氢能发展趋势分析及对石化企业的建议

赵聪颖

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

近年来，氢能在世界能源转型中的地位日益凸显。氢能的利用被视作与化石燃料清洁低碳利用、可再生能源规模化利用相并行的一种可持续能源利用路径[1]。根据制取路径的不同，氢能一般分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”。以化石能源为原料，通过蒸汽甲烷重整（SMR）或自热重整（ATR）等方法制造的氢气成本较低，但碳强度较高，被称为“灰氢”。“蓝氢”是由化石能源生产，通过使用碳捕集等技术，降低全生命周期的碳排放。在合成气或燃料气中的残余碳被捕集并用于后续使用或存储，以减少温室气体排放。“蓝氢”作为一种减少碳排放切实可行的方式，在能源转型中占有重要地位。“绿氢”是由可再生能源产生，如可再生电力或者碳中性的能源。另外还有“青氢”和“粉氢”之说，“青氢”是指熔融的金属与天然气热解，得到氢气和副产物固体碳，由于副产物碳以固体形式存在，不需要额外的碳捕集装置，因此被认为介于“蓝氢”和“绿氢”之间，目前还处于研发阶段；“粉氢”是指利用核能发电再电解水得到的氢气。

1 全球氢能发展现状

近年来，随着全球气候变暖和对能源安全方面的考量，以及氢能全产业链技术的不断进步，氢能产业在全球范围内升温，美国、日本、欧盟等国家及地区相继制定了氢能发展战略。

1.1 美国

作为全球第一大经济体的美国，十分重视氢能产业的发展，在持续推动氢能技术研发和产业推广的同时，一直加强在全球氢能领域的影响力。

1970年石油危机后，美国便提出了“氢经济”概念，开始布局氢能技术研究，资助与氢能相关的研究项目。1974年组织召开了第一次国际氢能会议，并于同年底，成立迄今为止历史最悠久的国际氢能组织——国际氢能协会（IAHE）。2001年起，美国便形成了较完整的推进氢能发展的国家政策、法律和科研计划体系，确定氢能为国家战略，引导能源体系向氢能经济过渡。2002年，美国能源部（DOE）发布《国家氢能发展路线图》，标志着美国氢能产业从构想进入行动阶段。2004年DOE发布《氢立场计划》，明确氢能产业发展要经过研发示范、市场转化、基础建设和市场扩张、完成向氢能社会转化等4个阶段[1]。2005年，美国两院通过了能源政策法案，要求汽车制造企业在2015年实现氢燃料电池汽车的市场化。2012年，联邦政府预算63亿美元用于氢能、燃料电池等清洁能源的研发，并对美国境内氢能基础设施实行30%～50%的税收抵免。2019年，宣布为29个项目提供约4 000万美元资金[2]，并在同年发布的《美国氢能经济路线图》中，还格外强调了氢能作为可再生能源在多个领域的适用性。

目前，美国已经建立起以国家实验室为主，大学和企业研究院所为辅的科研体系。自2006年以来，其支持的各类项目燃料电池成本降低一半、耐用性翻倍、所需铂金属量也显著减少。美国在氢能全产业链中的代表性企业有提供氢能基础设施解决方案的Air Products、以叉车燃料电池为主的Plug Power、固定式燃料电池为主的FuelCell Energy、Bloom Energy等大型燃料电池生产企业，以GE为代表的主机厂等。

截至2019年底，美国加氢站数量达到71个，燃料电池乘用车保有量约8 000辆，燃料电池大巴42辆，燃料电池叉车超过29 000辆。而根据路线图规划，2025年，美国燃料电池汽车运营数目将达到20万辆，叉车达到12.5万辆，建设加氢站1 180座，氢气需求达到1 300万吨。2030年，燃料电池汽车达到530万辆，加氢站7 100座，氢气需求达到1 700万吨。2050年，氢气需求达到6 300万吨，产值7 500亿美元。实现氢能大规模应用。

此外，美国的液氢产业十分发达，产能居于全球首位，有15座以上的液氢工厂，产能达326吨/天以上，占世界液氢产能的65%以上。

1.2 日本

日本在全球氢能产业发展中表现突出，国家政策导向明确，氢能产业已成体系[3]。近年来日本陆续提出明确的氢能战略和发展路线图。2013年，推出《日本再复兴战略》，提升氢能源发展为国策。2014年，在第四期《能源基本计划》中，将氢能源定位为与电力和热能并列的二次核心能源，并提出建设“氢能社会”的愿景。同年，对外公布的《氢能/燃料电池战略发展路线图》中，详细描述了氢能源研发推广的三大阶段以及每个阶段的战略目标。2017年，发布了《氢能源基本战略》（见表1），为全球首例，提出了2050年愿景和2030年行动计划，在氢能供应和氢能利用方面提出了详细的目标。

表1 2017年日本氢能发展战略目标[4-5]

综上，近年来日本氢能发展战略、产业政策的重点在于强调降低产业链各环节成本，而且初步形成了相对完整的氢能产业链体系[3]。氢气制取方面主要采用化石能源（天然气、LPG）制氢和工业富产氢，供应链战略重点是建立基于海外氢气供给、可再生能源制氢以及区域氢气供给三大供应体系。储运方面除高压储运外，重点开发液化氢、液体有机化合物储运和氨储运。在氢能利用领域，重点开发燃料电池乘用车和燃料电池热电联供系统[3]，其中，最具代表性企业有丰田、本田以及Ene–farm。

在参与制定《全球氢能和燃料电池技术规范》和《联合国氢能和燃料电池汽车规范》的同时，日本形成了国内完善的标准法规体系[3]。

1.3 欧盟

为了更好地应对能源和气候变化的挑战，欧盟把氢能和燃料电池技术作为能源转型的战略技术。2002年，欧盟发布了《氢能和燃料电池—我们未来的前景》，制定了欧洲向氢经济过渡的近期（2000–2010年）、中期（2010–2020年）和长期（2020–2050年）三个主要研发目标和示范路线图。

2016年，欧盟发布《可再生能源指令》，将氢能作为能源系统的重要组成部分。2019年，燃料电池和氢能联合组织发布《欧洲氢能路线图—欧洲能源转型的可持续发展路径》，预计到2030年氢能可占最终能源需求的6%，创造1 300亿欧元的市场，加氢站数量超过750座；2050年可占最终能源需求的24%，创造8 200亿欧元的市场。预计2050年实现4 500万辆燃料电池乘用车、650万辆轻型商用车、25万辆燃料电池公交车、170万辆燃料电池卡车、5 500辆燃料电池列车的保有量，加氢站达15 000座以上。

2020年7月发布了《欧盟能源系统整合战略》，明确了将“绿氢”作为未来发展的重点，同时指出在中短期内，仍需要“蓝氢”以推动氢能市场的发展和成熟。与此同时，德国和法国表示将提供160亿欧元用以氢能技术的研究和推广。而实际上，氢能经济的开启预计需要4 300亿欧元，仍有较大缺口。在政策方面，尚缺乏欧盟级的可行氢能管控框架。这都将制约欧洲氢能技术的发展。

面对氢能行业发展存在的诸多挑战，在2020年7月，500家企业组成了欧洲氢能联盟，提出一系列的战略以及在欧洲具有可操作性的管理框架。主要目标是开启欧洲氢能产业，实现欧洲气候目标。除了将2024年的6 GW“绿氢”产能在2030年扩充至2×40 GW外，还希望CO2减排能力由2024年的900万吨/年提高至9 000万吨/年，将在2024年投资50亿～90亿欧元的基础上，至2030年每年投资260亿～440亿欧元用于可再生氢气电解槽的投资。

截至2019年底，根据H2stations的数据，欧洲有177个加氢站，其中德国87座，法国26座。

除了在车用能源领域的应用，欧盟还积极在金属冶炼、可再生发电储能、天然气管道掺氢等领域进行尝试。

1.4 中国

在国家及各级地方政府的政策推动下，中国氢能产业热度持续攀升。2006年，将氢能与燃料电池列入《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006–2020年）》发展计划。2014年，在国务院印发的《能源发展战略行动计划（2014–2020年）》中，将“氢能与燃料电池”列为20个重点创新方向之一。2016年5月，在国务院印发的《国家创新驱动发展战略纲要》中，提出“开发氢能、燃料电池等新一代能源技术”。2016年，国务院发布了《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》，在“专栏14新能源汽车动力电池提升工程”中，提出“推动车载储氢系统以及氢制备、储运和加注技术发展，推进加氢站建设，到2020年，实现燃料电池汽车批量生产和规模化示范应用”。2019年，“推动充电、加氢等设施建设”首次写入《政府工作报告》。2020年，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》公开征求意见，提出将氢能纳入能源定义。

2014年11月，财政部、科技部等印发了《关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知》，首次提出对符合国家技术标准且日加氢能力不少于200 kg的新建加氢站补贴400万元。2019年3月，又提出将对新能源汽车的补贴向支持加氢和充电基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面过渡。2020年4月，提出将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，中央财政将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励，争取通过4年左右时间建立氢能和燃料电池汽车产业链。

各地地方政府结合当地实际情况，密集出台了氢能产业发展的专项政策和规划，对地区氢能产业的发展提出了近中远期目标，但从产业结构布局上，均存在规划求大求全、技术布局同质化、未能做到因地制宜等问题，在一定程度上引发了氢能产业的局部过热。

截至2020年底，中国燃料电池汽车保有量7 352辆，建成加氢站128座，投入运营101座。

2 氢能发展趋势分析

氢能全产业链包括制取、储存、运输及利用4个环节。不同技术路线会在不同的时间节点推动乃至引领氢能产业链发展。零碳排放制氢、高效低成本安全储运、氢燃料电池高效率低成本技术是关键。

2.1 “蓝氢”是目前最经济可行的技术途径

2.1.1 从减少温室气体排放角度分析

氢气生产过程中产生的CO2来自于烃类。“灰氢”装置的进料是烃类原料、燃料、软化水/锅炉用水，产生氢气产品和高压蒸汽，大多数工厂都进行废热利用，能源以氢气、蒸汽、电力等多种方式出厂，全生命周期每千克“灰氢”产生8～12 kg CO2。

“蓝氢”装置的进料是在烃类、燃料、软化水/锅炉用水的基础上，加入具有低碳低成本的优势原料、炼厂废气和CO2，产生氢气、高压蒸汽、超高压蒸汽、中压蒸汽、低压蒸汽、电力、高纯度CO、氢气和CO2混合气、还原气/合成气、CO2。在这个过程中几乎全部CO2被捕集，全生命周期只产生非常少的CO2排放，每千克氢气直接和间接产生不到1 kg的CO2。

对于“绿氢”，基于电力来源不同，每千克“绿氢”产生的CO2变化幅度很大，全生命周期为0.5～30.0 kg CO2。

因此，在碳捕集、利用及封存技术（CCUS）可行的前提下，“蓝氢”是目前最经济可行的技术途径。因为基准线不固定，目前尚无法得出具体的减排比例。

2.1.2 从平均成本角度分析

“灰氢”制取技术每生产1 kg氢气，排放8～10 kg CO2，成本为1.5～2 €/kg，天然气制氢搭配CCUS，与“灰氢”相比，可减少约85%的CO2排放，与碳捕集相关的额外成本为50～70 €/t CO2，使用可再生能源制氢，无碳排放，成本为3.5～5 €/kg。

只要有使用或储存CO2的选项，使用CCS进行蒸汽转化是目前最具竞争力的选择；关于电解制氢，到2025年，在任何电价情景下，电解产生的可再生氢都几乎没有利益，随着技术发展以及在电网中引入更多的可再生能源，预计到2030年左右，电解产生的可再生氢的将会有利润收益。

2.2 关键核心技术加快突破

目前能源公司大多采用天然气制氢＋CCS作为向“绿氢”过渡阶段的主要制氢技术，其制氢成本为1.2 €/kg H2（天然气价格为0.12 €/m3），碳捕集率为98%～99%，CO2运输和捕集的成本0.3～0.5 €/kg H2。突破CCUS技术，实现大规模应用是降低成本的关键。

氢气长距离输送时，管道输送最具竞争力，随着氢能产业发展，大宗氢气跨境贸易的发展潜力巨大[7]。

氢燃料电池催化剂以Pt/C催化剂为主，目前铂用量保持在0.3～0.5 g/kW的水平，降低铂用量并寻求廉价替代催化剂是扩大氢燃料电池使用空间的关键。

3 对石化产业发展氢能的建议

面对环保、能源安全的压力，石化企业正在实施能源转型的变革，利足自身优势进军氢能产业。但目前中国氢能产业发展面临着国家层面缺乏总体统筹和顶层设计，在液态储氢等核心技术、高端材料、装备制造方面存在“卡脖子”风险，氢能管理体系尚未建立，行业标准、技术路线需要进一步研究探索，当前“绿氢”制取成本高，经济性利用较为困难。对石化产业发展氢能的建议如下：

1）不忘环保初心，在CCS技术不成熟的情况下，建议不开展大规模化石能源制氢，可进行小规模一体化示范[8]。

2）加氢站建设成本高，氢气在交通领域的规模化应用取决于氢燃料电池技术的突破以及氢燃料电池汽车辅助系统中空压机、控制器等成本的降低。因此，建议石化企业根据自身优势，谨慎布局加氢站建设，并根据国家政策争取补贴。

3）为尽国企之社会责任，建议石化大企业立足自身优势，联合大学等研究机构、氢产业链上其他企业共同开展研究，加快氢能产业关键核心技术突破，降低产业链成本，为中国氢能产业高质量发展提供科技支撑。

4 结语

未来能源的总体发展方向是从传统化石燃料转向可持续能源结构，能源转型是一个漫长而艰辛的过程。氢能作为清洁的二次能源，全产业链成本高，制取、储运、应用领域许多关键核心技术有待突破。石化企业可根据自身优势，与研究机构及其他行业联合开展氢能研究，加快氢能全产业链核心技术突破，绿色、安全、高效、低成本实现能源转型。