燕山石化首席专家 李军良

    ■问：燕山石化作为中国石化首家可生产燃料电池氢的企业，当前在氢能源领域有何发展？

    ■答：燕山石化充分发挥自身优势，促进氢能产业发展，为北京市提供优质燃料电池用氢气。于2020年率先建成2000标准立方米/小时燃料电池氢提纯装置，日供氢能力4吨，是北京市主要供氢单位。2022年，燕山石化圆满完成北京冬奥会和冬残奥会赛事车辆用氢保障任务，并荣幸点燃奥运主火炬。在确保装置产能的同时，燕山石化积极拓展氢能应用场景，建成内部加氢站，投用氢能重卡和氢能叉车，为北京市公交等燃料电池车供给氢气，成为国内首家取得清洁氢认证的企业。

    燕山石化将进一步与研究单位合作开展PEM（质子交换膜）制氢和固态储氢等多项涉氢科研开发与示范应用；与北京石油积极合作，建设“微网”加氢站，为燕山地区创造氢能应用便利条件；推进集团公司批准的1万标准立方米/小时燃料电池氢装置建设，届时每天供氢能力将达24吨，成为华北地区最大燃料电池氢供应基地；开展迎接乌兰察布10万吨/年绿氢进京前期工作，致力建设科技先导型氢能发展领军企业。

    ■问：发展氢能有何意义？

    ■答：氢能应用主要有两大功能，一方面是燃料电池氢用于汽车、轮船等交通工具，可替代燃油，从而降低碳排放和对空气的污染；另一方面氢可用于储能，将不能储存的风、光资源通过发电转化为氢，必要时再用氢发电回馈电网。天然气和石油对外依存度高，化石能源碳排放量大，发展燃料电池氢有环保和战略意义。

    ■问：国内燃料电池氢产业现状如何？

    ■答：国内燃料电池用氢可归为电解水制氢和化石（化工）能源制氢两大类。2021年，我国氢气产量约3300万吨，其中煤制氢占63.6%、天然气制氢占13.8%、工业副产氢占21.2%、电解水制氢占1%。电解水制氢若采用“绿电”，则称为“可再生氢”或“绿氢”。

    当前供应市场的主要是化石（化工）能源制氢经提纯所生产的燃料电池氢和少量电解水制氢，真正的“绿电”制氢很少，特别是内陆地区，与风、光等自然资源分布及氢气运输成本相关。工业副产氢较电解水制氢有成本优势，但与工业装置相关，副产氢工业装置的规模直接决定了氢气产能，因此，依托工业副产氢来满足氢能发展具有一定局限性。煤和天然气制氢又不符合降碳理念。“绿氢”的发展刚刚起步。

    ■问：国内燃料电池氢的发展有何瓶颈？

    ■答：氢能产业链主要有制、储、运、用四个环节，涉及产业很多。

    制氢环节，工业副产氢有成本优势，但与产氢装置工业规模有关，产能有限，且多数有副产氢的单位也是耗氢大户，供氢量有限。电解水制氢主要受制于电价，如何降低发电成本是当前乃至未来的关键。

    储氢环节，鉴于标准状态下氢气密度仅为89.9千克/立方米，即使液氢也只有70千克/立方米，因此氢气储存困难且成本高，大规模产氢只能对口消纳，调剂能力弱，必须开发具有经济性的固体储氢、液体储氢技术。

    运氢环节，目前主要是高压气态长管拖车运输，液氢运输和管道输氢正在走向商业运营，但仍存在运输成本高和应用的局限性。目前市场主流的长管拖车为20兆帕，充满后运送到加氢站卸氢，减去余压，有效运输量平均在250～300千克，正走向商业运营的30兆帕车辆有效运输量也仅为450千克，且储瓶造价更高。液氢运输量较大，但氢液化耗电在12千瓦时/千克以上，液化成本高。管道输氢成本相对低，适合大规模输氢，但到终端仍需分销，二次运输也需考虑。以上都是氢能发展需要攻关的，尤其是制氢和运氢环节。

    ■问：燃料电池氢未来的发展方向如何？

    ■答：为更好地实现“双碳”目标，结合考虑国内资源现状，“绿氢”是氢能发展的方向，许多国家在积极投资开发“绿氢”。根据中国氢能联盟预测，2050年国内氢产量超9000万吨，其中绿氢占比达70%。在“绿氢”生产上，要研发生产效能更高的电解水设备，降低设备制造成本和运营耗电量，更为重要的是要从发电端降低发电成本，提高风、光的电转化效率，从根本上降低“绿氢”成本；同步发展氢气储运技术，消除自然资源分布不均造成的生产端与使用端的时空障碍。随着技术进步，制氢效率显著提高，光分解制氢等新技术走向商业运营，使“绿氢”与化石能源制氢在成本上具有竞争优势，在交通领域，油、电、氢、气共存的情景一定会出现，各取所长。