年石化化工行業(yè)前景分析：綠氫將在石化化工行業(yè)中發(fā)揮重要作用隨著全球?qū)μ紲p排的重視以及新能源技術(shù)的不斷進(jìn)展，綠氫在石化化工行業(yè)的應(yīng)用前景愈發(fā)寬闊。估計到2025年，綠氫將在石化化工行業(yè)中發(fā)揮重要作用，助力行業(yè)實現(xiàn)碳減排目標(biāo)，同時其經(jīng)濟(jì)性和技術(shù)也將取得顯著進(jìn)步。本文將深化探討綠氫在石化化工行業(yè)的應(yīng)用現(xiàn)狀、經(jīng)濟(jì)性分析、應(yīng)用布局以及技術(shù)進(jìn)展趨勢，為行業(yè)供應(yīng)參考。

一、石化化工行業(yè)氫氣供需現(xiàn)狀

《2025-2030年中國化工和石化和儀器儀表自動化行業(yè)運(yùn)營態(tài)勢與投資前景調(diào)查討論報告》指出，截至2022年底，我國制氫力量約為4100萬噸/年，產(chǎn)量為3342萬噸。我國制氫原料以煤為主，占總制氫力量的比例約為85%，其中煤制氫比例為65.3%，焦?fàn)t氣制氫(焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫)比例為19.3%。其他制氫原料包括自然?氣(煉廠干氣)、氯堿副產(chǎn)、甲醇制氫及電解水制氫等，制氫力量占比分別為9.7%、3.3%、1.8%和0.6%。

氫氣在我國石化化工行業(yè)主要用于合成氨、甲醇、現(xiàn)代煤化工、煉油等領(lǐng)域。按2022年各行業(yè)產(chǎn)品產(chǎn)能統(tǒng)計，生產(chǎn)合成氨的中間原料氫氣產(chǎn)能為1270萬噸/年，占比31%;生產(chǎn)甲醇(包括煤經(jīng)甲醇制烯烴)的中間原料氫氣產(chǎn)能為1150萬噸/年，占比28%;現(xiàn)代煤化工范疇內(nèi)的煤間接液化、煤直接液化、煤制自然?氣、煤制乙二醇的中間原料氫氣產(chǎn)能為411萬噸/年，占比10%;煉廠用氫規(guī)模為450萬噸/年，占比11%;焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫綜合利用規(guī)模(不包括制氨醇產(chǎn)能)為615萬噸/年，占比15%;其他方式氫氣利用比例約為5%。

二、綠氫在石化化工行業(yè)的應(yīng)用場景

綠氫是指以風(fēng)光等新能源為制氫能源所生產(chǎn)的氫氣，區(qū)分于化石能源制氫。綠氫制取過程清潔無污染、碳排放很低甚至實現(xiàn)零排放，是氫能產(chǎn)業(yè)在供應(yīng)側(cè)鼓舞進(jìn)展的主要方式，有望成為將來低碳時代氫氣制備的最重要來源。石化化工行業(yè)是我國二氧化碳排放的主要行業(yè)之一，氫氣是石化化工行業(yè)的重要原料，以化石原料或者化工原料制氫也是石化化工行業(yè)碳排放的重要來源之一。面對將來，當(dāng)綠氫成為穩(wěn)定足量的低價氫源時，綠氫將更好地促進(jìn)化工行業(yè)脫碳。

目前氫氣來源可分為自愿型和非自愿型。焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫、氯堿副產(chǎn)氫等副產(chǎn)氫源屬于非自愿生產(chǎn)的氫氣，只要生產(chǎn)主產(chǎn)品就必定會產(chǎn)生氫氣，因此此部分氫氣沒有被綠氫替代的可能。除了副產(chǎn)氫以外，煤制氫、自然?氣制氫和甲醇制氫等都屬于自愿型制氫來源，采納綠氫替代此類氫源，能夠起到降低碳排放的效果。由于煤制氫產(chǎn)能占比大、碳排放量高，采納綠氫代替煤制氫綜合降碳效果最為顯著，應(yīng)成為綠氫應(yīng)用于化工的重點(diǎn)方向。

三、綠氫生產(chǎn)經(jīng)濟(jì)性分析

(一)綠氫制取模式

綠氫制取工藝是以可再生能源電力為電源，采納電解水制氫的方式制取氫氣的工藝。由于涉及到可再生能源電力，根據(jù)供電模式的不同，綠氫制取模式可以分為并網(wǎng)式制氫、離網(wǎng)式制氫和組合式制氫三種。

并網(wǎng)式制氫模式中，前端供電側(cè)采納光伏等可再生能源發(fā)電，后端電解水制氫采納從大電網(wǎng)下電模式，同時在肯定周期內(nèi)(如一年內(nèi))確保前端供電側(cè)光伏等可再生能源發(fā)電量和后端電解水制氫所需電量相同。在交易時通過綠電交易實現(xiàn)間接的綠氫制取。此種模式能夠保證電解水制氫的穩(wěn)定運(yùn)行，從而有利于下游化工用戶的穩(wěn)定運(yùn)行。但是由于電力全部通過電網(wǎng)傳輸，電網(wǎng)過網(wǎng)費(fèi)用昂揚(yáng)，制氫費(fèi)用增加明顯，制氫成本較高。

離網(wǎng)式制氫模式中，前端供電側(cè)由光伏等可再生能源發(fā)電，后端電解水制氫所需電力從可再生能源發(fā)電場敷設(shè)增量配電網(wǎng)、孤網(wǎng)等方式直接送達(dá)。在此種模式中，綠氫的制取可以認(rèn)為是由綠電直接制取。綠氫的生產(chǎn)負(fù)荷與綠電的發(fā)電負(fù)荷完全匹配，或者在配肯定量儲能、調(diào)峰設(shè)施的狀況下實現(xiàn)負(fù)荷大部分實時匹配，小部分穩(wěn)定運(yùn)行。此種模式下電力成本較低，但是不能保證電解水制氫滿負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行，從而不利于下游化工用戶的穩(wěn)定運(yùn)行。

組合式制氫模式中，前端供電側(cè)由光伏等可再生能源發(fā)電，后端電解水制氫所需電力由大電網(wǎng)和從可再生能源發(fā)電場敷設(shè)孤網(wǎng)直供電力共同供應(yīng)。同時在肯定周期內(nèi)(如一年內(nèi))，確保前端供電側(cè)光伏等可再生能源發(fā)電量和后端電解水制氫所需電量相同。在此種模式中，綠氫所需電力由綠電以直接和間接兩種方式組合供應(yīng)，在需求側(cè)能夠依據(jù)直供電量變化調(diào)整大電網(wǎng)取電量，從而保證制氫裝置穩(wěn)定運(yùn)行，優(yōu)于離網(wǎng)式制氫的不穩(wěn)定運(yùn)行。

(二)生產(chǎn)成本分析

風(fēng)光發(fā)電電解水制氫中電價占據(jù)氫氣生產(chǎn)成本的主要部分。某規(guī)劃新能源發(fā)電制氫一體化基地在制氫模式上選擇組合式制氫。該基地用電完全由區(qū)域新能源風(fēng)光發(fā)電項目供應(yīng)。新能源所供電分為兩部分供應(yīng)園區(qū)。一部分建設(shè)新能源項目到園區(qū)的綠色專線，接入增量配電網(wǎng)為用電企業(yè)直供電，供應(yīng)肯定比例(54.2%)的綠色低價電，出力高峰時刻的剩余電量通過園區(qū)增量配電網(wǎng)變電站上網(wǎng);另一部分則通過新能源市場化交易方式，將新能源所發(fā)綠電供應(yīng)電網(wǎng)，再將供應(yīng)電網(wǎng)的電量從大電網(wǎng)上購買回來，間接實現(xiàn)園區(qū)“全綠電”供能。在此種模式下某新能源消納基地綠電加權(quán)綜合電價為0.3209元/千瓦時。在此價格下氫氣成本計算詳見表2。

從表2可以看出，假如根據(jù)目前制氫價格對比，可再生能源制氫價格仍舊高于煤制氫價格?，F(xiàn)狀煤制氫價格在煤炭價格為800元/噸、全投資內(nèi)部收益率達(dá)到10%的條件下為1.273元/立方米。現(xiàn)狀綠氫價格比煤制氫價格要高0.488元/立方米。

由于煤制氫碳排放量高，隨著“雙碳”目標(biāo)下碳交易的進(jìn)展、碳價格的提高，煤制氫的成本中必需考慮碳交易價格影響。表3為煤制氫在考慮碳交易價格狀況下與綠氫價格的對比?？梢钥吹?，當(dāng)碳交易價格達(dá)到208元/噸時，此新能源消納制氫基地氫氣價格和煤制氫價格持平，能夠?qū)崿F(xiàn)平價競爭。

四、綠氫應(yīng)用布局分析

西部地區(qū)(含內(nèi)蒙古、陜西、寧夏、甘肅、新疆、青海)是我國太陽能和風(fēng)能資源分布的主要地區(qū)，同時也是光伏發(fā)電和風(fēng)能發(fā)電的重要區(qū)域，2022年西部地區(qū)光伏發(fā)電總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到7352萬千瓦，占全國總裝機(jī)容量比例為29.1%，風(fēng)電總裝機(jī)容量為10621萬千瓦，占全國總裝機(jī)容量比例達(dá)到37.8%。我國太陽能及風(fēng)能等可再生能源資源分布和煤化工產(chǎn)業(yè)分布有肯定重疊之處，為我國進(jìn)展可再生能源制氫融合煤化工供應(yīng)了良好基礎(chǔ)。

我國現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)主要分布在西部區(qū)域，西部區(qū)域煤制氣和煤直接液化產(chǎn)能占比均為100%，煤間接液化產(chǎn)能占比84.5%，煤制烯烴產(chǎn)能占比92.3%，煤制甲醇產(chǎn)能占比達(dá)到60%，煤制乙二醇產(chǎn)能占比相對較少，為14.9%。目前我國棄風(fēng)棄光現(xiàn)象仍舊存在，且主要集中在西部地區(qū)。2022年，棄風(fēng)率超過5%的地區(qū)是新疆(棄風(fēng)率14.0%、棄風(fēng)電量66.1億千瓦時)，甘肅(棄風(fēng)率7.6%、棄風(fēng)電量18.8億千瓦時)，內(nèi)蒙古(棄風(fēng)率7.1%、棄風(fēng)電量51.2億千瓦時)。三省(區(qū))棄風(fēng)電量合計136.1億千瓦時，占全國棄風(fēng)電量的81%。2022年光伏消納問題也主要消失在西北地區(qū)，其棄光電量占全國的87%，西藏、新疆、甘肅和青海棄光率分別為24.1%、7.4%、4.0%和7.2%。利用西部地區(qū)棄風(fēng)棄光發(fā)電制氫對提高可再生能源利用率有很大意義，西部地區(qū)2022年棄風(fēng)棄光電量一共約176億千瓦時，假如用于電解水制氫，則相當(dāng)于可生產(chǎn)156萬噸甲醇的合成氣量。

在包括陜北、鄂爾多斯、寧東在內(nèi)的鄂爾多斯盆地區(qū)域，集中了大量的煤化工產(chǎn)能，也是二氧化碳排放的集中地區(qū)，同時這些地區(qū)風(fēng)光資源也較為優(yōu)良，應(yīng)當(dāng)作為我國煤化工與綠氫融合的先行區(qū)。另外在新疆和東北等風(fēng)光資源優(yōu)良地區(qū)，也可以因地制宜推動進(jìn)展綠氫產(chǎn)業(yè)。

五、綠氫應(yīng)用技術(shù)分析

綠氫應(yīng)用技術(shù)主要包括制氫技術(shù)和用氫技術(shù)。在制氫技術(shù)中目前成熟技術(shù)是堿性電解水制氫技術(shù)，還有許多制氫技術(shù)有待進(jìn)展。重點(diǎn)實現(xiàn)堿性電解水制氫和PEM純水制氫技術(shù)的大型化，使之能夠匹配大規(guī)模風(fēng)光發(fā)電+制氫一體化項目。堿性電解水技術(shù)將通過提高電解槽規(guī)?；蛘咔搜b式等途徑，重點(diǎn)進(jìn)展2000立方米/小時以上規(guī)模裝置。PEM純水電解技術(shù)將突破兆瓦級制氫規(guī)模，同時推動成本的下降。其他制氫技術(shù)有電能直接制氫技術(shù)(以二氧化碳電化學(xué)制合成氣技術(shù))、核能直接制氫技術(shù)、太陽能光催化制氫技術(shù)、微生物發(fā)酵制氫技術(shù)等。制氫技術(shù)的進(jìn)展將持續(xù)促進(jìn)綠氫生產(chǎn)成本降低和生產(chǎn)方式的敏捷。在用氫技術(shù)方面，在目前成熟的氫氣下游產(chǎn)品的基礎(chǔ)上將重點(diǎn)拓展綠氫與二氧化碳利用的結(jié)合，利用綠氫+二氧化碳生產(chǎn)多品種化學(xué)品，如二氧化碳加氫制甲醇、制甲酸、制甲烷、制芳烴、制低碳烯烴、制α-烯烴、制異構(gòu)烷烴等等技術(shù)，綠氫將成為CCUS的重要選擇之一。

六、結(jié)論及建議

(一)進(jìn)展綠氫對石化化工行業(yè)意義重大

石化化工行業(yè)是國民經(jīng)濟(jì)中的重點(diǎn)碳排放行業(yè)之一，是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。通過進(jìn)展綠氫，促進(jìn)石化化工行業(yè)碳減排，對我國如期實現(xiàn)全社會碳達(dá)峰及碳中和有重要意義。

(二)替代煤制氫是綠氫應(yīng)用的最重要市場

氫氣在石化化工行業(yè)中應(yīng)用非常廣泛，綠氫在石化化工行業(yè)應(yīng)用場景非常豐富。通過對各個應(yīng)用場景的綜合比較，煤制氫“產(chǎn)能占比大、碳排放量高、綠氫替代可能性有”，應(yīng)成為綠氫應(yīng)用于化工的重點(diǎn)方向，是石化化工行業(yè)中最重要和最關(guān)鍵的綠氫替代領(lǐng)域。建議對于煤制氫改造為綠氫的項目賜予專項資金或金融支持。

(三)綠氫經(jīng)濟(jì)性將不斷提高

雖然目前綠氫成本較高，但是隨著綠氫的進(jìn)展，制氫成本還有降低空間。同時隨著碳排放權(quán)交易政策實施，化石能源制氫成本將不斷提高。估計到2030年可再生能源制氫完全有可能在可再生能源豐富的某些地區(qū)實現(xiàn)與煤制氫平價競爭。建議在國家及地方的氫能規(guī)劃及相關(guān)政策中對于綠氫制取賜予肯定程度的鼓舞和補(bǔ)貼，促進(jìn)綠氫的規(guī)?；M(jìn)展，促使其經(jīng)濟(jì)性更快提高。

(四)綠氫將重點(diǎn)布局于西部和北部地區(qū)

綠氫在地域上分布和風(fēng)光資源分布趨向全都，將重點(diǎn)在北部和西部風(fēng)光資源好、開發(fā)潛力大的地區(qū)進(jìn)展。其中以鄂爾多斯盆地為代表的西部地區(qū)將重點(diǎn)進(jìn)展綠氫和煤化工的耦合進(jìn)展。在西部地區(qū)進(jìn)展綠氫融合煤化工，對緩解石油進(jìn)口依存度高、石油化工集中布局在沿海地區(qū)而導(dǎo)致的能源平安風(fēng)險有重要作用。建議在風(fēng)光資源豐富、煤化工產(chǎn)業(yè)集中的西部地區(qū)推動綠氫耦合煤化工示范項目、示范園區(qū)建設(shè)。

(五)綠氫技術(shù)將持續(xù)進(jìn)步

綠氫技術(shù)將重點(diǎn)在制氫技術(shù)和用氫技術(shù)兩大方面進(jìn)展。在制氫技術(shù)方面將重點(diǎn)實現(xiàn)堿性電解水制氫和PEM純水制氫技術(shù)的大型化，同時電能、核能、太陽能直接制氫及微生物制氫技術(shù)也將深化研發(fā)，制氫技術(shù)的進(jìn)展將持續(xù)促進(jìn)綠氫生產(chǎn)成本降低和生產(chǎn)方式的敏捷。在用氫技術(shù)方面重點(diǎn)拓展綠氫與二氧化碳利用的結(jié)合，綠氫將成為CCUS的重要選擇之一。石化化工行業(yè)前景分析指出，建議持續(xù)鼓舞綠氫相關(guān)技術(shù)的研發(fā)，對于綠氫相關(guān)技術(shù)的首次示范應(yīng)用賜予財政及金融支持。

(六)政策將持續(xù)推動綠氫在石化化工行業(yè)的應(yīng)用

從正面看，政策持續(xù)鼓舞綠氫相關(guān)技術(shù)的研發(fā)和綠氫的產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用。從反面看，隨著能耗和碳排放約束的不斷加強(qiáng)，傳統(tǒng)的化石能源制氫成本日益增加，導(dǎo)致綠氫相對競爭力不斷提高。政策將從正面促進(jìn)鼓舞、反面倒逼機(jī)制兩個角度推動綠氫在石化化工行業(yè)中加速應(yīng)用。

綜上所述，綠氫在石化化工行業(yè)的應(yīng)用前景寬闊，對實現(xiàn)行業(yè)碳減排具有重要意義。估計到2025年，綠氫將在石化化工行業(yè)中發(fā)揮重要作用，其經(jīng)濟(jì)性和技術(shù)也將取得顯著進(jìn)步。建議從政策支持、技術(shù)