制储输用，氢能全链条发展待提速

国际氢能展获悉，当前大规模电解水制氢面临哪些机遇与挑战?液氢和管道输氢技术成熟度如何?氢燃料电池未来应用前景怎样?9月中旬在北京大兴国际氢能示范区召开的第二届“智领未来·氢聚人才”氢能产学研高端论坛上，多位业内人士给出了自己的答案。

扩大规模降低成本是制氢关键

与会专家认为，相较化石能源制氢、工业副产气制氢，电解水制氢可结合风力、光伏发电等可再生能源，是真正的绿氢，发展前景广阔，但目前需降低成本，以实现规模化应用。

“碱水电解槽技术成熟、成本较低，占2018至2022年全球电解槽出货量70%的以上，是未来一段时间大规模电解水制氢的主要技术路线。”天津市大陆制氢设备有限公司总工程师许卫认为，大规模制氢系统的关键是“大规模”——更大的电解设备可降低投资和运行成本。但目前大规模电解水制氢还面临标准、法规等方面的挑战。根据现行规定，电解水制氢只能在化工园区落地，由此限制了很多绿氢项目。令人欣慰的是，近两年山东、河北、内蒙古等省份已经在地方政策层面对这一情况有所“解禁”。

在北京亿华通科技股份有限公司副总经理、首席技术官李飞强看来，电解水制氢的设备、用水、运维成本都不高，其80%以上成本取决于电价，因此下一步的发展重点是扩大规模、降低成本、实现高利润。

北京明阳氢能科技有限公司解决方案部总监叶鑫同样认为，电解水制氢设备的大型化、轻量化、模块化非常重要，能提升系统整体效率、降低成本。对于绿氢制备而言，除了需考虑水耗、电耗外，还应注重系统整合能力。

长距离推动纯氢及掺氢管道建设

高效、低成本的储运技术，是实现氢能大规模应用的保障。与会专家介绍，国内已实现从液化、储存、运输到加注的氢气储运关键技术突破和装备的自主可控发展，但仍面临一些瓶颈。

“管道输送是打通制氢和用氢‘最后一公里’的有效方式。”国家管网工程技术创新公司氢能业务负责人邵强分析认为，国内氢资源的市场分布与天然气基本一致，都是从西部地区、“三北”地区向东部地区输送，与“西气东输”整体流向相同。随着未来市场需求增加，中长距离储运需求将推动纯氢或掺氢管道建设。在他看来，在运输量较高且稳定的情况下，相比长管拖车或液氢槽车，管道运输具有成本优势，而纯氢管道是有望最早实现工业化应用的方向。

“现在的‘卡点’在液氢储运环节，要让液氢罐车真正上路。”中国科学院理化技术研究所研究员、博士生导师谢秀娟表示，就当前技术水平和应用场景而言，氢气的储存和运输结合度很高，可合并研究。据她介绍，目前常用的氢气储运方式是“压缩氢气+长管拖车”。此外，液氢和管道输氢的商业化路径也相对成熟，而固态储氢、液态有机氢、载体储氢等技术正在进一步研究中。其中，液氢储氢密度高、安全性更好，大规模运用后具有储运量大、充装快、占地小等优势。

李飞强也持有相同观点。他认为，如果建成国家级输氢管网，依靠风力、光伏发电的庞大产能布局，低成本离网制氢有望实现。

“纯氢、掺氢管道的关键设备研发和制造将成为氢能储运赛道的投资风口。”邵强建议，国家层面加快完善氢能领域的长效监管机制，推动输氢管道建设。

交通绿色化带动氢燃料电池应用

在下游应用环节，与会专家普遍看好氢燃料电池领域。

据李飞强介绍，随着国内车用氢燃料电池技术快速发展，超过90%的膜电极、电堆等关键零部件已实现国产化应用。“目前国内企业已全面覆盖催化剂、气体扩散层、质子交换膜、膜电极等关键材料，已经自主掌握大部分核心技术，在可靠性、安全性、经济性和成本方面都大幅提升。”李飞强认为，车用氢燃料电池要实现规模应用的关键是大幅降低成本。据他预测，2025年以后，车用氢燃料电池材料成本可控制到1000元/千瓦时，到2030年则有望控制到200元/千瓦时。

北京氢璞创能科技有限公司副总经理朱俊娥则认为，水运领域氢燃料电池应用亟待推进。她表示，相较道路交通场景，船舶保有量小、建造成本高，对动力的需求更高，加氢、储氢技术难度及对安全性的要求也更高，因此目前船用氢燃料电池的发展要慢于车载应用。但是，目前我国船舶保有量在12万艘数量级，柴油动力船舶的能耗和环保压力较大。仅在2020年，我国船舶二氧化碳排放量就达1200万吨，占整个交通运输领域排放量的12.6%，因此推动水运交通绿色化非常必要。她认为，车用燃料电池应用示范已打下了良好基础，成为船用燃料电池发展的重要参考。

“此前氢燃料电池在船舶领域的应用主要集中在内河、近海等场景，以客船、渡船、内河货船、拖轮为主，加上部分海上工程船、滚装船，且装机功率整体偏低。”朱俊娥表示，近年来船舶尤其是海船对于燃料电池功率的需求逐渐提升，将达到兆瓦级。

在这种情况下，船用氢燃料电池的发展关键在于“大功率”。朱俊娥介绍，国际海事局已出台燃料电池临时标准，船用燃料电池标准规范基本框架已成形。她所在的公司也正在开发船用大功率燃料电池系统，功率有望达到500千瓦级。

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