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氢能“烧钱”这个事似乎已经成了行业共识，甚至于随随便便一个氢能项目动辄就要十几亿或几十亿，普通企业哪里有这么多的资金，也只有央国企才能“撑得住”场面。
面对“碳达峰碳中和”的目标，新能源产业势必要“闯出一片天”。氢能项目在近两年接连落地投产，但不难看出这些项目基本都是央国企投资建设的示范项目，是首当其冲的“案例展示”。
无论是电力央企，亦或是综合能源集团，发展氢能的决心已经真金白银砸出来了，氢能观察总结部分央国企投产的氢能项目，一起来看看这其中有哪些可借鉴的经验。
中国石化——新疆库车光伏制氢示范项目
新疆库车绿氢示范项目位于新疆阿克苏地区库车市，是国内首个规模化利用光伏发电直接制绿氢项目。项目充分利用西部地区丰富的太阳能资源，通过光伏发电制氢，结合塔河炼化用氢需求，建设产、储、输、用一体化绿氢炼化项目。
该项目总投资近30亿元，设计电解水制氢能力2万吨/年，配套300兆瓦光伏电站（年发电量6.18亿度），储氢能力21万标立方、输氢能力2.8万标立方每小时。项目于2021年11月30日开工建设，2023年6月30日顺利产氢，2023年8月30日全面建成投产。
作为我国首个万吨级光伏制氢项目，新疆库车光伏制氢示范项目一直以来都饱受争议。先是媒体报道因遭遇沙尘暴而导致光伏设备受损，后又传出电解槽设备实际运行不到三分之一，产量大幅下降，甚至隆基总裁李振国亲自下场澄清说明。
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”行动暨大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目启动。
项目建设50套200Nm³/h的PEM制氢设备，39套1000Nm³/h碱液制氢设备，建设20000Nm³/h的空分装置、建设一套年产18万吨合成氨装置、储氢、储能装置及相关公辅设施，设计年制氢量3.2万吨、合成氨18万吨。
2025年7月26日上午9点，国家电投吉电股份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，大安项目创新采用绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢、源网荷储一体化的全产业链设计思路，已取得1项发明专利和33项实用新型专利，并实现多项重大技术突破，尤其创造4项全球之最：全球最大绿氢合成氨项目、全球最大规模的碱液与PEM混合电解水制氢、全球最大规模的直流微电网制氢、全球最大工程化固态储氢装置。
作为国内大型绿氢合成氨项目的标准示范，国家电投不仅是为“北方氢谷”的建设提供强有力的支撑，更是为后续的绿氨项目提供了宝贵经验。
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296亿元，规划建设300万千瓦风光新能源发电与年产80万吨绿色合成氨、甲醇装置。其中，一期项目投资69.46亿元，建设80万千瓦风光发电（含75万千瓦风电、5万千瓦光伏）及年产20万吨绿色合成氨、甲醇装置。
2023年9月，项目正式开工。目前，该项目一期配套510兆瓦风电项目全部67台风电机组吊装完毕，制氢设备系统车间也已经开始安装，预计今年正式投产。
项目以“新能源发电直供化工用电”模式重构能源体系，采用源网荷储精准匹配、新能源直供电、新型储氢、多稳态柔性合成氨等多项全球领先技术，真正实现化工负荷随新能源电力“荷随源动”。攻克了新能源波动性与化工生产稳定性的行业难题，让化工负荷随新能源电力“动态起舞”，成为全球氢能产业“制储输用”全链贯通的“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国内首个风光波动制氢耦合煤化工项目，并率先研发使用国内首个风光波动制氢耦合煤化工“一体化能量管控平台”。该项目于2024年5月正式开始工程建设，2024年12月进入生产调试阶段，12月底生产出合格氢气。
据了解，该项目是大唐集团首个绿氢重点示范项目，规划建设新能源系统装机容量15万千瓦的新能源发电场和额定产氢量14000Nm³/h的电解水制氢装置，其中配置的12台1000Nm³/h和1台2000Nm³/h 碱性电解水制氢设备，年产氢气可达7059万标方。
大唐多伦绿氢项目的成功投运，为绿氢与煤化工的耦合带来了好消息。毕竟在目前氢能虽有众多应用场景但实际落地困难的情况之下，化工行业用氢需求还是巨大的。
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 光伏制氢项目依托中国华电集团有限公司青海分公司的“青海华电德令哈西出口示范基地一期 1000MW 光储氢项目”主体工程，于 2022 年 11 月 3 日开工建设，项目利用主体工程的光伏发电提供电源制氢，制氢容量 600Nm3/h（3 套 200Nm3/hPEM 电解水制氢系统），满足燃料电池用氢需求。PEM 电解水制氢的灵活控制系统，实现综合自动化控制、频率快速响应、功率控制、功率预测、综合能源能量管理功能。项目预留氢气压缩及充装系统场地。
2025年4月27日，随着满载高纯度绿氢的氢气管束车缓缓驶出华电德令哈PEM电解水制氢示范项目厂区，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”正式宣告实现商业化运营氢气交付。
该项目是我国在高海拔地区制绿氢的首次尝试，也是青海省首个绿电制氢项目，为可再生能源的大规模消纳提供宝贵的实践经验。
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，配套建设8兆瓦光伏电站，制备的高纯氢气由高压管束车外运，在站内实现“光伏发电-制氢-充装”所有环节。
该项目拥有国内单体容量最大的光伏适应性电解制氢系统，投运时已完成TÜV南德第三方见证测试，项目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发布华能东方氢能产业园绿电制氢示范项目批前规划公示。2025年3月初，该项目正式投运。
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百亿级重点工程之一，是“氢动吉林”“吉氢入沪”战略布局的重要组成部分，对全国新能源产业发展具有示范引领作用。项目以丰富的风能和生物质能为基础，打造“绿色新能源+绿色化工”产业链，为实现大规模绿电消纳提供了新的技术路线和商业模式。
项目主要建设2×300吨/天纯氧生物质流化床气化装置，67.2MW风电，8200Nm^3/h（标准立方米每小时）制氢装置，10万Nm^3储氢装置，5万吨/年绿色甲醇及合成装置，是国内首批符合ISCC-EU绿色认证要求的风电制氢耦合生物质气化制绿色甲醇项目，所采用的核心技术与关键装备均由上海电气自研自产，填补了国内空白并达到国际先进水平。
7月14日，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顺利产出绿色甲醇，成为我国首个投产的风光制氢耦合生物质制绿色甲醇项目！
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，属于“自治区首批风光制氢一体化示范项目”，项目分光伏区、制氢区两个部分建设，光伏场区用地约5733亩，制氢站占地面积7.67公顷，将建设装机容量250MW，年均发电量4.7亿千瓦时的光伏电站和年产能6000吨的电解水制氢厂及配套设施等。
2022年8月，项目正式开工，EPC总包由长江勘测规划设计研究有限责任公司负责。2023年11月，深能集团发布公告，拟投资建设鄂托克前旗风光制一体化及配套合成绿氨项目。阳光氢能中标制氢系统采购，提供9套1000Nm3/h碱性电解槽及相关设备。
2025年4月7日，鄂托克前旗250MW光伏制氢项目通过各类专项验收，成功取得《移动式压力容器充装许可证》。获取该项资质后，该项目已全面具备氢气充装及对外销售资格，标志着项目已具备运营能力，实现了“建设”到“运营”的重大跨越。
真相一：实际与理论相差甚远
看到目前这些氢能项目投产的消息接连而至，再探究一下实际真相，似乎给人一种“网友奔现”的一言难尽之感，可谓是：理想很丰满，现实更骨感。
氢能项目理论上不仅能够大幅减碳，提供绿氢供应，并且能够创造十分可观的效益，然而项目实际运行却是另一回事。
毕竟，很难有项目能够实现100%运行。
实际情况是，风光波动性较大，项目实际运行性难以达到稳定持续的绿色电力供应，以至于电解槽制氢效率达不到预期效果，实际产氢很少很少，两年多的时间，中石化库车光伏制氢项目竟然也仅仅产氢一万多吨，而该项目设计年产氢量为2万吨。
真相二：技术与设备双双“暴雷”
电解槽品质是项目实际运行中的一大重点。由于风光波动性问题，电解槽将面临频繁启停，而这也是大大减损电解槽寿命的一大原因，甚至有制氢项目传出有的电解槽在运行不到一年就开始漏液的消息……
原因自然是多重的。其一是电解槽本身的寿命折损，其二便是设备厂商可能存在产品质量不合格的可能，其三是电解槽技术优化空间仍旧较大，重重阻碍列在眼前。
技术方面，当前主流的电解槽技术中，碱性电解槽（ALK）实际运行效率多在65%-75%，质子交换膜（PEM）电解槽虽能达到80%以上，但在高负荷、长周期运行中，膜材料衰减、催化剂中毒等问题会导致效率快速下降。
技术与设备相辅相成，相互造就，早期投运的绿氢项目类似“小白鼠”试验，制氢设备在不断试验中积累经验和教训，如今在市场不断内卷的形势下，未来到底是电解槽设备越来越高端，还是项目竞争越来越激烈，短期内似乎又难以看到苗头。
真相三：赚钱吗？未来或许可以
当前绿氢成本约为20-40元/公斤，是灰氢（10-15元/公斤）的2-3倍，电费占比70% 。尽管新疆、内蒙古等地光伏电价已降至0.17元/度，但受限于电解槽启停损耗和储能成本，实际制氢成本仍难与化石能源竞争。例如，国内某绿氢项目制氢成本约14元/公斤，仍需政策补贴支撑。
电解水制氢需要耗费大量电能，据测算电解水制氢1千克耗电约35-55度左右，所以电解水制氢成本取决于电价的高低。碱性电解水制氢是绿氢制取最成熟和成本最低的方式，电费成本约占碱性电解水制氢总成本的80%左右，据测算，当电费降低至0.2元/度时，电解水制氢才具有较大的经济推广性。
拆解来看，制氢设备购置成本与电能成本就已经占据整个制氢项目的80%。电能成本受电解效率、电价等影响，按照目前绿氢项目的成效来看，短期内仍旧难以解决。此外，尽管电解槽价格已经卷成白菜价，但实际运维、折旧以及后续管理等等费用也同样考验人力物力。
根据行业内测算，新疆库车光伏制氢项目制氢成本在12.95元/kg—14.02元/kg之间，与天然气制氢和工业副产氢相比，成本相对具备优势。然而真的能够赚钱吗？实际产氢量是理论的50%，电解槽设备也经历一轮“修理”，其带头示范的精神可嘉，但项目实际收益似乎的确一言难尽。
政策推动企业，市场推动产业。随着越来越多的氢能项目开始落地，实际可操作的建设性经验也在不断涌现。尽管当前制氢项目并不赚钱，甚至于要依赖政策补贴才能勉强维持，但总要有“第一个吃螃蟹的人”。央国企在市场中带头前行，无疑是为了给行业打一剂强心针。
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