本文摘要：摘要：將可再生能源生產的綠氫作為工業原料和替代燃料，用于煉油化工、冶金、建材制造和交通運輸等脫碳難度大的行業，能夠發揮顯著的碳減排作用。國際上一些著名的石油公司在新能源和氫能業務發展方面做出了表率，不少項目展示了良好的示范效應。但是，綠氫
摘要：將可再生能源生產的綠氫作為工業原料和替代燃料，用于煉油化工、冶金、建材制造和交通運輸等脫碳難度大的行業，能夠發揮顯著的碳減排作用。國際上一些著名的石油公司在新能源和氫能業務發展方面做出了表率，不少項目展示了良好的示范效應。但是，綠氫生產因太陽能和風能能量密度低，電解水制氫經濟性差而面臨占地多、成本高等難題。石化轉型發展氫能不僅能夠鞏固交通能源供給的優勢地位，而且有助于減少自身的碳排放，建議加強該領域的技術創新開發，提高工藝經濟性水平，降低投資和運行管理成本;并充分利用社會資源，創新發展模式，降低發展風險，獲得更多發展先機。
關鍵詞：碳減排;可再生能源;氫能;電解水;綠氫;光伏發電;風電
石油石化行業擔負著國家清潔能源生產供應的主體責任，但在其生產過程中排放大量的二氧化碳，約占全國碳排放總量的13%，工業部門的17%，主要來自用能排放和工藝排放，其中用能排放約占75%，包括化石燃料燃燒的直接排放以及外購電力、蒸汽等能源所產生的間接排放，工藝排放約占25%[1]。隨著劣質原油加工比例的不斷增加和成品油質量升級要求不斷提高，煉化企業對氫氣需求越來越多。
石油論文范例： 論石油化工建筑的通風空調節能措施
2019年，中國石化用氫達3.5Mt，約占全國用氫總量的14%[2]，基本由化石能源轉化而來，是煉化企業主要的二氧化碳排放源之一，減少用氫碳排放勢在必然。為此，中國石化規劃“十四五”期間建成500kt/a非化石能源制氫能力，力爭5年累計綠氫產量超過百萬噸，減排二氧化碳超10Mt[3]。1國際石油公司發展氫能業務的作為盡管當前國際油價仍在高位上持續，但跨國石油公司已清醒認識到，石油需求的增長是短期的，世界能源結構低碳化發展的趨勢不可逆轉。
英國石油公司(BP)[45]早在2000年就開始關注可再生能源發展，陸續投巨資發展風能、太陽能和生物燃料業務。2020年3月，BP公司新任首席執行官BernardLooney更進一步強調BP公司要做能源轉型發展的先鋒，在2050年實現凈零碳排放。2020年8月，BP公司出臺的最新10年發展戰略中強調，將氫能業務增長到擁有核心市場10%的份額。2020年11月10日，BP公司宣稱已經與全球最大的海上風電開發商丹麥可再生能源集團Orsted合作，共同從歐盟創新基金申請綠氫項目的資金，致力于利用北海的海上風電生產綠氫，供應到BP公司位于德國西北部的Lingen煉油廠，壓減該廠的天然氣制氫產能，并最終實現全部替代，一期項目預計于2024年正式生產。
盡管當前綠氫成本比天然氣制氫高不少，但Orsted氫能業務副總裁AndersNordstrom表示：“未來隨著更多綠氫項目的啟動和技術的進步，綠氫成本2030年將與灰氫持平。”殼牌石油公司(簡稱殼牌公司)于2016年成立了專門的新能源事業部，每年向清潔能源領域投資10~20×108USD發展可再生能源和低碳能源業務，項目包括加氫站，光伏發電、風電及制氫等，要向世界展示，殼牌公司不僅僅是一家純粹的油氣勘探開采和加工公司，還要在可再生能源方面展現持續的盈利能力。
2020年2月，殼牌公司和荷蘭能源氣體聯合公司(Gasunie)宣布將共同實施位于荷蘭的NortH2項目[67]，該項目包括建設北海海上風電和埃姆斯哈文港大型電解水制氫裝置，到2040年，海上風力發電機組的裝機容量將達10GW，年產800kt綠色氫氣，將成為世界最大海上風電制氫項目。
為了給NortH2項目實施積累經驗，2020年8月，殼牌公司和荷蘭電力企業Eneco聯合贏得了荷蘭最新的HollandseKustNoord海上風電項目的開發權，項目結合了漂浮式光伏、風電制氫等多種新興技術，規劃裝機容量為759MW，將于2023年投運。殼牌公司希望借助該項目開發一座200MW的電解槽制氫裝置，項目制得的綠氫能夠被附近殼牌公司旗下的煉化廠使用。2021年4月，殼牌公司與德國萊茵集團等簽署意向聲明，進一步加強在AquaDuctus管道輸氫項目上的合作，該管道將把綠氫從北海直接輸送至歐洲內陸。一旦風電項目建設完成，從2035年起，每年將實現輸送綠氫1Mt。
此外，殼牌公司計劃在2023年前建設390個氫氣零售站點，其中230個站點用殼牌公司產品;同時正在與合作伙伴進行船舶上使用氫燃料電池可行性試驗，如果試驗成功，將為更清潔的氫動力船舶鋪平道路。挪威國家石油公司本是北海最大的原油生產商，依托豐富的海上工程和生產經驗，轉型發展海上風力發電業務，開發了世界先進的Hywind浮式風力發電技術。
目前，挪威國家石油公司在英國海岸運營了4個風力發電場，還在波蘭、德國、挪威和美國的近海從事更大規模的風力項目，探索深海區域海上風能解決方案。2020年挪威政府發布了氫能戰略，重點將氫能應用到挪威海事部門、重型運輸和工業部門。挪威政府的目標是2030年將氫作為海洋交通運輸的燃料替代品，并具有市場化競爭發展的能力。挪威石油公司為此開展了跨行跨界的合作。
2021年4月8日，挪威石油公司宣布，與英國公用事業公司(SSE)聯合在英國開發世界上第一座100%氫燃料發電廠;與挪威海事局(NMA)、挪威國防物資署(海軍系統，DNMA)等政府部門一起，聯合殼牌、法液化空、林德、巴拉德、康明斯等26家公司組成聯盟共同致力于MarHySafe項目開發，推出《氫燃料船舶手冊》，以解決船用燃料氫的各種難題，為未來國際氫能規則的制訂提供基礎。以�？松梨诠竞脱┓瘕埞緸榇淼谋泵朗凸镜男履茉窗l展戰略與歐洲石油公司存在較大區別，前者采取了以碳捕集與封存為主的相對保守的能源轉型策略。
但是受前幾年油氣價格低迷的影響和歐洲石油公司的帶動，�？松梨诠鹃_始關注發展氫能，2021年3月，�？松梨诎l布的公司發展新戰略中，下調了未來油氣產量目標，表示要加大氫能技術、碳捕獲與封存(CCS)技術的應用，正在推進位于荷蘭鹿特丹的氫能項目，以實現利用CCS技術大量生產低碳氫氣。
雪佛龍公司于2021年4月宣布與豐田汽車公司結成氫技術聯盟，達成諒解備忘錄，共同合作促進氫基礎設施發展和研究開發氫動力燃料運輸和儲存。雪佛龍公司美國燃料與潤滑油總裁安迪•沃爾茲表示，“建立氫能源戰略聯盟是尋求在低碳領域大規模發展業務的機會，是對現有產品的補充，能夠利用現有的市場地位、資產、技術和組織能力，推進未來低碳發展。”中東是世界上油氣資源最豐富的地區，也擁有驕陽當空的廣袤土地和持續不斷的紅海海風，具有發展綠色氫能源產業的得天獨厚優勢，中東地區的石油公司期待未來在出口油氣的同時，還可以出口氫能產品[8]。
沙特阿拉伯國家石油公司(沙特阿美公司)擁有世界上探明儲量最多的油氣資源，但十分重視發展氫能。2020年2月，沙特阿美公司宣布未來幾年將斥資1100×108USD開發Jafurah天然氣田，但強調不會將這些天然氣以液化天然氣的形式出口，而是將其用來制氫，同時進行二氧化碳捕集與封存，以藍氫產品的形式出口銷售。實際上沙特阿美公司在2019年已經聯合空氣產品公司(AirProducts)建設了沙特的第一座加氫站，成立了一個燃料電池汽車示范車隊。2020年沙特阿美公司還向日本出口了世界上第一批藍氨(由藍氫生產的合成氨)。
當前，沙特王儲穆罕默德·本·薩勒曼正在推動建設沙特特大未來城NEOM，建成后整個城市將使用綠色電力。沙特阿美公司計劃在未來城NEOM中建造世界最大的采用光伏電和風電聯合電解水制氫的工廠(Helios)，裝機規模4GW，綠氫產能約600kt/a，將耗資50×108USD，預計2025年建成交付運行，為Neom城穩定供能提供保障，估計制氫成本僅1.5USD/kgH2，為全球最低，甚至低于天然氣制氫的成本。
2綠氫發展面臨的挑戰
截止目前，全球建成和在建的綠氫項目近百個，投資者除石油公司外，還包括電力公司以及大量社會投資公司，綠氫正被期待發展成為助力全球實現氣候目標的一個新興領域[9]。與此同時，綠氫發展也面臨諸多挑戰，其中最值得關注的是占地和投資發展成本問題，必須加以研究解決[10]。
2.1占地問題
當前，技術相對成熟的可再生能源制氫包括太陽能光伏發電電解水制氫、風力發電電解水制氫和生物質制氫，其中最受關注并寄予厚望的是來源于光伏風電的可再生電力電解水制氫。中國屬太陽能資源豐富的國家之一，中國陸地面積每年接收的太陽輻射總量相當于2.4×106Mt標準煤，遠超每年全國能源消費總量[11]。
中國太陽能資源分布總體呈“高原大于平原、西部干燥區大于東部濕潤區”的分布特點。其中，青藏高原最為豐富，年總輻射量超過6480MJ/m2，部分地區甚至超過7200MJ/m2。四川盆地資源相對較少，存在低于3600MJ/m2的區域。中國國家氣象局風能太陽能評估中心將全國太陽能資源地區分為5類[11]。
同樣，中國也是風能資源豐富的國家之一[1112]。全國陸地50、70和100m高度層風能資源技術開發量分別為2000、2600和3400GW[12]，而2020年中國電力總裝機量為2200GW。中國國家氣象局風能太陽能評估中心將全國風能資源地區分為4類。
中國豐富的太陽能和風能資源是綠氫發展能源基礎，但風能和太陽能單位面積能量密度低，規模性制氫需要大量土地安裝光伏或風電設施。以50kt/a綠氫規模為例，按電耗6×104kWh/tH2，則電力需求為3×109kWh/a，對應的光伏發電裝機量跟安裝所在地的太陽能資源關系很大。
光伏發電設施占地面積影響因素很多，包括場址條件、地理維度、光伏陣列傾角、光伏組件效率等，其中安裝方式又分為固定式、平單軸、斜單軸、雙軸，不同的安裝方式，占地面積差異很大[14]。根據2015年12月2日，國土資源部發布的關于《光伏發電站工程項目用地控制指標》的通知(國土資規〔2015〕11號)，使用當前較為常用的310Wp規格光伏組件系統，在相對平坦地面，考慮到地域和安裝方式和方法等因素進行估算。
滿足50kt/a綠氫生產要求的光伏發電方陣場區占地需要數萬畝，而且不同地域、不同安裝方式建設相同裝機容量的光伏方陣場區占地面積相差很大，甚至超過10倍以上。地域的影響表現在所處的地理緯度上，緯度每升高5°，光伏場區占地面積大約會增加10%~30%。緯度影響主要由影子倍率決定，即遮擋物形成的影子長度與其高度的比值。在黑龍江、新疆、內蒙等省份的北部高緯度地區，緯度在40°N以上，影子倍率超過3;而在廣東、廣西等緯度低于25°N地區，影子倍率大約在1.5以內。
因此，在北部地區，前后方陣間距會達到6m以上;而在南方的一些地方，前后方陣間距留2m的檢修通道就夠了。與最佳傾角固定式安裝方式相比，安裝角度可調節的支架跟蹤系統占地更多，但太陽能轉化效率提高，如平單軸式能提高10%20%的發電量、斜單軸式能提高20%～25%的發電量、雙軸式甚至能提高40%的發電量，這樣就可以減少裝機容量，降低早期投資成本。
當然，角度可調的支架制造成本和維護成本也提高，需要綜合考慮�？偟恼f來，滿足50kt/a綠氫生產要求的光伏發電方陣場區占地需要幾萬畝至幾十萬畝。這種規模成片占地即使在我國西北沙漠、戈壁地區也面臨很多實際困難，更不要說我國東部、東南部和南部經濟相對發達，土地資源相對緊缺的地區。
因此，應因地制宜建設光伏發電基地，將集中式光伏和分布式光伏結合起來解決用地問題。至于風力發電方陣場區的占地，由于風機間距一般需要500m，算下來比光伏發電占地更多，滿足50kt/a綠氫生產的風電方陣場區占地面積少則近30×104hm2，多則近百萬畝。但是，風電占地對土地的其它用途影響較小，只有風機安裝基礎占地才影響土地的利用。不過，單個風機，以3MW的為例，其實際占地僅約340m2，風機安裝總占地不到300hm2，解決起來難度較小。
2.2投資成本問題
綠氫生產首要是建設光伏發電場或風電場。光伏發電場建設目前報價較為透明，約4.0×106CNY/MW(包括光伏組件系統及設計、施工安裝，滿足50kt/a綠氫生產的光伏方陣場區的投資最少需要54.4×108CNY(陽光資源最豐富地區)，最多171.2×108CNY(陽光資源一般地區)，按25年折舊，僅此投資帶來的成本分攤至少為4.4CNY/kgH2，至多到13.7CNY/kgH2。
風電建設，以陸上風電為例，均價約為6.0×106CNY/MW，滿足50kt/a綠氫生產的光伏方陣場區的投資最少81.6×108CNY(風力資源豐富地區)，最多171×108CNY(風力資源一般地區)，按25年折舊，僅此投資帶來的成本分攤至少為6.48CNY/kgH2，至多到13.56CNY/kgH2。 利用光伏和風電等可再生電力生產綠氫，可以就地上網輸電異地取電制氫，也可以就地制氫運輸到氫氣消費應用場所。目前這兩種模式各有優勢和不足，還需要進一步發展與完善。但無論采取哪種模式都面臨電解水巨額投資的問題。
電解水制氫技術中得到工業規模應用是堿水電解制氫(AWE)和質子交換膜純水電解(PEM)工藝，固體氧化物高溫水電解(SOEC)工藝尚在開發，還未實現商業化[15]。堿水電解制氫技術已發展近百年，但一直用于小規模用氫場所制氫，國內單臺設備產氫量最多可為1000Nm3/h，國外單臺設備最多可達3000Nm3/h，電解系統投資國內報價為2.80×106CNY/MW左右(含設計、安裝和系統設備)。
PEM純水電解制氫技術正處在擴大推廣應用階段，單臺設備產氫量為300Nm3/h，由于設備緊湊，可以組合安裝以節省占地，電解系統投資國內報價為1.0×107CNY/MW左右(含設計、安裝和系統設備)，進口報價1.6×107CNY/MW左右(含設計、安裝和系統設備)。
滿足50kt/a綠氫生產的電解水系統功率約為400MW，則采用堿水電解技術的為投資11.2×108CNY，按20年折舊，僅此投資帶來的成本分攤為1.12CNY/kgH2。采用PEM水電解技術，國內設備系統投資為40×108CNY，國外則為64×108CNY，按20年折舊，僅此項投資帶來的成本分攤，國內為4CNY/kgH2，國外為6.4CNY/kgH2。在光伏電場或風電場就地制氫，再輸送氫氣到用氫場所，對于50kt/a的制用氫規模，現有技術條件只有采用管道輸送才是可行的。
管道壓力按4MPa使用要求建造，管道單位投資額估算為3.50×106CNY/km，管道輸送長度1000km估算，管道建設投資額度為35×108CNY，按30年折舊，則管道投資形成的氫氣輸運成本為2.33CNY/kgH2;但管道投入使用后需要運行維護和管理，運維、增壓和管理費用每年按管道建設投資額的7%提取，攤到的成本約為4.9CNY/kgH2。合計成本為7.23CNY/kgH2。實際上也可以選擇將光伏電場或風電場發出的電通過電網公司接入電網并完成輸配服務，在用氫場所從電網取電電解水制氫就地使用。這樣需要支付給電網公司過網服務費。
從西北陽光、風力資源豐富地區將光伏或風電輸配到東南部經濟發達地區，按1000km輸電距離，涉及到跨省甚至于跨網，過網費影響因素多，如果按0.15CNY/kWh收取過網費，氫氣耗電60kWh/kg，攤到的成本為9.0CNY/kgH2;如果按0.08CNY/kWh收取過網費，則攤到的成本為4.8CNY/kgH2。
從以上分析的結果可以看出，建設50kt/a綠氫生產能力的設備投資巨大，僅電力生產、制氫兩個環節，投資少者需要僅70×108CNY，多者超過百億元，而同量級的天然氣制氫投資僅需10×108CNY左右。實際上綠氫生產成本影響因素繁多，技術成熟度不一，無論是技術上還是經濟都存在很多不確定因素，給綠氫發展帶來巨大風險。因此，因地制宜，開展不同的技術路線、不同運營模式及其組合進行示范十分必要，總結經驗，揚長避短，促進綠氫產業高質量快速發展。
3石油石化發展綠氫業務的建議
石油石化行業未來發展的挑戰一方面來自于交通電動化導致的汽、柴油市場萎縮;另一方面來自于實現碳達峰、碳中和目標對發展空間的壓縮。發展氫能可謂一舉兩得，既鞏固了交通能源供給的地位，又可助力碳減排。有關建議如下：
(1)加快綠氫成套技術研發，掌握關鍵技術的自主運作權。
技術研發實力是衡量一個企業競爭力的重要指標之一。綠氫發展的基礎是光伏、風電等可再生能源，技術關鍵是電解水制氫與氫儲運技術。為此，國際石油公司紛紛布局氫能前沿技術研發，申請技術專利。BP集團首席技術官大衛·艾頓認為，氫能利用發展的瓶頸不是氫氣的制備，主要挑戰是存儲、運輸和使用。BP公司圍繞能源效率、數字技術、可再生能源、儲能和脫碳五個方面開展分析與評估氫能的作用與地位，探討可能產生行業顛覆性作用的領域和技術。
雪佛龍公司與美國發動機制造商康明斯簽署了一份諒解備忘錄，旨在聯合開發氫能源的商業機會，進一步探索開發在煉油廠使用電解水制氫和燃料電池技術。技術研發可以采取自主研發，也可以選擇合作研發，以降低研發風險和成本。BP公司向普林斯頓、哈佛等多所大學的低碳技術研究提供資助，�？松梨诠驹谒固垢４髮W、麻省理工學院、普林斯頓大學等有選擇資助有突破性新能源技術領域開展研究。
當前，中國電解水制氫技術中質子交換膜(PEM)水電解制氫技術與國際先進水平差距較大，單臺產能小、成套化設計與制造水平和能力低，制造電解槽所需的基本材料基本依賴進口;儲氫使用的70MPaIV型瓶，其制造技術及所需的高性能樹脂和高端碳纖維等關鍵材料和管閥組件等依賴進口;燃料電池技術上雖然掌握了電堆設計和裝配技術，但其耐久性以及水、熱、電的管理及系統運行自動檢測技術等低于國際先進水平，制造燃料電池所需的質子交換膜、催化劑、擴散層材料基本依賴進口，膜電極技術落后一代。不解決核心裝備制造及關鍵材料技術，產業發展越快，“卡脖子”受制于人將越發嚴重。
(2)積極發展新能源和綠氫生產，開展綠氫煉化示范。當前煉化企業使用的氫氣來源于副產氫和制氫裝置，屬于灰氫范疇，碳排放強度大，使用綠氫替代灰氫是實現煉廠碳減排的有力措施。綠氫在石油煉制和化工上的應用還未受到關注，利用綠氫降低油品和化學品生產的碳排放強度具有很強的示范效應。煉化企業生產綠氫可以通過可再生電力電解水制氫和生物質制氫來實現。風電和光伏發電建設可以就地，也可以異地或就地與異地結合，生產的電力直接用于電解水制氫。生物質制氫可以大量采用農作物秸稈，解決秸稈的出路問題，助力農殘的資源化利用。傳統生物質氣化制氫存在氫氣收率低、能量轉化效率低的問題。
將生物質制氫與電解水制氫耦合起來，利用電解水制氫伴產的氧氣用作生物質制氫氧化劑，不僅提高氫氣收率，還方便CO2的捕集利用。當前，綠氫生產的缺陷是成本高，但隨著光伏、風電、電解水制氫技術的進步和生產規模擴大，成本有望大幅度下降。未來10年將是綠氫技術成熟期、投資關鍵機遇期以及氫能產業政策的完善期，建議石化企業抓住這個戰略機遇，發揮優勢，積極投入支持綠氫工業應用和示范項目的實施。此外，煉廠在制氫、氫氣管輸以及安全管理積累的豐富經驗對綠氫發展具有重要價值，必將促進煉化企業高質量發展，相得益彰。
(3)充分利用各種優惠政策，創新投資和管理模式，差別化管理新能源業務。當前，國內外氫能產業存在發展成本高，經濟效益差的弊端，需要政府給予一定的補貼和優惠政策才能生存。建議石油石化企業把發展氫能作為戰略性產業，創新投資和管理模式，通過發行“綠債”，充分利用綠能基金、各種優惠政策，降低發展氫能的投融資和運行成本。
BP公司單獨設立了新能源業務板塊，統一管理公司旗下太陽能、風能、氫能和電力等業務。道達爾公司則在原有天然氣業務板塊(事業部)基礎上，整合可再生能源和發電業務，成立天然氣、可再生能源和電力事業部，采用新機制運轉。由于綠氫是建立在可再生能源基礎上發展的，但新能源業務發展目前還存在較大不確定性，風險比較高。因此，國際石油公司普遍建立風險投資基金來運營管理可再生能源業務，在投資模式上，主要采用投資并購、全資收購來擁有可再生能源資產，或者采用風險投資參股可再生能源領域等。
2016年以來，歐洲的殼牌、道達爾、BP等石油公司投資并購新能源項目逐年遞增，并購項目類型從最初的分布式能源、儲能/電池技術，擴展到包括太陽能、海上風電、替代燃料、綜合能源、電網布局等多個領域。氫能產業發展處在起步階段，各國政府出臺了多種優惠政策持續扶持推進新能源發展，支持的范圍包括大產能PEM電解水制氫成套技術、高彈模量碳纖維材料、燃料電池和電解水貴金屬催化劑制備技術、燃料電池膜電極技術等，新成立的公司不斷涌現，可選擇其中佼佼者通過投資模式創新深度滲透，通過差別化管理實現共贏。
4發展展望
據估測，中國碳達峰時二氧化碳凈排放量為1.1×109t左右[16]，再用30年左右時間實現碳中和，意味著碳減排任務十分艱巨。2021年的全國兩會上碳達峰和碳中和首次寫入政府工作報告，強調要扎實做好碳達峰、碳中和各項工作，制定具體行動方案，優化產業結構和能源結構，大力發展新能源，加快建設全國用能權、碳排放權交易市場，完善能源消費雙控制度，以實際行動為全球應對氣候變化作出應有貢獻。
中國實現碳中和目標的難點在于工業部門，綠氫將在工業部門脫碳行動中發揮重要作用，如鋼鐵氫碳替代、化工綠氫灰氫替代、可再生電力利用氫儲能解決間歇性和波動性問題等方面同時發揮作用，到2050年預計綠氫需求量將達81Mt，給綠氫發展提供巨大商機。石油石化發展氫能，向社會提供用氫保障具有得天獨厚的優勢，關鍵是大力發展新能源，奠定綠氫生產能源基礎。
參考文獻：
[1]中國石油新聞中心.石化行業該如何通過碳減排大考[N/OL].
[2]經濟日報.氫能為何成投資熱點[N/OL].
[3]每日經濟新聞.中國石化凌逸群：打造“中國第一氫能公司”[N/OL].
作者：杜澤學，黃順賢，曹東學
轉載請注明來自發表學術論文網：http://www.cnzjbx.cn/jjlw/28449.html
