氢能商业化路在何方？

在今年的全国两会，碳达峰、碳中和目标被首次写入政府工作报告。全国两会能源行业代表委员纷纷表示，绿色转型可以从优化产业结构和调整能源结构入手，加快发展地热、氢能等新能源，有序开展绿色清洁能源替代。同时，为实现2030年碳达峰及2060年碳中和目标，改善能源结构，优化生态环境，也需要加快氢能生态系统的建立。我国氢能发展现状如何？石油石化企业是否可以商业化发展氢能，又面临怎样的挑战？

“十三五”以来，我国连续出台了氢能相关产业政策。例如《“十三五”国家战略性新兴产业规划》中指出，推动车载储氢系统以及氢制备；2019年，“推动加氢设施建设”写入政府工作报告；2020年首次将氢能作为能源纳入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》；同年9月财政部联合五部委发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》等。

从行业标准来看，“现有政策和行业标准的覆盖度尚不能满足氢能发展需要。”行业内专家表示，当前相关氢能的行业标准主要围绕加氢站建设、氢气运输等领域。国家尚未明确氢能发展的主管部门，作为氢能产业发展顶层设计的国家级规划和路线图尚未制定，现有的法规标准不能适应氢能产业发展特点和发展需要。此外，现行政策对于氢能全产业链发展的关注度不均衡，不能支撑产业健康可持续发展。

“从制约氢能发展的技术来看，无论国内还是国际，技术链目前已经打通，关键是成本和可靠性问题。这直接关系到企业的竞争力。”业内专家表示，我国在诸多环节产品的技术经济性和可靠性上还有很大差距，工业化的核心技术和材料并未完全掌握，关键核心材料、零部件仍需大量进口。应在关键装备制造和关键材料开发制备上下大力气，降低成本、提升可靠性。

有专家认为，目前商业化的制氢主体技术主要是副产氢提纯、化石能源重整制氢、电解水制氢。从成本测算上，副产氢成本最低，电解水制氢成本最高，电解水制氢技术本身不排放碳，如果完全使用绿电，电解水制氢可以更加清洁。对于氢源是水的技术来说，水资源是考虑的重点，而我国水资源往往与可再生电产地错配，更需要统筹考虑水资源和电力输送的问题。

从产业链整体来看，低成本制氢技术、大规模储运氢技术、氢气的低成本高效利用技术是未来要重点研究的方向。在政策支持方面，要制定应用规模和成本指标，促进不同技术路线市场化竞争，优胜劣汰，尽早实现突破。

对于石油石化企业而言，企业体量大，体制机制不够灵活，早期进入战略新兴产业培育市场需注意防范资源错配和浪费。石油石化企业可以发挥社会主体的创新力，重点进行关键核心技术的开发、储备，对各产业环节积极开展试验示范，投资潜力市场主体，发挥相关企业的创造力，在产业发展到一定程度时发挥关键作用。同时，聚焦自身优势，在低成本制氢和大规模储运氢环节，积极参与商业创新，这是未来可以考虑的重要发展方向。

氢能发展难在哪儿　　

嘉宾
金 旭 中国石油勘探开发研究院新能源研究中心副主任
马明燕 中国寰球工程有限公司北京分公司副总工程师、工艺部主任
薛克鑫 上海中油申能氢能科技有限公司副经理
高 慧 中国石油集团经济技术研究院高级工程师

目前制约氢能发展的重要瓶颈问题是什么？

金旭：氢能快速发展需要国家层面的顶层设计和具体实施路径的落实与推动，在氢能全产业链的各个环节投入配套资金和研发力量，带动氢能产业的上、中、下游协同发展。国家层面的政策扶持指引和全产业链投入，可加速氢能发展。除了人才和技术缺乏外，氢源和市场的区域错配是实现效益突破亟须解决的难题。

马明燕：氢能产业涉及多行业多领域，需要多方协同。从工程建设领域分析，居高不下的氢气制备和氢气储运成本是制约氢能发展的最重要瓶颈。

氢能产业链的关键和基础环节是制氢。传统的化石燃料制氢及工业副产氢气的制备成本较低，工艺技术和装备成熟，但制备的氢气需要进一步提纯和精制以满足燃料电池需要，高纯氢的制备技术还需进一步提升。绿氢的制备，即采用弃光、弃风发电，再通过电解水制备氢气，具有广阔前景，但目前成本高。

储氢的方式主要有高压储氢、氢气液化、有机液体储氢、金属储氢等。储氢成本居高不下，核心技术突破少，成为制约氢能发展的关键。车载高压氢罐关键材料，如碳纤维复合材料氢气瓶非常昂贵，国内掌握该技术的供货商很少。氢气液化技术及装备也主要掌握在国外公司手中，无论是核心技术还是重要装备，都需要我们有所创新和突破。

薛克鑫：目前，制约氢能发展的瓶颈比较多。一是氢能属于二次能源，氢气要由电生产，对此业界仍有不同声音；二是加氢站网络不完善，且处于起步阶段的大部分站点是在企业内部车辆自营小范围推广使用；三是氢燃料电池汽车少，成本高。以上海市为例，截至2020年12月31日，上海市仅有1900余辆氢燃料电池汽车，大部分消费者仍处于观望阶段；四是加氢站投入大，所需的场地面积大，设备价格高，人员要求高，导致加氢站投入成本高，而产出低，难以像加油站那样实现盈利。

高慧：氢能利用有三个主要环节：制取、储运和终端消费。其中，制取和终端消费的大部分技术难关已经基本打通，产业化最大的难点在于储运。氢储运高度依赖技术进步和基础设施建设。这是世界各国氢能产业发展的普遍难点。
发展氢能急需攻克的技术难题是什么？

金旭：在上游制氢领域，急需开发更高效廉价的可再生能源电解水制氢工艺，弥补化石能源制氢排放温室气体的缺点。主要技术难题是可再生能源制氢转化效率低、成本高，短期内竞争优势不明显，亟须攻克更廉价高效的催化剂材料和更优化的系统管理技术，降低电解水过程中的能耗，推动电解水制氢成为主要的氢气获取方式。在氢气储运领域，急需攻克短距离的低压高密度储运氢技术和长距离的液氢和管道掺氢等技术。在下游用氢领域，除了交通领域外，亟须开发更多氢能高效率规模利用的应用场景。目前，车用燃料电池对氢气纯度要求高、需求量有限，需加大氢气在分布式发电、化工品生产、冶金、建筑等领域的应用。

马明燕：目前国内正加大工业级氢气液化装置的研发力度。关键设备国产化是急需攻克的技术难题。发展氢能需要降低储氢成本。高压储氢罐的设计压力达到98兆帕，加氢过程中压力频繁变化，掌握不同材质在高压氢气环境下的机械性能和疲劳性能参数，确定高压储氢罐适合的材质和设计制造技术参数，降低设备投资，是需尽快解决的技术难题。

薛克鑫：目前，发展氢能急需攻克的技术难题是氢气的储备和运输。氢气自身性质决定了必须通过压缩才能满足实际运营，对储运提出了更高要求。

高慧：我国氢能产业部分关键零部件和产品技术与国外最先进技术存在差距，膜电极、空气压缩机、储氢材料、加氢枪与软管等关键零部件尚需进口。在发展模式上，一方面，可参考中国高铁技术创新及油气重大专项模式，组织好氢能利用重大科技项目，切实突破大规模低成本制氢、高效安全储运与加氢利用技术瓶颈，以龙头企业带动产业技术进步；另一方面，考虑到全球范围内氢能产业尚处在发展初期，主导技术与设计尚未定型，有条件的大型企业可成立风险投资基金，保持对相关技术的关注，以技术突破带动市场繁荣，坚决防范投机炒作。

发展氢能可否复制油气行业的运营模式？

金旭：油气生产的部分流程和思路适用于氢能领域。油气生产过程的流程控制、质量安全管理和运营经验等，都是氢能领域生产利用环节需要重点借鉴的。但氢能是以科技突破为主导的技术密集型行业，需建立一套全新的从科研攻关到产品研制再到工业示范的产业流程和管理办法，从而实现技术快速更新和行业突破。

马明燕：氢能基础设施建设的重点在加氢站。加氢站可以借鉴加油站的运营经验和管理模式。在加油站基础上改建、扩建加氢站，已在日、欧、美等国家和地区被证明是加快加氢站网络布局的重要方式。

传统油气行业重视规模化效应，装置规模越大，能耗越低，经济效益越好。而在氢能应用领域，则更加强调分布式应用。

薛克鑫：加氢站不仅是危化场所，而且是特种设备使用场所，涉及超高压特种设备，安全管理要求高，对经营场地、员工数量、员工素质都提出了更高的要求。加油站与加氢站的政府主管部门不同，申请的经营许可不同。加油站需要办理危险化学品经营许可证、成品油零售批准证书，而加氢站需要办理的是燃气经营许可证、气瓶充装证，是不同的两条路线。

高慧：氢能产业链主要包括氢气制取、储运、加注和应用环节。与油气业务相比，具有高相似度、同类客户、共用基础设施等特征。大型油气企业具备较好的相关产业和技术基础。

油气企业参与氢能产业链具备一定的产业基础。油气企业拥有成熟的制氢用氢、气液储运经验和危化品储运管理资质及完善的销售系统，同时具备一定的氢能消纳能力。在可再生能源发电制氢实现商业化前，技术成熟、成本低廉的化石燃料制氢可作为主流制氢方式来参与氢能产业链的上游环节。部分加油站具备发展油氢、气氢混合站的条件。此外，油气企业还拥有丰富的管道设计、建设、运营经验。

氢能发展怎么办

嘉宾
何广利 中国氢能联盟专家委员会委员，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院氢能技术开发部经理、高级工程师
郭焦峰 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员
张福东 能源战略学者
朱德权 清华工业开发研究院副院长、滨化集团股份有限公司董事长
薛克鑫 上海中油申能氢能科技有限公司副经理

对于石油石化企业而言，可将哪种技术 路径作为突破口推动氢能发展？

张福东：氢能产业处于早期市场开拓阶段，资源供给驱动市场发展，市场消费拉动基础设施建设。以氢为代表的新能源发展主要受技术制约。建立以管线为载体、以氢传导为核心的能源互联网，是实现油气与新能源整合的重要技术创新。石油企业可利用庞大的加油站网点，加快布局加氢站终端建设，抢占市场先机。例如，实行加氢站和加油站联建模式，或者加氢、加油、加气和充电共建模式，可大幅节约成本。

何广利：传统化石燃料制氢存在碳排放的问题，所以从长远来看，要大力发展可再生能源制氢，但目前成本较高。为推动氢能源绿色发展，有以下路径可选择：一是提高传统化石原料制氢的能效、降低消耗，从而降低生产单位质量氢气所产生的碳排放。二是耦合可再生能源及传统的制氢方式，探索二氧化碳的利用途径，逐步实现绿氢替代。三是大力发展可再生能源，降低可再生能源发电成本，同时积极探索发电侧、电网侧、制氢侧的不同结合模式，降低综合制氢成本。

朱德权：在氢能产业发展初期，以工业副产氢为主的蓝氢由于成本低会占主要份额，但从长远来看，绿氢是主流。为降低绿氢制造成本，需要加大以水电解技术为核心的绿氢制造成套设备的研究和投资力度，通过研究提高水电解效率，解决关键技术并通过规模化生产来降低装备成本，从而降低绿氢制造成本。

郭焦峰：目前氢的制取方式主要有三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是通过电能分解水的电解水制氢。前两种制氢方法的优点是能量转化、制氢效率较高，技术成熟、成本较低；缺点是碳排放量高，气体杂质多、需要提纯。第三种方法的优点是产氢的杂质少，碳排放量低；缺点是能耗较高，能量转化效率较低，目前成本总体较高。国内传统石油石化企业具有石油炼化、天然气产业的明显优势，在有较好资源和利用场景的地区，可考虑利用井口气制氢。

如何统筹推进加氢站建设、培育燃料电池 汽车市场及完善运氢环节？

何广利：氢能车辆和加氢站的互相依存关系，导致了两者互为依托。参照国内外经验，两者解耦的可参考路径有：一是鼓励大型能源企业或者联合体企业适当超前布局加氢站，从而避免车等站的情况出现。二是结合燃料电池汽车技术和产业特点，科学选择应用场景，从而尽量提高加氢站的利用率。三是鼓励和支持加氢站装备、技术和零部件国产化技术开发。四是推动政策进一步完善。针对车用氢能需求，在符合危险化学品管理大原则的基础上，对氢能的管理制定区别化的政策和法规。

郭焦锋：一方面要健全加氢站和运氢等环节的行业标准体系和技术规范。包括制定加氢站和储氢罐技术规范和标准，完善氢能燃料电池全产业链的技术和检测标准；制定严格的标准和完善的管理程序；细化氢气的制备、储运、加注相关技术标准；明确气态运输、储气瓶组检测标准，加氢站安全、技术验收标准，液氢民用标准等。另一方面，开展高压气态、深冷气态、低温液态及固态等多种形式储运技术示范应用，探索建设氢燃料运输管道，逐步降低氢燃料储运成本；充分利用现有场地和设施，建设油、气、氢、电综合供给服务站。

张福东：建议石油公司依托管网和终端优势，在现有加油、加气站的基础上，大力发展和完善油、气、氢、电综合加注业务。把加气、加氢、充电与加油业务整合在一起共同发展，将油公司的加注站打造成中碳、低碳与无碳能源综合站。安全、高效储（运）氢技术是氢能实用化的关键，管道掺氢和液体有机储氢技术是实现分布式向长距离大规模能源转型升级的重要环节。

朱德权：氢能除供应链外，有三个应用产业链：第一是交通应用链，第二是工业原料和碳捕集应用链，第三是分布式能源应用链。在国内，交通应用链将成为率先成长的主力，氢燃料电池首先在商用车上应用，尤其是中远程重卡。欧盟将会成为工业原料和碳捕集链应用场景发生的主要市场。这两个产业链的成长，会推动氢燃料电池成本和氢供应链成本下降，进而推动分布式能源发展。氢能产业发展初期重要的是运输。我认为，在储运方式方面，中距离是高压气态氢为主，中长距离液态氢是主流方向。从中远期看，管道输送是主流。

石油企业如何把握氢能发展机遇，实现自身的高质量发展？

郭焦锋：在上游制氢环节，因地制宜开展石油炼化副产氢生产及其提纯，利用油田土地资源优势，在有条件的地区推进可再生能源制氢。在中游储运环节，充分利用运输主干道的区域高速公路，发挥加油网络优势，统筹布局、逐步建设加氢站网络。在下游用氢环节，探索提供油、气、氢、电综合供给服务，注重推动工业园区、特色小镇构建氢能产业链。

张福东：石油企业应尽快将推进氢能产业转型发展融入实现碳达峰、碳中和的目标中来，加快推进氢能等清洁能源和碳捕获（CCUS）等脱碳技术创新及产业化发展。压缩空气储能技术是第二大储能技术，油公司应该利用储气库建设和运行技术及资源优势，同风能、太阳能发电技术结合，将可再生能源进行储存，也可将电能转化为氢能，实现对天然气资源的补充。

何广利：一是大力发展新能源，实现新能源与传统能源的耦合与融合，降低碳排放。二是利用传统油气开采、运输、利用的优势和经验，积极探索更高效的氢气生产、运输技术，并尝试氢气运输与传统油运输、气运输的结合及优化供应。三是加大对氢能技术开发的投入力度，推动氢能自主化技术进步并实现替代。四是积极探索各种形式的混建站技术和示范，开发具有针对性的安全技术，在有限空间内实现多种能源供给。

薛克鑫：石油企业可以延伸到氢燃料汽车生产的产业链中，充分发挥油田、建筑屋顶风能、太阳能等资源。着重考虑以下关键技术布局：一是低碳制氢和可再生能源制氢技术及相关装备的研发、制造。二是氢气固态、有机液态及低温液氢储运技术的引进与本土化装备生产。