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近两年，国内各大能源集团绿色氢基能源项目密集招标后进入建设期。近期，这些项目陆续完工投产，紧接着，国家能源局在8月7日公示了绿色液体燃料技术攻关和产业化第一批试点项目名单，正式打响国内绿氢行业产业化第一枪。

就绿色氢基能源乃至绿色燃料产业而言，在全球经济疲软、能源转型徘徊迟疑之际，首批试点项目带着检验技术工艺路线和经济性的任务，对于新兴产业具有风向标意义。这些试点项目有何特别之处？投产后前景如何，又将给行业带来哪些经验借鉴？

3类燃料、9家公司项目

据公示稿，首批试点项目包含燃料乙醇、绿色甲醇（下称“绿醇”）、绿氨三类绿色燃料，涉及9家公司项目。地理位置上，东北地区是布局重点。除了江苏岚泽大丰港年产30万吨/年绿醇项目之外，其他8个项目分别位于东北三省黑龙江、吉林、辽宁，以及内蒙古。

从资源禀赋看，东北地区风能、太阳能资源丰富，可为绿醇、绿氨生产所需的绿氢制备提供充足电力来源。首批试点中，不少项目采取风电、光伏等可再生能源电解水制氢，再将绿氢合成制备绿醇或绿氨。例如吉电股份（000875.SH）大安风光制绿氢合成氨一体化项目，利用吉林西部丰富的风光资源发出绿电制备绿氢，再与空气中的氮气结合生成绿氨。

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“随着越来越多大型氢基能源项目落地，风电、光伏项目，尤其是有大量弃电的光伏项目将开拓出新的就地消纳模式。”光伏产业投资人李玉告诉第一财经记者，未来绿氢、绿醇、绿氨的市场需求将直接影响该领域风光消纳规模。

中国电力企业联合会数据显示，2020-2024年，全国风光发电合计装机年均新增2.2亿千瓦，是2015-2020年均值的3倍。新能源大规模并网使系统消纳压力不断加大，2024年以来，部分新能源资源富集地区风光发电利用率呈下降态势。

另外，绿醇和绿氨是此次试点项目的重头戏，9个试点项目中有8个为此方向，包括5个绿醇和3个绿氨项目。

这与全球航运和航空业的绿色转型与新规定相关。近年来，国际海事组织、国际民航组织纷纷对所辖行业提出净零排放规划，欧盟碳市场也将船舶业等碳排放纳入其中。作为清洁燃料，绿氨、绿醇成为航运业脱碳的重要解决方案之一。例如试点项目中，上海电气（601727.SH）洮南风电耦合生物质项目产出的绿醇已与法国达飞集团签订供应协议，通过陆海联运方式送至上海港，为达飞集团集装箱班轮加注。

距产业化还有几道坎

“7月投产的吉电股份、远景等绿氨项目均已有消纳方向，但行业仅5%的规划产能可以找到买家，消纳是制约项目发展的最大因素。”分析机构金联创氢能指出，以远洋船燃领域应用为例，目前船东公司与绿色燃料供应商的价格博弈仍然激烈，且当前应用船舶多为甲醇和液化天然气（LNG）双燃料船。

华福证券电力分析师严家源补充道，绿色氢基燃料的优势在于零碳/低碳排放，近几年相关项目规划数量均呈增长态势，但受限于技术和成本，项目建设落地较为缓慢。

马士基零碳航运中心首席执行官Bo Cerup-Simonsen曾告诉第一财经记者，绿醇由于热值比化石燃料低，300美元/吨才具有市场竞争力，但当前绿醇生产成本远高于这一水平。据中国工程院院士黄震介绍，当前灰色甲醇市场价约2400元/吨，而绿醇生产企业的报价则在5000元/吨左右，绿色溢价较高。

如何降低绿色氢基燃料生产成本成为各大项目的努力方向。李玉表示，绿色燃料生产的经济性高度依赖制氢环节的可再生能源电力成本（约占绿色燃料成本五成以上）、电解槽效率及运行稳定性。

记者注意到，上述试点项目中，多数正通过风光氢储一体化离网模式，以低谷电价压低制氢成本。据华电电力科学研究院刘博等人的研究报告，当可再生能源电价降至0.15元/度水平时，绿氨售价约为3068元/吨，可与现有市场灰氨价格打平。

同时，为了平抑可再生能源发电波动性，保证项目稳定生产运行，一些项目正采取创新性储能技术。

例如远景赤峰项目采取“液氮储能”技术，在新能源电力大发时，生产氮气的动态储能空分装置会自动提高负荷，将富余绿电转化为液态氮气储存起来。远景科技集团董事长张雷在强调液氨经济性时表示，2万多方的液氨相当于1亿度电的能量，1亿度电对应的储能投资需600亿元，但氨罐的投资仅需1.5亿元。

（文中李玉为化名）

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