中國儲能網訊：綠氫之新，新在定位；綠氫之難，難在創(chuàng)業(yè)。
在全球碳中和浪潮中，綠氫正從實驗室邁向產業(yè)化，成為我國戰(zhàn)略性新興產業(yè)的前沿陣地。作為零碳未來的關鍵拼圖，綠氫不僅具備可再生、零排放特性，更將深刻賦能新型工業(yè)化進程，為能源自主和產業(yè)升級提供支撐。
2024年，我國氫能產量超3650萬噸，位居全球第一。全球可再生能源制氫產能超25萬噸/年，我國占比過半，正成為行業(yè)引領者。
這是綠氫的機遇時代："雙碳"目標下，氫能被寫入《能源法》，國家提出"積極有序推進氫能開發(fā)利用"，22個省級行政區(qū)將氫能納入政府工作報告；這也是綠氫的挑戰(zhàn)時代：全球項目面臨"規(guī)劃熱、落地冷"困境。我國2024年規(guī)劃的109個綠色甲醇項目大多未開工，風光大基地配套項目普遍存在"有電無氫"或"有氫無市"現(xiàn)象。
核心癥結在于經濟性瓶頸，高昂的研發(fā)成本、稀缺的生產資源和未成熟的產業(yè)鏈，導致政策熱潮與市場冷感并存。但正是這種"昂貴的不完美"，往往預示著技術突破的前夜。破局之道在于持續(xù)攻克核心技術降低成本，完善產業(yè)配套，加快標準制定。
本期封面策劃聚焦綠氫“成長的煩惱”，開展深度調研，精準剖析其不成熟之處，以期為產業(yè)后續(xù)發(fā)展有的放矢地攻堅克難提供思路。
“不要把綠氫當成短期風口，實際上綠氫的產業(yè)化更像是一場‘馬拉松’。”在記者就綠氫經濟性問題進行采訪時，多位業(yè)內人士反復強調。
氫能并非新生事物。作為宇宙中豐度最高的元素，氫能在工業(yè)領域早已建立了成熟的應用體系。如今，全球能源綠色低碳轉型賦予了氫能新的定位——依托清潔能源制取的“綠氫”，正突破傳統(tǒng)化工原料的邊界，以綠色原料、能源載體、交通動力、長時儲能等多重身份受到能源與工業(yè)領域的高度關注。
據統(tǒng)計，目前全球已有30多個國家推出綠氫戰(zhàn)略及相關政策，2013～2023年，全球綠氫產能由0.22萬噸增至14.76萬噸，增幅高達6609.1%。
2024年全國兩會，“加快氫能產業(yè)發(fā)展”首次被寫入政府工作報告。今年1月1日起施行的《中華人民共和國能源法》首次明確賦予氫能與煤炭、石油等傳統(tǒng)能源同等的法律地位，為氫能產業(yè)的發(fā)展提供了法律保障。地方政府和央企紛紛入局，截至2024年底，全球可再生能源制氫項目累計建成產能年均超過25萬噸，中國占比超過一半。
但不論國際還是國內，綠氫產業(yè)都屬于剛剛起步的新興產業(yè)?！吨袊推髽I(yè)》雜志刊發(fā)《全球氫能產業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀》一文顯示，2023年綠氫在全球氫能生產能力中的占比為3.05%。據國家能源局發(fā)布的數(shù)據，我國氫氣生產結構中，煤制氫占比62%，天然氣制氫占比19%，工業(yè)副產氫占比18%，以電解水制氫為代表的可再生能源制氫占比僅約1%。
新產業(yè)的“成長”必然要經歷陣痛。近兩年來，內蒙古、遼寧、甘肅等地收緊綠氫項目審批，強化項目落地效率，全球綠氫產業(yè)項目叫停、審批門檻提高、投資遇冷不斷……綠氫產業(yè)已邁過技術驗證期，進入規(guī)?；瘧们耙?，但綠氫要實現(xiàn)真正的規(guī)?；l(fā)展，需要經歷漫長的市場淬煉。我們探討綠氫的經濟性之重，并非“只見樹木、不見森林”般對其簡單否定，而是站在這場“馬拉松”比賽的起點處，思考其行穩(wěn)致遠的路徑。
國內實際開工率不到25%
縱觀任何產業(yè)的發(fā)展史，在創(chuàng)業(yè)的起步時期，階段性波折在所難免。龍頭企業(yè)往往是行業(yè)景氣度的“觀察哨”，產業(yè)從無到有的艱難探索歷程，可以從龍頭企業(yè)的市場份額變化中窺見一二。
去年底，全球知名鋁業(yè)公司挪威海德魯發(fā)布公告稱，電池材料和綠氫將不再是公司的戰(zhàn)略增長領域，也不會再分配資金，未來幾年也將逐步淘汰這些業(yè)務。
全球工業(yè)氣體巨頭日本酸素控股公司今年3月宣布，因美國綠氫生產項目可行性不足，決定終止該計劃并計提約14億元的資產減值。
曾被資本熱捧、獲馬士基重金押注的歐洲氫能先鋒企業(yè)Green Hydrogen Systems（GHS）今年3月宣布啟動司法重組程序，從IPO到破產只用了3年時間。馬士基，全球最大的集裝箱承運公司，于2021年率先在新造船中使用甲醇燃料，為全球航運業(yè)脫碳提供了一項新選擇。
綠氫是制備綠色甲醇的關鍵原料，氫氨醇一體化項目在國內外密集落地。通俗解釋，不穩(wěn)定的綠電、難儲存運輸?shù)木G氫相當于“生鮮能源”，一體化項目將這些“生鮮”集中加工成方便流通和使用的“能源罐頭”，即綠氨和綠色甲醇。去年8月，馬士基公開表示，為保持競爭力，并不會把希望寄托在甲醇等單一燃料上，而是選擇了甲醇和LNG（液化天然氣）雙燃料船。
沙特斥資84億美元打造的全球最大綠氫項目Neom，遭遇“無人買單”的困境，其在日前宣布，因未能獲得足夠的買家而可能縮減發(fā)展規(guī)模。
援引自全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織數(shù)據，全球綠氫的需求不足規(guī)劃產能的10%，許多大型項目擱淺。2024年，德國、荷蘭、丹麥等國的綠氫項目被推遲或取消。
與歐美綠氫項目遇冷境遇類似，我國綠氫項目亦折戟不斷。以新能源資源富集地內蒙古為例，2024年8月，內蒙古能源局發(fā)布了《關于全區(qū)第三批廢止新能源項目情況的公告》。在廢止的項目中，風光制氫項目占6個，涉及新能源規(guī)模216萬千瓦。
業(yè)內人士告訴記者，這只是冰山一角。國金證券數(shù)據顯示，2023～2024年國內立項綠氫產能已超650萬噸，而實際落地的產能僅約11萬噸，開工率不到25%。
緣何這么多綠氫項目“備而不建”？中國科學院大連化學物理研究所研究員王集杰告訴記者，“備”的原因是搶占“風光”資源或趕熱潮，不建的根本原因是經濟性不過關。
搶占“風光”資源為什么要建綠氫項目？據記者進一步了解，“風光”路條搶手，不少地方政府在項目審批時附加了越來越多的條件，比如要求部分電力就地制氫等，以帶動當?shù)貧淠墚a業(yè)發(fā)展，一些企業(yè)為了置換“風光”路條，便紛紛入局綠氫產業(yè)。
某央企綠氫從業(yè)人士劉利安（化名）表示，綠氫依靠市場推廣的模式并未形成，按照部分地方規(guī)定，企業(yè)建設儲能或制氫設施方可獲取新能源資源。由于目前氫能盈利模式不清晰，部分企業(yè)獲得新能源指標后又重新算起了經濟賬，導致制氫設施建設擱置，或建而不用。
在這波綠氫發(fā)展浪潮中，也有不少新入局者在實踐中遇到了超出預期的挑戰(zhàn)。新能源行業(yè)專家陳明軒博士指出，部分從業(yè)者對于綠氫發(fā)展的認知多基于“制氫相對簡單”“百年成熟技術”等過往經驗。在新質生產力背景下，綠氫的發(fā)展本質上是化工與新能源電力的深度融合，其技術耦合的復雜性和應用場景的挑戰(zhàn)性，并不是簡單“1+1=2”的線性邏輯，需要充分認識到科技創(chuàng)新與產業(yè)示范的客觀規(guī)律。事實上，綠氫作為新興領域，其技術落地必然伴隨探索性挑戰(zhàn)。項目的推進往往受資金、人才儲備或技術積累等多方面因素影響，這是新興領域發(fā)展的必經階段，而正是這種挑戰(zhàn)和突破的伴隨性發(fā)展，也孕育著綠氫產業(yè)鏈和創(chuàng)新鏈融合的廣闊空間。
業(yè)界戲言“懂制氫的人看不懂電費單，能研究明白電的人不懂化工”。陳明軒進一步指出，這也反映了綠氫產業(yè)人才稀缺?！熬G氫屬于化工和新能源交叉領域，涵蓋化工、材料、電氣、機械、結構、安全等多學科專業(yè)，國內氫能專業(yè)的開設尚處起步階段，既掌握化工領域經驗同時又了解新能源開發(fā)建設的復合型人才急缺，這種‘一才難求’的局面也造成了項目落地的困難?！?/span>
根本原因是經濟性不過關
全球綠氫項目遇阻的核心因素，正如王集杰所言，是“經濟性不過關”。
曾經價格令人咋舌的“大哥大”手機、“大頭”電腦，如今已淪為懷舊玩具，這背后折射出產業(yè)發(fā)展的必然規(guī)律——技術尚未成熟、生產規(guī)模受限、研發(fā)成本高企等因素共同推高了產品價格。一如如今剛剛起步的綠氫產業(yè)。唯有系統(tǒng)性梳理產業(yè)鏈堵點，才能打破 “高價困局”。
“企業(yè)一般將IRR（內部收益率）作為項目投資決策的重要依據，按照目前電力央企的規(guī)定，IRR高于6.5%以上的項目方可進行建設，雖然各企業(yè)要求略有不同，但綠氫項目目前無法滿足這一要求。”劉利安坦言。
從橫向對比看，相比國內工業(yè)領域8～10元/公斤的煤制氫成本，綠氫價格大概是其3倍至6倍。
從縱向“解剖”看，綠氫產業(yè)鏈條上的每個環(huán)節(jié)，都不便宜。綠氫項目主要由可再生能源發(fā)電及電源轉換、電解槽及分離純化等制氫設備和運維成本構成。
在生產環(huán)節(jié)，購電成本是綠氫成本的絕對“大頭”。據了解，電費往往占總成本一半以上，有時甚至高達80%。對于完全的“離網型”制氫項目，由于可再生能源出力具有間歇性，電解槽利用小時數(shù)面臨挑戰(zhàn)，潛在的風險進一步推高單位產氫成本。若按照0.3元/千瓦時購電成本制氫計算，制氫成本達22元/千克，其中用電成本占制氫成本的67%。
陳明軒表示，在綠氫的制備端，電力成本是決定性因素。電解水制氫對于電力消耗較大，每制取1標準立方米氫氣約需耗電5千瓦時，折合每公斤氫氣約50～60千瓦時。在光伏、風電等度電成本降至0.1～0.2元區(qū)間時，綠氫成本可逼近化石制氫水平，因此如何有效利用“便宜電”是破解綠氫經濟性難題的關鍵因素之一。
劉利安對設備成本進行了拆解：“綠氫產業(yè)面臨技術依賴與規(guī)模效應缺失的雙重制約。當電價較低時，設備成本成為影響制氫成本的重要因素。即使當電價為0元/千瓦時，制氫成本也高達7元/千克。堿性電解槽造價相對較低，約3000元/千瓦，但效率低、動態(tài)響應差；質子交換膜（PEM）電解槽雖然動態(tài)響應特性較好，但是高度依賴進口設備與催化劑（如鉑），單臺成本超10000元/千瓦，制氫成本高企。另外，綠氫產業(yè)處于前期發(fā)展階段，規(guī)模效應不顯著，規(guī)模擴大與造價降低的正向促進作用未能充分體現(xiàn)?！?/span>
在儲運端，關鍵設備成本仍有較大下探空間。陳明軒指出，氫氣不易存儲，如綠氫生產后不能及時就地消納，則必須進入儲運環(huán)節(jié)，而氫氣儲運環(huán)節(jié)成本約占氫氣終端售價的30%～50%。
在下游應用端，也有很大挖潛空間?！暗胤秸蛑С中履茉粗茪?，或支持氫能汽車推廣等等，并未從整個產業(yè)鏈進行考慮。目前發(fā)電企業(yè)普遍面臨一個問題，即綠氫如何銷售的問題。廣東佛山以及河北張家口等少數(shù)地區(qū)有明確的氫能公交車用氫需求，其他地方政策并未有效銜接，氫能利用率低下，或者根本無法找到用戶?！眲⒗舱f。
為了方便運輸，國內外密集部署氫氨醇一體化項目，如上文提及的馬士基使用的綠色甲醇燃料就是使用場景之一。目前，我國煤制甲醇產能占比超過80%，當煤炭價格為500～1000元時，煤制甲醇的成本為1800～2700 元/噸，顯著低于3500～5500元/噸的綠色甲醇成本。
綠氨為煤電降碳提供了新路徑。我國去年印發(fā)的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024~2027年）》中提出，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發(fā)電，替代部分燃煤。改造建設后煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。
劉利安算了“一筆賬”，綠氨摻燒主要存在氨燃料成本高、綠氨供應不足、高比例摻氨鍋電廠設備適應性等問題。按照新能源電價0.3元/千瓦時計算，綠氨折合標煤價格約4800元/噸，是當前800元/噸標煤現(xiàn)貨價的6倍。綜合測算，常規(guī)60萬千瓦煤機摻燒20%的綠氨，度電成本將提高0.23元/千瓦時，摻燒50%的綠氨，度電成本將提高0.6元/千瓦時。當新能源電價降至0.02元/千瓦時或碳價達到1350元/噸以上時，煤電摻燒綠氨才具有經濟性。他建議可探索利用新能源棄電制備綠氨，提升項目經濟性。
運行工況也是綠氫經濟性的決定因素之一。業(yè)內人士告訴記者，在生產端，由于風能、太陽能具有隨機波動性，新能源出力受限；在消納端，以化工場景的氫氣需求為例，往往需要氫氣供應>7000小時/年且連續(xù)穩(wěn)定，這種供需矛盾需要在項目設計、運行管理上采取精準預測、優(yōu)化控制等先進技術手段，一定程度上進一步推高了成本。
綠氫經濟性問題并非無解，王集杰表示，近10年來，新能源電價已從1.0元/千瓦時降至0.1～0.2元/千瓦時，未來仍有下降空間。設備成本以1000標方/時電解槽為例，其成本已從2018年的1000萬元降低至當前的500萬元左右。
陳明軒對于綠氫經濟性持樂觀態(tài)度，他認為，綠氫的經濟性提升有賴于電價下行、設備降本和高效運行三方面協(xié)同突破，這也是業(yè)內推動綠氫逐漸平價化的主要路徑。目前國內行業(yè)創(chuàng)新鏈不斷突破、產業(yè)鏈逐漸完備，綠氫成本有望逐步下降。
電氫協(xié)同面臨關鍵發(fā)展瓶頸
針對綠氫經濟性難題，業(yè)內認為電氫協(xié)同是可行方案。
去年在佛山召開的“中國氫能產業(yè)大會”上，中國工程院院士舒印彪指出，電氫耦合是構建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。電氫耦合有利于促進新能源消納和增強電力系統(tǒng)長時間的調節(jié)能力。比如在新能源消納方面，綠氫是新能源規(guī)?；咝Ю玫闹匾d體，既可以就地利用，也可儲存后通過火電燃燒或通過燃氣輪機、氫燃機等再次發(fā)電，保障新能源安全穩(wěn)定消納。在調節(jié)能力方面，氫能具有能量密度大、清潔高效和大規(guī)模長時間儲能的優(yōu)點，能夠增強系統(tǒng)長時期的平衡調節(jié)能力以及應對風光出力不確定性和極端氣侯變化特征下的保供風險，并與電化學儲能、抽水蓄能等形成互補效應，提升新型電力系統(tǒng)的整體調節(jié)能力。
簡單而言，綠氫來自于綠電，綠氫也可以發(fā)電，電氫協(xié)同就是電和氫的 “互存互用”，實現(xiàn)1+1>2的價值體現(xiàn)，同時激活綠氫長時儲能的“新角色”。然而，電氫協(xié)同的實現(xiàn)，有賴于突破一些技術方面的關鍵瓶頸。
陳明軒表示，通常而言，電力系統(tǒng)以電磁暫態(tài)控制為核心，屬于典型的毫秒級響應場景，而制氫屬于過程化工控制，涵蓋熱力學和電化學等復雜反應，屬于分鐘級（甚至小時級）響應場景，這兩種系統(tǒng)的自身特性差異大。因此在耦合過程中，不同系統(tǒng)模型的時空特性、表征機理、設計方案和控制理論都不盡相同。
劉利安認為，風電、光伏受天氣影響，發(fā)電功率波動大（如光伏夜間無法發(fā)電）。目前普遍應用電解堿水制氫技術，需穩(wěn)定的電力輸入。為此，波動的發(fā)電功率輸出與穩(wěn)定的電力需求之間產生了矛盾，從而降低了電解槽的利用率。雖然PEM技術能夠適應新能源波動特性，但是這種技術成本高，是電解堿水制氫技術的2~3倍。綠電制氫一般在低電價時段制氫，這種模式導致制氫產量不穩(wěn)定，為此需配套儲能或混合能源系統(tǒng)，進一步增加了成本。
除了上下游工段不連續(xù)，電氫供需空間也不匹配。政府政策研究人士劉強（化名）指出，我國綠氫資源與化工產能空間錯配問題突出，風電、光伏發(fā)電等可再生能源富集地區(qū)主要集中在西部的內蒙古、甘肅、青海、新疆、四川、云南等地，本地消納綠氫空間有限，外送能力不足。而石油化工產能主要分布于中東部沿海地區(qū)，綠氫資源相對有限。雖然西部可再生能源可通過新建氫氣管道或改造天然氣管線輸送至中東部地區(qū)，也可以綠電形式利用特高壓輸電通道輸送至負荷終端，但電氫網絡協(xié)同運行方式尚待研究。
對大基地制氫而言，這種供應與需求的空間逆向分布更為突出。新能源大基地距離用氫企業(yè)較遠，需要長距離運輸，導致輸氫成本激增。
劉利安指出，大基地是綠氫未來主要的制備場景，可以簡單認為新能源上網電價為綠氫的購電成本。目前某省日前市場低電價（0.2元/千瓦時以下）持續(xù)時間約為10小時，若利用低電價制氫，年利用小時僅為3600小時，遠低于經濟性利用小時數(shù)5000小時。在如此低的利用小時數(shù)下，制氫成本將進一步上升。另外，新能源場站制氫用電目前處于灰色地帶，即暫時按照廠用電進行管理，或上網電價進行內部結算，隨著規(guī)模的增大，是否納入工商業(yè)用電范疇值得商榷。
在體制機制層面，也存在不匹配之處。劉強（化名）表示，目前我國尚未針對綠氫產業(yè)鏈建立完整的項目管理、并網調度、電價政策與綠色認證標準，這些都給綠氫化工的有序發(fā)展帶來困難。綠氫與化工行業(yè)具有巨大協(xié)同發(fā)展?jié)摿?，需以系統(tǒng)性思維開展綠氫化工頂層設計。
陳明軒建議，促進“電氫協(xié)同”應進一步加大科技創(chuàng)新力度，深挖化工和新能源交叉領域的前沿科學問題，建立適用于化工+新能源耦合的研究范式。在鼓勵新技術路線涌現(xiàn)的基礎上，著力推進行業(yè)的標準化建設，推進電氫領域的人才培養(yǎng)，加大化工和新能源領域人才的有機融合。
劉利安表示，處理好電氫協(xié)同的關鍵，一是高度重視技術創(chuàng)新與研發(fā)，重點研發(fā)寬功率、適應波動性強的制氫技術，促進制氫與新能源出力特性相匹配，加大國產化進程，降低造價成本。完善市場機制，通過新能源制氫、氫能發(fā)電的方式，推動“電、氫、電”閉環(huán)發(fā)展。完善現(xiàn)貨市場電價機制，通過低價制氫、高價發(fā)電的模式，使“電氫協(xié)同”模式在現(xiàn)貨市場中獲得收益。同時，打通下游應用領域，在工業(yè)脫碳上加大綠氫對化石燃料的替代，在交通領域以公共交通、重卡、船舶為綠氫應用突破口，打通制約綠氫應用的“最后一公里”。
需在市場淬煉中“摔打”
我國綠氫行業(yè)經歷過去幾年的迭代進步，在產業(yè)鏈和創(chuàng)新鏈的融合上快速發(fā)展，在自主創(chuàng)新、產業(yè)培育、場景開拓、政策法規(guī)取得了長足進步，多個項目和技術裝備的指標達到甚至領先國際一流水平，但這些點狀的進展尚未聚合成勢，距離實現(xiàn)真正的產業(yè)化還有很長的路要走。
業(yè)內人士認為，綠氫制備需要繼續(xù)降低電價以及設備成本，制備成本降低至15元/千克時，方有能力與化石能源相競爭。在產業(yè)發(fā)展初期，掃清綠氫發(fā)展的藩籬對提高其經濟性而言至關重要。
發(fā)展初期，政策扶持不可缺少。雖然氫能已經被納入《能源法》，但還需繼續(xù)完善頂層設計，疏通制約綠氫發(fā)展的關鍵障礙。對于新能源電站制氫設施，在政策方面應將用電納入廠用電管理，排除電站“后顧之憂”。建立綠氫溯源認證體系，明晰綠氫的“綠色”屬性。
政策扶持的重點，是體現(xiàn)其環(huán)境價值。劉強（化名）建議，在監(jiān)管層面，建議加強覆蓋氫能制備、儲運、應用全供應鏈碳足跡核算的標準體系研究，研究制定綠氫行業(yè)認證標準，建立健全綠氫相關法律法規(guī)和監(jiān)管制度，積極參與綠氫國際標準制定。
劉利安認為，綠氫相比灰氫具有明顯的環(huán)境屬性，但是這部分價值未能充分體現(xiàn)。未來，隨著碳市場的不斷完善，化石能源制氫將被納入碳市場，意味著化石能源制氫成本可能進一步上漲，將間接提升綠氫競爭性。
王集杰指出，推動綠氫產業(yè)化，一方面要對其綠色產品屬性予以肯定，另一方面要健全綠氫全產業(yè)鏈。在產業(yè)鏈延伸方面，航海領域對于替代燃料需求旺盛，綠色甲醇、綠氨被視為替代燃料的有利競爭者，這一領域有可能在綠氫產業(yè)方面率先實現(xiàn)突破。
市場激勵方面，綠氫作為長時儲能需要受到普遍關注。長時儲能是綠氫的典型優(yōu)勢。新型電力系統(tǒng)建設需要足量的儲能進行支撐，目前綠氫作為長時儲能并未受到重視。這方面需要進一步完善市場機制，通過低價制氫、高價發(fā)電的方式為氫能提供盈利空間；另外長時儲能作為電源側的備用屬性不能忽視，需要在容量電價方面得到補償。
但政府扶持不可長時間持續(xù)，綠氫產業(yè)化的根本在于參與主體在市場淬煉中“摔打”出真本事。陳明軒指出，綠氫具備市場競爭力并規(guī)?；l(fā)展是一個動態(tài)變化的過程，很難以一個靜態(tài)的觀點來預測某一個時間節(jié)點行業(yè)的成熟度，但技術研發(fā)和應用示范需要進一步突破，在電氫復雜系統(tǒng)的協(xié)同控制方法、裝備設計加工制造水平和使用壽命、更加穩(wěn)定可靠的催化劑等原材料工藝、氫氣的儲存和加注等領域仍需開展持續(xù)的深入的理論創(chuàng)新和技術應用示范。
技術創(chuàng)新方面，王集杰建議，加快PEM電解技術以及陰離子膜電解水（AEM）等快負荷、調節(jié)速率快等技術的研發(fā)，推動降本增效。攻關液態(tài)氫存儲與運輸技術，降低運輸成本。
