（转自：氢能源燃料电池电动汽车）
摘要
氢能被视为未来国家能源体系的重要组成部分，有助于推动能源结构的优化调整。氢能产业的发展将促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，形成多元互补融合的现代能源供应体系。在国家双碳政策下，油田大力开展新能源部署，积极开展能源转型，油田风光气电站等新能源也步入了快速发展的行列，油田风光电站的建设规模不断扩大，如何有效储存和利用风能、太阳能产生的电能成为关键问题。氢具有能量大，使用过程无污染，是国际公认的适应减碳目标的能量储存介质和工业原料，氢作为一种高效的储能方式，将新能源与氢能优势互补，结合发展，在油田风光电站建设中具有广阔的应用前景。此外，氢能还可以实现油气行业深度脱碳，主要方式为应用氢能革新型工艺，大规模使用“绿氢”替代“灰氢，通过富足新能源电力制得的氢来替代传统高碳高排放能源化石燃料，在钢铁、化工等高耗能、高排放行业中，氢可作为还原剂替代传统的碳密集型方法，大幅减少碳排放。本文主要探讨在油田发展新型电力系统的新形势下氢能利用以及氢储能发展优化方法和发展过程中遇到的瓶颈，以及在油田发展新能源的多元场景下氢能的综合利用，发挥油田自身资源和体量优势，依托油田新能源产业的快速发展，研究发展绿氢产业，稳步推进油田风光气氢一体化发展。
关键词
氢储能；绿氢；调峰；氢利用；甲醇
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背景与意义
油田积极开展业务转型升级，大力发展新能源业务，风光电站等新能源快速发展，对氢能的综合利用和油田新能源的发展有重要作用，对于油田，氢在油田炼化过程中具有重要的作用，传统炼化用氢需要用天然气制备，与当下减碳政策不符，绿氢的生产过程中不产生温室气体排放，可再生能源是无限的，使用这些能源制氢可以保证氢能供应的长期可持续性，通过油田风光电站制备绿氢来代替传统灰氢，可以大大减少对化石燃料的依赖，提高能源供应的多样性和安全性。随着技术的发展，电解水制氢的成本正在逐渐降低，使得绿氢在经济上更具竞争力。长远来看进行绿氢替换将为油田带来巨大的效益。在风光电站储能方面氢储能相较于其他储能技术而言，其在能量转化、响应时间、空间利用性等方面具有突出优势，是建设未来电网规模储能以及新型电力系统的关键技术；同时，其涵盖的“电-氢-电”转换模式也是支撑“源网荷储”一体化建设和多能互补协调运营的重要选择。我国发展氢储能具有先天优势，例如，国家新型储能发展实施方案明确了氢储的创新与示范引领作用，可再生能源装机量全球第一为绿色低碳的氢能供给提供了巨大潜力，较为完备的制-储-输-用氢链条在交通运输、工业原料等行业已经得到了应用。
在新能源制氢达到一定规模后，富足的氢可与回收炼化后产生的CO2用来制备甲醇。油田新能源绿氢耦合制甲醇的成本可以与传统煤制甲醇成本相当。绿色甲醇合成技术有助于解决氢能的”制储运加”难题，提供了一种安全高效的氢能源应用路径，有助于实现”碳达峰、碳中和”目标。中国科学院大连化物所开发的低温、高效、长寿命的二氧化碳催化加氢制甲醇技术，为绿色甲醇的大规模应用奠定了基础。国家发展改革委发布的《产业结构调整指导目录（2024 年本）》中，将电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色甲醇纳入新能源鼓励类产业，为氢能产业的发展提供了政策支持。作为理想的未来燃料，尽早布局，研究开发使用氢燃料代替传统化石燃料，为节能增效和碳中和出一份力。
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油田多元场景下新能源绿氢利用
2.1 氢储能
风光发电具有强波动性，并网产生的波动会使电力系统供电的稳定性与可靠性降低；同时，由于风光发电不能储存，会造成大量弃电，制约其发展和应用。此外，风光发电具有很强的反调峰特性，会使电力系统的调峰压力进一步增大。对此，可快速充电、放电的氢储能被广泛考虑，其可以有效消纳新能源发电和稳定风光电并网。氢能作为能源存储和转换的重要参与者，对于环境保护、节能减排具有重要意义。
图 1 氢储能及氢综合利用
2.1.1 氢储能与电力系统耦合结构
氢储能在新型电力系统中的作用包括长周期、大规模、可跨季节和空间储存，在新型电力系统的“源网荷”中具有多维度、多空间的应用场景。
2.1.2 “源”侧氢储能
风力发电和太阳能发电等可再生能源发电具有随机性、波动性和间歇性，这种不稳定性电力直接并网会对电力系统产生较大冲击。氢储能的快速响应能力可有效对这种不稳定电力进行平抑，因此可实现风光氢储友好并网，同时，所产生的氢气可以衍生开发，用于合成氨或者甲醇，便于更多开发利用，可让化工行业实现碳减排。根据耦合系统所含要素种类不同，其可分为风氢系统、光氢系统以及风光氢系统。
2.1.2.1 燃氢电厂惯量支撑
火电机组承担调节电网的作用，大量火电机组快速地退出可能会导致系统惯量缺失，从而促使电力系统出现不稳定的情况。按照响应时间划分，电力系统频率调整阶段可分为惯性响应、一次调频、二次调频、三次调频等。当系统受到扰动之后，同步机将释放存储在发电机旋转质量中的动能，降低频率变化速度，减少同步机转速，直至调速器开始动作进行一次调频，以抬升频率，约30s 后二次、三次调频控制介入恢复频率，达机组最优调度。惯性常数取决发电机的于物理大小和设备类型，氢燃气轮机是旋转发电设备，有着燃气轮机的相似性，可弥补火电机组退出以及风电、光电接入电网引起的系统惯量大幅下降。
2.1.2.2 风—光—氢—燃气轮机一体化氢电耦合系统模型
风—光—氢—燃气轮机一体化氢电耦合系统，由发电部分和氢储能两部分组成，发电部分由风电模块、光伏模块、掺氢燃气轮机联合循环模块组成，氢储能由电解槽、储氢模块组成，如图 2 所示。
图 2 氢电耦合系统
风—光—氢—燃气轮机一体化氢电耦合系统供电来源为风电、光伏、燃气轮机联合循环。系统优先进入电网负荷工况，并优先选择可再生能源上网，燃气轮机联合循环根据负荷波动调节输出。当电网负荷下探超过燃气轮机联合循环调节范围时，多余电力可用于制氢。极端情况下，如果制氢电力超过制氢或储氢单元容量最大限制，则出现弃电。
2.1.3 “网”侧氢储能
氢储能在电网侧的应用价值主要体现在参与电网辅助服务、氢储能季节性电量平衡、缓解输配线路阻塞等方面。
2.1.3.1 参与电网辅助服务
由于风光发电具有不确定性，波动性与反调峰性在并网过程中对配电网稳定运行造成巨大冲击，而大幅增加配网调峰压力的问题，在调频辅助服务方面，新型电力系统惯量的降低会产生扰动，进而发生频率变化率和偏移量较大，导致切机、甩负荷等问题，从而引发大规模停电事故。
氢储能作为一种新型能量存储技术，兼具低碳清洁、储存时间长和响应速度较快，具有秒级调频能力等优势，是解决光伏并网调频调峰问题的优选方案之一，下垂控制是一种常见的控制方法。此外，有学者在制绿氢参与调峰辅助服务、电力系统次同步振荡抑制方面作了研究。
针对配电网调峰问题，以及光伏并网带来的电网波动问题，张开鹏等提出将光伏发电与氢储能相结合，建立了光伏-氢储能混合储能调峰双层优化模型。首先，将氢储能模块分为平抑模块和调峰模块，前者降低光伏并网的功率波动量，后者减少系统调峰压力。与单一储能方式相比，氢储能模块化在保证光伏消纳率的同时，减少了系统光伏并网的波动量，确保电网稳定运行。其次，提出的混合储能模型中考虑了氢储能的运行特性，与传统储能相比，该模型提高了氢储能利用率，降低了系统总投入成本。这种方案可有效平抑光伏功率波动，缓解高峰时期用电压力，促进光电消纳，避免弃光现象，降低了系统综合成本。
针对含电 - 氢混合储能的源网荷储系统，为提高新能源的消纳水平并降低系统运行成本，姜智雯等提出了考虑SOC优化设定的电 - 氢混合储能系统的运行优化方法，实现系统的日前 - 实时优化调度。首先提出了大容量储能系统SOC优化设定的方法，以确定储能系统日前的始末SOC优化设定值。随后，基于双延迟深度确定性策略梯度算法，提出了一种日前-实时优化调度模型训练方法。结合储能SOC的优化设定值和日前运行数据，建立了源-网荷-储系统的实时优化调度模型，实现日前和实时综合优化调度。表面大容量储能系统的SOC优化设定方法可以有效提高系统收益。
文献针对风电的随机性和波动性，建立了考虑全寿命周期经济成本的风 -氢混合储能系统，从而改善电能质量，提高风电经济效益。提出风氢混合储能系统的全寿命周期评估方法，以满足平滑风电输出功率波动条件分析系统的潜在价值。文献通过制氢系统的电解水来利用电网无法消纳的风电，建立了氢储能参与火电机组调峰的容量配置优化模型。文献提出的氢储能优化模型中考虑了热能动态平衡，该模型可有效消纳冗余风电，降低系统综合运行成本。
2.1.3.2 氢储能季节性电量平衡
由于太阳能、风能等可再生能源存在随机性、间歇性，按现有的运行模式，电力系统的稳定性和安全性将受到严重威胁。氢储能具有调节秒级，储能时间长，储存容量大等特性，可有效消化新能源，并在现季节性电量方面发挥作用，因此，在新型电力系统中的氢储能，可以作为季节性电量平衡的重要选择之一。文献提出考虑光伏季节性的电氢混合储能模型，将春夏富足的太阳能资源进行储能，在秋冬光照不足时进行释放。通过智能算法寻优得到最优解，并通过能量梯级利用、季节性分析、关键影响因素分析等形式体现出混合储能的应用价值和前景。
2.1.3.3 缓解输配线路阻塞
新能源可导致输配电系统发生拥挤阻塞，因为其不稳定导致发电不稳定，当不稳定的电力输入电网过多，超过电力需求的上限，就会发生电力系统阻塞，从而危害电网安全和稳定。氢储能的特征优势是调节迅速、大容量且长时间储存，因此，可以用作“虚拟输电线路”。具体原理是在输配电系统阻塞段的潮流下游安装好“虚拟输电线路”，这样就可以一定程度上解决配电系统阻塞。当电力需求低峰时，电能被存储在没有输配电阻塞的区段；在电力需求高峰时，氢储能系统释放电能，从而减少输配电系统容量的要求。
2.1.4 “荷”侧氢储能
对于单体建筑结构，包含单一供电和电—热两种形式；在单一供电中，风电和光能作为系统能量输入端，作为电力的源头，配置功率型电池储能与能量型氢储能协同运行，可以有效解决“源—荷”电力电量实时不匹配。对于电—热供能形式中，燃料电池与电解槽运行提供热量，当其不能满足最低热负荷需求时，电制热设备补充供热将发挥作用。
但当前，氢能与氢储有限的市场规模证明了该技术与传统能源相比仍具有较为明显的劣势，如能源转换效率低、系统成本远高于常见的电化学储能等，这与光伏与风电产业发展初期的特征相近，但规模经济带动的规模扩张超出了多数研究的预期。因此，加速氢储部署不仅仅涉及技术装备的突破与示范应用，也与产业、市场、政策引导的规模经济、供需交互、价格机制等密切相关。
2.1.5 氢储能发展态势与瓶颈问题
2.1.5.1 技术成熟度与成本竞争性不足，供需侧规模化潜力亟待挖掘
其一，全产业链氢能技术多处于研发示范阶段，未来技术路线亟待理清。我国在化石能源制氢、氢燃料电池规模化应用等方面具有明显优势，但伴随全球碳中和发展态势，可再生能源制氢被认为是具有巨大规模效应的技术。由于油田新能源处于起步阶段，当前其产业规模占比小、成本竞争性弱、带动下游用氢环节的产业经济效益不确定，在风光电站建设中氢储能系统技术有待发展突破，所以大规模应用的技术路线有待进一步设计明确。
其二，可再生能源电解水制氢的规模效应凸显。2021年，电解水制氢的产量仅占全球氢产量的0.1%，但作为新兴技术其发展增速迅猛，相对2020年产量提高 70%。预计2030年电解槽装机量将达到61.3GW，相比2021提高近7倍，其中中国装机量占比36.4%，油田在积极推动发展风光气氢项目，制氢能力将快速提升，发展产生的规模效应能够推动可再生能源制氢成本快速下降，并进一步带动中下游储运、用氢阶段的系统成本下降。因此如何量化制氢技术规模效应，把控技术进步速度与应用规模，对于未来氢能产业规划以及用氢产业碳中和潜力评估至关重要。
2.1.5.2 电-碳市场机制逐步完善，氢储减排效益亟待释放
一方面，电力体制改革有利于氢储发展，但支持性价格机制尚未建立。氢储技术的优势在于能够促进可再生能源消纳、服务电网调峰、支持微电网建设等。伴随我国电力体制改革的不断深化，现货交易市场、电力辅助服务市场等逐步建立，并成为氢储技术发挥优势的重要载体。但可再生能源制氢的支持性电价机制、氢储的储能价格机制存在空白，氢储技术难以借助市场机制将自身技术优势转化为经济效益。
另一方面，碳价覆盖范围有限，氢储替代难以实现减排效益。当前我国碳交易市场仅在电力行业施行，而工业、交通等行业是用氢的主要领域，氢储替代在这些行业的减排经济效益难以通过碳价进行准确核算，氢储技术的成本竞争性被削弱，
此外，我国“温室气体自愿减排项目”处于起步阶段，加之多数氢储技术尚处于示范阶段，其减排能力以及参与碳排放权抵消的方式、时限等尚不明确，进一步削弱了氢储的经济性与减排效益。
2.1.5.3 氢储多元化示范应用稳步推进，政策与保障体系存在空白
一方面，氢储多元化应用场景逐步形成，商业运营模式亟待拓展。近年来，氢储技术已形成风光氢储一体化、虚拟电厂、储能集成商等多元化应用模式，有效推动了技术研发向市场化的过渡。但当前激励政策主要聚焦于技术示范项目与交通行业应用场景，并以地方补贴手段为主要方式，而针对电力、工业等行业的氢储投资、运营等缺乏商业模式创新，银行业金融机构、产业投资基金等难以按照商业可持续性原则或市场化原则给予金融支持，难以保障未来产业持续性部署，亦容易导致如可再生能源补贴似的财政缺口。
另一方面，政策引导作用不断加强，创新政策体系亟待建立。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》提出要“打造氢能产业发展1+N 政策体系”，强化政策对氢储产业的激励引导作用。但目前包括金融、税收、奖励等扶持政策尚存在空白，以往针对新兴产业的传统激励策略（如补贴、减免税等）对技术演化与产业部署的影响程度亦难以准确评估，亟需针对氢储在交通、储能、电力、工业等不同领域的替代作用与减排效益，以及从技术装备创新到基础设施建设运营再到示范项目商业化转型设计多级政策体系。
2.1.5.4 氢储全产业链部署发展，风险防控能力亟待提升
氢储能产业链涉及制氢、储运、应用等多个环节，各环节事故风险诱因复杂、多样。目前我国已加强氢气泄露检测、储运与应用终端风险报警等关键安全技术研发，但随着产业核心技术的市场渗透不断提升，不同地区依据自身资源禀赋与技术优势形成的产业链各不相同，所引发的宏观层面社会经济、环境健康等风险多样。因此，为落实属地管理责任，风险防控不仅需要检测、报警等安全技术的保障，更需要加强本地全产业链的安全风险测度与监测，动态识别产业规模化发展中的潜在风险诱因，提升事故预防能力。此外，氢能产业安全事故属于突发公共事件，具有不确定性高、影响广泛、危害严重等特征，因此，如何借助大数据、人工智能等先进技术手段，模拟事故发生全过程并对各时段的风险演化规律进行研判，是及时有效应对各类氢能安全风险的重要基础。
2.2 石油炼化
在全球碳中和共识和我国“双碳”目标指导下，能源体系正在加速向清洁化转型，产自可再生能源的低碳电力将成为首选的能源载体。但在石油炼化行业，要想实现脱碳，仅靠电气化难以做到，可通过可再生能源电解水生产的绿氢加以解决，绿氢作为清洁低碳的新能源，绿氢作为清洁低碳的新能源，将使大量可再生能源从电力部门引向终端使用部门，炼化企业利用可再生能源生产绿氢、用绿氢替代化石能源生产灰氢将成为深度脱碳的重要手段，实现碳减排的目标。
目前，绿氢炼化已列入《“十四五”全国清洁生产推行方案》中，文件明确提出石化化工行业实施绿氢炼化降碳工程。国内首次规模化利用光伏发电直接制氢某项目，生产的绿氢为炼化提供氢源。对于油气企业，也可通过新能源风光电站制备和储存的绿氢用于石油加氢裂化，某油田炼厂原油加工能力为150万吨/年，主要有常减压蒸馏、重油催化裂化、甲醇等23套炼油化工装置。炼油厂目前全厂氢气主要由两套 PSA提氢装置供给，两套装置共产氢14900Nm3/h，炼厂加工耗氢总计14500Nm3/h，目前炼油厂制氢与用氢处于基本平衡状态。青海地区风光资源较好，绿电制氢成本较低，并且油田风光电站无法消纳的电能可以用来电解水制氢，制得的氢可以用来替换传统炼油用氢，进一步落实国家持续提升油气净贡献率和综合能源供应保障能力的要求，推动利用绿氢替代现有天然气制氢。用绿氢弥补炼化生产氢气空缺，将大大推动油田减碳目标的实现。
2.3 替代化石能源燃料
交通运输领域的碳排放是世界及我国碳排放的主要排放源之一，石油企业既是产能大户，也是耗能大户，在油气能源及石油产品生产过程中，同时需要消耗大量的天然气、原油、汽油、柴油等。减少交通运输领域的碳排放也是实现油田降碳目标的重要措施之一。在大力发展绿色能源的前提下积极应用氢燃料车逐步替代现有化石燃料商用车。目前，适用短途运输的120～130kW氢能车已较普遍，用于长途重载的 200kW车也已投入生产，最大达到了240kW。氢能车与电动车相比具有明显优势：充能时间短，在10min以内即可充满；可用于低温环境，已实现-30℃低温启动；续航里程长，重型卡车配置10个储氢罐，可驱动载重31t 的车运行约400km，能满足油田日常生产使用。
对于外部市场，也可提前布局加氢站网络，在这方面石油企业具有强大的先发优势。除了雄厚的资金支持，还有成熟完善的销售网络，这意味着，现有遍布各地的加注站可以就地改造，升级为石化共建站或是综合能源站，这极大降低了前期建设成本。
2.4 制备甲醇
甲醇是全球公认的新型清洁可再生能源，具有安全高效、排放清洁、可再生的特点，常温常压下为液态，运输及使用安全便捷，也被称为液态的“氢”、液体的“电”，目前在全球已经得到广泛应用。用于汽车燃料时，相比于电、氢等其他能源形式，甲醇燃料的环保性、适用性、可靠性等优势明显，更适合汽车使用。油田可采取风光电制绿氢与二氧化碳合成制取，可以立足国内资源保障供给。
CO2加氢制甲醇作为一种绿色化工技术，不仅能减少CO2排放，提高资源利用率，还能储存无法消纳的新能源电力所制得的氢，依托甲醇产品体系发展绿色化工产业，具有显著的减排效果和产业价值。特别在全球大力发展氢能背景下，可再生能源制氢规模不断壮大，成本不断下降，为发展CO2加氢制甲醇提供有力的支撑。
国外CO2加氢制甲醇产业发展较早，规模普遍较小。国外相关企业技术成熟，商业化应用广泛。目前，国外加快CO2加氢制甲醇产业，在规划建设的CO2加氢制甲醇项目约8项。国内起步较晚，但发展迅速。我国自主研发的CO2加氢制甲醇示范项目建成3套，并试验成功。2023年11月，中国石油寰球北京公司承担的两个风光氢耦合生物质甲醇可研项目完成专家评审及意见的修改。两个项目均采用该公司自主创新研发的甲醇合成技术和新能源发电—制氢—用氢一体化配置软件，标志着该公司的自主技术在新能源领域推广应用的突破。
油气炼化企业可以通过回收炼厂废气中的CO2和风光电站制得的绿氢制甲醇，实现清洁能源综合利用。如某油田新能源项目提供绿氢7000-9000Nm3/h，替代 PSA-A套甲醇驰放气产氢，停运以天然气为原料的10 万吨/年甲醇装置，每年减少天然气用量1.1亿方。2026年前完成二氧化碳耦合绿氢制甲醇一期工程。利用炼厂已有二氧化碳回收单元，回收催化烟气中的二氧化碳470 吨/日，利用油田新能源项目提供绿氢30000Nm3/h，利用10万吨甲醇装置合成精馏单元，建成以二氧化碳和绿氢为原料的10万吨 / 年甲醇装置。2030 年前扩大二氧化碳耦合绿氢制甲醇规模。回收油田30万千瓦电厂和工业园区二氧化碳等资源，利用油田新能源项目以及后续增量项目提供绿氢，新建二氧化碳回收装置，利用甲醇装置合成精馏单元，增加绿色甲醇规模至50万吨 / 年。根据市场实际需求，调整扩大绿色甲醇中心供应规模。2035年前实现绿色甲醇规模化发展，产能达100万吨。油田开发绿色甲醇有良好的前景和效益。
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油田氢能多元化发展前景与方向
第一，石油化工工业耦合绿氢降碳是我国石化工业实现碳中和的必然要求。石化企业碳排放量大，政府也出台了相关政策引导石油化工产业降碳发展，2023年3 月，在国家能源局发布的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》中明确指出，长庆、大庆、胜利、新疆、塔里木、青海、玉门等油田积极推进风电和光伏发电的集中式开发，支撑油气勘探开发生产清洁用能转型，推进实现燃料替代，这为氢能在石油生产中的应用提供了充分的政策依据和方向指引。在风、光资源丰富地区，石油企业在油气生产矿区及周边区域积极进行风电和光伏发电开发，开展利用可再生能源制氢示范，探索清洁用能替代和绿色转型发展，逐步提升“绿氢”在石油生产终端能源消费中的比重。
第二，氢能在油田发展具有可行性。一是西部矿区可再生能源资源潜力大。油田新能源产业是未来油田转型升级的重要支柱，未来风光发电大发展将为绿氢生产奠定坚实的资源基础。二是石油风光气氢一体化综合利用具有经济可行性。我国已有多个万吨级绿氢与石油化工产业化示范项目在建设和试运行。油田也在积极探索推进新能源和氢能融合发展，对风光气氢项目进行规划和建设。
在我国尚未建立以可再生能源为主体的新型电力系统的当下，石油新能源和氢能产业处于工业化示范阶段，但石油化工与风光气氢新能源产业结合发展是未来油田高质量发展和转型升级的方向，前景广阔，未来范围和内涵可能会逐渐拓展到绿氢+绿氧+绿电、绿氢+绿氧+绿电+CCUS 等降碳的更大范畴。可以发挥油田自身资源和体量优势，依托油田新能源产业的快速发展，研究发展绿氢产业，稳步推进油田风光气氢一体化发展。
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总结
氢能是具有良好发展前景的清洁能源，在氢能的生产和利用过程中，不会产生和排放二氧化碳、氮氧化物等污染物。随着制氢、氢储能系统及燃料电池等技术的进步，氢能得到了世界上很多国家和大多数石油公司的高度重视，氢能的规模化推广应用是满足能源转型需要、快速实现碳中和目标的重要举措。我国可再生能源的资源十分丰富，根据国家能源局的总体部署，石油企业正在积极建设和发展风能、太阳能等新能源。新能源发电为“绿氢”的生产奠定了良好的资源基础，通过实现油田绿氢的综合利用，包括氢储能，代替灰氢石油炼化，制备甲醇，代替交通化石燃料等，能够有效实现“双碳”背景下的石油工程技术革命，积极推动氢能在石油生产现实场景中的多用途应用，有利于自主消纳新能源发电、替代化石燃料、减少生产耗电，对于助推石油企业的新能源发展，促进油气产业转型升级和降低二氧化碳排放都具有重要作用。
