2024年12月，工业和信息化部等三部委发布《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》。这是继2022年《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》出台后的又一重磅推动氢能产业发展的国家政策文件，将为氢能产业高质量发展注入强大动力。炼化行业是氢能生产和消纳的重要领域，绿色低碳转型需要大量的清洁低碳氢。
绿色低碳氢源供给不足
核算标准有待进一步完善
●氢气作为原料是刚需，但作为能源则是后备选项
●化石能源制氢是氢气的主要来源，工业副产氢是重要的补充来源
●工业副产氢碳排放强度核算方法尚未统一，绿色属性存在争议
●电解水制氢过程本身不产生碳排放，但需考虑包括发电在内的全生命周期碳排放
我国“双碳”目标的提出，为氢能产业高质量发展提供了根本遵循。北京冬奥会历史上首次点燃了绿氢火炬，标志着绿氢制取和使用的技术链条已经打通。但如何规模化制取绿色低碳氢是亟须解决的产业瓶颈之一。
氢气作为原料是刚需，但作为能源则是后备选项。我国氢气产能约为4900万吨/年，年产量约3500万吨，主要作为合成氨、合成甲醇及炼化等工业过程的中间原料。作为能源使用的氢气量很少，截至2023年底，我国累计建成加氢站仅400余座，加注能力每年只有几万吨，实际加注量更少。
化石能源制氢是氢气的主要来源，工业副产氢是重要的补充来源。我国煤制氢、天然气制氢、工业副产氢和电解水制氢产能约分别为2750万吨/年、1080万吨/年、1000万吨/年、45万吨/年。工业副产氢的产能和产量受主产品的产能和产量限制，提升空间相对有限；可再生能源电解水制氢将是清洁低碳氢未来的主要增量来源。
工业副产氢碳排放强度核算方法尚未统一，绿色属性存在争议。工业副产氢主要来源于石化、焦炭、烧碱、钢铁等行业，若将上述行业的二氧化碳排放都算作主产品的生产过程排放，则副产氢可认为是零碳排放的绿氢。但各类副产氢尚无权威的碳排放核算方法，短期内无法获得碳排放强度的准确数值，绿色属性认定更是遥遥无期。
电解水制氢过程本身不产生碳排放，但需考虑包括发电在内的全生命周期碳排放。生态环境部、国家统计局最新发布的数据显示，全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5366千克二氧化碳/千瓦时，化石能源电力二氧化碳排放因子为0.8325千克二氧化碳/千瓦时。若按全国电力平均排放因子核算，二氧化碳排放强度约为每千克氢排放27千克至32千克二氧化碳。当前，全国非水电可再生能源电力发电量仅占15.9%，在风光出力不足的时间段，电解水制氢所消耗的电力实际上百分之百为化石能源发电，这部分氢气的二氧化碳排放强度约为每千克氢排放41千克至49千克二氧化碳。“离网制氢”项目大多位于优质风光资源区，这类可再生能源电力对电网冲击最小，是替代煤炭发电的优质电力，属于稀缺资源。“离网制氢”项目有助于局部地区“双碳”目标的实现，但不是全国范围实现“双碳”目标的最佳方案。
制氢成本过高制约发展
交通用氢成本降幅不及预期
●化石能源制氢成本受地域影响显著
●电解水制氢成本受电价影响显著
●交通用氢成本稳步降低，但下降幅度远不及预期
高成本是制约氢能高质量发展的另一个因素。京津冀、上海、广东等氢能示范城市群大多将加氢站补贴前终端销售价格上限设定为30元/千克，按照等热值计算，数倍于煤炭等化石能源价格，仅与包含约50%税费的汽柴油价格相当。
化石能源制氢成本受地域影响显著。化石能源制氢成本主要包括原料成本、设备折旧以及人工费和税费等，其中原料成本受地域影响最为显著。山西、陕西、新疆、内蒙古等省区煤化工、氮肥企业生产装置紧邻煤炭或天然气主产区，不需要额外的运输和储存成本，吨氢成本普遍低于1万元。
电解水制氢成本受电价影响显著。电解槽预期使用寿命可达10万小时，当前主流1000标准立方米/小时碱性电解槽的市场价已低至500万元，全生命周期可生产1亿立方米氢气，不考虑维修及财务成本，吨氢设备折旧为560元，即使每天只利用8小时，吨氢设备折旧也仅为1680元，低于煤制氢和天然气制氢吨氢设备折旧2000元至3000元水平。全国各省市区网电价格区间为0.38元/千瓦时至0.62元/千瓦时，对应制氢电力成本为19元/千克至37元/千克，仅此一项就比化石能源制氢成本至少高1倍。
交通用氢成本稳步降低，但下降幅度远不及预期。根据《中国氢能发展报告（2023）》，2023年，全国高纯氢生产侧价格为34元/千克，消费侧价格为58元/千克，居高不下。乘用车领域，燃油车、氢燃料电池车、电动汽车百公里能耗分别为6升至7升油、1千克氢、15至20千瓦时电。在可再生能源电力可视作一次能源的背景下，燃油车、氢燃料电池车很难与电动汽车相竞争。
油电氢协同是炼化行业发展的主要方向
●短期内适度解耦“安稳长满优”，推进能源清洁替代
●中远期布局制氢供电中心，推进战略接替
近年来，可再生能源发电的成本快速下降，当前光照资源丰富地区的发电成本接近0.1元/千瓦时。但可再生能源发电的最大问题是出力不均匀、不受控。如何让其与“安稳长满优”的炼化产业协同发展，是解决氢能高质量发展问题的重点方向。
短期内适度解耦“安稳长满优”，推进能源清洁替代。燃油消费达峰叠加炼油产能过剩，炼化行业传统的“长周期满负荷”生产模式已无法取得经济效益，需要灵活安排生产。如仅在白天太阳能出力好的时段，利用现有电网富余的输送能力，将中西部不能上网的光伏电力输送至东部炼厂电解水制氢，通过灵活调节化石能源制氢装置白天低负荷、晚上高负荷运行，无须新建储氢设施，即可低成本制取和消纳绿氢。按照满负荷20%的灰氢替代，全国需新增约700万标准立方米/小时制氢能力，对应新增7000台1000标准立方米/小时电解槽。制约该模式的最大问题是电网过网费造成的“高电价”，需加快以电力市场化为代表的能源体制革命，将西部几分钱的“市场电”，通过合理的过网费输送至东部，实现约1万元/吨电解水制氢综合成本，提升绿氢竞争力。
中远期布局制氢供电中心，推进战略接替。能源法明确，“国家建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控全面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系”，倒逼炼化行业增加风光等可再生能源电力消纳。随着电动汽车渗透率进一步提高，未来油气资源可用于发电，弥补风光出力不足时段的电力供应。集团公司2.2亿吨炼油产能，供给能力超过10座三峡电站，炼化生产装置既能消纳多余电力，又能补充出力不足时段的电力，遍布全国的26家炼化生产企业犹如26座大型蓄能电站，推进了战略接替。
习近平总书记指出，在推进新能源可靠替代过程中逐步有序减少传统能源。这要求我们围绕炼化绿色低碳转型需求，积极有序布局可再生能源电解水制氢，为全面建成基业长青的世界一流企业贡献炼化力量。
