中国石化积极布局绿氢业务，助力绿氢产业快速发展

 

人类社会生产利用氢气的历史已有数百年之久，近年来，在应对气候变化的行动中，绿氢因清洁低碳而备受推崇，有望取代化石能源制氢，成为氢能产业主流发展方向。

 

随着经济发展和技术革新，绿氢的应用场景逐渐从工业领域向交通、发电、建筑等部门拓展，绿氢产业的内涵因而不断扩充，以电解水制氢为核心，向上游与可再生能源发电、设备制造等行业密切相关，向下游延伸出氢气储存、运输、加注等工艺环节。

 

从全球范围着眼，绿氢产业增速亮眼但仍慢于预期。尽管在每年9000多万吨的氢气生产利用规模中，绿氢占比仅有0.1%，但与灰氢和蓝氢相比，绿氢的增长速度最快，2021年的电解槽装机规模较2020年增长了70%，亚洲和欧洲成为最主要的绿氢增量市场。IEA（国际能源署）预测，在净零情景下，到2030年，全球绿氢规模将达到8400万吨，远高于已宣布的绿氢项目产能；到2050年将增至3.2亿吨，在氢气消费总量中的占比将突破60%。

 

聚焦国内，绿氢产业在2022年迎来有序发展的“分水岭”。3月，国家出台了《氢能产业发展中长期规划（2021——2035）》，明确提出重点发展可再生能源制氢；截至2022年底，共有24个省（自治区、直辖市）颁布了氢能产业发展专项规划或指导意见，绿氢示范应用在化工、钢铁、交通、储能、发电等领域多点开花，2025年可再生能源制氢目标合计超过100万吨。这意味着我国绿氢产业结束了野蛮生长的阶段，获得了越来越清晰的目标路径和越来越完善的保障机制。

 

中国石化在打造世界领先洁净能源化工公司的愿景下，提出建设中国第一氢能公司的目标，坚持绿氢发展方向，在助力绿氢产业快速发展的同时，服务自身生产过程低碳化、提供产品清洁化。

 

例如，正在加紧施工的中国石化库车绿氢示范项目，是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，投产后年产绿氢可达两万吨，替代原有的天然气制氢，年可减排二氧化碳48.5万吨。

 

又如，中国石化加快推进内蒙古鄂尔多斯、乌兰察布、包头等一批绿氢炼化重大项目，并计划建设一条400千米长、年吞吐量10万吨的绿氢管道，连接京蒙两地，促进京津冀地区绿氢应用与低碳发展。

 

缺乏经济性是当前制约我国绿氢产业发展的核心症结

 

尽管得到政策扶持和央企参与，但我国绿氢产业的发展进度依然不及预期，一个重要制约因素便是欠缺经济性。当前，我国绿氢应用的经济性远远逊色化石能源。例如，用作工业原料时，绿氢的基准平准化成本在30元/千克左右，是灰氢的两倍以上，如果对灰氢追加碳排放成本，那么需要碳价涨到500元/吨才能显现绿氢的竞争力；用作交通能源时，包括制氢、储运、加氢等环节在内的绿氢供应总成本在60元/千克以上，使得汽车用氢的成本是燃油的两倍左右，倘若再计入购车成本，绿氢交通的竞争力还会进一步削弱；用作清洁燃料时，如果不考虑设备重置和用能效率问题，绿氢成本是同热值煤炭的7倍多，即使煤价涨到2000元/吨，绿氢也依然不具备竞争力。

 

由于绿氢成本偏高，应用场景难以培育，使得市场需求迟迟无法打开，影响了绿氢项目的融资、建设和经营，这种影响进一步向科研领域传导，会迟滞技术和装备国产化进程，不利于降低绿氢成本、提升竞争力，这又更加固化了社会各界“望氢生畏”的不利局面。

 

制氢环节是影响绿氢产业经济性的基础，降低制氢成本是规模化、市场化发展绿氢产业的前提。碱性电解水和质子交换膜电解水是目前更为成熟的两种绿氢制取技术，基准平准化成本分别为26元/千克和38元/千克，痛点集中体现在电费畸高和设备昂贵两个方面。

 

其中，电费畸高一是由于电解槽的转化效率有限，制取1千克绿氢的耗电量在50千瓦时以上，二是由于绿电价格较高，除“三北”（东北、华北、西北）地区的新能源基地外，全国大部分地区的度电成本都在0.3元以上；设备昂贵主要表现为质子交换膜制氢的设备价格偏高，因为电解槽所需的质子交换膜大量依赖进口，且催化剂也离不开铂、铱等贵金属。

 

展望未来，预计绿氢产业将迎来一段10年左右的“快速降本期”，碱性电解水制氢成本将主要由规模效应和商业模式优化驱动，质子交换膜电解水制氢成本将主要由技术进步驱动，与此同时，煤制氢和天然气制氢的成本将在碳价的推动下小幅上涨。预计2035年前后，我国绿氢和灰氢将在17元/千克左右的成本区间展开竞争，到2040年，绿氢经济性有望全面超越灰氢，到2060年，绿氢的基准平准化成本将降为10元/千克左右。

 

储存和运输是绿氢应用必不可少的环节，若不重视储运基础设施建设和效率提升，或将成为制约绿氢产业发展的一个卡脖子环节。在绿氢远距离、规模化运输场景下，通过管道运输气态氢气和通过罐车运输低温液态氢气是相对更具经济性的两种方式。当距离为500千米时，氢气管道运输成本约为6元/千克，痛点在于管道建设对市场规模和投资金额的要求极高，不过，通过科学合理的规划建设，若能将氢气管道运力提升1倍，则可以将运输成本降低50%以上；液氢罐车运输成本约为12元/千克，痛点在于氢气液化环节能耗过高，如果将氢气液化电耗控制在8千瓦时/千克以内，能使运输成本下降约40%。

 

在绿氢短距离、灵活性运输场景下，通过长管拖车运输高压气态氢气最为常见，当距离为100千米时，运输成本约为8元/千克，痛点在于气瓶工作压力受政策限制不能高于20兆帕，使得运输效率仅有1wt%（氢气重量只占长管拖车+氢气总重量的1%），若能将气瓶工作压力升至50兆帕，就可使运输成本降低一半左右。

 

加氢环节是对交通氢气终端零售价格影响最大的一个环节。尽管目前看来，绿氢极少用于交通部门，但是绿氢的杂质更少、纯度更高，比灰氢更适用于燃料电池，待绿氢成本竞争力提升，必将广泛用于氢能交通场景。

 

现阶段，即使有投资奖励、加氢补贴等优惠政策的加持，我国加氢站生命周期平准化的加氢成本仍在25——30元/千克，主要原因是氢能交通市场规模有限，使得加氢站的设备利用率整体偏低。

 

如果一个加氢站每天只能服务两三车次，那么加氢成本将高至70元/千克；如果一个加氢站可以满负荷运行，那么加氢成本将低至7元/千克。由此可见，加氢成本对设备利用率的变动极为敏感。

 

预计2030年前后，我国氢能交通产业将进入规模化发展阶段，加氢业务经济性也会随之改善；到2040年，加氢环节成本将降为15元/千克左右，氢燃料电池汽车的能耗成本将全面优于燃油车，并能与电动车竞争；到2060年，加氢成本有望降至10元/千克以内。

 

综上所述，在技术进步和规模效应共同作用下，在企业持续投入和政策大力扶持的共同加持下，我国绿氢炼化产业链的经济性拐点有望在2035年前后出现，绿氢交通产业链的经济性拐点有望在2040年前后出现，助力绿氢产业迈上规模化、市场化发展轨道。

 

孕育绿氢社会、迎接碳中和的未来，需要社会各界通力协作

 

在碳中和目标下，我国绿氢产业的发展轨迹可以在经济性技术上划分为导入期、成长期、成熟期和再发展期四个阶段。

 

在当前的导入期，绿氢成本较高，建议将绿氢定位于满足附加值较高的工业原料增量需求，与灰氢区别对待，产业发展的重点是技术攻关、示范项目和基础设施建设。

 

在成长期，绿氢市场竞争力提升，能够广泛替代用作工业原料的灰氢，产业发展的重点在于建立规模化、规范化的供应体系。

 

到成熟期，绿氢经济性全面超越灰氢，成为主流的氢气来源，应用场景从工业、交通拓展到发电部门，产业发展的重点转变为优化氢电耦合的技术路径和商业模式。

 

之所以说绿氢产业在成熟之后不衰退，而是迎来再发展新阶段，是因为绿氢将成为一种平价的清洁能源，深度参与工业、建筑等部门的碳中和过程，产业边界会再次拓展。

 

尽管前景蓝图十分广阔，但是未来5——10年很是紧要，绿氢产业若要克服导入期的重重挑战，顺利进入高质量发展轨道，真正担当起服务经济社会绿色低碳转型的重任，亟须生产者、消费者和监管者三方通力协作。

 

一是以科技研发为先导，以产业制造为基石，协同推进绿氢领域技术攻关和供应链建设。一方面，建议加强企业间、跨行业的交流合作，开展灵活多样的联合研发、协同攻关、试验示范等活动，加快关键技术和核心装备的国产化进程，并大力探索绿氢的多元应用可能性。另一方面，建议增强研发中心与制造中心之间的紧密联系，加快实现绿氢产业链自主可控，建立健全绿氢供应链标准体系，增强我国绿氢产业高质量发展的韧性，为碳达峰碳中和行动提供坚强支撑。

 

二是以点带线、以线成面，通过绿氢基础设施建设梯次营造绿氢应用场景。在绿氢产业发展初期，不同应用场景难以齐头并进，基础设施建设也不宜过度超前、贪大求全。建议首先聚焦少数优质区位，因地制宜地培育绿氢应用小生态，例如在“三北”地区的新能源基地示范发展绿氢炼化，又如在经济发达的东部地区率先发展氢能交通，在此过程中兴建制氢、储运、加氢等基础设施，革新国产化技术与设备，总结和推广绿氢业务管理经验，从而逐步连接四通八达的氢走廊，开拓广阔的绿氢应用大市场。

 

三是倡导政策层面给予绿氢更多针对性扶持，为产业发展注入更强内生动力。绿氢在节能降碳方面具有显著的外部性价值，发展绿氢是与“双碳”政策目标高度契合的。但现阶段，市场机制还不能充分补偿外部性，绿氢发展需要政策这双“有形的手”扶一段、送一程。在制氢环节，如果对可再生能源制氢企业实施用电优惠、税费减免等政策，就能够降低绿氢生产成本，增强整条产业链的竞争力。在加氢环节，如果基于氢源认证体系进行差异化的加氢补贴，就能促进绿氢的应用，进而带动整条产业链提速发展。