澳大利亚绿氢项目的大规模搁浅，正迫使韩国重新绘制其全球氢能供应链版图。作为韩国氢能进口的“前哨站”，澳大利亚因成本超支、政策反复和基础设施滞后，导致40%的绿氢项目停滞。韩国氢能联盟（H2Korea）主席金宰弘直言：“我们必须在中东、中国等地区建立多元化供应体系。”这一战略调整的背后，是中国绿氢产业在技术突破、产能规模和地缘协同上形成的三重竞争力，正在重塑东北亚氢能贸易格局。

     一、技术突围：从实验室到商业化的中国速度

     1.工业场景的颠覆性突

     中国在绿氢应用技术上的突破已从实验室走向工业化验证。鞍钢集团全球首套绿电绿氢流化床氢冶金中试线的贯通，标志着中国在钢铁行业实现“碳冶金”向“氢冶金”的跨越。该项目采用碱性电解槽制氢，直流电耗控制在3.87-4.40千瓦时/标方氢气，产出的直接还原铁金属化率达95%，吨铁二氧化碳排放趋近于零。这一技术突破直接对接韩国浦项制铁的炼钢需求——浦项制铁计划从中国进口绿氨用于电炉炼钢，预计2026年实现首船交付。

     2. 海水制氢的成本革命

     中国科学院大连化物所研发的250千瓦级海水制氢装置，可直接利用海水生产纯度99.999%的氢气，每立方米海水制氢成本仅0.4元。这一技术在山东、江苏等沿海省份快速落地，例如山东烟台的“海上风电+海水制氢”项目，通过漂浮式风电平台与海水电解槽集成，将绿氢成本压缩至2.8美元/千克，较澳大利亚同类项目低30%。这种技术优势使中国在应对韩国船用燃料需求时更具竞争力——韩国现代商船计划2027年推出绿氨动力集装箱船，中国沿海项目可通过每周3-4班直航航线，将绿氨运输成本控制在中东至韩国的1/3。

     3. 全产业链协同创新

     中国已形成从可再生能源发电、电解槽制造到氢储运的完整产业链。2024年海外订单占中国电解槽企业总订单的36%，欧洲、阿曼、泰国等市场验证了中国设备的性价比优势。韩国SK E&S与中国能建签订的绿氨供应协议，正是基于中国在电解槽技术和可再生能源整合能力上的双重信任。更值得关注的是，中国在氢能标准制定上开始掌握话语权——中韩（长春）国际合作示范区正在推动氢能装备KC认证与中国标准互认，预计2026年实现首批设备互认。

     二、产能跃迁：从区域布局到全球供给的中国力量

     1. 产能规模领跑全球

     截至2025年8月，中国已累计规划绿氢项目超400个，对应电解槽需求达72GW，绿氢产能突破800万吨/年。这一规模不仅覆盖国内钢铁、化工等行业需求，更具备出口韩国的潜力。以国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化项目为例，其年产30万吨绿氨的规划产能，可直接满足韩国浦项制铁15%的炼钢用氢需求。内蒙古作为中国绿氢产能核心区，2025年规划产能达20万吨/年，通过“绿电制氢-氢合成氨”路径，可通过铁路专线将产品快速输送至天津港，再经海运48小时抵达韩国仁川港。

     2. 区域协同释放红利

     中国氢能产业呈现“西部制氢、东部转化”的协同格局。在西部，新疆库车2万吨/年可再生能源制氢项目已投产，绿氢成本降至1.8美元/千克；在东部，上海、苏州、嘉兴组成的“氢走廊”开通物流专线，500辆氢能重卡每公里运输成本较燃油车降低30%。这种区域分工使中国能灵活应对韩国市场的多样化需求：韩国钢铁企业偏好高纯度绿氢，可由西部大型电解槽项目供应；韩国船用燃料市场需要绿氨，可通过东部沿海项目实现“制-储-运-用”一体化。

     3. 政策赋能的产能扩张

     中国《能源法》将氢能纳入能源管理体系，财政部对绿氢生产给予最高2000元/吨的补贴，直接刺激企业扩产。宁夏某煤化工企业投建的光伏制氢装置，预计年减碳50万吨，政府补贴覆盖了30%的改造成本。这种政策红利使中国绿氢产能在2025-2030年间有望以年均30%的速度增长，为韩国提供长期稳定的供应保障。

      三、地缘重构：从供应链风险到战略协同的中国价值

     1. 物流成本的绝对优势

     中国与韩国的海运距离仅为中东至韩国的1/3，以液氢运输为例，中国至韩国的运费比中东低约0.8美元/千克。锦州港的8万立方米低温绿氨储罐项目，通过每周3-4班直航航线，可将绿氨运输时间压缩至48小时，较澳大利亚缩短72小时。这种物流优势在紧急调货场景中尤为关键——2025年6月澳大利亚CQ-H2项目终止后，韩国浦项制铁通过中国山东某项目的应急供应，避免了炼钢产线的停工。

     2. 供应链韧性的战略价值

     澳大利亚项目的失败暴露了韩国过度依赖单一供应源的风险。中国作为全球最大的制氢国，年产氢量达4000万吨（含灰氢），其稳定的供应能力可成为韩国能源安全的“压舱石”。更重要的是，中国在氢能装备制造上的自主性（电解槽国产化率超95%），使韩国无需担心类似澳大利亚的设备进口限制。韩国产业通商资源部的评估报告指出：“中国供应链的稳定性，能使韩国氢能项目建设周期缩短18-24个月。”

     3. 区域合作的制度创新

     中韩正在构建多层次氢能合作机制。在政策层面，中韩自贸协定第二阶段谈判聚焦绿色低碳领域，拟对氢能设备及衍生品实施关税减免；在产业层面，广东省与韩国庆尚北道建立氢能产业合作示范区，推动氢能重卡、分布式发电等场景落地。这种“政策+产业”的双重协同，使中国绿氢进入韩国市场的壁垒大幅降低——韩国现代汽车与中国能建合作的氢能牵引车项目，已通过中韩联合实验室完成安全认证，预计2026年实现规模化应用。

     四、挑战与破局：中国绿氢的进阶之路

     1. 标准认证的跨国博弈

      韩国对氢能产品的纯度、储运安全等标准要求严格，中国企业需加快获取KC认证及ISO 14687等国际资质。建议通过中韩联合实验室等平台，推动技术标准互认。例如，现代汽车与中国能建合作制定的液氢运输安全规范，已进入国际标准化组织（ISO）的预审阶段。

     2. 中东低成本产能的竞争

      中东绿氢生产成本约2.16美元/千克，虽低于中国沿海地区的2.5-3美元/千克，但加上运输成本后，中国在韩国市场的总成本优势将显现。中国可通过“技术授权+本地化生产”模式进一步压缩成本——中核集团与阿曼合作建设的绿氢制甲醇项目，已实现电解槽本地化组装，使当地绿氢成本降低15%。

     3. 储运体系的瓶颈突破

     氢气储运成本占总成本的50%以上，中国需加快布局液氢储罐、管道输氢等基础设施。建议借鉴欧洲“氢能银行”模式，与韩国共建跨境绿氢交易平台，通过规模化采购降低储运成本。例如，锦州港的低温储罐项目，通过中韩联合运营，已将液氢运输损耗率从8%降至3%。

     结语

     韩国氢能采购的战略转向，本质上是全球氢能供应链的价值重构。中国凭借技术突破、产能规模和地缘协同形成的三重竞争力，正在成为韩国能源安全的“新锚点”。正如韩国氢能联盟主席金宰弘所言：“多元化供应不是权宜之计，而是能源安全的必然选择。”未来，中国若能在标准互认、储运基建和政策协同上持续突破，有望在东北亚氢能经济圈中占据主导地位，为全球能源转型提供“中韩方案”。这场从“资源依赖”到“技术主导”的变革，不仅关乎产业竞争，更将重塑21世纪全球能源治理的话语权格局。

来源：源网荷储创研新视界 作者：胡宏峻