零碳引领！中石油全链布局绿氢氨醇
发布日期：2025/7/1
战略背景与目标定位
在全球能源转型与中国“双碳”目标的双重驱动下，中国石油天然气集团有限公司（简称“中石油”）于2021年正式提出绿氢醇氨战略，旨在通过可再生能源制氢与化工产业深度融合，重构能源生产体系、推动产业升级。该战略以“风光气储氢”一体化为核心，聚焦绿氢、绿氨、绿甲醇三大产品链，目标是到2035年实现新能源业务与传统油气业务“三分天下”，2035-2050年新能源产能占比超50%。
2全产业链项目布局
中石油的绿氢醇氨战略覆盖制氢—储运—化工应用—市场拓展全链条，形成“技术研发—项目示范—规模化推广”的递进式发展路径。
1. 上游：风光制氢规模化突破
• 青海格尔木100万千瓦风光气氢项目：作为青藏高原首个百万千瓦级新能源项目，配套100万千瓦光伏、50万千瓦风电及2台15万千瓦燃气调峰电站，年发电量超20亿千瓦时，可满足炼厂15%的氢气需求，年减排二氧化碳超10万吨。项目采用“源网荷储智”一体化设计，通过燃气调峰解决风光波动性问题，实现稳定供电。
• 内蒙古鄂尔多斯苏里格300万千瓦风光气储氢一体化示范项目：整合300万千瓦风光发电、天然气调峰及盐穴储氢，形成“绿电制氢—储氢—工业用氢”闭环，预计年供绿氢5万吨，替代灰氢减排二氧化碳超200万吨。
2. 中游：储运基础设施网络构建
• 管道输氢技术突破：建成宁东天然气掺氢管道（掺氢比例24%）、玉门油田5.77公里纯氢管道（输氢能力1万标方/小时），探索液氢运输技术。与航天氢能合作研发十吨级氢液化装置，计划在西南地区建设液氢工厂，解决长距离运输难题。
• 储能系统配套：在青海油田部署1MW/3MWh全钒液流电池储能系统，实现边远井场“光储抽”离网供电，提升绿电消纳能力。
3. 下游：绿氢化工应用场景拓展
• 绿氨合成产业化：吉林大安风光制绿氢合成氨项目年产15.3万吨绿氨，采用低温低压钌基催化剂技术，氨净值提升至15%，较传统工艺降低能耗30%，年减排二氧化碳65万吨，成本较灰氨低15%。项目产品通过ISCC认证，可直接进入欧洲市场。
• 绿甲醇生产闭环：大庆炼化30万吨/年二氧化碳加氢制甲醇项目，利用炼化尾气捕集的CO₂与绿氢合成甲醇，形成“碳捕集—绿氢—甲醇”闭环。产品获得我国首张发酵工艺ISCC证书，可用于甲醇汽车及船用燃料，预计年替代汽油20万吨。
3技术创新驱动产业升级
中石油通过自主研发+产学研合作，在核心技术领域实现多项突破：
1. 制氢技术革新
• 电解槽技术：自主开发1200标方/小时碱性电解槽（能耗4.2kWh/Nm³）和50Nm³/h PEM电解槽（电流密度>1A/cm²），催化剂性能达到国际水平，贵金属铂载量<0.5mg/cm²，成本降低30%。
• 光解水制氢：与中科院合作开展海水制氢技术研发，探索在沿海地区建设“风光氢储”一体化基地。
2. 合成工艺优化
• 合成氨催化剂：参与国家重点研发计划，开发低温低压钌基催化剂，使氨净值提升至15%，较传统铁基催化剂能耗降低30%。
• 甲醇合成技术：石油化工研究院构建二氧化碳加氢制甲醇技术体系，二氧化碳单程转化率达22.38%，甲醇选择性99.97%，整体技术居国际前列。
3. 储能与柔性工艺
• 全钒液流电池：工程材料研究院自主研制的1MW/3MWh储能系统在青海油田实现离网应用，循环寿命超20,000次，解决绿电波动性问题。
• 柔性合成氨工艺：开发宽负荷运行技术，可根据风光出力动态调整生产负荷，提升绿电利用率。
4产业升级影响与价值重构
绿氢醇氨战略推动中石油实现能源结构、产品形态、竞争维度的三重转变：
1. 能源结构转型
• 风光替代化石能源：2025年绿电装机将超1000万千瓦，绿氢产量达10万吨，替代灰氢减排二氧化碳超400万吨。青海油田、玉门油田等传统油气产区转型为“风光气储氢”综合能源基地。
• 多能互补模式：通过“风光气储氢”一体化设计，解决可再生能源间歇性问题，提升能源供应稳定性。例如，青海海西项目配套30万千瓦气电储能，可平抑风光出力波动。
2. 产品高端化升级
• 绿氨与绿甲醇市场拓展：绿氨作为清洁燃料和氢能载体，出口欧洲可享受碳关税优惠；绿甲醇进入交通燃料市场，预计2030年替代汽油超100万吨。
• 化工新材料开发：利用绿氢生产高端聚烯烃、电子级化学品，提升产品附加值。大庆炼化绿色甲醇项目通过ISCC认证后，产品溢价达20%。
3. 国际竞争力提升
• 标准制定话语权：参与制定全球首个绿氢标准《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》，主导《绿色合成氨评价规范》等行业标准。
• 全球产业链协同：与壳牌合作开发液氢运输技术，与沙特阿美、bp等签署《石油和天然气脱碳宪章》，共同推进油气行业碳中和。
5挑战与应对策略
1. 技术瓶颈
• 电解槽寿命与成本：碱性电解槽寿命约10万小时，PEM电解槽成本较高。通过与大连化物所合作开发分体式双极板结构，将PEM电解槽寿命延长至4万小时以上，并降低贵金属催化剂用量。
• 绿电波动性：采用“储能+柔性工艺”解决方案，如全钒液流电池储能与宽负荷合成氨技术，实现绿电高效消纳。
2. 成本与经济性
• 绿氢成本：当前绿氢成本约3.5元/Nm³，通过规模化生产（如松原项目年产3.7万吨绿氢）和政策补贴（电价优惠、碳交易收益），预计2025年降至2.5元/Nm³以下。
• 商业模式创新：探索“绿电直供+长期协议”模式，与下游化工企业签订10年以上供应合同，锁定收益。
3. 产业链协同
• 氢能产业联盟：牵头成立氢能产业创新联盟，联合金风科技、四川大学等构建产学研用生态，带动本地产业链产值超15亿元
• 国际合作网络：加入全球氢能理事会，与国际能源署（IEA）合作开展绿氢技术研发，拓展海外市场。
6未来展望
中石油的绿氢醇氨战略不仅是自身转型的核心引擎，更是全球能源低碳转型的“中国方案”。到2030年，绿氢醇氨业务预计贡献营收超1000亿元，占集团总营收的10%以上；到2035-2035年，新能源产能将占集团总产能的50%，成为全球领先的综合能源服务商。通过技术创新、产业链整合与政策协同，中石油正推动石油产业从“高碳依赖”向“零碳引领”跃迁，为实现“双碳”目标和全球能源转型提供关键支撑。
来源：源网荷储创研新视界 来源：胡宏峻
