積跬步，至千里。2025年，是氫能全面起勢的一年。站在新起點回望來時路，氫能正成為能源舞臺上嶄露頭角的“新主角”。

作為21世紀的“終極能源”，氫能正被廣泛應用至多個領域。其中，氫能重卡作為一種新興的清潔能源運輸工具，近年來銷量持續增長。相較于傳統燃油重卡，氫能重卡具有清潔零碳的顯著優勢，是實現綠色交通的最佳工具之一。

2025年1月1日，《中華人民共和國能源法》正式開始施行，意味著氫能作為一種能源，享有規劃、開發、利用、應急和儲備的權責。為氫能產業樹立了信心，意義十分重大；數天前的12月30日，工信部等聯合發布實施《加快工業領域清潔低碳氫應用實施方案》，其中聚焦清潔低碳氫的多個應用場景提出具體引導。

近期多個氫能領域重磅文件的發布，彰顯了國家引導清潔低碳氫產業發展的決心，同時也為綠氫下一步消納指明了方向。當前綠氫生產規模化成效初顯，步入2025年這一新的時期，綠氫項目在交通、工業和能源領域的消納將迎來新契機，而產業鏈企業從多個場景因地制宜聯合推動將是綠氫項目成功的關鍵。

然而，去年年末，中石化庫車項目產能利用率不足30%的消息，掀開了綠氫制造問題的冰山一角。事實可能比這要更加殘酷，全球綠氫項目產能利用率甚至不足10%。

包括綠氫制取、堿性電解槽、氫燃料電池在內的氫能全產業鏈，都存在著程度不等的產能利用率過低問題。綠氫產業還沒經歷快速發展的成長期，就步入了競爭慘烈往死里“卷”的成熟期，這樣的非正常狀態讓整個產業發展的很畸形。

綠氫項目：產能利用率不足10%

目前用于生產綠氫的制氫設備工廠平均產能利用率僅約為10%，其中中國大陸的利用率最低。

彭博報告提到“中國大陸制氫設備利用率最低”，實際上未必一定是最低。不能忽略該報告的統計樣本的問題，這或許是因為全球范圍內中國的綠氫項目建設是落地最多的。

《中國電解水制氫項目數據庫》統計，2023年中國有將近20個電解水制氫示范項目建成及投產。其中，可再生能源制氫項目多達14個，制氫裝機規模合計達到387MW。

同時，中國目前公開規劃在2024年建成的綠氫項目超過60個。其中已開工綠氫項目制氫裝機規模高達2.8GW。從技術路線來看，堿性電解槽制氫在中國仍是絕對主流，在項目數量上占比75%，在制氫規模上占比99%。

而反觀歐美，盡管都規劃了2030年綠氫年產能要達到1000萬噸的宏偉目標，但是歐美綠氫項目建設落地非常緩慢。

普華永道最新研報指出，全球2020年至2023年間宣布了1500多個新的生產項目，超過一半位于歐洲。然而，歐盟已經宣布的205GW項目中，幾乎所有清潔氫項目仍處于概念或演示階段，只有3GW在2023年底前達成最終投資決定，或開工建設。

相比歐美，中國規劃的綠氫產能不是最多的，但落地情況遠遠跑在前面。

由于中國綠氫項目建設是央國企領軍（囊括了90%以上的綠氫項目），央國企資金雄厚且執行力超強，以中國能建為例，已宣布的11個綠氫項目投資就達到1300億元。央企執行力強的一大結果是，中國在全球綠氫項目落地方面拔得頭籌。

當然，可再生能源制氫項目多了、項目落地又靠前，產能利用率的問題也不可避免提前暴露出來了。

中石化庫車項目“接近20%”的產能利用率，在全球來看是見怪不怪了。正如彭博報告所言，絕大多數央企綠氫項目產能利用率不足10%。

那么，為何綠氫項目利用率會如此之低？

首要的原因在于，堿性電解槽制氫工藝流程并不成熟。

中國科學院院士、中國科技大學校長包信和曾公開表示，因為電解水制氫需要用平穩的電去做電解，但是，所謂的“垃圾電”——太陽能、風能的電，一會兒有，一會兒沒有，一會兒高，一會兒低，這就導致電解水制氫的效率非常之低。所以，大規模綠電電解水制綠氫不多。

綠氫項目產能利用率過低的另一大原因，是因為其成本高昂。

《中國綠色氫能發展路線圖》顯示，國內綠氫生產成本為33.9元-42.9元/公斤，至少是煤制氫的3倍，遠高于天然氣制氫（7.5—24.3元/公斤）或工業副產氫（9.3—22.4元/公斤）。成本居高不下，需求自然寥寥。

綠氫制備成本中，用電成本以及設備和系統成本是大頭，其中電費比重在五成以上。這也就是說，綠氫成本主要取決于可再生能源電價。

陽光電源副總裁、陽光氫能董事長彭超才曾列舉了一組數據：當電價在0.616元/千瓦時，綠氫生產成本大概在39.06元/公斤；當電價降至0.3元/千瓦時，制氫成本在21.22元/公斤；當電價降到0.13元/千瓦時，綠氫成本降至11.63元/公斤，基本能與灰氫平價。

或許，只有等到接近實現與灰氫平價，綠氫需求真正爆發了，綠氫項目的產能利用率才能上來。

電解槽：全球逾一半產能在中國

2022年下半年以來，一級市場投資對氫燃料電池相關項目的興趣正迅速走弱。

與此同時，由于各方都看準了綠氫才是氫能產業的未來，針對綠氫制備設備的投資有所升溫。可綠氫項目上馬的速度，還是趕不上電解槽出廠的速度，行業對電解槽產能是否過剩也產生了擔憂。

3月28日，彭博新能源財經發布最新報告稱，全球電解槽組裝產能嚴重過剩。2023年底已建成工廠的電解槽年組裝產能達到31.7GW，是2024年預期出貨量的7.4倍。盡管如此，投資者仍在繼續建設新工廠，押注需求會出現爆炸性增長及自己的生存能力。

這當中，中國的電解槽又占了多大的比例呢？彭博報告數據還顯示，截至2023年底，全球約68%的電解槽制造產能在中國。

另據標普全球智庫數據顯示，2022年中國電解槽產能在全球的占比提升了約30個百分點，從之前的兩成跳漲到近六成。

IEA統計則顯示，中國已公布的2024年電解槽年產能將達13.1吉瓦時。盡管其他國家也在提高本地電解槽制造產能，但預計中國在2025年前都會保持全球一半的產能占比。

堿性電解槽，是國內目前主流的制氫設備產品，進入門檻不高，新老玩家在不斷涌入這一賽道。目前至少有200多家企業規劃或布局堿性電解槽業務，這當中亦不乏傳統能源企業，風電、光伏等新能源企業，電氣設備企業等一眾跨界者。

從2023年電解槽訂單中標量來看，傳統電解水制氫設備企業中國船舶第七一八研究所下屬中船（邯鄲）派瑞氫能居于第一，隆基綠能旗下的氫能業務公司隆基氫能，與傳統電解水制氫設備企業考克利爾競立分列第二、三名。

由于電解槽并非高精尖設備，行業門檻低，同質化嚴重，“內卷”已是白熱化。為了適配可再生能源大型制氫項目，降低系統初始投資成本，廠商們都在想方設法把電解槽越做越大。目前，單臺電解槽已從兩三年前的500標方，“卷”到了如今的1000-2000標方。

央國企的涌入，無形中也加劇了電解槽的“內卷”與產能過剩。

巔峰統計發現，目前已有逾50家央企、40家國企布局氫能，這其中有不少企業已經布局了電解水制氫裝備，包括東方電氣、中國石化、中集安瑞科、申能集團、中國船舶、中國石油、華能集團、華電重工、國家電投、上海電氣、中國航天、中國寶武等12家央國企。

產能重壓之下，電解槽設備廠商不得不提早開始探索出海路徑。中國堿性電解槽的成本要比歐盟低70%左右，成本優勢明顯，但歐洲市場對產品安全測試時間、融資要求都比較高（通常需要產品擁有上萬小時的安全運行時長），但中國企業的產品推出時間較短，運行時長在幾百小時到上千小時不等，要想滿足歐美市場的要求，有一定挑戰。

隆基氫能、國富氫能、派瑞氫能等設備企業都與海外客戶簽訂了電解槽供銷售合同，客戶集中在澳洲、中東和印度等。例如，國富氫能與中東一家能源服務公司合作，未來五年內，后者將幫助國富氫能在中東地區獲得不少于5億美元的電解水制氫市場訂單。

氫能源車：受限政府補貼，過剩冒頭

氫燃料電池環節，也已經步入了商業化周期。但是，氫燃料電池或者說是氫車的商業化，很大程度上受限于產業政策。

2024年氫燃料電池汽車產銷數據發布！連續增長中斷-氫車產銷同比下降10.4%與12.6%

1月13日，中國汽車工業協會公布燃料電池汽車產銷數據，2024年12月，全國燃料電池汽車產銷分別完成302輛和268輛，分別同比下降76.7%與82.3%。2024全年全國燃料電池汽車產銷分別完成5548輛和5405輛，同比減少10.4%和12.6%。

具體到2024年各月，6月，是燃料電池汽車產銷高峰，產銷量分別為1181輛和1117輛。9月，燃料電池汽車產銷量較為低迷，分別為161輛和210輛。

2024年1-12月，全國燃料電池汽產銷數據分別為5548輛和5405輛，同比減少10.4%和12.6%，2021年后保持的燃料電池汽車全年累計產銷同比增長的趨勢被中斷。

2020年，氫車進入補貼政策調整期——當年4月開始，“十城千輛”新能源汽車購置補貼暫停；9月，“五部門示范行動”方案對外公布，但未正式落地。多重因素影響下，2020年燃料電池車銷量同比下滑53.07%至1497輛。

2021年，隨著“五部門示范行動”落地，氫燃料電池車銷量恢復至1586輛；進入2022年，這一數字繼續上升并突破了3000臺。

然而，正當氫車需求緩慢起量之際，產能過剩壓力之下，燃料電池價格戰已起。

2020年10月，國鴻氫能發布的鴻芯GI電堆產品給出最低1999元/千瓦的“戰略合作價”，成為第一款價格低于2000元的電堆產品。一個月后，氫璞創能以新品1699元/千瓦的價格，打破了國鴻氫能的低價紀錄。短短一周后，雄韜氫瑞公布的電堆產品直接將價格砸到了1199元/千瓦。

2022年3月，頂層設計文件適時出臺。國家發改委公布了《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》（下稱《規劃》），到2025年，中國氫能源車輛的保有量目標是5萬輛。

各地氫能《規劃》在有效提振氫車行業預期的同時亦指出，一些地方盲目跟風、同質化競爭、低水平建設的苗頭有所顯現。“很多規劃都不是以省為單位，而是以市，甚至是區為單位。供給一端已經出現產能過剩傾向。”

各地氫車產能過剩，燃料電池廠商有切身體會。億華通董事長張國強提及，氫車行業規模十分有限，已獲批的5大城市群、41座城市在四年示范期內，合計計劃推廣約3.5萬輛燃料電池汽車，年均推廣量不足萬臺。

近年來，億華通虧損規模一路擴大，表面原因是燃料電池價格戰，更深層次原因其實還是氫車市場規模太小，相對于氫車的市場規模，燃料電池在供給上已經過剩了。

同時，燃料電池頭部企業和地方政府“強綁定”成為市場壁壘。某業內人士對華夏能源網表示，幾乎每個地方都會主推本地公司，比如億華通在京津冀地區占優，北京冬奧會的大量訂單就給了它；捷氫科技主要拿上海的訂單；廣東的訂單給國鴻氫能多一些。

地方政府扶植本地氫能企業的做法，將本來就過小的氫車蛋糕進行了人為區隔，這也使得燃料電池企業通過競爭擴大市場的夢想幾近破碎。

另一大因素在于，目前氫車僅僅在示范城市進行推廣，離開了政府購買以及產業政策補貼，在示范城市之外氫車基本就沒有銷售。這同時也與氫車加氫運營成本高有關。因而，短期甚至未來很長一段時間，氫車都難言大規模推廣，燃料電池產能過剩的局面也將持續甚至擴大。

巔峰氫能

氫能行業全鏈條的產能過剩，與傳統意義上的產能過剩有很大不同。

鋼鐵、水泥、乙烯，甚至是新興產業中的光伏、風電、新能源汽車，都是較為成熟的產業，他們的產能過剩是產業走向成熟、集中度提升后的產物。比如，鋼鐵產業已經過了多輪整合和洗牌，最近幾年隨著房地產下行、出口乏力，鋼鐵產能過剩就是產品供給太多了。

而氫能及綠氫，還遠未商業化；而受制于綠氫的規模和成本，電解槽也只能說處于商業化初期；燃料電池和氫車，受限于政府購買以及產業政策，也還在商業化初期。

氫能在遠沒有實現商業化的階段，就出現全鏈條產能過剩，不是因為產品多得不得了，而是由于技術還不成熟、成本還太高，因而不管氫能產業鏈各環節產品多么有限，都沒有形成有效需求。再疊加示范項目少和入局企業多，于是就陷入了產能過剩。

開局就被做濫，這樣的非正常生長、甚至是畸形發展模式，整個產業就很難發展的很健康，產業企業-研發機構-社會資本難以形成良性互動，極度短視、過分逐利、劣幣驅逐良幣等亂象問題將層出不窮。

巔峰認為，未來氫能產業破局的關鍵在兩個方面：一是技術突破帶來的全產業鏈有效降本，而不是過度內卷、偷工減料帶來的降本；二是基礎配套設施，包括制度設施建設和硬件基礎設施的進一步完善。

將火電與電解水制氫加氫系統有機耦合，不僅能進一步挖掘各設備的靈活性潛力及火電與其他能源的耦合能力，進行火電深度調峰改造，還能充分發揮氫儲能強項，為新能源與傳統能源耦合創造新的方向。

氫儲能在火力發電中的應用

在“雙碳”目標的推動下，氫儲能優勢日益突出，制氫加氫一體站將成為未來電網的重要環節之一，將制氫系統參與火電機組輔助調峰，在增加電廠負荷率的同時減少了對外出力，利用低谷期或富余的火電進行電解水制氫，將產生的H2直接通往鄰近加氫站或儲存起來供外部使用，在獲取利潤的同時可促進可再生能源發電的消納。

在用電高峰期，可利用燃料電池發電并入電網，實現電廠富余發電負荷與電解水制氫的有機耦合，形成“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”的模式，構建電廠靈活性改造及區域氫能發展的雙贏局面。制氫加氫一體站運行模式如下圖所示。

電解水制氫加氫一體站在電廠中的應用

項目概況

一火電廠制氫加氫一體站總平面布置如圖5所示，整站分為制氫區和加氫區，用安全柵欄隔開。制氫區采用2臺500m3/h堿性電解水制氫設備（一用一備），經電解后產生的H2壓力為1.0～1.5MPa，設計日制氫能力1000kg。加氫區共有3臺加氫機，日加氫能力1000kg。站內設有低壓（1.6MPa）、中壓（20MPa）和高壓（45MPa）儲氫容器，儲氫量973.4kg，可對35MPa氫燃料電池汽車加氫，也可對氫氣長管拖車充氫，供氫方式主要為站內制氫，或采用長管拖車供氫。

制氫區內制氫間、儲氫容器等設備與站外建筑之間的防火間距參照GB50177—2005《氫氣站設計規范》表3.0.2和表3.0.3，制氫區工藝裝置內設備之間的防火間距參照表6.0.2，加氫區內設施的防火間距設計參照GB50516—2010《加氫站技術規范》（2021年版）表5.0.1A的規定。該站總平面布置合理，土地利用率高，制氫加氫一體站在空間布局方面存在應用的可行性。

工藝流程

電解產生的H2通過堿液冷卻器冷卻、氫氧分離器分離、綜合塔冷卻、洗滌等環節，由調節閥調節輸出到低壓緩沖罐中。加氫區主要集增壓模塊、加氫模塊和旁通模塊于一體，旁通模塊和增壓模塊出口通過順序控制盤與加氫機連接。

氫氣增壓模塊采用二級增壓模式，20MPa氫氣壓縮機將電解裝置后端低壓緩沖罐內的低壓H2增壓到20MPa后，通過充氫柱加注到長管拖車內或直接加注到中壓儲氫容器中，再通過45MPa壓縮機增壓加注到高壓儲氫瓶中。有加氫需求時，使用順序控制閥組對車載氣瓶多級供氣，當車載氣瓶氣壓較低時，由旁通模塊即長管拖車直接通過卸氣柱與加氫機相連進行供氣。隨著車載氣瓶氣壓升高，再由高壓儲氫瓶供氣，具體的工藝流程如圖6所示。

項目服務功能和應用場景

站內設有儲氫容器，儲氫量973.4kg，其中H2具有以下用途：a)通過加氫機為氫燃料電池重卡、大巴、物流車和垃圾清運車等供氫；b)通過管道向鄰近工業公司供氫；c)通過管道向電廠發電機組供氫；d)通過長管拖車對外售氫及外購氫源向站內供氫。

一體站具備多重服務功能并適用于各種應用場景，待市場規模擴大、產業成熟之后，會有廣闊的應用前景。

火電耦合制氫加氫一體站的優勢與制約因素

優勢

a)制氫方式的可靠性和適用性。堿性電解水制氫技術安全可靠、運行壽命長、成本較低且技術成熟。國內堿性電解槽設備主要性能指標均接近國際先進水平，單槽電解制氫量大，它最核心的特點是要求電力穩定可靠，因此適用于穩定的火電電解制氫。

b)輔助調峰，降本增效。大量可再生能源并網時，由于發電的隨機性、季節性和反調峰特性，棄風、棄光和棄水現象嚴重。為緩解該現象，電廠機組長時間處于低負荷狀態，通過廠內制氫能有效提高新能源的消納水平和電廠發電負荷，降低度電耗煤量，減少碳排放量，消納峰電及無法上網的富裕電力，實現電廠富余發電負荷與電解水制氫的有機耦合。

c)發電機組就近補氫降溫。電廠發電機組在運行過程中會產生大量熱，與空氣相比H2的密度低且導熱系數高，是優良的冷卻介質，毗鄰氫產地的電廠通過外購H2對氫冷發電機補氫。這樣做，雖然降低了建站成本，但是存在H2價格不穩定和運輸條件受限等問題。而站內制氫能為電廠氫冷發電機持續提供可靠且滿足發電機純度、濕度要求及用量的H2，有利于減小外購H2價格受供氣單位、道路運輸等條件的影響。

d)節能減排，創造營收。制氫加氫是一體站的基礎功能，售氫是核心業務。站內制取的一部分H2通過加氫機向氫燃料電池汽車供氫，綠色交通的應用進一步減少了碳排放量，同時也避免了H2運輸途中可能產生的危險因素，解決了中心城市加氫站的缺氫和H2運輸問題，實現安全可靠供氫。根據H2應用領域廣的特點，其余H2向工業、建筑等行業出售，在推動節能減排的同時創造收益。

制約因素

a)成本因素。電解水制氫加氫一體站的成本投入主要包括土建費用、設備費用、電費、水費、人工費和日常維護費等。徐進等對不同電解水制氫技術全生命周期的成本進行分析，認為1000m3/h的制氫站采用質子交換膜電解水制氫的成本是堿性電解水制氫的4倍，堿性電解槽成本占制氫設備成本的50%以上，在設計使用壽命25a間電費成本約占總成本的90%。

劉瑋等差量化分析了國內外電解水制氫技術現狀和目前中國平準化低碳清潔氫成本，認為耗電成本占總成本的70%～90%。對于2000m3/h堿性電解水制氫站，當工業電價為0.616元/（kW·h）時，制氫成本約為39.06元/kg。目前市場上堿性電解水制氫系統能耗為4.7kW·h/m3以下，若按照浙江省低谷電價為0.2481元/（kW·h）（含稅）進行計算，電費成本約為1.2元/m3，加上設備折舊、運行維護等費用，總成本在1.9～2.4元/m3。即使采用谷電制氫，與表1中各制氫方式相比，電解制氫在成本上仍有很大的挑戰。

b)分配控制策略。火電調峰依賴于站內控制系統的控制策略，站內控制系統需根據電網調度信息、站內儲氫水平、用氫量波動規律、各設備的能耗特點等，及時調整匹配最優火電機組發電負荷與制氫時長，平衡源-荷凈波動功率，解決可再生能源發電和用戶端耗電頻率不穩定的問題，在提供最基本的加氫、售氫服務的同時參與電網調頻輔助服務。影響火電耦合制氫加氫一體站系統動態功率平衡優化控制策略的因素多，不確定性大，且目前更多的調控策略研究集中在風光發電耦合氫能源系統功率方面，對火電耦合制氫加氫一體站的控制策略研究很少。

c)儲能端。堿性電解水制氫技術的能量效率在56%～80%，氫燃料電池存在應用成本高、功率密度低等問題。國內廠家最新的氫燃料電池轉化效率也僅在60%左右，大部分能量以熱能的形式散失，電-氫-電模式能量消耗將至少達50%以上。蓄電池儲能，性能穩定可靠、成本低，但比能量低、占地空間大、循環壽命短，存在污染環境的風險。這也是上述項目未配置氫燃料電池和蓄電池儲能的原因之一。

“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性

在“雙碳”背景下，火電逐步轉變為電量和電力調節型的功能性電源。為探索火電機組參與電網調峰，解決可再生能源并網問題，以具體項目為例，分析了氫電耦合“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性及相關制約因素，得到如下結論。

a)氫能具有熱值高、儲存時間長、消耗渠道多和低碳清潔等優勢，是良好的儲能方式。堿性電解水制氫技術成熟、成本低，單槽電解制氫量大，與穩定的火力發電契合度高。

b)火電耦合堿性電解水制氫加氫一體站在空間布置、工藝流程和市場前景方面都有一定的可行性。

c)火電耦合氫儲能可發揮火電機組調峰能力，提高可再生能源發電的消納和火電機組負荷率，降低度電煤耗；生產的H2直接用于電廠發電機組冷卻或應用于氫燃料電池汽車，有利于減少CO2排放；H2還可作為工業原料向外出售獲取收益，推動氫能產業鏈與社會經濟發展。

d)制氫加氫一體站的成本主要是電費成本和設備成本，若能獲得當地政策的扶持并給予專門電價，將大幅降低制氫成本。降低堿性電解槽的功耗和開發低成本的關鍵新材料也是未來降低成本的研究方向之一。

e)電-氫-電模式能量轉化效率低，若將氫燃料電池發電過程中產生的熱量利用起來，形成熱電聯供的模式，將提高整體效率。

f)在光照條件和風力資源豐富的前提下，可引入屋頂光伏發電和小型風力發電機發電，利用日間高峰時段產生的光伏電和夜間谷電進行電解水制氫，形成多能互補制氫加氫一體化系統。

水電、風電、火電、核電以及光伏發電是目前主流的發電方式，它們各自具有特點和優勢，并且在全球范圍內廣泛應用。巔峰將介紹這幾種發電方式的概念和發電成本，并在碳中和的背景下探討它們未來的發展。

一、火電

二、水電

四、核電

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