投资绿色氢能2024：直面绿氢痛点

国际专业清洁技术网站 Cleantech 10月10日发表报告认为，当前，绿色氢能的发展势头明显减弱，开发商正面临着一系列严峻挑战。

2024年，做出最终投资决策（FID）的项目数量远低于预期。氢能委员会的数据显示，截至2024年5月，全球公布的电解产能中仅有不到7%进入了FID阶段。多个大型氢能项目被取消或推迟，其中包括17MW的汉诺威项目以及澳大利亚的12GW HyEnergy项目。

开发商将问题归咎于整个价值链成本上涨、客户购买的不确定性、难以获得电网连接以及难以捉摸的监管计划。上个月在伦敦举行的"投资绿色氢能2024"活动中，这一主题引发了广泛探讨。

监管困境

美国《通胀削减法案》（IRA）承诺降低绿氢价格，并提供3美元/公斤的补贴，这是全球最为慷慨的绿氢税收补贴之一。然而，每小时匹配要求使得开发商难以获得税收补贴，因为要获得补贴，生产商必须证明他们每小时都在使用可再生能源生产氢气。

目前，美国绿氢的平均成本估计为5美元/公斤，这一成本价格已扣除IRA补贴。与此同时，未进行碳捕获和储存、由化石燃料生产的灰氢成本目前估计为0.5美元/公斤。

2024年10月初，美国项目开发商 Hy Stor 的密西西比清洁氢中心（MCHH）取消了1GW氢气订单。Hy Stor 未说明延迟原因，但该项目未能从美国政府70亿美元的区域清洁氢能中心计划中获得资金。

许多氢能项目在宣布时，预期能够获得廉价电力，并且随着行业规模扩大，整个价值链的成本会下降。然而在欧洲，电价下降的预期并未实现，高利率环境给整个价值链的项目成本带来了上行压力。

开发商报告称，前期资本支出平均增加了三倍。氢能委员会在2023年12月底的一份报告显示，项目面临高达65%的成本上涨。零部件的成本和可用性也未得到改善，氢气制备所属绿电的平均等待时间估计为两年。在许多国家，电网连接的等待时间甚至长达十年。

因此，预测的价格下跌并未实现，绿色氢的价格仍然过高，无法吸引客户的长期承购兴趣，今年欧洲工厂的最终投资决定不到10项。与一些竞争性脱碳技术相比，氢气价格依旧昂贵，其可能只适用于一些小众应用的趋势也愈发明显。例如，氢气在空间供暖方面发挥的作用目前来看并不明显。

长期承购协议（氢气承购协议HOA）对确保项目融资至关重要。普通买家由于对氢气定价机制了解有限，价格风险对冲的机会也相应减少，很多买家不愿签署协议情有可原。据不完全统计，欧洲仅签署了100-200份为期5-15年的承购协议。同时，银行和其他项目融资者需要看到至少12年的交易才能提供项目资金。

让买方和卖方的期望保持一致并非易事。大型电解槽作为一项新兴技术，开发商难以提供令客户满意的性能保证。

一种规避价格风险的方法是让买方获得氢气生产设施的股份。例如，斯堪尼亚与 H2 Green Steel 项目签署供应协议，并参与了该项目1050亿美元的A轮融资。项目开发商还可以建立以代加工协议为基础的商业模式，即承购方提供电力或水等投入，并只支付其转化为氢气的费用。代加工协议通常规定最低承购量。

随着开发商规模不断扩大，更多问题浮现。开发商承认，优化工厂平衡（BoP）是一个学习过程。此外，很难使生产曲线与需求曲线相匹配。开发商强调，与大型项目相比，小型项目更容易完成。事实上，根据氢能委员会的数据，全球只有9%的清洁氢能超级项目通过了最终投资协议FID。

不过，对于一些确实成功跨越了FID线的项目，可为那些期望在清洁氢能领域取得成功的人提供宝贵经验。

壳牌最终决定投资位于德国莱茵兰化工园区的100MW PEM电解槽。莱茵兰项目的技术提供商 ITM Power 的商业副总裁 Tim Calver 指出，该项目进展顺利得益于补贴计划的明确，包括电网豁免补贴，这是一项向不依赖传统电网自行发电和用电的实体提供的财政激励措施。

此外，分布式氨生产等新的氢气使用案例不断涌现。氨生产主要通过哈伯-博世工艺完成，该工艺通常需要不间断电源和规模经济。然而，像 Ammobia 这样的初创公司生产氨所需的温度比传统的哈伯-博世工艺要低，压力要低十倍，这使得分布式生产成为可能。（cleantech）