国家科技传播中心学术发展讲堂是中国科协最新推出的一档学术栏目，突出前沿性、思辨性和传播性，面向科技工作者尤其是青年科技工作者，传播学术领域的前沿发展动态。讲堂将持续邀请战略科学家、一流科技领军人才和创新团队，讲述突破传统的前沿探索、卓有成效的改进方法、颠覆认知的创新理论以及改写行业规则的研究成果。今日为您推送第五期内容，一起看→
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“新能源是国际能源竞争的焦点，也是绿色发展的未来。我国能源对外依存度大，能源安全面临严峻挑战。大幅提升新能源占比、加速高碳能源向低碳能源转型，对我国能源革命和社会可持续发展意义重大。氢气随着制取、储运及应用技术的不断突破，已逐步实现从传统化工原料向能源载体的转变。基于风光等可再生能源制取的绿氢将成为推动能源、工业、交通等领域绿色转型的关键抓手。”同济大学长聘特聘教授张存满在国家科技传播中心学术发展讲堂上发表如上观点。
从能源安全到“双碳”驱动的氢能演进
张存满
人类能源利用史历经数次重大变革。远古先民以钻木取火肇始，木炭应用标志着薪柴时代的文明启蒙。工业革命催生了能源结构的根本性转变，煤铁与油气资源的深度开发与利用构筑起全球工业化基石。上世纪90年代，能源革命浪潮再起，风能、太阳能等清洁能源技术迭代加速。
我国的能源条件是富煤、贫油、少气，石油和天然气的进口依赖度高，能源安全问题较为突出。然而，我国风光资源丰富，在新能源时代，我国有望实现能源自给自足，进一步实现能源出口。
2020年，我国正式提出“双碳”战略，锚定全球能源与环境可持续发展目标。为实现这一重大战略目标，我国产业体系必须实施根本性变革：从依赖高碳化石能源向构建低碳可持续能源体系演进。作为关键战略支撑，“双碳”目标正在加速能源结构迭代进程，核心在于通过大幅提升新能源占比驱动能源革命纵深发展。
随着能源转型的深入，能源体系出现新需求，即在风能和太阳能之外，需要一种新型能源作为支撑。由此，我们提出了对氢能的利用。
新能源时代下的氢能应用
氢能并非创新概念。作为宇宙中丰度最高的元素，氢在工业领域早已建立成熟的应用体系：化工产业中，千万吨级氢耗支撑着化肥产业链；炼油工艺中，加氢脱硫技术用于提升油品质量。化石能源体系下，氢气长期作为工业气体或化工原料存在。新能源革命赋予氢新的定位。依托清洁化一次能源制取的“绿氢”，正突破传统化工原料边界，基于零碳属性向交通动力、绿色工业转型、长时储能等多维能源载体跨越。
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交通是氢能优先发展的领域。
过去，氢能产业研究重点集中在燃料电池汽车，技术路线主要分为燃料电池发电驱动和氢内燃机驱动。前者是指，燃料电池汽车通过燃料电池发电，实现电气化驱动；而氢内燃机则是通过燃烧氢气做功驱动车辆，排放物主要是水。对比而言，燃料电池发电驱动有着明显优势：其效率可达50%以上，且能真正实现零排放，而氢内燃机的效率通常低于40%，综合功率在30%上下。
早期，燃料电池技术研发的重点是乘用车，通用、丰田、现代、奔驰等企业均以乘用车为研发重点。近年来，我国在探索氢动力汽车商业化路线时发现，乘用车路线面临基础设施依赖强、市场竞争难度大等问题。由此，我们提出了以商用车为先行的商业化路线。
从商用车的角度来看，纯电动动力电池在商用车领域的应用仍面临挑战。虽然我国已探索出快充、换电等替代方案，但从汽车的本质特性来看，氢燃料电池由于加氢速度快，续航里程长，更适合商用车场景。
此外，氢能也适用于其他交通领域。在轨道交通领域，虽然是德国较早在机车采用氢燃料电池，但我国在研发和应用方面也取得了良好示范，首列氢能源市域列车，实现全系统、全场景、多层级性能验证；在船舶领域，我国也已开启氢燃料驱动的转型，首艘入级中国船级社氢燃料电池动力船“三峡氢舟1”号运行情况良好；在航空领域，美国、欧盟等国家已在加速推动大中型商务飞机、小型无人机和轻型飞机等氢燃料电池技术的研发和应用。
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工业是氢能需求最大的领域。
工业领域的碳排放量极大，仅次于电力行业。其中，钢铁、化工、冶金碳排放量约占全国碳排放量的25%以上。
这些行业如何在新能源革命过程中实现清洁化和低碳化是关键问题。
氢能在工业领域应用广泛，首先是绿色冶金。以钢铁领域为例，传统的炼钢过程需要用焦炭作为还原剂，这个过程会产生大量的碳排放，而使用氢气替代焦炭，可以从根本上解决这个问题，这就是我们常说的“氢冶金”技术。目前，国内已在部分钢厂开展示范工程，预计未来10至20年，“氢冶金”将成为推动钢铁产业绿色转型的重要抓手。
我国在氢冶金领域已经形成“氢基竖炉”与“高炉富氢”并行的技术格局。其中氢基竖炉技术是通过氢气与三氧化二铁的直接还原反应制备海绵铁，已实现工业化应用突破。但基于我国钢铁产业现状，预计2040年之前，仍会以高炉富氢冶炼为主要模式，逐步迈向全氢时代。
其次是合成氨。合成氨工业作为氢能应用的关键领域，其碳排放主要集中于制氢环节（占总投资90%以上）。通过能源结构转型，以风电、光伏等绿电驱动电解水制氢，可重构传统合成氨产业链。
按照绿氨产业全球布局分析，中东地区凭借资源禀赋，能够以0.07元/度的超低光伏发电成本，实现氢气制取并合成绿氨，并通过打造相关项目，预计在未来5到10年内形成数十吉瓦甚至超过100吉瓦级的制氢能力。而中国随着绿氨产能中心加速崛起，也有望在未来5到10年成为全球绿氨产能重要供给基地之一。
再次是绿色炼化。传统炼化工业长期依赖重油、渣油及煤气化制氢工艺，未来，以绿氢替代化石能源制氢将成为行业深度脱碳的核心路径。中国石化塔河炼化示范工程已先行先试，利用光伏和电解水制氢，并取得了良好效果。
建筑是氢能新阶段应用的另一方向，主要有燃料电池热电联供、天然气掺氢建筑供暖供热、分布式能源系统集成等三种应用形式。
燃料电池热电联供技术在商场、酒店、社区等场景中展现出显著应用价值，可以满足这些场所供电、供热及制冷等多元能源需求。在北方地区，传统空调系统制热效率较低，而通过氢气管网替代或与现有的天然气管网混合输送，可以推动电-热-冷三联供技术在建筑物中的应用，可以大幅提升综合能源利用效率，同时为北方社区能源体系从分布式向集中式转型提供技术支撑，集中式热电联供技术正成为北方社区能源基础设施升级的更优选择。而在南方地区则面临差异化需求，既有建筑普遍缺乏集中供暖设施，新建住宅的分散式供暖系统又存在效率偏低问题。针对南方冬季适度供暖的发展趋势，需要构建更高效的热电联供体系。
天然气掺氢燃烧是相对简单的供暖供热方式，优势在于无需对现有燃气锅炉进行大规模改造，氢气利用成本较低。以山东“氢进万家”科技示范工程为代表的一系列实践正在推动对区域性氢能利用的尝试。
在分布式能源系统集成方面，国内尚未形成社区级多能协同体系，而国际实践已呈现突破性进展，比如美国就已经在高耗能的数据中心部署氢燃料电池备用电源。这也启示我国分布式能源发展不应局限于现状，可对新能源发电调峰做部分支撑，或与传统火电改造相衔接。由于风光发电具有间歇性和不可控性，而火电可控性强，因此，在电力输配与调节过程中，氢能支撑下的分布式能源有望成为未来的重要应用方向。
氢储能应用：可再生能源消纳的关键支撑
能源革命的核心在于电力系统的革命。在未来能源终端需求中，70%-80%的能量来源于电力，这决定了能源发展必然依赖于电气化路径。近年来，我国大力发展的新能源电力系统，尤其是特高压输电技术，已成为中国的一张新名片。然而，新能源发电具有波动性、气候随机性、难以预测性以及间歇性等特征，给电网稳定运行带来严峻挑战。为了实现电力能源的可持续、高效、稳定储存和输配，我们不仅需要短时储能以匹配即时需求，还需要长时储能技术来支撑跨天、跨周，甚至更长周期的电力能源储存与输配。
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此外，在电力输配与调度过程中，保障电网供需平衡是最大的难点。由于电以光速传输，发电侧与用电侧要保持同步运行。若缺乏有效调节能力，发电侧的功率波动将实时影响用电侧的稳定用电。随着新能源占比持续攀升，电力调度压力显著增大，因此，要进一步加大储能技术的创新应用与开发力度，以增强电力系统的灵活性和稳定性。
2014年，我们提出氢储能的概念，这将为可再生能源消纳提供了关键支撑。
要理解氢储能的作用与优势，需与其他储能技术进行对比。当前，储能技术大致可分为三类：电化学储能、物理储能和氢储能。
电化学储能以锂电池、钠电池、液硫电池等为代表，物理储能则包括抽水蓄能、压缩空气储能等。这两类技术均采用电能转化为化学能或物理势能，使用时再将其转换回电能，完成“储能-释能”的循环。但存在显著局限性，电化学储能放电时长通常不足4小时，且成本随储能时长呈指数增长，难以满足长时储能需求；物理储能虽然可以实现12小时的储能，但受限于地理条件约束，无法实现能量的跨区域灵活调配。
相比之下，氢储能突破了时间和空间的限制，它将电能转化为氢气，氢气既可以通过跨区域运输，满足工业、交通等多领域用能需求，也可以用于发电，为电网提供支撑，有效补充了长时储能方式及能源的空间转移转化能力。这些优势使氢储能成为支撑我国实现深度脱碳以及新能源大规模高效利用的关键手段，为新型电力系统的设计提供了新的技术路径。
未来能源供给体系将形成以“电网为主，气网为辅”的新型架构。目前，氢气正在以天然气为主体的气网中逐步提高占比。构建长短结合、电气电氢融合的能源体系将极大提升电力调度的灵活性与空间范围，这是未来能源体系的理想架构。
此外，氢能的离网型应用是另一关键所在。电网建设需采用特高压输电技术以降低电损。但面临建设成本高、周期长、区域局限性等问题，使电力输配调节灵活性受限。因此，氢能赋能的离网型风光发电成为重要发展方向，其中，“风光氢醇”一体化模式尤为典型，即利用风电、光伏以离网形式发电，通过电解水制取绿氢，再将氢合成甲醇，实现了可再生能源的多元化利用。
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氢能关键技术及研究趋势
在氢能产业链中，制氢技术是最关键的环节。根据制取方式，氢气可分为三类：由化石能源制取的氢气称为灰氢；由工业副产气中提取的氢气称为蓝氢；通过可再生能源、纯生物质或绿色电力制取的氢气称为绿氢，绿氢在制取过程中不涉及二氧化碳排放。目前，我国氢气能供给结构仍以灰氢和蓝氢为主，绿氢占比较少，不足5%。
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绿氢制取的核心技术是电解水制氢，根据电解质类型的不同，电解水制氢主要分四种类型：碱性电解水制氢（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOEC），以及阴离子交换膜水电解（AEM）。
碱性电解水制氢（ALK）：电解质是氢氧化钾的水溶液；
质子交换膜水电解（PEM）：电解质是质子膜的固体质子；
固体氧化物水电解（SOEC）：电解质是固体氧化物陶瓷；
阴离子交换膜水电解（AEM）：电解质是阴离子交换膜。
目前，碱性电解水制氢已成为最成熟且快速实现规模化的应用，我国在该领域已取得显著优势：单机产能最大已达3,000方每小时，单槽功率达到15兆瓦，而国外单槽功率大多仅在5兆瓦、1,000方每小时左右。尽管如此，我国在碱水电解的细节技术攻关方面仍有许多工作要做。
对比分析碱性电解水制氢与质子交换膜水电解技术，二者在技术特性与应用场景上存在显著差异。从温度适应性来看，质子交换膜水电解技术对温度不敏感，常规运行温度通常在60摄氏度以下，而碱性电解水制氢技术一般在85-95摄氏度之间，目前也在研究更高温度工况的可行性。由于温度和电解质不同，二者在安全性、氢氧互串特性以及功率波动适应性、催化剂体系方面也存在差异。此外，质子交换膜水电解的功率负荷范围较宽，响应速度较快，运行压力的适应性较好，但在快速动态响应的耐久性上面临挑战。受限于催化剂和膜的高昂成本，质子交换膜水电解总投资约为碱性电解水的3-5倍。因此，将质子交换膜水电解与碱性电解水协同应用是一种新的方向，当前也已开展小规模示范应用。
储运环节是氢能产业链中连接制备与应用的关键技术挑战。作为元素周期表中最轻的物质，氢气具有较低的体积能量密度，导致其储存和输配技术难度较大。目前，氢气的储存方式主要包括气态高压储氢、低温液氢储存以及将氢气转化为液体或固体燃料、化学品的化学储氢。此外，氢气的输配成本较高，尤其是远距离输配，若采用方式不当，成本曲线陡升严重制约氢能产业规模化发展。
长远来看，氢气的输配是氢能产业面临的关键问题之一。氢气制取高度依赖可再生能源，而我国的风、光、水等资源主要分布于西北与西南地区，用能终端则主要集中在东部和中部。这意味着氢气需要像电力一样实现大规模跨区域调配。未来，氢气的应用需要建设类似天然气管道的管网，从制氢、输氢、混掺到最终的氢气管网输配，都需要解决区域间不平衡性问题。
在氢-电转化技术方面，燃料电池与热机动力系统是两大主要化学方式，但技术突破方向呈现显著差异。质子交换膜燃料电池发电，关键在于提高材料寿命和发电效率，燃料电池发电涉及氢气和空气，提升氧气增压是重要环节，解决思路是采取与压缩空气储能相结合的方式。在热机动力技术领域，氢气掺混天然气或直接作为燃料的难点在于氢气在高温下对燃气轮机部件的耐久性损伤，材料和结构寿命是当前最大的挑战。
从宏观层面来看，预计到2060年，我国绿电制氢的规模将突破1.3亿吨。其中，交通和工业领域将成为氢能需求的重点方向。
全球氢能技术的发展起源于美国，曾由欧洲推动，亚洲一度处于跟随状态。如今，亚洲在氢能技术研发和应用方面已明显领先欧美。欧美地区因能源转型成本难以控制、政策驱动力不足，且以企业为主导的模式难以快速推动转型，导致多数项目仍停留在规划层面。
我国新能源产业的快速崛起，离不开国家的大力支撑。未来的氢能发展看中国，更看中国的年轻一代。