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电氢协同是打造绿氢化工系统的关键举措

时间：2023-09-12 来源：浏览：

电氢协同是打造绿氢化工系统的关键举措

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氢能具备能源载体和工业原料的双重属性，电氢协同可促进可再生能源发电与化工行业彼此融合，进而打造基于可再生能源的绿氢化工系统。基于电氢协同的绿氢化工还存在生产工艺、基础设施及体制机制方面的挑战。绿氢与化工行业具有巨大协同发展潜力，需以系统性思维开展绿氢化工顶层设计。

化工部门是国民生产中主要的碳排放部门，也是脱碳难度最高的部门之一。在我国，合成氨、合成甲醇等化工行业每年消费的氢气量高达2000万吨，其上游原料几乎全部源于煤炭、天然气等化石能源。在“双碳”目标背景下，化工部门面临着巨大减碳压力，推广可再生能源制氢替代传统化石能源制氢是加快推进我国化工部门低碳转型的关键举措。

氢能具备能源载体和工业原料的双重属性，电氢协同可促进可再生能源发电与化工行业彼此融合，进而打造基于可再生能源的绿氢化工系统。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）》，指出“探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业替代化石能源示范”。2022年4月，工信部联合六部委印发了《“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》，提出“鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发‘绿氢’，推进炼化、煤化工与‘绿电’‘绿氢’等产业融合示范”。地方层面，截至目前全国已有20多个省份和60多个地级市制订了氢能产业发展规划，已公开发布的可再生能源制氢项目合计产能达到429万吨，其中合成氨、合成甲醇项目成为带动绿氢需求的关键驱动因素。据不完全统计，截至2022年底，国内已规划绿氨项目产能达到340万吨，绿醇项目产能接近450万吨，合计每年绿氢需求接近120万吨。

然而基于电氢协同的绿氢化工还存在生产工艺、基础设施及体制机制方面的挑战：

一是上下游工段不连续。绿氢化工链条长、运行方式多变，波动可再生能源发电与下游化工连续工序之间的耦合需要权衡各工段技术选型和容量配置。目前碱性和质子交换膜电解水制氢装置都存在一定负载波动约束，难以保证规模化、连续稳定的氢能供应。在用氢端，从运行安全、设备寿命、经济性出发，需要确保化工行业氢能的连续稳定供应。如合成氨项目设计运行时间一般在7000小时/年以上，难以适应波动可再生能源制氢特性。

二是供需空间不匹配。我国绿氢资源与化工产能空间错配问题突出，风电、光伏发电等可再生能源富集地区主要集中在西部的内蒙古、甘肃、青海、新疆、四川、云南等地，本地消纳绿氢空间有限，外送能力不足。而石油化工产能主要分布于中东部沿海地区，绿氢资源相对有限。西部可再生能源既可通过新建氢气管道或改造天然气管线输送至中东部地区，又可以绿电形式利用特高压输电通道输送至负荷终端，但电氢网络协同运行方式尚待研究。

三是体制机制不匹配。目前我国尚未针对绿氢产业链建立完整的项目管理、并网调度、电价政策与绿色认证标准，这些都给绿氢化工的有序发展带来困难。

绿氢与化工行业具有巨大协同发展潜力，需以系统性思维开展绿氢化工顶层设计。在生产环节，应充分发挥绿氢灵活储调特性，促进大规模、高比例新能源消纳。在储运环节，深入论证大规模可再生能源通过电氢网络进行远距离输送的可行性，实现输电与输氢优势互补，提升可再生能源长距离输送效率。在消费环节，重点推动绿氢在化工领域的规模化应用，鼓励绿氨、绿醇等绿氢化工试点示范。在政策层面，建议加大对绿氢产业的扶持力度，重点支持技术创新与成果转化，研究出台针对绿氢的电价补贴和减税政策，加强化工行业能耗“双控”、碳排放“双控”等政策的衔接，探索鼓励绿氢消费量在相关考核中予以抵扣。在监管层面，建议加强覆盖氢能制备、储运、应用全供应链碳足迹核算的标准体系研究，研究制定绿氢行业认证标准，建立健全绿氢相关法律法规和监管制度，积极参与绿氢国际标准制定，支持绿氢减排量纳入自愿碳减排市场交易。

当前我国正处于新型能源体系建设的关键时期，氢能与新型电力体系是未来碳中和能源系统的核心要素，有必要发挥氢能在新型能源体系建设中的独特作用，充分挖掘绿氢低碳能源与原料的双重价值，通过电氢协同将绿氢与化工有机融合，推动可再生能源对化石能源的全面替代，助力实现“双碳”目标。