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发布：2026-06-05 07:17:47 · 事件：2026-06-05 07:17:47

绿氢氨醇技术与应用发展论坛 6月24-26日 吉林·长春： 绿氢氨醇 | 技术分析 | 标杆项目 | 实地参观 演讲/展位/赞助： 满老师：18043147317 近日， 湖北汇能化学煤磷钾氟绿色低碳一体化风电制氢耦合高值生态氮素项目 一期完成备案手续。该项目总投资近69.32亿元，预计将于2027年3月启动建设。 据了解，该项目融合绿氢、生物质利用等低碳技术，规划建设合成氨、尿素、硝酸等产品产能，并配套建设相关生产装置、公用工程及生活配套设施。

风电双碳施工环保数据氢能生物质设计

绿氢氨醇技术与应用发展论坛 6月24-26日 吉林·长春： 绿氢氨醇 | 技术分析 | 标杆项目 | 实地参观 演讲/展位/赞助： 满老师：18043147317 近日， 湖北汇能化学煤磷钾氟绿色低碳一体化风电制氢耦合高值生态氮素项目 一期完成备案手续。该项目总投资近69.32亿元，预计将于2027年3月启动建设。 据了解，该项目融合绿氢、生物质利用等低碳技术，规划建设合成氨、尿素、硝酸等产品产能，并配套建设相关生产装置、公用工程及生活配套设施。 从生产端来看，项目规划产能包括60万吨合成氨、100万吨尿素、30万吨硝酸。生产装置涵盖空分、气化、变换、净化、绿电制氢、氨合成、尿素、硝酸等全流程工艺单元，同时配套硫回收、公用工程及生活配套设施。 该项目在工艺上具有一定低碳化特点。一方面，项目布局风电电解水制氢路线，打造10万吨绿氢耦合合成氨产能；另一方面，在气化工序中掺入5%生物质原料，以进一步降低碳排放。 近年来，我国氢能产业快速发展。数据显示，2024年全国新建可再生能源电解水制氢项目35个，新增产能约4.8万吨，同比增长约62%。我国能源行业的发展离不开“双碳”目标和能源安全保供，发展氢能技术是实现碳中和的重要途径之一。 由于氢气既是一种能源，又是一种原料，因此在能源消费的电力、工业、建筑和交通四大领域中，都有氢能应用的空间，尤其在工业领域，主要包括氢炼钢、炼油、煤制甲醇/合成氨等，氢气的原料和燃料属性将得到更大的拓展。 绿氢耦合煤化工是将氢能技术和煤炭加工转化技术联合应用，以实现煤炭的高效清洁利用，从而节省能源、降低污染、改善环境。绿氢与煤化工的耦合，可实现煤炭由燃料向原料转型发展，构建自主可控的产业链、供应链的能源保障体系，走出一条独具特色的煤炭低碳化利用之路。 1 绿氢耦合煤化工可行性分析 目前，煤化工用煤主要包括2部分：一部分是气化煤，以煤气化为主，借助空气分离制得的氧气，将煤炭气化为主要成分为CO、H2和CO2的煤气，再通过CO变换反应将CO转化为H2，调整成适合合成反应需要的氢碳比后，用于生产甲醇、氨、乙二醇、乙醇、汽柴油等化工产品和油品；另一部分是动力煤，通过燃煤锅炉/发电产生蒸汽/电供给空气分离装置和化工生产过程，煤化工CO变换工艺过程会产生高浓度的CO2，总量占据整个煤化工生产过程的70%左右，空气分离及全厂蒸汽消耗的煤炭燃烧排放的CO2占整个煤化工过程的30%左右。 煤化工生产示意如图1所示。 煤化工中利用CO变换反应制取氢气来调整化工合成需要的氢碳比，因此会产生大量的CO2，利用绿氢与煤化工实现耦合的最大优势在于电解水制氢的同时，还能产生氧气，既可以省去合成气变换装置， 还可以省去空气分离装置，而这2个装置正是煤化工企业高耗能高排放的最主要的单元。 绿氢耦合煤化工系统示意如图2所示。 从而带来的直观表现有3方面：一是空气分离和CO变换装置规模减小，甚至可以取消；二是在同等气化煤量的前提下可以生产更多的化工品；三是用于空气分离装置消耗的动力煤减少和CO变换的程度降低，使得系统的CO2排放大大缩减。 2 绿氢耦合煤化工发展潜力及主要路径 从目前氢气消费的终端来看，合成氨、合成甲醇、石油炼化的氢气消费占比较高，可占整个氢气消耗量的85%以上。因此作为煤化工的典型应用，笔者重点分析了绿氢合成氨和绿氢耦合煤制甲醇的应用情况。 2.1  绿氢合成氨 目前我国的合成氨产量近6000万t/a，其中4500万t来自煤炭，消耗约5000万t标准煤，排放近1.5亿t CO2，排放的高纯CO2中有3.5%用于侯德榜制碱法生产纯碱Na2CO3，22.5%用于与氨反应生成尿素，从而实现部分高纯CO2资源化利用。 合成氨生产产业链示意如图3所示。 假设4500万t煤制合成氨的氢都来自绿氢，则需消耗800万t绿氢，可减少1.5亿t的CO2排放，同时纯碱和尿素还可以消耗其他来源的高纯CO2约5000万t。当前，合成氨主要的下游市场是尿素、氮肥及化工原料等；未来，氨可作为载氢体，实现氢能的远距离运输；氨也可作为一种燃料，其热值相当于18.9MJ/g的煤，作为火电厂的发电燃料和作为船舶的动力燃料，这都是未来氨产量的增长点。 2.2  绿氢耦合煤制甲醇 目前我国的甲醇产量近7800万t，其中6200万t来自煤炭，消耗约1亿t标准煤，排放CO2近2亿t，超一半的甲醇用于生产聚丙烯/聚乙烯(PP/PE)。 甲醇生产产业链示意如图4所示。 假设6200万t煤制甲醇的氢都来自绿氢，则需消耗750万t绿氢，可减少1.6亿t的CO2排放。 3 氢气作为化工原料和燃料在传统行业的应用 从消费端看，作为化工原料，氢气主要应用于合成氨、合成甲醇、石油炼化、煤制天然气、煤制油、煤制乙二醇、煤制乙醇等；作为燃料，主要是炼焦过程产生的焦炉煤气，部分为焦炉自身加热提供热能。此外，作为反应气、还原气或保护气，高纯氢应用于电子工业、浮法玻璃、冶金工业等领域；液氢为航空航天工业提供燃料，高压氢为氢燃料电池汽车提供燃料。 笔者结合氢能现有的应用场景，主要集中在难以脱碳的工业领域，作为化工原料和燃料在传统行业的应用，以2021年石油化工和煤化工行业的实际年产量为研究背景，主要包括合成氨、合成甲醇、石油炼化、煤制油、煤制气、煤制乙二醇以及炼焦，根据理论耗氢量，推导出2021年在现有工业领域应用的氢气消费量约3790万t，氢气作为化工原料和燃料在传统行业的应用规模见表1。 4 绿氢耦合煤化工路径选择 不同煤化工路线不同规模的理论补氢量见表2。 综合分析来看，氢能在煤基能源领域的应用，从单条生产线补充氢量的角度分析，可优先耦合煤制聚乙醇酸(PGA)、煤制乙二醇和合成氨，整体补充氢的规模不大，可以形成较为独立的产业示范。其中，绿氢耦合合成氨工艺是比较好的一个选择，此时合成氨工艺只需要纯氮和纯氢，也就是空分装置和电解槽装置，工艺装置配置相对简单，规模相对较小，耦合系统可以做成模块化，与风光制氢的匹配关系相对友好。因此在绿氢耦合煤化工路径的选择上，可优先考虑合成氨工艺，除了耦合系统更易配置外，合成氨产品规模大，市场及运销系统成熟，带来的CO2减排优势明显，从而使得绿氢能快速形成产业化。 5 绿氢、绿氨成本分析 5.1  绿氢成本分析 要实现绿氢在煤化工系统中的耦合应用，绿氢的成本控制是制约其发展的核心要素。目前氢能的制备主要路线主要有3条：一是以化石燃料(包括煤炭、天然气等)为原料制氢以及工业副产制氢，即灰氢；二是在灰氢制取的过程中辅以碳捕捉技术实现低碳制氢，主要是生产焦炉煤气合成氨、合成甲醛等化工品时所得到的氢气，即蓝氢；三是利用可再生能源电解水制备得到的绿氢。笔者以制氢装置规模为9万Nm3/h为测算基准，对煤制氢、天然气制氢和电解水制氢这3种工艺路线进行比较，其成本分析见表3~表5。 煤制氢成本主要由煤炭、氧气、燃料动力能耗和投资折旧构成，随着煤炭价格的增长，煤炭在总成本中的占比也逐步提高；天然气制氢成本主要是由天然气费用决定；新能源电解水制绿氢项目的成本分析中，影响绿氢成本主要包括电价、系统规模、投资、运行小时数、电解效率和管理水平等6个核心的因素，从当前实际情况来看，电价和运行小时数是降低制氢成本最为有效的手段。 目前，按照1000元/t的煤价并考虑碳价、CCS等成本因素，煤制氢的成本为15.0~19.4元/kg。在当前的投资水平下，电解水制氢在不同电价和利用小时数等条件的前提下，对应的制氢成本为12.11~26.67元/kg，即当新能源电价为0.25元/(kW·h)时，电解水制氢成本为21.05~26.67元/kg，高于煤制氢+CCS成本；当新能源电价下降到0.20元/(kW·h)时，电解水制氢成本为18.07~23.69元/kg，处于煤制氢+CCS成本区间；当新能源电价下降到0.15元/(kW·h)时，电解水制氢成本为15.09~20.71元/kg，处于煤制氢+碳价成本区间；当新能源电价下降到0.10元/(kW·h)时，电解水制氢成本为12.11~17.72元/kg，处于煤制氢成本区间。 当前可以有效降低电解水制氢成本的主要路径是降低电价和提高设备利用率，随着电价的降低，电解水制氢的成本也随之降低，同时电力成本的占比也同步降低。电力成本每下降0.1元/(kW·h)，氢气的成本平均下降约6元/kg。随着电解槽每年工作时间的延长，单位氢气固定成本有所降低，因此制氢成本也随之下降，从2000h提升至4000h后，单位氢 气的成本平均可降低20%~30%。 5.2  绿氨成本分析 从上述分析可以发现，绿氨由于不涉及碳元素，只需空分的氮气和电解水的氢气就能构建模块式的生产方式，此外，氨的运输体系成熟且成本较低，基于此，笔者设计了4个场景，运输距离按照600km、氧气收益按照0.4元/Nm3计算。场景1为光伏电解水制氢+管道输送氢+现场制氨，场景2为光伏电解水制氢+铁路运液氢+现场制氨，场景3为光伏电解水制氢+现场制氨+管道运输液氨，场景4为光伏电解水制氢+现场制氨+铁路运输液氨。 以制氢装置规模为9万Nm3/h为测算基准，不同光伏电价下的绿氨原料可变和折旧成本见表6。 在光伏电价为0.15元/(kW·h)时，在场景3和场景4的条件下，绿氨的可变成本+合成氨装置折旧成本约为2400元/t；当光伏电价为0.10元/(kW·h)时，绿氨的可变成本+合成氨装置折旧成本约为1500元/t。因此，绿氨具有低成本生产的可行性。 6 结论 (1)目前绿氢的成本仍然高于化石能源制氢，经济优势较低。未来降本空间主要在于降低电价、增加电解槽的工作时间以摊薄折旧和其他固定成本，通过技术进步和规模化生产降低电解槽的投资成本等。随着氢能的推广和技术的进步下降到可接受的水平，绿氢成本必将接近、甚至低于灰氢成本，届时绿氢耦合煤化工路线也将逐步深入，实现煤化工产业低碳化发展，达成碳中和目标。 (2)传统合成氨是绿氢下游应用的重点方向。在碳减排和新能源消纳的双重压力下，结合氨运输的便捷性和应用的广泛性，绿氢合成氨(绿氨)将对煤制合成氨(灰氨)带来挑战，不仅助力合成氨工业碳减排，且绿氨作为载氢体，将拓展氨作为化工原料的传统下游市场，带来新的增量。在“十四五”期间，合成氨是绿氢下游应用的重点突围行业，在风光资源丰富的内蒙古、河北、吉林等省份，已经有多个绿氨项目在规划实施。 (3)绿氢耦合现代煤化工产业将以试点示范为主。“绿电-绿氢-煤化工”一体化，绿电替代化石能源发电、中低位热能供热，绿氢替代化石能源制氢、作燃料用于高位热能供热，都将助力现代煤化工产业全面实现低碳化发展和绿色转型升级。但新能源制氢成本高，且现代煤化工项目耗氢规模极大，绿氢项目难以与之完全匹配。在“十四五”期间，绿电、绿氢在现代煤化工领域的应用，将是以相对小规模项目的试点示范为主，重点任务是打通以绿电、绿氢为主的工艺流程。 为抢抓产业风口、凝聚行业共识、链接政产学研资源，特举办  “2026 第五届中国绿氢氨醇技术与应用发展论坛” 。大会立足吉林、辐射全国， 聚焦绿电、绿氢、生物质气化、绿氨、绿色甲醇、绿色航煤 等前沿技术，深度探讨其在电力、化工、工业等领域的减碳降碳应用场景与商业化路径，全面推动我国能源绿色低碳转型与高质量发展。 1 【会议主题】 绿氢领航・氨醇赋能 —— 共筑能源安全与低碳新生态 0 2 【会议时间】 2026 年 6 月 24 日 - 26 日（周三至周五） 0 3 【会议地点】 中国・长春 0 4 【同期活动】 氢氨醇重点项目实地参观 0 5 【组织形式】 主 办：中国氢能100人论坛 | 吉林省风能太阳能学会 承 办：氢能观察 |氢能项目情报 规 模：300人 协办单位（拟邀） 中国电建吉林省电力设计院、中国能建东北电力设计院、中石油吉林化工工程有限公司、京能国际东北分公司、中能建松原氢能产业园、吉林大学、中科院应化所、国网吉林公司、吉电股份、华能吉林公司、上海电气绿源科技（吉林）有限公司等（排名不分先后） 热点议题 绿氢氨醇产业政策与区域布局 ：涵盖 “十五五” 产业布局、政策红利，以及吉林省本地绿氢氨醇政策解读与未来规划。 绿氢消纳场景协同 ： 涵盖航空（SAF 燃料）、船运、电力、钢铁、化工、储能、零碳交通等多领域应用实践与探索。 绿氢氨醇项目商业化验证与应用： 重点涉及中能建松原氢能产业园、吉电股份大安项目、上海电气洮南项目等落地案例，以及技术经济性、商业化验证分析。 绿氢氨醇核心技术突破与研发： 包括电解水制氢（碱性 PEM 技术、核心部件）、生物质气化（循环流化床、高压气化、掺烧技术）等关键技术路径及进展。 可 再生能源与绿氢氨醇产业耦合： 聚焦风光储柔性制氢、可再生能源耦合制氢系统的优化与稳定性控制。 绿氢氨醇产业生态构建： 包括设备国产化、行业标准认证、金融资本赋能、全球贸易机遇与挑战等产业发展支撑等。 四大核心宗旨，直击产业痛点 政策解读：权威拆解国家及地方绿氢氨醇最新政策、“十五五” 规划红利 技术引领：聚焦电解水制氢、合成氨 / 醇核心技术突破与装备国产化进展 产业对接：打通 “绿电 — 绿氢 — 绿氨 — 绿醇 — 终端应用” 全产业链供需壁垒 项目落地：推广吉林标杆经验，加速技术成果转化与产业投资合作 硬核议程 左右滑动查看更多 联系我们 满老师：18043147317 刘老师：13756043953 杨老师：13009104873 匡老师：13024500360