中國氫能產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀及前景展望

陳宇，張小玉，張榮沛

（中船動力研究院有限公司，上海 201206）

0 引言

作為一種綠色、高效的二次能源，氫能還具有熱值高、儲量豐富、來源廣泛等特點，是各領(lǐng)域進(jìn)行深度脫碳及實現(xiàn)碳中和目標(biāo)的絕佳能源。

2019年國家首次將氫能源概念寫入《政府工作報告》中，明確開展推動加氫站等氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)工作，年底的《能源統(tǒng)計報表制度》中，氫氣也首次被納入能源統(tǒng)計范圍內(nèi)。2020年發(fā)改委、司法部及能源局先后發(fā)布《關(guān)于加快建立綠色生產(chǎn)和消費法規(guī)政策體系的意見》及《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》，將氫能納入能源范疇并對其發(fā)展制定標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和支持政策。同年氫能先后被寫入《2020年國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展計劃》、《2020年能源工作指導(dǎo)意見》。

氫能產(chǎn)業(yè)鏈較長，包括氫氣制備、氫能儲運(yùn)、氫能加注及氫能利用等多方面，一般按上中下游對氫能產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)行劃分，如圖1所示，制氫為上游產(chǎn)業(yè)，主要方式包括化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、可再生能源制氫、高溫分解制氫及新興制氫方式（如生物制氫等），儲運(yùn)氫為中游產(chǎn)業(yè)，儲氫方式主要包括高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機(jī)液體儲氫固態(tài)儲氫，氫能運(yùn)輸主要為車船運(yùn)輸機(jī)管道運(yùn)輸方式，氫能應(yīng)用及加注為下游產(chǎn)業(yè)，主要包括了加氫站建設(shè)、氫燃料電池和氫內(nèi)燃機(jī)。我國氫能產(chǎn)業(yè)鏈整體雖然發(fā)展較快，但多個環(huán)節(jié)仍然存在問題，一些關(guān)鍵材料和部件依賴進(jìn)口，關(guān)鍵技術(shù)未取得實質(zhì)性突破，基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)不足，這些都會對我國整體氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展起到負(fù)面的作用。

圖1 氫能產(chǎn)業(yè)鏈構(gòu)成

1 制氫產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

如圖2所示，全球來看，目前氫能制備的主要途徑還是依靠傳統(tǒng)能源的化學(xué)重整，其中天然氣重整占比約48%，真正綠色途徑的電解水制氫僅占4%。而日本在電解水制氫方面腳步較快，其鹽水電解制氫的產(chǎn)能占總產(chǎn)能的63%。我國制氫則主要依賴煤氣化制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫的方式，電解水制氫上我國應(yīng)用的很少，僅約1%[1-2]。

圖2 國內(nèi)外制氫方式占比情況

工業(yè)副產(chǎn)制氫具有氫氣提純難度低、耗能低、自動化程度高以及無污染的優(yōu)勢，但工業(yè)副產(chǎn)制氫的氫氣產(chǎn)量受到主產(chǎn)物產(chǎn)量的限制，長期來看無法成為氫能供應(yīng)的主要方式。由于化石燃料制氫存在環(huán)境污染問題，且我國部分地區(qū)可再生資源利用的提高造成我國光伏、風(fēng)電發(fā)電成本降低，電解水制氫這種綠氫制備方式成為目前氫能制備領(lǐng)域最好的選擇[3]。如圖3所示，近期氫能仍以化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)制氫為主，隨著可再生能源電解制氫的發(fā)展和推廣及氫能大規(guī)模長距離運(yùn)輸?shù)膶崿F(xiàn)，氫能總產(chǎn)量上升，傳統(tǒng)制氫方式占比減少，可再生能源電解制氫逐漸成為供氫主體。

圖3 中國氫能供給結(jié)構(gòu)預(yù)測

當(dāng)前電解水制氫中設(shè)備成本和制氫成本中占比最大的分別是電解槽價格和電價，在堿性點解和質(zhì)子交換膜電解方式中，電解槽分別占總設(shè)備成本的50%和60%[4]，兩種電解方式制氫中電價分別占據(jù)制氫成本的86%和53%[1]（以電價0.3元/kWh計）。

1.1 化石燃料制氫

我國煤制氫的主要企業(yè)有中國石化、國家能源集團(tuán)、江蘇恒力集團(tuán)以及山東利津石化。其中產(chǎn)量最大的為國家能源集團(tuán)，目前年產(chǎn)超過400萬噸氫氣，為世界首位，而中國石化產(chǎn)量為300萬噸/年[5]。天然氣制氫企業(yè)主要有常州蘭博凈化、亞聯(lián)高科技、上海華西化工等，制氫裝置規(guī)模及產(chǎn)物指標(biāo)如表 1所示。

表1 化石燃料制氫企業(yè)裝置規(guī)模

煤制氫技術(shù)較為成熟，在我國相比天然氣制氫而言成本低，煤制氫成本約0.55～0.83元/m3，而我國天然氣較依賴進(jìn)口，因此天然氣制氫成本較高，約0.8～1.75元/m3[6]。

1.2 工業(yè)副產(chǎn)制氫

氯堿行業(yè)的鴻興達(dá)業(yè)和濱化股份在氫能方面已有布局，二者燒堿產(chǎn)能超過100萬噸，副產(chǎn)氫可達(dá)2.5萬噸/年，嘉化能源可實現(xiàn)氯堿副產(chǎn)氫1萬噸，同時其產(chǎn)業(yè)鏈可實現(xiàn)制、儲、運(yùn)、加氫全覆蓋。目前我國焦?fàn)t煤氣制氫龍頭是擁有660萬噸焦炭產(chǎn)能的美錦能源，副產(chǎn)氫氣可達(dá)到5.9萬噸/年。丙烷脫氫（PDH）方面，國內(nèi)PDH項目計劃2023年產(chǎn)氫37.04萬噸/年。衛(wèi)星石化未來有250萬噸乙烷裂解項目投產(chǎn)，產(chǎn)氫16萬噸；東華能源現(xiàn)有副產(chǎn)氫5萬噸，寧波二期PDH建成后達(dá)到7.5萬噸。

目前采用PSA技術(shù)的焦?fàn)t煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經(jīng)得到推廣。當(dāng)前氯堿工業(yè)副產(chǎn)氫生產(chǎn)成本約1.1～1.4元/Nm3，計入PSA成本后綜合成本約1.2～1.8元/Nm3，而焦?fàn)t煤氣提純制氫綜合成本約0.83～1.33元/Nm3[7]。

1.3 電解水制氫

當(dāng)前國內(nèi)電解水制氫三種技術(shù)路線中，堿性水電解槽（ALK）技術(shù)較為成熟，國內(nèi)已實現(xiàn)供液化，蘇州競立、揚(yáng)州中點、天津大陸制氫等公司當(dāng)前單臺最大產(chǎn)氣量為1000Nm3/h[8]，但設(shè)備體積大以及存在污染的問題。質(zhì)子交換膜水電解槽（PEM）需要采用貴金屬催化劑，成本較高，目前國內(nèi)單臺最大產(chǎn)氣量為蘇州國能圣源的設(shè)備，可提供500Nm3/h產(chǎn)量[8]，在單機(jī)能耗上，我國PEM制氫設(shè)備較優(yōu)，但總體規(guī)模與國外仍有差距。隨著國產(chǎn)質(zhì)子交換膜技術(shù)的不斷突破，長期看好PEM電解槽的成本降低和市場份額提高，并與光伏、風(fēng)電等可再生能源發(fā)電方式相結(jié)合，發(fā)電成本及電價會持續(xù)下降，當(dāng)電價降低至0.3元/kWh以下時，電解水制氫具有較高的經(jīng)濟(jì)性。據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告預(yù)測，隨著可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，可再生能源發(fā)電成本將快速降低，在2030年光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電成本分別降至0.2元/kWh和0.25元/kWh，電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性也會隨之提升[1]。固體氧化物水電解槽（SOEC）技術(shù)的研發(fā)國內(nèi)外都仍在進(jìn)行，主要研發(fā)機(jī)構(gòu)包括日本三菱重工、東芝、京瓷；美國Idaho國家實驗室、Bloom Energy公司；丹麥托普索燃料電池公司；韓國能源研究所；中國科學(xué)院、清華大學(xué)、中國科技大學(xué)等。

當(dāng)前國內(nèi)制氫方式相對于國外而言，在環(huán)保方面仍有不足，主要以傳統(tǒng)化石能源制氫方式為主，結(jié)合工業(yè)副產(chǎn)制氫方式。出于環(huán)保的考慮，以及可再生能源發(fā)電的推廣及發(fā)展造成電價的持續(xù)下降，電解水制氫成本降低，傳統(tǒng)化石能源制氫方式產(chǎn)量逐漸降低，并被可再生能源發(fā)電結(jié)合電解水制氫方式取代。電解水制氫方式中，PEM電解制氫處在快速發(fā)展階段，SOEC電解技術(shù)國內(nèi)外也都在加快研發(fā)進(jìn)度。

2 氫氣儲運(yùn)產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

由于氫氣的摩爾質(zhì)量太低，標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下氫氣的體積能量密度較低。為了提高氫能的儲存運(yùn)輸效率，目前儲氫技術(shù)使用較多的是高壓氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫等，氫能運(yùn)輸主要采用陸上運(yùn)輸、海上運(yùn)輸以及管道運(yùn)輸。

各儲氫方式特點如表2所示[9]，低溫液態(tài)儲氫在國外應(yīng)用較多，我國現(xiàn)階段普遍采用技術(shù)較為成熟的高壓氣態(tài)儲氫技術(shù)結(jié)合長管拖車運(yùn)輸?shù)姆绞健＿@種儲運(yùn)方式在氫能需求量較小，運(yùn)輸距離較短的情況下具有較高的經(jīng)濟(jì)性，但隨著氫能需求的增大、運(yùn)輸距離的增長，氣態(tài)儲運(yùn)的方式的經(jīng)濟(jì)性必不能滿足要求，液態(tài)儲存方式結(jié)合海上運(yùn)輸或管道輸氫的方式是氫能儲運(yùn)下一步的發(fā)展方向。

表2 儲氫方式對比

2.1 儲氫產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

2.1.1 高壓氣態(tài)儲氫

目前高壓氣態(tài)儲氫方面，國外主流壓力等級為70MPa氫瓶，而國內(nèi)主要采用35MPa氫瓶，70MPa高壓儲氫在國內(nèi)還在推廣階段。當(dāng)前國內(nèi)35MPa儲氫瓶生產(chǎn)公司主要包括中材科技、沈陽斯林達(dá)、京城股份等，其中沈陽斯林達(dá)已具備70MPa儲氫瓶生產(chǎn)資格。

2.1.2 低溫液態(tài)儲氫

低溫液態(tài)儲氫需要將氫氣冷卻降溫至20K，使氣態(tài)氫轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)，使用具有極高保溫效果的低溫儲罐存儲。低溫液態(tài)儲氫可將氣態(tài)氫體積壓縮800倍，能量密度遠(yuǎn)高于高壓氣態(tài)氫氣，但在液化以及運(yùn)輸?shù)倪^程中會存在很大的能耗，當(dāng)前將1kg氫氣液化需耗電4～10kWh，且液態(tài)氫過低的溫度在儲存和運(yùn)輸過程中也會從外界吸熱造成蒸發(fā)，這對保溫材料有極高的要求。

圖4展示了液氫的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和占比，如圖所示，目前國外儲氫采用低溫液態(tài)儲氫占大多數(shù)，其中又以美國市場占比最大，以其兩個低溫液氫巨頭公司AP和PRAX為代表[10]。亞洲市場份額中，日本占據(jù)三分之二。我國當(dāng)前低溫液氫存儲方面相比國外較為落后，國內(nèi)低溫液氫的產(chǎn)量還很少，幾乎全部應(yīng)用在軍用航空領(lǐng)域，且在低溫液氫的生產(chǎn)成本上我國相比美國差距很大，約為美國的20倍。鴻達(dá)興業(yè)在內(nèi)蒙古投資的國內(nèi)首個民用液氫生產(chǎn)項目于2020年4月順利產(chǎn)出液氫[11]，這也標(biāo)志著我國液氫生產(chǎn)成本降低的開始。

圖 4 世界與亞洲低溫液氫產(chǎn)量分布

2.1.3 有機(jī)液態(tài)儲氫

有機(jī)液體儲氫利用有機(jī)液體（環(huán)己烷、甲基環(huán)己烷等）與氫氣進(jìn)行可逆加氫和脫氫反應(yīng)，實現(xiàn)氫的儲存。這種儲氫方式的優(yōu)勢在于儲氫密度比較高（可達(dá)到18wt%的儲氫密度）、安全性高，但往往需要配備相應(yīng)的加氫脫氫裝置，流程繁瑣，效率較低，抬高儲氫成本，影響氫氣純度。

武漢氫陽是國內(nèi)目前唯一一家從事有機(jī)液態(tài)儲氫的公司, 其開發(fā)的常溫常壓下液態(tài)有機(jī)儲氫(LOHC)技術(shù)攻克了氫氣常溫常壓下液態(tài)儲存和運(yùn)輸?shù)碾y題，具有脫氫溫度低、儲氫可逆及載體無消耗的優(yōu)勢。

2.1.4 固態(tài)儲氫

固態(tài)儲氫方式利用某些金屬較強(qiáng)的捕捉氫氣的能力，這些金屬不需要很高的溫度和壓力便能吸收大量的氫氣，生成金屬氫化物，而再次對其加熱便能將吸收的氫氣釋放。常用的儲氫材料有稀土類化合物、鈦系化合物、鎂系化合物以及釩、鈮等金屬合金。這種儲氫方式存在一些缺點，如合金自身重量較高，造成單位質(zhì)量儲氫密度低，還有些金屬氫化物脫氫需要很高的溫度。

國內(nèi)固態(tài)合金儲氫還在研發(fā)階段，主要包括應(yīng)用稀土材料的北京浩云金能、廈門鎢業(yè)，鎂基材料的鎂源動力、鎂格氫動[10]。

2.2 氫氣輸運(yùn)產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

2.2.1 車船運(yùn)輸

當(dāng)前無論國內(nèi)還是國外，采用車輛的陸上運(yùn)氫占大多數(shù)，只是國內(nèi)大多為高壓氣氫運(yùn)輸，國外液氫技術(shù)較為成熟的國家大多采用液氫槽車運(yùn)輸。液氫槽車運(yùn)輸?shù)姆绞絾翁丝蛇\(yùn)輸更多的氫，經(jīng)濟(jì)性更高。

各儲運(yùn)氫方式的特點如表3所示。即便采用當(dāng)前運(yùn)量較大的液氫槽車進(jìn)行運(yùn)輸，其單趟運(yùn)量也僅在數(shù)噸以內(nèi)，而采用液氫運(yùn)輸船進(jìn)行海上運(yùn)輸，單趟運(yùn)量可達(dá)到百噸甚至更多，這種運(yùn)氫方式相比液氫槽車單趟可運(yùn)輸更多的氫能，且可以實現(xiàn)全球轉(zhuǎn)運(yùn)。海上運(yùn)輸除了運(yùn)量和距離的優(yōu)勢外，還可以脫離危化品道路運(yùn)輸?shù)南拗啤?/p>

表3 各種車船運(yùn)輸方式比較

近年日本開展的海上氫能供應(yīng)項目較多，從澳大利亞、新西蘭、挪威、文萊等國均開展有海上供氫項目，但這些項目均為有機(jī)液態(tài)儲氫，而非低溫液態(tài)儲氫。日本首艘低溫液氫運(yùn)輸船已于2019年底下水，國內(nèi)在海上運(yùn)氫方面尚未有應(yīng)用。

2.2.2 管道運(yùn)輸

管道運(yùn)輸氫氣的方式是成本最低的運(yùn)輸方式，最適宜大規(guī)模、長距離的氫氣運(yùn)輸，但此方式依賴于整體用氫系統(tǒng)規(guī)模的成型。管道輸氫存在前期較高的建設(shè)費，由圖5（a）可看出，輸氫成本隨著管道長度增加而降低，管道長度從25km至500km，輸氫單位成本可從2.75元/kg百公里下降至0.48元/kg百公里，當(dāng)運(yùn)輸距離達(dá)到300km以上時，單位成本降至0.5元/kg百公里[12]。國內(nèi)已有少量的氫氣運(yùn)輸管道，如中國石化濟(jì)源-洛陽全長25km，巴陵-長嶺輸氫管道全長42km，年輸氣量分別為4.42萬噸和10.04萬噸[1]。圖5（b）對目前三種運(yùn)氫方式的單位成本進(jìn)行對比，可看出，管道運(yùn)輸始終是單位成本最低的方式，而運(yùn)輸距離在300km內(nèi)，高壓氣氫管束車運(yùn)輸單位成本較低，300km以上液氫槽罐車單位成本要低于管束車。

圖5 輸氫方式成本分析

國內(nèi)氫能儲運(yùn)方式主要為高壓氣態(tài)儲氫結(jié)合管束車運(yùn)輸，且主要采用35MPa高壓儲氫方案，70MPa儲氫罐初步實現(xiàn)量產(chǎn)。國外以低溫液態(tài)儲氫結(jié)合液氫槽車運(yùn)輸居多，而我國液氫民用剛剛起步，且液化成本相比美國也高出許多。但目前采用的高壓氣氫儲運(yùn)方式運(yùn)量過低，各相關(guān)企業(yè)都在追求技術(shù)突破，實現(xiàn)液氫儲運(yùn)或管道輸氫。隨著氫能應(yīng)用端的擴(kuò)張，氫能需求增大，長距離供氫管網(wǎng)和液氫海上船舶運(yùn)輸均為未來發(fā)展方向。

3 氫氣應(yīng)用產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀

加氫站是氫能應(yīng)用最重要的基礎(chǔ)設(shè)施，我國目前全部采用氣氫加氫站，采用外供氫，加氫站中的壓縮機(jī)主要還是依賴進(jìn)口。國外液氫加氫站以美國和日本為主。氫燃料電池在產(chǎn)業(yè)補(bǔ)貼和國家政策支持等措施下，近些年在國內(nèi)發(fā)展十分迅猛，與國外的技術(shù)差距正在逐漸減小，隨著氫燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展，氫燃料電池價格不斷下降，這也給氫燃料電池在船舶、航空、軌道交通等領(lǐng)域的應(yīng)用提供了很好的契機(jī)。氫能在其他方面的應(yīng)用在國內(nèi)占比較少，如依托燃料電池技術(shù)，建立分布式能源網(wǎng)絡(luò)，做到區(qū)域或城市電力、熱能和冷能的聯(lián)合供應(yīng)等。

3.1 氫能下游應(yīng)用產(chǎn)業(yè)

3.1.1 加氫站

加氫站是整個氫能應(yīng)用生態(tài)系統(tǒng)的基礎(chǔ)，向用氫設(shè)備提供氫能。氫能系統(tǒng)的發(fā)展必然離不開加氫站的建設(shè)，政府也提出對加氫機(jī)基礎(chǔ)設(shè)施的補(bǔ)貼。近些年，我國每年新建成加氫站數(shù)量快速增長，如圖 6所示，截至2020年，建成加氫站118座（不含已拆除的3座），在建和擬建加氫站有167座之多[13]，數(shù)量上廣東和上海占據(jù)前兩位，加氫站建設(shè)投入較多的地區(qū)也將會成為推動整個氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主力。

圖6 我國加氫站建設(shè)情況

目前國內(nèi)加氫站保有數(shù)量較國外存在些許差距，且國內(nèi)加氫站全部采用高壓氣態(tài)氫氣，受制于政策及技術(shù)問題，沒有采用液氫加氫站。但國外，如美國，液氫加氫站技術(shù)較為成熟，后續(xù)建設(shè)加氫站上液氫加氫站數(shù)量將超過高壓氣態(tài)加氫站[14]。國內(nèi)從事加氫站建設(shè)的企業(yè)主要包括舜華新能源、國富氫能、氫楓能源、海德利森、中極氫能、雄韜股份等[1]。

3.1.2 氫燃料電池

氫燃料電池不同于傳統(tǒng)熱機(jī)，能量轉(zhuǎn)換效率不受到卡諾循環(huán)的限制，可達(dá)到40%～60%，且具有震動小、無噪聲、無污染等優(yōu)點。氫燃料電池應(yīng)用范圍廣泛，小至便攜式電源、可移動電源，大到氫燃料電池動力船舶、氫燃料電池發(fā)電站。當(dāng)前氫燃料電池應(yīng)用最多的領(lǐng)域是小型無人機(jī)和氫燃料電池汽車，在實船應(yīng)用上還沒有達(dá)到相當(dāng)成熟的階段，多個國家都在開展氫燃料電池在大型船舶上的應(yīng)用工作。

氫燃料電池汽車是當(dāng)前國內(nèi)氫燃料電池的主要應(yīng)用領(lǐng)域，但在車用燃料電池技術(shù)上，仍是國外較為領(lǐng)先，以日本為代表，本田和豐田均有較為成熟的氫燃料電池汽車產(chǎn)品。目前國內(nèi)電堆供應(yīng)商主要為捷氫、新源動力、廣東國鴻、濰柴動力等，捷氫于2020年發(fā)布的金屬板電堆，功率密度達(dá)3.8kW/L，實現(xiàn)雙極板和膜電極100%自主化與國產(chǎn)化、-30℃低溫啟動和6000h耐久測試。大同氫雄研發(fā)的130kW大功率燃料電池發(fā)動機(jī)已經(jīng)進(jìn)入量產(chǎn)程序。表 4列出了國內(nèi)外一些主要的氫燃料電池電堆產(chǎn)品特性參數(shù)[1,15]，六款電堆均為車用燃料電池電堆，其中Mirai二代、PROME M3H于HYMOD-110均為2020年新發(fā)布。

表4 國內(nèi)外氫燃料電池電堆產(chǎn)品及參數(shù)

氫燃料電池船舶方面，中國船級社在2019年海事展上發(fā)布了500kW內(nèi)河燃料電池貨船的AIP原理認(rèn)可，屬于國內(nèi)首例，國際領(lǐng)先，此船儲供氫和動力系統(tǒng)是由中船動力研究院有限公司設(shè)計。該船動力系統(tǒng)采用直流電網(wǎng)型式，由4組135kW氫燃料電池與4組315kWh鋰電池組供電，鋰電池組靠岸采用岸電快充可在2小時內(nèi)充滿，儲氫系統(tǒng)采用35MPa高壓氣態(tài)儲氫，儲能可提供船舶續(xù)航140km。當(dāng)前，歐美各國也已經(jīng)將采用氫燃料電池作為動力源的中型、大型船舶方案列為了下一步的工作目標(biāo)。

3.1.3 氫內(nèi)燃機(jī)

氫內(nèi)燃機(jī)基本原理與普通的汽油或者柴油內(nèi)燃機(jī)的原理一樣，是基本的汽缸—活塞式的內(nèi)燃機(jī)，將化學(xué)能轉(zhuǎn)化成機(jī)械能，只是氫內(nèi)燃機(jī)里的燃料是氫氣。表5對氫內(nèi)燃機(jī)的一些優(yōu)缺點做了描述，由于可從傳統(tǒng)內(nèi)燃機(jī)經(jīng)摻氫內(nèi)燃機(jī)過渡至純氫內(nèi)燃機(jī)，氫內(nèi)燃機(jī)在成本和產(chǎn)業(yè)鏈成熟度上要比氫燃料電池更有優(yōu)勢。

表5 氫內(nèi)燃機(jī)優(yōu)勢與劣勢

氫內(nèi)燃機(jī)在車輛和發(fā)電領(lǐng)域都有所應(yīng)用。上世紀(jì)初就有將氫作為燃料在發(fā)動機(jī)中進(jìn)行的實驗，從寶馬到馬自達(dá)再到福特、沃爾沃都有過氫內(nèi)燃機(jī)汽車的應(yīng)用。我國上世紀(jì)80年代開始，一些高校和科研院所對氫內(nèi)燃機(jī)和燃?xì)潆p燃料內(nèi)燃機(jī)進(jìn)行研究。2000年后，以北京理工大學(xué)和長安汽車集團(tuán)為代表，在氫內(nèi)燃機(jī)車輛方面做出了一些研究成果。

4 結(jié)語

我國豐富的海洋資源、風(fēng)力資源以及太陽能資源，這都會給氫能的發(fā)展提供良好的基礎(chǔ)條件。雖然我國氫能產(chǎn)業(yè)仍然處在發(fā)展的初期，但發(fā)展前景十分廣闊。

在十四五規(guī)劃和2035遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要中，明確指出加速氫能未來產(chǎn)業(yè)孵化及產(chǎn)業(yè)布局。實現(xiàn)2030年碳達(dá)峰與2060年碳中和的目標(biāo)，也必然與氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展、氫能生態(tài)的建立密切相關(guān)。

在推動氫能生態(tài)建立的同時，仍需要解決較多問題?；A(chǔ)設(shè)施的建設(shè)、氫能的儲運(yùn)技術(shù)、氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)等需要加強(qiáng)關(guān)注，一些關(guān)鍵零部件、關(guān)鍵技術(shù)如氫循環(huán)泵、氫氣液化技術(shù)、液氫儲存轉(zhuǎn)運(yùn)技術(shù)等，也會成為產(chǎn)業(yè)發(fā)展的命脈，需要進(jìn)一步的突破。同時近些年氫能汽車的發(fā)展迅速，對氫能的應(yīng)用需從車輛向航空、海運(yùn)等整個交運(yùn)領(lǐng)域擴(kuò)展，氫能飛機(jī)、氫能船舶作為新能源交運(yùn)設(shè)備，在技術(shù)與市場兩方面對我國而言都是較大的機(jī)遇，同時也存在挑戰(zhàn)，深空深海裝備同樣如此。另外在高溫氧化物燃料電池的熱電聯(lián)供方面我國還需要做大量工作，從微型熱電聯(lián)供至大型電站化熱電聯(lián)產(chǎn)，并逐步實現(xiàn)氫能社會的構(gòu)建。推動氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展可將氫能與其他清潔能源相結(jié)合，如光伏、風(fēng)能通過電解水制氫，使氫能從生產(chǎn)到應(yīng)用實現(xiàn)全周期綠色。