我国是全球第一大煤炭消费国，第二大石油消费国和天然气消费国，而且油气资源不足、对外依存度大。氢能是清洁的二次能源，在发电、产热、交通燃料、氢燃料电池动力等方面具有重要用途。

发展氢能对于优化我国的能源消费结构、加快能源消费结构向新能源转型、保障国家能源安全，具有重要意义。氢燃料电池汽车具有能量转换效率高、续航里程长、加注燃料时间短、使用阶段无碳排放等特点，被视为最有前景的清洁能源交通工具之一。经过多年发展，我国氢能全产业链技术取得长足进步，已开始进入产业化导入期，氢能发展受到我国政府和能源、交通运输、装备制造等行业高度重视，成为当前关注的热点。

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各种制氢工艺的经济性分析

目前生产氢气的工艺路线可分为传统能源制氢和新能源制氢两种路线。传统制氢路线如煤、重油、天然气制氢、甲醇制氢、电解水制氢以及炼油化工行业、炼焦、氯碱行业的副产氢气，这些技术已经十分成熟。新能源制氢包括太阳能光催化水分解、太阳能和风能电解水制氢以及生物质制氢，其中太阳能光催化水分解制氢、生物质制氢技术目前还不够成熟，仍处于研发阶段；太阳能和风能发电电解水制氢技术基本成熟，已经进入示范阶段。

以煤价580元/t，天然气2.75元/m3，甲醇2280元/t，电价0.55元/kW·h的基准进行测算制氢成本，可以得出：煤制氢成本最低，约10元/kgH2，天然气制氢和甲醇制氢成本高于煤制氢，分别为12.8、26.9元/kgH2，电解水制氢的成本最高，达到36元/kgH2。由于煤制氢具有成本优势，近年来我国新建的炼化一体化项目的炼油装置，大部分采用煤制氢或煤+石油焦制氢工艺，也有少部分项目采用天然气制氢。虽然煤制氢在我国炼厂应用广泛，但煤制氢碳排放量大，如果用于氢燃料电池汽车，必须与碳捕获封存利用（CCUS）耦合使用。

国内大型炼厂一般都建设有独立的制氢装置，主要采用煤/石油焦制氢、天然气制氢；大型炼厂也都有催化重整装置，主要用以生产清洁汽油、芳烃，并且副产一部分氢气，是炼厂副产氢气的主要来源，一般由炼厂自用，同时也可从催化裂化、延迟焦化等工艺副产的干气中分离提纯制氢；一些中小型炼厂，需要外购氢气来满足各种加氢过程的用氢需求。

国内炼厂生产的大部分氢气一般都有固定用途，但在煤化工、丙烷脱氢、乙烷裂解、焦炉煤气和氯碱化工生产领域，仍有大量工业副产氢可供利用，每年产量在800万吨左右，这部分氢气在短中期内或将成为燃料电池汽车的主要供氢来源。

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我国氢能产业链的构建

氢能产业链包括上游制氢、中游储氢输氢、下游加氢站供氢，以及氢能消费使用四个环节。从氢能产业链成本构成看，制氢成本占比55%，储运氢环节成本占30%，加注氢的成本占15%。

2.1 上游：制氢

2019年我国氢气产量2310万吨，占全球总产量的30%，位列全球第一。预计2030年我国氢气需求量将达到3500万吨，2050年将达到6000万吨，产业链年产值估计可达到12万亿元。从氢气的来源看，90%来自化石能源制氢和工业副产氢，电解水制氢比例仅占2%左右。预计2030年之前，氢气仍将主要来自化石原料制氢和工业副产氢+CCUS技术（即“蓝氢”），助力化石能源制氢降低碳排放；远期（2030年后）将主要来源于“绿氢”，即采用风电、光伏等可再生能源电解水制氢，“蓝氢”消费比例逐渐减少，“绿氢”消费将成为主流路线。

2.2 中游：储氢输氢

氢的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢、固态储氢等。我国目前储存氢能的方式主要是高压气态储氢，采用管束车、槽车等交通运输工具实现配送，技术相对成熟，但储氢密度低，长距离运氢成本较高；低温液态储氢主要用于航天领域，用作火箭的燃料，若用于燃料电池汽车则存在液化过程能量消耗高、设备保温材质要求高的缺点；有机液态储氢和固态储氢技术目前仍处于研发阶段。在未来趋势看，氢能储运将按照从低压到高压、气态到多相态的方向发展。另外，国内外目前正在探索在管道天然气中掺混一定比例（我国10%以下、国外20%以下）的氢气，与天然气一起输送，以克服目前氢气采用高压容器长途运输带来的储氢技术要求高、经济性不佳的问题，但这种方式在消费终端无法对氢气和天然气进行有效分离，只能用作工业或民用燃料，国外已实现工业规模输送，我国目前仍处在研究探索阶段。

2.3 下游：加氢站建设及燃料电池汽车

目前国内建成运营加氢站61座（其中2019年新建加氢站28座，主要分布在广东、上海、江苏、湖北等地），加上正在建设和规划的加氢站有90余座（主要分布在上海、河北、广东、内蒙古等地），总计在150座以上。已经建成的加氢站以专用加氢站为主，设计储氢容量主要是500kg/d及1000kg/d，并有少量油-氢合建站和油-氢-电合建站，未来新建加氢站将会呈现多种类型混合的趋势。

2019年我国氢燃料电池汽车产量2833辆，销售量2737辆，保有量达到6178辆。从国内氢燃料电池汽车市场来看，车型主要是商用车，以客车与物流、环保等专用车居多，未来国内新上市的氢燃料电池汽车将更多地替代重载卡车、长途货运车等。

2.4 我国氢能产业布局现状

目前全国已经有20多个省市相继出台氢能发展规划和氢燃料汽车的发展规划，初步形成京津冀、长三角、珠三角、华中、西北、西南、东北等七大氢能产业集群，全国有38个氢能产业园，氢能产业版图持续扩大，产业链正在逐步完善。尽管我国开展了大规模的产业布局，但氢能产业链的构建不可能一蹴而就，目前仍有许多核心技术问题需要加强协同攻关，氢能产业成熟需要一个长期的发展过程。

截至目前，全国工业能源领域已有12家央企涉及氢能业务布局，包括中石化、中石油、国家能源集团、中化集团、宝武集团、国家电网、华能集团、国家电投集团、三峡集团、东方电气集团、中核集团、中广核集团等。

2.5 我国氢能产业政策

近年来，从国家部委到地方政府，推出一系列促进氢能及燃料电池汽车发展的利好政策，特别是2009年以来，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委等四部委采取对消费者给予购置补贴的方式支持燃料电池汽车推广，有力促进了社会资本投入燃料电池汽车领域的积极性。今年4月，四部委发布《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，对补贴的重点进行调整，即针对燃料电池汽车产业发展面临的一些实际问题，将当前对燃料电池汽车的购置补贴，调整为选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域，重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范，采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。同时该《通知》指出，争取通过4年左右时间，建立氢能和燃料电池汽车产业链，关键核心技术取得突破，形成布局合理、协同发展的良好局面。

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石油公司发展氢能的机遇分析

我国能源结构结构调整和绿色低碳发展，对氢能的消费需求十分旺盛，2019年氢能首次写入了《政府工作报告》，氢能有望将得到更大力度的产业政策支持。氢能产业链与石油石化产业链密切关联，石油公司特别是大型国有石油公司在氢能产业的发展中面临巨大机遇。

①中国氢能产业发展目前还处于培育阶段，重点是要做好示范推进，迫切需要有实力的大型企业、特别是石油公司、能源公司来承担相关示范任务。

②中国氢能产业发展需要围绕产业链部署创新链，加快核心技术攻关，降低各环节产业链成本，推动氢能产业迈上全球价值链的中高端，石油公司可以参与氢能产业链各环节的构建。

③在制氢环节，石油公司具备化石原料制氢技术、生产装置和氢气生产利用经验，应积极开发CCUS技术、氢气纯化技术，在“蓝氢”开发利用领域引领行业发展，同时积极布局“绿氢”业务，在新能源领域占有一席之地。

④在氢气储存和输送环节，石油公司拥有天然气输送管网等基础设施，可探索利用现有天然气管线输送氢气供下游用户；同时加强与科研机构的合作，开展储氢新技术（如化学储氢）开发应用。

⑤在加氢站建设运营环节，石油公司拥有众多的加油站、加气站，可以直接就地利用，参与建设油/氢合建站、油/氢/气合建站、油/氢/气/电合建站，提高运营效率，降低建设成本。

此外，石油公司可参与开发燃料电池关键材料（如质子交换膜、低铂或非铂催化剂）、汽车轻量化材料、高端化材料的开发，推动炼化业务转型升级和高质量发展。