为应对气候变化,全球掀起了开发氢能的热潮。一般认为,氢将在能量转换中发挥关键作用。国内稳定的政策环境支持企业和社会资本参与产业链上下游,推动氢能和燃料电池产业快速进入示范应用阶段。但规模化发展仍面临氢燃料电池成本高、加氢站设施薄弱、终端耗氢成本高等技术和成本瓶颈。未来,技术、标准法规、政策等因素的协同作用将有助于加速氢能和燃料电池产业的商业化。
氢是宇宙中丰富的元素。氢能作为二次能源,是的碳中性能源载体,可用于发电、取暖和交通燃料。具有零污染、热值高、贮存量大、储量充足、应用等优点。氢的储能特性使其具有跨时空灵活应用的潜力,可与可再生能源有效对接,有助于可再生能源的吸收和规模化开发。正是基于氢能的优势和潜力,在应对气候变化和全球能源转型的大背景下,普遍认为氢能将成为未来能源系统的关键节点,在全球能源转型和提高能源系统灵活性方面发挥关键作用。近年来,全球资本、技术、舆论等因素共同促成了这一轮氢能热潮。
01 | 技术因素导致制造氢燃料电池成本较高
氢燃料电池系统由电堆、供气系统、控制系统等部件共同构成。电堆是将化学能转化为电能的部件,电堆成本占氢燃料电池系统总成本60%左右(图1)。造成电堆成本居高的主要因素包括:膜电极、电堆加工制造过程及使用环境要求。而电堆技术的瓶颈也导致氢燃料电池系统成本较高。
膜电极是电堆的部件,由催化剂、质子交换膜、碳纸组成,其成本约占氢燃料电池系统的36%。目前商用催化剂为铂/碳,其成本约占氢燃料电池系统成本的23%,是成本的主要来源。质子交换膜、碳纸材料成本也较高,国内主要依靠进口,在性能和批量化上与国外还存在差距。膜电极已经发展到第三代有序化膜电极技术,趋势是降低大电流密度下的传质阻力,进一步提高燃料电池性能,降低催化剂用量,使膜电极的材料成本大幅降低。
均一性是制约电堆性能的重要因素,也是影响制造成本的关键。电堆通常由数百节单电池串联而成,均一性与材料的均一性、部件制造过程的均一性有关;特别是流体分配的均一性,不与材料、部件、结构有关,还与电堆组装过程、操作过程密切相关。由于操作过程生成水累积引起的不均一、电堆边缘效应引起的不均一等,电堆中一节或少数几节单电池的不均一会导致局部单节电压过低,限制了电流的加载幅度。设计、制造、组装、操作控制等环节产生的不均一性直接影响电堆的比功率,进而影响电堆成本。
氢燃料电池使用环境对其寿命和性能有重要影响。铂基催化剂与燃料中的一氧化碳、硫等物质发生反应会导致其失去活性,无法再进行催化作用,进而导致电堆寿命缩减。空气中极少量SO2和NOx杂质会引起燃料电池中毒,造成燃料电池电压衰减,进而影响燃料电池性能。
有关空气质量、氢气品质对氢燃料电池车使用性能的影响已被业界关注。2017年10月丰田公司启动氢燃料电池车Mirai在中国的适应性实证实验。2019年7月1日实施的GB∕T 37244—2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料 氢气》对适用于聚全氟磺酸类质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气的纯度、杂质含量等指标进行了规定。
02 | 氢燃料电池车成本较高限制了商业化销售规模
车用燃料电池系统成本高是造成氢燃料电池车售价高的主要根源。由电堆、氢瓶和空压机等主要部件组成的燃料电池系统是氢燃料电池车的,约占氢燃料电池车成本的50%。其中除电堆成本高外,供氢系统、空气供给系统成本也较高,技术上与国外还存在较大差距。
氢燃料电池车尚未规模化生产,市场销量有限。目前,全球的氢燃料电池车企业——丰田公司现有生产能力3000辆/年,2020年也只能达到3万辆/年,本田、现代、日产、上汽等车企虽相继推出商业化车型,但市场销量依然有限(见表2)。氢燃料电池发动机企业亿华通与宇通客车、福田汽车、中通客车等车企合作,建设了国内首条自动化氢燃料电池发动机生产线,年产能也1万台。生产规模小导致整车成本较高,如丰田公司官网上2020款Mirai售价为58550美元,是混合动力2020款PRIUS售价(24325美元)的2.5倍,远高于消费者预期。
降低燃料电池系统成本是目前车企及相关领域研究机构关注的重点和研究的方向。根据美国能源部研究数据,车用燃料电池系统生产成本从2006年的124美元/kW降至2015年的53美元/kW,下降幅度近60%,2020年目标降至40美元/kW。我国《节能与新能源汽车技术路线图》中,车用燃料电池系统生产成本2020年目标是1000元/kW,2025年500元/kW,2030年150元/kW,预期成本下降幅度很大。
03 | 加注车辆少及设备国产化仍是早期加氢站发展的主要限制因素
加氢站的建设与运营仍面临产业发展初期的困难。新建加氢站及将现有加油站改造为加油加氢站难度较大。新建加氢站建设标准主要采用《GB50516—2010加氢站技术规范》,其对氢气储运安全和建站选址条件的要求较高,特别是加氢站的氢气工艺设施与站外建筑物、构筑物的防火距离。加油加氢合建站设计要符合《GB50156汽车加油加气站设计与施工规范》,依托现有加油站设施进行改造困难较大,特别是在大城市、人口密集地区问题更加突出。
加氢站的网络布局与氢燃料电池车的市场规模依然是产业初期互相掣肘的因素。纯电动车推广和充电桩建设也曾经面临过同样问题,加注车辆较少,限制了加氢站的良性滚动发展。目前国内建成和在运营加氢站分别是66座和46座,分布在19个省市,其中广东、上海、江苏、山东是加氢站主要集中地区(见表3)。目前国内加氢站数量与规划2020年建设100座、2030年建成1000座还有较大差距。国内早示范运营的上海安亭、北京永丰加氢站始终处于加氢车辆少的尴尬局面。德国H2 Mobility项目已建成的加氢站也存在车少的状况,但仍在推进2023年建设400座加氢站网络的目标,试图解决产业初期问题。
加氢站设备国产化还面临瓶颈,氢气压缩机、加注机等关键设备目前仍以进口为主。根据公开资料整理,加注量1000 kg/d的35MPa加氢站建设成本高达1500万元,高出加油站数倍。其中储氢装置、压缩机、加注机、站控系统等占加氢站总投资约60%,其中氢压缩机占比,约为30%。
04 | 终端用氢成本高,制储运关键技术亟待突破
目前,氢作为燃料的价格仍远高于化石燃油。氢燃料电池车的用氢成本包括从制、储、运到加注的全过程成本。与传统燃油车相比,氢燃料电池车百公里消耗的燃料费用要高于燃油车。根据国内示范项目的运行经验初步估算,氢燃料电池车的燃料费用约为燃油车的1.8倍左右。氢燃料终端售价虽高于化石燃油,但国内外仍通过车企、补贴方式来弥补氢燃料价格的劣势,推动氢燃料电池车产业发展。
化石能源制氢技术成熟、规模大、成本低。国内现有工业制氢产能为2500万t/a,氢气来源构成主要是煤制氢、天然气制氢、石油制氢、工业副产氢以及电解水制氢,占比分别是40%、12%、12%、32%和4%。在氢能及氢燃料电池车产业发展初期,化石能源制氢以及工业副产氢是低成本氢燃料的主要来源,有利于推动产业发展。但化石能源制氢CO2排放量大,利用可再生能源制取低成本氢气是业界一直瞄准的方向和攻关重点,终目标是氢气价格与化石燃油价格持平。
绿色、低成本制氢技术是氢能产业发展的关键。质子交换膜(PEM)水电解制氢技术在总体效率、工作电流密度、氢气纯度、产气压力以及动态响应速度等方面优于碱性水电解制氢技术,能适应可再生能源发电的波动性,是氢能产业链发展的重点技术之一,但目前面临采用铂催化剂、电耗高而导致的制氢成本较高问题。突破铂催化剂、电堆等关键技术,进一步提高电流密度、系统能效、降低投资是PEM制氢技术的重点开发方向。
目前国内储氢储运标准和规范不完善,导致氢燃料只能以气态形式运输,限制了加氢站的技术选择。液氢的储存和运输在中国只用于航空航天和工业。商业氢气站的液氢供应没有标准和规范。在国家层面,将氢能作为能源进行立法管理,制定了商业液氢生产、储存、运输和使用的相关标准。2019年,液态氢国家标准草案已完成3项,将填补国内液态氢民用领域标准的空白,可能导致整个氢产业链的技术突破,从而降低终端氢的成本。
液氢密度高达70.6g/L(- 253℃),相同有效装载体积下液氢的储运能力远高于高压氢。虽然氢气液化的能耗是氢气压缩的两倍多,但液氢在运输环节的运输成本为高压氢气的1/5-1/8。国外氢气站低温液氢的储存和运输已实现商业化。但国内仍以高压氢气束车为主要氢气运输方式,气态氢气限制了储运能力。
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