氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，具有绿色低碳、来源丰富、应用广泛的特点，是构建新型能源体系的纽带和基石。
今年政府工作报告提出“深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系”，围绕任务目标，我国对氢能行业的支持力度不断加大。氢能行业以绿色氢能推动新型能源体系建设，助力加快我国发展方式绿色转型。
电氢耦合支撑新型电力系统安全稳定运行
“双碳”目标引领下，我国进入了构建新型电力系统的发展阶段，氢能作为一种高效的清洁能源载体，储运形式灵活多样，具有跨季节、跨区域和大规模存储优势，在新型电力系统建设中将发挥重要作用。
当前，新型电力系统建设面临的最大挑战是新能源高比例接入电网后，间歇性、波动性等先天缺陷与用电负荷刚性需求之间的矛盾。通过电氢耦合协同发展，可以解决因新能源波动带来的功率平衡变难、系统调控复杂、电能质量受损、稳定裕度减少等问题，保证新型电力系统安全稳定运行。
电氢耦合技术是将氢能和电能相互转化、高效协同的能源网络技术，可以就地消纳风光水电等清洁能源，用以制氢或生产氢基能源，再把制成的氢能和氢基能源通过管道或其他方式输送给用户。
西南石油大学碳中和首席科学家雷宪章认为，新能源电力的输送与消纳要形成以电网为主、氢能为辅的电氢耦合协同模式，形成绿色安全供应和消费模式。固体氧化物燃料电池是能源转型的核心抓手，要通过新技术的研发，实现化石能源的低碳、零碳替代。
明阳智慧能源集团股份公司氢能研发中心系统开发部副部长张超表示，构建电氢社会、实现氢电融合及天然气掺氢，是我国能源结构不健康、电网建设速度滞后、天然气消费用量大等主要矛盾的解决方案。当前绿电成本持续降低、氢储能前景广阔，可再生能源制氢迎来重要的发展机遇，但也面临离网制氢这一巨大挑战。
绿电转化助力新型电力系统建设
2023年，我国电力行业绿色低碳转型持续推进，新能源发展实现“三连跳”。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿、9亿、10亿千瓦大关，于2023年底达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重的36%，比上年提高6.4个百分点。其中，并网太阳能发电装机规模从2022年底的3.9亿千瓦，提高到2023年底的6.1亿千瓦。新型电力系统发展进入加速转型期，呈现出新能源逐步成为发电量增量主体、分布式智能电网支撑作用越发凸显、灵活调节和响应能力提升、满足系统内平衡调节需求的特点。
北京英博新能源有限公司产品总监李琦表示，随着新能源装机规模扩大，电力系统呈现“双高（高比例可再生能源接入、高比例电力电子装备）”特性，不利于电网稳定运行，要解决这个问题，需要政策推动绿电直供及离网制氢模式。
氢能产业发展的终极目标是构建以绿氢为主体的氢能体系。当前，影响绿氢规模化生产及应用的关键因素是成本太高。只有降低成本，才能推动绿氢产业发展。
氢集能源属性和产业属性于一体，可转化为100多种化学产品。绿电转化是指将绿色电能转化为氢能，或者以绿氢为原料转化为其他化学产品。绿电转化是降低碳排放、构建碳中和社会的大势所趋，正得到高度重视。
国内外纷纷布局二氧化碳加氢制高附加值化学品技术。比如，冰岛国际碳循环公司（CRI）研发出二氧化碳加氢合成甲醇工艺。大连化物所研发出“液态阳光”（利用新能源电解水制备绿氢，并将二氧化碳加氢合成甲醇等液体燃料）技术。清华大学研发出一步法利用二氧化碳加氢制碳8~碳12相航煤技术，粗航煤经加氢改质成为合格航煤产品，转化率可达到90%，目前已完成百吨级小试。
国核电力规划设计研究院有限公司工程技术部副主任杜逸云表示，绿电转化不是一个单一产业，需要能源行业、化工行业共同参与推进行业发展。绿电转化主要包括氢能转化产业，其发展遵循储能逻辑、碳税逻辑、提质逻辑和能源安全逻辑四个基本逻辑。绿电转化有助于以新能源为主体的新型电力系统建设。新型电力系统主要有三个表现。一是突破电网消纳限制。通过大规模就地消纳，将间歇性、波动性的风光资源转化为可存储、可转移的氨醇等氢基燃料，突破了电网消纳限制，实现了风光更加灵活高效的应用，可大幅提高新能源比例。二是提升电力系统稳定性。通过“弱”连接与电网相连，绿电转化系统中的制氢功率随风光出力同步变化，系统中的储能、智能控制系统进一步平滑风光曲线，从而大大减少了新能源对电力系统的冲击。三是降低全社会用电成本。通过就地消纳和平滑风光曲线，减少了电网安全稳定运行所需的辅助服务。
满足经济性、可靠性及规模化发展需求
作为应对气候变化、推动能源转型的重要载体，绿氢在化工、钢铁、交通、发电四大领域的应用发展潜力巨大。目前，投建投产绿氢项目的企业也越来越多。绿氢相关企业如何满足经济性、可靠性及规模化发展的需求？
中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司副总经理薛贺来表示，全球氢能已进入产业化快速发展新阶段，大功率、高效率、低成本、长寿命是制氢设备的主要发展趋势，未来要实现模块化、组合式、自适应的多台（套）联动绿氢系统。
三一重工工程车辆事业部研究院副院长朱伟强表示，我国燃料电池汽车产业正处于示范运营阶段，正在进入规模化商业化初期阶段，燃料电池工程车辆需要高功率、高集成、高可靠、高性价比、宽温域，行业发展需要实现规模降本、政策支持、加强基础设施建设、挖掘更便宜的氢气资源。
清华大学教授王保国表示，当前亟须发展高效率、低成本电解水制氢技术，提升新能源消纳能力；亟须突破关键材料规模制备技术，提升新能源消纳能力，高导电率、高阻气性、高稳定性的碱性离子膜是主要挑战。
中国科学院理化技术研究所研究员、博士生导师谢秀娟表示，我国液氢产能不到北美的3%，产业潜力巨大，但设备成本、运行成本及加注成本居高不下是“卡脖子”问题。对于液氢工厂来说，需要打通设备、EPC承包及各地审批等整个链条。经过多年努力，已突破了高速氦透平膨胀剂、低漏率铝板翅式换热器等技术壁垒。
上海氢枫能源技术有限公司研发总监姜方表示，我国制氢加氢一体站面临审批流程复杂、技术标准缺失、氢气来源难以保证及运营经济性差的问题，各地政策“松绑”将为制氢加氢一体站发展带来机遇。
近年来我国天然气管网基本建成，实现了天然气干线管道的互联互通；若在天然气中掺入一定比例的氢气以组成掺氢天然气，通过天然气管网将掺氢天然气输送至终端用户，或直接利用、或提氢后分别单独使用，将大幅提升氢能的时空调配规模与效率，实质性推动我国氢能产业快速发展。
上海交通大学氢科学中心副主任、教授邹建新表示，氢气存储与运输技术是氢能各应用场景的共性难点。国家电投集团中央研究院资深研究员崔崇表示，我国已有15个省市在氢能产业规划中明确提到开展天然气掺氢技术布局。利用天然气管道可以实现氢气的长距离、大规模、低成本输送消纳，当前天然气掺氢输送存在氢损伤和加速失效问题，在应用示范方面也存在政策问题、安全问题、经济性问题和商业模式问题。他建议，尽快出台行业标准，解决绿氢企业经济收益率不高的问题，并推动建立碳税、碳交易体系。
安徽石油全力构建 综合能源发展新格局
近年来，安徽石油紧抓能源转型升级契机，坚持绿色化、数字化、智能化方向，加快LNG（液化天然气）、充换电、氢能、光伏发电等新能源业务拓展，全力构建“油气氢电服”综合能源发展新格局。
加快充电业务布局。立足自有土地资源，积极拓展社会场站资源，坚持多种应用场景并重，打造全省充电一张网，加快推进“油电光储充一体化”项目建设，成功打造出一批域内规模和效益领先、综合配套服务设施齐全、品牌影响力位居前列的综合能源站，实现了充换电业务示范引领。截至目前，新发展充电站367座（含超充站3座）、充电车位达3068个。
稳步推进LNG站建设。不断完善国省干道及高速出入口空白站点，加密布局“七纵九横”加气走廊沿途国道站点，基本形成了较为完善的LNG站加注网络，累计建成投营LNG站36座，网点占有率在50%以上，已投营单站平均销量12吨/日。安徽石油LNG发展规划被销售公司采纳，成为销售系统标准模板。
适时推进氢能业务。持续巩固省内氢能发展先发优势，主动融入并对接安徽省争创国家燃料电池汽车示范城市群规划，积极拓展氢能应用场景，适时开展加氢站建设，形成连点成线的加氢网络布局。目前，安徽石油已投营加氢站6座。
有序建设光伏发电项目，按照“自发自用、宜建尽建”的原则，全省累计建成426个分布式光伏项目，年发电量约970万千瓦时，其中65%的发电量被所在站、库消纳，年节电630万千瓦时、减少二氧化碳排放9675吨。
建设高质量氢能产业链 加快能源转型升级
中国石化石油化工科学研究院 副院长 林 伟
问：构筑低成本和多场景产业链为什么是氢能发展的关键？
答：全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已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。全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，燃料电池出货量快速增长、成本持续下降，氢能基础设施建设明显提速，区域性氢能供应网络正在形成。当前全球新一轮氢能产业科技竞赛已打响，我国拥有发展低碳氢能的资源条件、产业基础和创新体系，特别是发展绿氢条件优越，水电、风电、光电装机规模均位列世界第一，总装机容量约占全球可再生能源装机总量的28%。通过完善相关法规政策和行业标准、加大科技创新和政策扶持投入力度、大幅提升低碳氢能的技术经济性、有序扩大供应规模、打通氢能“制储输用”产业链、丰富氢能应用场景等手段，促使氢能行业满足工业、交通、建筑和电力部门深度脱碳需求，形成具有竞争力的“零碳”“低碳”“负碳”能源替代解决方案，是我国在碳中和时代夯实氢能产业链发展根基、抢占产业链制高点、赢得全球竞争主动权的关键。
问：我国氢能行业应当重点突破哪些技术？
答：在制氢领域，要开发包含催化剂生产和回收、质子膜、膜电极和密封材料的生产技术，合资合作发展钛毡扩散层和双极板，集成开发质子交换膜PEM电解制氢装备成套技术，支持建设自有PEM成套设备制造基地，控制制造成本，提高产品竞争力。要加快开发新型碱槽、碱液隔膜材料及碱水电解制氢成套新技术，支持自建或合作建设碱水电解制氢设备制造基地，从根源上解决碱水电解设备运行的安全问题。要超前开展碱水电解AEM和固体氧化物电解水SOEC制氢技术的基础研究，做好技术储备。要继续开发加氢站甲醇和天然气分布式制储加注一体化成套技术，加快推广应用。在储运氢领域，要探索适用于人口密集区的高安全金属固态储氢技术，推动“氢进万家”；加强甲醇和液氨储运氢技术成套化开发和示范项目建设，搭建高压临氢材料检验、检测平台。在用氢领域，要积极开发氢压缩机和各种管阀件生产技术，降低加氢站建设成本。积极探索绿氢和绿氧与现代炼油、石油化工和煤化工工艺深度耦合，结合碳捕集技术开发新型近零碳炼油、石油化工和煤化工工艺，从根本上解决二氧化碳的排放问题，发挥绿氧潜在的经济价值，摊薄电解水制氢的成本，提高电解水制氢的经济性。支持燃料电池催化剂、质子膜、碳纸、双极板等关键技术攻关，降低燃料电池的使用成本。通过上述各类技术的突破，解决氢能全产业链发展成本高的问题，打造一批“专精特新”氢能企业，建设高质量的氢能产业链。
问：我国及中国石化氢能全产业链发展态势如何？
答：2023年6月~9月，中国石化牵头成立的氢能应用现代产业链建设专家咨询委员会，对一些地市氢能应用现代产业链建设发展情况进行实地考察。调研结果显示，我国氢能全产业链呈现积极发展态势，基本掌握了制氢、储运、氢能交通、氢冶金等产业链各环节关键设备制造和装配技术，通过技术规模化发展使氢能产业发展成本不断降低；氢能交通基础设施建设初见成效，区域性氢能供应网络已经形成，氢能交通应用场景已在全国多个城市进行示范。氢能交通、氢能技术成为行业热点，应用场景不断涌现，氢能相关企业注册超过2000家、相关上市公司150多家、规划在建或已运营的氢能产业园约70个。
中国石化围绕打造“中国第一氢能公司”目标积极稳妥布局氢能业务，提出在氢能“制、储、运、用”等方面持续科技创新，按照“加氢引领、绿氢示范、双轮驱动、助力减碳”的整体思路，聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域大力发展氢能一体化业务，助力氢能产业与石化工业及相关行业高质量融合发展，一批重点产业项目建设取得突破，氢能应用新场景不断涌现。2023年6月30日，中国石化新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，产能可达2万吨/年，成为国内首个规模化利用光伏发电直接制氢的项目，标志着我国绿氢规模化工业应用实现零的突破。同时，鄂尔多斯3万吨/年、乌兰察布10万吨/年风光制氢一体化示范项目也在顺利推进。
燕山石化全力保供北京氢能市场
本报讯 燕山石化依托2000标准立方米/小时氢气新能源装置，在保供中国石化系统内加氢站的同时，积极建立与其他资深氢能企业的联系，全面保供北京氢能市场。截至目前，装置制氢气累计出厂量近2700吨，供应6座加氢站。
燕山石化以服务首善之都、奉献洁净能源为目标，从严管控氢能生产、运输、销售等各环节。生产方面，加强对原料氢气及产品氢气的质量监控。充装方面，严格对每台氢能管束车进行充装前、充装中泄漏检查。销售方面，做好产销衔接，确保运氢车辆周转及时。目前，装置生产氢气可供应北京市氢能公交、氢能大巴、氢能重卡、氢能轻卡、氢能工程车等使用。
为进一步提升产能，燕山石化正有序推进1万标准立方米/小时氢气提纯设施完善项目建设、推动兆瓦级PEM电解水制氢示范项目长周期运行，以更好地满足北京市各领域氢能需求。（赵书萱 肖 婧）
石化机械氢能装备制造全面突破
本报讯 近日，石化机械自主研制的新型低功耗2.5兆瓦碱性电解水制氢装备，首次在东北地区风电联合制氢示范项目现场试车并成功产氢，纯化后，氢气纯度达99.999％，符合燃料电池用氢要求，标志着石化机械在碱性电解水制氢市场取得重要突破。
此次试车的2.5兆瓦碱水电解制氢装备采用独特的标准化方形极板单元、配合电液伺服自锁紧技术，可在用户现场实现极板单元快速插片式安装，与传统碱性水电解制氢装备相比，具有能耗低、响应快、可扩展、易安装、简维护五大优势。
石化机械作为中国石化氢能装备制造基地，加快攻关高压碱水电解制氢装备技术，在分布式制氢装备上，先后突破了氨制氢、甲醇制氢及天然气制氢装备技术，成功研制出35兆帕隔膜式氢气压缩机，可为供氢中心高压充装提供装备。目前，该公司已具备制氢、储氢、加氢、输氢装备制造能力。
江汉油田建成首个“水陆空”光伏项目
本报讯 近日，江汉油田盐化工光伏发电项目投产。该项目共建设7个发电光伏阵区，采用集中并网、分块发电的方式。“水陆空”立体模式的项目建设充分利用了土地资源，因地制宜、见缝插针地把光伏板安装在闲置厂区、不便利用的水洼地、办公区空隙，首次建设光伏板停车棚，实现遮阳发电两不误。
为进一步提高项目发电效能，该项目选用单晶双玻光伏组件，光伏板背面可利用地面和水面反射光发电，与传统的单晶单玻组件相比，等面积光伏板综合发电量可提升约20%。该项目装机容量23.8兆瓦，占地350亩，发电能力在2500万千瓦时/年以上，全部用于油田生产消纳，每年可减少二氧化碳排放1.4万吨。
江汉油田用电负荷中心区地处汉江生态红线保护区、潜江化工园区、国家级天然气储气库规划区交叠区域，用地审批极其严格。该油田紧紧围绕江汉盐化工主用电负荷需要，加强与政府规划部门对接，多次梳理挖掘低效无效闲置工业用地，不断优化整合土地使用功能，截至目前，有效盘活闲置土地资源1800余亩。