“风光制氢”正加速从蓝图走向现实。

进入2025年下半年，由远景科技、上海电气、国电投各自投资的风光制氢氨醇一体化项目相继投产，首次在真实商业场景中打通大规模可再生能源制氢、储运、应用全链条，正以规模化实践验证了这条路的可行性。

金风科技近期再投189.2 亿元推进风电制氢氨醇项目，进一步引发行业关注。

政策层面的导向更明确了这一赛道的价值。9月24日，国家能源局局长王宏志在《学习时报》上发表《以更大力度推动我国新能源高质量发展》的署名文章，其中明确提到，要以非电利用为突破，拓宽新能源利用途径。加大力度推动风光制氢取得一定规模突破，在新能源资源富集地区，加强绿氢制输储用一体化发展布局等。

风电制氢产业链吸引力愈发凸显。但在产业加速推进的背后，风电制氢仍需跨越多重现实困境。

经济性差，多数项目“备而不建”

发展风电制氢对风电行业而言，是破解消纳瓶颈的重要路径。

消纳问题已全方位限制新能源的发展速度，弃风限电问题侵蚀下游风电投资商利润，部分地区电网调节能力不足，风电场被迫降发。

以笔者所在的吉林省为例，新能源发展以风电为主，省内用电需求远低于发电能力，外送仅依赖扎鲁特—青州特高压直流一条线路，规划中的吉电入京工程尚处前期阶段，“十五五”期间才有望推进，消纳压力尤为突出。

在此背景下，寻找新型消纳路径成为当务之急，这也正是吉林省氢能产业快速发展的核心动因。据氢能行业媒体统计，2025年上半年吉林省有14个绿色氢氨醇项目更新动态，数量位列全国第三，仅次于两个风电大省内蒙古（66个）和新疆（25个）。

放眼全国，今年上半年26个省市的210个绿色氢氨醇项目释放新进展，累计总投资规模超7300亿元。凭借百亿级投资体量、长产业链覆盖及绿色能源属性，这类项目已成为地方政府招商的重点方向。

然而，规划热度与落地存在显著落差，2023年-2024年国内立项绿氢产能已超650万吨，而实际落地的产能仅约11万吨，开工率不到25%。“备而不建”已是风光制氢项目常态。

央国企投资的部分百亿级风光制氢项目：

背后逻辑不难拆解：

部分企业为获取抢手的风光路条，不得不接受地方政府“电力就地制氢”的附加审批条件，被动入局绿氢产业。

指标到手后重新测算经济账，发现盈利空间有限，导致制氢设施建设搁置，甚至出现“建而不用”的情况。

宝贵的风光与土地资源不能因此浪费。多地已出台硬性约束：如内蒙古规定，风光制氢一体化项目批复后，应当在1年内达到实质性开工（完成计划投资45%以上），不开工收回相应新能源规模。

甘肃、辽宁等地也出台类似规定，对逾期未开工或进度滞后的项目进行清退。

截至2025年6月，内蒙古三批共废止37个新能源项目，总规模1265.29万千瓦，其中风光制氢项目占比超50%。

成本高企是风电制氢项目的核心症结。

绿氢项目由可再生能源发电及电源转换、电解槽及分离纯化等制氢设备和运维成本构成。

其中购电成本是绿氢成本的一半以上，甚至高达80%。

风光发电的间歇性与化工生产的稳定性存在天然矛盾，需额外配备储能或智能调度控制系统实现匹配，进一步推高单位产氢成本。

还是以吉林省为例，风电制氢成本大致如下：（数据来源：氢能观察）

当前绿氢成本难与化石制氢竞争，国内工业领域煤制氢成本8～10元/公斤。业内测算显示，当光伏、风电度电成本降至0.1-0.2元区间，绿氢成本才有望逼近化石制氢水平，因此“如何高效利用低价绿电”，成为破解绿氢经济性难题的关键。

控制绿电成本，风电企业投资有优势

“低价绿电获取能力”与“制氢技术成熟度”是风电制氢项目的成本命门，其综合水平直接决定企业竞争力层级。能够深度介入绿电生产环节、降低发电端成本，并同步实现制氢技术适配的企业，将在产业竞争中占据先发优势。

当前风电制氢项目已形成国家队与民企巨头并驾齐驱的格局。

整机商凭借风电设备制造的规模效应与成本控制能力，以及技术优势成为重要参与力量。一方面可通过自主生产风机降低设备采购成本，依托技术与管理优势压缩建设、运维开支；另一方面部分整机商也在布局制氢设备领域，已达到行业领先水平，通过自主化生产和技术最大化成本优势。与此同时，产业链也继续延伸至氢氨醇一体化发展，扩展产品应用领域，提升经济性。

项目的建设也将直接拉动风电装机，实现产业互补。

一线整机商风电制氢氨醇项目，具体如下：

l金风科技：投资内蒙古兴安盟风电耦合制绿色甲醇项目，于2024年4月开工建设，计划总投资136.65亿元，建设2吉瓦风电，配套建设了118吨储氢设施及16万千瓦/2小时储能系统，每年制取50万吨的绿色甲醇。

参与中能建松原氢能产业园项目建设，一期配套的510MW风电已于9月全部吊装完成。

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，总投资金额约189.2亿元，建设3吉瓦风电，所发电力80%以上用于电解水制绿氢，并通过生物质气化耦合绿氢每年分别制取60万吨的绿色甲醇、40万吨的绿氨。2025年9月23日，该项目完成备案。

l远景能源：远景总投资400亿元，规划年产152万吨零碳工业气体产品，预计2028年前建成投产。2025年7月，其零碳氢氨项目首期32万吨正式投产，采用“风电+电解水制氢+合成氨”的闭环模式，产品主要供应火电掺氨减碳市场，项目配套的6MW级风电机组实现了绿电供应的稳定性保障。

远景兴安盟能源物联网零碳制氢项目、远景翁牛特旗及元宝山区风光制氢一体化项目（翁牛特旗85万千瓦风电部分）等分别获兴安盟、赤峰市核准。

l明阳智能：以海上风电制氢为突破口，2022年在广东阳江布局“1GW海上风电+PEM电解制氢”示范项目，2024年，明阳在海南投资海上风电制氢和氢能综合利用示范暨百万吨级绿色电氢氨醇实证项目。一期计划投资106亿元，建设内容包括CZ9二期90万kW海上风电开发指标中的60万kW海上风电建设、生物质高温气化基地、绿电制氢配套装置、年产10万吨级绿色甲醇装置以及相关配套设施。预计2026年能在海南看到氢交易。

l运达股份：2024年抛出超200亿元投资计划，在吉林打造“200万千瓦风光+储能+80万吨绿甲醇+20万吨绿氢催化合成”的一体化项目。

从当前技术成熟度、成本水平及企业规划节奏来看，将氢能作为整机商除风电外的第二增长曲线仍需时间。

“十五五”期间将是其成长的关键期。2026年前后相关项目示范试点将逐步落地，到2027-2028年产能开始扩张，2029-2030年有望将成为风光制氢氨醇的关键节点。

对一线整机商而言，风电制氢氨醇将是企业布局“十五五”，实现战略转型的有力抓手。

整机商试图突破单一的风机销售模式和轻资产运营方式，通过整合风电、绿氢制备、氨基转化及化工品销售全链条，绑定绿电与绿化工品的长期收益，形成“重资产运营+长期收益绑定”的新范式。

需正视的是，氢能并非短期盈利赛道，但“早布局、抢先占位”的战略价值已凸显。

无论当前经济性如何，提前切入产业链、积累项目经验，都是整机商抢占未来市场话语权的关键。

政策托底，商业化之路正在起步

当前风电制氢产业虽热度攀升，但市场模式尚未完全跑通，上下游在很大程度上都需要政策托底，再向市场突围。

在上游生产端，政策与地方政府支持是项目落地的关键支撑。从金风科技与巴彦淖尔市政府签订的投资协议可见，地方政府不仅承诺项目享受国家及省市层面的最优扶持政策，还将协助办理电网接入、寻找稳定碳源与销售通道。这类“政策+资源”的配套支持，为企业降低不确定性成本，成为当前项目启动的重要保障。

在下游销售端，获取稳定承购人是确保风光制氢项目投资形成有效收益、实现商业化运转的关键支撑。

远景能源相关负责人曾表示，“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。”

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。

已投产的三大风光制氢氨醇项目都签订了长期出售协议：

日本丸红商社成为远景赤峰项目的长期采购方；

吉电股份大安项目投产前，便与法电中国、中国石油国际事业公司、日本伊藤忠、荷兰孚宝等多国企业签署销售协议；

上海电气洮南绿色甲醇项目则联合上港能源，与航运物流领军企业达飞集团签订加注供应合同，三方首期合作将持续至2030年。

在政策托底基础上，风光制氢氨醇的商业化之路正在得到实践。

未来，当政策托底让位于市场驱动，当上下游真正形成“制得出、运得走、卖得好”的良性循环，风光制氢必将成为支撑“双碳”目标的核心力量。

而那些在上下游协同中提前布局、持续创新的企业，终将在这场长期竞赛中，抢占产业发展的主动权。