“风光氢氨醇一体化”其核心逻辑是将不稳定的绿色电力，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，合成为易于大规模储存和长距离运输的绿色液氨和绿色甲醇。

　　9月10日晚间，风电巨头金风科技发布公告称，拟与巴彦淖尔市人民政府签订《风电制氢氨醇一体化投资开发协议书》，计划在当地投资建设风电制氢氨醇项目（下称巴彦淖尔项目），总投资金额约189.2亿元。

　　不仅是金风科技一家，在此之前，远景在赤峰号称规模最大的绿色氢氨项目首期32万吨，吉电股份大安绿氢合成氨一体化项目等均在近两月实现投产。

　　陆上项目是当前氢氨醇一体化发展的主力军，海上风电氢氨醇一体化则尚处于起步探索阶段。3月27日，国家能源集团与中集来福士集团共建的国内首个海洋氢氨醇一体化项目建设于完工并进入调试状态，这是我国乃至全球范围内的开创性尝试。

　　“风光氢氨醇一体化”不仅是将绿电转化为“绿色石油”，打通电力、化工、交通、农业等多个领域的关键路径，构建一个跨行业、多能源协同的新型能源产业生态。它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了系统性解决方案。

　　“氢氨醇”缘何成为能源转型新宠

　　据21世纪经济报道记者不完全统计，从地域分布看，陆上一体化项目主要集中在内蒙古、吉林、新疆、甘肃等拥有丰富风光资源的省份，这些地区正凭借其资源禀赋成为国家级的绿色能源生产基地；海上现存唯一项目位于山东，广东、江苏为代表的海上风电大省，绿电资源丰富，为发展大规模海上制氢提供了坚实的能源基础。

　　同时，产业布局也呈现出向沿海地区拓展的趋势，以满足航运脱碳和能源出口的需求，如远景项目就选择了离锦州港很近的赤峰建设，方便绿色氢氨醇从港口运往全世界。

　　另一方面，项目参与主体也日益多元化，不仅有国家能源集团、中国能建、中国石化等实力雄厚的央企，也有金风科技、远景能源等敏锐捕捉市场先机的新能源巨头，形成了“国家队”与民营企业并驾齐驱的格局。

　　根据行业机构不完全统计，截至目前，我国签约、备案的绿色氢氨醇项目已经超过800个。其中，仅绿醇项目规划总产能已接近6000万吨/年。

　　绿色氢氨醇一体化之所以在短时间内从概念走向大规模投资实践，成为地方政府、能源巨头和产业资本竞相追逐的焦点，其背后是多重战略价值的叠加驱动。

　　一体化项目的关键是通过“以电定产”的智能调节，实现了“生产随风光”。 远景氢能总工程师张健在接受记者采访时表示，氢氨合成环节则是针对上游波动的可再生能源适配。这一整个环节，与传统工业和电网完全不同，化工不再是电力的被动消耗者，而是主动参与者与稳定器。

　　简而言之，生产模式由“电网配合生产”，转向“生产配合电网”，是对传统能源化工生产的颠覆。

　　一体化作用还体现在促进多领域的深度脱碳。

　　氢是连接“绿电”与“绿油”的核心媒介；绿氨是零碳燃料，加压常温为液态；绿色甲醇为低碳燃料，常温常压为液体，两者均与现有汽柴油的储运加注设施兼容性好，是实现交通领域平稳过渡的便捷选择，能够很好给到化工、钢铁、交通（特别是航运、重卡）等传统模式下难以减排的行业，提供了切实可行的深度脱碳解决方案。

　　远景科技集团董事长张雷称，在能量的形态中电力和油是两种非常重要的形态。但油今天还是能源长时间储存的最低成本，如果要把赤峰项目的储罐装满氨，它折合的能量大致是1亿度电，容积达2万多方液氨。而1亿度电的储能成本将需要投资600亿元。

　　值得一提的是，氢氨醇一体化项目通常投资规模巨大，动辄几十亿元到上百亿元，产业链条长，能有效带动地方固定资产投资、增加就业岗位和贡献税收。

　　地方政府通过给予新能源指标、税收优惠和金融支持等方式吸引项目落地，不仅有助于完成区域能耗和碳排放指标，更能借此培育战略性新兴产业，打造新的经济增长点。因此，这类兼具绿色转型、绿电消纳与经济拉动多重效益的项目，近年来备受地方政府青睐。

　　通往“新石油”时代的挑战

　　尽管氢氨醇一体化产业前景广阔，但在从示范走向全面商业化的道路上，依然面临着技术、经济和市场等多重挑战。这是一场需要耐心和智慧的“长征”。

　　首先是技术耦合的壁垒依然存在，可再生能源发电的天然波动性，与要求连续化工生产流程之间存在天然矛盾。这不仅对储能系统（电池、储氢罐）的配置规模和成本提出了极高要求，也考验着柔性合成催化剂、智能调度控制系统等核心技术的成熟度和可靠性。

　　在已经投产的远景赤峰项目和吉电大安项目均有类似的装置，通过全流程的智能化“源荷互动”机制，破解了风光发电不稳定性与合成氨生产稳定性的匹配难题，为新能源就地转化探索出可复制的工业化新模式。

　　另一方面，成本是仍然悬在产业头顶的“达摩克利斯之剑”。据媒体报道，有民企氢能板块负责人介绍称，当前我国灰氨市场售价大约每吨300~450美元，绿氨售价则在每吨800美元以上。由于目前国内的绿色燃料市场暂不接受高昂的绿色溢价，绿色燃料的生产成本尚无法得到快速有效的分摊。

　　经济性不足，导致国内目前“绿色石油”纯粹由市场驱动仍具备现实困难，商业模式自我造血能力有待考验，但曙光已经近在眼前。

　　据记者观察，目前承购绿色氢氨醇的客户主要还是海外客户，海外客户新能源转型更为迫切，更有机会支付绿色溢价。在远景赤峰投产当日，日本丸红株式会社便与远景签署长期采购协议。

　　“2022年初，远景选择在赤峰建造绿氨项目，这三年里最难的是找到承购人，经过三年多的发展，远景在航运业、在发电领域、在化工企业的脱碳、钢铁行业脱碳，找到了市场应用。”远景能源高级副总裁、远景氢能市场产品线总裁郁峰在接受记者采访时表示。

　　同样，在大安项目投产前夕，吉电股份已与欧洲、日韩等多国企业签署了销售协议，投产前一天还官宣与中石油国际事业公司、日本伊藤忠商事、荷兰皇家孚宝集团等多家海内外公司签署合作协议，首批绿氨投产之日正式发往下游应用市场。

　　尽管挑战重重，但行业普遍认为，氢氨醇一体化产业正处在爆发式增长的前夜。随着技术进步和政策完善，其发展前景向好。产业发展的终极驱动力来自经济性。业界普遍预测，随着风光发电和电解槽制造成本的持续快速下降，绿氢氨醇的生产成本将不断降低。

　　以绿氨为例，据中国氢能联盟预测，随着绿电、绿氢价格逐步下降以及碳交易市场普及，绿氨价格较灰氨将逐步具备竞争性。当氢价达到约每千克12-15元时，方可实现对灰氨消费的规模化替代。