国家发改委等六部门日前发布的《推动现代煤化工产业健康发展》提出，要推动现代煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，在资源禀赋和产业基础较好的地区，推动现代煤化工与可再生能源、绿氢等耦合创新发展。

当前，包括煤化工、炼油、合成氨、甲醇等在内的化工行业，均是用氢大户。但由于我国目前更多依赖化石能源制氢，即灰氢，生产过程中产生的碳排放量较大。因此，在业内看来，耦合绿氢是助力化工行业深度脱碳的有效路径。

公开信息显示，目前，包括中国石化、中煤集团等在内的大型能源企业均在布局相关示范项目，探索通过电解水制绿氢、绿氢耦合化工，助力行业低碳转型。

绿氢与高耗能工业耦合发展的必要性

（一）符合碳达峰碳中和目标要求

国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》要求工业领域要加快绿色低碳转型和高质量发展，力争率先实现碳达峰。在钢铁行业，要求促进钢铁行业结构优化和清洁能源替代，推广先进适用技术，探索开展氢冶金、二氧化碳捕集利用一体化等试点示范，推动低品位余热供暖发展；在石化化工行业，鼓励以电力、天然气等替代煤炭，调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。发展电解水制氢符合碳达峰碳中和战略要求，通过绿氢实现原料和燃料替代是高耗能工业碳减排的重要路径。

（二）推动能源绿色低碳转型发展

加快发展可再生能源、实施可再生能源替代行动，是推进能源革命和构建清洁低碳、安全高效能源体系的重大举措，是我国生态文明建设、可持续发展的客观要求。《“十四五”可再生能源发展规划》要求开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。推广燃料电池在工矿区、港区、船舶、重点产业园区等示范应用，统筹推进绿氢终端供应设施和能力建设，提高交通领域绿氢使用比例。在可再生能源资源丰富、现代煤化工或石油化工产业基础好的地区，重点开展能源化工基地绿氢替代。积极探索氢气在冶金化工领域的替代应用，降低冶金化工领域化石能源消耗。发展可再生能源离网制绿氢，一方面是实现可再生能源消纳和长时储能的重要方式，另一方面通过绿电制绿氢、绿氧，能够推动高耗能工业实现原料和燃料的替代，实现碳减排。

（三）促进高耗能工业低碳发展

富煤贫油少气的资源禀赋特点决定了我国以煤为主的工业发展特点。“双碳”目标下，推动高耗能工业的煤炭减量替代是实现碳减排的必由之路。《工业领域碳达峰实施方案》提出要重点控制化石能源消费，有序推进钢铁、建材、石化化工、有色金属等行业煤炭减量替代，稳妥有序发展现代煤化工，促进煤炭分质分级高效清洁利用。推进氢能制储输运销用全链条发展。鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化煤化工、合成氨、甲醇等原料结构。到2025年，规模以上工业单位增加值能耗较2020年下降13.5%，重点行业二氧化碳排放强度明显下降。到2030年，富氢碳循环高炉冶炼、氢基竖炉直接还原铁等技术取得突破应用，原燃料替代水平大幅提高，突破窑炉氢能煅烧等低碳技术。高耗能工业行业低碳发展的路径包括产业结构调整、节能提效、绿色制造、循环发展、新技术变革等，离网制氢耦合高耗能工业发展，以技术革新促进高耗能工业减碳去碳。

绿氢与高耗能工业耦合发展现状和前景

（一）合成氨

我国是合成氨生产和消费大国，未来合成氨有望成为潜在的新型燃料。绿氢或者煤+CCS是我国零碳合成氨生产的重要技术路径。据IEA研究，通过有效利用风光资源，我国绿氢合成氨的成本可低至约2870元/t，与煤制合成氨的约2380～2560元/t差距不大。绿氢的合成氨生产成本对绿氢成本的敏感性较高，而绿氢成本高度依赖于绿电价格。据相关研究机构分析，到2050年，若不考虑碳价，在电价低于0.13元/kWh时，绿氢合成氨的成本将低于煤制合成氨；若计入碳价，电价约为0.24元/kWh。从区域和产业分布看，我国西北、西南和东部沿海地区具备绿氢合成氨发展潜力。

（二）甲醇

我国甲醇供需主要受消费侧影响，进出口对我国甲醇供需影响有限。绿氢或者煤+CCS是零碳甲醇生产的重要技术路径。与合成氨的情况类似，短期内，传统的煤制甲醇+CCS是短期内最具经济性的零碳生产路径。长期来看，随着绿氢成本降低，绿氢制甲醇具备经济性。据相关研究机构分析，到2050年，若考虑就地可再生电力制绿氢的情况，当电价低于0.14元/kWh时，绿氢制甲醇的经济性可以与煤制氢+CCS制甲醇的经济性相当。此外，新型的甲醇生产技术，例如液态阳光，也具备发展前景。从区域和产业分布看，我国西北和西南地区具备绿氢制甲醇发展潜力。

（三）钢铁

氢冶金是钢铁行业绿色低碳转型的重要途径之一。氢冶金工艺目前主要包括高炉富氢炼铁新技术、氢基直接还原工艺、氢基熔融还原工艺、氢基等离子直接炼钢工艺等。近年来，全球钢铁工业都在积极开展氢冶金实践。欧洲、日本、韩国等国家和地区的钢铁企业均制定了包括氢冶金在内的低碳冶金技术路线图，并加快研发、试验和应用，寻求工艺技术突破以实现碳中和目标。日本、瑞典、奥地利、德国等国家相继开展了氢冶金项目，研发热点主要有富氢还原高炉炼铁和氢气气基竖炉直接还原工艺。国内，宝武集团、河钢集团、建龙集团、鞍钢集团等钢铁企业也在积极布局氢冶金示范项目，主要工艺路线为富氢还原高炉炼铁和氢气基竖炉直接还原。短期内氢气作为还原剂成本仍较高，按照当前的炼焦成本估算，钢铁产业用氢替代碳进行还原可接受的氢气成本为7.28元/kg，若不考虑碳价，对应绿电价格不超过0.1元/kWh。

（四）水泥

我国是全球最大的水泥生产国和消费国，水泥生产过程约有35%的碳排放来自燃料燃烧。采用绿氢作为低碳燃料替代化石燃料是水泥行业实现碳减排的重要技术路径。水泥窑改烧氢需要大量改造现有水泥窑结构，并需有连续稳定的氢能供给，氢气火焰的热力学性质及其燃烧产生的水蒸气不利于直接加热，氢能在水泥行业中的利用仍处于技术研发和示范阶段。据相关研究机构分析，当绿氢价格低于5.3元/kg时，氢气制水泥的路径和固废燃料路径可以平价。

大型能源企业均在布局相关示范项目

公开信息显示，目前，包括中国石化等在内的大型能源企业均在布局相关示范项目，探索通过电解水制绿氢、绿氢耦合煤化工。绿氢产业的发展趋势是与高耗能排放工业相结合，目前新疆、宁夏、内蒙古等地已有多个绿氢耦合煤化工的技术示范项目开工。

1、内蒙古京能煤化工绿氢示范项目获批

6月28日，内蒙古乌兰浩特市发改委就兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目-制氢部分发布《项目备案告知书》。兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范项目-制氢部分总投资112770万元。项目建设规模及内容：制氢站配套60套1000Nm³/h碱性电解水制氢设备，最大生产效率为60000Nm³/h，平均生产效率为32400Nm³/h，年制氢2.5万吨。

2、内蒙古签约多个绿氢耦合现代煤化工/煤基新材料项目

5月14日，内蒙古新型化工暨现代煤化工产业招商引资推介会在上海举行。现场签约新能源与现代煤化工耦合、煤基新材料等领域10个化工项目。

3、中煤推进绿氢耦合煤基新材料项目

资料显示，中煤能源集团有限公司煤基烯烃新材料及下游深加工一体化项目是朔州市与中煤集团充分发挥平朔矿区煤、电、化、水、新能源一体化优势，利用平朔高硫、高灰熔点原料煤，深度耦合绿电、绿氢等减碳路径，生产高端煤基烯烃新材料产品的能源转型项目。项目总投资297.8亿元，占地约2940亩，建设周期3年，可生产220万吨/年甲醇并转制100万吨煤基烯烃新材料。

4、黄河集团氢能制储运销一体化示范项目开工

4月18日，内蒙古黄河集团隆重举行内蒙古骏平焦化有限责任公司300万吨/年焦化项目和乌海中太氢能制储运销一体化示范项目集中开工仪式。

据介绍，这一项目将依托中太(苏州)氢能源科技有限公司独有的氢气液化、存储技术和碳捕集技术，利用位于乌海市的大型焦化企业黄河集团焦炉煤气资源建设氢能"制-储-运-销"示范工程，项目气氢产能约为3150吨、液氢产能约3150吨，配套建设1000方液氢储罐。

5、中石化全球最大绿氢耦合煤化工项目开工

2月16日，中国石化在北京、呼和浩特、鄂尔多斯三地举行启动仪式，宣布中国石化在内蒙古第一个绿氢示范工程——内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目正式启动开工。项目总投资约57亿元，利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年制绿氢3万吨、绿氧24万吨，就近用于中天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目降碳减碳。该项目进一步拓展了我国乃至全球的绿氢产能，是目前全球最大绿氢耦合煤化工项目，将有力推动绿氢产业链发展，推进我国能源产业转型升级。

但目前电解水制氢成本仍然偏高，是化石能源制氢的3~5倍，且现有电解槽装备对波动性光伏和风电的适应性较差，主要还是以市电为主，并不是真正意义上的绿氢。

当绿氢具备经济性，整体成本下降后，耦合煤化工以提供更多的氢，不仅可以把煤炭资源省下来，而且还可以大大减少二氧化碳的排放。这是符合碳中和要求的煤化工发展的必经之路。

通过将可再生能源发电与煤化工产业进行耦合融合，可以实现两种产业的互补发展。一方面，可再生能源可以为煤化工产业提供电力支持，减轻传统电网的压力；另一方面，煤化工产业的二氧化碳可以作为化工原料资源进行再利用，进一步提高能源利用效率。

仍需技术和政策双重发力

在专家看来，在碳达峰碳中和目标背景下，绿氢耦合化工发展是必然趋势，但若要大规模推广，仍需在技术上多发力。

“电解槽的技术亟需面向产业痛点创新升级，如催化材料、极板、隔膜、密封、系统等，这从根本上决定了电解水制氢的安全性、绿色性和经济性。”唐城指出。

王集杰表示：“目前主流的碱液电解水制氢和PEM电解水制氢均存在不足。PEM电耗低、响应快，但成本高、规模小，碱液成本低、规模大，但能耗高、响应慢。若要推动绿氢整体成本下降，一是要不断降低绿电成本；二是要降低每方氢的能耗，提高效率；三是要提高电解槽的单槽规模。”

与此同时，绿氢耦合化工大规模发展也离不开政策支持。

“从政策上讲，需要明确氢能定位、加强顶层设计，绿氢兼具能源和化学属性，是支撑电力系统低碳化和用能终端电气化的核心技术。在产业布局上，要避免单一化、同质化，既要打通氢能‘制-储-运-用’全产业链，也要推进‘电-氢-化-热’深度融合，提高绿氢的综合利用效率、技术经济性和减排降碳贡献。”唐城指出。

王集杰还建议：“目前我国的碳税制度尚不健全，应有序推行覆盖全领域的碳税或碳交易。否则，绿氢做起来就没有动力，单靠经济性，目前肯定没法跟传统能源比。”

文章来源： ​中能传媒研究院，化工字典，中国化工信息周刊