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氢能商业化路在何方?

来源:中国石油报 | 编辑:黄祺茗 薛晶文 楚海虹 | 2021年3月23日() | 打印内容 打印内容

郭焦锋:一方面要健全加氢站和运氢等环节的行业标准体系和技术规范。包括制定加氢站和储氢罐技术规范和标准,完善氢能燃料电池全产业链的技术和检测标准;制定严格的标准和完善的管理程序;细化氢气的制备、储运、加注相关技术标准;明确气态运输、储气瓶组检测标准,加氢站安全、技术验收标准,液氢民用标准等。另一方面,开展高压气态、深冷气态、低温液态及固态等多种形式储运技术示范应用,探索建设氢燃料运输管道,逐步降低氢燃料储运成本;充分利用现有场地和设施,建设油、气、氢、电综合供给服务站。

张福东:建议石油企业依托管网和终端优势,在现有加油、加气站的基础上,大力发展和完善油、气、氢、电综合加注业务。把加气、加氢、充电与加油业务整合在一起共同发展,将油企业的加注站打造成中碳、低碳与无碳能源综合站。安全、高效储(运)氢技术是氢能实用化的关键,管道掺氢和液体有机储氢技术是实现分布式向长距离大规模能源转型升级的重要环节。

朱德权:氢能除供应链外,有三个应用产业链:第一是交通应用链,第二是工业原料和碳捕集应用链,第三是分布式能源应用链。在国内,交通应用链将成为率先成长的主力,氢燃料电池首先在商用车上应用,尤其是中远程重卡。欧盟将会成为工业原料和碳捕集链应用场景发生的主要市场。这两个产业链的成长,会推动氢燃料电池成本和氢供应链成本下降,进而推动分布式能源发展。氢能产业发展初期重要的是运输。我认为,在储运方式方面,中距离是高压气态氢为主,中长距离液态氢是主流方向。从中远期看,管道输送是主流。

石油企业如何把握氢能发展机遇,实现自身的高质量发展?

郭焦锋:在上游制氢环节,因地制宜开展石油炼化副产氢生产及其提纯,利用油田土地资源优势,在有条件的地区推进可再生能源制氢。在中游储运环节,充分利用运输主干道的区域高速公路,发挥加油网络优势,统筹布局、逐步建设加氢站网络。在下游用氢环节,探索提供油、气、氢、电综合供给服务,注重推动工业园区、特色小镇构建氢能产业链。

张福东:石油企业应尽快将推进氢能产业转型发展融入实现碳达峰、碳中和的目标中来,加快推进氢能等清洁能源和碳捕获(CCUS)等脱碳技术创新及产业化发展。压缩空气储能技术是第二大储能技术,油企业应该利用储气库建设和运行技术及资源优势,同风能、太阳能发电技术结合,将可再生能源进行储存,也可将电能转化为氢能,实现对天然气资源的补充。

何广利:一是大力发展新能源,实现新能源与传统能源的耦合与融合,降低碳排放。二是利用传统油气开采、运输、利用的优势和经验,积极探索更高效的氢气生产、运输技术,并尝试氢气运输与传统油运输、气运输的结合及优化供应。三是加大对氢能技术开发的投入力度,推动氢能自主化技术进步并实现替代。四是积极探索各种形式的混建站技术和示范,开发具有针对性的安全技术,在有限空间内实现多种能源供给。

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