中国报告大厅网讯，随着全球对碳减排的重视以及新能源技术的不断发展，绿氢在石化化工行业的应用前景愈发广阔。预计到2025年，绿氢将在石化化工行业中发挥重要作用，助力行业实现碳减排目标，同时其经济性和技术也将取得显著进步。本文将深入探讨绿氢在石化化工行业的应用现状、经济性分析、应用布局以及技术发展趋势，为行业提供参考。

  一、石化化工行业氢气供需现状

  《2025-2030年中国化工和石化和仪器仪表自动化行业运营态势与投资前景调查研究报告》指出，截至2020年底，我国制氢能力约为4100万吨/年，产量为3342万吨。我国制氢原料以煤为主，占总制氢能力的比例约为85%，其中煤制氢比例为65.3%，焦炉气制氢(焦炭和兰炭副产氢)比例为19.3%。其他制氢原料包括天然气(炼厂干气)、氯碱副产、甲醇制氢及电解水制氢等，制氢能力占比分别为9.7%、3.3%、1.8%和0.6%。

  氢气在我国石化化工行业主要用于合成氨、甲醇、现代煤化工、炼油等领域。按2020年各行业产品产能统计，生产合成氨的中间原料氢气产能为1270万吨/年，占比31%;生产甲醇(包括煤经甲醇制烯烃)的中间原料氢气产能为1150万吨/年，占比28%;现代煤化工范畴内的煤间接液化、煤直接液化、煤制天然气、煤制乙二醇的中间原料氢气产能为411万吨/年，占比10%;炼厂用氢规模为450万吨/年，占比11%;焦炭和兰炭副产氢综合利用规模(不包括制氨醇产能)为615万吨/年，占比15%;其他方式氢气利用比例约为5%。

  二、绿氢在石化化工行业的应用场景

  绿氢是指以风光等新能源为制氢能源所生产的氢气，区别于化石能源制氢。绿氢制取过程清洁无污染、碳排放很低甚至实现零排放，是氢能产业在供给侧鼓励发展的主要方式，有望成为未来低碳时代氢气制备的最重要来源。石化化工行业是我国二氧化碳排放的主要行业之一，氢气是石化化工行业的重要原料，以化石原料或者化工原料制氢也是石化化工行业碳排放的重要来源之一。面向未来，当绿氢成为稳定足量的低价氢源时，绿氢将更好地促进化工行业脱碳。

  目前氢气来源可分为自愿型和非自愿型。焦炭和兰炭副产氢、氯碱副产氢等副产氢源属于非自愿生产的氢气，只要生产主产品就必然会产生氢气，因此此部分氢气没有被绿氢替代的可能。除了副产氢以外，煤制氢、天然气制氢和甲醇制氢等都属于自愿型制氢来源，采用绿氢替代此类氢源，能够起到降低碳排放的效果。由于煤制氢产能占比大、碳排放量高，采用绿氢代替煤制氢综合降碳效果最为显著，应成为绿氢应用于化工的重点方向。

  三、绿氢生产经济性分析

  (一)绿氢制取模式

  绿氢制取工艺是以可再生能源电力为电源，采用电解水制氢的方式制取氢气的工艺。由于涉及到可再生能源电力，按照供电模式的不同，绿氢制取模式可以分为并网式制氢、离网式制氢和组合式制氢三种。

  并网式制氢模式中，前端供电侧采用光伏等可再生能源发电，后端电解水制氢采用从大电网下电模式，同时在一定周期内(如一年内)确保前端供电侧光伏等可再生能源发电量和后端电解水制氢所需电量相同。在交易时通过绿电交易实现间接的绿氢制取。此种模式能够保证电解水制氢的稳定运行，从而有利于下游化工用户的稳定运行。但是由于电力全部通过电网传输，电网过网费用高昂，制氢费用增加明显，制氢成本较高。

  离网式制氢模式中，前端供电侧由光伏等可再生能源发电，后端电解水制氢所需电力从可再生能源发电场敷设增量配电网、孤网等方式直接送达。在此种模式中，绿氢的制取可以认为是由绿电直接制取。绿氢的生产负荷与绿电的发电负荷完全匹配，或者在配一定量储能、调峰设施的情况下实现负荷大部分实时匹配，小部分稳定运行。此种模式下电力成本较低，但是不能保证电解水制氢满负荷稳定运行，从而不利于下游化工用户的稳定运行。

  组合式制氢模式中，前端供电侧由光伏等可再生能源发电，后端电解水制氢所需电力由大电网和从可再生能源发电场敷设孤网直供电力共同提供。同时在一定周期内(如一年内)，确保前端供电侧光伏等可再生能源发电量和后端电解水制氢所需电量相同。在此种模式中，绿氢所需电力由绿电以直接和间接两种方式组合提供，在需求侧能够根据直供电量变化调节大电网取电量，从而保证制氢装置稳定运行，优于离网式制氢的不稳定运行。

  (二)生产成本分析

  风光发电电解水制氢中电价占据氢气生产成本的主要部分。某规划新能源发电制氢一体化基地在制氢模式上选择组合式制氢。该基地用电完全由区域新能源风光发电项目提供。新能源所供电分为两部分供给园区。一部分建设新能源项目到园区的绿色专线，接入增量配电网为用电企业直供电，提供一定比例(54.2%)的绿色低价电，出力高峰时刻的剩余电量通过园区增量配电网变电站上网;另一部分则通过新能源市场化交易方式，将新能源所发绿电供给电网，再将供给电网的电量从大电网上购买回来，间接实现园区“全绿电”供能。在此种模式下某新能源消纳基地绿电加权综合电价为0.3209元/千瓦时。在此价格下氢气成本计算详见表2。

  从表2可以看出，如果按照目前制氢价格对比，可再生能源制氢价格仍然高于煤制氢价格。现状煤制氢价格在煤炭价格为800元/吨、全投资内部收益率达到10%的条件下为1.273元/立方米。现状绿氢价格比煤制氢价格要高0.488元/立方米。

  由于煤制氢碳排放量高，随着“双碳”目标下碳交易的发展、碳价格的提高，煤制氢的成本中必须考虑碳交易价格影响。表3为煤制氢在考虑碳交易价格情况下与绿氢价格的对比。可以看到，当碳交易价格达到208元/吨时，此新能源消纳制氢基地氢气价格和煤制氢价格持平，能够实现平价竞争。

  四、绿氢应用布局分析

  西部地区(含内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、新疆、青海)是我国太阳能和风能资源分布的主要地区，同时也是光伏发电和风能发电的重要区域，2020年西部地区光伏发电总装机规模达到7352万千瓦，占全国总装机容量比例为29.1%，风电总装机容量为10621万千瓦，占全国总装机容量比例达到37.8%。我国太阳能及风能等可再生能源资源分布和煤化工产业分布有一定重叠之处，为我国发展可再生能源制氢融合煤化工提供了良好基础。

  我国现代煤化工产业主要分布在西部区域，西部区域煤制气和煤直接液化产能占比均为100%，煤间接液化产能占比84.5%，煤制烯烃产能占比92.3%，煤制甲醇产能占比达到60%，煤制乙二醇产能占比相对较少，为14.9%。目前我国弃风弃光现象仍然存在，且主要集中在西部地区。2019年，弃风率超过5%的地区是新疆(弃风率14.0%、弃风电量66.1亿千瓦时)，甘肃(弃风率7.6%、弃风电量18.8亿千瓦时)，内蒙古(弃风率7.1%、弃风电量51.2亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计136.1亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。2019年光伏消纳问题也主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，西藏、新疆、甘肃和青海弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%和7.2%。利用西部地区弃风弃光发电制氢对提高可再生能源利用率有很大意义，西部地区2019年弃风弃光电量一共约176亿千瓦时，如果用于电解水制氢，则相当于可生产156万吨甲醇的合成气量。

  在包括陕北、鄂尔多斯、宁东在内的鄂尔多斯盆地区域，集中了大量的煤化工产能，也是二氧化碳排放的集中地区，同时这些地区风光资源也较为优良，应该作为我国煤化工与绿氢融合的先行区。另外在新疆和东北等风光资源优良地区，也可以因地制宜推进发展绿氢产业。

  五、绿氢应用技术分析

  绿氢应用技术主要包括制氢技术和用氢技术。在制氢技术中目前成熟技术是碱性电解水制氢技术，还有很多制氢技术有待发展。重点实现碱性电解水制氢和PEM纯水制氢技术的大型化，使之能够匹配大规模风光发电+制氢一体化项目。碱性电解水技术将通过提高电解槽规模或者撬装式等途径，重点发展2000立方米/小时以上规模装置。PEM纯水电解技术将突破兆瓦级制氢规模，同时推进成本的下降。其他制氢技术有电能直接制氢技术(以二氧化碳电化学制合成气技术)、核能直接制氢技术、太阳能光催化制氢技术、微生物发酵制氢技术等。制氢技术的发展将持续促进绿氢生产成本降低和生产方式的灵活。在用氢技术方面，在目前成熟的氢气下游产品的基础上将重点拓展绿氢与二氧化碳利用的结合，利用绿氢+二氧化碳生产多品种化学品，如二氧化碳加氢制甲醇、制甲酸、制甲烷、制芳烃、制低碳烯烃、制α-烯烃、制异构烷烃等等技术，绿氢将成为CCUS的重要选择之一。

  六、结论及建议

  (一)发展绿氢对石化化工行业意义重大

  石化化工行业是国民经济中的重点碳排放行业之一，是实现“双碳”目标的关键环节。通过发展绿氢，促进石化化工行业碳减排，对我国如期实现全社会碳达峰及碳中和有重要意义。

  (二)替代煤制氢是绿氢应用的最重要市场

  氢气在石化化工行业中应用十分广泛，绿氢在石化化工行业应用场景十分丰富。通过对各个应用场景的综合比较，煤制氢“产能占比大、碳排放量高、绿氢替代可能性有”，应成为绿氢应用于化工的重点方向，是石化化工行业中最重要和最关键的绿氢替代领域。建议对于煤制氢改造为绿氢的项目给予专项资金或金融支持。

  (三)绿氢经济性将不断提高

  虽然目前绿氢成本较高，但是随着绿氢的发展，制氢成本还有降低空间。同时随着碳排放权交易政策实施，化石能源制氢成本将不断提高。预计到2030年可再生能源制氢完全有可能在可再生能源丰富的某些地区实现与煤制氢平价竞争。建议在国家及地方的氢能规划及相关政策中对于绿氢制取给予一定程度的鼓励和补贴，促进绿氢的规模化发展，促使其经济性更快提高。

  (四)绿氢将重点布局于西部和北部地区

  绿氢在地域上分布和风光资源分布趋向一致，将重点在北部和西部风光资源好、开发潜力大的地区发展。其中以鄂尔多斯盆地为代表的西部地区将重点发展绿氢和煤化工的耦合发展。在西部地区发展绿氢融合煤化工，对缓解石油进口依存度高、石油化工集中布局在沿海地区而导致的能源安全风险有重要作用。建议在风光资源丰富、煤化工产业集中的西部地区推进绿氢耦合煤化工示范项目、示范园区建设。

  (五)绿氢技术将持续进步

  绿氢技术将重点在制氢技术和用氢技术两大方面发展。在制氢技术方面将重点实现碱性电解水制氢和PEM纯水制氢技术的大型化，同时电能、核能、太阳能直接制氢及微生物制氢技术也将深入研发，制氢技术的发展将持续促进绿氢生产成本降低和生产方式的灵活。在用氢技术方面重点拓展绿氢与二氧化碳利用的结合，绿氢将成为CCUS的重要选择之一。石化化工行业前景分析指出，建议持续鼓励绿氢相关技术的研发，对于绿氢相关技术的首次示范应用给予财政及金融支持。

  (六)政策将持续推动绿氢在石化化工行业的应用

  从正面看，政策持续鼓励绿氢相关技术的研发和绿氢的产业化应用。从反面看，随着能耗和碳排放约束的不断加强，传统的化石能源制氢成本日益增加，导致绿氢相对竞争力不断提高。政策将从正面促进鼓励、反面倒逼机制两个角度推动绿氢在石化化工行业中加速应用。

  综上所述，绿氢在石化化工行业的应用前景广阔，对实现行业碳减排具有重要意义。预计到2025年，绿氢将在石化化工行业中发挥重要作用，其经济性和技术也将取得显著进步。建议从政策支持、技术研发、项目布局等多方面入手，推动绿氢在石化化工行业的应用与发展。