在“双碳”目标下，绿氢被视为助力煤化工产业深度脱碳的利器。除了上述工程，国能包头煤化工绿氢绿氧项目、中煤鄂能化二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目等也在内蒙古提上日程。在宁夏宁东、陕西榆林等现代煤化工产业示范区，绿氢耦合思路纷纷由规划加速走向项目实践。

绿氢注入背后，源于煤化工产业自带的高碳属性。据中国石油和化工工业联合会测算，从吨产品来看，煤直接液化、间接液化以及煤制烯烃、煤制乙二醇的碳排放量，分别为5.8吨、6.5吨、11.1吨和5.6吨，远高于以油、气为原料的排放水平。对标低碳发展要求，减排迫在眉睫。

中国科学院院士李灿举例，以煤为原料生产甲醇，1份产品需要由煤炭提供2-3份碳原子，主要作用是制取工艺反应所需的氢元素。“但其实，这些碳原子的实际利用率并不高，最多只有一半通过转化进入终端产品，其他都变成二氧化碳排掉了。如果想办法替代这一步骤，碳排放就有希望得到控制。”

为此，李灿提出了利用风、光等可再生能源分解水制绿氢，后者再注入甲醇生产的思路。反应所需的氢不再是由煤而来，从源头真正减少排放，这也是目前绿氢耦合煤化工项目的经典代表之一。按照我国年产甲醇约9000万吨计算，若全部采用该路线，减碳量有望超过1.2亿吨。

“以煤气化为龙头的煤化工项目，正是推广绿氢耦合应用的重点领域。”中国科学院大连化学物理研究所专家靳国忠进一步称，大部分煤化工项目，必须经过水煤气变换工序、调整碳氢比，才能产出满足工艺要求的合成气，该步骤是碳排放的最主要工段。利用补入绿氢来调节碳氢比，则可以省略水煤气变换工序，大幅节约煤炭资源，从而减少碳排放。

在宁东基地，上述思路也有实践。“根据基地煤化工项目生产实际，使用1吨绿氢替代煤制氢，平均就能节约煤炭消费量11-12吨标准煤，可减排二氧化碳28-30吨。”宁东基地管委会相关负责人介绍，以氢换煤、绿色消碳，现已成为当地煤炭消费升级的重要途径。

宁东发展光伏制氢的条件优越，但因光伏发电时间受限，即使给予理论上足够量的装机量，相关企业也很难实现绿氢连续生产，进而造成电解槽产能浪费、生产成本增加。“煤化工项目对连续生产有着严格要求，采用绿氢耦合路线，必须解决连续供应问题，满足煤化工用氢的稳定性需求。”

　“风、光发电易受季节、天气等变化影响，在客观上造成制氢输出的不稳定性，也影响了煤化工项目连续生产。”靳国忠表示，为解决间歇性、波动性问题，一方面可考虑风、光之间多能融合，形成供电相对稳定的风光互补发电系统；另一方面，配置适当容量的储能系统，平抑、消纳、平滑新能源发电的输出，通过“风光氢储”一体化匹配煤化工项目用氢需求。

煤化工项目是以生产大宗产品居多，一旦失去了成本优势，产品竞争力将大打折扣。但目前，绿氢制备成本仍是煤制氢的2倍甚至更高，其大规模使用无形中加剧了煤化工项目成本控制压力。

“可再生能源电价低于0.15元/千瓦时，可再生能源制氢的经济性才能得到保障。”靳国忠认为，对此还需适度加大风光发电的建设规模，通过规模效应降低发电的成本，并加快先进制氢技术的研发和迭代。“比如在现有绿氢工艺中，碱水制氢成本较低、应用最广，但因为电解槽启动时间长，无法快速调节制氢速度，与可再生能源的适配性比较差。质子交换膜制氢技术的安全性和效率更高，运行更加灵活，系统造价却也更高。绿氢在煤化工领域推广应用，降本是关键，技术是支撑。”

在多位业内人士看来，绿氢耦合煤化工项目整体技术可行、经济性可期，但目前还处于产业示范阶段，真正走向工业化仍有不小距离。