观察 | 绿氢困局：繁荣赛道下的经济性之痛

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。