新能源不发电，也是万亿新赛道？！

文/中国华电集团2026年干部培训一班第三课题组

新能源非电利用空间广阔，随着国家政策的支持力度加大，新能源多维度的消费场景将被激活。

随着新能源装机快速增加，绿电消纳压力持续加大，新能源非电利用正在被政策所关注，市场空间也逐步被打开。

6月22日，国家发展改革委等四部委联合发布《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》，历史性地将可再生能源“非电利用”全面纳入国家常态化考核，涵盖可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用以及生物燃料等非电利用种类。

这意味着国家对绿色能源的生产要素配置已从单纯的“替代化石电力”升级为“替代全行业化石能源”。多维度的消费场景将被激活，绿色资产的边界得到极大拓宽。

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新能源非电利用的空间与价值

（一）新能源装机快速增长：消纳压力持续加大

“十四五”时期，我国能源转型进程显著加快，风电、光伏产业实现跨越式发展，装机规模与发电量均稳居全球首位。截至2025年底，全国风电、光伏累计装机突破18亿千瓦，较“十三五”末增长2.4倍，装机占比首次超过火电，达到48.5%，能源生产结构发生历史性转变。

随着装机规模持续扩张，新能源消纳矛盾日益凸显，弃风弃光问题由季节性、局部性向常态化和全域性演变。2025年，全国风电利用率94.3%、光伏利用率94.8%，整体利用率首次跌破95%关口。2025年上半年，全国弃光率升至6.6%，弃风率5.7%。区域分化特征明显，青海、西藏、新疆、甘肃四省（区）光伏利用率低于90%，其中西藏仅为64.9%。

从企业运营层面看，西北部分新能源场站限电率高达30%～40%，大量清洁能源无法有效利用，既造成资源浪费，也影响资产收益。

深层原因在于时空分布不均（资源西富东贫、出力与负荷错配）和电源结构同质化（系统调节能力不足）。西南地区以水电为电源主体，水风光互补开发格局逐步成型，但区域调峰压力逐年攀升。

金沙江、雅砻江等流域大型梯级水电站，受年度来水偏枯、跨省外送通道瓶颈约束，弃水弃风弃光问题逐步显现。受制于本地负荷增长有限、外送通道扩容周期长等现实因素，清洁能源“送不出、消纳难”的困境凸显，仅依靠传统电力外送难以彻底化解消纳矛盾，亟须拓展本地化非电消纳新途径。

（二）新能源非电利用：破解消纳困境的关键路径

拓展非电利用渠道，将随机性波动性间歇性的绿电转化为稳定易存储且附加值高的绿氢、绿氨、绿色甲醇等零碳能源载体或清洁热能，实现“电—氢—热”多能协同，是提升新能源利用效率、破解消纳瓶颈的战略选择。

从能源系统全局看，非电利用能够将电力系统的灵活性需求部分转移至热力系统和化工系统，利用储热、储氢等长时储能技术实现跨季节调节。例如，在风电大发时段将富余电力用于制氢或供热，在负荷高峰时段释放储存的能量，可显著提升新能源利用率。据测算，在新能源渗透率超过30%的区域，配套10%的非电利用负荷可将弃电率降低5~8个百分点。

以蒙西电网为例，2025年全网弃风率约12%，若配套建设200MW电解水制氢能力（按年运行4000h计，可消纳绿电约8亿kWh），可有效提升新能源本地消纳能力、降低弃风弃光率。因此，发展非电利用不仅是解决消纳问题的短期手段，而且是构建新型能源体系的长远之策。

新能源非电利用具有三重核心战略价值。

一是高效消纳绿电，提升资源利用效率。通过电解水制氢、热泵制热等方式，将弃风弃光电量转化为可储存、可运输的能源产品，实现“变废为宝”；氢氨醇等能源载体可跨区域输送，弥补东中部清洁能源缺口，优化全国能源资源配置。

二是推动终端深度脱碳，支撑“双碳”目标实现。绿氢和绿氨可替代化工、冶金等行业的化石原料与燃料，新能源供热可替代北方地区燃煤锅炉采暖，大幅降低工业与建筑领域碳排放；绿氨、绿色甲醇还可作为航运、航空等交通领域的零碳燃料，助力交通行业脱碳，构建全链条零碳能源体系。

三是培育新质生产力，打造产业增长新引擎。绿色氢氨醇和新能源供热产业涉及能源、化工、装备制造等多个领域，技术密集、产业链长、带动效应强。一方面，可带动电解槽、储氢设备、合成氨装置、热泵机组等高端装备产业发展，培育新的经济增长点；另一方面，将推动能源产业从单一电力生产向“电—氢—热—化”综合能源服务转型，重塑能源产业格局。

（三）新能源非电利用：产业发展处于战略窗口期

当前，绿色氢氨醇与新能源供热产业正处于从示范试点向规模化商业化迈进的关键阶段，政策支持持续加码、技术突破加速落地、重大项目密集投产，产业发展迎来重要战略窗口期。

华电达茂旗20万千瓦风光制氢示范项目于2024年3月投产，年制绿氢7800吨，打通了氢能项目“制—储—运—用”全产业链。在此基础上，2025年6月，华电达茂旗100万千瓦风光制氢一体化项目获核准，风电70万千瓦、光伏30万千瓦，配套建设纯氢输送管道，标志着华电已具备万吨级风光制氢的工程化能力。

2025年12月，松原“青氢一号”全球最大绿色氢氨醇一体化项目（年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨/甲醇）投产，创造了规模最大、储氢量最大、最宽负荷柔性工艺和最大规模碱性电解制氢设备四项行业纪录，破解了新能源波动与化工稳定生产之间动态耦合的世界级难题。2025年10月27日，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目获全球首张“非生物来源可再生燃料氨”认证证书，为绿氨产品出口国际市场打通了关键认证通道。

在新能源供热领域，北京10个新能源供热项目于2025年供暖季集中投运，覆盖面积近100万平方米，年节约标煤1.14万吨，展现了地源热泵等新能源供热技术在医院、校园、园区及住宅等多场景下的规模化应用趋势。

从政策层面看，工业和信息化部、国家发展改革委、国务院国资委、市场监管总局、国家能源局等五部门联合发布《工业绿色微电网建设与应用指南》，支持“绿电—绿氢—绿氨/绿醇”产业链先行先试，推动高效电解水制氢装置、风光柔性制氢系统等关键装备开发应用。

从全球格局看，欧盟、日韩加速布局绿氢、绿氨产业，我国面临竞争与合作双重机遇。从战略布局看，沙戈荒、水风光和海上风电大基地，已纳入国家“十四五”“十五五”能源规划重点布局，为绿色氢氨醇产业规模化发展提供了充足的绿色能源基础。

从技术成熟度看，绿氢制备、绿色化工及新能源供热领域均取得重要突破。在绿氢制备环节，碱性电解槽单槽产能已提升至2000Nm³/h，系统效率达75%以上，质子交换膜（PEM）电解槽成本较五年前下降40%~50%，为绿氢产业规模化发展奠定关键装备基础。

在绿色化工环节，合成氨、甲醇工艺在动态负荷适应方面取得突破，可在30%~110%负荷区间稳定运行。在新能源供热领域，高温热泵出水温度可达90℃，能够有效满足北方既有供暖系统和部分工业用热要求。

在内河航运方面，船用甲醇发动机已有成熟产品（玉柴、淄柴等），纯电动船舶在长江、京杭运河等内河航线开展示范应用，绿色甲醇加注和充换电设施标准正在制定中。上述技术进步为绿色氢氨醇产业和新能源供热规模化推广奠定了坚实基础。

然而，产业仍面临绿电成本偏高、碳市场与绿证覆盖不足、部分技术标准缺失、基础设施配套尚不完善等共性挑战，亟须政策机制的系统性支撑。

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新能源非电利用产业发展现状

（一）绿色氢氨醇产业：从示范迈向规模化

从全球角度看，截至2025年底，全球绿氢规划项目超1000个、总装机超400GW。欧洲、日本、韩国等主要经济体均将绿氢、绿氨作为能源进口和脱碳战略的核心载体，全球绿色燃料贸易体系正在加速构建。

中东地区以沙特NEOM项目为龙头，计划利用光伏资源年产120万吨绿氨出口欧洲；澳大利亚凭借丰富风光资源，规划多个GW级绿氢项目，瞄准亚洲市场。国际能源署（IEA）预计，到2030年全球绿色氢氨醇贸易量将超过3000万吨，形成庞大的国际市场。

在国内进展方面，截至2025年末，我国绿氢建成产能约29万吨/年，绿氨50万吨/年，绿色甲醇30万吨/年。中石化新疆库车绿氢示范项目（年产绿氢2万吨）2023年6月投产以来持续稳定运行；华电内蒙古达茂旗20万千瓦可再生能源制绿氢示范、辽宁铁岭风电离网制氢等项目顺利推进。

在装备制造方面，华电科工、隆基氢能、阳光电源、明阳智能等企业已具备GW级电解槽年产能，市场竞争加剧带动制氢设备成本快速下降。从技术路线看，碱性电解槽（ALK）依然是当前绿氢规模化项目的主力装备，1000Nm³/h电解槽本体价格已降至460万~588万元/套；华电科工开发出国内首台套单堆兆瓦级PEM电解水制氢装置已于2024年4月在华电德令哈项目实现商业化运行，解决了质子交换膜等关键核心材料国产化“卡脖子”问题。

产业链国产化率已经超90%。2025年，碱性电解槽系统招标均价较2023年下降约30%，预计2027年降至4000元/kW以下。

从经济性上看，当前绿氢生产成本（电价0.15~0.25元/kWh）18~30元/公斤，正常电价下45~60元/公斤，远高于煤制氢（10~15元/公斤）。绿氨4000~5000元/吨（传统煤制氨2500~3000元/吨），绿色甲醇4500~5500元/吨（传统甲醇2026年市场均价2255元/吨）。预计2030年绿色产品生产成本可逐步接近平价水平。

成本下降的主要驱动因素包括：风光发电成本进一步降低（预计2030年“三北”地区风光度电成本降至0.1~0.15元/kWh）、电解槽规模效应和效率提升、碳市场为减排量定价以及绿证交易带来的环境溢价。届时，绿氢、绿氨、绿色甲醇的经济性将与传统产品基本持平，部分优势区域甚至具备成本竞争力。

产业方面的主要参与者，除传统电力央企外，中石化、中石油等油气企业也在积极布局绿氢项目；国家能源集团、华电、华能、大唐等均在西北地区规划大型风光氢氨基地。民营企业如隆基氢能、阳光电源、明阳智能等在电解设备制造和项目开发领域表现活跃。竞争格局尚未定型，技术路线和商业模式仍在探索阶段。

油气企业凭借化工领域的技术和市场优势，倾向于发展绿氨、绿色甲醇产业链；电力企业则侧重大规模风光制氢；装备企业通过设备销售和工程总包切入。华电集团作为电力央企，在风光资源和电力系统集成方面具有天然优势，应重点突破“电—氢氨醇”、“电—热”耦合技术，形成差异化竞争力。

（二）新能源供热产业：多技术并行，占比持续提升

我国新能源供热产业伴随北方清洁取暖政策推进快速发展，市场规模持续扩大，技术路线日趋多元。2025年6月27日，国家能源局发布《对十四届全国人大三次会议第7846号建议的答复》，明确截至2024年底北方地区清洁取暖率83%。这里的清洁取暖，是指利用天然气、电、地热、生物质、太阳能、工业余热、清洁化燃煤（超低排放）、核能等清洁能源，通过高效用能系统实现低排放、低能耗的取暖方式。

其中，新能源供热（风电供热、光伏供热、地热能供热、空气源热泵供热等）覆盖面积超5亿平方米。新能源供热以华北、东北、西北为主战场，空气源热泵、地源热泵、电锅炉+储热等技术路线各具适用场景。

从政策驱动看，北京、河北、山东等地已出台新能源供热专项支持政策，给予投资补贴或运行补贴。北京市对新能源供热装机占比达到60%及以上的项目，给予新能源建设投资30%的市政府固定资产投资支持，单个项目补贴上限1000万元，节能项目最高奖励3000万元；河北省对农村“煤改电”用户给予采暖期内用电0.1元/kWh运行补助，每户最高补助1000元。

但总体来看，新能源供热仍处于“政策输血”阶段，初始投资高（高于燃煤锅炉2~3倍）、热价机制僵化、标准滞后等瓶颈依然突出。目前，居民侧热价长期低于成本，政府财政补贴压力大，企业缺乏投资积极性。

另外，工业供热领域的新能源替代步伐较慢。钢铁、化工、建材等高耗能行业对热力需求大，且多为高温工艺（高于200℃），现有热泵等技术难以规模化覆盖。

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现行政策对产业发展的制约因素

（一）电价机制：绿电成本高，消纳电价政策缺失

当前电价机制未能有效支撑绿色氢氨醇、新能源供热产业发展，核心制约在于绿电采购成本偏高、弃风弃光专项消纳电价政策缺失、峰谷电价机制适配性不足。

（1）绿电采购成本偏高。绿色氢氨醇、新能源供热项目需要全额采购绿电，而现行工商业电价偏高（0.6~0.8元/kWh），即使享受绿电交易优惠，电价仍达0.4~0.5元/kWh，大幅增加项目运行成本。西北“沙戈荒”地区弃风弃光资源丰富，但缺乏专项低价消纳电价政策，项目难以获取低成本绿电。

（2）峰谷价差激励不足。新能源供热项目需要在夜间低谷时段用电制热、高峰时段供热，但现行峰谷电价差偏小（0.2~0.3元/kWh），储热收益有限，无法覆盖储热设备投资成本。绿色氢氨醇项目为保障下游化工装置连续稳定运行，需要配套储能或调峰电源以应对新能源出力波动，但现行电价机制未对储能配套给予补偿，增加项目投资压力。

（3）绿电直供及输配电政策不健全。绿电直供落地难，绿色氢氨醇、新能源供热项目难以获取低价绿电；绿电交易与碳市场、绿证政策衔接不足，绿电环境价值无法充分变现。

（二）热价机制：清洁溢价难传导，供热收益不足

新能源供热项目供热成本高于传统燃煤供热，但现行热价机制无法体现清洁供热价值，清洁溢价难以传导至终端用户，企业盈利困难、投资积极性不足。

（1）热价形成机制僵化。北方地区供热价格由政府定价，长期维持低位（20~30元/平方米供暖季），仅覆盖传统燃煤供热成本，无法体现新能源供热的环保价值与零碳价值。热价调整周期长、幅度小，难以随能源成本与环保要求动态调整。

（2）清洁供热补贴政策退坡。前期北方清洁取暖补贴政策有效推动新能源供热发展，但近年来补贴逐步退坡，部分地区取消补贴后，项目经济性大幅下降，新增项目投资放缓。

（3）终端用户付费意愿低。用户对清洁供热价值认知不足，不愿支付溢价，新能源供热项目无法通过提高热价转移成本压力，陷入“成本高、收益低”的困境。

（三）绿证与碳市场：覆盖范围有限，环境价值变现不足

绿证、碳市场作为绿色低碳价值变现的核心政策工具，当前覆盖范围有限、交易规模偏小、价格偏低，无法有效支撑绿色氢氨醇、新能源供热项目环境价值变现，降低项目整体收益。

（1）非电利用未纳入绿证核发。绿证覆盖范围未全面涵盖绿色氢氨醇、新能源供热项目，项目无法通过绿证交易获得额外收益。

（2）碳市场纳入路径不明确。全国碳市场目前仅覆盖电力行业，绿色氢氨醇、新能源供热项目未纳入碳交易体系，项目减排效益无法通过碳市场变现。绿氨、绿色甲醇等零碳产品未建立碳标签与碳溢价机制，无法在市场中体现零碳价值。

（3）政策协同不足。电价、热价、绿证与碳市场政策之间缺乏有效衔接，环境价值无法叠加变现，政策合力未能充分发挥。

（四）行业标准与认证体系：滞后产业发展，制约市场推广

绿色氢氨醇、新能源供热产业标准与认证体系滞后，关键技术、产品、工程缺乏统一标准，认证机制不完善，制约产业规范化发展与市场推广。

（1）产品标准缺失。绿氢、绿氨、绿色甲醇的定义、技术指标、检测方法、认证体系未统一，产品质量参差不齐，市场信任度不足。零碳产品认证国际互认不足，制约绿氨、绿色甲醇等产品出口。对于内河航运绿色燃料，也缺乏针对船舶甲醇、氨燃料的质量标准及加注安全规范，亟须交通运输部、国家能源局联合发布相关标准。

（2）新能源供热标准不完善。不同技术路线的设计、施工、验收、运维标准不统一，工程质量难以保障。清洁供热效果评估标准缺失，无法量化环保与减排效益。

（3）装备标准滞后。电解槽、储氢设备、热泵机组等核心装备缺乏统一技术标准与能效标准，市场存在低水平产品，制约产业技术进步与高质量发展。

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结论与建议

在“双碳”目标引领下，我国新能源装机规模持续快速增长，消纳瓶颈日益凸显，非电利用已成为破解弃风弃光、提升能源系统综合效率、推动重点领域深度脱碳、培育新质生产力的战略支点。绿色氢氨醇、新能源供热作为非电利用的核心方向，已具备规模化发展的技术基础与项目条件，产业发展处于重要战略机遇期。

现行电价、热价、绿证、碳市场、行业标准等政策机制不完善，是制约产业规模化商业化发展的核心瓶颈。绿电成本偏高、热价传导机制不畅、环境价值变现通道缺失、标准认证体系滞后，共同导致产业经济性不足，难以实现大规模推广。

发电集团依托风光资源富集、存量资产雄厚、核心技术领先、产业链布局完善、央企政策与资金优势，加快布局新能源非电利用产业。这既是破解自身消纳难题的现实需要，又是培育新质生产力、抢占未来能源竞争制高点的战略选择。

西南水风光大基地与内河航运、算电协同等创新模式，能够进一步丰富非电利用场景，拓宽消纳渠道，提升资产综合收益。通过分区差异化示范引领，可在“十五五”期间构建百万吨级氢氨醇产能和千万平方米级新能源供热能力，形成新的增长极。

为加快推动集团新能源非电利用产业高质量发展，提出以下核心工作建议。

一是技术路线因地制宜，不同区域差异化发展。西北资源富集区优先发展“风光氢氨醇一体化”大规模基地；东北地区依托存量火电推广多能耦合供热；西南地区利用水风光资源和内河航运优势，发展“水风光氢氨醇一体化”模式；华北华东华南聚焦新能源供热与工业绿氢替代；东部沿海港口布局海上风电制氢氨醇及绿色燃料加注。各区域应制定专属技术路线图，选择合适区域，尽快开展示范项目验证。

二是开展全产业链技术经济测算，建立财务评价模型。项目评估必须从“绿电制取—储运—转化—终端应用”全产业链维度进行成本收益分析，建立涵盖绿电采购、储运摊销、合成转化、终端利用及环境权益的全口径财务模型，避免仅核算制氢或供热环节。

三是坚持技术+产业融合创新，加快科技成果转化。重点突破绿色氢氨醇制储输用、风光火储热一体化、水风光一体化等核心技术，协同产业链单位研发高效热泵、甲醇动力与充换电及算电协同平台等产业链相关核心技术，建议发电集团设立科技创新专项，培养高水平技术团队，打造发电集团专属技术模式。

四是组建专项政策争取团队，强化政策协同对接。组建由发电集团总部、研究院、区域公司组成的专项政策争取团队，加强与国家发展改革委、国家能源局、生态环境部等部委对接，全力推动绿电专项电价、碳市场纳入、绿证全覆盖、示范项目补贴等政策落地。加强行业协同，联合其他央企、行业协会共同呼吁完善产业政策，形成政策合力，为产业发展创造良好政策环境。

（课题组成员：赵军、王二峰、王浩、王立波、朱未来、余曦、张丕瑞、周雪松、银山、魏汝华）