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绿氢“闯入”炼化：石化行业低碳转型的产业新叙事

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-11 09:41

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

在新疆库车市的戈壁滩上，绵延成海的光伏板在阳光下熠熠生辉。这里发出的绿电，正通过20多公里外的一座制氢工厂转化为氢气，再经管道输送至中国石化塔河炼化公司，替代炼油过程中使用的天然气制氢。这座全球首个万吨级绿氢炼化项目，已经连续安全平稳运行超过三年。

库车项目是一个缩影，折射出中国石化行业正在经历的一场深刻变革：从“灰氢”到“绿氢”，从“高碳炼化”到“低碳转型”。在“双碳”目标和全球能源结构调整的双重压力下，石化行业这个传统高碳排放大户，正在氢能技术的催化下，开启一条前所未有的绿色化路径。

从“口粮”到“绿粮”：氢气在石化行业的核心角色

氢气是石油炼化过程中不可或缺的工业原料。在加氢裂化、加氢精制等关键工艺环节，氢气被大量用于脱硫、脱氮和重油轻质化。据行业统计，中国炼化行业每年氢气消耗量约为3500万吨，其中绝大部分来自煤制氢和天然气制氢——也就是灰氢——每生产一吨灰氢，约排放10至20吨二氧化碳。

这意味着，石化行业的碳排放有相当比例来自制氢环节。如果以绿氢——即风电、光伏等可再生能源电解水制取的氢气——替代灰氢，不仅可以大幅降低炼化过程的碳排放，还能将石化行业从一个碳排放大户转变为绿色氢能消费者，在碳市场中获得减排收益。

中石化新星新能源公司氢能管理部经理李瑞霞介绍：“项目如果满负荷生产，每年可减少二氧化碳排放量约48.5万吨。”这个数字的意义在于，它证明了绿氢规模化替代灰氢在技术上是可行的、在减排上是显著的。

从“示范”到“规模化”：还有多远？

尽管库车等项目验证了绿氢炼化的技术可行性，但从示范走向规模化商用，仍有一段必须跨越的攻坚期。核心障碍是成本。当前，即便在国内风光资源最好的“三北”地区，绿氢成本依然超过18元/公斤，而灰氢成本仅为8至12元/公斤。绿氢要想在炼化场景中实现经济性替代，成本需降至12至15元/公斤。

绿氢成本的下降路径已经清晰：一是光伏、风电等绿电成本持续下降——过去十年，光伏度电成本下降了超过90%；二是电解槽技术的迭代和规模化生产——PEM（质子交换膜）电解槽效率正在提升；三是碳市场机制——绿氢已纳入国家核证自愿减排量（CCER）机制，碳资产收益可以弥补成本劣势。

在政策层面，利好正在加速释放。“十五五”规划纲要将氢能明确为未来产业重点培育方向，《新型能源体系建设“十五五”规划》提出2030年可再生能源制氢达200万吨的目标。2026年《政府工作报告》提出设立国家低碳转型基金，为绿氢产业发展提供了金融支撑。

不止于炼化：绿色甲醇与绿色航煤的产业延伸

绿氢进入石化行业的意义，远不止于替代灰氢。它正在催生一个更大的产业图景——绿色甲醇和可持续航空燃料（SAF）。8月5日，国家能源局发布《中国绿色燃料发展报告（2026）》，首次系统性梳理了绿色燃料产业发展。报告指出，国际航运、航空业减排要求日益严格，绿色燃料需求增长较快，中国具有发展绿色燃料的良好基础。

7月28日，3750吨产自吉林白城大安的绿氨经陆路运抵江苏连云港，装船发往韩国，创下全球最大单批次绿氨出口纪录。这批绿氨全部产自国家电投集团“氢洲·大安绿氨”示范项目——国内最大规模PEM制氢装备首次实现工业级稳定运行。

从库车的绿氢炼化，到大安的绿氨出口，一个以绿氢为核心的石化绿色转型产业拼图正在加速成形。这不是一场“要不要转”的讨论，而是一场“如何更快转”的竞赛。

绿氢经济性的破局路径

绿氢炼化从示范走向规模化的最大障碍是成本，但成本下降的路径并非只有"等绿电降价"这一条。电解槽技术进步带来的设备成本下降同样关键。据中国氢能联盟数据，碱性电解槽的单价已从2020年的约2000元/kW降至2026年的约1200元/kW，降幅达40%。PEM电解槽的降本速度更快——随着质子交换膜和催化剂材料的国产化突破，PEM电解槽单价从2022年的8000元/kW降至2026年的约4000元/kW。如果这一趋势延续，到2028年PEM电解槽成本有望降至2500元/kW以下，届时绿氢的综合成本可能降至15元/公斤以下，与灰氢的价差将大幅收窄。

另一个破局路径是"就近消纳"——即在风光资源丰富的"三北"地区，将绿氢生产与当地的煤化工、石油炼化等用氢场景深度耦合，减少氢气储运成本。库车项目正是这一模式的典范：光伏制氢厂紧邻塔河炼化，氢气通过管道直接输送，储运成本极低。据测算，如果氢气需要压缩、液化并长距离运输，成本可能增加50%-100%。因此，绿氢产业的规模化发展，在初期阶段应该优先布局于"产用一体"的场景，而非追求远距离输送。

在国际层面，绿氢贸易正在成为一个新兴赛道。欧盟计划到2030年进口1000万吨绿氢，日本和韩国也提出了类似的进口目标，合计潜在进口需求超过2000万吨/年。中国凭借全球最大的风光装机规模和电解槽制造能力，有望在绿氢出口市场中占据重要份额。大安绿氨出口韩国的案例已经证明，中国绿氢产品的国际竞争力正在形成——这为石化行业提供了一个全新的增长空间：从"用绿氢"到"卖绿氢"。

展望未来，绿氢炼化的发展将呈现"三阶段"路径：近期（2026-2028年），以百万吨级示范项目验证技术经济性，重点突破电解槽效率和寿命；中期（2028-2032年），在碳价上升和政策激励的双重驱动下，绿氢炼化进入商业化推广阶段；远期（2032年以后），绿氢有望成为石化行业的主力氢源，灰氢逐步退出历史舞台。这条路径的节奏，将由中国碳市场的碳价走势和电解槽技术的降本速度共同决定。

绿氢经济性的破局路径与全球贸易机遇

绿氢炼化从示范走向规模化的最大障碍是成本，但成本下降的路径并非只有"等绿电降价"这一条。电解槽技术进步带来的设备成本下降同样关键。据中国氢能联盟数据，碱性电解槽的单价已从2020年的约2000元/kW降至2026年的约1200元/kW，降幅达40%。PEM电解槽的降本速度更快——随着质子交换膜和催化剂材料的国产化突破，PEM电解槽单价从2022年的8000元/kW降至2026年的约4000元/kW，上海济平新能源、武汉理工氢电等国产膜电极供应商的崛起功不可没。如果这一趋势延续，到2028年PEM电解槽成本有望降至2500元/kW以下，届时绿氢的综合成本可能降至15元/公斤以下，与灰氢的价差将大幅收窄。

在国际层面，绿氢贸易正在成为一个新兴赛道。欧盟计划到2030年进口1000万吨绿氢，日本和韩国也提出了类似的进口目标，合计潜在进口需求超过2000万吨/年。中国凭借全球最大的风光装机规模和电解槽制造能力，有望在绿氢出口市场中占据重要份额。大安绿氨出口韩国的案例已经证明，中国绿氢产品的国际竞争力正在形成——这批3750吨绿氨的成交价格低于同期国际灰氨价格的溢价不到15%，已经具备了初步的商业竞争力。这对石化行业意味着一个全新的增长空间：从"用绿氢"到"卖绿氢"。

【注：文中信息与数据来源于：人民日报、中国氢能联盟、国家能源局、工信部。】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙