國家主席習近平在第75屆聯合國大會上宣布“中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。“雙碳”目標為氫能產業高質量發展提供了根本遵循。2022年3月，國家發改委、國家能源局印發《氫能產業發展中長期規劃（2021～2035年）》，要求逐步推動構建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系，穩步推進氫能在交通、儲能、發電、工業領域示范和替代應用。2024年11月，全國人大常委會表決通過《中華人民共和國能源法》，氫能首次被明確納入能源管理體系，為其發展消除法律約束。同年12月，工業和信息化部、國家發展改革委、國家能源局印發《加快工業領域清潔低碳氫應用實施方案》，提出加快工業副產氫和可再生能源制氫等清潔低碳氫應用，重點加快清潔低碳氫替代、氫碳耦合制綠色甲醇、氫氮耦合制綠色合成氨。
油氣企業大多采取上下游一體化布局業務，上游勘探板塊擁有豐富的風光資源，下游煉化板塊是氫能生產和消納的重要領域，如何充分挖掘已有產業優勢，促進綠色低碳氫低成本規模化制取和應用，將對行業綠色低碳轉型產生深遠影響。本文將就氫能產業發展基礎、存在問題及下一步發展方向進行闡述。
氫能產業發展基礎良好，綠色低碳氫源供給不足
氫氣作為合成氨、合成甲醇、油品精煉的原料使用已有百余年歷史，全球范圍內每年氫氣消耗規模達到億噸，當前，階段氫氣制取和利用具有顯著的規模效益，煉油裝置規模以千萬噸/年為主，合成氨、合成甲醇裝置規模以數十萬噸乃至百萬噸/年為主，“安穩長滿優”是獲取最佳經濟效益的重要手段，由于氫源穩定可控，幾乎不涉及氫氣儲存運輸。
化石能源制氫是氫氣的主要來源，工業副產氫是重要補充來源。我國煤氣化制氫、天然氣制氫、工業副產氫和電解水制氫產能分別約為2800萬噸/年、1080萬噸/年、1070萬噸/年、50萬噸/年，2024年產量分別約為2070萬噸、760萬噸、770萬噸、32萬噸，化石能源制氫的產能和產量平均占比約80%，其中煤氣化制氫的產能和產量占比均超過50%，這與我國以煤炭為主的能源稟賦密切相關，也是氫能發展的產業基礎。工業副產氫的產能和產量受主產品的產能和產量限制，提升空間相對有限，風光等可再生能源電解水制氫將是清潔低碳氫未來的主要增量來源。
化石能源制氫的碳排放強度仍有下降空間。根據工業生產裝置實際運行數據，煤氣化制氫單耗約7～8噸煤/噸氫氣，二氧化碳排放強度約為20～25千克二氧化碳/千克氫氣，上述煤耗既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量來自可再生能源電力，按照C+2H2O=CO2+2H2計算，二氧化碳排放強度可降低至11千克二氧化碳/千克氫氣。天然氣制氫單耗約4000～4500立方米天然氣/噸氫氣，二氧化碳排放強度約為10～12千克二氧化碳/千克氫氣，上述天然氣消耗同樣既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量來自可再生能源電力，按照CH4+2H2O=CO2+4H2計算，二氧化碳排放強度可降低至5.5千克二氧化碳/千克氫氣，如果采用可再生能源電力作能量直接熱裂解天然氣，按照CH4=C+2H2計算，可實現零碳排放制氫。此外，煤氣化制氫、天然氣制氫耦合碳捕集技術也是降低碳排放的有效技術手段，但居高不下的碳捕集成本是阻礙該技術大規模推廣應用的重要原因。
電解水制氫的碳排放強度與電力來源密切相關。國家生態環境部、國家統計局最新發布數據顯示，全國電力平均二氧化碳排放因子為0.5366千克二氧化碳/千瓦時，化石能源電力二氧化碳排放因子為0.8325千克二氧化碳/千瓦時。根據電解水制氫裝置實際運行數據，系統單耗約50～60千瓦時/千克氫氣，如果采用網電電解水制氫，若按照全國電力平均排放因子核算，二氧化碳排放強度約為27～32千克二氧化碳/千克氫氣；考慮到當前全國非水電可再生能源電力發電量僅占全社會用電量的15.9%，電解水制氫所消耗電力在風光出力不足時段實質為100%化石能源發電，二氧化碳排放強度高達41～49千克二氧化碳/千克氫氣。即使是規劃中的“離網制氫”項目碳減排效應也存疑，該類項目大多位于風光資源優質地區，所發可再生能源電力對電網沖擊最小，是替代煤發電的“優質電力”，屬于稀缺資源，若所發電力全部用于電解水制氫，雖然可制取一定數量綠氫（含氫基產品），有助于局部地區“雙碳”目標的實現，但不利于全國范圍實現“雙碳”目標。在我國化石能源發電占比超過60%、煤電兜底背景下，無論“離網制氫”還是“并網制氫”，現階段全天候連續電解水制氫的電力很大比例都是煤電，難以有效降低整體碳排放。
工業副產氫碳排放強度無法單獨定量碳排放強度，其數值受核算方法影響顯著。工業副產氫主要來源于石化、焦炭、燒堿、鋼鐵等行業，以及合成氨、合成甲醇副產的尾氣、馳放氣等。目前，行業通行的二氧化碳分配規則大多是質量分配法，考慮到副產氫產量相比主產品產量要小1～2個數量級，副產氫碳排放強度遠小于化石能源制氫，是理想的低碳氫源。但若主產品二氧化碳排放強度偏高，為增強主產品的綠色低碳屬性，未來二氧化碳核算規則修改，副產氫的碳排放強度會隨之增加。
制氫成本總體可控，氫能綜合成本偏高
氫氣作為合成氨、甲醇及油品精煉的原料是“剛需”，沒有替代品，對氫氣價格不敏感，中國合成氨產能超過7000萬噸/年，年產量超過5000萬噸，約80%合成氨用于生產氮肥，為糧食增產穩產提供了重要保障。作為能源直接利用，氫燃料相比于燃油、燃氣及可再生能源電力等其他能源則是“奢侈品”，京津冀、上海、廣東等氫能示范城市群大多將加氫站終端銷售價格上限定為30元/千克氫氣，按照等熱值計算，類比價格對應5200元/噸煤、204美元/桶原油、8.9元/立方米天然氣、0.9元/千瓦時、7.9元/升汽油、8.8元/升柴油，數倍于煤炭等化石能源價格，僅與含稅的汽柴油價格相當。
化石能源制氫成本受原料成本影響顯著。化石能源制氫成本主要包括原料成本、設備折舊及人員費和稅費等，其中原料成本受地域影響最為顯著，新疆、內蒙古等煤化工、氮肥企業生產裝置緊鄰煤炭或天然氣主產區，不需要額外的原料運輸和儲存成本，氫氣生產成本遠低于其他地區。
電解水制氫成本受電價影響顯著。堿性電解槽預期使用壽命可達10萬小時，全生命周期可生產1億標方氫氣，當前主流1000標方/小時堿性電解槽的市場報價已降低至500萬元，不考慮維修及財務成本，設備成本僅0.05元/標方氫氣，折合560元/噸氫氣，即使每天只利用8小時，設備成本也僅1680元/噸氫氣，低于煤制氫和天然氣制氫2000～3000元/噸氫氣的設備成本。全國各省、自治區、直轄市網電價格區間0.38～0.62元/千瓦時，按照制氫單耗50千瓦時/千克氫氣，對應制氫電力成本19～31元/千克氫氣，僅電力成本就比化石能源制氫高一倍。
交通用氫成本穩步降低，但下降幅度遠不及預期。根據《中國氫能發展報告2023》，2023年，全國高純氫生產側價格為34元/千克氫氣，較2022年降低1.5元/千克氫氣；消費側價格為58元/千克氫氣，較2022年降低1.3元/千克氫氣。乘用車領域，燃油車、氫燃料電池車、電動汽車百公里能耗分別為6～7升油、1千克氫氣、15～20千瓦時的電量，前兩者燃料熱值折合60～70千瓦時、33千瓦時（低熱值），內燃機效率約為20%～30%（電量輸出相當于12～21千瓦時）、氫燃料電池發電效率約為50%（電量輸出相當于16.5千瓦時），三種類型車輛發動機輸出功率基本相當，特別是在可再生能源電力可視作“一次能源”的背景下，氫燃料電池車很難與電動汽車相競爭。
電氫協同、油氫協同是能源企業發展的主要方向
近年來，可再生能源發電成本快速下降，光照資源豐富地區的度電成本接近0.1元/千瓦時。但可再生能源發電的最大問題是出力不均勻、不受控，如何將其與“安穩長滿優”的煉化產業協同發展，是解決氫能產業高質量發展的重點方向。
短期內適度解耦“安穩長滿優”，推進能源清潔替代。2024年，風光可再生能源發電總量比2023年增加3800億千瓦時，按等熱值約相當于3260萬噸原油，換言之，一年接近新增一個大慶油田，這為電解水制氫提供了電量儲備。燃油消費達峰疊加煉油產能過剩，傳統的長周期滿負荷生產模式已無法取得經濟效益，因此，需要靈活安排生產，如僅在白天太陽能出力好的時段，利用現有電網富余的輸送電能力，將中西部地區不能上網的光伏電力輸送至東部煉廠用于電解水制氫，通過靈活調節化石能源制氫裝置白天低負荷、晚上高負荷運行，無需新建儲氫設施，即可低成本制取和消納綠氫。按照滿負荷20%的灰氫替代，全國需新增約700×10的四次方標方/小時制氫能力，對應新增7000臺1000標方/小時電解槽，功率規模為35吉瓦，相當于2023年全國電解槽出貨總量的20余倍。制約該模式的最大問題是電網過網費造成的“高電價”，需要加快以電力市場化為代表的能源體制革命，將西部地區幾分錢的“市場電”，通過收取合理的過網費輸送至東部地區，保障電解水制氫綜合成本控制在1萬元/噸氫氣以內，提升綠氫競爭力。
中遠期布局供氫供電中心，推進戰略接替。《能源法》明確“國家建立能源消耗總量和強度雙控向碳排放總量和強度雙控全面轉型新機制，加快構建碳排放總量和強度雙控制度體系”，這將倒逼煉化行業加快淘汰高碳排放生產裝置，增加風光可再生能源及電解水制氫供給。隨著未來電動汽車滲透率進一步提高，大量油氣資源可能會用于發電，來彌補風光出力不足時段的電力供應。中國煉油產能約有10億噸，能源供給能力超過50座三峽水電站，煉化生產裝置既可消納風光大發時段多余電力又可作為出力不足時段的補充電力，遍布全國的煉化生產企業猶如大型蓄能電站，在基本不增加基礎設施建設的前提下，低成本實現戰略接替。
政策建議
實現碳達峰、碳中和目標，不可能畢其功于一役，要在推進新能源可靠替代過程中逐步有序減少傳統能源消耗。
技術先行，示范帶動。氫能產業鏈長、技術門檻高，在國家重點研發計劃持續支持下，一批制氫、儲運氫、用氫示范項目陸續落地，各大能源央企結合自身業務積極開展工業應用，仍需久久為功，善作善成。
以量換價，良性循環。氫氣作為能源利用還處于商業化初期，雖然增速很快，但利用總量仍偏少，設備利用率不高，導致成本居高不下，需進一步擴大規模和使用領域，“以量換價”降低成本，促進形成良性循環。
標準引領，產業升級。氫能是化工、冶金等高耗能行業實現“雙碳”目標的重要抓手，從能耗雙控向碳排放雙控轉變的背景下，要通過標準引領逐步優勝劣汰，促進產業平穩有序轉型升級。
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