氢能是与石油公司业务结合最紧密的二次能源，今年全国两会期间，“推进加氢设施建设”已写入政府工作报告。未来，随着氢能在发电、供热和交通方面的广泛应用，氢能在我国终端能源体系占比至少将达到10%，到2030年，产业产值将突破1万亿元。石油公司应如何把握机遇布局氢能业务，实现综合性国际能源公司的转型?
我国是氢能利用大国，已形成京津冀、长江三角洲、珠江三角洲、华中、西北、西南、东北等7个氢能产业集群。今年全国两会后，氢能产业发展广受关注，相关政策规划在不到两个月的时间内密集出台。
今年全国两会期间发布的《政府工作报告》中首次明确指出，要推进充电、加氢等设施建设。
3月底，财政部、工业和信息化部、科技部和发改委联合发布《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策》，提出了过渡期后不再对新能源汽车给予购置补贴，转为用于支持充电(加氢)基础设施“短板”建设和配套运营服务。
4月8日，国家发改委发布《产业结构调整指导目录(2019年本，征求意见稿)》(下称《征求意见稿》)，其中高效制氢、运氢及高密度储氢技术开发应用及设备制造、加氢站等内容被列入鼓励类的第五项(新能源)中。
4月9日，《国务院关于落实<政府工作报告>重点工作部门分工的意见》发布，提出稳定汽车消费，继续执行新能源汽车购置优惠政策，推动充电、加氢等设施建设。
同题采访
张福东(中国石油勘探开发研究院新能源研究所副所长)
林益楷(能源研究学者、高级经济师)
何广利(国家能源集团北京低碳清洁能源研究所新能源研究中心主任助理)
1、氢能与油气行业有何相关性?
能为石油企业带来哪些机遇?
张福东：氢作为一种清洁高效的二次能源，脱胎于煤炭、石油、天然气等一次能源。目前，很多人还只把氢当作一种化工产业的原材料，氢作为能源和储能介质的价值，并没有被充分重视和挖掘。氢能理事会报告显示，到2050年，氢能将占全球总能源结构中的约20%。目前中国氢气需求量和产量已经连续9年保持世界第一。我国氢制取的95%-96%左右都是来自化石燃料。因此，油气与氢的关系非常紧密，石油公司在氢能发展路线图中理应发挥重要作用。
林益楷：我国氢的制取大都来自化石能源，电解水制氢占比仅为5%左右。未来制氢技术或将逐步从化石能源过渡到“化石能源制氢+CCS(碳捕集和封存技术)”和可再生能源制氢。从目前看，氢能产业与石化行业的相关性非常紧密，这种紧密的相关性也意味着机遇。
何广利：目前，国内对氢能产业的关注更多集中在氢燃料电池车这一领域，横向对比，欧美发达国家推动的则是“大氢能”产业，即从上游的制氢，到通过天然气管网掺氢，再到下游利用氢发电、供热、燃料电池汽车等全产业链的规划与发展。“大氢能”概念下，石油企业需关注氢能，适应新变化。
2、石油企业如何介入?
推进加氢站建设
何广利：加氢站的前景与燃料电池车产业的发展密切相关。虽然我国目前是全球最大的纯电动车市场，但是电动车存在短期内无法消除的瓶颈问题，例如电池充电时间和续航能力。与之相比，燃料电池车具有长续航、可重载的优势。随着燃料电池车产业不断发展，加氢站等相关配套设施的发展将具有较大前景。
林益楷：从中短期看，推进加氢站建设是石油企业一个值得探索的业务方向。目前加氢站总体建设成本较高，建成一座加氢能力大于200公斤的加氢站需要1000-2000万元，如果没有明确补贴政策，经济性和商业前景存在不确定性。建议石油企业试点先行，循序渐进推进，同时通过油气氢电多元化加注模式减少投资风险。
张福东：按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》的规划，预计到2020年，我国将建成加氢站100座，2030年达到1000座，建议石油企业利用庞大的加油站网点，加快布局加氢站终端建设，抢占市场先机。例如，施行加氢站和加油站联建模式，或者加氢、加油、加气和充电共建模式，亦可大幅节约成本。
发展管道掺氢业务
张福东：石油企业利用管网优势，介入管道掺氢业务，也是一个比较现实的选择。氢的储运一直是制约氢能产业发展的瓶颈问题，管道掺氢技术是实现长距离、大规模输氢的重要实现手段。虽然氢气对管道材料有一定的破坏，但是在一定比例内，可以保证安全性。我国天然气管网具备天然气氢气混合输送的条件，国际经验表明，掺氢低于23%对现有管网不产生明显影响，掺氢小于10%时可直接输送，从而高效利用现有系统。
从全球范围看，很多国家也正在积极进行管道掺氢实验，目前各国因自身情况的不同掺氢比例各有不同，例如德国的要求是10%、荷兰为12%、法国为6%等。
何广利：在我国，发展管道掺氢还具有两大优势，一是可以分担天然气供应的负荷，二是使天然气的清洁性更好。目前我国规定的管道掺氢比例是5%。虽然氢在我国被列为危险化学品，但与天然气是易燃气体类似，其作为一种清洁能源类型，开发利用过程可以做到可控，易燃气体属性不应是制约其发展的主要因素。
制氢产业结合CCS、发展地下煤气化
林益楷：未来，石油企业还可以考虑发展制氢产业结合CCS技术。虽然氢本身是零碳排放的“终极能源”，但是作为一个脱胎于一次能源的二次能源，无论是煤制氢、天然气制氢，都会产生二氧化碳。从全产业链来看，氢能并不是绝对环保，那么未来必然需要CCS技术的介入，将制氢过程中的碳排放捕捉后存储，从而使氢能成为真正意义上的“终极能源”。
何广利：若要实现氢能产业全生命周期的零碳排放，未来石油企业发展化石燃料制氢需要结合CCS技术。目前我国CCS技术仍处在初级阶段，成本较高。
张福东：长远看，石油企业还可以利用钻井优势，探索发展煤炭地下气化制氢产业。目前氢气的制取约60%来自于煤制氢，但煤炭企业开采多以1000米以上的浅层煤矿为主，1000米以下的深层煤矿如何利用?石油企业的钻井优势就凸显了出来。煤炭地下气化制氢拥有巨大的发展潜力，其具有资源利用率高，地表环境破坏少，煤炭清洁化利用等优点。目前相关技术仍存在挑战，距离商业化利用还有不短的距离。
3、能否助力企业转型?
张福东：氢能是绝对环保的“终极能源”，只要取得技术上瓶颈的突破，氢能必将成为未来能源结构中不可或缺的一环，与油气行业的息息相关性决定了氢能可以作为油企转型的方向之一。
林益楷：是否介入氢能产业还是其他新能源产业，石油企业还要结合自身的发展战略、业务优势甚至宏观环境来决定新能源转型的方向。道达尔和壳牌布局了氢能业务，埃克森美孚对CCS技术情有独钟，挪威国家石油公司主攻海上风电，显然各具特色。
4、面临哪些挑战?
经济性和商业化
张福东：市场需求大不大、基础设施成熟不成熟以及技术瓶颈有没有突破，都决定了氢能产业的经济性。目前看，这几个方面都不甚成熟，氢能产业仍然十分昂贵。
林益楷：目前氢能产业仍处在发展的早期，全球绝大多数的氢能项目仍处在试验阶段，没有任何一个国家已经实现商业化应用
技术瓶颈
张福东：技术瓶颈问题也是导致氢能产业成本高企的原因。氢的储运技术瓶颈亟待突破，此外，以石油企业发展地下煤气化制氢为例，如何保障地下作业的安全性，以及控制技术、选址技术都仍处于探索阶段。
认知理念
何广利：目前，我国缺乏对氢能全产业链(尤其是加氢站)的深入研究，几乎没有经历过规模试验、数据收集、技术改进、经验积累等阶段。与欧美国家相比，我国氢能产业的基础研究数据和成果经验并不多。
张福东：氢具有原材料、能源和储能介质三重属性，但大多数人还是只关注到了第一种属性。氢作为能源和储能的价值有待得到石油企业的重视和研究。
政策机制
林益楷：国家宏观政策的规划引导也很关键。国家出台的规划和指导意见以及补贴政策是否到位都会影响到企业的决策。例如，广东省去年印发《关于加快新能源汽车产业创新发展的意见》，2018年—2020年新能源汽车推广应用省级财政补贴资金中的30%将用于支持氢燃料电池汽车推广应用，促进了广东省多地区的氢能产业发展。
张福东：对石油企业来说，发展氢能产业还面临公司内部体制机制的挑战。例如公司如何认识氢、定义氢，如何规划清晰的氢产业发展路径，以及体制机制应作何调整，以适应新能源业务的发展。
