氫能“燒錢”這個事似乎已經成了行業共識，甚至于隨隨便便一個氫能項目動輒就要十幾億或幾十億，普通企業哪里有這么多的資金，也只有央國企才能“撐得住”場面。

面對“碳達峰碳中和”的目標，新能源產業勢必要“闖出一片天”。氫能項目在近兩年接連落地投產，但不難看出這些項目基本都是央國企投資建設的示范項目，是首當其沖的“案例展示”。

無論是電力央企，亦或是綜合能源集團，發展氫能的決心已經真金白銀砸出來了，氫能觀察總結部分央國企投產的氫能項目，一起來看看這其中有哪些可借鑒的經驗。

中國石化——新疆庫車光伏制氫示范項目

新疆庫車綠氫示范項目位于新疆阿克蘇地區庫車市，是國內首個規?；?a href="http://www.langtiankeji.cn/news/search.php?kw=光伏" target="_blank">光伏發電直接制綠氫項目。項目充分利用西部地區豐富的太陽能資源，通過光伏發電制氫，結合塔河煉化用氫需求，建設產、儲、輸、用一體化綠氫煉化項目。

該項目總投資近30億元，設計電解水制氫能力2萬噸/年，配套300兆瓦光伏電站（年發電量6.18億度），儲氫能力21萬標立方、輸氫能力2.8萬標立方每小時。項目于2021年11月30日開工建設，2023年6月30日順利產氫，2023年8月30日全面建成投產。

作為我國首個萬噸級光伏制氫項目，新疆庫車光伏制氫示范項目一直以來都飽受爭議。先是媒體報道因遭遇沙塵暴而導致光伏設備受損，后又傳出電解槽設備實際運行不到三分之一，產量大幅下降，甚至隆基總裁李振國親自下場澄清說明。

今年8月，該項目傳出消息，自投運以來已經生產出13000噸綠氫。

國家電投——大安風光制氫合成氨一體化示范項目

2022年10月，“氫動吉林”行動暨大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目啟動。

項目建設50套200Nm3/h的PEM制氫設備，39套1000Nm3/h堿液制氫設備，建設20000Nm3/h的空分裝置、建設一套年產18萬噸合成氨裝置、儲氫、儲能裝置及相關公輔設施，設計年制氫量3.2萬噸、合成氨18萬噸。

2025年7月26日上午9點，國家電投吉電股份大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目宣布正式投產。

值得關注的是，大安項目創新采用綠氫消納綠電、綠氨消納綠氫、源網荷儲一體化的全產業鏈設計思路，已取得1項發明專利和33項實用新型專利，并實現多項重大技術突破，尤其創造4項全球之最：全球最大綠氫合成氨項目、全球最大規模的堿液與PEM混合電解水制氫、全球最大規模的直流微電網制氫、全球最大工程化固態儲氫裝置。

作為國內大型綠氫合成氨項目的標準示范，國家電投不僅是為“北方氫谷”的建設提供強有力的支撐，更是為后續的綠氨項目提供了寶貴經驗。

中國能建——松原氫能產業園項目（氫氨醇一體化項目）

中能建松原氫能產業園（綠色氫氨醇一體化）項目總投資296億元，規劃建設300萬千瓦風光新能源發電與年產80萬噸綠色合成氨、甲醇裝置。其中，一期項目投資69.46億元，建設80萬千瓦風光發電（含75萬千瓦風電、5萬千瓦光伏）及年產20萬噸綠色合成氨、甲醇裝置。

2023年9月，項目正式開工。目前，該項目一期配套510兆瓦風電項目全部67臺風電機組吊裝完畢，制氫設備系統車間也已經開始安裝，預計今年正式投產。

項目以“新能源發電直供化工用電”模式重構能源體系，采用源網荷儲精準匹配、新能源直供電、新型儲氫、多穩態柔性合成氨等多項全球領先技術，真正實現化工負荷隨新能源電力“荷隨源動”。攻克了新能源波動性與化工生產穩定性的行業難題，讓化工負荷隨新能源電力“動態起舞”，成為全球氫能產業“制儲輸用”全鏈貫通的“樣板工程”。

大唐集團——多倫15萬千瓦風光制氫一體化示范項目

大唐多倫15萬千瓦風光制氫一體化科技示范項目是國內首個風光波動制氫耦合煤化工項目，并率先研發使用國內首個風光波動制氫耦合煤化工“一體化能量管控平臺”。該項目于2024年5月正式開始工程建設，2024年12月進入生產調試階段，12月底生產出合格氫氣。

據了解，該項目是大唐集團首個綠氫重點示范項目，規劃建設新能源系統裝機容量15萬千瓦的新能源發電場和額定產氫量14000Nm3/h的電解水制氫裝置，其中配置的12臺1000Nm3/h和1臺2000Nm3/h 堿性電解水制氫設備，年產氫氣可達7059萬標方。

大唐多倫綠氫項目的成功投運，為綠氫與煤化工的耦合帶來了好消息。畢竟在目前氫能雖有眾多應用場景但實際落地困難的情況之下，化工行業用氫需求還是巨大的。

中國華電——華電德令哈PEM電解水制氫示范項目

青海德令哈 3MW 光伏制氫項目依托中國華電集團有限公司青海分公司的“青海華電德令哈西出口示范基地一期 1000MW 光儲氫項目”主體工程，于 2022 年 11 月 3 日開工建設，項目利用主體工程的光伏發電提供電源制氫，制氫容量 600Nm3/h（3 套 200Nm3/hPEM 電解水制氫系統），滿足燃料電池用氫需求。PEM 電解水制氫的靈活控制系統，實現綜合自動化控制、頻率快速響應、功率控制、功率預測、綜合能源能量管理功能。項目預留氫氣壓縮及充裝系統場地。

2025年4月27日，隨著滿載高純度綠氫的氫氣管束車緩緩駛出華電德令哈PEM電解水制氫示范項目廠區，青海省首個綠電制氫項目——“華電德令哈PEM電解水制氫示范工程”正式宣告實現商業化運營氫氣交付。

該項目是我國在高海拔地區制綠氫的首次嘗試，也是青海省首個綠電制氫項目，為可再生能源的大規模消納提供寶貴的實踐經驗。

中國華能——張掖綠電制氫示范項目

該項目由華能甘肅新能源公司投資建設，位于甘肅省張掖市經濟開發區循環經濟示范園，配套建設8兆瓦光伏電站，制備的高純氫氣由高壓管束車外運，在站內實現“光伏發電-制氫-充裝”所有環節。

該項目擁有國內單體容量最大的光伏適應性電解制氫系統，投運時已完成TüV南德第三方見證測試，項目核心設備采用華能自主研發的1300標方/小時電解槽，創新構建了適應波動性新能源輸入的大功率動態電解制氫體系。

2023年5月6日，甘肅省張掖市自然資源局發布華能東方氫能產業園綠電制氫示范項目批前規劃公示。2025年3月初，該項目正式投運。

上海電氣——風電耦合生物質綠色甲醇一體化示范項目

上海電氣洮南市風電耦合生物質綠色甲醇一體化示范項目是吉林省百億級重點工程之一，是“氫動吉林”“吉氫入滬”戰略布局的重要組成部分，對全國新能源產業發展具有示范引領作用。項目以豐富的風能和生物質能為基礎，打造“綠色新能源+綠色化工”產業鏈，為實現大規模綠電消納提供了新的技術路線和商業模式。

項目主要建設2×300噸/天純氧生物質流化床氣化裝置，67.2MW風電，8200Nm^3/h（標準立方米每小時）制氫裝置，10萬Nm^3儲氫裝置，5萬噸/年綠色甲醇及合成裝置，是國內首批符合ISCC-EU綠色認證要求的風電制氫耦合生物質氣化制綠色甲醇項目，所采用的核心技術與關鍵裝備均由上海電氣自研自產，填補了國內空白并達到國際先進水平。

7月14日，上海電氣洮南市風電耦合生物質綠色甲醇一體化示范項目順利產出綠色甲醇，成為我國首個投產的風光制氫耦合生物質制綠色甲醇項目！

深圳能源——鄂托克前旗250MW光伏制氫項目

該項目總投資15.58億元，屬于“自治區首批風光制氫一體化示范項目”，項目分光伏區、制氫區兩個部分建設，光伏場區用地約5733畝，制氫站占地面積7.67公頃，將建設裝機容量250MW，年均發電量4.7億千瓦時的光伏電站和年產能6000噸的電解水制氫廠及配套設施等。

2022年8月，項目正式開工，EPC總包由長江勘測規劃設計研究有限責任公司負責。2023年11月，深能集團發布公告，擬投資建設鄂托克前旗風光制一體化及配套合成綠氨項目。陽光氫能中標制氫系統采購，提供9套1000Nm3/h堿性電解槽及相關設備。

2025年4月7日，鄂托克前旗250MW光伏制氫項目通過各類專項驗收，成功取得《移動式壓力容器充裝許可證》。獲取該項資質后，該項目已全面具備氫氣充裝及對外銷售資格，標志著項目已具備運營能力，實現了“建設”到“運營”的重大跨越。

真相一：實際與理論相差甚遠

看到目前這些氫能項目投產的消息接連而至，再探究一下實際真相，似乎給人一種“網友奔現”的一言難盡之感，可謂是：理想很豐滿，現實更骨感。

氫能項目理論上不僅能夠大幅減碳，提供綠氫供應，并且能夠創造十分可觀的效益，然而項目實際運行卻是另一回事。

畢竟，很難有項目能夠實現100%運行。

實際情況是，風光波動性較大，項目實際運行性難以達到穩定持續的綠色電力供應，以至于電解槽制氫效率達不到預期效果，實際產氫很少很少，兩年多的時間，中石化庫車光伏制氫項目竟然也僅僅產氫一萬多噸，而該項目設計年產氫量為2萬噸。

真相二：技術與設備雙雙“暴雷”

電解槽品質是項目實際運行中的一大重點。由于風光波動性問題，電解槽將面臨頻繁啟停，而這也是大大減損電解槽壽命的一大原因，甚至有制氫項目傳出有的電解槽在運行不到一年就開始漏液的消息……

原因自然是多重的。其一是電解槽本身的壽命折損，其二便是設備廠商可能存在產品質量不合格的可能，其三是電解槽技術優化空間仍舊較大，重重阻礙列在眼前。

技術方面，當前主流的電解槽技術中，堿性電解槽（ALK）實際運行效率多在65%-75%，質子交換膜（PEM）電解槽雖能達到80%以上，但在高負荷、長周期運行中，膜材料衰減、催化劑中毒等問題會導致效率快速下降。

技術與設備相輔相成，相互造就，早期投運的綠氫項目類似“小白鼠”試驗，制氫設備在不斷試驗中積累經驗和教訓，如今在市場不斷內卷的形勢下，未來到底是電解槽設備越來越高端，還是項目競爭越來越激烈，短期內似乎又難以看到苗頭。

真相三：賺錢嗎？未來或許可以

當前綠氫成本約為20-40元/公斤，是灰氫（10-15元/公斤）的2-3倍，電費占比70% 。盡管新疆、內蒙古等地光伏電價已降至0.17元/度，但受限于電解槽啟停損耗和儲能成本，實際制氫成本仍難與化石能源競爭。例如，國內某綠氫項目制氫成本約14元/公斤，仍需政策補貼支撐。

電解水制氫需要耗費大量電能，據測算電解水制氫1千克耗電約35-55度左右，所以電解水制氫成本取決于電價的高低。堿性電解水制氫是綠氫制取最成熟和成本最低的方式，電費成本約占堿性電解水制氫總成本的80%左右，據測算，當電費降低至0.2元/度時，電解水制氫才具有較大的經濟推廣性。

拆解來看，制氫設備購置成本與電能成本就已經占據整個制氫項目的80%。電能成本受電解效率、電價等影響，按照目前綠氫項目的成效來看，短期內仍舊難以解決。此外，盡管電解槽價格已經卷成白菜價，但實際運維、折舊以及后續管理等等費用也同樣考驗人力物力。

根據行業內測算，新疆庫車光伏制氫項目制氫成本在12.95元/kg—14.02元/kg之間，與天然氣制氫和工業副產氫相比，成本相對具備優勢。然而真的能夠賺錢嗎？實際產氫量是理論的50%，電解槽設備也經歷一輪“修理”，其帶頭示范的精神可嘉，但項目實際收益似乎的確一言難盡。

政策推動企業，市場推動產業。隨著越來越多的氫能項目開始落地，實際可操作的建設性經驗也在不斷涌現。盡管當前制氫項目并不賺錢，甚至于要依賴政策補貼才能勉強維持，但總要有“第一個吃螃蟹的人”。央國企在市場中帶頭前行，無疑是為了給行業打一劑強心針。