中化新网讯 在3月26日北京开幕的2025国际氢能大会暨国际氢能及燃料电池产业展览会上，与会者认为，化工行业是当前最主要的产氢用氢领域，通过绿氢与煤化工的深度融合，不仅可大幅降低煤化工的碳排放强度，还能为可再生能源消纳、氢能规模化应用提供新场景，推动化工行业绿色升级。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在致辞中指出，目前，我国氢能产业“制—储—输—用”各环节均呈现积极发展态势，新疆库车、宁夏宁东等一批规模化可再生能源制氢项目建成，贯通可再生氢制取、储运、应用全流程，发挥了较好的示范带动作用。2024年，全球可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨，中国占比超50%，已逐步处于全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领地位。

但当前我国氢气生产仍以化石能源为主，减碳潜力亟待挖掘。中国工程院院士、中国矿业大学教授、中国氢能联盟战略指导委员会委员彭苏萍在会上发布《中国氢能技术发展路线图研究》指出，2023年，我国氢气年产量约3500万吨，其中煤制氢占比达60%，天然气制氢、工业副产氢各占20%，甲醇、电解水制氢占比极低；合成氨、甲醇及炼化领域消费占比超85%，相关碳排放总量达5.2亿吨。氢能产业仍处示范阶段，减碳潜力尚未充分挖掘。

中国工程院院士、中国工程院原副院长、中国氢能联盟战略指导委员会常务副主任干勇指出，氢能在化工领域的耦合应用已成全球趋势。我国西部地区可再生能源装机规模大，绿氢制备与煤化工耦合具备天然优势，将绿氢、绿氧固碳技术与煤化工、石油化工耦合，可构建低能耗、全绿色的新型化工体系。我国煤化工产业以煤气化制甲醇为核心，但传统工艺中一氧化碳变换环节产生大量二氧化碳，若引入绿氢替代部分碳源，可直接与煤气化产物反应生成甲醇，同时电解水副产的氧气可为煤化工提供热冷联供支持，形成低碳循环体系。

彭苏萍院士表示，在技术层面，我国煤制氢技术国际领先，天然气裂解制氢处于跟跑阶段，生物质制氢达工业示范水平，预计5—10年可实现规模化应用。氢气衍生物转存技术中，二氧化碳加氢制甲醇进入攻关冲刺期，未来5—10年或迎突破。

中国科学院院士，厦门大学化学化工学院教授、中国氢能联盟战略指导委员会委员郑南峰从氢储运与柔性转化角度提出解决方案。他认为，将现场制氢转化为氨、甲醇等液态燃料是破解氢气储运难题的有效路径，但需突破传统化工装置刚性运行的技术瓶颈。绿氨因原料易得、价格趋近甲醇且无碳足迹负担更具优势，若绿氢成本降至10元/千克以下，绿氨有望替代灰氨。

郑南峰院士介绍说，其团队开发的高性能催化剂可在室温至80℃余热条件下，利用电解水氢气将甲苯转化为甲基环己烷储氢介质，300℃即可释氢；分布式制氢装备可年产千吨双氧水，实现氢气高值化利用。这些技术验证了柔性制氢系统随电力波动动态调节的可行性，为海上平台直接合成氨等场景提供支撑。

专家强调，氢能与煤化工耦合发展需政策、技术、产业协同发力。一方面，依托西部可再生能源优势推动绿氢制备，通过绿氢替代煤气化环节碳源，构建负碳排放煤化工体系；另一方面，发展氨燃料自主供电系统，突破电网依赖，形成“绿电—绿氢—绿氨”闭环。绿氢与煤化工深度耦合，已在合成氨、甲醇生产等场景显现经济性。未来需加强央企资源与中小企业创新能力的整合，以场景化验证推动技术迭代，加速氢能规模化应用进程。

对此，国家能源集团党组成员、副总经理闫国春表示，作为国内最大的一次能源供应企业，国家能源集团已将氢能作为拟培育主业重点孵化，依托“中国氢能联盟+国家级创新平台+启航企业”创新生态和“煤电化运”一体化核心优势，着力构建“绿色氢能产业链”和“氢能创新服务链”，打造“国能氢能”品牌。

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