绿电制氢技术在胜利油田应用前景分析

程雅雯

中石化胜利油田新能源中心

中国力争于2030 年前达到二氧化碳的碳排放峰值，努力争取到2060年前实现“碳中和”。可以预见，“十四五”期间国内企业节能减排、能源转型的步伐会显著加快，可再生能源与传统能源的结构调整将迎来拐点。氢能源作为一种在应用过程中零碳排放的清洁能源必将是脱碳过程的重要能源应用，只有引进氢能才能真正做到脱碳。据资料显示，截至2021年7月，有超过三分之一的国企已经布局了包括制、储、加、用氢等全产业链的氢能系统，未来5～10 年必将成为氢能产业发展的重大机遇期。

现阶段胜利油田全力推动新能源业务，大力发展新能源发电，探索氢能、储能应用，研发应用储能、新能源高比例消纳技术，利用新能源发电制取绿氢，依托氢能的热电效应，构建以氢能为支撑的多种能源综合利用的新型电力系统，助力胜利油田早日实现“碳达峰”、“碳中和”。

1 绿电制氢可行性分析

1.1 油田发展绿电制氢的优势

胜利油田主体位于黄河下游的山东省东营市，工作区域分布在山东省的东营、滨州、德州等8个市和新疆等地，自然资源较为丰富。东营地区太阳能资源属于三类地区，资源条件最好，年均太阳能总辐射量为5 199 MJ/m2，资源量接近资源较丰富的二类地区。风能资源也较为丰富，东部油区年平均有效风能密度160.4 MW/m2，属于二类风场，适宜开发分散式风电；近海区域90 m 高度风速约6.5～7.5 m/s，风能密度年均可达200 W/m2以上，适合近海风电开发利用。“十四五”期间，胜利油田计划建成分布式光伏500 MW、集中式光伏2 200 MW和滩涂风电200 MW，预计年供清洁电36×108kWh。

胜利油田拥有大量的未有效利用的土地及办公用房屋顶等，低效土地、废弃井场和空置场地等约180 km2，可用于分布式光伏、风电等新能源的开发建设。同时油田已建成以220 kV 网络为构架、110 kV 网络为主网、35 kV 网络遍布油区的大型企业电网，输配电线路总计约1 680条，长度15 000 km，为新能源发电上网提供了便利条件。

1.2 电解水制氢技术发展前景

目前国内已有多家公司研制电解水制氢技术，主流的电解槽有3 种：碱性电解槽（ALK）、质子交换膜（PEM）电解槽和固体氧化物电解槽（SOEC）[1]。其中碱性电解槽是目前技术最为成熟的电解水制氢技术，国内的大部分电解槽公司的碱性电解槽制氢量均达到1 000 m3/h，且碱性电解槽的造价成本最低（功率1 kW的国产电解槽2 000～3 000元），已实现国内工业化应用[2]。

近几年我国在新能源可再生能源发电成本方面比重持续提升，能源结构调整步伐不断加快，由于规模效应，风能和太阳能的发电成本持续下降，有资料显示2010—2020 年太阳能光伏发电成本下降了85%，陆上风电的成本下降了56%，海上风电的成本下降了48%（图1）。预计未来几年可再生能源成本将进一步下降，为可再生能源制氢提供了经济上的可能性。

图1 风/光发电度电成本Fig.1 Kilowatt hour cost of wind/photovoltaic power generation

在电解水制氢成本方面，受电解槽造价和电价直接影响，根据《中国氢能产业发展报告2020》，在电解水制氢生产费用中电费占80%左右，较高的电价限制了电解水制氢推广应用[3]。以碱性电解槽为例，制取1 m3（标况）氢气需耗电4.5～5.5 kWh，以工业电价均价0.61 元/kWh 计算，当前制氢的耗电成本高达2.75～3.34元/m3，但随可再生能源发电的度电成本不断下降，绿电制氢成本有望降至20 元/kg以下[4]，不同电价条件下对应的电解水制氢成本如图2所示。假设年均全负荷运行7 500 h、绿电制氢电价成本控制在0.3元/kWh，则碱性电解水的制氢成本为21.6元/kg，若氢气售价在60元/kg，收支盈亏可基本实现持平。

图2 当前技术条件下碱性电解槽电解水制氢成本Fig.2 Cost of hydrogen production by electrolyzing water in alkaline electrolyzer under current technical conditions

在氢能产业关键技术方面国家陆续启动氢能源重大项目，在制氢、储氢、加氢等氢能产业链的若干环节上取得新突破。

（1）新型氢气催化剂相继诞生，有效提高催化效率降低制氢成本。例如美国能源部实验室和斯坦福大学的研究人员通过改变铱原子在催化剂表面的分布方式提高催化剂的分解效率[5]；哈尔滨工业大学研究团队将成本低廉的钌替代铂催化，并利用碳电降低铱的内聚能进一步提高其催化活性。

（2）储氢材料研发持续突破，低成本的储氢、运氢方式将成为可能。例如加拿大核实验室其团队已开发出一种新型镁基复合材料，其氢存储质量高于6%，并已完成上千次充放“循环”试验；中国科学院大连化学物理研究所研究人员通过改变储氢材料的电子密度，降低脱氢焓变，实现常温常压下储氢、运氢[6-7]。

（3）氢燃料电池技术不断创新，燃料电池性能有望大幅提高。例如弗劳恩霍夫制造技术和先进材料研究所正致力于将燃料电池余热与车内供暖耦合使用的研究，以提升燃料电车的推行性能[8]；中国科学技术大学教授梁海伟团队通过“硫固体胶”的合成方法将铂基纳米颗粒固定在碳载体上，同时通过改变催化剂的晶格参数使压缩应变增大，进一步提高催化性能，从而降低燃料电池成本。

（4）氢安全系统逐渐完善，为氢能源大规模应用提供可能。近年来基于氢安全系统的研究涉及氢气泄漏扩散、氢气射流燃烧、加氢站量化风险评估、氢设备爆炸安全评估、氢气检测仪表等多个方面，从氢设备部件安全可靠检测到快速切断氢源控制，再到氢气泄漏快速探测响应，贯穿整个氢产业链[9]。例如日本的自动车研究所，可进行燃料电池车火灾爆炸评价测试试验、高压氢系统设备破坏性测试、汽车碰撞试验测试储氢瓶的安全性等。

2 胜利油田绿电制氢应用场景

在“3060”目标的大背景下胜利油田作为发现60 年的老油田，每年因生产需要消耗大量煤电、天然气等传统能源，碳排放量大。据统计胜利油田的油田板块年用热量约1 700×104GJ，年用电量约49.8×108kWh，油田生产消耗天然气约2.9×108m3，用热用电需求巨大，年油气生产综合能耗约240×104t标煤，占集团公司油田板块能耗的40%，传统供能方式亟待调整。同时根据国家和山东省关于外购电企业和自有自备电厂企业必须消纳年用电量14%以上的可再生电力的要求，胜利油田需年消纳8×108kWh可再生电力，因此油田需加快新能源业务发展。立足胜利油田实际推进绿电制氢，统筹建设氢能基础设施，实现区域新能源发电、制氢、供氢、用氢一体化循环利用。

2.1 绿氢替代灰氢实践应用

胜利油田石油化工总厂为纯燃料型炼油厂，年用氢量为1.7×104t，厂内氢气来源为两部分：催化重整装置副产氢和制氢装置干气制氢用以提高柴油、汽油的油品品质。目前石化总厂6 MW分布式光伏发电工程建设完工，并于2021 年底全部并网发电。光伏发电实际装机容量6.27 MW，年均发电量约730×104kWh。

根据光伏发电量优选制氢装置规模。考虑到光伏发电受天气影响而产生波动的情况，选取平均发电曲线进行计算，同时考虑制氢装置在功率低于20%无法启动的特性，以制氢规模为500 m3/h 的制氢装置为例计算其产氢时间及耗电量，结果如图3所示，耗电量为曲线下的面积，制氢装置电耗5 kWh/m3。

图3 耗电量计算曲线Fig.3 Calculation curve of power consumption

图3中阴影部分面积为制氢装置耗电量，按照以上方法分别计算100～1 000 m3/h 制氢装置的耗电量，结果如表1所示。

表1 不同规模制氢装置耗电量Tab.1 Power consumption of hydrogen production units of different scales

通过对不同制氢规模制氢成本及内部收益率进行计算（表2），500 m3/h制氢装置效益最佳，因此该项目采用500 m3/h制氢装置，考虑碱性水电解槽运行功率范围在20%～105%，为保证电解槽平稳运行，配备储能电池以维持电解槽40%功率运行1 h为准，则500 m3/h 的制氢装置配备储能规模为1 000 kWh，因此配备的储能装置为1 MW/1.2 MWh。

表2 不同制氢装置制氢成本Tab.2 Hydrogen production cost of different hydrogen production units

根据石化总厂连续生产的特性，白天充分利用光伏发电用于电解水制氢，溢出发电量上网由制氢装置夜晚取出等量电量，维持装置不间断运行的模式。按年产氢气约420×104m3计算，可减少制氢装置碳排放量约7 717 t/a，节省碳排放费用约43.9万元（2023年5月全国平均碳交易数据，57元/t）。

2.2 氢能应用场景规划

2.2.1 构筑“气-站-车”氢能体系

目前，胜利油田现有各类生产车约6 227 台，到“十四五”末总用车规模将达到约7 300 台。部分车辆使用年限长，运行能耗高、碳排放量大需要更新淘汰。随着氢能技术逐步发展成熟，进行氢能源汽车替代是大势所趋。根据《山东石油分公司新能源业务工作方案》以及《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030 年）》，“十四五”期间，将在山东省发展加氢站或油氢合建站100座，其中东营市建成加氢站3 座，推广应用燃料电池车300辆。

初步估算在氢能源车辆使用成本方面，加氢成本按60元/kg测算，Mirai氢燃料汽车百公里燃料费用为60 元；汽油车按汽油价每升7.5 元、油耗每100 千米7 L 测算，每百公里燃料费用52.5 元，氢燃料电池车使用成本略大于汽油车。但以目前全球石油价格不断上涨以及光伏组件成本不断下降的趋势来看，氢燃料电池的使用成本与汽油车使用成本之间的差距将不断缩小[10]，将更具竞争力。

“十四五”期间，油田规划建成2 200 MW的集中式光伏电站进行光伏发电与氢能设备耦合制氢，充分发挥氢气在电-氢-电之间的转化，在解决电网消纳问题的同时也为氢燃料电池车提供动力能源，形成“风光氢储车”的产业链。胜利油田可根据自有优势利用现有加油站建设“油氢合建示范站”，节约土地资源，降低建设成本。

2.2.2 开展氢能多元应用场景示范

“十四五”期间，油田将大力发展风、光发电，计划建成分布式光伏500 MW、集中式光伏2 200 MW，和滩涂风电200 MW。在风电、光电新能源项目基础上，基于油田采油、注水、集输几大系统不同生产用能场景，发挥氢能在电网中储能调峰的功能，开展新能源发电系统与电解槽、氢燃料电池的耦合应用，构建以氢能为支撑的综合型能源网络，充分发挥氢能在电、气、热多种能源间的载体作用，探索氢能与电力网、燃气网、热力网、交通网的柔性互联和联合调控[11-12]。结合油田用电、用热应用场景，探索氢能在分布式能源、移动电源、热电联供等领域综合利用的应用示范，建设氢能支撑的风、光、储、氢燃料电池一体化综合能源系统示范工程，实现多能互补、热电联供的低碳能源系统，打造油田领先的氢能示范点（图4）。

图4 氢能应用示意图Fig.4 Schematic diagram of hydrogen energy application

3 结论

胜利油田作为大型油气田开采单位，同时具备建设场所、发电生产企业、用电单位、供电网络等新能源产、供、消全部产业链，新能源项目规模增速极快，但新能源发电具有随机性、波动性、阶段性供电等问题，增加了电网调度难度[13]，而氢能作为一种能源既能存储电力又能产生电力，能够很好地平衡风、光发电的不确定性。

现阶段风、光发电制氢成本经济性优势不明显，但未来风电场、光伏设备单位造价和碱性电解水装置系统成本下降空间较大，到2030 年制氢成本可下降约35%。特别是随着碳减排措施的不断推进，化石燃料制氢将面临碳捕捉、碳封存产生的成本增加，与新能源发电制氢相比在成本方面将不具优势，风、光发电等可再生能源电解水制氢将更具竞争力。依靠氢气作为载体其他可再生能源可以实现与现有能源系统的融合，构建氢能支撑的风、光、储、氢燃料电池一体化综合能源网络，推动油田能源消费结构由传统能源向绿色能源转变，实现油田能源转型。通过积累一批适用于油田可复制、可推广的经验做法，促进氢能与能源发展深度融合，打造一个具有示范意义的“氢能油田”。