宋鹏飞：对天然气企业发展氢能的思考

编者按：9月14日，第五届未来能源大会举办氢能技术与应用发展专题论坛，聚焦于氢能领域的前沿技术和应用发展。本次论坛由中国能源研究会氢能专业委员会秘书长徐文辉主持，与会专家学者从氢能技术的标准、前沿技术研究和应用案例等几个方面，对氢能产业以及未来能源的可持续发展展开深入探讨。

中海石油气电集团有限责任公司技术专家、氢能资深工程师宋鹏飞先生作了《对天然气企业发展氢能的思考》演讲。

以下内容根据论坛演讲实录进行整理。

宋鹏飞：尊敬的各位企业家，领导和专家，我给各位汇报一下我们对天然气企业发展氢能的思考。传统的油气企业对于能源转型既能感受到真真实实的挑战，也能看到未来融合发展的机遇。对于我们天然气企业来说尤其是这样，因为天然气本身和氢能有很多的类似之处，无论是生产端、储运端以及下游的应用端都有很多类似的地方，和可以进一步融合的地方。

首先在能源大势背景下，我们想看看天然气在双碳背景下未来的发展趋势是什么，结合天然气的发展趋势，氢能的发展趋势又是什么，两者怎么样去融合。

大势我简单的过一下，站在传统能源企业的角度来看，能源转型的大势已经形成了，传统的能源向新能源过渡的趋势不可阻挡。而且未来从煤炭和石油向可再生能源转变，无论从生产端，还是下游以电+氢的消费端，都会重构目前整个的能源体系。未来发展的整体趋势是煤炭会大幅下降，石油缓慢的下降，天然气是先增后减，可再生能源大幅增加，整个的态势延续到2060年的时候，非化石能源的比重将占到80%以上，这完全是颠倒。大家知道目前的化石能源占80%，等于整个能源系统有一次大规模的重构。

从我们的判断来讲，能源的转型怎么样低成本，已经大量投入的几十万亿的油气基础设施在能源转型中是要推倒吗?不，我们认为未来很可能是融合发展，利用好目前已经有的存量的油气基础设施，以及未来到碳中和之前还会有一定增量的设施。

天然气的能源属性是化石能源里面最清洁的，它拥有从生产端、储运端到直达消费端每家每户的完善的基础设施。如果氢能的发展能够借助这些基础设施，能够很好的融合起来，那么对全社会的能源转型的成本降低会有重要的作用和意义。我们认为天然气企业应该是主动转型，寻求和氢能、和新能源深度融合发展的新业态、新模式。

天然气相比于其他能源，和氢能的产业最相近，它在很多的场景甚至可以混输混用，相互转化，相互替代，互为补充。而且天然气在未来的能源转型里面会担负着非常重要的“桥梁”作用，它是“压舱石”，它是承受未来高比例新能源的“稳定器”以及促进氢能发展的“孵化器”。天然气在一次能源消费的占比包括人均的占比，我国还远远低于发达国家，也就是说天然气未来还是有一个比较大的增幅空间的。但是随着双碳目标的实施，天然气的需求未来是先升后降的趋势。

我们认为清华大学的预测和我们的预测是比较契合的，中国的天然气消费大概在2035年会达峰，大概量在6000亿方左右。到2060年碳中和这个漫长的趋势里面需求量都是大幅下降的，那么它腾出来的这些大量基础设施，已经形成的这些基础设施如何能够更好的利用起来。

天然气的消费量下来以后，天然气将来要干什么用呢?我们认为天然气未来会更多的朝着分子水平的精细化、零碳化、深加工方向发展。比如把天然气通过无碳化的方式制成氢，制成高附加值的化学品，以及把天然气中的碳直接固化为高端的碳材料。

对于氢能的发展，我们认为氢能可以实现稳定的储存和运输，这和电是很大的不一样的属性。同时它在应用端又和电有很多的融合和类似之处。

氢能和我们天然气行业最大的不一样，我觉得是多元化。从制氢端可以有灰的、绿的、紫的、蓝的，储运端可以有气态、固态、金属，到了应用端可以通过各位嘉宾分享的内燃机和燃料电池的方式，也可以通过掺入燃气轮机发动去使用，它整体的制储运端都是多元化的，这是和天然气产业最大的不同。

从各个预测来看，我们认为氢能的发展潜力还是非常大的。如果说2060年真的是达到了中国能源占比20%左右，现在天然气占中国的能源比例还不到8%，已经是一个如此庞大的产业了，如果能够达到20%，氢能的产业将是非常非常庞大的。这是未来预测的发展趋势，到2060年的时候达到20%左右，而且到2060年的时候中国的整个能源消费量要比目前大概多出3倍左右。在这种情况下，20%真的是非常巨量的数字。

我们认为天然气企业去发展氢能有两个主要方面，第一方面，整个天然气产业链从上中下游都可以和氢能产业链深度融合起来。第二方面，天然气和氢能还可以进一步耦合新能源和碳产业，形成各种产业的协同发展。

我们的设想是在天然气产业和氢能产业各个阶段，比如说在上游我们可以做天然气制氢，可以有灰氢、蓝氢包括大中型的小型橇装的，甚至直接加氢站的，直接放进每家每户的小型的耦合热电联供的。

另外利用绿电和二氧化碳去做零碳的天然气，同时我们也在做国际氢供应链，我们公司是中国最大的LNG的进口商，目前正在考虑未来进口LNG和进口氢气同时并行，把我们的LNG接收站改成又能进口LNG又能进口氢气的。

对于中游的储运端，我们已有的天然气管道里面的掺氢，中石油也在做，目前有些示范项目也正在往前推，这也是大幅度降低氢气储运成本的非常好的手段。

下游的应用更多，无论是大型的燃气轮机发电，包括氢内燃机，以及我们已有的LNG的加注站、CNG的加注站去改成油气电氢综合能源站，我们天然气企业真的是面临真真实实的压力，国内很多的CAN加注站、LNG加注站都面临客户交通电气化的冲击非常的严重，都在面临着转型。目前国内已经有很多的站正在做前期的设计工作，要把我们已有的站点慢慢的变成综合能源站，既可以充电又可以加氢又可以加油又可以充气。同时我们重点关注的是把天然气制氢不断的小型化、模块化，让它和不同的燃料电池，质子交换膜的、高温燃料电池的，去匹配，去做热电联供，适合于不同场景，不同规模的，比如说备用电源、比如家庭用的非常小型的热电联供产品，到一个社区用的，一栋楼用的，目前我们的技术和产品都在做。

同时我们也在朝着如何把天然气直接一步法变成绿氢的方向在努力，我们正在朝着熔融金属法做一些工作。目前重点推的就是在加氢站里面直接用小型橇装天然气制氢，来为加氢站供氢。它能够适应的气源不仅是LNG、管道气，还能适应城市燃气、LPG、沼气，凡是天然气触及的地方，目前天然气管网已经非常密集的情况下，使用可移动的橇装，小到可以放在平板车上运输，在应用端、需求端直接就地生产5个9纯度的氢气，省去了氢气昂贵的运输过程。大家知道氢气的运输过程是卡着整个产业链发展的瓶颈性的问题，如果把这种装备小型化，利用已经成熟的天然气管网在用户端省去氢气的运输过程去制氢，整个的氢气成本就能大幅度的降低。目前我们在佛山市已经建成了一个站，同时在武汉、中山、广州、福建都在积极的推这种模式。

未来和可再生能源有了绿氢以后，我们还可以基于二氧化碳进一步的去做零碳天然气，以及采用这个零碳天然气去供热，做天然气化工和发电。

我们也在考虑使用国际氢供应链和进口LNG的链并行，因为中国未来的沿海，从我们目前对能源的判断态势来看，未来中国也是全球氢气贸易的一个重要的参与者，我们目前正在做这方面的工作。其中比较重要的一个就是如何把氢气跨洋运输回来，采用什么样的方式更加便捷更加便宜，我们目前正在开发有机物储氢技术，能够便于从海外把大宗的氢气通过船运运输到中国来。

这是我们初步测算的，从沙特阿拉伯把氢气采用有机物储氢的方式运输到中国的成本。从目前的测算结果还是成本偏高，下一步我们会基于每个环节逐步去降低成本，目前已经在跟沙特方一直在磋商，想在每一个环节里面进一步降低成本。我们预期如果它到中国的成本能够达到每公斤20块钱，在沿海地区就具备竞争力了。

对于中游，我们管道掺氢的示范项目已经在做了，相关标准也在往前推，就不详细说了。中游和LNG的进口产业融合起来，下游是宜气则气、宜电则电、宜氢则氢，每种能源形式都有它自己的生存空间，都有它的应用场景。关于加氢站目前我们是国内一个重要的玩家，因为我们本身有大量的加油站和加气站都在往这个方向转型，初期的时候因为目前下游的车辆不是很多，所以加氢的业务普遍盈利状态比较差，目前我们是以油养氢，以气养氢去培育这个产业。

同时掺氢燃气轮机也是未来大宗用氢的一个很好的手段，它能够大幅降低燃气轮机电场的碳排放量，目前我们在海南正在推进一个掺氢燃气轮机发电的项目，朝着掺氢15%以上去做。

在下游我们也做了大量基于小型的天然气制氢和燃料电池耦合的适用于不同规模、不同应用场景的技术。

第二部分，天然气这个产业能够很好的和氢、和新能源、和碳产业融合起来，因为它们本身依照目前的这些技术，实际上可以相互转化，比如说天然气和氢，我们既可以采用天然气制氢，又可以用氢和捕集的二氧化碳，通过电子甲烷技术合成，目前这样全套的技术我们都有，工艺、催化剂、专利权套的东西。同时利用氢在能源体系中的枢纽位置，我们还可以很好的和新能源的绿电结合起来，目前海油在新能源主要是布局海上风电，我们已经正在做一些海上风电制风氢以后和天然气产业很好的融合起来，同时用我们的气电为新能源产业调峰。

这是气电调峰的作用，不再详细讲了。目前关于二氧化碳甲烷化，P2S的技术我们已经开发出来了。同时我们也在做二氧化碳的逆变换技术，把二氧化碳变成一氧化碳和氢气之后，合成更多的能够借助我们已有的能源体系迅速去消化的能源。同时我们也在做绿氨，因为我们有很多的海上风电，随着海上风电离岸越来越远，绿氨几乎成为解决储能和消纳的不可多选的方式了。

未来我们也想把这些产业和碳产业融合起来，因为我们要体现它的绿色溢价，要体现它的降碳效应，就要在经济性上通过碳交易、碳核算的方式，在产业端把它实现。

最后介绍一下我们团队在氢能领域做的工作。我们是海油2012年就已经开始做氢了，最开始是为了平衡进口LNG的价格波动，因为进口LNG和油价是挂钩的，波动特别大。我们就采用国内的焦炉气、煤制天然气，把氢气和一氧化碳、二氧化碳去合成甲烷，这个反应实际上就是天然气制氢的逆反应。2014年的时候，我们做出了一个国内最大的全流程中试。2022年在中国新疆庆华把老外的技术挤出去了，实现了中国人第一个首套大型煤制天然气的甲烷化的国产化。同时基于这个技术我们也做了捕集的二氧化碳、纯的二氧化碳和氢气如何去生成甲烷，如何进一步去把它生成液态燃料的技术。

第二个技术是橇装天然气制氢，我们在佛山建造了一个小型橇装天然气制氢装置，直接放在加氢站里面，把氢气成本进一步下降。在2022年的时候，在明城站正式的示范。整个过程中我们目前第二代的产品、第三代的产品都正在做，目前可以做的规模可以从5方每小时的制氢一直到800方每小时的制氢，不同规模的橇装化、系列化的产品。同时我们也做一些加氢站方面的设计，我们开发了海油自己的站内储氢瓶、加氢机、加氢枪，目前正在佛山测试。

我们也做了小微型的天然气制氢，也是国内第一个。我们把各种换热和转化过程集成为一个极小的转换器，使整体的装备变的更加小巧。

天然气裂解制氢之前有介绍我就不再说了。

有机物储氢我们计划在海南有一个示范。

同时我们承担了两个国家级的SOFC的课题。

关于海上风电，目前我们正在加紧开发适合于我们海上的绿氨合成的方法，有两个方向。一种是把它小型集装箱化，直接放在我们浮式的风电上，海南浮式风电的平台上小型橇装。另外一种我们把氨的工厂直接放进FPSO上，放到船上，把船直接拉到海上让它自然储存再运输到国内。

谢谢各位。