中国石油规划总院发展战略研究所（新能源发展研究中心） 院振刚 朱新宇

 

国家发展改革委、国家能源局近期联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（简称《规划》）。《规划》明确了氢的能源属性，从中长期和大能源的角度，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，为我国氢能产业长远发展描绘了宏伟蓝图。《规划》是对我国氢能产业发展的顶层设计，将成为指导我国氢能产业健康可持续发展的纲领性、指导性文件。

 

明确了氢能三大战略定位。从《规划》中对氢能的三大定位来看，不仅明确了氢能的能源属性，更把氢能作为实现“双碳”目标的重要载体和推动高质量发展的战略性新兴产业。

 

明确了四项发展原则。一是把创新放在首位，并丰富了创新内涵，覆盖技术创新、产品创新、应用创新和商业模式创新。二是把安全作为发展的前提，加强对氢能全链条安全监管，坚守安全底线。三是平衡政府和市场的关系，市场是主导，企业是主体，政府积极有为。四是明确稳慎发展、示范引领，既积极引导，又避免过热过头，一哄而上，有利于氢能产业在政策引导和示范引领下有序有效发展。

 

明确了3个阶段的发展目标。《规划》分阶段提出了2025年、2030年、2035年的实现目标。大体而言，“十四五”是市场导入期，以科技攻关和示范应用为主。“十五五”为市场发展期，商业化条件逐步形成。“十六五”为市场成熟期，进入全面商业化阶段，氢能多元化应用生态逐步发展成熟。

 

明确了4个方面14项重要举措。《规划》部署了4个方面推动氢能产业高质量发展的重要举措。一是系统构建氢能产业创新体系。围绕以质子交换膜燃料电池技术为代表的燃料电池领域技术创新，氢能制、储、输、用全链条安全技术，特别是绿色低碳氢能制取和应用等方面加强关键核心技术研发、平台建设和人才培养。二是统筹全国氢能产业布局和氢能基础设施建设，初期以工业副产氢就地消纳和示范城市群建设，带动产业示范起步，逐步推动构建清洁化、低成本的多元制氢体系和高密度、低成本、多元化的氢能储运体系，以市场需求为导向推进加氢网络体系建设。三是有序推进氢能多元化应用，以交通领域为先行引领，逐步推动氢能在石化、冶金、水泥、电力和储能等领域的应用，探索形成商业化发展路径。四是牢固树立安全底线，建立健全氢能政策和制度保障体系，完善氢能产业标准，加强安全监管，保障氢能产业可持续发展。

 

《规划》突出强调创新引领。氢能产业的发展，首先要解决核心技术关键装备的自主可控和竞争力的有效提升问题。在制氢领域，我国目前以化石能源制氢为主。可再生能源制氢方面，碱性电解水制氢技术相对成熟，质子交换膜、光解水制氢技术等先进技术还有较大差距。在储运氢方面，70兆帕高压气态储氢、低温液态储氢和管道输氢、有机液体化合物储氢、金属储氢等适应大规模氢能应用的储运技术需要持续攻关。因此，《规划》把创新摆在了更加突出的位置，要求准确把握氢能产业创新发展方向，聚焦短板弱项，突破氢能制备、储存、输运、应用全链条关键核心技术攻关，推进核心零部件以及关键装备国产化。

 

《规划》反复强调安全为先。氢能作为一个新的能源品类，与现有的能量载体（汽油、煤油、柴油、天然气、电力、煤炭）相比，公众认识度低，对其安全的担忧一直存在。对氢能产业而言，自身具有较高的安全风险，加上现阶段我国产业相关主体在氢安全方面的专业能力和管控水平还存在很多不足，一定要把安全作为发展的基线、底线、生命线。否则，一旦发生重大事故，对整个行业将带来灾难性、颠覆性的影响。氢气在制取、储存、运输、应用等各环节对安全都有较高要求，需要加强技术攻关、材料研发、标准法规建设，通过技术提升和法规约束保障安全。因此，《规划》要求加强对氢能全链条安全监管，坚守安全底线，落实安全生产责任制，确保氢能利用安全可控。

 

《规划》重点强调稳慎发展。从大概念长周期而言，氢能的前景可期、前途光明。同时，未来也还有很多未知风险与不确定性。现阶段氢能发展还面临众多挑战，目前在技术产品、商业模式、政策制度、监督管理等方面还存在诸多问题，需要在发展中认识、实践、总结、提高。氢能的制、储、输、用各环节关键核心技术是否会有更大的突破，氢能成本能否在技术突破和产业规模的驱动下大幅降低，氢能的应用场景是否会实现多元化规模化发展，氢能在终端能源中的比重最终能占据多少，都需要在实践中去探索路径。因此，《规划》明确了稳慎应用、示范先行的原则，并在确定发展目标时坚持审慎务实的态度，三阶段三步走的安排体现了对节奏把控的高度重视。

 

《规划》特别强调氢能对绿色低碳的价值贡献。在战略定位中，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分和用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。在目标设定和规划部署中，强调可再生能源制氢的科技攻关，推动构建清洁化、低碳化的多元制氢体系，不断扩大氢能的绿色供应，推动在高耗能、高排放、难脱碳行业的应用，不断提升可再生能源制氢在终端能源消费中的比重。《规划》指出要探索培育“风光发电＋氢储能”一体化应用新模式，打通“电—氢—电”绿色电力闭环，探索推广绿氢在电力和储能领域的多元化应用。需要说明的是，《规划》在强调氢能远期绿色低碳方向的同时，也明确在近中期优先就近利用工业副产氢等低成本氢能，满足产业化初期的供氢需求。（院振刚为规划总院发展战略研究所所长，朱新宇为发展战略研究所博士）

 

 

中国石油石油化工研究院氢能研究所所长 赵秦峰

 

氢能是一种来源丰富、清洁低碳、应用广泛的二次能源，对减少二氧化碳等温室气体排放、实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（简称《规划》），对我国氢能产业高质量发展将产生深远影响。

 

在能源供给端，明确了氢能在未来能源体系中的重要地位。“双碳”背景下，建立清洁低碳、安全高效的新一代能源体系是新一轮能源革命的核心目标。我国新一代能源系统是以电力为中心，以电网为主干和平台，各种一次、二次能源的生产、传输、交易、使用、存储和转换装置及它们的信息、通信、控制和保护装置直接或间接连接的网络化物理系统。新型电力系统技术涵盖了包括氢能与燃料电池技术在内的先进可再生能源发电及综合利用、高比例可再生能源友好并网、新一代电网、新型储能、多能互补与供需互动等技术。

 

氢能具有清洁低碳的能源属性，其能量密度高，比电更容易大规模、长周期存储，且可实现电氢间的灵活转化，被定位为可再生能源规模化高效利用的重要载体，通过“风光氢储”一体化融合发展，为可再生能源规模化消纳提供了有效解决方案，可支撑新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设；通过燃料电池热电联供等氢能利用技术的开发使用，可实现氢能—电能—热能深度融合发展。

 

在能源消费端，充分发挥氢能清洁低碳的特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。交通领域占我国终端碳排放的15%左右，氢燃料电池汽车将取代部分柴油车在中重型和长途交通领域发挥深度脱碳作用，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式。

 

氢气是重要的工业原料。如采用可再生能源制绿氢，将在合成氨、甲醇、炼化等行业具有极大的清洁替代应用场景。以合成氨为例，2020年全国产量约5000万吨，传统工艺生产1吨氨排放二氧化碳近2吨，若全部实施绿氢合成氨每年可减排二氧化碳近1亿吨。因此，必须从氢气生产源头上加强管控，严格限制化石能源制氢、鼓励发展可再生能源制氢。

 

在产业端，《规划》将创新摆在氢能产业发展的核心位置，聚焦氢的制备、储存、输运、应用全链条，突破关键核心技术，提升装备自主可控能力，促进产业链创新链深入融合发展。在氢气制备技术方面，质子交换膜（PEM）电解水制氢技术具有启停响应快、负荷调节范围宽的优势，适合可再生能源发电的不连续性和波动性，将进入快速发展阶段。而我国PEM电解水制氢技术成本高、寿命缺乏系统验证。“十四五”期间，将集中攻关高效低成本MW级PEM电解水制氢系统，通过开展规模化的可再生能源制氢示范，实现技术的迭代进步。

 

在氢气储运技术方面，我国将集中攻关突破50兆帕气态运输用氢气瓶技术，通过将国内20兆帕运输标准提高到欧美国家常见的50兆帕，单车次氢气运输量预计提高3倍，成本有望下降一半。另外，开展氢气长距离管输、低温液氢、固态储运等技术研究示范，构建多元化氢能储运体系。

 

随着氢燃料电池汽车产业的发展，35兆帕储氢瓶已逐渐不能满足车辆对储氢量的需求，70兆帕氢气储运、加注成为国内燃料电池汽车产业发展必须突破的环节。在氢气加注关键技术方面，“十四五”期间我国将集中攻关研制低预冷能耗、满足国际加氢协议的70兆帕加氢机和高可靠性、低能耗的90兆帕压缩机等关键装备，建成加氢站示范工程。

 

在燃料电池技术方面，我国开展了高性能、长寿命质子交换膜燃料电池（PEMFC）电堆重载集成、结构设计、精密制造关键技术研究，突破固体氧化物燃料电池（SOFC）系统集成优化设计技术及运行特性与负荷响应规律，开展百千瓦级及以上多场景下燃料电池固定式发电及分布式供能示范应用。

 

在氢安全防控及氢气品质保障技术方面，还需要开展临氢环境下临氢材料和零部件氢泄漏检测及危险性试验研究，研发氢气燃烧事故防控与应急处置技术装备；开展工业副产氢纯化关键技术研究。

 

依托龙头企业整合行业创新资源，在化工、材料、电控、机械、热工等多学科人才队伍的紧密配合下，通过上述氢能核心技术、关键材料、装备的集中突破，打造产业转型升级的新增长点，为我国经济注入新动能。

 

“风光氢储”一体化模式下的电—氢业务协同发展，是能源企业氢能产业发展的理性选择。“风光发电+绿氢制备+交通/工业领域替代”构成了“风光氢储”一体化模式的核心单元，可再生能源电解水制绿氢不仅可规模化消纳不稳定性、时空不均匀性的风光电力，支撑新型电力系统建设，同时也能为炼化企业的主力用氢场景（油品加氢、合成氨、甲醇）提供绿氢，并以绿氢为基础重塑炼化业务传统产品链、服务链和价值链，逐步推动炼化企业在氢能生产端和应用端的技术进步，助力实现“双碳”目标。

 

 

记者 楚海虹

 

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（简称《规划》）首次明确氢的能源属性，并提出部署建设一批加氢站、到2025年燃料电池车辆保有量约5万辆等目标。氢能产业顶层设计到位，产业化大幕就此拉开。

 

《规划》出台后，石油企业将面临什么机遇和挑战，氢能“制、储、输、用”全链条产业将迎来什么利好？

 

 

根据氢能生产来源和生产过程中的排放情况，氢能分为灰氢、蓝氢、绿氢。氢气的来源将逐步从灰氢（化石能源制氢）和蓝氢（工业副产氢气）向绿氢（可再生能源制氢）转变。

 

《规划》要求，要结合资源禀赋特点和产业布局，因地制宜选择制氢技术路线。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范，逐步扩大示范规模，探索季节性储能和电网调峰。构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。

 

由于氢能与传统的石油产业链关系十分密切，近年来石油企业积极推进氢能技术研发和推广。2021年11月13日，中国石油等参与的张家口200/800兆瓦时氢储能发电工程初步设计通过评审，标志着我国氢能在大规模储能调峰应用场景迈出实质性一步。该项目预计2023年完全投运，是目前全球最大的氢储能发电项目。

 

中石油（上海）新材料研究院院长杨卫胜认为，部分炼化企业可利用原料优势、用氢的技术积累、人才优势及靠近市场优势，积极参与氢能发展，利用炼化装置副产氢气建设氢气提纯装置生产蓝氢，满足氢燃料电池车的市场需求。同时，部分炼化企业可以利用当地良好的光热资源，发展光伏发电、绿电制氢，替代现有以煤或石油焦等化石能源为原料的制氢路线，绿氢直供炼油和化工装置，开创绿氢炼化新发展途径，对炼化企业实现二氧化碳减排具有重大意义。

 

佛山环境与能源研究院院长赵吉诗表示，长期来看，绿氢是方向，而蓝氢主要体现的是资源综合利用，不鼓励走化石能源制氢路线；对于副产氢发达的地区，可因地制宜地发展氢能应用。

 

 

2021年2月7日，中国石油在河北张家口建成冬奥会首座投用加氢站——太子城加氢站，日均加注能力为1000公斤，承担冬奥核心区交通车辆氢能保供重任。8月15日，中国石油又在北京投运福田加氢站，为冬奥会氢燃料电池客车和氢燃料电池卡车保供。气源来自华北石化建成投用的500标准立方米/小时副产氢提纯装置。这条产业链为中国石油广泛布局加氢站，建设油、气、电、氢混建站等奠定坚实的基础、积累了大量的经验、培养了优秀人才。

 

2021年10月16日，中国石油在上海首座加氢站鸿音路加氢站正式投运。12月31日，又在临港新片区投运首座油氢合建站平霄路油氢合建站。到“十四五”末，中国石油将在临港新片区形成“油品为主、氢能为辅、快速换（充）电为补充”的多能服务格局。

 

今年3月3日，中国石油在四川建成投运首座加氢站——成都古城加油加氢站。据悉，四川销售公司到2023年争取在郫都区建成固定式加氢综合站5座以上，2035年将布局固定式加氢综合站10座以上。

 

加氢站如何实现盈利？上海中油申能氢能科技有限公司副总经理薛克鑫认为，加氢站建设一定要做好前期规划，一是要有利于实现土地集约化、服务多元化；二是确保氢气资源保障及价格的稳定性；三是建设要充分结合客户端的应用场景，统筹车辆用能需求确定合理的建设规模；四是优化设备设施投资及运营成本。为确保氢能源项目投资收益达标，上海销售公司特别优化项目选址，主推油氢合建站，通过加氢站业务撬动加油站项目，在探索氢能终端服务商业化路径的同时扩大成品油零售网络，从而发挥自身成品油优势。目前，还同时启动了古棕路油氢合建站、主城区停保场油氢合建站、正茂路油氢合建站、丽正路油氢合建站4座站点。这4座站点均将在2024年年底前投入运营。

 

中国石油油品销售企业介入氢能业务领域，无疑将在积累加氢站技术、管理、运营模式和市场开发经验方面探索实践，为随后全面加强氢能业务积累宝贵经验。

 

 

氢能技术链条长、难点多，现有技术经济性还不能满足实用需求，需要从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等主要环节创新突破，重点突破关键技术。

 

《规划》明确提出，要围绕氢能高质量发展重大需求，准确把握氢能产业创新发展方向，聚焦短板弱项，适度超前部署一批氢能项目，持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新。

 

杨卫胜提出，在储能和氢站建设方面，建议石油企业加快氢能从生产、储存、运输到应用全链条的安全技术研究，制定完善的氢能安全管理制度和标准，确保氢能产业高质量发展。同时，要加强与政府部门沟通，推动政府在自贸区、产业园区或者物流园区开展氢燃料电池车试点，利用现有的加油站改造成为油氢联合站，无须征地，节约建设成本。

 

面对新的发展机遇，2021年11月15日，中国石油管道局自主完成了氢能源输送管道工程实践案例研究，发布了“大口径高压力大流量氢气长输管道工程建造的实践研究”。这是国内首个基于氢气长距离输送管道工程建造的实践案例研究成果，为下一步优化技术路线、制定标准规范、指导氢气管道大规模建设提供了有益参考与技术支撑。

 

相信在“十四五”，中国石油企业将通过聚焦关键核心技术、聚焦创新支撑平台、聚焦专业人才队伍、聚焦国际合作机遇，继续在供应潜力大、产业基础实、市场空间足、商业化实践经验多的地区，稳步开展试点示范，不断提升氢能产业及其他新能源产业的竞争力和创新力。