近日，由中国可再次生产的能源学会氢能专业委员会联合太原理工大学和怀柔实验室山西研究院主办、有研工程技术研究院有限公司和山西省化工学会协办的第20届全国氢能会议在太原召开。院士专家们面向国家“双碳”重大需求，基于我国新的能源禀赋观，坚持先立后破、源端减排、末端控碳的原则，分别从高效制氢、液态阳光、工业脱碳、煤原位制氢、综合能源系统、绿氢产业等视角，分析了氢能在“双碳”背景下面临的巨大机遇、氢能科技在满足“双碳”巨大需求过程中面临的挑战，提出了氢能科技怎么样应对这些挑战，探究具有技术经济竞争力的技术路径新思考，并分享了他们的最新研究进展。（

  近年来，随着氢能技术持续不断的发展，产业链逐渐完备，应用场景不断丰富，氢能成为实现“双碳”目标的重要抓手。在工业、交通、发电等领域，以绿氢为源头、降碳为主要目标的氢能多元化及商业化应用的新局面正在形成。目前，我国氢能发展进入产业化新阶段，可再次生产的能源制氢项目加快落地、规模逐步扩大，规划超过300个可再次生产的能源制氢项目，合计规划可再生氢产能约350万吨/年。国家能源集团、中国石化和国电投等中央企业已规划一批可再次生产的能源制氢项目。

  氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，对构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现碳达峰碳中和目标具有十分重要的意义。它是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。有关数据显示，未来氢能产业链价值约2.5万亿美元，预计到2050年，氢能需求将是目前的数十倍。

  在“双碳”目标的驱动下，氢能迎来了前所未有的发展机遇，带动了经济稳步的增长，为降低碳排放、保障国家能源安全作出了积极贡献，成为深入推动能源生产和消费革命、构建清洁低碳安全高效能源体系的重要组成部分。

  今年4月，国家相关部委召开氢能产业高质量发展部际协调机制工作会议，进一步提出“拓展多元应用场景，逐步推动商业化发展”的要求，有序推进燃料电池中重型车辆应用，组织并且开展氢能在可再次生产的能源消纳、微电网等电力领域示范应用，推动可再次生产的能源制氢在工业领域替代应用。

  8月，国家相关部委又联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，指出到2025年，基本建立支撑氢能制、储、输、用全链条发展的标准体系，制修订30项以上氢能国家标准和行业标准。这是首次从国家层面对氢能全产业链标准体系建设给出指导意见，标准体系的推出表明我国氢能产业已进入一个新阶段，在某些特定的程度上也体现了国家支持氢能产业高质量发展的信心和决心，为产业高质量发展指明了方向。

  去年，我国氢气产量3533万吨，其中，煤制氢产量约1980万吨，占比56%；天然气制氢和工业副产氢产量分别约750万吨和712万吨，电解水制氢占比约2%。2022年，我国氢气整体消费领域集中在化工及炼化行业，约2851万吨，比上一年减少0.6%；炼化和现代煤化工行业氢气消费量约890万吨，比上一年减少5.4%；交通领域氢气消费量占比不到0.1%。

  国家能源集团、中国石化和国电投等央企已规划一批可再次生产的能源制氢项目。可再次生产的能源制氢项目正加快落地、逐步扩大规模。国际氢能协会副主席毛宗强强调，要脚踏实地发展氢能，为实现“双碳”目标作出新贡献。努力的重点方向是如何直接降碳；氢能源研究要向氢农学、氢医学、氢经济、氢社会扩展；我国氢能处于产业化初期，迫切地需要哲学指导，比如为了能源安全，应该提倡能源多样化，实行氢电并举、宜氢则氢、宜电则电。

  氢能是能源转型中的重要能源载体。其中，绿氢是来源于可再次生产的能源并且生产的全部过程中零排放的氢气，被认为是实现交通和工业领域碳中和的主要路径，是氢能未来发展的方向。

  据国际氢能委员会预计，净零排放情境下，2050年需要绿氢（零碳氢）6.6亿吨，占终端能源的22%。陈军认为，绿氢在工业领域大规模应用的主要挑战，是目前价格高于化石能源制氢和工业副产氢价格；在工业领域的应用还存在技术基础薄弱问题；电—氢—电的氢储能系统效率相比来说较低；在工业领域应用的政策和标准体系不完善。

  绿氢不仅是交通领域碳中和的措施，工业领域的碳中和也必须由绿氢实现。由绿电制绿氢是规模化储电的技术，也是可再生电力向其他能源形式和材料转化的关键。低成本、大规模、高效率的电解水制氢技术是发展的新趋势。当前各种制氢方式中，绿氢的碳排放最低，几乎为零；相比传统煤制氢，每千克氢气可减碳约20千克，对于交通、石化、钢铁等领域实现碳中和具备极其重大意义。

  去年，我国氢燃料电池汽车累计销售1.7万辆，建成加氢站350座，加氢站建设及运营数量均居全球第一，具有相当规模、与工业脱碳紧密结合的绿氢示范项目层出不穷，我国已成为全世界氢能发展的热点和高地。可再次生产的能源发电产业蓬勃发展，为绿氢的生产提供了坚实的产业基础。

  在大规模绿氢生产方面，我国基本掌握了光伏、风电制绿氢的成套技术，并在绿氢炼化商业示范方面走在全球前列。加氢站建设及运营数量居全球第一，核心设备，如压缩机、加氢机、储氢罐等均实现国产化。但当前绿氢规模化发展仍存在较多瓶颈，中国氢促会氢能分会副秘书长、中国石化销售公司原首席专家江宁认为，需要从政策、市场和技术等层面加强规范和引导。

  江宁认为，绿氢产业高质量发展机会大多数表现在三个方面。一是氢能交通。绿氢在交通领域拥有巨大发展机会，根据中国氢能联盟的预测，到2050年，我国交通领域氢气需求将达到2600万吨。二是氢氨融合。氢氨融合是绿氢产业未来的一个重要发展机会。我国合成氨工业发达，且需求巨大。传统合成氨用氢大多数来源于化石制氢，碳排放高，未来若使用绿氢替代，将大幅度降低碳排放。同时，绿氨作为载体将大幅度的提高绿氢运输效率，降低绿氢终端成本。三是氢基炼化。石油石化行业碳排放占我国总体碳排放的10%左右，绿氢炼化是实现石化领域碳达峰碳中和的重要途径。

  面对能源转型的新需求，中国科学院电工研究所研究员许洪华认为，要发挥多种能源互补融合优势，构建清洁低碳安全高效的能源新体系工业流程革新。不同的技术路径差异大，需要站在系统和全局的角度确定我国能源架构演变路径。以可再次生产的能源为主的零碳能源系统，符合技术发展的大趋势，在我国完全技术经济可行，符合国家及全社会的最大利益；从目前以化石能源为主的能源体系向可再次生产的能源转型，要充分的发挥已有系统的作用，避免路径错误，不造成大的浪费和错失发展机遇；能源领域是实现碳中和的重中之重，大有可为；绿氢是实现碳中和的兜底技术，并在化石能源的非能源利用中起关键作用。

  碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，既是历史机遇，也是巨大挑战。从长远来看，更加清洁、高效的可再次生产的能源电解水制氢占比逐渐扩大，预计2050年将达到70%。如何充分的利用我国丰富的风光等可再次生产的能源，建立新型能源体系，走出一条具有中国特色的零碳能源转型之路？

  中国工程院院士、中国矿业大学（北京）教授彭苏萍认为，总体目标是寻找破解碳约束下保证我国能源安全的有效技术途径，减碳、替碳、埋碳、用碳，实现“双碳”目标下能源安全绿色发展。部署方向是采取煤炭智能绿色开发、煤炭清洁高效发电、煤炭清洁高效转化、煤基能源CCS/CCUS。

  氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，是工业领域（如钢铁、水泥行业）深度脱碳的发展趋势。中国科学院院士、南开大学副校长陈军认为，高水平质量的发展是能源供应消费的低碳清洁转型、产业体系调整的绿色生态经济，主要体现为原料和热源替代。未来，氢能全产业链“政产学研用”协同创新，科学技术创新引领产业高质量发展，产业需求推动科学技术创新，促进经济发展和人才培养。

  中国科学院院士、中科院大化所教授李灿认为，实现“双碳”目标是经济高水平发展的战略，氢能是抓手；化石资源的利用从能源原料向新材料转型是未来发展的必然趋势，也是实现“双碳”战略目标的必然路径；利用可再次生产的能源制氢、资源化转化二氧化碳，合成化学品和精细化学品，助力绿色化、低碳化、高端化新材料发展；通过液态阳光甲醇实现交通领域和工业领域碳中和，规模化二氧化碳资源化转化，同时促进经济发展；氢能在交通领域率先引领发展，但应更重视氢能在“双碳”战略中的内涵和无法替代作用。

  中国科学院院士、太原理工大学教授赵阳升在谈到煤原位制氢与一氧化碳深地封存的棘手问题时指出，煤—原位制氢—地面氢合成氨—输氨—用氨，是经济性优越、零碳排的最佳方案；煤—富氧锅炉—二氧化碳封存—输电，是经济技术可行、零碳排的较佳方案；煤—原位制氢—合成甲醇—输甲醇—用甲醇，不是碳中和的可行方案。

  中国可再次生产的能源副理事长、氢能专委会主任委员蒋利军强调，当前氢能产业的快速地发展并不是基于氢能技术的实质性突破，而是源于需求的迅速扩大，氢能技术瓶颈和氢能人才匮乏严重制约了氢能产业高质量发展；一些过度保守的规定限制了氢能产业高质量发展，严重约束了氢能示范的推广应用。要从根本上保证氢能行业的健康发展，一方面要完善标准法规，制定好有关政策，另一方面要加快氢能人才教育培训，全力发展氢能科技，力争取得本质安全、经济髙效氢能技术的实质性突破，并在工业、交通、建筑、发电等难以脱碳的行业中取得广泛应用。

  中国石化新疆库车绿氢示范项目是我国首个万吨级绿氢炼化项目，前不久顺利产出高纯度氢气，并实现生产到利用全流程贯通。该项目贯通绿氢产、储、运、用全流程，自主开发绿电制氢配置优化软件，破解可再生波动电源制氢的技术难题，为国内光伏发电绿氢产业高质量发展提供了可复制、可推广的示范案例。项目建成后年产绿氢两万吨，供炼厂加氢装置，预计每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。

  重庆半山环道“气氢电服”综合加能站于2021年8月13日建成，可满足100台燃料电池车加注需求，是国内首座应用45兆帕高压储氢井技术的加氢站，也是中国石化在渝第一座加氢站。该站建成标志着中国石化在储氢井应用领域已完全掌握了高压储氢井密封和防氢脆工艺两项自主核心技术，是全球第一个地下储氢井示范项目。

  中国石化“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。管道起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，全长400多公里，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。

  该项目新能源建设规模254.6万千瓦（风电174.2万千瓦、光伏80.4万千瓦），规划制氢总规模50万吨/年，氢气通过长输管道送至燕山石化，项目投资业主为中石化新星内蒙古绿氢新能源公司，投资205亿元，包括风力及光伏发电、输变电、制氢站和长输管道4个部分。项目开工时间2023年12月，投产时间2027年6月。

  该项目为并网型，新能源建设规模40万千瓦（全部为风电），制氢能力2万吨/年，氢气用于中天合创烯烃绿氢替代，配建储氢能力21.6万吨，项目投资业主为中石化新星内蒙古绿氢新能源公司，计划总投资30亿元，开工时间2023年6月，投产时间2024年6月。

  鄂尔多斯风光融合绿氢化工示范项目，利用内蒙古鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年可制绿氢3万吨、绿氧24万吨。该项目是全球最大绿氢耦合煤化工项目，也是中国石化继新疆库车绿氢示范项目后的第二个绿氢示范项目，还是中国石化首个集风能、光伏发电于一体的绿氢生产—利用全流程项目，解决了可再生波动电源条件下制氢的多项技术难题。

  增量配电网风电项目，是中国石化首个百兆瓦级陆上风电项目。该项目充分的利用当地风力资源，规划风电装机容量112兆瓦，年发电量3.2亿千瓦时，所发绿电接入电网实现就地消纳，为兆瓦级质子膜电解水制氢示范项目提供了绿电支撑。

  中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目，是目前我国最大质子交换膜电解水制氢装置，采用的质子膜电解水制氢工艺，是现阶段与风电、光电耦合度最好的电解水制氢技术路线。该项目以“绿电”制“绿氢”，全过程实现零碳排放，绿氢纯度达99.999%，每天产出的氢可供106辆公交车全天行驶，年产能近400吨。

  陕西渭南大荔20兆瓦风力发电项目，是中国石化首个陆上分散式风力发电项目。该项目位于陕西省渭南市大荔县，总装机容量20兆瓦，安装8台2.5兆瓦风力发电机组，配套建设35千伏开关站一座。该项目年上网电量约4286万千瓦时，可满足当地两万余户居民清洁用电需求，大幅减排二氧化碳。

  陕西渭南白水20兆瓦农光互补光伏发电项目，是中国石化首个集中式光伏发电项目。该项目位于陕西省渭南市白水县，利用大棚间隙架设高效光伏电池组件，集光伏发电与高效农业种植于一体，技术上采取“分块发电、集中并网”模式，总装机容量20兆瓦，25年运行期内年平均上网电量约2400万千瓦时，可大幅减排二氧化碳。（曹海峰 提供）