6月30日，中石化新疆库车2万吨/年绿氢示范项目顺利产氢，并通过管道输送到中石化塔河炼化替代现有天然气制氢。

作为我国首个规模化绿电制绿氢项目，项目建设中面临着工艺技术新、规模大、无成熟工程案例可借鉴等难点。

此次该项目突破性地解决了新能源波动电力场景下柔性制氢并连续稳定供应难题，完成了万吨级电解水制氢工艺与工程成套技术、绿氢储运输工艺技术、晶闸管整流技术、智能控制系统研发等创新成果，光伏组件、电解槽、储氢罐等重大设备核心材料全部国产化，将对国内氢能产业链发展起到积极促进作用。

我国首个万吨级光伏绿氢示范项目投产

从中国石化获悉，新疆库车绿氢示范项目6月30日顺利产氢，产出的氢气通过管道输送到中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。至此，项目成功实现绿氢生产到利用全流程贯通，标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通。该项目制氢规模达到每年2万吨，是我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，为国内光伏发电绿氢产业发展提供了可复制、可推广的示范案例。

新疆库车绿氢示范项目由中国石化新星公司负责实施，利用新疆地区丰富的太阳能资源发电直接制绿氢，建设内容主要包括光伏发电、输变电线路、电解水制氢、氢气储输、公用工程及配套辅助生产设施，电解水制氢能力2万吨每年、储氢能力21万标立方、输氢能力2.8万标立方每小时。

绿氢是通过太阳能、风能等可再生能源发电直接制取，生产过程中基本不产生温室气体。炼化工业将是绿氢实现工业领域降碳的主要应用场景之一。该项目生产的绿氢就近供应中国石化塔河炼化公司，完全替代现有天然气化石能源制氢，每年可减少二氧化碳排放48.5万吨，开创了绿氢炼化新发展路径，为我国绿氢工业化应用提供示范，对炼化企业大规模利用绿氢实现碳减排具有重大示范效应，推动我国能源产业转型升级。

作为我国首个贯通光伏发电、绿电输送、绿电制氢、氢气储存、氢气输运、绿氢炼化等绿氢生产利用全流程的典型示范项目，项目建设中面临着工艺技术新、规模大、无成熟工程案例可借鉴等难点。中国石化通过联合攻关等形式，突破性地解决了新能源波动电力场景下柔性制氢、并向下游炼化企业连续稳定供应难题。项目已先后完成了万吨级电解水制氢工艺与工程成套技术、绿氢储运输工艺技术、智能控制系统研发等创新成果，均实现了工业应用，项目已申报专利及专有技术10余项。据悉，该项目所用的光伏组件、电解槽、储氢罐、输氢管线等重大设备及核心材料全部实现国产化，有效促进了我国氢能装备和氢能产业链发展。

规模上：首次提出、首先落地的万吨项目，开启了大规模绿氢应用时代

从规划到落地，历时两年多。中石化库车项目从2021年2月进入可研阶段，2021年11月底宣布启动，2022年1月启动设计采购总承包招标（EPC），3月正式开工建设，5月完成电解水制氢装备招投标，11月制氢设备安装完成；到2023年6月，顺利建成产氢。

库车项目之后，陆续有更多万吨级项目规划诞生。根据能景研究统计，自2021年下半年开始万吨项目宣布陆续变多，其中2022年宣布有40多项，2023年上半年宣布有20多项。截止到2023年6月，我国已规划有80多项万吨级绿氢项目，其中明确用于工业应用的项目达到了40多项。

进入2023年，万吨级大项目陆续落地。在2023年已有近10项万吨级处于建设或前期可研、环评阶段，如3.2万吨/年大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，1万吨/年纳日松光伏制氢产业示范项目，3万吨/年乌审旗风光融合绿氢化工示范项目，9万吨/年中煤离网型风光制氢合成绿氨技术示范项目等。

消纳场景上：绿氢用于石油炼化场景，工业领成为绿氢消纳的重要场景

本项目的绿氢将用于塔河炼化厂。本项目的绿氢是替代20000 Nm3/h的天然气/炼厂干气重整制氢工艺。根据披露的相关资料，塔河炼化目前约有4万吨/年催化重整装置副产氢及20000 Nm3/h的天然气/炼厂干气重整制氢产能，主要用于航煤加氢、汽柴油加氢、硫磺回收等生产活动。库车项目绿氢用于替代天然气/炼厂干气重整制氢部分，补充副产氢气需求缺口。

实现天然气资源的替代具备可行性。我国天然气稀缺，天然气制氢的工业应用相对缺乏经济性及政策支持，具有一定的绿氢替代潜力。根据能景研究调研，东部地区（以北京、山东为例）天然气制氢成本可达20元/kg，新疆近14元/kg。东西部天然气制氢成本相差较大的原因在于东部地区工业用途天然气价格较高，约2.6-5元/m3，新疆工业用途天然气价格相对较低，约1.85元/m3。

2023年库车项目制氢成本约18元/kg左右。新疆地区存在较多的弃风弃光，月度弃电率可达10%。根据测算预估，正式投运后若结合外购弃电制氢，弃电价格达到0.1元/kWh时绿氢成本预计可降低到13元/kg以下，初步低于天然气制氢并接近煤制氢。

工业场景消纳开始变多，其下游消纳与运营企业相关。中石油、中石化等油气公司优先探索绿氢在油气化工领域的应用，而其他发电集团将更多选择绿氢替代煤制甲醇与煤制合成氨。如国家能源集团的国能宁煤绿氢耦合煤制油化工示范项目，中国能源建设集团的中能建辽宁台安县新能源制氢制氨项目，国家电力投资集团的大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目等。

能景研究认为，一方面，我国各大发电集团与煤电、煤化工行业关系紧密，具有项目开展的技术及产业基础；另一方面，煤制甲醇、煤制合成氨碳排放约是天然气技术路径的4倍，每年产生碳排放接近化工部门总碳排的40%，而绿氢替代是重要的减碳探索方向。

制氢来源上：采用光伏直接制氢，立足资源禀赋设计经济、可靠方案

库车项目采用光伏制氢一体化建设模式。根据此前披露的数据显示，该光伏发电项目总装机规模为355 MWp，光伏发电和制氢工厂紧邻，同时项目建设电网、变电站等，所有光伏电力供应绿氢生产，光伏不发电时段的用电缺口由外购绿电补齐。新疆地区太阳能光照资源总量在全国排名第二，可充分保障绿氢规模化生产。新疆月度弃光率常常可达10%水平，且其戈壁滩地区大多属于光伏I类资源区。库车项目光伏发电厂位于新疆牙哈镇戈壁滩，年均日照小时数为 3200-3400 h，光伏年利用小时数可达1600 h，大幅超出东部地区年利用小时数1400 h左右的水平。

目前各地项目因地制宜选择电力来源种类，总体上以光伏、光伏/风电为主。据能景研究不完全统计，截至2023年6月全国建成、在建及规划中绿氢项目的电力来源，按项目数量划分光伏约占46%，光伏/风电占35%，风电占13%，光热等其他类型占6%。部分地区因资源丰富程度而有所变化，如吉林西北部白城、松原、大安地区风能丰富，故其风电制氢项目较多，数量占比达到28%，光伏/风电占69%，光伏仅3%。

技术突破上：克服了柔性制氢与稳定供氢难题

风光波动性与制氢、用氢匹配是技术亟需突破点。带来了绿氢生产与供应的波动性，阻碍着绿氢的工业规模化应用。制氢方面，风电光伏的功率输出随机性危害设备寿命及生产安全。一方面，电解槽功率随风光电源功率频繁波动将损害电极等的寿命；另一方面，电解槽阴阳极气压差随运行功率波动，有可能导致氢气中氧含量提高，不利于生产安全。供应方面，风电光伏的昼夜周期波动性不利于绿氢稳定连续供应。而化工、冶金等工业部门的生产具有工艺严格、昼夜连续、不可中断等特点，需要绿氢供应同时实现供应平稳性与昼夜不间断性。

本项目突破适时适应风光耦合的柔性制氢技术。其中的关键要素和部件包括晶闸管整流技术、智能控制系统技术等。晶闸管整流是实现交直流电转换的核心部件，负责在风光波动性场景下实现快速响应波动、保证高效低能耗电力转换、保证谐波达标等目标，为电解槽工作提供稳定安全的电源环境。另一方面，智能控制系统技术是制氢系统控制及监管的核心技术，负责实现多台套制氢设备间的高效协调控制与管理、制氢设备运行状态的智能监测与分析，提高对风光波动的应对能力。

储运输工艺技术的方案突破了绿氢供应稳定性难题。绿氢储运输工艺技术由储氢罐、输氢管道等技术组成，关键在于协调平衡库车项目的绿氢存量与塔河炼化用氢需求量，通过高效调度保障绿氢供应稳定性。

其中，储氢罐是缓冲制氢、用氢供需关系的调度中心。库车项目配套10套2000 m3 1.55 MPa球形储氢罐，能够存储电解槽工作12 h左右的产氢量，可将日间未消纳的绿氢保存到夜间消纳。

输氢管道是及时响应下游需求的通道。库车项目建设了6.5 km管道输氢，配套3台14000 Nm3/h氢气外输压缩机升压制3.2MPa，将绿氢输送至塔河炼化。

设备选择上：具备项目经验及技术能力，对综合实力考验更大

库车项目优选经验丰富、技术布局强的设备企业。项目采购的52台1000 Nm3/h碱性电解槽主要由项目经验和综合实力较为突出的厂商提供，考克利尔竞立、隆基氢能、中船718所3家分别供应24、16和12台。

当前绿氢项目发展仍处于早期，更需要电解槽厂商具有丰富的供货经验以及技术积累，能够为大型项目提供从装备零部件到系统集成的可靠方案。如库车项目电解槽招标过程中，要求投标企业在开标20天内完成1000 Nm3/h碱性电解槽“四对一”方案（四台电解槽共用一套气液处理和一套纯化设施）实证测试工作，或提供已有同等技术证明。再此要求下，供货经验、技术能力缺一不可。

更多设备企业开启承担项目。随着产业不断发展，从2023年上半年招投标情况来看，逐渐也有更多企业进入到中标行列中。上半年已披露中标企业的483 MW绿氢项目中，阳光电源、隆基氢能、派瑞氢能、长春绿动四家企业约占了中标总规模的84%；其他7家企业中标共约78 MW，占约16%。可以预见，随着在较小规模项目中的经验及技术积累，其他电解槽企业的市场空间也将逐渐打开。

文章来源： ​能景氢研，光明日报，新疆我的家