图1 几种储运技术成本与运输距离关系图
图2 液氨与LOHC终端氢气转化成本图
目前氢气主要是自产自用，如在靠近炼油厂、化肥厂等用氢地方生产氢气。未来以可再生能源为基础的氢能产业将依赖于大规模的氢能储运技术，因为制氢项目不一定在使用地点，解决氢储运的问题将会变得更加重要，氢气的高效输送和储存难度较大，低成本、高密度、安全的储运技术将是助推氢能产业化的关键。
油气行业拥有成熟的能源安全管理经验、完善的网络站点体系，拥有资源规划、炼化生产、油气储运及零售终端建设、运维等多方面的技术基础与整合能力，可以利用已有的经验和基础设施等优势，快速进入并规模化发展氢能储运产业。在长距离运输方面，可以利用已有管道运输及维护经验，进行不同比例的掺氢输送示范与评估，并随着氢气需求量的增加着手建设纯氢管道；陆地中短距离方面，利用已有的CNG、LNG储运经验，根据具体的距离、经济性、氢气纯度等需求来决定不同的储运方式，如液氢、液氨、有机化合物储氢载体、固态储氢、高压气态氢等；在沿海城市可以考虑利用液氨、液氢、液态有机化合物储氢等方式进行国际船运。
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3 氢能应用
氢能的开发利用是更快实现碳中和目标、保障国家能源安全、实现低碳转型的重要途径之一。氢能目前主要应用在能源、钢铁冶金、石油化工等领域，随着顶层政策设计和氢能产业技术的快速发展，氢能的应用领域将呈现多元化拓展，在储能、燃料、化工、钢铁冶金等领域应用必将越来越广泛。
3.1 氢储能
我国可再生能源资源丰富，应大力开发风能、太阳能光伏发电，实现可再生能源到氢能的转化。但风电和光伏发电的间歇性和随机性，影响了其并网供电的连续性和稳定性，同时也削弱了电力系统的调峰力度。随着氢能技术及产业链的发展和完善，氢储能系统的加入可以提高可再生能源发电的安全性和稳定性。利用风电和光伏发电制取绿氢，不仅可以有效利用弃风、弃光，而且还可以降低制氢成本；既提高了电网灵活性，又促进了可再生能源消纳。此外，氢能亦可作为能源互联网的枢纽，将可再生能源与电网、气网、热网、交通网连为一体，加速能源转型进程。
3.2 氢燃料
氢能可以作为终端能源应用于电力行业，通过氢燃料电池（FC）将化学能转化成电能，或者通过燃气轮机将化学能转化为动能。氢燃料电池具有能量密度高、能量转化效率高、零碳排放等优点，主要包括质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）两大类。
3.2.1 质子交换膜燃料电池
PEMFC主要由膜电极、双极板、电解质和外部电路等组成，具有工作温度低、启动快、功率范围宽、稳定性强等优势，在汽车动力电源领域发展迅速。作为燃料电池和电解槽的关键组件，质子交换膜需要具备质子传导电阻小、电流密度大、机械强度高等特点，其决定了PEMFC的效率和品质。目前，商业化应用最广泛的是美国杜邦公司的Nafion系列膜以及Ballard公司的BAM型膜等。此类膜的局限性在于其易发生化学降解，温度升高使质子传导性能变差，成本也较高。
针对此问题，我国东岳集团有限公司、科润新材料股份有限公司等经过10余年研发攻关，不仅提高了膜材料的性能，还实现了国产质子交换膜的工业化生产，降低了成本。此外，在政策方面，我国高度重视PEMFC技术的研发，《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》要求，到2030年实现额定输出功率达50～100 kW、系统比功率大于等于300Wh/kg、电堆比功率达到3000 W/L以上，PEMFC分布式发电系统使用寿命超过1万h；同时通过建立分布式发电产业化平台，实现千瓦至百千瓦级PEMFC系统在分布式电站等领域的应用。
PEMFC用途广泛且多元化。日本和韩国拥有相对成熟的氢燃料电池汽车技术，已应用于乘用车、商业车、叉车、列车等。例如，丰田在2020年底发布了第二代Mirai氢能燃料汽车，通过增加氢负载将续航里程提高了30%。东日本铁路公司发布了以氢燃料电池和蓄电池为混合动力的试验列车“云雀”，加氢一次即可行驶140 km。国内以捷氢科技、新源动力、潍柴动力为主的大型电堆供应商在自主研发方面也取得了较大进展。2021年，捷氢科技自主研发的大功率氢燃料电池额定功率达到了117 kW，同时系统及电堆一级零部件实现了100%国产化。潍柴动力发布了新一代120 kW、寿命超3万 h的燃料电池发动机，助力行业零碳发展。2022年北京冬奥会期间，张家口赛区投运的氢燃料电池汽车达710辆，其中，氢燃料电池公交车续航里程可达406 km。
3.2.2 固体氧化物燃料电池
SOFC是全固态发电装置，由阳极、阴极、电解质、密封材料以及连结材料等组成。其中，电解质决定了SOFC的工作温度和功率，是SOFC的核心部件。虽受限于600～1 000 ℃的高工作温度和低启动速度，SOFC因其燃料选择范围广、能量转化效率高、无需催化剂等优点拥有广阔的发展前景。当前，欧美日等发达国家和地区SOFC技术成熟，处于商业化推广前期。其中美国和日本分别发展了百千瓦级大型固定式电站和千瓦级家用热电联供系统，均实现了大规模的商业化运行。其中的领军企业包括美国Bloom Energy公司（常压平板式）以及日本三菱重工（加压管式）等。较之于国外，国内SOFC发展差距较大，还处于实验室研究与样机研制阶段，尚未形成商业化的SOFC系统，企业参与度不够，并且SOFC的产业链不完整，所需核心产品均属于定制产品，暂无专业厂家可以提供核心零部件。
SOFC适用于大型商用分布式、固定式发电和热电联产等领域。例如，将SOFC作为通信基站的备用电源甚至是主电源，可以满足5G基站的高能耗并解决环境和噪音污染等问题。2022年2月，为了给离网基站提供持续电力保障，由福大紫金开发的3 kW级氨—氢燃料电池发电站实现成功发电并稳定运行，为氢燃料电池在大规模通信基站备用电源领域的推广奠定了基础。
3.2.3 氢燃气轮机
燃气轮机是将燃料的化学能转化为动能的内燃式动力机械，是发电和船舰领域的核心装备。较之于燃煤发电机组，燃气轮机具有发电效率高、污染物排放量低、建造周期短、占地面积小、耗水量少和运行调节灵活等优点[83]。目前，燃气轮机电站发电量约占全球总发电量的23.1%。燃气轮机的常用燃料是天然气，会造成大量的碳排放且其中的杂质易积聚，甚至对机器造成腐蚀，致使能量转化效率和使用寿命降低。而氢气的火焰传播速度约为天然气的9倍，15min左右便可以将负荷从零拉升至全满[85]，用氢气替代天然气，除了可以提高热值和降低碳排放量外，还可以使燃气轮机具有更高的负荷调节能力。
目前，多个电力巨头已经开展了氢能燃气轮机的相关研究工作。如通用电气（GE）的首台混合氢燃气轮机已落地广东，混氢比例为10%的燃气轮机将提供1.34 GW的电力。此外，GE还将建造美国第一座燃氢发电厂，争取10年内实现100%燃氢。日本三菱重工已经成功研制30%混氢比例的燃气轮机，西门子能源在德国开展了100%氢能燃气轮机原型机的试验，日本和欧盟EU Turbines已经承诺在2030年前推出100%燃氢重型燃气轮机。然而，目前市场上还没有可以处理纯氢燃料的、长期可运行的燃气轮机。大力发展氢能燃气轮机，需要解决燃氢过程中产生的回火和温度过高等问题。在这方面我国与国外差距较大，需要加强政策扶持力度、深化科研攻关，尽早为氢能燃气轮机国产化进程铺平道路。
3.3 氢化工原料
目前全球约55%的氢需求用于氨合成，25%用于炼油厂加氢生产，10%用于甲醇生产，10%用于其他行业。随着我国科技、工业水平的不断发展，在石油炼制等石化领域将会越来越多地用到加氢技术。
3.3.1 石油化工加氢
加氢技术是生产清洁油品、提高产品品质的主要手段，是炼油化工一体化的核心。石油化工中用到的加氢技术主要包括重油加氢裂化生产芳烃及乙烯、渣油加氢脱硫生产超低硫燃料、劣质催化柴油及汽油加氢转化生产高辛烷值汽油、C3馏分加氢脱丙炔与丙二烯、重质芳烃加氢脱烷基、苯加氢制环己烷等。加氢技术目前仍然存在着投资和操作成本高、能耗高等问题。开发新的活性组分体系、新的载体以及新型纳米催化剂，提高加氢催化剂的活性与选择性，降低工艺工程中的氢耗和成本，是石油化工加氢领域研究的重点。
3.3.2 合成化工产品
氢用作原料合成化工产品，例如氨、尿素等。氨主要是通过哈伯—博施法合成获得，具有比氢更高的能量密度，可用于储存能量和发电，并且完全不会排放二氧化碳。氨可以在室温和10 atm下作为液体储存，适合于运输。此外，还有完善的运输和处理液氨的基础设施，便于氨的规模利用。氨还可以与CO2结合得到尿素，既是一种重要的氮肥也是一种可持续的氢载体，它稳定、无毒、对环境无害且更易于储存。哈伯—博施法合成氨自100年前发明以来，工艺已经发展得相当成熟，目前仍然是全球合成氨的最主流方法，但一直以来生产氨所需的氢气主要源于化石燃料制氢所获得，碳排放量大。目前合成氨产业在尝试开发新的制备工艺，如固氮酶合成氨、光催化合成氨、电催化合成氨、循环工艺法合成氨以及超临界合成氨等。这些新生的合成氨工艺尚不成熟，存在着效率不高、反应过程不稳定、经济性较低等问题，仍需要进一步验证与完善。未来的发展方向将使用可再生资源生产的氢气，并由此可以显著地改善现有工艺并降低温室气体排放量。
3.3.3 合成燃料
氢气同样可以通过与二氧化碳反应合成简单的含碳化合物，如甲醇、甲烷、甲酸或甲醛等。这些化合物液化后易存储、方便运输、能量密度高、不易爆炸，并且作为液态燃料实质上可以达成零碳排放，是一种适合于除输电之外的可再生能源储存和运输模式。
甲醇是重要的化工原料，用于生产甲醛、二甲醚、丙烯、乙烯和汽油等，市场需求量大。甲醇具有12.6%（质量分数）的高氢含量和5.53 kWh/kg的高能量密度，是重要的液态燃料和氢能载体，既可以转化回氢气和一氧化碳用于质子交换膜燃料电池，也可以直接用于甲醇燃料电池，还可直接用作内燃机、涡轮机和燃料电池的燃料。目前工业上二氧化碳加氢制甲醇技术正在从工业示范走向大规模商业化应用，日本、冰岛、美国等均已建成中试装置，冰岛的碳循环利用公司（CRI）采用的ETL专有绿色甲醇合成工艺，能够利用可再生能源制氢，并且每年制取约4000 t甲醇，是目前能用于商业运行的相对较为先进技术。我国河南顺成集团已与冰岛碳循环利用公司签署合作协议，引进CRI技术建设10万吨级二氧化碳加氢制甲醇项目。采用氢气合成甲醇、甲烷或碳氢化合物，可以有效地存储和输运可再生能源制备得到的氢气，破解氢能产业“制、储、运”过程中的安全性和成本难题，有助于更加便利地利用清洁能源，为绿色能源转型提供了解决方案。
3.4 氢还原剂
钢铁冶炼过程中，采用焦炭作为铁矿的还原剂，会产生大量的碳排放及多种有害气体。钢铁冶金作为我国第二大碳排放来源，亟待发展深度脱碳工艺。用氢气代替焦炭作为还原剂，反应产物为水，可以大幅度降低碳排放量，促进清洁型冶金转型。目前全球已有少数国家发布了氢冶金技术案例，例如瑞典HYBRIT项目、萨尔茨吉特SALCOS项目、奥钢联H2FUTURE项目以及德国Carbon2Chem项目等。国内部分钢铁企业也发布了氢冶金规划，建设示范工程并投产，但有关示范工程尚处于工业性试验阶段，基础设施不完善、相关标准空白、成本较高、安全用氢等问题依然存在。当前，制约氢能炼钢的主要因素是制氢成本，根据瑞典钢铁公司HYBRIT项目的经验，氢能炼钢会使成本提高20%～30%[91]，导致其在市场上没有任何竞争优势。但在“双碳”目标的背景下，发展氢能炼钢已迫在眉睫。在实际生产中，最适合炼钢的是绿氢，若绿氢生产成本得以降低，则可加快绿色冶金的推进，最终所获得的环保效益会覆盖其额外成本。利用氢能进行钢铁冶金是钢铁行业实现深度脱碳目标的必行之路。
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4 挑战与展望
在“双碳”目标的背景下，需要探讨氢气能源战略意义，分析氢能制备、储运和应用中的技术进展以及存在的挑战与机遇，积极推动“氢能中国”战略的实现。
4.1 主要挑战
目前全球氢能行业总体处于发展初期，在终端能源消费量中占比仍然很低。尽管目前开展氢能行业布局国家的合计经济总量已占据全球的75%，但受限于多方面的制约因素，氢能行业尚未形成全产业链与合力，未能全面推动生产生活进步，其原因主要如下：
1）氢能关键材料及设备零部件要求苛刻、工艺复杂、成本高昂，并且不同国家、不同部门之间的技术差距明显。尤其对于我国来说，一些关键技术仍然被国外所垄断。如PEM制氢技术中的核心部件质子交换膜，目前美国杜邦公司的Nafion全氟磺酸膜在全球市场具有超过90%占有率，技术突破难度大。
2）电解水制氢技术是实现绿氢大规模生产的最有希望的途径，但其成本过高，主要由电价导致，短期仍无法完全替代碳排放量较高的化石燃料制氢。目前电解水制氢在我国氢能源结构中占比不到2%，短期内仍需依靠煤制氢来保障氢能行业的供给。
3）受限于我国可再生能源资源的分布状况，制氢端与用氢端往往存在着较大的时间和空间错位性，尚未形成完善的氢气存储和输运网络渠道。我国西北地区拥有丰富的风、光资源，而具有大规模用氢需求的则主要是经济发达及人口密集的东南地区。
4）较之于石化能源产业，氢能属于新兴能源，目前缺乏相应基础设施整体布局。例如城市加氢站、输氢管道、工业副产氢纯化系统等支撑设施严重不足。因此，目前氢能全产业链体系上下游难以形成有效联动，尚未健全。
5）当前用氢端需求关注方向过于单一，主要集中在氢燃料电池及其交通载具方面，目前成熟度偏低、规模不大。而氢能作为能源载体，在传统能源密集型产业及新型氢能应用场景中，需求尚未得到全面开发。
6）氢能技术标准不完善，涉及氢品质、储运、加氢站和安全等内容的技术标准较少。例如在可再生能源制氢、液态储氢、工业用绿氢等新型氢能领域的技术工艺、装置设备及生产运营环节，急需一套健全的国际、国家或行业标准，以此来规范氢能行业市场健康发展。
4.2 未来展望
4.2.1 氢能产业链发展展望
与当前构建天然气工业一样，我国正在构建制氢、储氢、运氢、加氢、用氢等氢气能源工业体系（图3）。针对氢能行业在技术、经济性及布局规划上的挑战，结合产业链各个环节，对氢能未来发展进行如下展望。
图3 以绿氢为核心的氢能全产业链示意图
1）在制取氢方面，氢能作为二次能源，要实现真正意义上的零碳排放，它的发展不可避免地将依赖于太阳能、风能等可再生能源技术的突破。通过电力成本与设备成本的协同降低，方可体现绿氢的经济优势。较之于日本、韩国等国家，我国幅员辽阔，具有广阔的沙漠、戈壁、荒漠、草原及海域资源，可以提供丰富的太阳能、风能、潮汐能等可再生能源资源，在发展绿氢方面具有先天优势，可以加快实现“氢能中国”战略。
2）在储运氢方面，氢的长距离储运将以天然气管道掺氢或新建纯氢管道输氢为主，中短距离要以如氨等多种储运技术结合，并因地制宜地发展。随着制氢端的技术突破，通过输氢网络交联，在氢能的下游如工业、交通和建筑等领域大规模普及，绿色“氢经济”的概念将转变为现实。
3）在应用氢方面，随着行业聚焦与技术发展，期待很高的是氢燃料电池，带动交通领域应用的变革。在各类需要用氢的化工领域，如炼油、合成氨、甲醇生产以及炼钢行业，绿氢将逐步取代灰氢。在其他诸多传统能源密集型产业，氢能也将代替化石能源作为能量载体进行供能。在建筑领域，采用绿色氢能的分布式冷热电联供系统，也是节能减排的重要方式。同时，更多的氢能应用场景将得以逐渐开发。
4.2.2 “氢能中国”战略的实施路径
根据能源转型委员会（Energy Transitions Commission, ETC）预测，全球在2050年，仅工业及氢燃料电池领域将有3.6亿t的氢能需求量。目前氢能已成为欧盟、美国、日本、韩国等发达经济体能源转型的战略方向。全球氢能产业链正逐渐形成，对氢能的高效利用已然成为全球的共识。
我国正在积极跟进氢能行业发展大势，加大氢能制备与应用领域技术与相关设备自主研发，加快实施“氢能中国”战略。
1）加大可再生能源制氢领域技术攻关，积极推动试点示范，在玉门、新疆、青海、大庆、吉林等风、光资源丰富地区，推进清洁、低碳、低成本氢能制备产业体系建设，形成绿氢制备大规模发展，并持续开展电解海水制氢、光催化制氢、微生物制氢等技术研究，逐步提升“绿氢”在终端能源消费中的比重。
具体做法包括：
①加大可再生能源电解水制氢、光解水制氢等科学机理及氢脆失效、低温吸附、泄漏/扩散/燃爆等氢能安全基础规律研究，储备自主研发核心技术；
②重点开展低成本、高效率、长寿命的质子交换膜电解水制氢、固体氧化物电解水制氢成套工艺、大功率碱水电解制氢等关键技术开发；
③在我国西北地区风、光资源丰富地区打造“零碳”产业园，开展清洁、低碳、低成本氢能制备产业体系建设与试点示范；
④探索利用氢能实现季节性储能，提高弃风、弃光利用率，增强电网系统调峰力度，将可再生能源与电网、气网、热网和交通网连为一体，解决可再生能源生产与消纳错位的问题。
2）依托能源行业丰富的基础建设与储运经验，探索固态、深冷高压、有机液体等氢储运方式应用，统筹推进氢能基础设施建设，布局中长距离输氢管网建设，在重型卡车多的码头与运输高速路线上构建加氢站网络，加快构建安全、稳定、高效的全国氢能供应体系，逐步构建便捷和低成本的氢气运输网络。
具体做法包括：
①加大固态、深冷高压、有机液体等关键技术攻关，开展天然气管道掺氢、纯氢管道输送液氨等试点示范，利用管道或车载实现氢气安全高效输运；
②统筹布局建设加氢站，有序推进加氢网络体系建设，利用现有加油加气站场地设施改扩建加氢站，探索站内制氢、储氢和加氢一体化加氢站新模式；
③发挥氢燃料电池汽车加氢时间短、续航里程长、低碳无污染等优势，推动氢燃料电池汽车在重载及长途交通运输等领域先行示范。
3）配合我国的东北、华北北部和西北地区（简称“三北”地区）绿氢规模发展与东部沿海“海氢上岸”布局，积极引导氢能在化工、炼钢、交通、储能、发电等高能耗高排放行业替代，加大氢能应用领域技术与相关设备自主研发，结合工业领域替代化石燃料应用，构建以绿氢为核心的“氢工业”全产业链体系。
具体做法包括：
①开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发与应用，探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用；
②扩大氢能替代化石能源应用规模，积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业，由高碳工艺向低碳工艺转变；
③推动氢作为二次能源介质，在大规模储能及分布式发电、备用电源、移动式电源、家用热电联供系统等领域取得规模应用突破。
4.2.3 油气公司在“氢能中国”战略实施过程中的作用
谋划“氢能中国”战略对于实现“双碳”目标具有重大意义。油气公司将在“氢能中国”战略的实施过程中将发挥举足轻重的作用。
1）各油气公司可利用油气田地区丰富的风、光等资源，大力发展可再生能源制氢，保供绿氢市场。结合电解水制氢技术的突破开发离网光伏制氢、压差发电制氢等应用场景，油气公司可大规模开展可再生能源制氢试点示范，支撑示范油气田清洁用能替代和绿色转型发展。东部海上油田丰富的潮汐能、波浪能、海上太阳能和风能等可再生能源，也将助力“海氢上岸”，拓展氢能全产业链布局。
2）油气公司炼厂副产氢则可在绿氢市场成熟之前参与氢能供应。中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）华北石化分公司已建成500 Nm3/h副产氢提纯装置，每天满负荷生产可产出纯度接近100%的氢气4 750～5 500 kg，可以为近千辆氢燃料电池车提供服务。
3）油气公司在氢能基础设施建设，具备先天后发优势。通过研究我国天然气管道掺加氢气先例与基础，油气公司将继续建设天然气管道掺氢、纯氢管道等试点示范，利用管道实现氢气的安全高效输运。
4）油气公司具备建设健全氢能供应体系的坚实基础。油气公司将利用加油气站网络优势，统筹布局已有加油气站的改造与新加氢站的建设，有序推进加氢网络体系建设。通过探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式，可进行“油、气、氢、电”四站合建。在此基础上，将加速形成多元互补融合的现代能源供应体系。
我国主要油气公司正在积极全链条布局氢能主业。中国石油按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，协同发展氢能产业链、风能、太阳能、地热能等可再生新能源。未来，中国石油还将在全国范围大力发展氢能工业，布局绿氢生产、储运、加注与利用等，走出一条“绿色低碳”高质量跨越式发展的“石油路径”。通过油气公司在氢能全产业链示范与区域规划及布局，实现“油、气、氢、热、电、储”的融合发展，助力“氢能中国”战略实现。
合作、咨询、交易、项目：邮箱eipress@qq.com；*energyinsider
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5 结束语
总之，在“双碳”目标下，氢能行业将迎来大发展是必然趋势。我国具有发展氢能的先天优势，正在构建成熟的氢能技术链与产业链，并加快实施“氢能中国”战略。油气公司是实现“氢能中国”的重要力量，正在支撑当前、引领未来，带动国内氢能行业发展。随着技术的进步与行业布局的完善，氢能作为一种有着诸多无可比拟优势的能源，将在我国以及全球实现能源转型与碳中和目标中承担重要的战略地位。
本文的观点与数据是基于目前的初步认识和引用，或有不妥与不完善之处。随着世界科技与管理创新、全球政治与经济格局等变化，相关认识也势必不断完善和发展。
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