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在中国高排放化工行业大规模推广可再生氢，与2022年相比，每年可减少超过6.1亿吨二氧化碳排放，同时降低对国际油气市场价格波动的依赖。
这一转型需要技术升级和产业结构调整，其中最大的减排潜力来自于：在炼油行业以可再生氢替代化石燃料制氢，以及在近年来大量投资建设的煤化工产业（包括合成氨和甲醇生产）中，用可再生氢替代煤基制氢。
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通过有针对性的、针对不同原料路线的策略来弥补可再生化工产品生产成本的阶段性增量（即“绿色溢价”），是近期推动可再生化学品规模化发展的关键。
目前，不同产品的成本差距存在明显差异：可再生氨的成本溢价从零到每吨360美元不等；可再生甲醇的成本溢价约为每吨230至610美元，其中直接捕集二氧化碳（Direct Air Capture, DAC）作为碳源的路线成本更高。因此，可再生氨已更接近与传统产品实现成本平价；而在可持续生物质资源充足且价格合理的地区，生物甲醇和生物电甲醇（bio-e-methanol）也有望具备市场竞争力。
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通过强有力的政策信号建立稳定可靠的市场需求，对于维持绿色氢、绿色氨和绿色甲醇领域的投资至关重要。
中国现有项目储备情况显示，自2027年起相关投资可能出现放缓，这表明如果缺乏长期稳定的政策框架，市场信心仍较为脆弱。强制性可再生化工产品采购配额，以及覆盖全供应链的更严格碳强度要求，能够提高投资收益的可预见性并稳定市场需求。同时，更明确的绿色标准和碳分类体系（carbon taxonomy）将有助于降低供应商的不确定性，并为新技术和新产品的早期商业化应用培育先导市场。
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绿色氢能是中国“十五五”规划的重要支柱，被赋予推动产业竞争力提升和能源系统转型的战略使命。
绿色氢能被纳入国家发展规划，并配套设立国家氢能基金，这表明国家正在加大力度支持规模化氢能经济及其产业链建设。在这一框架下，绿色氢能也是降低化石能源进口依赖、加快摆脱高碳煤化工发展路径的重要抓手。
鉴于当前各省支持政策普遍具有周期较短、碎片化程度较高的特点，持续加强国家层面的统筹协调尤为关键。只有这样，才能推动项目规模化落地，促进可再生能源资源富集地区与工业中心的有效衔接，并最终将政策推动力转化为对高污染煤化工产能的结构性替代。
可再生氢推动化工行业减排
化工是中国唯一仍在增长的碳排放工业部门。Agora最新分析表明，可再生氢有望帮助中国大幅减少化工行业的碳排放，同时提升能源安全和产业竞争力，但破解"绿色溢价"仍需长期、跨区域的政策护航。
前言
过去数十年间，中国化工业已成长为全球规模最大的化工产业。由于"富煤贫油少气"的资源禀赋，中国化工长期以煤为主要原料和能源，碳排放强度居高不下。在电力与交通加速脱碳、多数工业部门排放进入下行通道之际，化工业却成为唯一仍在增长碳足迹的重点用煤行业，煤化工产能投资在转型最需要逆转的时刻持续扩张。
本报告系统评估了可再生氢在中国化工业脱碳中的作用。研究显示，以可再生氢直接替代炼油、合成氨、甲醇及现代煤化工（CTO、CTL、CTG）中的煤基灰氢，相比2022年水平，中国每年可减少约6.1亿吨二氧化碳排放，最大减排空间集中在炼油以及新建、重资产的煤基化工领域。
在成本方面，报告测算了可再生氢、绿氨与绿色甲醇的平准化成本（LCOH、LCOA、LCOM），并指出绿氨已接近平价，而绿色甲醇受碳源替代成本拖累，"绿色溢价"明显更高；生物甲醇与生物电制甲醇在可获得低价可持续生物质的情形下更具早期竞争力。报告进一步追踪了中国近200个绿氢项目的进展，发现2027年后投资存在明显放缓信号，反映出在缺乏长期政策框架时市场信心仍较脆弱。
绿氢已被纳入"十五五"规划并配套国家级氢能基金，这为加速化工业脱碳提供了历史性机遇，同时也提示绿氢转型可能引发化工产能在中国省际间的重新布局——内蒙古和东北诸省有望成为赢家，而山西、陕西、新疆等煤炭依赖地区则面临碳锁定与公正转型的挑战。
本报告另附技术文档，详述了碳减排与各类平准化成本（LCOE、LCOH、LCOA、LCOM）的测算方法与输入参数,并汇总了分地区项目数据及中国、欧盟、德国的相关政策，供读者参考。
在此基础上，本报告提出了针对性政策建议：运用产业政策提升可再生氢化工品的市场可销性与培育领先市场、强化长期政策确定性与跨区域协同，并在煤炭依赖地区统筹谋划公正转型路径，以充分释放可再生氢在中国化工业脱碳中的潜力。
