积极有序布局可再生能源制氢 推动能源企业绿色低碳转型

国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布“中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。“双碳”目标为氢能产业高质量发展提供了根本遵循。2022年3月，国家发改委、国家能源局印发《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》，要求逐步推动构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，稳步推进氢能在交通、储能、发电、工业领域示范和替代应用。2024年11月，全国人大常委会表决通过《中华人民共和国能源法》，氢能首次被明确纳入能源管理体系，为其发展消除法律约束。同年12月，工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，提出加快工业副产氢和可再生能源制氢等清洁低碳氢应用，重点加快清洁低碳氢替代、氢碳耦合制绿色甲醇、氢氮耦合制绿色合成氨。

油气企业大多采取上下游一体化布局业务，上游勘探板块拥有丰富的风光资源，下游炼化板块是氢能生产和消纳的重要领域，如何充分挖掘已有产业优势，促进绿色低碳氢低成本规模化制取和应用，将对行业绿色低碳转型产生深远影响。本文将就氢能产业发展基础、存在问题及下一步发展方向进行阐述。

（来源：中国电力企业管理  作者：李庆勋）

氢能产业发展基础良好，

绿色低碳氢源供给不足

氢气作为合成氨、合成甲醇、油品精炼的原料使用已有百余年历史，全球范围内每年氢气消耗规模达到亿吨，当前，阶段氢气制取和利用具有显著的规模效益，炼油装置规模以千万吨/年为主，合成氨、合成甲醇装置规模以数十万吨乃至百万吨/年为主，“安稳长满优”是获取最佳经济效益的重要手段，由于氢源稳定可控，几乎不涉及氢气储存运输。

化石能源制氢是氢气的主要来源，工业副产氢是重要补充来源。我国煤气化制氢、天然气制氢、工业副产氢和电解水制氢产能分别约为2800万吨/年、1080万吨/年、1070万吨/年、50万吨/年，2024年产量分别约为2070万吨、760万吨、770万吨、32万吨，化石能源制氢的产能和产量平均占比约80%，其中煤气化制氢的产能和产量占比均超过50%，这与我国以煤炭为主的能源禀赋密切相关，也是氢能发展的产业基础。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，风光等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。

化石能源制氢的碳排放强度仍有下降空间。根据工业生产装置实际运行数据，煤气化制氢单耗约7～8吨煤/吨氢气，二氧化碳排放强度约为20～25千克二氧化碳/千克氢气，上述煤耗既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量来自可再生能源电力，按照C+2H2O=CO2+2H2计算，二氧化碳排放强度可降低至11千克二氧化碳/千克氢气。天然气制氢单耗约4000～4500立方米天然气/吨氢气，二氧化碳排放强度约为10～12千克二氧化碳/千克氢气，上述天然气消耗同样既包括原料也包括提供能量的燃料，若能量来自可再生能源电力，按照CH4+2H2O=CO2+4H2计算，二氧化碳排放强度可降低至5.5千克二氧化碳/千克氢气，如果采用可再生能源电力作能量直接热裂解天然气，按照CH4=C+2H2计算，可实现零碳排放制氢。此外，煤气化制氢、天然气制氢耦合碳捕集技术也是降低碳排放的有效技术手段，但居高不下的碳捕集成本是阻碍该技术大规模推广应用的重要原因。

电解水制氢的碳排放强度与电力来源密切相关。国家生态环境部、国家统计局最新发布数据显示，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。根据电解水制氢装置实际运行数据，系统单耗约50～60千瓦时/千克氢气，如果采用网电电解水制氢，若按照全国电力平均排放因子核算，二氧化碳排放强度约为27～32千克二氧化碳/千克氢气；考虑到当前全国非水电可再生能源电力发电量仅占全社会用电量的15.9%，电解水制氢所消耗电力在风光出力不足时段实质为100%化石能源发电，二氧化碳排放强度高达41～49千克二氧化碳/千克氢气。即使是规划中的“离网制氢”项目碳减排效应也存疑，该类项目大多位于风光资源优质地区，所发可再生能源电力对电网冲击最小，是替代煤发电的“优质电力”，属于稀缺资源，若所发电力全部用于电解水制氢，虽然可制取一定数量绿氢（含氢基产品），有助于局部地区“双碳”目标的实现，但不利于全国范围实现“双碳”目标。在我国化石能源发电占比超过60%、煤电兜底背景下，无论“离网制氢”还是“并网制氢”，现阶段全天候连续电解水制氢的电力很大比例都是煤电，难以有效降低整体碳排放。

工业副产氢碳排放强度无法单独定量碳排放强度，其数值受核算方法影响显著。工业副产氢主要来源于石化、焦炭、烧碱、钢铁等行业，以及合成氨、合成甲醇副产的尾气、驰放气等。目前，行业通行的二氧化碳分配规则大多是质量分配法，考虑到副产氢产量相比主产品产量要小1～2个数量级，副产氢碳排放强度远小于化石能源制氢，是理想的低碳氢源。但若主产品二氧化碳排放强度偏高，为增强主产品的绿色低碳属性，未来二氧化碳核算规则修改，副产氢的碳排放强度会随之增加。

制氢成本总体可控，

氢能综合成本偏高

氢气作为合成氨、甲醇及油品精炼的原料是“刚需”，没有替代品，对氢气价格不敏感，中国合成氨产能超过7000万吨/年，年产量超过5000万吨，约80%合成氨用于生产氮肥，为粮食增产稳产提供了重要保障。作为能源直接利用，氢燃料相比于燃油、燃气及可再生能源电力等其他能源则是“奢侈品”，京津冀、上海、广东等氢能示范城市群大多将加氢站终端销售价格上限定为30元/千克氢气，按照等热值计算，类比价格对应5200元/吨煤、204美元/桶原油、8.9元/立方米天然气、0.9元/千瓦时、7.9元/升汽油、8.8元/升柴油，数倍于煤炭等化石能源价格，仅与含税的汽柴油价格相当。

化石能源制氢成本受原料成本影响显著。化石能源制氢成本主要包括原料成本、设备折旧及人员费和税费等，其中原料成本受地域影响最为显著，新疆、内蒙古等煤化工、氮肥企业生产装置紧邻煤炭或天然气主产区，不需要额外的原料运输和储存成本，氢气生产成本远低于其他地区。

电解水制氢成本受电价影响显著。碱性电解槽预期使用寿命可达10万小时，全生命周期可生产1亿标方氢气，当前主流1000标方/小时碱性电解槽的市场报价已降低至500万元，不考虑维修及财务成本，设备成本仅0.05元/标方氢气，折合560元/吨氢气，即使每天只利用8小时，设备成本也仅1680元/吨氢气，低于煤制氢和天然气制氢2000～3000元/吨氢气的设备成本。全国各省、自治区、直辖市网电价格区间0.38～0.62元/千瓦时，按照制氢单耗50千瓦时/千克氢气，对应制氢电力成本19～31元/千克氢气，仅电力成本就比化石能源制氢高一倍。

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/千克氢气，较2022年降低1.5元/千克氢气；消费侧价格为58元/千克氢气，较2022年降低1.3元/千克氢气。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6～7升油、1千克氢气、15～20千瓦时的电量，前两者燃料热值折合60～70千瓦时、33千瓦时（低热值），内燃机效率约为20%～30%（电量输出相当于12～21千瓦时）、氢燃料电池发电效率约为50%（电量输出相当于16.5千瓦时），三种类型车辆发动机输出功率基本相当，特别是在可再生能源电力可视作“一次能源”的背景下，氢燃料电池车很难与电动汽车相竞争。

电氢协同、油氢协同

是能源企业发展的主要方向

近年来，可再生能源发电成本快速下降，光照资源丰富地区的度电成本接近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，如何将其与“安稳长满优”的炼化产业协同发展，是解决氢能产业高质量发展的重点方向。

短期内适度解耦“安稳长满优”，推进能源清洁替代。2024年，风光可再生能源发电总量比2023年增加3800亿千瓦时，按等热值约相当于3260万吨原油，换言之，一年接近新增一个大庆油田，这为电解水制氢提供了电量储备。燃油消费达峰叠加炼油产能过剩，传统的长周期满负荷生产模式已无法取得经济效益，因此，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电能力，将中西部地区不能上网的光伏电力输送至东部炼厂用于电解水制氢，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，无需新建储氢设施，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700×10的四次方标方/小时制氢能力，对应新增7000台1000标方/小时电解槽，功率规模为35吉瓦，相当于2023年全国电解槽出货总量的20余倍。制约该模式的最大问题是电网过网费造成的“高电价”，需要加快以电力市场化为代表的能源体制革命，将西部地区几分钱的“市场电”，通过收取合理的过网费输送至东部地区，保障电解水制氢综合成本控制在1万元/吨氢气以内，提升绿氢竞争力。

中远期布局供氢供电中心，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”，这将倒逼炼化行业加快淘汰高碳排放生产装置，增加风光可再生能源及电解水制氢供给。随着未来电动汽车渗透率进一步提高，大量油气资源可能会用于发电，来弥补风光出力不足时段的电力供应。中国炼油产能约有10亿吨，能源供给能力超过50座三峡水电站，炼化生产装置既可消纳风光大发时段多余电力又可作为出力不足时段的补充电力，遍布全国的炼化生产企业犹如大型蓄能电站，在基本不增加基础设施建设的前提下，低成本实现战略接替。

政策建议

实现碳达峰、碳中和目标，不可能毕其功于一役，要在推进新能源可靠替代过程中逐步有序减少传统能源消耗。

技术先行，示范带动。氢能产业链长、技术门槛高，在国家重点研发计划持续支持下，一批制氢、储运氢、用氢示范项目陆续落地，各大能源央企结合自身业务积极开展工业应用，仍需久久为功，善作善成。

以量换价，良性循环。氢气作为能源利用还处于商业化初期，虽然增速很快，但利用总量仍偏少，设备利用率不高，导致成本居高不下，需进一步扩大规模和使用领域，“以量换价”降低成本，促进形成良性循环。

标准引领，产业升级。氢能是化工、冶金等高耗能行业实现“双碳”目标的重要抓手，从能耗双控向碳排放双控转变的背景下，要通过标准引领逐步优胜劣汰，促进产业平稳有序转型升级。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年5期，作者系中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院氢能研究所副所长

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