【南方能源观察】关于促进绿氢产业发展的思考

南网政研

氢能被视为未来能源的重要组成部分，在新型能源体系和新型电力系统中将扮演关键角色。党的二十届四中全会提出加快建设新型能源体系，推动氢能等成为新的经济增长点，标志着氢能发展定位和功能价值的新跃升。展望“十五五”，绿氢产业将迎来全方位发展机遇，同时面临技术装备瓶颈、经济性不足、应用场景不成熟等挑战。本文将分析研判绿氢产业发展趋势，提出促进绿氢产业高质量发展相关建议。

《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》发布以来，国家加大绿氢产业政策支持力度，在基础装备和设施、应用推广、要素保障等方面推出一揽子政策，着力推动产业规模化快速发展。

基础装备和设施方面，印发《关于推进能源装备高质量发展的指导意见》《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》等文件，以构建制储输用全产业链技术装备体系、提高产业链完备性和技术经济性为目标，支持合理布局制氢设施，加快突破高可靠、长寿命、高效率的电解水制氢装备，开发规模化离网制氢技术；稳步构建储运体系，加强储运技术攻关，推动构建气/液/固态储氢协同的多元装备体系；加快突破长时氢储能、氢电协同等关键技术，开发成套装备；统筹规划加氢网络。

应用推广方面，印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》等文件，以工业、交通、电力等重点领域多元化应用为目标，探索工业领域替代应用、实施氢冶金行动，加快推广氢燃料电池车船等交通应用，积极开展储能领域示范应用，合理布局发电领域多元应用。

要素保障方面，印发《关于深入推进工业和信息化绿色低碳标准化工作的实施方案》《2025年能源工作指导意见》《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》等文件，以资金、项目、标准等要素供给为手段，对绿氢合成绿色燃料项目、加氢基础设施、燃料电池汽车等给予专项资金支持，引导商业银行提供金融服务支持，鼓励可再生能源制氢项目参与电力市场，建立绿氢制储输用全链条发展的标准体系。

一是技术装备瓶颈仍然存在。在制取环节，因风、光可再生能源出力频繁波动，制氢装备在可再生能源适配性、波动工况下的系统运行能耗与耐久性等方面仍有待突破，适应宽范围波动、快速响应的柔性电解制氢技术仍在探索和改进中。在储运环节，由于氢气常温常压下密度低、液化困难，且分子量小易渗透、易燃易爆，因此，氢气长距离运输和大规模储运面临安全与效率双重挑战。目前我国以高压气态储运为主，但35MPa以上高压气态储运存在管道材料氢脆、密封部件泄露等安全难题，而低温液态储运依赖绝热材料等技术突破，固态和有机液态储运仍在应用示范阶段探索。

二是绿氢制取与储运成本仍然较高。在制取环节，绿氢受可再生能源发电成本较高、利用小时数较低等综合因素制约，对比灰氢，成本目前尚不具有竞争力，即使在内蒙古、新疆等可再生能源资源优势地区，绿氢成本仍比灰氢高出20%以上。考虑设备折旧等全生命周期运行后，绿氢项目实际经济性更低。近期，英国石油公司（BP）Teesside项目（英国最大绿氢项目）、深能鄂托克前旗、国能乌海西来峰等多个国内外绿氢项目被取消，反映了绿氢的生产成本困境。在储运环节，长管拖车运输距离短且密度低，成本居高不下，而管道运输和加氢站建设成本高昂，建成规模小，远未形成规模经济效益。

三是绿氢应用场景不成熟、不丰富。工业场景方面，工业用氢原料替代是绿氢消纳的潜在主力，由于涉及现有生产工艺、技术装备、产业链的协同和调整，目前绿氢对灰氢的替代规模有限，尚未深入冶金、化工等行业，叠加绿氢成本高、绿氢替代价值尚未通过碳减排认证等市场机制转化为实际收益，工业企业使用绿氢内生动力不足，应用规模尚未形成。交通场景方面，受制于车辆成本、加氢价格、燃料电池耐久性等因素，氢燃料电池汽车综合使用成本仍高出同类型燃油/电动车型较多，目前仅在重卡、物流车、公交等运营领域实现短途商业示范，应用规模未达政策预期，中长途干线运输、船舶等应用场景仍在探索中。电力场景方面，燃气轮机掺氢/纯氢发电、燃料电池热电联供/分布式供能等场景仍处在示范验证阶段。

四是政策机制有待完善。管理机制方面，由于氢能具有危化品和能源双重属性特征，氢能产业项目涉及的管理部门分散、管理要求多元，导致项目审批流程复杂，例如，各地可再生能源制氢、加氢站等项目建设审批普遍涉及10余个部门，在一定程度上制约了绿氢产业发展。财税机制方面，总体覆盖面、精准度与力度仍有不足，突出表现在补贴范围重车轻链，对上游绿氢制取环节、中游管道基础设施、下游工业领域应用等财税支持不足或空白。同时，鼓励性举措多，操作性强的措施工具不足，不利于提高绿氢成本竞争力，难以满足绿氢产业化初期发展需要。

“十五五”期间，我国绿氢技术将加快降本增效，绿氢生产成本有望突破灰氢替代的经济性临界点，应用场景将深度拓展至化工、冶金、发电等领域，激发绿氢需求快速增长，绿氢产业将迎来爆发前的关键准备期。

一是全产业链技术加快性能效率提升。我国绿氢全产业链技术研发布局成效显著，已具备加快垂直场景降本增效，推动实现规模化、商业化落地的发展条件。电解制氢技术方面，我国已成为全球最大电解槽生产国与出口国，产能全球占比近60%，已形成以碱性（ALK）和质子交换膜（PEM）为主流的技术路线，未来将重点突破柔性电解制氢技术，实现向高波动适应性、低能耗、长寿命方向演进。储氢技术方面，气态储氢已实现35MPa规模化应用，70MPa技术已形成技术—标准—市场闭环，短期70MPa将迈向规模化应用，中远期固态、低温液态、有机液体等储氢技术均有望取得突破，实现储氢技术由单一气态向气/液/固多相发展。输运技术方面，长管拖车运输向轻量化、高储运密度方向发展，管道输运未来将重点突破抗氢脆管材、阻氢涂层及焊接工艺等技术，支撑输运管道骨干网加快布局，实现天然气管网低比例掺氢输运并逐步过渡至纯氢管网输运。在氢高效利用技术方面，目前我国质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池、氢燃机等技术已取得长足进步，重卡、物流等交通领域已实现局部规模化示范和成本快速下降，兆瓦级掺氢/纯氢燃气轮机、兆瓦级燃料电池热电联供/分布式供能等正在加速示范验证，未来相关技术将进一步向高性能、低成本、长寿命方向迭代，推动交通领域应用更加成熟、电力领域应用逐步走向商业化。

二是绿氢生产成本逐步具备成本优势。目前绿氢生产成本仍高于灰氢，以ALK、PEM电解制氢项目为例，成本构成主要集中在电力成本和设备成本，其中，ALK电解制氢两类成本占比分别约80%和7%，PEM电解制氢两类成本占比分别约50%和30%。随着我国可再生能源发电成本持续下降、一体化互补发电提高电能利用率，同时通过技术迭代、材料部件国产化和规模效应显现，电解制氢的系统成本和运行成本将持续下降，有望逐步实现绿氢与灰氢平价甚至低于灰氢。以ALK电解技术为例，预计制氢成本在2027年降至14元/千克，2030年进一步降至11元/千克，基本实现与当前煤价下的灰氢平价。近期，生态环境部办公厅、国家能源局综合司联合发布的《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢（CCER—01—004—V01）》等两项方法学，有望为绿氢项目提供额外的自愿减排量（CCER）收益。

三是绿氢应用市场加速拓展。从灰氢替代场景来看，绿氢有望优先在合成氨、合成甲醇等用氢量需求大，以及半导体制造等用氢纯度需求高的领域加速应用，以20%替代计算，预计绿氢需求规模超300万吨。随着技术工艺进步和绿氢价格下降，中期将进一步在石油炼化、冶金等工业碳减排领域逐步应用，预计2030年绿氢需求将超800万吨。从交通应用来看，氢燃料电池汽车尽管未达2025年保有量5万辆的政策预期目标，但重卡领域开始逐步打开市场规模，未来随着技术经济性提升和基础设施、商业模式等完善，交通应用发展有望进一步提速。从其他应用场景来看，绿氢正成为解决新能源消纳、长时储能等难题的方案，目前已有多个风光储氢+化工应用一体化示范项目投运或规划建设，单个项目年制氢规模在万吨级，有望引领新的产业发展空间。

四是氢能在新型能源体系中价值作用更加凸显。未来以电氢耦合为中心，氢能将打通电力、工业、交通、热力等多个孤立能源网络，在新型能源体系中发挥可再生能源非电利用、清洁二次能源、多能跨时空耦合媒介、长周期储能载体、深度脱碳工具等多层次价值，提升我国能源系统韧性与安全性。据中国氢能联盟等机构预测，到2060年，氢能在我国终端能源消费的占比将达15%—20%。

一是健全政策体系和标准体系。加快建立健全推动氢能成为新经济增长点的政策法规体系和管理机制，针对绿氢产业资金和技术密集型特征，面向产业链上中下游，建立精准度高、预期稳定、实质性强的财税激励。建立全流程全周期管理平台，健全跨部门协调机制，加强氢能规划、审批、监管等协同管理。加快建设体现绿氢价值的价格体系，建立健全绿氢认证、核算、交易等重要机制。加快绿氢标准体系建设，重点完善质量安全、基础设施、调度运行等基础性标准供给，强化标准引领作用。

二是强化各环节同时发力，提升产业链整体经济性。制取环节聚焦降成本、提效率，发力电解技术设备寿命能效迭代升级、高波动适应性制氢运行优化、一体化布局优化等方面，推动制氢装备全生命周期降本增效。储运环节聚焦扩规模、通堵点，发力掺氢/纯氢管道基础网络建设、不同技术路线储运技术研发等方面，推动输运综合成本加速降低。应用环节聚焦实用化创新，发力燃料电池等终端应用技术突破、成本压降、商业模式创新等方面，推动各应用场景效益和规模加快提升。

三是延拓多元应用场景，培育绿氢消纳市场。稳步壮大存量应用场景，立体实施政策引导、基础设施完善等多维举措，重点加快推进工业领域深度替代，拓展交通领域应用。加快培育新型市场，重点针对源荷一体、绿电直连等场景，鼓励发展风光储氢用一体化产业，打造灵活高效的产业闭环，有效降低冗余成本。大力发展绿氨、绿甲醇等高附加值氢基衍生品，延伸绿氢产业链和价值链，打造产业新增长点。

四是探索海上绿氢发展，打造海氢综合开发利用新场景。优先在福建、广东、海南等海上风电资源富集区，结合海上风电开发规划，布局建设综合能源海岛、离岸式海上零碳供能系统、漂浮式多能耦合供能平台等海上氢能系统，开发深远海可再生能源就近消纳、绿色燃料就地制取、航运燃料海上加注等利用新场景，拓展深远海可再生能源非电利用新路径。

五是深化电氢协同应用，释放电氢资源价值潜力。探索发展中长时氢储能、电氢灵活互动等应用，与其他储能形式互补，发挥中长期调峰、备用电源、调频等方面安全保供作用，支撑风光可再生能源高质量发展，增强新型电力系统韧性与安全。探索发展电氢热多能互补、电氢耦合微能网等应用，发挥脱碳、末端供能、多能互济等绿色高效供能作用，支撑园区、海岛、偏远地区等多元用能需求和管理，提升终端用能效率和灵活性。探索支撑“绿电—绿氢”协同发展的电力市场机制，充分释放电氢协同价值潜力。

（广东电网公司广州供电局杨怡萍、张行、潘军，南方电网公司政策研究部谭科、彭波、周杨对本文有贡献）

编辑 黄燕华

审核 姜黎