编者按
绿氢之新，新在定位。绿氢之难，难在创业。
在全球加速奔向碳中和的时代洪流中，绿氢正从实验室和示范项目快步驶入产业化赛道，成为我国战略性新兴产业中备受关注的前沿阵地。4月28日，国家能源局发布了我国首份氢能发展报告——《中国氢能发展报告2025》。《报告》显示，2024年我国氢能生产消费规模超3650万吨，位列世界第一。截至2024年底，全球可再生能源制氢项目累计建成产能超25万吨/年，我国占比超50%，已逐步成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领国家。
这是绿氢“最好”的时代。自我国“双碳”目标提出以来，氢能产业被赋予了新的历史使命。国家层面，氢能作为前沿新兴产业被列入2024年政府工作任务，并被写入《中华人民共和国能源法》，提出“积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展”的要求。2024年 7月中共中央、国务院发布《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出要推进氢能“制储输用”全链条发展。在地方层面，共计22个省级行政区将氢能写入2024年地方政府工作报告。截至 2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项。
这是绿氢“最坏”的时代。绿氢产业仍处于商业化初期，全球项目面临“规划热、落地冷”、电氢协同不足等瓶颈。普华永道报告显示，欧盟在制氢项目建设方面远未达到预期，尽管已宣布规划205吉瓦的项目，但几乎都处于概念或演示阶段。在我国，2024年全国规划的109个绿色甲醇项目中，实际开工“寥寥无几”。风光大基地配套的绿氢项目也普遍存在“有电无氢”或“有氢无市”的割裂现象，需求侧面临“鸡生蛋还是蛋生鸡”的困局……
国内外绿氢产业发展遇阻的原因大致相同，核心症结都在于经济性瓶颈。换言之，绿氢项目需遵循市场规律，但其经济性、技术成熟度和产业链完备性尚未达到商业化门槛，导致政策热潮与市场冷感并存。绿氢经济性之重的背后是高昂的研发成本、稀缺的生产资源以及尚未形成规模的产业体系。绿氢产业化初期，整个产业链摸着石头过河，成本居高不下且产业形态稚嫩，实属正常现象。
但换个角度思考，这种“昂贵的不完美”恰恰是技术突破的前夜所固有的特征。对于战略性新兴产业而言，其产业培育需要稳扎稳打，深耕细作，经得起爬坡之艰，蹚得过涉滩之险。一方面，技术研发仍是破局关键，持续加大力度攻克核心关键技术，降低生产成本，提升产品性能与质量，让价格逐渐具有市场竞争力；另一方面，完善产业配套设施，推动产业链各环节形成紧密合作，加快标准制定与行业规范，体现绿氢的环保属性。本期封面策划以“绿氢产业化攻坚战”为题，聚焦绿氢“成长的烦恼”，开展深度调研，精准剖析其不成熟之处，以期为产业后续发展有的放矢地攻坚克难提供思路。
来源：电联新媒 作者：赵紫原
“不要把绿氢当成短期风口，实际上绿氢的产业化更像是一场‘马拉松’。”在记者就绿氢经济性问题进行采访时，多位业内人士反复强调。
氢能并非新生事物。作为宇宙中丰度最高的元素，氢能在工业领域早已建立了成熟的应用体系。如今，全球能源绿色低碳转型赋予了氢能新的定位——依托清洁能源制取的“绿氢”，正突破传统化工原料的边界，以绿色原料、能源载体、交通动力、长时储能等多重身份受到能源与工业领域的高度关注。
据统计，目前全球已有30多个国家推出绿氢战略及相关政策，2013～2023年，全球绿氢产能由0.22万吨增至14.76万吨，增幅高达6609.1%。
2024年全国两会，“加快氢能产业发展”首次被写入政府工作报告。今年1月1日起施行的《中华人民共和国能源法》首次明确赋予氢能与煤炭、石油等传统能源同等的法律地位，为氢能产业的发展提供了法律保障。地方政府和央企纷纷入局，截至2024年底，全球可再生能源制氢项目累计建成产能年均超过25万吨，中国占比超过一半。
但不论国际还是国内，绿氢产业都属于刚刚起步的新兴产业。《中国石油企业》杂志刊发《全球氢能产业发展现状》一文显示，2023年绿氢在全球氢能生产能力中的占比为3.05%。据国家能源局发布的数据，我国氢气生产结构中，煤制氢占比62%，天然气制氢占比19%，工业副产氢占比18%，以电解水制氢为代表的可再生能源制氢占比仅约1%。
新产业的“成长”必然要经历阵痛。近两年来，内蒙古、辽宁、甘肃等地收紧绿氢项目审批，强化项目落地效率，全球绿氢产业项目叫停、审批门槛提高、投资遇冷不断……绿氢产业已迈过技术验证期，进入规模化应用前夜，但绿氢要实现真正的规模化发展，需要经历漫长的市场淬炼。我们探讨绿氢的经济性之重，并非“只见树木、不见森林”般对其简单否定，而是站在这场“马拉松”比赛的起点处，思考其行稳致远的路径。
国内实际开工率不到25%
纵观任何产业的发展史，在创业的起步时期，阶段性波折在所难免。龙头企业往往是行业景气度的“观察哨”，产业从无到有的艰难探索历程，可以从龙头企业的市场份额变化中窥见一二。
去年底，全球知名铝业公司挪威海德鲁发布公告称，电池材料和绿氢将不再是公司的战略增长领域，也不会再分配资金，未来几年也将逐步淘汰这些业务。
全球工业气体巨头日本酸素控股公司今年3月宣布，因美国绿氢生产项目可行性不足，决定终止该计划并计提约14亿元的资产减值。
曾被资本热捧、获马士基重金押注的欧洲氢能先锋企业Green Hydrogen Systems（GHS）今年3月宣布启动司法重组程序，从IPO到破产只用了3年时间。马士基，全球最大的集装箱承运公司，于2021年率先在新造船中使用甲醇燃料，为全球航运业脱碳提供了一项新选择。
绿氢是制备绿色甲醇的关键原料，氢氨醇一体化项目在国内外密集落地。通俗解释，不稳定的绿电、难储存运输的绿氢相当于“生鲜能源”，一体化项目将这些“生鲜”集中加工成方便流通和使用的“能源罐头”，即绿氨和绿色甲醇。去年8月，马士基公开表示，为保持竞争力，并不会把希望寄托在甲醇等单一燃料上，而是选择了甲醇和LNG（液化天然气）双燃料船。
沙特斥资84亿美元打造的全球最大绿氢项目Neom，遭遇“无人买单”的困境，其在日前宣布，因未能获得足够的买家而可能缩减发展规模。
援引自全球能源互联网发展合作组织数据，全球绿氢的需求不足规划产能的10%，许多大型项目搁浅。2024年，德国、荷兰、丹麦等国的绿氢项目被推迟或取消。
与欧美绿氢项目遇冷境遇类似，我国绿氢项目亦折戟不断。以新能源资源富集地内蒙古为例，2024年8月，内蒙古能源局发布了《关于全区第三批废止新能源项目情况的公告》。在废止的项目中，风光制氢项目占6个，涉及新能源规模216万千瓦。
业内人士告诉记者，这只是冰山一角。国金证券数据显示，2023～2024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%。
缘何这么多绿氢项目“备而不建”？中国科学院大连化学物理研究所研究员王集杰告诉记者，“备”的原因是抢占“风光”资源或赶热潮，不建的根本原因是经济性不过关。
抢占“风光”资源为什么要建绿氢项目？据记者进一步了解，“风光”路条抢手，不少地方政府在项目审批时附加了越来越多的条件，比如要求部分电力就地制氢等，以带动当地氢能产业发展，一些企业为了置换“风光”路条，便纷纷入局绿氢产业。
某央企绿氢从业人士刘利安（化名）表示，绿氢依靠市场推广的模式并未形成，按照部分地方规定，企业建设储能或制氢设施方可获取新能源资源。由于目前氢能盈利模式不清晰，部分企业获得新能源指标后又重新算起了经济账，导致制氢设施建设搁置，或建而不用。
在这波绿氢发展浪潮中，也有不少新入局者在实践中遇到了超出预期的挑战。新能源行业专家陈明轩博士指出，部分从业者对于绿氢发展的认知多基于“制氢相对简单”“百年成熟技术”等过往经验。在新质生产力背景下，绿氢的发展本质上是化工与新能源电力的深度融合，其技术耦合的复杂性和应用场景的挑战性，并不是简单“1+1=2”的线性逻辑，需要充分认识到科技创新与产业示范的客观规律。事实上，绿氢作为新兴领域，其技术落地必然伴随探索性挑战。项目的推进往往受资金、人才储备或技术积累等多方面因素影响，这是新兴领域发展的必经阶段，而正是这种挑战和突破的伴随性发展，也孕育着绿氢产业链和创新链融合的广阔空间。
业界戏言“懂制氢的人看不懂电费单，能研究明白电的人不懂化工”。陈明轩进一步指出，这也反映了绿氢产业人才稀缺。“绿氢属于化工和新能源交叉领域，涵盖化工、材料、电气、机械、结构、安全等多学科专业，国内氢能专业的开设尚处起步阶段，既掌握化工领域经验同时又了解新能源开发建设的复合型人才急缺，这种‘一才难求’的局面也造成了项目落地的困难。”
根本原因是经济性不过关
全球绿氢项目遇阻的核心因素，正如王集杰所言，是“经济性不过关”。
曾经价格令人咋舌的“大哥大”手机、“大头”电脑，如今已沦为怀旧玩具，这背后折射出产业发展的必然规律——技术尚未成熟、生产规模受限、研发成本高企等因素共同推高了产品价格。一如如今刚刚起步的绿氢产业。唯有系统性梳理产业链堵点，才能打破 “高价困局”。
“企业一般将IRR（内部收益率）作为项目投资决策的重要依据，按照目前电力央企的规定，IRR高于6.5%以上的项目方可进行建设，虽然各企业要求略有不同，但绿氢项目目前无法满足这一要求。”刘利安坦言。
从横向对比看，相比国内工业领域8～10元/公斤的煤制氢成本，绿氢价格大概是其3倍至6倍。
从纵向“解剖”看，绿氢产业链条上的每个环节，都不便宜。绿氢项目主要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。
在生产环节，购电成本是绿氢成本的绝对“大头”。据了解，电费往往占总成本一半以上，有时甚至高达80%。对于完全的“离网型”制氢项目，由于可再生能源出力具有间歇性，电解槽利用小时数面临挑战，潜在的风险进一步推高单位产氢成本。若按照0.3元/千瓦时购电成本制氢计算，制氢成本达22元/千克，其中用电成本占制氢成本的67%。
陈明轩表示，在绿氢的制备端，电力成本是决定性因素。电解水制氢对于电力消耗较大，每制取1标准立方米氢气约需耗电5千瓦时，折合每公斤氢气约50～60千瓦时。在光伏、风电等度电成本降至0.1～0.2元区间时，绿氢成本可逼近化石制氢水平，因此如何有效利用“便宜电”是破解绿氢经济性难题的关键因素之一。
刘利安对设备成本进行了拆解：“绿氢产业面临技术依赖与规模效应缺失的双重制约。当电价较低时，设备成本成为影响制氢成本的重要因素。即使当电价为0元/千瓦时，制氢成本也高达7元/千克。碱性电解槽造价相对较低，约3000元/千瓦，但效率低、动态响应差；质子交换膜（PEM）电解槽虽然动态响应特性较好，但是高度依赖进口设备与催化剂（如铂），单台成本超10000元/千瓦，制氢成本高企。另外，绿氢产业处于前期发展阶段，规模效应不显著，规模扩大与造价降低的正向促进作用未能充分体现。”
在储运端，关键设备成本仍有较大下探空间。陈明轩指出，氢气不易存储，如绿氢生产后不能及时就地消纳，则必须进入储运环节，而氢气储运环节成本约占氢气终端售价的30%～50%。
在下游应用端，也有很大挖潜空间。“地方政府或支持新能源制氢，或支持氢能汽车推广等等，并未从整个产业链进行考虑。目前发电企业普遍面临一个问题，即绿氢如何销售的问题。广东佛山以及河北张家口等少数地区有明确的氢能公交车用氢需求，其他地方政策并未有效衔接，氢能利用率低下，或者根本无法找到用户。”刘利安说。
为了方便运输，国内外密集部署氢氨醇一体化项目，如上文提及的马士基使用的绿色甲醇燃料就是使用场景之一。目前，我国煤制甲醇产能占比超过80%，当煤炭价格为500～1000元时，煤制甲醇的成本为1800～2700 元/吨，显著低于3500～5500元/吨的绿色甲醇成本。
绿氨为煤电降碳提供了新路径。我国去年印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》中提出，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。
刘利安算了“一笔账”，绿氨掺烧主要存在氨燃料成本高、绿氨供应不足、高比例掺氨锅电厂设备适应性等问题。按照新能源电价0.3元/千瓦时计算，绿氨折合标煤价格约4800元/吨，是当前800元/吨标煤现货价的6倍。综合测算，常规60万千瓦煤机掺烧20%的绿氨，度电成本将提高0.23元/千瓦时，掺烧50%的绿氨，度电成本将提高0.6元/千瓦时。当新能源电价降至0.02元/千瓦时或碳价达到1350元/吨以上时，煤电掺烧绿氨才具有经济性。他建议可探索利用新能源弃电制备绿氨，提升项目经济性。
运行工况也是绿氢经济性的决定因素之一。业内人士告诉记者，在生产端，由于风能、太阳能具有随机波动性，新能源出力受限；在消纳端，以化工场景的氢气需求为例，往往需要氢气供应>7000小时/年且连续稳定，这种供需矛盾需要在项目设计、运行管理上采取精准预测、优化控制等先进技术手段，一定程度上进一步推高了成本。
绿氢经济性问题并非无解，王集杰表示，近10年来，新能源电价已从1.0元/千瓦时降至0.1～0.2元/千瓦时，未来仍有下降空间。设备成本以1000标方/时电解槽为例，其成本已从2018年的1000万元降低至当前的500万元左右。
陈明轩对于绿氢经济性持乐观态度，他认为，绿氢的经济性提升有赖于电价下行、设备降本和高效运行三方面协同突破，这也是业内推动绿氢逐渐平价化的主要路径。目前国内行业创新链不断突破、产业链逐渐完备，绿氢成本有望逐步下降。
电氢协同面临关键发展瓶颈
针对绿氢经济性难题，业内认为电氢协同是可行方案。
去年在佛山召开的“中国氢能产业大会”上，中国工程院院士舒印彪指出，电氢耦合是构建新型电力系统的重要支撑。电氢耦合有利于促进新能源消纳和增强电力系统长时间的调节能力。比如在新能源消纳方面，绿氢是新能源规模化高效利用的重要载体，既可以就地利用，也可储存后通过火电燃烧或通过燃气轮机、氢燃机等再次发电，保障新能源安全稳定消纳。在调节能力方面，氢能具有能量密度大、清洁高效和大规模长时间储能的优点，能够增强系统长时期的平衡调节能力以及应对风光出力不确定性和极端气侯变化特征下的保供风险，并与电化学储能、抽水蓄能等形成互补效应，提升新型电力系统的整体调节能力。
简单而言，绿氢来自于绿电，绿氢也可以发电，电氢协同就是电和氢的“互存互用”，实现1+1>2的价值体现，同时激活绿氢长时储能的“新角色”。然而，电氢协同的实现，有赖于突破一些技术方面的关键瓶颈。
陈明轩表示，通常而言，电力系统以电磁暂态控制为核心，属于典型的毫秒级响应场景，而制氢属于过程化工控制，涵盖热力学和电化学等复杂反应，属于分钟级（甚至小时级）响应场景，这两种系统的自身特性差异大。因此在耦合过程中，不同系统模型的时空特性、表征机理、设计方案和控制理论都不尽相同。
刘利安认为，风电、光伏受天气影响，发电功率波动大（如光伏夜间无法发电）。目前普遍应用电解碱水制氢技术，需稳定的电力输入。为此，波动的发电功率输出与稳定的电力需求之间产生了矛盾，从而降低了电解槽的利用率。虽然PEM技术能够适应新能源波动特性，但是这种技术成本高，是电解碱水制氢技术的2~3倍。绿电制氢一般在低电价时段制氢，这种模式导致制氢产量不稳定，为此需配套储能或混合能源系统，进一步增加了成本。
除了上下游工段不连续，电氢供需空间也不匹配。政府政策研究人士刘强（化名）指出，我国绿氢资源与化工产能空间错配问题突出，风电、光伏发电等可再生能源富集地区主要集中在西部的内蒙古、甘肃、青海、新疆、四川、云南等地，本地消纳绿氢空间有限，外送能力不足。而石油化工产能主要分布于中东部沿海地区，绿氢资源相对有限。虽然西部可再生能源可通过新建氢气管道或改造天然气管线输送至中东部地区，也可以绿电形式利用特高压输电通道输送至负荷终端，但电氢网络协同运行方式尚待研究。
对大基地制氢而言，这种供应与需求的空间逆向分布更为突出。新能源大基地距离用氢企业较远，需要长距离运输，导致输氢成本激增。
刘利安指出，大基地是绿氢未来主要的制备场景，可以简单认为新能源上网电价为绿氢的购电成本。目前某省日前市场低电价（0.2元/千瓦时以下）持续时间约为10小时，若利用低电价制氢，年利用小时仅为3600小时，远低于经济性利用小时数5000小时。在如此低的利用小时数下，制氢成本将进一步上升。另外，新能源场站制氢用电目前处于灰色地带，即暂时按照厂用电进行管理，或上网电价进行内部结算，随着规模的增大，是否纳入工商业用电范畴值得商榷。
在体制机制层面，也存在不匹配之处。刘强（化名）表示，目前我国尚未针对绿氢产业链建立完整的项目管理、并网调度、电价政策与绿色认证标准，这些都给绿氢化工的有序发展带来困难。绿氢与化工行业具有巨大协同发展潜力，需以系统性思维开展绿氢化工顶层设计。
陈明轩建议，促进“电氢协同”应进一步加大科技创新力度，深挖化工和新能源交叉领域的前沿科学问题，建立适用于化工+新能源耦合的研究范式。在鼓励新技术路线涌现的基础上，着力推进行业的标准化建设，推进电氢领域的人才培养，加大化工和新能源领域人才的有机融合。
刘利安表示，处理好电氢协同的关键，一是高度重视技术创新与研发，重点研发宽功率、适应波动性强的制氢技术，促进制氢与新能源出力特性相匹配，加大国产化进程，降低造价成本。完善市场机制，通过新能源制氢、氢能发电的方式，推动“电、氢、电”闭环发展。完善现货市场电价机制，通过低价制氢、高价发电的模式，使“电氢协同”模式在现货市场中获得收益。同时，打通下游应用领域，在工业脱碳上加大绿氢对化石燃料的替代，在交通领域以公共交通、重卡、船舶为绿氢应用突破口，打通制约绿氢应用的“最后一公里”。
需在市场淬炼中“摔打”
我国绿氢行业经历过去几年的迭代进步，在产业链和创新链的融合上快速发展，在自主创新、产业培育、场景开拓、政策法规取得了长足进步，多个项目和技术装备的指标达到甚至领先国际一流水平，但这些点状的进展尚未聚合成势，距离实现真正的产业化还有很长的路要走。
业内人士认为，绿氢制备需要继续降低电价以及设备成本，制备成本降低至15元/千克时，方有能力与化石能源相竞争。在产业发展初期，扫清绿氢发展的藩篱对提高其经济性而言至关重要。
发展初期，政策扶持不可缺少。虽然氢能已经被纳入《能源法》，但还需继续完善顶层设计，疏通制约绿氢发展的关键障碍。对于新能源电站制氢设施，在政策方面应将用电纳入厂用电管理，排除电站“后顾之忧”。建立绿氢溯源认证体系，明晰绿氢的“绿色”属性。
政策扶持的重点，是体现其环境价值。刘强（化名）建议，在监管层面，建议加强覆盖氢能制备、储运、应用全供应链碳足迹核算的标准体系研究，研究制定绿氢行业认证标准，建立健全绿氢相关法律法规和监管制度，积极参与绿氢国际标准制定。
刘利安认为，绿氢相比灰氢具有明显的环境属性，但是这部分价值未能充分体现。未来，随着碳市场的不断完善，化石能源制氢将被纳入碳市场，意味着化石能源制氢成本可能进一步上涨，将间接提升绿氢竞争性。
王集杰指出，推动绿氢产业化，一方面要对其绿色产品属性予以肯定，另一方面要健全绿氢全产业链。在产业链延伸方面，航海领域对于替代燃料需求旺盛，绿色甲醇、绿氨被视为替代燃料的有利竞争者，这一领域有可能在绿氢产业方面率先实现突破。
市场激励方面，绿氢作为长时储能需要受到普遍关注。长时储能是绿氢的典型优势。新型电力系统建设需要足量的储能进行支撑，目前绿氢作为长时储能并未受到重视。这方面需要进一步完善市场机制，通过低价制氢、高价发电的方式为氢能提供盈利空间；另外长时储能作为电源侧的备用属性不能忽视，需要在容量电价方面得到补偿。
但政府扶持不可长时间持续，绿氢产业化的根本在于参与主体在市场淬炼中“摔打”出真本事。陈明轩指出，绿氢具备市场竞争力并规模化发展是一个动态变化的过程，很难以一个静态的观点来预测某一个时间节点行业的成熟度，但技术研发和应用示范需要进一步突破，在电氢复杂系统的协同控制方法、装备设计加工制造水平和使用寿命、更加稳定可靠的催化剂等原材料工艺、氢气的储存和加注等领域仍需开展持续的深入的理论创新和技术应用示范。
技术创新方面，王集杰建议，加快PEM电解技术以及阴离子膜电解水（AEM）等快负荷、调节速率快等技术的研发，推动降本增效。攻关液态氢存储与运输技术，降低运输成本。
注：本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）第5期，作者系本刊记者。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。
