阻碍绿氢产业发展的四大瓶颈

　　氢能作为绿色、高效的二次能源，是全球能源转型发展的重要载体之一，发展氢能已成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。绿氢是氢能利用的理想形态，生产过程无碳排放，未来有望成为供氢主体。

　　近年来，在政策支持下，我国绿氢产能迅速增加，电解水制氢产能已经占据全球已建成产能的60%。但是，整体来看绿氢占氢能的比例仍比较低，绿氢产能扩张仍受到成本高、效率低、关键材料依赖进口等因素制约。加快提升绿氢制备技术创新能力，降低绿氢制备成本成为当前氢能产业高质量发展的重点任务。

　　四大瓶颈

　　我国是世界第一氢气生产和消费大国，2023年中国氢气产能约为3533万吨，占全球氢气总产量的1/3以上，中国氢气需求量占到全球约30%的市场份额。绿氢是氢能利用的理想形态，加快扩大绿氢产能，对我国实现双碳目标、加快能源转型具有重要意义。但绿氢占氢气总产量的比例还比较低，2022年绿氢占氢气总产量的比例仅为1%，远低于灰氢和蓝氢。制约绿氢产业规模扩大的主要为成本高、技术卡脖子、基础设施不健全、标准不统一等方面。

　　一、可再生能源发电直接制氢技术尚不成熟，降本之路道阻且长

　　制氢成本高、经济性差是制约绿氢发展的根本原因。电解水制氢是现阶段我国制取绿氢最成熟的方式，其中碱性和PEM电解水制氢成本约为21.9和25.3元/kg，是化石能源制氢成本的2-3倍。虽然可再生能源发电成本有所下降，但是绿氢成本依旧高于灰氢、蓝氢。内蒙古作为全国可再生能源装机量最大的省份，2023年绿氢成本也要高达21.06元/kg，在全国范围内最低，但仍高于灰氢和蓝氢成本。高耗能和高成本导致电解水制氢成本高的主要原因。

　　电解水制氢需要耗费大量电能，据测算电解水制氢1千克耗电约35-55度左右，所以电解水制氢成本取决于电价的高低。碱性电解水制氢是绿氢制取最成熟和成本最低的方式，电费成本约占碱性电解水制氢总成本的80%左右，据测算，当电费降低至0.2元/度时，电解水制氢才具有较大的经济推广性。

　　绿氢制取采购的电力多以电网配电为主，可再生能源发电直接制氢，可以有效降低绿氢用电成本，但是由于可再生能源波动性与制氢设备稳定性不匹配，直接制氢技术尚不成熟。

　　近年来，可再生能源发电成本持续下降，2024年中国东部地区江南足球意甲直播 成本低于0.25元/度，若使用可再生能源直接发电制氢，绿氢成本与天然气制氢成本接近，经济性明显提升。但是，可再生能源发电具有较强的间歇性、波动性、随机性，电力输出系统稳定性较差，很难为制氢设备提供一个持续稳定的电力供应。以风力发电为例，日内的功率输出波动范围极大，极端情况下可在0-100%范围内变化，这就要求制氢系统与风光等可再生能源耦合需具备较宽的功率运行范围和较快的启停响应速率。

　　而当前成本较低的碱性电解水制氢中，碱性电解槽负荷调节范围为20%-100%，难以快速启动停止和变载。碱性电解槽使用的是物理隔膜，在使用过程中需要电流稳定，以保证电解槽两侧压力平衡，防止氢气和氧气在电解槽内部混合导致爆炸。同时，电解槽电流密度低，升温慢，冷启动时间长，若碱性隔膜在尚未达到适宜工作温度的情况下，氢氧混合比例易失衡，存在爆炸风险。

　　可再生能源发电输出系统稳定性较差，很难为制氢设备提供一个持续稳定的电力供应，因此使用可再生能源发电直接制氢仍需解决发电功率稳定性的问题。PEM电解槽采用的化学隔膜，其负荷调节范围可以达到0%-120%，可以实现快速启动停止和快速响应，能够有效匹配可再生能源的间歇性、周期性特点，但是PEM电解槽成本是碱性电解槽的4-6倍，且质子交换膜依赖进口，综合性价比不高。因此，目前我国绿氢制取电力来源仍以电网配电为主，电费为统一定价，短期内下降较为困难。

　　二、绿氢制备核心技术瓶颈有待突破

　　当前，绿氢制取技术主要有电解水制氢、光解水制氢、生物质制氢等，其中电解水制氢为现阶段绿氢制取的主要路线，其他新型制氢技术尚处于研究发展阶段，不具备大规模应用的能力。我国以碱性电解水制氢技术为主，生产设备均已实现国产化。质子交换膜(PEM)电解水制氢技术在国内处于产业化生产的初期阶段，核心材料质子交换膜以进口为主，设备成本较高。AEM和SOEC目前仍在实验室阶段，商业化程度较低。碱性电解水制氢虽然成本低、技术成熟，但是能耗高，制氢效率在60%-75%，与其他技术相比效率较低，启停慢与可再生能源匹配度差，长期来看并不是绿氢制备的最优路径。

　　质子交换膜制氢设备响应快、制氢效率高，已经成为国外主流制氢路线，我国质子交换膜技术落后于国外发达国家5-10年。国外绿氢以质子交换膜电解水制氢路线为主，该技术在国外已经实现广泛应用。欧洲国家在能源政策上会更加倾向于PEM路线，PEM设备响应快，可以更好的与风光储能相匹配。由于政策的支持加上多年PEM的研发，国外PEM产品成本与碱性电解槽的成本相差不大，碱性电解槽的投资成本平均为1200欧元/kW，PEM电解槽的平均投资成本为1400欧元/kW，但PEM电解槽性能和耐久性比碱性电解槽更具竞争力。

　　我国PEM电解槽在制氢功率电流密度和寿命等核心指标与国外相比存在一定差距。目前国内厂商电流密度为1-1.2A/cm2，海外成熟厂商电流密度为2A/cm2;根据美国DOE目标，到2030年电流密度可提升至2.5-3A/cm2。目前国内贵金属催化剂铱载量为2-4mg/cm2，海外成熟厂商贵金属催化剂铱载量为1.2mg/cm2;根据美国DOE目标，到2030年铱载量0.3mg/cm2。

　　国内生产的质子交换膜电解槽单槽最大制氢规模大约在260标方/小时，而国外生产的质子交换膜电解槽单槽最大制氢规模可以达到500标方/小时。

　　在基础材料方面，国产质子交换膜的稳定性、质子传导性能与美国、日本等国制备的质子交换膜存在较大差距，目前主要以进口美国杜邦质子交换膜为主。整体来看，国内相比于欧洲，PEM技术路线还有5-10年左右的技术差距。

　　三、储运技术及输氢基础设施有待加强

　　绿氢能产-用空间分布存在错配，储运技术及输氢基础设施有待增强。降低电力成本可以有效提升绿氢制备的经济性。从绿氢项目分布来看，西北地区风光资源丰富，电费较便宜，绿氢制取成本低，我国大部分绿氢项目位于西北地区，2024年上半年，我国99绿氢项目中27个位于内蒙古，13个位于新疆。内蒙古是我国绿氢示范项目最大的省份，但是由于氢能缺乏应用场景，绿氢被用于制成合成氨，用于化肥生产。未来，伴随着绿氢产能持续扩张，合成氨产量超过当地氮肥产业的消纳空间，绿氢产能增加会超出当地化工产业的原材料需求，氢气的外输和进入其它产业将会是必然趋势。

　　我国由于缺乏输氢管道和成熟的液氢输送技术，西北地区制氢后无法有效的输送到西南地区。西南地区用氢场景多，氢源供应紧张，若通过长距离输氢管道或成熟的液氢运输技术，可以实现西北可再生能源制氢，输送至西南地区使用。当前，我国输氢以高压气态长管拖车输送为主，长管拖车输送仅适用于运输距离在300km以内、输送量较低的场景，若运输距离从50公里提升至500公里，长管拖车成本由4.3元/kg提升至17.9元/kg，氢气成本会极大增加，因此从西北地区将氢气输送到西南地区无法采用长管拖车输送。长距离大量输氢采用专用管道或液体输氢是比较经济的方式。

　　中国大规模的纯氢管道正处于示范项目建设初期，目前中国开展前期设计工作的氢气管道里程共计1850km，各企业规划的氢管网总里程约1.7万km，但实际使用的氢气管道只有百公里左右。此外，由于氢气特殊性质，通过管道输送可能会与金属管道发生交互作用，引发“氢脆”现象，当前我国对“氢脆”机理研究仍处于探索和发展当中，无法避免和防止此现象的发生，管道输氢技术仍需进一步深入研究。

　　四、政策标准模糊，绿氢产能扩张受到制约

　　我国氢气仍被划归危险品管理，配套体系和安全管理办法难以适应氢能的能源属性。根据我国《危险化学品目录》，氢气因其易燃易爆的特性，纳入危化品进行管理，氢气的制备与存储审批手续繁杂。多省份规定，氢气制备必须进入化工园区，必须取得危化品生产许可证的同时对生产环境、土地规模、投资标准提出较高要求，有的甚至要求就地消纳，政策限制导致绿氢大规模生产和开发受到限制。目前，山东、上海等地已经开始探索、支持非化工园区可再生能源制氢项目的发展，但是全国范围内此类探索还比较少。绿氢相关项目立项、审批、运营等方面存在体制障碍，难以适应我国发展速度较快的氢能产业和企业需要。

　　标准制定进展还不能满足氢行业快速发展的需求。尽管中国公布了涵盖整个供应链的标准，但差距仍然存在，特别是在储氢、输运氢和加氢的技术标准方面，落后于美国和日本等国家。我国依托SAC/TC342和SAC/TC309标准技术委员分别确立并构建的氢能技术标准体系和燃料电池标准体系，结合相关的氢能技术行业标准，在推动我国氢能技术发展中发挥了巨大的作用，但随着材料和工艺的不断创新，一些发展较快的氢能技术领域还存在标准滞后、薄弱，甚至是空白等问题，制约了产业发展。另外，由于氢价值链的复杂性，负责制定标准的行政机构涉及到许多不同的部委，因此不能满足绿氢等新兴产业进行快速认证的需要。

　　国家级补贴政策缺乏，地方补贴实力有限。绿氢制取以可再生能源发电为基础，在电解水制氢环节，以内蒙古、新疆等位代表的省市出台了政策的电价优惠政策，但是全国范围的电氢耦合的激励政策缺乏，地方补贴标准参差不齐且补贴难以落实，在成本较高、商业模式不明显、补贴政策缺位的情景下，绿氢生产与传统氢能成产方式相比不具备竞争性。我国电、碳、氢交易市场都只处于起步阶段，电-碳-氢耦合交易市场的研究更是刚刚开始，耦合市场缺乏系统性和可操作性，限制了含氢综合能源系统的市场化运作。

　　破解路径

　　鉴于以上氢能发展的重重困境，我国应当在以下几个方面做出努力。

　　一是加速构建可再生能源与氢能融合发展体系，提升绿氢供给能力。培育“风光发电+氢储能”一体化应用模式，充分发挥氢能对可再生能源的消纳和储能功能，提高绿氢产能。国家应加大对电氢耦合项目政策扶持力度，制定绿氢补贴价格政策，降低绿氢生产成本;探索制定绿氢项目专项电价政策，降低用电价格。充分利用碳交易工具，加快钢铁、化工等高耗能行业碳市场建设，将绿氢与碳市场建设相结合，推动绿氢在工业部门对传统化石能源消费的替代。加大对绿氢价格给予补贴或可再生能源消纳指标支持，制定相关政策支持绿氢副产品(绿氧)消纳，提升绿氢项目附加价值。

　　目前，美国、欧盟、日韩等国家和地区通过补贴、免税等形式支持本国绿氢项目建设。欧盟推出“氢能银行”为欧洲的可再生氢生产商提供10年最高4.5欧元/kg的固定溢价补贴;美国2022年通过的《通货膨胀削减法案》对氢能提供长达十年的生产税(PTC)和投资税(ITC)减免，其中绿氢最高能获得3美元/kg的生产税收抵免和30%的投资税收抵免。

　　二是加快氢能核心技术和关键材料的突破，实现技术自主可控。开展绿氢制取核心材料基础研究，提升电解槽、质子交换膜等核心设备的系统集成能力，尽快实现关键核心技术和关键材料的国产化。加快管道、液氢、氨存储等大容量、长距离氢气储运技术研发，打造具有完全自主知识产权的绿氢技术链条。围绕氢能全产业链，加强产学研联合攻关，鼓励高校与企业联合申请设立氢能源与燃料电池国家科技重大专项，协同攻关氢能关键核心技术。

　　三是合理配套、适度超前推动氢能管网等基础设施建设。充分发挥国有资本引领带动作用，通过产业基金、联合投资、重点项目等模式，加大国有资本在可再生能源制氢、液氢输送、氢能管道等重资本领域的前瞻性布局，破解基础设施薄弱困境。坚持需求导向，优先在氢能产业发展较快、产业基础较好、应用场景较为成熟的区域重点布局氢能基础设施，发挥珠三角、长三角、京津冀等氢能利用重点城市群对周边地区的带动作用。

　　四是加大产业扶持力度，做好产业发展保障工作。加快完善绿氢管理与标准体系。根据氢气制取方式不同进行分类管理，将绿氢从危险化学品管理改为能源管理，出台监督标准及规范，明确绿氢生产、储运、运用等环节的管理部门，完善绿氢管理章程和法规，为绿氢大规模生产奠定政策基础。鼓励地方试点，放宽对非化工业园区制氢加氢的管制。

　　加快建立和完善绿氢制取技术标准，推动开展联盟标准、行业标准研究，加快构建国家标准、行业标准和联盟标准相结合的标准化协同创新机制。建立科学长效的绿氢发展扶持和激励机制，采用税收返还、以奖代补、融资贴息、风险补偿等多元化形式，加大对产业扶持力度，探索建立与绿氢制备匹配的长期补贴机制，体现绿氢的减碳价值和清洁价值，激发绿氢发展的内生动力。

　　来源：能源新媒 文/孙露 作者供职于天津国资研究院