我國是全球第一大煤炭消費國，第二大石油消費國和天然氣消費國，而且油氣資源不足、對外依存度大。氫能是清潔的二次能源，在發(fā)電、產熱、交通燃料、氫燃料電池動力等方面具有重要用途。
發(fā)展氫能對于優(yōu)化我國的能源消費結構、加快能源消費結構向新能源轉型、保障國家能源安全，具有重要意義。氫燃料電池汽車具有能量轉換效率高、續(xù)航里程長、加注燃料時間短、使用階段無碳排放等特點，被視為最有前景的清潔能源交通工具之一。經過多年發(fā)展，我國氫能全產業(yè)鏈技術取得長足進步，已開始進入產業(yè)化導入期，氫能發(fā)展受到我國政府和能源、交通運輸、裝備制造等行業(yè)高度重視，成為當前關注的熱點。
01
各種制氫工藝的經濟性分析
目前生產氫氣的工藝路線可分為傳統(tǒng)能源制氫和新能源制氫兩種路線。傳統(tǒng)制氫路線如煤、重油、天然氣制氫、甲醇制氫、電解水制氫以及煉油化工行業(yè)、煉焦、氯堿行業(yè)的副產氫氣，這些技術已經十分成熟。新能源制氫包括太陽能光催化水分解、太陽能和風能電解水制氫以及生物質制氫，其中太陽能光催化水分解制氫、生物質制氫技術目前還不夠成熟，仍處于研發(fā)階段；太陽能和風能發(fā)電電解水制氫技術基本成熟，已經進入示范階段。
以煤價580元/t，天然氣2.75元/m3，甲醇2280元/t，電價0.55元/kW·h的基準進行測算制氫成本，可以得出：煤制氫成本最低，約10元/kgH2，天然氣制氫和甲醇制氫成本高于煤制氫，分別為12.8、26.9元/kgH2，電解水制氫的成本最高，達到36元/kgH2。由于煤制氫具有成本優(yōu)勢，近年來我國新建的煉化一體化項目的煉油裝置，大部分采用煤制氫或煤+石油焦制氫工藝，也有少部分項目采用天然氣制氫。雖然煤制氫在我國煉廠應用廣泛，但煤制氫碳排放量大，如果用于氫燃料電池汽車，必須與碳捕獲封存利用（CCUS）耦合使用。
國內大型煉廠一般都建設有獨立的制氫裝置，主要采用煤/石油焦制氫、天然氣制氫；大型煉廠也都有催化重整裝置，主要用以生產清潔汽油、芳烴，并且副產一部分氫氣，是煉廠副產氫氣的主要來源，一般由煉廠自用，同時也可從催化裂化、延遲焦化等工藝副產的干氣中分離提純制氫；一些中小型煉廠，需要外購氫氣來滿足各種加氫過程的用氫需求。
國內煉廠生產的大部分氫氣一般都有固定用途，但在煤化工、丙烷脫氫、乙烷裂解、焦爐煤氣和氯堿化工生產領域，仍有大量工業(yè)副產氫可供利用，每年產量在800萬噸左右，這部分氫氣在短中期內或將成為燃料電池汽車的主要供氫來源。
02
我國氫能產業(yè)鏈的構建
氫能產業(yè)鏈包括上游制氫、中游儲氫輸氫、下游加氫站供氫，以及氫能消費使用四個環(huán)節(jié)。從氫能產業(yè)鏈成本構成看，制氫成本占比55%，儲運氫環(huán)節(jié)成本占30%，加注氫的成本占15%。
2.1 上游：制氫
2019年我國氫氣產量2310萬噸，占全球總產量的30%，位列全球第一。預計2030年我國氫氣需求量將達到3500萬噸，2050年將達到6000萬噸，產業(yè)鏈年產值估計可達到12萬億元。從氫氣的來源看，90%來自化石能源制氫和工業(yè)副產氫，電解水制氫比例僅占2%左右。預計2030年之前，氫氣仍將主要來自化石原料制氫和工業(yè)副產氫+CCUS技術（即“藍氫”），助力化石能源制氫降低碳排放；遠期（2030年后）將主要來源于“綠氫”，即采用風電、光伏等可再生能源電解水制氫，“藍氫”消費比例逐漸減少，“綠氫”消費將成為主流路線。
2.2 中游：儲氫輸氫
氫的儲存方式主要有高壓氣態(tài)儲氫、低溫液態(tài)儲氫、有機液態(tài)儲氫、固態(tài)儲氫等。我國目前儲存氫能的方式主要是高壓氣態(tài)儲氫，采用管束車、槽車等交通運輸工具實現(xiàn)配送，技術相對成熟，但儲氫密度低，長距離運氫成本較高；低溫液態(tài)儲氫主要用于航天領域，用作火箭的燃料，若用于燃料電池汽車則存在液化過程能量消耗高、設備保溫材質要求高的缺點；有機液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫技術目前仍處于研發(fā)階段。在未來趨勢看，氫能儲運將按照從低壓到高壓、氣態(tài)到多相態(tài)的方向發(fā)展。另外，國內外目前正在探索在管道天然氣中摻混一定比例（我國10%以下、國外20%以下）的氫氣，與天然氣一起輸送，以克服目前氫氣采用高壓容器長途運輸帶來的儲氫技術要求高、經濟性不佳的問題，但這種方式在消費終端無法對氫氣和天然氣進行有效分離，只能用作工業(yè)或民用燃料，國外已實現(xiàn)工業(yè)規(guī)模輸送，我國目前仍處在研究探索階段。
2.3 下游：加氫站建設及燃料電池汽車
目前國內建成運營加氫站61座（其中2019年新建加氫站28座，主要分布在廣東、上海、江蘇、湖北等地），加上正在建設和規(guī)劃的加氫站有90余座（主要分布在上海、河北、廣東、內蒙古等地），總計在150座以上。已經建成的加氫站以專用加氫站為主，設計儲氫容量主要是500kg/d及1000kg/d，并有少量油-氫合建站和油-氫-電合建站，未來新建加氫站將會呈現(xiàn)多種類型混合的趨勢。
2019年我國氫燃料電池汽車產量2833輛，銷售量2737輛，保有量達到6178輛。從國內氫燃料電池汽車市場來看，車型主要是商用車，以客車與物流、環(huán)保等專用車居多，未來國內新上市的氫燃料電池汽車將更多地替代重載卡車、長途貨運車等。
2.4 我國氫能產業(yè)布局現(xiàn)狀
目前全國已經有20多個省市相繼出臺氫能發(fā)展規(guī)劃和氫燃料汽車的發(fā)展規(guī)劃，初步形成京津冀、長三角、珠三角、華中、西北、西南、東北等七大氫能產業(yè)集群，全國有38個氫能產業(yè)園，氫能產業(yè)版圖持續(xù)擴大，產業(yè)鏈正在逐步完善。盡管我國開展了大規(guī)模的產業(yè)布局，但氫能產業(yè)鏈的構建不可能一蹴而就，目前仍有許多核心技術問題需要加強協(xié)同攻關，氫能產業(yè)成熟需要一個長期的發(fā)展過程。
截至目前，全國工業(yè)能源領域已有12家央企涉及氫能業(yè)務布局，包括中石化、中石油、國家能源集團、中化集團、寶武集團、國家電網、華能集團、國家電投集團、三峽集團、東方電氣集團、中核集團、中廣核集團等。
2.5 我國氫能產業(yè)政策
近年來，從國家部委到地方政府，推出一系列促進氫能及燃料電池汽車發(fā)展的利好政策，特別是2009年以來，財政部、工業(yè)和信息化部、科技部、國家發(fā)展改革委等四部委采取對消費者給予購置補貼的方式支持燃料電池汽車推廣，有力促進了社會資本投入燃料電池汽車領域的積極性。今年4月，四部委發(fā)布《關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，對補貼的重點進行調整，即針對燃料電池汽車產業(yè)發(fā)展面臨的一些實際問題，將當前對燃料電池汽車的購置補貼，調整為選擇有基礎、有積極性、有特色的城市或區(qū)域，重點圍繞關鍵零部件的技術攻關和產業(yè)化應用開展示范，采取“以獎代補”方式對示范城市給予獎勵。同時該《通知》指出，爭取通過4年左右時間，建立氫能和燃料電池汽車產業(yè)鏈，關鍵核心技術取得突破，形成布局合理、協(xié)同發(fā)展的良好局面。
03
石油公司發(fā)展氫能的機遇分析
我國能源結構結構調整和綠色低碳發(fā)展，對氫能的消費需求十分旺盛，2019年氫能首次寫入了《政府工作報告》，氫能有望將得到更大力度的產業(yè)政策支持。氫能產業(yè)鏈與石油石化產業(yè)鏈密切關聯(lián)，石油公司特別是大型國有石油公司在氫能產業(yè)的發(fā)展中面臨巨大機遇。
①中國氫能產業(yè)發(fā)展目前還處于培育階段，重點是要做好示范推進，迫切需要有實力的大型企業(yè)、特別是石油公司、能源公司來承擔相關示范任務。
②中國氫能產業(yè)發(fā)展需要圍繞產業(yè)鏈部署創(chuàng)新鏈，加快核心技術攻關，降低各環(huán)節(jié)產業(yè)鏈成本，推動氫能產業(yè)邁上全球價值鏈的中高端，石油公司可以參與氫能產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的構建。
③在制氫環(huán)節(jié)，石油公司具備化石原料制氫技術、生產裝置和氫氣生產利用經驗，應積極開發(fā)CCUS技術、氫氣純化技術，在“藍氫”開發(fā)利用領域引領行業(yè)發(fā)展，同時積極布局“綠氫”業(yè)務，在新能源領域占有一席之地。
④在氫氣儲存和輸送環(huán)節(jié)，石油公司擁有天然氣輸送管網等基礎設施，可探索利用現(xiàn)有天然氣管線輸送氫氣供下游用戶；同時加強與科研機構的合作，開展儲氫新技術（如化學儲氫）開發(fā)應用。
⑤在加氫站建設運營環(huán)節(jié)，石油公司擁有眾多的加油站、加氣站，可以直接就地利用，參與建設油/氫合建站、油/氫/氣合建站、油/氫/氣/電合建站，提高運營效率，降低建設成本。
此外，石油公司可參與開發(fā)燃料電池關鍵材料（如質子交換膜、低鉑或非鉑催化劑）、汽車輕量化材料、高端化材料的開發(fā)，推動煉化業(yè)務轉型升級和高質量發(fā)展。
