氢能产业链的关键问题及对策建议
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陈思宇
,
王集杰
,
李灿 等
前瞻科技
| 学术聚焦 2024,3(4): 134-146
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氢能产业链的关键问题及对策建议
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陈思宇, 王集杰, 李灿 等
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出版时间: 2024-12-20
doi: 10.3981/j.issn.2097-0781.2024.04.012
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摘要
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陈思宇, 王集杰, 李灿 等.
氢能产业链的关键问题及对策建议.
前瞻科技,
2024
, 3
(4)
: 134
-146
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DOI: 10.3981/j.issn.2097-0781.2024.04.012
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Science and Technology Foresight,
2024
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(4)
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DOI: 10.3981/j.issn.2097-0781.2024.04.012
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编者按：氢能应用推广正面临着一系列复杂而关键的问题，这些问题不仅涉及技术本身的成熟与完善，还关联到能源安全、环境保护、经济效益以及社会发展的多个层面。本栏目邀请专家从氢能产业链的多个维度出发，全面深入地剖析这些挑战，旨在为推动氢能产业的健康、可持续发展及“碳达峰与碳中和”（简称“双碳”）目标的推进提供理论支持和实践指导。期待通过这一探讨，引发行业内外的广泛关注与深入思考，共同为氢能产业的未来发展探寻可行的路径与解决方案。
“液态阳光甲醇”：氢能发展的重要枢纽
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陈思宇，王集杰，李灿†（中国科学院大连化学物理研究所）
绿氢是电力多元化转换（Power-to-X）的必经之路，也是实现碳中和的关键。氢能的发展要突破制、储、运、用的限制，而其前景在于应用。甲醇是重要的储氢介质。根据原料和生产工艺的碳排放量不同，可分为基于化石能源的不可再生甲醇和基于可再生能源和原料的可再生甲醇。利用太阳能等可再生能源分解水制绿氢、耦合二氧化碳加氢技术生成的甲醇，被称为“绿色甲醇”（也称电-甲醇，“液态阳光甲醇”）。“液态阳光”还可指通过这种路径合成所有其他液体燃料，如乙醇、汽油，航空煤油等。“液态阳光”是一种高效的储氢和储能技术，也可直接资源化转化二氧化碳，实现直接减排。
2012年，冰岛碳循环国际公司（Carbon Recycling International, CRI）率先开发ETL（Emission to Liquid）技术，完成了由地热能驱动的二氧化碳加氢制甲醇中试。瑞典的Liquid Wind、澳大利亚的ABEL、挪威的Swiss Liquid Future/Thyssenkrupp等都计划采用绿氢及工业或生物质来源的二氧化碳来合成“绿色甲醇”。
2020年，中国科学院大连化学物理研究所（简称大连化物所）和兰州新区石化产业投资集团有限公司合作的全球首套千吨级太阳能燃料合成示范项目在兰州新区绿色化工园区试运行成功，该示范项目每年可生产1 500 t“液态阳光甲醇”，资源化转化约2 000 t CO2。目前，大连化物所正与中国中煤能源集团有限公司和华电集团分别于鄂尔多斯和调兵山开展10万t级二氧化碳加氢生产甲醇的全流程工业化项目。
目前，从技术成熟度和经济可行性分析，风光发电+电解水制氢+二氧化碳加氢制甲醇是最有希望规模化应用的技术路线。该路线中的关键技术包括可再生电力离网运行、电解水制氢和二氧化碳加氢制甲醇。电解水制氢有多种技术，其中碱水电解制氢发展迅速，已实现规模化制氢（大于1 000 Nm3/h）的商业化生产。碱水电解制氢的成本主要取决于可再生电力的价格。初步估计，当电力成本低于0.15元/(kW·h)时，其成本与煤制氢持平或更低。二氧化碳加氢制甲醇是分子数减少的放热反应，因此开发低温条件下的高活性、高选择性、高稳定性的二氧化碳加氢制甲醇催化剂，是提高甲醇的平衡收率的关键。大连化物所发展的ZnO-ZrO2固溶体催化剂在二氧化碳加氢制甲醇反应中显示优良的性能。该催化剂经过实验室小试和工业化中试考验，从综合活性、选择性和稳定性等方面，是较为理想的大规模工业化应用的催化剂。针对未来发展提出以下建议。
（1）大力发展绿氢，并逐步减少灰氢，在政策上鼓励用绿氢代替灰氢。
（2）理性布局氢能。氢能的发展首先要布局其下游应用场景，没有规模化消纳氢能的工业应用出口，不可“一窝蜂”上马制氢项目。
（3）氢能的发展要契合“双碳”目标的实现。大部分刚性排放二氧化碳工业（如冶金、石化、材料，交通等）的碳中和目标可通过绿氢得以实现。
（4）通过绿氢将二氧化碳转化为“液态阳光甲醇”是氢能发展的重要枢纽，进而拓展氢能的应用领域。“液态阳光甲醇”不仅可作为大规模绿色低碳液体燃料，替代汽油等化石燃料，还可形成绿色、低碳新质生产力。例如，通过“液态阳光甲醇”可实现基本化工原料、精细化学品及高端化学品的绿色、低碳化合成。
†通信作者：李灿，中国科学院院士，中国科学院大连化学物理研究所研究员。主要研究方向为催化材料、催化反应和催化光谱表征等。
氨氢融合：新型能源体系中的协同增效与挑战应对
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龚聪文†，薛勃飞（佛山仙湖实验室）
氢和氨都是可再生的零碳清洁能源，二者可以相互转化发挥协同增效作用。目前，氢能在大规模产业应用方面仍然面临着制备成本高、储运难度大、应用场景有限等重大挑战。以氨和氢作为直接能源或能源载体的新型能源体系——氨氢融合新能源，可为这些挑战提供有效解决途径，在工业和交通领域具有广泛应用场景和万亿级产业规模潜力，在构建中国未来新型能源体系中具有重要战略地位。
氨氢融合新能源已被多国列为新能源战略发展方向。2014年，日本政府将氨能及氨燃料技术列入国家战略性创新计划（SIP），并制定了2021—2050发展路线图；2017年，美国能源部启动了“可再生能源制备高能量液体燃料计划（REFUEL）”，其中16个项目中有13项聚焦于氨燃料；韩国正在打造全球第一大氢氨发电国，并将2022年定为“氢氨发电元年”；沙特阿拉伯的“2030愿景”计划大力发展可再生能源，并着力打造绿氢绿氨出口基地。近年来，佛山仙湖实验室、国家能源集团、合肥综合性国家科学中心及中国陶瓷工业头部企业等单位，分别开展了氨氢零碳燃料制造建筑陶瓷、煤粉掺氨发电等颠覆性技术研发和工业性试验，部分成果处于国际领先。2024年9月26日，由佛山仙湖实验室主导研发的氨氢零碳燃烧技术在蒙娜丽莎集团全球首条陶瓷工业氨氢零碳燃烧示范量产线成功应用，这是中国在氨氢融合新技术上的新突破。从国家战略层面加快发展氨氢融合新能源产业链，形成新质生产力，将助力中国在新型能源体系方面形成全球竞争优势。
氢和氨可以相互转化发挥协同增效作用。氢能在大规模产业应用方面面临的重大挑战包括制备成本高、储运难度大、应用场景有限等，这已经成为行业共识。将氨应用于交通运输装备、建材制造、发电、冶金、化工等高温工业，目前还存在的一些问题。
（1）氨源和储氨基地不足问题。实现氨的工业燃烧必须解决氨特别是绿氨的来源问题，与此同时，还必须解决大型储氨基地严重不足的问题。
2023年，中国的合成氨产能是7 750万t，其中约有80%的氨用来生产化学肥料，20%为其他化工产品的原料。2024年7月15日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，将掺氨燃烧作为煤电低碳化改造的重要技术路线，要求相关项目改造建设后应具备掺烧10%以上绿氨的能力。按这个掺烧比例计算，每年需要的绿氨总量将超过3.2亿t。可以预见，氨将面临来源和相应的大型储氨设施严重不足的问题。
（2）氨的价格问题。按目前的市场价格，使用氨气作为工业燃料比使用天然气的成本约高1倍，企业难以承受燃料成本的大幅上涨。
（3）氨的法规、标准问题。历史上，氨从未用作工业燃料，因此缺乏相关的国家和行业规范标准。目前，暂无专业公司具有评估氨燃烧安全性的经验和资质。政府应急管理部门也难以审批氨的工业燃烧项目。
针对以上氨能所面临的挑战，提出以下建议。
（1）在氨能来源方面，探讨“西氨东输”的可行性，即利用中国西部丰富的可再生能源绿电制备绿氨，再将液氨通过长距离管道输运至中国东、南部工业集中地区。也建议探讨从“一带一路”合作伙伴进口零碳绿氨的可行性。与此同时，还必须解决大型储氨基地严重不足的问题。
（2）在氨的价格方面，建议政府参照支持光伏、电动汽车产业发展的成功模式，支持煤粉发电和高温制造业应用零碳燃烧技术，以助力实现“碳达峰与碳中和”目标；从政策引导和资金配套上扶持氨氢高温窑炉燃烧技术科技攻关及产业化示范，制定5~10年的专项资金保障方案，鼓励企业逐步引入技术改造。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》要求相关项目改造建设后应具备掺烧10%以上绿氨的能力，这就是中国在氨能政策方面的一个大胆有力的尝试。从长远来看，随着作为合成氨原料的氢气价格的下降和碳税的升高，烧氨将逐渐变得经济可行。
（3）在氨作为能源使用的安全法规方面，建议政府有关部门与相关行业协会、专家共同协商建立一套具有可操作性的技术和安全评估机制，解决氨作为新能源试验、应用、推广中的瓶颈问题。
†通信作者：龚聪文，仙湖科技氨氢新能源事业部总经理，广东安清科技有限公司董事，广东兰石氨氢能源装备有限公司营销副总经理。主要研究方向为氨氢融合技术推广应用、氨氢新能源产业经济发展、高温工业转型升级、“双碳”目标实施路径。
精准定位绿氨消费路径，有效破解绿电消纳难题
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林今（清华大学电机工程与应用电子系）
实现“双碳”目标是中国的重要发展战略，其中氢能是转型的主要途径之一。风光绿电制氢可在能源供给侧与消费侧发力，消纳绿电并助推工业脱碳进程。由于氢能的储运成本及风险高，以绿氢为原料制氨成为规模化发展绿氢的主要技术路径。但中国绿氢制氨的上下游存在局部性的供需失衡，推动绿氢规模化应用尚存瓶颈，亟待有效降本增效，促进绿电绿氢上下游贯通健康发展。
当前相关政策激励大量投资涌入绿氢制氨产业，项目数量快速增长。但多数投资者意图超前圈定大规模风光资源，尚缺乏对绿氢制氨上下游的充分了解，导致众多项目无法真正开工投产。截至2024年8月，备案绿氢制氨的项目82个，实际通过投资决策且启动建设的仅3个。
绿氨供应潜力强，但存量市场需求不足。绿氨制备仅需收集空气中的氮气与绿氢反应，技术成熟且成本低，容易实现规模化生产，供给能力强。在需求侧，中国合成氨主要用于制备尿素（用作化肥）和硝酸铵（用作炸药），约占总需求的75%，主要通过成熟的煤气化工艺生产，均已签署了长期的供煤协议，在800元/t标煤的价格下，其生产成本约为2 500元/t。中国绿氨总需求的10%在商品市场流通，而剩余的90%则就地转换成包含尿素等在内的化工产品。而市场上煤气化制氨的灰氨均价2 500~3 000元/t，考虑碳交易价格50~80元/t CO2，成本上涨至2 800~3 300元/t。目前，绿氨的制备成本为3 500元/t，不具备比价优势，难以打开国内存量市场。中东、北非等地区的国家立足自身资源和与欧洲间的运输供应链优势，比中国更易将绿氨销往欧盟，中国生产的绿氨难以打入具有更高碳溢价的海外绿氨市场。
绿氢制氨亟须降本增效以实现平价制备，并拓展挖掘电力侧增量市场。
为实现降本增效，一是要降低绿电制氢价格，关键是降低新能源绿电价格。当绿电价格降至0.12元/(kW·h)以下，单位标方氢气价格可降至1元，作为原料的绿氢具备比价优势，可平价制氨。二是提高合成氨的制备工艺灵活性，降低合成氨生产调节周期至4~8 h，更好适应绿电的波动性，实现“多稳态柔性”生产工艺，降低整体制备过程的能耗，提高生产效率。上述措施可助推企业在风光资源良好的地区（利用小时数超3 200 h）实现平价制备绿氨，成本降至约3 000元/t。
面对氨存量市场替代难的问题，应进一步拓展挖掘其在转供氢与电力侧增量市场。氨气常温加压至2 MPa即可液化运输，供应链成熟可靠且成本可控。液氨重整还原为氢气无污染。若以绿氨为绿氢存储载体，将中西部地区氢能转移到东部能源消耗大省，为其工业生产提供氢气，可减少煤化工或天然气制氢产生的碳排放。若直接在东部地区火电机组中掺氨燃烧发电，可激发绿氨的潜在市场需求。2024年7月15日，国家发展和改革委员会、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，指出煤电机组在改造建设后应当具备掺烧10%以上绿氨的能力。该文件精准面向绿氨的需求侧问题，印发后立即增强了投资人对绿氨市场的开发信心。
绿氨上游原料供给充分，但中短期享受国际碳税溢价销售的难度大，应立足于优选风光资源与工艺优化降本增效，重视信息技术与柔性化工技术在绿氨生产中的应用，保证相对灰氨的市场竞争力。建议政府部门进一步扩大绿氨销售途径，优化供应链条，出台绿氨在电力与储供氢领域的支持政策，参考氢燃料车减免高速过路费的方式，降低甚至减免绿氨运输车辆高速过路费。若可通过特别国债，淘汰一批超期服役的煤制合成氨产能，优先替换为平价绿氨产能，或可加速绿氨切入存量市场。
林今，清华大学电机工程与应用电子系长聘副教授、博士研究生导师。主要研究方向为氢能系统、电氢耦合系统、氢电一体化、高温氢能系统。
氢能储运技术发展挑战及对策
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陈学东（中国机械工业集团有限公司）
氢能储运技术存在以下挑战。
（1）过分强调可再生能源制备绿氢作为氢源，不利于在氢能商业化前期打通产业链、推动技术迭代。氢是二次能源，灰氢、蓝氢、绿氢对于碳减排的贡献与其经济性是矛盾的。从长远看，绿氢是重要发展方向，但其供应成本（可再生能源制氢及长距离输送）仍较高。目前，氢能产业规模化发展正面临供氢成本高的突出瓶颈，过分强调绿氢不利于全产业链技术迭代和降低成本。事实上，目前全球氢源结构都不够“绿”，化石能源制氢与工业副产氢占主导，绿氢不足1%。
（2）金属常温高压氢脆问题可能被高估，导致压力容器与管道选材及建造要求被盲目提升、经济性差，从业者与公众往往谈氢色变。国内外石油化工领域研究和工程实践表明，常温中高压氢环境不易导致压力容器与管道用碳钢、低合金钢等金属材料氢脆。部分学者研究常温高压氢脆的试验环境与实际偏差过大，使得金属常温氢脆影响被过度扩大化，不利于氢能储运压力容器与管道等技术装备发展。
（3）氢能储运项目建设技术经济性论证不够充分。氢能储运路线多，包括气态、液态、固态等物理储氢及氨等化学储氢技术，各自应用场景不同。部分地方政府和企业为抢占先机，盲目投入氢能储运项目建设，技术经济性论证不充分，不利于项目推进和应用生态形成。例如，纯氢长输管道建设成本为500万~600万元/km，且未形成完整商业闭环，相关工程项目推进缓慢；氨在远洋国际贸易场景下才会具备优势，而在国内陆地储运氨并不具备安全性与经济性。
（4）氢能储运装备核心基础零部件存在“短板”。如70 MPa站用供氢管阀件、70 MPa加氢软管、70 MPa大流量加氢机、Ⅳ型瓶的塑料内胆、70 MPa瓶口阀、高压液氢泵等，尚不能自主可控。
针对上述问题，提出以下对策建议。
（1）建议国家和地方发展和改革委员会、能源局等主管部门加强政策引导，现阶段不必强求可再生能源制备绿氢作为氢源，而应利用工业副产氢尽快打通氢能产业链，推动全产业链技术迭代，待氢能规模化应用后再逐步提升绿氢供应量。
（2）建议工业和信息化部、国家标准化管理委员会等主管部门支持由行业优势单位牵头组织，研究常温高压氢环境下金属服役行为，提出氢能储运装备设计建造与维护准则，避免盲目“恐氢”。
（3）建议国家发展和改革委员会、国家能源局等主管部门加强氢能储运项目建设统筹，针对氢能在交通、工业、发电、储能等领域多元化应用，加强氢能储运技术经济性论证，审慎发展大规模长距离输氢或采用氨氢路线储运氢能。
（4）建议国家能源局、工业和信息化部等主管部门支持加强涉氢设备核心零部件技术攻关，促进氢能储运装备的安全自主可控。
陈学东，中国工程院院士。中国机械工业集团有限公司党委常委，副总经理，总工程师。主要研究方向为压力容器与管道安全工程技术。
固态储氢：突破绿色氢能应用的瓶颈
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蒋利军（国家有色金属新能源材料与制品工程技术研究中心）
绿氢对灰氢的工业替代应用是降碳的有效方法，为解决波动性绿氢生产与工业稳定用氢的矛盾，必须使用规模绿氢缓存装备。当前高压储氢装置最为成熟，且初期购置成本较低，因此已落地的绿氢工业示范项目大多选用了1.5 MPa的中压球罐作为绿氢规模缓存装备。为提高规模储氢的安全性，吉林电力股份有限公司大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目率先建立4.8 t固态储氢系统。
固态储氢具有“两高一低”的特点，高安全和高体积储氢密度是它的本征优势，同时由于低压应用，无需高压配置，也带来了低成本供氢的优势。固态储氢的研发和示范应用已有50余年的历史，曾先后在燃料电池乘用车、两轮车、轨道车、叉车、铲车、游艇、潜艇等移动式场景，燃料电池热电联供、风光制氢的现场规模储氢及加氢站等固定式场景中得到示范应用。
迄今为止，固态储氢虽已在不依赖空气推进（Air-Independent Propulsion, AIP）潜艇上得到了规模应用，但在民用方面仍未得到商业化应用，其主要原因在于固态储氢仍主要面临着两方面的挑战。一是经济性偏差，与高压储氢方式相比，固态储氢的一次性购入价偏高；二是标准滞后，固态储氢装置在中国尚属特种设备范畴，按照特种设备管理规定，特设新产品须按相应标准通过认证方可商用，但由于当前固态储氢标准尚不完备，致使固态储氢产品难以上市应用。
固态储氢工业应用，成本是关键，必须大力降低固态储氢成本。重点开发基于中国优势资源的稀土、钛和镁系的低成本、高容量、长寿命的储氢材料及其回收技术，保证资源可持续，同时降低固态储氢装置制造成本。重量储氢率偏低一直是固态储氢应用于车载储氢的软肋，但工业的固定式应用对此并不敏感，而是更关注安全和成本。应充分发挥固态储氢的安全优势，综合考量固态储氢产品的全生命周期内的购置和使用成本。储氢装置既是承压装置，又是反应装置，为同时满足氢压和材料吸氢膨胀带来的承压要求，以及工业应用中快速吸放氢的传热传质要求，目前一般采用列管式结构，导致制造成本偏高。要打破常规，大胆创新，根据不同应用场景要求，开发新材料和装置新结构，提高固态储氢装置的经济竞争力。
固态储氢工业应用，标准须先行。燃料电池两轮车的示范应用曾因标准缺失，而被临时叫停，直到地方标准出台后，这些产品才获应用。目前，中国仅有6项固态储氢国家标准，固态储氢产品标准偏少。当前一些机构制定相关团体标准的热情高涨，这无疑为加快固态储氢产品的实际应用注入了新鲜活力，但仍应特别注意保证标准质量，防止鱼目混珠。同时还需通过技术和标准创新，在保证安全性的前提下，另辟蹊径，加快固态储氢的应用。在这一方面，日本的经验值得借鉴。为充分发挥固态储氢的高安全性优势，日本的成功开发出了满足非危险品要求的储氢元件，打破了人们长期以来将其视为危化品的认知，同时将装置压力限制在1.0 MPa以下，使其可不纳入日本的高压容器管理范畴，为固态储氢进入社区和建筑的推广应用提供了便利条件。
在业界的共同努力下，固态储氢近年已在燃料电池两轮车、叉车、分布式热电联供和规模储氢等方面逐渐得到了一定规模的应用。相信通过技术、标准和商业模式的进一步创新，固态储氢一定会在氢能的商业化应用中发挥重要作用。
蒋利军，正高级工程师。中国有研科技集团首席专家，国家有色金属新能源材料与制品工程技术研究中心主任。主要研究方向为新能源材料和技术。
常温常压下新型固态储氢材料的储运用一体化解决方案
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成永红（西安交通大学电气工程学院）
针对如何解决氢气超大规模存储（储）、超远距离运输（运）、超大流量释氢（用）的难题，发展常温常压新型固态储氢材料是重要的途径。新型固态储氢材料主要是利用金属、非金属与氢气反应形成化合物来储存氢气，具有储氢性质稳定、储氢密度高、常温常压、安全性高等特点。
从储氢的角度，根据化合物的反应焓，不同金属/非金属与氢气反应条件不同，有的需要高温（>600 ℃）低压（<2 MPa），有的需要低温（<200 ℃）高压（>10 MPa）；高温、低压储氢通常单台套装备储氢能力<100 t/a，低温、高压储氢通常单台套装备储氢能力>10 000 t/a。
从释氢的角度，有两条技术路径：一是热解释氢，即通过加热将储氢材料中储存的氢气释放出来，不同的储氢材料热解释氢温度不同，有的释氢温度<150 ℃，有的释氢温度>300 ℃；二是水解释氢，即通过储氢材料与水发生反应将材料中存储的氢气释放出来，不同的储氢材料水解反应式不同，有的只能释放部分氢气，有的不仅可以完全释氢而且还可以将水中的一个氢释放出来。
国外的储氢材料研发起步较早，围绕着硼氢化钠、氢化镁、氨硼烷等高密度固态储氢材料开展了制备工艺、释氢工艺、催化剂等方面的研究，并已在一些小流量、小功率场景中得到应用。近年来国内加快了研发步伐，开发出轻金属氢化物复合储氢材料，推动了多种固态储氢材料产业化进程等，并在便携供电、车载动力、车载供氢、并网发电等方面进行了应用示范。
新型固态储氢材料有望成为跨区域氢能调度、长周期电力调峰、大规模工业供氢的重要解决途径。从可大规模储-运-用的角度，其需要具备一些基本品质，可用4个维度10项指标来评价（表1）。
当前面临亟待解决的问题主要有：如何提高单台套设备的生产能力；如何研制出更高效的催化剂，降低热解温度或提高水解效率；如何提高单位重量储氢材料的热解释氢速度；如何控制水解反应剧烈的储氢材料的反应进程；如何综合利用水解释氢反应热，提高能源综合利用率等。
建议加强全生命周期角度技术经济分析，充分考虑储氢材料原料禀赋、全生命周期绿色属性、规模化生产能力、全过程综合能耗等核心要素；加强储氢材料规模生产工艺与装备、大流量可控释氢、氢-电-热综合利用等关键技术攻关；加强不同条件下储氢材料的长期存储、远距离运输、大流量供氢、绿色氢能交通、大功率并网发电等工程应用示范；加强新型储氢材料制备、储运、释氢、应用技术等方面的标准规范制定，打造新型储氢材料标准体系，支撑并引领储氢技术发展，充分发挥氢气的能源和资源双重属性。
成永红，西安交通大学电气工程学院教授。教育部“长江学者”奖励计划特聘教授。主要研究方向为新型储能与能量转换纳米材料及应用技术。
液氢产业高质量发展的挑战与对策
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魏蔚（江苏国富氢能技术装备股份有限公司）
近年来，代表氢能产业高质量发展的大规模氢液化和液氢储、运、加、用技术，在发达国家获得更加广泛的商业化应用，不断涌现新的应用领域和创新模式，与中国的差距不断扩大，这将进一步限制中国在液氢国际标准领域的话语权、低温液化能源领域的自主性和液氢国际贸易中的主动权，须高度重视。
技术的先进性和工程应用研究的前瞻性使得美国垄断了全球约2/3的液氢商业化生产和使用，剩余的主要市场份额在欧洲、日本和韩国。而中国目前商用液氢的应用和试验检测条件基本空白，液氢成本居高不下使得行业出现“唱衰”液氢的舆论，这会极大限制中国氢能产业的高质量发展。当前面临的挑战主要有以下3个方面。
（1）液氢成本控制。中国是全球第一产氢大国，绿氢生产技术与规模成本控制也走在世界前列，而储运技术以导向管道输氢和绿醇、绿氨等常温领域为主，错失了低成本发展绿氢液化的机会。低温工程极具规模效益，中国在液化天然气（Liquefied Natural Gas, LNG）领域错失了发展机会，使得中国LNG进口依存度高达80%以上。如果不高度重视液氢的自主生产，将会使未来液氢的需求也依赖进口，这将限制中国多领域的发展，需要高度警惕。
（2）液氢安全管理。液氢储运和转注、加注技术的特殊性尚未得到足够重视，照搬LNG模式会对发展初期的液氢产业带来毁灭性打击。罐箱多式联运和零排放加注是液氢运输和终端应用领域的刚需，尤其是在公路、铁路、内河和近海领域，是液氢储运安全性和经济性的保障条件。这对于发展氢能自给自足的中国尤为重要。
（3）液氢介质的科研试验条件。液氢的特殊性使得其技术研究无法用其他介质模拟替代，液氢科研试验条件匮乏限制了民用液氢的商业化发展，也不利于参与国际标准的制定。中国需高度警惕发达国家对液氢相关国际标准的垄断性，这将对中国造成不利影响。
未来5年，欧洲、美国、日本、韩国会加大百吨级液氢工厂建设，液氢国际贸易将延伸到澳洲、中东等能源出口地区，液氢的工业应用不仅包括能源化工、电子半导体和液氢飞机，还包括替代液氦实现超导储能与核聚变商业化。中国必须紧跟国际化发展趋势，破除壁垒，迎头赶上，提升中国在液氢工业应用领域的竞争力。对策建议如下。
一是增强中国在大规模能源领域低温工程建设方面的竞争力。利用中国制氢和绿氢产业优势，国有能源集团牵头组织大规模氢液化跃升工程，对标美国和韩国建设日产百吨级的氢液化工厂，参考发达国家的发展路径，降低液氢生产成本从而拉动液氢商业化应用。
二是着力推进液氢储运加注转注的安全性研究与规范行业管理。对标国际化发展趋势，完善政策与法规标准体系建设，带动液氢在工业终端的应用，不仅是液氢加氢站，还有液氢气化站和点供应用。国家市场监督管理总局、交通运输部和中国船级社等行业主管部门加快推动液氢罐箱多式联运、零排放加注等相关技术研究和标准规范的制定。
三是积极开展液氢科研试验条件建设和深度参与液氢领域国际标准制定。发挥国家体制优势，产政学研相结合，组织力量深入开展液氢领域科研试验条件建设，支持液氢工业技术的发展。在自主研发建设的同时，以开放的心态寻找检测、认证等方面的国际化合作，积极参与国际标准化组织液氢相关国际性标准的制、修订。顺势而为，加强与欧洲的标准化合作，推动中国标准国际竞争与合作环境向有利方向发展。
魏蔚，博士，正高级工程师。江苏国富氢能技术装备股份有限公司联合创始人。主要研究方向为能源装备、液氢储运和氢能利用技术。
构建竞争力：中国有机液态储氢载体技术突破与政策支持
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方涛1,2†，王斌1,2，杨福胜1,2，张健铮2，龚翔1,2
（1.西安交通大学化工学院；2.陕西氢易能源科技有限公司）
中国有机液态储氢载体（Liqiud Organic Hydrogen Carriers, LOHC）在技术层面整体处于国际先进水平，商业示范及产业化进度仅次于德国与日本。
国外储氢主要以甲苯、二苄基甲苯等苯系芳烃类作为有机储氢载体。目前，国内采用杂环芳烃类有机储氢载体，示范项目供氢能力达到400 kg/d（陕西氢易能源有限公司内部评测）；国外苯系芳烃类储氢载体示范项目（二苄基甲苯，德国Hydrogenious LOHC Technologies）供氢能力达到500 kg/d；远洋储运示范项目（甲苯，日本千代田化工建筑株式会社）供氢能力达到210 t/a。国内苯系芳烃储氢载体示范项目进展落后于国外，但杂环芳烃类储氢载体示范项目进展领先国外，且在储放氢装置体积以及综合能效方面具有一定优势。
在储放氢催化剂方面，国内外技术路线和研究水平接近，储氢选用负载型贵金属及非贵金属催化剂，已可实现有机储氢载体的高效率、高选择性储氢；放氢催化剂以负载型贵金属催化剂为主，循环性能稳定性尚需提升。
储放氢装置与有机储氢载体的关联度很高，国内在杂环芳烃类储氢载体储放氢装置的设计与制造上已处于国际领先水平（陕西氢易能源有限公司），苯系芳烃类储放氢装置与国外差距明显。
在技术方面，苯系芳烃类储氢载体在中国受《易制毒化学品管理条例》管制或《危险化学品安全管理条例》限制，在储氢领域难以推广；杂环芳烃类储氢载体现阶段产能受限，无法满足储氢领域的规模应用需求。储氢催化剂量产技术尚未成熟，一致性评价未经市场验证；放氢催化剂使用成本高、寿命短、易失活，是制约循环储放氢效率提升和技术推广的瓶颈。储放氢装置存在设备标准化和集成化程度低，热管理难度大等问题。
在规划管理方面，对有机液体技术路线的顶层设计不足，相关标准规范基本处于空白，应用场景亟待拓展，材料及成套设备的关键性能，特别是系统稳定性和寿命，尚缺乏市场验证。
在相关高校和企业的密切合作下，相对完整的技术体系，包括高效率的储放氢催化剂、有机储氢载体、高效储放氢反应设备和高集成度储放氢工艺，将在未来两年初步形成。进而在LOHC示范项目带动下形成市场规模，加速储放氢工艺、装置的更新迭代，通过持续提升LOHC技术产业化水平，预计将在2030年建成较为完善的LOHC技术产业链，并充分参与国际竞争，探索借助LOHC技术构建氢能供应干线网络。
建议依托优势单位，强化对中国LOHC产业中高效低成本储放氢催化剂制备、低成本高一致性载体规模合成、高效集成化储放氢装备等关键技术的引导和扶持；制、修订配套政策、法规和标准，为相关工业和示范项目落地清除障碍；拓展LOHC技术应用示范场景，推动技术进步、成熟，从而加快形成适应国情、具有技术特点和成本竞争力的LOHC技术产业链。
†通信作者：方涛，西安交通大学化工学院教授。陕西氢易能源科技有限公司技术委员会主任，陕西省常温常压液态储氢技术创新联合体负责人。主要研究方向为有机液态储氢技术和超临界流体等。
推进全钒液流电池储能的中国路径
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刘宗浩（大连融科储能技术发展有限公司）
中国在全钒液流储能技术领域的关键指标已达到国际先进水平，且在商业示范与产业化进度方面，相较于国外整体进度处于领跑地位。
从全钒液流电池储能产品关键指标来看，储能单元能量效率不低于70%、储能介质能量密度为15~30 W·h/L、单体电堆功率达到40 kW级以上、电池模块额定功率达到500 kW以上，国内外指标水平基本一致。
在关键材料方面，国内实现了全氟磺酸质子膜的国产化，已应用于多个储能项目。新型可焊接非氟膜材料也表现出良好的电池性能指标和独特应用前景。电极材料方面，国产碳素类电极材料已能基本满足需求。全钒液流电池关键材料产业链方面已经基本完备，基本实现对于国外材料的替代。
国外从事全钒液流电池储能技术开发的机构主要包括日本住友电工（SEI）公司、英国Invinity、奥地利Enerox、澳大利亚VSUN、美国Largo、德国Fraunhofer研究所、美国西北太平洋国家实验室（PNNL）等。据不完全统计，国内从事全钒液流电池储能技术研发及产业化方面的研究机构及生产企业达到170余家，产业化程度及规模大幅超过国外。目前，中国在全钒液流电池关键材料基础研究、电池系统集成及应用示范工程方面均取得了突破，主导了国内外液流电池标准的制定，技术水平处于国际领先地位。
在全钒液流电池储能技术产业化及商业示范方面，中国于2016年实施了全球最大全钒液流电池储能调峰电站国家示范项目一期工程（100 MW/400 MW·h）的建设，项目已正式投运。单个项目规模达GW·h的全钒液流电池储能示范工程，计划于2025年实现并网。据公开报道，国外实施的单个全钒液流电池储能示范项目的最大规模为60 MW·h。在全钒液流电池储能系统产业化及应用领域，中国处于世界领先地位。
虽然中国全钒液流电池储能行业产业化及商业化取得了实质性进展，但是其发展过程中仍面临着基础性、原创性、突破性创新不足，电力系统市场机制不完善，资源、技术、市场全产业链不成熟等问题和挑战。
在技术方面，① 传导膜材料的构效关系及离子传递机理不清晰，难以满足进一步开发高功率密度电堆需求；② 以碳材料作为典型材质的传统电极材料需要进一步突破，以实现全钒液流电池工作电流密度的有效提升；③ 电解液工作温度区间相对较窄，高温、高充电状态（State of Charge, SoC）稳定性有待改善，需要提升全钒液流电池宽温域适应性；④ 储能单元模块集成度不高，漏电损耗、辅助功耗较大，导致电池模块交流能量转换偏低；⑤ 储能单元模块间SoC差异化规律及其影响、系统运行控制策略尚不明确，导致储能系统容量利用率和能效较低。
在市场推广及机制方面，电力系统市场机制不完善，储能项目收益机制难以确保稳定，储能项目投资风险相对较高，造成目前全钒液流电池储能项目决策周期长，全钒液流电池储能项目，尤其是规模较大的储能项目的推广受到不利影响。
为加快推动中国全钒液流电池储能规模化、产业化、市场化发展，提出如下发展建议。
在产业发展政策完善层面，进一步明确储能在独立市场中的主体地位，发挥电力市场建设导向作用，完善市场运行机制，完善新型储能盈利模式，建立合理的储能长效补偿和监管机制；在竞争性电力市场形成以前，新型储能按照“两部制”电价政策予以保障，阶段性保障新型储能项目的运行收益。随着电力系统发展改革的深入，电力市场运行机制的逐渐建立和成熟，探索建立“容量电价+市场”共同支撑的收益机制，完善储能收益疏导机制，形成依靠市场机制和技术性价比联动的良性发展。
在技术创新研发方面，加强对储能学科的建设，以及基础、工程研究领域的专业人才培养，为储能技术的研发和产业化发展提供人力支持；加强新一代储能技术的基础创新研究，加强储能领域核心技术的知识产权和标准布局，提升中国新型储能技术在国际上的竞争力；促进储能技术从资源、技术、产业、应用端全链条产业发展和融合，加大支持具备自主知识产权的储能技术的应用推广。
刘宗浩，教授级高级工程师。大连融科储能技术发展有限公司总工程师。主要研究方向为全钒液流电池关键技术开发及电池储能系统应用。
加速实现燃料电池车的商业化
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衣宝廉（中国科学院大连化学物理研究所）
要实现“双碳”目标，必须大力发展可再生能源。由于可再生能源的随机性、波动性、季节性，必须大力发展储能，确保电网的稳定运行。利用可再生能源电解水制氢是最廉价的储能方式，同时还可以实现可再生能源再分配，解决可再生能源地区分布不均的问题并发展氢-电供能体系。氢能还可用于难脱碳的交通、冶金、建筑等领域脱碳。
燃料电池车的商业化是氢能应用的突破口。在国家政策的推动下，在全国氢能与燃料电池工作者，特别是企业家的努力下，中国已基本建立燃料电池发动机的大部分关键材料与部件的生产线，实现北京冬季奥运会1 000多辆燃料电池车的大规模示范运行，并证明了由于燃料电池具有比能量高（可达0.5~1.0 kW·h/kg），特别适合重载车和长途车。其发电电堆与储氢罐是分开的，不会产生燃烧和爆炸，只要加强氢的检测与控制，就可以做到安全无事故。现在全世界有73 000多辆燃料电池车在运行，没有燃烧和爆炸事故发生。燃料电池车特别适合在北方寒冷地区运行，运行时里程不会缩水，燃料电池余热还可为车辆供暖。燃料电池车的加氢时间、续驶里程和驾驶舒适性可以与燃油车相媲美。
尽管燃料电池车有上述优点，但由于燃料电池电堆和系统制备费用高，导致燃料电池车的售价是燃油车的2~3倍。且由于绿氢制备和储运费用高，燃料电池车的运行费用也远高于燃油车。因此，燃料电池车尚未实现商业化。
为实现燃料电池车的商业化，需要科技工作者、企业家和政策的协作。
（1）依靠科研工作者突破和创新。首先突破“卡脖子”技术问题，同时进行创新性新技术开发。例如，研发高活性、长寿命、低铂或无铂的电催化剂，特别是抗有害气体毒性各种副产氢氧化电催化剂，利用副产氢做燃料电池的燃料，这样使具备副产氢的地区，如氯碱工业、氯酸盐工业、丙烷、乙烷脱氢制烯烃等地区，氢的成本可降至20元/kg以下，使燃料电池车的运行成本低于燃油车。
研究改进电极结构，提高催化剂氧还原活性中心的利用率，降低氧传质阻力，大幅度降低燃料电池活化极化和传质极化。研发超薄的复合膜，大幅度降低燃料电池的欧姆极化，进而提高燃料电池的比功率。目前，中国燃料电池堆的工作电流密度为1.5~2.0 A/cm2，若能通过上述措施，将工作电流密度提高到4~5 A/cm2，电堆输出功率将提高1倍多，使成本降低为原成本的1/2。燃料电池堆成本可由现在1 000~1 500元/kW降低至500~700元/kW。
设计与组装燃料电池系统，要确保燃料电池电堆在最适宜运行的条件下工作。例如，电-电混合能够控制燃料电池的输出功率，使其平稳输出，解决燃料电池响应慢的问题，提升电池系统的可靠性和耐久性。电堆氢腔氢气循环，不但可以防止氢腔积水，影响氢气在各单池间分配（严重时导致反极），还可以提高氢气利用率。电堆要靠适于其运行的电池系统，达到可靠性高、寿命长和满足用户保质期的需求。
（2）依靠企业家在突破“卡脖子”技术的基础上，进行燃料电池发动机关键材料与部件的批量生产，使燃料电池发动机成本降低。按照美国能源部预测，实现燃料电池部件批量生产，企业或公司燃料电池电堆产量由千台级升至万台级，燃料电池电堆成本可降低50%以上，而燃料电池堆成本占燃料电池系统的50%左右。据此预测，“十四五”结束时，燃料电池发动机成本可降至500元/kW左右。
实现氢气压缩机、高压储氢瓶、加氢机等国产化和批量生产，建设油、氢、电合建站，大幅降低加氢站的建设费用。在有副产氢地区，大量利用副产氢做燃料电池车的燃料，将加氢费用降至30元/kg氢左右。
三是靠政府政策支持和指导。补贴和支持：政策通过提供补贴来支持加氢站的建设和运营，以及氢能汽车的购置和运营。示范应用推广：政策鼓励在特定领域和场景中推广氢能汽车的商业化示范应用，如在机场和码头实施氢能重型商用车、公交、冷链物流等。产业链发展：制定相关政策旨在促进氢能产业链的成熟，包括氢燃料生产、运输、储存和加注等，以营造良好的使用环境。基础设施建设：制定相关政策推动加氢站的布局和建设，以形成安全、稳定的氢能供给保障网。通过这些政策措施，政府不仅为氢能汽车产业提供了资金和技术支持，还为产业的长远发展创造了有利的市场和运营环境。
有理由相信，通过氢能和燃料电池的企业家和科研工作者共同奋斗，在政府有益政策支持和指导下，燃料电池车的商业化将会尽早实现。
衣宝廉，中国工程院院士，中国科学院大连化学物理研究所研究员。主要研究方向为化学能与电能的相互转化及其相关领域。
国产膜电极技术突破：氢能产业的核心竞争力提升
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杜磊1，叶思宇1,2†
（1.广州大学黄埔氢能源创新中心/化学化工学院；2.鸿基创能科技（广州）有限公司）
膜电极是氢燃料电池和电解水制绿氢中最为核心的零部件，是联结上游关键材料和下游装置集成的关键节点，决定着氢能产品乃至产业的综合竞争力。膜电极技术体现了10余类材料的高度集成，形成了多界面、多物态的复杂耦合反应系统，也是多重应力中心。
（1）国产膜电极关键材料正在赶超国际先进水平。膜电极中包含诸多关键材料，包括催化剂、离子交换膜、离聚物、气体扩散层等。中国在新材料领域的研究已经展现巨大的优势，当前已基本能够实现这些关键材料的国产化替代。然而，与国外先进水平相比，这些关键材料的竞争性还有不足，尚未形成国际领跑的优势。此外，膜电极的制造需要将这些材料进行集成，在这一过程中如何针对膜电极的特殊用途（如长途、高温等）实现关键材料的快速筛选或后处理优化是当前的难点之一。最后，关键材料集成为膜电极并非仅有工艺和技术问题，工况下的水、热、电、质传输及其耦合涉及诸多关键科学问题仍需要深入理解，这将有助于指导材料设计，帮助中国膜电极技术处于领跑地位。
（2）膜电极产业上下游配合仍需进一步加强。膜电极产业上下游涉及诸多产品种类和技术，它们之间具有一定的技术壁垒，配合不足将导致上游的关键材料难以迅速完成“膜电极-电堆-系统-整车（船）”多层级工程化验证。然而关键材料的多层级验证至关重要，不仅能够从不同角度考察验证关键材料的可靠性，还能够在不同层级验证过程中获取海量实际工况数据，从而积极反馈至产业链的各个环节，以促进材料和产品的迭代升级。在多层级验证过程中，科学和技术问题还可能进一步得到凝练。膜电极作为关键材料的集成产品，其制造商应特别注重与上下游各个环节的及时沟通与反馈。
（3）膜电极制造工艺过程自动化、智能化提升潜力巨大。膜电极作为10余种关键材料的集大成者，其制造工艺较为复杂。当前膜电极制造的自动化和智能化不足，诸多步骤依赖人工操作，会造成良品率下降。膜电极良品率不足会严重导致电堆的良品率下降。假使膜电极良品率从100%下降至90%，电堆组装成本将增加60%。为解决这一问题，自动化和智能化的膜电极生产设备也将需要进一步支持，一方面协助膜电极生产提升良品率，另一方面根据膜电极厂家实际需求进行个性化定制。
†通信作者：叶思宇，加拿大国家工程院院士，教授。广州大学黄埔氢能源创新中心负责人、首席科学家，鸿基创能科技（广州）有限公司董事长兼首席技术官。主要研究方向为氢能材料及器件开发及产业化。
加快构建耦合化石能源与可再生能源的SOFC/SOEC技术研发体系
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彭苏萍（中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，怀柔国家实验室）
在“双碳”目标与能源安全背景下，中国需要注重传统化石能源与可再生能源深度融合，在化石能源低碳化利用的基础上，实现可再生能源的规模化发展。“泛氢”能源（氢及其衍生品绿氨、绿色甲醇等）是化石能源和可再生能源多能融合的理想媒介，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是实现中国能源低碳发展的重要途径。基于“泛氢”燃料的固体氧化物燃料电池（Solid Oxide Fuel Cell, SOFC）高效发电和基于固体氧化物电解池（Solid Oxide Electrolysis Cell, SOEC）的可再生能源电转X（“泛氢”能源）技术是21世纪的革命性技术，是发展能源新质生产力的重要引擎。
SOFC燃料适应性强，可使用氢气，不要求高纯度，特别是可直接使用各种“泛氢”燃料，与现有能源供应系统兼容，发电效率高，在煤气化燃料电池发电和可再生调峰储能领域应用广泛。美国、欧洲、日本等发达国家和地区在SOFC技术方面，一直处于世界领先地位，经过几十年的技术研发和攻关，已经基本实现了SOFC技术的商业化运行。SOEC技术电解制氢效率高、能耗低（3~4 kWh/Nm³ H2），可以利用各种工业余热（如核能、钢铁及化工合成等），通过吸热进一步降低电耗，还能够直接转化利用CO2，实现碳循环。SOEC技术是当前全球氢能技术研发的重点。其中，美国将SOEC技术视为提升核电运行灵活性的重要手段，欧盟将SOEC技术视作Power to X的重要途径，以提升能源安全水平。
面临的挑战：SOFC/SOEC技术运行温度高、技术链长、专业跨度大、短期回报率低，单独依靠高校或企业难以全面突破。美国、日本均成立了由企业、国家实验室和高校组成的产业联盟，投入巨资长期持续研究。目前，欧美SOFC/SOEC整体技术成熟度（TRL）已达7~8级。中国SOFC/SOEC研发以高校为主，企业难以形成长期稳定的攻关力量。目前在核心电堆性能、寿命、可靠性等核心技术方面亟待攻关，在大功率系统集成及示范方面与国外有较大差距。
耦合“泛氢”能源的SOFC/SOEC技术可以互联电网、燃气网和绿色化工，应用前景广泛。未来SOFC/SOEC技术将向大规模、低成本、长寿命、低温化发展。
（1）建议抓住机遇期，加快构建以国家实验室为引领的战略科技力量，从市场需求出发，联合产业链上下游企业、科研院所，建设涵盖全产业链的协同创新平台，潜心攻关，尽快掌握具有自主知识产权的高性能关键材料、工业尺寸电池、低成本高一致可靠电堆、高效大功率模组与系统系列关键技术。
（2）积极探索有效商业模式，因地制宜展开多场景示范，重点开展大型煤气化燃料电池灵活发电（Integrated Gasification Fuel Cell, IGFC）技术、耦合工业余热的SOEC制氢技术，以及波动性可再生能源调峰储能技术研究。同时，拓展SOFC在生物质气、煤层气发电以及氨/甲醇燃料船舶场景示范应用，以及SOEC在共电解二氧化碳和水蒸气制绿色甲醇等技术开发。
彭苏萍，中国工程院院士，中国矿业大学（北京）、怀柔国家实验室教授。国际能源委员会委员，国家能源委员会专家咨询委员会委员。主要研究方向为能源技术。
金融创新驱动燃料电池产业
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钱伟（佛山市清极能源科技有限公司）
近年来，随着国家出台了一系列针对战略性新兴产业的支持政策，燃料电池领域也收到了政策的红利，其研发、示范和商业化应用的资金投入不断增加。燃料电池与金融的关系主要体现在金融行业通过提供资金、创新的金融产品和服务，推动燃料电池产业的飞速发展。
现阶段金融对燃料电池产业的支持主要体现在以下方面。
（1）资金支持。燃料电池产业处于发展初期，需要投入大量的资金用于产品的研发及示范应用。金融业通过提供风险投资、贷款等方式，为燃料电池产业提供了资金支持。2017—2022年，随着产业政策的落地，风险投资机构及产业资本纷纷进入燃料电池行业，使其在核心零部件技术的突破及交通领域应用方面取得了较快发展。
（2）金融产品创新。随着燃料电池技术的进步和应用领域的扩展，金融市场推出了科技创新贷、绿色公司债等产品，拓宽了燃料电池企业的融资渠道。例如，多地政府出台了投贷联动政策，银行也配套推出了类似的金融产品，扩大燃料电池企业的资金来源。
（3）产融对接。各地政府及产业协会通过举办燃料电池产业高峰论坛等活动，促进了燃料电池企业与金融机构的合作，推动了技术和资本的有效对接。
2023年燃料电池产业进入了新的发展阶段，市场需要更大规模的资金支持时，也遇到了宏观政策的变化。因此，行业的发展进入一定的低谷期，主要原因如下。
（1）商业模式不清晰。过去几年，受到国家的补贴红利，行业头部企业纷纷参与垫资示范。然而补贴资金没有及时下达，燃料电池企业的现金流受到了较大的影响。从目前已经上市的几家企业财务报表可以看出，受补贴款的影响，燃料电池企业的应收账款较大。这种依赖政府补贴的商业模式，在当前财政资金紧张的情况下很难持续下去。想要改变这一困境，企业必须改变商业模式，使产品真正服务于市场。同时也需要政府及金融行业联合出台符合市场发展需求的金融创新产品和服务，如利用国有平台较低的资金成本及较大的授信额度，结合市场化的合作模式，为行业带来持续的现金流。
（2）金融业本身发展的问题。自2023年以来，随着国内二级市场政策的变化，风险投资机构没有很好的退出渠道，机构投资变得更加谨慎。加上外资的撤离，导致市场上的资本迅速减少，这也给燃料电池行业的发展带来了很大的影响。对于燃料电池行业来讲，真正爆发式发展还需要时间，如何更好地让行业健康持续发展，离不开资本的持续支持。燃料电池产业是国家战略性新兴产业，需要政府的持续投入，当下更加需要国有资本的长期支持。在国内燃料电池行业发展已经取得了较大进步，如何获得国内金融业更好的支持，让国内产品在未来国际上有竞争力是亟待解决的问题。当前行业相关企业逐渐进入国际市场，金融保险行业为企业出海发展护航是当务之急。燃料电池技术的进步和应用范围在海外进一步扩大，使中国金融业在国际上的影响力逐渐增强，也为中国金融业的全球化发展提供了机遇，因此金融行业的创新及变革显得更加重要。
钱伟，高级工程师。佛山市清极能源科技有限公司董事长兼总经理。高级工程师。主要研究方向为燃料电池电堆及系统产品开发、产业化。
加氢站的政策法规需求
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高顶云（上海舜华新能源系统有限公司）
自2006年中国第一座加氢站——北京永丰加氢站建成以来，截至2023年底，中国已建成428座加氢站，覆盖了全国30个省市自治区，成为世界上加氢站数量最多的国家。连续运行时间最长的上海安亭加氢站，自2007年至今已连续运行17年。虽然中国加氢站发展较快，但也面临政策法规不完善和经营困难的挑战。
（1）加氢站性质有待明确。目前，中国相关法规在将“氢”定性为危化品的同时没有赋予其能源属性，因此作为氢燃料电池车补充能源的加氢站的性质尚未明确。虽然很多省市已将加氢站纳入燃气设施管理，核发燃气经营许可证，但法理依据仍然不足，其原因是国务院《城镇燃气管理条例》将一次能源的天然气、液化石油气定义为燃气，将天然气、液化石油气加气站定义为燃气设施，但并未涉及氢气及加氢站。既然《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》已将氢能列入二次能源，从法理上确立了氢的能源地位，应及时修订《城镇燃气管理条例》，明确将氢气纳入燃气范畴，将加氢站纳入燃气设施，让加氢站的建设运营“名正言顺”。
（2）有条件地放开加氢站内制氢。制氢项目属于重点监管的危险化工工艺、重点监管的危险化学品和重大危险源，因此国家明确氢气生产只能限定在化工园区或产业集中区内，这就导致加氢站难免受到气源供应和氢气价格的掣肘。目前，多地尝试在化工园区外建设制加氢一体站，期望解决氢源供应并通过省去运输费用以降低氢气价格。尽管有些制加氢一体站穿上了绿电制氢的“马甲”，但其合法性仍然受到质疑。为优化加氢站的经营环境，确保制氢项目的安全运行，应有条件地放开基于加氢站自用的加氢站内水电解制氢（绿电和调整电网负荷的谷电均可），包括但不限于醇、氨重整制氢。这也符合正在制定的《危险化学品安全法》中“资源类和为其他行业配套的危险化学品建设项目除外”的规定。
（3）提高氢气的储运压力。氢气可以通过高压压缩大幅度提高其储能密度，提升燃料电池汽车的续航能力，降低氢气的运输成本。在液氢尚不具备大规模推广的情况下，提高氢气的储运压力是实现降本增效的有效手段，也是体现燃料电池车优势的有效途径。目前，中国法规规定氢气瓶最高工作压力为70 MPa，但现行车用气瓶的允许使用压力仅为35 MPa，运氢气瓶的允许使用压力主要为20 MPa。而国外车用气瓶的工作压力可达70 MPa，运氢气瓶的工作压力可达50 MPa。相比之下，中国还有很大的提升空间。因此，管理部门有必要突破自我限制，实施科学管理，提高氢气的储运压力。
高顶云，教授级高级工程师。上海舜华新能源系统有限公司联席董事长。主要研究方向为热能动力机械与装置。
氢动力飞行器：轻量化与技术突破的关键路径
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方谋1†，毛宗强2，孙敏敏1
（1.北京嘉清新能源科技有限公司；2.清华大学核能与新能源技术研究院）
大载重长航程的飞行器是低空经济的基础。在中国，目前低空飞行器基本以电动化为发展方向，电机逐渐成为航空动力的一种趋势。相较于燃油发动机，电动机具有更安全、操控更简便的优势。航空器的电动化实际上是电动汽车产业链的平移，电动汽车在发展进程中积累了电机、电控、电池等技术。汽车在基本完成电动化转变之后，下一步将朝着智能化和飞行化同步推进。建立在电动化、智能化和飞行化基础之上的飞行汽车在飞行器使用锂离子动力电池时，存在安全、里程和成本三大困境。采用氢动力在一定程度上能够实现安全、长航程、长寿命及全生命周期成本低的目标，使其在航空动力领域有着广阔的应用前景。然而，氢燃料电池作为一种全新的能源技术，在航空动力的实际应用中仍面临一些亟待解决的难点。解决好这些问题将彻底实现氢航空动力的应用突破。
氢燃料电池系统的减重是制约氢动力飞行器实现长航程与大载荷能力的核心关键，而实现这一目标的最有效路径则是增强燃料电池电堆性能及提高单堆功率。目前，液冷燃料电池技术应用于航空领域面临的主要挑战在于该系统需配备一套涵盖水箱、散热器、风扇、水泵及其控制系统的完整液冷组件。与风冷系统相比，每提升100 kW的功率，液冷系统的散热组件大约会增重100 kg。此外，散热器的体积庞大，在轻型飞机上难以找到合适的安装空间，并且可能破坏飞机的气动外形设计。相比之下，燃料电池风冷系统凭借简单的结构设计和紧凑的布局，仅需风扇即可实现热量排放。然而，若采用多个小型风冷系统拼凑成大功率动力系统，不仅会增加系统复杂度，降低可靠性，还会造成不必要的重量和空间浪费，使得飞机布局变得困难。因此，对于航空应用而言，发展具备大功率、长寿命、高度可靠性的单堆大功率风冷电堆及燃料电池系统显得尤为重要。唯有通过采用此类大功率空冷型燃料电池单堆，方能有效简化系统结构、减轻重量、缩减体积，为氢能航空动力的发展铺平道路。北京嘉清新能源科技有限公司已成功研发出体积小、能量密度高、单堆功率强劲的空冷型燃料电池，并已通过一系列严格测试验证。随着氢燃料电池技术的持续进步，其在航空领域的应用前景将愈发广阔。同时在推动氢航空动力的发展过程中，必须围绕航空航天级超轻量化氢燃料电池技术这一核心。例如，采用拓扑优化技术，在保证结构强度的前提下，最大限度地减少材料用量，全力实现燃料电池系统的轻量化目标。
氢燃料风冷电池在航空动力领域的应用前景广阔，但也面临诸多挑战。未来需要通过加强技术研发、提高产品成熟度、完善基础设施及政策支持等，来进一步有效推动氢燃料电池在航空领域的广泛应用，实现航空动力的绿色转型和可持续发展。
†通信作者：方谋，北京嘉清新能源科技有限公司董事长。主要研究方向为氢燃料电池电堆和系统的开发和生产制造。
氢医学产业：规范与创新并行的挑战与机遇
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宁淳（北京活力氢源健康科技有限公司）
氢医学及依托氢医学发展起来的应用产业，在医疗保健方面具有安全、方便、有效、成本低廉、形态多样化等鲜明特点，经过近十几年的迅速发展，已经初具产业化规模，但同时也面临诸多挑战和问题。
2012年，中国从事氢医学应用产品生产、研发、销售的企业陆续出现，据不完全统计有上千家之多。从早期较单一的富氢水和吸氢机发展出多形态和应用场景的产品。2017年，全国卫生产业企业管理协会氢医学健康产业分会正式成立。分会主办或协办行业内诸多活动，并于2019年牵头制定了富氢水、氢水机、吸氢机及固态氢产品团体标准，为规范行业发展、开展行业自律起到积极作用。
中国氢医学产业前途光明，道路曲折，市场足够大，产品足够好，但是困难也足够多，主要有以下几个方面。
（1）政策方面。① 根据市场监管相关政策，富氢水属于普通包装饮用水，氢水机也不属于医疗器械，所以不能在公开场合和媒体上宣传功效，极大限制了富氢水的推广普及。② 家用水机和社区水站属于涉水产品，携产氢模块难以申请到涉水批件，限制了大厂商进入该领域。③ 除1家获批医疗器械资质外，其余吸氢机均未获得明确身份。
（2）市场方面。① 客户需要氢医学知识的普及教育，需要树立科学正确的医疗康复理念，树立“健康需要投资、治未病重于治已病”的观念，这将是一个漫长的过程。如果氢医学科普不能大范围持续做起来，势必会影响行业发展。② 存在氢医学知识普及与被认定为虚假宣传方面的冲突。由于面向大众的科普大多由企业销售终端完成，所以市场监管极难分辨厂家是在做科普还是在宣传产品功效，因此几乎每年都有媒体对氢行业的厂商曝光。媒体曝光导致市场监管部门对企业的处罚。③ 市场上确有厂家“玩概念”“偷梁换柱”，愚弄消费者，如赋予产品氢原子水、氢离子水、活性氢水等概念；在宣传产品时，套用氢分子的研究成果，使消费者误以为这些产品等同于溶入氢气的富氢水。
氢医学健康产业如有突破性发展，可能会源自以下4方面。第一，随着具有绝对优势的大型企业进入市场，产品研发、市场宣传、销售渠道和销售人群覆盖都将迈上新台阶。2024年已经出现大中型国企入行的苗头。第二，政府相关部门加强监管与支持，主流媒体监督与推动并举，使行业协会蓬勃发展，提升行业自律，逐步清除有损行业信誉的企业，避免抹黑行业声誉的事件频繁发生。第三，谋求政府相关部门及全社会支持，将氢科普常规化。第四，某一个行业明星企业出圈，引发社会广泛关注，也会带动全行业的兴起。
宁淳，北京活力氢源健康科技有限公司创始人。中国社会工作联合会康复医学工委副总干事、全国卫生产业企业管理协会氢医学健康产业分会会长。主要研究方向为氢分子医学应用。
金属水蒸气热化学制氢的推广难点及对策
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张月桂（国杰老教授科学技术咨询开发研究院）
金属水蒸气热化学制氢技术作为一种新兴的制氢方法，因独特的优势逐渐成为研究热点。该技术通过金属与水蒸气在高温下发生化学反应制取氢气，具有显著的安全、高效和低成本特点。常用的金属包括铝、锌、镁和铁等。
中国石油集团渤海石油装备制造有限公司和江苏中熙氢能源科技有限公司已经在金属水蒸气热化学制氢领域取得了显著进展，其制氢装置单台产氢量分别可达350 m3/h和500 m3/h。该技术70%成本来自金属裂解剂，随着技术进步和产量扩大，应该会有较大的下降空间；30%成本来自水蒸气，由于160 ℃水蒸气来源广泛，不少工业废气都可以用作热源，所以，成本下降空间也比较大。
在各种制氢流程中，金属水蒸气制氢在总成本上也展现出明显优势（除煤制氢外）。另外，不同制储运氢流程的运氢成本占比很大，而金属水蒸气制氢的运输成本主要集中在金属的运输上，这部分成本是最低的。综上所述，在众多制氢方法中，金属热化学制氢在总成本方面也具备很强的竞争优势。
（1）安全高效与低成本。该技术通过精确控制反应条件，能够实现氢气的高纯度产出，确保了系统的安全性和高效性。
（2）环境友好。制氢过程不排放CO2，不产生有害的固体、液体和气体废物。
（3）规模灵活性。既可在小型实验室规模下进行，也可以扩展到工业规模生产。应用案例展示了该技术在不同规模下的应用潜力，而通过系统集成和自动化生产线的建立，可以实现规模化生产，满足不断增长的氢能源需求。
（4）运行独立性。该技术用热能制氢，无须大电网支持独立运行，使得该制氢技术可以在多种环境下部署，增加了能源供应的可靠性和灵活性。
针对该技术存在的技术难点提出以下建议：① 用户对这一颠覆性技术的认可度不高，持怀疑和观望态度。为此，需要通过科普宣传和演示项目来提高用户的认知和信任。② 现场制备氢气缺乏管理规范和标准，需要地方安全部门建立相应的监督检查依据。此外，绿氢属性的证明也是一个问题，需要及早组织新项目的绿氢认证。③ 为了促进绿氢发挥作用，政策上应允许在非化工园区制氢，并避免因就地制氢环节而提高整个厂区的安全级别。同时，应用端的天然气掺氢燃烧领域研究进展还有待突破，需要在独立工业区或社区尽快开展先导示范。④ 发挥碳税调节作用，提高绿氢的市场竞争力，这也是推动该技术发展的关键。
张月桂，国杰老教授科学技术咨询开发研究院氢项目部主任。主要研究方向为现场制氢、加氢。
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2024年第3卷第4期
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doi: 10.3981/j.issn.2097-0781.2024.04.012
- 出版时间：2024-12-20
- 发布时间：2024-12-24
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表12种不同金属材料的力学参数
| 科 Family | 属数 Number of genus | 种数 Number of species | 占总种数比例 Percentage of total species (%) | 属 Genus | 种数 Number of species | 占总种数比例 Percentage of total species (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 鹅膏菌科Amanitaceae | 2 | 11 | 5.26 | 鹅膏菌属 Amanita | 10 | 4.78 |
| 小菇科 Mycenaceae | 2 | 12 | 5.74 | 丝盖伞属 Inocybe | 5 | 2.39 |
| 多孔菌科 Polyporaceae | 8 | 14 | 6.70 | 蜡蘑属 Laccaria | 5 | 2.39 |
| 红菇科 Russulaceae | 3 | 23 | 11.00 | 小皮伞属 Marasmius | 6 | 2.87 |
| 小菇属 Mycena | 11 | 5.26 | ||||
| 光柄菇属 Pluteus | 5 | 2.39 | ||||
| 红菇属 Russula | 17 | 8.13 | ||||
| 栓菌属 Trametes | 5 | 2.39 |
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