2024年12月12日，在香橙会研究院举办的2024年氢能年会上，来自全球氢能产业链的头部企业演讲嘉宾，发表了许多前沿信息和精彩观点。香橙会研究院将“绿氢消纳—绿醇绿氨SAF”论坛及“氢燃料电池/氢储运”论坛嘉宾演讲信息做了编辑整理，分享如下。
国家发展改革委能源研究所
能源环境中心主任 熊华文
1. 氢能赛道里为什么氨醇走的最快，我们做了一些逻辑分析，主要从两个维度看，一个是必要性，一个是可行性。为了应对脱碳要求，没有别的竞争路线，这叫必要性；可行性一个是技术可行，要干得出来；一个是经济可行，即使贵也有人买单，这两个缺一不可。从必要性上来讲，对于航空、船用，电动化的竞争力是明显偏弱的，但基于绿氢的液体燃料竞争性是更强的；从可行性上，发电成本在下降，氨醇SAF的成本也在肉眼可见的下降，目前技术上没有什么太大的障碍，所以对于经济可行性和技术可行性，绿色氢基燃料也都是具备的。
2. 氢基绿色化学品能跑的多远，核心最后落脚点是在经济性上，要降成本。化石能源合成氨的成本基本上是2200左右，现在市场价跌破2000，绿氨我们绿电价格取0.25元，成本是4200元，溢价80%-90%；醇也一样，传统甲醇成本是2000元左右，绿醇成本是4000元，溢价100%。大家看到上的项目不少，规划的项目不少，感觉形势一片大好，但是如果降本的问题不解决，这个故事是说不圆的。
3. 绿电成本是绿色化学品成本的关键变量，现在不管是风电还是光伏，我们的度电成本下降是非常快的，这就是潜力所在。现在所有新增光伏的边际度电成本全国平均3毛2左右，西北部光伏资源好的已经下探到2毛左右；到2035年全国平均新增光伏的度电成本1毛5，西部地区就更低了，进入几分钱的时代了。但是请大家思考一个问题，期望网电成本大幅下降是不可能的。我们怎么降电价？一种是用电网弃电，我个人看来是走不通的，你的设备利用小时上不来，CAPEX肯定高。所以只有离网才能获得低成本的绿电价格，离网模式虽然探索很艰难，现在目前面临的障碍也不少，但这是必由之路。
临港新片区管委会综保处处长 林益松
4. 为什么在临港新片区来推动整个航运的绿色低碳转型？从全球范围内来看，目前全球有14个港口明确可以提供绿色甲醇加注服务，我们认为未来绿色甲醇和新能源的加注中心一定是在上海，或者上海必将是其中最重要的一个节点。我们自己提炼了一下，一个港口要成为加注中心必须具备几大条件：第一个港口航线挂靠的班机密度必须够大；第二个在港口的附近必须有足够的配套储运设施，目前在洋山岛上我们已经规划建设了27万立方米的绿色甲醇和绿色新能源储罐设施；第三个港口配套的结算以及金融结算体系必须足够的便利；还有整个产业链上下游生态的集聚，包括检测、认证以及其他一些支撑服务。
5. 我们搭建了一个绿色航运的产业联盟，这个联盟不是价格联盟，我们是把它作为一个开放合作的平台和交流机制。对于生产制备企业，要解决它的消纳问题；对于船公司来说，希望解决它的绿色能源稳定供应问题；对于检测认证机构，希望他为整个产业链生态提供有效的服务和保障。从目前的情况来看，平台已经集聚了全球范围内绿色甲醇的生产制备、检测认证、加注服务、船公司以及配套功能服务的机构。
6. 从我们的角度来说，如何为大家有效提供消纳的通道？第一个，通过联盟内开放的平台和机制，解决上下游产业的合作和对接；第二个，我们在今年发起成立氢能绿色能源的国家级交易平台，我们鼓励国内外生产制备企业到平台上交易，避免内卷式互相压价；第三个，我们搭建绿色航运走廊，我们目前跟新西兰奥克兰港、智利瓦尔帕莱索港签订了合作协议，并与鹿特丹等其他十几个港口开展合作对接，为大家拓展整个消纳的通道。
中石化石油化工科学研究院有限公司 刘迪
7. 绿色甲醇和绿氨在海运业净零排放方面寄予厚望，IEA预计电子燃料要实现10%的海运市场份额，每年需要7000万吨的电子氨或者电子甲醇。绿色甲醇在环境友好性、燃烧特性、发动机的成熟度以及配套基础设施方面具有优势，我们认为现阶段绿色甲醇是备受青睐的一个船用替代燃料。绿氨总的来说它的长期生产成本相对于绿色甲醇是较为低的那个，是一个很重要的零碳燃料，中长期是助力海运业实现碳中和的一个终极解决方案。
8. 展望一下，绿色甲醇，生物质耦合绿电生产绿色甲醇，有望成为兼具高产能和经济效益的主流方案。绿氨，利用西北地区的可再生能源生产绿氢再合成绿氨，并在煤电大省推广，可以加速能源转型。合成航煤，生物质气化-费托合成和二氧化碳加氢合成甲醇路径是两种主要技术路线。绿色甲醇、绿氨和SAF作为新兴领域，都是前景广阔的，如果我们充分发挥利用风光资源优势，构建一体化产业链，通过科技创新、示范工程建设和完善标准体系等手段，可以加速推动绿色电子燃料产业化进程，也能够在全球绿色能竞争中占据一席之地。
马士基脱碳业务总监 卡卡
9. 我们看到未来几个可信的绿色燃料，主要有三种，生物柴油、绿色甲醇和绿氨。生物柴油的主要问题是成本太高，不能上规模；绿氨对碳没有什么要求，只不过问题更多的是卡在现在的发动机上的工艺上，还没有解决安全性的问题，我个人认为这也是一个早晚的事情；甲醇现在完全具备加注条件了，也很容易运输，我们在2030年需要的数是400-500万吨，来自于四分之一的货运船燃，现在除了马士基之外，整个航运行业也开始做同样的布局，这个也是我们很高兴的一件事情，达飞、中远海运等也下了同样的船舶订单，需求量是有的，我们需要足够多、足够绿、足够便宜的供应。
10. 我跟大家分享一些挑战，主要的挑战是价格，对我们来说，作为燃料的话，我们PK的并不是其他颜色的甲醇，我们PK的是传统燃料，传统燃料的热值是甲醇的2倍，为了代替1吨VLSFO，我需要采购2吨甲醇。可以把VLSFO的一半作为每个带任何绿色溢价的价格，当然如果我现在把这个作为一个目标价格，可能不会有人理我，所以我们还是愿意承担一部分绿色溢价。
11. 我们希望我们的供应商也有一个合理的利润，也是帮我们供应商做投资决定，推动开工。现在国内有两家企业签了长期采购协议，金风科技和隆基绿能，这两个项目也是给全球证明中国现在有非常明显的优势，不管是风光生物质资源，还是设备产业链，还是政府对这件事情的重视，再加上全球最大的上海港口，对于航运来说，交货地点必须是大的港口，我们要进行同步作业，边加注边运货卸货，不会为了加注专门跑一个港口。在中国很多的项目规划中，我们现在更加关心的是蒙东和吉林，那边风光资源、生物质非常好，离出海口也不远，我们要保证的是一个最优方案，抓住一些最有竞争力的成本，加上一个合理的利润，踏踏实实的把项目做出来。
中电科港能（上海）实业有限公司
董事长 吴映阳
12. 我们一直在关注绿色甲醇这个板块，但是下手还是从今年开始，今年从整个成本上，我们认为到达了一个可以大规模进入的市场。目前绿色甲醇到2030年的需求，短短一年的发展，已经让这个需求从1000万吨变成了3000万吨，成规模的在往前走，每个月、甚至每天都在变化。
13. 我们投资绿色甲醇相关项目的时候有几个必要的条件必须要满足。第一个，必须有化工园区，因为中国相关的开发区对化工园区的管理要求非常严格，一定有化工园区，我们才能进行项目地选择；第二个是生物质资源，欧盟那边标准的要求还是很严格的，生物质的来源一定要丰富，国内的生物质来源主要来源于东北平原，还有华北平原、长江中下游平原、河套平原等；第三个是新能源资源，整个过程中新能源的需求量，绿氢的需求量是非常巨大的；还有一个交通的资源，在未来绿色甲醇认证过程中，交通工具运输绿色甲醇过程中的碳排放，也是计入到整个生命周期碳排放里面，未来我们希望通过管道运输，能够大大降低我们的运输成本跟碳排放体量。
航天工程销售总监 王烨
14. 我们在生物质制甲醇方面做了一些研究。大家对生物质都比较熟悉，但是它的种类是多种多样的，总体来说，生物质的特点就是挥发分含量高、氧元素含量高、硫含量低、热值低，生物质的碱金属、氯离子会对设备运行当中的有一定腐蚀。生物质入炉方面，有两种技术路线，一种是干粉加压，另外一种是水煤浆，第一种路线生物质制甲醇成本压力比较大，直接磨粉设备要一直磨，能耗成本也比较大，而水煤浆路线经过2分钟静置就会分层，我们做的掺烧中试后有效气的比例还是不错的，能达到84%，但会有纤维团聚情况，所以生物质原料制粉入炉是一个比较大的挑战。
君恒生物可持续发展首席专家 胡瑞
15. SAF本身，它具备一定的特殊性，民航业的脱碳相对是比较困难的，像提高能效设计之类的措施耗时耗力，但是减排效果有限，SAF来到历史舞台上一个很大的原因，无论是从成分、生产、还是全生命周期减排比例的角度分析，它都是最好实现、成本最低的方式方法。从2025年开始全球主流国家和地区开始2%的掺混，每五年进行一个递增，这是全球一个不可逆的趋势。2050年的全球市场规模之前预测是3.58亿吨，昨天和国际航协交流时，说3.58亿吨可能少了，要增加到5亿吨。听到这个数字，我们作为一个生产商，我们觉得很兴奋，压力又很大。未来做好保供，在行业的前沿位置也是一个考验。
16. HEFA两段法工艺路线第一段是加氢脱氧和脱羟反应，将饱和脂肪酸转化成直连烷烃，第二段是裂化和异构化反应，生成高度支化的烷烃。工艺的难点一个是原料组成复杂，含氧量高、含金属高、含烯烃高等等，处理不好，工厂随时都有可能停车，对稳定生产影响是很大的，我们现在生产运行周期不小于8000小时，剩下一个月检修。另一个难点在于支化，支化程度与工业化生产是一个很微妙的关系。支化后的最终产品需要满足适航的最低标准，但支链越多，适应性的问题就越多，所以还要限制反应空间，避免过度支化，提高SAF收率。
庄信万丰催化剂
脱碳解决方案团队市场与销售经理 熊光涌
17.目前看到SAF主要的四种生产途径，我们主要推的是费托合成，因为费托合成的原料非常广泛。目前生物质气化还是一个难题，绿氢的引入对提高绿碳的利用率非常关键。费托合成里气化之后要做水煤气变换，绿氢的引入可以少做或者不做水煤气变换，碳的利用率就会高很多。在非常理想的气化情况下，水煤气变换的碳利用率是52%，而通过加绿氢，碳的利用率可以提升到81%，这个意义是非常重大的。未来生物质的价格成本一定是上升趋势的，绿氢的成本一定是下降的，绿氢可以把有效气最大程度的利用，燃料消耗的生物质更低，碳排放更低，绿色溢价更高。
18. 传统费托固定床的问题在哪里？费托是一个强放热反应，当中区域热量很难散发，控温降压是一个很大的问题，而且传统的固定床，原料气转换率不够高，航煤选择性不高，会有非常多的副产品，单管的产量也会比较低，因此传统反应器中需要有上万个裂管，所以以前费托固定床的运营成本和造价都是比较高的。
捷氢科技总经理 卢兵兵
19. 整个行业来说，纵横两个方向：纵向是产业链方向，从我们电堆、系统、整车、产业链，能够提质降本;另外和氢站车协同，标准法规协同以及场景的挖掘、推广和复制，这样有更大的规模，通过纵横两个方向推动产业降本和规模效应。
20. 发展氢燃料电池乘用车，包含燃料电池纯功率型乘用车、油电增程乘用车。如果到万台规模的话，有机会降到30万元左右，在适当补贴、有氢气情况下存在一些机会的，也包括北方冬天区域。
EKPO 总经理 陈虎
21. EKPO新一代单堆产品400kW最大电堆额定功率，额定功率效率57%，体积功率比可达7kW/L，耐久性2.5万小时，电堆性能衰减率小于5%。NMi产品 150kw 最大单电堆额定功率产品，额定功率点效率 50%（应用于乘用车），体积功率比9.0 KW/L。
亿华通 副总经理/首席技术官 李飞强
22. 燃料电池系统成本下降最明显，预计到2030年燃料电池系统百万台级，价格将降至200元/kW。
23.氢燃料电池商用车要跟油车比，至少不能比油车运营成本高，柴油价格上海0号柴油7.5元，百公里油耗不到40升油，一公里2.7元氢燃料电池汽车氢价不能超过27元（百公里氢耗10公斤）。
24.1000kg的加氢站投入一千万元差不多5-10年回收成本，这样的投资规模很多人不愿意投，从营收平衡来看至少5到6年实现盈亏平衡。一公斤氢气赚10块都算不过来账，一天一吨一年按300天，一年就赚300万元，这样的站肯定是运营不下去的。现在对商用车来说，暂时解決的方案就是换氢瓶。如果按一天供氢三吨，供60辆车来换，一辆车10分钟换完，加氢站至少要3000万元，但如果按照换氢站的话就三四百万元，按照换氢站成本核算，基本两年就可以回收成本。
明天氢能 品牌总经理 张健
25. 目前氢能高速有两个概念：现在全国有几个区域在推行高速免费，这个氢能高速是“两纵四横”运输战略，不仅是运输路线也有沿着高速两次进行就地制氢的战略。另一个是通过推动建设“输氢走廊”等规模化运输工程，形成长距离管道运输“主动脉”和短距离输送“毛细血管”相结合的氢能供给体系，降低氢气运输成本，解决资源错配问题。现在已经有很多所谓的氢能供给，但目前来看这个量还是不够的，起码没有让我们内陆用氢密集的城市明确感受到氢能价格的下探。
蜀道装备 副总经理 马继刚
26. 当前缺乏氢气管网的情况下，成熟的氢储运技术只有液氢和CGH2（压缩氢气）。
27. 现在20MPa管输车载氢量250公斤，实际是200公斤，我们采用液氢车储运量2.5吨，有10倍差，这样百公里能耗是从气氢8块降到不到5毛，这样对在氢气较低的价格把它运到使用端就非常有利，至少在一个省的范围内，我们觉得从光伏资源，拉到其他地方使用，几百公里内经济性是可以算得过来的。这是我们做的一些测算，这是一个液态储氢的加氢站布局图，这里面我们做了一个经济性的分析，从绿电价格如果2毛，制氢液氢按70度电，到14块左右，再运输上又节约比较多的钱，考虑前端设备折旧，我们认为氢气加注站售价做到20元钱是可以的。
天海氢能 总工程师 岳增柱
28. 现在车载高压端用的储氢瓶最多是210L，385L是常态产品，常规产品出现了390L、410L、420L，终端产品推到450L产品，同样尺寸下，Ⅲ型瓶、Ⅳ型瓶进行对比，IV型密度在35MPa下，Ⅳ型瓶的容积已经做到450L，现在储氢密度一般在5点几到6点的趋势，远期突破7以上还是有点难度；当Ⅳ型瓶压力升高一倍到70MPa时，储氢量增加1.6倍，同样是六个瓶子，储氢量会达到100公斤，应用于干线物流可能会有一些优势，未来70MPaⅣ型瓶在换氢或干线物流会有一定应用场景。
佛吉亚氢能 中国区总经理 潘锋
29. 我认为氢和电是互补的关系，而不是你死我活的关系，是相辅相成的关系。我们认为在整个市场趋于稳定的情况下，商用车大概呈新能源化的趋势，70%大概是纯电动，今年大家可以看到，整个商用车增幅跟去年同比是翻倍的关系，因为电池价格下降，充电更加方便，今年整个商用车电动化非常快。氢能在这个环节里面一定是不可或缺的，现在还有很多高排放大马力发动机，碳排放非常高，我们还是要通过清洁能源比如氢能，现在是灰氢，未来会逐步转化为绿氢。我们认为30%左右的商用车会使用氢能，其中可能一半是氢燃料电池，用在一些干线物流、冷链车、电动车不太方便使用的地方，剩下还有一半15%，我们认为在非道路比如挖机、吊车，不用在路上跑的，更适合氢发动机。
30. 氢能是新质生产力，未来有很大发展，我今年很有干劲，我猜到开头没有猜到结尾，特别到四季度非常冷，我个人感觉应该是最低点了，不可能比这个再低了，我们整个国家现在也碰到一些转型的困难，包括资金、地缘政治等各方面的问题，但我希望包括我们自己，在座各位，我们在这种寒冬，修好氢功，可能是明年或后年，行业趋势转好之后，我希望我们能够青云直上，就像姚明一样，可以发展得非常高。
海望氢能 副总经理 王印
31. 边际储氢成本上：固态储氢：1700元/标方氢气；气态球罐：550元/标方氢气；有机液体储氢：100元/标方氢气。从一次性投资角度来讲，大规模因为边际成本比较低，每增加一万方氢气存储，投资增加一百万人民币左右，因为有前期装置投资，小规模没有优势，但大规模我们优势会越来越明显。一般而言，有机液体储氢系统在储氢30小时以上的储氢规模中具备一次性投资优势。
32. 东北亚绿氢贸易，日韩对于氢气的需求，东北亚绿氢贸易目前认为是全球非常重要的贸易场景，韩国和日本距离中国东部只有几百公里的范围，之前在中东做了很多相关绿氢投资，我们看距离是远了10倍以上，这样的范围之内如何运输氢气，我们考虑这个问题的时候，从安全性、密度、处理流程、能耗角度来看，液氢还有液氨运输方式都有明显的弱点和硬伤。但从有机液态储氢角度来讲，都没有特别大的短板，是比较全能的模式，而且也能够实现更好的经济性。运角度，非限制性货物，并且没有特殊包装要求，这决定了在运输场景下，我们可以使用传统本身就是运油品或化学品普遍船舶长压常压进行普遍运输，包括码头普遍储罐、泵都是可以利用现成的，也降低了运输端的成本。
氢枫集团 投资副总裁 罗世春
33. 我们按照20年使用寿命，充氢时长接近100%，每天充放一次，比如白天充晚上放或反过来，按照6%折线率，我们做了一个测算，镁基固态储氢体系平准化氢储能成本在5.73%，在它整个生命周期，产品使用周期里面每公斤氢存储成本平均是5.7元，随着规模增大，整个LCOS也会逐渐降低，从1吨6.24元到10吨5.57元，再到100吨5.29元，相当于1毛6储能成本，这个值还是有巨大的刺激作用的，所以，对整个行业来说，100吨5.29元，未来场景可能是一千吨或更高，有足够流向性在5块以下，电储能成本在1毛以下，这对于未来氢气更加广泛的应用是非常有意义的。
以上仅根据会议记录整理，未经演讲者审核。
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