2023年12月27日，国家发展改革委修订发布《产业结构调整指导目录（2024年本）》，《目录》在新能源鼓励类产业的发电互补技术与应用领域，增加了“电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色甲醇”，为我国氢能产业的落地应用与市场普及打开了新思路。绿色甲醇合成技术有助于破解氢能“制储运加”各环节难题，为氢能源安全高效运用提供了落地路径，是我国实现“碳达峰、碳中和”、建设现代能源体系的重要抓手，有望推动全球加速由低碳化向零碳化、负碳化迈进。
一、技术突破为绿色氢醇大规模应用奠定基础
绿色甲醇又称“液态阳光”，是利用太阳能、风能等可再生能源分解水制绿氢，再由绿氢加二氧化碳在催化剂作用下合成的清洁能源。合成技术来自中国科学院大连化物所，该技术的突破也源于研究团队开发的两项创新技术——一是先进的规模化电催化分解水制氢技术；二是高选择性、高稳定的二氧化碳加氢制甲醇催化技术。在创新技术的支撑下，绿色甲醇合成技术为氢能产业发展带来新契机。氢能作为最清洁的终极能源，是能源转型的最终目标，我国也已逐步建立起氢能生产、储存、运输、应用等全产业链体系，根据中国氢能联盟数据，预计至2025和2035年，氢能行业产值将分别达1万亿和5万亿规模；2050年，氢能在我国终端能源体系中占比将超10%，产业链年产值将达12万亿元。在产业发展的巨大潜能背后，氢能在“制储运加”各产业链环节仍面临这一系列挑战，带来成本、安全、技术、基础设施等方面的挑战，制约着氢能产业的发展与落地应用。从技术路线上看，绿色甲醇合成技术可以看成“制氢”与“储氢”两大环节，通过可再生能源发电“制氢”，并结合二氧化碳催化合成绿色甲醇完成“储氢”，从而提供了安全高效稳定的载体，为氢能源在运、加、用等后端环节奠定了基础。
二、绿色甲醇开辟了氢能大规模安全应用新赛道
（一） “绿氢不贵”，破解绿氢制备污染大成本高难题
氢能的核心意义在于实现能源的“去碳化”，但化石能源制氢环节的大量碳排放显然违背氢能发展的初衷。当前，我国仍主要采用化石能源制氢，2020年我国氢气总产量达到2,500万吨，81%产量源于煤炭与天然气，其中煤制氢占我国氢能产量的62%，远高于全球平均水平（19%）。使用煤炭每生产1公斤“灰氢”，会产生11公斤二氧化碳，制氢过程中产生了大量碳排放，阻碍我国能源绿色低碳转型发展。电解水制氢技术不产生二氧化碳，但受制于技术和高成本，我国电解水制氢占比仅1%。中科院大连化物所开发的规模化、低能耗和高稳定性电解水制氢技术，推动单位氢能耗降低至4.3度电/方氢以内，其效率在目前全球规模化碱性电解水制氢技术中位于前列。根据测算，当可再生电力价格降到每度电0.2元，以4.3度电/方氢的效率，可以实现“一块钱一方氢”，已基本接近煤制氢成本，制备绿氢具备经济可行性。而根据中国银河证券、万联证券等相关机构测算，目前青海等优质资源地区光伏度电成本已降至0.2元/千瓦时；到2025年，在光资源充沛的区域，光伏度电电力成本有望达到0.15元/千瓦时，可再生能源规模化制绿氢将迎来爆发期。
（二）“用氢不难”，氢醇成为氢能落地应用的有效载体
由于氢气的易泄露、易燃易爆特性，氢气在储、运、加、用环节均面临高成本、高危险等一系列问题，导致氢能应用难以大范围推广普及。从“储运”环节来看，电解水制氢的主要成本为用电成本，采用可再生能源发电是降低发电成本的关键途径，但受限于我国可再生能源资源的分布状况，制氢端与用氢端存在着较大的时间和空间错位性。而由于氢气储运的管道输运网络尚未建立，且短时间难以完成；而氢的低温液化存储或高压压缩存储均具有较高难度与成本，制氢端与用氢端之间的高储运成本是用氢成本高的重要原因。绿色甲醇具备常温常压储运的优势，可以作为氢能的稳态载体，从制氢端安全、高效、低成本运送到用氢端，大幅降低储运成本。从“加用”环节来看，氢气的易泄露、易燃以及大范围爆炸浓度，导致其在城市内的加、用环节均具备较大危险性；同时，由于技术因素加氢站、氢燃料电池汽车等建设与制造成本较高，导致消费端使用成本偏高。绿色甲醇加注与使用与当前加油站及燃油汽车体系相近，改造成本与技术难度更低，通过绿色甲醇重整制氢等方式，可大幅提升氢能的落地应用及安全性，为城市内氢能储存、加注以及氢燃料汽车用氢提供更为安全、加注便捷的氢源，用氢不见氢，实现氢能安全、高效、低成本应用。
（三）“有效固碳”，提升“碳中和”的落地性与经济性
碳捕集利用与封存（CCUS）是我国实现“碳达峰、碳中和”的关键技术手段，在产生大量碳排放的电力行业以及水泥、钢铁等工业领域中不可或缺，但前端的碳捕捉环节成本高，而后端的碳封存环节不具备经济效益，二氧化碳转化利用环节仍普遍存在规模小、不成熟等挑战，限制着我国CCUS的发展。绿色甲醇具备较高的二氧化碳消纳能力，每吨绿色甲醇可转化1.375吨二氧化碳，以化工行业为例，我国每年约有8000万吨甲醇产能，若大规模推广绿色甲醇，可直接消纳1.1亿吨级二氧化碳，间接消纳二氧化碳2.4亿吨二氧化碳，相当于增加2.7亿立方米的森林积蓄量。同时，绿色甲醇拥有丰富的应用场景，如替代煤炭燃烧发电、替代汽柴油作为交通工具燃料、替代化石能源作为工业供热燃料等，随着绿色甲醇应用场景拓展，二氧化碳消纳能力将呈现指数级攀升。另外，与化石能源相比，绿色甲醇燃烧不会产生额外新增的二氧化碳，用碳但不增碳，推动碳捕捉与碳利用形成闭环。
三、加快绿色甲醇技术应用示范，构建氢能产业发展的新赛道
（一）支持绿色甲醇纳入我国现代能源体系规划
支持绿色甲醇列入国家新能源范畴，纳入我国现代能源体系建设，对绿色甲醇生产、应用、技术等方面在国家层面提出发展目标，出台支持绿色甲醇发展的专项文件，发挥政策引导作用推动绿色甲醇加速发展。建立绿色甲醇应用推广行动计划，明确负责部门，建立绿色甲醇在交通、能源、工业、消费等领域的行业标准体系，制定系统完善的标准规范和规章制度，保障绿色甲醇行业高质量发展。统筹推进绿色甲醇基础设施建设，重点支持可再生能源制氢回醇项目建设，推进绿色甲醇加注站、绿色甲醇发电充电站等补能网络规划布局，鼓励绿色用能产业园区和企业利用绿色甲醇发展微电网及分布式能源系统。
（二）支持绿色甲醇作为氢能产业发展的落地路径
加强绿色甲醇技术对氢能制取、储存、运输和应用等各环节应用的支持，引导与支持氢能龙头企业以及一批“专精特新”中小企业参与绿色甲醇技术研发与电解水制氢关键技术开发。发挥绿色甲醇储能容量大、储运安全且低成本的载体优势，支持应用绿色甲醇储运氢能，降低储氢运氢成本，有效提升氢能储运领域的商业化水平。支持绿色甲醇重整制氢技术研发与攻关，支持在终端推广甲醇制氢加注站、甲醇重整制氢燃料电池汽车等多种氢能应用形式，推动氢能应用更具安全性、经济性。
（三）加强绿色甲醇应用场景开发与应用市场推广
加强绿色甲醇在工业、交通、发电、建筑、消费等领域的示范应用，以市场应用为牵引，推动绿色甲醇规模化发展，加快构建商业化应用路径。针对碳排放量最大的电力热力行业，前瞻探索绿色甲醇替代燃煤发电的实施方案，研究其产量、经济等方面的可行性，加快在工业供热、居民用热领域使用绿色甲醇替代煤炭等化石能源供热。支持以绿色甲醇为燃料的的甲醇汽车纳入我国新能源汽车管理体系，对绿色甲醇燃料汽车、绿色甲醇重整制氢汽车等甲醇汽车给予优惠补贴。加快物流及生产用车辆燃料清洁化，支持工农业机械、船舶、重卡车辆等柴油动力车船采用绿色甲醇作为替代燃料，设立柴油动力车船禁售退出时间。
（四）遴选深圳等重点城市开展绿色甲醇应用场景示范
支持深圳、广州、上海、杭州、长沙等新能源消费重点城市，打造绿色甲醇应用示范区，优先在汽车、储能、消费等领域，着力打造绿色甲醇应用重大场景，在基础设施建设、成果转化、企业培育、产业升级等方面创新工作模式。支持龙头企业、高校、科研院所等联合探索绿色甲醇的应用技术，开展场景创新的“产-学-研-用”合作。支持地方政府、行业协会、专业服务机构围绕经济社会发展、能源应用需求征集应用场景，鼓励举办场景创新活动，发布场景创新成果，并为场景供给方、研究机构、企业、投资机构提供高端交流平台，加强交流合作。
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