深度报告：印度绿氢产业要解决这三个问题

印度绿氢的真实成本

印度人绿氢搞得怎么样，怎么投资印度，一起来看……

全球氢能产业虽然充满变数，但印度近年来表现得相当坚挺，已经从早期的概念炒作进入到实际操作阶段。

RMI India 最新发布报告认为，绿色氢能对印度来说意义重大——既能保障能源安全，又能推进脱碳目标，可以说是一个变革性的解决方案。

印度的可再生能源资源丰富，工业基础也不错，完全有条件在全球绿色氢能市场中占据重要位置。

但价格是个绕不开的话题。绿氢能不能从小规模试点真正做大，最终还是要看价格合不合适。

看看最近印度石油公司（IOCL）和印度石油天然气公司（HPCL）的招标情况，L&T 和 Ocior Energy 中标价格在每公斤 3.73～3.83 美元（不含消费税），这个价格还算不错。

但有意思的是，其他家的报价最高到了每公斤 6 美元，说明大家的成本控制水平差距还挺大。

更让人兴奋的是印度太阳能公司在 SIGHT 计划下搞的绿色氨反向拍卖，创下了每吨 583～641 美元的最低记录，折算成氢气成本大概是每公斤 2.98～3.28 美元。这个价格趋势说明成本控制正在快速进步。

行业内对绿色氢能的前景基本都很看好，但具体到项目上，配置方案和最终成本还是因地而异。可再生能源的获取难易程度、价格水平、政府补贴力度等等，都会影响最终结果。

另外，开发商还要做一些战略性选择，比如用电池储能还是氢气储存、怎么提高系统效率、有没有其他收入来源等等。

RMI 最近做了个研究，覆盖印度 17 个邦的五种项目配置，看看这些选择对生产成本到底有多大影响。

独立的绿色氢能项目目前算是比较经济的选择，成本大概在每公斤 4.40～4.80 美元。好几个邦都给力，马哈拉施特拉邦、北方邦、奥里萨邦等地提供 25%～35% 的资本补贴，这能把成本再砍掉 20%左右。

但说实话，绿色氢能和灰色氢能的价格差距还是挺大的，每公斤要贵 1.6～3.2 美元。

各地的补贴政策差别很大，这直接影响最终的生产成本。有些邦的优惠力度只有 1%，有些能到 60%，差距悬殊。不过技术进步和规模效应预计会在 2030 年产生明显效果。

在调研的 17 个邦中，可再生能源成本到 2030 年平均会下降 30%，这对绿色氢能成本控制帮助很大。预计到 2030 年，绿色氢能生产成本能下降 46%，从现在的每公斤 4.40 美元左右降到 2.40 美元。

这主要得益于可再生能源更便宜了，电解技术更成熟了，基础设施也更完善了，到时候印度在全球市场上的竞争力会明显增强。

绿氢的生产成本很大程度上看开发商怎么设计项目。大家都想最大化系统利用率，这样能缩小系统规模，减少电解器的投入。但要做到高利用率，就得在可再生能源发电和氢气储存上多花钱，确保生产不断档。

数据很说明问题：利用率从 25%提升到 75%，生产成本能降 30%多。但超过这个最佳点后，收益就不明显了，反而会因为过度配置而增加投入。

从长远看，一味追求最高利用率可能得不偿失。随着电解槽成本下降，对最小化资本投入的需求没那么迫切了，也就不用为了提高利用率而过度配置系统。

过度配置还有个副作用——会产生多余的电力。如果用不掉就浪费了，建模显示多余电力可能占 25%～45%，具体看当地条件和项目设计。但如果能在电力现货市场上卖掉这些多余电力，各邦的生产成本能降 15%～30%。

在储能方案上，项目开发商可以选择电池储能、氢储存或者氢电结合，这对项目规模影响很大。

理论上，电池储能能实现 100%利用率，电解槽规模可以压缩到 610 兆瓦（年产 10 万吨的项目）。但代价是需要超过 7 吉瓦的可再生能源（太阳能和风能）配置。氢气储存的利用率约 33%，需要更大的电解槽（约 1.9 吉瓦），但可再生能源只需要 3 吉瓦。

储能方案怎么选？开发商可以根据自己的商业模式灵活决定。最理想的项目可能是两种储能方式的组合，在运营灵活性、成本和系统稳定性之间找到最佳平衡。

印度也是面临全球搞绿氢同样的问题，哪里要用绿氢？

项目配置再好，没有可靠的销售合同也做不大。氢气承购协议，不管是供应国内还是出口，对市场稳定性太重要了，有了这个长期保障，开发商才敢大规模投资。但现实是，拿到这些合同仍然是最大的难题。

国内市场是个大问题。印度本土对绿氢的需求还不够。钢铁、化肥、炼油这些行业看起来有潜力，但市场还在起步阶段。印度本国企业不会为溢价买单。

很多企业在政策和监管不明确的情况下不愿意轻易承诺。而且缺乏完整的绿氢交易体系，特别是长期合同机制，进一步拖累了市场发展。

出口方面的挑战更复杂，涉及地缘政治、全球贸易政策和认证标准等问题。出口合同通常要符合国际标准，但包括印度在内的很多国家还在制定相关标准。

在铂道看来，这就需要印度开拓更多的绿氢应用场景，培育氢能生态，这方面真要向中国抄抄作业了！