陽國軍， 劉會(huì)友

(中國石化 發(fā)展計(jì)劃部，北京 100728)

現(xiàn)代煤化工是指以煤為原料，采用先進(jìn)技術(shù)和加工手段生產(chǎn)替代石油化工產(chǎn)品和清潔燃料的產(chǎn)業(yè)[1]，涉及煤制油、煤制天然氣、低階煤分質(zhì)利用、煤制化學(xué)品以及多種產(chǎn)品聯(lián)產(chǎn)等領(lǐng)域。相對傳統(tǒng)煤化工，現(xiàn)代煤化工具有裝置規(guī)模大、技術(shù)含量高、能耗低、環(huán)境友好、產(chǎn)品市場潛力大等特點(diǎn)，且煤炭是中國的主體能源和重要的化工原料，適度發(fā)展現(xiàn)代煤化工是中國推進(jìn)煤炭清潔高效利用和保障國家能源安全的重要舉措。綠電指的是在生產(chǎn)電力的過程中二氧化碳排放量為零或趨近于零，因相較于其他方式(如火力發(fā)電)所生產(chǎn)之電力，對于環(huán)境沖擊影響較低。綠電的主要來源為太陽能、風(fēng)力、生物質(zhì)能、地?zé)岬?，中國主要以太陽能及風(fēng)力為主。目前國內(nèi)外關(guān)于綠氫尚無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟提出的《低碳?xì)?、清潔氫與可再生能源氫的標(biāo)準(zhǔn)與評(píng)價(jià)》，在單位氫氣碳排放量方面，低碳?xì)涞拈撝禐?4.51 kgCO2e/kgH2，清潔氫和可再生氫的閾值為4.9 kgCO2e/kgH2，可再生氫同時(shí)要求制氫能源為可再生能源。此文中綠氫指由可再生能源制的氫氣且單位氫氣碳排放閾值為4.9 kgCO2e/kgH2。

在《中共中央、國務(wù)院關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》及國務(wù)院印發(fā)的《2030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》中均要求加快構(gòu)建清潔低碳安全高效能源體系，嚴(yán)控化石能源消費(fèi)，積極發(fā)展非化石能源。在“雙碳”時(shí)代，煤化工發(fā)展以高碳排放形式發(fā)展的窗口期已經(jīng)關(guān)閉，已批復(fù)實(shí)施的煤化工項(xiàng)目急需進(jìn)行節(jié)能減排改造，積極探索綠色低碳發(fā)展的可行路徑。而綠電、綠氫因二氧化碳排放量為零或趨近于零，已成為全球公認(rèn)的改善能源結(jié)構(gòu)、推動(dòng)能源革命不可或缺的二次能源，但目前關(guān)于現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫耦合發(fā)展技術(shù)的研究和大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用鮮見報(bào)道，中國各地氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃重點(diǎn)都集中在氫能交通方面，對氫能作為長周期能量儲(chǔ)存器和不同能源行業(yè)耦合的介質(zhì)這2個(gè)特點(diǎn)的重要性缺乏足夠認(rèn)識(shí)和深入思考，因此研究現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫耦合發(fā)展意義重大，有利于推動(dòng)中國煤化工產(chǎn)業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型，合理確定氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的重要地位。

1 中國現(xiàn)代煤化工與綠電和綠氫發(fā)展情況

中國現(xiàn)代煤化工發(fā)展已初具規(guī)模，關(guān)鍵技術(shù)水平已居世界領(lǐng)先地位，截至“十三五”末，中國煤制油、煤(甲醇)制烯烴、煤制天然氣、煤(合成氣)制乙二醇的年產(chǎn)能也已分別達(dá)到8.23 Mt/a、16.72 Mt/a、5105 Mm3/a和5.97 Mt/a[2]。截至2020年底，中國風(fēng)電、光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)分別為282 GW和254 GW，分別占中國電力裝機(jī)總量的12.8%和11.5%；中國風(fēng)電、光伏全年發(fā)電量為4.7×1011kW· h和2.6×1011kW· h，占中國全年總發(fā)電量的6.1%和3.4%。綠氫作為一個(gè)“產(chǎn)業(yè)”在世界各國都還處于初步發(fā)展階段，中國現(xiàn)有25 Mt氫氣產(chǎn)量中綠氫不到1%。雖然全國31個(gè)省市自治區(qū)均發(fā)布了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的相關(guān)政策，但主導(dǎo)方向和重點(diǎn)放在了燃料電池汽車及其產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展方面[3-6]。

中國還沒有煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展的工業(yè)化成功案例，還處于研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化示范階段。據(jù)香橙會(huì)研究院不完全統(tǒng)計(jì)，目前，全國34個(gè)綠氫項(xiàng)目中4個(gè)已投運(yùn)項(xiàng)目均不是煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展項(xiàng)目，僅為風(fēng)電光電制氫項(xiàng)目，寧夏寶豐國家級(jí)太陽能電解水制氫綜合示范項(xiàng)目也不是嚴(yán)格意義上的煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展項(xiàng)目，該項(xiàng)目光伏發(fā)電先上網(wǎng)再從電網(wǎng)下電制氫，難以保證用電全是綠電。

2 現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展前景分析

2.1 符合能源低碳發(fā)展趨勢和國家產(chǎn)業(yè)政策

中國力爭2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和，是以習(xí)近平同志為核心的黨中央經(jīng)過深思熟慮作出的重大戰(zhàn)略決策，事關(guān)中華民族永續(xù)發(fā)展和構(gòu)建人類命運(yùn)共同體。國家能源局章建華局長曾刊文要求“能源行業(yè)要堅(jiān)持節(jié)約能源和降低排放兩大方向，大力控制化石能源消費(fèi)，嚴(yán)控煤電項(xiàng)目，積極推進(jìn)鋼鐵、化工等主要耗煤行業(yè)減煤限煤，加快發(fā)展風(fēng)電、太陽能發(fā)電等非化石能源，不斷擴(kuò)大綠色低碳能源供給”[8]。預(yù)計(jì)到2030年，中國風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)1200 GW以上。煤炭的氫/碳原子比為0.2～1.0，是中國大氣污染及二氧化碳排放的主要來源。據(jù)中國石油和化學(xué)工業(yè)聯(lián)合會(huì)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，煤間接液化制油、煤直接液化制油、煤制烯烴和煤制乙二醇的噸產(chǎn)品二氧化碳排放量分別為6.5、5.8、11.1和5.6 t[9]。在“雙碳”目標(biāo)下，中國急需通過顛覆性的技術(shù)創(chuàng)新，實(shí)現(xiàn)煤化工行業(yè)減少碳排放和節(jié)能提效。綠電綠氫與煤化工耦合技術(shù)能促使現(xiàn)代煤化工大幅減少碳排放，通過綠氫替代變換工序制氫，就能將工藝碳排減少一半。由于燃料煤約占現(xiàn)代煤化工耗煤總量的30%，用綠電替代燃煤產(chǎn)生熱源和動(dòng)力，還能使現(xiàn)代煤化工大幅減排。

2.2 促進(jìn)煤化工、綠電綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展

2.2.1 促進(jìn)綠電綠氫發(fā)展

綠電綠氫發(fā)展為當(dāng)?shù)靥峁┖芎玫娘L(fēng)光資源。國家發(fā)展改革委與工業(yè)和信息化部印發(fā)的《現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展布局方案》規(guī)劃布局了內(nèi)蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東、新疆準(zhǔn)東4個(gè)現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)示范區(qū)，這4個(gè)現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)示范區(qū)也是中國風(fēng)光資源最好的地區(qū)，屬于光伏Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)，可以利用煤化工基地煤炭壓覆區(qū)及采煤后的穩(wěn)定沉陷區(qū)布局光伏發(fā)電和風(fēng)電項(xiàng)目，為制氫項(xiàng)目提供便宜的綠電。例如寧東地區(qū)日照3000 h/a以上，太陽能發(fā)電時(shí)間長達(dá)1700 h/a，光伏發(fā)電成本低至0.23 CNY/(kW·h)，寧夏寶豐電力運(yùn)營管理公司太陽能發(fā)電+電解水制氫的成本控制在1.54CNY/m3左右[10]。

表1 中國部分氫能項(xiàng)目情況[7]Table 1 Statement of partial hydrogen energy projects in China[7]

綠電綠氫發(fā)展為就地消納提供大型應(yīng)用場景。首先，現(xiàn)代煤化工企業(yè)每年需要大量氫氣，以煤制甲醇為例，1個(gè)甲醇分子中有4個(gè)氫原子，按2019年中國煤制甲醇產(chǎn)量約52.89 Mt估算，僅考慮綠氫替代目前全部的原料灰氫，綠氫市場需求就超過6 Mt/a。由于綠氫產(chǎn)地和煤化工企業(yè)相鄰建設(shè)，為綠氫就地消納提供了機(jī)會(huì)。另外煤化工項(xiàng)目需要大量煤炭、化工原料和產(chǎn)品、固廢灰渣運(yùn)輸?shù)戎乜ㄎ锪鬈囕v，卡車運(yùn)行區(qū)域和路線相對固定集中，特別適合應(yīng)用氫能重卡實(shí)現(xiàn)短倒運(yùn)輸，為綠氫在交通應(yīng)用提供了很好的場景。據(jù)報(bào)道寧東基地核心區(qū)預(yù)計(jì)需要煤炭、化工原料和產(chǎn)品、固廢灰渣運(yùn)輸?shù)戎乜ㄎ锪鬈囕v約6000輛，大約6.5×109CNY/a的運(yùn)輸市場。

2.2.2 促進(jìn)現(xiàn)代煤化工發(fā)展

綠電綠氫發(fā)展可以提高現(xiàn)有煤化工裝置的有效生產(chǎn)能力。以600 kt/a煤制甲醇項(xiàng)目的碳平衡為例，結(jié)果見表2。目前此過程原料煤中只有37.8%碳進(jìn)入產(chǎn)品，大部分以二氧化碳形式排放到大氣[11]。

表2 600 kt/a煤制甲醇項(xiàng)目的碳平衡表Table 2 Carbon balance sheet of 600 kt/a coal-to-methanol project

如果僅考慮綠氫取代變換工序制氫，根據(jù)水煤漿氣化制得的粗合成氣組成(見表3)[12]，原料煤中71.8%的碳轉(zhuǎn)化成粗合成氣中一氧化碳。因?yàn)榫G氫替代了變換制氫，一氧化碳可全部轉(zhuǎn)化為甲醇，甲醇產(chǎn)量提高到原來的約1.9倍(變換制氫中原料煤中碳轉(zhuǎn)化率為37.8%)。

表3 水煤漿氣化制得的粗合成氣典型指標(biāo)[12]Table 3 Typical indexes of crude syngas produced by coal water slurry gasification[12]

如果再考慮二氧化碳轉(zhuǎn)化成甲醇，按照李燦院士團(tuán)隊(duì)已實(shí)現(xiàn)每年千噸級(jí)綠色甲醇合成報(bào)道，甲醇選擇性達(dá)到98%[13]，原料煤中碳幾乎全轉(zhuǎn)化到甲醇產(chǎn)品中，此時(shí)整個(gè)煤制甲醇裝置有效生產(chǎn)能力可提高到原來的2.6倍左右。

綠電綠氫發(fā)展可以節(jié)能減排。由于綠氫全替代后不再需要變換工序?qū)⒚簹饣蟠趾铣蓺庵蠧O與水進(jìn)一步反應(yīng)生成氫氣和二氧化碳，單位產(chǎn)品的原料煤耗量可以減少到目前工藝水平的1/2左右，原料煤造成的二氧化碳排放可以減少到目前工藝水平的18%。相應(yīng)也顯著減小后續(xù)酸性氣脫除裝置運(yùn)行負(fù)荷。如果煤氣化利用電解水副產(chǎn)高純氧，還能關(guān)停部分高耗能高耗水的空分裝置，進(jìn)一步節(jié)約大量蒸汽、循環(huán)水、電力消耗；三是煤礦壓覆區(qū)上不能布局工業(yè)項(xiàng)目，但可布局分布式光伏發(fā)電，可提高煤化工項(xiàng)目的煤礦土地資源價(jià)值；四是國家已明確要求推進(jìn)化工等主要耗煤行業(yè)減煤限煤，倒逼企業(yè)形成減排預(yù)期，國家發(fā)改委《關(guān)于發(fā)布高耗能行業(yè)重點(diǎn)領(lǐng)域節(jié)能降碳改造升級(jí)實(shí)施指南(2022年版)的通知》要求，到2025年煤制甲醇、煤制烯烴、煤制乙二醇行業(yè)達(dá)到能效標(biāo)桿水平以上產(chǎn)能比例分別為30%、50%、30%，基準(zhǔn)水平以下產(chǎn)能基本清零，綠色低碳發(fā)展能力大幅提高。今后煤化工企業(yè)的爭取能耗權(quán)和排放權(quán)就是爭取發(fā)展權(quán)，從這個(gè)意義上講綠電綠氫替代為現(xiàn)代煤化工未來發(fā)展?fàn)幦×丝臻g。

2.3 技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可行性分析

煤化工與綠電綠氫業(yè)務(wù)耦合發(fā)展整體技術(shù)可行，經(jīng)濟(jì)性可期。無論是單個(gè)大型風(fēng)光發(fā)電的技術(shù)，還是單個(gè)大型電解水制氫、儲(chǔ)氫、輸氫技術(shù)都已經(jīng)成熟，技術(shù)難點(diǎn)在于經(jīng)濟(jì)性可行地解決可再生電力不穩(wěn)定性與用戶平穩(wěn)用氫需求的矛盾。目前中國石化、寧夏寶豐等正在研究綠電專線制綠氫技術(shù)、綠電增量配網(wǎng)售電主供制綠氫等新型電網(wǎng)技術(shù)、電和氫儲(chǔ)能技術(shù)、生產(chǎn)智能化控制等多種組合技術(shù)，準(zhǔn)備開展萬噸級(jí)綠氫與煤化工耦合發(fā)展產(chǎn)業(yè)化示范，相信不久示范成果就能達(dá)到工業(yè)推廣要求。另外，國家4個(gè)現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)示范區(qū)風(fēng)光資源條件好，風(fēng)光發(fā)電成本已低至0.2 CNY/(kW· h)左右,光伏制氫成本基本上能做到20 CNY/kg以下(據(jù)寧夏寶豐能源公司報(bào)道其國家級(jí)太陽能電解水制氫項(xiàng)目綜合成本可以控制在1.54 CNY/m3，約合17 CNY/kg)，低于中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)的2021年9月遼寧、上海、江西、川渝等地工業(yè)氫價(jià)(2～2.5 CNY/m3)，低于中國幾乎所有地區(qū)道路交通高純氫售價(jià)(2～4.5 CNY/m3)。如果考慮煤化工產(chǎn)業(yè)因綠氫替代帶來的減物耗、減碳排、節(jié)能和提產(chǎn)等帶來的合理利潤分成收益，綠氫生產(chǎn)企業(yè)副產(chǎn)高純氧的銷售收入和配套光伏項(xiàng)目綠電銷售收入，綠氫生產(chǎn)成本能進(jìn)一步大幅降低到天然氣制氫或高煤價(jià)制氫的生產(chǎn)成本，而這需要現(xiàn)代煤化工企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、綠電綠氫生產(chǎn)企業(yè)深度合作，找到一個(gè)各方均能盈利的合作模式。

綜上，煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展，符合能源發(fā)展趨勢和國家產(chǎn)業(yè)政策，能促進(jìn)現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，發(fā)展前景廣闊。

3 現(xiàn)代煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展存在的問題

3.1 國家層面存在的問題

從國家層面看，阻礙煤化工與綠氫耦合發(fā)展的問題主要在于綠氫產(chǎn)業(yè)不成熟，還有許多需要國家協(xié)調(diào)解決的問題。(1)缺乏氫能發(fā)展總體統(tǒng)籌和頂層設(shè)計(jì)，尚未出臺(tái)中國氫能發(fā)展“十四五”專項(xiàng)規(guī)劃，沒有明確氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的定位、發(fā)展目標(biāo)、發(fā)展路線圖和主要任務(wù)，已出現(xiàn)產(chǎn)業(yè)雷同、低水平重復(fù)建設(shè)的苗頭。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前發(fā)布?xì)淠墚a(chǎn)業(yè)規(guī)劃的省市中地級(jí)市以上有50多個(gè)，除大的省區(qū)以外，70%的省都提出要發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)，規(guī)劃氫燃料電池電堆總產(chǎn)能已經(jīng)高達(dá)3000 MW，燃料電池汽車總產(chǎn)能超過10萬輛，規(guī)劃總投資超過2.0×1011CNY。在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍存在自主創(chuàng)新能力不強(qiáng)、國產(chǎn)化率低、成本高等短板明顯的情況下，各地這種一哄而上大規(guī)模布局的做法，將導(dǎo)致氫能產(chǎn)業(yè)低水平重復(fù)和資源浪費(fèi)。另外，當(dāng)前中國各地氫能發(fā)展方向基本局限在燃料電池汽車領(lǐng)域，應(yīng)用場景單一，產(chǎn)業(yè)同質(zhì)化突出。(2)氫能全產(chǎn)業(yè)鏈管理涉及多個(gè)行業(yè)、國家多個(gè)部委，但目前中國氫能管理體系尚未建立，促進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策方向過于狹窄，基本圍繞氫燃料電池汽車而展開，對氫能技術(shù)創(chuàng)新的驅(qū)動(dòng)作用有限。需統(tǒng)籌推動(dòng)建立完整、先進(jìn)的全產(chǎn)業(yè)鏈氫能規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)、技術(shù)路線、產(chǎn)業(yè)政策。(3)需要國家牽頭不同行業(yè)聯(lián)合攻關(guān)，解決煤化工與綠氫耦合發(fā)展中的卡脖子技術(shù)和運(yùn)營模式等問題，比如發(fā)布綠氫長距離管道輸送技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，通過合作模式和技術(shù)創(chuàng)新一體化解決發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和煤化工企業(yè)關(guān)于綠電制綠氫方面存在的矛盾和分歧等。

3.2 行業(yè)層面存在的問題

從綠氫行業(yè)來看，由于光伏、風(fēng)力等可再生能源天然的具有能量波動(dòng)性特點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)高比例可再生能源連續(xù)制氫供氫還面臨著很多技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性挑戰(zhàn)。目前，除日本福島一個(gè)小型氫能研究項(xiàng)目外，全世界還沒有建成嚴(yán)格意義上綠電直接制綠氫項(xiàng)目。國內(nèi)外已建電解水制氫項(xiàng)目大多采用光伏、風(fēng)能發(fā)電上網(wǎng)后用網(wǎng)電電解水制氫(如寧夏寶豐)或直接采用網(wǎng)電電解水制氫。煤化工與綠電綠氫耦合發(fā)展全流程的技術(shù)工藝、設(shè)備選型、參數(shù)設(shè)計(jì)、材料選擇、關(guān)鍵配件、各系統(tǒng)最優(yōu)匹配等方面都沒有標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范和成熟經(jīng)驗(yàn)的可以借鑒，大規(guī)模電解水制綠氫技術(shù)有待工業(yè)示范進(jìn)一步驗(yàn)證和優(yōu)化，風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電直接制氫的產(chǎn)氫波動(dòng)性和化工企業(yè)平穩(wěn)用氫需求之間的矛盾還需要研究解決，現(xiàn)有電網(wǎng)交易機(jī)制下如何保障綠電制綠氫也有待進(jìn)一步探索。另外，目前綠氫價(jià)格高于化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫價(jià)格，但國家還沒有出臺(tái)體現(xiàn)綠氫零排放的“高質(zhì)高價(jià)”定價(jià)政策。據(jù)北極星氫能網(wǎng)報(bào)道[14]，煤價(jià)600 CNY/t、天然氣3 CNY/m3時(shí)，煤和天然氣制氫的成本分別為0.93和1.17 CNY/m3，詳見表4。光伏電價(jià)為0.3 CNY/(kW·h)時(shí)電解水制氫成本為2.12 CNY/m3[15]，企業(yè)從經(jīng)濟(jì)性角度考量用綠氫替代灰氫的意愿不強(qiáng)。

表4 煤炭制氫和天然氣制氫的制氫成本測算[14]Table 4 Calculation of hydrogen production cost from coal and natural gas[14]

從煤化工行業(yè)看，由于煤化工企業(yè)投資大、規(guī)模大，改造難度大，一旦對現(xiàn)有裝置生產(chǎn)效益和穩(wěn)定造成不利影響，后果難以承受，煤化工企業(yè)主動(dòng)融合發(fā)展意愿不強(qiáng)，難以從煤化工生存和發(fā)展的高度，主動(dòng)做好煤化工和綠氫耦合發(fā)展這篇大文章，沒有系統(tǒng)考慮綠氫替代對煤化工行業(yè)的整體影響，沒有研究通過綠氫替代CO變換制氫來簡化現(xiàn)有煤化工工藝流程(降低CO變換工序反應(yīng)深度甚至取消CO變換工序、降低酸性氣體脫除裝置和空分裝置生產(chǎn)負(fù)荷)的可行性，及降低整個(gè)生產(chǎn)過程物耗、能耗、排放及增產(chǎn)產(chǎn)品的綜合效益，更不會(huì)主動(dòng)去考慮因?yàn)榫G氫替代獲利而去補(bǔ)貼綠氫制造成本。

4 結(jié)語和建議

(1)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展能簡化煤化工生產(chǎn)流程，理論上可將原料煤中碳都轉(zhuǎn)化到甲醇等后續(xù)產(chǎn)品中，實(shí)現(xiàn)煤化工源頭大幅減碳，同時(shí)又能為綠電綠氫發(fā)展提供巨大應(yīng)用場景，是煤化工企業(yè)和氫能生產(chǎn)企業(yè)生存和發(fā)展的需要，也是保障中國能源安全和雙碳目標(biāo)如期實(shí)現(xiàn)的重要探索路徑，研究具有重大的戰(zhàn)略和現(xiàn)實(shí)意義。

(2)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展符合能源低碳發(fā)展趨勢和國家產(chǎn)業(yè)政策，能促進(jìn)煤化工、綠電綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展，具有技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性可行性，發(fā)展前景廣闊。

(3)煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展還面臨很多問題，需要國家加強(qiáng)對氫能發(fā)展總體統(tǒng)籌和頂層設(shè)計(jì)，出臺(tái)中國氫能發(fā)展“十四五”專項(xiàng)規(guī)劃，明確氫能在中國未來能源系統(tǒng)中的定位、發(fā)展目標(biāo)、發(fā)展路線圖和主要任務(wù)；制定完整的氫能產(chǎn)業(yè)政策體系和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，加強(qiáng)行業(yè)監(jiān)管。

(4)為做好煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展產(chǎn)業(yè)示范，煤化工企業(yè)、發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)、制氫企業(yè)等需要聯(lián)合攻關(guān)，合作解決煤化工與綠氫耦合發(fā)展中的卡脖子技術(shù)，簡化現(xiàn)代煤化工裝置生產(chǎn)流程，通過降低物耗、能耗、碳排放，增加煤化工產(chǎn)品產(chǎn)量，探索一種技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可行的煤化工和綠電綠氫耦合發(fā)展模式。