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从氢能行业特性、市场现状和技术瓶颈等多维度来看，氢能行业对多数企业而言确实存在较高的进入风险。
中国石化：新疆库车光伏制氢示范项目
预中国石化新疆库车光伏制氢示范项目位于新疆阿克苏地区库车市，是我国首个实现规模化光伏发电直接制取绿氢的示范工程。该项目依托西部丰富的太阳能资源，通过光伏发电进行电解水制氢，并整合塔河炼化的用氢需求，构建了集生产、储存、输送和应用于一体的绿氢炼化体系。
项目总投资约30亿元，规划年产绿氢2万吨，配套建设300兆瓦光伏电站（年发电量约6.18亿千瓦时），并具备21万标立方的储氢能力和每小时2.8万标立方的输氢能力。工程于2021年11月30日正式启动，2023年6月30日成功产出氢气，同年8月30日实现全面投产。
作为国内首个万吨级光伏制氢项目，新疆库车示范项目自推进以来一直备受关注，也伴随不少争议。先有媒体报道其光伏设施曾受沙尘暴影响出现损坏，后又传出电解槽实际运行率不足三分之一、产能显著低于预期的消息，甚至引发隆基总裁李振国公开回应澄清相关情况。
今年8月，该项目传出消息，自投运以来已经生产出13000吨绿氢。
国家电投：大安风光制氢合成氨一体化示范项目
2022年10月，“氢动吉林”行动正式启动，大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目也随之拉开建设序幕。
该项目规划建设50套200Nm³/h的PEM制氢设备及39套1000Nm³/h的碱液制氢设备，配套建设20000Nm³/h空分装置、年产18万吨合成氨装置，以及储氢、储能装置和公共辅助设施。建成后，预计年制氢量可达3.2万吨，年产合成氨18万吨。
2025年7月26日上午9时，国家电投吉电股份负责开发建设的大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目宣布正式投产。
值得关注的是，该项目创新性地采用了“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢”及源网荷储一体化的全产业链设计思路，已获得1项发明专利和33项实用新型专利，实现了多项重大技术突破，并创下四项全球之最：全球规模最大的绿氢合成氨项目、全球最大规模的碱液与PEM混合电解水制氢装置、全球最大直流微电网制氢工程，以及全球最大规模的工程化固态储氢装置。
作为国内大型绿氢合成氨项目的标杆工程，国家电投大安项目不仅为“北方氢谷”建设提供了关键支撑，也为后续同类绿氨项目的开发积累了宝贵经验。
中国能建：松原氢能产业园项目（氢氨醇一体化项目）
中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目总投资达296亿元，总体规划包括300万千瓦风光新能源发电装置，以及年产80万吨绿色合成氨和甲醇的生产能力。其中一期项目投资69.46亿元，将建设80万千瓦风光发电（含75万千瓦风电和5万千瓦光伏）和年产20万吨绿色合成氨、甲醇装置。
2023年9月，项目正式启动建设。目前，一期配套的510兆瓦风电项目已完成全部67台风电机组吊装，制氢设备系统车间也已进入安装阶段，预计将于今年内正式投产。
该项目以“新能源发电直供化工用电”模式，重构传统能源体系，采用了源网荷储精准匹配、新能源直供电、新型储氢及多稳态柔性合成氨等多项全球领先技术，真正实现了化工生产负荷对新能源电力的实时响应（“荷随源动”）。通过成功应对新能源波动性与化工生产稳定性之间的行业难题，该项目实现了化工负荷随新能源电力“动态起舞”，成为全球氢能产业中首个实现“制储输用”全链条贯通的样板工程。
大唐集团：多伦15万千瓦风光制氢一体化示范项目
大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化科技示范项目是我国首个将波动性风光制氢与煤化工相耦合的示范项目，并首次成功研发并应用了国内领先的“一体化能量管控平台”。该项目于2024年5月正式启动建设，同年12月进入生产调试阶段，并于当月底成功产出合格氢气。
作为大唐集团首个绿氢重点示范工程，项目规划建设总装机容量15万千瓦的新能源发电系统，以及额定产氢能力达14000Nm³/h的电解水制氢装置。装置包括12台1000Nm³/h和1台2000Nm³/h碱性电解槽，预计年产氢气量可达7059万标方。
中国华电：华电德令哈PEM电解水制氢示范项目
青海德令哈3MW光伏制氢项目隶属于中国华电集团有限公司青海分公司开发的“青海华电德令哈西出口示范基地一期1000MW光储氢项目”，于2022年11月3日正式开工建设。该项目利用基地光伏发电为制氢系统提供电源，配置制氢容量600Nm³/h（采用3套200Nm³/h PEM电解水制氢系统），所产氢气主要用于满足燃料电池用氢需求。项目采用的PEM电解水制氢系统具备灵活控制能力，实现了综合自动化控制、快速频率响应、功率调节与预测，以及综合能源能量管理等功能，并预留了氢气压缩及充装系统的场地。
2025年4月27日，满载高纯度绿氢的管束车从华电德令哈PEM电解水制氢示范项目厂区驶出，标志着青海省首个绿电制氢项目——“华电德令哈PEM电解水制氢示范工程”正式进入商业化氢气供应阶段。
作为我国在高海拔地区首次开展绿氢制备的示范项目，同时也是青海省首个绿电制氢工程，该项目的成功运行为可再生能源大规模消纳提供了重要的技术积累和实战经验。
中国华能：张掖绿电制氢示范项目
该项目由华能甘肃新能源公司投资建设，位于甘肃省张掖市经济开发区循环经济示范园。项目配套建设8兆瓦光伏电站，所制备的高纯氢气通过高压管束车外运，并在站内完整实现了“光伏发电-制氢-充装”一体化流程。该项目建有国内单体容量最大的光伏适配电解制氢系统，在投运时已通过TÜV南德第三方见证测试。其核心设备采用华能自主研发的1300标方/小时电解槽，创新构建了能够适应波动性新能源输入的大功率动态电解制氢体系。2023年5月6日，甘肃省张掖市自然资源局对华能东方氢能产业园绿电制氢示范项目进行了批前规划公示。2025年3月初，该项目正式投入运行。
上海电气：风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目
上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目是吉林省重点打造的百亿级工程之一，也是“氢动吉林”与“吉氢入沪”战略的关键组成部分，对全国新能源产业发展具有重要的示范和引领意义。项目依托当地丰富的风能与生物质资源，构建“绿色新能源+绿色化工”一体化产业链，为大规模绿电消纳提供了创新的技术路径和商业范式。
项目重点建设内容包括：2×300吨/天的纯氧生物质流化床气化装置、67.2MW风电装机容量、8200Nm³/h电解水制氢装置、10万Nm³储氢系统，以及年产5万吨绿色甲醇的合成装置。作为国内首批符合ISCC-EU国际绿色认证标准的风电制氢耦合生物质制绿色甲醇项目，其核心技术与关键装备均由上海电气自主研制，不仅填补了国内该领域的技术空白，也达到了国际先进水平。
7月14日，该项目成功产出绿色甲醇，标志着我国首个风光制氢耦合生物质制绿色甲醇项目正式投产。
深圳能源：鄂托克前旗250MW光伏制氢项目
该项目总投资15.58亿元，是“自治区首批风光制氢一体化示范项目”之一，建设内容包括光伏区和制氢区两部分。光伏场区占地约5733亩，制氢站占地7.67公顷，规划建设装机容量250MW、年均发电量4.7亿千瓦时的光伏电站，以及年产6000吨的电解水制氢厂和配套设施。
2022年8月，项目正式开工建设，由长江勘测规划设计研究有限责任公司承担EPC总承包。2023年11月，深能集团公告称拟投资建设鄂托克前旗风光制氢一体化及相关绿氨合成项目。制氢系统采购由阳光氢能中标，为其提供9套1000Nm³/h碱性电解槽及配套设备。
2025年4月7日，鄂托克前旗250MW光伏制氢项目顺利通过各项专项验收，成功取得《移动式压力容器充装许可证》。该资质的获得，标志着项目已全面具备氢气充装及对外销售能力，实现了从“建设”到“运营”的重要跨越。
绿氢理想照进现实：：三大真相揭示示范项目困境与突围
真相一：理想与现实存在显著差距
近期多个氢能项目密集宣布投产，然而深入探究实际运行状况，却给人一种“理想照进现实”的落差感，可谓期待丰满，现实却颇为骨感。理论上，氢能项目既能实现显著减碳、供应绿氢，还可创造可观经济效益。但实际运行却面临诸多挑战。由于风光资源波动性大，项目难以实现稳定持续的绿电供应，导致电解槽制氢效率远不及预期，实际产氢量普遍偏低。例如，中石化库车光伏制氢项目在两年多的时间里仅生产氢气一万多吨，而该项目设计的年产能为2万吨，实际运行率仅略超50%。
真相二：技术与设备面临严峻挑战。
电解槽性能是决定项目成败的关键因素。风光发电的波动性导致电解槽频繁启停，严重缩短其使用寿命。甚至有项目传出运行不足一年就出现电解槽漏液的情况。这一问题背后有多重原因：首先是电解槽本身在动态运行中的耐久性不足；其次，部分设备供应商存在产品质量缺陷；此外，当前电解槽技术仍有较大优化空间，尚未完全适应风光发电的间歇特性。就技术现状而言，目前主流的碱性电解槽（ALK）实际运行效率多在65%-75%之间；质子交换膜（PEM）电解槽效率虽可达到80%以上，却面临膜材料衰减、催化剂中毒等稳定性问题，尤其在长时间高负荷运行中效率下降明显。技术与设备相互制约，也相互成就。早期投运的绿氢项目类似“试验田”，在不断摸索中积累经验。在当前市场竞争日趋激烈的背景下，未来电解槽技术是走向高端化，还是陷入价格内卷，短期内仍不明朗。
真相三：盈利之路漫长而曲折
目前，绿氢成本约为20-40元/公斤，是灰氢（10-15元/公斤）的2-3倍，其中电费占据总成本的70%。尽管新疆、内蒙古等地的光伏电价已降至0.17元/度，但由于电解槽启停损耗和配套储能成本较高，实际制氢成本仍难以与化石能源竞争。例如，国内某典型绿氢项目的制氢成本约为14元/公斤，目前仍需依赖政策补贴维持运营。电解水制氢是能耗密集型过程，每制取1千克氢气需消耗35-55度电，因此电价成为决定成本的核心因素。在现有技术中，碱性电解水制氢是商业化程度最高、成本最低的方式，电费约占其总成本的80%。据行业测算，只有当电价降至0.2元/度以下，电解水制氢才具备大规模经济推广的可能性。
从成本结构看，设备购置与电能成本合计占整个制氢项目的80%以上。电能成本受电解效率、运行策略和实际电价共同影响，短期内难以显著下降。尽管电解槽本身价格因市场竞争已大幅降低，但运维、折旧及管理等“隐性成本”同样不容忽视。以新疆库车项目为例，其理论制氢成本介于12.95—14.02元/公斤，相比天然气制氢和工业副产氢已具备一定优势。然而，由于实际产量仅为设计值的一半，加之设备维修频发，项目盈利能力依然严峻。其示范意义值得肯定，但经济效益仍面临巨大挑战。政策驱动企业行动，市场推动产业成熟。尽管当前氢能项目大多尚未实现盈利，甚至依赖补贴维持，但行业探索的脚步并未停止。央国企率先布局，无疑为整个产业注入了信心与动力，也为后续项目积累了宝贵的实践经验。终究，需要有人率先迈出第一步。
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