问题1为何夜间电力较白天电力便宜及有关解读

高压电解水，重组大能源高压电解水，重组大能源第第#页共9页问题1:为何夜间电力较白天电力便宜?答：因为夜间电力消耗少，如果不将此电力消耗掉，则必须将其浪费，而且这样的浪费是巨大的。（具体可以搜索“电力调峰”），有些技术是将发电锅炉关小，或将水回抽发电。问题2：我们该如何使用这些问题能源（需要浪费的夜间电力）？如果我们将发电锅炉效率开到最高，则必须存储或消耗这些能量，电池显然不是一个好主意，因为能力密度太低了，我们可以将电力分解碱水，得到纯净的氢能和氧气（纯净意味着“安全”不易爆炸）。直接使用氢能也不是一个好主意，因为每立方米液氢只有70kg,大约相当于210L汽油的能量。最好的办法是将氢能裂解石油，获得高品质的汽柴油（加氢意味着“环保”和降低密度，由于汽柴油是按体积销售，所以石油公司可以获得更高的利润）问题3：为什么使用水煤气制氢不是好主意？答：C+H20=（高温）=CO+H2但实际上效率是很低的，因为炭的密度很大，氢的密度太低，用炭（12）换氢（1），实在得不偿失。而且一氧化碳很难处理，另外由于气体不纯，既不安全，也不能卖到好价钱。问题4：加氢能提高汽柴油产量么？是的。加氢不仅可以提高汽柴油收率（占原油的比例），降低汽油密度（想想美国汽车为什么费油？），还可以加工高硫、高烯烃的劣质汽油，它不但可以真正实现降烯不降辛烷值，而且还会实现未来对汽油硫含量更苛刻的要求。问题5：为什么水电解技术很重要？因为只有水电解技术，可以将“电力”“石油”有机结合起来，相互弥补不足，赚取最大利润。问题6：为什么传统水电解不能解决能源问题？答：传统水电解问题很多，比如制造缓慢，成本高，只能承受中低压（需要压缩后加工石油）等等问题7，该专利的特点是什么？答1、可以生产高压氢气，也可以做中低压（当然还有氧气）2、门槛低，样机大部分已经完成，已经成功生产氢气，但由于结构改造，后续投资10万左右，即可完成样机制作。3、制造速度快，无需模具。4、既可以做传统市场（电力冷却，一套设备价值约300万，玻璃，钢铁等等），还有机会做能源行业。高压电解水，重组大能源高洪山，2009年2月关键词：高压电解水水变油找（弃）电规模化制氢及输送抑制油价新型能源网络自序数亿千瓦功率、集中或分散布置的规模“高压”电解水站点，通过“高压”氢气的千里管道无损耗传输，将氢气注入到天然气（石油）管道（或战略油库）里，西南丰富的水资源就变成了中国紧缺的油资源。只要按我国成熟的加氢炼制技术，将加氢炼制的比例从现有的29.71%提高到日本目前的90.43%，就可以增收轻质油2428万吨，等于我国目前半年燃油消费量。既然如此，我们还需要不计成本的大量进口石油吗？我们将提前进入“气体能源经济时代”。取出电网电压变化信号，进行“高压”电解水产量自动调节，这只是个简单的自动控制技术；然而，其形成巨幅的调峰能力将是国家电网安全运行的可靠保证。无数个不稳定能源的小水电、小风电、小热电并网或直供，当气温骤升骤降引起无数空调巨幅负荷波动；凡此种种原本对电网安全不利的因素，都自动转化成“高压”电解水氢气产量的变化；此时，我们把这些食之无味，丢之可惜的分散能源全部变成了廉价的氢能源，变成了“油”。假设，由于夜间的负荷下降，国家电网多了8亿度电，按现实，如果不想弃水弃电，就只能高能耗企业上马，职工天天上夜班，而现在，自动转成“高压”电解水，生产1600万公斤的氢气（=1600万加仑的汽油，另外还有0.8亿标准立方米的副产氧气）。这种新型能源网络系统，其最大的节能效果在于逐步建立在全国气体能源管网。我们知道，氢气只是空气比重0.0696倍，25MPa的氢气是0.6MPa压缩空气的管线输送效率的600倍，而“高压”电解水获得的“高压”是无须额外耗能的。当8亿度电就近“高压”电解水，仅仅节约的网损至少在0.8亿度电以上，相当于4个三峡装机容量。“高压”管线还允许我们将西南的“高压”氢气直接通向浙江镇海石油储备基地52台储油罐中，实现“高压”裂解，把一般的石油储备变成质量极高的轻质油储备，也提高了战略储备的含金量。当氢能经济来临时，公路旁边的“高压”管线拉下一根细管子，接上充氢排，就成了一个加氢站，当值班员阀门一开，高压氢气就迅速充入氢燃料电池汽车携带的高压钢瓶中。而燃烧过的这些氢气（氧气）又将变回成没有任何污染的水，如果在南方制氢北方使用，多少有点南水北调的味道。本人想在此引用中国科协主席、中国科学院院士周光召的话：“最后我想谈谈中华民族要提高自信心的问题。现在科技界自信心不足，这将妨碍我们自主创新。比如当提出一个新的想法时就问外国有没有，如果外国没有干吗要提。这明显说明没有自信心。中国人很聪明，但从小就受到应试教育和传统观念的束缚。传统观念有好的一面，如尊重师长等，但在创新这个问题上，应该没有权威意识才行，敢于向权威挑战。要开展严肃的学术争论，发展学科交叉融合，促使新思想不断涌现，新人才迅速成长。所以从观念上要有一个变化，创造一种新的氛围”。一、氢燃料的分析1、电解水制氢获取氢源比较贵？曾有一位院士对我说过，“1Nm3氢气，电解水制氢耗5度电，燃料电池发2度电，何况现在的电又是那么紧张，你要搞可以，但肯定不是发展方向"。1kg氢气（1.6MPa中压电解）的直流电耗为55kwh，再加10%辅助能耗，总电耗要达到60kwh/kgH2左右，而常压装置更费电一些。实践中，为了省电，有些单位使用氨分解工艺代替水电解工艺获取氢气，还有就是利用矿物质制氢（如水煤气、天然气甚至汽油重整）。北京永丰基地新建的加氢站就是先上马了电解水装置，并预留位置待以后采用天然气重整制氢来降低运行成本，上海的加氢站也是如此。由此，众所周知的是“尽管电解水装置不经济，但是方便”。手头有氢燃料电池汽车项目，与其花大力气将焦炉气炼成氢气，还不如先买一、二套1.6MPa中压电解水装置、纯化装置和几套氢压机来的快。2、氢源要经过提纯、加压和储运等工序才能用于氢汽车燃料。尽管电解水制氢的氢源是最纯净的，仍然需要纯化干燥处理。大约再生气损耗的折算下来大致消耗9kw/kgH2,而其他氢源的处理涉及如变压吸附工艺等，其氢气回收率是比较低的；除此之外，而矿物原料都是含碳的，要制氢就必须去碳，除了浪费碳资源外（煤化工还需要消耗大量的水资源），还会造成环境污染。提高气体输送效率就必须加压或液化。1kg氢气的高压压缩大约需要6度电，就算应用储氢材料，也需要输入带压氢气（还需要温度），还有储氢材料中毒效率逐渐下降的问题。绝大多数氢源的规模制取都不是“分布式”难以管道连接，都需要搬运和装卸大量的（如钢瓶、储氢材料等）辅助重量。此外，工艺路线越长，氢气的泄漏损耗肯定越多，氢气泄露损耗也是值得一提的。曾有一位研究员告诉我，有一次派车去装免费氢气，搬回来后才发现，几乎还是一车空钢瓶，由于没严格把关，氢气全在路上漏掉了。3、氢气作燃料议题：作为燃料，就要计算发热值。氢的发热值为142,351kJ/kg，换算成标准立方，1kg氢气=11.159Nm3，所以氢气热值：12.76MJ/Nm3。由于含甲烷的成分不同，其热值为31-35MJ/Nm3；按中值33MJ/Nm3计算，33/12.76=2.58，所以天然气是同体积氢气的2.58倍。由此计算应用成本:按广东民用天然气3.85元/Nm3（四川的天然气价格应更低一些），则氢气应控制在1.49元/Nm3H2。按天然气批发价2.15元/Nm3计，则氢气需控制在0.84元/Nm3H2。按高压水电解的电耗期望指标为4.4kwh/Nm3H2左右，按电费0.5元计，则需2.2元，成本较高。可见，如果采用水电解代替天然气作燃料，需要综合考虑能否降低应用成本问题：（1）能否利用峰谷电价和季节性水电：如果在电解槽夜间低电价时满负荷运行，白天停车或低电流运行，若电价在0.3元，则1.32元/Nm3H2,如果有可能采用四川季节性水电，其电价假定为0.2元时，则0.88元/Nm3H2,尽可多产氢气来减少天然气的用量。（2）如果能做副产品氧气和销售的话（按一瓶纯氧（6Nm3）销售16元计），生产1Nm3氢气可回收氧气0.5Nm3价值1.3元；由此，2.2元-1.3元=0.9元，则略高于上述0.84元的控制成本；如果用0.3元的谷电,1.32元-1.3元=-0.02元,保本；如果用0.2元的季节水电,则0.88元-1.3元=-0.42元,有利可图。（3）如果利用高压氢气直接充瓶优势做高纯氢气的销售，按60元/kgH2=5元/Nm3H2的话，由此可见,有市场就有厚利可图。所以，按传统概念技术，获取氢燃料的总能耗（或总成本）应该是：氢源原料成本（I）+制氢成本（I）+纯化成本（t）+高压压缩（或液化）成本（t）+物流成本（t）+泄漏成本（t）+设备折旧（t）+人力资源成本（t）。二、“高压”电解水具有最经济的工艺路线《氢气生产与纯化》（水电解制氢）一书中提供了国外CJB小型水电解制氧机（21MPa），直流电耗数据是4.4kw/Nm3H2,而我国目前中压（1.6MPa）数据为4.93kw/Nm3H2,相差12%能耗。由此我们得知,电解水制氢获取高压氢源并未增加电耗,其实,法拉第电解基本定律公式也是与压力无关的。实现“高压”的关键在于槽体内部氢氧压力差控制基本平衡和槽体外部承压。我们可能暂时做不到CJB电极的催化水平，但完全可以增加催化极网面积达到同样目的。可以通过低电流密度运行来实现低电耗,然后将高压工艺管道里的氢气和氧气全都冷冻干燥。主要工艺过程集成在水电解槽上,然后放在电解间的地面上,并联上缓冲钢瓶组（或管束组）蓄气。阀门一开，高纯氢气和氧气就分别自动充灌到高压钢瓶中了。所以，本流程具有最短的工艺路线，水一（低电流密度运行和高压操作）一钯触酶脱氧（氢）一冷冻干燥一缓冲罐（管束）一分配阀门一汽车氢气钢瓶（氧气钢瓶）；从另外一个角度讲,如果燃料电池直接使用氧气而不是空气,除燃烧发电效能外,还容易避免催化剂污染中毒。所以，本项目技术给出的氢燃料总能耗（或总成本）应该是：氢源成本（t）+设备折旧（I）+人力资源成本（I）一氧气回收收益（t）。三、水一（“高压”电解水）一油（气）水变油技术也许是一个梦想,据说浙江有个富豪投资乳化油研发已经吃了亏；道理很简单,既然氢和氧具有能量,那么分解水也必然要消耗能量；如果水没有分解,只能灭火而不能变油。所有的专家都赞同“水一氢（氧）一能源使用一水”的循环是最科学最环保的能源消耗方式。据报导日本的科技人员研制的水电解制氢装置（实验型），单位制氢电能消耗仅3.8kw.h/Nm3.H2。而本项目依托各种成熟技术组合在仔细研究分析的工艺流程之中、核心是“高压”节能，低电流密度节能和低成本制作，简单易行；其节能原理几乎都在黑龙江科学技术出版社1983年出版，由严德隆、陈霖新主编的《氢气生产与纯化》（水电解制氢）中找到出处。由于是累积的成熟技术和经验组合，符合科学原理和数十年的用户实践经验，所以，从某种意义上说，工程技术人员的样机试制概念仅仅是个做出来争取用户认可的验证概念，耀华玻璃集团工程部的专家一听到“高压”、“低电流密度”和“冷冻干燥”的字眼，就知道能节能，也知道套上承压槽体就能够实现“高压”，关键是看到本项目实现“高压”的实际结果；其实样机试制和运行过程也很简单，其过程大概是：2-3个月的材料采购和制作，在本公司内小型样机开车，验证高压的稳定运行，检测气体纯度和电解池电压达到预期值，然后放大推广，项目也就成功了。有时候，科学技术就是一层窗户纸，关键是你能不能先想到；本项目已经申请了发明专利，具有领先国际水平的能力。随着人类社会的进步，能源从固体燃料过渡到液体燃料最终至气体燃料的转移，即能源时代演变着“去碳化”过程。每一种后续能源的分子中氢（H）与碳（C）的比率在逐步增加。粗略来说，薪柴的氢与碳的比率在1:3至1:10之间；对煤来说，该比率为1:2；对石油来说，该比率为2:1；对天然气来说，该比率为4:1。1860年至1990年期间，世界能源结构的氢—碳比率增加了6倍。从能源时代演变过程的研究来看，近200年来，世界能源结构从含碳多的燃料向含氢多的燃料转移，世界能源系统演变的核心是一种“去碳化”的过程。国家工程设计大师、中国石化工程建设公司的李志强教授曾指出：从应用范围与重要性来讲，目前还“没有任何一种炼油技术能够与加氢技术相比较”的。石油炼制工厂含氢气体资源虽然十分丰富，但石油炼制工厂也是用氢大户，所以石油炼制行业的氢气仍是供不应求。据了解，加工一吨原油需耗氢50Nm3，往里面加氢就是加油，而且还可以把渣油（重油）变成优质轻油，同样处理渣油（重油），加氢处理要比焦化处理提高轻质油的收率要达到16%；而且，焦化处理产品还只是质量低劣的石脑油，还需要进一步处理。我在网上征求意见：“我国要大力发展加氢是势在必然了，但是发展的比例如何定呢？渣油加氢、加氢裂化、蜡油加氢，还有原油加氢，如何确定炼厂加氢发展的趋势呢”？得到了两位行家的意见。其一，通常加氢主要是为了降低汽油柴油中的硫和烯烃含量。催化原料加氢可大大降低原料硫含量，通常原料总硫的8％－10％进入催化汽油，加氢后，不仅可使催化汽油硫含量大大降低，也可使进入的硫降至5%；同时原料氮、芳烃含量降低，和h/c比提高，原料裂化苛刻度降低，催化裂化操作条件可缓和，有效地改善了产品分布，提高了产品质量，提高了转化率。虽然可圈可点，但原料加氢投资较高，通常是后加氢装置的3－5倍，渣油加氢甚至10倍以上，另外其汽油中的烯烃也很难达到20以下。其二，我觉得主要还是发展蜡油加氢比较符合我国的国情。由于我国有很大的催化裂化能力，而现在出于环保的压力，不能生产出合格的汽柴油等油品，同时造成很严重的污染问题，大量的含硫干气、油桨等又作为燃料使用产生大量的二氧化硫以及氮氧化物等，造成很严重的烟尘以及酸雨等现象。同时成品油需要进行精制进行脱硫等除杂以及对烯烃的饱和消耗了大量的能量，同时牺牲了很多例如润滑性的指标，总体来说不是很合算。通过蜡油加氢可以直接对催化原料进行优化精制，可以降低催化裂化的操作难度，加大蜡油的掺入量，可提高催化油品的质量，降低催化过程中产生的污染物质。相对渣油加氢和加氢裂化来说，投资会相对的少，而且对平衡整个炼油厂的物料和操作灵活性有很大帮助！由于我国原油大部分是中间基-石蜡基居多，多蜡油的处理可以更好的平衡物料。此外，面对氢电动汽车太贵的现状，973项目首席科学家毛宗强教授的一个设想更为现实：将现有天然气公交车的燃料中增加20%的氢气，虽然价格提高约40%，但以2008年北京有10000辆天然气公交车计，相当于约2000辆氢燃料汽车。而如果采购2000辆苏州金龙国产氢燃料公交车，至少需要70-80亿元人民币。所以，如果我们把“弃水电”、风电、峰谷电等通过“高压”电解水变成了氢气（氧气），注入石油管道里，就变成了“油”；沿途有廉价的“高压”氢气加在“西气东输”的管路上，提高天然气的质量，还省了加压动力消耗。四、如果规模使用高压电解水制氢，电从哪里来？1、传统工业电解水设备逐步更新节能省电在传统工业上应用的中压和常压电解水装置的几百家用户，年产氢气近1亿kg氢气，用电约60亿度，如果节电15%的保守数字也要达到9亿度电。目前中压水电解设备的技术指标为4.6kwh/m3H2,考虑到这个指标是在20℃的，与标准状态相差293/273=1.07326,所以实际标准状态的指标4.6义1.07326=4.94kwh/Nm3H2。这还是直流电耗，还需要加上交流损耗10%左右，达到5.434kwh/Nm3H2。除与中压设备电极、石棉布等相同外，我将采用低电流密度运行方式供货,电流密度大约控制在1600A/m2电极面积（中压目前控制在2000A/m2电极面积）。同样性能的电极，80%的电流如果是线性关系的话，直流电耗大约在4.94X0.8=3.952kwh/Nm3H2。如果变压器仍按中压条件选取，外加交流损耗大约为7%，交流总功耗约为4.228kwh/Nm3H2。我们按王廉舫《水电解制氢氧》书中的（①B-400型电解槽）几组试验数据（电湘总功率/产氢量）是①5750A/2128/385；②5200/1872/348；③4000/1400/268；④3750/1275/251；⑤3200/1053/214；⑥2700/864/181,如果我们按组间进行电流/功率/产氢量比较，可得②：①（0.9043/0.8797/0.9039）；③：②（0.7692/07479/0.7701）；④：③0.9375/0.9107/0.9366；⑤：④0.8533/0.8259/0.8526；⑥：⑤0.8438/0.8205/0.8458,从株洲硬质合金厂的上述试验数据上看,大致呈线性关系。2、火力发电煤耗比较：本技术制取1吨高压高纯氢气（同时获取8吨高压高纯氧气价值约1.5万元）（耗电54000度）耗煤21.6吨（耗水9吨）,换取汽油3.1吨；煤制油换取柴油3.1吨耗煤15.5吨（耗水33吨）；生物制油换取柴油3.1吨耗煤7.75吨。其他粗略比较：高压电解水装置（按10kgH2/h规格）：约100万元（可按实际需求配置就地布置）；煤制油：引进技术转让费10亿美元,经济规模投资100亿元,设备布置在坑口；生物制油：制3.1吨柴油（能量为石油转换的80%）,仅目前最经济的云南膏桐生物柴油原料成本为1.674万元。3、利用水电、调峰电中国电子工程研究院陈霖新教授指出：我国中、西部地区水力资源十分丰富,经过多年的开发建设，在中、西部地区已建成一批大中型的水电站，我国水电资源为3.78亿kW，年发电量约为2800亿kWh；我国的水电装机容量达8000kW。四川、云南、湖北、湖南和甘肃等省电力供应中水电供应量已占1/3-1/2。国家重点工程“西电东送”的建设将会提高水电利用率,但在每年的丰水期或调峰的需要仍有大量的弃水损失发电量,据了解著名的三峡水电站建成后,平枯年都有弃水,根据长江的天然水来水情况，弃水主要发生在每年的5-8月，弃水电能多达45亿kWh。即使建设一座装设180万kW的抽水蓄能电站联合运行，三峡电站的弃水电能还将有21亿kWh，若将此电能利用于水电解制氢，可生产氢气4-4.5亿Nm3。据说，在21世纪初拟建的抽水蓄能电站将有12座，若不建或少建蓄能电站，改为建设水电解制氢厂其产氢量将是巨大的。另据报道华中电网每年丰水季节水电弃水电量也数量巨大；四川电力系统为减少水电弃水电量损失，采取水电置换措施，进行水电厂、火电厂置换交易，仅1999年交易6次，其置换电量达112340万度。可见利用水电站弃水电量制氢将是一个十分巨大的氢源，何况通过电力系统的合理调配，还可能利用更多的谷段水电电量制氢。建议选择一个具备条件的水电站进行试验和规划，取得经验和完整的运行数据，然后进行大范围的规划、实施。4、利用风电中国电子工程研究院陈霖新教授指出：我国风能利用技术发展很快，目前我国的风能发电的装机能力达数十万kW。我国的可利用风能约2.53亿kW，相当于水力资源2/3,居世界第三位。由于风能发电量是随风力变化而变化，每天24h发电量都在随风力变化着，很难与用电负荷匹配，所以如何充分发挥风能设备的能力，仅靠电网调度是困难的，必须解决储能问题。国内外的学者都在寻求解决的办法，据报道利用电解水制氢的燃料电池发电储存和平衡风能发电的开发研究就是一例，该试验装置的制氢量约2.0Nm3/h。若果利用风能发电的电力制氢，既解决风电的“储能”又可供给一定数量的“氢能”，也是一个可行的方式，建议着手进行“利用风能发电用于水电解制氢f燃料电池进行储能”的开发研究。笔者由此联想到曾接待过江苏启东政府项目考察调研组，他们计划在滩涂上建立5万千瓦风力发电机组，问题是发电干什么？可以设想：电力直接在滩涂电站上规模“高压”电解水制氢，高压氢气和氧气通过管路注入岸上石油或天然气管道（高于电力输送效率数倍），变成油（气）钱，风力发电成本每度0.7元，1kg氢气总耗电54度（37.8元），相等于1加仑汽油（3.78升）能量（16.75元）（按97号汽油每升4.43元计），回收高纯氧气1瓶（16元）；合计总支出37.8元，总收入32.75元，亏损5.05元。如果每升汽油上涨1.33元，就完全可以保证风力发电有盈利。五、分析“高压电解水”的规模应用策略1、“高压”电解水设备可以规模化：（1）单台设备可以大型化:按照法拉第电解定律电解生产1Nm3氢气（0.5Nm3氧气）为2390A,生产90kg（1000Nm3氢气）（500Nm3氧气），需要电流2390000A,电极导电面积1500m2（按低电流密度1600A/m2计算），若单个电解池电极3mx2m=6m2（25MPa操作压力，尽管6m2槽体端盖板需要承受15000t的力不变形有点大，但这不是什么技术难点），电解池数量为250个（电解池厚度18mm），电解池组尺寸3mX2mX4.5m。总电压450V,总电流9560A,直流总功率4300kw。单台90kg规格电解槽（连同槽体上部的分离器、纯化器、干燥器等）外型尺寸约4mX5.5m=22m2,高度约5m。交流总功率4700kw。（2）1800kg站点布置策划：20套1000Nm3设备排成二排，电解间18mX60m=1080m2,总功率94000kw（10万千瓦发电机组），设备总投资1.5-1.8亿元；预计占用土地10亩，全部建筑面积2500m2,员工30人（3班倒）；按24小时/300工作日满负荷计，年产氢气12960000kg（超载能力：若按2000A/m2正常电流密度运行，年产氢气15552000kg）（若按峰谷电方式运行，年产氢气8000000kg）。（粗略估计：1kg氢气=1加仑汽油），另外副产氧气10000Nm3/h（25MPa高纯）。2、氢气（氧气）管道长距离输送（以氢气为例）：若采用DN200不锈钢管（以25MPa压力）长途输送，按氢气最大允许流速18m/s（若碳钢管8m/s）计，DN200不锈钢管小时最大输送量为45584kgH2/h（相当于输送电解功率2461575kwh）,在1000km输送距离情况下，其氢气压力降仍可忽略不计（亦可无能耗再提高电解水操作压力）（而电网大功率输送技术难度大,多级升降压和线损合起来10-15%）。由于输送的是高纯高压的干燥氢气,管道口径小且无须管道防冻且安全。所以,我国西南地区具有最大的水利资源,如果直供电站与规模站点一体化,通过管道规模输送高压高纯氢气和氧气,充分利用“弃水”电和峰谷电,将具有最大的规模经济效益。（例如东风汽车公司）“天然气”公交车车型（价格低、且环保）,天然气中注入管道高压氢气,除提高天然气质量和能量外,还可以省去部分压缩能耗。3、能真正抵消石油进口须大水电及规模站点。按54kwh=1kg氢气=1加仑汽油=3.78升汽油计，如果抵消目前我国每天进口260万桶石油（1桶=159升,石油炼成汽柴油50%回收率）,相当于206700000升汽柴油=54680000kg氢气，日耗电2952720000kwh,=123030000kw装机容量=1300个1800kg站点。六、抑制油价也是收益中国能源网韩晓平指出：能源经济学家认为油价据高不下的深层问题是“边际需求”迅速增加。所谓边际需求就在原有供需格局之外的新增需求,那些没有对市场打过招呼的迅速增加的新需求。这种需求主要来自中国和印度,尽管中国认为我们的需求仅占全球石油供应的6％,但是这是一个在仅仅不到10年时间增长起来的新需求，而且世界对此有点措手不及。而“中国需求”成为国际金融资本推动世界石油价格波动的借口，有人散布“中国能源威胁”论，“堵截”中国能源的全球化，对中国企业的跨国并购实行双重标准。其实炒作“中国威胁”投机者是为了增强“对冲”效果和增加利润空间；而政治家是为了选票和来自武器制造企业的“竞选募捐”。然而，他们的炒作却为全球石油安全和经济安全埋下了一个真正的定时炸弹。面对来自西方“政治家”和媒体喋喋不休的“威胁”论压力，中国不得不采取更加依靠国内资源来解决中国能源需求的策略。中国企业也在这种氛围下将大量资金准备投入到替代燃油的产业，并索求国家更多的补贴，这使中国的未来石油需求更加扑朔迷离。马凯主任在《我国当前的能源形势与“十一五”能源发展》报告中指出，据测算，即使考虑大力节能降耗、调整经济结构和发展可替代品等因素，2020年石油缺口仍将达2.5亿吨。这些预测说明我国的能源需求增长是刚性的，加上国内对能源安全的焦虑、政府不计成本的投入等舆论导向，这使得国际投机资本就出现了赚钱的机会，当我们拿不出令人信服的既经济又有效的技术时，只能面对日益高涨的油价无可奈何。所以，小资本投入的本项目如果能够顺利实现预期目标，哪怕就利用水利弃电制氢顶了几百万吨油，或者重油通过加氢变成了轻质油，或者提高了炼厂的油品质量，等等，就可以抑制油价上涨；在2020年，假如技术能抑制每吨石油价格少上升50美元，2.5亿吨石油进口就可以节约资金125亿美元，当然本技术还能够减少进口或将进口转入增加石油战略储备。七、能源网络安全与节能策划当代最伟大的技术之一就是互联网，通过无数网点的连接，具有最大的安全性和可靠性。笔者认为，如果借用互联网概念，把各种类型的能源系统连接在一起，互相调剂和转换，也将具有最大的安全性、可靠性和节能效果。能源网络总线不单单是现有系统，还将包括“高压”电解水站点以及具有低损耗、低成本的“高压”氢（氧）气体管线系统，局部还可能包括可回收的各类低压气体资源站点与管线，甚至是二氧化碳、硫化氢气体管线。我们知道：中国煤炭生产基地远离煤炭消费中心。形成了西煤东运，北煤南运，煤炭出关的强大物流，不仅运量大，而且运距长。历年煤炭运量占铁路运量的40％以上，沿海和长江中下游水运运量中煤炭约占1/3。山西北部的煤运到上海2000多公里。到广州3300多公里，过多的使用煤炭，必然会给运输带来巨大的压力。中国未来能源供应安全问题主要是油气可靠供应问题。石油进口依存度（净进口量占消费量比重）预计2000年为20％左右，2010和2020年将分别达到30％和40％，天然气进口依存度在2010和2020年将分别达到15％和25％。1000KV特高压线路项目分析指出：电力系统北方煤电基地和西南水电基地是我国未来主要的电力输出地区。远景北方煤电基地和西南水电基地各有约1亿千瓦电力外送，接受这样大规模的电力，需要更大规模的受端电网。按照这一送、受电格局，初步分析同步电网的规模在5亿〜7亿千瓦，以适应接受北方煤电基地和西南水电基地大规模电力送入需要，也为未来进一步接受西藏水电、新疆火电和跨国输电创造必要条件。5-7亿千瓦规模电网不可避免的，至少存在0.5-0.7亿千瓦的10-15%线损。大约相当于3-4个三峡全部电力变成导线热量散失殆尽。除此之外，如果水电、风电并网比例提高，号称“电网癌症”的遍及千家万户的空调等不稳定负荷也会越来越大，电网安全难以保证，其调节的损失难以估计，也无法收集无数的小水电、小风电等零散资源。我们在无法收集上述巨额能源的同时，为了减少大量依赖进口石油，不得不大量消耗煤炭资源去“煤制油”，也就增加“南水北调”投资的必要。反观日本，精炼石油有90.43%，而我们并不缺少技术但只达到29.71%；我想，日本人炼油而我们炼煤，不知道谁更聪明些。中国能源网韩晓平提出的“系统节能”概念：“100辆混合动力汽车一天所节约的油，可能无法弥补一辆长途空载大货车1天浪费的油；1000辆混合动力汽车3天节省的油，可能无法弥补一架大型客机空载1小时浪费的油量；而面对到处拥堵的道路系统，整个城市全部采用混合动力汽车也将无法实现真正的节能，所以“系统节能”更加必要。按能源网络总线和“系统节能”的概念，安全收集分散资源和转换成石油能源。如果在水电丰富西南地区，灵活分散就近布置1-2亿千瓦电力容量的“高压”电解水站点以及“高压”氢（氧）长距离管线，5亿容量电网就具有20-40%的缓冲调节余地，具有极大的电网安全，并达到充分利用资源以及到解决石油资源危机的目的。就“高压”电解水装置来说，可以通过电网电压的信息反馈，自动调节电解电流已达到调节产量的目的。假定站点全部装置具有2亿千瓦功率，在装置上的小型PLC上设定几个自动控制点，连接几块测量仪表和整流器，很容易做到：电网电压正常，我们维持装置50%产量，消耗1亿千瓦（200万公斤氢气）；如电网电压持续下降，我们维持装置5%产量，消耗0.1亿千瓦（20万公斤氢气），相当于增加电网电量0.9亿千瓦电力；反之，如果电网电压上升，装置可以持续提高到100%-150%，最大可以消耗3亿千瓦转换成600万公斤氢气。电网此时具有3亿千瓦的瞬间峰谷的自动调节功能。也就不会在乎小水电、小风电的并网引起电网安全问题，很容易增加几千万甚至上亿千瓦的阶段性补充容量，也不用害怕局部一场暴雨引起的几百万千瓦空调负荷的丢失导致电网电压升高。按1公斤氢气=1加仑汽油的换算，如果3亿千瓦的极端调峰量1小时，在“高压”电解水站点作用下，送出了600万加仑汽油能量，并且。由于3亿千瓦功率是就近消化，同时减少电网线路损耗10%，达0.3亿千瓦。按上述假定配置，设备仅需投资约400亿元，按不锈钢（碳钢）管线、25MPa压力和600万公斤氢气输出的管线总通径为2m（4.5m）（要提高输送效率，