设加快，截至2021年全球建成加氢站800多座，其中30%为液氢加氢站，主要分布在日本和美国，欧洲大多数加氢站采用站内电解水制氢技术，我国35MPa（车载储氢瓶压力等级）商用车加氢站及混合加氢站布局速度居全球首位。从各国发展战略看，预计2030年全球加氢站数量将超过4500座，形成多元化、网络化氢能基础设施体系。 氢能应用领域逐渐拓宽。随着产业技术快速发展，氢能能源属性逐渐明确，有望在氢冶金、绿氢化工、氢储能、综合能源、智慧能源系统中全面应用。同时，国际氢能标准体系日趋完善，截至2021年ISO（国际标准化组织）氢能技术现行标准为89项，主要涉及氢能储运、氢能安全、氢能检测试验方法、氢能制取设备和加注环节关键部件；IEC（国际电工委员会）燃料电池方面技术现行标准26项，主要围绕燃料电池术语、燃料电池模块以及不同类型燃料电池的安全性、相关试验及测试方法等方面。 近年来，我国已初步形成较为完整的氢能产业链，自主化水平快速提升，氢能技术基本能够支撑产业发展。具体看，一是政策体系不断完善。目前已启动两批燃料电池示范城市群建设，“氢进万家”等一系列支持产业发展政策相继出台，各省（区、市）因地制宜布局氢能产业，累计出台相关政策164项。二是产业规模快速增长。2021年我国氢气总产量达3300万吨，应用场景进一步扩大，交通领域燃料电池汽车保有量近9000辆，工业、建筑、分布式能源领域应用正加快布局。三是氢能技术研发持续突破。制氢环节，可再生能源电解水制氢是主要发展方向，我国碱液制氢技术全球领先，质子交换膜制氢技术正加速发展；储运环节，目前氢气运输以20MPa高压气态储运为主，管道输氢、液氢储运技术和装备处于研发验证阶段，化合物储氢在局部地区实现应用；应用环节，氢燃料电池领域快速突破，催化剂、质子膜、碳纸、膜电极、电堆等多项技术已实现国产化。与国际先进技术相比，我国在氢能各个环节装备及产品性能、使用寿命、制造工艺等方面还有一定差距，特别是高性能材料和精密制造部件仍存在“卡脖子”现象，在产业规模、技术水平、材料研发、生产工艺、专利和标准输出等方面仍需加强创新攻关。 总体来看，国际氢能产业尚处于培育期。我国虽起步较晚但发展较快，具备快速推进氢能规模化应用与技术迭代升级的能力和条件，有着巨大的市场空间，有望在2030年前达到国际先进水平。 围绕绿氢供应疏通产业链堵点 主持人：作为新兴产业，氢能终端应用前景如何，还有哪些瓶颈待突破？ 刘坚（国家发展改革委能源研究所副研究员）：能源结构转型是推进“双碳”目标工作的主线，需要我们同步推动能源生产和消费革命，既要在能源生产侧大力发展可再生能源，又要尽可能提升终端用能电气化率，进而最大程度减少化石能源消费。但以风电、太阳能发电为主的可再生能源电力存在间歇性、波动性问题，化石能源作为工业原料、交通燃料以及高品质供热的终端用能消费难以直接通过电力替代。氢能凭借能量密度高、便于大规模存储、应用场景多等特点，在为高比例新能源电力系统提供大规模长周期储能的同时，也为用能终端脱碳提供了全新选择。在未来高比例可再生能源系统中，绿氢与绿电可以优势互补共同助力可再生能源价值从电力系统拓展至整个能源系统。 近年来，随着燃料电池汽车试点推进和资本投入规模不断加大，国内燃料电池核心零部件技术水平及系统集成能力显著提升。相比之下，当前氢能生产主要依赖煤炭、天然气等化石能源“灰氢”，而以可再生能源为基础的绿氢供应在制、储、运、加等环节仍存在堵点，需要从技术、标准、管理等方面突破。 一是聚焦绿氢供应链短板，加强核心技术攻关。目前碱性电解水设备成本较低，但在波动电源适应性、能耗、占地、维护成本方面存在劣势。质子交换膜（PEM）纯水电解对波动性电源的适应性较强，但目前国内研发制造PEM纯水电解设备的企业比较少，规模经济不足。高温固体氧化物电解转换效率高，但目前仍处于技术研发和示范阶段。地质储氢和电制燃/原料是氢能大规模长周期存储的重要方向，我国氢储能研究起步较晚，氢储能项目数量和技术水平与国际先进水平仍存在差距。在金属储氢、有机物储氢以及合成氨储氢等方面国际上仍处于探索阶段，应用前景具有较大不确定性。因此建议重点攻关低成本、高灵活、高效率的电解水制氢技术，加强电解水制氢与上游波动性可再生能源发电和下游绿氢化工生产工艺的无缝衔接，降低终端化工产品碳强度。加大燃料电池关键材料技术研发力度，降低燃料电池对稀有金属的依赖。评估地质储氢资源潜力，深入研究氢能长周期储能可行性和经济性。不断提升关键技术自主创新能力，打造具有完全自主知识产权的绿氢技术链条。 二是加大行业间协调力度，完善绿氢监管与标准体系。氢能属于危险化学品，制氢场地需建设在化工园区，加氢站商业用地与制氢工业用地的性质矛盾还未调和，可再生能源制氢及制储加一体站的建设运营面临障碍。目前40MPa高压及液态氢民用化进程缓慢，缺乏相关标准和规范。建议尽快明确绿氢生产、储运、应用等环节的归口管理部门，完善相关管理章程和法规，制定统一、完善、连贯的制氢站、加氢站建设和运营审批政策及流程。加快现有涉氢标准规范修订工作，从通用安全要求、临氢材料、氢气密封、防爆等方面细化和完善氢能标准设计，建立健全包含检测、计量及售后服务保障在内的技术产品标准体系。 三是多措并举降低绿

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氢储能成全球氢能发展新方向

氢储能成全球氢能发展新方向

氢能来源广泛、应用场景丰富，可实现电网、热网、油气网之间的联通耦合，是未来二次能源体系中电能的重要补充。绿色氢能的开发与利用已成为全球应对气候变化的重要途径和能源变革的重要方向，也将成为世界各国能源技术与产业竞争的焦点。我国近期发布的《氢能产业中长期发展规划（2021-2035）》也明确了可再生能源制氢在能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，对氢能产业的高质量发展将发挥重要指导作用。但也要认识到，氢能的战略地位和经济合理性主要取决于可再生能源转型中的大规模长周期能量储存与多元化终端利用需求，而且氢储能自身也存在较明显的技术路线、资源潜力及经济性问题。 盐穴是地质储氢的理想选择 氢气可被注入盐穴、地下含水层、废弃油气田及矿坑等储气库从而实现大规模长周期存储。作为最轻的气体，氢易于扩散，因此氢储能对密闭性有着极为严格的要求。盐穴有良好的气密性，且盐不与氢气反应，是地质储氢的理想选择。目前全球有4个正在运营的盐穴储氢项目，其中3个位于美国墨西哥湾地区，而废弃油气田储氢尚在小型实验阶段。 美国早在20世纪70年代就已开始研究将氢气储于地下的可能性，大型储罐和地质储氢是美国能源部研发项目的重要组成部分。2019年，位于美国犹他州的"先进清洁能源储存"项目启动，项目计划2025年在该州德尔塔镇附近建立一个大型绿色储氢中心，并将电解水制氢储存在100个巨大的地下盐穴中，以平衡季节性的能源需求。2020年，美国能源部先后发布《氢能计划发展规划》和《储能挑战路线图》，地质储氢的识别、评估和论证被列为关键技术领域研发及示范重点。 2020年11月，英国政府推出一项新计划"绿色工业革命十点计划"，希望于2030年实现5吉瓦的低碳氢产能，并制定了"英国氢能网络计划"，旨在有效推动英国地下储氢的发展。2021年8月，英国发布首个国家氢能战略，盐穴储氢作为氢气储运方案被提及。英国地质调查局（BGS）强调了地质学在支持英国长期能源转型中的重要性，指出地下储氢是英国实现净零排放的四项技术之一。为了支持更多地使用地下储能技术，英国地质调查局正在进行试验，研究盐穴的可循环使用性和安全性。 除盐穴外，瑞典发起的地质储氢项目将采用岩洞储气库，目前处于建设中。澳大利亚和阿根廷在废弃油气田储存的天然气中混入了10%比例的氢气，项目正在试运营阶段，目前未发现对储气库和设备造成不利影响。此外，德国的南北跨区输气管网容量是输电容量的4倍，欧洲的储气总容量能达到全年用气需求的22.8%，相较其抽水蓄能的储能潜力仅为年发电量的1.65%，这意味着欧洲的供气管网有足够的容量输送、储存氢气及合成甲烷。 经济性方面，美国能源部针对地下管道储氢、内衬岩洞储氢、地下盐穴储氢的成本进行了分析。其中500吨储氢规模地下管道储氢投资成本为516-817美元/千克，其中管道成本占比超过60%，剩余近40%为管道安装及工程建设成本，平准化储氢成本为1.87-2.39美元/千克；内衬岩洞储氢投资成本为56-116美元/千克，其中岩洞挖掘、内衬、压缩机及管道成本占比约80%，平准化储氢成本（LCOHs）为0.31-0.43美元/千克；地下盐穴储氢投资成本为35-38美元/千克，其中地下工程成本占比约50%，平准化氢储能成本为0.19-0.27美元/千克。随着各类地质储氢压力增加，单位储氢空间需求及平准化储氢成本也随之下降。另据彭博新能源财经分析，目前盐穴、废弃气田、岩洞及人工容器基准储平准化储氢成本在0.19-1.9美元/千克，未来可能降至0.11-1.07美元/千克。 但有研究发现，采用枯竭油气藏或含水层储氢，氢气可能与储层中的古微生物或矿物成分发生反应，不仅会消耗掉部分储存的氢气，且产生的反应物也存在堵塞储层孔隙的可能，不利于氢气的长期储存。根据IEA《能源技术远景—清洁能源技术指南》，废弃油气田储氢目前面临的困难包括氢气在油气田孔隙储层可能发生的化学或生物学反应、微生物导致的氢气消耗、生成硫化氢有毒气体等。 电制燃料技术路径选择与成本紧密相关 电制燃料（PtX）是氢储能的新方向，它以电制氢为核心，将电能转化成为氢气、氨气、甲烷及汽柴油中的化学能，从而进入到后续的化工、交通、发电、供热、储气等丰富多样的终端应用中。目前基于低温电解技术（碱性、质子交换膜）的电解池已相对成熟，单堆功率已达兆瓦级，综合能效为60%～70%，高温固体氧化物电解技术有望将能效进一步提高至85%以上。 电制燃料的技术路径选择与投资成本紧密相关。由于电解槽投资成本较高，有研究显示电制燃料项目的年运行小时数至少需要达到3000小时，甚至6000小时才具有经济性。为此，可通过风电、光伏、水电等不同可再生能源发电打捆的方式实现绿电制氢，一方面可提升电解槽利用率，降低综合制氢成本，一方面可改善电解槽运行工况，延长设备使用寿命。此外，由于可再生能源系统存在快速瞬时变化与间歇波动特性，而化工生产又需要连续稳定，两者在技术上存在难以耦合的情况，因此通过电制燃料可破解氢气储存难题，实现上游制氢工艺与下游化工流程的解耦。 对比液氢、合成氨两类电制燃料氢储能及有机液体储氢的平准化成本。其中，合成氨成本较低，在目前基准情景下氢气储能成本为2.83美元/千克（17.8元/千克），未来有望降至0.87美元/千克（5.5元/千克）。 我国应积极推进氢储能发展 考虑到与美欧相比，我国氢储能方面的研究起步较晚，氢储能项目数量和技术水平仍有较大差距。我国已建成27座地下储气库，形成100亿立方米调峰供气能力，最高日调峰能力超过1亿立方米，但尚无地下储氢库，地质储氢经济性研究不足。地质储氢和电制燃料是需要政策、经济和技术支持的系统工程，当前看实现规模化和产业化的氢储能仍然任重道远。因此聚焦地质储氢和电制燃料两种技术路线，在梳理全球技术研发及示范工作进展的基础上，我国推进氢储能发展应从以下两方面着力。  我国应研究适合国情的氢储能技术路线。以美国、英国为代表的发达国家在氢储能技术示范方面已积累一定经验，我国氢储能发展应结合地质条件和电制燃料技术水平，合理借鉴国外案例与经验，选择符合国情的氢储能发展道路。 我国需要加大氢储能技术研发。目前氢储能还存在明显技术与成本问题，应加强国家层面支持政策设计，完善储能产业规划和科技创新政策体系，设立地质储氢和电制燃料专项资金，加大科研机构和企业研发支持力度。

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碳中和目标下电解水制氢关键技术及价格平准化分析

碳中和目标下电解水制氢关键技术及价格平准化分析

自2017年日本提出构建“氢社会”，发布国家氢能战略路线图以来，氢能逐渐成为国际议程的新焦点。根据中国氢能联盟大数据平台统计，截至2020年底，占全球GDP52%的27个国家中，16个已制定全面的国家氢能战略，还有11个国家正在制定国家氢能战略。各国将氢能视为深度脱碳及实现清洁能源转型的重要途径，着力部署大规模电解水制氢产业与技术开发，扩大以可再生氢为代表的清洁氢在工业、交通、发电与建筑等领域的应用，推动经济绿色发展。 我国于2020年12月率先发布《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准与评价》。2020年，欧洲提出300亿欧元的2×40GW绿氢行动计划，在欧洲和北非开展大规模可再生能源电解水制氢示范。澳大利亚计划2050年绿氢产能达到3000万t/年。仅2020年，我国公布规划的可再生能源制氢项目就达28个。据此测算，到2030年，全球电解水制氢装备的市场规模超过3000亿元，绿氢市场贸易规模超过1万亿元。 根据国际能源署（IEA）的统计，当前全球氢气需求量约11500万t，几乎全部来自于化石能源。可再生能源电解水制氢方式生产的低碳清洁氢占比尚不足1%。从技术路线来看，电解水是一种绿色环保、生产灵活的制氢技术，其产品纯度高，技术相对成熟，并且可利用光伏发电、风电等可再生能源实现氢气的大规模制备，是实现我国碳中和目标的重要技术之一。 图1 三种电解水制氢技术及缩写 从发展历程来看，碱性水电解在20世纪前后开始实现碱性水电解制氢技术的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水电解制氢技术已逐步进入成熟的工业化应用阶段。 20世纪70年代起，质子交换膜水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展。 目前，PEME制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率（其制氢效率潜力有望超出AE制氢技术），因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈，实现PEME制氢技术的更大发展。SOE制氢技术采用水蒸气电解，高温环境下工作，理论能效最高，但该技术尚处于实验室研发阶段。 目前，美国、欧洲和日韩均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦AE制氢技术规模化和PEME制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发，电解水制氢成本结构与关键技术分析如图2所示。 图2 电解水制氢成本结构与关键技术分析 1、美国 美国在2011年就制定了电解水制氢技术路线图，如图3所示，以2.3美元/kg制氢成本为目标，设定了系统电解效率≥75%，电解槽电解效率≥77%，系统投资成本0.5＄/kg的发展目标。 图3 美国电解水制氢技术关键指标目标 在技术路线上，以PEME技术攻关为主，AE和SOE等多种电解水技术并行发展。在技术开发上，PEME制氢技术具体则侧重质子交换膜、贵金属催化剂等关键核心材料研究，以获得更高的电解效率与寿命；同时，开展低担载量纳米贵金属催化剂、非贵金属催化剂等的研究开发，AE制氢技术，重点推进高温碱性电解水装置的开发，推进高效率研究。 2、欧洲 欧洲在2013年制定了电解水制氢技术路线，同样以PEME技术为主、多种电解技术协同发展，技术关键指标目标如图4所示。 图4 欧盟电解水制氢技术关键指标目标 其中，2023年的技术目标为：电解能耗≤50(kW∙h)/kgH2@1000kg/d、电解槽效率年衰减量小于1%（额定功率下年操作时间8000h）、设备投资成本小于1.5M€/(t/d)。PEME技术方面，欧洲一方面通过催化剂和电解质膜等关键基础材料的研究与开发，提高电解效率，聚焦MW级系统设计，降低设备投资成本；另一方面则建立PEME技术的性能评价与劣化评价体系，科学开展技术的系统经济效能评价。AE制氢方面，欧洲进行了高温与高压兼容性碱性电解水装置的开发，并通过优化外围设备和操作条件，进一步提高制氢效率。 3、日本 日本在2014~2018年通过氢气利用等先驱研发项目和氢社会构建技术研发项目，着力推动碱性电解水装置开发，尤其是2000N·m3/h大规模电解槽技术。 图5 日本电解水制氢技术关键指标目标 2019年，日本通过对标美国与欧洲电解水技术开发路线，制定了AE与PEME水电解技术10年技术攻关目标，注重电堆反应机理和耐久性评价方法与标准化研究，并根据可再生能源发电量预测、电力供需调整、氢气需求等各种信息，进行系统层级优化，提高电流密度、效率和耐久性，相关技术关键指标目标如图5所示。 总的来说，各国均对AE、PEME制氢技术同时进行技术开发。其中，AE方面，近期以优化提升制氢效率与装置规模放大为主要目标进行技术攻关。PEME方面，欧美国家持续开展技术攻关，将其视为下一代主流电解水制氢技术，通过催化剂、隔膜、集电器、膜组件等核心材料和组件的研究及应用，提高设备的电解效率和使用寿命，降低设备成本等。同时，欧洲开展了电解水制氢装备性能评价与劣化评价的研究，在电解水制氢技术发展中具有重要意义。日本在吸收美国与欧洲电解水制氢技术路线的基础上，着力聚焦AE与PEME的技术开发，制定了最全面的技术目标。 我国电解水技术发展趋势 我国在电解水技术领域呈现出以AE制氢为主、PEME制氢技术为辅的工业应用状态。我国电解水制氢技术路线图如下所示。 图6 电解水制氢技术路线图 1、我国AE制氢技术 其中我国AE制氢设备量全球占有率排名第一，随着可再生能源电解水制氢有望成为未来主流制氢方式，碱性电解水制氢技术逐步向大容量（单体设备产氢量≥1000m3/h）方向发展。MW级PEME制氢设备目前正处于研发状态，有望在1~2年内投放市场。 但是，我国在电解水制氢技术方面与国外先进水平仍有一定差距，具体技术对标与国产化情况如图7所示。 图7 电解水制氢技术对标与国产化情况 AE制氢技术方面，我国在制氢效率技术指标上仍有较大改进空间。 在制氢效率与电流密度方面，目前我国工业用碱性电解槽的电解电流密度约为0.3A/cm2@1.84V，欧美国家电解槽的电流密度高达0.4A/cm2@1.8V以上。我国碱性电解槽的直流电解能耗约为54kW·h/kgH2，电解效率约65%，低于国外先进碱性电解槽约70%的电解效率。主要受制于关键材料及组件方面的技术，水平相对落后。 电极方面，我国析氢电极普遍采用多孔镍电极，而国外已开始使用高性能镍基合金电极。 隔膜组件方面，我国碱性电解槽目前采用编织结构的无石棉隔膜，其厚度为（1.0±0.1）mm、离子电阻率为（1.0±0.2）Ω·cm2，国外研制的有机无机复合隔膜的厚度为（0.5±0.05）mm、离子电阻率约为0.3Ω·cm2，其性能远超我国使用的无石棉隔膜，并已在德国McPhy、挪威NEL等公司的碱性电解槽中得到应用，有效提高了电解电流密度及电解效率。 电解槽结构方面，我国碱性电解槽的极间距较大，材料电阻引起的压降较高，导致电解效率偏低。在设备寿命方面，我国与国外设备的寿命目前均可达80000h以上。 在设备成本方面，我国AE制氢设备成本优势明显，约为1400元/kW。 2、PEME制氢技术 PEME制氢技术方面，我国正在抓紧攻关，技术性能尤其是寿命尚缺乏市场验证。 在制氢效率方面，我国PEME制氢设备的电流密度约为1~1.2A/cm2@1.92V，电解效率约为63%，而美国康明斯旗下Hydrogenics公司的PEME制氢设备的电流密度已达1.5A/cm2@1.92V，电解效率约为66%。在设备寿命方面，国外PEME设备的寿命约为60000h左右，我国尚缺乏验证。 设备成本方面，国内外PEME制氢设备的成本均远高于AE制氢设备，平均设备成本约为10000元/kW。 我国PEME制氢技术整体性能与国外差距较大的主要原因在于关键基础材料性能不足，质子交换膜等材料依赖进口，系统控制（如热、气管理技术）缺乏经验。 具体来说，在基础材料方面，国产质子交换膜的稳定性、质子传导性能与美国、日本等国制备的质子交换膜存在较大差距，目前主要以进口美国杜邦质子交换膜为主。国产催化剂的寿命、均一性、分散稳定性等与国外高性能催化剂存在差距。多孔钛集电器作为电解槽的关键组件，我国的制造水平也落后于欧美发达国家，我国多孔钛板的孔隙率约为35%~45%，美国多孔钛的孔隙率高于60%。热、气管理方面，我国尚缺乏系统性研究，国外已开展电解槽余热回收利用研究、电解槽流场研究、电解槽结构的优化设计等，提高电解槽的能量利用率与耐久性。 此外，作为PEME制氢技术重点应用领域的可再生能源制氢应用项目部署也落后国外。可再生能源制氢需要着力克服输入功率波动工况下的安全、寿命、高效电解制氢技术。我国在“十一五”和“十二五”期间，在吉林和河北部署的风电制氢及风电供热项目至今仍未正式运营，美国、欧洲和日本分别通过Wind2H2、地平线2020及FH2R项目推动了一大批可再生能源制氢项目的研究和示范，在可再生能源功率控制及成本效益分析、波动对电解水装置寿命影响、风/氢系统容量优化配置方案和电氢转换技术经济分析等方面积累了丰富的经验。 低碳清洁氢气平准化价格研究 尽管越来越多的应用场景将低碳清洁氢气放在首要位置，但建设低碳清洁氢气供应链面临着基础设施匮乏等诸多障碍。其中，经济性首当其冲，尤其是电解水制氢环节的能量损失和耐久性广深受业界关注。 作为未来主流的制氢方式，电解水制氢成本主要取决于电解槽的投资成本、利用负荷及度电成本。其中，度电成本对电解水制氢成本的影响敏感性最高，约占总成本的70%~90%。我国目前平准化低碳清洁氢成本如图8所示。 图8 我国目前平准化低碳清洁氢成本 以2000N·m3/h碱性电解水制氢项目为例，负荷率95%条件下，当采用工业电价0.616元/(kW·h)时，制氢成本约为39.06元/kgH2。当前水电、陆上风电、海上风电、光伏的度电平准化成本分别为0.33元/(kW·h)、0.41元/(kW·h)、0.63元/(kW·h)、0.40元/(kW·h)，对应的平准化氢气成本分别为22.89元/kgH2、27.65元/kgH2、40.05元/kgH2、26.65元/kgH2。而当前PEM电解水制氢设备比AE设备高出5倍以上，平准化氢气成本将增加40%左右。 技术持续进步和装机规模扩大将持续推动可再生能源发电成本下降。到2035年，光伏与风电的新增装机发电成本预计将低于0.3元/(kW·h)。到2050年新增光伏和风电发电成本将降至约0.13元/(kW·h)和0.25元/(kW·h)，风能和太阳能将成为最廉价和最丰富的电力来源。可再生能源电解水制氢成本将低至11.63元/kgH2，不考虑碳税情况下，已明显低于化石能源+碳捕集与封存制氢成本。 除度电成本外，运行负荷和电解水制氢效率亦是电解水制氢关键降低成本因素。以碱性电解水制氢为例，运行负荷分别为1000h、3500h、6000h和8322h时，平准化氢气成本分别为58.53元/kgH2、42.72元/kgH2、40.08元/kgH2、39.06元/kgH2。电解水制氢电耗从当前5kW·h/(N·m3)降低至4kW·h/(N·m3)时，平准化氢气成本可降低约20%。对PEM电解水制氢技术而言，关键降本驱动因素还包括设备成本。随着未来产业规模化和技术进步，PEM电解水制氢设备有望降低50%以上，平准化氢气成本有望降低20%。 降低低碳清洁氢气平准化价格，需要从技术、商业模式创新等多方面协同发力，从而发挥其在能源转型及深度脱碳方面的作用。结合全球低碳清洁氢气标准的推进，政府和产业界可以提出促进低碳清洁氢气在交通、钢铁等领域应用的目标或激励措施，加快低碳清洁氢气市场的建立，为打造低碳清洁氢气供

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全球各国争抢氢能产业制高点

全球各国争抢氢能产业制高点

在全球应对气候变化的进程中，实现能源体系的脱碳化发展是关键。氢能由于具备来源广泛、清洁及安全性可控等特性，成为连接化石能源和可再生能源之间的桥梁。如今，氢能正逐步成为全球低碳发展的重要能源载体之一，世界主要大国都在制定氢能产业发展计划、投入巨额资金，积极推动先进氢能技术研发和产业化，抢占国际氢能产业竞争领域的制高点。 美国：氢能已上升到国家战略层面 2020年，美国能源部发布《氢能项目计划》，提出未来10年及更长时期氢能研究、开发和示范的总体战略框架。该方案明确了氢能发展的核心技术领域、需求和挑战及研发重点，并确立了氢能计划的主要技术经济目标。《氢能项目计划》设定了到2030年氢能发展的技术和经济指标。 美国是世界最大的氢气生产国和消费国之一。每年的氢气消耗量超过1100万吨，占全球需求的13%，其中三分之二用于炼油，其余大部分用于氨生产。在原料方面，目前美国大约80%的氢气来源于天然气重制，其余的大部分是石油炼化工业的副产氢。 美国氢能技术产业链完善，氢能已上升到国家战略层面。为了确保在新兴技术领域的领先地位，美国十分重视氢能产业链上下游的相关技术培育，涉及氢气的生产、储运、燃料电池制造、燃料电池汽车及加氢站基础设施等。美国在氢燃料电池汽车市场、加氢站利用率等方面处于全球领先水平。目前，美国氢燃料电池车保有量全球第一，加州政府注重燃料电池消费市场的培育，持续给予多项政策支持，已成为全球燃料电池车推广最为成熟的地区。 截至2021年6月，美国已有17兆瓦的电解制氢项目在运营，输氢管道容量为1.4吉瓦（300兆瓦在建或已承诺资金投入），另外还有120兆瓦正在早期开发阶段，将于2030年上线运行。美国能源部预测，潜在部署将高达13.5吉瓦。 欧盟：积极利用自身优势加快氢能商业化进程 欧盟一直致力于清洁能源的发展，近年来已逐步明确氢能发展路线。2007年，欧盟委员会提出《欧洲战略能源技术计划》，将燃料电池和氢能作为重点支持的关键技术领域。2008年，欧盟理事会通过决议建立“欧洲燃料电池和氢能联合组织”，创立由欧盟委员会、产业协会、企业等共同组成的产业合作机制，推动氢能和燃料电池产业发展、应用，部署技术研发。2014年，欧盟提出设立“欧洲共同利益重要项目”，对事关欧盟未来经济和科技竞争力的关键技术、基础设施项目，在欧盟层面给予公共支持。相关产业界呼吁，欧盟应在未来5-10年，向与氢能相关的“欧洲共同利益重要项目”注入50亿-600亿欧元。 2019年，欧洲燃料电池和氢能联合组织主导发布了《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》报告，提出大规模发展氢能是欧盟实现脱碳目标的必由之路。该报告描述了一个雄心勃勃的计划：在欧盟部署氢能以实现控制2摄氏度温升的目标，到2050年欧洲能够产生大约2250太瓦时的氢气，相当于欧盟总能源需求的1/4。 2020年，欧盟委员会正式发布了《气候中性的欧洲氢能战略》政策文件，宣布建立欧盟清洁氢能联盟。该战略制定了欧盟发展氢能的路线图，分三个阶段推进氢能发展。第一阶段（2020-2024年），安装至少6吉瓦的可再生氢电解槽，产量达到100万吨/年；第二阶段（2025-2030年），安装至少40吉瓦的可再生氢电解槽，产量达到1000万吨/年，成为欧洲能源系统的固有组成部分；第三阶段（2030-2050年），可再生氢技术应达到成熟并大规模部署，以覆盖所有难以脱碳的行业。 欧盟呼吁各成员国将氢能列入国家能源与气候发展的中长期目标规划。捷克、法国、德国、匈牙利、荷兰、葡萄牙和西班牙等国已发布了国家氢能战略，意大利和波兰正在进行公众咨询，奥地利预计很快发布。这些国家虽然自身优势不同，但氢能战略与欧盟氢能战略非常一致，几乎所有国家都确立了电解氢的目标，到2030年累计达到20吉瓦以上（意大利和波兰的战略中还有7吉瓦）。 欧盟将氢能作为能源安全和能源转型的重要保障，积极利用自身优势，加快氢能商业化进程。欧盟在发展氢能方面有自身优势，一方面，风力和光伏发电发展快速，可以长期为绿氢的生产提供便利条件；另一方面，欧盟拥有较为完善的天然气基础设施，通过扩建可为氢能的运输提供支持。基于自身优势，欧盟在制氢、储运氢、氢利用和燃料电池等领域均取得了丰硕成果，并形成了完整的产业链，目前正积极进行商业化探索。 欧洲燃料电池和氢能联合组织在欧盟氢能发展过程中扮演重要角色，推动氢能的研发、创新和示范。欧洲的氢能研发应用不断取得突破，2018年6月，世界第一辆氢动力列车在德国北部试运行。2020年，欧盟生产和使用了约700万吨氢气。氢气主要来源于天然气和炼油厂、石化行业的副产品。而氢气的主要消费端是炼油（370万吨）和化工行业（300万吨）。 在供应端，可再生的电解制氢被认为是制氢的主要途径。欧盟已安装超过140兆瓦的电解专用制氢设备，占全球产能的40%以上。欧盟成员国政府战略发出的强烈信号为进一步部署创造了动力，欧盟正在开发的输氢管道，容量到2030年将超过20吉瓦，其中超过1吉瓦已在建设中或已承诺资金。 日本：推动氢能与其他能源耦合协同发展 从氢能研究到“氢能社会”构想，再到形成国家战略，日本大致经过了三个阶段。第一阶段受到石油危机触发，日本于1974年启动“阳光计划”，酝酿并实施包括氢能在内的一系列能源研究项目。第二阶段为2003年发布《第一次能源基本计划》，首次提出“氢能社会”构想。第三阶段是2017年出台《氢能源基本战略》，将构想提升至国家战略高度。目前已逐步进入新阶段，即氢能战略的溢出阶段。 日本于2014年发布了《氢能/燃料电池战略发展路线图》，并于2016年和2019年做了更新，从《氢能/燃料电池战略发展路线图》可知，日本构建“氢能社会”依托于三个阶段的战略路线规划。第一阶段为推广燃料电池应用场景，促进氢能应用，在这一阶段主要利用副产氢气，或石油、天然气等化石能源制氢。第二阶段为使用未利用能源制氢、运输、储存与发电。第三阶段旨在依托可再生能源，未来利用能源结合碳回收与捕集技术，实现全生命周期零排放供氢系统。计划到2025年建设320个加氢站。 2017年出台的《氢能源基本战略》明确了降低制氢成本的路线图和目标，旨在2030年降至30日元/立方米，未来实现20日元/立方米。2021年宣布《绿色增长计划》，提出在2030年氢能产量实现300万吨的目标。为了支持这一目标，日本政府宣布了一项7000亿日元的公共投资计划，支持日本氢气供应链发展。 在日本的战略路径中，不将氢能作为化石能源的替代能源，而是致力于推动氢能与褐煤等多种化石能源及可再生能源的耦合协同发展。另一方面，日本倾向于构建国际氢能供应链，从2018年起，日本已连续3年主办氢能源部长级会议，旨在主导并推动全球“氢能社会”发展。 2020年，日本的氢气需求量接近200万吨，其中炼油占了近90%的需求，其余部分是氨生产需求。在氢气来源方面，来源于天然气的氢气占50%以上，另有45%是炼油和石化行业的副产氢，剩下的来源于小型煤炭生产过程。 日本一直是在交通运输领域中使用氢气的先行者，本田公司在2008年推出了首款商用燃料电池车电动车（FCEV）。2021年4月，日本大约有5600辆FCEV，是世界第四大市场，而且日本确立了FCEV发展目标，即到2025年达到20万辆，到2030年达到80万辆。 韩国：致力于打造世界最大交通和电力氢燃料电池市场 2018年，韩国发布《创新发展战略投资计划》，将氢能产业列为三大战略投资方向之一。2019年，发布《氢能经济发展路线图》，明确了制氢、加氢和燃料电池发展的目标。《氢能经济发展路线图》强调了两个优先事项，一个是建立氢市场，另一个是打造世界最大的用于交通和电力的氢燃料电池市场。根据该路线图，韩国政府计划将氢燃料电池车市场规模从2018年的1800辆扩大到2022年的8万辆，到2040年达到620万辆。用于发电的氢燃料电池容量到2040年将达15吉瓦。氢气的需求量2030年将达到194万吨，2030年将达到526万吨。 2020年2月，韩国颁布《促进氢经济和氢安全管理法》，这是全球首个促进氢经济和氢安全的管理法案，目的在于促进基于安全的氢经济建设,系统、有效地促进韩国氢工业的发展，为氢能供应和氢设施的安全管理提供支持，促进国民经济的发展。 2021年，韩国发布首个《氢经济发展基本规划》，提出到2050年韩国氢能将占最终能源消耗的33%，发电量的23.8%，成为超过石油的最大能源，将在全国建立2000多处加氢站。 韩国是采用氢技术最活跃的国家之一。2020年，韩国生产和使用的氢气超过180万吨，几乎所有需求都来自炼油和石化过程。在氢气来源方面，大约60%的氢气是来自各种来源的副产品，其余40%来自天然气。 在交通方面，2020年，韩国投放了超过1万辆商用燃料电池车电动车，走在世界的前列。在固定式燃料电池方面，韩国目前的装机容量为620兆瓦，几乎是2018年底的两倍。韩国非常重视低碳氢的生产，第一批开发低碳氢气生产的项目已经在进行中，2021年，韩国SK集团旗下SKE&S公司与现代石油（HyundaiOilbank）宣布联合开发两个天然气制氢项目，总产能为35万吨/年。在基础设施方面，林德集团（Linde）和韩国晓星集团（Hyosung）于2021合作建设了亚洲最大的液化氢气厂，为交通行业提供氢气。 澳大利亚：创建氢能枢纽 澳大利亚蕴含丰富的煤炭、天然气等化石能源资源，可用于制取充足的氢气；澳大利亚拥有完善的煤炭产业链及完善的天然气生产、液化、储运等基础设施及专业技术支持，可以在氢能产业链各环节发挥作用。澳大利亚政府高度重视氢能发展，总体氢能战略是大力发展清洁、创新、安全和有竞争力的氢能源产业，以新能源制氢、氢发电、氢出口作为重要策略，有潜力成为全球最大的氢气生产国之一。 澳大利亚于2019年11月发布《国家氢能战略》，确立了发展目标和具体行动，探索了清洁制氢的潜力，概述了快速扩大规模的计划，并详细说明了政府、行业和社区所需的协调行动，致力于消除氢能行业发展的障碍。作为该计划的一部分，政府已投资超过13亿澳元以加快国内氢产业的增长。该战略还强调了氢出口带来的重大机遇，政府正在通过与新加坡、德国、日本、韩国及英国发展国际伙伴关系来促进氢出口。 澳大利亚战略的一个关键要素将是创建氢能枢纽—大规模氢气需求的集群。这些设施可能在港口、城市或偏远地区，将为该行业提供扩大规模的跳板。氢能枢纽将使基础设施的发展更具成本效益，从规模经济中提高效率，加速创新，并从部门耦合中实现协同效应。在运输、工业和天然气分销网络中使用氢，并将氢技术以提高可靠性的方式整合到电力系统中。在促进国内需求的同时，还将支撑澳大利亚的出口能力，使澳大利亚成为全球领先的氢参与者。 目前，澳大利亚的氢气需求量还非常小，几乎全部用于炼油和氨生产，此外，国内需求的增长也很有限。然而，该国在廉价生产低碳氢气方面有巨大的潜力。认识到这一机遇，政府投资了7个氢气中心，集中用户，从而将基础设施成本降至最低。 澳大利亚利用可再生能源生产氢气的潜力巨大。目前，9个容量大于1吉瓦的项目正在开发中，其中包括一些世界上规模最大的项目：西部绿色能源中心（相当于20吉瓦的电解容量）、亚洲可再生能源中心（14吉瓦）、HyEnergy零碳氢（8吉瓦）及Murchison项目（5吉瓦）。如果所有正在开发的项目都成功部署，到2030年，澳大利亚的电解氢产能将达到近20吉瓦，其中大部分将以氢气和氨的形式出口。 新西兰：路线图勾勒“成为氢生产的领导者”愿景 为应对气候变化和向绿色经济转型，新西兰政府确立了国家目标：一是到2030年，温室气体排放量比2005年的水平减少30％；二是到2035年，100％电力供应来自可再生电力；三是到2050年实现零排放。新西兰的氢愿景是利用氢的机会，为新西兰创造一个可持续的、有弹性的能源未来。 新西兰于2019年3月宣布了《塔拉纳基氢气路线图》。这份路线图是由开发机构“投资塔拉纳基”、新普利

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氢气的输运情况与经济性分析

氢气的输运情况与经济性分析

当前氢能产业已经进入快速发展阶段。2021年，全球氢气产量约为每年7000万吨。中国是世界上最大的氢气生产国，每年产量2200万吨，约占世界产量的三分之一。但由于氢气体积能量密度极低且液化困难，其运输成本远远超过石油及天然气等传统燃料，达到交货成本的6%左右。而且随着规模经济与技术进步导致的制氢成本下降，运输成本的比重还会不断增加。 氢气的输运包括工业钢瓶、集装格、长管拖车、气体管道、液态氢气、有机液体、储氢合金等方法。单个工业氢气钢瓶的容积为40L，压力为15MPa，储氢为0.5kg。集装格由9~20个氢气钢瓶组成，储氢3~10kg，主要是实验室规模的氢气输运。100kg以上的氢气输运方法主要是长管拖车、气体管道、液态氢气。几种氢气运输方式对比如下图所示。 在陆地上进行大量氢气输送时， 气体管道输送很有效。一般的氢气集装格和长管拖车中都有连接钢瓶的气体管道， 在陆地上能够铺设大规模、长距离而且高压的氢气管道进行氢气输送。管道运输是具有发展潜力的低成本运氢方式。低压管道适合大规模、长距离的运氢。由于氢气在低压状态(工作压力1~4MPa)下运输， 因此相比高压钢瓶输氢能耗更低， 但管道建设的初始投资较大。 有机液体以及氨气输运氢气也是正在开发的氢气储运方法，尤其是在长距离、大规模的氢气输送方面具有一定优势，但是杂质气体含量高，高纯氢气使用时需要重新纯化。固态合金输氢纯度高、安全性好， 但是输运能耗高、成本高，适合人口密集的区域以及短距离的氢气输运。长管拖车输运氢气成本随距离的增加显著， 适合300km以内的输氢， 距离超过300km时， 液氢和管道输氢更合适， 输氢量越大， 这种趋势越明显。三种主要输氢方式价格与距离的变化如下图所示。 目前我国氢气的输运几乎都依赖长管拖车， 满足不了大规模氢气使用和氢能源产业的发展，管道输氢和液态输氢技术亟待提高。 氢气的管道输运 欧洲和美洲是世界上最早发展氢气管网的地区， 已有70年历史， 在管道输氢方面已经有了很大规模， 如美国Praxair公司的分公司林德管道公司在得克萨斯州蒙特贝尔维尤至阿瑟港和奥兰治之间铺设了113km的氢气输送管道， 耗资3000万美金。林德管道公司每天能够输送283万Nm3以上的氢气， 氢气纯度为99.99%。管道埋设深度最浅处不小于1.22m， 管道设计强度和水压试验强度分别为管道最大运行压力的2和1.9倍。美国加州托兰斯(Torrance)的加氢站也在同区域内铺设氢气管道， 直接给用户供氢。 法国Air Liquid公司在法国、比利时、荷兰的国界附近铺设了830km的氢气管道， 德国在北莱茵-威斯特法伦州铺设了240km的氢气管道，压力为5MPa， 给用户供氢。这些氢气管道主要为工业所用，也有直接与加氢站相连的氢气管道。德国Frankfurt加氢站与氯碱电解工厂的副产品氢气源相邻， 两者之间铺设了1.7km的氢气管道， 氢气压力为90MPa， 可以免去压缩机直接供氢。 根据美国太平洋西北国家实验室(Pacific Northwest National Laboratory，PNNL)在2016年的统计数据，全球共有4542km的氢气管道，其中美国有2608km的输氢管道，欧洲有1598km的输氢管道。 我国氢气管网发展不足，输氢管道主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地，氢气管网布局有较大的提升空间。 管道氢气运输的成本主要包括管道建设费用折旧与摊销、直接运行维护费用（材料费、维修费、输气损耗、职工薪酬等）、管理费及氢气压缩成本等。如果对管道输氢的成本做一笔运算，以“济源-洛阳”项目为例，“济源-洛阳”项目输气管道全长25km，设计压力4.0Mpa，管道规格DN500mm，输气能力为10.04万吨/年，配套建设2座站场，项目总投资1.5429亿元。采用φ508mm管道，建设成本为616万/km，管道使用寿命20年。运行期间维护成本及管理费用按建设成本的8%计算。据统计氢气管道在满载输送过程中损耗为1252kg/km年。成本计算数据如下表所示 管道输送的年运输能力取决于设计能力，而与运输距离基本无关。按照φ502mm的管道计算，年输送能力为10.04万吨。假设输送距离为Xkm，则满负荷运行下年总输送成本为：TC=(308000+24640)*X+10.04*10000000*0.42+13897*X元。单位运输成本测算如下： 可以发现，管道运输的吨公里成本受运能利用率的显著影响，随着运能利用率的下降单位运输成本大幅度提升，在利用率提升到40%以上之后运输成本的变化幅度减缓。 随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。国内氢气管网建设正在提速，根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》所制定的氢能产业基础设施发展路线，2030年，我国燃料电池汽车将达200万辆，同时将建成3000km以上的氢气长输管道。该目标将有效推进我国氢气管道建设。 利用现有成熟的天然气管网、CNG(compressednatural gas)和天然气加气站等设施， 可新建或在现有站址基础上改扩建制氢加氢一体化站。通过站内制氢加氢，减少了氢气运输环节， 降低了氢气制储运的成本。该技术可将氢气枪出口处的价格降低，氢燃料汽车的用氢成本与汽柴油车的用车成本相当， 且更环保，符合未来能源的趋势。 液氢储运 液态氢气是一种深冷的氢气储存技术。将氢气经过压缩后，深冷到21K以下变为液氢，然后储存到特制的绝热真空容器中。常温、常压下，液氢的密度为气态氢的845倍，液氢的体积能量密度比压缩贮存高好几倍，这样，同一体积的储氢容器，其储氢质量大幅度提高。但是，由于氢具有质轻的特点，在作为燃料使用时，相同体积的液氢与汽油相比，含能量少。这意味着将来若以液氢完全替代汽油，则在行驶相同里程时，液氢储罐的体积要比现有油箱大得多(约3倍)。 理想状态下，氢气液化耗能为3.92kWh/kg。目前的氢气液化主要是通过液氮冷却和压缩氢气膨胀实现， 耗能为13~15kWh/kg， 几乎是氢气燃烧所产生低热值 (产物为水蒸气时的燃烧热值，33.3kWh/kg)的一半，而氮气的液化耗能仅为0.207kWh/kg，因此降低氢气液化耗能至关重要。不同氢液化方法的能耗如上图所示。 美洲是全球最大、最成熟的液氢生产和应用地域， 美国本土已有15座以上的液氢工厂，液氢产能占全球80%以上，达到375t/d，加拿大80t/d的液氢产能也为美国所用。美国的液氢工厂全部是5t/d以上的中大规模，并以10~30t/d以上占据主流。 近年，美国普莱克斯公司、美国空气化工产品有限公司、法国液化空气集团在美国相继新建的液氢工厂规模都在30t/d及以上，预计2021年美国液氢产能将突破500t/d。因此，其生产液氢的能耗和成本都比较低。欧洲4座液氢工厂的液氢产能为24 t/d；亚洲有16座液氢工厂，总产能为38.3t/d，其中日本占了2/3。 中国起步较晚， 与国外存在较大的差距。中国液氢工厂有陕西兴平、海南文昌、中国航天科技集团有限公司第六研究院第101研究所和西昌卫星发射中心等，主要服务于航天发射，总产能仅有4t/d， 最大的海南文昌液氢工厂产能也仅2t/d。目前，中国民用液氢市场基本空白。根据科技部2020年“可再生能源与氢能技术”国家重点研发计划项目申报指南， 中国亟须研制液化能力≥5t/d且氢气液化能耗≤13kWh/(kg LH2)的单套装备， 指标与国外主流大型氢液化装置性能基本一致，以期尽快缩短我国产品成本、质量和制造水平与世界发达国家的差距。 目前，高昂的成本是氢气液态储运的主要障碍，除了低温液态储运外，液氨储氢或有机液态储氢也是潜在的方案，部分液化氢储运的成本预测如上图所示，到2030年，合成液氨氢储运终端总成本为4.4美元/kg，低温液化氢储运终端总成本为3.9美元/kg。通过液氨、烯烃、炔烃或芳香烃等储氢剂和氢气产生可逆反应实现加氢和脱氢，能耗相对较低，但工艺与装置较为复杂，目前基本没有实现产业化应用。

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