绿氢（可再生能源制氢）作为化工原料有广泛的应用场景，可助力煤化工等难减排行业的减排。2024年8月印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》（以下简称《意见》）多处提到了氢能在大力发展非化石能源和构建绿色发展标准体系等方面的重要作用。据中国产业发展促进会氢能分会统计，2023年全国签约落地的绿氢项目数量超过70个，合计投资规模超过4700亿元，绿氢产能预计达到280万吨/年。
目前，绿氢的生产使用成本仍数倍于化石能源制氢，但随着风光等可再生能源发电成本、新型储能和电解水技术与设备成本的下降，以及工业碳排放成本的预期增加，绿氢的经济竞争性将逐渐显现，为规模化应用奠定重要基础。应持续加大投入，促进绿氢产业链成熟，推动绿氢规模化应用支持工业深度碳减排。
在现代煤化工工艺中，使用绿氢替代煤制氢，能够显著减少生产环节中的碳排放：在煤制烯烃流程中的甲醇合成环节加入绿氢，以及在煤直接液化流程中持续补入绿氢，均可大幅降低反应过程中的煤炭消耗和直接碳排放。此外，电解水过程中产生的绿氧副产物，也为反应过程提供了清洁的氧气源，进一步减少空分装置的负担与燃料煤的消耗。此外，生产绿氢所需要的可再生电力，可应用于工艺中的动力热力环节。研究显示，在煤制烯烃工艺中引入足量绿氢耦合后，二氧化碳减排幅度可达60%以上。另外，绿氢与二氧化碳直接合成绿色甲醇，以及绿氢直接合成绿氨的新型技术路线，为加速绿氢在煤化工领域中的大范围应用提供了更多的可能。
以内蒙古宝丰煤制烯烃项目为例，项目预计在2025年建成并正式投产，项目配套建设源网荷储一体化项目（风光装机容量1GW，电储能200MW）制氢，年生产约25亿立方米的绿氢和13亿立方米的绿氧进入烯烃生产工艺，预计每年能够减少二氧化碳排放约217万吨，后期将追加6.6GW风光发电制氢，进一步减少生产过程中的碳排放。
尽管绿氢应用于现代煤化工生产的减碳技术路径已较为明确，但其经济性仍面临很大挑战。绿氢的生产成本中60-80%来自于电力消耗，在我国风光资源较好的西北部省份，风光发电已降至近0.2元/千瓦时，考虑制氢投资运行的综合成本，生产每立方米绿氢的成本约为1.4-1.8元。而现有煤化工生产中煤制氢的成本约为0.6—0.8元/立方米，绿氢尚不具备经济竞争力。另外，风光发电出力的不稳定性与电解水制氢所需稳定电源之间的矛盾，也造成电储能、网电补充等调节电源额外成本的增加。研究显示，当风光发电成本降至每千瓦时0.13元时，绿氢的生产成本将与煤制氢持平。
内蒙古、新疆等地已陆续出台支持绿氢发展的相关政策，如内蒙古自治区提出，风光制氢一体化项目需配置储能，调峰能力不低于新能源规模的15%；以及风光制氢项目可向电网送电，年上网电量不超过项目年总发电量的20%，年下网电量不超过项目年总用电量的10%。未来，随着国家和地方对绿氢商业化开发的支持政策与激励措施的完善、风光电储成本的继续下降、以及制氢技术设备与制氢成本的优化，预计绿氢产业在“十五五”时期有望实现快速发展，在支持难减排工业领域，特别是煤化工行业的碳减排中发挥重要的作用。
根据自然资源保护协会与合作伙伴的研究，对加快绿氢发展与应用提出建议如下：一是进一步完善从国家到地方对绿氢商业化开发应用的支持政策与激励措施，加强顶层设计，建立健全氢能（绿氢）发展政策体系与标准规范；优势地区根据各自条件和产业基础，合理规划布局氢能产业，通过政策刺激、财政补贴、市场等手段鼓励企业投资发展绿氢产业，降低行业的投资风险，加速产业链发展；
二是现阶段应优先推动绿氢在难减排工业领域中的应用，如煤化工生产工艺中的绿氢耦合替代；重点结合现代煤化工主要生产路线煤制烯烃、煤制油气、煤制合成氨生产中，优化工艺流程，提高绿氢利用率，以减少行业的煤炭消耗与碳排放；
三是充分评估绿氢生产与大规模应用能够带来的减排、节能、提产的潜在效益，促进煤化工企业、绿氢生产企业与电网的深度合作，优化流程与模式创新，探索具有技术可行性和经济可行性的耦合发展方式。（作者：自然资源保护协会（NRDC）能源转型项目高级项目主管 段锴）
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