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11月20日，中国大唐多伦15万千瓦风光储制氢一体化示范项目全面进入市场化运营，这标志着国内首个绿氢耦合煤化工示范项目成功落地。

这一项目预计年制氢量达7059万立方米，可减少二氧化碳排放13.88万吨，其环境效益相当于1400公顷成熟森林一年的碳吸收量。截至项目全面投运，已实现发电量18730万千瓦时，制氢量2260万标准立方米，节约标煤4.6万吨。

新闻深一度

项目突破：核心技术填补行业空白

大唐多伦项目作为国内首个实现新能源制氢与煤化工深度耦合的科技示范工程，总投资约13亿元，由大唐多伦瑞源新能源有限公司投资建设。项目采用风电光伏发电电解水制氢技术路径，配套建设120MW风电场、30MW光伏电站及22.5MW/45MWh储能系统。

项目攻克了大容量电解槽在新能源并网制氢中的深度调整机制，填补了行业空白。通过晶闸管与IGBT电源混合配置方案，解决了风光出力波动对电解槽的冲击问题。技术配置上，项目采用风光储离网运行模式，设置三类核心系统：电源系统、电解系统和配套系统。电解系统部署了12台1000标方电解槽和1台2000标方电解槽，形成“4000Nm³/h×3+2000Nm³/h×1”的制氢集群。

商业模式：“绿电制氢+余电上网”协同创新

大唐多伦项目成功落地了“绿电制氢+余电上网”的协同模式。这一模式的核心在于优化能源配置，提高项目经济性。在日照充足、风力强劲时，绿电优先用于制氢，剩余电力则上网销售；在可再生能源发电不足时，制氢系统可灵活调整，保障连续生产。

所产氢气通过专用管线直供多伦煤化工厂甲醇合成装置，实现灰氢替代。项目运行后可满足当地煤化工企业约20%的氢气需求，推动传统能源企业低碳转型。

这种模式不仅提高了新能源消纳能力，还通过氢能生产和电力销售双重渠道提升项目经济性，为后续类似项目提供了可复制的实践样本。

减碳效益：绿色转型的关键路径

煤化工行业作为高碳排放领域，减排压力巨大。据中国石油和化工工业联合会测算，从吨产品来看，煤直接液化、间接液化以及煤制烯烃、煤制乙二醇的碳排放量分别为5.8吨、6.5吨、11.1吨和5.6吨，远高于以油、气为原料的排放水平。

中国科学院院士李灿举例，以煤为原料生产甲醇，1份产品需要由煤炭提供2-3份碳原子，主要作用是制取工艺反应所需的氢元素。“但其实，这些碳原子的实际利用率并不高，最多只有一半通过转化进入终端产品，其他都变成二氧化碳排掉了。如果想办法替代这一步骤，碳排放就有希望得到控制。”

产业布局：多地示范项目加速落地

不仅内蒙古，宁夏、新疆哈密等地区也在积极推动绿氢耦合煤化工产业示范项目落地。

宁夏回族自治区工业和信息化厅在2023年制定的《宁夏现代化工产业高质量发展实施方案（2023-2027年）》中明确提出，推进现代化工与清洁能源融合发展，加快实施一批可再生能源发电-电解水制氢工程，鼓励煤化工企业高效洁净转化低阶煤提供氢源。宝丰能源已建成3万标方/小时绿氢生产装置，采用光伏装置发出的“绿电”，直供电解水制氢装置生产绿氢、绿氧，产出99.999%的高纯度氢气，实现了绿氢与现代煤化工产业的耦合发展。

新疆哈密市则立足煤炭与绿电双优势，积极探索传统能源和新能源优化组合。在当地新建煤化工项目时，电力供应方面绿电比例须达50%以上。

挑战与瓶颈：技术经济性待突破

尽管绿氢耦合煤化工前景广阔，但目前产业仍面临经济性、技术稳定性和连续生产等多重挑战。

中国科学院大连化学物理研究所专家靳国忠指出，风、光发电易受季节、天气等变化影响，在客观上造成制氢输出的不稳定性，也影响了煤化工项目连续生产。为解决间歇性、波动性问题，一方面可考虑风、光之间多能融合，形成供电相对稳定的风光互补发电系统；另一方面，配置适当容量的储能系统，平抑、消纳、平滑新能源发电的输出。

经济性问题是另一大挑战。煤化工项目是以生产大宗产品居多，一旦失去了成本优势，产品竞争力将大打折扣。但目前，绿氢制备成本仍是煤制氢的2倍甚至更高，其大规模使用无形中加剧了煤化工项目成本控制压力。

未来路径：政策技术双轮驱动

未来五年将是绿氢耦合煤化工从示范走向规模化推广的关键时期。随着技术进一步成熟和成本下降，绿氢耦合模式有望在全国更多煤化工项目复制推广。

全球能源转型背景下，绿氢耦合煤化工不仅是中国实现“双碳”目标的重要路径，也为全球高排放行业绿色转型提供了中国方案。