2025年1月，吉林省松原市前郭尔罗斯县，全球最大的绿色氢氨醇一体化项目首台风机成功吊装。这一由中国能建投资296亿元打造的“氢能航母”，规划新能源装机容量300万千瓦、年产绿氢11万吨、绿氨和绿色甲醇分别80万吨，配套电解槽装备制造、加能站和氢能研究院，目标是成为全球首个覆盖“制储运加用”全链条的零碳产业园。
在之前的2024年10月，内蒙古赤峰市宁城县汐子工业园内，总投资112亿元的鹏飞氢美风光制氢醇一体化项目正式奠基。该项目规划建设262.5兆瓦风力发电装置，利用非上网风电电解水制取绿氢8000吨/年，配套生物质气化技术生产绿色甲醇15万吨/年，并进一步延伸开发加氢综合能源岛项目、零碳智慧物流及交通项目。项目建成后，预计年产值达48亿元，带动就业3500人，成为赤峰市首个超百亿清洁能源产业集群的核心支撑。
近年来，从内蒙古“氢能草原”到甘肃“河西走廊”，此类“风光氢氨醇”一体化项目如雨后春笋般蓬勃发展。截至2024年底，全国“风光氢氨醇”项目（含建成、在建、筹备及签约等项目）超过百个，累计投资额逾5000亿元，中能建、中广核、中煤、国电投、国家能源集团、三峡及华电等央企能源巨头纷纷入局或加大投入。
“风光氢氨醇”是一种集风能、太阳能、氢能、绿氨和绿色甲醇（又名“液态阳光”）生产于一体的绿色能源化工模式。基本环节包括利用风能、太阳能等可再生能源通过电解水制绿氢，再将绿氢与氮气或二氧化碳合成绿氨或绿色甲醇，最后赋能化工、工业、交通运输等下游应用，形成完整产业链。其本质是以氢气为重要载体，形成风、光、氢、氨醇等多能源协同发展的新能源产业链，对降低弃风弃光、提高绿氢消纳、实现降碳减排，乃至打造新型能源体系具有重要价值。
降低弃风弃光，破局绿氢消纳
在双碳政策引领下，我国新能源产业快速发展。截至2024年底，以风光为代表的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。但风光能源的波动性和间歇性造成较严重的弃风弃光问题。全国新能源消纳监测预警中心的数据显示，今年前两个月，全国弃风率达到6.2%，弃光率达到6.1%，个别地区如西藏的弃风率达27.5%，弃光率更是高达32.2%。全国每年废弃的风光电近千亿千瓦时。通过实施“风光氢氨醇”一体化，利用风光绿电电解水制取绿氢，可以有效降低弃风弃光。例如，新疆哈密某风光基地配套制氢项目后，弃风率从12%降至5%。
众所周知，氢能作为近乎净零排放的能源，已成为全球应对气候变化的重要战略选择。国际能源署（IEA）预测，到2030年，全球氢能需求量将达到1.5亿吨，其中大部分来自可再生能源制成的绿氢。然而，全球绿氢比例仍偏低。2023年全球氢能需求9700万吨，其中绿氢产量仅100万吨。我国2023年氢气产量3500万吨，绿氢仅为30万吨，不及年总产量的1%。制约绿氢产量的因素除了制取成本高、储运难度大以外，用氢场景欠丰富也是重要原因。目前，我国优先选择的绿氢应用场景是以氢燃料电池为代表的交通领域，但实际上我国道路交通领域的氢能需求占比小于0.1%，对绿氢的消纳非常有限。
相较氢气，氨、醇具有能量密度高、易于液化、储运成本低、安全性高等优势。“风光氢氨醇”一体化通过将风光绿电电解水制取的绿氢作为原料，合成绿氨、绿色甲醇等化工产品，从而将绿氢从“燃料”升级为“工业原料”，既能够有效解决氢能制备、储存和运输安全性和成本问题，也极大地拓展了绿氢的应用场景。从市场情况看，世界权威的航运及海工研究机构克拉克森研究显示，2023年约有539艘替代燃料船舶的新船订单，其中125艘为甲醇双燃料订单，占比近1/4，未来船运业甲醇需求量将达到1.4亿吨，可消纳2660万吨绿氢。制度层面，2023年国际海事组织设定了到2030年实现5%～10%的零碳航运燃料使用比例目标；自2024年1月起，航运业也被纳入欧盟碳排放交易体系。全球绿色能源的刚性需求为绿氢消纳带来重要机遇。
“风光氢氨醇”一体化可充分利用我国丰富的风能、太阳能资源，形成“风光—绿电—绿氢—绿氨/绿色甲醇”的清洁能源闭环，一方面有助于打造新型能源系统，降低对传统化石能源的依赖，增强能源供应的稳定性和安全性。另一方面，由于“风光氢氨醇”一体化过程中，绿氨生成过程不产生碳排放，而甲醇又可以通过工业尾气或直接空气碳捕集的二氧化碳与绿氢反应制取，具备较高的二氧化碳消纳能力，能够大大提高脱碳减排。
以年产60万吨绿色甲醇项目为例，建成后可年减排二氧化碳530万吨，相当于节约210万吨标煤，或相当于每年种植148万亩2.9亿棵树。据研究，2020~2060年间，中国氢基绿色能源转化预计可累计碳减排240亿吨。以绿氢为支点的“风光氢氨醇”，未来或可形成万亿级低碳能源经济新产业。
“风光氢氨醇”产业链面临的挑战
尽管赛道火热，但“风光氢氨醇”一体化项目投入大、周期长，见效慢，对技术和新能源系统管理协同要求高。同时，氢能企业普遍亏损，金融支持明显不足，产业链面临诸多挑战。
第一，关键技术需进一步突破。
“风光氢氨醇”一体化产业涉及新能源、化工、材料、装备制造等多个领域，具有较长的产业链和较高的附加值。但碱性电解槽、质子交换膜电解槽绿氢制备、氢气储运技术、柔性合成氨工艺、生物质气化以及二氧化碳捕获制甲醇等产业链关键技术尚需突破，对降低终端成本制约很大。目前绿氢成本约18~25元/千克，较灰氢高60%以上。另外，合成氨和甲醇制成的催化剂性能不佳也导致合成氨醇的效率普遍较低。
需要进一步聚焦产业链核心技术，组建产学研创新联合体进行科技攻关，突破碱性电解槽、质子交换膜电解水绿氢制取、柔性合成氨技术的催化剂和流程工艺、生物质甲醇制取，及工业尾气或直接空气二氧化碳捕集、甲醇重整制氢术等薄弱环节，实现产业链技术升级，大幅降低绿色氢氨醇使用成本。
第二，新能源系统间协调难度高。
“风光氢氨醇”一体化涉及上游风光等电源的出力预测和高效管理，中游的电氢协同、储能和风光协同，以及下游的氨醇等能源的消纳协同，多系统协调难度高，也影响着整体效率和终端成本。
项目主导企业要发挥大型企业优势，加强“风光氢氨醇”一体化中多能源系统的优化调度。如根据风光互补特点优化风电场和光伏电站的配备，建设“源网荷储”智慧一体化平台，高精度预测风光出力；合理配置电化学储能和储氢罐的比例，优化制氢排产计划、实现制氢群调群控等管理，研发综合能源管控等控制系统、提高能源间转换效率，实现各能源最大消纳，提升经济效益。
第三，金融支持力度急需加大。
一个典型的“风光氢氨醇”项目，配置500MW风光单元需25亿元投资，加上制氢单元和化工单元，总投资约为50亿元。尽管项目主导方以央国企或大型民营企业为主，但如此规模的投资，单靠企业的自有资金是不现实的。
然而，由于氢能产业总体亏损，以商业银行为代表的金融机构出于风险审慎原则，对氢能企业的金融支持相对保守，金融政策和产品相对匮乏，支持力度远远不够。另外，保险与担保机制缺位，如电解槽寿命仅5~8年，远低于传统化工设备，而保险公司普遍拒保，使得企业无法分散生产风险。
为此，建议一是加大国债、政策性银行贷款等力度，地方政府设立产业引导基金。
二要鼓励参与项目主导的大型央国企发行绿色债券，探索发行绿色资产支持证券或不动产投资信托基金（REITs）等，以项目股权引入私募等社会资本，以融资租赁的形式购买设备装备，以企业信用为项目获取商业银行贷款等。
三是商业银行要完善绿色金融产品标准，根据氢能行业特点优化评级授信模型，提供合适的绿色信贷产品；积极运用碳减排支持工具，创新使用“信用+股东保证”、“信用+保险”等担保方式；推广知识产权质押融资等产品。
四是将绿氨、绿甲醇纳入《绿色债券支持项目目录》，允许项目业主申请碳汇质押融资；推广“绿电溢价+碳税返还”模式，加大政府补贴；推动氢能交易纳入全国碳市场，使企业可变现碳减排成效。
第四，政府部门要加强顶层设计。首先，要协调各地区因地制宜规划“风光氢氨醇”一体化项目；其次，要加强项目管理，既要防止一窝蜂上项目导致产能过剩，也要避免“签而不备”“备而不建”“不建收回”等现象。
（阎海峰系华东理工大学副校长、教授，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
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