今年以来，氢能产业受到了前所未有的关注。山东、四川、深圳、湖州、宁夏宁东基地等地出台或修订了氢能产业发展扶持政策，涉及固定资产投资奖励、可再生能源制氢设备购置补贴等类型。很多地方也提出了氢能及相关产业产值的发展目标。

目前绿色氢气产量占全球氢气产量不到千分之一，制约因素包括技术成熟度和生产成本。证券时报·E公司报道组采访时了解到，电是水电解制氢的主要成本，在目前的电价水平下，制氢成本仍然较高。为此，业界提出以降低核心设备制造成本，推动电价下行为主要方向。

作为氢能产业的源头，上游制氢环节成为各参与者的重要战场，尤其是在以电力运营商、大型化工集团为代表的国企的强力拉动下，绿色制氢项目正在大规模展开。同时，在制氢核心设备领域，民企与国企竞争。

业内普遍认为，由于国内制氢项目的快速进展，市场将倒逼国内制氢设备技术的快速进步，缩小与国际同行的差距，降低成本。据预测，到2025年底，绿色氢的产业化进程有望更加清晰。

绿色制氢央企国企带头。

证券时报记者从中国石油获悉，今年3月，中国石油首个大型可再生能源制氢项目在玉门油田投产，产出的氢气纯度达到99.99%。通过氢气管道和管罐车送往玉门油田炼油总厂等企业，实现了从生产到利用的全过程。本项目年制氢能力为2100吨。

玉门油田可再生能源制氢示范项目于2023年8月启动。据介绍，该项目配套的光伏发电项目预计今年年中投产，将探索出一条风、光、绿氢产业融合发展的道路。中国石油正在推进多个制氢项目，包括位于鄂尔多斯苏里格的300万千瓦“风、光、气储氢”综合示范项目。

事实上，央企和国企都为氢能的发展制定了宏伟的目标。中国石油剑指“油、气、热、电、氢”的综合性国际能源公司，中国石化则是锚定“中国第一氢能公司”的对象。

以中国石化为例，2021年，公司启动了首个万吨光伏绿色制氢示范项目，即新疆库车绿色制氢示范项目，2023年8月全面投产。

今年，中国石化在乌兰察布宣布了10万吨/年风光制氢一体化示范项目。

2023年6月，内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗那日松光伏制氢产业化示范项目成功产出第一方氢气。该项目由三峡新能源和漫石投资集团有限公司共同建设，是内蒙古自治区首批风光制氢一体化示范项目之一。

新天绿能是引领制氢产业发展的地方国企代表之一。公司旗下固原风电制氢示范项目是当时世界上第一个兆瓦级风电制氢项目，由公司与德国迈克菲公司合作建设。本文主要致力于风力发电制氢耦合能量管理系统的开发和现场运行方案的优化，以解决集成系统的协调控制、电能不稳定和制氢过程的自适应等问题。

新天绿能崇礼风光耦合制氢综合利用示范项目主要是全面掌握“源-网-负荷-储能”协同的离网型风光储制氢微网系统的技术和设备研发。该项目的研发可解决大规模风光储互补、高效、可靠、稳定、低成本制氢等关键技术问题。

谈及未来新项目的规划，新天绿色能源负责人告诉记者，公司计划探索绿色氢的应用场景，如研究建设长距离纯氢管道解决绿色氢的消耗，深入开发绿色氢下游合成的绿色氨和绿色甲醇；同时，对利用可再生能源合成绿色氢气进行了深入研究。通过研究孤岛运行下“负荷”终端随“源”终端功率波动的自适应跟随控制技术，将风力发电制氢有机结合，在风力发电机附近制氢。

“我们看到央企、国企都在动，对氢能的投入很大，覆盖面很广。”威视能源负责人在接受记者采访时表示，相比之下，在锂电池发展初期，很少有国企和国有企业大规模参与投资、建设和研发。

记者注意到，在制氢项目如火如荼进行的同时，制氢设备的招标也在紧锣密鼓地进行。近日，大唐多伦15万千瓦风光制氢(制氢)一体化示范项目招标结果公布。该项目是大唐集团首个绿色氢重点示范项目，本次招标涉及电解槽及相关设备。

2023年还有一批大型电解槽招标项目，包括鄂托克前旗上海庙经济开发区深能北光伏制氢项目、国能宁东可再生氢碳减排示范区一期项目、国电金奎大冯光绿色氢合成氨一体化示范项目、大连清洁能源集团海水制氢一体化项目等。

缩小制氢设备的技术差距

绿色氢气的生产离不开制氢电源、电解槽等核心设备。央企国企主导绿色制氢项目发展，制氢设备方面，央企民企国企百花齐放的格局。

阳光电源副总裁、阳光氢能董事长彭在接受采访时表示，公司基于柔性组网、电力电子、能源管理等六大核心技术，聚焦PWM制氢电源、电解水制氢设备、智能氢能管理系统三大核心设备，在行业内率先推出可再生能源柔性制氢系统解决方案。

“该系统不同于行业内的晶闸管电源和一般电解槽设备。它具有更高的功率调节响应速度、更低的电压纹波和DC功耗。是一站式的柔性制氢解决方案，能充分适应新能源电力的快速波动和间歇性特点，已广泛应用于国内外多个大型风光制氢项目。”彭对说:

中国石油的制氢装置布局也很积极。2023年5月，中国石油1200标准碱性水制氢电解槽在宝鸡下线。

今年3月，中国石油宝鸡石油机械有限责任公司氢能装备技术R&D及制造基地建设项目备案。该项目计划投资3.5亿元，计划今年10月开工。建设内容包括电解水制氢设备的加工、焊接、组装和测试，以及储存车间。建成后将具备年产200套电解水制氢成套设备的能力。

新天绿色能源负责人对证券时报记者表示，公司充分利用产业、资金、技术、人才、管理等多重优势，全面加强氢能关键技术研发，提升未来行业核心竞争力；还承担了风电纯水电解制氢、孤岛模式质子交换膜(PEM)集成关键技术及应用示范等科研任务。

航天工程是央企航天科技集团的子公司。公司在绿色氢的核心设备上，实现了碱性和纯水两大系列产品。其中，1000碱性电解制氢系统已通过氢能领军企业现场见证，获得中国质量认证中心节能认证二级能效；首套PEM电解制氢系统已完成中试性能测试。万安电密度下DC消耗3.98度，槽电压一致性97.5%，达到国际先进水平。

据航天工程负责人介绍，该公司电解制氢技术源于载人航天环境控制和生命保障技术，其中一套为航天员供氧的PEM系统已服役超过3万小时。

值得一提的是，近日，航天工程首台工业氢气深度净化及微量杂质去除装置试航成功。这也意味着，继大型碱性电解制氢装置、工业级质子交换膜电解制氢装置之后，公司氢能技术核心矩阵再次扩容，再添一名重量级新成员。

然而，制氢设备领域众多企业的进入，不仅存在良莠不齐的现象，也让人怀疑制氢设备的门槛是否不高。对此，彭认为，在“双碳”目标的背景下，氢能作为“终极”能源，受到了政府、央企、上市能源公司前所未有的重视，吸引了众多企业陆续进入市场，但这并不代表行业门槛不高。

“虽然碱性电解槽技术相对成熟，但在目前可再生能源大规模制氢的形势下，技术上面临新的挑战，缺乏项目实践验证，真正能具备电氢耦合技术研发实力和新能源项目经验的企业并不多。”彭对说:

据维维能源负责人介绍，相比国际同行，国内制氢设备企业在碱性电解槽产品方面积累的经验更多，产品实力也很不错；但在质子交换膜方向、验证轮次、验证时间等方面，国内与国际公司仍有差距。“这个差距也在快速弥补，因为国内制氢项目进展很快，这是通过市场倒逼技术进步的好机会。”。

彭告诉记者，目前和制氢设备企业升级改造的主要方向是通过提高电流密度、增加电池反应面积、增加电池数量向大型化方向发展。不过，他对目前简单放大产品的做法持保留意见。“规模化不是简单的把产品做大，而是在把产品做大的同时保证产品性能的提升。我们认为目前的趋势是走向规模化，无论是规模化还是模块化，最终还是要因地制宜选择。”

绿电的成本和波动性问题还有待解决。

“双碳”的目标为绿色氢气产业的发展注入了强大的动力，但不可否认的是，目前绿色氢气的比例很低，工业副产氢气仍然是最主流的制氢方式。造成这种情况的因素涉及不同技术路线的成熟度和成本差异。

新天绿色能源负责人向记者提供的数据显示，目前全球氢气主要来源于化石能源和工业副产品制氢，绿色氢气占比仅为0.4‰。“中国是世界上最大的氢能生产国和消费国，但绿色氢气仅占中国氢气总产量的不到1%，成本高是制约绿色氢气产业发展的关键因素。”

记者从中国徐阳集团了解到，该公司的高纯氢气生产过程主要是一种工业副产品。据介绍，随着2022年定州二期高纯氢制备项目和2024年呼和浩特高纯氢项目投产，公司拥有4条氢气生产线，产能26万标准立方米/日(24吨/日)，成为全国第五大、京津冀最大的氢气供应商。

“工业副产氢气是氢能的绿色过渡方案。目前电解水制氢成本高，难以大规模应用。工业副产氢气具有规模优势、成本优势和短时间减碳优势。”中国徐阳集团氢能公司负责人表示，公司制氢工艺为甲醇弛放气净化制氢，属于工业副产氢气，是目前所有制氢方式中成本最低的；大规模的生产和供应也在一定程度上降低了生产成本。

另外，公司的氢气来源是焦炉煤气资源的再利用，联产甲醇、氢气和氨气。整体产品的附加值是灵活的，可以以最佳的市场价格和成本安排生产。

化石能源制氢是目前比较成熟和主流的制氢方式。受访者不否认这个事实，但不代表绿色氢没有市场。

新天绿色能源负责人认为，化石能源制氢会排放大量二氧化碳等大气污染物，与发展绿色氢能的初衷相悖。“目前，我国绿色氢气的经济竞争力与传统灰色氢气相比还有一定差距，这是限制绿色氢气生产大规模推广应用的主要原因。而且绿色制氢技术与新能源的不匹配、PEM电解技术成熟度不高也是产业发展中亟待解决的问题。”

在彭看来，随着碳减排的呼声越来越高，绿色制氢技术已被广泛重视。利用可再生能源电解水制氢是目前众多氢源方案中碳排放最低的工艺，是未来最有前景的绿色氢能源供应模式。

根据彭超提供给记者的数据，电解水制氢的成本对电价极其敏感。基于国产碱性电解槽制氢系统，当电价为0.35元~0.4元/kWh时，制氢成本为21元~25元/kg。随着清洁能源发电成本的不断降低，如果电价降至0.25元/千瓦时，电解制氢成本将降至15元/千克，接近目前化石能源制氢成本，将逐渐成为主流制氢方式。

如何降低电解水制氢成本，航天工程负责人也提出，主要从两方面努力:一是降低核心设备制造成本，这需要通过扩大产业规模来带动；二是推动电价下行。

在生产绿氢的过程中还有一个问题需要解决，就是克服绿电的不稳定性，实现电氢耦合，稳定输出。彭告诉记者，在可再生能源制氢的场景下，从前端能源到后端应用场景，对电解水制氢系统提出了更高的要求，包括高性能、灵活性和智能化。在此背景下，阳光氢气率先发布了“可再生能源柔性制氢系统解决方案”。

彭介绍，“柔性制氢”主要是针对行业中存在的几个难点。一方面，由于风电、太阳能等可再生能源的输出功率具有快速波动、不连续的特点，柔性制氢系统可以适应这种变化，实现“负荷随源动”。另一方面，传统的制氢设备无法在可再生能源发电量波动的情况下保持稳定运行。太阳光氢能柔性制氢系统可以在较宽的功率范围内(如30%功率)稳定运行，提高了系统的适应性和可靠性。此外，通过柔性联网、电力电子技术和能量管理系统，柔性制氢系统可以更好地融入电网，减少对电网的冲击，对电网更加友好。

工业化的步伐越来越清晰。

记者注意到，随着氢能产业的蓬勃发展，近年来相关厂商在制氢方面的业绩大幅增长。以隆基氢能为例。2023年，公司继续加大氢能业务的培育力度，在技术研发、能力建设和市场拓展方面取得了阶段性进展。当年实现营业收入1亿多元。此外，截至2023年底，公司已建成容量为2.5GW的电解槽，碱性电解槽技术水平和容量规模处于行业领先水平。

自2021年以来，徐阳氢能领域发展迅速，氢气销量和氢能业务收入呈指数级增长。2023年，公司实现氢气销量930万立方米，同比增长2.36倍；氢能业务收入从2021年的2110万元增长至去年的6400万元，综合盈利能力不断加强。

彭从竞价量的角度分析了行业的成长性。据他介绍，2023年国内电解槽招标量远多于2022年，今年招标将主要集中在下半年，规模非常大。为此，阳光氢能也在扩大自己的产能。其智能制造中心二期正在建设中，计划7月投产，届时园区产能将达到3GW。

“国内外太阳能氢能订单快速增长，对公司产能提出了更高的要求。未来，我们将进一步扩大产能，拓展国内外业务，推进产品标准化和规模化生产，满足快速发展的氢能市场。”彭特别提到，虽然行业内的参与者越来越多，但高性能、高质量的制氢设备产能仍然不足。

对于绿色氢产业化节点何时到来，很多受访者也分享了自己的看法。新天绿色能源负责人认为，未来5-10年，新疆、内蒙古、甘肃、河北坝上地区绿色电力制氢成本有望降至0.1元以下，绿色氢气制氢成本有望降至0.5元/m3，低于工业副产氢气成本。届时，绿色氢将广泛应用于航空空航天、制药、能源化工、钢铁冶金、电子电力、光伏组件等等。

隆基绿色能源回应了近期调研中关于绿色氢产业化时间点的问题。坦率地说，全球脱碳形势不断深化，对绿氢、绿氨、绿醇的需求不断增加，每年增速较快，但还没到爆发的时间点。不过，该公司也指出，大量示范项目已在全球推广和开展，对氢气、氨和酒精的长期需求正逐渐显现。例如，航运业已经需要绿氨和绿醇的长期供应。

根据隆基绿色能源的判断，这些首发市场将刺激上游需求的进一步发展。“很难判断这些市场何时会爆发。估计到2025年底工业化进程可能会更清晰。”

据不完全统计，到2023年10月，新签约制氢项目41个，在建41个，投产8个。业内人士认为，由于从备案到投产的建设周期为1-3年，预计2025年后我国电解水制氢供应量将大幅增加。

在采访中，彭还特别提到了海外制氢市场。据介绍，太阳能氢能已在中东、欧洲、澳洲等海外市场布局，中东和欧洲的一些重要客户正在合作推进当地的新能源制氢项目。“随着全球对清洁能源和减少碳排放的日益关注，海外制氢项目的规模正在从兆瓦级向100兆瓦级转变，对更大规模的可再生能源和电解水装置的需求也在增加，特别是在工业用途和绿色制氢方面。”

根据水电规划设计院的预测，未来绿色氢基能源的主要用途将集中在工业、交通、电力、建筑四大领域。根据该研究所的研究，未来中国对绿色氢气的需求将稳步增长，2030年、2040年、2050年和2060年绿色氢气的需求将分别达到2300万吨、6900万吨、9100万吨和1.2亿吨。

当然，在促进制氢产业发展方面，还有一些行业政策和规范需要进一步完善。航天工程负责人告诉记者，行业缺乏统一的标准规范体系，制约了氢能产业的协调发展；在资金投入方面，氢能产业目前处于资本高度密集的发展阶段，其特点是投资回报周期长，商业投融资渠道相对稀缺。

“作为企业，我们希望政府和行业能够出台有利于氢能产业发展的政策，包括税收优惠、补贴、配额制度等。财政支持为促进技术创新和示范验证提供资金援助或低息贷款。制定统一的氢能技术和安全标准，保障行业健康发展。”航天工程负责人说。

(文章来源:证券时报)