全球能源互联网发展合作组织：绿氢发展距离真正意义上的突破尚有多远？

来源：中国能源新闻网 时间：2025-02-10 17:54

绿氢发展距离真正意义上的突破尚有多远？

全球能源互联网发展合作组织 刘钟淇、张瑾轩

　　氢能被称为“21世纪终极能源”，近年来备受资本与市场青睐，绿氢产业锣鼓喧天，一路狂飙。但在2024年，全球绿氢产业正经受破局前的阵痛，项目叫停、审批收紧、投资遇冷，让行业刚刚集聚的热度骤然降温。绿氢发展离真正意义上的突破还有多远？

　　“乍暖还寒”

　　绿氢，作为新能源和动力电池之后的又一全球投资“新宠”，正经历着前所未有的快速发展。经过数年的产业铺垫，绿氢产业已在全球范围内崭露头角。据统计，目前已有30多个国家推出绿氢战略及相关政策。

　　日本计划在2030年形成30万吨/年的供应能力，建设加氢站900座。目前日本氢能和燃料电池技术专利数量居全球第一，燃料电池汽车和家用燃料电池热电联供系统已步入商业化推广早期阶段。欧盟2020年发布了《欧盟氢能战略》和《欧盟能源系统整合策略》，计划2050年实现碳中和目标，并向法国、德国、意大利、葡萄牙、西班牙和瑞典拨款近7亿欧元补贴绿氢项目，计划到2030年，绿氢规模扩大到1000万吨。美国能源部宣布将向15个氢能项目提供近6200万美元资金，加速下一代清洁氢能技术研发，包括氢燃料电池、标准化加氢站等。

　　自2021年起，中国新能源企业在政策引导下纷纷布局绿氢业务。2022年，国家发展改革委、国家能源局公布《氢能产业发展中长期规划》。此后，二十多个省份及城市出台氢能产业规划。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，各省市也出台各类氢能发展政策。2024年底，工业和信息化部、国家发展改革委、国家能源局联合发布实施了《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，聚焦氢冶金、氢碳制绿色甲醇等多个应用场景，系统提出30项具体工作任务，全力打造产业升级新增长极。2025年1月，氢能首次纳入《能源法》管理范畴，明确推进氢能全链条发展、完善基础设施网络及建立健全氢能标准。近年来，中国绿色氢氨醇项目不断涌现，已有逾50家央企、40家国企，以及远景能源、明阳集团、金风科技等民企布局氢能及其装备。

　　然而，在看似一片繁荣的背后，绿氢产业在2024年下半年却遭遇了寒流。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，其原因在于实际落地投产项目不及预期。截至去年6月，我国规划的绿色甲醇项目有109个，累计年产能超过5000万吨，但真正开工的项目寥寥无几。

　　与此同时，欧美绿氢项目也骤然遇冷。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205吉瓦的项目，但几乎都处于概念或演示阶段。国际能源署署长法提赫·比罗尔强调应加大措施刺激需求，警告当前的需求目标远远落后于政府的生产目标。

　　根据数据统计，全球绿氢的需求不足规划产能的10%，许多大型项目被搁浅。2024年，德国、荷兰、丹麦等国的绿氢项目因技术、成本及市场需求等问题被推迟或取消。这些消息导致市场情绪低迷，投资人信心受挫，一系列数据和言论让绿氢产业热度骤降。

　　痛定思痛，全球都在关注绿氢产业何时能够实现真正意义上的突破。从产业发展角度来看，要实现突破，绿氢产业必须具备经济竞争力，降低生产成本，使经济性优于传统蓝氢。同时，还需要形成规模效应，在工业、交通、能源等各领域实现全面应用，年消费总量超过1000万吨。此外，还需要形成较为完整的氢能产业链供应链和产业体系，产业布局合理有序，实现由政策和市场双重驱动向市场驱动的转变。

　　那么，绿氢产业“乍暖还寒”的困局背后，到底隐藏着哪些难言之隐呢？

　　困局何在？

　　在全球绿氢产业蓬勃发展又面临挑战的当下，技术路线与成本效益成为左右其发展走向的关键因素。目前，商业化的绿氢项目主要依托碱性电解槽和质子交换膜电解槽两种技术。

　　碱性电解槽技术成熟度高，制氢效率稳定在70%左右，成本近年来大幅下降，国内招标价格已降至1500元/千瓦左右，制氢系统成本约2000元/千瓦，是当前绿氢项目采用的主流技术。然而，其短板也十分明显，调节能力有限，在调节范围和速度上难以适应新能源发电的波动性，这为绿氢项目的稳定运行埋下隐患。

　　质子交换膜电解槽则有着出色的调节性能，能较好地匹配新能源发电的不稳定性，效率可达70%-80%。但美中不足的是，其设备成本高昂，约6000-7000元/千瓦，是碱性电解槽的3倍以上，这无疑大幅抬高了绿氢的生产成本，限制了其大规模推广应用。

　　从成本核算角度来看，若仅依据全部采用碱性电解槽进行简单成本计算，绿氢、绿氨似乎已具备经济性。但这种理想测算脱离了实际工况，与新能源实际运行成本相差甚远，这也是众多绿氢氨醇项目“纸面盈利，实际亏损”的主因。

　　以新疆某地规划建设的1.2吉瓦风电制氢氨项目为例，当地风资源年利用小时数可超过3300，若按风电场单位投资2000元/千瓦测算，则风电度电成本已经低至0.08元/千瓦时；如简单采用碱性电解槽（2500元/千瓦）制氢，则绿氢成本约为12元/千克，绿氨成本约为2600元/吨。从2017年至2024年，液氨市场价格在2500元-5000元/吨左右波动，据此价格测算，该项目经济性似乎较为理想，但这种简单的理想测算并未考虑实际工况。实际运行中，由于风电波动性极大，制氢、氨设备均无法适应，必须加装大量新型储能、PEM电解槽、储氢罐等配套设施，或接入大电网进行调节。对比电网调节、储能+储氢以及储氢+燃料电池三种方案，电网调节方案经济性最优，但绿氢成本也要增加至近20元/千克，绿氨成本则升至约3800元/吨；如完全脱离电网，仅采用电池储能来维持工程运行，则绿氢成本要达到超过40元/千克，绿氨成本接近8000元/吨。

　　总体而言，绿氢产业在发展进程中主要面临三大难题。

　　经济性方面，实际运行电解水制氢成本达30元/千克，远高于灰氢（天然气制氢或煤制氢）7-10元/千克的制氢成本，与蓝氢（化石能源制氢+CCS）约20元/千克的成本也还有差距。从成本构成分析，绿氢中电耗成本最高，占到74%，折旧成本占18%，这两项就占到了总成本的90%以上。

　　需求方面，目前94%的氢气和70%的绿氢消费集中在化工领域，氢主要作为原材料使用；而在能源领域消费需求微乎其微。因此，氢能消费规模的不足，限制了产业发展。

　　政策支持方面，我国将氢气列为危化品管理，制氢项目审批严格，限制了绿氢的生产和应用。同时，我国尚未出台绿氢补贴政策，仅有内蒙古、新疆等部分地区实施补贴。与欧盟4.5欧元/千克和美国最高3美元/千克的补贴相比，支持力度明显不足。

　　此外，我国碳市场目前仅覆盖电力行业，而钢铁、化工等高排放行业尚未纳入，降低了这些高碳排放行业实施绿氢改造的积极性。并且，我国碳价平均在60-100元/吨，远低于欧洲的600-800元/吨的水平，低廉的碳价仍无法改变绿氢过于“高贵”的现实。

　　破局之路

　　2024年，全球绿氢氨醇产业迈出了市场化的关键一步，阿布扎比化肥制造商Fertiglobe中标国际组织H2 Global Foundation在德国的绿氢衍生物项目，获得3.97亿欧元资金支持，用于生产绿氨并销售到欧洲。此次中标首次确定了绿氨定价，每吨约为811欧元，加上运输成本后进口价约为每吨1000欧元，较传统合成氨高出约1.9倍，为未来可再生氨交易提供了重要价格基准。

　　同时，绿色甲醇作为船用燃料也被看好。2023年底，航运巨头马士基与金风科技签订年产50万吨绿色甲醇长期采购协议，支持其首批甲醇双动力船舶低碳运营，有效期至2030年后。截至2024年6月底，全球新建和改造甲醇动力船约400余艘，预计4-5年后绿色甲醇需求量约为1100万吨/年。目前，绿色甲醇采购价格超7000元/吨以上，但规模化后可能降至4000-5500元/吨左右。

　　从0到1固然难得，但从1到N却仍是挑战。当下，如何让绿氢从马士基等行业巨头的专属资源，转变为能源、化工等各领域普遍可用的消费品，成为产业发展的关键命题。

　　首先，要让绿氢“用得起”。

　　具体来看，一方面要“降成本”。电费成本是绿氢生产中的绝对大头，占比超70%。据测算，当电价为0.3元/千瓦时，碱性电解水制氢、PEM电解水制氢成本分别为19元/千克、28元/千克；电价下降到0.2元/千瓦时，成本分别下降到13和23元/千克。随着风光新能源发电成本的快速下降，预计到2030年，我国西部、北部地区的风、光发电成本将降至0.1-0.13元/千瓦时，这将使得绿氢成本有望降至15元/千克以下，相较于蓝氢（17-20元/千克）更具经济性。此外，电解槽是另一个降本主体。据研究机构香橙会研究院统计，国内碱性电解槽公开招投标均价已从2021年的300万/兆瓦降至当前140万/兆瓦的成本线，PEM电解槽中标均价也从2021年的1000万/兆瓦降至当前约600万/兆瓦的成本线，但仍存在巨大的技术进步和成本下降空间。

　　在传统化工行业，灰氢转绿氢的生产流程改动小，部分基础设施可通用。化工行业有望率先实现绿氢的推广应用，成为产业发展突破口。预计到2030年，化工行业绿氢用量将达300万吨，占绿氢总消费量的60%。到2035年，随着新能源发电成本下降和制氢技术成熟，绿氢成本有望降至10元/千克，与灰氢相当。

　　另一方面要“提技术”。以制氢环节作为突破口，聚焦各领域用氢以及大规模储输氢需求，力求实现新能源的构网型电解水制氢技术，攻克宽负荷波动下柔性合成氨、甲醇工艺等关键技术，以此引领全产业链各环节的全面技术升级。具体而言，如碱性电解槽需要提升灵活性，以更好适应风光发电的波动性；PEM电解槽要降低贵金属催化剂负载量，同时开发性能更优异的隔膜、双极板等关键材料，从而有效降低成本；高温固体氧化物电解槽则需提高材料耐久性，实现从试验示范向商业化的跨越；还需优化新能源与多种制氢设备的协同控制技术，实现二者更高效的匹配。

　　为了“增收益”，政策引导是为关键。将绿氢移出危化品范畴，列为常规能源消费品，出台税收优惠、补贴等激励措施，完善碳市场建设。因地制宜对绿氢提供补贴，根据风光资源、产业基础条件，提供1-3美元/千克的补贴。推动绿氢化工、氢能交通以及绿氨、绿甲醇等绿色氢基能源的商业化和产业化，加快构建绿色氢能制储输用全产业链的良性生态圈。

　　在“用的足”方面，近期以化工产业为突破口，实现绿氢替代蓝氢、灰氢，扩大绿氢消费量，从而吸引投资，带动技术、产业快速发展。随着能源、交通行业脱碳进程的深入，气电掺氢、煤电掺氨、船用绿色甲醇燃料、绿色航煤等新应用得到开发，有望成为拉动绿氢需求的主要增长点。到2030年后，绿氢应用将进一步在工业、发电等领域全面爆发，绿氢产能全面释放，届时，绿氢产业可逐步脱离政策性补贴，实现全面商业化。

　　在“用的好”方面，实现电氢协同、规模化发展是目标。尽早规划绿氢管道网络，做好顶层设计。近期可利用现有天然气管道掺氢运输，远期依靠绿氢管网高效运输。对于长距离输氢成本高的地区，考虑输氢输电协同。到2035年后，绿氢产业将全面成熟，将与新能源有效配合，应用日益广泛，并推动构建全国范围的电氢协同能源配置网络。

　　总体来看，我国绿氢产业正处于产业培育向全面突破迈进的关键阶段。随着新能源发电成本的下降和技术成熟，绿氢经济优势将逐渐凸显。在政策推动、示范效应和产业降本三重驱动下，预计到2030年至2035年，绿氢产业将实现真正意义上的突破。若政策支持力度持续加大，这一突破有望更早实现。

责任编辑：沈馨蕊