中国车用氢能产业发展报告

2019-12-30 15:22:34 caoyu 43

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中国车用氢能产业发展报告

总报告

第一章 2019年中国车用氢能产业发展综述

今年以来,我国车用氢能产业发展取得明显进展。氢能技术工程化及产业化稳步推进,车用燃料电池技术自主化进程加快,优势企业技术研发体系及产品开发体系初步形成,产业组织模式创新趋于活跃,产业配套体系加快建设。同时,加氢技术水平和服务能力进一步提升,燃料电池汽车运营及加氢站建设商业模式逐渐形成。随着燃料电池汽车示范运行区域和示范运行规模的进一步扩大,特别是千辆级规模燃料电池汽车示范城市的出现,我国车用氢能产业将开始由以技术研发为主进入示范运行带动的产业导入期。然而,我国仍然面临氢燃料电池汽车产业战略定位不明确、燃料电池汽车示范运行方案及加氢站管理法缺位、氢能及燃料电池产业化能力不强、车用氢能供给体系不健全等问题。为促进车用氢能产业发展,我国需要明确氢能及燃料电池汽车产业战略定位,制定燃料电池汽车示范运行方案,健全加氢站审批管理,提高燃料电池汽车产业化能力和构建车用氢气供给体系。

一、燃料电池汽车示范运行深入推进,车用氢能产业化能力稳步提高

(一)总量持续扩张,有望提前完成2020年推广目标

整体来看,我国氢燃料电池汽车示范运行规模自2017年以来持续快速扩张。据统计,2017年和2018年,我国燃料电池汽车产量分别为1272辆和1527辆。到2018年底,我国燃料电池汽车总产量接近3000辆。2019年以来,我国燃料电池汽车示范运行进一步推进。根据中汽协公布的数据,2019年1~9月,燃料电池汽车产销分别完成1315辆和1251辆。2019年底,我国燃料电池汽车保有量有望达到5000辆,提前完成《节能与新能源汽车技术路线图》提出的到2020年燃料电池汽车示范推广数量达到5000辆的目标。

1.主要区域加大燃料电池汽车示范力度,即将出现千辆级城市

2018年以来,上海、佛山、张家口等先行城市燃料电池汽车示范运行力度继续加大。截至2019年7月,上海市已有905辆燃料电池汽车投入示范运行,佛山市有763辆燃料电池汽车投入运行,张家口市有74辆燃料电池公交车投入示范运行。根据计划,佛山市将在2019年底之前采购700辆燃料电池公交车,张家口市将采购100辆燃料电池公交车。并且,上海市正在推进落实2020年实现3000辆燃料电池汽车示范运行的目标。因而,到2019年底,上海市和佛山市有望成为燃料电池汽车示范运行规模达千辆级城市。

2.示范运行区域扩大,一批新城市启动燃料电池汽车示范

据不完全统计,截至2019年10月,我国已有超过20个城市出台了支持氢能及燃料电池汽车产业发展的政策。其中,仅省级层面出台氢能及燃料电池汽车产业发展规划或行动方案的就有上海、江苏、浙江、河北、天津等。山东、广东等省级政府部门正在制定氢能及燃料电池汽车支持政策。成都、宁波、佛山、武汉、张家口等城市也已出台氢能相关支持政策。根据这些地区现有的产业规划及行动方案,在2030年之前,氢燃料电池汽车计划推广数量超过10万辆,加氢站建设规划超过500座。从地方政策执行情况来看,我国已有超过10座城市在2019年启动了燃料电池汽车示范运行。

山东自2019年开始示范燃料电池汽车,现已成为我国氢燃料汽车示范最密集的区域之一。2019年5月,德州市首批30辆氢能物流车示范车辆投入运营。8月23~24日,潍坊、聊城两市共3座加氢站、5条公交运营专线、60辆氢燃料电池公交车正式投入运营。此外,济南市公共交通总公司已在2019年9月发布采购项目公告,计划采购40辆氢燃料电池公交车。

成都市已投入示范运行的氢燃料电池汽车为10辆,另有35辆氢燃料电池汽车已完成挂牌,计划2019年有90~100辆氢燃料电池汽车投入示范运行。郑州市已投入示范运行的氢燃料电池汽车为23辆,计划2019年有200辆氢燃料电池汽车投入示范运行。2019年3月,武汉市投入5辆氢燃料电池公交车上线试运营。到2019年5月,武汉已有26辆氢燃料电池公交车投入示范运行。2019年6月,江苏张家港和山西大同分别有15辆和50辆氢燃料电池公交车开始示范运行。2019年10月,浙江省嘉善县有10辆氢燃料电池公交车投入运行,浙江省首条氢燃料电池公交线路正式上线运营。到2019年底,将有40辆氢燃料电池公交车在嘉善县投入运行。

(二)氢能技术产业化稳步推进,新技术创新不断强化

制氢技术及装备方面,我国的碱性电解水制氢、变压吸附等技术和装备具有优势,但PEM电解槽商业化生产滞后,SOEC电解水技术研发较少。我国已成为世界上最大的水电解槽生产国之一,生产规模较大的有三家企业,即苏州竞立制氢设备有限公司(简称苏州竞立公司),中船重工第718研究所和天津大陆制氢设备有限公司。其中,苏州竞立公司生产的单台容量1000m3/h的制氢设备已达到国际先进水平,采用变压吸附(PSA)技术从焦炉气中分离氢气具有明显的成本优势,只相当于电解水制氢成本的1/4~1/3。目前,我国PSA技术及装备已达到国际先进水平。PEM电解槽具有安全性高、运行压力大、体积小、产气率高等优势。国外对PEM的技术非常重视,投入了大量的人力、物力进行研发,已推出了一批不同类型的产品。国内PEM电解槽商业化生产企业较少,一些企业如山东赛克赛斯氢能源有限公司等,已开始了商业化生产的探索。

液氢技术及装备方面,我国2011年研制成功300m3液氢储存容器并应用于军事火箭发射场储运,基本掌握了液氢容器的设计、制造工艺等核心技术。在车载液氢储氢领域,清华大学正在联合北汽福田进行液氢储氢燃料电池重卡的开发,富瑞特装、北京天海、国富氢能等企业已经结合国家和地方科研项目开始了车载液氢瓶的研制,由北京航天试验技术研究所开展可靠性试验测试。在氢液化装置自主开发方面,北京航天试验技术研究所已经可以自主开发氢液化工艺包并进行系统设计。中科富海与中科院理化所已联合开发出氦膨胀制冷系统并应用于液氦生产,正在向氢液化领域推广应用。江苏国富氢能技术装备有限公司引进了俄罗斯氢膨胀制冷工艺包,正在开发和集成制造8吨/天及以上的大规模氢液化装置。

气态储氢技术及产业化方面,我国自“十五”期间在国家重点研发计划的支持下开始对储氢气瓶进行研究,奠定了国产高压储氢气瓶的研究基础。目前我国已具备35MPa车用铝内胆纤维全缠绕高压氢气瓶的设计、制造能力,同时拥有批量化生产规模。国内35MPa储氢Ⅲ型气瓶质量储氢密度已经接近或达到了国外先进产品水平,实现了国产化,依靠成熟的技术已经在汽车领域得到普遍应用。与35MPa储氢Ⅲ型气瓶相比,70MPa储氢Ⅲ型气瓶储氢密度高,现已经进入示范使用阶段。我国沈阳斯林达公司已在2016年率先研制出70MPaⅢ型纤维全缠绕高压储氢气瓶,达到了国内外标准要求,并已批量应用于上汽荣威950氢燃料电池汽车,其储氢密度可达到国外同类产品水平。

加氢技术方面,我国已具备设计建设35MPa加氢站的能力(包括固定站和移动站),关键设备国产化取得进展,如加氢机、压缩机、储氢瓶组(储氢罐)均有相应的设计制造单位,其中加氢机、储氢瓶组(储氢罐)的设计制造能力达到国际水平,但压缩机的设计制造能力和国际水平略有差距,主要是在整机的制造精度和使用稳定性方面还需继续完善。

氢能技术创新方面,甲酸储氢制氢技术是一个值得探索的方向。甲酸具有较高的吉布斯自由能,因此在催化剂的作用下,常温常压条件就可以分解成氢气和二氧化碳。国际上,甲酸制氢技术较为突出的是瑞士和荷兰,已开发出匹配1kW氢燃料电池的小型甲酸制氢装置,以及用于25kW氢燃料电池大巴车的中型甲酸制氢系统。在我国,甲酸制氢技术的开发偏重于学术研究,研究重点主要是甲酸重整催化剂的设计。北京青木子科技发展有限公司是国内领先的甲酸储氢技术的研究者,2016年研发出400瓦的模型车,并开发出了全自动的甲酸储氢燃料电池发电设备商品化样机。在电化学制甲酸方面,碳能科技(北京)有限公司独立自主研发的二氧化碳电化学制甲酸小试技术在2018年通过了专家技术鉴定。

(三)燃料电池技术自主化加快,车用产品取得突破

第一,燃料电池关键材料及关键部件自主化取得进展。作为国内质子交换膜企业代表,山东东岳集团在质子交换膜技术研发和产业化方面进展较快,是继戈尔、科慕两家外国企业之后市场占比最大的中国企业。东岳DMR100膜技术已成熟并实现定型量产,该膜厚度可达15um,在OCV情况下,耐久性大于600小时;乘用车工况加速寿命测试达到6000小时;在干湿循环和机械稳定性方面,循环次数超过20000次。武汉理工氢电科技有限公司(简称武汉理工氢电)已建成一条燃料电池膜电极生产线,积极开展CCM膜电极产业化研究。通过自主研发,武汉理工氢电现已开发出车用膜电极、风冷膜电极、电解水膜电极、天然气膜电极、传感器膜电极等多种产品,生产的车用膜电极功率密度可达1.4W/cm2,Pt用量低至0.2g/kW。当前,武汉理工氢电开发的主要产品为抗反极车用膜电极和超低铂长寿命车用膜电极。其中,抗反极车用膜电极的抗反极时间在200分钟以上,超低铂长寿命车用膜电极的目标铂载量为0.125g/kW。

第二,燃料电池自主化技术及产品不断涌现。新源动力HYMOD©-300型车用燃料电池电堆模块2018年3月完成寿命测试和整车应用验证,突破了车用燃料电池5000小时的耐久性难关。2019年2月,新源动力发布了最新一代产品,即第三代金属双极板质子交换膜燃料电池电堆模块HYMOD©-70,单堆功率高达85kW,电堆体积功率密度突破3.3kW/L。环境适应性强,能够采用不影响电堆耐久性的低温环境应用策略及水热管理方案,实现-30℃低温启动和-40℃低温存储。亿华通2018年推出自主开发的新一代国产燃料电池发动机采用神力科技国产化电堆,能够实现-30℃低温启动、-40℃低温储存,通过第三方强制检测发动机功率密度超过300W/kg,在功率密度、低温环境适应性、耐久性等多项关键性能上接近国际先进水平,已提前实现了我国商用车燃料电池系统2020年的技术目标,相关产品已投入批量化生产。国鸿氢能开展了自主知识产权高性能燃料电池电堆开发工作,已成功开发出国产MEA电堆和自主开发燃料电池电堆,性能超过巴拉德9SSL电堆,电堆体积比功率密度达到2.5kW/L,单位面积性能超过1.2W/cm2,并且实现-30℃低温无辅启动。车用燃料电池系统方面,重塑科技CAVEN系列的车用燃料电池系统的零部件进行了定制化设计,核心部件空气压缩机、升压转换器(DC/DC)、燃料电池系统控制单元(FCU)、氢系统管理单元(HMU)通过企业自主开发已完成进口替代。

第三,一些燃料电池企业自主化技术及产品开发取得突破性进展。2019年10月,明天氢能金属双极板燃料电池电堆下线。该产品基于国内自主技术生产,额定功率为60kW,体积比功率为3.0kW/L。目前,明天氢能已具备30千瓦、40千瓦、50千瓦燃料电池电堆与系统的批量化生产能力。长城汽车旗下未势能源公司已完成膜电极研发、测试、生产全部能力搭建及设备准备,已积极投入两代金属板燃料电池电堆技术的研发,在研第一代燃料电池堆将于2019年底推出,同步开展第二代燃料电池堆研发,计划2020年6月推出。燃料电池发动机方面,未势能源首款85kW燃料电池系统将于2020年初装车,预计2020年中开始量产。国家电投氢能公司正在开发新一代金属双极板燃料电池及系统产品,目标电堆功率达到3kW/L,实现了关键技术自主化、高性能、低成本。目前已掌握催化剂、扩散层、膜电极、双极板、装堆、系统集成与控制等关键技术,完成了百千瓦功率电堆组装及辅助系统集成,正在开展测试及中试生产线建设。

第四,全功率燃料电池系统开发取得突破。捷氢科技坚持自主开发,已具备从电堆核心零部件、电堆集成、燃料电池系统集成到动力系统集成、整车集成的完全正向开发能力,并具有完整的自主知识产权;已完成三款燃料电池系统开发,产品功率涵盖30kW到100kW级。其中,PROME P390燃料电池系统为新一代车用质子交换膜燃料电池系统,已实现与丰田、现代等国际一流燃料电池车企的技术对标,电堆功率为115kW,系统功率92kW,体积功率密度为3.1kW/L,可实现-30℃低温冷启动(无须外加热源),具有一体化集成、高功率密度、高耐久性、高可靠性和强环境适应性等优点,已经具备了全功率型燃料电池动力系统应用的条件。PROME P390燃料电池系统核心单元燃料电池电堆由捷氢科技自主开发并享有知识产权,电堆采用基于精细化流畅设计的超薄金属双极板和基于合金催化剂的膜电极。

(四)车用氢能产业配套体系加快建设,生产装备能力逐步形成

长城汽车集团(简称长城汽车)是我国氢燃料电池汽车测试验证体系及生产线建设的代表性企业。2018年6月,长城汽车在保定建立的氢能技术中心是国内首个拥有全套检测和试制设备的氢能技术中心,拥有国内第一座105MPa高压氢气循环测试台、第一座6轴储氢瓶缠绕机和第一个燃料电池动力系统测试台架。未势能源引进24台国际顶级技术设备,设备精准度高、可靠性强,是目前国内最大的燃料电池单体测试试验室。产业化能力方面,长城汽车已吸收上燃动力资源优势,同时孵化未势能源及氢能测试分公司等多家专注于氢能相关技术研发、制造、销售的企业,原有燃料电池企业注重生产线及测试验证体系建设。2017年,亿华通在张家口建成国内首条具有自主知识产权的半自动化燃料电池发动机生产线。经过大量的工艺开发,新源动力建立起了符合汽车行业质量管理标准要求的电堆小批量生产线。国鸿氢能公司2016年引进加拿大巴拉德电堆生产技术,在国内建成年产200万片柔性石墨双极板、2万台电堆和5000套集成系统的燃料电池电堆及系统生产线,2017年实现了燃料电池电堆批量化生产。

同时,一批新创企业也在加快推进生产线建设。明天氢能与中科院大化所、同济大学联合开发了燃料电池系统过程工艺、电堆装配工艺、电堆测试工艺、金属双极板冲压工艺、金属双极板激光焊接工艺、MEA(膜电极)生产工艺、电堆活化&测试工艺以及燃料电池系统测试工艺等,并开发了全自动化燃料电池系统组装线、电堆组装线、MEA生产线、双极板冲压、焊接线、电堆活化&测试线、系统测试线以及MEA测试线等,工厂的自动化及智能化程度较高。新研氢能源科技有限公司年产1万套氢燃料电池电堆项目2019年5月在山西大同开工,预计2019年完成年产1万套燃料电池的自动化生产线建设并投产。2019年8月,华清氢能燃料电池项目首批20万片单电池片生产线在江苏徐州投产试产,成为国内第一条固体氧化物燃料电池生产线。

二、燃料电池汽车支持政策基本完善,氢燃料电池政策体系不够健全

(一)燃料电池汽车支持政策基本完善

早在2001年,科技部就将燃料电池汽车技术研发作为一种重要的整车技术路线列入“十五”国家“863”计划重大专项,确立了“三纵三横”的国家新能源汽车研发布局。2010年10月发布的《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》提出,开展燃料电池汽车相关前沿技术研发。2012年6月,国务院印发《节能与新能源汽车产业发展规划(2012~2020年)》,给燃料电池汽车提出一个基本的发展水平判断标准,即“到2020年实现燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展”。2016年11月,国务院印发《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》,明确提出要系统推进燃料电池汽车研发与产业化。2017年,由工信部等三部委联合发布的《汽车产业中长期发展规划》提出制定氢燃料电池汽车技术路线图,支持燃料电池全产业链技术攻关,并逐步扩大燃料电池汽车试点示范范围。

为推进氢燃料电池汽车产业发展,我国在2012年以后集中出台了一系列支持政策,已形成覆盖产业引导及研发支持、财政补贴、激励政策、投资管理、准入管理等方面的氢燃料电池汽车产业支持政策体系。其中,产业引导、技术研发、车辆购置补贴、投资管理等政策持续完善。

(二)氢能及燃料电池政策支持体系不够健全

我国对车用氢能及燃料电池相关领域的明确支持始于“十五”时期。早在2001年,氢能与燃料电池技术即被定义为新一代能源和可再生能源技术。在2010年之后出台的政策中,氢能技术及产业被提升到了战略高度。2014年6月,国务院办公厅发布的《关于印发能源发展战略行动计划(2014~2020年)的通知》,将氢能与燃料电池明确为能源科技创新战略方向和重点。2016年5月,国务院发布的《国家创新驱动发展战略纲要》提出,发展引领产业变革的颠覆性技术,开发氢能、燃料电池等新一代能源技术。2016年12月,国家发改委、国家能源局出台的《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》,将氢能技术作为能源科技基础研究的重要方向。

氢燃料电池技术创新与研发是现有氢燃料电池相关政策的支持重点。《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》提出,形成氢能和燃料电池技术规范与标准。《国家“十一五”科学技术发展规划》提出,重点研究氢能与燃料电池技术、高效节能与分布式供能技术。《能源发展“十三五”规划》提出,集中攻关氢能和燃料电池。2018年8月,科技部首次将“可再生能源与氢能技术”列入国家重点研发计划。除了对氢燃料电池技术创新及研发进行支持之外,《节能与新能源汽车产业发展规划(2012~2020年)》《能源发展“十三五”规划》《能源技术革命创新行动计划(2016~2030年)》等政策也提出了对氢能技术及燃料电池示范应用的支持。

不难发现,我国已出台的氢燃料电池相关支持政策主要集中在技术创新与研发支持方面,并以方向性引导为主,对技术创新与研发的支持主要体现在相对宏观的能源或新能源汽车产业政策中,车用氢能产业缺乏独立、完善的支持政策。

三、产、组织模式创新多元化,商业模式创新加快探索

(一)产业组织模式创新多元化

1.原有企业主导的产业组织创新

为突破技术研发、产品开发等瓶颈和快速形成竞争优势,上汽集团、长城汽车等原有大型企业通过兼并、成立新公司等方式开展了产业组织模式创新。上汽集团是我国最早布局氢燃料电池汽车领域的车企之一,已向市场推出了多款燃料电池车型。2018年6月,上海捷氢科技有限公司(以下简称“捷氢科技”)成立,这是上汽集团内部孵化的一家主营研发、生产、销售燃料电池系统以及提供整车工程服务的企业,其核心团队脱胎自上汽集团前瞻技术研究部。作为一家新企业,捷氢科技为整车企业提供燃料电池产品及工程服务,已完成多款燃料电池电堆和系统的产品开发,并广泛应用于乘用车、轻型客车、公交客车和轻中型卡车等多种车型。上燃动力成立于2001年,是国内率先研发燃料电池发动机系统的高科技企业。2018年9月,长城控股集团正式控股上燃动力,并于2019年4月完成对上燃动力的100%控股。同时,长城控股出资4.5亿元成立的未势能源科技有限公司,总部位于上海,是专注氢能及燃料电池技术和产品研发的高科技企业,研发的主要产品涵盖燃料电池发动机、燃料电池堆、35MPa/70MPa高压储氢系统等。

2.新企业主导的产业组织创新

一些新企业通过产业组织模式创新,组织内分工逐渐明确,组织功能不断完善。新研氢能源科技有限公司(简称新研氢能源)成立于2017年,注册地在福建省,专注于燃料电池金属极板、电堆、发电系统和测试台。2017年5月,新研氢能源成立北京新研创能科技有限公司,它的定位是燃料电池极板和电堆。同年,新研氢能源成立大连擎研科技有限公司,该公司专注于燃料电池发电系统和测试台。虽然北京和大连都可以做测试台,但是北京不销售测试台,大连可以销售。2018年,新研氢能源成立大同新研氢能源科技有限公司,该公司跟中通客车合作开发了燃料电池厢式物流车,并与厦门金旅合作开发燃料电池公交车。

在2019年10月燃料电池电动产品下线之后,明天氢能与中国石油化工研究院、国家新能源汽车技术创新中心、东风华神、福田欧辉、奇瑞商用车、威马汽车、雄川氢能科技签署了战略合作协议。同时,明天氢能接受龙蟠科技8000万元投资,向其出让10%的公司股份。

3.投融资推进的产业组织创新

通过投融资的方式入股原有企业或组建新的合资公司是当前我国车用氢能产业最普遍、最具代表性的产业组织模式创新方式。山东省滨州市氯碱工业发达,大量副产氢气可为燃料电池汽车产业发展提供充足氢源保障。2017年,亿华通入驻滨州并与滨化股份合作成立合资公司,计划利用当地氢气优势,共同推进滨州市氢能与燃料电池产业发展。2019年8月,亿华通发布对外投资的公告,称拟与成都氢蓝科技有限公司共同出资设立成都国氢华通科技有限公司。此外,亿华通控股子公司亿华通动力科技有限公司,拟与张家口市交投新能源科技有限公司,投资设立参股子公司张家口市交投氢能新能源科技有限公司。

除亿华通之外,美锦能源也在积极通过投融资方式推进产业组织模式创新。2019年4月,美锦能源与国鸿氢能签署战略框架协议,美锦能源入股国鸿氢能,投资的1.8亿元占国鸿9.09%的股份。2019年7月,美锦能源与嘉兴市国资委旗下嘉兴交投签署合作协议,约定双方合作开展嘉兴氢能源基础设施建设,搭建氢燃料汽车示范运营平台。双方拟通过合资公司在嘉兴市乃至浙江省开展以下合作:加氢站投资和建设;氢燃料车辆示范运营;支持合资公司积极参与氢能源产业其他方面的建设与投资,通过扩大投资与运营规模争取合资公司将来达到上市目标;成立氢能源产业基金。

首航节能则是一家较早从事电站空冷系统研发、设计、制造、销售等业务的上市公司和高新技术型企业。近年来,氢燃料电池成为首航节能重点关注的领域之一。2019年4月,该公司发布公告称,拟以增资控股和收购股权的形式持有新研氢能51.14%的股权,成为其第一大控股股东。此次控股后,首航节能将积极推进新研氢能大同子公司年产10000套燃料电池的产线项目的建设,正式进入氢燃料电池领域。

4.外资合资推进的产业组织创新

除以上几种形式之外,一些氢能及燃料电池企业通过与外资企业合作的形式建立新的产业组织。面对北京冬奥会带来的机遇,亿华通在2019年4月与丰田汽车、北汽福田签署合作备忘录,拟共同合作向北京2022年冬奥会提供燃料电池大巴。亿华通将投入大量研发资源开发基于丰田汽车金属双极板电堆的大功率燃料电池发动机,完善技术与产品体系。在燃料电池领域,博世是拥有雄厚实力的外资企业。博世已与山东重工建立了战略合作同盟,共同开发燃料电池以及其他相关技术。作为一家上市公司,成都华气厚普机电设备股份有限公司在2019年4月发布公告,决定与法国液化空气集团旗下的全资子公司ALAT在成都市郫都区共同成立一家从事氢能源市场开发、制造和销售的综合加氢站合资公司,合资公司将投入70Mpa压力等级的氢气加注设备、液氢加注设备的研发和生产。

(二)商业模式创新加快探索

当前,我国仍处于车用氢能产业发展初期,燃料电池汽车生产成本高导致的销售价格高以及加氢站建设难、氢气价格高等问题,需要通过商业模式创新的渠道来破解。国内的氢车熟路、国能联盛等企业积极构建新的商业模式,在降低燃料电池汽车购置及运营成本,以及加氢站建设运营方面取得突破。氢车熟路成立于2017年9月,拥有500台燃料电池物流车,是国内具有代表性的燃料电池车商业化运营平台。氢车熟路主要通过车辆租赁和上线运营的形式,把车辆租给京东、申通、盒马、宜家、弗玛物流、菜鸟驿站等电商物流配送平台进行终端运营。目前,氢车熟路已与燃料电池汽车企业、燃料电池动力系统企业、加氢装备企业及氢气供应企业等车用氢能产业核心主体形成了密切合作关系。通过与上汽大通、一汽、北汽、东风汽车、中通汽车等整车企业及上海重塑能源科技有限公司、张家港富瑞氢能装备有限公司等氢能燃料电池企业合作,共同开发适合城市配送用户需求的燃料电池汽车。同时,氢车熟路与旗下公司嘉氢实业共同推进加氢站及氢能基础设施的建设与运营,保障燃料电池汽车运营所需的氢气加注服务。氢车熟路与中石化上海公司成立了合资公司,正在上海开展2座油氢合建站项目。另外,法液空公司2018年7月入股氢车熟路,在加快推进氢气供应链保障、液氢技术引进等领域深度合作。

在燃料电池物流车运营及加氢站建设运营方面,广东国能联盛新能源汽车有限公司也构建了具有特色的商业模式。国能联盛运营产品以氢能源燃料电池厢式物流车、冷链车和新能源公交车为主,并将运营燃料电池环卫作业车、城际运输重卡等。为提高用户使用便利性,降低用户使用成本,国能联盛氢燃料电池物流车运营采用3种模式:一是合营托管模式,通过合营的模式,在约定的一个条款里面客户扣除直接成本以后,将所达成的利润做简单的分成;二是纯粹的租赁模式,三是平台约车模式。国能联盛已建成氢能源综合运营管理平台,可协同用户、燃料电池汽车、加氢站并实时监控加氢站及燃料电池汽车运营情况,提供精准、全面的综合配套服务,并实现安全管理。国能联盛全资子公司广东国联氢能技术有限公司专注于加氢站投资、运营和氢能技术配套服务,作为佛山市加氢站配套建设和服务的牵头单位,分别与佛山市禅城区、高明区、顺德区政府,深圳国氢成立项目公司,投资建设运营加氢站和制氢工厂,计划3年内构建珠三角氢能走廊雏形。目前,国能联盛建设的禅城国联氢能塱沙站、高明国能联盛氢能有轨电车加氢站、高明国联氢能更合站3座加氢站已投入运营。

四、氢能源总体供给充裕,车用氢气供应相对不足

(一)化石燃料以制氢为主,氢气总体生产规模庞大

我国常见的氢气生产方式主要有三种,即以煤炭、天然气为主的化石燃料制氢,电解水制氢和以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为主的工业副产气制氢。据统计,2016年我国氢气产量约为2100万吨。其中,煤制氢占比62%,为主要的氢气来源;其次为天然气制氢,占比19%[1]。我国是世界第一大焦炭生产国,焦炉煤气产量丰富。2018年,我国焦炉煤气产量为1866.7亿立方米。按焦炉煤气氢气含量50%、氢气回收率80%计算,焦炉煤气制氢量可达66.45万吨。我国也是全球烧碱产量最大的国家,2018年全国烧碱产量达3420.18万吨。按每吨烧碱会产生25kg氢气、50%用于氢气提纯、氢气回收率90%计算,我国氯碱尾气制氢量可达34.2万吨。

需要强调的是,我国可再生能源资源也较为丰富。截至2017年底,我国发电装机容量177703万千瓦,其中水电、核电、并网风电、并网太阳能发电合计占比37.8%,新能源新增和累计装机容量均排名全球第一。在此背景下,国家主管部门已发布相关政策,鼓励地方及企业探索开展可再生能源制氢。2018年12月,国家发改委与国家能源局联合发布的《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》指出,探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能,实现可再生能源多途径就近高效利用。

(二)车用氢气供应相对不足,工业副产氢或成近期主导

虽然我国氢气产量巨大,但是主要为工业用氢,用于合成氨、石油加工、甲醇制造等领域。需要注意的是,燃料电池汽车用氢不同于一般工业用氢。根据2019年7月1日开始实施的《质子交换膜燃料电池汽车用燃料 氢气》,适用于聚全氟磺酸类质子交换膜燃料电池汽车的车用燃料氢气需满足相应的纯度及杂质含量要求,特别是硫化物和卤化物含量。

本报告研究团队的调研结果表明,由于车用氢气不同于工业用氢以及燃料电池示范运行规模不大、当地车用氢气需求规模小等,一些规模较大的制氢企业尚未进行车用氢气制备和参与车用氢气供应的相关工作。同时,一些工业副产气制氢企业对车用氢气制备及供应较为积极。上海浦江特种气体有限公司积极在上海化学工业区以化工企业富余氢气为原料建设高压氢气提纯、配送基地和民用液氢装置。公司是上海能源用氢的主要供应商,拥有氢气储运队伍及运营资质,拥有能源用氢定制管理系统。2020年底,公司在上海化学工业区的副产氢气提纯利用装置制氢能力可达10000NM3/h。天津渤海化工集团有限责任公司(以下简称“渤化集团”)氢气来源丰富,煤制气、电解、乙苯脱氢、丙烷脱氢等装置都副产氢气,氢气纯度在99%以上,总产能为26万吨/年。除自用外,渤化集团目前可调用氢资源约3万吨/年。为积极响应天津市发展氢能产业号召,渤化集团拟配套建设加氢母站和加氢站项目,一期2000Nm3/h(约1400吨/年)质子交换膜燃料电池用氢气输配中心正在加快建设。通过将氢气充装到长管车和氢气瓶后,输配到周边加氢站和下游用氢企业,最终将该项目建设成为面向京津冀地区输送氢能源的基地。此外,江苏、浙江、山东、山西太原、广东深圳等地石化、炼焦企业也开始发展车用氢气相关业务,积极布局车用氢能产业。

根据以上分析,鉴于我国氢气纯化技术成熟、工业副产气成本低等原因,加之工业副产气制氢企业积极发展车用氢气制备业务和参与车用氢气供应体系构建,工业副产氢有望在近两年内成为燃料电池汽车用氢的主要组成部分。

五、加氢服务能力进一步提升,加氢站审批管理面临破冰

2019年“两会”期间,“推动充电、加氢等设施建设”首次被写入政府工作报告,引发了投资加氢站建设的一轮热潮。随着国家政策对氢能与氢燃料电池汽车的持续支持及各地区加氢站建设补贴标准及政策的出台,我国在建和规划中的加氢站数量急剧增长。据不完全统计,2018年底我国建成加氢站23座。截至2019年7月20日,我国共建成(包括运营、调试中)39座加氢站。

(一)加氢站压力等级提高,加氢能力稳步攀升

2018年以来,我国加氢站数量快速增长,整体上加氢压力仍以35MPa为主,70MPa加氢站也逐渐增多。与此同时,加氢站加注能力规模不断提高,日供氢1000kg以上规模的加氢站开始涌现。2019年以来,我国陆续建成了一批压力等级高、加氢能力强的加氢站。

其中,上海金山驿蓝加氢站和山东潍柴加氢站是典型代表。2019年6月建成的上海金山驿蓝加氢站是目前全球规模最大、等级最高的燃料电池汽车加氢站,占地约8000平方米,氢气日供应能力约2吨,具备35MPa和70MPa氢气商业化加注能力,具有氢气加注、鱼雷车充装、燃料电池汽车维护保养和充电功能,每天可为100辆大巴、300辆商务轻客、500辆乘用车提供加注服务。加氢站位于上海化工区,由驿蓝能源投资建设并运营,林德气体利用园区内的副产氢通过管道为加氢站提供了稳定可靠的氢气气源。作为母站,该加氢站还可为其他加氢站供氢,这一举措在全国具有示范作用。该加氢站集成了上海舜华新能源系统有限公司开发的第二代70MPa加氢机、浙江大学与巨化集团设计制造的98MPa钢带错绕式高压氢气储罐等国内最先进加氢站用设备,也引进了林德公司的IC90离子化压缩机等国际先进装备,不仅能够减少氢气在压缩过程中的能源消耗和运输过程中的气体损耗,还能有效降低加氢站运营成本,实现经济效率的提高。

潍柴加氢站于2019年7月建成,采用空气产品公司专有的智佳清TM氢能技术和加氢站成套设备,具备35MPa和70MPa两个压力等级的加氢能力,并采用针对公交巴士,物流卡车和重型卡车的独特设计,是山东省首座固定式加氢站。潍柴加氢站每12小时加氢能力可达1000kg,也是国内首座采用100MPa高压储气瓶组储存氢气的加氢站。该站投入运行后,在加注能力和技术上处于领先水平。

除这两个站外,神华如皋加氢站也即将在2019年建成投运,该加氢站氢气储存量为980Kg,日加氢能力约为2000kg,该站也引进了空气产品公司的加氢机,兼具35MPa和70MPa双加注压力。

(二)地方政府密集探索,加氢站审批管理期待破冰

氢气是燃料电池汽车运行的保障,而车用氢气的供给又需要通过加氢站来实现。为保障燃料电池汽车示范运行和推进加氢站建设,佛山、武汉等城市发布了加氢站审批管理法规。2019年以来,山东潍坊、济宁等城市也制定了相应的加氢站管理法规,还有一些地区正在加紧研究。

广东省是加氢站管理法规的先行地区,广东省在2018年6月发布《关于加快新能源汽车产业创新发展的意见》,明确提出加氢站设计、建设及运营的管理体制和建设标准由省住房和城乡建设厅负责。同时,广东省提出,各氢燃料电池汽车示范市要加快加氢站的规划和建设,编制加氢站试点建设方案。对列入试点建设方案拟建设的加氢站,由各地住建部门办理报建、验收等审批手续。在此背景下,佛山市在2018年制定和出台了《佛山市加氢站管理暂行办法》,对包括加氢站报建、设计要求、验收与投产、运营与安全管理等各个环节做了详细规定。武汉市也是较早出台加氢站管理法规的地区。早在2018年4月,武汉市汉南区就发布了《武汉经济技术开发区(汉南区)加氢站审批及管理办法》,在全国率先对加氢站选址、准入、供地、报建、验收、经营管理等进行了明确规定。

根据本报告研究团队的调研结果,2019年以来已有上海、天津等城市及一些开展燃料电池示范的城市对加氢站审批管理法规进行了研究。其中,山东潍坊、济宁是加氢站管理法规研究的代表性城市。2019年5月,潍坊市出台了加氢站管理办法,即《关于做好全市汽车加氢站规划建设运营管理工作的意见》(以下简称《意见》)。《意见》从行业监管、规划建设、经营服务、安全管理、经营许可等五个方面,对加氢站从规划建设到运营管理工作提出了具体要求,有效解决了当地加氢站建设面临的突出问题。2019年8月,济宁市发布了《关于面向社会公开征求〈济宁市加氢站管理暂行办法〉意见的通知》,针对新建加氢站、油氢合建站等加氢站项目的立项、报建、施工、验收投产及运营等环节做出了明确规定,并明确了加氢站建设审批主管部门。

目前,我国国家层面尚无加氢站建设审批管理法规。地方政府研究、制定和出台加氢站管理法规,反映了它们期望从加氢站建设入手,开展燃料电池汽车示范运行和发展车用氢能产业的愿望。具体来看,地方政府已出台的加氢站建设审批管理法规具有明显的共同特征,主要包括住建部门牵头、由燃气或天然气管理部门负责等方面。

(三)油氢合建站有望成为未来发展方向

油氢合建站是我国当前推进加氢站建设的一种模式,与重新选址建设加氢站相比具有明显优势。我国自2017年开始探索油氢合建站模式,2019年陆续在广东、浙江等地建成,还有一些地区和加油站在谋划油氢合建站建设。

2019年7月,我国首座油氢合建站——中石化佛山樟坑油氢合建站宣布建成。这座站是全国首座集油、氢、电能源供给及连锁便利服务于一体的新型网点,该油氢合建站日加氢能力达到500kg,主要服务周边氢燃料电池公交线路及物流运输车队。樟坑油氢合建站除作为能源供应网点外,还积极打造“车主生活新驿站”,提供汽服、简餐、保险、粤通卡充值、违章代办、旅游定制等22项服务业务,在加油、加氢、充电三大能源供给功能之外,积极向现代化综合服务商转变。按照广东石油的部署,2019年还将在佛山、云浮建成3座油氢合建站。

除广东之外,浙江、北京等地也在积极推进油氢合建站建设。2019年9月,浙江省首座加氢站——中石化浙江嘉兴嘉善善通加油加氢站正式建成。这是浙江省第一座集加油、加氢等功能于一体的综合能源供应站,占地2784平方米,由原来的善通加油站改造而成,拥有2个汽油罐、2个柴油罐、3个储氢罐。该站储氢罐总容量为15平方米,站内设置2台双枪双计量加氢机,日加氢能力可达500kg。2018年7月,中石化发布北京昌平王府加油加氢站设计项目招标公告,表明北京首座油氢合建站工作开始启动。

结合我国当前燃料电池汽车示范运行及加氢站建设进展情况来看,油氢合建站是一种值得研究和推广的模式。2010年发布实施的《加氢站技术规范》为油氢合建站提供了政策法规依据。同时,由于油氢合建站模式经济性显著,如果加氢站与加油站合建,原加油站的站房是可以通用的,可节约建设成本300万~500万元。需要强调的是,依靠石油企业拥有的庞大的加油站销售网络优势,能有效地解决加氢站规划布局和建设等问题。对于我国氢燃料电池汽车推广应用初期,油氢合建站模式更有利于解决加氢站建设难、建设成本高的难题,从而有助于加快我国车用氢能产业发展。

六、国外氢能安全面临挑战,国内氢安全管理受到重视

氢气具有燃点低、爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点,长期以来被作为危化品管理。氢气是已知密度最小的气体,扩散系数是汽油的12倍,泄露后极易消散,不容易形成可爆炸气雾,爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。因此,在开放情况下安全可控。相关试验结果表明,与燃油车和纯电动车相比,燃料电池车在事故和极端实验环境下,发生爆炸的可能性最低,安全系数相对更高。系统研究氢有关的特性,并为相关标准和法规的制定提供可靠依据,是氢能大规模市场化应用的重要保障。

(一)国外氢能安全事故对产业发展的不良影响显著

2019年以来,韩国和挪威相继发生了氢能安全事故,对这两国及氢能产业产生了显著影响。

2019年5月,韩国江陵一个政府研究项目的储氢罐发生爆炸,造成建筑物毁坏和人员伤亡。6月,挪威首都奥斯陆郊外一座合营的加氢站发生爆炸,造成两人受伤。9月,韩国一家化工厂发生氢气泄漏事故,导致三人烧伤。事故后的调查表明,挪威加氢站发生爆炸的根本原因是高压储存装置中氢罐的一个特殊插头的装配错误所导致的氢气泄漏,而韩国江陵爆炸的初步原因为氧气进入水箱后产生的火花引起。虽然前两起事故的原因已查明并公布,但事故仍然造成了显著影响。其中,挪威加氢站发生爆炸之后,加氢站供应商挪威氢能源技术公司Nel强调在爆炸原因调查结束前将暂时关闭挪威10多家加氢站。与此同时,其合作伙伴、加氢站运营商Uno-X也宣布暂停奥斯陆加氢服务,丰田和现代汽车都已宣布停止在挪威销售氢燃料电池汽车。韩国的影响更为明显,江陵爆炸发生之后,一些潜在的加氢站运营商开始退缩,事故还引发了韩国民众对自身安全的担忧。

(二)国内氢安全渐受重视,标准法规仍需强化

随着氢能及燃料电池汽车产业的快速发展,氢安全在我国逐渐受到重视。2019年5月,工信部组织全国汽标委编制了2019年新能源汽车标准化工作要点,将燃料电池电动汽车领域作为重点领域,并要求开展燃料电池电动汽车碰撞后安全标准的预研工作。作为重要的产业管理渠道,氢安全相关标准一直以来备受重视。我国氢能各相关技术标准委员会积极推动氢能安全技术标准研制工作,加强ISO、IEC氢安全国际标准转化工作。截至2019年6月,我国已发布氢安全直接相关国家标准20项,其中车用氢能安全技术标准15项,涉及制氢、储氢、加氢站、氢燃料电池汽车等方面。加注安全(加氢站和加氢设施)和燃料电池车辆安全标准相对较多,氢储运安全标准较少。

2019年上半年,江苏省响水县化工厂发生特别重大爆炸事故,造成了严重人员伤亡。事故之后,应急管理部门组织开展了为期1个月的危化品、煤矿、非煤矿山、消防四个行业领域专项执法检查,各地全面开展了危险化学品安全隐患集中排查整治。为进一步做好化工园区、危险化学品企业安全管理,应急管理部于2019年8月发布《化工园区安全风险排查治理导则(试行)》和《危险化学品企业安全风险隐患排查治理导则》。《化工园区安全风险排查治理检查表》从设立、选址规划、布局、准入和退出、配套功能设施、一体化安全管理和应急救援等6个方面、33项排查内容设计了评估分值,明确了直接判定为不合格的7项特殊条款,将化工园区按照得分结果划分为4种安全风险等级,以实现分级分类监管,对安全风险等级高的化工园区将实施项目禁批或限批;《危险化学品企业安全风险隐患排查表》以化工过程安全管理要素为主线,细分为安全领导能力、安全生产责任制、岗位安全教育和操作技能培训、设计管理、试生产管理、装置运行安全管理、作业许可管理、变更管理等14部分内容,结合事故教训,对于6种严重情形提出了刚性要求,同时对排查方式、频次、治理、上报等做出了明确要求,对存在重大隐患的危险化学品企业,要求立即整改,短期难以整改的,依法责令停产停业整改,经整改仍达不到安全生产条件的,依法吊销安全生产许可证。

在我国,氢能作为一种危险化学品管理。氢能安全技术标准是车用氢能产业发展的基础,车用氢能产业链长,涵盖的领域广。明确氢的危险性,对氢安全事故后果及预防开展基础研究,从而为相关标准和法规的制定提供可靠依据,是氢能技术和车用氢能产业可持续发展和应用的重要保障。目前,我国尚未建立系统完善的车用氢能技术标准体系,制氢、氢储运、加注、氢应用、检测等方面的安全标准数量不多,不足以支撑车用氢能产业的规范发展。为此,我国亟须建立系统完善的车用氢能安全技术标准体系。氢能各标准化技术委员会应加强合作,共同推动我国车用氢能安全技术标准的研究。通过进一步加强车用氢能安全技术标准的宣贯与实施,消除公众因对氢能缺乏正确认知而产生的畏惧心理,建设清洁能源体系和绿色低碳社会。

七、加快构建车用氢能体系,有序推进燃料电池汽车规模化示范

(一)日本、韩国进一步完善氢能产业政策体系

2019年以来,日本、韩国等国家发布了新的氢能产业政策,产品开发方面也取得新的进展。2019年3月,日本经济产业省发布了新版《氢能与燃料电池路线图》,提出了新的发展目标。燃料电池汽车推广应用方面,到2025年,日本将年产燃料电池乘用车20万台,2030年产量达到80万台;燃料电池客车2020年产量达到100台,2030年达到1200台;2025年燃料电池系统价格由目前的2万日元/千瓦降至0.5万日元/千瓦,储氢系统的价格由目前的70万日元降至30万日元。加氢站建设方面,到2025年,日本计划设立320座加氢站,到2030年进一步增至900座;到2025年,加氢站建设及运行费用大幅下降,其中建设费应由目前的3.5亿日元降至2亿日元,运行费用由目前的3400万日元/年降至1500万日元/年。同时,日本制订了“氢/燃料电池战略技术发展战略”,不仅规定了具体的技术发展项目,还明确了符合《路线图》中每个领域设定的目标。该战略着眼于三大技术领域:燃料电池技术领域、氢供应链领域和电解技术领域,确定了包括车载用燃料电池、固定式燃料电池、大规模制氢、水制氢等10个项目作为优先领域,并通过互相合作来促进技术的研究与开发。2019年10月,日本丰田第二代Mirai正式亮相。通过全新升级氢燃料电池堆等氢燃料电池系统,第二代Mirai续驶里程将提高30%。第二代Mirai量产车型将会从2020年底开始在日本、北美以及欧洲等地销售。

除日本之外,韩国也在2019年发布了新的政策。2019年10月,韩国国土、基础设施、交通和旅游部在全国检查和调整会议上宣布了“氢试点城市推广战略”。“氢城市”是指将氢作为主要城市功能(如制冷、供暖、电力和交通)燃料的城市,将于2022年建成。到2019年12月,韩国将确定三个氢能试点城市,每个城市规划出3~10平方千米,在住宅和交通区域引入和采用氢技术。韩国计划到2040年把全国40%的城市建设成为氢能城市,总计运营825000辆氢能汽车和12000辆氢能公交车。

(二)我国国家层面车用氢能产业政策导向趋于明朗

随着我国车用氢能产业的不断发展,我国国家层面的氢能及燃料电池汽车产业政策导向将逐渐明朗。2019年10月11日,中共中央政治局常委、国务院总理、国家能源委员会主任李克强主持召开国家能源委员会会议,研究进一步落实能源安全新战略,审议通过推动能源高质量发展实施意见。李克强指出,要加快能源开发利用关键技术和重大装备攻关,探索先进储能、氢能等商业化路径。根据《新能源汽车产业发展规划(2021~2035)》(征求意见稿),到2035年我国商用车将实现规模化应用。有序推进氢燃料供给保障体系建设将成为今后车用氢能产业的重要工作。

(三)氢能供给体系建设与车辆规模化示范成为当前两大命题

总体来看,我国车用氢能产业发展取得明显进展。氢能技术工程化及产业化稳步推进,车用燃料电池技术自主化进程加快,优势企业技术研发体系及产品开发体系初步形成,产业组织模式创新趋于活跃,产业配套体系加快建设。同时,加氢技术水平和服务能力进一步提升,燃料电池汽车运营及加氢站建设商业模式逐渐形成。随着燃料电池汽车示范运行区域和示范运行规模的进一步扩大,特别是千辆级规模燃料电池汽车示范城市的出现,我国车用氢能产业将开始由以技术研发为主进入示范运行带动的产业导入期。

然而,我国仍然面临氢燃料电池汽车产业战略定位不明确、燃料电池汽车示范运行方案及加氢站管理法缺位、氢能及燃料电池产业化能力不强、车用氢能供给体系不健全等问题。为有效破解这些问题,我国需要从以下几个方面着手。

1.明确氢燃料电池汽车的战略定位,完善产业发展领导机制

我国现有的新能源汽车产业导向性政策中多次涉及燃料电池汽车定位,《节能与新能源汽车产业发展规划(2012—2020年)》提出,到2020年实现燃料电池汽车、车用氢能源产业与国际同步发展。《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》提出,系统推进燃料电池汽车研发与产业化。不难发现,由于2017年以来我国车用氢能产业发展较快,现有产业导向性政策对燃料电池汽车定位滞后问题已开始显现。为此,我国亟须从战略上高度重视,尽快明确氢燃料电池汽车的产业定位。在新能源汽车产业,已将氢燃料电池汽车定位为一种重要的技术路线和我国“纯电驱动”发展战略的有效实现路径之一,与纯电动汽车互补发展,从而形成未来参与国际竞争的重要战略方向。

为保障氢燃料电池汽车产业发展,我国需要建立以发改、工信、科技、财政、能源五部委为核心,其他相关部委参与的国家氢燃料电池汽车产业发展部际协调机制;建立多部门联席办公制度,重点解决氢燃料电池汽车发展过程中的外部环境制约因素。由国家能源局牵头,建立涵盖住建、应急管理、商务等部门的国家车用氢能工作机制,解决氢气定性、氢能供给、车用氢能产业发展等问题。

2.研究制定氢燃料电池汽车示范运行方案,完善相关支持政策

我国已在国家层面启动了两批氢燃料电池汽车示范项目,即UNDP/GEF/科技部“促进中国燃料电池汽车商业化发展”项目和科技部“典型区域多种燃料电池汽车示范运行研究”项目,示范运行规模都在百辆以上。当前,我国氢燃料电池汽车示范运行规模已突破3500辆,2019年底有望突破5000辆。其中,上海、佛山等典型城市氢燃料电池汽车示范运行规模有望达到1000辆。为此,我国亟须研究和出台氢燃料电池汽车规模化示范运行方案,明确氢燃料电池汽车示范运行的总体思路、组织机构、目标及要求,支持政策、配套措施等核心问题,从而引导示范运行规范、科学推进。

3.制定加氢站建设审批管理办法

当前,氢气在我国尚属危化品,其作为车用能源的属性尚未明确。因而,加氢站布局和建设受到极大制约。对典型城市的调研表明,除佛山出台了加氢站审批暂行规定之外,其他城市加氢站建设均需按照“一事一议”的方式办理审批手续,或者采用政府特批的方式推进加氢站建设。同时,加氢站建设及运营企业还需到安监部门办理危化品证和气体充装证。由于受到政策约束,典型城市“有车无氢”的问题较为突出。虽然氢燃料电池汽车已经交付,但是由于缺乏加氢站,只能等待加氢站建设或部分氢燃料电池汽车投入运行。

为保障燃料电池汽车示范运行和推进加氢站建设,佛山、武汉等城市在2018年发布了加氢站审批管理暂行办法。2019年以来,山东潍坊、济宁等城市也制定了相应的加氢站管理法规,上海、天津等城市正在加紧研究。为促进车用氢能产业发展,我国亟须从国家层面明确氢气的能源属性,借鉴国外加氢站管理先进经验,吸收地方政府加氢站审批管理的有益元素,研究和制定支持加氢站建设审批管理办法。

4.提升氢燃料电池汽车产业化能力

我国一批氢能及燃料电池汽车关键技术来源于国家科技研发支持,这也是当前一些关键技术仍然集中在科研院所或科技型企业的主要原因。这些机构或企业产业化能力不足或产业化力度不够,导致我国氢燃料电池汽车技术产业化水平滞后。为此,我国亟须通过鼓励和引导等方式,推进掌握氢燃料电池关键技术的机构和企业与实力雄厚、产业化能力强的企业开展合作。

通过国家科技专项等多种形式,重点支持氢燃料电池系统集成、氢燃料电池电堆,以及膜电极、质子交换膜、催化剂、气体扩散层、双极板等关键材料、空压机、氢气循环泵、加氢枪、氢气管路及阀件等关键部件的技术研发。加快我国现有氢燃料电池汽车及氢气储运、加注等关键技术工程化、产业化。积极推进涵盖车用氢气及燃料电池材料产业、燃料电池汽车产业、车用氢气供给产业及相关生产、测试验证装备产业在内的氢燃料电池汽车产业体系建设。引导实验室研发产品的产业化和工程化。加大对产业化和工程化产品的政策支持力度,对技术指标实现突破的实际应用产品,给予一定的支持。对替代进口的关键核心部件的产业化和工程化,给予支持,以降低关键部件成本,提升国产化率。

5.构建车用氢气供给体系,研究相关支持政策

不同于工业用氢,氢燃料电池汽车用氢需满足相关纯度和杂质含量等要求。并且,作为一种车用能源,车用氢气还需满足大规模、低成本持续供应等需求。从供给端来看,一般技术路线的制氢成本均在40元/kg以下,煤制氢、工业副产氢制氢成本可低至15元/kg。然而,根据本报告研究团队的调研结果,我国开展燃料电池汽车示范运行城市的车用氢气价格多在60~80元/kg,个别地区甚至在100元/kg以上。这表明,氢气储运技术及装备滞后,以及制氢企业、氢气储运企业和加氢站运营企业缺乏合作等问题,导致车用氢气供给不足或供给渠道不够畅通,这又导致储运和加注环节提高了车用氢气成本。而制氢企业、氢气储运企业和加氢站运营企业合作程度低导致的车用氢气供给体系不完善是造成车用氢气成本较高的主要原因。

为破解车用氢能供应不足、价格偏高等问题,我国亟须鼓励和引导制氢企业、氢气储运企业和加氢站运营企业等车用氢能供给主体积极参与,加快形成车用氢气供给共识和构建初步的车用氢气供给体系。而加快研究和制定车用氢能供给支持政策,无疑是破解这一问题的有效途径。为此,我国亟须研究加氢站建设运营、车用氢气定价等相关政策,围绕制氢企业和氢气储运企业商业化供氢需求,加快制定配套支持政策和完善相关标准法规。


产业篇

第二章 中国车用氢能制取技术及装备进展

氢能产业涉及上游氢气的制备、中游储存与运输、下游加氢站的建设,以及氢燃料电池系统与整车的生产与集成等。而氢气制备位于这一庞大产业链之首,其技术以及装备进展直接影响到中下游产业的建设及运营成本,并最终对氢燃料电池汽车的经济性产生影响。本报告从不同制氢原料入手,详细阐述工业富氢气体提纯制氢、甲酸制氢以及水电解制氢等技术路线下的制氢技术进展以及制氢经济性。总体来看,上述制氢技术在技术层面与经济性、适用性方面仍具备进步空间。

一、工业副产气纯化制氢技术进展

燃料电池技术日渐成熟并在交通领域开始大规模的示范应用,促进了氢气从化工原料向能源资源角色的转换。作为二次能源的氢气无法直接从自然界中获取,在从现有的工业领域中获取廉价的氢气方面,人们更加关注制取氢气的原料和工艺。工业富氢气体主要分布在焦化、石油化工、氯碱、煤化工等行业;回收利用工业富氢气体,既能够提高资源的综合利用效率和经济效益,又可降低大气污染,改善环境。本部分将系统地介绍工业富氢气体的提纯技术现状及经济性。

(一)常见工业富氢气体

1.焦炉煤气

焦炉煤气是炼焦过程中煤在炼焦炉中经高温干馏的产物,在产出焦炭和焦油产品的同时所得到的富氢气体,是炼焦产品的副产品。1吨煤在炼焦过程中可产出730~780千克焦炭和300~340立方米焦炉煤气以及35~42千克焦油。[1]典型通过预处理的焦炉煤气组分如表2.1所示。

2.1 典型焦炉煤气组分


组分

占比(%)

杂质

含量

二氧化碳

5.2

硫化氢

≤20mg/m3

CnHm

2.53

≤50mg/m3

氧气

0.24

≤2g/m3

一氧化碳

14.49

焦油尘

≤20mg/m3

甲烷

17.02

≤150mg/m3

氢气

57.12

压力

4kPa

氮气

3.4

目前焦炉煤气应用主要在城市燃气、发电、制甲醇/天然气、提纯氢气、高炉炼钢、还原铁等领域。图2.1显示了2014~2018年全国焦炭产量,若按每吨焦炭产生426立方米焦炉煤气计算[2],2018年焦炉煤气产量为1866.7亿立方米;假设平均氢气含量50%,氢气回收率按80%考虑,氢气的量为746.68亿立方米(约66.45万吨)。

图片关键词

2.1 2014~2018年全国焦炭产量

2.氯碱尾气

氯碱尾气是工业上为了生产NaOH、KOH和Cl2,采用电解饱和NaCl、KCl溶液方法。电解过程中在阴极室产生氢气。表2.2是某公司氯碱尾气组成数据。

2.2 典型氯碱尾气数据

单位:μmol/mol

组成

数值

总碳氢化合物(以甲烷计)

<2.91

He

<1

CO2

1.75

总含硫量

<0.007

甲醛

<1

甲酸

<1

NH3

0.0047

氯化物

<1

饱和水@40℃

Cl2

15(事故状态下)

目前我国烧碱生产工艺主要有隔膜法和离子膜法两种,近年来全国烧碱产量在3000万~3500万吨,如图2.2所示。氯碱工厂对氢气的利用主要是两个方面,一方面是与氯气反应生成盐酸,另一方面是将氢气生成双氧水或提纯氢气或燃烧发电。按理论计算,生成1吨烧碱会产生25千克氢气,以2018年全国烧碱产量3420万吨为例,若其中有50%将用于氢气提纯,氢气的回收率按90%考虑,氯碱尾气提纯氢气的产量将达到34.2万吨。

图片关键词

2.2 2014~2018年全国烧碱产量

3.丙烷脱氢

丙烷脱氢(PDH)是丙烯生产工艺路线之一,2013年10月,天津渤化60万吨/年的丙烷脱氢装置投产运行,丙烷脱氢装置在国内正式拉开序幕。目前国内丙烯总产能近600万吨/年。2019年浙江卫星石化成立的浙江卫星氢能科技有限公司利用公司的PDH副产氢气参与氢燃料电池产业的发展。PDH工艺对原料气的要求高,特别对硫化物含量进行严格限定,PDH副产氢气含量较高,杂质组分主要是少量的碳氢类化合物及微量的硫化物。[3]

4.其他工业尾气

在化工合成及石化生产中需要对惰性气体进行驰放以保证产品的质量,这些驰放气中含有一定量的氢气。主要有合成氨的驰放气、甲醇合成驰放气、油品加氢尾气、有机合成的驰放尾气。这些气体中氢气及杂质气体组分根据工艺不同而不同,需要采用变压吸附或者其他气体纯化工艺配套来提纯氢气。

(二)工业富氢气体提纯技术

工业含氢气体组分复杂,氢气提纯是一个有机的结合体,需要对原料气的组分进行综合分析判断,挑选合适的提纯方法。目前用于工业富氢气体提纯的方法主要有以下几种。

(1)变温吸附(TSA):变温吸附是利用吸附剂的平衡吸附量随温度升高而降低的特性,采用常温吸附、升温脱附的操作方法。除吸附和脱附外,整个变温吸附操作中还包括对脱附后的吸附剂进行干燥、冷却等辅助环节。变温吸附主要用于焦炉煤气等含有微量焦油、苯、萘等重烃组分的脱出,通常作为进入变压吸附(PSA)前的大量杂质脱除工艺,以防止该类物质造成后工序的吸附剂微孔堵塞。

(2)变压吸附(PSA):变压吸附是利用吸附剂的平衡吸附量随压力升高而升高的特性,采用高压吸附、低压解析的操作方法。在吸附过程中,伴随着升压、降压、逆放、冲洗等多个过程。根据原料气的组分及用户对产品气的要求,通常采用的吸附剂有氧化铝、硅胶、活性炭、碳分子筛、13X、5A等吸附剂。解吸方式通常有常压解吸和真空解吸。规模从几立方米到几十万立方米每小时均可,是目前工业上最广泛使用的氢气提纯技术。

(3)湿法脱碳/硫:主要利用有机溶剂吸收气体内的CO2或H2S;主要工艺采用碳酸丙烯酯(PC)、NHD(聚乙二醇二甲醚)、MDEA(醇氨)等。该工艺主要用于富氢气体中的CO2及H2S的脱出,脱碳后还需经过变压吸附脱除CO、CH4、N2等得到产品氢气。采用湿法工艺,氢气的损失小,能够减轻变压吸附的负荷,同时脱除的CO2浓度可以达到98%以上,通过进一步深加工可以得到食品级二氧化碳。该工艺流程较为复杂,一般在规模较大的装置上使用。

(4)干法脱硫:主要有氧化铁、氧化锰、氧化锌、氧化铜及活性炭等脱硫。其中金属氧化物脱硫主要利用金属氧化物与硫化氢反应生成金属硫化物而实现脱硫功能。活性炭脱硫分为两种,一是物理吸附脱硫,该种脱硫容量很低;二是化学法脱硫,主要是硫化氢与原料气中的氧在活性炭表面生成硫单质实现脱硫功能,硫容可以超过40%,并且可以通过蒸汽再生回收硫磺。

(5)膜分离:膜分离分为有机膜分离和金属钯膜分离;有机膜分离根据气体中各组分渗透速率不同,通常渗透速度快的称为“快气”,而渗透速度慢的称为“慢气”,H2渗透速率很快,从而实现与其他杂质的分离。但此处“快”与“慢”是一个相对的概念,因此采用有机膜分离很难实现高纯度氢气的提纯,后续还需要采用其他气体提纯工艺。金属钯膜材质一般是钯银或钯铜合金,可以用于氢气的分离,也可以用于氢同位素的分离,可以一步法获得高纯氢气。目前钯膜主要处于试验场景以及在小规模的制氢场景上使用。

(6)深冷分离:通过气体的沸点不同实现低温精馏,实现氢气分离;这在焦炉煤气制LNG以及煤化工H2-CO合成气中广泛使用;该方法很难获得高纯度氢气,后续需要采用PSA等方法进行深度提纯。

在氢气分离中通常根据含氢气体中杂质含量、组分以及业主的产品要求采用多种提纯方法进行工艺联合,完全可以将工业富氢气体提纯并达到燃料电池用氢的标准。

焦炉煤气提纯氢气的工艺路线一般如图2.3所示:焦炉煤气先经过预处理除去焦油、苯、萘及硫等物质,然后再增压除氧,再经过变压吸附提纯氢气,获得产品氢气。若焦炉煤气压力较低一般会通过螺杆压缩机先增压然后再进行预处理;某些工艺会将脱氧放置在PSA提纯后,但是脱氧后仍需采用无损干燥脱水工艺。目前工业上普遍采用一段变压吸附方法从焦炉煤气中提纯氢气,纯度在99%~99.99%,难以满足燃料电池需要,需要对原有装置进行改造或者后续工段增加一段变压吸附,进一步深度脱除硫、氨、CO等。

图片关键词

2.3 典型焦炉煤气提纯氢气技术路线

氯碱尾气提氢的工艺路线如图2.4所示:由于氯碱尾气氢气浓度较高,通过脱氯、脱氧、脱水、PSA提纯后获得的高纯氢气,能满足燃料电池用氢要求。

图片关键词

2.4 典型氯碱尾气提纯氢气技术路线

(三)工业富氢气体提纯经济性

工业富氢气体提纯氢气的成本主要包括一次投资成本,原料成本、电力消耗及运行成本等。对于复杂的富氢气提纯,投资成本会随着气体杂质含量的复杂程度而增加,例如同等规模采用焦炉煤气提纯氢气投资成本是氯碱尾气提纯氢气的2倍以上。但是按固定资产折旧折算到单位氢气产量上仅0.1~0.2元/kg,主要成本在于原料。工业尾气的价格还没有一个完整的定价机制,一般是企业之间相互协商。由于目前工业富氢气体通常用于发电等,工业富氢气体的价格可以根据其热值折算成天然气热值并按当地天然气价格折算或者按发电上网电价折算。例如,表1的焦炉煤气企业自有电厂,发电富裕,发电电价为0.3元/kWh,焦炉煤气热值为15883kJ/Nm3,发电效率按38%考虑,每立方米焦炉煤气发电1.68KWh,焦炉煤气的价格为0.504元/Nm3;通过氢气提纯得到燃料电池用氢气回收率按80%考虑,单位氢气的成本为1.06元/Nm3(折合11.9元/kg,不含压缩成本),考虑固定资产折旧及人工成本,焦炉煤气制氢成本在12.5元/kg左右(不含压缩成本)。较甲醇制氢与天然气制氢有一定的优势。表2.3是目前几种主要的原料工业制氢成本比较。

2.3 不同原料制氢成本比较

制氢种类

制氢方式

能源价格

制氢成本

电解制氢

低谷电

0.3元/kWh

20元/kg

大工业用电

0.6元/kWh

38元/kg

可再生能源弃电

0.1元/kWh

10元/kg

化石能源制氢

天然气

3元/m3

18元/kg

煤炭

550元/t

10元/kg

甲醇

2500元/t

23.3元/kg

工业副产氢

8~14元/kg

(四)总结

我国目前工业富氢气体提纯氢气装置遍布全国各地,但工业富氢气体提纯得到的氢气主要用于石油化工等领域,产品氢气中杂质含量偏高,难以满足燃料电池的需求,大部分装置需要进行整改或增加深度脱除有害杂质工艺才能达到燃料电池用氢需求。目前采用的定向脱除CO及S等吸附剂的吸附性能还有待改进和提高。对杂质的吸附量及吸附深度指标,特别是针对燃料电池要求苛刻的CO、S、卤素杂质的去除仍需改进。

回收利用工业富氢气体,既能够提高资源的综合利用效率和经济效益,又可降低大气污染,改善环境。制氢成本也比传统能源制氢有一定优势,建议各地因地制宜根据当地富氢气体性质进行氢源回收与利用。

由于化工行业集中在偏远地区,氢气存储运输问题是推动工业富氢气体利用与商业化的瓶颈所在。

二、甲酸储氢制氢技术进展

氢燃料电池汽车是我国着力发展的清洁能源交通工具之一,然而这种新能源汽车的大规模应用受储氢制氢技术的制约。目前开发或应用较多的储氢技术路线主要有:高压气瓶储氢、低温储氢、甲醇重整制氢、金属储氢和有机液体储氢。这几个路线各有自身的优势和适用场景,但在燃料电池汽车方面仍存在一定的挑战,需要发展新的技术路线。

高压气瓶储氢是目前应用较多的储氢方式,但是安全方面的要求较为苛刻。氢气压缩的高能耗、氢气压缩设备的进口依赖性、氢气高压储存的危险性及氢气运输和加注的不便性是我国燃料电池汽车产业发展的瓶颈。发展新的储氢制氢技术路线的出发点是增强车用安全性、基础设施契合度和燃料电池耦合能力,另外还需要考虑其环保属性及与其他能源产业的关联程度。

甲醇重整制氢技术可以实现车载使用,但制氢条件较苛刻(需要200~300摄氏度)、一氧化碳去除任务重(CO浓度可达1%),故工艺设备复杂、启动慢,与车用属性契合度低。相对于前三个技术路线,车载甲酸重整制氢作为一项新兴的技术,近年有了迅速的发展。

(一)甲酸储氢制氢技术的优势

甲酸的物理性质跟水类似,气味类似于醋酸,具有弱酸性、还原性、生物可降解性,是美国FDA、欧盟批准的食品和动物饲料添加剂。甲酸具有较高的吉布斯自由能,因此在催化剂的作用下,常温常压条件下就可以分解成氢气和二氧化碳。到目前为止,能够在该温和条件下制氢的有机液体介质只有甲酸。另外,与甲醇相比,甲酸无毒无害,不易燃烧,容易在自然环境下分解,因而具有较好的环保安全属性。这些特性使甲酸成为优秀的储氢介质,尤其是这些安全环保的优势使甲酸不但适合车载制氢,更可以作为野外营地、楼宇、核电站等后备电源应用。甲醇和甲酸储氢制氢的主要参数见表2.4。

甲酸更易作为以二氧化碳为原料的储能储氢介质。到目前为止,通过二氧化碳电化学还原途径合成甲酸的技术已经成熟,因而甲酸储氢制氢成为当前可以匹配车用燃料电池需求的主要选择。并且,甲酸储氢制氢技术的发展受到了二氧化碳减排的巨大压力、燃料电池汽车发展的巨量需求以及可再生能源发电过剩的联合强力推动,有着迫切且强大的市场支撑。

2.4 甲醇与甲酸重整制氢主要参数

参数

氢气

甲醇(66%)

甲酸

车载制氢方式

减压释放

重整

重整

1.0MPa/200~400℃

常压/40~110℃

储氢方式

高压储罐

常压储罐

常压塑料内衬储罐

(35~70MPa)

质量密度(%)

100

12.5

4.3

体积密度(g/L)

2~13

63.7

52

终端成本(元/kgH2

40~90

28

40~80

杂质种类

CO(~1%)、CO2

CO2

工业安全性

高压、易燃、易爆

易燃、有毒

不易燃、腐蚀性

碳排放/kgCO2/KgH2

9.8(天然气制氢)

9.77(煤制甲醇)

22.9(煤制甲酸)

0(电化学制甲酸)

(二)甲酸储氢制氢技术简述

1.直接甲酸燃料电池

直接甲酸燃料电池(DFAFC)是以液体甲酸代替氢气直接作为阳极燃料的质子交换膜燃料电池(PEMFC)。DFAFC在电池结构上与PEMFC、直接甲醇燃料电池(DMFC)基本相同,核心元件为膜电极。甲酸在阳极催化剂作用下被电氧化为二氧化碳,同时释放出质子和电子,氧气在阴极催化剂作用下接受电子和质子被还原为水,质子和电子分别在电池内部和外部电路完成从阳极到阴极的传递。

甲酸电催化氧化的研究开始较早,但DFAFC引起关注和对其广泛研究则集中在2000年后。DFAFC的主要优点在于甲酸毒性小、可燃性低、越膜传输比例低,且理论开路电压也更高。虽然DFAFC具有诸多优点,但也存在制约其发展和商业化应用的诸多问题,最主要的是阳极催化剂(选择性、活性、抗中毒性和成本等)。目前DFAFC主要采用钯作为阳极催化剂,但使用钯作为催化剂时存在甲酸的化学催化分解副反应,降低了甲酸的利用率,另外会产生毒性物种,从而降低了催化活性和使用寿命。

2.甲酸重整制氢

借助于专属催化剂,甲酸催化重整制氢可以高效地完成,其反应温度可在室温至120℃范围进行调节,与PEMFC操作温度范围一致。甲酸分解的产物为等体积比的二氧化碳和氢气,一氧化碳副产物的含量较低(与催化剂及工作条件有关,优选的催化剂基本没有或仅有微量一氧化碳产生),其分解反应方程式为:

HCOOH→CO2+H2

甲酸制氢系统主要包括甲酸储罐、甲酸重整反应器、甲酸吸收器、二氧化碳分离器和氢气缓冲罐等。在甲酸储氢制氢系统中,来自储罐的甲酸在重整反应器内转为以氢气和二氧化碳为主、夹带有甲酸蒸汽的混合气。混合气通过甲酸吸收器和二氧化碳分离器后形成高纯氢气,氢气经过氢气缓冲罐后再进入燃料电池。氢气缓冲罐压力较低,在工况变化时起到缓冲作用,几乎不存在高压气瓶面临的压力安全问题。

电化学制甲酸技术是近年兴起的新型甲酸制备技术。以二氧化碳和水为原料的电化学制甲酸技术主要包括电化学转化和后处理两个工艺。在电化学工艺中,水在阳极催化剂表面发生电化学氧化释放出氧气,二氧化碳在阴极催化剂的作用下电还原转化为甲酸溶液。经后续蒸馏处理工艺,最终生成纯度99%以上的甲酸。

(三)甲酸储氢制氢技术进展

对甲酸制氢技术的关注始于西方国家,目前对甲酸制氢进行学术研究的机构虽然众多,进行商业开发的团队却比较少。国际上,甲酸制氢技术较为突出的是瑞士和荷兰。瑞士联邦理工学院的Gábor Laurenczy团队开发了一个小型甲酸制氢装置,匹配了输出功率为1kW的氢燃料电池。荷兰的埃因霍芬理工大学的Teamfast团队开发了一套名为Hydrozine的中型甲酸制氢系统原型,并成功用于25kW氢燃料电池大巴车。

在我国,甲酸制氢技术的开发偏重于学术研究,研究重点主要是甲酸重整催化剂的设计,在有关车载装备方面的成套技术鲜有报道。北京青木子科技发展有限公司是国内甲酸储氢技术研究较早的商业机构。2015年研发出世界上第一辆12瓦的模型车,2016年研发出400瓦的模型车。最近两年,研发出目前世界上效率最高的水溶性分子催化剂,并解决了燃料电池二氧化碳耐受性和热利用等一系列技术问题,开发出了世界上第一套全自动的甲酸储氢燃料电池发电设备商品化样机。

在电化学制甲酸方面,碳能科技(北京)有限公司自主研发的二氧化碳电化学制甲酸小试技术在2018年通过了技术鉴定,达到国际先进水平。该技术在二氧化碳电化学转化催化剂、反应器和工艺等多方面进行创新,初步具备了产业化应用的条件。

(四)甲酸制氢技术的挑战及发展策略

相对于高压气瓶储氢和甲醇制氢,甲酸制氢也具有一些方面的不足:质量储氢密度稍低,甲酸价格相对较高,单位制氢的碳排放量偏大。甲酸储氢相对于甲醇储氢而言质量密度偏低,但高于35MPa气瓶的储氢密度。至于后两个不足则可以借助新型甲酸制备技术来克服。当前煤化工制备甲酸是其产能的主流,也是甲酸价格偏高的主要原因。二氧化碳电化学转化制备甲酸将有效地降低甲酸的成本。该路线原料为二氧化碳和水,因此成本构成的主要部分是电力。以二氧化碳为原料的电化学方法制备甲酸与甲酸制氢相结合是一条碳中性的能源利用途径。甲酸制氢环节的碳排放直接来源于工业二氧化碳,作为一个闭合循环来看,总的碳排放量则变为零,相对于石化制氢、煤制氢等路线更加绿色环保。

(五)甲酸制氢经济性

当前市售甲酸多采用甲酸甲酯法生产,原料最终来自煤。市场价格大约为3500元/吨,合81元/kg氢气。甲酸若利用工业排放二氧化碳和可再生能源,通过新型电化学方法合成,根据太阳能、风能等电价来计算,电化学方法合成的甲酸的成本大概为2000元/吨,合46元/kg氢气。结合对已有加油站改造的优势,可以降低固定资产投资,无须新建加氢站,加快普及氢能源汽车的进程。

甲酸的价格相对于甲醇而言仍偏高,甲酸制氢的运行成本较高。但甲醇制氢需要高品质的热量输入(>200摄氏度),必须通过电加热来提供。另外,甲醇重整制氢产物中含有大量的CO,也需要大量的净化工序。综合而言,甲酸制氢与其他液体储氢技术相比具有自有的优势,在安全性方面的优势更加突出。另外,未来新的甲酸电化学制备技术的应用将大幅降低甲酸的价格,从而进一步降低甲酸制氢的成本。

三、水电解制氢技术进展

(一)代表性水电解装置及技术成熟度

1.AE(碱性电解槽)、PEM(质子交换膜电解槽)及SOEC(固体氧化物电解质电解槽)的技术状况

(1)碱性电解槽的技术状况

国外的技术概况。自英国化学家Nicholson和Carlisle于1800年发现直流电可将水分解成氢气和氧气以来,水电解制氢技术已经发展了两个多世纪了,在水电解技术发展过程中,一般都使用强碱溶液作为电解质,所以简称为碱性槽。迄今为止,大规模制氢方法仍采用这一技术,国内外情况都是如此。

在漫长的发展过程中,国外涌现了许多著名的生产厂商,主要有挪威的海德罗公司,瑞士的鲁奇公司、巴曼格公司,美国的德立台公司及加拿大的Hydrogenics公司等。其中海德罗公司和巴曼格公司的产品都是常压电解槽,海德罗公司的生产史要追溯到1927年,可谓历史悠久,最大单台容量485Nm3/h,产品销往世界各地,影响较大。鲁奇公司的产品是压力型电解槽,也有70多年的生产史,操作压力为3.2MPa,最大单台容量达760Nm3/h,长久以来一直占据着世界第一的位置。德立台公司的氢气发生器是一台箱式装置,电解槽、后处理设备、管道、阀门及仪表,包括气体纯化系统等统统装在一个箱子内,专用电源则装在另一个箱体中,最大容量为11.2Nm3/h,设备制作得十分精巧。Hydrogenics公司的产品起源于比利时,其中隔膜采用的是范登堡博士发明的无机离子膜,电室采用无间歇结构,电流密度可达4300A/m2,性能参数比较先进。除此之外,还有许多厂商生产箱式制氢装置,操作及安装都极为便利,这种产品,现在似乎成为一股潮流。

国内的技术概况。我国大规模地生产水电解槽产品始于改革开放之后,但目前已发展为世界上最大的水电解槽生产国之一,生产规模较大的有三家,即苏州竞立制氢设备有限公司、中船重工第718研究所和天津大陆制氢设备有限公司。此外,尚有若干小公司,如北京中电丰业、扬州中电等。

上述三家产品相差无几,基本特征是:双极性压滤型结构,加压水电解工艺,操作压力0.8~3.2MPa,运行温度不大于90℃,单台容量1-1000m3/h,分成若干个系列,也可根据用户要求定制。苏州竞立公司2018年投产的单台容量1000m3/h的制氢设备,已超越了国外鲁奇公司产品,为世界之最。

碱性电解槽性能特点。碱性槽的电流密度在2000A/m2~4000A/m2,小室电压在1.85V~2.1V,单位能耗4.4~5.0kWh/Nm3H2,相应能效在70%~80%。

碱性槽的优点是:技术成熟、设备及流程简单、操作维护方便、制作成本相对较低、使用寿命可达20~30年。当今科技水平的不断提高,引入并开发了许多先进的生产工艺及控制方式,产品档次提升了,也极大地提高了设备运行的可靠性和稳定性。碱性槽的缺点是电流密度较低、设备小型化比较困难、电耗较高、运行成本相对较高。

苏州竞立制氧设备有限公司的研发动态。苏州竞立制氢设备有限公司在碱性水电解技术的研发上做了许多工作,着重于三个方面。其一是把单台电解槽容量做大,DQ-1000/1.6电解槽已经投入运行,成为世界上最大的水电解制氢装置。其二是研发新的电极活化材料,降低电极的超电位,与中科院大连化物所协作,对大化所研发的阴极与阳极活化电极进行中试,取得了初步成效,在4000A/m2电流密度下,小室电压小于1.85V,使用性能最好的催化剂,小室电压有望低于1.7V;另外还研发了无接触电阻电极,在提高产气量的同时,还降低了电耗,此技术列入了工信部2017年节能产品推荐目录。其三是将碱性槽与可再生能源匹配使用,公司与荷兰壳牌集团、中国华能集团合作,采用DQ-50/1.3碱性槽对于可再生能源的不确定性,即间歇性、波动性做了许多试验,得到了以下结果:电源功率波动采样时间已小于等于10秒,整流电源响应时间已小于等于0.5秒,装置产氢量调节范围为20%~110%,为大规模发展可再生能源制氢提供了可靠的技术基础。

(2)PEM电解槽的技术状况

PEM电解技术是由美国通用电力公司于20世纪70年代研发成功的,但其产品直到近年才实现了商业化,因时间不长,多数产品容量不大,国外厂商有美国的Proton-Onsite公司、德国的西门子公司等,前者采用多台小型电解槽集成大型装置的方法,制成了MW级的制氢装置,并推向了市场。

国外对PEM的技术非常重视,投入了大量的人力、物力进行研发,特别是Proton-Onsite公司,已经推出了不同规格的众多产品。PEM产品可用于航天工程或在潜艇上作为供氧装置,或在高端实验室中使用。PEM技术的一个重要优势在于它对可再生能源的适应性,风电、光电等可再生能源的特点是电源功率的不确定性,对于这一特点,PEM电解槽比较能适应,在不到10秒的时段内,PEM电解槽就能反应过来,所以在可再生能源领域,PEM技术是可以大有作为的。

PEM电解槽的技术核心是膜电极,在离子隔膜两侧,粘着有阴极和阳极活化电极。活性催化层多数采用稀有金属制作,成本不菲,隔膜采用美国杜邦公司生产的Nafion膜,价格也十分昂贵,所以PEM电解槽的制作成本比起碱性槽要高出不少,据称要贵上10倍。另一个缺点是寿命较短,有报道称仅为碱性槽的一半左右,甚至不到1/3。

PEM电解槽技术的优点是:采用纯水电解,无须添加电解质,因此,杜绝了因电解液可能的渗漏所酿成的事故,提高了设备的安全性;可在高压下运行,最高压力可达10MPa甚至更大,大大地缩小了设备体积,还省去了压缩气体的成本;较高的电流密度提高了单台设备的产气率。但昂贵的价格无疑限制了PEM电解槽的应用领域。

近期挪威海德罗公司重组建立了NEL公司,收购了Proton-Onsite公司,组装了世界上最大的碱性电解槽和PEM电解槽生产企业,强强联合,这样可把两种产品同时推出。

PEM电解槽,国内商业化生产的厂家并不多,上述三家企业在PEM技术研发方面尚处于起步阶段,商业化道路还很长。但也有个别厂家已实现了商业化生产,如济南赛克赛斯公司,产品规格不少但容量都不大,多数产品以L/min为产气单位,适宜于实验室内使用,最大规格达10m3/h左右。

据资料报道,PEM电解槽的电流密度可达6000~30000A/m2,但较高的电流密度会使电解槽的电压降高得惊人,单位电耗也随之迅速攀升。在较低的电流密度下,PEM单位能耗及能效与碱性电解槽相差并不大。

(3)SOEC电解槽技术状况

SOEC水电解技术,国外尚处于研发阶段,国内未见报道,所以商业化生产尚早。商用碱性槽和PEM槽运行温度都在100℃以下,而SOEC电解槽则在800~1000℃的气相状态下工作。较高的运行温度带来的好处是显著地降低了小室电压,从而降低了制氢的单位能耗,能效可达到90%以上。缺点是显然的,首先热源是个大问题,有关报道称,此设备宜与核能装置相配套。另外高温下运行会带来很多麻烦,如加快了相关材料的腐蚀和高分子材料的降解等,这同样是一个大难题,这或许是SOEC技术目前仍处于研发状态的主要原因。

2.不同规模碱性槽的技术成熟度

碱性槽的工业化运行已有100多年历史了,在这漫长的岁月中,电解槽经历了若干次重大的改进,结构上由单极性改进成双极性,形体上由箱式改进成压滤型,操作工艺由常压改成加压等。

当今碱性槽制作工艺仍在不断的创新中,如研发活性电极材料来降低能耗,用低电阻的有机高分子或无机隔膜材料来替代传统的石棉布……

苏州竞立制氢设备有限公司自1993年成立至今,已形成了七大系列、数十个型号的产品,所有这些产品都经过了现场长时期的运行考验,技术上是完全成熟的。下面是2018年推出的DQ—1000/1.6大型水电解装置的技术参数:

氢气产量:1000m3/h

氧气产量:500m3/h

运行温度:≤90℃

运行压力:1.6MPa

氢气纯度:99.89%

氧气纯度:99.15%

直流电流:7600A

直流电压:588V

直流单位电耗:≤4.4kWh/m3H2

(二)不同类型电解槽的经济性状况

1.不同类型电解槽产氢成本比例

为了计算不同类型电解槽的产氢成本,需要做如下假设:①电解槽的价格,单位氢(元/m3H2)的设备价,随着设备大小而异,小规格价高,反之亦然。对于DQ500为1万元/m3H2左右,DQ1000为0.78万元/m3H2左右,而对于10m3/h PEM槽,则价格可达40万元/m3H2左右;②设备寿命,碱性槽为20年,PEM槽为10年,工作时间为8000h/a;③工人工资设为6000元/月,34元/h,值班人员设为2人,PEM槽为1人;④原料费用,纯水价50元/t,0.05元/kg,此价格在制氢成本中几乎可以忽略不计,KOH成本考虑在设备中;⑤电价,谷电0.3元/kWh,平峰电0.75元/kWh,可再生能源电0.2~0.25元/kWh,这里以谷电0.3元/kWh进行计算,结果如表2.5所示。

2.5 不同类型电解槽的产氢成本

类型

应用规模最大电解槽(碱性槽500m3/h)

最大规模电解槽(碱性槽1000m3/h)

新技术电解槽(PEM槽10m3/h)

固定资产

0.069

3.3%

0.054

2.7%

5.5

51%

原料费用

0.05

2.4%

0.05

2.5%

0.05

0.5%

维护费用

0.05

2.4%

0.05

2.5%

0.05

0.5%

用电费用

1.8

86%

1.8

89%

1.8

30%

人工费用

0.14

6.7%

0.07

3.5%

3.4

17%

m3H2成本

2.1(元)

100%

2.0(元)

100%

10.8(元)

~100%

从以上结果可见,电解槽规格越大,制氢成本越低。对于PEM电解槽,由于规格小、设备价格高、寿命短,所以制氢的成本就相当高了。

2.不同类型电解槽车用氢气制备成本

(1)计算依据:原材料价格(电力来源及电价)

采用碱性槽,原料水价格设定为50元/t,谷电价为0.3元/kWh,则制得的氢气如上计算,每立方米成本为2元左右。

(2)将氢气产品转换为车用(燃料电池用)氢气的成本

用上述方法制得的氢气,车用时还需净化、压缩及加注,这些均需要增加成本,估计每立方米氢气为2.5元左右。


第三章 中国车用氢能储运技术进展及示范应用

氢能的使用主要包括氢的生产、储存和运输、应用等方面,而氢气储存技术较为滞后,制约了氢气的大规模应用。本报告围绕氢气液态储运和气态储运两种技术路线,分析了其技术进展和应用状况。结果表明,虽然高压气态储氢已实现规模化应用,但当极大规模氢液化生产成为可能时,液化能耗大幅降低,液氢在运输和加注环节的优势才得以凸显,从而使得液氢作为汽车燃料可以推广应用。

一、氢气液化技术及储运技术进展

(一)国外氢液化技术进展

液氢的应用始于航空航天的需要,在相同重量下具有最大的比推力,是最理想的火箭推进剂燃料。同时,由于液氢的温度低至-253℃,除了氦气之外其他气体都会凝固分离,因此液氢汽化可以获得6N以上的超纯氢,作为重要的工业气体,应用于金属加工、化学合成、粉末冶金、电子工业和大规模集成电路芯片生产等。随着氢能汽车发展和对高纯氢燃料的规模化需要,美国、欧洲和日本相继把液氢用在了加氢站。在美国,33.5%的液氢用于石油化工电子行业,18.6%用于航空航天,超过10%用于燃料电池车辆,且这一比例还在不断提高。

氢气无法在常温下通过压缩液化,需要先降温至其临界温度(-240℃)以下才能够液化。可以液化氢气的制冷方法有多种,主流的氢气液化技术一般有三种方式:J-T节流液化循环、氦膨胀制冷液化循环、氢膨胀制冷液化循环(预冷型Claude系统)。各种制冷方法在氢液化过程中所能达到的图片关键词效率和适用的规模见表3.1。目前适合工业化液氢生产的技术为氦膨胀制冷循环和氢膨胀制冷循环。对于液化规模5吨/天及以上的大规模液氢工厂,均采用预冷型氢透平膨胀机制冷循环。

3.1 不同制冷方法适用的氢液化规模和图片关键词效率

氢液化规模(kg/d)

制冷方法

图片关键词效率(%)

<34

预冷型J-T节流

3.0~3.4

磁制冷

低温制冷剂

34~850

氦膨胀制冷

4.4~7.4

氢膨胀制冷

21

>850

氢膨胀制冷

>50

常温下氢气由75%正氢和25%仲氢组成,随着温度的降低,正氢缓慢向仲氢转化。正氢在向仲氢转化的过程中会释放热量引起液氢的汽化,因此采用催化方法实现正仲氢快速转化和提高正仲氢转化率,是实现液氢工业化生产和储存的关键技术。液氢产品中的仲氢含量应不少于95%,大规模液氢储运时要求仲氢含量不少于98%。

液氢工厂的生产规模是决定液氢成本的关键因素,随着规模扩大,氢液化所需的单位能耗和工厂建设所需的单位投资都会显著降低。Linde公司和德国慕尼黑工业大学联合研究结果显示:5吨/天及以下规模,氢液化单位能耗超过10kWh/kg;而当液化规模达到50吨/天时能耗可降低至6.4~7.4kWh/kg;扩大至150吨/天可降低至6kWh/kg。这是因为极大规模氢液化时,不仅可采用更多级的预冷与冷能回收,以及氮膨胀制冷、MRC混合工质制冷等更高效的预冷工艺来节省能耗,还可实现更高效的绝热效率和正仲氢转化率,来减少液氢汽化损失和提高液化率。

当极大规模氢液化生产成为可能时,液氢产业链最令人诟病的液化能耗大幅降低,液氢在运输和加注环节的优势才得以凸显,从而使液氢作为汽车燃料可以推广应用(见图3.1)。

图片关键词

3.1 不同规模的液氢工厂单位液化能耗与成本对比

1.国外液氢储运技术进展

液态氢的密度为71g/L,不仅远高于压缩氢气,而且相同有效装载容积下液氢罐的重量比高压储氢装备轻得多,因此液氢比高压氢更适合大规模、远距离运输,具有更高的运输效率和更低的运输费用。高密度的液氢储存和液氢泵增压远低于气态氢压缩机增压的能耗,使液氢储氢型加氢站比高压储氢型加氢站具有更高的效率和更低的运营费用,同时可保证全产业链氢燃料的品质纯度。

先进的液氢储运技术包括液氢储罐与大型液氢球罐、液氢罐式集装箱、液氢公路罐车与铁路罐车等。随着大规模氢液化和液氢进出口需求的提升,海上长距离运输的液氢船技术也在不断发展。

液氢储罐分别用于液氢储氢型加氢站和氢液化工厂。加氢站用的液氢储罐一般不超过70立方米,储氢量不超过4.5吨,而液氢工厂用的液氢储罐容积从数百到数千立方米不等。球型储罐的表面积最小、蒸发损失少,在美国和俄罗斯的大型液氢工厂应用广泛。美国国家航空和航天局(NASA)最大的液氢球罐直径达到25米,容积为3800立方米,可储存240吨液氢,采用冷能回收与真空玻璃微球绝热相结合来降低液氢的蒸发损失。而俄罗斯1400立方米液氢球罐则采用高真空多层绝热技术,日蒸发率低至0.13%/d。

在液氢运输领域,美国Gardner公司代表了全球最先进的设计制造水平,容积从5立方米到113立方米不等,系列化产品种类包括罐箱、罐车和车用、船用燃料罐等,已累计生产包括液氦容器在内的产品约4000台,全球市场占有率超过60%。另外,德国Linde公司、俄罗斯CryoMash-BZKM、JSC深冷机械公司、日本岩谷产业等也是主要的液氢储运装备企业(见图3.2)。

图片关键词

3.2 美国液氢球罐与德国液氢罐式集装箱

在车载储氢领域,液氢和深冷高压氢(Cryo-compressed H2)是目前最有可能同时达到美国DOE系统储氢质量密度6.5wt%和系统体积密度50g/L的技术,德国Linde公司与宝马汽车相关的产品见图3。这一技术被用于宝马5系GT、宝马i8轿车以及大巴和重卡等样车。相关的研究机构和企业包括美国Lawrence Livermore国家实验室、德国宝马汽车和Hynergy GmbH。以Tobias Brunner博士为代表研发的车载深冷高压储氢技术,已经获得超过液氢的流体密度,车载储氢的维持时间也超过15天(见图3.3)。

图片关键词

3.3 车载液氢系统与车载深冷高压储氢系统

2.全球液氢产业链及其在燃料电池汽车中的应用

目前全球液氢总产能已超过470吨/天,其中北美占全球液氢市场总量的85%以上。从在用建设规模来看,美国的液氢工厂均为5吨/天以上的中大规模,并以10~30吨/天以上大规模工厂占据主流。美国AP是全球最大的液氢企业,产能约占全球市场的40%。其他主要的液氢生产企业包括美国PRAX、德国Linde、法液空、日本岩谷产业等。

随着氢能与燃料电池汽车产业的发展,近年来全球掀起大规模液氢工厂建设的热潮。2018年和2019年,PRAX、AP、法液空在美国西部地区相继新建三座30吨/天及以上的液氢工厂来满足氢燃料电池汽车燃料快速增长的需求,预计2021年美国液氢产能将突破500吨/天。

日本川崎重工集团(简称川崎重工)布局液态氢海上运输和构建液氢供应链,2018年初与澳大利亚政府合作,分阶段建设770吨/天褐煤制氢和氢液化项目,将在2030年之前完全达产,并将建造两艘16万立方米的液氢运输船实现大规模的海上运输,日本大阪海上液氢接收站已经在建设中。川崎重工同时也与挪威达成合作意向,利用风电制氢并建设日产百吨级的液氢工厂。

全球液氢储氢型加氢站建设历史已超过10年,日本和德国均有10座以上的液氢储氢型加氢站对外运营,服务于燃料电池汽车乘用车和商用车。美国除了在加州有5座对外运营的液氢储氢型加氢站之外,典型案例是Plug Power公司为超过2万辆燃料电池叉车而建设的109座场内专用加氢站,其中84座为液氢储氢型加氢站。目前Plug Power公司的液氢采购量已超过30吨/天。美国通过大规模的氢液化工厂和由高效的液氢储运体系所建立的氢能基础设施,已经实现了燃料电池叉车不依赖于国家补贴的市场化运营。

车载液氢和基于液氢的车载深冷高压储氢在全球目前均处于试点阶段,尚未有商业化应用。尤其是车载深冷高压储氢技术,全球尚无相关标准出台。美国DOE也把实现车载系统6.5wt%质量密度和50g/L体积密度的产业化进程延迟到2025年。

(二)中国氢液化技术进展

从20世纪50年代末开始,伴随航天事业的发展,我国已形成了液氢生产、试验及测控、安全与检测等完整的应用技术体系和工业装备,在北京、四川西昌、海南文昌等地建有液氢工厂,均服务于航天火箭发射及相关试验研究,最大的海南文昌液氢工厂由蓝星航天化工公司运营,液化能力2.5吨/天。

在氢液化装置自主开发方面,北京航天试验技术研究所在引进Linde与法液空装置并多年应用实践的基础上,已经可以自主开发氢液化工艺包并进行系统设计。中科富海与中科院理化所已联合开发出氦膨胀制冷系统并应用于液氦生产,正在向氢液化领域推广应用。江苏国富氢能公司引进了俄罗斯氢膨胀制冷工艺包,正在开发和集成制造8吨/天及以上的大规模氢液化装置。以上技术储备为液氢的开发和利用在民用和商用上的推广打下了坚实的基础。

中国航天系统已经建立了完善的液氢生产储运和使用管理的标准体系,已有多家企业具备军用液氢储运装备的设计制造能力,如张家港中集圣达因、南京航天晨光、四川空分集团等企业。中国尚未有民用液氢储运装备产品国家标准,需要行业龙头企业先行先试,制定企业标准并通过国家市场管理总局指定的技术评审,来进行液氢储运容器的设计制造。目前江苏国富氢能公司、中集圣达因公司已经先后开始了相关技术评审工作,预计在2020年将会有民用液氢储运装备面向市场销售和使用。

我国从1966年开始研制3.5m3液氢容器,到2011年研制成功300m3液氢储存容器并应用于军事火箭发射场储运,基本掌握了液氢容器的设计、制造工艺等核心技术。然而,由于民用液氢储运的技术壁垒较高,目前中国液氢在民用领域的推广才刚刚开始,与美国、欧洲和日本相比落后了十年以上。鉴于数十年来我国航天领域液氢取得的成果和技术积累,目前产业链瓶颈主要在于大规模装备技术开发和液氢使用管理领域标准法规的突破。

在车载液氢储氢领域,清华大学正在联合北汽福田开展液氢储氢燃料电池重卡的开发,富瑞特装、北京天海、江苏国富氢能等企业已经结合国家和地方科研项目开始了车载液氢瓶的研制,由北京航天试验技术研究所开展可靠性试验测试。在车载深冷高压储氢领域,东南大学倪中华团队、张家港氢云新能源研究院等科研机构正在开展相关的基础研究、流程技术、装备研发与试验条件建设等,预计还需三年左右才能实现产业链示范应用。

1.中国民用液氢示范应用可行性探索

北京航天试验技术研究所作为我国规模最大、功能最全、技术先进的航天动力试验研究基地,是目前国内最大的液氢生产储运应用单位,也是国内唯一有液氢试验检测条件的单位。其1吨/天的氢液化能力,主要用于火箭发动机试验,难以满足越来越多的民用液氢瓶、液氢泵、液氢阀门零部件等研发测试需要。而中国液氢的高成本也制约了新产品开发和试验检测条件建设。

燃料电池汽车高功率密度、长续驶里程和快速加注燃料的技术特点决定了其未来目标市场是长续驶里程和大功率的重型车辆替代现有高污染的柴油车辆。商业化推广的前提是氢燃料的成本可以与柴油相当,是否能够达到大众可接受程度取决于氢燃料价格能否降到30元/kg及以下,同时液氢还是燃料电池重卡车载储氢的终极解决方案。液氢产业链会在燃料电池汽车的商业化进程中扮演重要角色,尤其是大规模氢液化工厂和液氢储氢型加氢站。因此,中国氢能产业急需建设大规模氢液化工厂,降低液氢成本来支撑液氢储运和液氢加注体系。

中科富海公司已完成0.5~5吨/天的系列氢液化装置,与中科院理化所在北京成立了联合工程设计中心,在广东中山成立了低温装备制造公司,并与浦江特气合作在上海化工园区规划建设液氢工厂。

江苏鸿达兴业在2019年初开始与北京航天试验技术研究所在内蒙古乌海开展氢液化示范项目,面向当地燃料电池汽车以及部分高纯氢气用户。与此同时,浙江嘉化能源也陆续与美国AP(中国)和浙江省能源集团展开氢能尤其是液氢领域的布局。

江苏国富氢能公司联合陈学东院士建立氢能院士工作站,以产业化推广为导向,研发大规模氢液化装置、液氢储运容器与液氢加氢基础设施成套技术及关键设备等,从8.5~10吨/天规模逐步向30吨/天目标提升。以山西同煤集团为代表的大型国有企业,正在规划日产百吨级液氢工厂,并建设大规模液氢运输体系,使未来液氢终端消费价格可以降到30元/kg以下。

2.中国液氢示范应用的政策可行性

由全国氢能标准化技术委员会立项的《氢能汽车用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项军民融合国家标准2019年6月已经在征求意见,预计在年底颁布实施,标志着我国民用液氢领域将有国家标准法规可依。与此同时,中国加氢站建设标准中尚未有针对液氢储氢型加氢站的规定,也急需新制修订标准来适应中国液氢市场的飞速发展。而创建相应液氢与深冷高压氢试验检测条件并鼓励科研院所和企业分别开展基础研究和工程化研究,是实现液氢产业链支持燃料电池汽车商业化运营与大规模发展的重要保障。

二、气态氢气储运技术进展及应用

氢能的使用主要包括氢的生产、储存和运输、应用等方面,而氢能应用的关键是安全高效的氢能储运技术。由于氢气储存技术滞后,安全性无法得到保障,这严重限制了氢能源的大规模应用,目前大规模储氢应用的方法是高压气态储存。全球有关储氢技术的申请最早出现于1967年,此后针对储氢技术的研究也有所增加,直至今日,从钢瓶到复合材料气瓶的研制成功,实现了储氢向产品结构合理、质量轻的巨大转变。我国于“十五”期间开始对储氢气瓶进行研究,在“十一五”“863计划”中提出“新能源汽车专用装置加注站成套设备开发”研究,开展了工作压力为35MPa压缩氢气金属内胆复合材料气瓶结构设计,奠定了国产高压储氢气瓶的研究基础。目前我国已具备35MPa车用铝内胆纤维全缠绕高压氢气瓶的设计、制造能力,同时具备批量化生产规模。

综观国际,燃料电池汽车的研发和示范都在向70MPa车载储氢方向发展,因此迫切需要开发具有自主知识产权的70MPa储氢瓶、加氢机和高压组合阀等关键零部件,以进一步降低加氢储氢技术成本,进一步为打造我国的氢基础设施产业链、大规模推广应用氢能、建设氢基础设施奠定良好基础。

70MPa车用高压储氢气瓶具有安全性好、单位体积储氢密度高等优点。在35MPa轻质高压储氢气瓶的基础上,进一步提高了70MPa车载储氢气瓶的单位体积储氢密度和行驶里程,将主体技术提高至国际先进水平,而且提高了我国纤维缠绕高压氢气瓶的设计制造能力。在航空航天、国防、消防等领域也具有广阔的应用前景。

(一)氢能瓶储运氢技术

1.储氢方式

储氢方式分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢主要有液氢储存、高压氢气储存、活性碳吸附储存和碳纳米管储存等。化学储氢法主要有金属氢化物储氢、有机液氢化物储氢、无机物储氢等。衡量储氢技术性能的主要参数是储氢体积密度、质量分数、充—放氢的可逆性、充放氢速率、可循环使用寿命及安全性等。从技术条件和目前的发展现状来看,高压储氢、液氢储存及金属氢化物储氢三种方式更适用于商用要求。

高压气态储氢是指在氢气临界温度以上,通过高压压缩的方式存储气态氢。主要优点是存储能耗低、成本低(压力不太高时)、充放氢速度快,在常温下就可进行放氢。由于上述优点,高压气态储氢已成为成熟的储氢方案。

2.主要储氢瓶技术

(1)35MPaⅢ型瓶储氢技术

35MPaⅢ型瓶储氢技术主要以气瓶作为容器通过高压压缩的方式储存氢气,35MPa碳纤维缠绕瓶由内至外包括铝合金内胆、纤维缠绕层、外保护层。内胆主要作为储存氢气的容器,纤维缠绕层为主要承压部分。内胆通过冲压、拉深及旋压、收口等工序制成,内胆制造完成后,在内胆的外侧缠绕碳纤维,通过合理的缠绕程序及固化制度,最终完成储氢气瓶的加工。

(2)70MPaⅢ型瓶储氢技术

参照储氢气瓶使用环境特点,70MPa储氢气瓶的研制也成为当前企业高度重视的方向。目前,对70MPa的储氢气瓶的研发设计主要针对70MPa储氢Ⅲ型气瓶和Ⅳ型气瓶的研究。

(3)70MPaⅢ型储氢气瓶储氢技术

70MPaⅢ型储氢气瓶的结构与35MPa Ⅲ型储氢气瓶基本相同,包括铝合金内胆、纤维缠绕层、外保护层。与35MPa Ⅲ型储氢气瓶相比,相同外形尺寸70MPa Ⅲ型储氢气瓶的缠绕层厚度更厚。70MPaⅢ型储氢气瓶的使用环境为-40℃~85℃,其爆破压力不低于工作压力的2.25倍,充装次数为7500次。2016年,国内的沈阳斯林达公司已成功研制出70MPaⅢ型纤维全缠绕高压储氢气瓶,大大提高了氢燃料电池汽车的续驶里程。

(4)70MPaⅣ型瓶储氢技术

Ⅳ型瓶由内胆、纤维增强层、外保护层等部分构成。内胆材料为聚乙烯塑料,内胆的加工成型一般采用旋转成型(滚塑)、注塑、吹塑工艺。纤维增强层是连续的玻璃纤维或碳纤维浸渍树脂,按照铺层设计工艺缠绕在内胆上,然后通过固化处理得到复合材料层。

(5)35MPa储氢瓶与70MPa储氢瓶的对比

近年来,70MPa储氢Ⅲ型气瓶已经进入示范使用阶段。在35MPa储氢Ⅲ型气瓶的设计基础上,70MPa储氢Ⅲ型气瓶的体积效率明显增高。同等外形尺寸下70MPa储氢Ⅲ型气瓶的单位体积储氢密度高于35MPa储氢Ⅲ型气瓶的单位体积储氢密度,但气瓶的重量也有所提高。在使用寿命上,35MPa储氢Ⅲ型气瓶的使用寿命为15年,70MPa储氢Ⅲ型气瓶的使用寿命为10年。同时,35MPa储氢Ⅲ型气瓶的压力循环次数为11000次,70MPa储氢Ⅲ型气瓶的压力循环次数为7500次。

塑料内胆纤维全缠绕气瓶(Ⅳ型气瓶)在70MPa储氢瓶的应用上,相较于金属内胆纤维全缠绕气瓶(Ⅲ型气瓶)在重量上有一定的优势,但受限于我国生产工艺不成熟,早期国产的Ⅳ型气瓶存在一定缺陷。高压气体易从塑料内胆向外渗透造成泄漏,且金属阀座与非金属内胆的连接部位密封性难以保证。同时,因为内胆与缠绕层线膨胀系数相差巨大,多次充装后内胆易向内“鼓起”与外层脱离,2003年和2004年的几起安全事故后至今被禁止在国内销售。

(二)应用情况及市场情况

1.35MPa储氢瓶应用情况

目前,我国企业开发的35MPa碳纤维缠绕储氢瓶在经过合理的设计及试验验证已达到国内外标准要求,已实现国产化和批量化生产,在国内燃料电池汽车领域得到了广泛应用(见表3.2)。

3.2 储氢瓶应用实例

应用实例

储氢气瓶生产商

2008年奥运会氢燃料电池客车

Dynetek

2010年上海世博会上汽氢燃料电池汽车

沈阳斯林达

2010年广州亚运会上汽氢燃料电池观光车

沈阳斯林达

佛山公交

北京科泰克

青年汽车

北京科泰克

东风特汽(十堰)专用车

富瑞氢能

东风特汽(十堰)客车

沈阳斯林达

上汽大通FCV80

北京科泰克

上汽申沃客车

沈阳斯林达

飞驰客车

北京科泰克/富瑞氢能

宇通客车

富瑞氢能

2022年冬奥会用车

北京天海

2.35MPa储氢瓶市场前景

我国燃料电池汽车产品以商用车为主,主要采用35MPa储氢瓶。截至2019年7月,我国燃料电池汽车保有量已突破3500辆。2019年以来,开展燃料电池汽车推广应用的城市数量进一步增加。随着国家氢能及燃料电池汽车支持政策的逐渐明朗,2019年起我国有望迎来燃料电池汽车大幅增长,主要整车企业已经开始燃料电池汽车的布局与批产。从使用35MPa储氢瓶的公交车、物流车以及城市专用车来看,2019年将会产生2万支左右的储氢瓶用量,在2020年将会有不少于3万支的用量。

3.70MPa储氢瓶的应用

在产品开发及应用方面,我国一些企业初步掌握了70MPa储氢瓶技术,已开发出70MPaⅢ型储氢瓶产品,并应用于燃料电池汽车。例如,沈阳斯林达研制生产的水容积52L、70MPa车用储氢气瓶已经通过了型式试验验证,进入批量生产阶段,并于2016年批量应用于上汽荣威950氢燃料电池汽车。

4.70MPa储氢瓶市场展望

目前,国内一些整车企业正在推进使用70MPa储氢瓶的燃料电池汽车产品开发。从合作情况来看,沈阳斯林达已承接上汽集团、广汽集团、亿华通等公司批量定点订单。另外,沈阳斯林达已交样瓶运行并合作的企业有上汽大众、一汽红旗,已有意向合作的企业有东风、格罗夫等厂家。同时,国内已有几家储氢瓶企业崭露头角。例如,北京天海与亿华通合作,在国家研发项目支持下推动70MPa储氢瓶在燃料电池客车领域应用。预计2020年国内将出现3000支左右的70MPa储氢瓶需求,且会逐年递增。


第四章 中国车用燃料电池产业化进展

在氢能及燃料电池产业链中,燃料电池系统处于中游核心环节。其中,燃料电池系统包括电堆、供氢系统、进风系统、冷却系统、加注系统、控制系统等部件。作为燃料电池系统的核心,燃料电池电堆由膜电极、双极板、密封件构成。而膜电极又包括催化剂、质子交换膜、气体扩散层等关键材料。燃料电池电堆及系统可应用于交通、固定和便携三个领域(见图4.1)。在交通领域中,燃料电池汽车是发展最快的方向。本报告围绕车用燃料电池产业化进展,主要对车用燃料电池电堆及关键材料,以及车用燃料电池系统关键部件的技术特征、产业化进展、代表性企业等展开分析。

图片关键词

4.1 氢能及燃料电池产业链

一、车用燃料电池材料进展

车用燃料电池电堆由多个单体电池以串联方式层叠组合构成,而单体电池又由质子交换膜、催化剂、气体扩散层、双极板等关键材料构成。其中,质子交换膜、催化剂、气体扩散层构成膜电极,是车用燃料电池电堆的核心。经过多年努力,我国在车用燃料电池材料方面取得明显进步。

(一)膜电极

膜电极是质子交换膜燃料电池发生电化学反应的场所,相当于燃料电池的心脏。总体来看,燃料电池膜电极技术经历了三代发展,大体上可以分为热压法、CCM(catalyst coating membrane)法和有序化膜电极三种类型。目前大部分厂商选择第二代CCM三合一膜电极技术,有序化膜电极是当下工艺发展趋势。有序化膜电极能兼顾超薄电极和结构控制,拥有巨大的单位体积的反应活性面积及孔隙结构相互贯通的新奇特性,可以实现高效三相传输、高Pt利用率、高耐久性,使其成为PEMFC领域的研究热点,也是下一代膜电极制备技术的主攻方向。

目前,全球膜电极企业主要分为两类,一种是具备膜电极产业化能力,能够自给自足的燃料电池企业,以丰田和Ballard为代表。另一种是专业的膜电极供应商,包括Gore、JM、3M、Toray(Greenerity)等,都已经具备了不同程度的自动化生产线,年产能在数千平方米到万平方米级。膜电极生产工艺瞄准低铂和高功率密度,有序化膜电极工艺是未来发展趋势。

我国2017~2018年销售的燃料电池车型所用电堆,绝大多数是向国外采购膜电极或向国外采购膜电极关键材料。当前国内的膜电极已具备国产化能力,但技术和商业化水平与国外还有较大差距。

武汉理工氢电科技有限公司是国内膜电极代表企业,其技术最初来源于武汉理工大学自主研发的基于CCM技术的膜电极,依托武汉理工大学材料复合新技术国家重点实验室、燃料电池湖北省重点实验室,已建成一个完善的燃料电池膜电极开发平台。公司已建成一条燃料电池膜电极(MEA)生产线,开展CCM膜电极产业化研究;通过自主研发,现已开发出车用膜电极、风冷膜电极、电解水膜电极、天然气膜电极、传感器膜电极等多种产品。产品性能国内领先,生产的车用膜电极功率密度可达1.4W/cm2,Pt用量低至0.2g/kW。产品常年出口美国、德国等国际市场,已在燃料电池叉车、燃料电池商用车、燃料电池备用电源等领域实现规模化应用。

具体来看,武汉理工氢电科技有限公司2019年之前的主要产品包括车用膜电极、风冷膜电极、电解水膜电极、传感器膜电极等,应用于燃料电池汽车、备用电源、电解水、传感器等领域。当前开发的主要产品为抗反极车用膜电极和超低铂长寿命车用膜电极。其中,抗反极车用膜电极的抗反极时间可达200分钟以上,超低铂长寿命车用膜电极的目标铂载量为0.125g/kW(见表4.1)。

4.1 武汉理工氢电科技有限公司主要膜电极产品及性能

图片关键词

(二)催化剂

催化剂是质子交换膜燃料电池膜电极的关键材料之一,主要可分为铂催化剂、低铂催化剂与非铂催化剂。PEMFC工作温度不足100℃,对催化剂活性要求很高,因此,铂催化剂成为较理想并实现商业化的催化剂。国外铂基催化剂产业发展较成熟的有JM、TKK、BASF等公司,我国目前以进口国外催化剂为主。但是,也有一些国内企业在迅速发展,如贵研铂业、喜马拉雅光电、擎动科技等,已初步形成打破国外垄断之势。

(三)质子交换膜

质子交换膜是燃料电池的关键部件之一,具有传递质子和分离阴阳两极气体的双重功能,其性能直接影响燃料电池的稳定性和耐久性。目前,主要是全氟磺酸质子交换膜应用于燃料电池,但其成本占燃料电池各组成部件之首。在燃料电池的电堆成本中,质子交换膜占据了将近30%的份额。同时,质子交换膜的技术水平直接影响电堆的使用寿命。

就国内来看,山东东岳集团在质子交换膜技术研发和产业化方面进展较快,是继戈尔、科慕两家外国企业之后市场占比最大的中国企业。东岳集团基于拥有的完善氟硅材料产业链优势,长期致力于在含氟功能膜材料领域的自主创新,自2004年开始燃料电池质子交换膜的研发。历经15年的科技攻关,形成了从原料、中间体、单体、聚合物到成膜技术、功能化技术等全产业链条。早在2016年,东岳膜DF260就已应用于奔驰、福特公司第一批量产燃料电池汽车,之后开发了三种新样品,进入批量化试产阶段。东岳DMR100膜技术已成熟并实现定型量产,该膜厚度可达15um,在OCV情况下,耐久性大于600小时;乘用车工况加速寿命测试达到6000小时;在干湿循环和机械稳定性方面,循环次数超过20000次。2017年12月,东岳集团成立东岳未来氢能材料有限公司,全面实施燃料电池膜及系列配套产品商业化开发及市场推广。

(四)气体扩散层

气体扩散层通常由基底层和微孔层组成,基底层通常使用多孔的碳纤维纸、碳纤维织布、碳纤维非纺材料及碳黑纸,也有的利用泡沫金属、金属网等来制备,主要起到支撑微孔层的催化层的作用,微孔层主要是改善基底层孔隙结构的一层碳粉,目的是降低催化层和基底层之间的接触电阻,使流道气体以及产生水均匀分配。气体扩散层的材质是经疏水材料处理的碳基材料(碳纸或碳布)。疏水材料的作用是防止水在扩散层孔中积聚,影响气体扩散。气体扩散层将膜电极组合体夹在中间,主要起气体扩散的作用。主要功能包括:①实现气体在催化层表面的扩散;②提供机械支撑;③导通电流;④排除反应生成水。

工艺方面,气体扩散层所用碳纸初坯的制备方法可分为两种:湿法和干法。湿法造纸技术制备的扩散层用碳纸具有良好且均匀的大量孔隙,能够通过调节酚醛树脂的量来控制孔隙率的大小,有利于加工成满足实际需求的碳纸。

(五)双极板

双极板也叫作流场板,是构成质子交换膜燃料电池重量和体积的主要部分。双极板是电堆中的“骨架”,与膜电极层叠装配成电堆,在燃料电池中起到支撑、收集电流、为冷却液提供通道、分隔氧化剂和还原剂等作用。

双极板材料主要包括石墨、金属以及复合材料三类。石墨基双极板在燃料电池的环境中具有非常良好的化学稳定性,同时具有很高的导电率,是目前质子交换膜燃料电池研究和应用最为广泛的材料。金属材料相比石墨材料具有更好的导电和热传导性能,同时金属材料良好的机械加工性能会大大降低双极板的加工难度。复合材料双极板能较好地结合石墨板与金属板的优点,使电堆装配后达到更好的效果。现在也有大量开发新材料的研究,其目的是减轻双极板的重量,从而提高燃料电池的功率密度,但均存在一定问题。

二、车用燃料电池电堆及系统部件进展

通过国家科技研发支持、技术成果转化和技术引进等方式,我国形成了一批车用燃料电池及关键部件企业,在车用燃料电池技术研发、产品开发及产业化应用方面取得较大进展。

(一)电堆

2017年,大连新源动力股份有限公司在国家重点研发计划“新能源汽车”重点专项的支持下,在高功率密度燃料电池电堆技术开发上取得重要进展,完成了Ⅰ型电堆功能样机的开发,电堆功率密度超过2.0kW/L,可以于-30℃存储和-20℃启动,并进行了相当于轿车工况5万公里的耐久性考核。同时,针对以更高功率密度(3.1kW/L)为目标的Ⅱ型电堆开发工作也取得了明显进展,电极铂用量已经大幅降至0.33g/kW,并且在无外增湿条件下电极功率密度超过1W/cm2。按计划,此型电堆将在2021年实现商业化应用。2018年3月,新源动力HYMOD©-300型车用燃料电池电堆模块完成寿命测试和整车应用验证。该电堆模块采用高稳定性、高性能的“膜基催化层膜电极设计”和高可靠性的“复合双极板结构”,经寿命测试和整车应用验证,突破了车用燃料电池5000小时的耐久性难关,成为我国首例自主研发的超越5000小时耐久性的燃料电池产品。同时,该产品还实现了电堆在-10℃环境下的低温启动,以及在-40℃下的储存。经过大量的工艺开发,该公司建立起了符合汽车行业质量管理标准要求的电堆小批量生产线,已累计销售几百台。2019年2月,大连新源动力股份有限公司发布了最新一代产品:第三代金属双极板质子交换膜燃料电池电堆模块HYMOD©-70。单堆功率高达85kW,电堆体积功率密度突破3.3kW/L。环境适应性强,能够采用不影响电堆耐久性的低温环境应用策略及水热管理方案,实现-30℃低温启动和-40℃低温存储。该产品易于批量制造:采用易于批量制造的薄金属双极板方案,配备有规模化的膜电极生产线、电堆/模块组装生产线、专用质量保证下线测试台架。该产品适用于乘用车和商用车的应用,已经获得多家车企的小批量订单。

上海神力科技有限公司联合上海申龙客车有限公司研发的两款氢燃料电池公交车2019年1月正式交付上海奉贤巴士公共交通有限公司、上海奉贤汽车客运有限公司。其燃料电池电堆产品体积功率密度突破2.2kW/L,支持-30℃低温自启动、-40℃低温存储,广泛适用于客车、物流车、乘用车等领域。

北京氢璞创能科技有限公司主要产品为第三代和第四代碳基石墨板燃料电池水冷电堆。其中,第三代燃料电池电堆功率为18kW,功率密度为1.5kW/L,设计耐久性为10000小时,产能达4000套/年。第四代燃料电池电堆功率为46kW,功率密度为1.8kW/L。两款产品主要用于商用车。公司当前的燃料电池金属板水冷电堆功率密度为2.5kW/L,正在研发第二代金属板水冷电堆。

广东国鸿氢能科技有限公司分别与加拿大巴拉德公司和上海重塑成立合资公司,生产燃料电池电堆和系统模块。当前,国际氢能燃料电池电堆年产能2万套,国产化程度达到90%,工作寿命在12000小时以上。9SSL系列燃料电池电堆是为交通领域设计的液冷式电堆产品,能够满足车用变载动态特性要求,具有良好的单电池均一性,根据组装单电池数的不同,额定功率为3.8~30kW,工作寿命超过12000小时。

明天氢能科技股份有限公司目前已成功开发出64kW的商业化金属双极板电堆,体积比功率达到3.0kW/L。在市场开发方面,公司已与多家整车厂建立战略合作关系。新研氢能源科技有限公司于2018年8月在大同投资设立大同新研氢能源公司,拟投建氢能和燃料电池生产基地项目。该项目总投资8亿元,建设规模年产10000套燃料电池电堆。

(二)系统辅助部件

1.空压机

空压机的作用是将常压的空气压缩到燃料电池运行所需的压力,并根据电力需要提供相应的空气流量。车用燃料电池使用的空压机主要有螺杆式空压机缩机和涡轮式空压机等。螺杆式空压机的优点是压力/流量可以灵活调整、启停方便、安装简单,缺点是噪声大、体积大、价格高重量大,已在美国GM、PlugPower和加拿大Ballard等公司的燃料电池系统中采用。涡轮式空压机容积效率较高,压力与气量连续可调,但尺寸和重量较大,本田和现代等公司已定制开发了空气轴承的涡轮式空压机。

空压机是车用燃料电池阴极供气系统最重要的部件。国内车用燃料电池空压机基本依赖进口,自主开发的燃料电池空压机大多为有油空压机,无法保证供给的空气绝对干净,且流量和压比无法满足大功率燃料电池系统运行;无油、高压比、大流量、响应快、噪声小的高速直驱离心式空气压缩机技术仍掌握在国外少数供应商手中。目前,国内企业中主要有广顺新能源的空压机产品在上汽荣威950及大通FCV80上有实际应用。但是,国内开始有一批企业发力燃料电池空压机,航天11所、国家电投、稳力科技等企业也在投入研发,预期在2~3年内能取得较大进展。

2.加湿器

Gas-to-Gas是当前国际主流加湿器技术。国外已有一批企业开发出加湿器产品,能够满足备用电源到氢燃料电池公交车用加湿需要。例如,美国Perma-Pure公司管式加湿器、加拿大Dipont公司板式加湿器、德国Mann-Hummel公司板式和管式加湿器和德国FreudenbergFCCT公司管式加湿器等产品。国内生产车用燃料电池加湿器的企业较少,且性能有待提高。

3.氢气循环泵

目前,我国的氢气循环泵产品主要依赖进口,美国Park公司开发的氢气循环泵可用于不同的氢燃料电池汽车。国内目前没有氢气循环泵替代品,主要是由于氢气循环泵的氢气密封和水汽腐蚀和冲击问题难以解决,国外也仅有几家企业能够提供解决方案。国内的雪人股份、广顺新能源、汉钟精机等企业正在进行氢气循环泵的研发。

(三)车载储氢系统

目前国际主流燃料电池汽车企业均采用70MPa储氢系统,而国内90%以上燃料电池车型均采用35MPa储氢系统制造技术,70MPa氢系统的应用尚不成熟;另外,受法规限制,国内的70MPa氢气瓶主要是Ⅲ型氢气瓶,而国外已量产的主流氢气瓶为成本更低的Ⅳ型气瓶,国内的70MPaⅣ型氢气瓶尚处于开发阶段。

1.储氢瓶

国外燃料电池乘用车较多使用70MPaⅣ型瓶(塑料内胆碳纤维缠绕),商用车还是使用35MPaⅢ型瓶(铝胆碳纤维缠绕)。国内储氢瓶主要是35MPa和70MPa的Ⅲ型瓶,已有五家企业产品获得认证,如斯林达、科泰克、天海、富瑞氢能等,比较成熟。IV型瓶国内由于法规限制尚未批准使用。

2.高压阀件

储氢瓶瓶口阀、PRD阀等需要承受高压(45MPa以上)和温度冲击,目前国内基本上依赖进口,但进口产品也不尽如人意,国产产品的可靠性还亟待提高。需要强调的是,国内的博肯、舜华和科泰克等公司正在积极开发相关产品。

三、总结及建议

通过燃料电池汽车实现车用能源清洁化,这是未来汽车产业发展的趋势,丰田、现代、本田等国外汽车企业已陆续开发出可商业化的燃料电池车型。燃料电池汽车也是我国新能源汽车发展的重要方向,经过二十年的技术研发和验证,已经开始步入商业化导入期。燃料电池电堆是燃料电池汽车的核心部件,其可靠性、耐久性和经济性是制约燃料电池汽车推广应用的关键问题。从商业化路线图来看,在2020年前后,随着技术进步与规模效益的发展,燃料电池的成本将不断下降,燃料电池汽车产品的竞争力将逐渐提升,潜在市场将逐步壮大。

根据前文的分析,由于燃料电池关键材料工程化缓慢、个别环节缺失,以及燃料电池系统关键部件尚未完全自主化等,我国的车用燃料电池电堆在可靠性、耐久性方面与国外相比还存在差距,生产成本偏高。为破解这些问题,我国需要做好以下几个方面的工作。

第一,加强车用燃料电池基础技术及集成技术研发,包括燃料电池核心材料和燃料电池过程机理研究等,如新型低铂或非铂催化原理及催化剂、高化学和机械稳定性固体电解质开发、单电池综合仿真技术、燃料电池电热分布分析、空气杂质的影响、电堆“气水电热”多重耦合特性研究等。集成技术研发主要包括应用于燃料电池系统的集成技术研发和应用于整车的集成技术研发等。

第二,强化车用燃料电池关键零部件研发和国产化,例如高性能燃料电池系统所必需的空压机、加湿器、氢循环装置等重要零部件,都应尽快实现国产化,以确保车用燃料电池产业健康发展。

第三,研究鼓励车用燃料电池自主开发、促进技术进步的产业政策。2020年前,保持燃料电池汽车补贴力度,逐步提高技术门槛,补贴向鼓励自主开发和高性能、低成本车用燃料电池倾斜,确保技术进步,为下一阶段的全功率燃料电池奠定基础;2020年后,根据车用燃料电池产业链建设及燃料电池汽车推广应用情况,形成激励车用燃料电池自主核心技术开发的政策设计,要从补贴政策上区分国内先进的自主开发技术和国外落后的技术,鼓励自主开发,避免国外落后甚至淘汰技术进入中国。

第四,完善车用燃料电池产业链,尽快实现电池关键材料如电催化剂,质子交换膜、MEA、双极板等批量生产,为降低电堆成本和提高电堆一致性奠定基础。例如,建立扩散层碳纸、催化剂、质子交换膜、电极、MEA生产线等,研发生产空压机、氢气循环泵等。


第五章 中国燃料电池汽车产业化进展及示范运行


大力发展新能源汽车是应对全球能源短缺和环境污染的重大战略举措。在众多的新能源汽车中,燃料电池汽车因其具有零排放、高效率、燃料来源多元化、能源可再生等优势而被认为是未来汽车工业可持续发展的重要方向,是解决全球能源问题和气候变化的理想方案之一。长期以来,世界主要国家和主要汽车企业都投入大量资金用于燃料电池汽车关键技术攻关,已成功开发出性能良好的燃料电池汽车产品,并进行规模化市场示范。目前,燃料电池汽车的可靠性、环境适应性及经济性方面取得突破,陆续推出了用于租赁与前商业化的燃料电池汽车产品。高效率和低氢耗,全新车型开发,一体化集成式动力系统和长电堆车载寿命是未来燃料电池汽车大规模商品化的四个趋势。

一、我国燃料电池电动汽车的发展

我国燃料电池汽车研发起步较晚,经过“十五”、“十一五”和“十二五”期间的燃料电池汽车技术攻关,基本掌握了动力系统与关键零部件的核心技术,建立了具有自主知识产权的燃料电池汽车动力系统技术平台。然而,在整车层面上,目前推出的车型均为电—电混合动力燃料电池汽车,全功率车型尚属空白,自主开发的燃料电池汽车在效率及经济性、动力系统一体化集成、燃料电池发动机功率及耐久性等方面与国外存在一定的差距。

上汽集团是国内最早研发燃料电池乘用车的企业,最早可以追溯到2001年与美国通用汽车一起开发的“凤凰一号”燃料电池汽车。2008年,上汽集团在北京奥运会上展示了与同济大学共同开发的20辆燃料电池汽车。2010年,上汽集团为上海世博会提供了总计174辆燃料电池汽车,圆满完成了世博会示范运行任务;2011年上汽集团发布自主开发的新一代“上海牌”Plug-in燃料电池轿车,集成了中等容量动力电池及新一代燃料电池系统。2014年荣威750燃料电池轿车成为国内首款完成整车公告的燃料电池乘用车,并进行小批量生产,累计销售31辆。同年,荣威750燃料电池轿车圆满完成了创新征程新能源汽车万里行示范活动,充分验证了燃料电池汽车的可靠性、安全性和环境适应性。2016年,上汽集团完成了荣威950燃料电池汽车的开发,成为国内首个采用金属双极板电堆技术的燃料电池乘用车,并成功实现了-20℃低温冷启动(见图5.1)。

图片关键词

5.1 上汽集团燃料电池汽车开发历程

东风汽车集团有限公司是国内最早从事燃料电池汽车技术研究的企业,早在“九五”期间就联合中科院大连化学物理研究所开发出国内首台30kW燃料电池示范车EQ640,并于2005年和2008年联合武汉理工大学合作开发了“楚天一号”乘用车和“楚天二号”中巴车。近年来,东风汽车集团有限公司将燃料电池汽车作为未来战略方向之一,先后在燃料电池发动机、关键零部件及整车等方面开展研究,不断加强燃料电池汽车技术储备和提升开发能力。

中国一汽集团从“十五”开始燃料电池汽车技术研究,2010年基于奔腾品牌,开发出5台燃料电池轿车,投入上海世博会进行示范运行,积累了一定的道路运行数据和燃料电池整车设计开发经验;近年来,中国一汽集团将全功率燃料电池汽车开发作为战略目标,研究燃料电池动力系统匹配技术、发动机集成与控制技术、电堆及关键部件需求开发技术、燃料电池测评技术等,逐渐形成在全功率燃料电池发动机以及整车开发方面的关键技术积累,燃料电池电堆及零部件方面的研发能力。

二、燃料电池电动汽车产业化进展

2017年以来,随着各类投资主体和新企业的涌入,我国燃料电池汽车产业发展的“热度”不断增加。与此同时,上汽集团、宇通客车、东风特汽等代表性整车企业燃料电池汽车产品开发进程加快,核心技术取得突破,产品应用范围不断扩大。

1.上汽集团

近5年来,上汽集团加大了燃料电池汽车产开发力度,陆续推出了燃料电池乘用车、轻型客车、轻型商用车等产品。

2016年,上汽集团推出了搭载PROME P240燃料电池系统的荣威950燃料电池轿车,成为国内唯一一款完成公告、销售和上牌的燃料电池轿车,也是国内首次搭载70MPa储氢系统的乘用车。2017年,上汽集团推出了上汽大通FCV80燃料电池轻客。此后,上汽集团在2018年推出了搭载PROME 260燃料电池系统的申沃燃料电池客车,并在2019年将PROME P390燃料电池系统应用于上汽大通G20FC。2019年起,上汽集团将陆续推出燃料电池轻中重型卡车。其中,PROME系列燃料电池系统均由上海捷氢科技有限公司及其核心技术团队开发。上汽大通正在开发的G20FC将成为国内首款量产燃料电池MPV,电机最高功率达到了150KW。G20FV可实现-30℃冷启动,NEDC工况续驶里程高达550公里,可在5分钟内完成加氢,产品将于2020年底SOP。另外,上汽将逐步推出燃料电池物流车、卡车等车型。

上汽大通FCV80燃料电池轻客于2017年投产,目前共有390辆车分别在上海、佛山、大连、抚顺等地运营,主要用于通勤、公路客运和旅游客运。经统计至2019年5月,2017年投入运营的90台车辆,总运行里程超过110万公里,总载客人数超过46万人次。其中抚顺40辆FCV80车辆,经受住了东北严寒考验,当地有5个月平均最低气温为0~-20℃,极端最低气温甚至达到-30℃,车辆运行状况良好。

上海申沃客车于2018年交付上海嘉定公交的6辆氢燃料客车,自投入运营以来,车辆完全按照既定的时刻表运营,满足线路运营需求。

2.宇通客车

宇通客车公司是国内最早建立燃料电池客车研发团队的企业之一,涵盖整车控制技术、燃料电池系统控制技术、整车及零部件试验验证等技术方向,自主研发了燃料电池电—电混合动力匹配与控制等多项核心技术。2014年通过了国内首个燃料电池客车资质认证,2015年取得了国内首款燃料电池客车公告,2017年成功开发了第三代燃料电池客车,在整车经济性、动力性方面达到行业领先水平。在研发平台方面,2017年宇通客车获批行业内首家“郑州市燃料电池与氢能工程技术研究中心”,目前拥有各类试验设备200余套,建成10kW 和100kW级燃料电池系统测试平台、空压机测试台、燃料电池专用DC/DC测试台等,形成了完备的电堆、系统、氢系统等测试平台,具备了国内较为完备的燃料电池客车零部件、系统、整车三级试验验证体系。

宇通燃料电池客车产品布局为“3+1”模式,其中3款为8米、10米和12米公交产品,1款为8.9米公路产品。

5.1 宇通客车氢燃料电池整车产品开发状况


细分产品

8米公交

10米公交

12米公交

8.9米公路

车型号

ZK6856FCEVG1

ZK6105FCEVG3

ZK6125FCEVG10

ZK6906FCEVQ1

最大总质量(Kg)

14000

16500

18000

13500

燃料电池系统(kW)

重塑46

重塑50

亿华通63

重塑50

氢系统

35MPa/6*140L

35MPa/8*140L

35MPa/8*140L

35MPa/5*140L

续驶里程(km,等速法)

480

600

600

460

接近角/离去角(°)

11/10

8/7

7/7

9/9

最高车速(km/h)

69

90

资料来源:宇通客车。

2018年以来,宇通客车公司先后在郑州推广燃料电池公交车22辆,在河北张家口推广燃料电池公交车25辆,在江苏张家港推广燃料电池公交车10辆。

3.东风特汽

东风特汽(十堰)专用车有限公司(简称“东风特汽”)具备良好的新能源汽车研发生产制造能力,拥有传统专用车整车和新能源专用车整车设计主要核心技术。东风特汽自2015年开始燃料电池车型的研发工作,通过与亿华通、上海重塑、普拉格等知名燃料电池系统企业合作,在2016年开发成功了数款30kW燃料电池中型物流车,并试验性开发了甲醇重整燃料电池汽车。2017年,东风特汽批量生产燃料电池物流车了530辆。

5.2 东风特汽燃料电池物流车车型

车型

燃料电池供应商

动力电池容量

续驶里程

供氢系统

EQ5080XXYTFCEV1

30kW/重塑

20kWh

>300km

140L*3

EQ5080XXYTFCEV2

20kW/氢洁

60kWh

>500km

甲醇重整系统

EQ5080XXYTFCEV3

30kW/亿华通

50kWh

>300km

140L*3

EQ5080XLCFCEV1

30kW/上海清能

28kWh

>300km

140L*3

资料来源:东风特汽。


目前,全国共有547辆东风特汽燃料电池物流车投入运营。其中,有17辆燃料电池物流车在武汉运营,13辆用于城郊物流运输,4辆用于冷链物流运输。其余530辆燃料电池物流车分布在上海、佛山、十堰三个城市,主要用于城郊物流运输。

三、车用燃料电池系统进展

在国家电动汽车重大科技专项等研发项目的支持下,通过产学研联合研发团队的攻关,我国燃料电池汽车技术取得了一定的进展,初步掌握了燃料电池电堆和关键材料、动力系统与核心部件、整车集成和氢能基础设施等核心技术,也初步形成了燃料电池发动机、动力电池、DC/DC 变换器、驱动电机、储氢系统等关键零部件的配套研发体系。同时,我国形成了一批燃料电池电堆及燃料电池系统企业。

1.亿华通

北京亿华通科技股份有限公司(以下简称“亿华通”)一直专注于氢燃料电池发动机研发及产业化发展。2012年,亿华通推出燃料电池发动机,并在2013年装车应用。2014年,亿华通的燃料电池发动机产品开始应用于有轨电车。2015年,亿华通控股上海神力,开始布局国产化电堆研发及生产基地。2016年起,亿华通燃料电池发动机产品性能升级并实现批量装车应用。2017年,亿华通燃料电池发动机产品经历-15℃低温和37℃高温运营环境,同时在张家口建成投产国内首条具有自主知识产权的半自动化生产线。2018年,亿华通推出自主开发的新一代国产燃料电池发动机采用神力科技国产化电堆,具备-30℃低温启动、-40℃低温储存、通过第三方强制检测发动机功率密度超过300W/kg,在功率密度、低温环境适应性、耐久性等多项关键性能上接近国际先进水平,已提前实现了我国商用车燃料电池系统2020年的技术目标,相关产品已投入批量化生产。

5.3 搭载亿华通燃料电池发动机的汽车运营情况

城市

运行车辆数(辆)

车型

备注


北京

5

12米公车车

384路运营


北京

30

团体客车

中关村园区通勤班车


张家口

2

团体客车

创坝园区通勤班车


北京

30

团体客车

中关村园区通勤班车


北京

5

12米公交车

384路运营(UNDP三期)


张家口

74

公交车

1路、23路和33路


郑州

22

12米公交车

727路、K351


资料来源:亿华通

当前,亿华通的主要有30kW/60kW和40kW/80kW燃料电池发动机产品,电堆功率密度达到2.0kW/L,耐久性达到8000h,冷启动-30℃,-40℃低温存储,公交车百公里氢耗约6.3kg,已实现批量生产。其中,40kW/80kW燃料电池发动机产品采用国产电堆。在北京市科委的大力支持下,亿华通正在开发120kW燃料电池电堆,将应用于北京冬奥城际高速客车和35吨、49吨重型氢燃料电池卡车;联合福田开发8吨物流车、12吨环卫车和25吨重卡。

目前,亿华通与国内相关企业进行空压机、氢气循环泵、增湿器等关键零部件的开发,与福田汽车、宇通客车、中通客车、海格客车、申龙客车、陕汽、中国重汽、东风汽车、中植汽车、金旅客车、中国中车、北汽集团、广汽集团、长安汽车、汉腾汽车等国内多家主流整车企业合作。截止2019年6月,工信部最新发布的《道路机动车辆生产企业及产品(第320批)》,燃料电池车型共89款,其中搭载亿华通燃料电池发动机的车型有23款,数量位居第一。

2019年4月,亿华通与丰田汽车、北汽福田签署合作备忘录,拟共同合作向北京2022年冬奥会提供燃料电池大巴,因此,亿华通还将投入大量研发资源开发基于丰田汽车金属双极板电堆的大功率燃料电池发动机,完善技术与产品体系。

2.上海捷氢科技有限公司

上海捷氢科技有限公司(以下简称“捷氢科技”),是上汽集团的 全资子公司。由捷氢科技自主研发的新一代大功率燃料电池电堆和系统已经完成性能样机开发,并交付整车使用,关键性能指标已达到国际先进水平,可用于车用全功率燃料电池动力系统,应用范围可涵盖乘用车和商用车。燃料电池系统PROME P390已实现与丰田、现代等国际一流燃料电池车企的技术对标,电堆功率为115kW,体积功率密度为3.1kW/L,可实现-30℃低温冷启动(无需外加热源)。其中,核心单元燃料电池电堆由捷氢科技自主开发并享有知识产权,电堆采用基于精细化流场设计的超薄金属双极板和基于合金催化剂的膜电极;燃料电池系统采用无外增湿的架构、一体化集成的机械设计理念和基于功能安全设计的电气集成思路。PROME P390燃料电池系统为新一代车用质子交换膜燃料电池系统,系统功率92kW,具有一体化集成、高功率密度、高耐久性、高可靠性和强环境适应性等优点,已经具备了全功率型燃料电池动力系统应用的条件。

捷氢科技已完成三款燃料电池系统开发,分别为P240、P260和P390,产品功率涵盖40~100kW。

5.4 捷氢科技的燃料电池系统产品


PROME P240

PROME P240S

PROME P260

PROME P390

系统功率kW

40

40

80

92

最高效率%

51

60

51

60

低温启动℃

-20

-20

-20

-30

寿命hr

5000

5000

5000

5000

质量功率密度kW/kg

0.26

0.30

0.26

0.60

资料来源:捷氢科技。

捷氢科技坚持自主开发,已掌握从电堆核心零部件、电堆集成、燃料电池系统集成到动力系统集成,整车集成的完全正向开发能力,并具有完整的自主知识产权;已完成三款燃料电池系统开发,产品功率涵盖30kW到100kW级以上,燃料电池储氢系统HSS 35、HSS 70,可提供35MPa和70MPa储氢系统及整车氢安全等研发工作。

目前,捷氢科技自主研发的92kW大功率燃料电池系统,产品的技术指标及成本可比肩丰田Mirai的技术水平,如体积功率密度可达3.1kW/L,实现-30℃低温冷启动,续驶里程里程将达到到550km以上。

产品应用方面,搭载捷氢科技燃料电池系统的燃料电池轻客已在上海、辽宁、广东批量化应用。搭载捷氢科技燃料电池系统的燃料电池乘用车已开始应用于上海车辆租赁,燃料电池客车产品已应用于上海公交。截至2019年7月,捷氢科技新增燃料电池应用场景为上汽跃进市政环卫中型卡车,搭载PROME P390燃料电池系统及HSS 35燃料电池储氢系统,续驶里程超过400km,可在低温-30℃实现冷启动;南京依维柯欧胜平台的燃料电池厢式物流车,搭载燃料电池系统PROME P240和储氢系统HSS 35。

3.上海重塑能源科技有限公司

上海重塑能源科技有限公司(以下简称“重塑科技”)成立于2015年,公司主营业务包括燃料电池系统和核心零部件的研发、制造和相关工程服务,旗下的CAVEN系列燃料电池系统被广泛应用于车用领域。截止目前在中国市场已销售的燃料电池汽车中,有超过1600辆搭载了重塑科技CAVEN系列燃料电池系统。公司自2016年启动CAVEN系列车用燃料电池系统的自主研发,规划了该系列CAVEN 3、CAVEN 4和CAVEN 7三款车用产品。CAVEN系列的车用燃料电池系统的零部件进行了定制化设计,核心部件空气压缩机、升压转换器(DC/DC)、燃料电池系统控制单元(FCU)、氢系统管理单元(HMU)通过企业自主开发已完成进口替代。CAVEN 3和CAVEN 4两款产品已完成开发,额定功率30~51kw,寿命12000h,分别于2017年6月和2018年7月投产(见表5.5)。重塑科技的制造基地位于广东云浮,该基地于2017年建成并投入使用,目前产能5000套/年,扩产后可达20000套/年。CAVEN 7的电堆及关键组件通过合作开发的模式已进入产品验证阶段,今年四季度将进入到可批量状态,部分其他定制化零部件与各不同专业领域的供应商进行了合作或委托开发。CAVEN7额定功率为60kw,而CAVEN7ex的额定功率可达80kw,两款产品的寿命可达15000h以上。

5.5 重塑科技燃料电池系统技术参数

名称

单位

CAVEN 3

CAVEN 4

额定功率

kW

30-32

46-51

体积比功率

W/L

232

273

质量比功率

W/kg

237

287

低温启动

-30

-30

操作压力

bar

1.8

1.8

系统寿命

hr

≥12000

≥12000

资料来源:重塑科技。

2018~2019年,重塑科技分别与佛山市南海区、苏州市常熟市达成在燃料电池产业化方向的合作协议。完成支持未来长期发展的在珠三角和长三角的产业布局。今年年中,重塑科技与丰田汽车公司、中国第一汽车股份有限公司、金龙联合汽车工业(苏州)有限公司达成合作协议,共同在燃料电池客车领域开展合作。根据合作内容,中国一汽、苏州金龙生产及销售的FC大巴上将搭载采用丰田FC电堆等零部件的重塑科技FC系统。

4.长城汽车&未势能源

长城汽车集团致力于推动氢能产业的发展,目前已吸收上燃动力资源优势,同时孵化未势能源及氢能测试分公司等多家专注于氢能相关技术研发、制造、销售的企业,截至目前已累计投入12亿元研发资金,建成完备的研发团队和零部件测试、试制中心。公司力争未来3年成为中国氢能领域技术领导者,未来5~10年成为全球氢能产品和工程服务的主要供应商。目前,未势能源已组建一支国际化氢能、燃料电池系统及储氢系统关键零部件研发团队,外籍专家56名,包括来自德国、英国、韩国、日本、美国和中国本土的行业精英,绝大多数拥有十年以上燃料电池、膜电极、储氢瓶、阀门、制氢等领域工作经验。

作为未势能源控股子公司,上海燃料电池汽车动力系统有限公司积累了近二十年燃料电池、纯电动、混合动力汽车动力系统集成、匹配、测试能力,以及动力系统控制策略开发技术,目前主要产品覆盖5~100kW燃料电池动力集成系统。

未势能源已完成膜电极研发、测试、生产全部能力搭建及设备准备,预计2020年中开始量产。未势能源引进24台国际顶级技术设备,设备精准度高、可靠性强,是目前国内最大的燃料电池单体测试试验室,具备业界资深的专家研发团队,其测试能力及测试范围达到国际领先水平。燃料电池堆方面,未势能源已积极投入两代金属板电堆技术的研发,在研第一代燃料电池堆于2019年底推出,同步开展第二代燃料电池堆开发,计划2020年6月推出。通过新材料、新工艺开发与应用进一步提升性能,降低整堆成本,将满足未来更高功率燃料电池应用需求,同时电堆产品将向应急发电车、分布式电站、社区热电联供系统、备用电源等领域积极拓展。燃料电池发动机方面,未势能源首款85kW燃料电池系统将于2020年初装车。

四、 燃料电池汽车示范运行状况

我国燃料电池汽车示范运行始于2003年“UNDP/GEF 燃料电池汽车示范项目”,经过十几年努力,开展燃料电池汽车示范的城市已超过10座,燃料电池汽车示范运行总数已超过3000辆。据新能源汽车国家监管平台统计,截至2019年7月,我国已推广燃料电池汽车3509辆,占新能源汽车总量的0.1%。

根据组织者的不同,我国燃料电池汽车示范运行可分为3类,即由国际合作项目推动的燃料电池汽车示范运行、由科技部推动的示范运行和由地方政府推动的示范运行。其中,前两类组织者推动的燃料电池汽车示范运行车辆数均在百辆级别,由地方政府推动的示范运行车辆数量合计已达千辆级别。

1.UNDP/GEF 燃料电池汽车示范项目

由全球环境基金(GEF)、联合国开发计划署(UNDP)共同支持,科技部和财政部联合地方城市共同实施。项目名称为“促进中国燃料电池汽车商业化发展”。项目秘书处设在中汽中心北京工作部,项目已经完成2期示范,当前正在开展第3期示范。

项目一期:2003~2007年,在北京示范,示范车辆为3辆戴姆勒-克莱斯勒燃料电池客车。

项目二期:2007~2011年,在北京和上海示范,示范车辆为6辆上汽燃料电池客车,和3辆北汽福田燃料电池客车,共计9辆。

项目三期:2016年8月正式启动。项目执行期为四年,计划在北京、上海、郑州、盐城、佛山、张家口等城市开展燃料电池客车、轿车、物流车等百辆级的商业化运行工作。截至目前,已在北京市示范运行车辆15辆,其中燃料电池客车10辆,燃料电池卡车5辆;已在上海市示范运行车辆86辆,其中燃料电池客车5辆,燃料电池轿车40辆,燃料电池物流车30辆,燃料电池通勤车10辆;已在郑州示范运行车辆3辆,全部为燃料电池客车;已在佛山示范运行车辆2辆,全部为燃料电池客车;已在盐城示范运行车辆10辆,全部为燃料电池客车。另外,还在张家口和常熟分别投放燃料电池乘用车1辆。

2.科技部“典型区域多种燃料电池汽车示范运行研究”项目

2018年5月,科技部重大专项立项支持我国燃料电池汽车示范,由中国汽车技术研究中心有限公司牵头,在GEF/UNDP/科技部“促进中国燃料电池汽车商业化发展”项目基础上,组织在京津冀、中原、长三角、珠三角四个区域进行不少于120辆的燃料电池汽车示范运行。目前计划内的149辆燃料电池汽车已经全部上牌,车型主要以商用车为主,包括燃料电池城市客车和物流车,其中129辆已经投入正式运营,投入运营的车辆数已经达到项目要求,正在正常进行示范运行相关数据的采集工作,其他车辆未投入运营的原因主要是加氢站的准备尚未到位等。

5.6 科技部示范运行项目燃料电池汽车投入情况


客车

物流车

北京

65

10

张家口

10

0

上海

0

28

郑州

10

0

盐城

0

2

佛山

24

0

合计

149

资料来源:作者统计整理。

3.地方政府推动的燃料电池汽车示范运行

除了国家层面推进的燃料电池汽车示范运行之外,一些地方政府也积极推进本地区燃料电池汽车示范运行。上海、佛山等国家燃料电池汽车示范城市为加快本地氢燃料电池汽车产业发展,开展了更大规模的燃料电池汽车示范运行。还有一些非示范城市,诸如武汉、江苏如皋等,为了启动和推进本地氢燃料电池汽车产业发展,也积极开展燃料电池汽车示范运行。

上海:是我国燃料电池汽车示范运行规模最大的地区。截至2019年7月,上海有905辆燃料电池汽车在示范运行。其中,上汽大通FCV80燃料电池轻客和荣威950轿车分别达到347辆和50辆,燃料电池公交车6辆,燃料电池物流车500辆。

佛山:是我国燃料电池公交车示范运行规模最大的地区。在承担GEF/UNDP/科技部“促进中国燃料电池汽车商业化发展”项目的同时,佛山积极推进更大规模的燃料电池汽车示范。截至2019年7月底,佛山已推广燃料电池汽车768辆。其中,燃料电池公交车317辆,燃料电池物流车448辆,燃料电池通勤车3辆。

作为2019年刚刚入选的示范城市,张家口借助2022年冬奥会举办的机遇,已推广燃料电池客车174辆。同时,作为非示范城市,成都、武汉、潍坊等城市启动了燃料电池客车示范,山东德州、辽宁新宾等城市开始了燃料电池商用车示范。

燃料电池客车示范方面,武汉市分别在今年3月和5月投入5辆和21辆氢燃料电池公交车。2018年,成都市有10辆燃料电池公交车交付使用。2019年7月,20辆由中植一客生产、搭载了亿华通最新一代氢燃料电池发动机的氢燃料电池客车在成都市挂牌。2019年以来,潍柴联合中通客车在潍坊城区打造了3条氢燃料电池公交车运营专线,共投放30辆燃料电池公交车开展试运营。2019年3月,大同市40辆燃料电池大巴车已实现全部上牌,并交付由大同公交运营。2019年8月,聊城市首批30辆氢燃料电池公交车投放至两条公交线路,张家港市也有15辆燃料电池公交车开始运行。

燃料电池商用车方面,辽宁新宾2018年开始40辆上汽大通FCV80轻型客车示范运行。2019年5月,山东德州首批30辆氢燃料电池物流示范车辆投入运营,未来将投入100辆以上物流车、公交车以及冷链车。


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