现代能源体系耦合绿氢化工应用的研究进展

为应对气候变化，开展低碳化变革将成为可持续发展的重要抓手。低成本可再生能源发电与氢能、碳捕集等技术深度耦合，是未来能源技术革命和产业发展的重要方向。绿色低碳发展已成为未来主旋律，通过构建氢电耦合产业发展格局，可充分发挥清洁能源在产业绿色低碳升级中的示范作用，以及在低碳技术创新应用中的主体作用。总结了近年来能源结构优化及工业低碳经济转型的迫切需求；分析了新型的“工业+绿氢”低碳发展模式；探讨了能源承载型绿氢化工产业发展可行方向，以助力低碳乃至零碳产品供给；进一步对低碳技术应用于零碳园区创建进行了展望。     

“双碳”目标下基于多能融合的炼化高质量发展路径研究

炼化工业是以化石原料为主的流程工业,能源消耗量大,CO₂排放量多,“双碳”目标下亟需加快推进多能融合发展,高效支撑行业绿色低碳转型。基于炼化生产工艺特点和新能源属性特征,提出我国炼化工业多能融合高质量发展思路,建立以“电、热、氢”为载体的能源属性融合和以“碳、氢、氧”为载体的资源属性融合的两种模式,研究构建炼化新型动热力系统、新型氢气系统和新型生产工艺系统,为我国炼化工业高质量发展、多领域产业融合和技术创新等提供指导。多能融合案例研究结果表明：新能源与炼化企业耦合在助力炼化过程的降碳转型中发挥重要作用,应加快工程技术的开发应用,进一步降低成本,推进绿电绿氢替代,实现降碳减污协同增效目标。     

绿电制氢技术在胜利油田应用前景分析

利用可再生能源发电进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中唯一碳排放量为零的工艺,氢能作为能源的载体和储能的方式,可以与新能源发电很好的结合。胜利油田新能源发电装机约2 900 MW,依托风光发电建设规模,并结合油田生产对电、热的用能需求,发挥氢能在电、气、热多种能源间的载体作用,探索石化炼厂场景下的绿电制氢应用,形成风、光、氢、储等多能耦合技术,打造胜利油田用能现场氢能热电联供的应用场景,推动油田能源消费结构由传统能源向绿色能源转变,实现油田能源转型。     

“双碳”目标约束下炼化产业转型发展思考

“双碳”目标的提出对我国炼化产业低碳发展提出了更高要求,对炼化产业发展面临的主要挑战进行了思考：炼化整体产能仍在扩张,碳减排压力持续增加;炼化产业节能降碳难度不断增加,亟需强化碳减排技术创新与应用;“双碳”目标对技术创新提出了更高要求、技术创新驱动力需进一步增强。进而,针对炼化产业面临的挑战和问题,提出加强产能控制和产能优化的宏观调控,加快炼化产业结构、能源结构调整和转型发展,加强关键核心和前瞻性技术研发与应用等低碳发展思路及有关建议。     

焦点

<正>《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》发布近日,国家发展改革委会同工业和信息化部等10个部门印发了《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》。《目录》明确了节能降碳产业、环境保护产业、资源循环利用产业、能源绿色低碳转型、生态保护修复和利用、基础设施绿色升级、绿色服务等绿色低碳转型重点产业的细分类别和具体内涵,对推动经济社会发展绿色低碳转型提供支撑。     

我国石化产业碳中和路径展望

我国石化产业碳排放比例高,产业仍处于增长期,有增碳需求,实现“双碳”目标面临重大挑战,必须明确发展思路,积极稳妥推动产业低碳转型和高质量发展。当前,石化产业面临交通领域替代能源快速发展、化工品需求仍将增长、氢能载体作用凸显、“双碳”政策持续发力等形势,需要在推动产业升级、开展节能降碳、推进清洁替代、突出创新引领、加强保障措施等方面持续发力。通过对产业结构调整、实施绿氢炼化、与CCUS融合发展等关键路径的分析和研判,在碳中和目标下提出一种可能的路径组合和趋势展望,分析不同阶段的发展特征并提出建议。     

科技引领中国海油碳中和应用之路

在国家“双碳”目标背景下,中国海油顺应能源绿色低碳转型之大势,在确保国家油气能源供应安全的前提下,结合自身特点和优势,从构建低碳能源供给体系、全程低碳管控及末端治理以及海洋新能源产业发展3个环节,积极探寻中国海油的碳中和应用之路。通过地质认识创新和工程技术突破,推进了南海深水区天然气、渤海深层天然气和陆上致密气的增储上产,率先发展了国内LNG产业,助力中国海油低碳能源供给体系的建设。通过源头管控、过程减排和末端治理,梳理了中国海油在全过程降碳管控中的主要举措,加速中国海油绿色低碳转型。应对能源行业变革带来的挑战,聚焦海上风电、海上氢能、储能及海洋能等新能源产业发展,明确科技引领对中国海油碳中和的重大意义。研究成果为中国海油碳中和路径的制定提供了参考,也可为能源企业绿色低碳转型提供借鉴。     

油气与新能源融合发展路径思考与建议

“双碳”背景下油气田企业加快油气业务与新能源业务融合发展。实施路径上需推动“油、气、热、电、氢”综合能源开发利用和能源供应结构转型升级,利用低成本绿电支撑油气供给增长,大力发展地热清洁供暖以减轻冬季天然气保供压力,规模化开发光伏与风电,在风光资源丰富地区探索发展绿氢产业。同时,加大生产用能清洁替代,推动油气能源清洁低碳开发,具体包括：油气生产系统优化瘦身,推动节能提效;实施清洁电力替代,以绿电替代网电并不断提高绿电占比;实施清洁热力替代,构建低碳化、电气化工艺流程,探索利用光热、余热和低温空气热,实现对自用天然气的替代;实施生产系统再造,打造与清洁能源特性相耦合的低碳化油气生产系统。为保障油气与新能源深度融合发展,提出了四方面建议：一是推进油气产能与清洁能源同步规划、同步建设,实现“建设融合”;二是加强节能提效和新能源消纳,实现“生产融合”;三是通过一体化建设、运行和评价,实现“管理融合”;四是深化能源生产技术创新,实现“技术融合”。     

绿氢产业链安全风险与防控技术研究进展

发展大规模绿氢产业是推动我国能源结构转型和实现“双碳”目标的战略选择。利用可再生能源制备绿氢,将规模性替代化石能源制氢,有效降低能源生产消费过程碳排放,支撑构筑新型能源体系。绿氢产业链主要包括上游绿氢制取、中游绿氢储运和下游绿氢应用。通过分析绿氢制取、储存、运输及应用过程的技术发展现状,总结了绿氢生产各环节存在的安全风险;并基于系统安全及保护层安全防护理念,从技术、标准、政策法规、创新平台等方面提出了相应的风险防控建议,为筑牢大规模绿氢利用安全基础,保障绿氢产业安全高质量发展提供参考思路。     

绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比

全球碳中和为氢能产业发展创造了重大机遇,氢能逐步成为能源技术革命和产业转型升级的重要方向。灰氢的高碳排和绿氢的高成本是制约氢能健康可持续发展最重要的因素。2030年前灰氢是最经济的氢气生产方式;但在碳价上升和可再生能源度电成本下降的叠加影响下,2030年以后绿氢逐步成为最佳选择。2030年,当碳价高于0.5元/kg CO₂时,各制氢成本之间存在如下关系：灰氢>蓝氢(煤制氢+CCUS)>绿氢。     

重新认识氢能源——解读《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》

<正>《规划》首次将氢定义为一种绿色低碳的二次能源,明确氢是能源转型的重要载体。我国的氢能产业在碳达峰碳中和目标下方兴未艾,已进入快速发展的窗口期,制定出台《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（以下简称《规划》）正当其时,将对我国氢能产业持续健康发展起到关键引领作用。《规划》首次将氢定义为一种绿色低碳的二次能源,明确氢是能源转型的重要载体,是具有革命意义的里程碑,     

我国炼油行业低碳发展路径分析

“双碳”目标既是炼油行业面临的时代挑战，也是行业实现高质量发展的重要机遇，行业的低碳发展需统筹整体与局部、发展与减排、短期与中长期的关系，根据具体减排场景选择不同的减排路径。能量高效利用、资源高效利用、资源循环利用、可再生资源利用、低碳炼化工艺、绿氢炼化、CO₂化学利用、智能化技术可在行业发展不同阶段提供低碳发展支撑，助力炼油行业“双碳”目标早日实现。     

基于平准化成本的绿氢产业经济性研究

该文立足我国经济社会发展全面绿色转型的大背景,针对传统经济性评价方法的不足,借鉴氢气平准化成本指标,完善了适用于绿氢产业的经济性评价方法,并运用新方法开展绿氢产业经济性现状剖析和前景展望。研究发现,现阶段绿氢产业整体欠缺成本竞争力,制取成本约为灰氢2倍,长管拖车在氢气运输环节使用最广但成本最高,加氢成本因缺乏市场规模支撑居高不下;未来,绿氢产业链成本将在技术进步主导、市场规模扩张托举下持续大幅下降,预计绿氢炼化产业链将于2035年前后迎来经济性“拐点”,绿氢交通产业链将在2045年前获得成本竞争力。建议以经济性为基础,科学规划各个阶段绿氢产品定位和产业发展重点;以产业制造为基石,加快关键技术攻关和装备国产化进程;以基础设施建设为抓手,积极培育健康有序的绿氢产业生态。     

大庆喇嘛甸油田低碳示范区建设探索与实践

“双碳”背景下,大庆油田全力构建清洁高效的能源体系,打造千万千瓦级新能源基地。喇嘛甸油田结合特高含水开发及整装油田典型特点,依托资源优势,探索建设喇北北块低碳示范区。以全面能源调查为基础,明确将灰电与天然气作为替代目标,确定了“节能降碳、清洁替碳”两步走建设思路。结合油田用热特点,整体部署油田余热、地热、光热及电热多能互补方案,全面实施工艺流程再造、立体化节能、清洁热能替代、清洁电能替代。根据油田中部地区管网密度大、周边可利用土地多的特点,以最大发电量、最小弃电量为目标,整体优化风光发电建设布局和规模,以实现区域多能互补、供用能平衡及高替代率。低碳示范区将新能源技术与现有生产工艺深化融合,开展了先导性的储能、制氢、微电网、能源管控技术研究。低碳示范区预期2025年全面建成,清洁能源替代率将达到46.4%,将有力推动油田能源变革、绿色低碳转型。     

“双碳”目标下重点行业减排路径模拟及对策研究

碳达峰、碳中和目标的提出标志着我国能源发展进入新阶段,实现“双碳”目标关键是加快推进能源体系系统性变革,其中工业、建筑、交通等用能行业和电力生产行业降碳减排任务十分紧迫。基于“世界与中国能源展望模型”测算,在“双碳”目标约束下,终端用能行业碳排放将于2025年达峰,其中工业和交通行业达峰时间早于建筑行业,2060年碳排放将低于10×108t;电力行业碳排放于2030年达峰,2060年实现负排放。终端用能电气化与电力行业低碳化的协调推进是实现低碳转型的关键。2060年,终端用能行业电气化率将达到60%,非化石能源发电量占比将达到近90%。应加快产业结构调整,发展节能循环经济,大力提升电力、氢能等二次能源在终端用能行业中的消费,加快新型电力系统建设,建立新能源开发利用激励机制,确保“双碳”目标如期实现。     

现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望

现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展可以促进煤化工行业源头大幅度减少碳排放,同时也能为绿电绿氢提供大的应用场景,是中国如期实行双碳目标的重要路径。目前,现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展还处于研发和产业化示范阶段,为促进相关产业示范,尽快形成产业优势和经济优势,介绍了现代煤化工、绿电绿氢产业发展现状,分析了二者耦合发展的必要性、发展潜力及存在的问题,并就如何耦合发展提出合理的建议。     

“双碳”背景下吐哈油田绿色转型发展的探索与思考

碳中和已成全球共识,能源消费结构从以化石能源为主向新能源为主转型是实现碳中和的首要任务,油气行业转型发展是大势所趋。中国石油以“双碳”目标为引领,加快布局清洁生产和绿色发展,明确将绿色低碳纳入集团公司发展战略。吐哈油田依托矿区、周边风光资源优势和处于疆电外送通道起始点的区位优势,提出新能源与勘探开发共同谋划、协同发展,以光伏、风力发电和制氢为主,以气电调峰、氢能和储能系统为保障,协同发展CCUS/CCS/UCG、煤油混炼等煤化工产业,到“十四五”末实现碳达峰,2040年实现“近零”排放,2050年把吐哈油田打造成风光气电氢融合、油气煤电热多能互补、企地协同多元化发展的绿色能源产业基地,实现油田向综合性能源公司转型。     

“等离子体能源转化”专刊——特邀主编述评

<正>“双碳”目标将有力促进中国经济结构、能源结构、产业结构优化升级，培育形成绿色发展新动能，加快能源产业由“资源主导”向“技术主导”转变，以“清洁低碳+电气化”为主要特征的能源转型将持续引领新一轮工业革命。面对现有能源转化技术升级需求，发展新型CO2、H2、N2等能源小分子利用技术势在必行。低温等离子体是电驱动过程，可快速开启/关闭，易与间歇性的可再生能源电力相结合，可灵活适配可再生电力实现能源分子的温和转化，为C-H-N的绿色循环过程提供了一种新思路。     

炼化企业碳平衡法计算CO2排放量

“双碳”背景下，碳排放核算是炼化企业开展碳减排、促进企业绿色低碳转型的基础。碳平衡法计算CO₂排放量是在基于质量守恒定律的碳平衡法基础上提出的一种CO₂排放量计算方法，该方法是炼化企业开展物料碳足迹研究、挖掘生产过程节能降碳潜力的有效途径之一，本文详细介绍了该方法的计算过程，可为同类炼化企业CO₂排放的定量分析提供借鉴。     

低碳转型背景下我国气电产业发展路径

天然气发电(以下简称气电)产业是我国清洁能源发展进程中的重要力量,在能源低碳转型的过程中,既扮演着重要的角色,也面临着诸多挑战。为了探究我国气电产业在低碳转型进程中的可持续发展路径,基于产业现状及发展趋势,以美国通用电气公司(以下简称GE公司) 6F.03、9F.03、9HA.01三种主流型号燃气机组为例,研究了不同情景下的气电机组碳排放强度,并与相同情景下的燃煤机组进行了对比;在此基础上,提出了气电产业在低碳转型时期的发展路径。结论认为:(1)碳达峰、碳中和目标的提出,为我国未来能源低碳转型指明了目标和方向,作为公认的最清洁的低碳化石能源,天然气将在我国能源转型进程中发挥更为重要的作用;(2)较之于煤电,气电具有显著的减排优势,有序发展燃气热电联产具有良好的直接减排效果;(3)作为灵活性电源,气电对于可再生能源的发展具有良好的保障和促进作用,积极发展气电调峰电站具有良好的协同减排效果;(4)在碳中和前适时、适度提高天然气和气电在能源消费结构中的所占比例,可以充分发挥其协同减排作用、产生协同减排效益,从而优化能源资源配置,实现社会福利最大化。