中原油田炼化工艺首席专家   周广文

    问：中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目的痛点是什么？

    答：目前，PEM电解槽价格是占市场份额较大的碱性电解槽价格的3至5倍，制氢成本高，且核心技术国内尚未完全掌握，无法满足氢能低成本、规模化发展的要求。建议国家尽快出台相关政策，针对PEM制氢装备关键技术、PEM大规模应用和科技成果产业化应用设立科技专项，加大专项资金投入，突破大功率PEM电解槽核心技术，降低PEM制氢成本。

    问：项目采用的PEM制氢技术前景如何？

    答：PEM制氢技术前景远大，是一种高效、清洁、灵活的制氢技术。相较于目前占市场份额较大的碱性电解水制氢技术，具有高效率、高纯度、高压力、快速启停、灵活调节、无污染等优点，以及能够匹配可再生能源发电波动性的特点。

    PEM制氢技术可将风电等可再生能源发电转化为氢气，实现能源的储存和转化，提高可再生能源的消纳和利用率。未来，PEM制氢技术将向大规模、低成本、标准化等方向发展。

    问：中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目的意义有哪些？

    答：一是促进绿色低碳转型。PEM制氢技术利用可再生能源电解水生产高纯度的氢气，作为一种清洁能源，可以替代部分传统化石能源，降低温室气体排放。

    二是提升技术创新能力。中国石化首套PEM制氢装置采用了自主研发的高性能催化剂和双极板等核心部件，打通了从材料到设备的国产化流程，为兆瓦级PEM制氢设施的建设奠定了基础。

    三是拓展新型业务领域。PEM制氢技术可以为加氢站、风电等领域提供现场制氢服务，也可以为工业化学品、储能等领域提供高附加值的产品和解决方案。

    四是在国家“双碳”背景下，建设工业规模的兆瓦级PEM制氢示范工程，可为中国石化利用可再生能源开展绿氢生产提供可复制的技术和工程示范，为科研试验提供平台，形成自有的核心技术。

    问：未来，上游企业在油气田开发和新能源开发方面如何更好地融合？

    答：在油气田开发和新能源开发这两条路径上，上游企业一直在研究探索，当前，还存在着油气田用电自发绿电占比低，新能源发展与油气田地质工程、石油工程结合不够紧密，新能源与油气生产融合度低，新能源项目盈利空间有限、油田风光电力可利用土地受限、生产负荷匹配可再生能源调节能力低，绿氢制备与储运成本高、拓展加氢站外的氢能应用时间较为紧迫等一系列问题。

    上游企业应充分发挥风、光、土地、矿权、储气库等特色资源优势，大力推动光伏、风力、地热、余热、余压等新能源规模化发展，实现油气生产与新能源发展深度融合；构建“风光储”“气氢电”不同应用场景的微电网示范，实施源网荷储一体化布局；加快构建油田氢能产业规模化、效益化、多元化模式，联合系统内外科研院所与核心企业，发挥技术、装备、资源优势，合力贯通绿氢“制储运加用”全链条。

    油气开发保障国家能源安全，储气储能同样保障国家能源安全。科研人员通过精细描述地下非常规油气与盐层、水层等深地清洁资源，推进废弃井储能、取热、锂钾资源合作开发等，探索油气藏储氢，扩大二氧化碳利用与封存规模，实现油气开发整体增绿降碳与地方化工企业低碳减排协同发展，打造中国石化多元化清洁储能中心。

    （本报记者 杨 敏 整理）