电力企业和化工企业的界限日渐模糊。过去一年，国家电投、中国能建等多家大型电力企业，加快推进绿氨、绿色甲醇等化工项目，一批化工行业从业者扎堆“跳槽”到电力企业。电力企业介入绿色化工新兴领域的速度之快、成长之迅猛甚至超越了很多老牌化工企业。电力和化工原本是两个完全不同的专业领域，化工业务何以成了电力企业眼中的“香饽饽”？

随着电力企业跨界加码，绿色氢基化工项目密集落地。2023年5月，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目正式开工。该项目由风光绿电为动力电解水制绿氢，以绿氢和氮气为原料合成绿氨，最后装车销售。项目投产后可年产绿氨18万吨，这也是目前全国建设进度最快的绿氨项目。

2023年9月，总投资296亿元的中国能建松原绿色氢氨醇一体化项目开工建设。项目规划年产绿氢11万吨，绿氨/醇60万吨，建成后将进一步推动绿色氢基化工规模化发展。2024年3月，中国能建中电工程与吉林市人民政府签订绿色甲醇与绿色航煤一体化项目投资合作协议，将在吉林市投资建设年产20万吨绿色甲醇和10万吨绿色航煤项目。除此之外，还有一批绿色氢氨醇一体化项目计划在新能源富集地区落地，多个项目投资总额在百亿元以上。

抢跑绿色氢基化工，电力企业为何一马当先？

电力企业进军氢基化工是发展刚需。全球应对气候变化大背景下，风光等新能源成为绿色低碳转型核心抓手。当前，我国新能源装机已位居世界第一，但与碳中和目标相比还远远不够。与新能源装机规模飞速提升相比，电网规划建设相对滞后，未来输电通道容量有限，电力系统调节能力尚有欠缺，越来越多增量绿电消纳困难。大型电力企业是我国开发新能源的主力部队，要保持合理的新能源利用率，提高项目收益率，必须想方设法对绿电进行转化。氨醇产品应用广泛，存量市场体量巨大，商业模式较为清晰。通过绿电制绿氢，再合成绿氨、绿色甲醇进行销售，既解决了绿电消纳问题，也破解了绿氢储运瓶颈。

电力企业进军氢基化工具有独特优势。长期以来，化工行业的上游原料主要来源于石油、天然气、煤炭等高碳化石能源。电力企业在油气进口配额、煤矿资源方面没有优势，在各类化学品尤其是精细化工方面也缺少技术积累。但绿色氢基化工则不同，主要原料来源从化石能源变为绿氢，大型电力企业拥有规模庞大的新能源装机，且对新能源特性更加熟悉，电解水制取绿氢成为强项。再加上合成氨、合成甲醇技术工艺极为成熟，为电力企业扫除了进入屏障。未来，在绿色氢基化工领域，电力企业和化工企业谁更具竞争力，还真不好说。

绿色氢基化工市场潜力巨大。从国际市场看，一方面，国际上已明确绿色氢基能源标准，为国际氢基能源交易提供了标准保障；另一方面，国际强制性政策增多，如2023年国际海事组织设定，到2030年实现5%至10%的零碳航运燃料使用比例。受以上因素影响，国际氢基能源订单开始增多，截至2023年12月，全球甲醇船舶订单对应的甲醇需求达近600万吨/年。从国内市场看，随着全国碳市场升级扩容，氢基能源项目有望获得较高收益，部分收益能抵消与传统化石能源工艺之间的成本差距。全国能源工作会议在部署2024年重点任务时提出，研究探索火电掺烧氢氨技术，推动建设一批“低碳电厂”，也为绿色氢氨产品提供了新市场。

从技术角度看，尽管绿氨和绿色甲醇生产工艺已取得一定进展，但仍存在生产成本高、生产效率低等问题，需进一步研发和优化。传统氨醇合成工艺，是按照化石燃料稳定原料供应，以及连续生产要求进行优化迭代的，因此需要提高氨醇生产工艺灵活性，以适应新能源的波动性。只有做到“荷随源动”，才能实现新能源电力与化工深度融合发展，推动新能源就地消纳和高附加值转化。

绿色氢基化工是能源高质量发展的必由之路，也是新型能源体系的重要组成部分。在行业起步阶段，只有不断提高生产效率、优化生产工艺、降低生产成本，才能提升整个行业的竞争力。（来源：经济日报）

拓展阅读

构建能源化工新生态——

绿色氢氨醇项目风口正盛

"本文为《中国石油和化工》原创稿件"

3月19日，国家发改委发布向社会公开征求《绿色低碳先进技术示范项目清单(第一批)》意见的公告，47个项目纳入首批清单。其中，能建绿色氢氨新能源(松原)有限公司的氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)示范项目进入了这份清单。

近年来，从风能、光伏等清洁能源出发，通过电解水制绿氢，再进一步生产绿氨、绿色甲醇这种被新能源界称为“Power to X”的工艺路线，已成为能源行业转型升级主流方向。风力资源、日照资源丰富的省份纷纷发力绿色氢氨醇项目的建设；中国能建、中国石油、中国石化等大型能源央企，在推进自身绿色转型路径之时，也不约而同选择此类项目。此外，对能耗重点行业煤化工行业来说，绿色氢氨醇项目也是实现节能降碳，向“绿”转型的优选方案。

备受看好

多省发力绿色氢氨醇一体化

近年来，绿色氢氨醇一体化项目得到越来越的关注，产能不断上马。据不完全统计，仅2023年国内就上马了30多个风光氢储一体化项目，总投资超过2000亿元，下游应用基本都是绿氢制醇、制氨等氢基化工项目。

从产业布局来看，绿色氢氨醇一体化项目主要布局在东北、西北等可再生资源富集的地区。这些地区对可再生能源制氢及合成氨、甲醇等载体热情高涨，前瞻性示范项目布局显著提速，相关规划项目持续发布，以期抢占产业发展先机。

在东北，吉林省发展氢能首当其冲。该省提出“氢动吉林”中长期发展规划，提出：到2035年，省内可再生能源制氢产能达到120万—150万吨/年，建成加氢站400座，建成改造绿色合成氨、绿色甲醇、绿色炼化、氢冶金产能达到600万吨/年。氢能产业产值达到1000亿元。

总投资296亿元的中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目正是落子吉林。2023年，该项目在吉林省松原市正式开工，项目总投资296亿元，采用风光氢氨醇一体化匹配技术、多稳态柔性合成氨技术、CO2+H2制绿色甲醇技术、零碳排放集中供热技术等多项全球领先技术，建成后预计年产60万吨绿色合成氨和6万吨绿色甲醇，同时配套建设300万千瓦新能源项目、年产50台套碱性电解水装备生产线、4座综合加能站。

此外，中能建还在辽宁营口投资建设风电制氢氨一体化项目，拟投资104.6亿元，建设年产3.6万吨电解水制氢项目、20万吨绿氢制绿氨项目。

黑龙江省也不断有大型绿色氢氨醇一体化项目“落户”。今年1月29日，总投资300亿元的“双城区风光氢氨醇一体化项目”签约，项目涵盖制氢、加氢、氢能化工、氢能装备全产业链条，建成后可完善哈尔滨市氢能全产业链建设；4月2日，中国天楹宣布全资子公司安达市天楹新能源有限公司拟在安达市投资新建“安达市天楹风光储氢氨醇一体化项目”，项目总投资为169.5亿元。

紧邻东北的内蒙古，也不断有绿色氢氨醇一体化项目上马。比如，巴彦淖尔乌拉特中旗布局了风光制氢制氨综合示范项目，巴林左旗则布局有绿色氢基化工基地示范项目。值得一提的是，中国石化在内蒙古第一个绿氢示范工程——内蒙古鄂尔多斯市风光融合绿氢示范项目已与2023年启动开工。该项目是目前全球最大绿氢耦合煤化工项目，利用鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源发电直接制绿氢，年制绿氢3万吨、绿氧24万吨，就近用于中天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目，以实现降碳、减碳。

西北地区一向以拥有丰富的风力资源和充足的光照环境著称，是发展风电、光伏等新能源的良好地带。因此也是发展绿色氢氨醇一体化项目的优势地区。在宁东能源化工基地宝丰循环经济工业园区，宝丰能源投资建设了10万吨/年绿氢制绿氨及氨水制备项目。据宁东基地管委会有关负责人介绍， 2022年基地绿氢产能已达到2.21万吨。到2025年，将形成绿氢产能8万吨以上，压减煤炭消费90万吨标准煤，减排二氧化碳200万吨以上。到2030年，力争绿氢生产能力达到30万吨，压减煤炭消费360万吨标准煤，减排利用二氧化碳900万吨。

在甘肃，中国能建布局了甘肃酒泉风光氢储及氢能综合利用一体化示范项目，拟建设年产1.7万吨氢、3.9万吨合成氨。项目建成后将成为甘肃省首个集气态和液态绿氢、绿色合成氨于一体的氢能综合利用项目，有助于传统化工产业深度脱碳。此外，甘肃省张掖市布局了甘肃首个氢能零碳产业园，该产业园位于张掖经开区化工园区。目前，绿电制绿氢、绿氢制绿色合成氨、生物甲醇等一批规模化利用项目正在建设中。

赋能脱碳

电转X工艺绿氢制备是关键

绿色氢氨醇一体化项目，其本质是电转X工艺（即Power to X），即通过可再生能源产生电力—电解水制绿氢—绿氢+CO2或者N2获得绿色甲醇或绿氨。这些绿色产品可取代化石燃料生产的现有产品，从而帮助钢铁、化工、航空、海运等各行业脱碳，是绿色经济的有力支撑，同时也可以平衡可再生能源电力供应的波动（正向消纳+反向调峰，作为储能功能）。

当前，石化行业已有不少企业通过布局绿氢项目，实现脱碳。以宝丰能源为例，该公司绿氢年生产规模已达到6亿立方米，每年可替代原料煤80万吨、减排二氧化碳140万吨。这意味着通过绿氢实现煤化工节能减碳的通道已经打通。

不过，整体来看，我国目前氢气来源仍然以化石能源制氢为主。中国石油和化学工业联合会特聘专家，长期从事化工/能源行业深度研究及投资工作的资深专家赵军博士向记者介绍说，2020年，我国氢气供给量约2500万吨，化石能源和工业副产氢合计98%，2030年合计占比约80%，传统制氢工艺依然占据主流。

随着“双碳”政策不断推进， 传统制氢工艺难以获得审批，氢气的供需矛盾正日益凸显，因此推广绿氢成为大势所趋。赵军表示，制约绿氢发展的关键性问题，首先便是制氢成本高。“当前绿氢成本仍然偏高，主要受制于电解水制氢的高能耗，随着可再生能源发电成本降低和电解技术的进步，绿氢有望在10—15年内实现成本的大幅下降。”赵军谈道，随着电解水技术的提升带来成本的下降，绿氢的发展空间变大，逐渐成为发展的主流趋势。

从赵军提供的数据来看，2030年中国氢气供给约3500万吨，可再生能源电解水制氢(绿氢) 占比15%达到525万吨，2050年绿氢占比将达到70%， 电解水制氢会逐渐成为主流。

除了制氢成本高的问题外，氢气运输和存储的高成本也是产业化阶段的核心问题。赵军谈到，储运和加氢是氢能应用的核心保障。目前气态储氢最成熟，中期关注氨储氢落地与液氢的技术进步。

大势所趋

绿色氨醇主导细分行业发展

从下游来看，绿色氢氨醇一体化项目的主要产品之一是绿氨。我国绿氨产业仍处于初步发展与探索时期，尚未实现产业规模化。现阶段，我国氨市场仍由化石能源合成氨占据主流，2022年国内绿氨年产能仅不到350万吨。

不过，2022年2月，国家发改委发布的《合成氨行业节能降碳改造升级实施指南》中提出，开展绿色低碳能源制合成氨技术研究和示范。截至2023年2月，全国规划绿氨项目已接近50个，规划产能超过800万吨/年。

除了赋能合成氨行业降碳，绿氨还可以作为绿氢的储运载体。上文提到，氢气储运成本高是制约氢能行业发展的难点之一，而绿氨则有望在氢气储运领域实现破局。据了解，氨作为高效储氢介质，具有高能量密度、易液化储运、安全性高和无碳排放等优势，既可以与氢能融合，大幅降低氢能储运成本，也可以作为直接或者间接的无碳燃料应用，是实现零碳燃料的重要技术路线之一。

相关研报显示，储能用氨将在2030年后进入快速发展期，到2050年达到50%的占比，是未来绿氨产业发展的主要动力。未来在绿氨技术不断突破及优势不断凸显背景下，其应用领域将不断扩展，行业展现出巨大发展潜力。

绿色氢氨醇一体化项目的另一个主要产品则是绿色甲醇。“甲醇本身的碳排放就低于传统的化石燃料，而绿醇从生产到燃烧整个生命周期中属于零碳排放，由于其较好的物理特性而备受关注。”赵军向记者介绍说。

去年，全球航运巨头马士基与金风签订了年产50万吨的长期绿色甲醇采购协议，掀起了航运业的脱碳热潮，相关企业纷纷尝试从化石燃料向绿色燃料过渡。赵军分析称，全球碳排放500万吨/年，其中航运占据2%，欧盟碳边境税征收在即，航运脱碳的压力陡增，如果不采取减碳手段，碳费成本未来几年将增至现在的3倍

在我国，自去年以来，一大批绿色甲醇项目加速落地，包括中广核、中国能建、国家电投等在内的能源企业以及吉利集团、中远海运、招商轮船等交通行业企业均参与其中。谈及绿色甲醇行业的发展，赵军表示，当前绿色甲醇制备主要有三种工艺 ，即：生物甲烷路线，生物质气化路线，电解水路线。目前受绿电价格制约，电制甲醇成本较高，远期值得期待。预计到2027年，全球绿色甲醇的需求量将达到800万吨，绿色甲醇由于受限较少，增长更为快捷。随着远期成本下降，绿色甲醇将成为主流船用燃料。