“氢”有独钟
——中国石化致力打造中国第一氢能公司

■本刊记者 曲艺/ 编辑 王睿佳

氢能作为一种二次能源，具有来源多样、终端零排放、用途广泛、质量能量密度高等优点。中国石化销售公司新能源管理部副经理周金广介绍，在全球关注气候变化、能源低碳转型的形势下，近年来国际能源巨头不断加大包括氢能在内的可再生能源与低碳技术相关领域的投资，部分公司对低碳清洁能源业务设定的投资上限已超过10%，并通过兼并收购加快业务布局。

中国石化以打造规模最大、科技领先、管理一流的中国第一氢能公司为目标，按照“加氢引领、绿氢示范、双轮驱动、助力减碳”的思路，聚焦氢能交通、绿氢炼化两大领域大力发展氢能一体化业务，成效显著。

氢能交通与绿氢炼化双轮驱动

2023 年12 月20 日，中国石化发布消息，其西南地区的首个供氢中心——3000 标准立方米/小时氢燃料电池供氢加氢项目在重庆正式投运。该项目满负荷运行条件下每天可向社会供应纯度为99.999%的高纯氢6400 千克，可满足260 辆氢燃料物流重卡用氢需求。较常规氢气生产，该项目的氢气生产综合成本可降低30%以上，为成渝氢走廊和西部氢谷建设提供基础配套，助力我国氢能产业高质量发展。

记者了解到，此前，重庆加氢应用场景都是以单个加氢站的形式存在，采用长管拖车转运氢气到站的方式，效率较低且成本较高。新项目由中国石化川维化工和重庆石油共同建设，集氢气提纯、加氢为一体。川维化工在厂区内新建氢气纯化装置，然后通过500 米的管道输送到重庆石油长寿经开区综合能源母站。母站可通过充装长管拖车进行“批发”，也可通过“一墙之隔”的加氢站对终端用户零售，实现了“氢—站—车”一体化应用场景。

值得注意的是，该项目采用中国石化大连石油化工研究院自主知识产权的技术，以天然气副产氢气作为原料，具有氢气纯度高、综合成本低、能耗低和碳排放低等优势，是当前国内技术路线较先进、经济和环保的一体化制氢加氢项目之一。同时，整个生产过程工艺操作上实现了一键控制、即产即用。

重庆石油长寿经开区综合能源母站是重庆市首座加氢母站，也是西南地区最大的燃料电池车用氢供应中心。所产高纯氢不但能满足重庆地区至少10 座加氢站的用氢需求，还能辐射成渝高速和渝万高速干线，预计每年二氧化碳减排量2.7万吨。

据悉，在氢能交通领域，除了加快加氢站布局，中国石化旗下燕山石化、天津石化、齐鲁石化、青岛炼化、高桥石化、上海石化、广州石化、海南炼化、茂名石化、镇海炼化、川维化工在全国先后建成11 个氢燃料电池供氢中心，引领我国氢能产业高质量发展。

绿氢炼化领域，最新的消息来自新疆库车。

中国石化新疆库车绿氢示范项目于2023年6 月30 日顺利产氢，截至2023 年12 月21 日，该项目已平稳运行4200 小时，累计向用户端塔河炼化输送绿氢2236万立方米。随着塔河炼化生产装置完成扩能改造，绿氢输送量将逐渐增加，预计到2025年四季度，输氢量将达到2万吨/年。

新疆库车绿氢示范项目位于新疆阿克苏地区，是中国石化打造中国第一氢能公司的重点绿氢示范工程，由中国石化新星公司负责实施。项目充分利用西部地区丰富的太阳能资源，采用光伏发电直接制氢，结合塔河炼化公司用氢需求，建设产、储、输、用氢一体化的绿氢炼化项目。项目的全面建成投产，标志着我国首个万吨级绿氢规模化工业应用实现零的突破。据悉，全球已投产的项目中，仅有新疆库车绿氢项目电解槽规模达到260兆瓦。

如何拓宽电解槽运行负荷波动范围，是电解水制氢行业面临的共性难题。新疆库车绿氢示范项目创新开展了电解制氢系统的集成优化和运行，以系统效率有效解决了低负荷运行的难题，较大提升了规模化碱性电解槽应用时的宽功率波动适配性，使绿氢工厂能够更加适应功率波动范围较宽的光伏电力。

据悉，中国石化按照“氢电一体、绿氢减碳”的发展方向，依托炼化基地大力开展集中式风电、光伏开发，布局大型可再生能源发电—制氢—储氢—利用项目。

除了新疆库车绿氢示范项目，2023年2月启动建设的鄂尔多斯3 万吨/年绿氢项目将通过风光耦合所制绿氢就地供应中天合创生产高端绿色化工材料，实现绿电绿氢耦合煤化工绿色低碳发展。规划中的乌兰察布绿氢项目所产绿氢将通过管道输送至京津冀地区，市场预计覆盖北京燕山石化、石家庄炼化、天津石化等京津冀地区炼化企业，用于替代现有的化石能源制氢，以及管道沿线的交通、工业用氢等，助力实现京津冀地区绿色低碳发展。

值得一提的是，2023 年12 月9 日，《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）中国角“风光氢储”主题边会也披露了中国石化积极布局发展新能源，推动绿色低碳发展的系列举措及成果。其中，加快培育壮大氢能产业链相关内容备受瞩目。

探索多种技术路线的建站模式

我国交通运输业碳排放占比10%左右，交通能源转型发展势在必行。中国石化发挥现有3万多座加油站的网络优势，在向“油气氢电服”综合能源服务商转型方面取得了积极进展。

按照“国家有布局、市场有需求、发展有效益、战略有协同”的总体思路，中国石化围绕“3+2”氢燃料电池汽车示范城市群及山东、成渝等重点地区，加快布局后北京冬奥时代的氢能重卡、氢能大客车、氢能物流走廊、港口园区等应用场景的加氢站网络建设，目前已累计发展加氢站超100座，成为全球拥有、运营加氢站数量最多的企业。

为服务北京冬奥会，中国石化建成庆园街、王泉营、兴隆、西湾子4座加氢站，设计总加氢能力达到5.5 吨/日。北京冬奥会期间累计加注氢气87 吨，服务涉奥车辆8689 车次，加注量和服务冬奥车辆占比约45%。赛事结束后，169辆氢能大巴经过改造作为氢能公交在北京延庆陆续投入运营，日均加氢量达到2吨。

“中国石化积极探索多种技术路线的建站模式，积极试点和推广70 兆帕、35 兆帕/70 兆帕混合站、短管道输氢加氢一体站、制氢加氢一体站等多类型建设方式。”周金广介绍，目前，中国石化已建成上海青卫站、浙江嘉兴平湖滨海综合能源站等5 座70 兆帕加氢站，后续将根据场景需求提高建站比例，以满足如广州、成都等地区乘用车发展的需要，抢占配套服务先机。

具体来看，在甲醇制氢方面，中国石化在大连盛港加氢站建设站内甲醇橇装制氢系统，装置占地面积60 平方米，制氢能力500 标准立方米/小时，于2023 年2 月投入运营。该制氢装置采用中国石化自主研发的甲醇重整与催化氧化耦合技术，研制出高活性、高稳定性催化剂，利用过程强化实现了设备的高效和小型化，推动地方政府出台了制氢加氢一体站技术规范。

氨是高效储氢介质，具有能量密度高、储运容易、储运成本低、安全性高、用户终端无碳排放等优势，全球范围内绿色合成氨和低温氨分解制氢技术日益受到重视。在氨分解制氢方面，2022 年8 月，中国石化在福建雪人内部站打造了全国首座氨现场制氢加氢一体站示范项目。该项目以氨作为氢气的储能载体，通过氨在线低温制氢、分离纯化、升压加注等实现车用氢气制备，制氢能力为50 标准立方米/小时，满负荷运转每日可制氢100千克，解决了氨—氢转化关键技术难题。

在电解水制氢方面，中国石化青海石油分公司通过对接政府和物流企业打造了可再生能源制氢加氢一体化应用场景。该场景包含2 兆瓦的光伏发电项目、500 标准立方米/小时的电解水制氢项目、综合加能站项目及300辆氢燃料电池商用车。

在微网短管道输氢加氢方面，中国石化第一座短管道输氢站——嘉兴平湖滨海综合能源站全部实现管道进氢，管道1.7千米，压力1.2兆帕，同时可以作为加氢母站具备氢气充装批发功能，每天可为五六台管束车提供氢气充装。“微网短管道输氢可以满足大规模运输和用氢需求，进一步降低氢气运输成本和风险。”周金广称。

在储氢井建设方面，中国石化在重庆石油半山环道加氢站建成全国首座采用储氢井储氢的加氢站，共设置3 口高压储氢井，设计压力50兆帕、深度150 米，解决了半山环道加气站增加加氢功能面积不足的问题。高压储氢井自投入使用后运行平稳，具有储氢安全性高、占地面积小、使用年限长、综合使用成本低等优点，有望在加氢站规模化推广。

在氢能走廊建设方面，中国石化通过燃料电池重卡将上海的ABS 非危化品运送至宁波，打通了上海—宁波氢能走廊，开启了沪浙线化工产品零碳物流新模式。

另据周金广透露，为引领氢能产业科学化、规范化、标准化发展，中国石化还积极制定氢能标准体系。参编国家标准《汽车加油加气加氢站技术标准GB50156》；牵头编写《制氢加氢一体站技术规范》《加氢站、油氢合建站安全技术规范》《加氢站氢运输及配送安全技术规范》等地方标准、团体标准；《加氢站、油气氢合建站工程技术规范》《加氢站、油气氢合建站安全技术规范》《加氢站氢运输及配送安全技术规范》《车用氢气质量管理指导意见》等企业标准。

首发《中国氢能产业展望报告》

自身发展之余，中国石化同时为我国氢能产业科学谋划转型路径提供新思路和新视角——2023 年12 月28 日，中国石化首次发布《中国氢能产业展望报告》（以下简称《报告》）。

国务院国资委研究中心副主任郑东华表示，《报告》从央企智库视角为“双碳”目标下我国能源行业科学谋划转型发展路径提供了具有启发性和建设性的探讨，为我国能源央企高质量规划布局能源业务提供了重要借鉴。

在中国国际经济交流中心科研信息部部长景春梅看来，《报告》系统前瞻研究了氢能在不同部门应用的比较竞争力和碳减排潜力，对谋划产业路径、促进行业交流、廓清行业认识具有重要意义。

“全球氢能发展动因主要源自产业变迁、经济驱动和技术突破的协同牵引。”中国石化经济技术研究院副总经理、党委委员罗大清在解读《报告》时称，近年来，世界主要经济体相继发布国家层面的氢能战略，推动低碳氢能发展。不同经济体能源体系演进、能源资源禀赋、能源转型压力和国内市场存在差异，氢能战略重心各有所不同。

例如，欧盟是能源转型先行者，将氢能视为碳中和解决方案；美国是氢能科技大国，将氢能视为未来产业储备；日本属于资源匮乏工业国，侧重氢能科技创新；沙特是资源富足国，侧重氢能出口贸易。

聚焦国内，“我国氢能产业经历起步、拓展，已进入转型发展的关键期。”罗大清分析，“双碳”目标下，氢能将成为推动新型能源体系实现“三角动态平衡”的关键角色。可再生能源制氢、低碳氢能替代和氢电耦合转换，将在推进能源体系、电力系统和产业体系转型升级进程中发挥关键作用。

“双碳”目标催生电力革命、能源革命和产业变革，重塑氢能发展底层逻辑和战略路径，而氢能的原料、燃料和储能介质等多重属性，支撑其应用场景和发展空间。

《报告》显示，我国氢能消费规模将从2022年的3500万吨增至2060年的近8600万吨，产业规模将从2022年的4600亿元增至4.6万亿元，对我国2060年前实现碳中和目标的贡献度达到10%。

在此过程中，氢能产业发展的两大特征将是供给侧的制氢低碳化和消费侧的应用多元化。一方面，我国专门制氢的用能结构将从2022年的化石和非化石能源分别占比99%和1%，到2060年转变为分别占比7%和93%，其中风能和太阳能制氢用能占比达2/3，我国氢源结构将发生根本性转变；另一方面，氢能应用的消费结构将从2022 年的工业和非工业部门分别占比94%和6%，到2060年转变为工业部门占比57%，交通部门占比28%，建筑、电力等其他部门占比15%。

以电力部门为例。“电氢耦合转换将在远期为电力系统提供灵活性、稳定性和安全性。”罗大清分析称，碳达峰阶段，发电用氢以焦炉煤气副产氢为主，年均用氢100万吨；到2040年，在掺氨发电、掺氢发电和氢燃料电池热电联产带动下，用氢规模将超过200 万吨；到2060 年，进一步突破800万吨，在供电应急保障方面发挥重要作用。

罗大清指出，源头减碳和终端替代是实现氢能减碳的两大路径。《报告》预计，到2045 年，以灰氢减退、源头降碳为主，可实现减碳5亿吨；到2060 年，以绿氢替代、终端降碳为主，可再实现减碳6亿吨，两者合计10亿吨以上。

《报告》总结认为，过去50年，氢能在新兴领域的应用虽然掀起数次热潮，但仍需解决制氢、储运、应用等多个环节的难题，其中经济性是最关键的指标之一。氢能产业要在未来真正发展成为终端用能难减排领域的关键降碳力量，仍需更多技术沉淀、创新突破和政策支持。■