中国能源观察：可再生能源非电消费目标如何影响绿色氢氨醇产业

来源：中国能源观察 时间：2026-08-18 11:33

从“项目示范”走向“消费约束”：可再生能源非电消费最低比重目标对绿色氢氨醇产业的影响

北京清能互联科技有限公司 隗公宇 张剑 杨强 顾声懿

　　AI摘要

　　近年来我国“三北”地区风光制氢合成氨、甲醇项目快速布局，但绿色氢氨醇产业呈现“项目热、市场冷”局面，长期愿意承担绿色溢价的终端消费主体稀缺，稳定国内市场尚未形成。全产业链成本偏高是制约行业规模化发展的核心障碍。

　　当前CCER机制能够为绿氢项目带来一定减排收益，但在现有碳价水平下降本效果有限，无法从根本上消除绿氢氨醇与传统化石基产品的成本差距，仅起到收益补充作用。

　　2026 年印发的《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》首次设立可再生能源非电消费最低比重目标，并将绿氢氨醇纳入考核核算范围。该政策或将推动绿色氢氨醇由自愿采购的绿色产品转为重点用能行业履约的合规产品，重塑产业需求逻辑，催生中长期承购市场。短期来看政策更有利于存量工业场景渐进式替代；绿色氢氨醇产业实现规模化发展，还需消费约束、碳市场、认证体系、技术降本多方协同推进。

　　（本摘要由AI辅助生成，仅供参考）

　　近年来，在我国“三北”风光资源富集地区，风光制氢合成氨/甲醇等项目密集布局，规划产能不断刷新纪录。但从实际运行看，行业仍处在“项目热、市场冷”的阶段：供给侧不缺投资，真正稀缺的是能长期支付绿色溢价的终端消费主体。

　　2026年6月发布的《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》（以下简称《办法》），首次从制度层面建立可再生能源非电消费最低比重目标，将可再生能源制氢氨醇明确纳入核算范围。相较于常规支持政策，《办法》有望推动绿色氢氨醇由企业自愿采购的“绿色产品”，逐步转化为重点用能行业完成能源转型目标的“合规产品”。

　　供给侧快速扩张，有效需求尚未充分形成

　　我国是全球最大的氢气生产和消费国。2024年，全国氢气产量超过3650万吨，其中煤制氢、天然气制氢和工业副产氢仍占绝对主体，电解水制氢只占总产能的不足1%。全国累计规划建设的可再生能源电解水制氢项目超过600个，已建成产能约12.5万吨/年，与传统化石能源制氢规模相比仍然较小。

　　从产业链看，绿氢既可直接用于石化、冶金等领域，也可进一步合成绿氨和绿色甲醇。氨和甲醇便于储存运输，既是重要化工原料，也具备燃料属性。随着燃煤机组掺氨燃烧的技术不断成熟，新能源—绿氨—火电也初步形成了长时储能的技术回路。绿色甲醇在国际航运减排需求带动下，已成为近两年投资较为活跃的绿色燃料之一。国内企业规划绿色甲醇产能已经超过千万吨级，但真正投入商业运行、形成长期承购关系的项目数量仍然有限。

　　目前，绿色氢氨醇需求主要来自传统工业原料替代、国际航运和出口产品，以及零碳园区、央国企示范项目。但上述需求有限，尚未形成足以支撑大规模项目建设的稳定国内市场。

　　全产业链成本高仍是最大堵点

　　现阶段，绿色氢氨醇规模化发展的核心约束是绿色产品与传统产品之间的成本差缺乏承担主体。

　　绿氢单位生产成本对电价高度敏感。按照每生产1千克氢气耗电50千瓦时至55千瓦时测算，当绿电到户价格为0.30元/千瓦时，仅电力成本就达到15—16.5元/千克，尚未计入电解槽折旧、水处理、压缩储运、运维和融资成本。在现阶段主要化石能源制氢路线仍具有成本优势的情况下，绿氢尚难完全依靠产品价格参与市场竞争。

　　但项目经济性不能简单理解为“找到低价绿电即可”。风电、光伏具有波动性，后端合成氨、甲醇装置却更适合连续稳定运行。为了弥合两者差异，项目通常需要配置储能、储氢、储氨、柔性合成装置或电网备用。这些设施提高了运行稳定性，也增加了投资和运营成本。

　　绿氨的成本压力主要由绿氢向下传导。理论上，每生产1吨合成氨约需180千克氢气，绿氢价格每上涨1元/千克，绿氨成本就增加约180元/吨。相关研究测算，当绿电价格为0.30元/千瓦时，绿氨生产成本约为4600元/吨，是煤制合成氨成本的2.1倍。

　　绿色甲醇的成本还受到碳源路线制约。生物质气化制甲醇面临原料分散、收储运成本较高等问题；绿氢与二氧化碳合成甲醇则需要获得稳定、低成本且可追溯的二氧化碳来源，并承担捕集、净化和运输成本。不同碳源能否满足国内外绿色燃料认证要求，也会影响产品的市场价值。

　　因此，绿色氢氨醇关注的是“新能源发电—电解水制氢—储运—合成—交付”全链条的最低成本。

　　另一个核心堵点是绿色产品与传统产品之间的价差目前缺少稳定承担者。财政补贴可以支持早期示范，却难以长期覆盖大规模产能；碳市场能够体现部分减排价值，但现阶段碳价仍不足以弥补全部成本差；国际航运和出口市场具有一定支付能力，国内普通化工、化肥和燃料市场则对价格高度敏感。

　　CCER能降多少成本？

　　2025年底，生态环境部、国家能源局联合印发《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢（CCER—01—004—V01）》，可再生能源制氢项目正式纳入CCER（中国核证自愿减排量）核发范围。

　　该方法学主要适用于新建的可再生能源电解水制氢项目，并根据项目自有可再生能源电量占全部制氢用电量的比例，核算可计入的可再生氢产量。其减排逻辑是：假设项目生产的可再生氢替代全国现有化石能源制氢，基准线排放因子按照不同制氢工艺的全国产能占比加权计算。

　　以2024年全国制氢产能结构计算为例：煤制氢产能占比约56%，天然气制氢约占21.6%，煤制氢和天然气制氢的碳排放因子分别为19吨CO2/吨H2、9吨CO2/吨H2，可知基准线排放因子约为：12.58吨CO2/吨H2。

　　假设一个离网绿电制氢项目每年对外销售1万吨绿氢，全部使用自有风光电力，则理论年减排量约为12.58万吨二氧化碳。2026年6月23日，全国CCER成交均价为82.90元/吨，据此测算，项目年度CCER毛收入约1043万元，对应每千克绿氢可降低成本约1.04元。不同CCER价格下绿氢项目的理论成本补偿如下表：

　　如果制氢综合电耗按55千瓦时/千克计算，这一收益大致相当于制氢将用电成本降低0.02元/千瓦时，传递到制氨环节，对应约为180元/吨的降本效益，影响相对有限。另外考虑项目开发、监测联网、审定核查、交易和税费等成本后，实际降本空间还会降低。

　　因此，CCER能够一定程度上改善项目收益，却很难改变绿色氢氨醇的成本基本面。在当前的碳价下，它更像一项“补充收益”，而非支撑绿氢实现平价的决定性工具。

　　方法学同时明确项目自有可再生能源电厂及终端氢制品不得用于实现可再生能源制氢产品强制使用等要求。非电消费最低比重目标是否属于该条款所称的“强制使用要求”，以及如何与CCER之间进行有效衔接，仍有待后续实施规则的进一步明确。

　　非电消费最低比重目标将改变需求形成机制

　　与CCER相比，可再生能源非电消费最低比重目标对产业的影响可能更为深远。

　　《办法》将可再生能源消费最低比重目标分为电力消费和非电消费两类。非电消费包括可再生能源供热（冷）、可再生能源制氢氨醇、生物燃料等。重点用能行业相关企业生产并实际消耗，或者购入并实际消耗的绿氢、绿氨、绿色甲醇，均纳入可再生能源非电消费量的考核范围。

　　《办法》提出，由国家按年明确重点用能行业、最低比重目标和过渡期限，企业可结合自身条件选择履约路径。目前具体行业范围和目标比例尚未公布，非电消费考核也将统筹产业发展和统计核算体系建设情况适时开展。尽管如此，政策已经改变了绿色氢氨醇的需求逻辑。过去，企业采购绿色氢氨醇主要为了示范、品牌、出口认证或自愿减排。未来，一旦炼化、化工、钢铁、交通等行业被纳入目标，绿色氢氨醇将转变为企业的合规资源。

　　首先，企业绿色转型的潜在合规成本将逐步显性化，倒逼企业主动开展低碳改造，使得企业决策时不再单纯考虑绿色产品与传统产品的价格差异，还要考虑未完成目标后的补充履约、约谈、信用记录和供应链影响。绿色溢价由自愿支付转向部分刚性需求支撑。

　　其次，长期承购协议的重要性将明显提升。随着可再生能源非电消费目标常态化运转，有望对绿色氢氨醇项目形成稳定的中长期需求，有助于降低销售不确定性，改善项目融资条件。行业发展逻辑将从“先建项目、再找市场”，逐步转向“先锁定消费、再配置资源”。

　　最后，存量工业装置可能成为绿色氢氨醇近期最现实的增量市场。绿色氢氨醇不一定从100%替代起步，炼化、钢铁等企业可逐步提高绿氢使用比例，合成氨和甲醇企业可开展部分原料替代，渐进式替代更符合现阶段供给能力和成本承受水平。

　　可再生能源非电消费最低比重目标，为绿色氢氨醇扩大国内需求提供了新的制度条件。但这一制度能否转化为实际市场增量，仍取决于重点行业范围和目标强度是否合理、绿色属性及环境权益能否清晰流转，以及项目全产业链交付成本能否持续下降。

　　从近期看，非电消费目标更可能推动绿色氢氨醇在炼化、化工、冶金等存量工业场景中开展小比例、渐进式替代，而非迅速带来大规模完全替代。CCER可以为符合条件的项目提供补充收益，但按照当前碳价水平，其作用尚不足以弥补绿色产品与传统产品之间的全部成本差。

　　未来，绿色氢氨醇项目的竞争力将不再主要体现为新能源和电解槽的规划规模，而更多取决于是否具备明确的消费主体、稳定的承购关系、可核查的绿色属性，以及具有市场竞争力的到厂成本。只有当消费约束、碳市场、认证体系和技术降本逐步形成协同，绿色氢氨醇产业才可能由示范项目走向规模化发展。

责任编辑：王萍