今年以来，中国石油明显加快了发展氢能产业的步伐。从规模来看，中国石油就有两个万吨级的绿氢项目浮出水面：一个是青海青海油田100万千瓦风光气氢项目的配套储能项目;另一个是吐哈油田参与的70万千瓦光伏制氢项目。近日，中国石油吐哈油田提出将在米东地区建设点对点供电70万千瓦光伏制氢项目。该项目预计每年可以生产2万吨绿氢。在国内，新能源制绿氢的项目已经有很多，除了三桶油，还有大型央国企、民营企业都在布局，但是中国石油吐哈油田这个制氢项目的背后却另有乾坤。
01 再添大型绿氢项目
据了解，吐哈油田已经与乌鲁木齐米东区签订了合作。协议规定吐哈油田将在米东区建设点对点供电70万千瓦光伏制氢项目。项目包括建设70万千瓦光伏发电及附属设施，所发绿电输送到乌鲁木齐石化分公司。然后，乌鲁木齐分公司再用配套建设的2万吨/年制氢装置制取绿氢。项目制取的绿氢将被用于乌鲁木齐石化公司炼化过程。在这里，绿氢会被用作原料，代替天然气制取的灰氢。通过这种方式，乌鲁木齐石化公司每年可以节省天然气1亿立方米。在这之前，乌鲁木齐石化公司炼化过程中氢气缺口一度成为制约其生产的重要因素。现在，通过绿电制取绿氢供应氢气缺口，不仅可以帮助乌鲁木齐石化公司更好地完成生产，还可以提升油品质量和节省天然气资源。可谓是，一举多得。在石化企业炼油过程中，用绿氢替代灰氢，中国石油还不是那个吃螃蟹的人。在这之前，中国石化就已经开创了绿氢替代灰氢的先河。2023年8月，中国石化在新疆库车的绿氢示范项目顺利产出了绿氢。该项目每年也是产出2万吨绿氢，并供应中国石化塔河炼化公司。与乌鲁木齐相似，塔河炼化在炼油加工过程中也是一直使用天然气制取的氢气。有了绿氢之后，塔河炼化也成功实现现代油品加工与绿氢的耦合。这也被认为是国内绿氢工业化规模应用的一次突破。现在，中国石油也加入了这一队列。这也意味着绿氢炼化的市场正在打开。
02 炼油需要氢气
我们都知道像汽油、柴油、煤油这些燃料油绝大部分是由原油炼制的。不同来源的原油从成分上有很大的不同，有的原油含硫比较多，有的原油含氮比较多，有的原油更粘稠。事实上，全球剩余的石油资源中高酸、高硫、重质油比例也越来越多，现在已经高达70%。这些含杂质的原油生产出来油品通常也含有杂质。这样的油品在经过燃烧之后，就会产生很多污染大气的气体。为了保护大气环境，就必须让汽油、柴油这些油品更加洁净，杂质更少。这其实也与我国一再提升成品油质量的要求是相符的。但是，要怎么做才能在炼油的过程中去掉这些杂质呢?这个时候氢就大有用途了。在一定的温度和压力、有催化剂和氢气存在的条件下，油品中的各类非烃化合物会发生氢解反应，硫、氧、氮等有害杂质转变为相应的硫化氢、水、氨，进而从油品中脱除。这其实就是炼油过程中的加氢裂化。这样不仅能够达到精制油品的目的，还能改善油品的使用性能，比如经过加氢之后，柴油的燃烧效率能得到显著的提升。加氢处理的这一特点还能支撑劣质重油的高效高值应用。因此，每年都有大量氢气用在炼油化工行业。举个简单的例子可能更直观，新疆的克拉玛依和独山子石化公司两个公司全年耗氢就在10万吨以上，而且这其中有50%左右都是由天然气制取的。这还仅是克拉玛依和独山子石化公司一年的用氢量。放眼看，我国还有很多大型的炼油和化工公司，这些炼油公司的耗氢量还要多很多。
03 进入增长通道
近年来，随着国家“双碳”战略实施，油品清洁化、轻质化已成为一种趋势。作为提升汽煤柴等油品质量的关键因素，氢气在炼油过程中发挥着重要的作用。然而，我国每年生产的氢气很多都是由化石能源制取的。据统计，2022年我国氢气产量为3781万吨。其中，62%的制氢量来自于煤或焦炭生产，工业副产氢占比约为19%，天然气制氢占比18.1%，电解水制氢占比仅0.9%。也就是说，我国在2022年用天然气制取了约684.4万吨氢气。理论状态下，1立方米天然气可以制取4立方米氢气。如果按这个方式计算，要制取684.4万吨氢气需要消耗超过190亿立方米的天然气。我们都知道，我国的天然气资源并不富裕，每年还要用这么多的天然气用来制氢气，确实有点“奢侈”了。现实是，我国每年生产的氢气里边就有八成是用于石油炼化、合成氨、合成甲醇、现代煤化工等化工领域。而且，我国近几年的炼油能力总体处于增长的状态，2023年已经达9亿吨以上。为了炼好这9亿吨油每年就需要大量的氢气。此外，利用灰氢炼油也不利于推动石化企业的绿色低碳转型。通过煤炭、天然气等化石原料制取每公斤氢气的碳排放强度约为10—20公斤。而通过太阳能、风能等可再生能源发电电解水制取的绿氢，在生产过程中基本不产生温室气体。不管是从能源消耗的角度，还是从绿色低碳转型的角度，绿氢都是比灰氢更好的方案。在行业中，绿氢炼化也被认为是石油化工行业实现转型的重要路径。而且，也有观点认为从长远来看绿氢会在炼油化工领域取代灰氢成为主流。总而言之，绿氢在炼油行业还有很大的发展空间。
