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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。”
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