在当前全球低碳转型的大背景下，作为我国能源化工领域的重要“支柱”，炼化行业加速绿色转型势在必行。

在近日举行的2024氢能产业高质量发展大会上，与会专家表示，绿氢作为清洁能源在炼化行业中展现出巨大的减碳潜力。虽然当前面临诸多挑战，但随着技术进步和政策支持发力，氢能产业有望在未来实现成本的大幅降低和应用场景的广泛拓展。通过优化氢能产业链布局，加强技术创新，推动政策和市场机制的完善，炼化行业将更好地融入氢能经济，实现可持续发展，助力能源结构转型和“双碳”目标的实现。

炼化耦合绿氢减少碳排放

中国寰球工程有限公司首席技术专家张来勇表示，当前石油化工行业正面临着前所未有的低碳转型压力：石化化工行业碳排放量约17亿吨，约占全国碳排放总量的14%。

张来勇指出，“双碳”目标下，绿电与绿氢的替代是炼化行业实现“碳中和”的重要解决方案；我国将形成以可再生能源为生产主体、电、氢为消费主体的新型低碳能源体系；新能源发电、储能、氢能全产业链一体化耦合是石化行业绿色低碳转型技术发展方向之一。

为解决炼化生产流程长、综合用能负荷高、电气化率提升难度大、CO₂捕集和利用成本高等现状，张来勇表示，具体可以通过产能端绿色替代、消费端流程再造、固碳端固碳转化等方式实现“三端”协同发展和减碳，打通绿电绿氢与固碳转化全产业技术链，实现变革性减碳与低碳零碳生产方式构建。

“以新能源耦合煤制烯烃为例，通过新能源电解水制氢过程生产绿氢绿氧，绿氢的加入可以替代或者部分替代变换单元，增加甲醇、烯烃产量，调节碳氢比例并显著减低工艺CO₂排放。绿氧的补充也可以替代或部分替代空分制氧，减少空分装置动力消耗导致的CO₂排放。”张来勇表示，我国西北地区某300万吨/年新能源耦合煤制烯烃项目，项目年消耗原料煤922万吨，使用电解水制氢自发绿电43亿千瓦时，全年碳排放量为1138万吨/年，折合吨烯烃CO₂排放3.43吨，远低于行业平均水平。

绿氢制取仍面临不少问题

据了解，工业部门用氢规模将长期保持氢能应用主体地位。“十五五”氢能占工业用能比重基本稳定，在5%左右。

“工业部门用氢以原料为主，未来将向燃料拓展，规模将从2020年的3000万吨增至2030年的3600万吨。其中，化工用氢规模基本稳定，炼油用氢将在达峰后略有降低。”中国石化集团经济技术研究院有限公司副总工程师刘潇潇表示，中长期看低碳氢将是工业等难脱碳领域实现减碳目标的关键。

炼化等工业领域低碳氢的应用前景虽然广阔，但目前仍面临绿氢制取成本高、储运成本高、加氢站建设运行成本高、制取与消费端不适配等问题。

中国石油天然气集团有限公司炼油化工高级专家、中国石油石油化工研究院党委委员王凌指出，绿氢制取的电费成本和设备成本偏高；氢气难以储存的特性和高安全标准导致储运困难和供应链成本高，在100千米的运输距离下，氢气综合储运成本超过10元/千克；加氢站建设运行成本高，加之利用达不到满负荷，进一步推高了氢能综合成本。

此外，在绿氢制取与消费端适配方面也存在空间错配和时间错配的问题。王凌指出表示，大型风光电基地集中在西北和北部地区，而绿氢消费需求主要集中在中东部地区，需要通过电网输电或氢网输氢。炼油、合成氨、合成甲醇作为氢气消纳的主要领域对稳定运行有较高要求，间歇的可再生能源制得的绿氢很难与安稳长满优的炼化生产装置直接匹配。

专家为耦合发展指明方向

面对日益严峻的挑战，氢能产业的未来发展战略与布局尤为关键。

张来勇提出，要加速氢能需求创造，政策层面支持示范项目建设。“特别是利用氢能与化工行业在生产端和利用端的先发优势，短期内实现‘中心式’氢能需求创造，实现生产过程中低碳排放。”他说，要明确绿色化学品与绿色燃料的标准，并纳入认证体系。应结合国内氢能产业发展，研究制定符合我国国情，同时与国际标准接轨、具有符合中国特色的绿色化学品、绿色燃料标准，降低绿色贸易壁垒和国际监管风险。推进绿色氢基能源全产业链绿色价值认证，建立完善绿色氢基能源生命周期碳排放核算体系，以碳价值激励氢基能源产业规模化发展。

王凌表示，此外，还要强化绿色产品运销保证，推进氢基能源低碳发展。

他指出，氢能布局的发力点在于管道输氢和电氢协同发展。她指出，管道输氢是氢气跨地域长距离运输的最有效的途径，布局纯氢管道和加快天然气管道掺氢势在必行。”在电力全国一张网和天然气全国一张网基础上，布局规划氢能全国一张网，鼓励企业消纳掺氢天然气实现碳减排是可行之策。此外，电氢协同可以有效平衡绿电随机性、波动性对电力系统的影响。积极利用区域能源资源禀赋导致灵活性需求差异发展“能源区域综合化”，通过离网—并网型新能源开发的模式打造新型“源网荷储一体化”，大幅提升新能源消纳比例，可支撑能源绿色转型和按期实现“双碳”目标。