博鱼6月30日，我国首个万吨级绿氢炼化项目—中国石化新疆库车绿氢炼化示范项目顺利产出高纯度氢气，并实现从生产到利用全流程贯通。库车项目的实施，对炼化企业大规模利用绿氢实现碳减排具有重大示范效应，将推动我国能源产业转型升级。

　　氢能被国际上称为“21世纪的终极能源”，世界各国都把绿氢作为能源发展新方向。欧盟明确到2030年实现绿氢产能1000万吨和进口1000万吨的目标；美国也计划到2030年实现1000万吨绿氢产能。作为世界第二大经济体，我国是世界上最大的制氢国，2022年我国氢气总产量3500多万吨，大部分来自化石能源制氢，绿氢占比较低，居高不下的生产成本是主要制约因素。

　　作为世界最大的能源消费国，有效保障能源安全始终是能源发展的首要任务。我国整体的资源禀赋为“富煤贫油少气”，根据《中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书（2022－2023）》显示，2022年我国原油、天然气的对外依存度分别为71.2%、40.2%，在当前及未来较长时间，油气资源仍然是不可或缺的重要组成部分。当前，我国能源发展正处于加快规划建设新型能源体系的阶段，从保障国家能源安全的角度出发，加快发展绿氢产业，有助于我国摆脱资源束缚、减少能源的对外依存度、保障国家能源安全。

　　全球气候变化问题正成为撬动当前国际秩序转型的重要杠杆，走向绿色低碳是不可逆转的时代潮流。习在近日召开的全国生态环境保护大会上，就“全面推进美丽中国建设，加快推进人与自然和谐共生的现代化”作出重要部署，为推进碳达峰、碳中和进一步指明了方向。作为世界公认的一种清洁、可再生的能源，氢是最佳的碳中和载体，将是打造未来能源体系、实现能源变革的重要媒介，更是深度减碳的攻坚利器。石化工业作为我国碳排放量较多的产业之一，实现“双碳”目标任务艰巨，而绿氢清洁高效又兼具能源和工业原料的双重属性，不仅可以为炼化一体化提供大量的氢气供应，而且可以减少对化石能源的依赖。因此，发展绿氢产业是石化工业实现绿色低碳转型的必由之路。

　　产业的发展成熟是一个千锤百炼的过程，巨大的绿氢需求为产业发展提供广阔前景。据中国氢能联盟预计，到2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元，巨大的发展潜力为绿氢产业快速发展迎来难得机遇。但也要清醒认识到，产业发展的关键驱动除了巨大的市场需求，还取决于技术成熟度和成本经济性的提升。当前，必须坚持积极稳妥布局，深化产学研协同创新，推动关键核心技术研发，不断拓展应用场景，打通产业链堵点。同时，绿氢产业的可持续发展，稳定可靠的绿电是基本保障，因此，要在大力发展光伏发电的基础上，抢抓风电场稀缺资源，提升绿电规模，为绿氢产业发展夯实基础。

　　绿氢产业发展涉及的行业多、领域广、群体大，在构建新发展格局、实现“双碳”目标的大背景下，产业结构调整、能源低碳化转型、淘汰落后产能等都需要一定的时间过程，不可能毕其功于一役，发展绿氢产业依然任重道远。

　　可以确定的是，随着库车绿氢炼化示范项目的实施和验证，形成可推广可复制的经验，必将鼓励更多企业加入绿氢产业，推动技术创新和更新迭代，进一步降低成本，使绿氢尽快纳入终端能源体系，为我国能源化工行业绿色转型发展提供有力支撑。

　　提要：鼓励石化化工与绿氢等产业的耦合示范，推动科技创新、模式创新，是我国政策大力支持的方向之一。目前，氢能总体处于产业导入期，随着全球“氢能热”的不断升温，氢能的国际合作也将成为一片新蓝海

　　6月30日，中国石化新疆库车绿氢示范项目顺利投运产氢，通过新能源发电、电解水制取的绿氢，通过管道输送到中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢，标志着我国万吨级绿氢炼化示范项目获得成功。

　　以炼化项目为代表的石油化工行业属于碳排放的重点领域，也是减排难度比较大的领域，绿氢的应用是该行业实现减排脱碳的关键路径。同时，石油化工行业也是绿氢在工业领域实现降碳脱碳的重要应用场景之一。

　　此前，国家发展改革委、国家能源局等六部门联合发布的《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》），强调通过使用绿氢推进产业链减排，明确提出要增强创新发展动力，加快突破绿氢规模化应用等关键技术。《意见》的发布，为石化化工行业绿色发展指引了路径，也为绿氢产业发展产生了重大推动作用。

　　中国石化新疆库车绿氢示范项目等一批示范项目的启动和顺利实施，标志着绿氢在石油炼化等化工领域的规模化应用等关键技术得到了快速发展。“十四五”期间，绿氢在石化化工行业的应用推广将逐渐步入佳境，为碳达峰、碳中和目标的实现发挥日益重要的作用。

　　事实上，石化化工行业一直是氢气重要的应用领域，在该行业，氢作为原料应用具有较长的历史和成熟的经验，但始终以灰氢为主。据中国产业发展促进会氢能分会数据显示，2021年，全球氢气年需求量达9400万吨，炼化、化工生产用氢占氢气需求总量的94.4%。

　　发展绿氢化工，以绿氢替代灰氢，将有效促进石化化工行业实现深度脱碳。其中，甲醇与合成氨是氢气应用规模最大的两个领域，全球每年有超过10%的氢气用于生产甲醇的工艺流程，超过37%的氢气用于合成氨工艺，引入绿氢，将有效降低甲醇和合成氨生产的碳排放。

　　以甲醇产品（一氧化碳与氢气反应合成）为例，目前国际上以天然气为主要原料，但我国由于“富煤贫油少气”，主要采用煤炭作为生产原料，煤制甲醇占比达76%。用天然气和煤炭制氢过程存在大量二氧化碳的排放。与天然气制甲醇相比，煤制甲醇碳排放更高，生产1吨甲醇产生4.4吨二氧化碳，约为前者的2.4倍。

　　对于氨产品，我国合成氨工业也主要采用煤炭作为生产原料，例如在2020年总产量4954万吨的合成氨中，约有3900万吨是以煤炭为原料生产。在每吨产品的生产过程中，煤制合成氨碳排放量约为4.9吨，是天然气制合成氨的1.5倍左右。

　　鼓励石化化工与绿氢等产业的耦合示范，推动科技创新、模式创新，是我国政策大力支持的方向之一。《意见》明确鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发利用绿氢，推进炼化、煤化工与绿电、绿氢等产业耦合示范等。

　　当前，化工与绿氢耦合，在国内外都已有示范项目案例。早在2018年，蒂森克虏伯就在杜伊斯堡钢厂开始绿氢化工项目测试工作，将钢铁厂尾气中的二氧化碳与绿氢结合合成甲醇、塑料和尿素等化工产品，替代部分化石能源的应用，以减少碳排放。其中，电解水制氢设备实验功率2MW（兆瓦），氢气产能440Nm3/h（标准立方米每小时），氢气纯度大于99.95%，快速负载调整也得到验证，设备可根据电价高低自动调整运行功率，目前该项目已进入商业化应用阶段。

　　而在2021年4月20日，宝丰能源“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁夏宁东能源化工基地正式投产，该项目包括20万kW（千瓦）光伏发电装置和产能为2万Nm3/h的电解水制氢装置，每年可减少煤炭消耗25.4万吨、减少二氧化碳排放44.5万吨。该项目所产氢气一方面与宝丰能源现有煤化工装置结合，实现甲醇生产过程的降本增效和节能减排；另一方面，通过与城市氢能源示范公交线路协作等方式拓展应用场景，推进氢能产业链的发展。

　　新疆库车万吨级绿氢炼化示范项目则于2021年11月30日正式启动建设，位于库车市经济技术开发区化工园区，包括制氢工程、输变电线兆瓦光伏发电厂三个部分，项目采用电解水制氢工艺，制氢厂年耗电量约10亿千瓦时，储氢规模约21万标准立方米。项目产出的绿氢经氢气储罐、压缩机升压后通过百万吨乙烯厂际管廊输送至塔河炼化，全部用于炼油生产加氢，替代原有的天然气制氢，每年可减少二氧化碳排放量约48.5万吨。

　　随着绿氢与石化化工耦合探索的推进，我国也在大力支持适度增加轻质低碳富氢原料的进口，促进国际合作。

　　目前，氢能总体处于产业导入期，氢的国际贸易还未展开，但随着全球“氢能热”的不断升温，各国通过加强合作实现优势互补也将成为未来发展的方向，氢能的国际合作将成为一片新蓝海。截至目前，全球已有41个国家及地区发布了明确的氢能发展战略，还有30余个国家和地区开始布局氢能产业，正在推进氢能战略前期研究工作，其中，拉美、北非和中东均在积极布局氢能出口贸易。

　　与氢能国际合作有关的氢贸易、跨境基础设施、技术、产业、标准、市场等方面，在未来都具有巨大的合作潜力。而在石化化工行业方面，增强原料资源保障，维护产业链供应链安全稳定，构建国内基础稳固、国际多元稳定的供给体系，保障我国氢和富氢原料的供应将是国际合作的一个基本要求。

　　未来，随着氢能市场规模的不断扩大，绿氢、绿氨等原料的国际贸易将快速涌现。我国是世界氢气产能最大的国家，在开展氢国际贸易方面有着较好的基础。同时，在“一带一路”沿线，聚集了全球大多数发布氢能战略的国家，而“一带一路”沿线国家和地区拥有丰富的水、风、光资源，在发展绿氢和推动绿氢贸易方面有着较大的优势，这些都将为未来拓展氢能国际合作创造条件。

　　为全方位加强国际交流合作，我国应建立健全以引领型、参与型为基础的国际合作模式，加快制定多层面合作实施路径，积极参与国际标准制定，有选择性地引入国外先进企业，同时鼓励国内企业“走出去”。进一步完善国际交流合作保障措施，设立国际重点专项计划。在“一带一路”倡议框架下，深化技术研发、项目开发及装备制造合作，构建区域科技创新合作共同体。

　　提要：石化行业氢能应用大有可为，可以“蓝氢资源生产者、基础设施共享者、绿氢化工引领者、核心材料开拓者”的角色定位，积极参与氢能产业链建设

　　氢能有望成为我国能源体系的重要组成部分，助推“难减排领域”的深度脱碳。石化行业与氢能产业链、供应链密切相关，能够在氢能产业快速发展的浪潮中发挥自身优势，共同促进实现行业转型升级和高质量发展。

　　当前，全球能源转型进程持续推进，传统能源企业纷纷开始推进自身的转型发展和业务多元化进程，将业务板块延伸至清洁、低碳能源是最为显著的表现。

　　“双碳”目标下，氢能是实现石油化工行业脱碳的必然选择。氢能对于石化行业深度脱碳的意义和作用重大。根据相关机构数据显示，2021年我国氢气需求量在3300万吨左右，其中超过2800万吨用于石油化工行业。当前我国氢气主要来自于化石能源，64%来自煤制氢、14%来自天然气制氢，粗略测算，生产2800万吨氢气需要排放近5亿吨二氧化碳。通过合理的方式，推动“绿氢替代灰氢”（即可再生能源电解水制氢替代化石能源制氢），或耦合二氧化碳和绿氢制取合成氨、甲醇等化工产品，可大幅降低行业碳排放量，进而起到固碳甚至负碳排放效果。这既满足全社会对于石油化工产品、原料的需求，同时带动行业可持续发展，还能控制温室气体排放。

　　氢能发展迫切需要石油化工行业赋能。关键技术、材料设备不成熟、应用领域窄、制供成本过高等是制约氢能产业发展的主要原因，氢能产业发展及氢能应用迫切需要全链条“降成本”，在此过程中，需要寻找更便宜的氢源、更高效的储运、更经济的加注、更大规模的应用领域，同时氢能相关技术装备研发制造水平也要进一步提升。这些都与石油化工产业链有较多重合。

　　首先，石油化工行业是我国最大的氢气生产和需求领域，副产氢资源丰富，且成本相对较低，或可满足“更便宜的氢源”和“更大规模应用”的要求。其次，石化企业在油气管道、压力容器等方面具有较好硬件基础和技术储备，或可满足“更高效的储运”要求。再次，石化企业拥有的加油站、加气站，经改造后有望成为加氢基础设施，并能节省土地购置、配套设施等建设成本，或可满足“更经济的加注”要求。最后，氢能产业链核心材料，例如碳纤维、气体扩散层、催化剂等，都是石化产品，石化产业和产品升级，将会对氢能产业链相关材料装备研发形成支撑。

　　石化行业氢能应用大有可为，但目前整体仍处于起步阶段，面临的掣肘和挑战颇多

　　长期以来，氢气作为一种重要的化工原料气体广泛应用于石油炼化、合成氨等产业领域。近年来，随着全球应对气候变化压力的持续增加，能源消费向低碳化转型的进程加快，氢气作为一种清洁、绿色的二次能源，逐步成为国内外能源及相关行业所关注的焦点。

　　未来，石油化工行业面临着维护供应链、完善产业链和提升价值链的重任，仍处于发展机遇期。氢能对于石化行业实现深度脱碳、绿色转型发展的意义和作用重大。行业企业在转型升级过程中，氢能也受到了越来越多的关注。在我国，氢能已成为传统能源企业转型发展的重点之一。虽然各企业在目标、模式、措施、力度上都各不相同，但发展氢能的共识已初步形成，传统能源企业圈与氢能相关企业圈正在逐渐靠拢。在能源转型和氢能热潮的共同带动下，传统能源企业几乎都在发展氢能方面做出了积极探索。大部分国内能源企业都立足于自身在氢气资源方面的优势，同时依托企业在技术、产业等方面优势，成立下属氢能领域子公司作为产业发展的主要推手，通过与先进氢能企业、政府部门建立战略合作关系或组建产业链协同等形式，开展在氢能产业的相关布局。整体看，石油化工行业氢能产业的发展具有广阔的前景。

　　但也应该看到，现阶段氢能产业发展，特别是在工业领域内的应用，面临的掣肘和挑战颇多：

　　一是产业政策体系有待进一步完善。目前国家有关规划从战略层面将氢能与燃料电池纳入其中，但尚未形成氢能专项规划和政策支持体系，缺乏氢能发展不同领域的中长期目标、路线图及可操作性的实施细则。氢能产业链建设存在同质化趋势。

　　二是产业上游供给与下游需求不甚匹配。生产绿氢所需的上游资源富集地区与主要氢气需求地区分离。在绿氢生产侧，大型风光电基地集中在西北的内蒙古、甘肃、青海、新疆等风光资源丰富地区。绿氢消费侧主要集中在东部沿海地区。存在可再生能源、水资源、用能产业的空间错位，长距离输送能源效率低、能耗损失大等问题。

　　三是产业相关技术装备材料亟待突破。目前，我国氢能产业围绕燃料电池电堆及配套系统的核心材料、装备、技术工艺等，取得一定突破，解决了从无到有的问题，但氢能产业链条长，涉及制、储、运、用等多方面，在高效电解水制氢、大规模储氢技术和装备、长输管道输氢、可再生能源发电与电网耦合、耦合绿氢的炼油化工工艺流程再造、电解水制氢耦合制甲醇或绿氨等化学品等关键领域技术均还处于研发或工业化示范阶段博鱼·boyu体育，技术的可靠性、稳定性及经济性均还无法满足大规模市场化应用要求，这在一定程度上制约了氢能产业的快速发展。

　　四是产业发展尚不具备经济性。从制氢环节来看，在典型制氢工艺中，水电解制氢的成本最高，单位制氢成本是煤制氢的3倍、天然气制氢的2倍、甲醇制氢的1.5倍左右。现有利用可再生能源制氢则存在效率低、综合成本高等问题。

　　从储氢环节来看，虽然液化储氢、固态储氢、有机化合物储氢等储氢技术均取得了较大进步，但储氢密度、安全性和储氢成本等问题尚未解决，离大规模商业化应用还有一段距离。

　　从用氢环节来看，绿氢的工业化应用，受限于可再生能源制氢技术成熟度、制取成本及供应稳定性等因素，还无法满足大规模工业领域应用。绿氢制取模式、技术路线还需要通过示范来验证和进一步优化提高。如目前在西北部地区大规模上马的绿氨项目，存在产品整体成本较高，市场竞争力弱，未来下游市场需求不清的情况。

　　石油化工行业氢能产业发展应依托氢能资源、基础设施、材料技术等优势，结合我国氢能产业发展内在需要，积极拓展业务版图、推动转型发展，加快氢能相关技术应用，帮助行业实现中长期“碳中和”目标。

　　以蓝氢资源生产者、基础设施共享者、绿氢化工引领者、核心材料开拓者的角色定位，积极参与氢能产业链建设。

　　一是高效、深度、高值化开发石化化工行业副产氢，以“蓝氢”作为近中期我国氢能产业发展的资源基础。从“理论可开发、技术可开发、实际可开发”三个角度，做好氯碱、丙烷脱氢、乙烷裂解及炼化、合成氨等行业或领域副产氢资源摸底工作。结合区域内氢气市场需求，应用副产氢分离、提纯等关键技术和设备，合理、有序、经济开发石化行业“蓝氢”资源。

　　二是依托石化行业或企业既有基础设施，加快构建氢能储运和加注网络。推动既有天然气管道改造，开展天然气掺氢、纯氢管道输送试点示范，探索氢气规模化运输和利用途径。引导和鼓励加油站、加气站升级为油氢、气氢等合建站，以较低成本补齐加氢短板。加快管理体制、材料技术、安全标准、价格机制、商业模式等创新，为大规模应用提供实践经验。

　　三是加快推动“绿氢替代灰氢”、氢基化工等技术研发和示范项目建设，推动石化化工行业深度脱碳工艺技术变革。重点围绕合成氨、甲醇及炼油过程，根据企业生产工艺和对氢气需求数量、品质等要求，在可再生能源资源富集地区开展可再生能源制取绿氢、绿氢替代灰氢的产业化示范工作。试点探索氢基化工技术工艺路线，提升转化效率，适时逐步扩大产能规模，为石化行业实现碳中和做好技术储备。

　　四是加快氢能核心材料技术示范与产业化，引领产业自主可控和高质量发展。前瞻布局氢能产业链核心材料业务，加大研发投入力度，突破催化剂、质子交换膜、碳纤维等材料技术“卡脖子”环节，提升产业自主化水平。引导推动掌握核心技术的企业由“隐形冠军”向龙头企业转型，延伸产业链，构建膜电极、燃料电池、储氢设备生产体系，抢占氢能装备制造新高地。

　　一是以下游推上游。坚持统筹规划，加强发展氢能的顶层设计。根据氢能下游应用场景与项目规模，“自下而上、以需定产”，统筹规划氢能供应链格局，因地制宜选择合适的供应方式，有序推进上游氢能资源开发，避免形成资源过剩和浪费。

　　二是以试点带全局。坚持示范引领，以点带面推动行业向氢能业务转型。探索副产氢资源开发利用模式、打造高效经济氢能储运网络、构建多元化氢能综合应用场景，推动若干“明星工程”建设，形成对其他区域、业务板块的示范和引领作用。

　　三是以应用聚产业。坚持创新驱动，开展高水平跨企业、跨机构战略合作。在开展试点项目同时，注重产学研用为一体的创新平台建设，加强与相关企业、机构的交流与合作，加速技术成果产业化，突破氢能应用发展瓶颈。

　　四是以企业促区域。坚持开放共享，为区域氢能发展提供资源和基础设施支撑。充分发挥石化行业龙头企业的区域影响力、行业影响力和资源优势，率先推动氢能基础设施对社会开放，并以资源优势助推区域氢能一体化发展。

　　提要：风光制氢一体化的模式能够将绿氢的成本下降至接近化石能源制氢成本，为绿氢对灰氢的存量替代提供动力。因此，未来要寻找先发优势场景，制定与区域资源实际情况相适应的发展模式，以此来带动氢能产业的健康发展

　　氢能被广泛认为是一种可持续发展的能源选择，已成为减少碳排放和应对气候变化的重要手段之一。目前，我国已在氢能领域取得了多方面的进展，并有望成为氢能技术和应用领先国家。

　　通过制备、储输和应用环节的建立，我国的氢能产业链逐步形成了完整的生态系统。政府的支持政策、企业的投资和创新努力，以及科研机构的研发成果都为氢能产业链的健康发展作出了贡献。随着技术的不断突破和市场的进一步拓展，我国的氢能产业链有望进一步完善和壮大，推动可持续能源的转型与发展。

　　氢能产业链上游发展方面。目前，我国已具备较强的制备氢气能力，我国氢气年产量超过3500万吨，位居世界第一，在氢气的供应方面取得了显著进展。主要表现在以下几个方面：首先是制备氢气的生产规模逐渐扩大。随着氢能产业的发展，一些大型能源公司、氢气生产企业及新能源企业涉足制氢领域，扩大了制氢能力。其次是技术创新，我国在制氢的技术创新方面取得了重要进展。特别是在水电解技术、天然气重整技术和生物质气化技术方面，我国在技术改进和创新方面取得了显著成果。第三是成本降低，随着制氢技术的不断成熟和生产规模的扩大，制氢的生产成本逐渐降低，这对于推动氢能的商业化应用具有重要意义。第四是安全性提升，我国在制氢生产过程中加强了安全控制和管理，建立了相应的安全标准和管理体系，提升了制氢气的安全水平。

　　氢能产业链中游发展方面。我国在氢能储存和运输方面取得了一定的发展，但氢的储运仍然是制约我国氢能产业发展的难题。目前，我国在液态氢、压缩氢和固态氢储存技术都进行了一定的研发和应用，氢气管道输送也开始进行试点项目。随着技术的进一步突破和政策的支持，我国有望推动氢能储存和运输技术的创新和进步：

　　（1）液态氢储存与运输：研究机构和企业正在积极探索液态氢储罐的设计和制造，以提高储存效率和安全性。在民用方面，低温液态储氢技术主要应用于液氢储氢型加氢站和氢液化工厂，我国在液氢民用领域仍处于起步阶段。针对液态氢的运输，我国主要使用液氢罐车，槽车是液氢车运的关键设备，常用水平放置的圆筒形低温绝热槽罐。

　　（2）气态氢储存与运输：高压常温气态储氢是目前发展最成熟、最常用的储氢技术，也是现阶段我国重点发展的储氢方式，在较长的时间将占据氢能储存的主导地位。针对高压气态氢的运输，我国已有较成熟的长管拖车、管束式集装箱的设计制造及使用经验，单车运氢量不超过500千克。

　　（3）固态氢储存与运输：研究机构和企业致力于开发高效、安全的固态氢储存材料，以及相关的储氢设备。虽然固态氢储存技术仍处于研发阶段，但在这个领域的努力为未来的氢能储存提供了新的可能性。固态氢输送可采用一般的货运车辆，专门用于固态氢输送的车辆很少，目前我国的固态氢输送仍处于发展阶段。

　　（4）氢气管道输送：目前，我国在氢气管道输送方面还处于初级阶段，氢气长输管道规模较小，仅建成了三条几十公里长的氢气运输管道和两条上百公里的煤制气、氢气混合输送管道。

　　氢能产业链下游发展方面。去年我国氢气需求量接近3000万吨，占据全球总需求量近三成。在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量预计将提高至3715万吨，在终端能源消费中占比约5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至约1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%。尽管氢能的应用和使用在我国还处于起步阶段，但随着技术的进一步成熟和成本的降低，预计氢能的应用范围将逐步扩大，为可持续发展和能源转型作出积极贡献。

　　氢燃料电池汽车应用：我国政府积极推动氢燃料电池汽车的发展，并出台了一系列支持政策。我国汽车制造企业已开始生产氢燃料电池汽车，一些城市也建设了氢燃料电池汽车加氢站，2021年国内已建成加氢站218座，较上年增长近100座。我国氢能在交通领域的应用呈现“氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展”的特点。当前氢燃料电池汽车的主要示范应用集中在物流、客车等领域。截至2021年底，我国氢燃料电池汽车产量1777辆、销量1586辆、保有量8938辆，我国氢燃料电池汽车正在逐渐被市场接纳，氢燃料汽车进入商业化初期，其中氢能重卡基于其长距离、重载等方面核心优势，在重载运输需求密集的地区已探索出一些可供复制推广的经验。尽管我国当前氢燃料电池汽车的数量还相对较少，但随着技术的成熟和政策的加持，预计氢燃料电池汽车的应用将持续增加。

　　工业领域应用：目前我国有超过90%的氢能消费集中在石油化工、钢铁冶炼等工业原料领域。一方面，氢气可以用作工业生产中的燃料，取代传统的化石燃料，燃烧时不会产生二氧化碳等温室气体；另一方面氢还是一种重要的工业气体，可作为还原剂及化工原料。中国宝武集团2021年底举行了湛江钢铁全氢零碳绿色示范工厂百万吨级氢基竖炉工程奠基活动，该项目建成后有望成为国内首套自主集成的百万吨级竖炉，也是世界首套直接加氢气进行还原生产的竖炉。目前，在石油化工行业利用绿氢对当前的灰氢进行存量替代，以绿电制氢进而合成各类化工产品的 Power-to-X 流程是实现化工行业深度脱碳的重要途径。

　　（3）能源储备和备用电力：当前我国光伏、风电等可再生能源发电发展迅猛，但由于其波动性、随机性、发电设备的低抗扰性和弱支撑性等特点，给电网带来了高效消纳、安全运行等一系列问题。氢能还可以作为能源储备和备用电力的一种选择，通过电解水制备氢气并将其储存起来，可以在需要时进行使用，以满足能源需求，达到平衡供需的目的。尤其在可再生能源的波动性较大的情况下，氢能的储备和利用可以提供能源的稳定性和灵活性。

　　氢能产业链主要包括氢气的制备、储存、运输和利用四个环节。制取技术主要涵盖热化学制氢、工业副产提纯制氢和电解水制氢，储运涉及气态、液态、固体及管道储运方式，加注主要有顺序取气加注和增压加注两种技术路线。在氢气制备方面，根据制备原材料及碳排放情况，可将制得氢气分为灰氢、蓝氢和绿氢。

　　目前，电解水制备工艺主要有三种：碱性电解水技术、质子交换膜电解水技术和固体氧化物电解水技术。

　　碱性电解水技术存在以下难题：一是碱性电解液容易与二氧化碳反应生成碳酸盐，其中的不溶性碳酸盐会堵塞催化层，降低电解槽性能；二是为了防止阴阳极产生的氢气和氧气发生混合引起爆炸，碱性电解水制氢需要时刻保持阴阳极两侧压力平衡；三是碱性电解水制氢的电解槽需要升温才能正常制氢，导致设备启动时间过长，难以适应快速波动的光伏和风电制氢。

　　质子交换膜电解水技术制氢的效率高、设备体积小、安全可靠；同时电解水技术的启停速度快、工作温度较低（约为80摄氏度），适合用于可再生能源制氢。然而，质子交换膜主要来自杜邦、德山、旭成工业等公司，存在一定技术壁垒；质子交换膜电解池常用的催化剂主要是铱Ir、钌Ru等贵金属，导致其加工制备的成本偏高。

　　固体氧化物电解水技术采用陶瓷或氧化物作为离子导体，无需使用昂贵的质子交换膜，因此成本显著降低。不过该技术在需要在高温条件下工作，导致其长时间运行后，会出现性能的快速衰减。因此，该技术的难点主要在电解质、连接体等部件的开发。目前该技术成熟度仍然较低，商业化产品较少，距离实际应用尚有一定差距。

　　根据氢气的存储状态，可以将氢气储运技术分为高压气态储运、低温液态储运、固态氢储运、有机液体储运和天然气管道掺氢输送技术等。

　　高压气态储氢操作简单，仅需要减压阀即可实现氢气的利用，技术成熟，是目前应用比较广泛的储氢路线。但高压气态储氢的缺点也极为明显，即使通过压缩提高氢气的运输效率，但由于氢气密度低造成实际存储量仍然较低，且储存压缩氢气的钢瓶内胆厚、自重大，氢气实际质量占总质量不足2%，整体经济性较差，因此该方式适用于分散式少量储氢，以及短距离的氢气储存运输。

　　低温液态储氢显著提高了氢能的储存、运输效率，因此适合长距离运输和提高空间储存效率，是氢气储存的最重要发展方向。不过，氢气液化温度极低，液化过程需要消耗大量能量，在储存过程中为了维持超低温又需要超高真空储罐，其制造工业复杂，导致液态氢气的技术门槛高、价格极为昂贵，目前国内液氢技术仍未达到大规模应用水平。

　　天然气掺氢输送技术可以有效节约成本，加快氢能产业布局效率。不过采用管道运输氢气应注意一些问题，如氢气的扩散速率高于天然气，且会对管道产生氢脆腐蚀，因此需要严格控制天然气掺氢比例并完善相关技术和设备配套。

　　此外，固态储氢和有机液体储氢仍处于开发阶段，相关材料关键技术仍有待进一步突破。

　　目前氢能利用，最成熟的是燃料电池。其中最具应用前景的燃料电池种类主要为质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池。

　　质子交换膜燃料电池具有如下优点：一是质子交换膜燃料电池运行温度较低，约为80摄氏度，因此可以做到快速启停；二是质子交换膜燃料电池整体质量较低，比功率更高；三是质子交换膜燃料电池不存在腐蚀性电解质，安全性更高。但质子交换膜燃料电池同样存在一些尚未充分解决的问题，在很大程度上限制了它的推广使用：一是质子交换膜燃料电池需要使用铂基贵金属催化剂，导致电池成本一直居高不下；二是质子交换膜燃料电池工作温度较低，因此其余温回收效果不如熔融碳酸盐、固体氧化物等类型的燃料电池；三是质子交换膜燃料电池催化剂对于大气中的一氧化碳、氮氧化物非常敏感，容易发生催化剂中毒导致电池失效。目前掌握高性能质子交换膜生产技术的企业主要为美国和日本公司，国内技术水平与世界先进水平尚存在差距。

　　固体氧化物燃料电池较为简单、造价更容易降低，并且有望实现大规模设备的生产和使用，是一种非常适合用于固定式发电的技术路线。

　　另外对于氢能产业，还存在以下问题。一是规模问题：尚未建立行之有效的行业规范，缺乏相关标准，行业发展缺少指导；此外，我国的氢能技术底蕴较浅，产业链不完整。这些问题限制了氢能的大规模使用。二是能耗问题：水电解技术的发展应以降低单位能耗为目的。水电解设备全寿命周期内，用电成本占所有成本的80%以上，能耗降低会带来可观的经济效益和社会效益。降低能耗所需的一次性设备成本，相对于全寿命周期成本基本可以忽略。三是稳定性问题：更宽功率范围内稳定高效制氢，实现能量最大化利用。可再生能源发电具有不确定性，其特点是间歇性、波动性和随机性，水电解制氢设备对可再生能源发电功率波动工况的响应特性需继续深入研究，提出针对性的水电解制氢系统配置优化和过程控制技术。

　　在“十三五”之前，我国氢能发展尚处于推广阶段，国家级规划并不清晰。自“十三五”至“十四五”，国家政策有序加码，对氢能产业给予高度重视，积极引导氢能产业的健康发展。近几年的国家层面氢能产业相关政策如下表所示。

　　在国家政策对氢能产业的大力支持与引导下，各地方政府部门积极响应号召，纷纷出台一系列地方性氢能产业相关政策，配合国家能源战略发展部署。自2020年以来，已有北京、上海、广东、浙江等十几个省市先后制定了氢燃料电池汽车产业相关政策和规划，对加氢站的规划建设、氢燃料电池汽车的推广应用、核心产业链的布局等都进行了详细布局。

　　在风光大基地鼓励就地消纳的背景下，风光制氢作为可再生能源制氢在我国拥有广阔的发展前景，国家顶层设计陆续出台。在政策引导之下，内蒙古、山西、宁夏等风光资源丰富地率先成为“十四五”时期风光制氢示范项目主要建设地区。内蒙古、山西、宁夏等多个省份也出台了相关政策来扶持风光制氢用氢一体化发展，这不仅能够缓解风光继续发展的消纳问题，还能避免短期内氢储运环节的高成本问题。

　　国家发改委已发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，提出了氢能产业发展重点领域和重要任务，明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，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。《规划》提出了氢能产业发展各阶段目标：到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万-20万吨/年，可见氢能利用在短期内不会成为能源利用的有效支撑力量，未来5-8年内氢能也只能作为新能源利用的重要补充方式之一。但可再生能源制氢是未来全国氢气来源的主要发展方向之一。针对储氢技术产业和技术基础较弱现状，应紧跟国际先进技术适当布局试点示范，将氢储能作为储能领域的重要补充之一，同时及时关注天然气掺氢领域，在氢气供应量较足且成本下降到与天然气相当时，适时考虑推动天然气掺氢领域的应用及相关产业的发展。

　　以各地区氢能利用总体战略定位和产业发展方向为指导，立足扶持各省氢能利用产业，聚焦于产业链中附加值最高、绿色低碳的部分，制定相关扶持政策、指导意见、招商目录等支撑性文件。在相关政策或规划的制定中，应尽量避免国内区域间的同质化竞争，立足于全国各区域的产业基础和资源条件禀赋，实现错位发展、特色化发展。

　　出台促进技术自主创新和氢能利用市场化运作的扶持政策，尽可能减少采用对车辆运营及生产制造企业直接进行补贴等方式，引导市场良性发展，并完善新能源企业补贴披露制度。同时，加大科研投入，以产业关键核心技术和“卡脖子”技术攻关为第一要务，集聚国内外优势团队力量，持续推进氢能前沿技术和关键设备研发。

　　对各地市进行有效引导，形成区域产业链错位发展布局。政府可以根据地区资源禀赋，鼓励开发和利用特定类型的氢能。通过资源优化配置，可以实现产业链错位发展，提高能源的整体利用效率。在全国氢能利用总体规模不大的情况下，引导各地市从下游应用场景的不同特点出发错位布局中上游产业发展。

　　氢能产业的发展不仅需要产业链中各环节的技术进步，还需要与其他可再生能源技术协同发展。利用富余核电、风电、光伏等开展氢气制备，一方面能够降低氢气制备成本，提高氢能利用的经济角度可行性；另一方面，氢气的制备能够提高可再生能源利用效率，减少弃风、弃光及核电降负荷运行带来的盈利损失；更为重要的是，氢能的利用能够使发电和用电从时间和空间两个维度“解耦”，提高新能源发电的可控性和灵活性。

　　氢能产业发展的最根本问题在于绿色氢气的制备和使用。在减碳目标下要利用绿氢对存量的灰氢需求进行替代，大幅提升绿氢的经济性。以国内应用最广泛的碱性电解水制氢为例，制氢成本约75%为电费，因此，获取了廉价的绿电就约等于获取了廉价绿氢。廉价绿氢是走通商业模式，实现行业快速发展的关键边际条件，因此，实现制氢用电的经济性势在必行。

　　目前氢气下游应用的主要基本盘在化工领域。以风光资源和化工资源聚集的地区为例，一方面，利用丰富的风光资源来发电能够大大降低绿氢制取的电力成本；另一方面，聚集的工业产业存在巨大的用氢需求，为氢气的就地消纳提供了条件，节省了储运成本。风光制氢一体化的模式能够将绿氢的成本下降至接近化石能源制氢成本，为绿氢对灰氢的存量替代提供动力。因此，未来要寻找先发优势场景，制定与区域资源实际情况相适应的发展模式，以此来带动氢能产业的健康发展。

　　在交通领域，氢能的发展需求实则代表着氢能的增量需求，未来燃料电池车对氢能的需求将是主要的增量之一。但目前由于制氢站数量较少、制氢的成本高昂、氢气运输管道等基础设施不健全，所以氢燃料电池车在与纯电动汽车的竞争中处于下风。氢燃料电池车走出困境的关键在于找到差异化的应用场景，而物流运输则是氢燃料电池车比较有优势的应用场景，因为物理运输路线相对固定，方便沿途建设相关加氢站等基础设施，所以可以将发展氢燃料电池商用车作为推广氢燃料电池车行业的突破口，在高寒、低温地区率先推广。

　　提要：中国石化将氢能作为新能源业务发展的核心，聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，以“打造中国第一氢能公司”为目标，大力推进能源绿色低碳转型，稳步推进“双碳”工作

　　氢能是近几年能源转型发展必谈的话题，绿氢炼化是炼化企业实现“双碳”目标的重要路径，是氢能工业化应用的重要场景之一。我国石化耦合绿氢降碳的工业化具有可行性，按照“国家有布局、市场有需求、发展有效益、战略有协同”的思路，中国石化从顶层设计、课题研究到项目落地付出了诸多努力，在加氢终端布局、绿氢炼化项目建设、制氢技术研发等方面取得显著成效。总体来说，石化行业耦合绿氢降碳前景广阔。

　　氢既有能源属性又可以作为原料参与化学反应，在炼化、冶金等工业领域中应用广泛。去年我国氢气总产量3500多万吨，其中煤、天然气等化石能源制氢占比77%。中国石化各炼化及煤化工企业2022年的氢气总产量约430万吨，占全国制氢总量12%左右。其中，煤、天然气等化石能源制氢约225万吨、碳排放量较大。总体看，氢气主要是作为原材料利用，直接作为能源使用的占比仅为0.03%左右。

　　氢能是实现碳中和的最佳能源载体。近三年来，全球氢能产业得到广泛关注，并在产用规模、技术迭代、支持政策、项目推进、认证标准、跨境贸易等方面均取得积极进展。同时，全球氢能产业合作及中方企业氢能“走出去”正持续推进，美国空气产品、德国蒂森克虏伯参与沙特NEOM项目，英国bp和荷兰壳牌联合中标阿曼绿氢项目土地，德国斯文德能源明确2030年前在哈萨克斯坦建设200万吨绿氢工厂项目（20GW，约占欧盟2030年绿氢进口目标的1/5）。近期，中广核和中国能建对外分别公布巴西14GW绿氢项目及摩洛哥32万吨/年绿氢项目的消息。2022年底以来，习已经在“中国-阿盟”、中法以及“中国-西亚”等多个多边、双边外交场合提出扩大氢能国际合作规模。今年7月27日，习在四川广元、德阳等地调研时，对能源发展再次提出“要科学规划建设新型能源体系，促进水风光氢天然气等多能互补发展”。

　　当前，我国已出台氢能产业多个相关政策。其中国家发改委、能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划》从顶层设计上对我国氢能产业的发展进行了指导，明确了氢能战略定位、指导思想、基本原则和发展目标等。提出到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，可再生能源制氢量达到10万-20万吨/年。到2030年，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。工业和信息化部等6部委联合推出的《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，鼓励企业开发利用绿氢，推进炼化与绿氢等产业耦合示范等。内蒙古自治区政府和湖南、广西、贵州等省政府也出台了相关政策，推动发展绿氢化工。

　　石化行业耦合绿氢应用场景多样，传统石化行业用氢领域的合成氨、甲醇、现代煤化工、炼油等业务均适用，具体与当地产业布局和项目的经济息相关。根据各地风光条件不同有所差别，我国西部、北部地区风光资源较好、未开发地较多，适合开展大规模风光发电制氢并就地供应当地石化企业；我国东部沿海石化企业适宜开展大规模海上风电+适度规模制氢路线，具体制氢规模和推进速度需要根据海上风电技术成本的进步情况来稳妥把握。

　　我国石化耦合绿氢降碳的工业化具有可行性。一是我国石化行业有得天独厚的风光资源优势。我国风光等可再生能源资源潜力巨大，已明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，其中在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风光基地建设。石化企业油气田矿区很多位于沙漠、戈壁、荒漠地区，与我国优质风光资源高度重合，具有获取风光资源优势。二是石化行业可实现可再生资源就地融合利用。石化企业自身是用电大户，西北部可利用优质风光资源发电制氢就地供应当地石油化工企业，东南部可以利用海上风电制氢就地供应沿海石油化工企业，或建设大规模、长距离输氢管道，解决运输成本高等问题，助力石化企业节能降碳。

　　目前，我国石化行业耦合绿氢降碳还处于工业示范阶段。如果考虑石化产业因绿氢替代带来的减物耗、降碳排、节能和提产等带来的其他效益，相信石化耦合绿氢降碳项目具有经济性。同时，石化行业耦合绿氢降碳符合能源发展趋势和国家产业政策，是实现碳中和的必然要求，具有可行性，发展前景广阔。由于该技术将会带动石化工艺流程再造与新能源耦合体系的构建，将对石化行业产生深远的影响，所以石化企业需要提早部署和谋划。

　　中国石化积极推进氢能应用现代产业链建设，助力构建新型能源体系、保障国家能源安全

　　“双碳”目标背景下，随着绿电制绿氢的不断示范应用，绿氢炼化将成为中国石化炼化业务实现“双碳”目标的重要路径，同时也是中国石化打造中国第一氢能公司、实现“一基两翼三新”产业格局、建成世界领先洁净能源化工公司的重要抓手和重要环节，是中国石化贯彻落实党的二十大精神、加快绿色低碳转型、实现高质量发展的重要行动。

　　完善顶层设计，制定发展规划。为贯彻落实党中央、国务院关于“双碳”目标的重大战略部署，中国石化制定了《“十四五”氢能发展专项规划》，以“打造中国第一氢能公司”为目标，聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，积极推进和引领氢能业务发展。

　　积极开展我国氢走廊建设中长期规研究等课题，推进氢能应用现代产业链建设。以建设国家氢能交通大动脉为依托，打造京津冀蒙、大湾区、长江流域等典型走廊示范线。同时，按照“科技支撑、产业引领、融通带动、开放合作”的总体思路，已与10余个省（市）签订了氢能合作相关协议，协助河南省、山东省、雄安新区等地方政府编制氢能产业发展规划，积极融入参与地方氢能发展规划。充分发挥氢能应用现代产业链建设专家咨询委员会的智库作用，为氢能产业高质量发展建言献策。作为国际氢能理事会董事成员、国际氢能与燃料电池协会副理事长单位等，深度参与全球氢能产业治理，提升我国在国际氢能领域的话语权。

　　绿氢炼化方面，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。

　　新疆库车2万吨/年绿氢项目已于6月30日产出绿氢。项目所制绿氢就地供应塔河炼化替代天然气制氢，用于炼油加工，实现现代油品加工与绿氢耦合低碳发展。项目通过自建电力专线，利用光伏发电直接制氢，同时建设储氢球罐实现氢储能以解决新能源发电不稳定性，保证下游用户用氢稳定性。

　　鄂尔多斯3万吨/年绿氢项目已于2023年2月启动建设，项目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。

　　乌兰察布一期10万吨/年（远期50万吨/年）绿氢项目所产绿氢通过1100多公里的管道输送至京津冀地区，市场覆盖北京燕山石化、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。

　　氢能交通应用方面，重点围绕“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，截至目前已累计发展加氢站超100座，国内网络占有率超30%，成为全球拥有、运营加氢站数量最多的企业。

　　以上大型绿电制绿氢项目及加氢站等基础设施的大力实施，不仅是构建新型能源系统、保障国家能源安全的重要举措，同时也带动了一批国内企业积极加入氢能装备的研发，相关装备制造产业的技术取得突破、制造成本迅速下降。碱性电解槽生产企业也从最初为数不多的几家发展为现在的30余家，呈现雨后春笋般的发展局面。

　　氢作为工业生产原料时，中国石化在几十年的炼油化工生产中已具备成熟、丰富的应用经验，但近年来将氢（特别是蓝氢、绿氢）上升为能源资源推进发展时，我们也遇到了部分现实问题：

　　一是氢能应用场景有待丰富。虽然国内已出台了相关政策及规划鼓励支持氢能产业发展，但政策主要针对氢能交通（燃料电池汽车）领域，在工业、建筑、发电领域的氢能应用工业领域并未出台具体支持鼓励政策，而以上领域的用氢及脱碳需求比交通领域更为迫切。此外，当前氢能交通领域受经济性及有关行业标准制约，实际应用场景仍然较窄，氢燃料电池车辆保有量增长较慢、实际利用率不高，部分地方政府补贴难以落实且有退坡趋势。

　　二是绿氢成本竞争力有待提升。我国绿氢资源富集区与主要应用市场区域错位，风光等可再生资源主要在西北部，绿氢炼化、交通应用主要集中在东部、南部及沿海地区。绿电制氢成本短期内将仍高于化石能源制氢，全面推广炼油化工、交通领域的绿氢应用还需依赖于技术进步降本和相关政策支持。

　　四是氢能基础设施建设审批标准体系有待进一步完善。加氢站、长距离纯氢输送管道等氢能基础设施建设在规划、立项、审批、运营监管等方面的具体政策制度还需要进一步完善。为此，提出建议如下：

　　一是推动完善绿氢生产支持政策。支持将可再生能源制绿氢纳入战略性新兴产业目录，在绿氢生产配套的光伏、风电等资源配置、电网支持政策（上网及消纳政策、增量配电网政策），储氢作为储能的补贴政策等方面出台配套鼓励措施，支持示范项目落地。

　　二是推动打造氢能应用示范场景支持政策。出台政策鼓励站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站模式。出台鼓励措施，对当前新能源车辆（含燃料电池汽车）不得运输危化品的限制逐步有序放开，扩大燃料电池汽车行驶路权，拓展燃料电池汽车应用场景。

　　三是加快打造产业创新支撑平台，设立氢能国家重大专项，鼓励相关企业积极研发新技术、新材料，不断提升我国氢能产业装备技术自主化水平。

　　四是支持绿氢生产和氢燃料电池等碳排放方法学开发，加快全国CCER（国家核证自愿减排量）市场启动和后续氢能项目开发和备案。中国石化正在与相关研究单位共同推动相关行业标准的制定。

　　五是推动完善氢能基础设施建设审批标准体系。制定完善加氢站、分布式绿电制氢、运氢车辆、长距离纯氢输送管道等氢能应用领域的标准规范，以及氢能基础设施建设在规划、立项、审批、运营监管相关方面的具体政策制度。

　　提要：中国石化新疆库车绿氢示范项目顺利产氢，标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通，对炼化企业大规模利用绿氢实现碳减排具有重大示范效应，为国内光伏发电绿氢产业发展提供了可复制、可推广的示范案例

　　在“双碳”目标背景下，我国正稳步推进绿氢规模化应用与产业链发展。6月30日，中国石化新疆库车绿氢示范项目顺利产氢，产出的氢气通过管道输送到塔河炼化公司博鱼·boyu体育，替代当前的化石能源制氢。至此，项目成功打通绿氢从生产到利用的全流程。

　　绿氢是通过太阳能、风能等可再生能源发电直接制取，生产过程中基本不产生温室气体，其产业链条上游连接着光伏、风电等新能源产业，下游应用在化工、冶金、交通等产业，对推动现代化产业体系的绿色转型有着重要作用。

　　中国石化新疆库车绿氢示范项目位于新疆尔自治区阿克苏地区库车市，是中国石化打造第一氢能公司的重点工程，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。项目建设内容主要包括光伏发电、输变电线路、电解水制氢、氢气储输、公用工程及配套辅助生产设施，其中光伏发电装机容量300兆瓦、年发绿电约6.2亿千瓦时，电解水制氢能力2万吨/年、储氢能力21万标准立方米、输氢能力2.8万标准立方米每小时，每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。

　　伴随着库车绿氢示范项目顺利产氢，产出的氢气通过管道输送到中国石化塔河炼化公司，成功实现了绿氢生产到利用全流程贯通，这也标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通，对炼化企业大规模利用绿氢实现碳减排具有重大示范效应，为国内光伏发电绿氢产业发展提供了可复制、可推广的示范案例。

　　同时，该项目所用的光伏组件、电解水制氢“心脏”电解槽、化学水制备、闭式冷却塔、储氢罐、输氢管线等重大设备及核心材料全部实现国产化，有效促进了我国氢能装备和氢能产业链发展。

　　作为我国首个贯通光伏发电、绿电输送、绿电制氢、氢气储存、氢气输运、绿氢炼化等绿氢生产—利用全流程的典型示范项目，库车绿氢示范项目建设中面临着工艺技术新、规模大、无成熟工程案例可借鉴等难点。

　　依托中国石化氢能重大专项、“十条龙”课题“万吨级绿氢工程技术开发及绿氢炼化示范”，通过联合攻关等形式，项目完成了大规模光伏制氢项目“源网荷储”一体化运行技术研发、储运输工程技术研发、适合万吨级绿氢项目的电解水制氢系统集成优化方案设计，突破性地解决了新能源波动电力场景下柔性制氢、向下游炼化企业连续稳定供应难题。其中，面对可再生波动电源制氢的技术难题，通过自主开发绿电制氢配置优化软件，将电控设备与制氢设备同步响应匹配，实现“荷随源动”，大幅提升对波动的适应性；研发的集合预测光伏发电、电氢耦合自动化控制工艺包等创新性技术，可根据光伏发电情况，预测产氢量和外输量，实现制、储、输的自动计算和控制，达到“智能生产”。目前，项目已先后完成了万吨级电解水制氢工艺与工程成套技术、绿氢储运输工艺技术、智能控制系统研发等创新成果，均实现了工业应用，项目已申报专利及专有技术10余项。

　　近期，新星公司将结合库车绿氢示范项目实际运行情况，优化电解槽集群运行调控策略，完善光伏管理系统的数据采集设施，加快库车绿氢示范项目能效测试方案研究和性能测试，形成光伏电站和输配电部分的数字化交付标准及万吨级绿氢项目特色运行技术和维护方案，并以项目取得阶段性的数据成果，为氢能核心技术研发、同类项目工程建设运行、关键工艺优化、关键设备的选型选商提供依据、积累经验。

　　2021年，欧盟出台“Fit for 55”一揽子计划。图片来源 视觉中国

　　随着低碳时代的到来，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。绿氢因其来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效及应用场景丰富等优点，具备明显的减碳优势，被认为是实现碳中和目标的一条重要路径。

　　目前世界多国已发布氢能战略，明确了氢能尤其是绿氢在产业转型中的重要地位。随着全球多个国家和地区出台利好氢能产业的政策，绿氢产业站上能源转型的风口，进入快速发展期博鱼·boyu体育。

　　从全球能源结构来看，目前终端能源中，化石能源消费仍占据了较大比重。制氢行业对化石能源的依赖也很深。根据国际能源署数据，2021年全球氢气基本来自化石能源制氢，绿氢占比仅为0.4‰。我国是世界上最大的氢能生产和消费国，2022年氢气总产量3533万吨，比上年增长32%。而目前生产的氢气绝大多数为灰氢（以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业副产气制氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳）、蓝氢（在制作灰氢的过程中利用CCUS技术减少二氧化碳排放），绿氢（通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放）仅占中国氢气总产量的不到1%。

　　为实现国际能源署（IEA）2050年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能源过渡委员会（ETC）预测，在2050零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构中最为重要的组成部分。

　　认识到绿氢产业对于能源结构转型的重要意义，世界各国纷纷出台利好政策，助推绿氢产业发展。

　　自2020年9月“双碳”目标提出以来，我国国家层面氢能相关政策导向由燃料电池向能源绿色低碳转型倾斜，绿氢成为我国能源绿色低碳转型的重要载体。2022年3月，我国发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，进一步强调了以可再生能源制氢为核心的氢能发展方向。今年6月，世界经济论坛（WEF）发布《中国绿氢发展路线图》，绘制了助力中国实现2030年绿氢发展目标的路径。近年来，我国对绿氢产业的重视程度也在显著增加。

　　2022年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，要求加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。2022年3月发布的《氢能产业中长期发展规划（2021-2035年）》明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位，同时明确提出了绿氢发展的三个阶段性目标：要求到2025年实现绿氢产能10万~20万吨/年，2030年实现绿氢的广泛应用，2035年绿氢在终端消费中的比重明显提升。

　　国家发改委在国家氢能规划中提及的2025年可再生能源制氢年产量目标为10万~20万吨，截至今年3月31日，我国多个地方政府已规划的可再生能源制氢产量合计超过90万吨，远超国家规划总量。

　　长期以来，我国将氢气作为危化品进行管理，氢气应用领域受限。为了推广氢能的大规模开发和利用，2022年以来，我国各地非化工园区制氢相关文件的出台明显加速，支持非化工园区制氢。目前已有吉林省、广东省、山东省、河北省、唐山市、武汉市、上海临港等地区发布非化工园区制氢“松绑”政策。

　　综合制氢制度改革政策来看，绿氢产业四大类支持政策直击“非化工园区制氢受限”和“绿氢制氢成本高企”两大痛点，进一步推动国内绿氢产业落地，推动行业进入快速发展期。

　　据新兴产业研究智库势银（Trend Bank）的调研显示，美国的绿氢项目布局较为稳健，政策导向更倾向于提高绿氢经济性。2020年美国推出《氢能发展规划》，提出了氢能关键技术指标，旨在从技术层面降低氢能成本。成本方面出台了一系列优惠政策刺激绿氢的发展。目前，美国绿氢项目多处于规划中，按计划将在2024年至2026年逐步投产。据美国能源部信息，截至2022年5月，美国建成和在建的质子交换膜（PEM）电解水制氢产能合计621兆瓦，相对2021年的170兆瓦增长了265%。

　　欧洲作为发达国家最多的大洲，政府和民主环保意识高，发展可再生能源的现实需求和意愿都很强烈。2019年12月，欧盟发布《欧洲绿色协议》，描绘了欧洲长期绿色发展战略的总体框架。2020年7月，欧盟发布《欧盟氢能战略》，提出了欧洲长期发展绿氢的战略蓝图。2021年，欧盟出台了“Fit for 55”一揽子计划来支持《欧洲绿色协议》落到实处。欧盟委员会认为，氢能是实现《欧洲绿色协议》和欧洲清洁能源转型的关键选项。2022年12月，欧盟“碳税”登场，欧委会、欧洲议会及欧理事会达成临时协议，宣布将氢气纳入欧盟碳边界调整机制（CBAM/碳关税），并于今年10月试运行，2026年正式实施。届时，灰氢、蓝氢等产品均需面临高额碳关税，绿氢将更具经济性。今年2月，欧盟通过了可再生能源指令要求的两项授权法案，提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成，为氢气生产商提供监管的确定性。可以说，欧盟绿氢产业已进入实质发展阶段。根据麦肯锡《氢能洞察2022》，目前欧洲能源公司已开始大举布局氢能项目，截至2030年规划项目的合计氢气产量已超470万吨。

　　严重依赖能源进口的日本，计划加快氢和氨的布局以加倍削减排放并在2050年实现碳中和。2021年日本更新《2050碳中和绿色增长战略》，计划未来10年投入3700亿日元扶持氢能产业，从预算、税收、金融、监督改革、标准化、国际合作等各方面推动氢能发展。

　　能源同样依赖进口的韩国，在能源战略上也选择了从化石燃料转向氢气。2020年2月，韩国颁布全世界首部《促进氢经济和氢安全管理法》，计划2030年构建100兆瓦级绿氢量产体系，2040年建立海外制氢基地，通过进口满足绿氢需求，2050年氢进口代替原油进口、氢能覆盖大型工业用能的发展目标。

　　随着氢能产业的发展和政策的支持，我国绿氢产能和需求也有望进一步提高。2019至2022年，我国氢电解槽装机量增长迅速。据势银（Trend Bank）预计，2025年，我国绿色可再生氢气的需求量将达到约130万吨以上，2023至2025年的电解水制氢设备累计出货量预计达到17吉瓦以上。

　　今年以来，我国绿氢发展火热程度持续高涨。据统计，今年1至3月确定已开标或开建的大规模绿氢项目新增1066兆瓦电解槽需求，对应1000Nm3/h（标准立方米每小时）碱性电解槽的需求量超过200套，预计2025年绿色可再生氢气的需求量将达到约130万吨以上，2023至2025年的电解水制氢设备累计出货量预计达到17吉瓦以上。

　　目前，我国绿氢项目年规划产量都在万吨以上，其中最大的项目年绿氢规划产量达到了25万吨。这些项目大多用于大规模绿色合成氨，预计于2025年逐步开始投产。根据势银的预测，未来电解水制氢设备的出货量可能在2025年迎来井喷式增长。2023至2025年中国电解水制氢设备预计累计出货17吉瓦，其中2025年中国电解水制氢设备的年出货量预计将超过11吉瓦，占比达65%，远高于2023至2024年的年出货量。

　　势银（Trend Bank）氢能与燃料电池产业研究总经理朱绍林对本刊记者表示，当前我国绿氢火热程度持续高涨的具体原因有三方面，其一是由中国石化、中国能建、国家电网、国电投、国家能源、三峡能源等央企国企在推动国内绿氢项目的发展；其二是很多地方政府政策将绿氢项目和风光项目指标进行绑定，鼓励企业在风光项目落地的同时配套绿氢项目；其三是对绿氢项目直接支持的政策力度在不断加大。

　　当前，全球氢能项目投资前景呈一片蓝海之势。到2050年，全球清洁氢供应链的累计投资将超过9万亿美元。那么，全球氢能项目投资有哪些挑战？企业在进行氢能项目投资过程中应注意什么？带着这些问题，本刊记者采访了毕马威中国交易战略和并购融资合伙人李晶。

　　按照《巴黎协定》要求，到2050年实现温室气体净零排放目标，意味着全球未来30年需要将氢的使用量增加6倍以上。这也表明，到2030年，世界每年需要生产1.7亿吨清洁氢；到2050年，世界每年需要生产近6亿吨清洁氢。根据目前的清洁氢项目公告，到2030年，全球只能提供4400万吨的总产能，只是2030年预计需求的1/4。因此，新兴的清洁氢市场将给全球氢能项目投资带来巨大空间。

　　李晶：在碳中和目标之下，绿色低碳和可持续发展的氢能产业已经成为全球能源转型的一个共识，绿氢成为氢能产业发展的重点。可以预见，未来全球氢能产业在低碳经济转型引导下，应用范围覆盖面将越来越广，长期需求确定性也会越来越高，在低排放压力下企业对氢产品溢价的支付意愿增强。

　　目前全球氢能项目投资表现出三大特点。一是投资标的更加多样、投资金额大幅上涨，投资领域仍较集中。二是全球范围内氢能项目提案数量持续增长，但达到最终投资决定的项目所占比例较低。三是制氢领域宣布的投资可满足净零目标的1/3，但氢运输和分配方面差距很大。

　　今后一段时间全球氢能投资一大趋势值得关注，即目前技术壁垒高、竞争格局尚不明朗的零部件和材料领域开始引起更多投资人的关注。

　　记者：由于资源禀赋和政府政策各有不同，各国家和地区发展氢能的方向和重点也有所不同。请问目前世界各国氢能投资都有什么特点和发展趋势？

　　李晶：首先从欧洲来讲，欧洲各国政府和企业应对能源转型及气候目标压力表现积极，制定并实施欧盟和国家级氢能规划，全方位扩大产业规模，组织跨国合作及大规模公共和私人投资，尤其是针对加氢站和输氢管道等基础设施建设；同时根据实际情况暂时保留蓝氢空间。其次是美国，美国氢能产业及相关技术已逐渐从专业化应用过渡到商业化应用，在产、输、储环节均寻求降成本、提性能的方案，在应用环节扩大相对成熟（如叉车）和接近收支平衡的应用领域（如备用电池解决方案），推动市场需求增长；同时积极推动如管网掺氢等未来广泛氢气应用的试点。第三是非洲，目前适于发展绿氢生产的非洲国家暂时处于氢技术应用的早期阶段，但非洲主要将氢能作为能源过渡战略的一部分，氢能投资旨在实现其氢能生产和全球出口方面潜力。

　　放眼国内，目前氢能产业布局已经遍布全国，30个省份将氢能写入了“十四五”规划。但氢能发展仍存在瓶颈，制氢技术有待进一步突破，储运仍然是氢能全技术链的薄弱环节。

　　李晶：氢能属于二次能源，产业链深且广，各环节都有技术突破空间、细分领域亦具有扩展为大赛道的可行性，同时可衍生产业聚集区和配套产业。另外国内氢能项目对土地、电网指标等要求少于风电和光伏项目，相对受地方政府欢迎。

　　就氢能产业本身属性而言，还处于早期发展阶段，技术路径中仍然存在不确定性。受限于成本、技术、应用场景和基础设施，目前商业化应用的经济性提升空间大，要求投资者拥有长期的战略定性与缓和中短期亏损的系统性手段；受政策大环境影响估值偏高。就外部机制而言，氢能产业安全规范与监管、应急预防与处理、碳交易等机制均有待完善。

　　李晶：制氢方面，低成本的可再生能源制氢值得关注。储运方面，可以关注储氢瓶、长管运输、盐穴储存、液氢储存。利用方面，具备核心技术能力的燃料电池电堆及零部件、关键材料国产替代值得关注。

　　李晶：与规模庞大的石化产业相比，氢能作为处在发展初期的新兴产业，基础薄弱、投资回报率不确定性高，目前氢能作为燃料还不足以与原油产生直接竞争关系。但就氢能清洁能源的本质而言，长期来看其对化石燃料的替代确定性高。一时的油价或其他化石能源价格变动对长期氢能投资的影响不显著。

　　近年来，国内氢能产业稳步发展。据中国氢能联盟预计，2020年至2025年间，中国氢能产业产值将达1万亿元，2026年至2035年产值达到5万亿元，到2050年氢能将占能源份额10%。

　　记者：目前，虽然欧洲是全球氢能投资的中心，但是中国已经成为全球氢能产业的一个发动机，请问您认为在中国投资氢能有哪些机遇？

　　李晶：在中国投资氢能项目面临诸多机遇。首先是大量的政府投资和激励措施，其次是拥有巨大的应用市场。再次是技术领域联合研发、标准制定的空间。

　　李晶：对于外国投资者来说，需要识别适当的战略合作伙伴以获得准入，同时需要保护知识产权和市场地位。需对政策导向的变化和透明度保持敏感。需明确中国能源行业传统上由国有企业主导的性质。需关注有倾向性的补贴和政府采购行为。对所有投资者来说博鱼·boyu体育，需要支持氢价值链建立的专门监管框架的制定。目前，中国氢能应用场景较为单一化，部分脱碳困难的领域进展缓慢，潜在的时空错配可能会形成投资过剩风险。

　　近年来，氢能开始步入发展快车道。由于前景广阔，在政策支持和产业链降本共振下，越来越多的企业跨界进入氢能赛道。

　　李晶：中国传统能源企业加速涉足氢能产业，反映出全行业对能源转型的必然性及实现“双碳”目标的共识正在深化。氢能作为重要能源，如今得到中国企业的广泛认可，这也与之前氢能发展预测相一致。未来随着清洁能源的需求日益增强，氢能将成为其中的关键驱动力。企业通过布局氢能，可以实现绿色转型，提升技术创新能力，从而获取新的竞争优势。另外，传统能源企业涉足氢能，也是对中国能源结构转型和“双碳”目标的积极响应，是对氢能潜力的肯定。未来还会有更多的企业投身氢能产业，共同推动清洁能源发展。

　　李晶：氢能产业链较长，投资者需要有长远的视角和耐心。氢能前期的投资重点主要在下游燃料电池应用上，现在这一领域已经取得了显著成果，无论是在成本控制还是技术发展上，都有了明显的进步。在未来，这个领域仍将是重点投资对象。

　　近期，投资重点转向了氢能产业上游的制氢环节。随着技术的进步，提高制氢效率和成本优化已变得至关重要。同时，项目投入的加大，无论是设施建设还是技术研发，都在推动这一环节的发展。

　　未来，投资将更集中于氢能产业的基础架构和技术引领博鱼·boyu体育。稳健的基础架构是保障氢能源供应的基础，而技术创新则助推产业进步。无论在国内或国外，这两个方向都已成为投资主流趋势，并预计会继续保持一段时间。

　　李晶：在看待中国市场的氢能投资前景时，需要区分短期和中长期的视角。短期来看，会存在一些市场波动。这并非特例，其他新能源市场，如光伏和风能，也经历了类似的起伏过程。市场的波动性是创新和技术进步带来的必然结果，因此投资者需要有应对市场波动的预期和准备。

　　从中长期角度来看，氢能投资的前景无疑是乐观的。可以预见，从现在到2025年，到2050年或者是到2060年，氢能作为可持续能源的重要组成部分，其市场份额和影响力将持续增长。对于投资者，尤其是企业，长期投入是必要的，但同时也需要对自身定位有清晰的认识，找准产业链中的价值所在，以及自身能力如何与这些价值点相结合。