随着全球气候变化压力的不断增大，我国作为世界上最大的碳排放国，积极推进“双碳”目标。在这一背景下，煤化工行业作为高碳排放行业之一，面临着巨大的转型压力。耦合绿氢，即通过可再生能源电解水制氢，成为未来实现煤化工行业绿色低碳发展的重要路径之一。
煤化工行业发展现状
煤化工是以煤炭为原料，通过热解、气化、液化等化学加工技术将其转化为气体、液体或固体燃料及化工产品的过程，是衔接能源与化工领域的关键产业。其产业链（见图1）涵盖上游煤炭原料（如烟煤、无烟煤、褐煤）、中游核心加工环节（煤焦化、煤气化、煤液化）以及下游能源与化工产品（如甲醇、烯烃、芳烃等）。
在我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋下，煤化工长期承担着保障能源安全与基础化工原料供给的战略职能。传统煤化工曾支撑农业、钢铁等国民经济支柱产业，而现代煤化工通过煤制油、煤制烯烃等技术路径，逐步实现石化产品的部分替代，成为能源化工体系的重要补充。
我国煤化工产业经过20多年发展，产能规模和产值快速增长。根据中国石油和化学工业联合会发布的数据，2024年中国石油和化工行业整体营业收入为16.28万亿元，连续3年稳定在16万亿元规模，占全国规模工业营业收入的12%左右。其中，煤化工（包括传统与现代煤化工）市场规模达到5.9万亿元，同比增长8.8%，占全行业营收的36.2%。根据国家能源集团统计，2023年中国煤制油、煤制天然气、煤制烯烃和煤制乙二醇四大类产品产量分别为724万吨、63.3亿立方米、1725万吨、547万吨，折合原油当量超4000万吨，约占中国自产原油的1/5。
截至2024年底，仅西北地区规划的煤化工项目总投资额或超万亿元。传统煤炭企业加大了现代煤化工项目投资力度，在煤炭资源丰富的西北地区规划多个大型煤化工项目，以煤制烯烃等主流现代煤化工产品为主（见表1）。
煤化工行业绿色低碳发展的主要路径
在“双碳”目标的约束下，我国现代煤化工产业面临着严峻的减排压力。在温室气体排放总量中，煤化工排放占比并不高，但煤化工行业高能耗、高排放的特性与低碳转型的要求形成了显著的矛盾。从细分领域来看，煤制烯烃的碳排放强度最高，达到10.8吨CO2/吨产品，远高于煤制油（5.86.4吨CO2/吨）和煤制甲醇（3.2吨CO2/吨）。此外，工艺过程排放（占比56%~67%）远高于动力供能排放（33%~44%），这表明工艺优化是减排的关键突破口。
加快煤化工行业的绿色低碳发展，对于应对气候变化、推动经济社会的可持续发展以及实现“双碳”目标至关重要。当前，国内煤化工行业降碳路径主要包括源头降碳、过程减碳以及技术升级与多能耦合三个方面。
首先，源头降碳是关键举措之一。在传统的煤化工生产过程中，水煤气变换反应被用于调整碳氢比，然而这一过程却导致了大量二氧化碳的排放。绿氢，即通过可再生能源电解水制取的氢气，为解决这一问题提供了新的思路。绿氢可以直接替代煤制氢环节，从而大幅减少变换反应的需求。研究表明，在煤制甲醇、烯烃等产业链中，绿氢替代的潜力高达55%，而在煤制天然气领域，这一比例更是达到了70%，源头降碳效果显著，理论减排量可达70%。这一举措从生产源头上削减了碳排放，为煤化工行业的低碳转型奠定了坚实的基础。
在实施源头降碳的同时，过程减碳同样不可忽视。煤化工行业碳排放的33%~44%来自燃煤供能，例如蒸汽驱动压缩机等设备的运行。以绿电替代传统化石能源供电，能够有效降低动力环节的碳排放。以新疆某园区为例，通过实施绿电驱动空分装置以及进行电气化改造，实现了50%的绿电替代，结果碳排放量减少了约1/3，单位产品的能耗也显著下降。这充分表明绿电在煤化工过程减碳中具有巨大的潜力，通过优化能源供应结构，可以显著降低生产过程中的碳排放强度，提升整个行业的能源利用效率。
除了绿氢和绿电的应用，技术升级与多能耦合也是推动煤化工行业降碳的重要手段（见图2）。发展诸如煤直接液化、电解煤浆制氢等新技术，并结合碳捕集利用与封存（CCUS）技术，可以实现深度脱碳。同时，构建多能耦合系统，例如风光储氢一体化，能够有效优化能源结构，提高系统的整体效率。这种综合性的技术升级和能源耦合模式，不仅有助于进一步降低碳排放，还能提升煤化工行业的整体竞争力，使其在低碳发展的背景下更具可持续性。
煤化工行业耦合绿氢发展现状
在三种降碳路径中，源头降碳中的绿氢耦合是未来最具发展潜力的方向之一。我国煤化工基地大多集中在西北地区，而该地区恰好也是风光等新能源资源富集的区域，这种资源禀赋的高度匹配为绿氢耦合发展提供了绝佳的条件。绿氢制备可以消纳弃风弃光电力，有效解决新能源的间歇性问题，同时为煤化工提供零碳氢源，从而形成“绿电-绿氢-化工”的闭环。这一闭环模式不仅实现了能源与化工产业的深度融合，还有效提升了能源利用效率，减少了对传统化石能源的依赖，为煤化工行业的低碳转型提供了有力的支撑。
绿氢耦合发展不仅在能源利用上具有显著的优势，还带来了经济与环境效益的双赢局面。随着绿氢规模化应用的不断推进，其成本呈现出持续下降的趋势。当绿氢与煤化工耦合后，可以有效降低碳税压力。相关案例显示，20%的绿氢替代加上50%的绿电替代可以使园区的碳排放减少37.7%，单位产品的碳强度下降30%~50%，有力地推动了“双碳”目标的实现。
在绿氢与煤化工工艺的集成模式方面，场内绿氢制取与就地利用是一种直接且高效的方式。通过在煤化工园区内部或邻近区域部署可再生能源驱动的电解水制氢装置，利用光伏、风电等可再生能源驱动电解槽设备，现场制取绿氢并实现就近输送使用，从而有效降低运输和储存环节的能源损耗与风险。此外，绿氢还可以替代传统煤制氢工艺，目前煤化工中的氢气主要通过煤气化和水煤气变换反应获得，这一过程不仅能耗高、效率低，还伴随大量的二氧化碳排放。而绿氢作为清洁氢源，能够部分或完全替代传统煤制氢路径，从源头减少碳排放，提升产品的绿色属性。
协同利用绿氧资源也是绿氢与煤化工工艺集成的重要模式之一。水电解制氢的副产物氧气（绿氧），在煤化工中可实现高效协同利用。煤化工流程中大量依赖空分装置制氧，其能耗与成本负担不容忽视。通过替代空分工艺中的氧气供给，绿氧可显著降低电耗和运营成本，实现“绿氢+绿氧”的协同节能增效。同时，氢气掺混煤气化工艺路径也是一项前沿的集成思路。在煤气化过程中引入外源绿氢，可以实现对合成气（CO+H2）质量的优化与碳含量的调节。通过提升H2/CO比值，可改善下游合成反应的选择性和碳利用率，同时减少副产CO2量，为煤化工产业链实现“氢助碳减”提供了技术支撑。
在绿氢的应用实践方面，合成氨生产中的绿氢替代具有重要意义。传统合成氨生产主要通过哈伯-博世工艺，以煤气化制得的氢气与氮气合成氨。引入绿氢可实现绿色氨生产，减少氮肥产业链的碳排放。绿色氨不仅可用于农业领域的绿色肥料生产，也被视为未来氢能运输与储存的潜力介质，具备氢能载体的双重属性。绿色甲醇制备也是绿氢应用的重要领域。绿氢与捕集的二氧化碳反应，可直接合成绿色甲醇，这是一种典型的“碳捕集与利用（CCU）”路径。相较于传统煤制甲醇工艺，该方法大幅降低碳源消耗与排放负荷。此外，绿氢也可参与煤基甲醇工艺，通过调节H2/CO比值，提高碳原子转化效率和下游化学品收率。
在煤制烯烃（CTO）过程中，绿氢同样发挥着重要作用。水煤气变换与空分制氧环节占据了CTO工艺较高的能耗比例。通过引入绿氢，不仅可直接替代部分水煤气变换过程，还可与煤气化生成的粗合成气联用，形成优化的一体化原料气结构。在一定条件下，还可完全取消空分系统，从系统层面降低能耗并提升二氧化碳的综合利用效率。
在煤化工行业耦合绿氢发展的进程中，仍面临着诸多挑战。首先，技术与成本瓶颈是亟待突破的难题。尽管制氢和利用技术在不断进步，但绿氢产业链仍面临多重技术挑战。目前，碱性水电解（ALK）虽已实现商业化，但其效率和反应速率仍有提升空间；质子交换膜（PEM）电解处于初期商业化阶段；而固体氧化物（SOEC）和阴离子交换膜（AEM）电解技术大多还处于示范阶段。电解槽成本较高且寿命有限，加上大规模运行对电网稳定性的要求，使得绿氢制备投资回收期长，经济性尚不完全成熟。此外，氢气储运基础设施不完善，长距离输送和大容量储存技术成本高，这也在很大程度上制约了绿氢的规模化应用。
其次，政策与市场不确定性给煤化工与绿氢融合带来了阻碍。目前我国针对可再生制氢的专项激励措施仍在完善之中，碳价格机制尚未形成对高碳项目的充分约束。部分新建煤化工项目在环评和能耗双控等方面面临更加严格的审批。市场价格机制尚未充分反映碳减排价值，化工企业采用高成本绿氢的动力不足，需要依靠政策补贴或绿色溢价政策来引导。在国际市场中，绿氢仍处于前期阶段，国际价格和贸易体系不完善，加之技术标准缺失，给跨国项目合作带来了不确定性。
再者，产业协同与人才瓶颈也是制约发展的因素。煤化工和新能源产业本身均是跨学科、高投入的领域，缺乏高水平的交叉人才。企业在推进绿氢与煤化工融合时，既要整合化工流程，又要掌握新能源工程和系统优化技术，这对企业技术实力和管理能力提出了更高要求。同时，产业链的衔接需要产业生态配套，比如氢储运、智能调度等新兴配套产业尚需培育，整体产业链协同效率有待提高。
煤化工行业耦合绿氢发展潜力及建议
在保持煤化工行业现有规模的基础上，本文对主要技术路线在2030年和2035年的绿氢需求量进行了合理估算。估算基于以下假设：以2023年底全国装机产能为基准，2030年产能与2023年持平，2035年在此基础上增长20%；各产品单位产量对应的氢气需求量取自新疆案例计算值；煤制烯烃、油、甲醇、乙二醇链条的可替代潜力为55%，煤制天然气链条为70%；2030年实现可替代潜力的20%绿氢渗透率，2035年实现50%。
首先，基于2023年产能和单位产量氢气需求量，计算得出各主要路线的总氢气需求。其中，煤制油产能为931万吨/年，单位产量氢气需求为0.2855吨氢气/吨产品，总氢气需求为266万吨；煤制天然气产能为74.5亿立方米/年（约534万吨），单位产量氢气需求为0.375吨氢气/吨产品，总氢气需求为200万吨；煤制烯烃产能为1872万吨/年，单位产量氢气需求为0.2855吨氢气/吨产品，总氢气需求为535万吨；煤制乙二醇产能为1143万吨/年，单位产量氢气需求为0.129吨氢气/吨产品，总氢气需求为148万吨。
其次，根据各路线的可替代比例，计算得出可由绿氢替代的最大氢气需求量。煤制油的可替代氢气潜力为146万吨，煤制天然气为140万吨，煤制烯烃为294万吨，煤制乙二醇为81万吨。
对2030年和2035年的绿氢需求量进行估算结果见表2。2030年，按照20%的绿氢渗透率计算，煤制油的绿氢需求约为29万吨，煤制天然气约为28万吨，煤制烯烃约为59万吨，煤制乙二醇约为16万吨。2035年，产能增长20%，绿氢渗透率达到50%，煤制油的绿氢需求约为88万吨，煤制天然气约为84万吨，煤制烯烃约为176万吨，煤制乙二醇约为49万吨。
到2030年，四大主要路线合计绿氢需求约为132万吨；到2035年，这一数字可增至约300万吨。鉴于煤制烯烃和煤制油路径规模大、可替代潜力高，应优先布局大规模绿氢配套；煤制天然气虽单位需求高，但总规模相对较小，可作为策略补充；煤制乙二醇目前需求最小，可灵活配套。建议结合国家“2030碳达峰”行动方案，出台针对煤化工园区的绿氢配套比例指标，并同步完善绿氢运输、储存和价格补贴机制，以保障上述目标的实现。
此外，为推动煤化工行业与绿氢耦合发展，提出以下建议：
一是完善顶层规划与布局将煤化工与绿氢耦合纳入国家和地方能源产业规划。国家层面应在“十五五”能源规划和碳中和战略中明确融合发展目标，出台专项规划或行动方案，引导西北等资源地区建设氢能综合基地。省市层面应结合区域能源优势，统筹布局风电、光伏、制氢及煤化工项目基地，避免重复建设，形成产能规模化优势。
二是加大政策与市场支持建立绿色氢能发展基金，提供投资补贴或低息贷款，加大对大型示范项目的支持力度。推进碳交易、碳税等市场化手段，将绿色低碳生产要素价格纳入成本考量，鼓励化工企业优先使用绿氢。对国内首批绿氢耦合项目给予税收减免、用地优先等政策倾斜，对出口导向型化工产品实施绿色认证，开辟溢价市场。
三是强化技术创新与示范推广支持高效电解槽、氢气储输、氢气燃烧和合成工艺优化等关键技术的研发攻关，鼓励科研院所、高校与企业合作开展氢能全链条联合攻关。推进试点示范园区建设，复制宁夏、内蒙等成功模式，总结示范经验。例如，国家发改委可指导各地在煤化工园区内配置可再生制氢装置并实现产业化联产，对模式创新进行评价和推广。
四是建设基础设施与深化国际合作加快构建氢气管道网络和加氢站布局，优先在煤化工基地内建设示范氢能管道，实现绿氢与化工装置的高效对接。制定绿色化工及氢能相关标准规范，加强与国际标准接轨，在绿色制氢、电解槽等关键领域引入国际认证，提升产业竞争力。借鉴德国、日本等国的先进经验，加强国际交流与合作。支持国内企业参与“一带一路”氢能项目建设，引进国外成熟技术和管理经验。通过双边或多边机制，引导优势地区（如西北）与绿电丰富国家建立绿氢输送、绿色化工产品贸易渠道，实现优势互补。
通过以上建议的实施，可推动我国煤化工行业与绿氢产业深度融合，形成清洁高效的煤炭利用新模式，助力实现化工行业的低碳高质量发展。