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我国氢能产业发展现状及“十四五”展望

今日新闻 滚动 2021-01-20 13:02:27 38 0

近年来,我国氢能产业受到国家相关部门及地方政府的高度重视,产业政策及标准、法规体系逐步完善,技术创新成效显著,基础设施建设以及车辆推广初具规模,但仍存在产业布局趋同、核心技术水平有待提升、产业链成本偏高、应用场景单一等问题,亟待“十四五”突破和解决。我国提出实现碳中和目标,对绿色低碳发展提出了更高要求,也为氢能产业的快速发展提供广阔空间。本文概述了我国氢能产业发展现状,分析了当前存在的主要问题,对“十四五”氢能产业发展前景进行了展望。

产业发展现状

(一)政策驱动产业快速发展

“十三五”以来,国家层面相继出台了《国家创新驱动发展战略纲要》《“十三五”国家科技创新规划》《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》等多项政策,推动了氢能产业快速发展。

2017年以来,我国已形成氢能“制-储-运-加-用”完整产业链,初步具备规模化发展的基础。京津冀、长三角、珠三角、成渝、山东及环武汉等地区先发优势明显,辐射带动作用和对优势企业的吸引力逐步凸显,集聚效应初步显现。我国能源央企纷纷布局氢能业务,依托自身技术基础和资源优势,积极创新发展模式,推动与地方政府以及企业间在氢能领域的战略合作,迅速成为加快推进我国氢能产业发展的重要力量。

2020年,《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》《新能源汽车产业发展规划(2021—2035年)》《新时代的中国能源发展》白皮书等相继发布,产业政策导向更加明确,又恰逢“国家燃料电池汽车示范城市群”项目即将启动,必将推动我国氢能产业全面提速。

(二)技术自主创新成效显著

近年来,我国高度重视氢能技术自主创新与产业化,关键技术取得较大突破,技术成果转化成效显著。

氢气制储运加环节:制氢方面,我国大型煤制氢、天然气制氢技术及装备世界领先;碱性电解槽技术并跑国际先进水平;质子交换膜电解槽(PEM)技术进步显著但仍跟跑国际先进水平;固体氧化物电解池(SOEC)技术处于实验验证阶段。车载储氢容器方面,我国三型瓶技术成熟已实现全国产化,四型瓶初步具备量产水平。储运方面,我国仍以20MPa压缩氢气运输为主,液氢、固态储氢、50MPa压缩气体运输技术及装备取得显著进步,但与国际一流水平差距明显;98MPa全国产化固定储氢容器和45MPa(含以上)固定储氢瓶组性能指标基本达到国际先进水平。加氢站技术及装备方面,45MPa隔膜式和液驱氢气压缩机已具备产业化能力;90MPa氢气压缩机核心技术取得突破;加氢机整机开发实现国产化,但阀门、流量计等关键部件仍依赖进口。

燃料电池及零部件环节:关键材料方面,近几年技术有所突破,但整体水平对比世界先进仍有较大差距,产品对外依赖度较大。质子交换膜和气体扩散层(碳纸)技术水平显著提升,但产业化仍有待突破;催化剂已实现量产,但仍跟跑国际先进水平。核心零部件方面,膜电极、空压机、双极板等国产化进展迅速,正快速缩小与国际先进水平的差距,2020年成本同比降幅达30%以上;电堆与系统集成技术水平与国际并跑,并向高功率、高集成、低成本方向发展。氢气循环泵总体处于跟跑状态,但国内企业积极推动技术攻关,已取得一定进展。

终端应用环节:城市公交和物流车仍是目前最主要的燃料电池终端产品,续航一般300~500公里。乘用车、重型卡车、备用电源等终端应用发展迅速,已有企业陆续推出燃料电池乘用车、重卡、应急电源车等。燃料电池船舶方面,我国已推出拥有自主知识产权的船用燃料电池系统。固体氧化物燃料电池(SOFC)方面,我国拥有全球最大的陶瓷电解质膜片供应商,5kW级SOFC电堆及系统已开发成功。

(三)车辆示范推广初具规模

依托北京奥运会、上海世博会等重大国际活动,我国积累了较为丰富的燃料电池汽车示范经验,逐渐探索出一条以商用车为主的中国特色燃料电池汽车推广路径。

2016~2019年,我国燃料电池汽车产销量稳步上升;2020年受疫情影响产销量同比有所下降,前11个月产销量分别为935辆和948辆。截至目前,我国燃料电池汽车保有量约7200辆,以中型货车和大中型客车为主,累计运营里程接近1亿公里;上海、深圳和佛山投放车辆均超过千辆。

我国氢能产业发展现状及“十四五”展望

2016~2020年中国氢燃料电池汽车产销量

随着汽车示范应用规模不断扩大,技术成熟度和可靠性逐步得到验证,推广应用开始向重卡、特种车、叉车、船舶等其他交通领域以及备用电源、应急电源、储能、无人机等领域拓展。

(四)基础设施建设稳步推进

截至2020年11月底,国内建成超过80座加氢站,在建约50座,备案及规划数量超过百座。其中,佛山建成16座,12座投入运营;上海建成9座,6座投入运营;北京建成4座;广州、成都、武汉三地分别建成3座。建站模式呈现多元化,同济-新源大连加氢站是我国第一座风光互补发电耦合制氢的70MPa加氢站;上海驿蓝加氢充电合建站是我国首个通过管道输送氢气供氢的加氢站;佛山樟杭油氢合建站是我国首座油、氢、电综合能源补给站。随着储氢容器、压缩机、加氢机、安全系统等关键设备的国产化率提高,加氢站建设成本呈现逐年降低趋势。

(五)标准法规体系逐步完善

2020年4月,工信部发布的《2020年新能源汽车标准化工作要点》明确提出,要推动研制燃料电池等重点标准,发挥标准对技术创新和产业升级的引领作用。

我国在氢能安全领域现行国标12项,行标2项;在气体品质检测领域现行国家标准4项,行业标准3项,地方标准1项;在气体纯化领域现行国标2项,行标3项;在储氢容器领域现行国标33项;在运输领域现行国标19项;在加氢站领域现行国标8项;在燃料电池系统领域现行国标8项。

我国正加快完善氢能利用标准和法规体系。2020年9月,广东省发布了全国首个氢能产业标准体系规划的路线图。2020年12月,国家技术标准创新基地(氢能)顺利通过国家市场监督管理局验收评审,对我国氢能技术标准体系建设具有重要意义。

主要问题与建议

(一)产业布局协同仍有待强化

当前,我国氢能产业同质化问题较为突出,制约产业高质量、可持续发展。主要体现在以下两方面:一是顶层设计缺位,产业发展缺乏统筹布局,导致地方政府规划趋同,资金、技术创新等资源配置囿于地方,重复建设现象已经凸显。二是推广应用主要集中在交通领域(尤其是汽车),进一步加重布局同质化,膜电极、电堆及系统等产能过剩,不利于氢能全产业链技术创新与突破。

对此,建议尽快出台国家顶层设计,引导各个地区因地制宜、协同布局。同时,要统筹建立氢能管理机制:一是明确将氢能纳入到能源管理范畴,前期可以参照天然气管理,后期逐步探索氢能管理机制;二是从国家到省市统一明确行业主管部门,理顺管理工作流程,提升管理效率。

(二)核心技术水平仍有待提高

我国氢能产业部分核心关键技术与世界先进水平仍有较大差距,对外依存度较大。催化剂和质子交换膜仍未实现规模化生产,核心技术指标相对落后,气体扩散层(碳纸)基本全部依赖进口。空压机、氢气循环泵、金属双极板等核心零部件处于跟跑水平。液氢、管道等高效低成本储运技术,液驱和离子氢气压缩机、加氢枪等处于跟跑阶段。燃料电池乘用车正向开发水平落后于丰田、现代等国际一流企业。

对此,建议推动建设国家级氢能研发平台,推动氢能核心关键技术自主可控。基础材料方面,攻关突破质子交换膜、催化剂和碳纸并促进自主技术产业化。核心部件方面,提高金属双极板、空压机、氢气循环系统等关键性能指标。装备方面,重点研究PEM和SOEC电解槽和离子压缩机,加快突破液氢、深冷高压及管道等储运技术。

(三)全产业链成本有待降低

随着技术进步,部分厂家的燃料电池电堆价格突破2000元/千瓦,但纵观全产业链,成本仍有待降低。一是部分关键材料、核心零部件和氢能装备依赖进口,技术自主化率低,同时推广应用规模化程度低,导致成本降低缓慢。二是电价优惠力度小、储运效率低等原因,导致氢气到站价格居高不下,同时建站成本仍然偏高,使得氢气零售价格高昂。

对此,建议加快降低全产业链成本。一要加快突破燃料电池及氢气制储运加环节“卡脖子”技术,扩大推广规模。二要鼓励因地制宜探索多元化制氢技术路线,出台24小时制氢优惠电价,创新机制,突破可再生能源“隔墙售电”等限制。三是加快新型储运技术开发;四是创新建站模式,推广油氢合建、站内制氢-加氢母站等。

(四)示范应用场景仍有待拓展

目前,我国氢能示范应用主要集中在交通领域,公交车为主要应用场景,这种模式不可持续。一是在经济增长压力递增的情况下,以高成本采购与运营氢燃料电池汽车加大地方财政压力。二是车辆售价与电堆及系统成本脱钩现象越来越突出。三是单一应用场景也不利于技术进步及验证,以及降低全产业链成本。

对此,建议扩大氢能应用场景。一是建设氢能产业示范区,创新体制机制、探索新商业模式、先行先试前沿技术及装备。二是支持国家燃料电池汽车示范城市群项目,挖掘应用场景,拓展氢能在交通、储能、工业和建筑等领域的应用,探索在重型工程机械、轨道交通、船舶、无人机等领域示范应用。

“十四五”展望

(一)核心技术逐步实现自主可控

经过多年探索与研究,我国氢能产业核心关键技术路线图已趋于清晰。即将启动的国家燃料电池汽车示范项目,明确提出通过“以奖代补”的方式支持电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、催化剂、碳纸、空压机、氢气循环系统等八大部件技术自主创新及产业化。“十四五”期间,有望实现整车与系统、八大部件产品关键核心技术自主可控。其中,整车与系统、电堆、膜电极、双极板、空压机等产品性能参数与国际先进水平并跑,质子交换膜、催化剂、碳纸、氢气循环系统等产品接近国际先进水平。同时,氢能领域关键核心装备精密度、生产工艺流程、原材料性能、国产化率等技术产业化水平将得到进一步提升,基本实现自主可控。

(二)产业市场规模突破万亿元水平

在全球积极应对气候变化大背景下,发展氢能已成为国际社会的基本共识,全球氢能产业发展迎来了重大机遇。我国氢能与燃料电池产业国产化已进入快速通道,产业链各环节成本大幅下降,预计2021年燃料电池电堆及系统平均成本较2018年降幅超过50%。未来我国将加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业链技术装备,氢能供应保障网络逐步构建完善,促进氢能燃料电池技术链、氢燃料电池汽车产业链发展。此外,氢能可与电能互变、互通,可有效耦合传统化石能源和可再生能源系统,在工业、交通、建筑、能源等各个领域可实现产业规模化应用,提高氢能产业链配套能力,氢能产业发展水平将迈上新台阶。到“十四五”末,全国燃料电池汽车保有量达到10万辆,氢能产业市场达到万亿元规模。

(三)终端产品应用场景愈加丰富

通过燃料电池汽车示范,我国氢能终端推广应用及运营成本将逐步下降至传统能源产品水平,到“十四五”末,氢气终端售价不高于35元/千克,与燃油经济性持平,推动中重型商用车实现多场景、大规模推广应用。随着技术进步和产业基础夯实,预计到“十四五”末,氢能应用场景将愈加丰富。一是备用电源、船舶、有轨电车及SOFC分布式发电等将初具规模效应;二是氢能在钢铁、化工、炼油等传统工业领域实现绿色替代,构建“大氢能”终端应用场景;三是加快发展液氢、管道输氢等氢能供应技术及装备,推动实现氢能与可再生能源融合发展,解决我国可再生能源大规模消纳和储运问题,加快构建以氢+可再生能源为轴心的能源新体系。

(四)产业政策体系建设稳步推进

深入实施能源革命,大力发展可再生能源将推动我国能源发展政策进入新阶段。近年来,我国氢能行业发展政策体系创新驱动力正从“自下而上”到“上下协同”发生改变,有利于加快氢能制储运加用各环节政策法规完善。“十四五”期间,“碳达峰”和“碳中和”将催生氢能行业发展需求,有助于推动建成符合国情的氢能标准法规和产业政策体系。

作者:赵吉诗 龚娟 王子缘 景春梅

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