我国石化行业耦合绿氢降碳的工业化现状
我国石化行业是工业用氢的大户，主要用氢领域包括合成氨、甲醇、现代煤化工、炼油等。据统计，2020年生产合成氨的中间原料—氢气产能为1270万吨/年，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，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，炼厂用氢规模为450万吨/年，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。
当前，众多炼油企业正向炼化一体化方向迈进，推动炼油传统产能与氢能、生物质能协同发展，炼油厂化工转型路线实质为多种加氢技术、裂化技术和多种裂解技术的集成优化，主要包括分别以“渣油加氢裂化+催化裂解”“蜡油、柴油加氢裂化+催化裂解”“渣油加氢处理+催化裂解”“渣油加氢处理+催化裂解”“全加氢裂化”为核心的四种关键技术路线。
我国石化产业用氢气主要来自煤和天然气制氢及工业副产氢，绿氢产量约1%。国内外尚无绿氢的统一标准，根据中国氢能联盟提出的团体标准T/CAB0078-2020《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》，清洁氢和可再生氢的单位氢气碳排放量阈值均为每千克氢气排放4.9千克二氧化碳，可再生氢同时要求制氢能源为可再生能源。本文中绿氢是指可再生氢。
目前，绿氢在我国石化工业应用还处于工业示范阶段，据不完全统计，国内代表性绿氢炼化项目主要包括中国石化新疆库车绿氢示范项目、中国石化鄂尔多斯市乌审旗风光融合绿氢化工示范项目、兰州新区液态阳光燃料合成示范项目、宁夏宝丰能源光伏制氢项目、大安吉电绿氢能源有限公司风光制绿氢合成氨一体化示范项目等（详见表1）。这些示范项目绿氢制备主要采用碱水电解制氢技术，该技术具有工艺成熟，制氢成本低，单槽产氢量高，适合规模化应用等特点。
石化行业耦合绿氢应用场景多样，传统石化行业用氢领域合成氨、甲醇、现代煤化工、炼油等均适用，具体与当地产业布局和具体项目经济性息息相关。根据各地风光条件和用地成本不同有所差别，我国西部、北部地区炼化企业风光资源较好、未开发地较多，适合开展大规模风光发电制氢并就地供应当地石化企业；我国东部沿海石化企业适宜开展大规模海上风电+适度规模制氢路线，具体制氢规模和建设进度根据海上风电技术成本进步情况来推进。
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3种。各种制氢模式各有优缺点，关键看当地电网企业支持和合作情况（详见表2）。绿氢炼化示范项目现大多采用氢能产业一体化模式，该模式覆盖了产业链所有环节，利用企业集团的技术研发和设计能力、成本控制与供应链管控能力、绿氢就地消纳能力和基础设施依托等优势，对产业链的全方位拓展和整合，实现各环节紧密融合和一体化效益最佳。以中国石化新疆库车绿氢示范项目为例，该项目是全球在建最大的光伏绿氢生产项目，年产绿氢2万吨，所产绿氢替代中国石化所属塔河炼化公司现有天然气制氢，预计每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。
我国已出台氢能产业多个相关政策，其中国家发改委、能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》从顶层设计上对我国氢能产业的发展进行指导，明确了氢能战略定位、指导思想、基本原则和发展目标等。提出到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，可再生能源制氢量达到10万-20万吨/年。到2030年，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。工业和信息化部等6部委联合推出的《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，鼓励企业开发利用绿氢，推进炼化与绿氢等产业耦合示范等。内蒙古自治区政府和湖南、广西、贵州等省政府也出台了相关政策，推动发展绿氢化工。
与美国、欧盟、德国、日本、韩国等经济体相比，我国氢能政策体系，尤其是配套财政金融激励措施等方面还有差距。美国提出多项公共政策，包括鼓励各州重新评估并修改现有的能源立法，明确天然气网络输氢的标准，通过政府采购强化对氢能的支持，支持氢能基础设施建设，推动氢利用的跨部门耦合，实现规模经济等。美国推出的《基础设施投资和就业法案》，授权拨款95亿美元用于清洁氢的研发、示范项目建设等，其中80亿美元用于区域清洁氢枢纽建设，并将继续对清洁能源和储能项目提供投资税收抵免和生产税收抵免。德国政府提出氢能专项投资框架，计划到2026年向氢产业投入123.6亿欧元。设立的国家氢能基金计划为氢能提供90亿欧元资金支持。在财税政策方面，德国《可再生能源法（2021）》首次提出支持绿氢的生产和工业使用，减免用于绿氢制取的可再生能源附加费，减免幅度可达85%甚至100%。日本政府依托新能源产业技术综合开发机构（NEDO）成立了2万亿日元的“绿色创新基金”，“建设氢能社会”被列为重点支持领域。
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石化行业耦合绿氢降碳的前景
石化行业作为我国高耗能高排放行业之一，按期实现“双碳”目标任务艰巨，需要开发高效的低碳、零碳和负碳技术。石化行业耦合绿氢发展可以大规模工业降碳，有研究表明，如果仅考虑绿氢取代煤化工中变换工序制氢，原料煤中碳进入甲醇产品能从目前37.8%提高到71.8%，如果再考虑二氧化碳转化成甲醇，按照李灿院士团队已实现每年千吨级绿色甲醇合成报道，甲醇选择性达到98%，原料煤中碳几乎能全部转化到甲醇产品中，煤化工耦合绿氢绿电后有可能成为零碳行业。
我国石化耦合绿氢降碳的工业化具有可行性。一是我国石化行业有得天独厚的风光资源优势。我国风光等可再生能源资源潜力巨大，2021年底风电、光伏发电累计装机约6.34亿千瓦，发电量9785亿千瓦时，已明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，其中在沙漠、戈壁、荒漠地区规划建设4.5亿千瓦大型风光基地建设。石化企业油气田矿区很多位于沙漠、戈壁、荒漠地区，与我国优质风光资源高度重合，具有获取风光资源优势。二是石化行业可实现可再生资源就地融合利用。石化企业自身是用电大户，西北部可利用优质风光资源发电制氢就地供应当地石油化工企业，东南部可以利用海上风电制氢就地供应沿海石油化工企业，助力石化企业节能降碳。三是石化耦合绿氢降碳工业化具有经济可行性。我国已有多个万吨级绿氢与石化工业耦合产业化示范项目在建设和运行，其中宁夏宝丰电力运营管理公司太阳能发电＋电解水制氢的成本控制在1.54元／Nm3（在0摄氏度1个标准大气压下的气体体积）左右。如果考虑石化产业因绿氢替代带来的减物耗、减碳排、节能和提产等带来的额外利润，相信石化耦合绿氢降碳项目的示范果不久就能达到工业推广要求。
目前，我国石化行业耦合绿氢降碳还处于工业示范阶段，尚不具备大规模推广的条件，绿氢制取模式、技术路线还需要通过示范来验证和优化提高。同时，石化行业耦合绿氢降碳符合能源发展趋势和国家产业政策，是实现碳中和的必然要求，具有可行性，发展前景广阔。由于该技术将会带动石化工艺流程再造与新能源耦合体系的构建，将对石化行业产生深远的影响，建议石化企业提早部署和谋划。综上，石化行业耦合绿氢降碳具有广阔的前景。现在到2030年，石化行业供氢将逐步由灰氢向蓝氢和绿氢过渡，2060年传统化石能源将逐步退出，绿氢将大规模进入石化行业的主流程。
值得注意的是，我国石化行业耦合绿氢降碳还存在技术基础薄弱、绿氢成本高于传统能源制氢成本、产业合作模式不成熟、政策体系不完善等问题。为促进石化行业耦合绿氢降碳尽快形成产业化优势，建议：
一是加快研发支撑绿氢炼化的前沿核心技术，包括高效电解水制氢技术、大规模储氢技术和装备、长输管道输氢技术、可再生能源发电与电网耦合技术、耦合绿氢的炼油化工工艺流程再造技术、电解水制氢耦合制甲醇或绿氨等化学品技术等前沿技术研究开发，不断降低能耗和成本，加快推进绿氢与石化耦合降碳工业化示范项目。
二是国家尽快出台能体现绿氢低碳环保属性的绿氢定价机制、绿氢储能的扶持政策、支持石化行业耦合绿氢降碳项目财税扶持政策、新能源制氢项目的碳排放方法学等绿氢政策体系。
三是发挥绿氢作为物质与能量转换媒介作用，加强可再生能源发电企业、电网企业、石化企业及关键设备制造商和科研单位间合作，探索多方融合共赢的发展模式。
作者：
中国石化发展计划部专家 阳国军；
中国石化发展计划部副总经理兼新能源办公室主任、集团公司首席专家 刘会友
来源：《中国石化》2023年第5期
