绿电和绿色燃料结合已成为大势所趋。风光氢氨醇一体化，能否为制约新能源电力消纳问题找到一条可行的发展路径呢?
（来源：能源新媒 作者：孙一凡）
南美洲地区南部的巴塔哥尼亚地区是新能源开发者心中的“风水宝地”——这一地区风力充沛，风能利用系数超过50%,年均可提供多达6000小时的满负荷绿电发电时间。
不过，这个地理位置上属于距离南极最近的大陆地区，显然在工商业和制造业经济方面并不发达。大规模的风电开发缺乏足够的消纳和外送能力，只有本地绿电使用，才能让超强的风资源转化为足够的经济价值。
在全球进入碳中和时代之后，风资源不再只是简单地转化为电力，并成为电力系统的一部分。随着技术和市场的不断变化，以绿电为基础制备绿色氢气、甲醇和氨等合成燃料，成为风资源和绿电的全新发展路径之一。
智利迎来了风资源变现的大好机遇。根据智利能源部的最新研究，麦哲伦有潜力生产全球13%的绿氢。
2022年，在德国政府的财政支持下，西门子能源与保时捷等公司在巴塔哥尼亚地区成功打造了从可再生能源到绿色燃料的完整链条。该项目通过利用风能、水和二氧化碳合成电制甲醇，再将其转化为碳中和的电制合成燃料(eFuel),成功加注到保时捷跑车里。
作为全球新能源装机最多的国家，中国可以推广复制此类项目吗?
事实上，大批风光氢氨醇一体化项目已在中国上马。据不完全统计，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了签约和备案。
在这项目热潮的背后，不仅需要碳中和概念和政策的推动，而且需要有大公司的全力一击。
在航运巨头马士基、达飞脱碳需求的刺激下，绿色甲醇凭借相对成熟的技术和产业链成为当下主流的航运替代燃料。国内各大电力集团竞相开发绿醇项目。截至2024年6月，我国已规划了109个绿色甲醇项目，累计年产能超过5000万吨。
“令人感到奇怪的是，国内厂家没有一家可以批量供应绿色甲醇。全球范围内，真正能够批量供应绿色甲醇的厂家也是极少，可谓雷声大、雨点小。”中国工程院院士黄震在全球绿色航运大会期间对《能源》杂志记者称。
从风光发电到绿色氢氨醇，风光资源的驱动在国内经历了一轮巨大的变化。在政策和市场的加持下，化解长久以来制约风光更大规模发展的消纳问题已经初露曙光。
政府驱动的热潮
根据国家能源局的数据，截至2024年年底，我国并网太阳能和风电装机容量合计超过了14亿千瓦，占总装机容量的41.7%。我国新能源发电装机规模早已超过煤电，成为新增投产电源的主力。
伴随着新能源发电装机的逆袭，消纳难题开始与日俱增，电源与电网之间的“矛盾”日渐突出。
这不会是一个短期问题。只要一天没有实现碳中和，这一问题就可能长期存在。“根据国家权威数据，到2060年实现碳中和，至少80%的电力将来自可再生能源。可再生能源成为主体，装机容量至少达到峰值负荷的3~4倍。例如，若某城市峰值负荷为1000万千瓦，装机容量需达3000万~4000万千瓦。”中国工程院院士黄震说道。
黄震认为，绿电的零边际成本特性使得光伏电厂和风电场的建设成本相对固定且会随着技术进步逐步降低。面对高电力需求的刺激，风光发电装机容量会持续上涨。在这样的情况下，即便是有储能作为电力系统的润滑剂或者风光发电的配套设施，风光在大发时段的过剩问题依然不可避免。
如何利用富余电力生产绿色燃料成为重要课题。
氢能在我国能源版图中具有重要的地位，已在2024年被写入《能源法》。《能源法》首次将氢能明确纳入能源管理体系，与煤炭、石油、天然气等并列作为能源进行管理，明确国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。
尽管受制于储运、能量密度与经济可行性，氢能尚无法大规模应用。但利用绿电制氢再合成氨、醇等绿色燃料，助力航空和远洋航运等难以直接电气化行业实现脱碳，依然是我国实现能源转型的一条可行之路。
绿电和绿色燃料的结合，已经成为我国后续政策发展的题中之意。
2024年10月30日，国家发展改革委等六部门发布了《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。《意见》指出，在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁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。因地制宜发展生物天然气和生物柴油、生物航煤等绿色燃料，积极有序发展可再生能源制氢，在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁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。
这既是2024年一系列舒缓新能源消纳问题政策的延续，也是大力发展绿电和绿色燃料结合的开创性政策。
在政策的助力下，国家电投、中广核、国家能源集团等发电企业已经开始布局“风光氢氨醇一体化”项目，投资动辄上百亿元。此类项目不仅能够享受政策红利，而且能够拉动地方经济增长，深受地方政府的青睐，特别是三北地区和沿海地区等风光资源富集省份。
近日，由中能建氢能源有限公司投资建设的中能建松原绿色氢氨醇一体化项目成功获得了国家超长期特别国债资金支持。
该项目是全球规模最大的绿色氢氨醇一体化项目。计划分三期投资296亿元，总装机容量达300万千瓦新能源发电，并建设80万吨绿色合成氨及绿色甲醇生产线，涵盖制氢、储氢、氢基化工、氢能装备及科技研发的全产业链。
“风光制绿氢(氨、醇)产业的火热，一方面是出于‘双碳’的要求，另一方面电力企业需要拓展新能源业务。由于新能源的波动性，电网公司难以接入更多的新能源，前些年那种单纯的电源开发模式已经失效了。”一位来自央企发电集团的专业人士告诉记者。当地政府手里能打的经济牌不多，新能源是比较好用的一张。一是能够换来巨大的产业和就业，二是能给社会降碳，宣传意义很好。所以，现在是地方政府在主导新能源的开发建设，一些经济欠发达的地区特别关注新能源这张牌。
2020年“双碳”战略之后，以光伏和风电为代表的新能源投资成为地方政府的宠儿。然而，在各种因素的刺激下，现今风光产能出现明显的过剩问题。新项目投资，因此很快不再具有强大的吸引力。
风光氢氨醇一体化开发的出现，让政府找到了新的绿色增长点。地方性政策也陆续出台。
2024年9月3日，内蒙古能源局发布了《内蒙古自治区风光制氨醇项目实施细则(试行)》(征求意见稿)。内蒙古政府要求公共电网为制氨醇项目提供生产用电备用，项目可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20%,自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。这相当于给予了风光制氢氨醇一体化项目可观的电费优惠和补贴。
2024年12月17日，同为新能源大省的山东发布了《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》推进“风光氢氨醇”一体化开发。文件提出依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢(氨、醇)项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体性推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准(备案),配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。
前述专业人士告诉记者，地方政府手里有一些跟电网谈判的筹码，新能源基地配套了氢氨醇项目，相当于把一部分电网公司并网和消纳的压力转移到了氢氨醇一侧。电力企业因此而获得了开发大型电源的机会，当地政府实现GDP增长和降碳，电网公司通过氢氨醇项目，减轻了波动性电源的并网压力，且氢氨醇项目多为离网或半离网型，电网公司比较欢迎。这是一个三赢的局面，于是风光氢氨醇一体化项目应运而生。
类似的场景正越来越多地在风光资源丰富、发电量本地消纳困难的地区上演。
2024年海南第一批海上风电即将完成并网，随着航道冲突、军事敏感区等用海障碍的缓解，未来会有更多的海风装机规划，要找相关场景消纳，对绿醇等氢基燃料极为重视。
“海南有多个港口和完善的航运物流体系。绿色甲醇不仅能够有效利用海上风电产生的多余电力，而且能够作为大型船舶燃料，推动绿色航运的发展。政府、企业正积极推进，今年年底到明年，规划了2~3个绿色甲醇项目，年产能20万~30万吨。”海南洋浦经济开发区洋浦国际投资咨询有限公司能源发展部副总经理李锐对《能源》杂志表示。
然而，并不是所有地区适合发展绿色氢氨醇项目。“发展绿色甲醇受到多方因素制约。一是你手里有没有自己的绿电，二是你有没有生物质资源，生物质气化技术是否成熟?三是你跟用户端关系怎么样?你能不能卖出去?四是政府如何协调电网解决绿电直供问题，降低过网费?”—位地方政府招商人士告诉《能源》杂志。
“绿氢项目需要大量绿电。绿色甲醇这类化工项目，又对电力供应的稳定性提出了较高要求。”李锐认为。海南省目前尚未建立直供电或隔墙售电模式，海上风电的波动性导致电力供应不稳定，无法完全满足化工项目对电源的稳定性需求。绿色氢氨醇项目必须依赖电网备用以确保电力供应的连续性和稳定性。而电网与项目业主的权责如何划分，是所有绿色燃料项目面临着的困扰。
一个被忽视的事实是，欧盟对于绿色燃料的严格要求，实际推动着国内企业关注绿色电力和电网连接的问题。欧盟市场目前几乎是绿色燃料的主要消费地。随着中国本土绿色燃料产能的持续增长，企业必须努力满足欧盟市场的所有要求，以确保其产品能够进入这一关键市场。
“绿色”约束
欧盟通过扩大碳市场和修订《可再生能源指令》,率先打开了绿色燃料市场。
《可再生能源指令》将利用可再生能源生产的绿氢、绿色甲醇和绿氨等燃料定义为RFNBO(非生物来源可再生燃料),也称为PtL或E-fuels。这些燃料通过电解水制氢，并与可持续的碳源结合生成。欧盟要求到2030年，RFNBO在运输和工业部门的能源供应中占比至少为1%和42%。2035年，工业用气的RFNBO比例将提升至60%。
要成为RFNBO,燃料生产必须满足欧盟的严格标准，包括使用新增的可再生电力、时间匹配和地理相关性，并在整个生命周期内比化石燃料减少70%以上的温室气体排放(低于28.2gCO₂/MJ)。企业需要通过ISCC等欧盟认可的第三方认证机构的认证，证明其生产的绿色燃料符合可追溯和可持续发展标准。
2024年起，欧盟碳市场已纳入5000总吨及以上船舶的排放。使用可持续燃料的船东，尽管燃烧过程中排放CO₂,但在欧盟碳市场中可被视为零排放，无须购买碳配额。
“欧盟有一套基于自身产业战略的发展逻辑，目的是以绿色燃料的发展来改变上游的能源结构，并通过下游碳市场促进RFNBO消纳。”TUV南德大中华区氢能项目经理刘洋表示。
欧盟的想法设计很完美。只不过，美好的理想永远躲不过现实的残酷。在绿色燃料的推广中，减排是显而易见的优势，价格高就是最为矛盾的劣势。
甲醇等绿色燃料的成本主要取决于制氢的成本，而制氢成本又受到绿色电力价格的影响。除此之外，需要考虑生物质资源和碳捕集技术的成本。
除了这些内部成本外还有外部成本，如碳市场和碳税的全球碳约束影响。据黄震测算，若欧盟碳价在未来三至五年内达到每吨150欧元，绿色甲醇价格可承受每吨4000元人民币，与柴油加碳排放权成本相当。
目前传统(航运)燃料油市场价格约5500元/吨，而绿色甲醇的市场价格普遍在5000元/吨以上。由于甲醇能量密度低，燃烧2吨甲醇与燃烧1吨传统燃料油获得的能量相当，因此在实际使用成本上绿色甲醇的溢价接近50%。
纯粹由市场驱动的绿色燃料消费，时至今日也没有大规模出现。
2024年，航运巨头马士基相继与金风科技和隆基绿能签订了绿色甲醇长期购买协议。尽管长协在手，但在绿色燃料需求和产能两头短缺的情况下，如何降低溢价、高成本究竟由谁承担，是各方争议的话题。
“如果是马士基一家企业自己承担，整个绿色燃料的发展速度就会比较慢。”马士基中国脱碳业务总监卡卡(KarimFahssis)向记者透露。马士基的绿色甲醇订单主要基于长期固定价格和固定供应量的协议，并希望供应商保持合理的利润空间。
为了确保绿色甲醇项目具有经济性，卡卡还提到了一些约束性标准。比如，马士基对风电和光伏有效利用小时数都有相应的要求。马士基已经在中国签署了两个甲醇购销协议，正在和其他供应商接洽。因此，马士基认为中国在绿色甲醇生产方面潜力巨大。
事实上，在欧盟严苛的绿电和碳足迹标准下，中国的燃料供应商生产出了具有成本竞争力的绿色甲醇难度颇高。特别是欧盟RED指令中关于可再生能源电力的标准是否适用于中国国情，是亟须解决的问题。
欧盟主要认可三种绿电制氢架构。1.无PPA+90%可再生能源比例网电制氢(Grid-basedwithoutPPAbutwith>90%RenewableEnergy[RE]intheconsumptionmix)。2.风光直连制氢(Directconnection)。3.PPA网电制氢(GridbasedwithaPowerPurchaseAgreement)。
中国的电力系统属于大电网模式，即集中式电力传输和分配。这种模式下的电力管理和调度方式，与欧盟的竞价机制存在着显著差异。以欧盟电力系统和电力市场模式设定的这三种方式，无法简单地在中国复制。
“这一方面是中欧双方电力系统和市场模式的差异，另一方面是欧洲希望通过规则设定形成一定的贸易壁垒。”有不愿具名的绿色甲醇市场人士表示，“所以在规则制定的时候，欧盟就避免其他国家(特别是中国)能够符合这些标准架构。”
即便是能够完全符合欧盟的绿电制氢架构，国内企业依然要解决碳排放因素的溯源及核算等问题。
在选择排放因子时，企业和认证机构均较为谨慎。若排放因子或核算边界与ISCC指令不符，项目认证可能受阻。所以国内企业通常采用ISCC附件中列示的排放因子作为主要依据。
但是，ISCC清单采用的中国电网排放因子为0.944077kgCO₂/kWh,而中国许多生产企业在原料生产、加工等环节的实际排放水平可能与此不符。为了符合ISCC要求，企业和认证机构不得不沿用标准因子，导致实际排放情况与认证要求之间存在差距。因此，网电的碳足迹是最不可控、最不可算的一项。
要解决这一问题，企业必须拿出切实可行且得到国际标准认可的方案。西门子能源对《能源》杂志表示，建议在风光氢氨醇项目中尽量采取风光电力直供、与大电网弱连接且限制网电用量的电力系统设计方案，以确保绿色燃料生产环节碳足迹尽可能降到最低。
据《能源》杂志记者了解，目前在风光耦合生物质制绿色甲醇项目中，电力供应线路的设计需要根据不同生产单元的特点进行针对性规划。
制氢工厂作为电力消耗的主要用户，电力需求占据了总消耗的60%以上，主要用于驱动电解槽。由于电解槽的负荷具备一定的调节能力，制氢工厂可以接入风光发电，并配合储能设备直接供电。在提前预判风光储系统供电能力和生产规划的情况下，可以避免电源波动对电解槽造成的损害。最终实现所有生产过程电力完全来自绿色能源，进而确保所生产氢气的绿色属性。
生物质气化(发酵)和甲醇合成工厂对连续性生产和电力质量要求较高，除了风光储直供电路外，需要接入一至两条网电线路以保障生产安全，并在网电接入线路上安装电能表等监测装置，实时计量电网用电量，以有效控制和调度各生产环节的绿电与网电使用，确保绿色燃料在生产过程中的碳排放足迹不超标。
这无疑对绿色燃料生产商的数字化水平、成本控制和碳管理能力提出了极大挑战。为应对大规模风光氢氨醇项目在前期方案设计中的挑战，西门子能源开发了Power-to-X能源系统规划设计平台。该平台能够完成全流程建模以及全年8760小时的逐小时仿真模拟，通过输入项目的具体条件和边界参数，平台最终输出技术经济性最佳的配置方案。
除了标准和成本的制约外，所有进军风光氢氨醇项目的发电企业必须接受化工行业技术机理的洗礼。“在推进风光氢氨醇项目时，其复杂性决定了没有任何一方能够独自完成。正如演奏一场恢宏的交响乐，我们需要将能源企业、政府机构、专家学者以及非营利组织协同起来，结合实际情况，共同应对技术挑战，推动不同技术与解决方案齐头并进。”西门子能源全球副总裁赵作智说。
资源耦合难
一般来说，风电全年发电小时数为2000~3000小时，光伏更是只有1000多小时；而氢氨醇生产属于化工行业，一般需要近8000小时的稳定电源供给。新能源电源的波动性和化工所需的稳定性，从一开始就存在着耦合难题。
“比如东北风光氢氨醇一体化基地可能有5天或者7天基本上没有风，保持生产稳定性就需要储电和储氢。必须在风光发电和用电负荷之间，建立缓冲手段来实现功率平衡匹配。”国家电投集团能源科学技术研究院储能与氢能中心业务总监刘炳池告诉《能源》杂志。如果制氢设备的运行小时数按照3000小时计算，绿色化工项目就需要更长的利用时间。为满足生产需求，项目通常会增加氢能产能，并通过储氢罐的方式扩大氢气储存量，从而确保项目的持续运作。
电化学储能适用于小时级功率匹配，成本随时间延长而显著增加。刘炳池表示，大多数企业认为相较于电化学储能，储氢在长期储能方面更具优势。因此，氢氨醇基地的储电规模较小。实践中，尽管会增加间接碳排放，氢氨醇项目还是会经常需要部分电网电力补充以保持供应平衡。
调节电解槽集群的灵活调度很重要。一旦遭遇天气变化，风光发电功率会瞬间降低至30%以下甚至归零。电解槽的负荷必须在几秒钟内或分钟级时间里响应。前述专家介绍，碱性电解槽的负荷，响应特性相对较差，导致在负荷下降时氢气和氧气可能发生意外混合。电解槽作为带电设备，会产生静电和附加电流，使得氢氧混合物在这种环境下极易发生爆炸。这也是业内面临的一项重大安全风险。
PEM电解槽负荷响应比较快，但造价是碱水槽的4倍左右。同时，电源波动性会导致阳极催化剂溶解、迁移、沉积和聚集，隔膜由于局部热点和羟基自由基攻击发生降解，双极板发生溶解和氧化腐蚀，最终出现电解槽性能下降。
据悉，目前国家电投内部的一些项目实践倾向于采用混合电解槽方案，70%使用碱性水槽，30%采用PEM电解槽。既可以降低整个项目的投资成本，又充分利用了PEM电解槽约30%的灵活调节特性。
绿电资源丰富，但问题是靠天吃饭；生物质气化(发酵)和甲醇合成，则要面临着完全不同的原材料限制。《能源》杂志记者了解到，无论是燃料生产商还是船东，多对生物质资源能否实现稳定、充足供应存有疑虑。
以国家电投旗下吉电股份开发的榆树风光耦合生物质制绿色甲醇项目为例。该项目位于全国生物质资源最丰富的地区吉林榆树。榆树县是全国前5产粮大县。项目的周边还有两个产量大县围绕周边。尽管地大物博，但类似榆树县这样既有生物质和风光资源、运输又便利的地方，在中国并不多。
据黄震院士测算，中国每年产出的农业秸秆量达8.65亿吨，生物质资源总量非常丰富。但是，要实现经济储运则异常困难。
我国秸秆回收，缺乏统一的国家引导机制。经过中间商多级代理转包，秸秆价格在运输和收储环节被大幅抬高，最终到达发电厂的价格高达每吨300多元。而作为原材料的最初生产者，农民却收入了了。
不同于欧美的大农场模式，中国的农业秸秆资源呈分散式特征。刘炳池说：“以往火电厂买煤几百万吨起步，但收秸秆只能和有几十吨原料的人打交道。多级收储运代理机制导致整体工作效率很低，生物质原料缺乏长期可靠的供应合同保障。”
刘炳池向记者表示，企业在市场调研中以为生物质资源丰富且可控，但项目一旦固定下来当地方圆50～100公里以内的中间商便开始坐地起价。由于秸秆密度低，运输成本高昂，远距离采购又变得不切实际。
他建议国家出台相关的政策标准，参照城市垃圾回收机制建立统一的回收网络。要通过政策引导和市场规范，把零碳的秸秆资源当作一项宝贵的战略物资实现高效利用。
无论是哪一种形式的绿色氢氨醇制备，项目最终都要解决巧妇难为无米之炊的问题。无论是风光还是生物质能，看起来的资源丰富并不能作为项目推进的基础。
绿色资源与化工耦合的挑战并非不可克服。在现有技术下，通过增加成本和技术投入，可以解决这些问题。然而，目前市场难以承担高成本的绿色氢氨醇。鉴于几乎所有项目依赖欧洲市场，拓展更广泛的市场消纳渠道是绿色氢氨醇发展的关键。
等待中国市场
除了欧美外，中国本土市场无疑对绿色燃料的发展十分关键。刘炳池表示，大量企业反映，ISCC标准过于严苛，导致许多项目无法达到碳足迹标准，从而被一票否决，对行业发展非常不利。
中欧在实现碳中和的时间表上存在差异。欧盟的多数成员国已经达到了碳排放的峰值，并计划在2050年实现碳中和。相比之下，中国在碳达峰和减排方面设定了较为宽松的时间框架。因此，为中国国内企业设定一个过渡期是必要的。这有助于高碳排放行业逐步适应并实现减排目标。在过渡期间，可以先行采用减排50%或40%的绿色燃料，以促进低碳转型的平稳过渡。
目前中国的全国碳市场只纳入了发电行业，未来计划只包括少数高排放行业。碳市场控排总量和碳价，都不足以支撑面向全社会的绿色溢价。
中国工程院院士黄震向记者透露：“最近正准备向全国政协提交相关提案，建议将航运业纳入全国碳市场，以促进绿色燃料应用。举例来说，一个航运公司原来全是用柴油重油驱动，现在用了绿色甲醇减少碳排放，就能到碳市场去获得收益补偿。这样绿色燃料市场的良性循环，才能逐渐建立起来。”
实际上，中国在发展绿色甲醇产业时向欧盟标准看齐相当于“借鸡生蛋”。绿色甲醇最终的消费是在欧盟境内，减排量属于欧盟。中国企业帮助欧盟减排并赚取绿色溢价，有效推动了中国氢能及其衍生燃料产业的培育与壮大。
“面对国际买家采购策略的调整和下游议价能力的限制，我们认识到自身在大规模复制项目方面存在着局限。因此，国家电投将采取更为慎重的态度，专注于深入研究和验证每一条技术路径，以确保其可行性。致力于等待国内绿色市场和标准的成熟，同时作为国有企业，我们将积极履行社会责任，推动我国绿色燃料技术路线的发展。”刘炳池说道。
国内绿色燃料想通过ISCC体系认证获得绿色溢价后销售给欧盟，实际上是在帮欧盟减碳。而我国碳达峰后的减碳过程，是需要我国内部闭环承担的。我国全社会需要逐步为绿色可持续发展买单(提供绿色溢价),因此国内自主的绿色认证环节非常关键。所以，未来我们需要探索符合中国国情的减碳之路。
原标题：求解氢氨醇一体化
