据证券时报·数据宝统计，A股市场上布局绿色氢氨醇相关业务的概念股有17只。截至12月17日，6只概 念股年内涨幅超过50%，分别是复洁科技、华光环能、金风科技、西子洁能、开山股份、新锦动力。机 构关注度方面，数据宝统计，今年以来机构调研10次以上的绿色氢氨醇概念股有6只，分别为西子洁 能、复洁科技、金风科技、中集集团、运达股份、佛燃能源。机构调研次数最多的是西子洁能，年内累 计获调研30次。公司曾在投资者互动平台表示，公司在风光氢氨醇一体化模式中，可参与熔盐储能设备 及余热炉、换热器的设备供应，公司将不断扩展在绿氨、绿醇产业的应用。 ...

总投资近300亿元的"青氢一号"松原项目，创新性采用"风光氢氨醇一体化"模式，构建起涵盖制氢、储 氢、氢基化工、氢能装备和科技研发全产业链条。项目规划建设300万千瓦风电、光伏等新能源发电装 置，配套年产80万吨绿色合成氨和绿色甲醇装置。其中，一期项目建设80万千瓦新能源发电装置，形成 年产20万吨绿色合成氨和绿色甲醇的产能规模。 （央视财经《正点财经》）今天（16日），记者从中国能建获悉，全球规模最大的绿色氢氨醇一体化项 目—— "青氢一号"松原项目一期工程在吉林松原正式投产。该项目一期工程每年生产的绿氢量，相当 于当前我国绿氢年产量的约五分之一。 松原项目于2023年9月开工，一期项目投产后，每年可生产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨和绿色甲醇，相当 于节约标准煤约60万吨，年减碳量达140万吨。 转载请注明央视财经 编辑：令文芳 中国能源建设集团有限公司董事长 倪真：我们成功破解了新能源波动与化工稳定生产之间难以耦合的 世界级难题，为全国规模化消纳新能源、推进绿色氢基化工发展开辟了切实可行的新路径。 ...

行业与公司 * 绿氢行业 涉及电解槽等核心设备制造、风光氢氨一体化项目以及海外市场拓展 [1] * 提及的公司包括双良、亿利洁能、华光环能、华电重工、深微科技、派瑞新能、考克利尔、晶立双良、北京意境清新、中集中电、清洁科技、阳光、中船派瑞等 [1][2][6][8] 核心观点与论据 **行业驱动因素** * 2022年10月以来 电解槽产品密集下线 驱动相关公司股价产生30%至50%的超额收益 [2] * 国内政策支持 包括非化工园区制氢松绑、各地政策支持及项目投产和招标活动频繁 [1][2] * 海外订单落地催化国内滤芯厂商发展 [1][2] **项目盈利性分析** * 以集电大安风光氢氨一体化项目为例 总投资50亿元 运行周期20年 内部收益率IRR为3.85% [1][3] * IRR对风光利用小时数、绿氨售价及制氢耗电量敏感 风光利用小时数提升至3,400/1,800小时 IRR可升至4.15% 绿氨售价提升至4,000元/吨 IRR可升至11.23% 制氢耗电量降低至45千瓦时/千克 IRR可升至7.05% [4] **政策影响与经济性** * 非化工园区制氢松绑政策降低长距离运输成本 使站内制氢具备成本优势 [1][5] * 广东500标方/小时碱性电解水制氢项目 在蓄冷电价0.1649元/千瓦时下 制氢成本约18元/千克 低于煤制氢及工业副产气外供加气站成本19-36元/千克 [5] **海外市场拓展** * 自2022年起 国内企业通过出口销售、合资建厂等方式拓展海外市场 主要集中在中东（沙特、埃及）、印度、巴西等地 [1][6] * 欧美市场因技术壁垒和本土生产要求（如到2030年40%的欧洲电解槽需本土生产） 目前国内产品以小批量出口为主 [7] **国内招投标与竞争格局** * 2023-2025年中国能建集中招标量分别为110套碱性电解槽和15套PEM电解槽 [8] * 中标供应商数量增加 中标价格下降 反映行业技术降本与价格战并存 [8] * 中标供应商变动频繁（如今年1-9月与去年相比） 行业竞争格局尚未稳定 [8] 其他重要内容 * 行业需关注装备实际能耗、使用寿命及可靠性 避免非理性低价竞争 [8] * 相关协会已提出反内卷政策建议 旨在引导行业健康发展 保障企业合理利润空间 [8]

国家政策导向与战略意义 - 国家能源局将“拓展新能源非电利用途径”列为“十五五”期间新能源高质量平稳发展的重点方向 [1] - 重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用 加快建设风光氢氨醇一体化基地 [1] - 鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽 [1] - 风光氢氨醇一体化模式被视为“绿色石油” 能打通电力、化工、交通、农业等多个领域的关键路径 [1] - 该模式构建跨行业、多能源协同的新型能源产业生态 为可再生能源消纳、国家能源安全及高耗能产业脱碳提供系统性解决方案 [1] 技术路径与核心逻辑 - 一体化核心逻辑是将不稳定绿电通过电解水制成绿氢 再与氮气或二氧化碳合成为易于储运的绿色液氨和绿色甲醇 [2] - 氢、醇、氨形成“能源金三角” 优势互补 解决可再生能源“看天吃饭”问题 [2] - 实现从“电网随生产”到“生产随风光”的颠覆性转变 改变传统化工对电网稳定性的依赖 [2] - 绿色氢氨醇产业正从概念走向实践 成为连接绿电与终端应用的关键纽带 [2] 项目规划与建设现状 - 截至今年10月 中国累计规划氢氨醇一体化项目超800个 合计规划绿氢产能近900万吨/年 [2] - 已建成绿氢产能超20万吨/年 处于全球领先地位 [2] - 项目大部分集中在风光资源丰富的西北、华北、东北地区 如内蒙古、吉林、新疆等省区已发布相关规划 [3] - 吉电股份大安项目创造四项全球之最 包括全球最大规模一次性投产绿色合成氨单体项目等 [4] - 金风兴安盟风电耦合制50万吨绿色甲醇项目、中能建松原绿色氢氨醇一体化项目等多个项目将于年内落地投产 [4] - 项目参与主体多元化 包括中国石化、国家能源集团等央企以及金风科技、远景能源等新能源巨头 [4] - 大部分项目仍处于前期工作阶段 尚未正式开建 [3][4] 行业发展挑战与前景 - 产业面临生产成本较高、跨领域技术耦合及规模化生产技术验证不足、标准体系不完善等挑战 [6] - 当前核心问题是如何降低投资成本、提高开工率 从而降低行业运行成本并提高竞争力 [6] - 新能源电力制氢成本和生物质资源收储成本较高 导致绿色氢氨醇生产成本高 [6] - 国内供需错位 西北新能源基地运输到终端的经济性较差 [6] - 从国内外航运和航空业低碳趋势看 绿醇、绿氨、可持续航煤等市场潜力较大 [6] - 2030年前绿色甲醇船舶订单较多 巨大市场需求将带动行业快速发展 [6] - 长远看市场前景光明 但发展道路曲折 高投资高成本导致有效供应不足 绿色溢价存在不确定性 [6] - 全球市场处于发展初期 一旦市场培育起来 行业将迎来快速发展期 [6]

国家政策导向 - 国家能源局将拓展新能源非电利用途径作为“十五五”新能源高质量平稳发展的重点方向 [1] - 重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用，加快建设风光氢氨醇一体化基地 [1] - 鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽 [1] 产业模式与战略价值 - 风光氢氨醇一体化模式将绿电转化为“绿色石油”，构建跨行业、多能源协同的新型能源产业生态 [1] - 该模式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系统性解决方案 [1] - 核心逻辑是将不稳定绿电通过电解水制成绿氢，再合成为易于储存运输的绿色液氨和甲醇，解决可再生能源“看天吃饭”问题 [2] - 实现从“电网随生产”到“生产随风光”的颠覆性转变 [2] 项目发展现状与规模 - 截至今年10月，中国累计规划氢氨醇一体化项目超800个，合计规划绿氢产能近900万吨/年，已建成产能超20万吨/年 [2] - 项目大部分集中在风光资源丰富的西北、华北、东北地区，如内蒙古、吉林、新疆等省区已发布相关规划 [3] - 投产的典型项目包括中国石化新疆库车绿氢示范项目、内蒙古易高10万吨绿色甲醇项目、远景能源赤峰32万吨零碳氢氨项目等 [3] - 吉电股份大安项目创造四项全球之最，包括全球最大规模一次性投产绿色合成氨单体项目等 [4] - 项目参与主体多元化，形成央企与民营企业并驾齐驱的格局 [4] - 大部分项目仍处于前期工作阶段，预计建设进展较快的地区是具备新能源电力和生物质资源且靠近港口的东北和蒙东地区 [3][4] 行业挑战与前景 - 产业面临生产成本较高、跨领域技术耦合及规模化生产技术验证不足、标准体系尚不完善等挑战 [6] - 当前核心问题是如何降低投资成本、提高开工率，从而降低行业运行成本 [6] - 新能源电力制氢成本和生物质资源收储成本较高，导致绿色氢氨醇生产成本高 [6] - 国内供需错位，西北新能源基地运输到终端不具备经济性 [6] - 从国内外航运和航空业低碳发展趋势看，绿醇、绿氨等市场潜力较大，2030年前绿色甲醇船舶订单较多 [6] - 长远看氢氨醇市场前景光明，但发展道路曲折，高投资高成本导致有效供应不足，绿色溢价存在不确定性 [6] - 全球市场处于发展初期，一旦市场培育起来，行业将迎来快速发展期 [6]

产业定位与发展态势 - 绿色氢氨醇被称为“绿色石油”，凭借灵活储运和多元应用的独特优势，成为全球新能源赛道焦点 [1] - 产业处于从示范应用迈向规模化推广的关键阶段，国家能源局首批氢能试点名单中绿色氢氨醇项目占据主力 [1] - 绿色低碳转型已成为各国发展的必答题，美国、德国、英国等主要经济体纷纷出台绿氢发展战略抢占产业高地 [2] 中国产业规模与布局 - 截至2025年10月，中国累计规划氢氨醇一体化项目超800个，合计规划绿氢产能近900万吨/年，已建成产能超20万吨/年，稳居世界前列 [2] - 形成“三北”地区侧重绿氢生产、京津冀长三角珠三角聚焦燃料电池应用的区域发展格局 [2] - 新疆库车绿氢示范项目、远景能源赤峰绿氨项目等一批标杆工程已落地，河钢、宝武等钢铁企业的氢冶金项目积极推进 [2] 技术路径与核心价值 - 绿色氢氨醇产业是连接绿电与终端应用的纽带，可将可再生能源电力转化为氢氨醇，实现清洁能源“存得住、运得走、用得广” [3] - “风光氢氨醇一体化”模式通过电解水制氢，把绿电变成绿氢、绿氨、绿醇，实现风光资源的多元化应用 [3] - 电解水制氢成本较2020年下降近50%，预计到2030年绿氢每公斤价格可能降至10元左右，在工业领域将具备更强竞争力 [3] 成本挑战与技术突破 - 当前绿氢成本约21元/千克，需降到与传统灰氢相当的水平以实现可持续发展 [4] - 中国华电与港蒙联合建设的190公里纯氢管道示范项目年输氢量达20万吨，为全国性纯氢管网建设提供了技术模板 [4] - 低碳甲醇解决方案中，1升甲醇的产氢量是1升液氢的2倍，可直接利用现有加油站网络，大大降低成本 [5] 政策支持与发展建议 - 建议聚焦电价政策，鼓励绿电直连制氢并减免相关附加费用 [5] - 在石油炼化、合成氨等重点领域设定绿色能源消费最低比重，以拉动市场需求 [5] - 支持产业链协同创新，健全多部门协调管理机制，完善安全监管和设备认证体系 [5] 区域发展案例与前景 - 内蒙古锡林郭勒盟已建成新能源装机超2300万千瓦，年发绿电达500亿千瓦时，正加速构建“制储输加用”完整产业链 [6] - 锡林郭勒盟凭借资源禀赋和应用场景，具备氢能产业率先破局的天然优势，有望为全国产业转型提供经验 [6] - 预计在“十五五”期间，绿色氢氨醇将实现更大突破，让清洁能源走进更多行业 [6]

锡林郭勒盟绿色氢氨醇产业优势 - 锡林郭勒盟风光资源富集，已建成新能源装机超2300万千瓦，年发绿电500亿度，装机和发电量均居内蒙古首位、全国地级市前列 [2] - 依托全国唯一独立的省级管理电网蒙西电网，落地实施一批源网荷储一体化、园区绿色供电等市场化项目，铸就稳定、量大、质优且极具成本竞争力的绿电优势 [2] - 拥有充沛水资源和丰富农牧林废弃物等生物质资源，构成绿色氢氨醇一体化发展的源头活水，并依托黄金区位和口岸优势构建通江达海多式联运体系 [2] 绿色氢氨醇产业的战略价值与发展路径 - 绿色氢氨醇产业是连接绿电与终端应用的纽带，将可再生能源电力转化为氢氨醇，可直接作为工业原料或在工业、交通领域替代化石能源消费，是增加可再生能源电力消纳总量的新路径 [3] - 风光氢氨醇一体化提供了新能源就地消纳新模式，通过电解水制氢将绿电变为绿氢、绿氨、绿醇，使之易于储运，既可作燃料又可作原料，实现风光资源多元化应用 [3] - 产业正从概念走向实践，成为连接绿电与终端应用的关键纽带 [4] 产业链发展面临的瓶颈与技术方向 - 绿氢成本是氢能达到可持续目标的关键要素，需从目前21元/公斤下降到与灰氢成本相当，绿电制氢和二氧化碳碳捕集是绿氢成本下行的主要阻碍 [4] - 低碳甲醇被提出作为绿氢的储运载体，1L甲醇的产氢量是1L液氢的2倍，并可利用现有加油站加注以提升经济性 [4] - 需打通大规模储运的技术瓶颈以大幅降低氢气成本，未来将建立以液氢为储运介质的新能源电氢体系 [5] 终端应用拓展与产业合作进展 - 终端应用环节不断拓展，包括清洁液体燃料、生物质掺烧以及绿氨掺烧等，航运业正逐步向绿色低碳转型 [6] - 碱性电解槽通过工程化设计能适应可再生能源大规模制氢需求，以降低平准化氢成本为目标推进产品迭代，目前已成功进入海外10个国家的电解槽市场 [6] - 华电内蒙古能源有限公司、内蒙古蒙氢管网有限公司、华润电力蒙东公司等多家企业分别与地方政府签署11项战略合作协议 [6]

文章核心观点 - 国家能源局宣布截至9月底中国风电和太阳能发电总装机容量已突破17亿千瓦 为实现2035年目标“十五五”时期将重点推动新能源高质量发展 工作重点从做大总量转向加快新能源“立起来”和“靠得住” [1] 新能源供给 - 进一步扩大新能源供给 重点推进“沙戈荒”新能源基地建设 [1] - 积极推动水风光一体化基地的规划建设 [1] - 推动分布式新能源进行多场景和多元化的开发 [1] 新能源集成发展 - 加快研究出台促进新能源集成发展的政策文件 [1] - 推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展 [1] 新能源非电利用途径 - 拓展新能源非电利用 重点推动风光制氢氨醇和风光供热供暖等多元转化与就地利用 [1] - 加快建设风光氢氨醇一体化基地 [1] - 鼓励在工业领域使用风光绿电替代化石能源进行供热和供汽 [1] 新能源消费水平 - 全面提升新能源消费水平 将加快出台《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》 [1] - 协同推进可再生能源的强制消费与自愿消费 [1] - 健全绿证交易机制 加强电—碳—证市场之间的协同衔接 [1] 市场与价格机制 - 完善适应高比例新能源的市场和价格机制 [2] - 加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案 [2] - 构建适应新能源特性的市场交易规则 [2]

项目规模与投资 - 截至2025年8月，全国规划/在建/投产的风光氢氨醇一体化项目有800多个，累计投资逾6000亿元 [1] - 项目制氢规模约3103万Nm³/h，对应绿氢产能约970万吨，绿醇产能5916.2万吨，绿氨产能为2282万吨 [1] 一体化项目核心逻辑 - 一体化项目是一种集风能、太阳能、氢能、绿氨和绿色甲醇生产为一体的绿色能源化工模式 [1] - 核心是将不稳定的绿色电力通过电解水制成绿氢，再合成易储运的绿色氨和甲醇，形成"绿电—绿氢—绿氨/醇"闭环产业链 [1] 多重价值 - 一体化项目打破传统行业壁垒，实现风光资源、氢能、二氧化碳废弃物等多要素创新性配置，重构新型绿色产业生态 [2] - 能够降低风光弃电，增加绿氢消纳，全国每年废弃的风光电近千亿千瓦时，绿氢产量不足全国氢产量的1% [3] - 液态氨醇易于大规模储存和长距离运输，对减少风光绿电废弃及增加绿氢消纳发挥积极作用 [3] - 绿色氨醇作为绿色化工原料和燃料，在工业和交通等领域深度脱碳中发挥重要作用 [4] - 以上海电气吉林洮南项目为例，年产20万吨绿醇年减排二氧化碳约28万吨，相当于种植1.5亿棵树 [4] - 一体化项目投资体量大，产业链条长，能有效带动当地经济绿色转型，成为经济新增长点 [5] - 2024年吉林省新能源领域年度投资突破1100亿元，是2023年的2.75倍，新能源装机容量达2156万千瓦，占全省总装机的45.71% [5] - 2025年一季度新能源产业对GDP增长的贡献率超30%，洮南项目产生380多个就业岗位 [5] 成本挑战 - 绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统氨的2倍；风电耦合生物质的绿醇成本为3500~4500元/吨，是煤制醇的2.5~3倍 [6] - 绿电成本占绿氨成本的70%~80%，占绿色甲醇成本的50%~60% [7] - 合成1吨绿氢仅制氢环节就需要消耗约12000度绿电 [7] 绿电成本高的原因 - 一体化项目属于资本密集型产业，初始投资巨大，以新疆某地1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，仅风电场单位投资就高达2000元/千瓦 [9] - 风光间歇性和波动性导致年等效利用小时数远低于传统火电或核电站，与化工生产要求存在矛盾 [10] - 波动性导致制氢电解槽频繁启停或低负荷运行，影响效率和寿命，PEM电解槽启停损耗达15% [10] - 补贴政策退坡给项目投资方带来不确定性，影响融资成本和风险评估 [11] - 电力市场机制尚需完善，新能源发电需承担的系统备用、调频等辅助服务费用分摊仍在探索中 [12] 降低绿电价格的措施 - 加快高效电池技术、电解槽技术、新型储能技术的突破和应用，推进装置大型化降低单位能耗 [13] - 推进多能互补和智慧管理，如吉林大安项目通过风电、光伏互补和配置储能，使电解槽利用率从60%提升至85% [14] - 部署智能调度系统实现风光出力预测、储能优化等智能化管理，减少能源损耗 [14] - 政府通过设立专项基金、税收优惠等方式给予精准政策支持，完善绿电直连模式价格机制 [15] - 深化电力市场化改革，推动新能源全面参与电力市场交易，完善辅助服务市场 [15] - 创新融资工具如加大政府专项债和政策性银行贷款力度，允许项目发行专项债和REITs [16] - 风险缓释方面试点绿电期货帮助企业锁定未来电价，鼓励设立政府担保基金和开发保险组合 [16]

一体化项目概况与规模 - 风光氢氨醇一体化是一种集风能、太阳能、氢能、绿氨和绿色甲醇生产为一体的绿色能源化工模式，核心逻辑是将不稳定的绿电转化为绿氢，再合成易储运的绿氨/醇，形成闭环产业链 [1] - 自2022年多项政策出台后，一体化项目蓬勃发展，截至2025年8月，全国规划/在建/投产的项目超过800个，累计投资逾6000亿元 [1] - 项目对应制氢规模约3103万Nm³/h，绿氢产能约970万吨，绿醇产能5916.2万吨，绿氨产能2282万吨 [1] 一体化项目的多重价值 - 一体化项目打破传统行业壁垒，实现多要素创新配置，重构绿色产业生态 [2] - 价值一：通过生产易储运的液态氨醇，减少风光绿电废弃及增加绿氢消纳，2024年我国绿氢产能30多万吨占全球50%以上，但绿氢产量不足全国氢产量的1% [3] - 价值二：绿色氨醇作为绿色化工原料和燃料促进降碳减排，以上海电气吉林洮南年产20万吨绿醇项目为例，年减排二氧化碳约28万吨，相当于种植1.5亿棵树 [4] - 价值三：项目投资体量大、产业链长，能带动地方经济绿色转型，如吉林省2024年新能源领域投资突破1100亿元，是2023年的2.75倍，2025年一季度新能源产业对GDP增长贡献率超30% [5] 绿电成本的核心挑战 - 当前绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统灰氨的2倍，风电耦合生物质的绿醇成本为3500~4500元/吨，是煤制醇的2.5~3倍 [6] - 绿电成本占绿氨成本的70%~80%，占绿色甲醇成本的50%~60%，合成1吨绿氨仅制氢环节就需消耗约12000度绿电 [7] - 绿电价格的细微波动会在成品成本上被显著放大，成为一体化项目的关键制约因素 [1][7] 绿电成本高昂的主要原因 - 初始投资高昂：项目属资本密集型，以新疆某1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，仅风电场单位投资就高达2000元/千瓦，且需配置昂贵储能和储氢设施 [8] - 额外配置要求高：风光间歇性与化工生产要求矛盾，导致电解槽频繁启停或低负荷运行（如PEM电解槽启停损耗达15%），需额外配置储能或从电网购电增成本 [9] - 补贴政策不确定性：补贴退坡给长周期、重资产项目带来融资成本和风险评估的不确定性 [10] - 电力市场机制尚需完善：系统备用、调频等辅助服务费用分摊机制仍在探索，不同地区费用征收标准差异影响绿电价格 [11] 降低绿电价格的主要路径 - 加快新技术突破应用：推进高效电池、电解槽、新型储能等技术突破，以及风机、电解槽等装置大型化以降低能耗 [12] - 推进多能互补和智慧管理：如吉林大安项目通过700兆瓦风电、100兆瓦光伏互补及配置60万千瓦时储能，使电解槽利用率从60%提升至85% [13] - 完善政策体系和市场环境：通过专项基金、税收优惠降低初始投资，完善绿电直连价格机制，深化电力市场化改革 [14][15] - 加大金融支持产业化力度：创新融资工具如专项债、REITs、产业基金、金融租赁，并试点绿电期货、设立担保基金以缓释风险 [16]