解读四川大学PPT：绿电制氢制氨的下一步：市场均衡、碳激励与风险管理

绿氨为何成为电氢耦合的重要落点

报告开篇点出了绿氨的战略位置。二十大报告提出推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型，而可再生能源发电制取绿氢并合成绿氨、绿甲醇、可再生航空燃料，正是电氢耦合的重要发展方向。数据上看，截至2025年国内规划绿色氢氨醇一体化项目100余个，氨醇产能超1500万吨，单个项目电源规模达到百MW至GW级，绿氢产能超过万吨。

报告还提示了一个容易被忽略的匹配关系：我国新能源资源分布和化工用氢负荷分布高度重合，这为绿氨提供了消纳、调节、减碳三重价值。从消纳角度看，绿氢制氨可以辅助新能源并网调度；从调节角度看，可以提供电力辅助服务；从减碳角度看，氨醇合成存量产能占全球7%碳排放，绿色氨醇替代传统工艺空间可观。

示范工程的进展与暴露出的矛盾

技术可行性已经初步得到验证。截至目前，远景赤峰、国电投大安、中能建松原等首批可再生能源制氢制氨一体化示范工程已建成并投入试运行，展现了消纳波动性新能源、柔性负荷制氢制氨的运行模式。从时间线看，中石化库车2万吨绿氢/年项目于2023年8月投产，三峡纳日松1万吨绿氢/年项目于2023年12月投产，国电投大安18万吨绿氨/年项目与中能建松原20万吨绿氨/年项目均于2025年12月投产。

但示范工程经验同时表明，现阶段绿氨生产成本仍然较高，难以与传统煤制氨、气制氨直接竞争。

，经济性、收益风险高度依赖可再生发电资源的质量与利用水平。更现实的矛盾是，部分示范工程已出现发电、制氢、合成氨不隶属同一投资主体时，部分主体缺乏投资意愿、不推进技改的情况。

多主体结构下的均衡难题

报告把ReP2A系统的投资主体结构归纳为三种模式：单一主体模式常见于大部分新建工程，由同一主体承担可再生发电、制氢站和制氨站；双主体模式多见于部分改扩建工程；三独立主体模式则是可再生发电、制氢站、制氨站分别由不同投资主体承担。主体结构不同时，系统内部及对外的交易关系、约束关系和收益分配都会改变。

研究将ReP2A系统的容量规划、运行和运营视为非合作博弈，构造了多主体定容均衡问题，通过时间维度分解和多割广义Benders分解求解长期平衡问题。但结论并不乐观：由于三方物理过程的灵活性差异巨大，不同限制条件下投资-运行博弈的均衡点并不能平衡所有投资主体的利益，导致至少一方无投资意愿、项目难产。

储氢储氨扩容与利润转让协议

针对上述困境，报告给出了两类应对思路。第一是利润转让协议，=可利润转让协议使三方均实现盈利=，但报告明确指出这依赖于监管机构及平台。第二是工艺侧的灵活性改造。报告发现，投资储氨容量的增益可达投资储氢的数十倍乃至更高，但由于氢、氨侧收益关于储氢、储氨容量提升呈非单调关系，氢、氨主体单方面提升储罐容量并不必然提升自身收益。

为此报告建议，为保证安全生产，监管部门应限制最低储氢容量，并建立补偿机制以兼顾氢侧投资主体利益。而在工艺侧，氨合成是ReP2A系统全环节中灵活性最低的一环，若能提升其灵活性，一方面有助于消纳波动性风光发电，一方面或许能够改善多主体均衡。

碳配额与碳交易如何激励绿氨生产

即便ReP2A系统内部完成协调，绿氨产品与传统化石燃料灰氨在市场竞争中仍可能处于不利局面。报告提出可参考电力行业做法，赋予氨行业碳配额并允许交易，激励绿氨生产。具体设计上，参照电力行业碳配额制度，每年初按照历史产量，基于 grandfathering 原则为灰氨和绿氨分配初始碳配额，并作为其产量上限约束，灰氨生产商可从ReP2A各主体购入碳配额以扩大生产。

以某十万吨规模ReP2A项目构造算例，选取12个典型周的风光数据作仿真分析。结果显示，所提基于均衡的激励机制可在均衡点处在行业总收益仅损失1.8%的前提下，即实现行业碳排放降低12.9%，ReP2A收益提升12.5%。监管机构可通过调整固定碳价调整均衡点，促进行业阶段性转型。

碳收益在三方之间怎么分

碳收益分配是这套机制能否落地的关键。报告证明碳收益在发电、制氢、制氨三方间分配不改变外层均衡，继而提出满足个体理性的碳收益分配机制，将ReP2A所得碳收益分配给三方，满足互动后收益均不能比不参与碳交易更差。

机制的核心思路是定义三方在有碳交易和无碳交易下的相对收益变化量，最小化三方收益变化的差异，以尽可能公平、均衡分配碳收益。对比结果显示，在该分配机制下ReP2A生产链条中的三方均取得数量级相似的的正收益，从而保证个体参与意愿。而简单平均分配或集中分配都无法同时保证三方受益，这从反面说明了分配机制设计的必要性。

绿氨期货：对冲可再生能源波动的市场工具

ReP2A绿氨产量随可再生能源出力波动，产量波动传导到氨现货市场，引起价格与收益风险。由于大规模电能及氢氨危化品存储的技术经济性和监管限制，仅靠最优生产调度和储能难以消除月度以上时间尺度的产量、价格和收益波动风险。报告参考新能源发电期货，引入绿氨期货作为市场层面的风险对冲工具。

交易逻辑上，每个交易周期（月）期签约，ReP2A将部分未来绿氨产量的所有权预先转移给GA，交易周期末结算，参考德国风电期货模式，交割量与当月实际绿氨产量成比例。研究采用条件风险价值刻画尾部损失，构造Nash谈判策略，以无期货机制时的Nash-Cournot均衡点作为谈判破裂点，迭代确定期货交易的头寸和价格。以某二十万吨规模ReP2A项目构造算例，引入绿氨期货机制后，ReP2A和GA的CVaR效用分别提升约5.1%和10.14%，GA产量更稳定，现货氨价波动下降。

报告以某十万吨规模ReP2A项目构造算例，对比了无碳机制、仅灰氨分配碳配额、固定碳价激励、基于均衡的激励机制等不同机制下的市场均衡点及各主体收益。从ReP2A收益看，无碳机制下为7.59百万CNY，仅灰氨分配碳配额机制下降至6.70百万CNY，固定碳价激励下为6.94百万CNY，所提机制下为6.82百万CNY。 更关键的是减排与总收益的权衡关系。报告指出，所提机制在均衡点处在行业总收益仅损失1.8%的前提下，即实现行业碳排放降低12.9%，碳减排量达69万吨。这意味着碳配额机制可以用很小的行业总收益代价换取可观的减排效果。

报告以某二十万吨规模ReP2A项目构造算例，分析绿氨期货机制的风险对冲效果。双方CVaR置信水平均设为0.5，对应中等风险厌恶水平。引入期货机制后，ReP2A的CVaR效用提升约5.1%，GA的CVaR效用提升约10.14%。 报告还给出了机制效果的条件性结论：风电不确定性越强，期货机制越有效；风险厌恶程度越高，ReP2A从期货交易中获得的改善越明显；当ReP2A和GA产能规模接近时，风险分担更均衡，期货机制效果最好。此外，报告提出可引入非生产型交易参与者进入市场，亦可起到为风险对冲的作用。