必威近日，由中国石油和化学工业联合会、中国石油、中国石化、中国海油、国家管网、中国氢能联盟共同主办的“2024氢能产业高质量发展大会”在京召开，大会以“科技创新引领产业创新 发展氢能新质生产力”为主题，旨在推动我国石油和化工行业面对新形势、新挑战、新要求，探讨氢能领域相关企业如何发挥各自优势，以科技创新为引擎催生新产业、新模式、新动能，以绿色低碳为遵循建立新体系、新路径、新优势，加快形成以高科技、高效能、高质量为特征的氢能新质生产力，统筹推进传统能源、新能源和碳减排技术的迭代升级，开辟高质量发展的新领域、新赛道。本版整理了部分与会领导、专家的观点，敬请关注。

　　近年来，在全球应对气候变化、加快能源转型的大背景下，氢能作为一种低碳、高热值、来源广泛的清洁能源，成为用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。全球主要发达国家都高度重视氢能产业发展，氢能成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。

　　2024年11月8日，我国发布《中华人民共和国能源法》，氢能被纳入能源管理体系，意味着氢能正逐步成为国家未来能源体系的重要组成部分。

　　目前，我国除了传统用氢领域，氢能产业总体上处在起步期，创新能力不强、技术水平不高、装备制造较弱、应用场景不多。面对新形势、新挑战、新要求，氢能领域相关企业如何发挥各自优势，走出一条高质量发展的新路子？

　　我国是最大的制氢国，掌握了制备、储运、加氢等主要环节的技术和工艺，能源科技创新和产业变革加快推进，使得氢能产业成为抢占未来能源竞争制高点的重点领域。

　　中国氢能联盟预测，到2030年，我国氢能年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约5%。到2060年，我国氢能年需求量将增至1.3亿吨，在终端能源消费中占比约20%。氢能与电力协同互补，将带动形成10万亿级的新兴产业。

　　中国石油和化学工业联合会党委书记李云鹏指出，氢能产业要走出一条高质量发展的新路子，一是要坚持标准先行，以规范化建设引领全产业链发展。二是要坚持创新驱动，以多元化应用促进产业规模化发展。三是要坚持示范引领，合理化布局避免“内卷式”竞争。坚持以市场应用为牵引，合理布局、以点带面，因地制宜拓展氢能应用场景，建设一批重点示范项目，有序推进氢能技术创新与产业应用示范，避免盲目招商、一拥而上，稳步构建安全、稳定、高效的氢能供应体系。四是坚持开放共享，以国际化合作打造全球氢能“生态圈”。

　　我国是世界第一产氢大国，产量约占全球的30%。2023年，氢气产量超3500万吨，主要作为合成氨、甲醇及炼化等工业过程中的中间原料。西北、华东、华北等传统工业区是氢气的主要生产地和消费地。

　　工业和信息化部节能与综合利用司副司长丁志军表示，工业领域是氢能应用的主战场，加快工业领域清洁低碳氢的替代进程已成为国际共识，是培育经济新动能的重要方向。石化行业要加快氢能应用场景拓展，以化工、冶金这两个主要领域为突破口，积极培育氢能新技术、新场景、新模式，强化关键技术装备攻关，带动产业化和规模化发展。

　　针对目前存在的制氢成本过高、“绿氢不绿”等问题，中国石油天然气股份有限公司总工程师杨卫胜指出，从长远发展来看，整个氢能产业还有很多技术上、经济上、模式上的难题，亟待从业者共同探索攻克，这也从侧面说明通过氢能科技创新发展新质生产力的空间广阔。

　　2023年，全球能源燃烧和工业过程的二氧化碳排放量约374亿吨，我国二氧化碳排放量约126亿吨，占全球碳排放量的30%，其中，石化化工行业碳排放量约17亿吨，碳减排对石化行业来说是一项现实且紧迫的任务。

　　中国国际工程咨询有限公司总工程师杨上明指出，氢能将成为石化化工产业绿色低碳转型、打造新质生产力的可靠支撑；通过与化工企业转型融合，成为推动氢能产业发展的最关键抓手；通过碳市场和产业政策倒逼、强化补贴等政策引导，降低全产业链成本，是氢能可持续发展的关键所在。

　　中国石油寰球工程有限公司首席技术专家张来勇建议，加速氢能需求创造，政策层面支持示范项目建设；明确绿色化学品与绿色燃料的标准，并纳入认证体系；强化绿色产品运销保证，推进氢基能源低碳发展。

　　双碳背景下，能源消费必将加速向以氢能等为代表的清洁能源转型。

　　氢能具有大规模、长周期储能优势，是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。但氢气易燃易爆、密度小、易扩散，储存运输基础设施建设及投资强度大，短期内实现大规模商业化应用存在较大难度。

　　在展望氢能应用技术的发展前景时，中国工程院院士凌文指出，现在到2025年，要优先发展长寿命燃料电池系统技术体系、低Pt量（在燃料电池电堆中减少贵金属铂的使用量）与高耐久性高性能电堆技术体系、富氢高炉技术体系；2030年前后，要优先发展氢基竖炉理论与技术体系；2035年前后，要优先发展高效率固体氧化物电解池（SOEC）理论与技术体系。

　　2024年前三季度，我国可再生能源发电量达2.51万亿千瓦时，占全部发电量的35.5%。由于新能源发电存在波动性和间歇性，在风光资源丰富的地区，推进可再生能源制氢及氢能储输用，可有效解决新能源发电的就地消纳问题。

　　目前，石油石化行业推进氢能发展已步入快车道，一大批具有代表性的项目取得显著成效，为日后发展奠定了良好基础。中国石油在富产氢规模化回收、电解水大功率宽范围调节、新型催化剂研发、高压气态储氢等领域开展了大量示范探索；中国石化新疆库车2万吨/年绿氢示范项目攻克了波动电源大规模柔性制氢、绿氢稳定供应炼化企业的难题，为绿氢产业大规模发展提供了全球样本；国家管网已初步形成甲醇液氨管道输送工艺系统扩散规律及安全控制体系。

　　目前，我国燃料电池发电示范应用场景更加多元化，掺氢/氨燃烧发电逐渐向吉瓦级突破，燃料电池动力应用沿多方向展开。燃料电池车用和固定式发电应用成为国内外燃料电池产业发展的两大热点。电力是除交通应用外发展最好的领域，燃料电池可在固定发电、备用电源等多个领域应用，其中固定式发电又包括大型分布式发电系统、小型家用热电联产系统和备用电源系统。从全球商业应用来看，质子交换膜燃料电池（PEMFC）和固体氧化物燃料电池（SOFC）是当前最主要的燃料电池技术路线。

　　我国工业领域正在攻关绿氢合成氨、绿氢制甲醇、绿氢冶金等技术，到2060年，在工业应用领域占比有望达到60%；在建筑应用领域，供暖、燃气有望实现高效率燃料电池发电系统的商业推广；在交通应用领域，氢内燃机将实现小功率示范，到2060年占比有望达到31%。

　　目前，全国范围内化石能源制氢占比为78%、工业副产氢占比为21%，而绿氢占比仅为1%；在氢气消费侧，氢气主要作为原料应用于化工、炼油等工业领域。航运业带来甲醇需求的增长、钢铁行业氢基竖炉的应用、交通领域燃料电池重卡、掺氢/氨发电等多元应用场景，有望进一步刺激绿氢的需求，绿氢替代灰氢是必然趋势。

　　在生产、储运、终端设施及应用领域产品开发等全产业链上，氢能基础设施关键零部件较多、系统复杂、用材特殊、加工工艺要求严苛，我国相关核心技术和设备自主化程度不高。综合考虑源头传统能源替代、过程多模式高效储运、末端多场景应用，统筹相关技术特点、功能作用必威，中国工程院院士张来斌提出建立氢能制取与转存、存储与输配、原料与动力和共性支撑四位一体的氢能技术体系，支撑氢能产业高质量发展。

　　2023年，新能源已成为新增电力装机主体，新增装机占比达到85%，风力必威、光伏平均利用率分别为97.3%、98%。氢能高效利用的关键在于氢能的储存，是影响氢能产业大规模发展的重要因素。

　　氢能产业链包括制、储、运、加、用环节，具有产业链长、应用领域广、涉及产业部门众多等特点。

　　氢储运成本为总成本的30%左右。氢储存运输成本过高是制约氢能产业发展最大的瓶颈。如何建立涵盖“制、储、运、加必威、用、研”全产业链条，引领推动氢能产业高质量发展，中国石油化工股份有限公司高级副总裁喻宝才指出，一是大力发展绿氢炼化、氢能交通业务，加速氢能应用产业布局；二是以科技创新引领产业创新，积极突破氢能商业化瓶颈；三是全力扛好氢能应用现代产业链链长职责，不断延伸和扩大“氢链氢圈”。

　　安全高效储运是氢能产业规模化发展的关键。目前氢能储存包括常温高压储氢、深冷液态储氢、带压固态储氢、有机液体储氢、化合物储氢等。不同的储运方式所用压力容器、气瓶、压缩机等储运设备不同。

　　我国固态储氢刚刚起步，液态储氢装备与国外还存在较大差距，20兆帕以上的更高压力及大规模管道运输在技术、标准等方面仍存在较大障碍。基础设施网络总体薄弱，核心装备与零部件技术有待提升，真正完全商业化运营的加氢站很少。目前，仅有35兆帕加氢站技术趋于成熟，加氢站的设计、建设及三大关键设备（45兆帕大容积储氢罐、35兆帕加氢机整机和45兆帕隔膜式压缩机）均已实现国产化。

　　值得关注的是，2024年11月18日，全球首例大型固态储氢装备成功发往马来西亚，标志着我国在解决氢气长距离大规模运输等问题上取得重大突破。该储氢罐采用上海氢能企业研发的镁基固态储氢材料。氢气与镁合金发生化学反应后以固态形式被储存起来。相较只能储存数百公斤氢气的液态储氢罐，固态储氢罐可以储存1吨氢气，并且可以在常温常压下运输。

　　氢安全是氢能应用和大规模商业推广的重要前提。我国氢能安全技术研究基础薄弱，目前主要集中在氢燃料电池安全、氢行为、涉氢设备的材料相容性等基础领域，在氢的生产、纯氢/掺氢输运及使用终端的安全与应急保障等领域研究深度明显不足。

　　我国绿氢资源主要分布在风光资源丰富的西北、东北、中西部等地区，消费市场主要集中在东部地区，呈现出资源市场错位分布的特点，近期氢能储运主要服务就近短途运输区域，未来中长距离储运需求较大，纯氢或掺氢管道输送是打通制氢和用氢的最后一公里。

　　中国氢能联盟预测，2030年，氢能储运规模约700万吨，主要在区域内就近运输消纳，其中管输规模占比有望达到20%。2040年，氢能储运规模约2500万吨，包括区域内就近运输消纳和跨区域管道运输，其中管输规模占比有望达到50%。2050年，氢能储运规模达7000万吨，其中，中长距离管输规模有望在3500万吨以上，占全国氢需求量的1/3以上。

　　如何提高储运效率、降低储运成本是氢能规模利用面临的瓶颈。中国科学院院士邹才能认为，高压储氢性价比高，是使用最为广泛的氢储运方式。液态、固态储氢条件温和，运输便捷，是未来实现便携储运的重点方向，高压力、大口径及长距离的管道输氢终将成为最为经济的输氢方式。

　　中国工程院院士张来斌认为，氢能“制、储、运、用”安全与应急保障技术将加速实现“双碳”目标，对国民经济和可持续发展意义重大。企业要针对能源绿色转型，以可再生能源驱动制氢为基础，推动绿氢、蓝氢耦合工业生产，提高转型效率，加强安全与可靠性保障，确定绿氢能源核心地位；针对氢能“制、储、运、用”全生命周期安全运维与风险管控，微观上要明确氢能“制、储、运、用”设备氢腐蚀、氢鼓泡、氢致开裂等氢损伤行为机理，宏观上要加速构建氢产业链风险评估-故障监测-早期预警的安全保障技术框架。

　　近年来随着光伏发电和风电单位造价降低，部分地区的电价已接近0.2元/千瓦时水平，理论上绿氢成本可以达到14元/公斤（绿氢成本中80％是电价），基本与灰氢平价。但在大部分地区，尤其是海上风电制氢，绿氢价格短时间还难以和灰氢竞争，但未来有望进一步降低。

　　中国海洋石油有限公司新能源部副总经理卢峰认为，绿氢平价，降低电价是核心，可以从三个方面实现：风电、光伏、氢基装备的材料和技术不断突破，推动国产化装备成本下降，进一步降低绿电成本；采用离网电代替市场电及减少过网费的方式，持续降低电力成本；通过国家出台政策等，降低绿氢成本。

　　储能可减小新能源消纳压力，增强新能源发电的可调节性，同时助力电力网络从独立转向耦合。预计到2050年，全球储能装机规模达1916吉瓦，我国储能装机规模达600吉瓦。储能技术在可再生能源消纳中起着至关重要的作用。

　　中国工程院院士陈学东认为，氢能产业当前主要问题是通过技术迭代降低成本，预计到2025年解决高压储氢装备问题，2030年解决液态储氢、固态储氢装备问题，2035年形成多元化储氢解决方案，常温超高压储氢氢脆的临界压力有待进一步研究。

　　我国已搭建了一批氢能产业相关研究机构和创新平台，初步建立了氢能全产业链、技术链，并积极开展关键技术创新性研发。根据产业环节特点，分为氢能制取与转存、氢能存储与输配、氢能原料与动力三大技术板块。