博思远略基于自身成功案例经验，并依据公开披露的绿氢项目资料，分析电解水制氢项目投资方案的构成范围、电源侧配置对装置选型的影响、储运环节对项目投资范围的约束，以及成本与收益测算中需要单独处理的口径问题。
当前，我国氢能产业正由示范验证转入规模化应用阶段。工业和信息化部办公厅、财政部办公厅、国家发展改革委办公厅近日联合印发《氢能综合应用试点工作管理办法》，同意京津冀、粤港澳大湾区、东北（含蒙东）—长三角、新疆—成渝地区双城经济圈、黄河几字弯—中原等 5 个城市群开展试点，试点期 4 年，单个城市群奖励上限 16 亿元。该办法把应用场景由车用拓展至绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金与掺氢燃烧等工业领域，供给端的规模化制氢因此被推到前台。
建设节奏的变化可以从产能数据中看出。截至 2025 年底，全国可再生能源制氢建成投运产能约 25 万吨/年，在建产能超过 90 万吨/年，万吨级项目已陆续投运。项目选址集中于东北、华北与西北，三地分别占已投运产能的 46%、30% 和 22%，这一分布与风光资源的空间条件基本重合。
我们在项目实践中注意到一个共性难题。企业编制绿氢项目的投资方案时，往往直接套用风电、光伏或化工项目的模板，投资额可以算出来，却难以说明资金的具体流向，也难以解释自身方案与邻近项目为何存在明显差异。个别企业甚至把不同口径的项目放在一张表里比较，得出的结论与投资决策的实际需要相去甚远。
此种偏差的根源，并不在估算精度，而在氢能项目自身的产业属性。氢是中间品，而非终端消费品；项目的投资范围由下游消纳对象与储运半径共同决定，而非由制氢装置本身决定。以下分析以绿氢制备项目为对象，按产业属性、投资构成、电源耦合、储运约束、成本测算与收益机制的顺序展开。涉及单一项目的账目编制与设备选型，属于可行性研究报告的编制范畴，此处只作原则性说明。
01 氢能项目的产业属性及其对投资方案的三重约束
绿氢制备项目的投资方案之所以不能照搬其他能源项目，首先源于氢的中间品属性。氢必须进入下一个生产环节才能实现价值：合成氨、合成甲醇、炼化加氢、氢冶金，或者掺入燃气管网。这一属性决定了绿氢项目在产业链中的位置，也决定了它没有独立的终端市场。
中间品属性带来第一重约束，即项目的投资范围由消纳对象确定。同一套制氢装置，配套合成氨装置与仅对外销售氢气，两个方案在总投资、收入结构与盈亏平衡点上完全不同。前者需要增加空分、合成与储运单元，投资额显著上升，收入则取决于合成氨的销售；后者投资较轻，但对邻近消纳方与管输条件高度依赖。
第二重约束来自电源侧。电解水制氢的成本中，电力支出占六成以上，而风电、光伏的出力具有小时级波动。制氢装置要么跟随波动运行，要么以电网、储能或储氢平抑波动。两条思路对应的投资构成差别很大，装置选型也随之不同，这一点将在第三部分展开。
第三重约束来自储运。氢气的体积能量密度低，运输成本随距离快速上升。以 20 兆帕长管拖车为例，100 公里范围内的储运成本约为 8.5—9 元/公斤，运距延长至 500 公里则升至 20 元以上。储运成本一旦超过制氢环节的成本优势，项目的经济性区间随之收窄，产能规模再大也难以弥补。
上述三重约束共同指向一个结论：绿氢项目的投资方案应当从消纳端分析开始，而非以制氢装置为起点。企业若先行确定产能规模、再寻求消纳对象，方案在结构上就存在缺陷，后续的收益率测算难以自洽，评审环节也容易被追问。
02 投资构成的费用组成与估算口径
建设项目投资估算的费用划分在各行业间是通用的，绿氢项目的特殊之处不在费用名称，而在若干费用项的归属需要事先约定。归属不清，投资额就失去可比性，后续的成本与收益测算也随之失去基础。表 1 按可行性研究阶段通行的费用划分列出绿氢项目的费用组成，表 2 则给出三个项目的投资范围作对照。
表 1 建设项目总投资的费用组成（绿氢项目适用）
| 费用项目 | 构成方式 | 绿氢项目的具体构成 |
|---|---|---|
| 工程费用 | 建筑工程费、设备购置费与安装工程费之和 | 制氢装置（电解槽、气液分离、纯化、注水注碱）、储氢设施、水处理与循环水、整流与电气、厂房及土建、绿电接入（升压站、集电线路、并网、配套储能） |
| 工程建设其他费用 | 工程费用以外、与项目建设直接相关的费用 | 土地取得、勘察设计、报建审批、并网手续、试运行与性能考核 |
| 预备费 | 基本预备费与涨价预备费 | 设计深化变更、设备与建安价格上涨 |
| 建设投资 | 以上三项之和 | 形成项目固定资产、无形资产及其他资产的主体部分 |
| 建设期利息 | 建设期内债务资金的融资费用与利息 | 绿氢项目建设期普遍在 18 个月以上，该项不可省略 |
| 铺底流动资金 | 投产后维持运转的周转资金 | 电费预付、碱液与催化剂备件、人工 |
| 建设项目总投资 | 建设投资、建设期利息与铺底流动资金之和 | 投资估算的合计口径，与资金筹措方案对应 |
费用归属的核心问题是电源是否计入总投资。自建风电、光伏的项目，发电资产构成项目固定资产的一部分；采用绿电直连或电网购电的项目，电源在项目之外，总投资只对应制氢装置与厂内配套。两种处理在实践中均有采用，但投资者必须清楚自身看的是哪一种，否则横向比较没有意义。
第二项需要界定的是储运设施。厂内的储氢罐、装车鹤位属于项目投资；厂外的长输管道、加氢站与运输车辆通常单独立项。企业若把厂外管道一并计入，投资规模会显著放大；若完全不计，又低估了项目投产后的实际资金需求。较为稳妥的处理，是在方案中把厂内与厂外分列，并注明厂外部分的投资主体。
依托工程的归属同样需要事先明确。部分项目选址于既有化工园区，循环水、脱盐水、蒸汽、污水处理与变电设施可由园区管网或毗邻装置提供。这种依托式建设可以压缩投资，但依托容量、结算价格与合同期限必须在方案中注明。我们审阅过的方案里，依托关系含糊导致投产后再补建公用工程的情形并不少见。
安全与环保设施则很容易被漏计。氢气属易燃易爆介质，项目需按规范设置防火间距、可燃气体检测、消防水系统与事故水池，部分地区还要求设置长管拖车的专用通道与待检区。上述设施在总图中的投资占比不高，但一旦漏项，报批环节会被直接退回。
表 2 三个绿氢项目的投资范围
| 项目 | 绿氢产能 万吨/年 | 总投资 亿元 | 投资范围 |
|---|---|---|---|
| 某西北绿氢示范项目 | 2.0 | 约 30 | 含 300 兆瓦光伏；氢气就近供应炼化装置，替代天然气制氢 |
| 某东北风光制氢合成氨一体化项目 | 3.2 | 59.56 | 含 800 兆瓦风光与 18 万吨合成氨装置；对外销售产品为绿氨 |
| 某东北电解水制氢项目 | 6.59 | 17.54 | 不含电源；循环水、制冷与污水处理依托毗邻装置 |
表 2 列出三个项目的公开投资信息。三者的投资额不具备直接可比性，原因在于投资范围不同：前两个项目将电源计入投资，其中风光制氢合成氨一体化项目还包含下游合成氨装置，电解水制氢项目只承担制氢装置与厂内配套。此处列出这三组数据，用意是说明投资范围如何改变投资额的量级，而非对三个项目作评价或排序。投资者若要作横向参考，应先确认自身方案属于哪一类范围，再在同口径的样本中选取对照。
03 电源侧配置与制氢装置的耦合
投资范围明确之后，方案的核心问题转为电源与装置的匹配关系。绿氢项目不同于常规工业项目的地方，在于它的原料是电力，而电力的价格与出力曲线都不由项目自身控制。
现行实践提供三种模式。第一种是自建风光电站并配套制氢，电力在项目内部平衡；第二种是绿电直连，电源与制氢分属不同投资主体，通过专线供电并签订长期购电协议；第三种是电网购电，制氢装置按电网电价结算，绿电属性通过绿证或绿电交易取得。三种模式在电价形成、投资归属与运行约束上各有特点。
三种模式对装置选型的要求并不相同。自建电站的出力曲线完全由资源条件决定，装置必须具备宽负荷运行能力，甚至需要具备启停能力；绿电直连模式下，电源侧的调节责任通过协议划分，装置的负荷范围可以适当收窄；电网购电模式的电力相对平稳，装置按基荷设计即可，但电价水平与绿电认定方式成为主要变量。
企业在装置配置上的常见偏差，是把柔性需求全部交给储氢解决。储氢可以平抑波动，但储氢罐、压缩机与配套管路的投资同样可观，氢气压缩本身还要消耗电力。柔性电解与储氢之间存在替代关系，两者的配比应当由负荷曲线、下游连续性要求与电价结构共同决定，而不宜按经验比例确定。
04 储运方式与项目投资范围的确定
装置配置解决的是氢的产出问题，储运解决的是氢的去向问题，后者在绿氢项目中往往更具决定性。氢气的液化温度低、体积能量密度小，这一物理特性使储运成为独立的成本中心，也使其成为划定投资范围的依据。
目前的储运方式有四类，各自适用不同的距离区间。20 兆帕气态长管拖车适合 200 公里以内的短途配送，单位储运成本随距离近似线性上升；纯氢管道适合年输量十万吨级、运距数百公里的固定流向，前期投资大而边际成本低；液氢适合长距离、大流量场景，液化环节能耗高，国内尚处示范阶段；以氨、甲醇作为氢载体适合跨区域乃至出口，转换环节损失能量，但储运基础设施成熟。
选择储运方式的过程，实质上是确定投资范围的过程。就地消纳的项目可以不建厂外储运设施，但必须锁定邻近的消纳主体并取得长期协议；需要外运的项目则要把储运环节纳入投资与成本，并在方案中明确运价的形成机制。两种方案的产能规模、投资结构与收入来源都不相同。
我们建议在方案阶段完成一项基础测算：把运距按 50、100、200、500 公里分档，分别测算储运成本与项目收益率。多数项目会在某一距离上出现经济性拐点，该拐点即构成项目的经济运距上限，也是产能规模的上限。这项测算的工作量不大，却能避免在选址与产能上作出方向性误判。
05 成本结构与测算口径
投资范围与储运方案确定之后，成本测算进入具体环节。绿氢项目的成本结构有两个明显特征：电费占比高，固定成本占比也高。前者决定项目的变动成本底线，后者决定项目对运行小时数的敏感程度。
电费在制氢成本中占比最高。电解水制氢的电耗通常在 4.5—5.0 千瓦时/标方，折算每公斤氢约需 50—56 千瓦时。在电价 0.15 元/千瓦时的条件下，仅电费一项即达 7.5—8.4 元/公斤；电价升至 0.25 元/千瓦时，电费升至 12.5—14 元/公斤。这与行业普遍测算的电力占制氢成本六成以上相互印证。
固定成本的摊薄取决于运行小时数。制氢装置的折旧按投资额与折旧年限计提，与实际产量无关，产量越低，单位产品分摊的折旧越高。按单位产能投资 2.66 亿元/万吨、折旧年限 10 年、残值率 5%、直线法计提，满产条件下单位折旧为 2.53 元/公斤；等效满负荷小时数降至 2000 小时，单位折旧升至 11.1 元/公斤，为满产条件的 4.4 倍。
图 1 绿氢完全成本随电价与等效满负荷小时数的变化。测算假设见图下注释；煤制氢成本区间按行业公开测算取值。
图 1 呈现了两项因素的成本合力。在电价低于 0.2 元/千瓦时的区间，运行小时数对完全成本的影响大于电价；当电价升至 0.3 元/千瓦时，电价的作用转为主导。从数值上看，电价每提高 0.05 元/千瓦时，完全成本上升约 2.7 元/公斤；等效小时数由 2000 提升至 5000，完全成本下降约 6.7 元/公斤。这一排序对方案编制有直接含义：风光资源条件与消纳安排，比设备价格的谈判空间更能决定项目的成本水平。
财务费用与储运费用需要单独列示。绿氢项目的资本金比例通常在三成左右，债务资金占比较高，建设期利息与运营期财务费用对完全成本的影响不可忽略。储运费用随运输方式与距离变化，若合并进其他费用处理，测算结果难以复核，也不便于与同类项目比较。
06 收益测算中的价格形成机制
成本测算回答的是项目能以什么成本生产氢气，收益测算则要回答这个价格从哪里来。绿氢的售价主要由被替代氢源的价格与政策设定共同决定，自身成本决定其能否在该价格水平下盈利，这一点与多数工业项目不同。
替代关系构成价格上限。按 2024 年的制取结构，我国氢气供应以化石能源制氢为主，煤制氢约占 56%，天然气制氢与工业副产氢各占约 21%，电解水制氢约 1%。煤制氢的成本区间，行业公开测算多在 8—12 元/公斤，且不受绿电价格波动影响。绿氢在同一市场上竞争，售价很难长期高于这一区间，除非其低碳属性能够通过碳价或绿色溢价获得补偿。
政策设定了阶段性的价格目标。本轮试点提出，到 2030 年城市群终端用氢平均价格降至 25 元/公斤以下，部分优势地区力争降至 15 元/公斤左右，同时要求全国燃料电池汽车保有量较 2025 年翻一番。该目标既是考核指标，也为项目测算提供了介于现状与理想之间的中间情景。
试点奖励需要单独处理。奖励按终端产品应用规模或用氢量核算积分，原则上每个积分 8 万元，单个城市群 4 年累计上限 16 亿元，并设逐年退坡机制。该项资金在符合补助确认条件时按政府补助处理，不构成氢气售价的组成部分。企业若把奖励平摊进售价，测算出的收入结构在退坡年度将无法延续，现金流预测随之失真。
消纳主体的支付能力，往往比价格测算更能约束项目。合成氨、甲醇等下游产品的价格具有周期性，炼化企业的替代意愿取决于碳成本，钢铁企业的氢基竖炉改造需与既有产线衔接。方案编制阶段，我们通常要求客户提供消纳主体的书面意向或框架协议，并将该文件作为收入测算的前提条件列明。
07 投资方案编制的要点
综合前述分析，绿氢制备项目投资方案的编制顺序，应当与产业的逻辑链条保持一致。企业按下列五项依次推进，方案的内部一致性较易保证；若跳过前项直接进入测算，返工的概率明显上升。
- 消纳对象与投资范围方案首先明确氢的去向、用量与连续性要求，据此判断是否配套下游装置、是否建设厂外储运设施。投资范围明确之后，总投资随之确定。
- 电源模式与电价假设投资者在自建电站、绿电直连与电网购电之间作出选择，并将电价的形成机制纳入假设：自建电站按平准化度电成本，绿电直连按协议价，电网购电按目录电价加绿电溢价。
- 装置配置与负荷曲线方案依据电源出力曲线分解负荷场景，据此确定碱性、质子交换膜与储氢的配比。装置投资由配置导出，而非由单位投资系数反推。
- 储运方案与辐射半径编制者按运距分档测算储运成本，识别经济性拐点，据此确定项目的市场范围与产能规模。
- 政策资金的会计处理方案应明确试点奖励与地方配套资金的确认时点与列支方式，既不应把补助计入售价，也须避免一次性冲减投资从而低估折旧。
五项要点的顺序不宜调换。企业若以装置价格为起点编制测算，往往在消纳与储运环节反复返工；若以政策补助为起点，则容易高估项目的可持续性。方案的质量，很大程度上取决于这五项之间的衔接是否顺畅。
我们在该类项目中的工作内容
博思远略长期从事产业项目可行性研究，氢能与新型能源系统是我们近期重点跟踪的细分方向。针对绿氢制备及相关配套项目，我们主要承担三方面工作。
在数据基础层面，我们按投资范围对公开披露的项目作分类归档，划分为含电源与不含电源、含下游与不含下游、独立建设与依托建设等类别，每一项数据保留原始出处。开展对标分析时，我们在同类范围的样本中选取参照，而不以综合系数替代。
在测算编制层面，我们自消纳场景推及产能规模，自产能规模推及装置配置，自装置配置推及设备清单与投资额，各环节均保留推导过程，可供委托方复核，也可供评审机构质询。
在论证口径层面，我们按用途分别处理。提交董事会的材料侧重投资回报与资金平衡，提交投资方的材料侧重退出路径与风险敞口，提交主管部门的材料侧重产业符合性与资源条件，提交银行的材料侧重还款来源。各类材料的结构存在实质差异，不宜以同一份报告更换封面来应对。
如涉及绿氢制备、绿色氨醇、氢基化工原料替代或相关配套项目的立项论证、董事会审议材料编制、投资方尽职调查配合，或需对既有投资方案的合理性作出判断，可与我们联系。前期沟通不收取费用。
数据来源说明
本文内容来源为工业和信息化部、财政部、国家发展改革委公开发布的政策文件，以及相关上市公司投资公告、地方项目备案核准文件与行业机构公开统计。