信托配资风光氢氨醇一体化的“阿喀琉斯之踵”

2022年以来，《氢能中长期规划》《十四五现代能源体系规划》《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》等政策文件陆续出台，此后，风光氢氨醇一体化项目（下称“一体化项目”）如雨后春笋，蓬勃兴起。据不完全统计，截至2025年8月，全国规划/在建/投产的一体化项目有800多个，累计投资逾6000亿元，项目制氢规模约3103万Nm3/h，对应绿氢产能约970万吨，绿醇产能5916.2万吨，绿氨产能为2282万吨。

所谓“风光氢氨醇一体化”，是一种集风能、太阳能、氢能、绿氨和绿色甲醇生产为一体的绿色能源化工模式，其核心逻辑是将风能、太阳能等可再生能源生成的不稳定绿色电力，通过电解水制成绿氢这一灵活的能量载体，再进一步与空气中的氮气或捕集的二氧化碳反应，合成为相对稳定、易储运的绿色氨和绿色甲醇，最后赋能化工、工业、交通运输等下游应用，形成“绿电—绿氢—绿氨/醇”的闭环产业链。

“一箭多雕”的一体化项目

风光氢氨醇一体化将电力、化工、交通、农业等领域紧密联结，打破了传统行业壁垒，实现了风光资源、氢能、二氧化碳废弃物、化工合成、交通物流等多要素的创新性配置，重构了新型绿色产业生态，能够产生多重价值。

一是降低风光弃电，增加绿氢消纳。

2025年我国风光项目在建规模达5.1亿千瓦，占全球在建可再生能源装机容量的75%；2024年可再生能源电解水制成的绿氢产能30多万吨，占全球50%以上。然而，我国的优质风光资源主要集中在西北、华北、东北等三北地区，以风光等绿电电解水制成的绿氢也多集中于此，而电力和氢能消费则主要在中东部和东南沿海地区。但是，与传统能源不同，风光能源的间歇性和波动性，对现有电网形成较大冲击，导致全国每年废弃的风光电近千亿千瓦时；而氢气储运难度大、成本高，也抑制了下游的需求，目前我国绿氢产量不足全国氢产量的1%。一体化项目生产的液态氨醇，易于大规模储存和长距离运输，对减少风光绿电的废弃及增加绿氢的消纳发挥积极作用。

二是促进降碳减排，改变能源结构。

绿色氨醇，既是绿色化工原料又是绿色燃料，在工业和交通等领域的深度脱碳中发挥重要作用。国际可再生能源署（IRENA）发布的《到2050年实现航运业脱碳的途径》报告指出，最合适国际航运的可再生燃料是甲醇和氨。以上海电气吉林洮南项目为例，以其年产20万吨绿醇的规划计算，年减排二氧化碳约为28万吨，相当于种植1.5亿棵树。当绿色氨醇作为船用燃料走向国内外市场时，也意味着我国在能源去石化的道路上迈出新步伐。

三是推动绿色转型，助力经济发展。

一体化项目投资体量大，产业链条长，能有效带动当地经济的绿色转型，成为经济新增长点。如，提出打造“中国北方氢谷”和“陆上风光三峡”的战略。以吉林省为例，2024年新能源领域年度投资突破1100亿元，是2023年的2.75倍，其中新能源装机容量达2156万千瓦，占全省总装机的45.71%；2025年一季度新能源产业对GDP增长的贡献率超30%。以洮南项目为例，在其工业园区聚集了风力发电、生物质收储等配套企业，产生380多个就业岗位。

绿电成本是核心变量

目前，绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统氨（灰氨）的2倍；风电耦合生物质的绿醇成本为3500~4500元/吨，是煤制醇（灰醇）的2.5~3倍。偏高的成本一直是业内的关注重点。

尽管欧洲、日本等国家因欧盟碳关税等政策的强制性要求，愿意给予绿色溢价。以绿色甲醇为例，欧美的市场价为800~1000美元/吨，较我国目前的绿醇成本有一定的经济效益，但随着国内外产能的快速增加，市场价格必然下行。另外，远高于灰氨醇的价格，也抑制了绿氨醇在化工等领域的需求。

造成这一结果的主要原因是绿电成本。据统计，绿电成本占了绿氨的70%~80%；目前比较流行的风电耦合生物质的绿色甲醇，绿电成本也占50%~60%。数据显示，合成1吨绿氨，仅制氢环节就需要消耗约12000度绿电。另外，氨醇合成、空气分离、生物质气化等环节能源消耗也较大。因此，绿电价格的细微波动，都会在成品成本上被显著放大，已经成为一体化项目的“阿喀琉斯之踵”。

目前造成绿电成本高的主要原因如下。

其一，初始投资高昂。

一体化项目属于资本密集型产业，初始投资巨大。项目不仅包括大规模的风力发电机组和光伏阵列，还涉及配套的储能系统、输配电设施、电解水制氢设备、合成氨/醇装置以及复杂的控制系统。以新疆某地规划的一个1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，仅风电场的单位投资就高达2000元/千瓦。同时，为了应对风光波动而必须配置的储能系统（如电池储能）和储氢罐，投资成本同样不菲。此外，太阳能电池、风力设备、电解槽等技术的突破也需持续投资。高昂的初始投资，在项目运营期内通过折旧分摊到每一度电上，构成了成本的重要组成部分。而且，目前大部分一体化项目都处于示范阶段，尚未完全实现大规模生产，使得前期投资更是难以有效分摊。

其二，额外配置要求高。

风光具有显著的间歇性和波动性，这不仅导致风光电站的年等效利用小时数远低于传统的火电或核电站，更与化工生产“安稳长满优”（安全、稳定、长周期、满负荷、优质）的要求之间存在天然的矛盾。这种波动性会导致下游的制氢电解槽频繁启停或长时间在低负荷下运行，影响其效率和寿命（如PEM电解槽启停损耗达15%），导致产氢成本上升。为此，一体化项目通常需配置大规模的储能系统（如电化学储能）和储氢设施，或者在绿电不足时从电网购电作为补充。这些额外的配置都会显著增加项目的投资和运营成本。

其三，补贴政策有不确定性。

在过去，固定上网电价（FiT）和各类补贴政策是刺激绿电产业发展的主要动力。然而，随着产业规模扩大和成本下降，补贴政策正逐步退坡。这虽然符合产业发展规律，但也给项目投资方带来了不确定性。对于风光氢氨醇这类长周期、重资产的项目而言，补贴政策会影响项目的融资成本和风险评估，间接推高绿电的实际成本。

其四，电力市场机制尚需完善。

如何合理分摊新能源发电需要承担的系统备用、调频等辅助服务费用，仍在探索之中。对于一体化项目，虽然能够降低输配电成本，但仍需按规定缴纳系统运行费、政策性交叉补贴和政府性基金及附加等费用，这些费用的具体征收标准和方式在不同地区存在差异，也影响了绿电价格。

多措并举降低绿电价格

一是加快新技术的突破和应用。

要加快高效电池技术、电解槽技术、新型储能技术的突破和应用，提高发电、制氢和储氢的效率。推进风机、电解槽、储氢设备、合成塔等装置大型化，降低单位成品能耗。

二是推进多能互补和智慧管理。

发挥一体化项目的资源集聚优势，以多能互补技术平衡绿电波动，如吉林大安项目，700兆瓦风电装机和100兆瓦光伏装机互相补充，并配置60万千瓦时储能，使得电解槽利用率从60%提升至85%。部署“源荷互动”智能调度系统，实现风光出力预测、储能优化、制氢排产等智能化管理，由传统的“电网配合生产”的模式改变为“以电定产”的柔性生产模式，减少能源损耗。

三是完善政策体系和市场环境。

政府仍应通过设立专项基金、实施税收优惠等方式在产业发展初期给予精准、适度的政策支持，降低项目的初始投资压力和融资成本。完善绿电直连模式的相关价格机制，明确输配电价、系统运行费等的征收标准和方式，协助项目企业用好《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》政策红利，最大限度降低绿电成本。进一步深化电力市场化改革，推动新能源全面参与电力市场交易；完善辅助服务市场，厘清新能源应承担的系统成本，避免成本转嫁。

四是加大金融支持产业化力度。

通过创新融资工具和建立风险缓释机制，加大金融支持，促进成本降低。在融资工具方面，可加大政府专项债和政策性银行贷款力度；允许项目发行专项债，并为已建成的基础设施发行REITs，盘活存量资产；设立政府引导基金和产业基金投资技术攻关；金融租赁公司以“装备租赁+售后回租”服务降低项目初始投入；商业银行推广供应链金融服务，解决产业链上中小设备供应商融资难、融资贵的难题。在风险缓释方面，试点绿电期货，帮助企业锁定未来电价，规避价格波动风险；鼓励设立政府担保基金，为项目的基础设施提供融资担保，推动保险公司开发设备故障险和营业中断险，形成“政策性保险+商业保险”组合，缓释技术和市场风险。

（顾青峰系华东理工大学资源与环境学院在职博士生、民生银行华东审计中心高级专家，阎海峰系华东理工大学副校长、教授）

举报文章作者