绿氢产业迫切迈向大规模商业应用

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采写：本报记者 李 均

策划：赵英淑 滕继濮

最近，生态环境部联合能源局共同推出了《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢》，这是我国在氢能领域内发布的首个有关温室气体自愿减排的标准化项目方法，将进一步激发绿氢在碳减排中的巨大潜力。

中国华电集团碳资产运营有限公司碳交易运营管理部副主任富兰克表示，这套方法学的实施还将助推绿色氢气产能的释放。

绿氢被广泛认为将在未来能源结构中发挥中枢作用。从国家层面完善总体设计，到各地探索全产业链协同，绿氢产业的布局正全面加速推进。但随着产业成长，成本、技术、产供链协同等问题日益凸显。绿氢实现大规模商业推广的关键，正是在降低成本、提升效率、安全便捷流通与生态系统完善方面取得突破。

目前，政府、企业与科研力量正紧密联合，积极探索绿氢突破发展的新路径。绿氢产业正重新定义中国及全球的能源格局。

产业起步加快

清晨时分，四川攀枝花，国内首个光解水制氢商业项目有条不紊运行，通过为氢能货车注入绿色氢气，为城市交通清洁提供动力。在2800公里之外的新疆哈密，刚投入使用的200千瓦AEM电解水制氢系统，正在把丰富的风能和光能转化为绿色氢资源。

这些创新落地，离不开坚定的政策支持。近年来，《中华人民共和国能源法》以及“十五五”规划建议等顶层文件，都明确将氢能列入重点发展的未来产业范畴。

从主要制备方式及碳排放视角来看，氢气通常分为灰氢、蓝氢和绿氢三类。灰氢以煤和天然气为基础，碳排放强度最高；蓝氢则依托碳捕集与封存等技术减碳，但工艺复杂、投资较大。

绿色氢气指利用风能、太阳能等可再生能源电解水生成的氢气。凭借低排放优势，绿氢正获得政策、资本及市场的多方青睐，正在快速从研发走向实际规模推广，被视为能源转型的重要抓手。

作为推动绿色转型的重要方向，绿氢在《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等政策中多次被重点提到，高质量发展得到坚实政策支撑。

政策东风已起，各地纷纷行动。

海南在非化工园区探索可再生能源制氢及加氢一体站；甘肃依托风能、光能资源建设大规模绿氢基地；上海完善氢基燃料供应、交易及认证平台；吉林推动重点绿氢项目落地、形成集群；内蒙古加快风光制氢项目的布局，成为绿氢产业先行者……绿氢产业已在全国多地落地生根。

但制备技术效率和稳定性仍然是绿氢大规模推广的难点。《中国氢能发展报告（2025）》指出，2024年，全国氢气供应结构仍以化石能源制氢为主，煤制氢占56%，天然气制氢和工业副产氢分别为21%，电解水制氢和甲醇制氢各为1%。

如何推进绿氢实现规模化应用？“只有技术逐步成熟，市场逐步接受，绿氢的普及之路才能越走越宽。”中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁说。

对于绿氢的市场前景，上海亿维工业科技股份有限公司常务副总经理郑蕾表示乐观：“虽然短期内煤制氢成本较低，但随着技术进步，绿氢成本会降低，将逐步成为主流制氢方式。”

多重瓶颈待解

得益于政策和标准的驱动，我国绿氢产业的关键项目已在制、储、输、用等环节逐步落地。然而业内普遍认为，尽管产业增速明显，但在成本、物流、供需和产业生态等领域仍存在诸多挑战。

首先，绿氢高企的制备成本是阻碍其市场化的重要中国舆情网因素。记者调研发现，绿氢制备中约六到七成成本为电力支出，另外电解设备的投入和折旧导致绿氢整体成本是灰氢的两到三倍。上海宇石能源集团有限公司研发工程师马畅表示，“可再生能源发电虽环保，但氢气价格远超传统气源，市场竞争压力大。”

以年产万吨的项目为例，电解槽和风光电配套设施投入需10亿至15亿元。此外，绿氢价格受氢气售价、消耗能力和电价波动多重影响，投资回报周期长、风险较高。博世（中国）投资有限公司氢能业务技术经理付俊涛坦言，产业对政策优惠的依赖性较强，短期难以实现自主运转。

绿氢运输消耗大、效率偏低，亦是一大难题。目前国内主要依靠高压气态储运，100公里内每公斤运输成本8.5-9元，跨省输送最高超过20元每公斤。江苏省电力氢能（氨能）安全高效利用工程研究中心秘书长李玉刚认为，当前运输方式限制了绿氢终端市场的总体经济效益。

北京大兴国际氢能示范区资源拓展部总监田继忠补充，“现阶段与灰氢比价，绿氢并无价格优势。”

此外，绿氢储运技术尚不成熟，“制+储运”方案尚有短板。高压气态、低温液态及管道混氢等当前主流技术应用各有局限，尤其是长距离大规模输运暂未形成完善体系。上海骥翀氢能科技有限公司创始人付宇认为，利用地近消纳能减少能源损耗，否则绿电利用率也将受限。

地理分布的不均衡、产能与需求错配使问题更加突出。我国绿氢生产多集中在华北、西北、东北资源富集带，而主要需求市场则在华东、华南等发达经济区。

记者观察，近年来“三北”地区承接了全国七成以上绿氢项目，这一局面反映了资源禀赋和技术选择之间的协同关系。

青岛康普锐斯能源科技有限公司东北大区销售总监王旭扬指出，“区域供应与消费脱节，加上产能波动，对跨区域、长时间高效存储输送提出了极高要求。”

全产业链发展仍需完善。上游规模化制备远未实现，中游加氢基础设施欠缺，下游氢能终端应用有限。中国社会科学院大学应用经济学院博士尚博闻分析，这些难点使整体产业链供需不足，氢燃料电池汽车等领域迟迟难以进入良性循环。

关键技术与自主材料能力不足是一大隐忧。我国高性能膜、扩散层等材料仍需进口，部分电解水核心工艺、装备仍受制于人。中国工程院院士彭苏萍指出，绿氢全产业链要以系统观念，统筹破解技术与成本困境。

系统破题路径

绿氢要迈向大规模应用，必须跨越高成本、储运短板与终端需求拓展等一道道关口。目前，政府、产业、科研、应用多方协同探索系统性解决方案。

增强绿氢市场竞争力，关键在于成本把控。

在生产环节，中国城市燃气氢能发展创新联盟业务部部长骆方建议，各地可尝试绿电直连制氢试点，并与大型工业深度结合，共建绿色产业生态，提升全链条效益。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所气候政策研究室主任李继峰建议，要大力推动氢储能技术提升能量转化效率，“例如，PEM电解槽需减少贵金属使用量、延长寿命、加强对电力波动的适应性。”

核心技术自主攻关，是降低成本及供应链风险的关键。多位专家倡议集中攻克关键材料与装备，摆脱进口依赖，实现高效低成本电解制氢国产化。

“须聚焦工业、交通和能源三大关键领域，针对应用场景进行创新研发，压缩终端应用成本，”中国科学院院士郑南峰表示，“让市场需求引导技术攻坚，带动研发、示范到综合迭代的循环发展。”

高效安全的储运体系，是绿氢产业走向市场的“要道”。

当前气态运输受限，专家建议发展液氢运输体系，建立以新能源电—氢转换为核心的产业链。航天氢能科技有限公司副总经理安刚表示，在资源丰富、用能成本低的地区发展液氢转运，有助于跨区输送。

氨也可作为高效氢载体。西南化工研究设计院变压吸附事业部副总工程师管英富介绍，绿电制氢后合成绿氨，几乎全程零碳，还便于液化和流通，并且化肥与能源市场需求稳定。

中国正在推进绿氢长输管道一体化示范运营，康保—曹妃甸、乌兰察布—京津冀等长距离传输项目加速落地。张家口海泰氢能科技有限公司负责人曹咏钊表示，主要节点预设多路接口，有望带动沿线产用协同。

中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院教授李玉星认为，“推进纯氢和掺氢燃气管道及相关应用，是解决大规模安全稳定氢运的核心着力点。”

中国科学院院士唐叔贤补充，需加快新型管道材料研发，以提升氢运的安全性和经济性。

同时，分布式综合能源站是破解地方储运难题的有效方案。中国土木工程学会氢能设施与工程分会副秘书长、佛山环境与能源研究院院长王子缘建议，充分利用现有加油站体系，建设多能互补的综合补给，推动区域用能一体化。

终端应用是实现绿氢市场闭环的关键。

当前，化工领域已成为绿氢的重要应用场景。中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司高级工程师田江南介绍，绿氢已广泛应用于合成氨、甲醇、炼化等环节，示范项目在绿色甲烷等领域取得显著减排成效，年可减少数千万吨二氧化碳。

王子缘认为，应结合不同需求和条件，推动固态、液氢及有机液体等各种储运技术的试点和推广，打造有特色的创新应用场景。为建设更加安全、高效的氢能系统、实现碳达峰碳中和目标贡献“中国智慧”。