根据先进制造网统计，2023年有14个国家首次提出氢能战略，美国、日本、德国等国家更新了氢能战略，将绿氢或清洁能源及利用目标上调。德国、日本为首的发达国家基于氢能需求预测和自身能源需求，明确制定氢能进口目标。南美、中东、非洲等国开始将氢能国际出口定为氢能发展目标。
氢能绿色转型怎么转？绿氢制氢如何突破技术关？储运环节又该如何降低成本？氢能产业链如何布局大规模应用？
近年来，中国石化锚定打造中国第一氢能公司，布局建设全国氢能“一张网”，围绕“补链强链”开展产业合作，联合突破绿色低碳转型发展瓶颈，加快构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的氢能低碳科技创新体系。特别是绿色氢能制储运用创新联合体，贯穿创新链、产业链、资金链、人才链，推动氢能在更大范围推广应用。
下好产业协同“一盘棋”
今年8月，中国石化集团北京燕山石油化工有限公司（以下简称“燕山石化”）1万标立/小时氢气提纯设施完善项目竣工。“未来，燕山石化供应氢气能力将由目前的1500吨/年增长到7200吨/年。”燕山石化首席专家李军良介绍，此次安装的33兆帕氢气隔膜压缩机具备“一体双压”功能，可按需提供22兆帕和33兆帕两种充装模式，可以满足20兆帕或30兆帕两个压力等级的长管拖车充装需求，氢气单车运输能力将提升一倍。
如何抓住能源转型机遇？燕山石化提出要契合首都北京的功能定位，充分利用北京科技创新中心的优势，加强同相关高校和科研机构合作，将自身打造成中石化的研发基地和创新成果转化基地。
2021年，燕山石化建成投产2000标立/小时氢气提纯设施，配套建立了可实时监控高纯氢质量的在线分析检测设施，氢气纯度达99.999%。2022年，中国石化首套质子交换膜（PEM）制氢示范站在燕山石化投用，质子交换膜电解水技术与燕山石化光伏电力的耦合，实现了绿氢制取。
北京冬奥会期间，燕山石化的电池氢产品成功销往北京市4座服务冬奥加氢站及北京市场，有力保障了冬奥会和北京市氢气供应。此外，在北京市和中国石化系统内率先开展氢燃料重卡、氢能叉车示范应用，打造示范氢能应用落地项目；与清华大学、石科院等科研院所合作，积极推动“绿氢”开发，开展光伏发电电解水制氢项目。
今年上半年，燕山石化累计向京津冀地区供应氢能654.38吨，较去年同期大幅增长33.7%。自2020年12月16日电池氢气首车出厂以来，已累计向市场供应燃料电池氢气3200余吨，成功为北京及周边地区的13家用户提供燃料电池氢气。
净零排放是终极目标。“目前市场上使用的氢能77%是工业副产氢。在一定程度上调动了上下游产业链发展，但是并不能够满足持续增长的需求。”李军良说：“工业副产氢项目制氢成本低，接近应用端，储运成本也低，但过度发展工业副产氢有锁定高碳基础设施的风险。”
上下游协同发展，才能实现产业链有效竞争。“日本等发达国家，很早就提出氢能发展规划，虽然下游应用广泛，但产业发仍受制于氢能的生产能力。目前，我国制氢端仍有关健技术需要突破，亟需缩短与国际先进水品的行业距离，降低氢气生产成本和销售价格，同时推动氢能领域的技术创新和成本控制，以降低使用价格。”李军良表示，构建完整氢能产业链至关重要，经济性决定企业的使用意愿。
如何破局电解槽高成本困境？
2022年，燕山石化投用了中国石化首套质子交换膜（PEM）制氢示范站。这套由中国石化自主研发的国产PEM制氢设备打通了从关键材料、核心部件到系统集成的整套流程，为企业利用‘绿电’制‘绿氢’提供了可复制的技术和工程示范。
该示范站采用中国石化所属石油化工科学研究院自主研发的质子交换膜电解水制氢技术，将光伏发电等可再生绿电制成绿氢，生产应用全过程零碳排、零污染，具有稳定性高、安全性好、制氢效率高等特点。据了解，该示范站的核心部件质子交换膜电解槽，制氢效率达85%以上，其阴阳极催化剂、双极板等关键材料部件均实现国产化。
电解槽是制氢设备中最为核心的部件。从整个制氢系统的成本分析来看，电解槽部分的成本占整个制氢系统的50%以上，也是降本的核心环节。据先进制造网统计，2022年，中国电解槽产能为300MW，占全球43%；到2023年，产能增至1,100MW，占全球55%。预计到2024年底，中国的电解槽生产能力将超过40GW，远超2025年全球预期需求的10GW，电解质市场迎来爆发期。
“当前国内电解槽价格已经有了大幅的下降，1000标方的碱性电解槽价格已经下跌至500万元以下，但这或许还不太够。”李军良认为，电解槽的电解效率影响绿氢项目实际运行过程中的经济性，市场上主流的碱性电解槽的综合效率基本都在65%以内，能提升到80%以上会对电力使用成本有明显贡献。”
电解槽在新能源耦合、经济行、安全性仍然充满挑战。风能、光能具有波动性，传统制氢工艺与新能源直接耦合制氢的适配性较差，且缺乏成熟工程数据支撑。此外，绿氢价格受电价、设备成本、运行成本、绿氢市场及政策等影响，目前与蓝氢相比，竞争优势不大。
华北电力大学教授、氢能技术创新中心主任刘建国表示，电解槽的稳定性和耐久性越好，工作的时间越长，所生产的氢气也就越多，其经济性也就越高。可以从设备设计和材料入手，提高生产设备的效率和耐久性，从而降低绿氢全生命周期生产成本。他认为，由于电价、电解槽成本和运行成本等因素所致，目前绿氢的成本是蓝氢的2到4倍。但随着技术创新和规模化生产，绿氢的成本有望在未来降低，更具市场竞争力。
气氢长距离运输蓄势待发
氢能能否实现长距离、大规模运输？今年4月，我国首条“西氢东送”输氢管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。这条管道起于内蒙古乌兰察布，终点位于燕山石化，管道全长400多公里，一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。这是中国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道，可缓解中国绿氢供需错配的问题。
我国氢能地理错配存在明显的东西部差异，西部供给多于需求，东部需求多于供给，需要大规模西气东送已实现歌声的供需平衡。据相关数据显示，目前氢能跨省运输总量约为1540万吨/年，占总氢规模的17%。根据国家能源集团预测，到2060年，我国氢气的年需求量将达到1.3亿吨左右。
有业内人士表示，目前我国有400多座加氢站，由于储运困难，这些加氢站利用率并不高。技术和标准将成为氢能产业未来的主战场，对氢储运技术和设备提出更加高效、规模化的制备要求。
近年来，中国石化正逐步打通不同城市群之间的用氢需求，探索大范围、长距离、跨区域的氢能走廊部署。今年4月，两台氢能重卡以北京六环路和京台高速青云店油氢综合加能站为起点，跨越1500公里，经过沿途的7座中国石化加氢站加氢补能，成功到达上海市青浦区青卫油氢合建站，京沪氢能交通走廊初步建成。
储运规模取决于氢能产业整体规模和产业布局。李军良表示，为满足大规模、长距离、长时间的氢能储运需求，有必要建设全国性的储运管网，既连接氢能供需重要节点，冶连接具体制氢项目和用氢园区。通过全国性的大官网调解，实现不同地区、不同时间氢资源互补。
来源：先进制造网（Tworks先进制造）
