阻礙綠氫產業(yè)發(fā)展的四大瓶頸

　　氫能作為綠色、高效的二次能源，是全球能源轉型發(fā)展的重要載體之一，發(fā)展氫能已成為加快能源轉型升級、培育經(jīng)濟新增長點的重要戰(zhàn)略選擇。綠氫是氫能利用的理想形態(tài)，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(jīng)占據(jù)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(chuàng)新能力，降低綠氫制備成本成為當前氫能產業(yè)高質量發(fā)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(tài)，加快擴大綠氫產能，對我國實現(xiàn)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(yè)規(guī)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(tǒng)一等方面。

　　一、可再生能源發(fā)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(jīng)濟性差是制約綠氫發(fā)展的根本原因。電解水制氫是現(xiàn)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(fā)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(jù)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(jù)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(jīng)濟推廣性。

　　綠氫制取采購的電力多以電網(wǎng)配電為主，可再生能源發(fā)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(wěn)定性不匹配，直接制氫技術尚不成熟。

　　近年來，可再生能源發(fā)電成本持續(xù)下降，2024年中國東部地區(qū)光伏發(fā)電成本低于0.25元/度，若使用可再生能源直接發(fā)電制氫，綠氫成本與天然氣制氫成本接近，經(jīng)濟性明顯提升。但是，可再生能源發(fā)電具有較強的間歇性、波動性、隨機性，電力輸出系統(tǒng)穩(wěn)定性較差，很難為制氫設備提供一個持續(xù)穩(wěn)定的電力供應。以風力發(fā)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(tǒng)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(jié)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(wěn)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(fā)電輸出系統(tǒng)穩(wěn)定性較差，很難為制氫設備提供一個持續(xù)穩(wěn)定的電力供應，因此使用可再生能源發(fā)電直接制氫仍需解決發(fā)電功率穩(wěn)定性的問題。PEM電解槽采用的化學隔膜，其負荷調節(jié)范圍可以達到0%-120%，可以實現(xiàn)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(wǎng)配電為主，電費為統(tǒng)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(xiàn)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(fā)展階段，不具備大規(guī)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(xiàn)國產化。質子交換膜(PEM)電解水制氫技術在國內處于產業(yè)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(yè)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(yōu)路徑。

　　質子交換膜制氫設備響應快、制氫效率高，已經(jīng)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(fā)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(jīng)實現(xiàn)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(fā)，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(jù)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(jù)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(guī)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(guī)?？梢赃_到500標方/小時。

　　在基礎材料方面，國產質子交換膜的穩(wěn)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(jīng)濟性。從綠氫項目分布來看，西北地區(qū)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(qū)，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(xù)擴張，合成氨產量超過當?shù)氐十a業(yè)的消納空間，綠氫產能增加會超出當?shù)鼗ぎa業(yè)的原材料需求，氫氣的外輸和進入其它產業(yè)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(qū)制氫后無法有效的輸送到西南地區(qū)。西南地區(qū)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(xiàn)西北可再生能源制氫，輸送至西南地區(qū)使用。當前，我國輸氫以高壓氣態(tài)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(qū)將氫氣輸送到西南地區(qū)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(jīng)濟的方式。

　　中國大規(guī)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(yè)規(guī)劃的氫管網(wǎng)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(fā)生交互作用，引發(fā)“氫脆”現(xiàn)象，當前我國對“氫脆”機理研究仍處于探索和發(fā)展當中，無法避免和防止此現(xiàn)象的發(fā)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(jù)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(xù)繁雜。多省份規(guī)定，氫氣制備必須進入化工園區(qū)，必須取得危化品生產許可證的同時對生產環(huán)境、土地規(guī)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(guī)模生產和開發(fā)受到限制。目前，山東、上海等地已經(jīng)開始探索、支持非化工園區(qū)可再生能源制氫項目的發(fā)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(fā)展速度較快的氫能產業(yè)和企業(yè)需要。

　　標準制定進展還不能滿足氫行業(yè)快速發(fā)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(yè)標準，在推動我國氫能技術發(fā)展中發(fā)揮了巨大的作用，但隨著材料和工藝的不斷創(chuàng)新，一些發(fā)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(yè)發(fā)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(yè)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(fā)電為基礎，在電解水制氫環(huán)節(jié)，以內蒙古、新疆等位代表的省市出臺了政策的電價優(yōu)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(yè)模式不明顯、補貼政策缺位的情景下，綠氫生產與傳統(tǒng)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(tǒng)性和可操作性，限制了含氫綜合能源系統(tǒng)的市場化運作。

　　破解路徑

　　鑒于以上氫能發(fā)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(fā)展體系，提升綠氫供給能力。培育“風光發(fā)電+氫儲能”一體化應用模式，充分發(fā)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(yè)碳市場建設，將綠氫與碳市場建設相結合，推動綠氫在工業(yè)部門對傳統(tǒng)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(qū)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(xiàn)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(tǒng)集成能力，盡快實現(xiàn)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(fā)，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(yè)鏈，加強產學研聯(lián)合攻關，鼓勵高校與企業(yè)聯(lián)合申請設立氫能源與燃料電池國家科技重大專項，協(xié)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(wǎng)等基礎設施建設。充分發(fā)揮國有資本引領帶動作用，通過產業(yè)基金、聯(lián)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(yōu)先在氫能產業(yè)發(fā)展較快、產業(yè)基礎較好、應用場景較為成熟的區(qū)域重點布局氫能基礎設施，發(fā)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(qū)的帶動作用。

　　四是加大產業(yè)扶持力度，做好產業(yè)發(fā)展保障工作。加快完善綠氫管理與標準體系。根據(jù)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(jiān)督標準及規(guī)范，明確綠氫生產、儲運、運用等環(huán)節(jié)的管理部門，完善綠氫管理章程和法規(guī)，為綠氫大規(guī)模生產奠定政策基礎。鼓勵地方試點，放寬對非化工業(yè)園區(qū)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(lián)盟標準、行業(yè)標準研究，加快構建國家標準、行業(yè)標準和聯(lián)盟標準相結合的標準化協(xié)同創(chuàng)新機制。建立科學長效的綠氫發(fā)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?shù)榷嘣问?，加大對產業(yè)扶持力度，探索建立與綠氫制備匹配的長期補貼機制，體現(xiàn)綠氫的減碳價值和清潔價值，激發(fā)綠氫發(fā)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