（转自：电力国际汇epintl）
彭博新能源财经（BloombergNEF）和伍德麦肯兹（WoodMackenzie）的分析师就欧盟9.92亿欧元（10.4亿美元）绿氢招标项目接受了《光伏杂志》（pvmagazine）专访。此次招标因设计激励机制完善而创下历史最低报价纪录。专家们系统分析了该招标项目具备竞争力的关键因素，但同时警示称并非所有中标项目都能顺利推进。
欧洲氢能银行（EHB）于两周前完成其第二轮绿氢招标，遴选出15个覆盖欧洲经济区（EEA）的可再生氢能生产项目给予公共资金支持，共计发放9.92亿欧元补贴。
中选项目获得的差价补贴额度介于每千克0.20欧元至1.88欧元之间——部分观察人士认为这一补贴水平过低，对项目可行性提出质疑。该补贴将按实际产氢量以千克为单位发放。项目开发商需自主寻找承购方，补贴金额将在当前欧洲市场氢价（超过5欧元/千克）基础上累加支付。
欧盟委员会数据显示，本次招标认购规模是计划额度的四倍，共收到来自11个国家的61份投标申请，申请补贴总额高达48.8亿欧元。
欧盟配额制度
伍德麦肯兹氢能分析师马克·托姆顿（MarkThomton）在接受《光伏杂志》采访时分析指出：“本次中标报价总体符合预期，与去年试点招标结果基本持平。虽然报价区间较试点招标略有扩大，但考虑到投标方数量减少，这一差异实属正常。”他回顾了2024年5月欧洲氢能银行首轮招标情况：当时共有芬兰、挪威、葡萄牙和西班牙的7个项目获得总计近7.2亿欧元的补贴，最终中标价格介于每千克0.37欧元至0.48欧元之间。托姆顿进一步分析称：“当前的中标价位完全在预料范围内。在经历试点招标后，开发商对竞争态势已有充分预判，清楚结算价格极可能低于每千克2欧元。值得注意的是，部分开发商可能采取了‘保资格、轻盈利’的投标策略——为确保获得补贴资格而压低报价，而非基于项目实际可行性制定合理价位。这种‘聊胜于无’的市场心理确实值得行业深思。”
据彭博新能源财经分析师马丁·滕格勒（MartinTengler）分析，中标开发商之所以能够报出极低价格，关键在于欧盟设定了具有约束力的2030年绿氢使用配额。他在接受《光伏杂志》采访时指出：“所谓的《可再生能源指令III》（REDIII）配额制度促使买方愿意采购绿氢。该指令强制要求到2030年欧洲42%的氢能必须来自绿氢。尽管灰氢价格更低，但这一政策仍推动欧盟某些成员国的采购方关注这些新项目。”
然而，各成员国仍需在本国层面落实这些配额要求。
滕格勒解释道：“虽然各成员国本应在5月21日前完成配额立法，但目前仅有少数国家落实到位。与首轮招标不同的是，本轮有两国的三个项目中标，这些国家的氢能生产成本均高于西班牙。这一变化完全得益于《可再生能源指令III》（REDIII）配额制度的推进——德国与荷兰在两次招标期间通过了相关立法，而德国目前仍在审议具体实施细则。”
滕格勒分析指出，尽管中标项目获得市场消纳的确定性有所提升，但现阶段多数项目尚未签署具有法律约束力的长期承购协议。
他进一步说明：“这些潜在买家主要包括现有灰氢用户，如化肥/氨气生产商、炼油企业，以及航运和航空公司等。”
项目可行性担忧
托姆顿（Thomton）指出，中标项目的氢能平准化成本（LCOH）可能存在显著差异，具体取决于地理位置、电力采购策略、工艺优化程度及设备采购渠道等多重因素。
他特别指出：“某个西班牙投标方报出每千克3.1欧元的氢能平准化成本，这一极具竞争力的价格只有在项目设计极其完善的情况下才可能实现。但总体而言，当前补贴标准尚无法使绿氢与灰氢实现成本持平，这意味着开发商必须找到愿意为绿氢支付溢价的承购方。相对有限的补贴金额表明，获得补贴绝不意味着开发商可以高枕无忧，本轮中标产能到2030年全部落地的可能性较低。”
他补充说明，尽管目前信息透明度不足，难以判断最低报价是否由特定技术支撑，但制氢装备类型等因素确实会影响氢能平准化成本。
托姆顿分析称：“不过，就对氢能平准化成本的影响而言，任何特定技术可能都比不上电力采购策略——这仍是氢能平准化成本最重要的构成要素。截至目前，我们几乎没有看到规模经济真正影响项目成本的证据。多数行业参与者仍缺乏项目执行经验，加之供应链尚未成熟，意味着我们尚未见证大规模生产带来的显著成本节约。”
滕格勒特别指出，这些开发商在本次中标后，将无法从其他任何渠道获取补贴。
他补充道：“这些项目禁止叠加申领其他补贴，而欧洲氢能行业团体正致力于推动这一规定的修改。事实上，此次中标获得的激励资金可能不足以保障项目融资。”他进一步指出，“部分项目可能会像首轮欧盟招标中某个西班牙入选项目那样，最终放弃签署融资协议。”
滕格勒补充说明，开发商至今尚未公开第二轮招标中标的数个项目。
他对此解释道：“这也导致现阶段难以对项目可行性作出准确预判。我们对其中多数项目仍缺乏足够了解。若参照首轮招标中七分之一项目最终退出的比例，本轮失败率可能在10%-20%之间。就目前来看，这些项目并非都能如期推进。”
氢能价格
滕格勒表示，尽管当前招标机制并非旨在实现市场最低价，但其在激励氢能生产和销售方面成效显著。
他明确表示：“若以最大化氢能应用为目标，现行招标机制无疑是有效方案；但若追求最低成本减排，或许存在更具经济性的替代方案。”
滕格勒强调，能源行业必须双管齐下——既要降低可再生能源发电成本，又要压缩制氢设备开支，方能有效实现氢能降价目标。
他进一步阐释道：“然而就氢能成本与价格而言，必须认识到当前绿氢市场尚未真正形成。目前唯一的参考标准，就是项目开发商在整个资产周期内每生产一千克氢能所需获得的平准化成本。”
根据彭博新能源财经的估算，全球氢能平准化成本区间为中国的每千克4欧元至日本超过10欧元，德国约为9欧元，这意味着终端售价可能显著高于上述成本。
滕格勒明确指出：“氢能需经过运输、储存等多道环节处理后方可投入实际使用。”
托姆顿指出，德国与荷兰的氢能生产成本虽高于伊比利亚半岛和北欧地区，但令人鼓舞的是，这些市场的项目仍在最新一轮欧盟招标中成功中标。
他总结称：“此外，德国投标项目的平均氢能平准化成本较试点招标显著下降，这表明部分开发商在降本增效方面已取得实质性进展。”
