中国氢能产业步入快速发展机遇期石化企业可大有作为

程一步，王晓明，李杨楠，孟宪玲

（中国石油化工集团公司经济技术研究院，北京 100029）

氢能作为理想的清洁高效的二次能源，能与现在所有的能源系统匹配和兼容、资源丰富、清洁减碳，其利用前景越来越被人们看好。

1 发展氢能符合中国能源结构转型要求

我国发展氢能产业可以改善能源结构，提高能源效率，促进可再生能源利用，有利于实现绿色发展目标和提高能源安全，形成新产业。国内预测2050年氢能将承担10%的能源需求，产值达12万亿元。

1.1 有利于实现我国能源转型

目前我国能源体系各分系统相对独立，存在结构性矛盾，整体效率不高，主要原因在于缺乏联系各分系统的关键技术。通过制氢和氢储能实施可再生能源大规模的转换，可加大可再生能源利用力度，助力我国由化石能源过渡到可再生能源的能源利用变革。随着电气化和能源互联网发展加快，氢能与电力协同互补，共同成为我国终端能源消费体系的主体，将有力促进我国改善能源结构和能源转型升级，使我国终端能源系统多能互补性更强，整体更加灵活、可靠、高效。

1.2 有利于实现绿色发展目标

我国政府在《巴黎协定》中承诺CO2排放2030年达到峰值并争取尽早达峰，单位GDP CO2排放比2005年下降60%～65%等目标。氢能的使用在碳排放方面具有无可比拟的优势，结合氢源的“绿色”制备，可实现“低碳生产，零碳使用”。按2030年、2050年我国用氢量3 500万吨、6 000万吨测算可减排CO2约4.1、7.1亿吨，约占我国目前CO2排放的4.4%、7.5%，有利于我国实现承诺的绿色发展目标。

1.3 有利于提高我国能源安全

2018年我国石油对外依存度已达到了69.8%，石油消费比重增加与自给能力不足之间的矛盾日益加剧，已成为我国可持续发展的瓶颈。在交通、分布式发电和备用电源等具有广阔应用前景的领域推广使用氢能，有利于降低石油的对外依存度。如2050年氢能将承担10%的终端能源需求，仅交通领域就可替代油品消费量约9 000万吨。我国氢能交通利用油品替代预测见图1。

图1 我国氢能交通利用油品替代预测

2 国外氢能产业发展情况及对我国的启示

目前全球用氢量约1.15亿吨，其中约61%用于炼油和生产化肥等，39%用于生产甲醇和其他化学品以及燃料等。预计2050年氢能将承担全球18%的能源需求，氢能产业将创造3 000万个工作岗位，减少60亿吨CO2排放，创造2.5万亿美元的市场价值。日本、美国、欧洲等主要工业国家均将氢能列入国家能源发展战略，氢能产业的发展已初具规模，但发展重点有所不同。

2.1 日本政府大力推进氢能全产业链发展，致力实现“氢能社会”

为解决过度依赖进口化石能源、核电重启困难以及国内可再生能源禀赋一般等问题，日本政府高度重视氢能产业的发展。日本经济产业省（METI）2019年提出了《氢能与燃料电池战略路线图》，其目标是：第一阶段创造需求，到2025年加速推广和普及氢能交通、民用市场；第二阶段解决供应问题，到2030年实现氢燃料发电和通过扩大氢能进口解决大规模供给；到2040年，建立起零碳排放的供氢体系，使氢加入传统的“电、热”系统构建全新的二次能源结构。日本氢能发展战略目标见表1。截至2018年底，日本建有加氢站113座，氢燃料车2 839辆，家用氢燃料电池22万台。

表1 日本氢能发展战略目标

2.2 美国重点开展燃料电池研究和布局加氢站建设

2014年美国颁布的《全面能源战略》确定了氢能在交通转型中的引领作用，并规划2030—2040年将全面实现氢能源经济。美国能源部2019年提出了《国家氢能发展路线图》。目前美国氢能重点发展领域一是开展燃料电池系统研发，各级政府均提供大量资金资助科研机构进行氢能和燃料电池关键零部件研发工作。二是布局建设加氢站，如美国加州每年计划拨款2 000万美元用于加氢站建设，直到加州至少有100座加氢站；到2025年建立200座加氢站。美国氢能发展战略目标见表2。截至2018年底，美国建有加氢站42座，氢燃料车5 899辆。

表2 美国氢能发展战略目标

2.3 德国重视氢能交通工具的开发和氢能与可再生能源的协同发展

德国是欧洲氢能发展较快的国家，已在通信基站、加氢站、燃料电池车、氢能列车、氢源建设等方面有所应用。德国联邦交通和数字基础设施部等正在编制《国家氢能发展战略》，预计2019年底完成，目标是将氢能与大力发展可再生能源战略相结合，大力推进低碳转型发展。其重点发展领域一是开发零排放氢能交通工具，如清洁巴士、氢能列车等（德国铁路电气化程度较低，约59%的火车未实现电气化，德国政府试图使用燃料电池火车来解决环境和电气化程度低的问题）；二是投资可再生能源绿色制氢工艺及设施建设。2019年上半年部分德国企业在德国发起了GET H2倡议，目标是利用氢能促进能源转型。合作企业计划在德国埃姆斯兰地区建立氢能基础设施，将该地区的能源、工业、运输和供热部门联系起来，建造105兆瓦的电制氢（Power to Gas）设施，利用风能生产“绿色氢气”，并利用现有基础设施运输、储存及应用氢气。截至2018年底，德国建有加氢站60座，氢燃料车500辆。

2.4 韩国氢能发展目标是氢能产业与传统制造业结合促进经济增长

韩国政府发展氢能的目标是通过发展氢经济减少对石油进口的依赖，同时将氢技术与汽车、航运和石油化工等传统制造业联系起来，为钢铁生产、石油化工和机械工程等传统行业带来新的投资和就业机会，形成新的经济增长点。韩国政府2019年初发布《氢能发展路线图2040》，计划到2040年，氢气供应量达到526万吨，累计生产氢燃料电池汽车620万辆（含出口330万辆），建设1 200座加氢站。韩国氢能经济发展路线见表3。截至2018年底，韩国建有加氢站14座，氢燃料车300辆。

表3 韩国氢能经济发展路线

2.5 对我国发展氢能产业的启示

各国氢能产业发展虽然各有侧重，但仍呈现出一些共同特点，对我国发展氢能产业具有一定的启示。

2.5.1 完善顶层设计，健全行业管理体系

为支持氢能发展，各国将氢能和燃料电池行业规划与国家能源战略的总体规划接轨，均设置了氢能源管理机构。如日本经济产业省（METI）制定《氢能与燃料电池战略路线图》，设置专门机构负责氢能项目的设计、招标和验收等工作。美国能源部制定《国家氢能发展路线图》，德国联邦交通和数字基础设施部制定《国家氢能发展战略》，韩国产业通商资源部制定《氢能经济发展路线图》等。

2.5.2 注重标准和科技研发投入

各国均强化氢能技术体系的标准规划建设，通过创建科学安全的加氢站建设、车载运氢罐等技术标准及监测体系，促进燃料电池汽车的商业化发展。如日本制氢装置、加氢站的设计遵从《高压气体安全法》，燃料电池电动汽车采用ISO标准；美国国家标准学会（ANSI）已发布氢能技术现行相关国家标准18项；德国标准化学会（DIN）已发布氢能技术现行相关标准14项；韩国制定氢能安全管理专门法令，按照国际标准制定及修订加氢站安全标准等。政府部门和企业为产业发展提供有力的资金，支持主要企业研发自己的核心技术。各国政府对氢燃料电池的研发预算见图2。

图2 各国政府对氢燃料电池的研发预算（IEA）

2.5.3 政府资金支持，基础设施先行

氢能产业尚处在导入期，各国为鼓励氢燃料汽车推广应用，大都实施了政府补贴，对购车、生产厂商和加氢站建设提供资金支持。德国氢能计划前100座加氢站无论车辆实际销售数量如何都进行建设，资金来自国家创新计划氢和燃料电池技术以及欧洲燃料电池和氢联合承诺委员会。各国政府支持政策及车站比见表4。

表4 各国政府支持政策及车站比

3 国内氢能产业发展情况

2018年我国用氢量约2 500万吨，主要用于炼油、合成氨和生产甲醇等。燃料电池汽车约3 000辆，以公交车、货车等商用车为主。氢能产业链相关企业超过3 000家，产业产值超过3 000亿元。

3.1 产业政策

3.1.1 氢能产业已提升到我国能源发展战略高度

2014年国务院印发的《能源发展战略行动计划（2014－2020）》中，氢能与燃料电池技术创新列为15项重点任务之一，氢能产业首次被提升到国家能源发展战略高度。2019年政府工作报告首次加入了氢能源相关内容，确定了我国发展氢能源产业的基调。

3.1.2 引导氢能产业发展的政策体系日趋完善

2019年以来我国密集发布了多个氢能产业相关政策，参见表5。

氢燃料电池汽车补贴拟按时退出。2019年我国氢能产业政策最重要的一个风向变化就是政府希望发挥市场作用，避免企业患上“政策依赖症”。2019年10月财政部表示国家将按照既定政策完成氢燃料电池汽车补贴退出，转而通过加强新能源汽车免限行、免摇号、通行权便利等非财税政策引导。燃料电池汽车国家补贴政策见表6。

表5 2019年我国发布的部分氢能产业相关政策

续表

表6 燃料电池汽车国家补贴政策

补贴向基础设施建设等供给端倾斜。2018年前我国氢燃料电池汽车产业政策主要集中在需求端和基础科研攻关。2019年以来政策向基础设施建设、关键零部件制造和配套运营服务等供给端倾斜。

3.1.3 多省市出台了扶持氢燃料电池产业的相关政策

目前已有30多个城市提出氢能和燃料电池产业发展规划，并部署相关研发项目支持产业发展，除大部分新能源汽车试点城市对燃料汽车实施补贴外，广东、上海、江苏、浙江、重庆、安徽、河北、山东等地已对加氢站进行补贴。根据规划统计，未来10年内氢燃料电池汽车规划推广数量已超过40万辆，加氢站建设规划已超过1 000座。部分地区加氢站补贴政策见表7，氢燃料车补贴政策见表8。

表7 部分地区加氢站补贴政策

续表

表8 部分地区氢燃料车补贴政策

3.2 产业特点

3.2.1 产业投入逐年增加，处于基础建设阶段

2018年氢燃料电池产业相关投资及规划资金超过850亿元，2019上半年氢能行业的投资项目将近70起，单个项目最大投资额度达到100亿级别，氢能产业总金额超过1 000亿，2019年上半年的名义投资总额已经超过2018年全年投资额。

从项目类型看，投资规模依次为产业园区投资、公司直投、产业基金及联营合营。大规模的产业园区投资说明氢能产业仍处于基础建设阶段，各地政府在出台产业支持政策的同时也大力推动氢能产业园区建设以充分发挥产业集群优势。2019年上半年项目投资类型分布见图3。

图3 2019年上半年氢能产业项目投资类型分布

3.2.2 制氢原料以煤为主

2018年国内氢气年产量约2 500万吨。目前煤炭是制氢的主要原料，成本较低的工业副产氢是当前供应主体。2018年我国氢气生产结构见图4。

图4 2018年我国氢气生产结构

3.2.3 氢能应用领域较少，但增速较快

2018年我国氢气消费量约2 500万吨，主要是作为工业原料用于石油炼制、合成氨、甲醇等生产领域，其他工业领域包括钢铁、玻璃、电子、航空等用量较少。氢燃料电池汽车行业在我国刚起步，2018年保有量3 441辆，氢燃料电池汽车用氢量仅1万吨左右。2018年我国氢气消费结构见图5。

虽然氢能新领域消费量目前较小，但增速较快。在国家和地方一系列政策的支持下，我国燃料电池产业化程度快速提升，初步形成了从燃料电池电堆、燃料电池系统到燃料电池整车设计集成的自主研发体系能力和小批量生产制造能力。2018年国内燃料电池汽车销售1 527辆，同比增长20%；国内已布局燃料电池示范电站；已将氢燃料电池逐步投放到通信网络的应急电源领域。我国燃料电池汽车保有量增长情况见图6。

图6 我国燃料电池汽车保有量增长情况

2019年质子交换膜燃料电池电堆产业链国产化程度达到50%，系统关键零部件国产化程度达到70%左右。但燃料电池整体技术水平与国际先进水平存在一定差距。国内外燃料电池系统部分技术指标对比见表9。

表9 国内外燃料电池系统部分技术指标对比

3.2.4 储运环节成本较高，加氢站数量少，盈利难

目前我国加氢站基本采用高压气态储氢，储量有限，国外已有30%加氢站储存液氢；国内车载储氢瓶压力主要采用35 MPa，国外多为70 MPa。国内氢气运输基本采用20 MPa长管拖车，运量小，运输半径有限，成本较高，国外采用45 MPa长管拖车以及液氢槽车。国内氢气管线主要为点对点的工业用户，距离较短。

由于我国将氢气作为危化品管理，各地管理体系不清晰，且受站址用地等因素影响，加氢站建设较为滞后，截至2018年底，国内已建成加氢站31座（含已拆除4座），且加氢站建设费用高、利用率低、补贴政策不到位，目前盈利较为困难。我国加氢站增长情况见图7。

3.2.5 氢能标准法规、管理制度尚需完善

氢气作为能源管理的体系尚待建立，标准法规尚需完善。如目前政策法规不允许储氢瓶使用非金属内胆，车载氢瓶还要拆卸后检测等；加氢站建设运营管理制度体系缺位，加氢站建设运营等行政审批程序不畅通等。

3.3 产业前景

预计2030年国内燃料电池车、加氢站将有较大幅度增加。研究预测2025年前，国内氢燃料汽车和加氢站数量不会有较大增加；2030年后，随着可再生能源制氢、氢燃料电池系统成本大幅度下降，碳减排压力加大，氢燃料电池汽车（主要是物流车、公交车和重卡）、加氢站在部分地区将会有较大增幅，详见表10及图8。

图7 我国加氢站增长情况

表10 我国氢能产业发展预测

图8 我国燃料电池车、加氢站增长预测

4 氢能产业快速发展给石化行业带来的机遇和挑战

4.1 石化行业发展氢能的机遇

4.1.1 石化企业分布广、制氢经验丰富，氢源竞争力较强

目前绝大部分省市均布局有石化企业，石化企业制氢手段丰富，产氢量较大，可以为未来氢能利用提供氢源。石化行业的氢源具有较强的竞争力。石化企业以煤制氢和天然气制氢以及副产氢为主，增加提纯装置后，氢气价格仍具备一定的竞争优势。各类制氢方式的制氢成本见图9。

图9 各类制氢方式的制氢成本

4.1.2 加油站数量众多，布局加氢站优势突出

2018年我国已有超过10万座加油站，在现有加油站基础上，增设储氢、加氢设施，建设油/氢合建站，可节约20%～30%投资，并可依托现有强大的油品物流配送体系，建立氢能物流体系等。

4.1.3 具有研发和工程力量优势

石化行业拥有数量众多、科研实力雄厚的研究单位和工程设计、建设单位，在制氢、氢储运、储能技术、材料研发和工程设计建设方面具有优势。石化企业可依托这些力量，在传统制氢和提纯技术改进、可再生能源制氢技术开发、催化剂、膜、储能材料、氢能安全设施等氢能应用领域开展工作。

4.1.4 氢能产业链发展尚处在起步期

目前国内氢能的商业化运作起步不久，尚未形成完整的产业链，还存在氢能基础设施布局不足，氢能利用的经济性亟待提高，在氢气制取、储运、利用等各个环节都存在市场空间，为石化企业介入氢能产业链提供了良好机会。

4.2 石化行业发展氢能产业面临的挑战

4.2.1 部分领域缺乏核心及前沿技术

石化企业介入氢燃料电池和加氢站业务较晚，不具备先发优势，对于氢能产业链中大部分领域的某些核心及前沿技术尚不掌握，如燃料电池技术、可再生能源制氢技术等。

4.2.2 产业链发展不均衡带来的市场风险

目前氢能产业处于导入期，产业发展尚不完善，需要依靠国家和地方的政策补贴，现阶段经济性较差。氢能全产业链流程较长，上中下游发展不均衡，且上中下游的发展进程相互影响，以传统油气业务为主的石化企业缺乏相关商业化运作经验，存在一定的市场风险。

5 石化企业在氢能产业大有作为

5.1 制氢

近期，石化企业可利用现有分布各地的千万吨级供氢能力供应我国新增氢能需求（10万～20万吨/年），促进示范项目建设。远期，由于用氢量较大，石化企业可探索利用可再生能源制氢和化石能源制氢＋CCUS，支持我国氢能产业商业化发展运行。

5.2 储运加注

近期，石化企业可发挥现有加油站等储运设施作用，建设油/氢合建示范站。远期，石化企业可依托强大的油品物流配送体系如天然气管网等，建立氢能物流体系等。

5.3 科技研发

石化企业可利用现有科研单位和工程设计、建设力量，在传统制氢和提纯技术改进、碳捕集和储存利用技术（CCUS）、可再生能源制氢技术开发、催化剂、膜、储能材料、氢能安全设施、标准制定等氢能应用领域开展工作。

6 结论

氢能正成为能源体系的重要组成部分，发展氢能产业有助于我国优化能源结构，应对气候变化，维护能源安全，产业前景可期。目前，在氢能产业政策支持下，氢能产业链日趋完善，商业化运作逐步成熟，随着氢能技术的进步，竞争力提高，我国将进入氢能经济快速发展阶段，石化企业大有可为。