韩国“全球首创”又如何票房惨淡…清洁氢能发电运营商仅剩一家公司[Why&Next]

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今年政府首次实施清洁氢能发电市场招标（CHPS），却仅有南部发电一家被选为中标者，外界担忧这会使国内清洁氢能生态体系的基础难以构建。按照今年的方式，在国内生产清洁氢并用其发电在事实上几乎不可能。原计划在国内生产清洁氢的项目，在“第一铲土”之前就陷入不确定性。

原本计划在忠清南道保宁建设国内首座蓝氢工厂的SK Innovation E&S，此次清洁氢能发电招标落选后，已暂缓建设计划。该公司相关负责人26日表示：“蓝氢工厂建设是以中标清洁氢能发电招标为前提的，因此目前无法承诺何时开工。”

除SK Innovation E&S之外，POSCO International、GS Caltex等在国内推进的蓝氢生产项目同样变得前景黯淡。最终，国内首个清洁氢能发电项目，尽管冠以“世界首例”的名号，却因使用从海外进口的燃料（氨）而被指意义大打折扣。

政府今年首次在全球范围内实施清洁氢能发电招标。计划选定使用获得清洁氢认证燃料的发电企业，自2028年起签订为期15年的长期合同。为此，政府指定能源经济研究院为清洁氢认证机构。

清洁氢是指在生产1千克氢气时温室气体排放量不超过4千克的氢气。根据碳排放量不同，分为1至4级。绿氢和蓝氢均属于这一范畴。蓝氢是指通过重整液化天然气（LNG）生产氢气，并利用碳捕集与封存（CCS）技术去除这一过程中产生的二氧化碳而获得的氢。

今年清洁氢能发电市场招标共有南东发电、中部发电、南部发电、东西发电、SK Innovation E&S等5家公司参与。产业通商资源部本月2日仅将南部发电（750GWh）一家选为最终运营商。原本计划通过本次招标的清洁氢能发电，合计获得6500GWh规模的电力，但结果仅完成目标的11.5%。

氢能业界认为，招标设计不完善以及政府对氢能产业支持不足，是此次“流标”局面的主要原因。政府计划明年也将参照今年的方式实施清洁氢能发电招标，但舆论认为，如果沿用今年的模式，同样的结果很可能重演。

此次招标采用价格60分、非价格40分合计进行综合评价的方式。非价格因素包括：按清洁氢等级进行评价等温室气体减排贡献度（45分）、对国内产业和经济的贡献度（15分）、燃料引进稳定性等项目可靠性（22分）、居民接受度及项目进展度（13分）、电网接纳能力（5分）。结果表明，本次招标中价格因素产生了巨大影响。业界判断，最低投标价格大致确定在每千瓦时460～470韩元区间。

参与投标的企业之间，对首次实施的清洁氢招标，却将汇率波动负担转嫁给发电公司、且不保障利用率等问题颇有不满。本次招标的主办方电力交易所坚持以韩元而非法定货币美元签订合同。承担汇率风险的发电公司不得不以更高价格供应燃料。

与中标企业签约时不保障利用率这一点同样是问题。如果不能获得利用率保障，在为期15年的合同期内就难以测算氢气需求量，从而在燃料供应价格谈判中处于不利地位。据悉，Hanwha、GS、Doosan、POSCO等多家民营企业最初对清洁氢能发电市场颇感兴趣，但在招标条件公布后均已放弃参与项目。

SK Innovation E&S原计划在保宁LNG码头附近建设全球最大规模的蓝氢工厂，并提交了将该工厂生产的氢气作为发电燃料使用的计划书。这是参与投标企业中唯一明确提出在国内生产清洁氢计划的案例。但因价格壁垒而未能入选运营商。

一位氢能业界相关人士表示：“在国内生产蓝氢的成本必然高于从海外采购，如果缺乏相应的支持措施，价格竞争几乎不可能。”本次招标在非价格指标中为产业经济贡献度赋予了15分，但对最终结果影响有限。

专家强调，为在国内实现清洁氢生产，需要多方面的制度和政策支持。能源经济研究院研究委员An Jiyeong指出：“与技术领先国家相比，国内清洁氢生产基础在技术成熟度和价格竞争力方面均偏低，政策和制度支持也远远不够。政府与产业界需要积极合作并推动制度改善。”

南部发电清洁氢化合物基础设施设备鸟瞰图。南部发电提供

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另一方面，本次被选为运营商的南部发电，计划在现有燃煤电厂三陟Green Power 1号机组中混烧20%的清洁氨，推进煤–氨混烧发电项目。为此，将通过Samsung C&T从中东进口清洁氨作为燃料。

南部发电今年4月与Samsung C&T签订了在三陟Green Power附近建设一座3万吨级氨储罐及卸载、运输设施工程的合同。该项目被选为政府国家项目，在总投资400亿韩元中，政府提供240亿韩元补助。南部发电相关人士表示：“煤–氨混烧发电计划自2028年起进入商业运营。”

有观点指出，尽管世界首例清洁氢能发电即将启动，其成本负担最终仍将由韩国电力公司和民众承担。清洁氢能发电招标的结构与可再生能源配额制（RPS）下的长期供电合同类似。合同由义务供电企业韩国电力公司、电力交易所与发电企业三方签订。

对发电企业的结算方式为：将总发电量乘以系统边际价格（SMP）支付，再额外支付因清洁氢能发电产生的成本差额，采用差价合约（CFD）模式。这一差额由韩国电力公司承担。

如果此次中标的清洁氢能发电的平准化发电成本（LCOE）为每千瓦时460韩元，而SMP为每千瓦时160韩元（通常SMP通过最终消费者缴纳的电费来覆盖），那么两者之间300韩元的差额就由韩国电力公司负担。

如果今年政府计划的6500GWh全部中标，韩国电力公司将承担1兆9500亿韩元（300韩元 × 6500GWh）的负担。若为期15年的长期供电合同，这一规模将增至29兆2500亿韩元。最终这将转化为民众的电费负担。韩国电力公司自2021年起，已将购买新能源电力的成本计入气候环境费。

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这一规模今后还将进一步扩大。政府计划今后持续扩大清洁氢招标市场，到2030年将年度规模扩大至13TWh（太瓦时，1TWh＝1000GWh）。一位氢能业界相关人士表示：“按照目前的招标方式，韩国电力公司的财务负担只能呈几何级数增长。需要对可持续的清洁氢能发电市场进行认真再评估。”

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