氢能应用场景广泛

氢能的开发利用是更快实现碳中和目标、保障国家能源安全、实现低碳转型的重要途径之一。氢能目前主要应用在能源、钢铁冶金、石油化工等领域，随着顶层政策设计和氢能产业技术的快速发展，氢能的应用领域将呈现多元化拓展，在储能、燃料、化工、钢铁冶金等领域应用必将越来越广泛。

氢储能：加速能源转型进程

我国可再生能源资源丰富，应大力开发风能、太阳能光伏发电，实现可再生能源到氢能的转化。但风电和光伏发电的间歇性和随机性，影响了其并网供电的连续性和稳定性，同时也削弱了电力系统的调峰力度。随着氢能技术及产业链的发展和完善，氢储能系统的加入可以提高可再生能源发电的安全性和稳定性。利用风电和光伏发电制取绿氢，不仅可以有效利用弃风、弃光，而且还可以降低制氢成本;既提高了电网灵活性，又促进了可再生能源消纳。此外，氢能亦可作为能源互联网的枢纽，将可再生能源与电网、气网、热网、交通网连为一体，加速能源转型进程。

氢燃料：作为终端能源应用于电力行业

氢能可以作为终端能源应用于电力行业，通过氢燃料电池(FC)将化学能转化成电能，或者通过燃气轮机将化学能转化为动能。氢燃料电池具有能量密度高、能量转化效率高、零碳排放等优点，主要包括质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)两大类。

质子交换膜燃料电池

PEMFC主要由膜电极、双极板、电解质和外部电路等组成，具有工作温度低、启动快、功率范围宽、稳定性强等优势，在汽车动力电源领域发展迅速。作为燃料电池和电解槽的关键组件，质子交换膜需要具备质子传导电阻小、电流密度大、机械强度高等特点，其决定了PEMFC的效率和品质。

目前，商业化应用最广泛的是美国杜邦公司的Nafion系列膜以及Ballard公司的BAM型膜等。此类膜的局限性在于其易发生化学降解，温度升高使质子传导性能变差，成本也较高。针对此问题，我国东岳集团有限公司、科润新材料股份有限公司等经过10余年研发攻关，不仅提高了膜材料的性能，还实现了国产质子交换膜的工业化生产，降低了成本。

此外，在政策方面，我国高度重视PEMFC技术的研发，《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》要求，到2030年实现额定输出功率达50～100 kW、系统比功率大于等于300 Wh/kg、电堆比功率达到3 000 W/L以上，PEMFC分布式发电系统使用寿命超过1×104 h;同时通过建立分布式发电产业化平台，实现千瓦至百千瓦级PEMFC系统在分布式电站等领域的应用。

PEMFC用途广泛且多元化。日本和韩国拥有相对成熟的氢燃料电池汽车技术，已应用于乘用车、商业车、叉车、列车等。例如，丰田在2020年底发布了第二代Mirai氢能燃料汽车，通过增加氢负载将续航里程提高了30%。东日本铁路公司发布了以氢燃料电池和蓄电池为混合动力的试验列车“云雀”，加氢一次即可行驶140 km。

国内以捷氢科技、新源动力、潍柴动力为主的大型电堆供应商在自主研发方面也取得了较大进展。2021年，捷氢科技自主研发的大功率氢燃料电池额定功率达到了117 kW，同时系统及电堆一级零部件实现了100%国产化。潍柴动力发布了新一代120 kW、寿命超3×104 h的燃料电池发动机，助力行业零碳发展。2022年北京冬奥会期间，张家口赛区投运的氢燃料电池汽车达710辆，其中，氢燃料电池公交车续航里程可达406 km。

固体氧化物燃料电池

SOFC是全固态发电装置，由阳极、阴极、电解质、密封材料以及连结材料等组成。其中，电解质决定了SOFC的工作温度和功率，是SOFC的核心部件。虽受限于600～1 000 ℃的高工作温度和低启动速度，SOFC因其燃料选择范围广、能量转化效率高、无需催化剂等优点拥有广阔的发展前景。

当前，欧美日等发达国家和地区SOFC技术成熟，处于商业化推广前期。其中美国和日本分别发展了百千瓦级大型固定式电站和千瓦级家用热电联供系统，均实现了大规模的商业化运行。其中的领军企业包括美国Bloom Energy公司(常压平板式)以及日本三菱重工(加压管式)等。

较之于国外，国内SOFC发展差距较大，还处于实验室研究与样机研制阶段，尚未形成商业化的SOFC系统，企业参与度不够，并且SOFC的产业链不完整，所需核心产品均属于定制产品，暂无专业厂家可以提供核心零部件。

SOFC适用于大型商用分布式、固定式发电和热电联产等领域。例如，将SOFC作为通信基站的备用电源甚至是主电源，可以满足5G基站的高能耗并解决环境和噪音污染等问题。2022年2月，为了给离网基站提供持续电力保障，由福大紫金开发的3 kW级氨—氢燃料电池发电站实现成功发电并稳定运行，为氢燃料电池在大规模通信基站备用电源领域的推广奠定了基础。

氢燃气轮机

燃气轮机是将燃料的化学能转化为动能的内燃式动力机械，是发电和船舰领域的核心装备。较之于燃煤发电机组，燃气轮机具有发电效率高、污染物排放量低、建造周期短、占地面积小、耗水量少和运行调节灵活等优点。目前，燃气轮机电站发电量约占全球总发电量的23.1%。

燃气轮机的常用燃料是天然气，会造成大量的碳排放且其中的杂质易积聚，甚至对机器造成腐蚀，致使能量转化效率和使用寿命降低。而氢气的火焰传播速度约为天然气的9倍，15 min左右便可以将负荷从零拉升至全满，用氢气替代天然气，除了可以提高热值和降低碳排放量外，还可以使燃气轮机具有更高的负荷调节能力。

目前，多个电力巨头已经开展了氢能燃气轮机的相关研究工作。如通用电气(GE)的首台混合氢燃气轮机已落地广东，混氢比例为10%的燃气轮机将提供1.34 GW的电力。此外，GE还将建造美国第一座燃氢发电厂，争取10年内实现100%燃氢。日本三菱重工已经成功研制30%混氢比例的燃气轮机，西门子能源在德国开展了100%氢能燃气轮机原型机的试验，日本和欧盟EU Turbines已经承诺在2030年前推出100%燃氢重型燃气轮机。

然而，目前市场上还没有可以处理纯氢燃料的、长期可运行的燃气轮机。大力发展氢能燃气轮机，需要解决燃氢过程中产生的回火和温度过高等问题。在这方面我国与国外差距较大，需要加强政策扶持力度、深化科研攻关，尽早为氢能燃气轮机国产化进程铺平道路。

氢化工原料：加氢在化工领域是必需品

目前全球约55%的氢需求用于氨合成，25%用于炼油厂加氢生产，10%用于甲醇生产，10%用于其他行业。随着我国科技、工业水平的不断发展，在石油炼制等石化领域将会越来越多地用到加氢技术。

石油化工加氢

加氢技术是生产清洁油品、提高产品品质的主要手段，是炼油化工一体化的核心。石油化工中用到的加氢技术主要包括重油加氢裂化生产芳烃及乙烯、渣油加氢脱硫生产超低硫燃料、劣质催化柴油及汽油加氢转化生产高辛烷值汽油、C3馏分加氢脱丙炔与丙二烯、重质芳烃加氢脱烷基、苯加氢制环己烷等。

加氢技术目前仍然存在着投资和操作成本高、能耗高等问题。开发新的活性组分体系、新的载体以及新型纳米催化剂，提高加氢催化剂的活性与选择性，降低工艺工程中的氢耗和成本，是石油化工加氢领域研究的重点。

合成化工产品

氢用作原料合成化工产品，例如氨、尿素等。氨主要是通过哈伯—博施法合成获得，具有比氢更高的能量密度，可用于储存能量和发电，并且完全不会排放二氧化碳。氨可以在室温和10 atm下作为液体储存，适合于运输。此外，还有完善的运输和处理液氨的基础设施，便于氨的规模利用。氨还可以与CO2结合得到尿素，既是一种重要的氮肥也是一种可持续的氢载体，它稳定、无毒、对环境无害且更易于储存。

哈伯—博施法合成氨自100年前发明以来，工艺已经发展得相当成熟，目前仍然是全球合成氨的最主流方法，但一直以来生产氨所需的氢气主要源于化石燃料制氢所获得，碳排放量大。目前合成氨产业在尝试开发新的制备工艺，如固氮酶合成氨、光催化合成氨、电催化合成氨、循环工艺法合成氨以及超临界合成氨等。这些新生的合成氨工艺尚不成熟，存在着效率不高、反应过程不稳定、经济性较低等问题，仍需要进一步验证与完善。未来的发展方向将使用可再生资源生产的氢气，并由此可以显著地改善现有工艺并降低温室气体排放量。

合成燃料

氢气同样可以通过与二氧化碳反应合成简单的含碳化合物，如甲醇、甲烷、甲酸或甲醛等。这些化合物液化后易存储、方便运输、能量密度高、不易爆炸，并且作为液态燃料实质上可以达成零碳排放，是一种适合于除输电之外的可再生能源储存和运输模式。

甲醇是重要的化工原料，用于生产甲醛、二甲醚、丙烯、乙烯和汽油等，市场需求量大。甲醇具有12.6%(质量分数)的高氢含量和5.53 kWh/kg的高能量密度，是重要的液态燃料和氢能载体，既可以转化回氢气和一氧化碳用于质子交换膜燃料电池，也可以直接用于甲醇燃料电池，还可直接用作内燃机、涡轮机和燃料电池的燃料。

目前工业上二氧化碳加氢制甲醇技术正在从工业示范走向大规模商业化应用，日本、冰岛、美国等均已建成中试装置，冰岛的碳循环利用公司(CRI)采用的ETL专有绿色甲醇合成工艺，能够利用可再生能源制氢，并且每年制取约4 000 t甲醇，是目前能用于商业运行的相对较为先进技术。

我国河南顺成集团已与冰岛碳循环利用公司签署合作协议，引进CRI技术建设10万吨级二氧化碳加氢制甲醇项目。采用氢气合成甲醇、甲烷或碳氢化合物，可以有效地存储和输运可再生能源制备得到的氢气，破解氢能产业“制、储、运”过程中的安全性和成本难题，有助于更加便利地利用清洁能源，为绿色能源转型提供了解决方案。

氢还原剂：氢冶金的技术源头

钢铁冶炼过程中，采用焦炭作为铁矿的还原剂，会产生大量的碳排放及多种有害气体。钢铁冶金作为我国第二大碳排放来源，亟待发展深度脱碳工艺。用氢气代替焦炭作为还原剂，反应产物为水，可以大幅度降低碳排放量，促进清洁型冶金转型。

目前全球已有少数国家发布了氢冶金技术案例，例如瑞典HYBRIT项目、萨尔茨吉特SALCOS项目、奥钢联H2FUTURE项目以及德国Carbon2Chem项目等。国内部分钢铁企业也发布了氢冶金规划，建设示范工程并投产，但有关示范工程尚处于工业性试验阶段，基础设施不完善、相关标准空白、成本较高、安全用氢等问题依然存在。

当前，制约氢能炼钢的主要因素是制氢成本，根据瑞典钢铁公司HYBRIT项目的经验，氢能炼钢会使成本提高20%～30%，导致其在市场上没有任何竞争优势。但在“双碳”目标的背景下，发展氢能炼钢已迫在眉睫。在实际生产中，最适合炼钢的是绿氢，若绿氢生产成本得以降低，则可加快绿色冶金的推进，最终所获得的环保效益会覆盖其额外成本。利用氢能进行钢铁冶金是钢铁行业实现深度脱碳目标的必行之路。

(本文来源：《天然气工业》2022年第4期。作者邹才能：中国科学院院士，现任中国石油天然气集团有限公司新能源首席专家、中国石油深圳新能源研究院院长)