中国的氢能源「氢能发电应用」

今天带来中国的氢能源「氢能发电应用」，关于中国的氢能源「氢能发电应用」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

近日，毕马威中国发布了《一文读懂氢能产业》。从氢能的特点和主要类型入手，对氢能产业链、各国发展策略、我国氢能产业政策、氢能产业投融资等进行了详细的梳理，并对氢能未来发展趋势进行了展望。在氢能产业链条中，报告对应用场景的判断是：工业和交通为主要应用领域，建筑、发电等领域仍然处于探索阶段。预测到2060年，工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，发电领域和建筑领域占比分别为5%和4%。

总体预测：工业领域为主

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》指出，“2035年形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态”。氢能源将为各行业实现脱碳提供重要路径。目前氢能的成本较高，使用范围较窄，氢能应用处于起步阶段。氢能源主要应用在工业领域和交通领域中，在建筑、发电和发热等领域仍然处于探索阶段。根据中国氢能联盟预测，到2060年工业领域和交通领域氢气使用量分别占比60%和31%，电力领域和建筑领域占比分别为5%和4%（图8）。

交通领域：氢燃料电池汽车为主

交通领域是目前氢能应用相对比较成熟的领域。从专利申请看，2021年交通领域的氢能技术应用专利申请15,639件，占氢能下游技术应用的71%。氢能源在交通领域的应用包括汽车、航空和海运等，其中氢燃料电池汽车是交通领域的主要应用场景。

公路情况：

燃料电池车发展现状：燃料电池汽车产业处于起步阶段。燃料电池汽车企业数量较少，技术、成本和规模是进入的主要门槛，燃料电池汽车产销规模较小。2020年由于受到疫情等因素影响，燃料电池汽车产销量出现大幅下降，之后稳步恢复。2021年燃料电池汽车产量和销量分别同比增加35%和49%；今年以来产销量进一步增加，上半年产量1,804辆，已经超过去年全年（图 9）。与纯电动汽车和传统燃油车相比，燃料电池汽车具有温室气体排放低、燃料加注时间短、续航里程高等优点，较适用于中长距离或重载运输，当前燃料电池汽车产业政策也优先支持商用车发展。现阶段国内氢燃料电池车以客车和重卡等商用为主，乘用车主要用来租赁，占比不及0.1%。

当前燃料电池汽车的购置成本还较高，尚不具备完全商业化的能力。成本是限制燃料电池市场化的主要因素。燃料电池汽车的发展仍然依靠政府补贴和政策支持。2020年氢能公交车推广数量较多，虽然车型规格、系统配套商及功率大小有差异，但多数订单公交车均价在200-300万元/辆，价格较高。此外，燃料电池汽车对低温性能要求较高，动力系统成本较高，加之基础设施稀缺等限制，目前尚未实现大规模推广，有待未来进一步改善。

燃料电池汽车发展前景：在实现“双碳”目标的带动下，零碳排放的燃料电池汽车有望保持高速增长。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》指出，到2025年氢燃料电池车辆保有量约5万辆（图10）。据此计算，2022-2025年保有量年均增长率将超过50%。

燃料电池汽车成本未来有较大下降空间。燃料电池汽车主要包括燃料电池系统、车载储氢系统、整车控制系统等。其中，燃料电池系统是核心，成本有望随着技术进步和规模扩大而下降。根据国际能源署（IEA）研究，随着规模化生产和工艺技术的进步，2030年燃料电池乘用车成本将与纯电动汽车、燃油车等其他乘用车成本持平，其中燃料电池系统的成本将从2015年的30,200美元/辆降低到2030年的4,300美元/辆，单位成本则有望从2015年 的380美元/千瓦时降低到2030年的54美元/千瓦时，降幅为86%，是推动燃料电池汽车成本下降的主要动力。

燃料电池车适合重型和长途运输，在行驶里程要求高、载重量大的市场中更具竞争力，未来发展方向为重型卡车、长途运输乘用车等。根据国际氢能协会分析，燃料电池汽车在续航里程大于650公里的交通运输市场更具有成本优势。由于乘用车和城市短程公共汽车续航里程通常较短，纯电动汽车则更有优势。

燃料电池汽车未来发展空间广阔。相比纯电动车型，燃料电池车克服了能源补充时间长、低温环境适应性差的问题，提高了营运效率，与纯电动车型应用场景形成互补。中国氢能联盟研究院预测，到2030年我国燃料电池车产量有望达到62万辆/年。

铁路情况：

清洁能源成为许多国家未来能源体系的重要组成部分，氢能作为清洁能源受到铁路领域的广泛关注。氢能在铁路交通领域的应用主要是与燃料电池结合构成动力系统，替代传统的内燃机。目前氢动力火车处于研发和试验阶段，德国、美国、日本和中国等国走在前沿。

德国在2022年开始运营世界上第一条由氢动力客运火车组成的环保铁路线，续航里程可达1,000公里，最高时速达到140公里。中国在2021年试运行国内首台氢燃料电池混合动力机车，满载氢气可单机连续运行24.5小时，平直道最大可牵引载重超过5,000吨；于2022年建成国内首个重载铁路加氢科研示范站，将为铁路作业机车供应氢能。

氢动力火车的优点在于不需要对现有铁路轨道进行改建，通过泵为火车填充氢气，并且噪音小、零碳排放。但是现阶段发展氢动力火车也存在一些挑战。一方面，氢燃料电池电堆成本高于传统内燃机，组成氢动力系统后（含储氢和散热系统等）成本将进一步增加，搭载氢能源系统的车辆成本较高。另一方面，由于技术不成熟、需求少等因素，目前加氢站等氢能源基础设施的建设尚不完善。

由于世界主要国家重视以氢能为代表的清洁能源的发展，氢动力火车作为减碳的有效途径，未来发展空间广阔。以欧洲国家为例，法国承诺到2035年、德国提出到2038年、英国计划到2040年把以化石能源（柴油）驱动的国家铁路网络替换成包括氢能源在内的清洁能源驱动的铁路网络。

航空情况：

随着能源加速向低碳化、无碳化演变，航空业也面临能源体系变革带来的新挑战。氢能源为低碳化航空提供了可能，氢能可以减少航空业对原油的依赖，减少温室及有害气体的排放。相比于化石能源，燃料电池可减少75%-90%的碳排放，在燃气涡轮发动机中直接燃烧氢气可减少50%-75%的碳排放，合成燃料可减少30%-60%的碳排放。

氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的减碳方案，但在长距离航空领域，仍须依赖航空燃油。预计2060年氢气能提供5%左右航空领域能源需求35。氢能为航空业提供了可能的减碳方案，美国、英国、欧盟等发达国家和地区纷纷出台涉及氢能航空发展的顶层战略规划（图11）。

从发达国家发布的规划可以看出，氢能航空的发展是一个漫长的过程。从现在到2030年主要是发展基础性技术，开展航空试验；到2050年完成远程客机验证机和大规模的氢燃料加注基础设施建设，在航空领域实现更大规模应用。

航运情况：

随着航运业迅速发展，柴油机动力船舶引发的环境问题日益显现。2020年我国航运业的二氧化碳排放量占交通运输领域排放量的12.6%。氢能作为清洁能源有望在航运领域减碳中发挥积极作用。根据IEA发布的《中国能源体系碳中和路线图》，航运业的碳减排主要取决于氢、氨等新型低碳技术和燃料的开发及商业化；在承诺目标情景中，2060年基于燃料电池的氢能应用模式将满足水路交通运输领域约10%的能源需求。

氢及氢基燃料是航运领域碳减排方案之一。通过氢燃料电池技术可实现内河和沿海船运电气化，通过生物燃料或零碳氢气合成氨等新型燃料可实现远洋船运脱碳。我国部分企业和机构基于国产化氢能和燃料电池技术进步已经启动了氢动力船舶研制。现阶段，氢动力船舶通常用于湖泊、内河、近海等场景，作为小型船舶的主动力或大型船舶的辅助动力。海上工程船、海上滚装船、超级游艇等大型氢动力船舶研制是未来发展趋势。

总体而言，氢动力船舶整体处于前期探索阶段，高功率燃料电池技术尚未成熟，但随着氢存储优势显现，燃料电池船舶市场渗透率将逐步提升。预计到2030年我国将构建氢动力船舶设计、制造、调试、测试、功能验证、性能评估体系，建立配套的氢气“制储运”基础设施，扩大内河/湖泊等场景的氢动力船舶示范应用规模，完善水路交通相关基础设施；到2060年完成我国水路交通运输装备领域碳中和目标，在国际航线上开展氢动力船舶应用示范，提升我国氢动力船舶产业的国际竞争力（图12）。

工业领域：2060年工业部门氢需求量将到7,794万吨

工业是当前脱碳难度较大的应用部门，化石能源不仅是工业燃料，还是重要的工业原料。工业燃料通过电气化可实现部分脱碳，但是工业原料直接电气化的空间有限。在氢冶金、合成燃料、工业燃料等的带动下，2060年工业部门氢需求量将到7,794万吨，接近交通领域的两倍。

钢铁行业

钢铁冶炼二氧化碳排放量较大，2020年国内钢铁行业碳排放总量约18亿吨，占全国碳排放总量的15%左右。实现“双碳”目标下，钢铁行业面临巨大的碳减排压力。根据各大型钢铁企业公布的碳达峰碳中和路线图，结合中国钢铁行业协会减碳目标，假设到2030年，我国钢铁行业减碳30%，则在此期间钢铁行业需累计减排5.4亿吨。我国钢铁产量占世界总产量的一半以上，实现钢铁行业的降碳对我国“双碳”目标的达成意义重大。

氢在钢铁行业可应用于氢冶金、燃料等多个方面，以氢冶金规模最大。氢冶金通过使用氢气代替碳在冶金过程中的还原作用，从而实现源头降碳，而传统的高炉炼铁是以煤炭为基础的冶炼方式，碳排放占总排放量的70%左右。氢冶金是钢铁行业实现“双碳”目标的革命性技术。2021年《“十四五”工业绿色发展规划》发布，强调要大力推进氢能基础设施建设，推进钢铁行业非高炉低碳炼铁技术的发展。

现阶段，氢冶金技术的氢气主要来源于煤，整体减碳能力有限。氢冶金技术分为高炉氢冶金和非高炉氢冶金两个大类。高炉氢冶金是指通过在高炉中喷吹氢气或富氢气体替代部分碳还原反应实现“部分氢冶金”，非高炉氢冶金技术以气基竖炉法为主流。我国竖炉氢冶金技术处于起步阶段，同时受氢气制备和储运、高品质精矿等条件制约，距离大规模应用和全生命周期深度降碳仍有一定距离。

从全球范围看，氢冶金的工业化技术也尚未成熟，德国和日本等氢冶金技术领先的国家也处于研发和试验阶段。根据世界能源署统计，传统高炉的使用年限为30-40年，而目前全球炼铁高炉平均炉龄仅为13年左右，在未来很长一段时间内，全球范围内将仍以传统的高炉炼铁工艺为主流，低碳高炉冶金技术将是过渡期内重要的研发方向。氢冶金的发展可以分步实现：到2025年，验证中试装置研究大规模工业用氢能冶炼的可行性；到2030年，实现以焦炉煤气、化工等副产品中产生的氢气进行工业化生产；到2050年，进行钢铁高纯氢能冶炼，其中氢能以水电、风电及核电电解水为主。

化工行业

氢气是合成氨、合成甲醇、石油精炼和煤化工行业中的重要原料，还有小部分副产气作为回炉助燃的工业燃料使用。中国氢能联盟数据显示，2020年合成氨、甲醇、冶炼与化工所需氢气分别占比32%、27%和25%（图13）。目前，工业用氢主要依赖化石能源制取，未来通过低碳清洁氢替代应用潜力巨大。

氨是氮和氢的化合物，广泛应用于氮肥、制冷剂及化工原料。合成氨的需求主要来自农业化肥和工业两大方面，其中农业肥料占70%左右。国际能源署预计至2050年，将会有超过30%的氢气用于合成氨和燃料。目前，氨生产所需要的氢（化石能源制取，又称灰氢）主要是通过蒸汽甲烷重整（SMR）或煤气化来获取，每生产一吨氨会排放约2.5吨二氧化碳。绿氢合成氨则可减少二氧化碳排放。绿氢合成氨主要设备包括可再生能源电力装备、电解水制氢设备、空分装置、合成氨装置，以上相关技术装备国产化程度较高。其中，碱性电解水与质子交换膜电解水技术能够实现规模化的电解水制氢，我国的碱性电解槽技术水平处于行业领先水平。此外，国内外质子交换膜电解水技术均处于起步阶段，且成本偏高，未来主要取决于燃料电池技术发展进程。

大规模、低成本、持续稳定的氢气供应是化工领域应用绿氢的前提。尽管短期内化工领域绿氢应用面临经济性挑战，但随着可再生能源发电价格持续下降，到2030年国内部分地区有望实现绿氢平价，绿氢将进入工业领域，逐渐成为化工生产常规原料。

发电领域：氢储能系统成本约为13,000元/千瓦

纯氢气、氢气与天然气的混合可以为燃气轮机提供动力，从而实现发电行业的脱碳。氢能发电有两种方式。一种是将氢能用于燃气轮机，经过吸气、压缩、燃烧、排气过程，带动电机产生电流输出，即“氢能发电机”。氢能发电机可以被整合到电网电力输送线路中，与制氢装置协同作用，在用电低谷时电解水制备氢气，用电高峰时再通过氢能发电，以此实现电能的合理化应用，减少资源浪费。另一种是利用电解水的逆反应，氢气与氧气（或空气）发生电化学反应生成水并释放出电能，即“燃料电池技术”。燃料电池可应用于固定或移动式电站、备用峰值电站、备用电源、热电联供系统等发电设备。

这两种氢能发电均存在成本较高的问题。目前，燃料电池发电成本大约2.50-3.00元/度，而其他发电成本基本低于1元/度。例如，目前火电发电成本大约0.25-0.40元/度，风电发电成本约为0.25-0.45元/度，太阳能发电成本约0.30-0.40元/度，核电发电成本大约0.35-0.45元 /度（图 14）。对比发电成本可以发现，燃料电池的发电成本要高于其他类型的发电模式。

由于质子交换膜、电解槽等核心设备主要依赖进口，成本较高，叠加原材料铂的价格昂贵，导致氢能发电成本较高。

随着对清洁能源的重视，风能、太阳能等可再生能源发电占发电量的比例逐步提高。2020年我国风电、太阳能发电总装机容量5.3亿千瓦，占全社会用电量的比重达到11%，到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上47。根据IEA研究，在 2050年零碳排放目标的情景下，风电、太阳能发电在发电量中的占比接近70%。可再生能源发电在电力系统中的作用越来越重要。但是，风电、太阳能发电的间歇性和随机性，影响并网供电的连续性和稳定性，因此储能作为相对独立的主体将发挥重要作用。

电力储能方式目前主要有抽水蓄能、锂电子电池、铅蓄电池、压缩空气储能等，其中抽水蓄能占比超过86%。与其他储能方式比，氢储能具有放电时间长、规模化储氢性价比高、储运方式灵活、不会破坏生态环境等优势。另外，氢储能应用场景丰富，在电源侧，氢储能可以减少弃电、平抑波动；在电网测，氢储能可以为电网运行调峰容量和缓解输变线路阻塞等。

目前，受技术、经济等因素的制约，氢储能的应用仍面临许多挑战。一方面，氢储能系统效率相对较低。氢储能的“电—氢—电”过程存在两次能量转换，整体效率40%左右，低于抽水储能、锂电池储能等70%左右的能量转化效率。另一方面，氢储能系统成本相对较高。当前抽水蓄能和压缩空气储能成本约为7,000元/千瓦，电化学储能成本约为2,000元/千瓦，而氢储能系统成本约为13,000元/千瓦，远高于其他储能方式。

氢储能目前仍处于起步阶段，2021年国内氢储能装机量约为1.5兆瓦，氢储能渗透率不足0.1%。氢储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中将发挥显著作用。国家发展改革委和国家能源局于2021年出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。氢储能作为新型储能方式，未来发展空间广阔。

建筑领域：氢气供热优势不明显

建筑部门能源需求主要用于供暖（空间采暖）、供热（生活热水）等的电能消耗。与天然气供热（最常见的供热燃料）等竞争性技术比较，氢气供热在效率、成本、安全和基础设施的可得性等方面目前不占优势。

由于纯氢的使用需要新的氢气锅炉或对现有管道进行大量的改造，在建筑中使用纯氢气的成本相对较高。例如，欧洲的氢能源使用比其他地区起步要早，但目前氢能源供热成本仍然是天然气供热成本的2倍以上。即便到2050年，当热泵成为最经济的选择时，氢气供暖的成本可能仍将比天然气供热成本高50% 。

氢气可以通过纯氢或者与天然气混合输送，使用纯氢方式对管道要求更高。氢气还可能导致钢制天然气管道的安全风险，需要用聚乙烯管道取代现有管道。这种投资对于较大的商业建筑或地区供暖网络来说可能具有经济意义，但对于较小的住宅单元来说则可能成本过高。

因此，早期氢气在建筑中的使用将主要是混合形式。氢气与天然气混合，按体积计算的比例可以达到20%，而无需改造现有设备或管道。和使用纯氢相比，将氢气混合到天然气管道中可以降低成本，平衡季节性用能需求。随着氢气成本的下降，北美、欧洲和中国等拥有天然气基础设施和有机会获得低成本氢气的地区，有望逐渐在建筑的供热、供暖中使用氢气。

挪威船级社DNV预测，在2030年代后期，纯氢在建筑中的使用有望超过混合氢气；到2050年，氢气在建筑供暖和供热能源总需求中约占比3-4%。

来源：国际能源网/氢能汇