绿醇产能困局：为何雷声大雨点小？

绿电和绿色燃料结合已成为大势所趋。风光氢氨醇一体化，能否为制约新能源电力消纳问题找到一条可行的发展路径呢?

（来源：能源新媒  作者：孙一凡）

南美洲地区南部的巴塔哥尼亚地区是新能源开发者心中的“风水宝地”——这一地区风力充沛，风能利用系数超过50%,年均可提供多达6000小时的满负荷绿电发电时间。

不过，这个地理位置上属于距离南极最近的大陆地区，显然在工商业和制造业经济方面并不发达。大规模的风电开发缺乏足够的消纳和外送能力，只有本地绿电使用，才能让超强的风资源转化为足够的经济价值。

在全球进入碳中和时代之后，风资源不再只是简单地转化为电力，并成为电力系统的一部分。随着技术和市场的不断变化，以绿电为基础制备绿色氢气、甲醇和氨等合成燃料，成为风资源和绿电的全新发展路径之一。

智利迎来了风资源变现的大好机遇。根据智利能源部的最新研究，麦哲伦有潜力生产全球13%的绿氢。

2022年，在德国政府的财政支持下，西门子能源与保时捷等公司在巴塔哥尼亚地区成功打造了从可再生能源到绿色燃料的完整链条。该项目通过利用风能、水和二氧化碳合成电制甲醇，再将其转化为碳中和的电制合成燃料(eFuel),成功加注到保时捷跑车里。

作为全球新能源装机最多的国家，中国可以推广复制此类项目吗?

事实上，大批风光氢氨醇一体化项目已在中国上马。据不完全统计，2024年以来中国至少已有13个总投资超100亿元的绿色氢氨醇新项目完成了签约和备案。

在这项目热潮的背后，不仅需要碳中和概念和政策的推动，而且需要有大公司的全力一击。

在航运巨头马士基、达飞脱碳需求的刺激下，绿色甲醇凭借相对成熟的技术和产业链成为当下主流的航运替代燃料。国内各大电力集团竞相开发绿醇项目。截至2024年6月，我国已规划了109个绿色甲醇项目，累计年产能超过5000万吨。

“令人感到奇怪的是，国内厂家没有一家可以批量供应绿色甲醇。全球范围内，真正能够批量供应绿色甲醇的厂家也是极少，可谓雷声大、雨点小。”中国工程院院士黄震在全球绿色航运大会期间对《能源》杂志记者称。

从风光发电到绿色氢氨醇，风光资源的驱动在国内经历了一轮巨大的变化。在政策和市场的加持下，化解长久以来制约风光更大规模发展的消纳问题已经初露曙光。

政府驱动的热潮

根据国家能源局的数据，截至2024年年底，我国并网太阳能和风电装机容量合计超过了14亿千瓦，占总装机容量的41.7%。我国新能源发电装机规模早已超过煤电，成为新增投产电源的主力。

伴随着新能源发电装机的逆袭，消纳难题开始与日俱增，电源与电网之间的“矛盾”日渐突出。

这不会是一个短期问题。只要一天没有实现碳中和，这一问题就可能长期存在。“根据国家权威数据，到2060年实现碳中和，至少80%的电力将来自可再生能源。可再生能源成为主体，装机容量至少达到峰值负荷的3~4倍。例如，若某城市峰值负荷为1000万千瓦，装机容量需达3000万~4000万千瓦。”中国工程院院士黄震说道。

黄震认为，绿电的零边际成本特性使得光伏电厂和风电场的建设成本相对固定且会随着技术进步逐步降低。面对高电力需求的刺激，风光发电装机容量会持续上涨。在这样的情况下，即便是有储能作为电力系统的润滑剂或者风光发电的配套设施，风光在大发时段的过剩问题依然不可避免。

如何利用富余电力生产绿色燃料成为重要课题。

氢能在我国能源版图中具有重要的地位，已在2024年被写入《能源法》。《能源法》首次将氢能明确纳入能源管理体系，与煤炭、石油、天然气等并列作为能源进行管理，明确国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。

尽管受制于储运、能量密度与经济可行性，氢能尚无法大规模应用。但利用绿电制氢再合成氨、醇等绿色燃料，助力航空和远洋航运等难以直接电气化行业实现脱碳，依然是我国实现能源转型的一条可行之路。

绿电和绿色燃料的结合，已经成为我国后续政策发展的题中之意。

2024年10月30日，国家发展改革委等六部门发布了《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。《意见》指出，在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁等领域鼓励低碳氢规模化替代高碳氢，探索建设风光氢氨醇一体化基地。因地制宜发展生物天然气和生物柴油、生物航煤等绿色燃料，积极有序发展可再生能源制氢，在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁等领域鼓励低碳氢规模化替代高碳氢，探索建设风光氢氨醇一体化基地。

这既是2024年一系列舒缓新能源消纳问题政策的延续，也是大力发展绿电和绿色燃料结合的开创性政策。

在政策的助力下，国家电投、中广核、国家能源集团等发电企业已经开始布局“风光氢氨醇一体化”项目，投资动辄上百亿元。此类项目不仅能够享受政策红利，而且能够拉动地方经济增长，深受地方政府的青睐，特别是三北地区和沿海地区等风光资源富集省份。

近日，由中能建氢能源有限公司投资建设的中能建松原绿色氢氨醇一体化项目成功获得了国家超长期特别国债资金支持。

该项目是全球规模最大的绿色氢氨醇一体化项目。计划分三期投资296亿元，总装机容量达300万千瓦新能源发电，并建设80万吨绿色合成氨及绿色甲醇生产线，涵盖制氢、储氢、氢基化工、氢能装备及科技研发的全产业链。

“风光制绿氢(氨、醇)产业的火热，一方面是出于‘双碳’的要求，另一方面电力企业需要拓展新能源业务。由于新能源的波动性，电网公司难以接入更多的新能源，前些年那种单纯的电源开发模式已经失效了。”一位来自央企发电集团的专业人士告诉记者。当地政府手里能打的经济牌不多，新能源是比较好用的一张。一是能够换来巨大的产业和就业，二是能给社会降碳，宣传意义很好。所以，现在是地方政府在主导新能源的开发建设，一些经济欠发达的地区特别关注新能源这张牌。

2020年“双碳”战略之后，以光伏和风电为代表的新能源投资成为地方政府的宠儿。然而，在各种因素的刺激下，现今风光产能出现明显的过剩问题。新项目投资，因此很快不再具有强大的吸引力。

风光氢氨醇一体化开发的出现，让政府找到了新的绿色增长点。地方性政策也陆续出台。

2024年9月3日，内蒙古能源局发布了《内蒙古自治区风光制氨醇项目实施细则(试行)》(征求意见稿)。内蒙古政府要求公共电网为制氨醇项目提供生产用电备用，项目可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20%,自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。这相当于给予了风光制氢氨醇一体化项目可观的电费优惠和补贴。

2024年12月17日，同为新能源大省的山东发布了《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》推进“风光氢氨醇”一体化开发。文件提出依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢(氨、醇)项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体性推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准(备案),配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。

前述专业人士告诉记者，地方政府手里有一些跟电网谈判的筹码，新能源基地配套了氢氨醇项目，相当于把一部分电网公司并网和消纳的压力转移到了氢氨醇一侧。电力企业因此而获得了开发大型电源的机会，当地政府实现GDP增长和降碳，电网公司通过氢氨醇项目，减轻了波动性电源的并网压力，且氢氨醇项目多为离网或半离网型，电网公司比较欢迎。这是一个三赢的局面，于是风光氢氨醇一体化项目应运而生。

类似的场景正越来越多地在风光资源丰富、发电量本地消纳困难的地区上演。

2024年海南第一批海上风电即将完成并网，随着航道冲突、军事敏感区等用海障碍的缓解，未来会有更多的海风装机规划，要找相关场景消纳，对绿醇等氢基燃料极为重视。

“海南有多个港口和完善的航运物流体系。绿色甲醇不仅能够有效利用海上风电产生的多余电力，而且能够作为大型船舶燃料，推动绿色航运的发展。政府、企业正积极推进，今年年底到明年，规划了2~3个绿色甲醇项目，年产能20万~30万吨。”海南洋浦经济开发区洋浦国际投资咨询有限公司能源发展部副总经理李锐对《能源》杂志表示。

然而，并不是所有地区适合发展绿色氢氨醇项目。“发展绿色甲醇受到多方因素制约。一是你手里有没有自己的绿电，二是你有没有生物质资源，生物质气化技术是否成熟?三是你跟用户端关系怎么样?你能不能卖出去?四是政府如何协调电网解决绿电直供问题，降低过网费?”—位地方政府招商人士告诉《能源》杂志。

“绿氢项目需要大量绿电。绿色甲醇这类化工项目，又对电力供应的稳定性提出了较高要求。”李锐认为。海南省目前尚未建立直供电或隔墙售电模式，海上风电的波动性导致电力供应不稳定，无法完全满足化工项目对电源的稳定性需求。绿色氢氨醇项目必须依赖电网备用以确保电力供应的连续性和稳定性。而电网与项目业主的权责如何划分，是所有绿色燃料项目面临着的困扰。

一个被忽视的事实是，欧盟对于绿色燃料的严格要求，实际推动着国内企业关注绿色电力和电网连接的问题。欧盟市场目前几乎是绿色燃料的主要消费地。随着中国本土绿色燃料产能的持续增长，企业必须努力满足欧盟市场的所有要求，以确保其产品能够进入这一关键市场。

“绿色”约束

欧盟通过扩大碳市场和修订《可再生能源指令》,率先打开了绿色燃料市场。

《可再生能源指令》将利用可再生能源生产的绿氢、绿色甲醇和绿氨等燃料定义为RFNBO(非生物来源可再生燃料),也称为PtL或E-fuels。这些燃料通过电解水制氢，并与可持续的碳源结合生成。欧盟要求到2030年，RFNBO在运输和工业部门的能源供应中占比至少为1%和42%。2035年，工业用气的RFNBO比例将提升至60%。

要成为RFNBO,燃料生产必须满足欧盟的严格标准，包括使用新增的可再生电力、时间匹配和地理相关性，并在整个生命周期内比化石燃料减少70%以上的温室气体排放(低于28.2gCO₂/MJ)。企业需要通过ISCC等欧盟认可的第三方认证机构的认证，证明其生产的绿色燃料符合可追溯和可持续发展标准。

2024年起，欧盟碳市场已纳入5000总吨及以上船舶的排放。使用可持续燃料的船东，尽管燃烧过程中排放CO₂,但在欧盟碳市场中可被视为零排放，无须购买碳配额。

“欧盟有一套基于自身产业战略的发展逻辑，目的是以绿色燃料的发展来改变上游的能源结构，并通过下游碳市场促进RFNBO消纳。”TUV南德大中华区氢能项目经理刘洋表示。

欧盟的想法设计很完美。只不过，美好的理想永远躲不过现实的残酷。在绿色燃料的推广中，减排是显而易见的优势，价格高就是最为矛盾的劣势。

甲醇等绿色燃料的成本主要取决于制氢的成本，而制氢成本又受到绿色电力价格的影响。除此之外，需要考虑生物质资源和碳捕集技术的成本。

除了这些内部成本外还有外部成本，如碳市场和碳税的全球碳约束影响。据黄震测算，若欧盟碳价在未来三至五年内达到每吨150欧元，绿色甲醇价格可承受每吨4000元人民币，与柴油加碳排放权成本相当。