在碳达峰碳中和背景下，绿电和绿氢的大规模应用为煤化工、石油化工和天然气化工行业碳减排提供了有效途径。相应地，化工行业大规模应用绿电和绿氢，也为风电和光伏产业链，电解水制氢技术与设备及氢储运行业带来了巨大的市场机会。

2022年2月，国家《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》提出，乙烯行业要加强应用绿电的裂解炉装备及配套技术开发；氯碱行业加强储氢燃料电池发电集成装置研发和应用，探索氯碱-氢能-绿电自用新模式；煤化工行业推动绿氢与煤化工项目耦合；合成氨行业优化原料结构，增加绿氢原料比例。

2022年4月，国家《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》要求，大宗产品单位能耗和碳排放明显下降，推动用能设施电气化改造，鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发利用绿氢，推进炼化、煤化工与绿电、绿氢等产业耦合示范。

行业领军企业正在大力推进绿电、绿氢与化工耦合发展。2022年2月，中国石油第一个全部使用绿电的化工项目——吉林石化公司转型升级项目启动，其中120万吨/年乙烯装置于2022年11月开工建设。2022年5月，巴斯夫与博枫签署为期25年的固定价格可再生能源电力采购协议，博枫将为巴斯夫建造专属光伏电站和风电场，使巴斯夫总投资100亿欧元的湛江一体化基地在2025年实现100%采用可再生能源电力。

以绿电制绿氢代替化石能源制氢已是大势所趋。2022年11月，中国石化首个兆瓦级绿氢示范项目在中原油田中交；中国石化还计划在内蒙古乌兰察布建设绿电制氢项目，并通过400公里的管道将10万吨/年氢气输送至燕山石化。2022年，内蒙古宝丰推进一期260万吨/年煤制烯烃和40万吨/年绿氢制烯烃项目，结合配套的风光制氢一体化装置，实现绿电、绿氧、绿氢与煤制烯烃耦合碳减排。

面临能效、安全、技术三大挑战

当前，我国可再生能源装机居全球第一，绿氢产业发展潜力巨大，以绿电制绿氢成为氢能产业可持续发展的行业共识。不过，目前绿氢产能仅占氢气总产能的4%，我国绿氢发展仍有成本、技术、安全等一系列问题待破解。

去年3月，我国出台《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能战略定位，强调发展氢能必须坚持清洁低碳的原则，要重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。绿氢已成为我国氢能发展的必由之路。

需要注意的是，应用场景的转变将带来从氢到电-氢耦合的转变。阳光氢能科技有限公司市场营销总监应源在第二届中日韩氢能产业高峰论坛上指出，从网电、恒功率、小规模到多种可再生能源大规模制氢，如何将不规则的电力转变成安全稳定的氢能将持续为产业带来考验。

“目前，绿氢主要来自于绿电，由于电-氢转化能效比电-电转换低，因此从能效的角度出发，应该坚持宜电先电，氢电融合，减少转化，经济安全的原则，通过氢电互补支撑长周期的稳定供能，解决电能难以解决的降碳问题。”有研科技集团首席专家蒋利军表示。

在处理好电氢关系的基础上，必须进一步解决好氢能自身的问题。“当前绿氢应用面临三方面挑战：高成本和低效率、高安全风险、核心技术和装备仍有卡脖子环节。”蒋利军指出，为加快绿氢发展，各国也分别提出了各自的绿氢成本目标。如美国希望在10年内将绿氢生产成本降到1美元/公斤，澳大利亚希望将绿氢生产成本控制在2美元/公斤，我国则希望在2030年将绿氢生产成本控制在13元/公斤。

与会专家指出，值得关注的是，今年我国在绿氢应用上已进行了一些探索，主要是在化工、分布式发电和加氢站等场景的应用，但总体而言还处于起步阶段。“从技术角度看，短期示范、关键装备、零部件和系统集成技术还缺乏长期的考核。从技术经济分析的角度看，运行时间短，数据积累少，技术经济性分析还缺乏实际数据的支撑。”

经济效益提升

如果绿氢能够大规模应用，最先要解决的就是成本问题，那么如何降低制氢的成本，空间有多大？绿电制绿氢、电解水制氢是当前最主流的方式，其中电费的成本占到了近70%左右，未来绿氢的应用将受益于新能源发电成本的下降。

国家能源科技资源中心专家表示：根据测算，现在风电和光伏的成本电价在一毛五一度电以下的时候，我们的可再生能源电解水制氢是具备经济性的，那么可再生能源电解水制氢技术的效率目前是在60%-70%这样的一个水平。

为了提升制绿氢的效率，在天津的一家电解槽生产基地已经研发出了新型大功率制氢设备，年产能达到了100套。（华电重工股份有限公司氢能事业部总经理助理表示：我们的碱性电解槽最大的产氢量达到了1200标立[立方米每小时]，一小时产生的氢气量就可以为一台氢燃料电池重卡行驶1000公里提供动力）。

一公斤氢气的热量相当于四升汽油，目前国内制绿氢的成本在20元每公斤左右，随着新能源发电和电解水技术的迭代，成本有望大幅降低。同时可将西部地区富余的新能源制成氢气以后，通过现有的天然气管道送到中东部地区。（中国石化集团公司副总经理表示：西气东输，一线、二线、三线，那么将来新疆如果我的氢资源多的话就可以混输进去，将来真正想绿氢有比较全面的一个替代竞争力恐怕要在十块钱一公斤左右，"十四五"末应该是能够达到这个水平）。

专家表示，从中长期看，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，碳中和要求用氢需求的80%用绿电满足，那么电解水制氢就需要发电量三点三万亿千瓦时。

国际贸易将为绿氢打开新局面

除聚焦绿氢产业自身问题外，开拓绿氢国际市场，也将进一步利好绿氢规模化发展。国际氢能协会副主席、清华大学教授毛宗强表示，一般而言，我们常用“富煤、缺油、少气”形容我国能源资源禀赋，但从可再生能源的角度看，由于我国可再生能源丰富，因此同时还具有“多氢”的特点。

有专家表示，从国家层面来看，目前我国国家氢能政策框架搭建初步完成，通过顶层设计加示范应用补贴加地方产业规划，共同促进整个产业链协同发展。“我国沿海区域近年来大力发展海上风电，结合长三角珠三角发达的交通路网，可形成绿色交通与绿色国际贸易产业，而在我国的北方以及西北西部地区有着得天独厚的风光资源，通过风光制氢结合传统化工形成一条完善的产业结构链。”

具体来看，我国西北部有约260万平方公里的荒漠化土地。这些地区是发展可再生能源的可开基础。我国的沙漠和戈壁沙漠面积达128万平方公里。如果按照目前的技术，可以在这些沙漠和隔壁地区建设1280亿千瓦的光伏发电。我国从领海线到专属经济区的可开发海域面积约60万平方公里，资源可开发潜力约20亿千瓦，约占我国海上风电开发潜力的75%。

“绿氢贸易将促使我国绿氢的超大规模制、储、运、用技术产业升级，也有助于我国实现碳中和目标，应对国际碳税挑战。”毛宗强指出，我国应充分发挥绿氢地缘优势，我国东部生产的氢气可以向日韩出口，西部生产的氢气可以向欧洲出口，由铁路外运。同时，做到国内、国际双循环，加强国际合作，充分利用“一带一路”等利好政策。

文章来源： 燃料电池与氢能观察，简科普，中国能源报