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。

将灰氢升级为绿氢

中国电动汽车百人会氢能中心发布的《绿氢促进化工行业低碳转型》显示，2020年，中国化工行业的碳排放量约为13.8亿吨，占全国碳排放总量的13.4%，其中直接排放9.18亿吨，电力排放4.6亿吨，在工业领域的碳排放量仅次于冶金行业，减碳压力巨大。但传统的减碳措施不足以实现化工行业的净零排放，在此背景下，可再生能源驱动的绿氢有望发挥重要作用。

数据显示，当前我国每年氢气产量约3340万吨，其中80%用于石油炼化、合成氨、合成甲醇、现代煤化工等化工领域，而这部分氢气主要通过煤炭、天然气等原料制取，制取每公斤氢气的碳排放强度约为10—20公斤。

大连化物所研究员王集杰对《中国能源报》记者表示：“以煤制甲醇为例，目前我国甲醇的表观消费量接近1亿吨，煤制甲醇的产能有8000多万吨。煤本身碳多氢少，如果生产甲醇，额外需要很多氢。现有煤化工工艺是先做煤气化，再做水气变换，用一氧化碳和水生产二氧化碳和氢气，生产1吨甲醇大概要产生2.6吨左右的二氧化碳。”

“该路线有两个明显不足：一是二氧化碳排放强度偏大，二是煤炭的碳资源属性没有被利用好，因为它以二氧化碳的形式排放到大气中，并没有进入甲醇。这就是现有煤化工技术的弊端。”王集杰说，“但如果能跟绿氢耦合，煤炭只提供碳资源和少量的氢，更多的氢由绿电通过电解水制氢来提供。这样不仅可以把煤炭资源省下来，而且还可以减少二氧化碳排放。这是符合碳中和要求的煤化工发展的必经之路。”

关键在于降低绿氢成本

据了解，当前多家大型能源企业均有绿氢耦合化工的相关项目布局。比如，中石化在新疆库车的绿氢示范项目，用光伏发电，电解水制取绿氢后，用于替代塔河炼化公司的天然气制氢；中煤集团位于鄂尔多斯的10万吨/年二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目，规划225兆瓦风电、400兆瓦光伏发电制绿氢，用于下游合成甲醇。

不过，多位受访者表示，目前绿氢的制取成本相对较高，并不具备经济性。

清华大学化工系副研究员唐城指出：“绿氢产业的发展趋势是与高耗能高排放工业相结合，目前新疆、宁夏、内蒙古等地已有多个绿氢耦合煤化工、合成氨、炼化、氢冶金的技术示范项目开工。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。”

王集杰表示：“整体上看，在绿氢的成本构成中，电费占70%，设备投入、其他运行成本占30%。在西部风光资源较好的内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆一带，光伏发电每度已经低于2毛钱，风电略高一点。如果按1方氢耗5度电来算，制1方氢气的整体成本为1.4元左右，而煤制氢的成本大概是每方0.6—0.8元。另外，由于可再生能源发电存在间歇性，尚无法保证生产的连续性。因此，现在一些项目会使用部分市电让电解槽尽量连续运行，这样一来，成本就更高了，而且这也会导致生产出来的氢并不是真正意义上的绿氢。”

仍需技术和政策双重发力

在受访的专家看来，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。”