吉林，正打造“北方氢谷”。

近些年，“风光”资源富集的吉林省，积极进行产业转型升级、优化能源结构。吉林西部，处于大兴安岭和长白山脉之间西南气流通道上，地势平坦开阔，是我国东北地区风力资源最为富集的地区之一。发展新能源，吉林有着得天独厚的优势，截至2024年底，风光新能源装机达到2156万千瓦，同比增长24.77%；新能源装机占比提升至45.71%，超越煤电成为省内第一大装机规模电源，位列全国第八位。

然而，吉林的用电负荷增长不匹配新能源电力生产能力，探索就地转化为绿氢、绿氨、绿色甲醇等清洁能源，成为消纳富余电能的路径。

21世纪初，绿氢技术逐渐成熟，但高昂的成本限制了其商业化应用的发展。随着技术的不断进步和成本的降低，绿氢行业逐渐崭露头角。绿氢，是指采用太阳能、风能、核能等可再生清洁能源途径生产的氢气，其典型制备过程是通过可再生能源发电驱动电解水反应生成氢气。由于在这一过程中碳排放几乎可以忽略不计，从而赋予了这种氢气“零碳”或“无碳”的特性。

从2018年4月起，吉林省白城市谋划利用可再生能源制氢，发展氢能产业，打造“中国北方氢谷”。吉林省委省政府对此高度重视，2019年，省级层面开始谋划探索氢能产业，打造“中国北方氢谷”上升为省级战略。

2022年，吉林省人民政府发布《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》，提出将发展氢能作为推动产业转型升级、促进能源结构调整的重要引擎，贯通氢能产业链条，构建新型产业生态，抢占绿色氢能产业发展新赛道制高点，打造“中国北方氢谷”。近两年的时间里，《支持氢能产业发展的若干政策措施（试行）》等氢能产业发展举措陆续发布，为氢能产业发展提供了政策保障和支持。在此背景下，近几年，吉林省风光制绿色氢氨醇一体化系列项目破土动工。

吉林开启了新能源产业发展的“氢能时代”。

前期技术实验

先行者在前探路。

吉电股份（000875.SZ）是吉林省最早深耕氢能产业的中央能源企业。2019年吉林省开始谋划探索氢能产业，随即，吉电股份全方位布局氢能产业，以新能源制氢为发展方向，聚焦“制、储、运、用、研”各个环节。作为国家电投在吉二级单位，吉电股份以火电起家，此前抓住了“风光”新能源的机遇，现在转型到氢能等绿色清洁能源。

目前，长春有6条常态化氢能示范线路客车在进行日常通勤，运营已超2年，用氢来自长春市唯一氢源母站——中韩示范区制氢加氢一体化站。由吉电股份长春吉电氢能公司负责建设运营，以水为原料，创新应用国家电投集团自主知识产权的首台套“兆瓦级高性能质子交换膜（PEM）电解制氢装备”，制备高品质高纯度氢气产品。

吉电氢能公司副总工程师邓欣告诉记者，制氢电源采用日间光伏及夜间谷电供应，分布在示范区智能装备产业园厂房屋顶上的光伏发电优先供应一体化站制取氢气，余电供应园区企业就地消纳，整个过程达到零碳排放。

“真正意义上实现了小规模的绿色制氢全产业链条——光伏发电，电解水制出绿氢，经过纯化分离、加压存储，用加氢机给氢能大巴加氢后，氢能大巴上路运营。”作为推动氢能产业发展的主要负责人，吉电股份氢能产业中心副主任董武设计并见证了项目的诸多重要节点。

最初，从管理权限归属到技术探索，都是磕磕碰碰。

“宗旨是充分利用不能上网的新能源发电，要把它的能量转换成另外一种形式来应用到国民生产之中。”电的成本是关键，是能量的根源，如果网电占比大就失去了项目的价值。而单纯的电解水制氢工艺相对比较清晰，难点在于前端新能源发电不稳定，传统电解水制氢又需要比较稳定的电源供应，解决两者之间的矛盾，成为项目的关键。

“尽最大的努力也只能做到柔性可调。”一体化站设计研发了光伏制氢柔性控制系统，以调节PEM制氢中的新能源波动。

中韩示范区制氢加氢一体化站设计研发了光伏制氢柔性控制系统，以调节PEM制氢中的新能源波动。记者 彭艳秋 图

和PEM制氢方式不同，碱液制氢诞生于大化工的背景，造价低且符合大化工稳定运行特点。但碱液制氢也存在负荷可调范围较窄的特点，在波动电源下会导致较高的故障率，引入网电则难以满足绿色认证要求，因而不适应绿电转化的需求。

PEM制氢方式则可以随启随停，但由于单槽容量低、质子膜和铱金属催化剂昂贵等因素，导致质子膜（PEM）制氢设备造价仍远高于碱液（ALK）制氢设备。当电解水制氢进一步延伸至下游绿氨、绿色甲醇等绿色氢基能源产业时，前端新能源波动和后端化工稳定的要求，使得电解水制氢的过程成为纽带，吉电股份设计研发的柔性控制系统，可实现提前预判发电量。采用PEM制氢设备，需要经过多次严格计算，在中间取得平衡，既降低设备成本，又满足绿色认证。

“绿氢”规模化应用基地

前期技术实验，也需工程化验证。

位于白城大安的吉电风光绿氢合成氨一体化示范项目就可以理解为，在进行PEM的工程化验证。

白城地处松嫩平原西部，土地广袤平坦，历史上形成的大片盐碱地、荒地和未利用地为新能源规模化开发提供了足够的用地资源。

三一重能单机15兆瓦、叶轮直径270米风电机组在白城通榆成功吊装，一举刷新已吊装陆上机组最大单机容量和最大叶轮直径两项全球纪录。

现阶段氢能的发展仍面临储运技术等关键性挑战。氨是现代工业及农业化肥的重要化工原料，也可以作为燃料，同时也是天然的储氢介质。此外，氨也具备能量密度高、易液化储运、安全性高等优势。因此，以氨作为氢能载体的研究成为热点，氢氨互补的绿色能源产业也正在加速布局。

在白城大安，预算投资近60亿元的合成氨项目正在建设中，投产后预计年制绿氢可达3.2万吨、年制绿氨达18万吨、年减碳排放约65万吨、节约标煤23万吨。

大安吉电风光绿氢合成氨一体化示范项目紧锣密鼓推进，近期可实现试生产。受访者供图

从企业的角度，这也是电力行业在新能源发电上网遇到瓶颈之后，采取的能源转换方式。在不影响电网安全稳定运行的情况下，把能量利用起来，目前看，制氢是最简单也最可能实现的方式。

氢气的生成和反应干净，反应后只有水，压缩后燃烧能量热值高，因此大家会聚焦在氢能上做文章。“氢能大家肉眼可见知道是好东西，如何用好，还在探索，寻找最优解法。”

绿氢的经济性与电解水制氢成本及消纳储运成本等密切相关。目前由于前期投资成本大和氢脆等技术难点的原因，国内在役纯氢管道总里程低。氢气的储存需要高压，且目前经济运输半径小，为更好发挥氢能特性，项目大多探索就地制取绿氨和绿色甲醇进行消纳。因此中韩示范区制氢加氢一体化站做完科研之后，大安项目就在酝酿之中。与传统化石能源方式相比，绿氨在工艺上，空分制氮、合成环节相差不大，区别在于氢的来源。

“新产业的发展，一定会经过这样一个过程，先试水的人会吃很多苦，栽很多跟头。到这一步时，就更受到业内专家和院所的质疑。因为化工行业已经没有18万吨液氨这样的小规模，主要是经济性的问题。”董武说。大安绿电转化项目建完之后，主要为风光水电气五要素，生产原料即水和空气，属于大自然。将空气中的氮气分离出来，用来合成氨，几乎不产生废气废液废渣，对环境友好。因此尽管规模小，也有化石能源作为原料的化工方式所不可比拟的优势。

当时与很多化工、电气领域的专家就建设方案，开展过多次研讨会，讨论方案的可能性，提出改进意见。技术难点在于大规模的电解水制氢，电解过程以碱液加PEM适应新能源的波动性。水通过电解槽分离装置制出氢气，经纯化去掉水分和微量的氧。空气中提取出的氮气加电解水制出的氢气，氢氮以3:1比例高温高压下混合，在合成塔里转化形成氨（NH3），后经过压缩冷却变成液氨储存到储氨罐。剩下的气量重新循环，定期补充氢气和氮气，保持压力温度，就能在催化剂作用下持续生成氨气。

示范项目的背后，离不开政府和各主要相关部门的支持，而自然条件也是不可或缺的。需要有C级及以上的化工园区；因为成本的约束，化工园区附近需要好的风光资源、水资源；交通相对便利。

如果做甲醇，考虑碳的来源还需要具备生物质资源，绿色认证下生物质资源以秸秆为主。

绿氨项目确定后，马士基与吉电股份取得联系，询问能否做绿色甲醇，在此契机下吉电股份进一步酝酿研究开发绿色甲醇项目。此后，与中远海运也建立了联系，在绿色甲醇的使用上达成合作，助推航运业的绿色降碳应用方面在国际上能够拥有话语权。

匹配上游新能源波动的不同方式

近日，全球最大绿色氢氨醇一体化项目——中能建松原氢能产业园迎来了项目建设的重要里程碑，其核心装置之一的合成氨工段关键设备顺利完成吊装。

与吉电股份的大安项目不同，中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目在匹配上游新能源的波动上，选择了另外一种方式。

2020年，中国能建在企业自身节能降碳和转型发展的需求下，将综合储能和一体化氢能作为两个发展支撑点。中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目通过一体化控制系统，提前预判并适应新能源发电的波动，做到化工柔性负荷“荷随源动”。通过64台一千方的电解槽，实现大规模群控技术的优化，分组启停和控制，提升碱性的动态响应效率。将稳定和波动有机结合，以群控技术、一体化控制技术的设计方案为核心。

中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目空分室外罐体设备。受访者供图

除了新能源消纳的现实需求，央国企纷纷布局的背后，也是市场的潜力驱动。

氢能的发展较早，一直以来都是世界各国清洁能源战略发展的重中之重。如今，全球航运业面临紧迫的脱碳压力，马士基和中远海运等船企在建造天然气和绿色甲醇的双燃料动力船舶，打造新能源动力船队。而氨气，本身就是重要的氮素肥料，同时氨作为重要的无机化工或有机化工的基础原料，广泛用于生产“工业氨”。随着氨气能源属性的开发，伴随着绿色合成氨技术以及各类氨燃料技术的发展和成熟，氨能的应用场景也将不断拓展丰富。

上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目正加速推进生产进度，预计近期可进行试生产。

上下游

吉林省也积极探索氢能在交通等领域的应用。除已有的氢能公交、一汽产出的氢能卡车之外，去年3月，由中车长客股份公司自主研制的全国首列氢能源市域列车在长春顺利完成运行试验。

近五年，储氢气瓶、电解槽等上下游的服务厂商或相关技术研究机构，雨后春笋一般涌现。

位于白城洮南的致远氢能就是这样一家企业，主要经营项目为车用储氢气瓶，配套于各大主机厂及电堆厂家。公司负责人告诉记者，产品研发从理论计算到分析设计、生产工艺利用三维仿真技术模拟加工，技术团队为产品先进性付出大量心血。尤其在产品内胆和纤维缠绕的加工上，为严格控制产品成型、加工精度，以毫米级进行产品定义。自主设计的自动化生产线，关键工序采用大负载机器人配合关键设备进行智能制造，提高生产工作的加工精度和产能。

而电解槽作为一种电气转换设备，是可再生能源电解水制氢技术的关键装备，满足大规模工程应用，近些年也涌现诸多生产厂家。如2023年12月6日，尧景新能源（吉林）有限公司首台1000标方碱性水电解槽产品下线，为洮南打造新能源装备制造产业集群提供了重要支撑。

挑战

“北方氢谷”氢能发展态势良好，然而当前，依然面临不少挑战。

董武认为，绿色产品的绿色价值如果体现不出来，和化石能源产品去拼市场的话，拼不赢。比如，与灰氨相比，绿氨的成本更高。而现在欧美及中国对绿氢绿氨等的认证还没有全球认可的标准规范。“如果能把绿色认证的绿色价值完全体现出来，项目将会井喷式地发展。但现在还做不到。”

他建议，一方面绿色价值要有所体现，另一方面也需要国家政策方面的支持。比如政策在一些应用场景的区别，绿氨和灰氨，购买的时候要有比较明确的机制把这两者区分出来。对于冶金等高耗能高排碳的企业，每年要用的绿色能源进行明确的规定，比如规定一年必须降多少碳、含多少绿色燃料才能生产。“但实质上现在比较难，企业还面临现实的生存挑战。”

此外，法律法规及相应基础设施还需要进一步完善。“如果兼顾安全与发展，可以作为燃料管理，但目前国家没有明确的实施方案。”

而从氢能在交通等领域的应用来看，推广不及预期。

安全性方面，中韩示范区制氢加氢一体化站的氢能车已安全运营2年。“监控安全系统甚至比燃油车更好些。放了探测氢气泄漏压力的传感报警及自动灭火装置。敏感值设置得非常保守。”从推广看，目前还未大规模打开，还是以示范为主。

“氢能车用的人少，生产成本就高，如果不能大面积打开，可能会形成不良的循环。”董武说。