2024年6月，內蒙古自治區赤峰市，遠景集團赤峰綠色氫氨項目。
文｜財新周刊 范若虹
來源於 《財新周刊》 2025年03月03日第08期
“氣候轉型將重塑全球貿易和供應鏈，並為發展中國家帶來全新發展機遇。”
在1月22日的瑞士冬季達沃斯論壇上，中國風電龍頭企業遠景科技集團董事長張雷指出，氣候轉型帶來許多產業新機遇，比如，未來摩洛哥可能成為綠氨原產地，巴西可能成為可持續航空燃油中心；澳大利亞不僅出口鐵礦石，還會利用其豐富的可再生能源生產綠氫製造綠色鋼鐵。
張雷不只是在描繪這一趨勢，他的企業正試圖抓住新機遇。
在內蒙古自治區赤峰市，深冬呼嘯的寒風令人難以立足。位於赤峰市東南20公里的元寶山工業園，一個大膽的“綠電孤網”項目——遠景集團赤峰綠色氫氨項目（下稱“遠景赤峰項目”）正緊鑼密鼓地推進“0期”試驗，備戰2025年一期項目投產。
所謂“孤網”，是指不與國家大電網相連，完全自給自足供電的模式。而像遠景赤峰項目這樣以風電、光伏等為電源的“綠電孤網”，頗具試驗性和突破性。
原因一方面是風光有波動性大、存儲難等特點，需要用電端的特性是可調節、可中斷的，也就是通常所說的“荷隨源動”；另一方面，因風光發電裝機成本快速下降，使得新能源發電成本已大幅低於大電網的電價，如果綠電孤網路徑可以走通，那麼此類項目用電成本將具備商業吸引力，這勢必動到原有電力系統的“奶酪”。遠景赤峰項目試驗階段單純的風光發電度電成本，已比大電網平均售價降低了近六成。
遠景赤峰項目主要為風光電解水制氫，再由綠氫通過化學反應製成綠氨，廣泛應用於化工、能源和海運等領域。該項目規劃共三期工程：一期年產30萬噸綠氨，計劃於2025年下半年投產；二期和三期工程計劃的綠氨總產能則達150萬噸。0期年產2萬噸綠氨，已於2024年3月投產。
“0期項目投產後，就遇到了一次三天無風也無光的情況。”一名接近遠景赤峰項目的人士告訴財新，“當時連日陰雨，也不知道無風無光會持續多久。”彼時，由於缺乏孤網運行經驗，生產端沒能做出精準預判，遠景最終通過從大電網買電維持工廠最低負荷。
孤網意味着僅以自己的電源和儲能設施維持運轉，遠景赤峰0期項目配備了四個小時儲能，如果彼時能預測無風無光天氣情況，暫停合成氨生產，僅維持最低熱備負荷，可不從電網買電並自我維持數日。
雖對外稱為“孤網”，但實際依據內蒙古自治區發布的相關政策，遠景赤峰項目的申報類型為“併網型”，即與大電網採取“弱連接”方式，最多從大電網買電不超過總負荷的10%，作為電壓支撐和電量“兜底”。同時，未來項目全部建成如有風光富餘，還可向大電網反向送電以獲取售電收益。
“但該項目的初衷不是賣電。”上述接近遠景的人士說，遠景的目標是達產後將綠氨產品銷往海外，打造從生產到銷售的純商業模式。
綠氫、綠氨能否跑通？
“我在化工廠工作了十幾年，從來沒有見過這麼小的氨合成塔，沒經歷過如此大範圍的負荷波動。”遠景赤峰項目化工板塊一名工作人員說。他正坐在中控中心大屏幕前密切跟蹤合成氨的生產過程，即“動態合成氨”。因風光發電波動大，化工生產負荷波動率也隨之動態調節。
氨合成塔是在高溫高壓環境下，使氮氣和氫氣發生催化反應以進行氨合成的設備。“傳統合成氨工廠增加產量是一點一點地上調負荷，每天最多2%，連續三五天把整體負荷上調到5%。”但遠景赤峰項目的單日負荷變動可能超過100%。
“更大的挑戰是合成氨塔的一些關鍵零部件。”上述工作人員補充說，例如合成塔調節閥，之前在傳統合成氨工廠，這種零部件壽命可能是十年，現在可能只有一年，零部件很容易到達疲勞極限。
遠景赤峰項目採用全套自研設備開展試驗示範，從前端風機，到儲能電池、電芯，以及電解水制氫的電解槽，直至合成氨裝置等，試驗過程中不斷調試設備，希望總結出一套風光制氫氨的整體解決方案，打造“隨風而動”的動態綠色生產工廠。
內蒙古自治區能源局於2023年11月發布了一份“風光制氫一體化項目實施細則”，其中給風光制氫併網型項目一定政策支持，即自發自用電量暫不徵收系統備用費和政策性交叉補貼。這是遠景赤峰項目選擇併網型的原因之一。免掉這些費用後，赤峰項目風光新能源發電折算成本不到0.2元/千瓦時，對比當地220千伏大工業用戶平均到戶電價0.47元/千瓦時，每千瓦時價格低了超六成。
生產綠氨只需空氣和水——電解水產生氫氣，氫氣與空氣中分離的氮氣結合形成氨。這一生產過程最大成本是電解水耗費的電，電力成本占綠氨總成本約一半以上。因此遠景赤峰項目雖與大電網連接，但也儘可能不買網電，主要是從經濟性考慮。
國內目前最大的電解水制氫項目，是中國石化集團2023年6月在新疆庫車正式投產的綠氫工廠，擁有年發電量6億千瓦時的光伏電站，是中國首個萬噸級光伏發電直接制氫示範項目，年產綠氫2萬噸。由於綠氫的下游需求不足，綠氫製造成本目前仍大幅高於灰氫。（參見本刊2024年第33期《綠氫艱難》）
相較於中石化庫車項目，遠景的綠電孤網將綠氫產業鏈向下延伸至綠氨，意在解決綠氫大規模運輸難、運輸成本高等問題。“這是全球首個無補貼的商業化綠氨項目。”遠景集團官方網站稱，要做到商業化就要儘可能降低成本。
截至目前，除了中石化，中國能建、中廣核、中煤、國家電投、國家能源集團、三峽、華電等央企能源企業，也都紛紛入局綠色氫氨醇領域；此外還有明陽集團、金風科技（002202.SZ）、運達股份（300772.SZ）、中車山東風電公司、三一重能（688349.SH）、東方電氣（600875.SH）、中船風電公司、上海電氣（601727.SH）等風電製造企業進場。
下游定生死
將綠氨出口海外是遠景赤峰項目的重要目標之一。赤峰市距離遼寧省錦州港約200公里，是內蒙古自治區距離出海口最近的城市，又是全國風能和太陽能富集地。通過渤海灣將綠氨產品由海運銷往國內外廣大地區，相比陸路運輸，海運運輸成本更低。
歐盟是該項目的目標市場之一。歐盟對綠氫、綠氨消費支持較高溢價，如果遠景的綠氨可以銷往歐盟，那麼就能覆蓋生產成本，獲得盈利。“未來的下游市場，是項目能否生存的關鍵。”一名新能源投資人士表示。
目前，在歐盟補貼機制下，綠氫在歐洲的售價可以達到800—1000歐元/噸（約合人民幣6000元/噸—7600元/噸）。相比之下，國內傳統合成氨（即化石燃料合成氨，也稱灰氨）市場售價大約為人民幣2500元—3000元/噸，僅能覆蓋遠景綠氨生產成本的六成左右。遠景赤峰0期試驗性項目的綠氨產量小，未有出口，只當作傳統合成氨虧本銷售。
國內市場目前對綠氨的需求幾乎空白，灰氨都處於產能嚴重過剩、市場價格低迷的狀態。中國國內合成氨2023年銷量近5500萬噸，但總產能超過7000萬噸。2024年7月底，合成氨市價觸底，個別工廠報價低至1900元/噸。
“雖然現在灰氫成本低，但未來煤炭價格或逐步升高，綠氫會顯示出相對的經濟價值。”上述投資人士稱。
中國東部地區有大量煤礦即將陷入枯竭，煤炭整體成本長期走高。一名接近內蒙古自治區赤峰市能源局的人士對財新介紹稱，赤峰市就屬於這類即將進入煤炭資源枯竭的城市，該市現有煤炭年產量2000萬噸，未來開採年限僅在10—15年。未來，中國煤炭產量越來越集中在蒙西和新疆等西部地區，加之運費的疊加，以及碳市場不斷擴圍的影響，煤炭成本或將升至1000元/噸以上的水平。
灰氫成本會受此影響上升，而綠氫成本則會伴隨綠電普及持續下降。未來某個時點，煤制氫的經濟性將被綠氫“打敗”。
綠電孤網工業園最大的投資就是新能源電站，風光電站和線路投資總額占項目總投資額七成左右。過去一年，中國新能源發電成本迅速下降，尤其是光伏發電成本。由於中國光伏產能嚴重過剩、市場競爭極其激烈，光伏電站國內市場競標價從2024年初一路下行，光伏組件價格從1元/瓦降至9月的0.6元/瓦，下降了40%；到2024年底，多家光伏電站競標價格跌到0.5元—0.6元/瓦之間。上述國家發改委能源研究所的人士透露，其在內蒙古西部地區調研，由於這些地區光照條件好，個別光伏電站的發電成本已降至0.08元/千瓦時。
目前，綠氫在國內市場的需求還未啟動，但已有政策引導鼓勵減少灰氨的使用，促進綠氨替代。2024年5月，國家發改委等五部門發布《合成氨行業節能降碳專項行動計劃》，明確合成氨行業作為化學工業的重要組成，也是能源消耗和二氧化碳排放的重點行業。計劃2024—2025年，通過實施合成氨行業節能降碳改造和用能設備更新，形成節能量約500萬噸標準煤、減排二氧化碳約1300萬噸。同時提出，推動以可再生能源替代煤制氫，提高綠氫利用比例。
為拓寬綠氨的使用場景，2024年6月，國家發改委和能源局發布了《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，其中提出利用風電、太陽能發電等可再生能源富餘電力，通過電解水制綠氫合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電，替代部分燃煤。改造建設後，煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。
中國的經濟發達地區對綠氫、綠氨的需求在逐步提升。綠氫除了可以製成氨這樣的化工品，還可以通過管道輸送。例如，準備在內蒙古自治區烏蘭察布投建的中石化綠氫項目，遠期規劃是建設一條從烏蘭察布通往京津冀的全長1100公里的輸氫管道，以綠氫替代京津冀部分天然氣需求；另外，上海與內蒙古自治區赤峰之間欲打造包括兩條管道的“滬蒙能源綠色走廊”，包括一條綠氫管道和一條綠氨管道，或可將遠景赤峰項目的綠氫和綠氨輸送到上海。
2024年11月，內蒙古自治區赤峰市，遠景赤峰項目配套風電場。 圖：范若虹
2023年以來，綠氨項目不斷湧現，但大部分處於建設中，至今真正投產的很少。例如，2023年5月，國家電投大安風光制綠氫合成氨一體化示範項目正式開工。項目規劃綠氨年產能18萬噸；當年9月，中國能建松原綠色氫氨醇一體化項目開工建設，總投資296億元。項目規劃年產綠氫11萬噸，產品為綠氨和綠醇60萬噸；2024年3月，中國能建中電工程簽訂投資協議，在吉林市投建年產20萬噸綠色甲醇和10萬噸綠色航煤項目；4月，中國天楹（000035.SZ）風光儲氫氨醇一體化項目在遼源開工建設，規劃風電、光伏新能源裝機容量2.639GW，年產綠氫15萬噸、綠甲醇80萬噸。
一名了解氫氨醇產業鏈的國際船級社人士對財新表示，綠色氫、氨、醇生產的關鍵是獲得認證。歐盟對綠電有嚴格的認證標準，而且必須通過歐盟當地進入目錄的認證機構獲得認證。中國企業往往低估認證的難度，而一個綠氫項目完全孤網綠電直連，很難保證安全性和經濟性；但如跟大電網相連，因大電網摻雜很多非“綠電”，則可能在綠色認證方面遭遇障礙。
各地爭搶綠電項目
“遠景項目是目前在內蒙古真金白銀投進去的風光氫氨項目。”上述接近赤峰市能源局的人士說，雖然有很多公司宣布了類似的綠氫綠氨投資，但基本都在建設中，真正嘗試的並不多。為了企業更好地在當地投資設廠，赤峰市能源局和遠景集團共同設立了專班，領導小組辦公室設在赤峰市能源局，小組成員由能源局與遠景集團的高層人員組成，定期開會解決問題。
據其介紹，赤峰的風電年發電小時數3000—4000小時，高於全國風電機組平均年利用小時數2000個小時。“天時、地利、人和”，赤峰都已具備，只待綠電孤網運行模式“跑通”，將是未來很大的發展機遇。赤峰欲打造成未來內蒙古自治區的綠色氫氨醇產業基地，配套新能源項目從目前裝機量745萬千瓦增至“十四五”末期的2000萬千瓦，未來五年還要在此基礎上翻倍——2030年達到4000萬千瓦。
除了綠色氫氨項目，赤峰還在全力吸引類似可調負荷的高耗能企業。由於綠電孤網的風險大、投資高昂，因此目前大量企業在嘗試部分綠電直供的模式，即“源網荷儲一體化試點”。
源網荷儲一體化試點，就是工業企業自建風光電站，實現部分綠電直供，這一比例可能佔據企業用電總量的5%—50%，其餘電量由大電網兜底。其中，綠電直供部分可以獲得兩個好處：從經濟利益角度獲得低電價，從環境角度則可為企業降碳。
“發展綠電孤網和源網荷儲項目，雖然看似搶佔了大電網的市場份額，但這些項目都是增量投資。只有大規模的增量，才能推進當地電網及整個地方經濟的大發展。”上述接近赤峰市能源局的人士說。
赤峰市正在利用當地風光資源優勢，吸引東部高耗能企業轉移至本地。2024年6月，中國大型民營電解鋁企業——伊電控股集團有限公司（下稱“伊電集團”）宣布將其在總部所在地河南省的一個大型工廠永久關閉，並將產能轉移至內蒙古赤峰市。當月，伊電集團在赤峰的項目就開工建設，預計2025年6月正式投產時，還要永久關閉河南省伊川縣的20萬噸電解鋁產能。未來，伊電集團在赤峰的遠期規劃產能將達到50萬噸。
伊川縣人民政府網站一則消息顯示，2024年8月13日，伊川縣副縣長楊鵬輝到伊電集團調研電解鋁產能轉移情況。楊鵬輝強調，“伊川作為傳統的鋁工業大縣，要用辯證思維準確研判我縣產業的未來發展趨勢和態勢，伊電集團在下步工作中，一方面要理清思路、想方設法彌補損失；另一方面要搶抓機遇、大力發展再生鋁填補原材料空白。”
赤峰之所以爭取到伊電集團20萬噸電解鋁產能轉移，靠的就是“源網荷儲一體化項目”的吸引力。但據財新了解，伊電集團同時也在接觸西部其他地區，各地為爭取這樣的產業轉移項目招商競爭激烈。
2023年河南工商業平均電價0.728元/千瓦時，高於全國工商業電價平均水平，接近經濟大省浙江。高電價既影響當地企業的盈利水平，也不利於地方招商引資。河南省能源局相關人士對財新坦承，“到地方調研，工業企業經常反映電價高。”
河南省正採取積極措施解決本地電價過高的問題。上述河南省能源局人士透露，針對河南工業電價高、企業運行壓力大的問題，政府把工業企業作為推進源網荷儲一體化的典型場景，鼓勵企業多用自發綠電，降低用能成本。從2024年5月底至12月中旬，河南省分四批實施了“源網荷儲一體化試點”項目共192個，7大萬億級重點產業集群均有覆蓋，總投資約287億元。目前這些項目均在建設過程中，建成後預估新增綠電消納80億千瓦時，新增配電線路2665公里，每千瓦時成本下降0.15元—0.22元、降幅20.6%—30.2%；預計每年減少企業用電成本12億元—17.6億元。
東部省份一些成熟產業企業，正在向西部尋找電力成本窪地。比如一些江蘇企業奔赴青海投資，青海的低能源成本的確是誘人的投資籌碼。僅2023年一年，青海省引進了江蘇企業近30家，其中新能源企業10家左右，到位總投資超過50億元，其中包括江蘇新能源企業天合光能（688599.SH）、阿特斯（688472.SH）等產業鏈頭部企業。
江蘇也在加緊落地綠電。2024年11月5日，江蘇省發改委出台《關於大力實施綠電“三進”工程提高綠電交易和消納水平的通知》，提出大力實施“綠電進江蘇”“綠電進園區”“綠電進企業”三大工程（下稱“三進”工程）。並在2025年2月13日，江蘇省發改委正式印發《關於創新開展綠電直連供電試點項目建設工作的通知》，公布了5個綠電直連供電試點項目，分別位於常州、蘇州和鹽城。目的是服務省內動力電池出口企業，應對歐盟新電池法草案要求。該試點開創全國首個由省電網公司為企業投資建設綠電直連線路，並維持企業輸配電價不變。江蘇省此項政策的目的是服務企業，進而優化當地的營商環境，也可以提高江蘇招商引資的吸引力。
江蘇省能源局在對財新的書面回復中表示，從2023年開始，江蘇省常務副省長馬欣就多次批示且召開專題會，要求江蘇省加大綠電供給力度，加快推進可再生能源裝機、綠電交易、綠電園區、綠電直連直供等相關工作。
江蘇省綠電“三進”工程發布日期在2024年11月初，但工作推進十分緊湊，要求2024年底前率先在沿海布局“綠電進園區”工程；2025年上半年加快在蘇南應用；2025年下半年逐步在全省推廣。全省一共規劃建設約20個左右的新型電力系統應用試點園區，通過優化源網荷儲整體規劃，以綠電就近就地和可溯源為目標，將鄰近的光伏、風電直接接入園區電網，創新構建高比例的綠電專變（專供綠電的變壓器）、綠電專線，並支持園區開展交直流配網。根據規劃，至“十四五”末，沿海10個園區預計新增綠電裝機容量772萬千瓦，提供可溯源綠電電量約152.3億千瓦。
此外，江蘇省還通過省能源局、南京海關、省電力公司，梳理了省內動力電池出口歐盟規模前50名電池企業的用電數據，確定目前江蘇省電池行業最大綠電直供需求為30億千瓦時左右。據了解，最新推出的綠電直連試點預計可使得風、光綠電覆蓋企業用電總量30%以上，其他電量仍由大電網供應並兜底。
江蘇5個綠電直連試點企業包括中國電池巨頭寧德時代（300750.SZ）旗下江蘇時代公司在常州的項目，以及其在鹽城擬投資建設的新項目，還包括位於蘇州的江蘇科速博公司，以及鹽城的大豐阿特斯電池公司和江蘇凱金公司。
除了江蘇，寧德時代在福建寧德和四川宜賓還擁有兩大生產基地，前者是其總部所在地。在中國動力電池出口歐盟或將受到歐盟電池法案影響的背景下，寧德時代正試圖依託福建的核電站或四川豐富的水電獲得綠電直供，以符合未來出口需求。儘管綠電直供的挑戰頗大，但兩地都在為留住寧德時代而積極探索。（參見本刊2024年第38期《寧德時代要綠電》）
作為2024年GDP規模全國排名第八位的經濟大省，福建擁有石油化工、冶金建材、化工化纖、汽車玻璃等傳統高耗能產業集群的優勢。據財新了解，福建省有關部門做了專門的課題研究，最終結論之一是，“福建有核電和海上風電，發電成本相對較低，還是可以保住大部分產業的。”一名接近該項研究的人士稱。
從政策層面看，這類綠電孤網及“源網荷儲一體化項目”試點都得到了充分的支持和鼓勵，但也面臨突破舊有電力體系的巨大挑戰。2024年10月30日，國家發改委等六部委發布《大力實施可再生能源替代行動的指導意見》，明確提出在工業園區、大型生產企業等周邊地區開展新能源“源網荷儲一體化”項目，推動工業綠色微電網建設應用、綠色電力直接供應和燃煤自備電廠替代。在合成氨、合成甲醇、石化、鋼鐵等領域，鼓勵低碳氫規模化替代高碳氫，探索建設風光氫氨醇一體化基地。
在國家政策指引下，無論東部產業富集省份，還是西部風光資源豐富的省份，都希望通過綠電優勢留住企業、吸引企業。而無論“源網荷儲一體化”，還是最終的綠電孤網運行，都是在探索“綠色+低價”模式，如果該模式能夠走通，則可能深刻影響中國未來新一輪產業格局的演變。