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近年來，我國推動形成能源綠色消費新模式、構建新型能源體系、發展能源新質生產力、推進能源治理現代化取得積極成效。在“雙碳”目標下，傳統化工企業正積極探索其與新能源產業的協同發展之路，努力減少對傳統化石能源的依賴以實現自身對于氣候目標的承諾，并通過在新領域的布局促進自身傳統業務的高質量發展。通過梳理分析當前傳統化工與新能源產業的主要協同發展路徑和領先企業的舉措，我們認為未來兩者具備大規模協同發展的潛力。“十五五”作為國家實現碳達峰的關鍵時期，企業應積極有序探索自身業務與新能源的協同發展方向，為實現高質量和可持續增長提供有力支撐。

01 傳統化工與新能源產業協調發展政策

近年來，國家發改委等多部門先后發布《“十四五”現代能源體系規劃》《“十四五”可再生能源發展規劃》等重要規劃，為我國可再生能源的未來發展設定了清晰目標。2022年，國家首次出臺了《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》和《“十四五”新型儲能發展實施方案》等細分領域專項規劃。2022年，工業和信息化部、國家發改委等多部門聯合發布《關于“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見》，促進煤化工產業高端化、多元化、低碳化發展，鼓勵石化化工企業因地制宜、合理有序開發利用“綠氫”，推進煉化、煤化工與“綠電”、“綠氫”等產業耦合示范，利用煉化、煤化工裝置所排二氧化碳純度高、捕集成本低等特點，開展二氧化碳規模化捕集、封存、驅油和制化學品等示范。2023年7月，國家發改委、工業和信息化部等六部門發布《關于推動現代煤化工產業健康發展的通知》，指出要在資源稟賦和產業基礎較好的地區，推動現代煤化工與可再生能源、綠氫、二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）等耦合創新發展，加強傳統能源與新能源綜合開發利用，推動煤電、氣電、風光電互補。可見，化工產業作為新能源下游重點支撐行業，與新能源產業的融合發展受到國家政策鼓勵和支持。

02 傳統化工與新能源產業的協同路徑

當前，傳統化工企業正積極探索其與新能源產業的協同發展之路，努力減少對傳統化石能源的依賴并通過在新領域的布局促進自身傳統業務的高質量發展。具體推進路徑包括直接采購綠電、可再生能源替代、電解水制氫與氫氨醇一體化、配套電化學儲能及發展上游新能源材料等（圖1）。這些協同發展方向不僅有助于提高清潔能源使用比例、降低碳排放，還為傳統化工產業的轉型升級和新能源消納開辟了新途徑。

圖 1  傳統化工與新能源產業的協同路徑

2.1 產業協調發展潛力分析

目前，化工企業的新能源利用形式主要包括來源于綠電以及綠電制備的“綠氫”兩種形式。其中，綠電一方面可并入現有的電網設施與煤電進行耦合使用，另一方面也可在離網狀態下使用，用能形式比較直接。而綠氫作為綠電載體，同時具備清潔能源和可再生原料的雙重屬性。從傳統能源化工產業的自身需求出發，能源化工產業具有高能耗、高排放的特點，對電力、熱力等能源需求量大。同時，氫氣既可以作為合成氨/甲醇生產等領域的原材料，也可用于石油煉化中的加氫裂化環節，在化工領域用途廣泛。因此，傳統化工產業可從傳統高耗能領域和用氫領域兩方面分開討論其與新能源協調發展潛力。

圖 2  傳統能源化工產業中的高耗能與主要用氫領域示意

如圖2所示，整體來看，高耗能領域集中在原油、煤炭、原鹽的初級加工過程和消費量較高的產品生產工程中，比如煉油過程、電石生產和煤制合成氨及甲醇等。因為這些過程基本都涉及加熱過程，用于原料的預處理、產品的合成及物料的凈化，這些過程需要的蒸汽等熱源，通常依賴于煤炭、天然氣等化石燃料的燃燒，而化學反應環節更是需要特定溫度和壓力條件，也就伴隨著能量消耗、碳排放的顯著增加。其中，煤化工作為中國化工行業的重要路線，原料的使用決定了單位產品的碳排放比石油、天然氣等路線更高, 整體碳排放大，因此具備一定能效提升和清潔能源替代空間。另外，在化學工業中，氫氣是合成氨、甲醇等的主要原料之一，尼龍塑料、 農藥、油脂化學和精細化學品加工中都需要加入氫氣來生產相應產品。根據石油和化學工業規劃院數據，2023年全國氫氣消費量約為4000萬t，其中合成氨、甲醇、煉油以及現代煤化工四個領域的用氫量占比為主要消費領域，合計占比為83.7%。其中，99%的氫氣來源為灰氫，制氫過程的能耗和碳排放較高。因此，未來通過低碳清潔氫替代應用潛力巨大。

2.2 協調發展方向現狀

2.2.1 直接采購綠電

國家能源局統計數據顯示，2021—2023年，全國綠電交易的成交電量呈現出顯著的增長趨勢，分別為87億、181億、697億kWh，年均增長率達到283%。能源化工企業選擇直接采購綠電主要出于幾個原因。首先，該方式可快速提高企業清潔能源使用比例，有效減少碳排放；其次，相比自建新能源項目，直接采購綠電投資門檻較低，無需大量前期資本投入和長期運維，能夠更靈活地管理能源成本；此外，這種方式可以避免自建項目可能面臨的土地限制、技術風險和人才短缺等挑戰。根據調研，多數化工企業都擁有直接采購綠電的實際需求，且普遍希望將至少30%以上電力需求用綠電替代，這類企業通常規模較大、具有一定社會責任感或主要產品以出口導向型為主，看重綠電的綠色屬性和附加值。

2.2.2 可再生能源替代

對于所處廠區及周邊土地資源充足的企業，可集中布局光伏發電項目以補充自身清潔電力需求，新能源就地消納也可大幅減少電力傳輸損耗并且提高能源利用效率。一方面，利用現有場地建設光伏設施，不僅節約了土地資源，還降低了項目開發成本。另一方面，依托已有的電力設施，新能源項目的并網也更為便利。例如，中國石油在新疆、甘肅等地的油田及化工廠內自建了多個集中式光伏發電項目。國能寧煤公司在寧東能源化工基地建有400萬t/a煤制油項目，并于2023年在廠區周邊建成200萬kW復合光伏基地項目，總投資超100億元。隨著技術進步和成本下降，未來化工企業自建新能源項目的規模有望進一步擴大。

2.2.3 電解水制氫與氫氨醇一體化

綠氫一方面生產過程可實現零碳排放，另一方面能夠以其大規模、長周期、長距離等儲能優勢有效解決能源消納問題。據公開資料，截至2024年9月，中國已投產的電解水制綠氫項目產能共計5.45萬t/a，預計在2025年達到14萬t/a，其中大部分位于我國西北地區。當前近乎80%的綠氫下游應用于化工生產。我國西北地區煤化工產業發展成熟，將電解水制氫裝置直接耦合煤化工裝置以替代傳統灰氫，是當前綠氫與煤化工耦合實現低碳排放的應用場景。除此之外，以綠氫為原料制備綠氨、綠醇等具有更廣泛的應用潛力，其作為大宗化學品的下游產業鏈完善，有望借此構建綠色低碳的化工產業鏈。

中國石化在新疆庫車的綠氫耦合項目是中國首個萬噸級光伏綠氫示范項目，該項目產出的氫氣通過管道輸送到中國石化塔河煉化替代現有天然氣制氫，每年可減少二氧化碳排放48.5萬t。中國石化內蒙古鄂爾多斯風光融合綠氫示范項目是全球最大的綠氫耦合煤化工項目，年制綠氫3萬t、綠氧24萬t，總投資約57億元。項目產出的綠氫和綠氧將由管道就近輸送至中天合創鄂爾多斯煤炭深加工示范項目，替代部分煤制氫，預計可減少二氧化碳排放143萬t/a。這些項目的實施展示了中國石化在氫能產業鏈上游的持續發力，以及其在推動我國氫能產業從示范運行到規模化商用轉變中的積極作用。

綠氫下游產品豐富多樣，可以延伸出一系列的低碳產品。在綠氫產業發展初期，利用綠氫制備合成氨和甲醇是主要消納途徑。氫氨醇一體化項目集成綠氫、綠氨和綠醇生產，是中國新能源與化工產業耦合的一大典型模式，其基本環節包括利用風能、太陽能等可再生能源通過電解水制氫，再將氫氣與氮氣或二氧化碳合成氨或甲醇，甲醇可以生產乙烯、丙烯及下游產品，形成從能源生產到化工產品制造的完整產業鏈。這種模式提高了能源效率，降低了成本，同時實現了零碳排放。當前，全國多省出臺2025年綠氫產業的規劃政策，可再生能源耦合氫氨醇一體化項目成為投資熱點。

2.2.4 配套電化學儲能

對化工企業而言，布局儲能項目不僅能夠提高能源利用效率，優化生產流程，還能實現電力負荷的平滑調節，有效進行“削峰填谷”，避免能源浪費。在支持可再生能源應用方面，儲能系統可以解決風能、太陽能等可再生能源的間歇性問題，提高其消納比例，助力企業減少化石能源消耗，降低碳排放。作為備用能源，儲能系統在電力故障或緊急情況下可提供應急供電，保障生產連續性和安全性。此外，儲能技術作為智能電網的重要組成部分，可支持企業的智能化、數字化轉型，提高生產和管理效率。從經濟效益角度來看，通過參與電力市場的調頻調峰服務，儲能系統還可為企業創造額外收益。2022年12月，國際化工巨頭巴斯夫在國內的首個儲能項目在上海浦東大中華區總部啟用。該智能儲能電站采用磷酸鐵鋰電化學儲能技術，單次循環可儲存總容量12MWh的可再生能源電力。巴斯夫表示該智能儲能電站不僅有助于穩定電網運行效率，保障基地電力穩定，同時還可以優化能源結構，實現可再生能源電力的“錯峰收儲”和“移峰填谷”，提升綜合利用效率。

2.2.5 發展上游新能源材料

新能源行業持續增長將帶動上游組件和部件對關鍵新材料的需求進一步增長，市場規模可達數百億元。西北部分重點地區已建立了相對完善的風電、光伏設備制造產業鏈，關鍵化工新材料的需求預計將保持旺盛。國內許多化工企業如中國石化、萬華化學等已開始在相關新能源材料如碳纖維、EVA和POE等領域進行研究和產業布局，技術和產業化逐漸成熟。同時，仍有許多關鍵材料面臨國產化程度低、技術難度大等瓶頸，如高性能復合材料、電解槽與燃料電池催化劑、質子交換膜等。化工企業可針對性開發市場機遇大且成長性強的材料，為自身業務轉型升級探索新機會。

2.2.6 生物質能

除風能、太陽能和綠電制氫等新能源利用形式外，生物質能作為零碳能源，其高值資源化利用具有重要的意義。生物基燃料泛指由生物質組成、萃取或轉化得到的固體、液體或氣體燃料，包括生物天然氣、生物乙醇、生物航煤、生物柴油等，可以替代由石油制取的汽油、煤油、柴油等，是可再生能源開發利用的重要方向。其中，生物天然氣和生物乙醇主要通過生物質的厭氧發酵產生，目前國內已建成大型沼氣、生物天然氣工程7700余項，產能約13.7億m3/a，供氣47.8萬戶。此外，生物航煤和生物柴油目前發展迅速。中國石化生產的生物航煤于2015年首次商業載客飛行成功。但由于生物航煤生產技術要求高，目前國內僅中國石化鎮海煉化和河南君恒生物獲得了適航證書。與歐美國家相比，我國的生物柴油產業起步較晚，目前以出口導向為主，年出口生物柴油約百萬噸，國內生物柴油因價格較高導致市場競爭力有限。國內頭部企業有和卓越新能、嘉澳環保等。

2.3 新能源與傳統能源化工協調發展意義

2.3.1 化工產業可作為綠電消納重要方式

高耗能化工產業可促進綠電消納。高耗能化工產業對綠電需求量高，可促進綠電的產生和消納，除了自建綠電設施外，許多企業也采取直接購買綠電方式。近年來，國內外領先化工企業已開始直接采購綠電以進一步提升生產過程的零碳和可持續水平，部分項目如巴斯夫廣東湛江一體化基地通過綠電采購的方式實現“100%綠電供應”。另外化工產業對綠氫的需求可促進綠電消納。新能源制氫產業是擴大新能源消納的重要手段。一方面，氫能可作為重要的長時儲能手段盡可能地保留綠電的能量，從儲能容量和時長來看優于已知的其他所有儲能方式。另一方面，綠氫作為清潔原料在化工行業中有較大利用潛力，綠氫成本若達到合理水平有望替代或部分替代現有灰氫供應。無論從儲能或是化工原料屬性來看，綠氫需求的快速增長將進一步促進綠電的消納。

2.3.2 化工產業耦合綠電有利于電網調峰

化工行業作為用電大戶，具有巨大的需求側響應潛力，有望成為支撐新型電力系統的重要力量，可通過多種創新模式支撐電網調峰。比如，推進源網荷儲一體化建設，聯合新能源發電與儲能系統實現電力就地消納；推廣綠氫與新能源耦合模式，為化工生產提供清潔原料；優化生產工藝形成柔性調節能力，將高耗電工序轉為可中斷模式以錯峰運行；依托需求響應項目實時匹配電網調度指令，通過智能監測設備主動調節負荷。同時利用氫氣、甲醇等化工產品的儲能特性，在用電低谷期擴大生產儲存，高峰期減少產能，實現電力供需間接平衡。這些措施不僅通過儲能調峰、工藝優化和產品蓄能平衡電網波動，還能依托綠電替代降低用能成本，促進可再生能源消納與化工產業低碳轉型的協同發展，形成經濟與環保的雙重效益。例如源網荷儲模式通過廠區風光電配套儲能，既緩解電網外送壓力，又支撐調峰需求；而柔性生產體系與智能管控系統的結合，則使生產計劃精準匹配電力供需曲線，實現資源利用效率的全面提升。

2.4 傳統化工與新能源協調發展問題分析

2.4.1 化工連續性與新能源波動性的適應性改造

大部分傳統化工工藝都是連續穩定的剛性生產過程，生產負荷的調節過程需要較長的時間且需要經歷階梯過渡。而新能源的特點在于其波動性較大，導致其無法直接匹配傳統化工過程的用能需求。為了更好協調化工用能需求與新能源發電的特點，現階段已有不少研究針對綠電制取綠氫/氨/醇的工藝進行靈活化適應性改造，方法包括將裝置小型化或采取柔性工藝等策略。根據全球能源互聯網發展合作組織的研究，以合成氨為例，裝置小型化是將大型的綠氨生產系統拆分為多套電解水制氫裝置和合成氨裝置，配合新能源的波動，調整生產計劃，多套裝置組合輪替運行。由于化工生產存在規模效應，一般大規模生產裝置的單位產能成本低于小規模生產裝置的單位產能成本，因此這一策略經濟性較差，目前尚未有項目實際應用。而目前行業中在開發的柔性合成氨工藝致力于解決綠氫供應量波動、生產負荷不確定造成的生產穩定性、安全性與經濟性多目標優化調控問題，但由于相較傳統工藝需要增加更多的控制設備，裝置建設成本相較傳統工藝增加20%～40%。目前，柔性合成氨項目國內已有在建示范項目，預計2030年實現規模化應用。

2.4.2 技術創新問題

以電解水制氫為例，盡管電解水制氫技術在近年來取得了顯著進展，但仍存在諸多技術挑戰。目前主流的電解水制氫技術包括堿性水電解（ALK）、固體聚合物陰離子交換膜電解（AEM）、質子交換膜電解（PEM）和高溫固體氧化物電解（SOEC）四種。在我國，ALK水電解技術已經完成商業化，產業鏈整體比較成熟，PEM技術目前處于商業化初期，受益于各地政策規劃，未來行業規模與產業鏈國產化趨勢有望進一步加強；SOEC與AEM技術目前大部分處于研發與示范階段，僅有少量產品試點商業化。目前，堿性水電解（ALK）技術由于其成熟度和成本優勢，成為主流選擇，但存在電解效率低、反應速度慢等問題。

2.4.3 經濟性問題

經濟性問題也是一個重要因素。參與電網調峰可能會增加化工企業的設備投資和運營成本，影響企業的經濟效益。另外，化工生產對安全性要求極高，頻繁調整生產負荷可能會增加安全風險。因此，需要開發更加先進的安全管理技術和系統，確保在參與調峰的同時保證生產安全。以電解水制氫為例，根據有關機構測算，即使在風電折合電價為0.5元/kWh的理想情況下，ALK電解水制氫的成本仍高達44元/kg，遠高于傳統灰氫。質子交換膜（PEM）技術雖然在效率和靈活性方面表現更佳，但其高昂的成本（約59元/kg，相比ALK的44元/kg）限制了大規模應用。此外如碳捕集利用（CCU）合成綠色甲醇和生物質氣化耦合綠氫制甲醇等尚處于示范階段，效率和成本都需要進一步優化。設備投資成本也是一大負擔，PEM電解槽的投資成本約為ALK的1倍以上，運營維護成本約為ALK的2～3倍。高昂的投資和后期運營成本嚴重影響了綠氫項目的經濟性和市場競爭力。

03 領先化工企業與新能源協調發展現狀

近年來，國際領先的化工企業積極響應碳中和目標，加大在新能源領域的投入。領先企業在新能源領域的布局集中在綠色能源使用和新能源材料生產兩方面。通過使用綠色能源有效降低企業生產過程中的碳排放，是化工企業綠色轉型實現碳中和的必然選擇。從綠色能源的選擇來看，企業使用最普遍的綠色能源主要包括綠電和氫能，一些企業也會采用生物質能或地熱能等能源。此外，在雙碳背景下新能源材料的市場需求隨之增長，化工企業也對新能源材料進行了規劃和布局。目前行業頭部企業布局的新能源材料主要包括各類風電材料、光伏材料和鋰電池材料等。頭部企業的新能源詳細布局情況參考表1。

表 1  頭部化工企業新能源領域布局

注：○——投資；□——與其他企業/研究機構合作；△——提供產品；◇——提供技術；☆——購買使用（包括購電協議和購買綠證）。

04 結論

總體來看，傳統化工與新能源產業具備協同發展的巨大潛力，也屬于國家和地區對于促進新能源行業大發展和協同傳統行業進行高質量發展的重要鼓勵方向。目前，國內外多家傳統化工企業提早在新能源相關領域有所布局，并將其視為實現氣候目標承諾的重要途徑。傳統化工與新能源產業協調發展可幫助促進綠電消納和電網調峰。現有的主要協調發展路徑包括直接采購綠電、可再生能源替代、電解水制氫與氫氨醇一體化、配套電化學儲能及發展上游新能源材料等。從市場潛力分析，電解水制氫和氫氨醇一體化與傳統化工產業的生產過程關聯度高，且具有較大市場增長空間，因此是眾多企業的投資熱點。隨著新能源行業的發展，新能源材料作為上游關鍵原材料具備良好的增長空間。中國化工企業應加強自身業務與新能源行業的協調發展聯系，理性和有序探索自身業務與新能源的協同發展路徑，為實現高質量和可持續增長提供有力支撐。