5月31日~6月2日，第二十三届中国国际石油石化技术装备展览会在北京·中国国际展览中心（新馆）举办。展会汇聚了以石油、天然气等为代表的传统能源技术装备企业，还吸引了以氢能为代表的新能源领军企业。当前，我国已开启氢能产业顶层设计，氢能产业链也正在逐渐形成。展会期间，近百场活动同时展开。其中，“2023北京国际氢能技术装备展览会”（简称：HEIE 2023)涵盖了氢制备、储运、加注和监测，燃料电池系统及成果应用，关键零部件，以及燃料电池汽车等重点领域。
新能源是指传统能源之外的非常规能源，对解决当今世界的环境污染问题和资源（尤其是化石能源）枯竭问题具备极其重大意义。新能源包括太阳能、风能、生物质能、地热能、水能和海洋能，以及由可再次生产的能源衍生出的生物燃料和氢所产生的能量。
新能源产业既是整个能源供应系统的有效补充手段，又是环境治理和生态保护的重要措施，是满足人类社会可持续发展需要的最终能源选择。
氢能正加速成为技术革新和未来能源产业变革的重要力量，成为实现碳达峰和碳中和、构建绿色经济体系的关键一环。
2022年3月，为促进氢能产业规范有序高水平质量的发展，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《氢能产业高质量发展中长期规划（2021~2035年）》，明确了氢能是“未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、战略性新兴起的产业和未来产业重点发展趋势”。
这是我国首次在国家层面对氢能产业作出顶层设计和战略部署，是我国首个氢能产业中长期规划，也是碳达峰、碳中和“1+N”政策体系中的重要政策之一，为我国氢能产业发展统一了思想、指明了未来发展路径和方向。至此，我国氢能产业进入顶层规划引领产业创新发展新阶段。
相较传统的化石能源（煤、石油、天然气等一次能源），氢能在能源系统中的占比还非常低。但在全球应对气候平均状态随时间的变化、实现碳中和的背景下，氢能正在扮演逐渐重要的角色。特别是从制备到使用全生命周期零碳排放的绿氢，在助力实现全球减碳目标的道路上前景不可限量。中国石油石油化工研究院氢能研究所副所长李庆勋认为，风光可再次生产的能源可支撑绿氢大规模发展，氢能产业高水平发展需要加强装备制造能力，与油气电产业协同发展有利于降低氢能成本，炼厂是近中期低成本氢的重要来源。
60万吨/年的绿氢合成绿氨项目，相比同等规模的煤基合成氨项目年至少减少直接碳排放量192万吨、减少煤耗量75.7万吨。10万吨/年的绿氢加二氧化碳合成甲醇项目，相比同等规模的煤基合成甲醇项目年至少减少直接碳排放量38万吨，同时可消纳其他装置的碳排放量15万吨，总碳减排量约为53万吨。这组数据对比，充分说明绿氢对碳减排的重要性。
在“双碳”目标下，对上游来说，绿氢是未来的必然选择；对下游来说，绿氢是各产业深度脱碳的关键途径。然而，影响绿氢产业高质量发展的重要的因素是成本相比来说较高。绿氢项目涉及可再次生产的能源、制氢、加氢、用氢等多个环节，单独考虑某一个环节，受限于上下游条件约束。苏州青骐骥科技（集团）有限公司副总经理、研发总监余智勇博士在分析绿氢产业的发展现状及项目经济性时说，要以全产业链项目去考虑，通过别的环节的盈利来弥补某些环节的经济性不足，绿氢项目要从生产上获得优惠的用电价格，从制度上建立完整碳交易机制，从技术上降低电解能耗，来提升项目整体的经济可行性。
西南石油大学能源装备研究院副院长唐洋认为，发展氢能仍存在瓶颈，制氢技术有待进一步突破，尤其是热化学水解技术。同时，储氢关键装备技术也有待突破，固态储氢在国内基本上还处于研发阶段。加氢基础设施网络总体比较薄弱，核心装备与零部件技术有待提升。
未来，我国将形成以可再次生产的能源为生产主体、电和氢为消费主体的新型能源供应体系。体系的背后是全球能源朝着低碳化、清洁化加速转型。
我国2050年清洁能源装机占比超过90%，传统能源公司要积极向新能源方向探索转型。传统能源已建成大量基础设施，包括在油品、天然气、甲醇、氨生产供应整个配送体系，在能源转型中，这些已有的基础设施如何更好地发挥作用减少相关成本？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认为，作为开发绿色燃料的一把利刃，PTX技术（Power-To-X，通过电解制氢和化学合成两步过程将电力转换为各种燃料或能源载体的技术）能充分的利用包括风能与太阳能在内的可再次生产的能源，制取甲烷、甲醇、液氨、航油等绿色燃料，为可再次生产的能源电力大规模储能、消纳和灵活性调节提供了可能。PTX技术利用了氢能的枢纽作用，实现了传统能源和新能源的连通和融合，可通过已有天然气、甲醇、液氨、油品的基础设施和供应链体系，成为“三北”可再次生产的能源向东南消费端大规模跨区域输送的一种很好方式，大幅度降低能源转型的成本。
当前，世界能源工业正在经历“三场革命”——化石能源低碳化革命、新能源规模化革命和能源管理智慧化革命。化石能源消费结构持续调整，新能源消费占比不断升高，形成煤、石油、天然气、新能源“四分天下”新格局。其中，石油工业正在经历从常规油气向非常规油气的跨越发展，我国非常规油气已取得战略性突破，保障了油气资源供给。世界各国加快以新能源为主的能源结构转型调整，构建了绿色低碳安全高效的新型能源供应体系。
从我国和主要发达国家能源消费结构对比分析能够准确的看出，在化石能源消耗上，煤炭、石油占比依旧很高，天然气清洁能源消耗较低，可再次生产的能源和新能源还有较大发展空间。
国家能源局多个方面数据显示，去年我国非化石能源消费占比达17.5%，与世界中等水准基本持平，非化石能源消费总量与增量稳居世界第一，能源绿色低碳发展已迈出坚实步伐。在今后较长一段时间内，我国能源需求总量还将持续增长，在“双碳”目标的约束下，要全力发展非化石能源，推动构建新型的电力系统，统筹好非化石能源特别是新能源与化石能源之间的互补和优化组合。
煤炭、石油、天然气、可再次生产的能源与核能五大能源之间，通过优势互补融合，消除各种能源种类自身的劣势、形成整体优势和巨大技术创新，空间是很大的。唐洋认为，多能融合互补发展，是我国落实“双碳”发展要求和完善能源体系的体现，对能源安全具有十分重要的意义。
我国煤炭、石油、天然气和风能、太阳能、地热能等储量很丰富，能源的多样性让多能融合互补发展基础条件优越。同时，新能源技术、固废综合利用技术、节能减排与深度脱碳技术等的进步也为多能互补融合发展奠定了基础。
2020年陕西建成首个风能和光能储氢多能融合示范基地；2021年青海建成多能互补集成优化国家示范基地；2022年云南建成云南段风光储能互补基地。可以说，多能融合互补发展技术条件渐趋完善，前景很广阔。
能源转型不是简单地以非化石能源代替化石能源，更不是风光独秀一统天下，要因地制宜、因时制宜实施多能互补、合理配置，使能源利用率最大化。同时，多能互补也能轻松实现多能有机融合，共同保障能源安全和促进经济活跃发展。
唐洋认为，虽然我国多能融合互补发展已实现从零基础到快速地发展的重大跨越，但目前仍面临诸多瓶颈与挑战。首先是传统化石能源，煤炭清洁利用与碳中和仍存在差距。煤炭能源发展瓶颈体现在降碳的路径、需求不清晰，需要理清涉及各行业碳排放的共同责任，从而有效实施绿色采煤、科学采煤和清洁去碳的碳中和途径。多能融合互补也面临诸多挑战，当前多能融合占比来说还很小，不同的能源网络相对独立，整体能源利用率很低。目前，我国多能融合发展模式较少，且具有较强的地域性，因此亟须进一步探索多能融合发展的新路径和新模式。
2022年，我国碳排放量约120亿吨，占全球30%左右，按照规划，“十四五”单位GDP碳排放要累计下降18%，在2060年实现碳中和。根据国际能源署的估计，按照现在能源结构和生活、运行方式，如果不实施任何减排措施，到2060年全球升温6摄氏度。CCUS技术（二氧化碳捕集、利用与封存）将是应对气候平均状态随时间的变化、实现净零排放的重要方案。
2022年，全球捕集与封存约4250万吨二氧化碳，CCUS技术已具有工业化经验，可开展大规模应用。中国石油大学（北京）碳中和未来技术学院副院长、长江学者芮振华分析我国CCUS发展现状时说，从捕集技术方面来看，二氧化碳捕集示范项目主要在火电、煤化工、天然气处理等行业，最重要的包含燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧捕集和化学链燃烧捕集。目前在建的国家能源泰州燃煤电厂项目（50万吨/年）是亚洲最大规模的火电碳捕集示范工程。
CCUS-EOR一体化技术（用二氧化碳提高原油采收率）自上世纪60年代开始探索，因缺乏二氧化碳气源等原因，进展缓慢。2005年以来，随着含二氧化碳天然气藏开发、工艺进步及低渗透油藏提高采收率需求增大，CCUS-EOR一体化技术驶入快车道，形成比较完善的配套技术，矿场试验效果显著。
2021年，我国启动首个具有商业性质的百万吨CCUS项目，基本形成了五大系统十项关键技术，涉及捕集、运输、注入、采输一体集输及循环注气，相关领域也形成配套技术。
我国CCUS技术及产业高质量发展处于研发和示范阶段，基础研究较为薄弱，缺乏大规模的工业化示范和应用，存在以下挑战：低浓度烟气二氧化碳化学吸收法捕集技术，存在能耗高、成本高的问题；碳封存源汇匹配技术，需要开展排放源和封存场地的地理位置关系和环境适宜性评价；注采输腐蚀控制，需开展二氧化碳高压注入研究，经济可靠地解决注、采、输过程中的二氧化碳腐蚀问题；封存安全性评价，需要开展有效的二氧化碳地质封存安全性评价方法研究；环境监视测定与核查，需要开展系统的环境监视测定、评价与二氧化碳减排量核查方法研究。
芮振华认为，产业挑战方面主要是缺乏CCUS标准体系，缺乏产业激励和财税政策，商业、金融生态建设有待创新，产业处于早期阶段，规模小，缺乏不同技术组合、源汇匹配的产业集群（园区）模式。
中国石化齐鲁石化-胜利油田CCUS项目是2022年国内首个百万吨级CCUS项目，它的正式注气运行，标志着我国CCUS产业开始步入技术示范中后段——成熟的商业化运营。
齐鲁石化新建百万吨液态二氧化碳回收利用装置，回收煤制氢尾气中的二氧化碳，提纯后纯度可达99%。
延长石油煤化工建成15万吨煤化工CCUS-EOR一体化项目，累计注气28.7万立方米、增油4.73万吨，较水驱提高采收率8个百分点以上。建成的榆林30万吨/年二氧化碳捕集项目是目前国内最大的煤化工二氧化碳捕集项目，也是国内能耗和成本最低的煤化工二氧化碳捕集项目，捕集成本仅为105元/吨。已完成500万吨/年CCUS项目总体规划编制，一期实施240万吨，二期实施260万吨。
芮振华认为，CCUS是一个加速碳中和的变革，是一个系统性的变革，应该有数万亿元的投资机会，是非常庞大的产业。按照2060年的计划，CCUS规模未来有望达到100倍乃至200倍以上。油气行业必将是CCUS的主战场，也是未来的主力军。
产品亮点：石化机械依托天然气压缩机、自动化控制、集输钢管等装备技术积累，进军新能源领域，自主研制加氢站压缩机、注氢机、氢气输送管道用钢管等关键设备。目前，石化机械已研发了45兆帕、90兆帕氢能压缩机，并为湖北武汉首座集加氢、加油、加气、充电于一体的群力综合站，设计、研制开发了加氢站成套装备。
产品亮点：自主研发的90兆帕、排量750标准立方米/小时的超高压加氢站氢气压缩机极大提升了氢气加注效率。自主开发的大流量、高压升DG47氢气共轨系统，实现主动控制与被动控制相结合，能适配多种功率，采用高度集成化设计，避免了氢气泄漏，提高了生产效率。
产品亮点：CDQ型水电解制氢系统，单台设备产氢量可达2000标准立方米/小时；全自动微机控制，自动化程度高，可进行远程集中管理，人机智能化界面，操作简单便捷、安全可靠；产品氢气未经纯化前纯度可达99.8%，纯化后可达99.999%，氧气纯度可达99.2%。
产品亮点：自主研发的“氢涌”PEM电解水制氢装备，采用全产业链关键技术及生产的基本工艺，逐步实现核心材料自主化替代、配套设备国产化替代。产品规格覆盖百千瓦至百兆瓦，总体技术达到国内领先水平，其中，电解槽活性面积尺寸、直流电耗等指标达到国际领先水平，实现了兆瓦级PEM制氢装备的商业运行及绿电转化项目中PEM制氢装备的体量突破。
产品亮点：ST300VI电堆是全球首款300千瓦碳复合板电堆，是至今为止正式对外发布的上限功率的质子交换膜燃料电池电堆。该产品的特点是高功率、长寿命、高功率密度、国产化程度高，采用行业最先进的工艺技术，单电池片数达到550片，最大电流达到1000安培，能够完全满足长途重卡、船舶，乃至分布式发电对于燃料电池高功率及长寿命的需求。
产品亮点：氢冉燃料电池助力车具有操作便捷、储氢压力低、储氢量大、安全可靠、续航能力长、氢气瓶替换方便等优点。当电池续航里程不足时，燃料电池会自动为车辆提供动力，确保长时间骑行。该助力车具有长时低压安全储存、高效发电等特点，可与光伏/风电电解水制氢技术结合，打造离网式清洁能源生态，实现废弃风电利用。
产品亮点：吨级镁基固态储运氢车（模型）、氢能全产业链沙盘、卸气柜不同于传统高压气态储运氢。固态储运氢是一种以固态金属材料为介质进行氢气储存的方式，具有体积储氢密度高、不需要高压容器和隔热容器、安全性好、无爆炸危险、放氢纯度高等特点，是顺应国家氢能发展规划的新兴储氢技术路线。镁基固态储运氢通过镁基固态储氢材料与氢气的可逆反应实现，正向吸氢，逆向放氢，反应过程简单，无副产物。
产品亮点：在产品应用与市场服务方面，新氢动力为客户提供定制级的解决方案，基于对技术、产品、产业、应用各方面的理解与积累，新氢动力已建立与石化行业、化工行业、食品加工行业及物流、仓储、冷链等诸多行业的合作伙伴关系，获得客户和市场的高度认可。在产品创新与技术应用创新方面，新氢动力结合无人驾驶技术开发出“氢能+5G”绿色无人搬运体系产品，实现了固态金属储氢技术在氢能叉车上的应用。
产品亮点：隔膜式高压氢气压缩机供气量为500标准立方米/小时。设备结构采用双缸双级压缩，工作过程密封性非常好，气体与任何润滑剂无接触，压缩气体的洁净度极高，非常适合于某些稀有气体的压缩、输送或装瓶，也适用于有腐蚀性、有毒、易燃、易爆的气体。整机结构相对比较简单，运行噪声低，高效率节约能源，换热效果良好，无须频繁维护。接触氢气材料采取使用专业的抗氢脆材料。
