年产60万吨绿氢制绿氨项目可行性研究报告
思瀚产业研究院    2025-05-21

1.1项目背景

1.1.1产品简介

项目按“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢、源网荷储一体化”的“绿氢体系新思路”设计，拟利用项目建设地丰富的风光电可再生电力资源，通过电解水制氢生产绿氨。本项目绿氨产品质量符合国家标准（GB536-2017）优等品标准。氨的特性适合储运氢，是氢转运存储的较好载体。

1.1.2市场前景

（1）新能源市场现状分析

新能源主要包括水能、太阳能、风能、氢能、核能、生物质能、地热能等。根据数据显示，当前全球新能源细分市场结构主要还是由太阳能和水力发电构成，截至 2023 年全球太阳能发电累计装机 14.18 亿千瓦，占全球各类型新能源发电累计装机容量的 33.31%，占全球新能源发电份额比重最大。2024年全球光伏新增装机量达450GW，累计装机突破2.8TW，中国以230-260GW新增量稳居全球首位，但增速较2023年下降27%。2025年预计全球新增装机将达560-660GW，中国分布式光伏占比提升至45%，工商业屋顶项目成为增长主力。到2030年，全球装机规模或突破800GW，光伏发电占比超35%，中国将主导全球供应链并占据超60%产能。

风力发电累计装机量：2023年，装机容量达到44134万千瓦，同比增长20.7%。新增装机7937万千瓦，同比增长59.3%，创历史新高，其中，陆上风电新增7219万千瓦，海上风电新增718.3万千瓦。太阳能发电累计装机量：装机容量达60949万千瓦，同比增长55.2%，新增并网太阳能发电装机超过2亿千瓦，核能发电累计装机量：装机容量为5691万千瓦，同比增长2.4%。

新增商运核电机组2台，新开工核电机组5台，在运核电机组55台，总装机容量57吉瓦。发电量4347.2亿千瓦时，同比增长4.1%，占全国累计发电量的近5%，生物质能发电累计装机量：并网装机容量4414万千瓦，较上年增加282万千瓦，2023年上网电量1667亿千瓦时。

2024年全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的75%。截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比增长18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦。2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%；全国风电平均利用率95.9%。

近年来，中国光伏发电行业一路“高歌猛进”，新增并网规模呈现倍速增长趋势，且行业呈现多元化发展态势，各省新增装机规模差异显著，集中式和分布式光伏在地理分布上各具特点。因地制宜，结合我国各区域自然条件、用电特性等性质，针对性发展不同类型光伏，既充分利用西部资源发展大型光伏基地，又在用电负荷中心推广分布式应用，双轨并进共同推动光伏产业的快速发展。

中国光伏新增并网容量大幅增加。2018-2023年，我国光伏发电累计井网容量始终保持增长趋势，2023年我国光伏发电累计井网容量达608.92GW，新增并网容量达216.30GW，同比增长首次超过100%，高达147.45%。2024年全国光伏发电新增装机容量达2.3亿千瓦，同比增长45%，创历史新高。截至12月底，全国光伏累计装机容量突破9亿千瓦，占全球总量的42%，相当于每天新增630兆瓦光伏板（约1.5个标准足球场面积）。国家能源局数据显示，仅西北地区沙漠光伏基地就贡献了1.1亿千瓦新增装机，其中新疆、甘肃、青海三省新增规模占全国总量近50%

新能源行业在中国能源结构中占比不断提升，作为新能源产业链的关键环节，新型储能技术正发挥着越来越重要的作用，不仅增强了能源系统的稳定性和灵活性，也推动了整个新能源行业的创新发展。2023年，我国新型储能技术呈现规模化、多元化发展态势，为新能源产业的持续扩张提供了有力支撑。

中国新型储能市场快速发展，技术结构优化升级。2023年，中国储能累计装机功率为83.7GW，已投运装机超3000万千瓦。其中，新型储能贡献最大(占比59.4%)，累计装机功率为32.2GW，同比增长196.5%。抽水蓄能占储能装机总量的39.9%，累计装机功率约为50.6GW，同比增长10.6%。2024年中国已投运新型储能累计装机量达到73.8GW/168.0GWh，相较于2023年实现了超过130%的大幅增长。

GGII统计数据显示，2024年中国储能系统出货量达到170GWh，同比增长146%，其中海外出货量为46GWh，占比27%。据高工储能观察，2024年中国储能系统出海呈现出以下几大趋势：

一是头部企业主导与新兴势力崛起并行。宁德时代、远景动力等头部企业凭借技术、品牌、成本等优势，在海外市场占据较大份额，并与海外优质客户建立了深度合作关系。与此同时，海博思创、天合储能、精控能源等企业也实现了海外订单的快速增长。

二是市场分布广泛，出海力度持续加大。中国储能企业的出海目的地从欧美逐渐辐射到中东、澳洲、东南亚、北非等市场，2024年中国储能企业签约的海外储能大单规模超过百GWh，合同金额超千亿。

三是技术创新提升产品竞争力。2024年，组串式液冷交直流一体5MWh+系统成为储能系统的发展趋势。从5MWh系统开始，国内企业掌握了主动话语权。2024年4月，宁德时代发布了6.25MWh的天恒储能系统，比亚迪发布了6.432MWh的MC-Cube-T；9月，中车株洲所、远景能源分别发布了7.4MWh和8MWh的系统，Fluence、Powin、GE等也相继推出了5MWh产品。6MWh+产品将从2025年上半年起陆续迎来量产，6MWh+系统有望成为国内企业出海实现弯道超车的机遇。

四是本地化运营加强。面对海外储能市场对产品认证标准和售后的严格要求，中国储能厂商在海外加大了本地化运营力度。例如，远景在海外拥有9座制造基地，其西班牙超级工厂建成后将成为欧洲首座磷酸铁锂电池超级工厂；阳光电源通过前期深入的市场调研、法律研究以及地缘政治研究，建立了成熟的本地化策略，为出海奠定了坚实基础。

随着储能市场的日渐蓬勃，国家大力支持大容量的新型储能项目，大型化是配置灵活的电化学储能技术在电力系统中发挥主导作用的必经之路。同等规模下，储能器件的大容量可以减少单体电池使用数量，降低单体电池一致均衡的难度，从而降低电池发生热失控乃至起火的概率。

（2）氢能市场需求

氢气作为地球上最重要的元素之一，主要以化合态的形式存在，其单质形态——氢气，是清洁、高效的能源载体。近年来，随着全球对清洁能源的需求日益增长，氢气及其相关技术得到了广泛关注。特别是在碳达峰和碳中和的大背景下，氢气作为二次清洁能源，被视为“21世纪终极能源”。

近年来，中国氢能行业受到各级政府的高度重视和国家产业政策的重点支持。根据统计，2024年我国共有22个省级行政区将氢能写入政府工作报告，各地区从不同侧重点积极发展氢能。2024年以来，我国家级层面在氢能行业发布了大量的政策，政策覆盖了行业标准制定、技术研发、设备推广、城市公交更新、氢能运输等多个方面，旨在推动氢能产业健康、有序、可持续发展。

在政策和市场的双重推动下，中国已成为世界上最大的制氢国。截至2023年底，全国氢气产能4900万吨/年，产量3500万吨，同比均增长2.3%。2024年中国氢气产量达到3695万吨。

在碳中和目标下，到2030年我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。其中，工业领域用氢占比仍然最大，占总需求量的60%。

（3）绿氨的市场需求

中国氨化工行业经历了导入期、发展期，目前处于成熟阶段，2015年以来进入了产业结构调整阶段，液氨的产量呈先上升、后下降、再上升的趋势。2022年，我国合成氨产量为5321.01万吨，2023年，我国合成氨行业产量达到5489.36万吨。2024年，全国合成氨行业产能增至8571万吨。合成氨产量为6006.1万吨，同比增长8.5%。

中国合成氨行业的进口量在近年来呈现下降趋势。2022年一季度，合成氨的进口总量大幅下降至7.96万吨，与2021同期相比下降了77.55%。到了2023年，进口量进一步减少，12月份的进口量为4.12万吨，同比上涨170.75%，但相较于上月有所下降。2024年5月，合成氨的进口量为5.26万吨，同比下跌了48.69%，而1-5月份的累计进口总量为25.87万吨，同比下跌了18.25%。

中国合成氨行业的表观消费量近年来呈现逐年增长的趋势主要得益于合成氨在农业（尿素等氮肥）和工业（如车用尿素和电厂脱硫脱硝等环保领域）的广泛应用，以及国内合成氨产能的持续扩张和市场需求的逐步增长。

预计到 2025 世界合成氨消费量达到约19955 万吨，比 2020 年增加 2600 万吨，其中随着中国工业需求的增长，合成氨消费量将恢复增长，2025 年消费量比2020年增加 600万吨以上。中南美洲增长速度最快，达到 11.5%，墨西哥、东北亚其他地区（除中国和日本外其他国家和地区）、加拿大增长幅度都超过 5.0%。

从宏观产业政策看，新建以石油、天然气为原料的氮肥，采用固定层间歇气化技术合成氨，铜洗法氨合成原料气净化工艺被列入限制类。天然气常压间歇转化工艺制合成氨被列入淘汰类。除此之外的合成氨为允许类。在严苛的产业政策限制下，绿氨成了市场的宠儿。目前统计绿氨产能已超过 329 万吨。

氨的特性适合储运氢。氨比氢气更容易液化，常压下氨气在-33℃可以液化，而氢气需要低于-253℃，且同体积的液氨比液氢多至少 60%的氢。氨的储运基础设施完善。氨有管道、船舶等多种运输方式，其中通过液氨运输一千克氢的远洋运输的成本为0.1-0.2 美元，低于通过管道和轮船的氢运输渠道。氢作为清洁能源具有较大发展潜力，作为氢载体的氨未来可期。在目前关注度较高的零碳能源中，绿氨动力船舶能量密度大大高于氢气，且可利用现有氨供应链和基础设施，在集装箱船等大型船舶远航领域具有较好的推广应用前景。据英国劳氏船级社预测，在 2030-2050 年间，氨能作为航运燃料的占比将从 7%上升为 20%，取代液化天然气等成为最主要的航运燃料；其次为氢能，占比从 2030 年的8%上升为 19%，与氨能的重要性相当。

在作为绿氢储运载体之外，绿氨本身也是重要的能源。一方面可以作为绿氢的载体，解决氢储运难题；另一方面，绿氨也可以直接应用于燃料电池或者作为燃料燃烧。2022 年 2月，国家能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》提出发展氨储能技术；8月，工信部《工业领域碳达峰实施方案》提出氨燃料概念。国内外企业和科研机构积极探索氨用于高温窑炉燃料，氨燃烧发电，氨燃料船舶，氨燃料电池等。绿氨产业将迎来蓬勃发展。

1.1.3技术分析

绿氢生产绿氨在技术环节主要分为三个步骤，包括电解水制氢、空分制氮与氨合成。

（1）电解水制氢

合成氨所需要的氢气通过可再生电力电解水制得，氢气压力约1.5MPa。考虑到可再生电力的不稳定性，需要设置一定的氢气储罐，在电力充足时将富余氢气储存起来，在电力不足时将存储的氢气用于氨合成。氨合成装置满负荷时需要氢气15万Nm3/h，需要考虑一定富余的电解槽，电解水制氢能力按22.5万Nm3/h考虑。

（2）空分制氮

空分制氮系统按3个系列考虑，每个系列制氮能力25000Nm³/h。

（3）氨合成

考虑到可再生电力的不稳定性，为便于调节负荷，氨合成按3个系列考虑，每个系列20万吨/年。

空分制氮出来的氮气压缩后与电解水制得的氢气混合，得到氢氮比约为3的新鲜气，压力1.5MPa，经氢氮气压缩机压缩至13.5MPa，然后与循环气混合后进一步压缩至14MPa进入氨合成塔，经冷凝分离得到液氨产品，进入液氨储罐，回收的氢气返回氢氮气压缩回收

1.1.4项目建设的有利条件

（1）政策优势

2025年国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》提出，坚持绿色低碳，持续推进能源结构调整优化。坚持生态优先、绿色发展，协同推进降碳减污扩绿增长。大力发展可再生能源，统筹新能源就地消纳和外送，加强化石能源清洁高效开发利用，积极推进能源消费侧节能降碳，加快能源消费方式转型，提高非化石能源消费比重。

2022年国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提到，在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。推进高效太阳能电池、先进风电设备等关键技术突破，加快推动关键基础材料、设备、零部件等技术升级。推动退役风电机组、光伏组件回收处理技术和相关新产业链发展，实现全生命周期闭环式绿色发展。

《吉林省工业发展“十四五”规划》明确指出，围绕“制、储、运、加、用”氢全链条，推动氢能装备、氢燃料电池研制。支持智能换热机组、新型高效节能换热器研发。推进大气污染治理、水污染治理、固体废物处理等环保设备加快发展。培育新能源系统解决方案供应商，建设新能源装备研发制造基地。

《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》提出，将氢能产业作为培育发展战略性新兴产业的重点。以吉林市、白城市、松原市化工产业为基础，开展 “绿色吉化”（氢基化工）类项目示范，构建多元化氢源供应及碳纤维材料等行业辅助体系，扩展化工产业业务版图。

《吉林市招商引资政策》中明确吉林市产业投资引导基金投资项目应符合国家和相关产业政策及发展规划，重点投向吉林市“6411”产业规划中旅游、医药健康、航空、信息技术、新材料、先进装备制造、生物技术、节能环保、新能源、文化创意、现代农业、现代服务业等相关产业，以及市政府重点扶持发展的其它领域。

引导基金除采取参股设立子基金的投资方式之外，也可以采取跟进投资、直接投资等方式；对新引进的符合条件的招商项目，按照国家、省现行税收政策，享受税收减免。对吉林市贡献率较大的项目，依据《国务院关于税收等优惠政策相关事项的通知》（国发[2015]25号）文件精神，由相关部门协助企业依法合规申请税收减免；设立工业企业发展专项资金，鼓励引进“6411”产业体系中化工、汽车、冶金、农产品加工等传统产业的符合国家产业政策、产业支撑强、带动作用明显的重大项目；鼓励引进医药健康、新材料、先进装备制造、电子信息等新兴产业。在生产要素配置上给予重点倾斜，优先推荐国家、省相关专项资金支持。

（2）资源优势

吉林市资源发展潜力较大。全市电源装机容量1000万千瓦，其中“十四五”期间新增装机327.9万千瓦，年均增长8.3%，其中：燃煤发电307万千瓦，占30.7%；燃气发电86万千瓦，占8.6%；风电154万千瓦，占15.4%; 光伏发电70万千瓦，占7%；水电350万千瓦（常规水电320万千瓦，抽水蓄能30万千瓦），占35%；生物质发电27万千瓦，占2.7%；垃圾发电5.8万千瓦，占0.6%；新能源和可再生能源装机占总装机60.7%。预计2025年发电量206.3亿千瓦时，城乡电网总变电容量达到4891.1兆伏安。

吉林市国有建设用地供应计划总量为853公顷，其中商服用地74公顷，工矿仓储用地500公顷，住宅用地179公顷（其中保障性住房用地应保尽保），其他用地100公顷（含公共管理与公共服务、交通运输、水域及水利设施用地和特殊用地）。可开发土地资源存量大，新增用地、储备用地可满足新上项目需求，用地价格在东北41个城市中处于低价位。

（3）人才优势

吉林市拥有东北电力大学、吉林通用航空职业技术学院、吉林电子信息职业技术学院、吉林工业职业技术学院等高校，高校为企业提供源源不断的人才支持。这些人才不仅具备丰富的实践经验，还拥有较高的技术水平和创新能力。能够在生产过程中解决各种技术难题，提高生产效率和产品质量。同时，这些专业技能人才还能够积极参与企业的技术创新和产品研发工作，为企业的持续发展提供有力保障。

同时吉林市具有一大批高素质的产业化工人，经过企业及公益机构培训后每年向社会输送技能型人才1万多人，为社会培训各类人员2万多人次。劳动力资源优势明显，熟练技工所占比例在东北城市群中处于较高水平，劳动力正值红利期，劳动力成本相对较低，可满足各类企业需求。

（4）区位优势

吉林市位于吉林省中部偏东，东接延边朝鲜族自治州，西临长春市、四平市，北与黑龙江省哈尔滨市接壤，南与白山市、通化市、辽源市毗邻。

吉林市位居东北亚地理中心， 交通运输方式有铁路、公路、水运、航空等各种形式。吉林龙嘉国际机场和吉林机场，以及长珲、沈哈高速公路，长珲城际快速铁路，沈哈复线铁路等交通干线构成了吉林市四通八达、快捷便利的立体交通网络。

1.2项目建设内容及规模

1.2.1建设规模

项目占地面积40万平方米。建成后可年产60万吨绿氢制绿氨。

1.2.2建设内容

项目总建筑面积27万平方米，主要建设电解水制氢装置、氢气储存、氨合成及储运、辅助生产等设施。

1.3项目总投资及资金筹措

1.3.1项目总投资

本项目总投资为260000万元，其中：建设投资208000万元，流动资金52000万元。

1.3.2资金筹措

企业自筹。

1.4财务分析及社会评价

1.4.1主要财务指标

项目达产后，年销售收入219355万元，利润52419万元，投资回收期8.2年（税后，含建设期2年），投资利润率20%。

1.4.2社会评价

绿氢制绿氨项目是氢能产业链的重要组成部分，其建设将带动氢能产业的上下游发展，包括氢能制备、储存、运输和应用等各个环节，形成完整的氢能产业链。通过绿氢制绿氨，可以减少对传统化石能源的依赖，从而降低碳排放，有助于应对全球气候变化，实现环境保护和可持续发展目标。

本项目的建设能够有力促进吉林地区县域经济的长足发展，为地方财政收入做出积极的贡献，助力较落后产能地区产业转型升级。

此报告为完整版摘录公开部分。定制化编制政府立项审批备案、国资委备案、银行贷款、产业基金融资、内部董事会投资决策等用途可研报告可咨询思瀚。

目录

第一章 概述

1.1 项目概况

1.1.1 项目名称

1.1.2 项目建设性质

1.1.3 项目拟建地址

1.1.4 项目建设内容及规模

1.1.5 项目建设工期

1.1.6 项目投资估算及资金筹措

1.1.7 项目生产规模

1.2 企业概况

1.3 编制依据及研究范围

1.3.1 编制依据

1.3.2 研究范围

1.3.3 编制原则

1.4 主要结论和建议

1.4.1 主要结论

1.4.2 建议

第二章 项目建设背景、需求分析及产出方案

2.1 项目背景

2.2 项目建设的必要性

2.2.1 服务国家绿色“双碳”战略，推动能源结构转型

2.2.2 突破技术壁垒，实现自主可控

2.2.3 关键共性基础保障

2.2.4 重塑产业格局，激活市场空间

2.2.5 满足日益增长的市场需求

2.3 项目建设的可行性

2.3.1 相关产业政策为项目开展提供良好的发展空间

2.3.2 公司具备深厚的研发储备和生产技术

2.4 市场需求分析

2.4.1 行业简介

2.4.2 产业链图谱

2.4.3 行业市场需求分析

2.4.4 行业现状及发展趋势

2.5 项目建设内容、规模和产出方案

2.5.1 项目建设内容及规模

2.5.2 项目产出方案

2.6 项目商业模式

第三章 项目选址与要素保障

3.1 项目选址方案

3.1.1 项目选址的原则

3.1.2 选址方案的确定

3.2 项目建设条件分析

3.2.1 地理环境

3.2.2 交通运输

第四章 项目建设方案

4.1 技术方案

4.1.1 原料路线确定原则

4.1.2 生产工艺技术路线确定原则

4.1.3 生产工艺流程

4.1.4 主要原辅材料消耗

4.2 设备方案

4.3 工程方案

4.3.1 设计依据和原则

4.3.2 结构设计方案

4.3.3 抗震设计方案

4.3.4 公用及辅助工程

4.4 数字化方案

4.4.1 工业化生产可靠性分析

4.4.2 技术管理及特点

4.4.3 建筑智能化

4.5 建设管理方案

4.5.1 项目建设期管理

4.5.2 项目招标

4.5.3 项目实施进度计划

第五章 项目运营方案

5.1 生产经营方案

5.1.1 研发模式

5.1.2 采购模式

5.1.3 生产模式

5.1.4 销售模式

5.1.5 影响公司经营模式的关键因素

5.1.6 燃料动力供应保障

5.2 安全保障方案

5.2.1 危害因素和危害程度分析

5.2.2 安全措施方案

5.2.3 消防设施

5.3 运营管理方案

5.3.1 项目运营期组织机构

5.3.2 人力资源配置

5.3.3 人员培训

第六章 项目投融资与财务方案

6.1 投资估算

6.1.1 投资估算范围及参考依据

6.1.2 项目投资估算

6.1.3 资金使用和管理

6.2 盈利能力分析

6.2.1 基础数据与参数选取

6.2.2 编制依据

6.2.3 收入测算

6.2.4 销售税金及附加

6.2.5 成本核算

6.2.6 财务评价分析

6.3 财务可持续性分析

6.3.1 不确定性分析

6.3.2 偿债能力分析

6.3.3 评价结论

第七章 项目影响效果分析

7.1 经济影响分析

7.2 社会影响分析

7.3 生态环境影响分析

7.3.1 环境评价依据及执行标准

7.3.2 污染控制目标

7.3.3 施工期环境影响分析

7.3.4 营运期环境影响分析

7.3.5 环境保护的建议

7.3.6 环境影响评价结论

7.4 资源和能源利用效果分析

7.4.1 用能标准和节能规范

7.4.2 项目能耗情况

7.4.3 源网荷储一体化规划

7.4.4 节能措施及效果分析

7.4.5 资源和能源利用效果分析结论

7.4.6 碳达峰碳中和分析

第八章 项目风险管控方案

8.1 工期风险

8.2 质量风险

8.3 市场竞争加剧的风险

8.4 市场波动风险

8.5 人才短缺风险

8.6 政策风险

第九章 思瀚产业研究院结论与建议

9.1 主要研究结论

9.1.1 本项目与产业政策、规划的相符性

9.1.2 本项目的社会效益

9.2 思瀚建议

附件：财务分析附表过程