氫能作為綠色、高效的二次能源，是全球能源轉型發展的重要載體之一，發展氫能已成為加快能源轉型升級、培育經濟新增長點的重要戰略選擇。綠氫是氫能利用的理想形態，生產過程無碳排放，未來有望成為供氫主體。

　　近年來，在政策支持下，我國綠氫產能迅速增加，電解水制氫產能已經占據全球已建成產能的60%。但是，整體來看綠氫占氫能的比例仍比較低，綠氫產能擴張仍受到成本高、效率低、關鍵材料依賴進口等因素制約。加快提升綠氫制備技術創新能力，降低綠氫制備成本成為當前氫能產業高質量發展的重點任務。

　　四大瓶頸

　　我國是世界第一氫氣生產和消費大國，2023年中國氫氣產能約為3533萬噸，占全球氫氣總產量的1/3以上，中國氫氣需求量占到全球約30%的市場份額。綠氫是氫能利用的理想形態，加快擴大綠氫產能，對我國實現雙碳目標、加快能源轉型具有重要意義。但綠氫占氫氣總產量的比例還比較低，2022年綠氫占氫氣總產量的比例僅為1%，遠低于灰氫和藍氫。制約綠氫產業規模擴大的主要為成本高、技術卡脖子、基礎設施不健全、標準不統一等方面。

　　一、可再生能源發電直接制氫技術尚不成熟，降本之路道阻且長

　　制氫成本高、經濟性差是制約綠氫發展的根本原因。電解水制氫是現階段我國制取綠氫最成熟的方式，其中堿性和PEM電解水制氫成本約為21.9和25.3元/kg，是化石能源制氫成本的2-3倍。雖然可再生能源發電成本有所下降，但是綠氫成本依舊高于灰氫、藍氫。內蒙古作為全國可再生能源裝機量最大的省份，2023年綠氫成本也要高達21.06元/kg，在全國范圍內最低，但仍高于灰氫和藍氫成本。高耗能和高成本導致電解水制氫成本高的主要原因。

　　電解水制氫需要耗費大量電能，據測算電解水制氫1千克耗電約35-55度左右，所以電解水制氫成本取決于電價的高低。堿性電解水制氫是綠氫制取最成熟和成本最低的方式，電費成本約占堿性電解水制氫總成本的80%左右，據測算，當電費降低至0.2元/度時，電解水制氫才具有較大的經濟推廣性。

　　綠氫制取采購的電力多以電網配電為主，可再生能源發電直接制氫，可以有效降低綠氫用電成本，但是由于可再生能源波動性與制氫設備穩定性不匹配，直接制氫技術尚不成熟。

　　近年來，可再生能源發電成本持續下降，2024年中國東部地區光伏發電成本低于0.25元/度，若使用可再生能源直接發電制氫，綠氫成本與天然氣制氫成本接近，經濟性明顯提升。但是，可再生能源發電具有較強的間歇性、波動性、隨機性，電力輸出系統穩定性較差，很難為制氫設備提供一個持續穩定的電力供應。以風力發電為例，日內的功率輸出波動范圍極大，極端情況下可在0-100%范圍內變化，這就要求制氫系統與風光等可再生能源耦合需具備較寬的功率運行范圍和較快的啟停響應速率。

　　而當前成本較低的堿性電解水制氫中，堿性電解槽負荷調節范圍為20%-100%，難以快速啟動停止和變載。堿性電解槽使用的是物理隔膜，在使用過程中需要電流穩定，以保證電解槽兩側壓力平衡，防止氫氣和氧氣在電解槽內部混合導致爆炸。同時，電解槽電流密度低，升溫慢，冷啟動時間長，若堿性隔膜在尚未達到適宜工作溫度的情況下，氫氧混合比例易失衡，存在爆炸風險。

　　可再生能源發電輸出系統穩定性較差，很難為制氫設備提供一個持續穩定的電力供應，因此使用可再生能源發電直接制氫仍需解決發電功率穩定性的問題。PEM電解槽采用的化學隔膜，其負荷調節范圍可以達到0%-120%，可以實現快速啟動停止和快速響應，能夠有效匹配可再生能源的間歇性、周期性特點，但是PEM電解槽成本是堿性電解槽的4-6倍，且質子交換膜依賴進口，綜合性價比不高。因此，目前我國綠氫制取電力來源仍以電網配電為主，電費為統一定價，短期內下降較為困難。

　　二、綠氫制備核心技術瓶頸有待突破

　　當前，綠氫制取技術主要有電解水制氫、光解水制氫、生物質制氫等，其中電解水制氫為現階段綠氫制取的主要路線，其他新型制氫技術尚處于研究發展階段，不具備大規模應用的能力。我國以堿性電解水制氫技術為主，生產設備均已實現國產化。質子交換膜(PEM)電解水制氫技術在國內處于產業化生產的初期階段，核心材料質子交換膜以進口為主，設備成本較高。AEM和SOEC目前仍在實驗室階段，商業化程度較低。堿性電解水制氫雖然成本低、技術成熟，但是能耗高，制氫效率在60%-75%，與其他技術相比效率較低，啟停慢與可再生能源匹配度差，長期來看并不是綠氫制備的最優路徑。

　　質子交換膜制氫設備響應快、制氫效率高，已經成為國外主流制氫路線，我國質子交換膜技術落后于國外發達國家5-10年。國外綠氫以質子交換膜電解水制氫路線為主，該技術在國外已經實現廣泛應用。歐洲國家在能源政策上會更加傾向于PEM路線，PEM設備響應快，可以更好的與風光儲能相匹配。由于政策的支持加上多年PEM的研發，國外PEM產品成本與堿性電解槽的成本相差不大，堿性電解槽的投資成本平均為1200歐元/kW，PEM電解槽的平均投資成本為1400歐元/kW，但PEM電解槽性能和耐久性比堿性電解槽更具競爭力。

　　我國PEM電解槽在制氫功率電流密度和壽命等核心指標與國外相比存在一定差距。目前國內廠商電流密度為1-1.2A/cm2，海外成熟廠商電流密度為2A/cm2;根據美國DOE目標，到2030年電流密度可提升至2.5-3A/cm2。目前國內貴金屬催化劑銥載量為2-4mg/cm2，海外成熟廠商貴金屬催化劑銥載量為1.2mg/cm2;根據美國DOE目標，到2030年銥載量0.3mg/cm2。

　　國內生產的質子交換膜電解槽單槽最大制氫規模大約在260標方/小時，而國外生產的質子交換膜電解槽單槽最大制氫規模可以達到500標方/小時。

　　在基礎材料方面，國產質子交換膜的穩定性、質子傳導性能與美國、日本等國制備的質子交換膜存在較大差距，目前主要以進口美國杜邦質子交換膜為主。整體來看，國內相比于歐洲，PEM技術路線還有5-10年左右的技術差距。

　　三、儲運技術及輸氫基礎設施有待加強

　　綠氫能產-用空間分布存在錯配，儲運技術及輸氫基礎設施有待增強。降低電力成本可以有效提升綠氫制備的經濟性。從綠氫項目分布來看，西北地區風光資源豐富，電費較便宜，綠氫制取成本低，我國大部分綠氫項目位于西北地區，2024年上半年，我國99綠氫項目中27個位于內蒙古，13個位于新疆。內蒙古是我國綠氫示范項目最大的省份，但是由于氫能缺乏應用場景，綠氫被用于制成合成氨，用于化肥生產。未來，伴隨著綠氫產能持續擴張，合成氨產量超過當地氮肥產業的消納空間，綠氫產能增加會超出當地化工產業的原材料需求，氫氣的外輸和進入其它產業將會是必然趨勢。

　　我國由于缺乏輸氫管道和成熟的液氫輸送技術，西北地區制氫后無法有效的輸送到西南地區。西南地區用氫場景多，氫源供應緊張，若通過長距離輸氫管道或成熟的液氫運輸技術，可以實現西北可再生能源制氫，輸送至西南地區使用。當前，我國輸氫以高壓氣態長管拖車輸送為主，長管拖車輸送僅適用于運輸距離在300km以內、輸送量較低的場景，若運輸距離從50公里提升至500公里，長管拖車成本由4.3元/kg提升至17.9元/kg，氫氣成本會極大增加，因此從西北地區將氫氣輸送到西南地區無法采用長管拖車輸送。長距離大量輸氫采用專用管道或液體輸氫是比較經濟的方式。

　　中國大規模的純氫管道正處于示范項目建設初期，目前中國開展前期設計工作的氫氣管道里程共計1850km，各企業規劃的氫管網總里程約1.7萬km，但實際使用的氫氣管道只有百公里左右。此外，由于氫氣特殊性質，通過管道輸送可能會與金屬管道發生交互作用，引發“氫脆”現象，當前我國對“氫脆”機理研究仍處于探索和發展當中，無法避免和防止此現象的發生，管道輸氫技術仍需進一步深入研究。

　　四、政策標準模糊，綠氫產能擴張受到制約

　　我國氫氣仍被劃歸危險品管理，配套體系和安全管理辦法難以適應氫能的能源屬性。根據我國《危險化學品目錄》，氫氣因其易燃易爆的特性，納入?；愤M行管理，氫氣的制備與存儲審批手續繁雜。多省份規定，氫氣制備必須進入化工園區，必須取得?；飞a許可證的同時對生產環境、土地規模、投資標準提出較高要求，有的甚至要求就地消納，政策限制導致綠氫大規模生產和開發受到限制。目前，山東、上海等地已經開始探索、支持非化工園區可再生能源制氫項目的發展，但是全國范圍內此類探索還比較少。綠氫相關項目立項、審批、運營等方面存在體制障礙，難以適應我國發展速度較快的氫能產業和企業需要。

　　標準制定進展還不能滿足氫行業快速發展的需求。盡管中國公布了涵蓋整個供應鏈的標準，但差距仍然存在，特別是在儲氫、輸運氫和加氫的技術標準方面，落后于美國和日本等國家。我國依托SAC/TC342和SAC/TC309標準技術委員分別確立并構建的氫能技術標準體系和燃料電池標準體系，結合相關的氫能技術行業標準，在推動我國氫能技術發展中發揮了巨大的作用，但隨著材料和工藝的不斷創新，一些發展較快的氫能技術領域還存在標準滯后、薄弱，甚至是空白等問題，制約了產業發展。另外，由于氫價值鏈的復雜性，負責制定標準的行政機構涉及到許多不同的部委，因此不能滿足綠氫等新興產業進行快速認證的需要。

　　國家級補貼政策缺乏，地方補貼實力有限。綠氫制取以可再生能源發電為基礎，在電解水制氫環節，以內蒙古、新疆等位代表的省市出臺了政策的電價優惠政策，但是全國范圍的電氫耦合的激勵政策缺乏，地方補貼標準參差不齊且補貼難以落實，在成本較高、商業模式不明顯、補貼政策缺位的情景下，綠氫生產與傳統氫能成產方式相比不具備競爭性。我國電、碳、氫交易市場都只處于起步階段，電-碳-氫耦合交易市場的研究更是剛剛開始，耦合市場缺乏系統性和可操作性，限制了含氫綜合能源系統的市場化運作。

　　破解路徑

　　鑒于以上氫能發展的重重困境，我國應當在以下幾個方面做出努力。

　　一是加速構建可再生能源與氫能融合發展體系，提升綠氫供給能力。培育“風光發電+氫儲能”一體化應用模式，充分發揮氫能對可再生能源的消納和儲能功能，提高綠氫產能。國家應加大對電氫耦合項目政策扶持力度，制定綠氫補貼價格政策，降低綠氫生產成本;探索制定綠氫項目專項電價政策，降低用電價格。充分利用碳交易工具，加快鋼鐵、化工等高耗能行業碳市場建設，將綠氫與碳市場建設相結合，推動綠氫在工業部門對傳統化石能源消費的替代。加大對綠氫價格給予補貼或可再生能源消納指標支持，制定相關政策支持綠氫副產品(綠氧)消納，提升綠氫項目附加價值。

　　目前，美國、歐盟、日韓等國家和地區通過補貼、免稅等形式支持本國綠氫項目建設。歐盟推出“氫能銀行”為歐洲的可再生氫生產商提供10年最高4.5歐元/kg的固定溢價補貼;美國2022年通過的《通貨膨脹削減法案》對氫能提供長達十年的生產稅(PTC)和投資稅(ITC)減免，其中綠氫最高能獲得3美元/kg的生產稅收抵免和30%的投資稅收抵免。

　　二是加快氫能核心技術和關鍵材料的突破，實現技術自主可控。開展綠氫制取核心材料基礎研究，提升電解槽、質子交換膜等核心設備的系統集成能力，盡快實現關鍵核心技術和關鍵材料的國產化。加快管道、液氫、氨存儲等大容量、長距離氫氣儲運技術研發，打造具有完全自主知識產權的綠氫技術鏈條。圍繞氫能全產業鏈，加強產學研聯合攻關，鼓勵高校與企業聯合申請設立氫能源與燃料電池國家科技重大專項，協同攻關氫能關鍵核心技術。

　　三是合理配套、適度超前推動氫能管網等基礎設施建設。充分發揮國有資本引領帶動作用，通過產業基金、聯合投資、重點項目等模式，加大國有資本在可再生能源制氫、液氫輸送、氫能管道等重資本領域的前瞻性布局，破解基礎設施薄弱困境。堅持需求導向，優先在氫能產業發展較快、產業基礎較好、應用場景較為成熟的區域重點布局氫能基礎設施，發揮珠三角、長三角、京津冀等氫能利用重點城市群對周邊地區的帶動作用。

　　四是加大產業扶持力度，做好產業發展保障工作。加快完善綠氫管理與標準體系。根據氫氣制取方式不同進行分類管理，將綠氫從危險化學品管理改為能源管理，出臺監督標準及規范，明確綠氫生產、儲運、運用等環節的管理部門，完善綠氫管理章程和法規，為綠氫大規模生產奠定政策基礎。鼓勵地方試點，放寬對非化工業園區制氫加氫的管制。

　　加快建立和完善綠氫制取技術標準，推動開展聯盟標準、行業標準研究，加快構建國家標準、行業標準和聯盟標準相結合的標準化協同創新機制。建立科學長效的綠氫發展扶持和激勵機制，采用稅收返還、以獎代補、融資貼息、風險補償等多元化形式，加大對產業扶持力度，探索建立與綠氫制備匹配的長期補貼機制，體現綠氫的減碳價值和清潔價值，激發綠氫發展的內生動力。

　　來源：能源新媒 文/孫露 作者供職于天津國資研究院