绿醇产能困局：为何雷声大雨点小？

目前传统(航运)燃料油市场价格约5500元/吨，而绿色甲醇的市场价格普遍在5000元/吨以上。由于甲醇能量密度低，燃烧2吨甲醇与燃烧1吨传统燃料油获得的能量相当，因此在实际使用成本上绿色甲醇的溢价接近50%。

纯粹由市场驱动的绿色燃料消费，时至今日也没有大规模出现。

2024年，航运巨头马士基相继与金风科技和隆基绿能签订了绿色甲醇长期购买协议。尽管长协在手，但在绿色燃料需求和产能两头短缺的情况下，如何降低溢价、高成本究竟由谁承担，是各方争议的话题。

“如果是马士基一家企业自己承担，整个绿色燃料的发展速度就会比较慢。”马士基中国脱碳业务总监卡卡(KarimFahssis)向记者透露。马士基的绿色甲醇订单主要基于长期固定价格和固定供应量的协议，并希望供应商保持合理的利润空间。

为了确保绿色甲醇项目具有经济性，卡卡还提到了一些约束性标准。比如，马士基对风电和光伏有效利用小时数都有相应的要求。马士基已经在中国签署了两个甲醇购销协议，正在和其他供应商接洽。因此，马士基认为中国在绿色甲醇生产方面潜力巨大。

事实上，在欧盟严苛的绿电和碳足迹标准下，中国的燃料供应商生产出了具有成本竞争力的绿色甲醇难度颇高。特别是欧盟RED指令中关于可再生能源电力的标准是否适用于中国国情，是亟须解决的问题。

欧盟主要认可三种绿电制氢架构。1.无PPA+90%可再生能源比例网电制氢(Grid-basedwithoutPPAbutwith>90%RenewableEnergy[RE]intheconsumptionmix)。2.风光直连制氢(Directconnection)。3.PPA网电制氢(GridbasedwithaPowerPurchaseAgreement)。

中国的电力系统属于大电网模式，即集中式电力传输和分配。这种模式下的电力管理和调度方式，与欧盟的竞价机制存在着显著差异。以欧盟电力系统和电力市场模式设定的这三种方式，无法简单地在中国复制。

“这一方面是中欧双方电力系统和市场模式的差异，另一方面是欧洲希望通过规则设定形成一定的贸易壁垒。”有不愿具名的绿色甲醇市场人士表示，“所以在规则制定的时候，欧盟就避免其他国家(特别是中国)能够符合这些标准架构。”

即便是能够完全符合欧盟的绿电制氢架构，国内企业依然要解决碳排放因素的溯源及核算等问题。

在选择排放因子时，企业和认证机构均较为谨慎。若排放因子或核算边界与ISCC指令不符，项目认证可能受阻。所以国内企业通常采用ISCC附件中列示的排放因子作为主要依据。

但是，ISCC清单采用的中国电网排放因子为0.944077kgCO₂/kWh,而中国许多生产企业在原料生产、加工等环节的实际排放水平可能与此不符。为了符合ISCC要求，企业和认证机构不得不沿用标准因子，导致实际排放情况与认证要求之间存在差距。因此，网电的碳足迹是最不可控、最不可算的一项。

要解决这一问题，企业必须拿出切实可行且得到国际标准认可的方案。西门子能源对《能源》杂志表示，建议在风光氢氨醇项目中尽量采取风光电力直供、与大电网弱连接且限制网电用量的电力系统设计方案，以确保绿色燃料生产环节碳足迹尽可能降到最低。

据《能源》杂志记者了解，目前在风光耦合生物质制绿色甲醇项目中，电力供应线路的设计需要根据不同生产单元的特点进行针对性规划。

制氢工厂作为电力消耗的主要用户，电力需求占据了总消耗的60%以上，主要用于驱动电解槽。由于电解槽的负荷具备一定的调节能力，制氢工厂可以接入风光发电，并配合储能设备直接供电。在提前预判风光储系统供电能力和生产规划的情况下，可以避免电源波动对电解槽造成的损害。最终实现所有生产过程电力完全来自绿色能源，进而确保所生产氢气的绿色属性。

生物质气化(发酵)和甲醇合成工厂对连续性生产和电力质量要求较高，除了风光储直供电路外，需要接入一至两条网电线路以保障生产安全，并在网电接入线路上安装电能表等监测装置，实时计量电网用电量，以有效控制和调度各生产环节的绿电与网电使用，确保绿色燃料在生产过程中的碳排放足迹不超标。

这无疑对绿色燃料生产商的数字化水平、成本控制和碳管理能力提出了极大挑战。为应对大规模风光氢氨醇项目在前期方案设计中的挑战，西门子能源开发了Power-to-X能源系统规划设计平台。该平台能够完成全流程建模以及全年8760小时的逐小时仿真模拟，通过输入项目的具体条件和边界参数，平台最终输出技术经济性最佳的配置方案。

除了标准和成本的制约外，所有进军风光氢氨醇项目的发电企业必须接受化工行业技术机理的洗礼。“在推进风光氢氨醇项目时，其复杂性决定了没有任何一方能够独自完成。正如演奏一场恢宏的交响乐，我们需要将能源企业、政府机构、专家学者以及非营利组织协同起来，结合实际情况，共同应对技术挑战，推动不同技术与解决方案齐头并进。”西门子能源全球副总裁赵作智说。

资源耦合难

一般来说，风电全年发电小时数为2000~3000小时，光伏更是只有1000多小时；而氢氨醇生产属于化工行业，一般需要近8000小时的稳定电源供给。新能源电源的波动性和化工所需的稳定性，从一开始就存在着耦合难题。

“比如东北风光氢氨醇一体化基地可能有5天或者7天基本上没有风，保持生产稳定性就需要储电和储氢。必须在风光发电和用电负荷之间，建立缓冲手段来实现功率平衡匹配。”国家电投集团能源科学技术研究院储能与氢能中心业务总监刘炳池告诉《能源》杂志。如果制氢设备的运行小时数按照3000小时计算，绿色化工项目就需要更长的利用时间。为满足生产需求，项目通常会增加氢能产能，并通过储氢罐的方式扩大氢气储存量，从而确保项目的持续运作。

电化学储能适用于小时级功率匹配，成本随时间延长而显著增加。刘炳池表示，大多数企业认为相较于电化学储能，储氢在长期储能方面更具优势。因此，氢氨醇基地的储电规模较小。实践中，尽管会增加间接碳排放，氢氨醇项目还是会经常需要部分电网电力补充以保持供应平衡。

调节电解槽集群的灵活调度很重要。一旦遭遇天气变化，风光发电功率会瞬间降低至30%以下甚至归零。电解槽的负荷必须在几秒钟内或分钟级时间里响应。前述专家介绍，碱性电解槽的负荷，响应特性相对较差，导致在负荷下降时氢气和氧气可能发生意外混合。电解槽作为带电设备，会产生静电和附加电流，使得氢氧混合物在这种环境下极易发生爆炸。这也是业内面临的一项重大安全风险。

PEM电解槽负荷响应比较快，但造价是碱水槽的4倍左右。同时，电源波动性会导致阳极催化剂溶解、迁移、沉积和聚集，隔膜由于局部热点和羟基自由基攻击发生降解，双极板发生溶解和氧化腐蚀，最终出现电解槽性能下降。

据悉，目前国家电投内部的一些项目实践倾向于采用混合电解槽方案，70%使用碱性水槽，30%采用PEM电解槽。既可以降低整个项目的投资成本，又充分利用了PEM电解槽约30%的灵活调节特性。

绿电资源丰富，但问题是靠天吃饭；生物质气化(发酵)和甲醇合成，则要面临着完全不同的原材料限制。《能源》杂志记者了解到，无论是燃料生产商还是船东，多对生物质资源能否实现稳定、充足供应存有疑虑。

以国家电投旗下吉电股份开发的榆树风光耦合生物质制绿色甲醇项目为例。该项目位于全国生物质资源最丰富的地区吉林榆树。榆树县是全国前5产粮大县。项目的周边还有两个产量大县围绕周边。尽管地大物博，但类似榆树县这样既有生物质和风光资源、运输又便利的地方，在中国并不多。

据黄震院士测算，中国每年产出的农业秸秆量达8.65亿吨，生物质资源总量非常丰富。但是，要实现经济储运则异常困难。

我国秸秆回收，缺乏统一的国家引导机制。经过中间商多级代理转包，秸秆价格在运输和收储环节被大幅抬高，最终到达发电厂的价格高达每吨300多元。而作为原材料的最初生产者，农民却收入了了。

不同于欧美的大农场模式，中国的农业秸秆资源呈分散式特征。刘炳池说：“以往火电厂买煤几百万吨起步，但收秸秆只能和有几十吨原料的人打交道。多级收储运代理机制导致整体工作效率很低，生物质原料缺乏长期可靠的供应合同保障。”

刘炳池向记者表示，企业在市场调研中以为生物质资源丰富且可控，但项目一旦固定下来当地方圆50～100公里以内的中间商便开始坐地起价。由于秸秆密度低，运输成本高昂，远距离采购又变得不切实际。

他建议国家出台相关的政策标准，参照城市垃圾回收机制建立统一的回收网络。要通过政策引导和市场规范，把零碳的秸秆资源当作一项宝贵的战略物资实现高效利用。

无论是哪一种形式的绿色氢氨醇制备，项目最终都要解决巧妇难为无米之炊的问题。无论是风光还是生物质能，看起来的资源丰富并不能作为项目推进的基础。

绿色资源与化工耦合的挑战并非不可克服。在现有技术下，通过增加成本和技术投入，可以解决这些问题。然而，目前市场难以承担高成本的绿色氢氨醇。鉴于几乎所有项目依赖欧洲市场，拓展更广泛的市场消纳渠道是绿色氢氨醇发展的关键。

等待中国市场

除了欧美外，中国本土市场无疑对绿色燃料的发展十分关键。刘炳池表示，大量企业反映，ISCC标准过于严苛，导致许多项目无法达到碳足迹标准，从而被一票否决，对行业发展非常不利。

中欧在实现碳中和的时间表上存在差异。欧盟的多数成员国已经达到了碳排放的峰值，并计划在2050年实现碳中和。相比之下，中国在碳达峰和减排方面设定了较为宽松的时间框架。因此，为中国国内企业设定一个过渡期是必要的。这有助于高碳排放行业逐步适应并实现减排目标。在过渡期间，可以先行采用减排50%或40%的绿色燃料，以促进低碳转型的平稳过渡。

目前中国的全国碳市场只纳入了发电行业，未来计划只包括少数高排放行业。碳市场控排总量和碳价，都不足以支撑面向全社会的绿色溢价。

中国工程院院士黄震向记者透露：“最近正准备向全国政协提交相关提案，建议将航运业纳入全国碳市场，以促进绿色燃料应用。举例来说，一个航运公司原来全是用柴油重油驱动，现在用了绿色甲醇减少碳排放，就能到碳市场去获得收益补偿。这样绿色燃料市场的良性循环，才能逐渐建立起来。”

实际上，中国在发展绿色甲醇产业时向欧盟标准看齐相当于“借鸡生蛋”。绿色甲醇最终的消费是在欧盟境内，减排量属于欧盟。中国企业帮助欧盟减排并赚取绿色溢价，有效推动了中国氢能及其衍生燃料产业的培育与壮大。

“面对国际买家采购策略的调整和下游议价能力的限制，我们认识到自身在大规模复制项目方面存在着局限。因此，国家电投将采取更为慎重的态度，专注于深入研究和验证每一条技术路径，以确保其可行性。致力于等待国内绿色市场和标准的成熟，同时作为国有企业，我们将积极履行社会责任，推动我国绿色燃料技术路线的发展。”刘炳池说道。

国内绿色燃料想通过ISCC体系认证获得绿色溢价后销售给欧盟，实际上是在帮欧盟减碳。而我国碳达峰后的减碳过程，是需要我国内部闭环承担的。我国全社会需要逐步为绿色可持续发展买单(提供绿色溢价),因此国内自主的绿色认证环节非常关键。所以，未来我们需要探索符合中国国情的减碳之路。