观察 | 绿氢困局：繁荣赛道下的经济性之痛

“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。”