绿氢产业需要撬动机制和跨专业协同
产品成熟，工程不成熟

原创 郑贤玲 产业观察者 2024-04-21 1830 北京
作者：郑贤玲编辑：李铭沨

碱性电解槽和PEM电解槽属于成熟的工业产品，但过去主要用于半导体、电子、医药、浮法玻璃等领域，用氢规模不大，且在稳定电源下工作。氢气作为能源需要再可再生能源体系下大规模运行，而且还需要与下游用户端耦合，是一个非常复杂的工程，国内外项目运行都尚未达到预期的目标，因此实际绿氢成本高于预算。这是多领域跨界的产业，涉及能源、电力、控制、化工等多个领域，上下游企业不仅需要在技术上合作，而且需要通过合理的机制设计来鼓励行业的发展。
早在1800年世界上就有了电解水制取氢气和氧气，从1927年世界第一台电解槽安装到现在已经近百年的历史，我国上世纪50年代引进前苏联碱性电解槽，80年代国内冶金行业又从欧洲和美国引进了几台碱性电解槽。80年代，中船718所在引进技术的基础上开发出具有自主知识产权的加压电解槽。
PEM电解槽，是20世纪60年代由燃料电池技术派生出来的一条技术路线，来自于航天器上利用燃料电池的逆反应制氢。最早是GE公司推出用在宇宙飞船的备用系统， 1962年杜邦公司改良了质子膜，20世纪80年代推出民用氢气发生器。国内比较早研究PEM电解槽的是济南市化工院的刘青蓝教授，刘教授自1988年开始研究PEM电解水技术，主要用于小型制氢机。
目前碱性电解槽和PEM电解槽基本上算得上是成熟产品，只是过去电解槽主要用于半导体、电子、医药等对氢气纯度要求高的地方，而且用氢量不大，所以，电解槽并没有大规模、持续运行的要求。
随着氢气作为能源被提出，电解槽单槽的产氢量也不断上升，考克利尔竞立2017年做出全球第一套1000Nm³h，赛克赛斯的PEM电解也达到了500Nm³h。
碱性电解槽发展主要经历了从常压到加压，从石棉隔膜到非石棉隔膜电解槽，从小规模到大规模，目前加压非石棉隔膜的兆瓦级产品成为碱性电解槽的主流产品。
从技术原理来看，PEM电解槽与碱性电解槽相比具有氢气纯度更高，制氢效率更高，占地面积小，维护方便等优点，且PEM电解槽动态负荷范围更大，更加适应可再生能源工作环境，但PEM电解槽要用到铂族贵金属铱和铂，且国内供应链不成熟，PEM成本比较高。国内市场PEM价格是碱槽的5倍左右，国外碱槽成本也比较高，PEM是碱槽的一倍左右。
彭博新能源对全球52个电解槽项目进行调研，其中34个是碱性电解槽，13个是PEM，1个SOEC，还有4个项目没有明确，根据这些项目的资本开支，彭博社统计首批将在欧洲和美国建设的大型电解项目的成本可能在2000至3000美元千瓦之间，约为中国系统总资本支出的4倍。
近年来，国内外市场在研发效率更高的技术路线高温电解槽SOEC（固态氧化物电池SOFC的逆反应），另外，也有一些科研机构和企业在研究综合ALK和PEM的优势技术路线AEM（也就是发挥碱槽低成本和PEM高效率的优势），不过目前这两条路线尚不成熟。
在众多的绿氢项目中，我走访过宝丰能源、三峡纳日松项目、华能彭州项目、长江电力“三峡氢舟1号”，遗憾的是，除氢舟1号自身构建闭环在运行外，其他项目因为种种原因，我去的时候都没有运行。
我近段时间对电解槽相关项目人员进行了访谈，包括英特利（国内氢能电源龙头企业，产品出口80多个国家）董事长贺明智院士、三峡新能源纳日松项目负责人季孟波博士、长江三峡“氢舟1号”项目负责人叶青平、四川彭州华能项目经理刘春光、四川亚联（国内天然气制氢龙头企业，有24年的经验）董事长王业勤、上海氢锐科技（源自于中国科学院上海高等研究院与全球500强公司的PEM制氢团队）副总经理胡大麟、原山东赛克赛斯（国内PEM电解槽龙头企业，有30多年的经验）销售经理黄方、阳光电源（光伏电源全球冠军企业）海外销售代表金稳、海得氢能（清华大学欧阳明高院士团队，做方形带压电解槽）总经理胡骏明博士、彭博新能源研究员王潇婷博士等，也跟隆基股份（全球光伏行业冠军企业）市场总监薛蔚如有过交流。
根据访谈，大家集中反映目前绿氢项目还不成熟，项目运行还需要技术磨合、产业生态建设和产业联动机制的发现，现阶段实际运行中普遍存在的问题是：
1、地方主管部门不愿担责，项目雷声大雨点小
一方面中央政府鼓励氢能，中央企业响应积极，但实际落实到项目又需要地方相关部门担责。华能彭州项目的刘春光说，他们的电解槽制氢项目（两个1300Nm³h的电解槽，由苏州竞立提供）投资1.6亿元，仅申请化工园区就花了1年的时间，拿到充装资质还需要半年，所以他们的设备安装后并不能正常运行；长江电力的叶青平表示，因为他们“氢化长江”的项目需要将加氢站建在长江边，涉及岸线的问题，需要十几个部门“履职”，手术超级麻烦。
2、强配机制下，绿氢项目重配轻用
据势银能链统计，截至2023年底，除了5个处于废止状态的绿氢项目，有332个绿氢项目处于规划、在建、建成状态。在3月19日国家发改委公示的《绿色低碳先进技术示范项目清单（第一批）》中，47个项目中有8个氢能产业项目，合计绿氢产能超14万吨。项目建设积极的原因一方面来自中央企业响应“碳达峰碳中和”的号召，另一方面也是可再生能源强制配储的机制所然（拿可再生能源资源必须配氢能或储能），也就是说一些能源企业将储能和氢能当成是拿资源的成本，他们会上储能或氢能，至于项目投产后是否运行，就要看是否能够找到下游用户并具备经济性。现在很多项目并没有形成产业链闭环，普遍存在重配轻用的现象。
3、电解槽未经不稳定电源验证，实际运行效率低于预期
正因为前面所述碱性电解槽和PEM电解槽是成熟产品，所以能源企业纷纷上项目，但实际所依据的“历史业绩”是稳定电源下、对产氢规模没有要求的“原料”生产项目，1000Nm³h的电解槽也没有经历过长时间的实际运行，四合一碱性水电解制氢设备（四台电解槽+一套分离系统+一套纯化系统）在实际运行中单槽出氢和出氧量不一致，运行过程中氢氧流动存在风险。我实际调研的项目中，只有三峡氢舟项目自去年7月份开机以来一直在稳定运行，因为他们采用的是三峡自供稳定电源，而且是200Nm³h的PEM制氢，其他彭州项目也是网电，但考克利尔竞立的两台1300Nm³h电解槽在还没有进入正式生产就已经有一台返厂。
据很多业内人士称新疆库车的项目三个厂家提供的电解槽设备表现不同，总体运行发现很多问题，包括光伏电源的问题、设备与可再生能源的匹配问题、项目方案设计的缺陷问题……彭博新能源研究员王潇婷报告显示，中石化库车项目2023年6月启动，按照设计产能半年（175天）产量应为9589吨，2023年下半年实际产氢量2012吨，产能利用率仅21%。王潇婷称：因为全球缺乏测试标准和协议，欧洲和美国的项目也可能出现比承诺更差的表现，这些地区的第一批大型绿色氢项目最早将于2025年开始运营。
彭博社调研显示：较小的电池组往往具有更高的电流效率。在绿色氢需求上升之前，常见的10kW和100kW功率水平的电池组的当前效率接近99%， 2015年发布的国家标准电解槽的能效设定为 100%。但随着制造商开发更大的电解槽，这一标准尚未更新，而目前5MW电池组(也就是绿氢项目中最受欢迎的1000Nm³h产品)的效率通常在85-93%之间，中国的行业平均效率估计为90%。
此外，电解槽的寿命、系统的寿命、衰减和电解槽适应的负载也都可能达不到预期，比如碱性电解槽的理论负荷是20%-100%，实际目前主要运行项目的最低负载平均为30%，而PEM的理论复杂为0-100%，实际调研的最低负载也仅仅是26%。中石化库车项目三家供应商（718、隆基、考克利尔竞立）的共同问题是无法在合同规定的30-100%范围内安全工作。实际最小工作负荷大于50%。低负荷问题并非中国碱性电解槽所独有，2022年，西门子宣布其PEM系统的最低工作负荷为5%，仅在2023年将其调整至40%。这就意味着电解槽的有效工作效率一定会低于预期。(数据来源：BloombergNEF)
冷启动和热启动也是影响电解槽效率的指标。中国和欧美的碱性系统都需要比PEM更长的时间来完成冷启动，碱性电池的容量加权平均约为2小时，而PEM电池仅为5分钟；PEM在热启动时也胜过碱性，尽管优势不那么明显。
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总结以下大规模制氢的技术性问题：1000Nm³h电解槽尚不成熟，运行稳定性低于小型电解槽；电解槽实际运行的技术指标低于设计指标，工作效率低于预期，成本高于预算；PEM电解槽适应的负载和温度好于碱槽，但同样低于理论值。
4、项目运行面临上下游产业链衔接的问题。
实际上，尽管新疆库车运行效率低于预期（随着设备不断调试，预计效率会逐步提升），但目前这个项目依然具有比较理想的条件，中石化做出来的氢直接供应塔河炼厂，可以实现产业链闭环。有些项目上游缺电源，下游缺用户，所以运行起来非常困难。
电源是电解槽面临的一个巨大的问题：风光制氢，特别是光伏的间歇性、波动性导致真正可以离网制氢的时间并不多，更多需要从电网上下电，这样成本就会很高。四川华电项目用谷电（0.25元-0.3元度）产氢，实际设备就只能发挥13的产能，设计产能每天5.6吨天，实际就只能生产1.8吨天，只能满足9-10辆车的加氢需求。地方政府准备给予每度电0.15-0.2元的补贴，这样的话白天也可以生产。目前华能的氢下游是当地加氢站，销售价格28元kg。
长江三峡的“氢舟1号” 项目用的是三峡自供电，电价也要0.366-0.58元度，因为氢气供应给“氢舟1号”船舶，这个项目可以闭环，但这是一个满足了安全性、持续性的项目，但电价还是很贵，缺乏经济性，目前只能做“面子工程”，所以，项目还需要与电力部门沟通电价的机制。
同样是三峡的项目，纳日松项目为了照顾氢气消纳，将制氢项目安排在化工厂对面，但叶青平说纳日松的电源很久都没有解决，所以项目一直拖延，季孟波博士说：“我们这个项目去年底刚并网，目前正在进行联调，试生产预计在9月份；下游消纳不太理想，合成氨甲醇厂家要求与煤制氢同价，我们没法卖。”
绿电制绿氢必须解决的两个问题：（1）成本问题，离网电或谷电价格便宜但无法连续生产，运行成本高，且与期待的用户——化工企业的连续生产要求不匹配。（2）消纳问题，因为绿氢价格贵，化工企业希望与灰氢比较，但即使离网电价到0.15元，因为实际电解槽无法始终在离网环境下工作，实际网电环境下工作时间更长，所以如果没有补贴和碳税，化工企业不会接受绿氢，除非是航运与航空领域给予绿色甲醇、绿氨、 SAF“绿色溢价”。
王业勤说实际运行中离网只能占到很少的部分，80%的都要从电网下电，这样成本就下不来。胡骏明也说，不存在纯粹离网项目，现在示范的目标就是要实现离网与网电的效率上的优化，工作时间不是核心问题，因为设备冷启动时间比较长，所以不能断电，即使系统不工作也要处于低负荷运行。大型工程的好处是提供实际运行的平台和真实数据，突破大系统整合控制工程的门槛。
贺明智院士说：“离网在安全范围内，不轻易停机，设备是可以跑起来的，但要跑得好，其实就是能盈利，就受限于设备价格、利用率、氢气售价被灰氢挤压的程度等。从技术上讲，有没有网电都可以跑起来，但是能否跑的好、盈利，就需要一部分网电或者储能或者多种新能源同时接入，为的是提高设备利用率，同时还得与网电、储能并用优化，符合能源价格低的要求！只要成本足够便宜，技术都能做到！”

氢能行业的发展态势总是充满了变化，行业在兴奋与沮丧的交织中前行。一开始，以民营资本为主导的燃料电池汽车运行了20多年，但因为政府将有限的资源用于补贴纯电动，只是将燃料电池用于商用车这个市场，就像欧阳明高院士所言，未来商用车市场燃料电池汽车做30%-50%的市场就不错了，燃料电池汽车的市场空间非常小，很难达到规模经济效益。
在我看来，政府对燃料电池汽车的态度仅仅是维持，因为锂电池的安全问题和环保问题还无法使人完全安心，现阶段没有更多的能力培育燃料电池更大范围的应用，就选择维持的态度，以保持这个行业的研究与技术进步，对市场的突破更多依靠企业自身的创新（其实特斯拉也是在美国政府不鼓励的形势下几起几落才发展起来的）。
这样的背景下刚好迎来了可再生能源消纳的棘手问题，于是氢气作为能源的储存和绿色原料的替代再次登上政府的热搜，氢能也被纳入“未来产业”。这一次的主导不再是创业性科技企业，而是大型能源企业，他们踌躇满志地推进可再生能源加氢储能的方案，并希望以此推动化工企业的降碳，恰在这个时候，迎来了航空业和航运业的减碳计划，使得绿色甲醇或绿氨、可持续航空燃料 (SAF)等成为绿氢的消纳市场。与此同时，大型化工企业和钢铁企业同样面临减碳的压力。
于是，很多人都开始安慰氢能行业的人：“交通运输不是氢能唯一的市场，氢能更多的应用将在工业领域。”只是目前除了，绿氢项目和下游用户（船东、航空公司）之前的距离除了商务还有技术，绿氢并不像大家预期的那样顺利。
现在我们发现看起来十分成熟的电解槽，只是在过去小规模备用设备环境下的成熟，而大规模应用面临跨行业、跨技术的沟通难题，贺明智院士说：“一个项目涉及专业太多，但现在合作交流不够，各自为政，绝大多数人不懂，有恐惧心里！” 叶青平说：“能源企业做化工，这是外行在挑战别人的专业，必须合作！”
也就是说，大家以为电解槽是成熟产品就可以很快实现产业化，但实际整个工程运行跟燃料电池一样需要产业生态建设，需要磨合，也需要时间。
胡大麟说，其实国外的项目运行也没有那么顺利，不过他们项目的周期比较长，虽然规划大，但他们会采用渐进式的方式，不会在没有验证的情况下一次性投入太多的工程，但中国大型企业都为名而战，项目必须规模大，必须“第一”，于是在示范过程中国外项目遭遇的是小挫折，而国内项目遭遇的是大挫折。
就像贺明智院士所描述的那样：“我们在铁岭已经做过离网运行，出现了很多意料之外的情况，但是也跑起来了！起步不是那么困难，但后续有很多需要完善的工作，就像读本科、硕士、博士，不断进步就行。”彭博新能源王潇婷预计目前制造商遇到的问题将在未来五年得到解决。
叶青平判断，行业肯定要经历合作沟通、磨合、甚至洗牌的过程，绿氢最大的用户还是工业，但2030年碳达峰，一些企业甚至在做高碳排放的基数，以利于2030年后有更好的减排业绩。比如2030年前批了很多煤炭项目，据英国《金融时报》统计，受到中国新增煤电装机容量以及欧盟和美国煤电退役放缓的推动，去年全球燃煤发电总装机容量增长2%。
行业的风水轮流转，被冷落的燃料电池却在经历了二十年的供应链磨合后成本大幅下降，目前燃料电池系统成本已经下降至2400元kW，燃料电池重卡价格也从两年前的120万元辆，下降至70-80万元辆。随着Ⅳ型瓶投产，且碳纤维材料开始显现降价趋势，燃料电池成本下降已经很清晰。而输氢管道的建设、高压储氢压力标准的提升以及液氢、固态储氢各种储氢技术进步与市场竞争正在为燃料电池汽车规模化准备条件。
更重要的是，燃料电池汽车对地方政府来说依然是氢能最好的抓手，过去阻碍行业发展的政策壁垒如化工园区建加氢站的限制、站内制氢的限制、以及行业终端缺乏激励机制等行业壁垒正在逐步被拆除：多地允许非化工园区站内制氢，山东、湖北、成都、京沪开通氢能高速。站内制氢被允许后电解槽就有了更加可靠的用户，基础建设将带动更多交通领域更广泛的市场，包括内河船舶、低空飞行、甚至是乘用车等。所以，黄方预计接下来500Nm³h甚至以下的电解槽会在加氢站得到更多的应用。
2020年前，国内电解槽企业只有10家左右，主要技术源自中船718，其中考克利尔竞立和天津大陆的技术团队均来自718，过去两年国内能源相关企业纷纷上马电解槽，目前国内有近200家电解槽企业，电解槽生产出来并不困难。
只是，由于电解槽传统市场规模很小，上世纪90年代后，电解槽在性能上的技术进步并不大，为了提升竞争力，目前碱性电解槽衍生出一些新的技术路线：（1）塑料极框，可以降低成本和重量，这条技术路线源自深圳瑞麟（曾代理美国塑料极框品牌特利丹）；（2）方形插片似电解槽，方便维修服务，源自蒂森克虏伯的氯碱化工电解槽，国内中化、海德氢能以及中石化机械（与海德氢能合作）采用这一技术路线；（3）源自燃料电池技术的“超级电解槽”，目前这款电解槽由爱德曼生产，产品体积大幅减少，电流密度提升一倍以上，但目前没有市场运行数据；（4）为提高电流密度，一些厂商在碱性电解槽中加入贵金属催化剂，但这条技术路线会增加成本。
图4是鹏博新能源统计的主要企业已公布的产能规划，这个密密麻麻的竞争饼图确实在改变行业的竞争格局，2021年TOP10碱性电解槽产能占全球电解槽组装能力的84%，到2023年这一比例下降至50%。
PEM电解槽企业主要是西门子、康明斯、普拉格、Ohmium、NEL、赛克赛斯、阳光电源等，2021年世界五大PEM电解槽企业占全球PEM产能的88%，预计到2024年下降至72%，到2025年下降至70%。不过，这只是彭博新能源的推算，PEM电解槽与燃料电池在技术和供应体系上有90%的相似度，丰田、亿华通、重塑、氢晨、清能股份等都在研发PEM电解槽，如果PEM电解槽需求上升，产能扩张也会很快。
全球电解槽主要生产国为中国（2023年全球68%的产能在中国）、欧洲（代表企业是德国的蒂森克虏伯、西门子、丹麦的托普索、英国的ITM Power、挪威的NEL）和美国（代表企业是康明斯、普拉格能源、Ohmium、EH2等），还有澳大利亚FFI等，随着欧美政府鼓励，欧洲和印度的产能建设，彭博新能源预计到2025年中国电解槽的比例下降至60%。全球电池产能75%都是碱性电解槽，而且这些产能95%都集中在中国。
尽管近年来电解槽出货量连年翻番，但与迅速扩大的产能相比，还是显得微不足道。
从目前已经公布的项目预测，未来几年依然是碱性电解槽占主导，PEM电解槽占20%左右，SOEC和AEM依然只是小规模示范。
尽管海外市场较国内市场价格好很多，首批将在欧洲和美国建设的大型电解项目的成本可能在2000至3000美元千瓦之间，约为中国系统的4倍。而国外企业的PEM电解槽相对比较成熟，在设备稳定性上有优势。不过目前国内市场和国外市场在电解槽上还没有形成市场联通。
国内早期项目的直接目的以电补氢，较低成本和系统运行的经验是最大的目的，因此国外产品在中国市场几乎没有竞争优势；而对海外项目来说，从中国进口设备可能会降低预算，但节省下来的资金不太可能大到足以抵消投资者对质量、可融资性和政策风险的担忧。西方厂商生产的产品在技术和设计上更加多样化，在一般比较碱性和PEM的成本时，并没有明确的优势结论。
和所有新兴产业一样，电解槽产能投资爆发，未来行业淘汰也将在所难免。行业竞争的不仅仅是生产能力、产品的性价比，更是竞争的工程能力和商务沟通能力，工程领域一个很重要的特点是要有工程业绩，现阶段的艰难恰恰是积攒工程磨合和运行经验的过程，也是寻求创新和突破的过程。
如果企业因为困难而退缩，就可能失去更多理解产业生态的机会并失去在产业链中的位置。从可持续发展的角度来看，对电解槽只配不用是不可取的，而像中石化、三峡集团、华能四川、中国华电等大型企业尽管同样要遭遇很多商务和技术上的难题，但在运行中寻求优化和突破恰恰是这个行业发展的希望所在。
但这个过程也需要启动行业运行的机制，就像高速公路让利给燃料电池汽车一样，绿氢产业的发展也需要电网企业让利于绿氢，并建立碳税机制，给予绿氢产业以绿色溢价。我们在上一篇文章提到产业发展的外部性（产业观察  纠结于成本的氢基能源更需要关注“外部成本”），对于可再生能源体系的建设，可再生能源或绿氢都不能孤立的发展，而是从能源产业的整体考虑，需要更多的顶层设计。绿氢产业需要撬动机制和跨专业协同
产品成熟，工程不成熟，
原创 郑贤玲 产业观察者 2024-04-21 1830 北京
作者：郑贤玲编辑：李铭沨

碱性电解槽和PEM电解槽属于成熟的工业产品，但过去主要用于半导体、电子、医药、浮法玻璃等领域，用氢规模不大，且在稳定电源下工作。氢气作为能源需要再可再生能源体系下大规模运行，而且还需要与下游用户端耦合，是一个非常复杂的工程，国内外项目运行都尚未达到预期的目标，因此实际绿氢成本高于预算。这是多领域跨界的产业，涉及能源、电力、控制、化工等多个领域，上下游企业不仅需要在技术上合作，而且需要通过合理的机制设计来鼓励行业的发展。
早在1800年世界上就有了电解水制取氢气和氧气，从1927年世界第一台电解槽安装到现在已经近百年的历史，我国上世纪50年代引进前苏联碱性电解槽，80年代国内冶金行业又从欧洲和美国引进了几台碱性电解槽。80年代，中船718所在引进技术的基础上开发出具有自主知识产权的加压电解槽。
PEM电解槽，是20世纪60年代由燃料电池技术派生出来的一条技术路线，来自于航天器上利用燃料电池的逆反应制氢。最早是GE公司推出用在宇宙飞船的备用系统， 1962年杜邦公司改良了质子膜，20世纪80年代推出民用氢气发生器。国内比较早研究PEM电解槽的是济南市化工院的刘青蓝教授，刘教授自1988年开始研究PEM电解水技术，主要用于小型制氢机。
目前碱性电解槽和PEM电解槽基本上算得上是成熟产品，只是过去电解槽主要用于半导体、电子、医药等对氢气纯度要求高的地方，而且用氢量不大，所以，电解槽并没有大规模、持续运行的要求。
随着氢气作为能源被提出，电解槽单槽的产氢量也不断上升，考克利尔竞立2017年做出全球第一套1000Nm³h，赛克赛斯的PEM电解也达到了500Nm³h。
碱性电解槽发展主要经历了从常压到加压，从石棉隔膜到非石棉隔膜电解槽，从小规模到大规模，目前加压非石棉隔膜的兆瓦级产品成为碱性电解槽的主流产品。
从技术原理来看，PEM电解槽与碱性电解槽相比具有氢气纯度更高，制氢效率更高，占地面积小，维护方便等优点，且PEM电解槽动态负荷范围更大，更加适应可再生能源工作环境，但PEM电解槽要用到铂族贵金属铱和铂，且国内供应链不成熟，PEM成本比较高。国内市场PEM价格是碱槽的5倍左右，国外碱槽成本也比较高，PEM是碱槽的一倍左右。
彭博新能源对全球52个电解槽项目进行调研，其中34个是碱性电解槽，13个是PEM，1个SOEC，还有4个项目没有明确，根据这些项目的资本开支，彭博社统计首批将在欧洲和美国建设的大型电解项目的成本可能在2000至3000美元千瓦之间，约为中国系统总资本支出的4倍。
近年来，国内外市场在研发效率更高的技术路线高温电解槽SOEC（固态氧化物电池SOFC的逆反应），另外，也有一些科研机构和企业在研究综合ALK和PEM的优势技术路线AEM（也就是发挥碱槽低成本和PEM高效率的优势），不过目前这两条路线尚不成熟。
在众多的绿氢项目中，我走访过宝丰能源、三峡纳日松项目、华能彭州项目、长江电力“三峡氢舟1号”，遗憾的是，除氢舟1号自身构建闭环在运行外，其他项目因为种种原因，我去的时候都没有运行。
我近段时间对电解槽相关项目人员进行了访谈，包括英特利（国内氢能电源龙头企业，产品出口80多个国家）董事长贺明智院士、三峡新能源纳日松项目负责人季孟波博士、长江三峡“氢舟1号”项目负责人叶青平、四川彭州华能项目经理刘春光、四川亚联（国内天然气制氢龙头企业，有24年的经验）董事长王业勤、上海氢锐科技（源自于中国科学院上海高等研究院与全球500强公司的PEM制氢团队）副总经理胡大麟、原山东赛克赛斯（国内PEM电解槽龙头企业，有30多年的经验）销售经理黄方、阳光电源（光伏电源全球冠军企业）海外销售代表金稳、海得氢能（清华大学欧阳明高院士团队，做方形带压电解槽）总经理胡骏明博士、彭博新能源研究员王潇婷博士等，也跟隆基股份（全球光伏行业冠军企业）市场总监薛蔚如有过交流。
根据访谈，大家集中反映目前绿氢项目还不成熟，项目运行还需要技术磨合、产业生态建设和产业联动机制的发现，现阶段实际运行中普遍存在的问题是：
1、地方主管部门不愿担责，项目雷声大雨点小
一方面中央政府鼓励氢能，中央企业响应积极，但实际落实到项目又需要地方相关部门担责。华能彭州项目的刘春光说，他们的电解槽制氢项目（两个1300Nm³h的电解槽，由苏州竞立提供）投资1.6亿元，仅申请化工园区就花了1年的时间，拿到充装资质还需要半年，所以他们的设备安装后并不能正常运行；长江电力的叶青平表示，因为他们“氢化长江”的项目需要将加氢站建在长江边，涉及岸线的问题，需要十几个部门“履职”，手术超级麻烦。
2、强配机制下，绿氢项目重配轻用
据势银能链统计，截至2023年底，除了5个处于废止状态的绿氢项目，有332个绿氢项目处于规划、在建、建成状态。在3月19日国家发改委公示的《绿色低碳先进技术示范项目清单（第一批）》中，47个项目中有8个氢能产业项目，合计绿氢产能超14万吨。项目建设积极的原因一方面来自中央企业响应“碳达峰碳中和”的号召，另一方面也是可再生能源强制配储的机制所然（拿可再生能源资源必须配氢能或储能），也就是说一些能源企业将储能和氢能当成是拿资源的成本，他们会上储能或氢能，至于项目投产后是否运行，就要看是否能够找到下游用户并具备经济性。现在很多项目并没有形成产业链闭环，普遍存在重配轻用的现象。
3、电解槽未经不稳定电源验证，实际运行效率低于预期
正因为前面所述碱性电解槽和PEM电解槽是成熟产品，所以能源企业纷纷上项目，但实际所依据的“历史业绩”是稳定电源下、对产氢规模没有要求的“原料”生产项目，1000Nm³h的电解槽也没有经历过长时间的实际运行，四合一碱性水电解制氢设备（四台电解槽+一套分离系统+一套纯化系统）在实际运行中单槽出氢和出氧量不一致，运行过程中氢氧流动存在风险。我实际调研的项目中，只有三峡氢舟项目自去年7月份开机以来一直在稳定运行，因为他们采用的是三峡自供稳定电源，而且是200Nm³h的PEM制氢，其他彭州项目也是网电，但考克利尔竞立的两台1300Nm³h电解槽在还没有进入正式生产就已经有一台返厂。
据很多业内人士称新疆库车的项目三个厂家提供的电解槽设备表现不同，总体运行发现很多问题，包括光伏电源的问题、设备与可再生能源的匹配问题、项目方案设计的缺陷问题……彭博新能源研究员王潇婷报告显示，中石化库车项目2023年6月启动，按照设计产能半年（175天）产量应为9589吨，2023年下半年实际产氢量2012吨，产能利用率仅21%。王潇婷称：因为全球缺乏测试标准和协议，欧洲和美国的项目也可能出现比承诺更差的表现，这些地区的第一批大型绿色氢项目最早将于2025年开始运营。
彭博社调研显示：较小的电池组往往具有更高的电流效率。在绿色氢需求上升之前，常见的10kW和100kW功率水平的电池组的当前效率接近99%， 2015年发布的国家标准电解槽的能效设定为 100%。但随着制造商开发更大的电解槽，这一标准尚未更新，而目前5MW电池组(也就是绿氢项目中最受欢迎的1000Nm³h产品)的效率通常在85-93%之间，中国的行业平均效率估计为90%。
此外，电解槽的寿命、系统的寿命、衰减和电解槽适应的负载也都可能达不到预期，比如碱性电解槽的理论负荷是20%-100%，实际目前主要运行项目的最低负载平均为30%，而PEM的理论复杂为0-100%，实际调研的最低负载也仅仅是26%。中石化库车项目三家供应商（718、隆基、考克利尔竞立）的共同问题是无法在合同规定的30-100%范围内安全工作。实际最小工作负荷大于50%。低负荷问题并非中国碱性电解槽所独有，2022年，西门子宣布其PEM系统的最低工作负荷为5%，仅在2023年将其调整至40%。这就意味着电解槽的有效工作效率一定会低于预期。(数据来源：BloombergNEF)
冷启动和热启动也是影响电解槽效率的指标。中国和欧美的碱性系统都需要比PEM更长的时间来完成冷启动，碱性电池的容量加权平均约为2小时，而PEM电池仅为5分钟；PEM在热启动时也胜过碱性，尽管优势不那么明显。
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总结以下大规模制氢的技术性问题：1000Nm³h电解槽尚不成熟，运行稳定性低于小型电解槽；电解槽实际运行的技术指标低于设计指标，工作效率低于预期，成本高于预算；PEM电解槽适应的负载和温度好于碱槽，但同样低于理论值。
4、项目运行面临上下游产业链衔接的问题。
实际上，尽管新疆库车运行效率低于预期（随着设备不断调试，预计效率会逐步提升），但目前这个项目依然具有比较理想的条件，中石化做出来的氢直接供应塔河炼厂，可以实现产业链闭环。有些项目上游缺电源，下游缺用户，所以运行起来非常困难。
电源是电解槽面临的一个巨大的问题：风光制氢，特别是光伏的间歇性、波动性导致真正可以离网制氢的时间并不多，更多需要从电网上下电，这样成本就会很高。四川华电项目用谷电（0.25元-0.3元度）产氢，实际设备就只能发挥13的产能，设计产能每天5.6吨天，实际就只能生产1.8吨天，只能满足9-10辆车的加氢需求。地方政府准备给予每度电0.15-0.2元的补贴，这样的话白天也可以生产。目前华能的氢下游是当地加氢站，销售价格28元kg。
长江三峡的“氢舟1号” 项目用的是三峡自供电，电价也要0.366-0.58元度，因为氢气供应给“氢舟1号”船舶，这个项目可以闭环，但这是一个满足了安全性、持续性的项目，但电价还是很贵，缺乏经济性，目前只能做“面子工程”，所以，项目还需要与电力部门沟通电价的机制。
同样是三峡的项目，纳日松项目为了照顾氢气消纳，将制氢项目安排在化工厂对面，但叶青平说纳日松的电源很久都没有解决，所以项目一直拖延，季孟波博士说：“我们这个项目去年底刚并网，目前正在进行联调，试生产预计在9月份；下游消纳不太理想，合成氨甲醇厂家要求与煤制氢同价，我们没法卖。”
绿电制绿氢必须解决的两个问题：（1）成本问题，离网电或谷电价格便宜但无法连续生产，运行成本高，且与期待的用户——化工企业的连续生产要求不匹配。（2）消纳问题，因为绿氢价格贵，化工企业希望与灰氢比较，但即使离网电价到0.15元，因为实际电解槽无法始终在离网环境下工作，实际网电环境下工作时间更长，所以如果没有补贴和碳税，化工企业不会接受绿氢，除非是航运与航空领域给予绿色甲醇、绿氨、 SAF“绿色溢价”。
王业勤说实际运行中离网只能占到很少的部分，80%的都要从电网下电，这样成本就下不来。胡骏明也说，不存在纯粹离网项目，现在示范的目标就是要实现离网与网电的效率上的优化，工作时间不是核心问题，因为设备冷启动时间比较长，所以不能断电，即使系统不工作也要处于低负荷运行。大型工程的好处是提供实际运行的平台和真实数据，突破大系统整合控制工程的门槛。
贺明智院士说：“离网在安全范围内，不轻易停机，设备是可以跑起来的，但要跑得好，其实就是能盈利，就受限于设备价格、利用率、氢气售价被灰氢挤压的程度等。从技术上讲，有没有网电都可以跑起来，但是能否跑的好、盈利，就需要一部分网电或者储能或者多种新能源同时接入，为的是提高设备利用率，同时还得与网电、储能并用优化，符合能源价格低的要求！只要成本足够便宜，技术都能做到！”

氢能行业的发展态势总是充满了变化，行业在兴奋与沮丧的交织中前行。一开始，以民营资本为主导的燃料电池汽车运行了20多年，但因为政府将有限的资源用于补贴纯电动，只是将燃料电池用于商用车这个市场，就像欧阳明高院士所言，未来商用车市场燃料电池汽车做30%-50%的市场就不错了，燃料电池汽车的市场空间非常小，很难达到规模经济效益。
在我看来，政府对燃料电池汽车的态度仅仅是维持，因为锂电池的安全问题和环保问题还无法使人完全安心，现阶段没有更多的能力培育燃料电池更大范围的应用，就选择维持的态度，以保持这个行业的研究与技术进步，对市场的突破更多依靠企业自身的创新（其实特斯拉也是在美国政府不鼓励的形势下几起几落才发展起来的）。
这样的背景下刚好迎来了可再生能源消纳的棘手问题，于是氢气作为能源的储存和绿色原料的替代再次登上政府的热搜，氢能也被纳入“未来产业”。这一次的主导不再是创业性科技企业，而是大型能源企业，他们踌躇满志地推进可再生能源加氢储能的方案，并希望以此推动化工企业的降碳，恰在这个时候，迎来了航空业和航运业的减碳计划，使得绿色甲醇或绿氨、可持续航空燃料 (SAF)等成为绿氢的消纳市场。与此同时，大型化工企业和钢铁企业同样面临减碳的压力。
于是，很多人都开始安慰氢能行业的人：“交通运输不是氢能唯一的市场，氢能更多的应用将在工业领域。”只是目前除了，绿氢项目和下游用户（船东、航空公司）之前的距离除了商务还有技术，绿氢并不像大家预期的那样顺利。
现在我们发现看起来十分成熟的电解槽，只是在过去小规模备用设备环境下的成熟，而大规模应用面临跨行业、跨技术的沟通难题，贺明智院士说：“一个项目涉及专业太多，但现在合作交流不够，各自为政，绝大多数人不懂，有恐惧心里！” 叶青平说：“能源企业做化工，这是外行在挑战别人的专业，必须合作！”
也就是说，大家以为电解槽是成熟产品就可以很快实现产业化，但实际整个工程运行跟燃料电池一样需要产业生态建设，需要磨合，也需要时间。
胡大麟说，其实国外的项目运行也没有那么顺利，不过他们项目的周期比较长，虽然规划大，但他们会采用渐进式的方式，不会在没有验证的情况下一次性投入太多的工程，但中国大型企业都为名而战，项目必须规模大，必须“第一”，于是在示范过程中国外项目遭遇的是小挫折，而国内项目遭遇的是大挫折。
就像贺明智院士所描述的那样：“我们在铁岭已经做过离网运行，出现了很多意料之外的情况，但是也跑起来了！起步不是那么困难，但后续有很多需要完善的工作，就像读本科、硕士、博士，不断进步就行。”彭博新能源王潇婷预计目前制造商遇到的问题将在未来五年得到解决。
叶青平判断，行业肯定要经历合作沟通、磨合、甚至洗牌的过程，绿氢最大的用户还是工业，但2030年碳达峰，一些企业甚至在做高碳排放的基数，以利于2030年后有更好的减排业绩。比如2030年前批了很多煤炭项目，据英国《金融时报》统计，受到中国新增煤电装机容量以及欧盟和美国煤电退役放缓的推动，去年全球燃煤发电总装机容量增长2%。
行业的风水轮流转，被冷落的燃料电池却在经历了二十年的供应链磨合后成本大幅下降，目前燃料电池系统成本已经下降至2400元kW，燃料电池重卡价格也从两年前的120万元辆，下降至70-80万元辆。随着Ⅳ型瓶投产，且碳纤维材料开始显现降价趋势，燃料电池成本下降已经很清晰。而输氢管道的建设、高压储氢压力标准的提升以及液氢、固态储氢各种储氢技术进步与市场竞争正在为燃料电池汽车规模化准备条件。
更重要的是，燃料电池汽车对地方政府来说依然是氢能最好的抓手，过去阻碍行业发展的政策壁垒如化工园区建加氢站的限制、站内制氢的限制、以及行业终端缺乏激励机制等行业壁垒正在逐步被拆除：多地允许非化工园区站内制氢，山东、湖北、成都、京沪开通氢能高速。站内制氢被允许后电解槽就有了更加可靠的用户，基础建设将带动更多交通领域更广泛的市场，包括内河船舶、低空飞行、甚至是乘用车等。所以，黄方预计接下来500Nm³h甚至以下的电解槽会在加氢站得到更多的应用。
2020年前，国内电解槽企业只有10家左右，主要技术源自中船718，其中考克利尔竞立和天津大陆的技术团队均来自718，过去两年国内能源相关企业纷纷上马电解槽，目前国内有近200家电解槽企业，电解槽生产出来并不困难。
只是，由于电解槽传统市场规模很小，上世纪90年代后，电解槽在性能上的技术进步并不大，为了提升竞争力，目前碱性电解槽衍生出一些新的技术路线：（1）塑料极框，可以降低成本和重量，这条技术路线源自深圳瑞麟（曾代理美国塑料极框品牌特利丹）；（2）方形插片似电解槽，方便维修服务，源自蒂森克虏伯的氯碱化工电解槽，国内中化、海德氢能以及中石化机械（与海德氢能合作）采用这一技术路线；（3）源自燃料电池技术的“超级电解槽”，目前这款电解槽由爱德曼生产，产品体积大幅减少，电流密度提升一倍以上，但目前没有市场运行数据；（4）为提高电流密度，一些厂商在碱性电解槽中加入贵金属催化剂，但这条技术路线会增加成本。
图4是鹏博新能源统计的主要企业已公布的产能规划，这个密密麻麻的竞争饼图确实在改变行业的竞争格局，2021年TOP10碱性电解槽产能占全球电解槽组装能力的84%，到2023年这一比例下降至50%。
PEM电解槽企业主要是西门子、康明斯、普拉格、Ohmium、NEL、赛克赛斯、阳光电源等，2021年世界五大PEM电解槽企业占全球PEM产能的88%，预计到2024年下降至72%，到2025年下降至70%。不过，这只是彭博新能源的推算，PEM电解槽与燃料电池在技术和供应体系上有90%的相似度，丰田、亿华通、重塑、氢晨、清能股份等都在研发PEM电解槽，如果PEM电解槽需求上升，产能扩张也会很快。
全球电解槽主要生产国为中国（2023年全球68%的产能在中国）、欧洲（代表企业是德国的蒂森克虏伯、西门子、丹麦的托普索、英国的ITM Power、挪威的NEL）和美国（代表企业是康明斯、普拉格能源、Ohmium、EH2等），还有澳大利亚FFI等，随着欧美政府鼓励，欧洲和印度的产能建设，彭博新能源预计到2025年中国电解槽的比例下降至60%。全球电池产能75%都是碱性电解槽，而且这些产能95%都集中在中国。
尽管近年来电解槽出货量连年翻番，但与迅速扩大的产能相比，还是显得微不足道。
从目前已经公布的项目预测，未来几年依然是碱性电解槽占主导，PEM电解槽占20%左右，SOEC和AEM依然只是小规模示范。
尽管海外市场较国内市场价格好很多，首批将在欧洲和美国建设的大型电解项目的成本可能在2000至3000美元千瓦之间，约为中国系统的4倍。而国外企业的PEM电解槽相对比较成熟，在设备稳定性上有优势。不过目前国内市场和国外市场在电解槽上还没有形成市场联通。
国内早期项目的直接目的以电补氢，较低成本和系统运行的经验是最大的目的，因此国外产品在中国市场几乎没有竞争优势；而对海外项目来说，从中国进口设备可能会降低预算，但节省下来的资金不太可能大到足以抵消投资者对质量、可融资性和政策风险的担忧。西方厂商生产的产品在技术和设计上更加多样化，在一般比较碱性和PEM的成本时，并没有明确的优势结论。
和所有新兴产业一样，电解槽产能投资爆发，未来行业淘汰也将在所难免。行业竞争的不仅仅是生产能力、产品的性价比，更是竞争的工程能力和商务沟通能力，工程领域一个很重要的特点是要有工程业绩，现阶段的艰难恰恰是积攒工程磨合和运行经验的过程，也是寻求创新和突破的过程。
如果企业因为困难而退缩，就可能失去更多理解产业生态的机会并失去在产业链中的位置。从可持续发展的角度来看，对电解槽只配不用是不可取的，而像中石化、三峡集团、华能四川、中国华电等大型企业尽管同样要遭遇很多商务和技术上的难题，但在运行中寻求优化和突破恰恰是这个行业发展的希望所在。
但这个过程也需要启动行业运行的机制，就像高速公路让利给燃料电池汽车一样，绿氢产业的发展也需要电网企业让利于绿氢，并建立碳税机制，给予绿氢产业以绿色溢价。我们在上一篇文章提到产业发展的外部性（产业观察  纠结于成本的氢基能源更需要关注“外部成本”），对于可再生能源体系的建设，可再生能源或绿氢都不能孤立的发展，而是从能源产业的整体考虑，需要更多的顶层设计。