降低绿氢成本是氢能产业全面崛起的关键

氢能产业是我国新兴产业和未来产业的重点发展方向，是发展新质生产力的重要方向之一。作为我国最大的氢气生产利用主体，中国石化自2023年牵头成立氢能应用现代产业链高质量发展推进会暨专家咨询委员会以来，全力推进各项重点任务，充分发挥“产业引领、科技支撑、开放合作、融通带动”作用，氢能应用产业链建设取得积极进展，在基础配套建设、重点项目实施、关键技术突破及链上企业间合作融通等方面成效显著，产业链补链、固链、强链能力不断提升。目前，国内氢能关键装备研发制造水平稳步提升，电解槽等装备制造成本下降30%左右，供应商发展为300余家，燃料电池系统成本较2020年下降近80%。

4月12日，由中国石化主办的氢能应用现代产业链高质量发展推进会暨专家咨询委员会第二届年会在湖北武汉召开。会议以“氢载未来 碳惠天下”为主题，围绕打造核心链环建设、完善产业链协同机制、把握绿氢绿氨发展趋势、防范产业链重大风险等方面，集聚全产业链智慧力量，助力我国氢能应用现代产业链高质量发展。

发展可持续燃料重要且紧迫

交通运输领域的碳排放是世界及我国碳排放的主要贡献者之一。2022年全球交通领域碳排放量占总碳排放量368亿吨的23.1%；我国交通领域碳排放量占全国碳排放总量114.8亿吨的10.4%。为减少碳排放量，可持续燃料市场迅速发展。可持续燃料是从可再生资源中提取的燃料，用以替代传统的化石燃料。全球可持续燃料市场规模预计2025年可达1500亿美元。

减少交通运输领域的碳排放是实现“双碳”目标的必要措施之一。我国正在规划建设一批可持续燃料项目，预计3年后产能会逐步快速释放。然而，可持续燃料市场存在一些挑战，例如，生产可持续燃料需要大量的可再生资源，而这些资源的成本可能很高。

中国工程院院士曹湘洪认为，发展可持续燃料要重视科学规划理性发展、技术路线优化选择、产业模式创新和体制机制创新，发展绿电制氢生产绿醇、绿氨要重视绿电的间隙性、随机性，以及绿醇、绿氨连续稳定生产的匹配性，同时要夯实技术基础，重视可持续燃料和氢能的耦合发展。

在航空运输领域，用生物航煤替代化石燃料是实现净零碳排放的有效途径之一。生物航煤是可持续燃料的一种，由 “地沟油”（餐饮废油）、农林废弃物作原料，经过复杂技术工艺处理而成。与传统石油基航煤相比，全生命周期碳排放量可减少50%以上，最高可达85%。

2023年我国航煤年消费量约3300万吨，若全部以生物航煤替代，一年可减少碳排放量约5500万吨。《“十四五”民航绿色发展专项规划》明确提出，力争2025年生物航煤用量达到5万吨。然而，由于“地沟油”杂质多、酸值高、含盐量大，生物航煤技术要求高、投入成本高，制约了产业大规模发展。目前，我国仅中国石化和河南君恒生物实业集团获得适航证书。

我国主要生物质总储量约38亿吨，可利用量巨大。生物质具有清洁、可循环利用等特点，与石油基航空燃料相比，是最早被认定的可持续航空燃料。作为可持续燃料的重要组成部分，生物航煤未来有很大发展潜力，是发展新质生产力的重要举措和航空业减碳的重要途径。

中国石化布局生物航煤产业链，以餐饮废油等为原料，生产出中国石化1号生物航煤，产品通过适航认证并首次实现商业飞行。中国石化集团公司首席专家聂红认为，航煤难用电、氢替代，航空业降碳面临较大挑战，需要围绕资源可获得性、技术先进性和经济性及碳足迹和碳减排，研发油脂加氢生物航煤、费托合成生物航煤、其他路线生物航煤等多条技术路线。由于其他路线技术成熟度低、生产成本高，2030年前，油脂加氢技术路线仍将处于主导地位。当下，亟须提升油脂加氢技术路线竞争力，同时推行其他生产工艺。目前，费托合成生物航煤技术部分单元已实现工业化，有望成为下一个商业化的生物航煤生产技术。醇制航煤和二氧化碳制航煤等技术也取得突破性进展，结合资源量和分布情况可提前进行工业布局。

清华大学教授魏飞认为，可再生绿电的低成本与大规模发展为二氧化碳制芳烃、绿色航煤提供了很大空间。芳烃12.5千瓦时/千克的高能量密度是绿氢二氧化碳转化与储存、利用的有效方法。金属氧化物+纳米分子筛模板自催化可在低温下得到很高效率的化学品。二氧化碳加氢反应过程中，芳烃特别是四甲苯有最优的低温选择性，由二氧化碳直接制四甲苯可有70%的选择性。利用生物质气化或二氧化碳+绿氢可得到生物航煤，且具备经济可行性。

使用替代燃料也是航运业碳减排的根本性解决方案。中国船级社武汉规范所所长甘少炜表示，绿色航运发展呼唤绿色燃料，航运业低碳发展虽然面临安全、燃料标准与供应、标准及监管要求高等挑战，但也将迎来新机遇，相关部门要不断完善新能源船舶安全标准和管理体系，持续推动我国航运可持续燃料全产业链发展，加快建立航运绿色燃料标准与认证机制。

以绿氢制备和燃料电池为龙头，带动氢能全产业链发展

目前，我国已初步掌握氢能制备、储存、运输、加注等主要技术和生产工艺，是全球最大产氢国，2023年制氢量约3500万吨，主要以化石原料制氢、工业副产氢为主。截至2023年底，我国规划可再生能源制氢项目387个，总产能643万吨/年；建成可再生能源制氢项目58个，合计产能7.8万吨/年。绿甲醇、绿氢炼化、氢冶金等多个工业示范应用项目建成投运。氢能供给总量稳定、绿氢发展加速。

我国炼油与化工仍是氢气主要消费领域，交通领域还处于小规模示范阶段，消费占比小于0.1%。在陆上交通领域，氢车与电动车优势互补，共同推动交通能源变革发展。截至2023年底，我国建成474座加氢站（投营280座），约占全球总量的1/3；氢燃料电池汽车保有量超过1.7万辆，约占全球总量的1/5，主要布局在国家“3+2”燃料电池汽车应用示范城市群，主要以重卡和公交车为主。

虽然取得了一定的成绩，但总体来看，我国氢能产业仍处于发展初期，发展路径还需进一步探索。中国石化原副总经理、氢能专咨委副主任凌逸群提出，一是加快完善国家氢能产业相关扶持政策，延续氢能交通优惠政策，出台绿氢生产、分布式制氢、储运和工业应用的财政支持政策，激发全产业链的发展活力；二是适度超前制修订氢能标准，健全氢能标准体系，提高标准的可实施性；三是加快出台氢气能源属性的全产业链安全管理办法，进一步提升制氢、储运氢和加氢站等设备和重点临氢场所的本质安全水平。

在燃料电池与氢能交通方面，中国科学院院士欧阳明高带领清华大学新能源团队建立氢能燃料电池技术体系，开发出国内首辆燃料电池城市客车产品，自主研发的燃料电池发动机，功率覆盖30~240千瓦，零部件国产化率达到100%。燃料电池性能实现了耐久性、智能化。

在电解水制氢方面，全面研发固体氧化物、质子交换膜、碱性电解水制氢技术，电解水制氢装备由于与氢燃料电池技术平台相似，成为当前唯一可行的商业化制氢技术路径，拥有更多的应用需求和更大的产业规模。

在氢能系统集成与氢储能方面，全面开展了制氢大系统关键工程问题与集成、氢安全监控、长周期大规模可再生能源氢储能等氢能系统集成关键技术研究。

展望未来，欧阳明高表示，在氢能技术链领域，我国当前在氢能核心关键技术燃料电池和电解装置方面已取得重大进展，还需继续优化升级。现有氢储运技术虽不理想，但有各种选择。在氢能价值链方面，已认知的价值是战略价值，并由此催生了氢能热，亟待开发的价值是商业价值，核心是性价比、源头是绿氢成本。在氢能产业链方面，要以富余绿电资源低成本制氢为源头，以多元化、大规模商业示范应用场景为龙头，带动绿色氢能全产业链发展。

会上，中国石化氢能装备制造基地正式揭牌，中石化石油机械股份有限公司董事长、党委书记王峻乔表示，加快建成自主可控、具有竞争力的氢能装备制造基地，必将助力我国氢能装备高质量发展。

降低绿氢成本是氢能产业全面崛起的关键

由于我国工业领域脱碳的紧迫性和绿氢与工业端应用的适配性，绿氢在工业领域，特别是在炼油化工和冶金领域的应用成为未来主要消纳方向之一。预测到2060年我国氢能年消费需求将增长到8600万吨，占终端能源消费比例达12%。

目前，我国氢能应用已形成制氢、储氢、运氢、加氢、用氢等较为完整的现代化产业链，关键材料、器件和装备制造基本实现国产化，产业规模不断扩大，参与市场主体范围不断扩大，呈现蓬勃发展态势。在国家政策扶持下，氢能产业进入“技术创新-规模降本-开拓市场”的良性循环。

2023年是我国氢能产业爆发元年，绿氢产业发展步伐加快，通过能源央企大型绿电制氢项目建设，推动国产电解槽等装备大型化，制造成本下降20％~30％。国内碱性电解槽供应商由最初的几家发展到目前300余家，单槽制氢规模从1000标准立方米/小时发展至3000标准立方米/小时。

在氢能制备方面，石油化工、煤化工、氢冶炼和氢储能领域企业纷纷布局，呈现“传统能源国企全链条整合”“新能源民企向氢能延伸”的发展格局。在氢能储运方面，我国正推动氢能长距离、大规模输送体系建设，30兆帕管束车下线投用，氢气中短距离管道投用，长距离管道开始建设，目前已建成运营氢气管道总长度超150千米。在氢能应用方面，中国石化依托自有炼厂建成氢燃料电池供氢中心11座，建成128座加氢站/油氢合建站，国内加氢站网络占有率约30%，数量居全球单一公司首位，初步打通京沪、京津唐、沪嘉甬、成渝万和济青5条氢能走廊。

绿氢产业正处在为期10年左右的“快速降本期”，是低碳氢从培育期走向商业化的关键阶段。通过降低发电成本和电解槽等装备成本，预计我国绿氢的基准平准化成本将在2030年降为20元/公斤左右，部分地区降至15元/公斤以下，若打通“以氢减碳”价值链，在碳价100元/吨时，预计绿氢将在2030年前后与天然气制氢展开竞争，2035年前后与煤制氢平价。

由中国石化新星公司负责实施的新疆库车万吨级绿氢示范项目工程于2023年全面建成投产，是全球首个规模化光伏直接制绿氢项目，开创了我国炼化领域深度脱碳新的发展路径。新星公司执行董事、党委书记刘世良认为，绿氢可广泛应用于传统工业（化工、冶炼等）用氢降碳、氢能交通、电网储能等场景，将在工业深度脱碳、能源转型、产业升级中发挥关键作用，未来发展前景广阔。采用“绿氢+生物质”技术，碳足迹清晰，是响应欧盟等碳政策的有效途径，可向冶金、水泥、交通等场景推广。绿氢产业竞争力将持续增强，降低绿氢成本是产业全面崛起的关键。绿氢的长时储能属性，将助力氢能产业、新能源电力、电网多方共赢。

河钢集团率先探索“以氢代碳”零碳生产工艺，实现“低碳冶金”新模式，彻底解决了钢铁生产的能源和碳排放问题。结合区域产业和氢能优势，建成全球首例120万吨氢冶金工程示范项目。河钢集团宣钢公司党委书记、董事长王宏斌认为，利用钢铁行业富氢的焦炉煤气提取氢气，可以解决制氢成本问题。

佛山仙湖实验室战略科学家程一兵认为，受氢气液化温度非常低等因素影响，氢能产业发展面临的技术挑战主要表现为难以低成本、高安全、大容量、跨区域储运，氨容易液化，液氨储运能耗和运输成本均较低，且储运技术、标准、基础设施较成熟，液氨作为氢的高效储运介质可将氢的运输经济半径从150~200千米增至数千千米以上，成为解决氢能储运问题的有效技术途径。