国家能源局有关负责人近日在国家能源局新闻发布会上透露，将"拓展新能源非电利用途径"作为"十五 五"新能源高质量平稳发展的重点方向，将重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利 用。加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽。 业内普遍认为，风光氢氨醇一体化模式不仅将绿电转化为"绿色石油"，打通电力、化工、交通、农业等 多个领域的关键路径，更构建了一个跨行业、多能源协同的新型能源产业生态，将为解决可再生能源消 纳、保障国家能源安全、推动高耗能产业深度脱碳提供系统性解决方案。 解决可再生能源"看天吃饭"问题 风光氢氨醇一体化的核心逻辑，是将不稳定的绿电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，合成为易于大规模储存和长距离运输的绿色液氨和绿色甲醇。 在氢氨醇一体化框架下，氢、醇、氨形成优势互补的"能源金三角"，各自发挥独特作用，解决可再生能 源的"看天吃饭"问题，彻底改变传统化工生产对电网稳定性的依赖，实现从"电网随生产"到"生产随风 光"的颠覆性转变。 如今，随着氢能产业快速发展，绿色氢氨醇产业凭借独特的技术优势和战略价值，正从概念走 ...

国家政策导向 - 国家能源局将拓展新能源非电利用途径作为“十五五”新能源高质量平稳发展的重点方向 [1] - 重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用，加快建设风光氢氨醇一体化基地 [1] - 鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽 [1] 产业模式与战略价值 - 风光氢氨醇一体化模式将绿电转化为“绿色石油”，构建跨行业、多能源协同的新型能源产业生态 [1] - 该模式为解决可再生能源消纳、保障国家能源安全、推动高耗能产业深度脱碳提供系统性解决方案 [1] - 核心逻辑是将不稳定绿电通过电解水制成绿氢，再合成为易于储存运输的绿色液氨和甲醇，解决可再生能源“看天吃饭”问题 [2] - 实现从“电网随生产”到“生产随风光”的颠覆性转变 [2] 项目发展现状与规模 - 截至今年10月，中国累计规划氢氨醇一体化项目超800个，合计规划绿氢产能近900万吨/年，已建成产能超20万吨/年 [2] - 项目大部分集中在风光资源丰富的西北、华北、东北地区，如内蒙古、吉林、新疆等省区已发布相关规划 [3] - 投产的典型项目包括中国石化新疆库车绿氢示范项目、内蒙古易高10万吨绿色甲醇项目、远景能源赤峰32万吨零碳氢氨项目等 [3] - 吉电股份大安项目创造四项全球之最，包括全球最大规模一次性投产绿色合成氨单体项目等 [4] - 项目参与主体多元化，形成央企与民营企业并驾齐驱的格局 [4] - 大部分项目仍处于前期工作阶段，预计建设进展较快的地区是具备新能源电力和生物质资源且靠近港口的东北和蒙东地区 [3][4] 行业挑战与前景 - 产业面临生产成本较高、跨领域技术耦合及规模化生产技术验证不足、标准体系尚不完善等挑战 [6] - 当前核心问题是如何降低投资成本、提高开工率，从而降低行业运行成本 [6] - 新能源电力制氢成本和生物质资源收储成本较高，导致绿色氢氨醇生产成本高 [6] - 国内供需错位，西北新能源基地运输到终端不具备经济性 [6] - 从国内外航运和航空业低碳发展趋势看，绿醇、绿氨等市场潜力较大，2030年前绿色甲醇船舶订单较多 [6] - 长远看氢氨醇市场前景光明，但发展道路曲折，高投资高成本导致有效供应不足，绿色溢价存在不确定性 [6] - 全球市场处于发展初期，一旦市场培育起来，行业将迎来快速发展期 [6]

产业定位与发展态势 - 绿色氢氨醇被称为“绿色石油”，凭借灵活储运和多元应用的独特优势，成为全球新能源赛道焦点 [1] - 产业处于从示范应用迈向规模化推广的关键阶段，国家能源局首批氢能试点名单中绿色氢氨醇项目占据主力 [1] - 绿色低碳转型已成为各国发展的必答题，美国、德国、英国等主要经济体纷纷出台绿氢发展战略抢占产业高地 [2] 中国产业规模与布局 - 截至2025年10月，中国累计规划氢氨醇一体化项目超800个，合计规划绿氢产能近900万吨/年，已建成产能超20万吨/年，稳居世界前列 [2] - 形成“三北”地区侧重绿氢生产、京津冀长三角珠三角聚焦燃料电池应用的区域发展格局 [2] - 新疆库车绿氢示范项目、远景能源赤峰绿氨项目等一批标杆工程已落地，河钢、宝武等钢铁企业的氢冶金项目积极推进 [2] 技术路径与核心价值 - 绿色氢氨醇产业是连接绿电与终端应用的纽带，可将可再生能源电力转化为氢氨醇，实现清洁能源“存得住、运得走、用得广” [3] - “风光氢氨醇一体化”模式通过电解水制氢，把绿电变成绿氢、绿氨、绿醇，实现风光资源的多元化应用 [3] - 电解水制氢成本较2020年下降近50%，预计到2030年绿氢每公斤价格可能降至10元左右，在工业领域将具备更强竞争力 [3] 成本挑战与技术突破 - 当前绿氢成本约21元/千克，需降到与传统灰氢相当的水平以实现可持续发展 [4] - 中国华电与港蒙联合建设的190公里纯氢管道示范项目年输氢量达20万吨，为全国性纯氢管网建设提供了技术模板 [4] - 低碳甲醇解决方案中，1升甲醇的产氢量是1升液氢的2倍，可直接利用现有加油站网络，大大降低成本 [5] 政策支持与发展建议 - 建议聚焦电价政策，鼓励绿电直连制氢并减免相关附加费用 [5] - 在石油炼化、合成氨等重点领域设定绿色能源消费最低比重，以拉动市场需求 [5] - 支持产业链协同创新，健全多部门协调管理机制，完善安全监管和设备认证体系 [5] 区域发展案例与前景 - 内蒙古锡林郭勒盟已建成新能源装机超2300万千瓦，年发绿电达500亿千瓦时，正加速构建“制储输加用”完整产业链 [6] - 锡林郭勒盟凭借资源禀赋和应用场景，具备氢能产业率先破局的天然优势，有望为全国产业转型提供经验 [6] - 预计在“十五五”期间，绿色氢氨醇将实现更大突破，让清洁能源走进更多行业 [6]

锡林郭勒盟绿色氢氨醇产业优势 - 锡林郭勒盟风光资源富集，已建成新能源装机超2300万千瓦，年发绿电500亿度，装机和发电量均居内蒙古首位、全国地级市前列 [2] - 依托全国唯一独立的省级管理电网蒙西电网，落地实施一批源网荷储一体化、园区绿色供电等市场化项目，铸就稳定、量大、质优且极具成本竞争力的绿电优势 [2] - 拥有充沛水资源和丰富农牧林废弃物等生物质资源，构成绿色氢氨醇一体化发展的源头活水，并依托黄金区位和口岸优势构建通江达海多式联运体系 [2] 绿色氢氨醇产业的战略价值与发展路径 - 绿色氢氨醇产业是连接绿电与终端应用的纽带，将可再生能源电力转化为氢氨醇，可直接作为工业原料或在工业、交通领域替代化石能源消费，是增加可再生能源电力消纳总量的新路径 [3] - 风光氢氨醇一体化提供了新能源就地消纳新模式，通过电解水制氢将绿电变为绿氢、绿氨、绿醇，使之易于储运，既可作燃料又可作原料，实现风光资源多元化应用 [3] - 产业正从概念走向实践，成为连接绿电与终端应用的关键纽带 [4] 产业链发展面临的瓶颈与技术方向 - 绿氢成本是氢能达到可持续目标的关键要素，需从目前21元/公斤下降到与灰氢成本相当，绿电制氢和二氧化碳碳捕集是绿氢成本下行的主要阻碍 [4] - 低碳甲醇被提出作为绿氢的储运载体，1L甲醇的产氢量是1L液氢的2倍，并可利用现有加油站加注以提升经济性 [4] - 需打通大规模储运的技术瓶颈以大幅降低氢气成本，未来将建立以液氢为储运介质的新能源电氢体系 [5] 终端应用拓展与产业合作进展 - 终端应用环节不断拓展，包括清洁液体燃料、生物质掺烧以及绿氨掺烧等，航运业正逐步向绿色低碳转型 [6] - 碱性电解槽通过工程化设计能适应可再生能源大规模制氢需求，以降低平准化氢成本为目标推进产品迭代，目前已成功进入海外10个国家的电解槽市场 [6] - 华电内蒙古能源有限公司、内蒙古蒙氢管网有限公司、华润电力蒙东公司等多家企业分别与地方政府签署11项战略合作协议 [6]

文章核心观点 - 国家能源局宣布截至9月底中国风电和太阳能发电总装机容量已突破17亿千瓦 为实现2035年目标“十五五”时期将重点推动新能源高质量发展 工作重点从做大总量转向加快新能源“立起来”和“靠得住” [1] 新能源供给 - 进一步扩大新能源供给 重点推进“沙戈荒”新能源基地建设 [1] - 积极推动水风光一体化基地的规划建设 [1] - 推动分布式新能源进行多场景和多元化的开发 [1] 新能源集成发展 - 加快研究出台促进新能源集成发展的政策文件 [1] - 推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展 [1] 新能源非电利用途径 - 拓展新能源非电利用 重点推动风光制氢氨醇和风光供热供暖等多元转化与就地利用 [1] - 加快建设风光氢氨醇一体化基地 [1] - 鼓励在工业领域使用风光绿电替代化石能源进行供热和供汽 [1] 新能源消费水平 - 全面提升新能源消费水平 将加快出台《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》 [1] - 协同推进可再生能源的强制消费与自愿消费 [1] - 健全绿证交易机制 加强电—碳—证市场之间的协同衔接 [1] 市场与价格机制 - 完善适应高比例新能源的市场和价格机制 [2] - 加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案 [2] - 构建适应新能源特性的市场交易规则 [2]

项目规模与投资 - 截至2025年8月，全国规划/在建/投产的风光氢氨醇一体化项目有800多个，累计投资逾6000亿元 [1] - 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 [1] 一体化项目核心逻辑 - 一体化项目是一种集风能、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 [1] - 核心是将不稳定的绿色电力通过电解水制成绿氢，再合成易储运的绿色氨和甲醇，形成"绿电—绿氢—绿氨/醇"闭环产业链 [1] 多重价值 - 一体化项目打破传统行业壁垒，实现风光资源、氢能、二氧化碳废弃物等多要素创新性配置，重构新型绿色产业生态 [2] - 能够降低风光弃电，增加绿氢消纳，全国每年废弃的风光电近千亿千瓦时，绿氢产量不足全国氢产量的1% [3] - 液态氨醇易于大规模储存和长距离运输，对减少风光绿电废弃及增加绿氢消纳发挥积极作用 [3] - 绿色氨醇作为绿色化工原料和燃料，在工业和交通等领域深度脱碳中发挥重要作用 [4] - 以上海电气吉林洮南项目为例，年产20万吨绿醇年减排二氧化碳约28万吨，相当于种植1.5亿棵树 [4] - 一体化项目投资体量大，产业链条长，能有效带动当地经济绿色转型，成为经济新增长点 [5] - 2024年吉林省新能源领域年度投资突破1100亿元，是2023年的2.75倍，新能源装机容量达2156万千瓦，占全省总装机的45.71% [5] - 2025年一季度新能源产业对GDP增长的贡献率超30%，洮南项目产生380多个就业岗位 [5] 成本挑战 - 绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统氨的2倍；风电耦合生物质的绿醇成本为3500~4500元/吨，是煤制醇的2.5~3倍 [6] - 绿电成本占绿氨成本的70%~80%，占绿色甲醇成本的50%~60% [7] - 合成1吨绿氢仅制氢环节就需要消耗约12000度绿电 [7] 绿电成本高的原因 - 一体化项目属于资本密集型产业，初始投资巨大，以新疆某地1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，仅风电场单位投资就高达2000元/千瓦 [9] - 风光间歇性和波动性导致年等效利用小时数远低于传统火电或核电站，与化工生产要求存在矛盾 [10] - 波动性导致制氢电解槽频繁启停或低负荷运行，影响效率和寿命，PEM电解槽启停损耗达15% [10] - 补贴政策退坡给项目投资方带来不确定性，影响融资成本和风险评估 [11] - 电力市场机制尚需完善，新能源发电需承担的系统备用、调频等辅助服务费用分摊仍在探索中 [12] 降低绿电价格的措施 - 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，推进装置大型化降低单位能耗 [13] - 推进多能互补和智慧管理，如吉林大安项目通过风电、光伏互补和配置储能，使电解槽利用率从60%提升至85% [14] - 部署智能调度系统实现风光出力预测、储能优化等智能化管理，减少能源损耗 [14] - 政府通过设立专项基金、税收优惠等方式给予精准政策支持，完善绿电直连模式价格机制 [15] - 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 [15] - 创新融资工具如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和REITs [16] - 风险缓释方面试点绿电期货帮助企业锁定未来电价，鼓励设立政府担保基金和开发保险组合 [16]

一体化项目概况与规模 - 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，核心逻辑是将不稳定的绿电转化为绿氢，再合成易储运的绿氨/醇，形成闭环产业链 [1] - 自2022年多项政策出台后，一体化项目蓬勃发展，截至2025年8月，全国规划/在建/投产的项目超过800个，累计投资逾6000亿元 [1] - 项目对应制氢规模约3103万Nm³/h，绿氢产能约970万吨，绿醇产能5916.2万吨，绿氨产能2282万吨 [1] 一体化项目的多重价值 - 一体化项目打破传统行业壁垒，实现多要素创新配置，重构绿色产业生态 [2] - 价值一：通过生产易储运的液态氨醇，减少风光绿电废弃及增加绿氢消纳，2024年我国绿氢产能30多万吨占全球50%以上，但绿氢产量不足全国氢产量的1% [3] - 价值二：绿色氨醇作为绿色化工原料和燃料促进降碳减排，以上海电气吉林洮南年产20万吨绿醇项目为例，年减排二氧化碳约28万吨，相当于种植1.5亿棵树 [4] - 价值三：项目投资体量大、产业链长，能带动地方经济绿色转型，如吉林省2024年新能源领域投资突破1100亿元，是2023年的2.75倍，2025年一季度新能源产业对GDP增长贡献率超30% [5] 绿电成本的核心挑战 - 当前绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统灰氨的2倍，风电耦合生物质的绿醇成本为3500~4500元/吨，是煤制醇的2.5~3倍 [6] - 绿电成本占绿氨成本的70%~80%，占绿色甲醇成本的50%~60%，合成1吨绿氨仅制氢环节就需消耗约12000度绿电 [7] - 绿电价格的细微波动会在成品成本上被显著放大，成为一体化项目的关键制约因素 [1][7] 绿电成本高昂的主要原因 - 初始投资高昂：项目属资本密集型，以新疆某1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，仅风电场单位投资就高达2000元/千瓦，且需配置昂贵储能和储氢设施 [8] - 额外配置要求高：风光间歇性与化工生产要求矛盾，导致电解槽频繁启停或低负荷运行（如PEM电解槽启停损耗达15%），需额外配置储能或从电网购电增成本 [9] - 补贴政策不确定性：补贴退坡给长周期、重资产项目带来融资成本和风险评估的不确定性 [10] - 电力市场机制尚需完善：系统备用、调频等辅助服务费用分摊机制仍在探索，不同地区费用征收标准差异影响绿电价格 [11] 降低绿电价格的主要路径 - 加快新技术突破应用：推进高效电池、电解槽、新型储能等技术突破，以及风机、电解槽等装置大型化以降低能耗 [12] - 推进多能互补和智慧管理：如吉林大安项目通过700兆瓦风电、100兆瓦光伏互补及配置60万千瓦时储能，使电解槽利用率从60%提升至85% [13] - 完善政策体系和市场环境：通过专项基金、税收优惠降低初始投资，完善绿电直连价格机制，深化电力市场化改革 [14][15] - 加大金融支持产业化力度：创新融资工具如专项债、REITs、产业基金、金融租赁，并试点绿电期货、设立担保基金以缓释风险 [16]

项目投资动态 - 金风科技计划在巴彦淖尔市投资风电制氢氨醇一体化项目 总投资金额约189.2亿元[1] - 远景能源在赤峰建设绿色氢氨项目 首期规模32万吨[1] - 吉电股份大安绿氢合成氨一体化项目近期投产[1] - 国家能源集团与中集来福士共建国内首个海洋氢氨醇一体化项目 已于3月27日进入调试状态[1] 产业规模与分布 - 全国签约备案的绿色氢氨醇项目超过800个 仅绿醇项目规划年产能接近6000万吨[3] - 陆上项目集中在内蒙古、吉林、新疆、甘肃等风光资源丰富省份[3] - 海上项目位于山东 广东江苏等海上风电大省具备发展潜力[3] - 产业布局向沿海地区拓展 以满足航运脱碳和能源出口需求[3] 技术模式创新 - 采用"以电定产"智能调节模式 实现生产随风光波动变化[4] - 化工生产从电网被动消耗者转变为电网主动参与者与稳定器[4][5] - 通过全流程智能化"源荷互动"机制 解决风光发电不稳定与合成氨生产稳定性匹配难题[8] 战略价值与意义 - 将绿电转化为"绿色石油" 打通电力、化工、交通、农业等多领域关键路径[2] - 为解决可再生能源消纳、保障国家能源安全、推动高耗能产业深度脱碳提供系统解决方案[2] - 绿氨和绿色甲醇与现有汽柴油储运设施兼容性好 为交通领域特别是航运和重卡提供脱碳解决方案[6] - 项目投资规模巨大 能有效带动地方固定资产投资、增加就业和税收[7] 成本与经济性 - 当前灰氨市场价格每吨300-450美元 绿氨售价每吨800美元以上[8] - 绿氨要实现规模化替代需绿氢价格达到每千克12-15元[10] - 液氨储能成本显著低于电化学储能 2万立方米液氨折合1亿度电储能规模 较电池储能600亿元投资成本大幅降低[7] 市场应用与客户 - 当前绿色氢氨醇主要客户为海外企业 日本丸红株式会社与远景签署长期采购协议[9] - 吉电股份与欧洲、日韩企业及中石油国际、伊藤忠商事、皇家孚宝集团等签署销售协议[9] - 经过三年发展 远景在航运、发电、化工和钢铁行业脱碳领域找到市场应用场景[9] 发展挑战 - 可再生能源波动性与化工生产连续性存在天然矛盾 对储能系统配置规模和成本要求极高[8] - 绿色燃料生产成本尚无法得到快速有效分摊 国内市场暂不接受高昂绿色溢价[8] - 商业模式自我造血能力有待考验 纯粹市场驱动仍具备现实困难[8]

公司投资计划 - 金风科技计划在内蒙古巴彦淖尔市投资风电制氢氨醇项目 总投资金额189.2亿元[1] - 项目规划建设3GW风电 80%以上电力用于电解水制绿氢 年产绿色甲醇60万吨 绿氨40万吨[1] - 项目资金来源为自有资金及银行贷款 目前公司货币资金95.86亿元 不足以支撑189.2亿元投资[3] 公司财务状况 - 截至6月底公司资产总额1615.53亿元 流动资产716.87亿元 负债率73.08%[3] - 上半年营收285.37亿元 同比增长41.26% 归母净利润14.88亿元 同比增长7.26%[6] - 净利增速在龙头企业中表现优异[6] 公司战略布局 - 公司正在打造覆盖陆上大基地 海上深远海区域 分散式风电等多场景产品布局[4] - 同步拓展风电+制氢 储能 混塔 能碳等新兴业务[4] - 投资项目是为了完善业务布局 拓展发展空间 打造风电加绿色化工领域综合解决方案能力[1] 行业发展趋势 - 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签约和备案[10] - 风电 光伏大厂纷纷布局氢氨醇项目 欲打通新能源产业链 拓宽应用场景 增加新业绩增长点[7] - 远景科技在内蒙古赤峰打造全球最大绿色氢氨项目 规划产能152万吨 首期32万吨已投产[8] - 明阳集团启动多个风光储氢醇项目 将风光储氢燃一体化作为战略布局[9] - 运达股份在吉林投资超200亿元建设绿色甲醇生产线及风光储能项目[9] 政策支持环境 - 国家发改委等六部门2024年10月发布指导意见 鼓励在合成氨 合成甲醇等领域低碳氢规模化替代[12] - 探索建设风光氢氨醇一体化基地 积极有序发展可再生能源制氢[12] - 巴彦淖尔市政府承诺提供最优惠扶持政策 协助办理电网接入 寻找碳源及销售通道[3] 项目价值意义 - 通过风光氢氨醇一体化项目可有效解决西北地区弃风弃光问题 满足风光消纳需求[13] - 氢氨醇是以氢为纽带 氨/甲醇为载体的产业链耦合 需要稳定新能源电力供应[3] - 海洋氢氨醇一体化项目热度提升 可通过海上风电制绿氢供应港口船舶[14] 行业面临挑战 - 绿色氢氨醇及其衍生品成本较高 据测算绿氨平准化单位成本近每吨4200元 略高于灰氨售价[15] - 风光波动性大容易干扰电解槽制氢 绿氢存在储存 运输困难等问题[16] - 风电行业近年受价格战影响业绩增速放缓 部分龙头上半年增收不增利[5]

论坛概述 - 2025年7月10日-11日在江苏举办第五届可再生能源制氢产业发展论坛，聚焦ALK/PEM/AEM制氢技术市场发展、关键部材及系统工艺创新、绿氢项目应用趋势 [1] - 同期设置PEM技术研讨对接会、AEM制氢青年论坛、实地参观交流等五大特色活动，汇聚产业链上下游企业及专家 [1] 组织机构 - 主办单位为DT新能源，协办单位包括上海市氢科学技术研究会，支持单位包括博世智能制造解决方案事业部等 [2] - 参与企业涵盖氢能全产业链，如Syensqo（全球聚砜隔膜市场垄断者）、特嗨氢能检测（氢能产品检测平台）、东材科技（质子交换膜材料领军企业） [2] 会议议程 7月10日 - 上午议题包括电解海水制氢技术（清华大学杨福源）、风光氢氨醇一体化实践（中能建氢能源王潇羽） [7] - 下午议题聚焦碱性/PEM制氢技术，如Syensqo的短支链离聚物应用、复旦大学张波的PEM电解水技术进展 [7][8] 7月11日 - 全天探讨AEM电解水技术，包括深圳理工大学李南文的离子膜稳定性研究、赢创工业集团的AEM耐久性提升探索 [8][9] - 南方电网储能研究员唐晓敏将分析阴离子交换膜电解水技术发展展望 [9] 同期活动 - 青年论坛采用“10分钟报告+5分钟问答”模式，聚焦AEM制氢前沿技术 [10][13] - PEM制氢产业对接会为邀请制，联合材料商、设备商及项目方探讨技术瓶颈 [18] - 设置科研成果展示墙（海报尺寸80cm*150cm），截稿时间为2025年6月20日 [20][21] - 组织参观博世智能制造解决方案事业部，需提前审核名额 [24] 展区与参与方式 - 展区覆盖电解槽、催化剂、质子交换膜等全产业链设备及检测机构 [11] - 参会可通过扫码提交注册信息或联系沈经理（13396601161）、俞经理（15381893024） [12][13]