當(dāng)前，眾多煉油企業(yè)正向煉化一體化方向邁進(jìn)，推動煉油傳統(tǒng)產(chǎn)能與氫能、生物質(zhì)能協(xié)同發(fā)展，煉油廠化工轉(zhuǎn)型路線實質(zhì)為多種加氫技術(shù)、裂化技術(shù)和多種裂解技術(shù)的集成優(yōu)化，主要包括分別以“渣油加氫裂化+催化裂解”“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”“渣油加氫處理+催化裂解”“渣油加氫處理+催化裂解”“全加氫裂化”為核心的四種關(guān)鍵技術(shù)路線。

 

我國石化產(chǎn)業(yè)用氫氣主要來自煤和天然氣制氫及工業(yè)副產(chǎn)氫，綠氫產(chǎn)量約1%。國內(nèi)外尚無綠氫的統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟提出的團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)T/CAB0078-2020《低碳?xì)洹⑶鍧崥渑c可再生能源氫的標(biāo)準(zhǔn)與評價》，清潔氫和可再生氫的單位氫氣碳排放量閾值均為每千克氫氣排放4.9千克二氧化碳，可再生氫同時要求制氫能源為可再生能源。本文中綠氫是指可再生氫。

 

目前，綠氫在我國石化工業(yè)應(yīng)用還處于工業(yè)示范階段，據(jù)不完全統(tǒng)計，國內(nèi)代表性綠氫煉化項目主要包括中國石化新疆庫車綠氫示范項目、中國石化鄂爾多斯市烏審旗風(fēng)光融合綠氫化工示范項目、蘭州新區(qū)液態(tài)陽光燃料合成示范項目、寧夏寶豐能源光伏制氫項目、大安吉電綠氫能源有限公司風(fēng)光制綠氫合成氨一體化示范項目等（詳見表1）。這些示范項目綠氫制備主要采用堿水電解制氫技術(shù)，該技術(shù)具有工藝成熟，制氫成本低，單槽產(chǎn)氫量高，適合規(guī)模化應(yīng)用等特點。

 

 

石化行業(yè)耦合綠氫應(yīng)用場景多樣，傳統(tǒng)石化行業(yè)用氫領(lǐng)域合成氨、甲醇、現(xiàn)代煤化工、煉油等均適用，具體與當(dāng)?shù)禺a(chǎn)業(yè)布局和具體項目經(jīng)濟(jì)性息息相關(guān)。根據(jù)各地風(fēng)光條件和用地成本不同有所差別，我國西部、北部地區(qū)煉化企業(yè)風(fēng)光資源較好、未開發(fā)地較多，適合開展大規(guī)模風(fēng)光發(fā)電制氫并就地供應(yīng)當(dāng)?shù)厥髽I(yè)；我國東部沿海石化企業(yè)適宜開展大規(guī)模海上風(fēng)電+適度規(guī)模制氫路線，具體制氫規(guī)模和建設(shè)進(jìn)度根據(jù)海上風(fēng)電技術(shù)成本進(jìn)步情況來推進(jìn)。

 

按照供電模式的不同，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3種。各種制氫模式各有優(yōu)缺點，關(guān)鍵看當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)支持和合作情況（詳見表2）。綠氫煉化示范項目現(xiàn)大多采用氫能產(chǎn)業(yè)一體化模式，該模式覆蓋了產(chǎn)業(yè)鏈所有環(huán)節(jié)，利用企業(yè)集團(tuán)的技術(shù)研發(fā)和設(shè)計能力、成本控制與供應(yīng)鏈管控能力、綠氫就地消納能力和基礎(chǔ)設(shè)施依托等優(yōu)勢，對產(chǎn)業(yè)鏈的全方位拓展和整合，實現(xiàn)各環(huán)節(jié)緊密融合和一體化效益最佳。以中國石化新疆庫車綠氫示范項目為例，該項目是全球在建最大的光伏綠氫生產(chǎn)項目，年產(chǎn)綠氫2萬噸，所產(chǎn)綠氫替代中國石化所屬塔河煉化公司現(xiàn)有天然氣制氫，預(yù)計每年可減少二氧化碳排放48.5萬噸。

 

 

石化行業(yè)耦合綠氫降碳的前景

 

石化行業(yè)作為我國高耗能高排放行業(yè)之一，按期實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)任務(wù)艱巨，需要開發(fā)高效的低碳、零碳和負(fù)碳技術(shù)。石化行業(yè)耦合綠氫發(fā)展可以大規(guī)模工業(yè)降碳，有研究表明，如果僅考慮綠氫取代煤化工中變換工序制氫，原料煤中碳進(jìn)入甲醇產(chǎn)品能從目前37.8%提高到71.8%，如果再考慮二氧化碳轉(zhuǎn)化成甲醇，按照李燦院士團(tuán)隊已實現(xiàn)每年千噸級綠色甲醇合成報道，甲醇選擇性達(dá)到98%，原料煤中碳幾乎能全部轉(zhuǎn)化到甲醇產(chǎn)品中，煤化工耦合綠氫綠電后有可能成為零碳行業(yè)。

 

我國石化耦合綠氫降碳的工業(yè)化具有可行性。

 

一是我國石化行業(yè)有得天獨厚的風(fēng)光資源優(yōu)勢。我國風(fēng)光等可再生能源資源潛力巨大，2021年底風(fēng)電、光伏發(fā)電累計裝機(jī)約6.34億千瓦，發(fā)電量9785億千瓦時，已明確2030年風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上，其中在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)規(guī)劃建設(shè)4.5億千瓦大型風(fēng)光基地建設(shè)。石化企業(yè)油氣田礦區(qū)很多位于沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)，與我國優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源高度重合，具有獲取風(fēng)光資源優(yōu)勢。

 

二是石化行業(yè)可實現(xiàn)可再生資源就地融合利用。石化企業(yè)自身是用電大戶，西北部可利用優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源發(fā)電制氫就地供應(yīng)當(dāng)?shù)厥突て髽I(yè)，東南部可以利用海上風(fēng)電制氫就地供應(yīng)沿海石油化工企業(yè)，助力石化企業(yè)節(jié)能降碳。

 

三是石化耦合綠氫降碳工業(yè)化具有經(jīng)濟(jì)可行性。我國已有多個萬噸級綠氫與石化工業(yè)耦合產(chǎn)業(yè)化示范項目在建設(shè)和運行，其中寧夏寶豐電力運營管理公司太陽能發(fā)電＋電解水制氫的成本控制在1.54元/Nm3（在0攝氏度1個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下的氣體體積）左右。如果考慮石化產(chǎn)業(yè)因綠氫替代帶來的減物耗、減碳排、節(jié)能和提產(chǎn)等帶來的額外利潤，相信石化耦合綠氫降碳項目的示范果不久就能達(dá)到工業(yè)推廣要求。

 

目前，我國石化行業(yè)耦合綠氫降碳還處于工業(yè)示范階段，尚不具備大規(guī)模推廣的條件，綠氫制取模式、技術(shù)路線還需要通過示范來驗證和優(yōu)化提高。同時，石化行業(yè)耦合綠氫降碳符合能源發(fā)展趨勢和國家產(chǎn)業(yè)政策，是實現(xiàn)碳中和的必然要求，具有可行性，發(fā)展前景廣闊。由于該技術(shù)將會帶動石化工藝流程再造與新能源耦合體系的構(gòu)建，將對石化行業(yè)產(chǎn)生深遠(yuǎn)的影響，建議石化企業(yè)提早部署和謀劃。綜上，石化行業(yè)耦合綠氫降碳具有廣闊的前景。現(xiàn)在到2030年，石化行業(yè)供氫將逐步由灰氫向藍(lán)氫和綠氫過渡，2060年傳統(tǒng)化石能源將逐步退出，綠氫將大規(guī)模進(jìn)入石化行業(yè)的主流程。

 

值得注意的是，我國石化行業(yè)耦合綠氫降碳還存在技術(shù)基礎(chǔ)薄弱、綠氫成本高于傳統(tǒng)能源制氫成本、產(chǎn)業(yè)合作模式不成熟、政策體系不完善等問題。為促進(jìn)石化行業(yè)耦合綠氫降碳盡快形成產(chǎn)業(yè)化優(yōu)勢，建議：

 

一是加快研發(fā)支撐綠氫煉化的前沿核心技術(shù)，包括高效電解水制氫技術(shù)、大規(guī)模儲氫技術(shù)和裝備、長輸管道輸氫技術(shù)、可再生能源發(fā)電與電網(wǎng)耦合技術(shù)、耦合綠氫的煉油化工工藝流程再造技術(shù)、電解水制氫耦合制甲醇或綠氨等化學(xué)品技術(shù)等前沿技術(shù)研究開發(fā)，不斷降低能耗和成本，加快推進(jìn)綠氫與石化耦合降碳工業(yè)化示范項目。

 

二是國家盡快出臺能體現(xiàn)綠氫低碳環(huán)保屬性的綠氫定價機(jī)制、綠氫儲能的扶持政策、支持石化行業(yè)耦合綠氫降碳項目財稅扶持政策、新能源制氫項目的碳排放方法學(xué)等綠氫政策體系。

 

三是發(fā)揮綠氫作為物質(zhì)與能量轉(zhuǎn)換媒介作用，加強(qiáng)可再生能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、石化企業(yè)及關(guān)鍵設(shè)備制造商和科研單位間合作，探索多方融合共贏的發(fā)展模式。