化工部門是國民生產中主要的碳排放部門，也是脫碳難度最高的部門之一。在我國，合成氨、合成甲醇等化工行業每年消費的氫氣量高達2000萬噸，其上游原料幾乎全部源于煤炭、天然氣等化石能源。在“雙碳”目標背景下，化工部門面臨著巨大減碳壓力，推廣可再生能源制氫替代傳統化石能源制氫是加快推進我國化工部門低碳轉型的關鍵舉措。

氫能具備能源載體和工業原料的雙重屬性，電氫協同可促進可再生能源發電與化工行業彼此融合，進而打造基于可再生能源的綠氫化工系統。2022年3月，國家發改委、國家能源局印發《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，指出“探索開展可再生能源制氫在合成氨、甲醇、煉化、煤制油氣等行業替代化石能源示范”。2022年4月，工信部聯合六部委印發了《“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見》，提出“鼓勵石化化工企業因地制宜、合理有序開發‘綠氫’，推進煉化、煤化工與‘綠電’‘綠氫’等產業融合示范”。地方層面，截至目前全國已有20多個省份和60多個地級市制訂了氫能產業發展規劃，已公開發布的可再生能源制氫項目合計產能達到429萬噸，其中合成氨、合成甲醇項目成為帶動綠氫需求的關鍵驅動因素。據不完全統計，截至2022年底，國內已規劃綠氨項目產能達到340萬噸，綠醇項目產能接近450萬噸，合計每年綠氫需求接近120萬噸。

然而基于電氫協同的綠氫化工還存在生產工藝、基礎設施及體制機制方面的挑戰：

一是上下游工段不連續。綠氫化工鏈條長、運行方式多變，波動可再生能源發電與下游化工連續工序之間的耦合需要權衡各工段技術選型和容量配置。目前堿性和質子交換膜電解水制氫裝置都存在一定負載波動約束，難以保證規模化、連續穩定的氫能供應。在用氫端，從運行安全、設備壽命、經濟性出發，需要確保化工行業氫能的連續穩定供應。如合成氨項目設計運行時間一般在7000小時/年以上，難以適應波動可再生能源制氫特性。

二是供需空間不匹配。我國綠氫資源與化工產能空間錯配問題突出，風電、光伏發電等可再生能源富集地區主要集中在西部的內蒙古、甘肅、青海、新疆、四川、云南等地，本地消納綠氫空間有限，外送能力不足。而石油化工產能主要分布于中東部沿海地區，綠氫資源相對有限。西部可再生能源既可通過新建氫氣管道或改造天然氣管線輸送至中東部地區，又可以綠電形式利用特高壓輸電通道輸送至負荷終端，但電氫網絡協同運行方式尚待研究。

三是體制機制不匹配。目前我國尚未針對綠氫產業鏈建立完整的項目管理、并網調度、電價政策與綠色認證標準，這些都給綠氫化工的有序發展帶來困難。

綠氫與化工行業具有巨大協同發展潛力，需以系統性思維開展綠氫化工頂層設計。在生產環節，應充分發揮綠氫靈活儲調特性，促進大規模、高比例新能源消納。在儲運環節，深入論證大規模可再生能源通過電氫網絡進行遠距離輸送的可行性，實現輸電與輸氫優勢互補，提升可再生能源長距離輸送效率。在消費環節，重點推動綠氫在化工領域的規模化應用，鼓勵綠氨、綠醇等綠氫化工試點示范。在政策層面，建議加大對綠氫產業的扶持力度，重點支持技術創新與成果轉化，研究出臺針對綠氫的電價補貼和減稅政策，加強化工行業能耗“雙控”、碳排放“雙控”等政策的銜接，探索鼓勵綠氫消費量在相關考核中予以抵扣。在監管層面，建議加強覆蓋氫能制備、儲運、應用全供應鏈碳足跡核算的標準體系研究，研究制定綠氫行業認證標準，建立健全綠氫相關法律法規和監管制度，積極參與綠氫國際標準制定，支持綠氫減排量納入自愿碳減排市場交易。

當前我國正處于新型能源體系建設的關鍵時期，氫能與新型電力體系是未來碳中和能源系統的核心要素，有必要發揮氫能在新型能源體系建設中的獨特作用，充分挖掘綠氫低碳能源與原料的雙重價值，通過電氫協同將綠氫與化工有機融合，推動可再生能源對化石能源的全面替代，助力實現“雙碳”目標。