石油公司正转型为氢能全产业链关键参与者

  ——访清华大学博士、亿氢科技公司技术顾问赵冠雷
  [中国石油新闻中心  2025-07-16]
  1.从全球视角看，不同国家和地区的氢能政策有何差异？这些差异对全球氢能产业的竞争与合作格局产生了怎样的影响？
  今年4月，我国国家能源局发布了《中国氢能发展报告（2025）》，明确将通过强化政策顶层设计、确立氢能的战略定位、建立跨部门协调机制及完善标准体系，推动氢能产业从试点阶段迈向规模化发展新阶段。
  放眼全球，各主要经济体的政策侧重点有所不同。欧盟以《清洁工业协议》为核心框架，计划投入1000亿欧元扶持绿氢产业，借助碳边境调节机制（CBAM）推动工业领域脱碳，并依托“欧洲氢能银行”构建跨国供应链，其政策重心在于绿氢技术标准制定与出口导向布局。美国通过《通胀削减法案》提供绿氢税收抵免，聚焦区域氢能中心建设与氢能—电力系统融合，强调以市场驱动和技术创新引领产业发展。日本持续推进“氢能社会”战略，重点突破液氢储运技术与优化燃料电池汽车产业链，致力于构建跨国海运氢能网络。澳大利亚凭借丰富的可再生能源资源，提出2030年成为全球最大绿氢出口国的目标，优先推进规模化电解水制氢项目。中国则通过一系列氢能规划强化全产业链布局，目前在绿氢产能（占全球50%以上）和规模化项目上保持领先，同时侧重拓展国内多元化应用场景。
  这些政策差异对全球氢能产业格局产生多重影响。一是导致技术路线分化。例如，欧盟主推PEM电解槽技术，中国则以碱性电解槽为主导。二是促进形成合作与竞争并存的态势。欧盟的碳关税政策与美国的本土补贴政策可能引发贸易壁垒的形成，而中、日、澳等国在储运技术与资源禀赋上的互补性催生了跨区域合作，如日本从澳大利亚进口绿氢、中国与欧洲开展电解槽设备技术交流。总体而言，政策导向下，各国在优势领域实现快速突破，同时发展路径差异导致产业链“碎片化”，为全球氢能产业的成本协同效益与技术共享带来挑战。
  2.石油公司在当前氢能产业发展进程中扮演着怎样的角色？
  石油公司正从传统能源供应商转型为氢能全产业链关键参与者，凭借在能源基础设施、技术积累与全球布局方面的优势，在生产、储运、应用等环节发挥重要作用。
  在生产方面，石油公司是蓝氢和绿氢的核心生产者。壳牌在荷兰鹿特丹建设的200兆瓦绿氢项目，利用海上风电电解水制氢，每日可生产60吨绿氢，推动交通领域脱碳。bp在英国推进H2Teesside蓝氢项目，计划通过天然气重整结合碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，每年生产50万吨蓝氢，同时捕集200万吨二氧化碳，助力工业脱碳。沙特阿美与林德公司合作开发氨裂解技术，探索绿氨作为氢能载体的出口潜力，将中东的可再生能源转化为氢能产品，并供应给欧洲市场。
  在储运方面，石油公司依托油气基础设施和技术优势，推动氢能储运技术的突破与应用。德国公司Open?Grid?Europe将天然气管道改造为输氢管道，验证了现有基础设施的复用潜力，降低了氢能运输成本。国内方面，中国石化正在建设的400公里输氢管道将成为国内首条长距离输氢干线。
  在加氢站网络建设方面，石油公司可利用现有加油站网络，快速布局加氢基础设施。例如，bp加入欧洲H2Accelerate合作项目，计划到2030年在欧洲主要公路沿线建设加氢站网络，支持重型卡车应用氢能。
  在工业应用方面，石油公司将氢能与现有业务结合，推动化工、冶金等行业的脱碳。例如，壳牌与蒂森克虏伯合作，在德国钢铁厂试点氢能直接还原铁（DRI）技术，替代传统的煤炭炼铁工艺，可减少80%的碳排放。石油公司还探索氢能在燃料电池、储能等领域的应用，如bp在澳大利亚的氢能储能项目，利用盐穴储存绿氢，为电网调峰提供支持。
  石油公司的技术与资源整合能力凸显竞争优势，其在制氢、储运、加氢站建设等领域的技术与经验可直接迁移，但也面临绿氢成本高、蓝氢依赖碳捕集技术成熟度等挑战，需通过技术创新与合作构建氢能生态，助力全球能源转型。
  3.我国石油公司参与氢能产业该如何有效控制成本？
  我国石油公司参与氢能产业，可从政策工具、技术突破、商业模式及全链条布局4方面着手，有效控制成本。
  在政策工具创新层面，可推动建立“绿氢溢价机制”，通过碳交易市场或政府补贴，填补当前绿氢与灰氢之间10—30元/千克的成本差距。同时，探索“氢电耦合”电价政策，降低可再生能源弃电率，提升绿电利用效率，从源头控制制氢成本。
  储运技术突破是成本控制的关键。需加快700bar（压强单位）储氢瓶用碳纤维、液氢泵等关键核心技术的国产化进程，降低核心设备进口依赖度；依托甘肃、新疆等地的西部盐穴及枯竭油气藏，建设大规模储氢基地；复用现有油气储运管网，改造后每公里成本较新建氢管道低60%，显著降低输氢环节支出。
  商业模式创新有助于分摊成本压力。可借鉴国外经验，与钢铁、化工等领域企业签订长期供应协议，锁定稳定需求，以分摊电解槽折旧成本。同时，探索“氢能信托”等金融工具，吸引社会资本参与规模化项目，缓解资金压力。
  通过全链条一体化布局提升综合效益。可参考壳牌“制氢—管网—加氢站”垂直整合模式，在新疆、内蒙古等风光资源富集区，建设“绿电—绿氢—下游应用”一体化基地。通过缩短运输半径、优化资源配置，可实现综合成本降低15%—20%，提升氢能项目的整体经济性。
  4.石油公司应如何利用自身优势拓展氢能业务？
  石油公司在拓展氢能业务过程中，可充分利用油气行业全链条经验，并结合石化领域在制氨、制甲醇、石油精炼等环节的技术积累，形成多维度协同优势。
  在勘探与开发环节，石油公司可将地质勘探技术迁移至可再生能源制氢项目选址方面，例如利用沙漠、海上风电场的资源评估经验，精准布局“风光氢储”一体化基地。借鉴页岩气开采的模块化施工技术，将电解槽安装周期缩短30%，降低工程建设成本。在CCUS领域，制氨过程中成熟的胺法二氧化碳捕集技术（成本低于50美元/吨）可直接应用于蓝氢生产。同时，石油精炼中氢气提纯工艺（如变压吸附技术）能将绿氢纯度提升至99.999%，满足化工、电子等高端领域需求。
  在运输与储存环节，石油公司可依托天然气管道改造经验，分阶段实现掺氢输送（初期20%以下，逐步提升至100%），利用油气管道超声探伤等检测技术监控氢脆风险，较新建纯氢管道节约40%的投资成本。石化行业在液氨、甲醇运输中积累的低温储运设备运维和安全管理体系，可直接应用至液氢、有机液态储氢（LOHC）场景，例如将LNG接收站改建为液氢中转站，利用现有液氨运输船构建跨海运氢供应链，可将长距离运输成本降低50%以上。同时，借鉴石油储备库建设经验，依托盐穴、枯竭油气藏建设大规模储氢基地，结合制氨过程中高压气体处理技术，提升储氢系统的安全性和容积率。
  在销售与终端环节，石油公司可将加油站网络升级为“油氢电服”综合能源站，通过在现有站点中增加加氢、充电、光伏发电功能，使单站改造成本较新建加氢站降低50%以上。
  针对工业客户，石化公司制氨、甲醇的经验可应用于“氢能+碳”管理，例如为化肥厂提供绿氨，替代传统灰氨，可帮助其减少80%的碳排放；为化工厂设计“氢燃料电池热电联产+碳足迹认证”套餐，利用石油精炼中积累的工业客户资源和供应链管理能力，快速打开工业用氢市场。在交通领域，则借鉴成品油物流调度经验，优化加氢站库存与运输路径，提升终端服务效率。
  这种多维度的经验利用不仅能降低转型风险，更能通过规模效应与技术协同，推动石油公司成为氢能产业“制储输用”全链条的核心参与者，在能源转型中重塑竞争优势。（记者 马睿）