绿氢产业必须快速走向规模商业化

【出品：深圳佟工作室】撰稿：本报记者李军策划：赵英舟、腾基普近日，生态环境部会同国家能源局公布了《温室气体自愿减排项目方法论：利用可再生能源电解水制氢》。这是日本在氢能领域的首个自愿温室气体减排项目方法，利用了绿氢的巨大减排潜力。 “温室气体自愿减排项目方法论还将促进绿色氢能产能的释放。”该方法论牵头单位中国华电集团碳资产管理有限公司碳交易管理运营部副主任弗兰克表示。绿色氢被认为是未来能源结构的关键载体。源自国家高水平设计从各地政府启动全链条设计，全国各地绿氢产业发展正在加速。然而，行业快速增长的同时，仍面临成本、技术、产业链协调等挑战。扩张和商业化的关键在于降本增效、安全储运、实现绿色施工。各国政府、企业和科研机构正在共同努力寻找克服这一局面的方法。绿色氢能工业革命正在塑造中国和世界的能源未来。发展已初具规模。一个冬日的早晨，四川省攀枝湖市街头，全国首个商业化光解制氢项目正在有序运行，为氢能源卡车加注绿色氢燃料。 2,800 多公里外的新疆哈密，一台 200 千瓦的 AEM 最近投入使用（阴离子交换膜）水电解制氢系统正在将当地的风能和太阳能资源转化为绿色氢气。这些发展得益于明确的宏观经济政策方向。近年来，氢能产业高层设计不断完善。 《中华人民共和国能源法》和“十五五”规划建议都将氢能视为未来产业。目前，根据生产方式和碳排放量的不同，氢能主要分为三种：灰氢、蓝氢和绿氢。灰氢由煤炭和天然气等化石燃料生产，具有较高的碳排放强度。蓝氢依赖于天然气重整，但减少排放需要碳捕获、利用和储存技术，这些技术复杂且昂贵。绿色氢利用太阳能等可再生能源或风能发电并通过水电解技术生产氢气。绿氢以其低碳特性日益受到政策、资本和市场的认可。正在加速从技术理念到产业实践的转变，是中国未来能源转型的理想选择。绿氢作为氢能发展的重要方向，也出现在《氢能产业中长期发展规划（2021-2035年）》等政策文件中，其高质量发展有政策保障。政治号角吹响，各地迅速行动。海南省可考虑利用可再生能源制氢，并在非化工园区建设一体化制氢加氢站。甘肃省正在推进依托风能、太阳能资源的大型绿氢基地建设。上海正在建设氢基绿色燃料认证、营销和供应体系。吉林省推进绿色氢能产业项目达产增效，形成群体优势。内蒙古自治区推动风能、太阳能制氢项目快速建设和快速投资，形成绿色氢能产业先行区……从南到北，从点到面，绿色氢能产业初具规模。然而，生产技术的效率和稳定性是限制绿氢规模化的主要障碍。尽管前景广阔，但绿色氢在当今天然气供应总量中仍然只占很小的比例。根据《中国氢能源发展报告（2025）》，2024年，我国化石能源制氢仍将占氢供应的大部分：燃煤制氢将占56%，天然气制氢将占氢能总量的50%。水产氢和工业副产氢各占21%，电解水制氢和甲醇制氢各占1%。绿色氢能应用亟待实现规模化突破。 “绿氢产业的技术成熟度和市场渗透率需要一个逐步加深认识和解决问题的过程。”中国产业发展促进会副会长兼氢能事业部负责人苏伟先生表示。对于绿氢的应用前景，上海亿纬工业科技有限公司常务副总裁郑雷信心十足：“短期来看，煤制氢在中国市场仍具有成本优势，但随着技术的发展，绿氢将不断渗透，成为主要的制氢路线。”面临诸多挑战 引领下在政治保障和标准的支撑下，我国绿色氢能产业设计试验正在逐步推进，生产、储存、输送、利用等各个环节项目不断实施。但业内专家普遍认为，尽管行业快速发展，但产业链仍面临成本高、储运不畅、供需错配、生态系统不完善等挑战。其中，生产成本高、经济性差是绿氢商业化推广的主要障碍。记者调查发现，电力支出占绿氢生产成本的60%至70%。包括电解槽的折旧和其他投资在内的总生产成本约为灰氢的2至3倍。上海石油能源集团有限公司研发工程师马畅坦言：““可再生能源制氢成本较高，导致绿氢及其衍生产品的价格远高于传统产品，市场竞争力不足。”数据显示，一个年产1万吨的绿氢项目，仅投资电解槽、风能、太阳能配套设备等设备就需要10亿元至15亿元。但绿氢项目的收入受到氢气销售价格、消费量等多重因素影响。博世（中国）投资有限公司氢能业务技术经理胡俊涛表示，“行业对政策支持的依赖程度较高，限制了绿氢的应用和产业链的发展。”储运效率低是制约其发展的另一个问题。绿色氢能产业。目前，日本绿氢的运输主要以20兆帕高压气体的长管拖车为主。 100公里半径内每公斤储运成本为8.5至9元。当运输距离增加到500公里时，每公斤的成本下降，价格飙升至20多元。江苏省电力安全高效氢能（氨能）利用工程研究中心秘书长李玉刚表示，目前的运输方式运输效率低、成本高，削弱了绿氢在终端应用的经济性。“如果按照市场规则与灰氢竞争，绿氢很难获得价格优势。”北京大兴国际氢能示范区资源开发部负责人田吉忠表示。绿色储氢技术尚未成熟运输技术也带来了结构性挑战。 “制氢+储运”是提高绿色电力利用率的主流。然而，目前的高压气体、低温液体和管道掺氢等储存和运输技术都存在缺陷。绿氢的大规模生产和消费受到远距离、长期运输和储存技术不成熟的限制。否则，将造成可再生能源的巨大浪费。”上海冀中氢能科技有限公司创始人傅宇表示，“空间上的供需不匹配进一步放大了这一矛盾。绿氢生产主要集中在风能、太阳能资源丰富的“三北”地区（华北、西北、东北），而消费市场则集中在东部等经济发达地区。东中国和华南地区。据记者调研，近两年华北、西北、东北等地区启动的绿色氢能项目数量占国内氢能项目数量的70%以上。在此背景下，本次设计是资源捐赠与技术路线的紧密结合。”青岛康利斯能源科技有限公司东北区总监王旭阳表示：“另外，绿氢的产业链体系还不完善，上游尚未实现绿氢的稳定、规模化生产，中间加氢站等基础设施缺口较大，下游氢燃料电池汽车保有量不断增加。这是中国社会科学大学经济学院博士研究生项博文表示：“供应短缺更加严重。“随着市场需求减弱，氢燃料电池汽车产业将达到商业闭环。”实现这一目标的难度越来越大。我国绿氢产业发展面临的严峻挑战还需要膜、质子交换层、气体扩散层等关键材料的突破，还需要完善电解槽大范围充电调节等技术。工学院指出，“技术研发、装备制造、项目运营”的全产业链生态需要整顿。中国城市燃气事业部负责人罗帆表示，绿色氢能规模化利用面临成本高、储运困难、利用能力弱等现实障碍，将共同寻找系统解决方案，增强市场竞争力。氢电创新发展联盟建议，各地可积极参与绿色能源直连试点，将绿色氢能与大企业、大化工行业“串联”，共建绿色生态系统，实现降本增效。该委员会认为，还应推广大规模氢能存储，以实现能源转换效率的进步，并表示：“例如，PEM（质子交换膜）电解槽未来需要进一步减少贵金属的用量，提高其寿命和波动适应性。”实现关键技术自主可控是克服成本和供应链双重压力的关键。专家呼吁深入研究绿氢产业关键材料和核心零部件，减少对进口的依赖，重点发展低成本、高效电解水氢技术罗根生产技术。 “要持续降低应用成本，需要在工业、交通、能源三大主战场开展针对性研发。中科院院士郑南峰指出：“场景需求倒逼技术创新，形成‘研发、示范、重复’的良性循环。”安全高效的储运系统是连接绿氢产业和消费市场的关键桥梁。目前绿氢主要以气态运输，但这种方式必须满足有专家建议，应采用液氢作为储运介质，建设新型电氢动力系统。hnology液氢运输可用于风能、太阳能发电条件有利且电价较低的地区。将绿氢转化为液氢后，可以输送到氢能需求量大、电力成本高的地区。氨还充当氢载体。西南化工研究设计院变压吸附事业部副总工程师关英富解释说，绿色电力产生的绿色氢气可以进一步合成绿色氨，使整个过程更接近“零碳”排放。另外，氨易于液化，储运技术成熟。它可以作为氢能源载体，也可以直接用于肥料生产。市场需求稳定。目前，日本正在推动绿氢规模化运输，并探索综合商业化“生产、储存、运输、利用”的运营模式。江坝-曹妃甸、铀矿-京津冀等长距离绿色氢气管道项目正在加快推进。 “天然气管道线路主要节点将保证上下气体接口，支持沿线地区绿色氢的生产和利用，优势互补。”江宝-曹妃甸氢气管道项目投资方张家口海泰氢能科技有限公司董事曹永钊表示：“中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院教授、博士生导师李宇兴认为，“纯氢和掺氢气体的管道运输是不可能的，其应用将是解决绿色氢气安全、稳定、高效大规模运输问题的关键。”唐树贤院士中科院院士指出，针对长距离绿色氢气管道稳定运行问题，我国需要加大力度提高氢气储运安全性，推动新材料开发减少管道氢腐蚀。此外，建设一体化、分散式供电站是解决绿色氢储运问题的策略之一。中国土木工程学会氢能设施工程分会副秘书长、佛山市环境与能源研究所所长王子元表示，拟建立成熟的加油站网络，以市场为支撑，统筹优化区域内氢、热、电等能源资源，在有条件的情况下，实现充电、加氢、加氢一体化的综合能源供应。实现项目及周边环境资源的综合利用。氢能利用是绿氢产业商业闭环的最后一步。专家肯定，化工行业已成为绿氢消费的中心舞台。 “绿色氢能的应用正在向氨合成、甲醇、炼油等领域拓展，生物质与绿色氢能结合生产绿色甲烷已进入试点阶段，每年可减少二氧化碳排放1000万吨以上。”中国电力工程咨询集团华北电力设计研究院有限公司高级工程师田建南说。 “要结合具体应用场景，加强固态储氢、液氢、有机液体等多种技术途径的规模化示范推广。”万先生克源呼吁国家层面制定绿色氢储运领域创新应用场景清单，为更安全、更可持续的氢经济铺平道路，为实现全球“双碳”目标提供中国方案。
（编辑：王婉莹）