绿氢项目迎来密集开工和交易浪潮，幕后推手是什么？

摘要：

绿氢项目迎来密集开工，绿色燃料也形成一波交易浪潮。未来10年将是全球氢能产业“黄金发展期”，这背后的推手和原因是什么？

撰文 | Shushu

编辑 | Tang

→这是《环球零碳》的第948篇原创

氢能可以实现跨月、跨季节的能量存储，被称为“21世纪的终极能源”，而绿氢是深度去碳化的最终解决方案。

生产绿氢最理想的途径是用光伏和风能所发的绿电电解水获取。因此，在风电、光伏新增装机量再创新高，价格不断下降的2023年，也迎来了氢能产业的“狂飙”。

有机构预计，未来10年将是全球氢能产业“黄金发展期”，到2030年全球氢能需求将超过1.5亿吨。

在我国，截至2023年12月31日，全国共有332个绿氢项目处于规划、在建、建成状态，已公布的绿氢规模约为489万吨/年，对应电解槽需求近86GW。

而当前已落地绿氢项目产能仅为5万吨。这意味着，绿氢的发展空间巨大。

发展前景一片光明之下，也吸引了不少企业来分一杯羹。企查查最新数据显示，目前全国氢能相关企业有4993余家。其中，2023年新增注册企业875余家。

可以说，绿氢赛道是继动力电池之后，又成为众多大型央企、国企以及上市公司投资“新宠”。

例如，中国石化在氢能领域“野心勃勃”，计划打造中国第一氢能公司。

去年8月，中石化第一个贯通风光发电、绿电输送、绿电制氢、氢气储存、氢气输运、绿氢炼化等绿氢生产-利用全流程的新疆库车绿氢项目全面建成投产，这标志着我国绿氢规模化工业应用实现零的突破。

2024开年，中石化在氢能领域再落一子。总投资59.4亿元的乌兰察布10万吨/年风光制氢一体化项目（制氢厂部分）正式获批，共计需要碱性电解槽约1GW。

中航证券邹润芳指出，按照2025年我国每年实现10-20万吨可再生氢的目标来看，2024年绿氢项目有望迎来密集开工。

到底是谁在推动绿氢项目的集体爆发？绿氢赛道是真火还是虚火？

01--光伏、储能大跌，绿氢顺势大爆发

绿氢产业发展火热的商业逻辑并不难理解。

所谓绿氢，就是将风、光产生的绿电输送到制氢厂，通过电解槽等核心装置，用电解水产生氢气，产生的绿氢将被运送到炼厂、钢铁厂、发电厂等应用端，可用作燃料，也可作为化工原料。

因此，绿氢制取成本主要由电费、制氢设备以及工厂等其他软成本构成。其中，对于碱性电解水制氢，电耗成本占比高，约80%，这也是一直以来制约绿氢发展的主要问题。

据香橙会估计，电解水制氢一标方氢气需要3-5度电左右，11.2标方氢气为1公斤，所以电解水制氢1公斤耗电约35-55度左右，取中间值45度电制取一公斤氢气。

如果对应电价分别为0.3元/kWh、0.2元/kWh、0.1元/kWh，再加上其他成本，每公斤绿氢成本大概分别为17.53元、11.68元和5.84元。

所以，用一句话概括，绿氢能不能降本发展就看电价。一般来说，当电价为0.2元/千瓦时，制氢成本可与化石能源制氢（灰氢）持平，此时灰氢成本在9.5-15元/kg。

而低电价甚至零电价(弃电消纳)只可能发生在采用新能源发电的情况，因此，绿氢成本在光储氢一体化项目内才可能降本。

这样看起来，降低制绿氢用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机组的价格上。

这也意味着，当前绿氢项目蓬勃发展，是站在风电、光伏、储能等可再生能源产业技术不断创新，价格不断下跌的“肩膀”之上的。

据国金证券计算，理想情况下，假设光储氢一体化项目中70%的电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，在光伏组件1元/W、单位投资 3.1 元/W，储能电芯0.5 元/Wh、单位投资1.06元/Wh，电解槽1.2元/W、单位投资1.35元/W的情况下，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR达到5.7%。

这意味着在在此模式下绿氢制取的成本已经可实现与灰氢平价。

更可喜的是，目前光伏组件和储能还在持续降价。最新消息显示，P型组件价格最低价低于0.8元/W，2小时储能EPC价格也已低至0.88元/Wh。

当然这些都是在理想情况下的测算，实际运用中，绿氢和灰氢还存在一定的价格缺口。为了真正实现与灰氢平价，各地政府开始出台补贴政策，具体如下：

除此之外，河北、新疆、沈阳、吉林等地已放开可再生能源制氢的地域限制和生产限制，允许绿氢生产项目及其制氢加氢一体站不在化工园区内建设。这也能降低当地氢气制造成本，促进氢能行业规模化发展。

业内人士表示，绿氢可以把光伏协同发展的逻辑闭环（下图所示），一旦制绿氢技术突破后，卡住光伏大规模发展的喉咙也就松开了。

02--将掀起一波可持续燃料交易浪潮？

那么，假设制氢经济性问题解决了，制出的绿氢如何消纳呢？

目前我国绿氢产能主要集中于内蒙古、河北、新疆、甘肃等西北地区，基本形成“西富东贫，北多南少”，而在对氢的需求上正好相反，资源错配导致对绿氢的远距离储运要求提升。

来源：《势银氢能与燃料电池年度蓝皮书（2023）》（数据截至2023年10月底）

这是另一个影响氢能发展的问题，运输。氢气的储运环节，其成本是制备的10倍。

当前最成熟的是长管拖车运输，但是面对长距离，这种方式成本巨大。要解决长距离的资源错配的问题，管道运输是成本最低的方式。

虽说管道运输有输氢量大、能耗小和成本低等优势，但建造管道的一次性投资成本较大，造价是天然气管道的2~3倍。

截至2023年H1，全球输氢管道规划里程已超过5000km，其中欧美总占约为90%，美国超 2700km，欧洲达1770km，而我国仅有400公里的输氢管道。

《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》指出，到2030年，我国输氢管道建设里程有望达到 3000km。

当前输氢管道没有得到解决前，绿氢一般都是制成绿氨和绿醇。氨比氢气更易液化，且同体积液氨含氢量比液氢多至少60%，所以绿氨作为储运氢的载体，具有显著经济性。

但从生产成本上来看，绿氨醇跟传统煤或天然气合成的氨醇相比，经济性远远不够。那么，即使解决了运输问题，谁还会为“绿色“买单？

答案是，当然有。

2023年4月，欧洲议会正式批准CBAM即碳关税，同时海运被纳入碳排放交易体系，按照规划，今年1月1日起，航运领域开始征收碳税。

除此之外，欧盟还规定到2026年逐步取消对航空业的免费配额，促进航空业使用可持续燃料。

由此，航运和航空业就被套上了“紧箍咒”。所以，这两个行业的公司可能会在2024年签订一波绿色燃料承购协议。

首先是以马士基为代表的的船运巨头开始在全球范围内寻找绿醇和绿氨以代替化石燃料（当前符合条件的可持续燃料的供应严重不足）。

2023 年 11 月，航运巨头马士基与中国可再生能源开发商金风科技签署了一份具有约束力的承购协议，每年购买 50 万吨绿色甲醇，这是迄今为止签署的最大一笔绿色航运燃料承购协议，将需要近 10 万吨绿色氢气。

这笔协议可以算是给我国绿氢行业发展注入了一针强心剂。

航空业也开始行动，法航-荷航集团和达美航空分别与美国合成燃料生产商DGFuels签订了为期七年的可持续航空燃料（SAF）承购协议。该公司利用800多兆瓦电解槽生产氢气来制造SAF。

2024年，彭博新能源财经预计将有更多的绿色氢气开发商在具有成本竞争力的市场上瞄准绿色燃料买家，并在这些市场的港口和机场推动更多的燃料加注活动。

参考资料：

[1]https://www.stcn.com/article/detail/1098745.html

[2]https://xueqiu.com/4847859916/274387491

[3]https://mp.weixin.qq.com/s/4i5b1zeHvgkxCOAeU8Ryiw

[4]https://mp.weixin.qq.com/s/L_4dwtfVpiHAasCirz9WEg

[5]https://m.bjx.com.cn/mnews/20231127/1346013.shtml

[6]https://finance.sina.cn/hkstock/gsxw/2023-12-25/detail-imzzfiqx3057889.d.html?vt=4&cid=76526&node_id=76526

[7]https://mp.weixin.qq.com/s/M3Ji17HXSZe4Qx0LNnyoXQ

[8]https://mp.weixin.qq.com/s/2W1MIMoVESh_hG3flOcnbA

[9]https://mp.weixin.qq.com/s/tJFDvatCqDDibRh63PDevQ

[10]https://mp.weixin.qq.com/s/npBtPeNUXunFoPhpsqUNQQ

[11]https://mp.weixin.qq.com/s/ZLQAf6tiFKnf1oC5T25y5Q

[12]民生证券：绿氢补贴纷来沓至，产业步入黄金发展期

[13]国泰君安：氢风已来，产业链降本增量值得期待

[14]国金证券：氢能2024年度策略：绿氢项目爆发在即，重点看好制储环节

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