氢能产业化发展现状及前景分析

　　一、 氢能发展现状

　　1. 氢气制造现状

　　我国制氢产能巨大，利用弃水、弃风、弃光制氢潜力巨大，但制氢成本太高。氢气的主要来源包括化石燃料(煤炭、天然气等)制氢和电解水制氢。全球氢气生产48%来自天然气，30%来自石油，18%来自煤，电解水制氢占4%。美国、欧洲和日本利用天然气制氢的成本分别为每公斤0.9美元、2.2美元和3.2美元。我国主要利用煤制氢，2015年纯度为99%以上的氢气产能为700亿m3，可供3000万辆燃料电池汽车一年的使用量(每辆氢燃料电动汽车年使用氢气2300 m3)。我国煤制氢的成本为0.55~0.83元/m3(煤价160~560元/吨)，远低于天然气制氢成本为0.80~1.75元/m3(天然气价格1.5~3.5元/ m3)。

　　目前，全球安装的电解水制氢容量为8GW。电解水制氢的成本主要取决所使用的电力成本。我国电解水制氢技术已相对成熟，年制氢能力为9亿m3。利用风电、光伏等波动电及富余水电制氢能将不能存储的电能转化为氢能存储起来并应用，既有利用提高风、光、水等发电设备的利用率，又可为氢能应用提供零碳氢源。我国利用弃水、弃风和弃光电量制氢潜力巨大，但制氢成本太高(见表1)。

　　表1 利用弃水、弃风和弃光制氢潜力及成本

　　*仅计算四川和云南两省2015年的弃水电量

　　2. 氢能利用现状

　　氢能的应用场景具有很强的多样性，主要包括传统化工生产领域、氢燃料电动汽车和分布式发电等领域。我国氢气主要用于化工领域中合成氨和制甲醇。燃料电池技术氢能经济中的核心技术。近年来，燃料电池技术的不断完善带动了以燃料电池为核心的新兴产业的快速发展，其中，氢燃料电池汽车、分布式发电、以及应急电源的应用已接近产业化。

　　氢燃料电池汽车产业化成熟度最高，但成本仍然较高。目前，交通用燃料电池的批量生产成本已由2002 年的$275/kW 降低到 2012 年的$47/kW，大大加速了氢燃料电池汽车的推广。2013 年 3 月，现代汽车 ix35 燃料电池车批产型号在韩国蔚山工厂下线，现代成为全球首个批量生产氢燃料电池车的汽车企业。同年，三大车企分别与其它巨头结盟(丰田和宝马、本田和通用、日产和戴姆勒及福特日本)，推进燃料电池汽车的商业化。丰田的世界首款商业化燃料电池汽车 Mirai于 2014 年12 月 15 日正式上市销售。该燃料电池汽车可在3分钟内完成加氢，一次加氢续驶里程700km，2016年产量达到了2000辆。目前，由于燃料电池系统的成本仍然高达3万美元，占整车成本的一半以上，导致现有的氢燃料电动汽车的成本居高不下。

　　以燃料电池为主的分布式发电已在欧美日韩等发达国家和地区开始初步商业化，但仍然存在成本过高的问题。其中，日本的家用燃料电池发展领先于世界，截至 2015 年底，家用燃料电池热电联供系统“ENE-FARM”的安装量已超过15万套，单套成本从 2009 年的4.5万美元降至2015年的1.2万美元。该系统的燃料电池以天然气管道输送的氢气为燃料，发电功率为1kW，发电和用电地点相同，且发电产生的热量也被用来供热。整个系统的能源利用效率高达95%，而传统天然气发电加锅炉供热的能源效率仅有68.7%。目前家用燃料电池热电联供系统存在成本过高的问题，燃料电池热电联供系统成本为18000$/kW，是天然气热电联供系统成本的8倍。

　　氢燃料电池备用电源已获得商业化应用。以其具有的能源效率高、环境友好、占地面积小、质量轻、运行稳定可靠、寿命长(铅酸蓄电池的 2～10 倍)等特点受到应急电源市场越来越多的青睐。将氢燃料电池应用于应急电源的企业众多，包括苹果公司、微软公司、威瑞森公司和AT&T 公司等。尤其是通信用燃料电池备用电源，已成熟商业化应用 5 年以上，应用规模达到了近万套级，我国三大电信运营商已有百余套燃料电池备用电源投入使用。燃料电池应急电源的可靠性也在实际应用中得到了验证，2012 年 10 月 25 号 ElectraGen-ME 燃料电池系统为在受飓风桑迪影响的新普罗维斯登群岛上的手机服务领域挽回了大约50%的损失。2012 年攀业公司在中国移动开设的首个燃料电池试验局PBP-3000 运营至今，期间经历了沙尘暴、降雪等恶劣天气，运行依然稳定。

　　二、 氢能利用发展前景分析

　　氢燃料电池价格是氢燃料电池汽车和家用燃料电池热电联供系统等氢能终端使用设备发展的主要制约因素。2004~2014年的10年间，燃料电池成本从124 $/kW下降到了55 $/kW。随着技术的不断进步，氢燃料电池成本有望进一步下降，预计2020年达到40$/kW，2030年达到30$/kW。

　　氢燃料电池汽车实现盈利还需5年左右。目前国外主流车企如丰田、本田、奔驰、通用、福特和宝马等不断推出新车型，但氢燃料电池汽车仍处于市场导入期的临界点，尚未进入S型曲线的上升期，实现盈利还需要5年左右，上升时点要到2020年~2025年，大幅提高要在2025~2030年。根据IEA的预测，2020年和2030年全球氢燃料电池汽车的累计销售量将分别达到3万辆和800万辆。到2050年，氢燃料电池汽车的市场占有率将达到30%。随着氢燃料电池汽车销量的快速增长，车辆成本迅速下降。2030年与插电式混合动力车的成本相当，到2040年，达到了常规混合动力车的成本。丰田汽车公司则计划2020年使氢燃料电池汽车成本与混合动力汽车成本相当，2025年与传统汽油车成本相当。燃料电池客车因技术门槛相对较低、具有良好的宣传推广效应、以及加氢站布局存在优势的原因，有可能成为中国燃料电池汽车发展的突破口。

　　加氢站建设成本高是氢燃料电池汽车推广应用的主要制约因素。搭载锂离子电池的纯电动汽车的主要问题是续航里程不足。锂离子电池的能量密度从每千克160瓦时提升到300甚至500时，是基础材料的系统工程，短时间突破非常困难。而氢燃料电池汽车面临的问题是加氢站不普及、成本需继续下降，是规模问题。日加氢量为200kg的加氢站的投资成本约为150万~200万美元之间，初始投资回收期为10~15年。近年来，全球范围内加氢站建设取得快速发展，当前全球处于运营状态的加氢站数量为214座。德国计划到2023年建成400座加氢站，届时德国高速路上每隔90km就有一座加氢站。到2025年，全球将建成超过1000座加氢站，氢燃料电池汽车的使用成本较显著下降。

　　将氢气加入天然气管道进行存储，是实现氢储能的有效途径。大多数发达国家拥有广泛的天然气网络，这些天然气管道为氢储能提供了巨大的空间。例如，欧盟天然气管道超过220万公里，可以存储约10亿立方米天然气。若在天然气中混入5%氢气，可以在现有天然气管道中储存大约15 TWh的氢气(相当于9TWh的电力)。如果欧洲一年中使用的所有天然气均以相同的份额混合，整个欧洲的能源系统中可以接纳超过60 TWh的氢气(相当于36 TWh的电力)。

　　三、 氢能与电能发展关系分析

　　氢能的大规模利用可以实现从电到气、从气到电两种能源形式的灵活转换，推动电网与气网的融合，充分利用电网的响应速度快、能源效率高的优势和气网利于能量存储的优势，可有效增加能源互联网的协调配置能力。

　　利用电解水制氢有利于可再生能源的消纳和减少化石能源的使用。可再生能源的开发和利用是未来能源利用的发展趋势，但可再生能源的消纳是制约可再生能源大规模利用的主要制约因素。利用电解水制氢可以有效解决可再生能源的消纳问题。当可再生能源发电的波动性导致系统消纳困难时，将弃风、弃光电量通过制氢的方式实现过剩清洁能源的转化，可以保证清洁能源的全利用。基于可再生能源发电的电解水制氢，一方面可以促进清洁能源的消纳和利用，另一方面以电制氢替代传统以化石能源制氢，减少使用化石能源制氢产生的碳排放问题，促进能源生产领域的清洁替代和电能替代。

　　利用氢储能可实现大范围的电网调峰，提高电网配置资源的能力。相比于电化学储能容量仅为10MWh，氢储能容量可以达到10GWh，可实现电力的大规模储存。当峰谷电价差足够大时，利用电解水制氢将电能以氢能的形式进行大规模和长时间存储，可实现大范围电网调峰功能，提高电网配置资源的能力。此外，启停响应速度较快的电制气厂站可以为电力系统提供调频、旋转备用、非旋转备用等辅助服务，提高电网的安全性和稳定性。

　　氢能与电能可实现优势互补，共同推动能源利用的清洁化。氢气的输送方式主要包括长管拖车、液氢罐车和管道输送三种。上述三种氢气运输方式运输成本相对较高，不适合大规模、远距离输送。当氢气的运输距离超过100km时，氢气的运输成本为50$/MWh，而当输送距离小于50km时，氢气的运输成本将低于25$/MWh。利用现有大电网和特高压技术，可以实现将资源富集地区的清洁电力低成本、大规模、远距离输送至能源负荷中心。在能源负荷中心，利用电解水制氢，通过氢气罐或输氢管道输送至工业领域、交通领域和建筑领域的能源消费端，实现氢能的高效、清洁利用。综合利用电力输送的便捷高效，以及氢能利用的清洁、高效和高能量密度的特点，实现氢能和电能的优势互补，共同推动能源利用的清洁化。

　　与燃油汽车相比，氢燃料电动汽车具有较强的竞争优势，可实现与纯电动车的优势互补。氢燃料电动汽车加氢速度快，续航里程长以及驾乘舒适性强、操控习惯和燃油车完全一样，在未来新能源汽车产业竞争中具有很强的竞争优势。但氢燃料电动汽车配套加氢站建设成本高，适合远距离使用，可与配套充电设施灵活的纯电动汽车相互补充，满足城市间和城市内交通的差异化需求，共同推动新能源汽车替代传统燃油汽车，实现交通领域的清洁替代。