氢氨醇一体化是指将风光发电、电解水制氢、绿氨及绿色甲醇合成等多个环节紧密结合的项目模式。

在政策助力与市场催化下，绿色氢氨醇正在一体化路上“爬坡过坎”，为我国新能源消纳与绿色发展蹚出一条新路径。

地方政府青睐的绿色经济增长点

根据国家能源局4月25日发布的数据显示，2025年一季度，我国风电光伏发电累计装机达到14.82亿千瓦，首次超过火电装机。未来，随着风电光伏新增装机持续增长，风电光伏装机超过火电将成常态。

新能源一路“高歌猛进”的背后，电源和电网的矛盾不容忽视，可再生电力的消纳问题凸显。

“绿色氢氨醇一体化项目能够将可再生能源电力转化为氢能及氢基化合物进行储存与运输，有效解决可再生能源消纳难题，促进能源结构从传统化石能源为主向可再生能源主导的多元化结构转变。”某央企氢能公司负责人在接受记者采访时表示，绿电和绿色燃料的结合，已成为未来我国能源绿色转型的重要课题。

2024年10月30日，国家发展改革委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》指出，因地制宜发展绿色燃料，在合成氨、合成甲醇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。

国家层面的定调点燃了企业布局加码的热情。以国家能源集团、中国石化为代表的能源央企，以及远景能源、金风科技等风电制造企业纷纷进场，赛道逐渐升温，项目投资规模动辄上百亿。

记者了解到，自“双碳”目标提出以来，地方政府对光伏、风电等新能源项目持续保持高度热情。但随着行业高速发展，传统的新能源开发投资方式在降温，绿色氢氨醇一体化项目因其兼具绿色转型、绿电消纳与经济拉动的多重作用，近年来颇受地方政府青睐。

“项目在新能源指标获取、项目备案核准等环节都得到了地方政府支持，获得地方政府给予的前期费用补贴和投资奖励百万余元。”上述专家介绍，其公司投建的氢氨醇一体化项目投产后三年内，还可向地方政府申请每年最高500万元的绿氢生产补贴。

此外，项目所在地方政府积极推动银企合作，为项目争取充足的信贷额度，并提供贷款贴息支持，确保项目建设资金链的稳定。

内蒙古自治区赤峰市的赤峰零碳氢能产业园内，全球首个实现商业化运营的百万吨级绿色氢氨工程——远景赤峰绿色氢氨项目坐落于此。截至目前，一期项目首阶段已投产，一期项目整体投产在即，且正在筹划二、三期项目。

内蒙古自治区能源局于2023年11月发布的《风光制氢一体化项目实施细则（试行）》给予了该项目支持。其中指出，风光制氢并网型项目的自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。

记者了解到，免掉相关费用后，赤峰项目风光新能源发电每千瓦时折算成本比行业平均水平更接近灰氨，如有风光富余，还可向大电网反向送电以获取售电收益，使其具备了较强的竞争力。

但绝大部分在建绿色氢氨醇一体化项目的初衷不是卖电，而是投产后将产品销往海内外市场，打造从生产到销售的商业模式闭环。

纯粹由市场驱动的绿色燃料消费尚未出现

不难理解，绿色氢氨醇一体化项目的理想路线是大量消纳富余风光绿电，低成本转化为绿色燃料产品售卖给市场，充分盈利。但一个不容忽视的事实是，现阶段，尽管有政策的支持和补贴，生产成本较高仍是横亘在产业理想与现实之间的一道坎。

以绿色合成氨为例，生产过程只需空气和水——由电解水产生氢气，氢气与空气中分离的氮气结合形成氨，氢源价格是影响绿氨成本的最大可变因素。

据中国氢能联盟测算，以年产15万吨的绿氨项目为例，按年运行时间8000小时、绿氢原料成本每千克20元计算，在不考虑碳资产收入情况下，绿氨平准化单位成本将近每吨4200元，氢气成本约占总成本的86%。

另一方面，某央企氢能产业创新中心主任告诉记者，氢氨醇生产需高温高压环境，属连续化工业流程。由于可再生资源的波动性与化工生产“安满长稳优”要求的耦合壁垒，多数企业通常需要配置储能手段以维持功率平衡。为满足产品的长周期连续生产，通常会尽可能扩大电解制氢量并存储备用，无疑也增加了成本投入。

一位民企氢能板块负责人介绍，当前我国灰氨市场售价大约每吨300~450美元，绿氨售价则在每吨800美元以上。由于目前国内的绿色燃料市场暂不接受高昂的绿色溢价，绿色燃料的生产成本尚无法得到快速有效的分摊。

经济性不足，导致国内纯粹由市场驱动的绿色燃料消费趋势尚未出现。

以绿氨为例，据中国氢能联盟预测，随着绿电、绿氢价格逐步下降以及碳交易市场普及，绿氨价格较灰氨将逐步具备竞争性。当氢价达到约每千克12~15元时，方可实现对灰氨消费的规模化替代。

在绿色甲醇的生产工艺中，生物质制甲醇是主流技术路线之一，其利用生物质气化提供碳源并耦合绿氢合成绿色甲醇。我国作为农业大国，农作物在收割后会产生大量的秸秆、谷壳等农业废弃物，为生物质甲醇项目提供丰富生物质材料。

然而，生物质的收储模式却成为影响绿色甲醇经济性的关键。

上述央企氢能公司专家告诉记者，当前，我国生物质资源分散在个体农户手中，且运输成本高昂，这种分散、紧缺的资源特点给规模化收储带来挑战。收储过程中存在一定程度的坐地起价与掺假问题，给生产企业的成本控制、原料稳定供应和质量把控带来了挑战。

产业将迎快速发展机遇期

作为新兴产业，技术、成本、市场等多重挑战是产业从萌芽到成熟的必经过程，需要政府、企业、科研机构等各方协同，推动产业迈向规模化、商业化发展。

上述央企氢能公司专家表示，应从以下思路出发，为氢氨醇产业规模化、市场化进程构建支撑体系——

一是加大政策扶持，优先配置风光资源指标，实施新能源直供电灵活电价机制，提供国债、低息贷款等金融工具，配套“三免三减半”等税收优惠。二是构建产业协同体系，通过龙头企业引领，联合产业链上下游和科研机构共建创新平台，加速共性技术研发与应用。三是健全标准体系，建立全国统一的绿色认证标准及核算方法，推动国际认证互认，完善碳交易市场机制和行业交易平台。四是强化基础设施建设，重点投资氢氨醇运输管网、液氨液醇专线、港口储运设施，推动与油气管网统筹建设，建立合理管输定价机制。五是培育市场需求，重点开发交通领域如重卡、船舶的绿色燃料替代应用，拓展产品消纳渠道。

针对生物质收储模式问题，前述专家也提到，目前已有相关企业在探索成立专业化生物质收储公司。通过股权合作的方式，将利益相关方共同持股，形成利益共同体。这一模式能够有效统一各方目标，减少个人认知与市场波动带来的负面影响，提升收储效率和原料质量稳定性。

多位受访专家向记者表示，尽管当前氢氨醇一体化项目面临生产成本高、回报周期长等挑战，但在配套政策措施的持续完善以及技术手段的验证优化下，产业前景十分向好，即将迎来快速发展机遇期。