中国石化镇海炼化分公司，当代石油石化
1全球氢能概况
“双碳”目标推动全球能源行业由高碳能源向低碳能源转型，氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、应用场景丰富的绿色能源，正成为全球关注和投资的热点。根据国际能源署(IEA)2023年9月发布的统计报告，2022年全球氢气总产量(含合成气)超9500万吨，其中纯氢制备产量逾7900万吨、工业副产氢气逾1600万吨，当年全球氢气总需求量达9500万吨，超过2021年9400万吨的历史最高需求水平。在加氢站建设方面，据德国LBST最新发布报告显示，2012—2022年全球加氢站保有量从215座增长至814座，其中2022年新投运130座加氢站(见图1)。
欧洲、亚洲、北美是全球加氢站建设的主要地区，自2019年以来，亚洲地区在加氢站数量上实现了对欧洲地区的赶超，未来氢燃料电池汽车在亚洲地区将有更适宜的运营环境。
在我国，氢能被持续关注，近年国家及地方氢能支持政策密集出台。2019年3月，氢能源首次被我国写入《政府工作报告》，提出“推动充电、加氢等设施建设”;2020年5月，我国明确了“制定国家氢能产业发展战略规划”，同年，国家相关部门出台多个全国性燃料电池支持政策，地方政策也相继加码，主要聚焦于加氢站建设以及燃料电池车推广;2022年3月，多部门联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，规划明确了氢的能源属性，指出氢能是未来国家能源体系的组成部分，提出到2025年燃料电池汽车保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，到2035年形成氢能多元应用生态等目标;2022年6月，多部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，推动可再生能源规模化制氢利用;2023年8月，多部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南(2023版)》，这是我国国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。
在国家、地方诸多利好政策推动下，我国氢能产业呈蓬勃发展态势，氢能产业基础设施发展加快，氢气在汽车交通领域的渗透率逐步上升。在氢气生产方面，据国家能源局统计数据显示，2022年我国氢气总产量超3781万吨，同比增长14.5%，我国已成为全球最大制氢国。
2我国氢能产业链发展现状
我国氢能产业仍处于导入期，在国家政策扶持下，产业进入“规模化—降本—开拓市场”的量价循环，持续的技术进步有助于解决各环节核心技术的成本制约，进一步提升商业化竞争力。
2.1氢气生产
在氢能产业链中，氢气生产是源头。从技术路径看，目前主要制氢方式有天然气和煤等化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制氢等，其中，化石燃料制氢具有较大成本优势，是目前主流技术。据IEA数据显示，2022年全球范围内天然气(甲烷)制氢比例较高，约占62%，通过煤炭生产氢气占比为21%。而在我国，煤制氢是主流制氢技术，2022年煤制氢占比超60%。在化石燃料制氢工艺中，煤制氢成本相对较低，但污染最重，煤制氢方法下氢气与二氧化碳排放比为1∶11，而天然气制氢和石油制氢方法下则分别为1∶5和1∶7。
世界能源理事会将伴有大量二氧化碳排放的氢称为灰氢;将对伴生二氧化碳进行捕集、封存和利用后生产的氢称为蓝氢;利用可再生能源发电，通过电解水制得的氢称为绿氢。在“双碳”目标下，以煤工艺为主的制氢模式面临较大环保压力，短中期来看，我国制氢结构将逐步从灰氢过渡到蓝氢，终极目标是零碳排放的绿氢。
2.2氢气储运
氢气密度为0.0899kg/m3，远小于空气，难于高密度存储，因此氢储运成本较高，约占氢气终端售价的30%。储存氢气主要有3种方式，包括气态储氢、液态储氢和固态储氢。目前国内高压气态储氢应用相对成熟，通过连接减压阀即可方便快捷地释放所需氢气，运营成本相对较低，被广泛用于车用领域。而低温液态储氢仅在航天等领域得到应用，固态储氢和有机液态储氢尚处于示范阶段。
氢气运输分为气态氢输送、液态氢输送和固态氢输送，国内以长管拖车运输高压气态氢为主，但该方式适合短途，导致氢气运输半径相对较小。随着我国氢能市场逐步发展，氢气需求半径逐步增大，低成本、可高效跨域运输的管道输氢将成为发展趋势。在管道运输方面，美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的国家和地区，据IEA数据显示，截至2022年，全球氢气管道近5000km，其中美国投入运营输氢管道2600km，欧洲近2000km。我国氢气管道建设规模目前较小，未来我国输氢管道建设将提速，据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》数据，预计到2030年，我国氢气管道将达3000km。
2.3氢气应用
在我国，化工需求在氢气应用中占据主导地位，氢气广泛应用于石化、冶金、电子和航天等工业领域，在交通能源领域的应用尚未形成规模。为推动能源消费结构转型，我国政府近年先后出台大量政策加速推动氢气的能源利用，特别是在发展氢燃料电池汽车方面给予了较大支持。
2016—2019年，我国氢燃料电池汽车产量稳步上升，复合年均增长率达65%，截至2022年底，我国燃料电池汽车保有量已达12306辆，同比增长近38%。根据《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，未来燃料电池车仍为我国氢能利用核心载体，预计到2025年，氢燃料电池汽车保有量将达到10万辆，将拉动氢能市场规模进一步快速增长。据中国氢能联盟预测，到2050年中国氢气需求量将接近6000万吨，其中交通运输领域用氢需求达2458万吨，占比将超过40%。
与此同时，氢气在我国交通运输领域的应用仍面临瓶颈。
一是供应链体系不健全，加氢站网络待完善。加氢站是氢能广泛应用的重要基础设施，由于缺乏规范的加氢站建设审批流程，加上建设成本高，相较于遍布全国、数量逾10万座的加油站，我国加氢站数量明显不足，加氢成为了燃料电池汽车发展的瓶颈。我国目前运营加氢站主要集中在广东、山东、上海、江苏等4个省市，据国内氢燃料电池行业研究机构香橙会氢能数据库最新数据显示，截至2022年底，我国已建加氢站310座，其中仅240座正在运营。
二是成本过高。因燃料电池发动机昂贵，导致一辆燃料电池车售价是燃油车的近3倍，是锂电池车的1.5~2.0倍。同时，作为燃料的氢气价格较高，目前加氢站终端销售价格在50元/kg以上，若以60元/kg价格计算，氢燃料电池物流车每百公里燃料成本约为柴油车的1.5倍。
三是技术瓶颈，氢能技术难点多，亟需从氢气储运和加注、氢燃料电池、氢储能系统等主要环节重点突破“卡脖子”技术，如，严重影响燃料电池寿命和使用成本的质子交换膜生产技术等。
3我国化工行业机遇分析
在“双碳”目标大背景下,我国氢能产业发展迎来了加速期，根据中国氢能联盟预测，2026—2035年，我国氢能产业链年产值将达5万亿元，氢能产业链的蓬勃发展必将推动氢能材料需求持续旺盛，在碳纤维、质子交换膜、催化剂等领域为化工企业带来重要发展机遇。
3.1碳纤维
碳纤维是一种含碳量在90%以上，具有高强度、轻质、耐高温等优良性质的新型纤维材料。氢燃料车对储氢瓶有较高安全性和轻量化等要求，当前国内车载储氢方式主要采用金属内胆碳纤维全缠绕气瓶(Ⅲ型)，发达国家则采用非金属内胆碳纤维全缠绕气瓶(Ⅳ型)，Ⅲ型和Ⅳ型储氢瓶均需要碳纤维材料。根据中国科学院宁波材料所特种纤维事业部数据统计，氢能商用车携带4个储氢瓶，单个储氢瓶碳纤维用量约80.0kg;乘用车携带2个储氢瓶，单瓶碳纤维用量约37.5kg。
目前我国对于储氢瓶使用的碳纤维进口依赖度较高，约50%。虽然近年我国碳纤维产能明显增长，但受限于原丝生产技术和碳化技术，碳纤维产品性能较低，储氢罐所用碳纤维仍需从日本东丽、日本东邦、韩国SK等企业进口，日韩企业占据我国进口储氢瓶用碳纤维70%以上的市场份额。我国多个省份已明确将在“十四五”期间大力推动氢能产业发展，未来我国很可能成为全球最大的车载储氢瓶市场。在庞大市场需求的预期下，目前已有企业开始进入碳纤维生产领域。
3.2质子交换膜
质子交换膜被广泛应用于燃料电池、电解水等领域，在燃料电池行业，质子交换膜是电堆膜电极的关键材料，其性能优劣决定着电池的性能和使用寿命。全氟磺酸质子交换膜技术成熟、性能优良，是目前应用最广泛的质子交换膜体系。
国外质子交换膜生产企业主要有Gore、科慕(由杜邦拆分出的业务)、陶氏化学、日本旭化成、日本旭硝子等，国内质子交换膜基本依靠进口，在国产膜电极中有约90%使用的是Gore公司膜产品。
国内氢燃料汽车产业规划有望带动质子交换膜需求大幅提升。截至2022年底，我国共有20个省、市、自治区公布了2025年氢燃料电池汽车保有量目标，至2025年20个省、市、自治区总保有量目标将达10.837万辆，高于《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》提出的到2025年燃料电池汽车保有量约5万辆目标。质子交换膜作为燃料电池关键部件的核心材料，其需求会随着燃料电池车推广而增长。
3.3催化剂
燃料电池成本是目前制约氢能普及率最突出的问题，而氢燃料电池“卡脖子”的关键技术是氢能的催化剂。2020年9月，我国明确指出要重点支持催化剂等关键材料和零部件的研发突破。
在氢燃料电池的三大类催化剂中，铂因具有熔点高、强度大、电热性稳定、催化活性好等优点，成为目前生产企业的首选。不过，铂族金属资源高度集中，据美国地质调查局统计，世界铂族金属储量大国有南非、俄罗斯、美国和加拿大，4国储量占全球铂族金属资源总储量99%以上。
我国铂族金属资源比较贫乏，未来随着我国氢燃料电池普及，市场对铂的需求将会增加，进一步导致铂价格上涨，对氢能源发展形成阻力。目前一些企业和机构围绕开发替代贵金属催化剂、提高电催化剂活性从而降低铂金属用量等内容思考应对策略。
4某石化企业氢产业链分析
得益于广阔的应用场景和较高的产业链价值，氢能的开发与利用不仅成为石化企业实现能源转型的重要路径，而且演化为市场竞争的重要领域，包括中国石化、中国石油在内的多家企业纷纷布局氢能产业链。以华东地区某石化企业为例介绍企业层面氢能产业链布局情况。
4.1氢气的生产与化工消耗
华东某企业具备2700万吨/年炼油、220万吨/年乙烯产能规模，其氢气系统由产氢装置、耗氢装置、氢气管网组成，按照供氢压力，氢气管网由1.2Mpa、3.5Mpa和7.2Mpa等3个压力等级的子管网组成，管网氢源主要来自重油制氢、煤焦制氢气、乙烯裂解氢气、3#/4#重整变压吸附(PSA)氢、膜分离氢气等。
为争取低成本氢气资源、减少浪费，近年该企业在氢气系统优化方面积极探索，力争物尽其用，如，回收催化干气尾气中含有约50%的氢气、对二甲苯(PX)异构化尾氢等。截至目前，该企业氢气产能约58000kg/h(其中工业副产氢约25000kg/h)。
该企业耗氢装置主要包括渣油加氢、加氢裂化、加氢装置、非芳加氢、PX异构化、环氧丙烷/苯乙烯(PO/SM)等，聚丙烯(PP)、聚乙烯(PE)、裂解汽油抽提和焦气回收等装置也有少量用氢，总耗氢约56000kg/h。经全厂氢气产耗平衡，尚有约2000kg/h氢气可供外送。
4.2氢气的能源利用
石化行业具有低成本氢气优势，同时氢源稳定，在发展氢能产业链方面具有先天优势。该企业充分利用行业优势，并结合公司产业转型升级布局实际，提前加速布局氢能市场。2021年6月，建成了所在市首座加氢示范站，将4#PSA装置生产纯度达99.99%的氢气，经管道运输至新建加氢站作为气源，加氢站加氢设计能力为500kg/12h。2023年7月，该企业在已建成投用加氢示范站基础上，增设加氢机预冷器、高压储氢瓶组，优化完善加氢工艺流程，新增4000kg/d的鱼雷车氢气充装设施，可供20辆鱼雷车(单辆载氢量200~400kg)向周边加氢站输送氢气，实现了可同时为燃料电池汽车加氢及下游加氢站充装的服务。
该企业氢气生产成本10~12元/kg，较社会加氢站具有明显成本优势。在国家与地方政策发力，持续加大氢能推广力度的大背景下，未来拟将以增加氢气产量，降低氢气成本为目标，稳妥发展氢能业务，联合地方政府不断创新氢能应用场景，逐步提升氢气在区域市场的渗透率，努力建成所在省最大氢能充装母站。
5发展建议
1)重视副产氢的利用，促进降本增效。从制氢的技术成熟度和成本方面考虑，短期内制取高纯氢最可行的方案是将工业副产氢充分利用。对于有大量副产氢的石化企业来说，氢能发展将是契机之一。应重视副产氢的价值，提前发展和储备氢气分离和回收技术，加大对氢气综合利用的投入，在原有产业基础上陆续开拓氢能产线，探索新能源转型的经济增长点。
2)加快产品结构转型，助推下游高端化延伸。受替代性交通运输燃料等因素影响，“十三五”时期我国汽柴煤油表观消费总量减少，年均增速为–1.7%。未来，随着我国经济进入高质量发展阶段，经济增速的放缓会影响成品油消费的增长，同时交通运输领域“脱油向电”趋势加速，也对成品油消费构成较大冲击。作为以油品生产为主要业务的石化企业，应加快减油增化步伐，特别是要在与氢能发展相关的新材料等方面加速发力，加大力度延长氢能产业链。碳纤维是气态储氢瓶的关键材料，碳纤维市场会随着氢的热度而持续扩张。
3)通过强强联合，推进新能源与石化产业耦合，实现能化共轨。氢能的重要意义，不仅在于功能作用，更重要的是可作为工业企业实现减碳的重要手段。在推进“双碳”目标的大背景下，国内氢能发展前景较好，石化企业应充分发挥生产与市场的区域优势，积极发力氢能产业链布局，超前谋划绿氢生产布局。在能源保障方面，通过强强联合构建多元化能源供应体系。目前中国核电(7.930, 0.00, 0.00%)正在策划用模块式小型堆为工业园区、小型生产基地提供稳定高效电能。针对炼化企业，建议在生产基地探索开展核电供电的应用研究。此外，我国自主研发的第四代先进核能技术高温气冷堆的热工艺可用于制氢，电和氢多能源协同解决。
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