氫能事業的發展與前景展望

柏鎖柱 趙剛（中國石油國際勘探開發有限公司）

能源利用從薪材到煤炭，再到油氣，不斷向更高效、更便捷和更清潔化方向發展。二十一世紀數字化、大數據和人工智能技術的廣泛應用正不斷縮短能源替代周期，加速能源消費變革，能源利用趨于多元化。

近些年，氫能扮演能源角色逐漸嶄露頭角，在全球和中國發展速度日新月異，作為終極清潔能源，其發展對中國乃至世界實現雙碳目標具有重要意義。

1 世界氫能發展概況

歐洲、日本、澳洲、加拿大等發達國家都頒布了各自的氫能戰略[1]，因各國或地區資源稟賦不同，其氫能布局的方向明顯不同。德國于2020年6月10日公布了《國家氫能戰略》，定位發展氫能消費市場；日本于2017年12月26日公布了《基本氫能戰略》，2019年3月發布了新版《氫能與燃料電池電池路線圖》，定位發展氫能消費市場和獲取氫能資源；澳大利亞于2019年11月22日公布了《澳大利亞氫能戰略》，定位向亞洲市場出口氫能；加拿大與2020年12月17日公布了《加拿大氫能戰略》，定位發展供氫能力。可見，化石資源稟賦較好的澳洲、加拿大，自身定位偏重于氫能上游產業，而日本、德國等資源稟賦差的國家地區更注重氫能下游市場的開發。

氫資源是發展氫能事業的資源基礎。利用可再生能源生產氫氣（綠氫）現階段成本高。據相關數據，如不考慮碳成本，天然氣重整制氫（藍氫）成本約2~3美元/kg，綠氫成本6~9美元/kg，綠氫成本遠高于藍氫[2]。核能制氫（核氫）成本略高于藍氫。伴隨技術進步以及碳交易入市和碳稅開征（后兩者文中統稱為“碳成本”），藍氫、綠氫成本差距逐漸縮小，核氫基本沒有碳成本，綠氫顯然是碳成本最大收益者，而核氫是潛在受益者。

相關專家認為，2020—2025年全球以藍氫和工業副產氫（灰氫）為主，2035—2050年以綠氫為主，藍、灰氫為輔[3]。如果2030年全球平均碳稅達到40美元/t，綠氫成本才可與藍氫+碳封存和捕集技術（CCUS）競爭[4]。目前全球大約94%氫來自于化石能源，其中，由天然氣、石油和煤炭制氫的比例分別為54%、31%和9%，綠氫占比不超過6%。藍氫、灰氫是現階段氫氣主要工業化來源。

2 中國氫能發展概況

中國氫氣主要來自于天然氣或煤制氫、工業副產氫等，絕大多數是藍氫和灰氫。綠氫項目現階段處于示范階段。2018年，中國生產氫氣約2000×104t。99%以上為灰氫和藍氫。氫氣消費結構中合成氨、甲醇、石油煉化占99%以上，用于燃料電池的能源氫消費不足0.1%[5]。

隨著中國氫能及燃料電池汽車產業不斷發展，中國氫能政策導向及產業定位逐漸明朗。2019年10月召開的國家能源委員會會議指出，探索先進儲能、氫能等商業化路徑。根據《新能源汽車產業發展規劃（2021—2035年）》，到2035年我國燃料電池商用車將實現規模化應用。2020年，國家能源局發布關于《中華人民共和國能源法》首次將“氫能”納入能源范疇，而此前氫能一直被定性為“危險品”。中國大部分省份均已發布氫能規劃，2020年9月21日，國家財政部、發改委等五部門聯合發布《關于氫能燃料電池示范應用推廣的通知》后，以獎勵替代補貼的形勢支持燃料電池汽車的推廣和示范。

近幾年中國氫能及燃料電池汽車產業發展顯著。能源公司和汽車制造企業都開始試水氫能交通能源和物流市場。2021年2月上旬，中石油在張家口合資建設一座加氫站投產。截至2020年底，中國已建成130多座加氫站，初步形成京津冀、長三角、珠三角、山東半島及中部地區等產業集群和示范應用。

3 氫氣生產技術路線及儲運方式

3.1 工業化制氫

氫氣獲取主要途徑是化石原料制氫，主要討論天然氣制氫（藍氫）以及工業副產氫。煤氣化制氫不在討論范圍。

天然氣制氫分為蒸汽重整技術、部分氧化技術。其中蒸汽重整技術采用的是甲烷和水蒸氣發生重整反應生成合成氣后再通過變壓吸附裝置進行工業提純的生產過程。國內天然氣蒸汽重整制氫技術成熟。部分氧化技術是通過甲烷和氧氣高溫下發生氧化反應生產合成氣的工藝過程。為克服重整反應強吸熱導致生產過程需要外供大量的熱量，提出重整技術與部分氧化技術進行耦合制氫技術，包括聯合自熱轉化技術和自熱重整工藝技術。此外，還有天然氣化學鏈制氫，目前尚不成熟。蒸汽重整制氫方式成熟度高，被工業廣泛應用[6]。

工業副產氫是石油化工、煤化工、焦炭等行業所產氫氣經過深冷分離、變壓吸附或膜分離手段提純的氫氣。據相關數據[7]，工業副產氫目前成本約在2元/m3。我國每年工業副產氫總量雖然有千萬噸，但面臨著實際富余氫氣越來越少，例如煉油裝置面臨油品升級對加氫要求越來越高，其重整氫都被用來加氫，氯堿行業副產氫60%以上氫氣被配套的鹽酸、聚氯乙烯、雙氧水消耗等。如考慮碳成本，其成本將增加。

3.2 潛在制氫競爭技術路線

以核能為主的熱化學制氫技術在經濟、環境和效率上都具有大規模制氫的潛力，將來有可能逐漸取代藍氫成為工業制氫的主流技術[8]。核能既能為大規模電解水提供電力，又提供高溫熱源，核氫就是將核反應堆與采用先進制氫工藝的制氫廠耦合，進行大規模氫氣生產。核氫主要方法包括高溫電解水、熱化學分裂解水碘硫循環、熱化學裂解水溴鈣循環和甲烷直接裂解。

近些年來，隨著光伏發電成本不斷降低，其制氫競爭力也在不斷提升。然而，生產太陽能電池過程產生大量的酸性廢氣及各種廢水，光伏板使用過程中產生光污染、熱污染都需要有效防治[9]，如果考慮治理成本，光伏發電制氫的成本競爭力將有所削弱，其綠色環保性值得商榷。風能發電的成本也逐年下降，但風能項目只能布局在風力資源豐富的地區及海上，其布局受制于地域，風車會對所在地區大氣環流造成影響，對當地局部氣候造成改變，風力發電的環境友好性受到質疑。

更重要的是太陽光和風力都無法保證24h連續供應，風光發電生產的電力只有通過電力儲能裝置才能實現24h為電解水制氫連續供應能源。相較于藍氫、核氫，風光發電制氫受制于不連續供應的自然資源因素制約，使其發展和布局更需考慮地域性因素，這導致氫氣運輸至消費市場的成本因素是無法忽視的。綜上，風光發電目前只能作為補充能源使用。

總而言之，綠氫需要不斷提高制氫效率和降低氫氣單位成本，能否大規模商業化應用取決于技術進步和碳成本政策導向。

3.3 氫儲運

3.3.1 氫儲運方式

氫儲存和運輸，簡稱“氫儲運”，方式有帶壓儲運（氣氫）、液氫儲運（液氫）等物理方式和有機液體氫儲運（化學氫）等化學方式。

3.3.2 長距離氫儲運

1）液化氫方式。盡管將溫度冷卻至-240℃后將氫氣液化的單次氫運輸效率很高，然而，氫氣液化溫度遠低于液化天然氣的-160℃，技術難度大、能耗高、裝備要求高、投資大，對液氫儲罐的絕熱性能要求更高。因此，通過液化氫實現長距離跨境運輸比液化天然氣更困難[10]。也許隨著未來發展和市場的需求出現，液化氫技術問題會解決。

2）化學氫方式。化學氫方式是借助有機液體儲氫，利用不飽和液體有機物催化加氫和脫氫的可逆反應，通過加氫反應實現氫儲存，高溫下脫氫反應實現氫釋放，由于其富氫有機載體常溫常壓下為液態，易于處理，應該會成為未來氫長距離運輸重要商業化候選技術。

盡管目前有機液體儲氫存在諸如脫氫反應溫度高、能量大，脫氫過程常伴有副反應，氫氣純度不夠，脫氫催化劑成本高、壽命短等問題，但其優勢也非常明顯，現有液體運輸船或罐車經過改造后方可使用，儲運壓力低，安全性高，儲氫量大，儲氫成本低，液體運輸遠比高壓氣體或低溫液體運輸更易操作和計量，加氫和脫氫設施屬于化工反應和分離設備，加氫和脫氫過程屬于常見化工過程，各類操作經驗和研究人才從化工行業容易獲得。

3）管道方式。氫氣管輸的一種方式是利用現有天然氣管網，將氫氣和天然氣摻混運輸，由于每個天然氣管道項目的標準、材質、工藝設備不完全相同，為防止氫脆，每個項目允許的最高摻氫比例不同，只能評估才能考慮能否摻氫。

第二種方式是選用合適材質建設全新氫氣管線運輸純氫，這樣不用擔心氫脆。現今使用的檢驗方法足以控制氫氣的運輸風險與天然氣的運輸風險等級在同一水平。干線輸氫和中國西電東送、西氣東送類似，和未來的西氫東送都屬于國家戰略能源運輸，在未來會支撐起中國能源的骨干體系。氫氣配送管道建設成本較低，但氫氣長輸管道建設難度大、成本高，目前氫氣長輸管道的造價約63萬美元/km。管道運輸對運輸規模非常敏感，是現有的化工氫主要運輸方式，輸氫量在5×104m3/h以上，有比較好的經濟性。歐洲大約有1500km的低壓氫氣管道，美國現有的氫氣管道超過1400km。世界最長的氫氣管道位于法國和比利時之間，長約400km。可見，氫氣干線管道運輸成本有待下降以提高競爭力。

3.3.3 短途氫儲運

短途氫儲運主要解決的是國外進口到岸氫以及國內自產氫的儲運問題。目前，技術相對成熟、運行相對可靠的是采用高壓長管拖車將氫氣配送至加氫站，與加氫設施連接后，為車輛加注。

4 中國氫能供應市場未來發展前景

中國碳市場交易系統已經基本建設完成，相關的規則制度也已經完備，2021年6月底之前全國碳排放權交易要上線啟動已基本確定。

4.1 能源央企將作為引領者，構建中國能源生產和消費革命新局面

4.1.1 碳成本加速構建能源產消新局面

國家借助碳成本，控制能源公司CCUS項目投資以及可再生新能源發展節奏。碳成本越高，傳統能源被新能源替代速率越快，CCUS項目上馬速度越快。碳成本有可能為央企創造廉價甚至是1元收購體制外煉廠股權歷史機遇，體制內、外煉化企業人財物資源加速融合，促進能源下游混改提速。

4.1.2 區域性布局藍氫產業

2030年之前仍處于碳達峰階段，傳統能源企業配套CCUS處于起步發展階段。2030年后，受到碳中和目標制約，CCUS項目將顯著提速。通過在產業集群內布局藍氫項目，實現產氫+儲運+售氫的區域性產業鏈條布局。除了向產業集群內布局外，在天然氣產區或油田伴生氣富集區布局藍氫項目并配套二氧化碳驅油項目，發揮項目間協同效應。

4.1.3 重視工業副產氫作為能源來利用

能源企業煉化行業將更加注重產氫和用氫。為多產氫和順應油轉化發展趨勢，可借助增加石腦油外采量或降低中國出口周邊國家汽油量來補充國內重整石腦油短缺，提高重整裝置負荷，擴建重整裝置加工能力，增加天然氣采購量，制氫裝置能力擴建等一系列手段來實現。另外，中國東部地區丙烷脫氫項目等副產氫石化類項目也將進一步提速，在生產更多化工料同時提供更多工業副產氫資源。

4.2 氫儲運商業化應用突破

氫儲運技術（海運、鐵路、公路陸運）成功商業化應用案例出現。最有可能首先應用的應該是化學氫方式。有機液體氫儲運能耗、選擇性持續得到改善，將導致市場對芳烴需求量增加，國內煉廠加大國際輕烴及石腦油的采購量或降低汽油出口，增加氫氣供應及芳烴類有機物載體供應。不排除跨境液氫運輸和長距離管輸案例出現，主要還是看市場對氫的需求強烈程度。

4.3 產業集群爭奪氫資源，能源央企可能加速布局氫能產業

京津冀、長三角、珠三角、山東半島及中部地區等產業集群之間對氫氣資源的未來爭奪加劇。取決于碳成本高低，隨著2021年6月底之前全國碳排放權交易上線，碳市場開始實質測試，能源央企布局加氫基礎設施的速度可能會提速，新能源汽車制造企業推出氫能汽車的速度可能會加快，氫能汽車保有率目標可能會提前實現。

5 結束語

雙碳目標將加速能源向多元化方向發展，化石以外的能源比例上升是必然的。除電能外，氫能也是傳統能源公司實現雙碳目標的重要途徑之一，是國家加強能源治理的重要途徑，是能源央企不得不面對的一項重要發展課題。

在可控核聚變實現連續商業化運行前，氫能事業將為中國發揮后發優勢、實踐新型工業化道路、實現技術跨越式發展，實現數字化轉型提供難得的歷史機遇。