“雙碳”目標下中國氫能發展戰略

孟翔宇 陳銘韻 顧阿倫 鄔新國 劉 濱 周 劍 毛宗強,

1. 東莞深圳清華大學研究院創新中心 2. 清華大學核能與新能源技術研究院

0 引言

“碳達峰、碳中和”（以下簡稱“雙碳”）目標是中國社會發展的重要戰略方向[1-3]。氫能由于其具備的清潔污染、可再生、安全性可控等特點，逐漸成為國際、國內社會關注的熱點。國家發展和改革委員會、國家能源局聯合發布的《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》[4]，確定了中國未來氫能發展的整體架構，而以氫能技術為代表的現代能源科技也成為未來能源變革的技術創新主要方向。大力發展氫能產業，既可以成為中國經濟發展新的增長點，又是中國核心競爭力的體現，能為世界范圍內低碳轉型做出積極貢獻。而在應對氣候變化、實現“雙碳”目標背景下辨析氫能的作用，分析面臨的瓶頸和問題，探索氫能的應用市場和空間，提出氫能技術的發展方向，將為今后氫能科技進步和產業發展以及相關的政策制定提供有益的借鑒。

1 氫能的作用與角色

1.1 氫能在“碳達峰”階段的作用

2022—2030年，中國仍處于工業化、城鎮化發展階段，實現CO2排放達峰需努力加大節能和能源低碳化的力度，保持較高的GDP 能源強度和單位能耗CO2強度的下降速度，才有可能在較早的發展階段實現“碳達峰”的目標。這就首先要控制和減少CO2排放增量，同時強化GDP的CO2強度下降力度，使得GDP的CO2強度年下降率介于4.5%～5.0%，才能以GDP的CO2強度下降抵消經濟增長帶來的CO2排放增量[5]。在這其中，能源體系的脫碳化發展是關鍵，也就是要促進可再生能源對化石能源的替代，降低單位能耗的CO2強度。氫能由于其來源廣泛的特點，可在化石能源和可再生能源之間起到橋梁和紐帶的作用，既可替代化石能源的直接消耗，促進終端能源消費的清潔化，也可成為可再生能源發展的緩沖器，避免可再生能源不穩定性對能源體系帶來的負面沖擊。

1.2 氫能在“碳中和”階段的作用

由2 ℃目標導向路徑向1.5 ℃目標導向路徑轉變，中國CO2排放量需要從2030年的120×108t（估計）減到2060年的約10×108t，減碳強度史無前例。各行業都要強化轉型力度，特別是工業中的難減排行業要實現進一步深度減排，氫能將在這些行業發揮不可替代的作用，促進其深度減排目標的實現。因此在“碳達峰”—“碳中和”階段，需發揮氫的獨特作用，加強氫能在工業、交通以及電力領域的應用。同時，“碳中和”過程也是中國能源體系中化石能源實現絕對減量的過程，而氫能將繼續發揮能源載體的作用[6-7]，推動能源體系向深度脫碳化發展。預計2050年氫能將占中國終端能源消耗的10%以上[8]，中國現在是世界氫能第一大國，未來也仍將是世界氫能第一大國。

1.3 氫能的角色

為促進低碳清潔制氫工藝的發展，中國氫能聯盟提出了“低碳氫”“清潔氫”與“可再生能源氫”的量化認定標準[9]。從減排CO2的要求而言，需要大力發展綠氫（包括藍綠氫），然而，由于其制取成本較高限制了其應用。在“雙碳”目標實現的過程中，需要充分利用灰氫技術成熟、成本低廉的優勢和藍氫資源豐富、來源廣泛的優勢以及綠氫（包括藍綠氫）的全生命周期零碳的優勢，確定各自的發展階段。當前中國的氫氣主要來源于煤制氫（62%）和工業副產氫（18%），而在消費端則主要用作工業原料，生產合成氨、甲醇等化工產品，作為能源載體方面的應用占比不高。事實上，氫能可以在很多領域與電能進行配合，以實現減少化石能源消耗的目的。

如圖1所示，大力發展綠氫可有效替代化石能源的消耗。事實上，綠氫和綠電都是二次能源，都需要由一次能源或其他二次能源來制備，而綠氫由于具備能源載體和工業原料的雙重特性，可以在電能無法發揮作用的領域起作用，如氫冶金、綠氫化工、交通燃料、工業供熱等。同時，綠電的穩定需要無碳能源，可以用綠氫實現大規模發電調峰。由此，總結出氫能在中國能源體系中的角色和定位如下：氫能是中國能源體系的重要組成部分，是現有能源形式的有益補充，是中國能源綠色低碳轉型的重要載體，也是未來戰略性新興產業的重要發展方向。氫能產業的發展需以“雙碳”目標為導向，發揮氫能作為能源載體和工業原料的雙重優勢，加強氫能在難減排的行業應用，促進工業部門、交通部門、電力部門的深度減排，構建氫—電協同的終端用能體系，為中國應對氣候變化、發展低碳經濟、建設生態文明和美麗中國提供戰略支撐。

圖1 氫能對傳統能源的替代圖

2 氫能稟賦與氫能倫理

2.1 氫能稟賦

中國目前氫氣的產量約為3 300×104t/a[4]。石油和化工行業的氫氣消耗占2/3。據估算，2030年中國氫氣的年需求量將增加至3 715×104t，2060年則增加至約1.3×108t[10]。然而，當前主要的氫氣來源（灰氫）存在CO2排放不符合應對氣候變化、減排CO2的要求。因此，“藍氫”則成為“灰氫”過渡到“綠氫”的重要階段。工業副產制氫具有生產成本較低、技術成熟、效率高等優點，是中國當前氫氣的主要來源之一，在中國氫能市場開發中將發揮重要作用。由于氫氣在焦炭、氯堿、PDH（丙烷脫氫）和乙烷裂解工藝中并非首要產物，若僅考慮其原料消耗和少量制造費用以及氫氣提純成本（忽略CCUS成本），測算的副產氣體用于氫的綜合成本為5～6元/kg，明顯低于化石能源制氫。工業副產氫可為氫能產業發展初期提供低成本、分布式氫源。現有的工業副產氫類型及特點如表1所示。

未來從減排的角度考慮，氫氣的來源必須從灰氫轉向綠氫或藍氫。而藍氫的發展有賴于CCUS技術的產業化應用，相對而言，綠氫由于來源于可再生能源制氫，其全生命周期的CO2排放為零且避免了CCUS技術對于應用場景的限制，更具競爭力。因此，未來綠氫將成為制氫的主要來源，且將著重發揮其能源載體的作用，成為構建多種能源耦合的智慧能源網絡的橋梁和紐帶。

從化石能源的視角出發，中國能源稟賦的特點可以歸結為：“富煤、貧油、少氣”。然而從氫能的視角出發，中國能源稟賦可以歸結為：“富煤、貧油、少氣、多氫”。這是因為氫能的來源廣泛，制氫方式多樣，無論是化石能源還是可再生能源，都可以用來制取氫氣。尤其在可再生能源領域，中國的優勢十分明顯。截至2020年底，中國可再生能源發電裝機達9.34×108kW，同比增長約17.5%，其中，水電裝機3.7×108kW（其中抽水蓄能3 149×104kW）、風電裝機2.81×108kW、光伏發電裝機2.53×108kW、生物質發電裝機2 952×104kW[11]。豐富的可再生能源資源稟賦，為中國發展氫能提供了可靠的保障。另外，中國可再生能源的開發能力強勁，中國光伏、風電的累計裝機容量均為世界第一，未來中國可再生能源發電的裝機容量將繼續增加。因此，氫能將基于可再生能源的堅實基礎而逐步發展。可再生能源發電量中的棄光、棄風的部分可以用來制氫，在制取氫氣的同時，也促進了可再生能源的消納。自2016年以來，中國加大了可再生能源的并網消納，棄光、棄風量在逐年降低。未來中國氫能的來源，不能僅靠現有不能并網的棄光、棄風量來制取，而應發展專門用于制氫的分布式光伏、風電系統，以保證氫源的穩定供給。同時，發展分布式可再生能源制氫系統，使得在可再生能源不僅有發電這一條途徑，還有制氫的另一條途徑，可促進可再生能源的大規模消納和就近靈活消納，而且有利于利用氫實現可再生能源跨季節、大規模的儲能，從而平衡由于可再生能源的不穩定性帶來的電網負荷壓力，實現由氫替代化石能源，作為調峰電源的目的。另外，由于中國有豐富的可再生能源稟賦，未來可考慮布局綠氫國際貿易，即由可再生能源制氫，向周邊國家出口綠氫（或氫基化合物）。

2.2 氫能倫理

氫能是可再生的清潔能源，氫能倫理既包括在可持續發展能源倫理中，又有自己的特點。氫能倫理可以理解為人、環境和社會與氫能之間的相處原則，包括以下3個方面的內容：①安全方面，保證氫的生產、運輸和利用過程中安全風險可控；②環境保護方面，保證氫在生產、運輸和利用過程中與環境友好，不產生污染；③可持續發展，使氫能持續服務于社會[12]。氫能倫理的核心就是可持續發展。

中國副產氫源豐富，比如焦爐煤氣是很好的氫氣來源，但是從氫能倫理的角度出發，不應為獲得這種氫氣而發展煉焦行業，排放更多CO2。因此，必須對工業副產氫有清晰的判斷，是真正的“副產氫”，還是為了獲得氫氣而發展高排放行業的“偽副產氫”。發展氫能產業既要考慮當前的經濟性，更應從國家“雙碳”目標出發，更加關注可持續性。

從能源安全的角度出發，中國能源體系必須實現多樣化，同時，終端能源的結構也不能只限于電力的應用，應注重發揮氫能的優勢。現在有一種觀點認為：“能用電解決的問題就不用氫”。這種觀點略趨保守，實際上，在氫電都能發揮作用的領域，既不能單純地強調電，也不能單純地強調氫，而是應本著“宜電則電、宜氫則氫”的原則，構建未來氫電并舉的能源體系。如圖2所示，電網和氫網可以通過“氫—電轉換”有效聯接起來，共同構成清潔、高效的終端用能系統。氫電轉換的主要方式是“PTG”即“電轉氣系統”，PTG的實現方式很多，其中一種典型性的系統構成如圖3所示。以綠氫作為能源載體，可實現跨能源的耦合，構建更靈活、更安全、更智慧的能源系統。而以綠氫為基礎的能源互聯體系，將成為未來低碳社會的主要能源支柱，為實現能源結構調整提供堅實保障。

圖2 氫電協同終端能源體系示意圖[13]

3 氫能產業發展戰略

中國氫能產業的發展，需以氫能定位為前提，聚焦各地實現“雙碳”目標的具體需求，協同配合，制定發展規劃和實施路徑，構建符合當地特色的制、儲、運、用一體化的氫能產業體系，并形成競爭有序、開放包容、可持續發展的產業形態。

3.1 制氫領域

中國現在的制氫方法主要以化石能源制氫為主（灰氫），未來將隨著制氫成本的降低，而逐漸由灰氫過渡到藍氫和綠氫，并以綠氫為主。而綠氫的發展依托于中國可再生能源的分布，需重點依此制定制氫領域發展路徑。

3.1.1 氫能“胡煥庸線”

“胡煥庸線”是中國地理學家胡煥庸提出的一條地理分界線，該線從黑龍江省黑河到云南省騰沖，大致為1條傾斜45°的直線（圖4-a），其左邊面積超過260×104km2的荒漠化土地主要在大西北地區，這些地區的可再生能源如太陽能及風能資源豐富，其資源分布如圖4-b、c所示。由于胡煥庸線西北地區太陽能及風能資源豐富，可以在這些地區有效開展可再生能源（如光伏、風電）制氫。中國的沙漠面積加上戈壁灘總共加起來約128×104km2，如果按照當前的技術，利用沙漠戈壁可以建設1 280×108kW光伏，再加上這些地區建設的風電場，風光互補，則發電—制氫能力更強。因此，胡煥庸線也可成為中國氫能產業發展的“氫能胡煥庸線”（圖4）。即依托西北地區打造中國綠氫制造基地，向東南半壁供給綠氫，建設氫能“西氣東輸”工程，利用綠氫實現中國東部地區的能源系統深度脫碳和工業體系降碳，從而為實現中國“雙碳”目標提供堅強支撐。

圖4 “氫能胡煥庸線”示意圖

3.1.2 海上風電制氫基地

海上風電是一種把海上風能資源轉化為電能的能源利用形式。中國海上風電起步較晚，但近5年的發展勢頭十分強勁。截至2020年底，全國海上風電累計裝機約9 GW，主要集中在江蘇、上海和福建三地。需注意的是，近海海上風電受軍事、航道、漁業等限制性因素較大，近海新的可開發資源空間有限且項目單體規模較小。而中國深遠海風資源更好，湍流強度和海面粗糙度比近海小，容量系數高，中國領海線至專屬經濟區的可開發海域面積約60×104km2，資源可開發潛力約20×108kW，約占中國海上風電開發潛力的75%，全國深遠海海上風電規劃與管理政策研究工作已經啟動，結合規劃推進一批海上風電示范項目在“十四五”期間開工建設。當前，需要結合中國深遠海風資源特點及水文地質條件，有序開展項目布局建設，探索降本增效空間，推動深遠海風電逐步向規模化發展。

利用海上風電制氫是降低海風電送出成本、充分利用“電網棄風”這部分電力的有效途徑之一。對中國來說，東部沿海地區人口稠密，土地資源有限且工業密集，能源需求巨大，且節能降碳的壓力非常突出，發展海上風電制氫則是促進東部地區“雙碳”目標順利實現的重要戰略措施。未來應規劃好中國海上風電制氫的空間布局、階段性目標和發展路徑，以幫助東部地區實現低碳化轉型。

目前，越來越多的全球海上工程市場也在從油氣業務轉向海上風電業務。傳統海上油氣開發企業憑借開發海上石油的經驗，積累了大量的海洋勘探、海洋施工、海上平臺運營經驗，具有開發海上風電的先天優勢，這些經驗可以直接指導海上風電制氫。伴隨油氣田開采量枯竭，用電量減少，可在油氣平臺或者風電基礎上設置電解槽，將風電超發電力用于電解水制氫，將氫氣以一定的比例（通常不大于15%）混入平臺生產的天然氣中運輸，充分利用風電所發電力，節省新建管網的費用（圖5）。

圖5 海上風電制氫示意圖

當油氣田達到服役壽命后，可利用現有的油氣平臺建設更多的海上風電機組和制氫設備，將油氣田變為“氫氣田”。而且可利用海上風電制液氫，通過船運的方式將液氫運回內陸。這樣可充分利用現有油氣田設備，節省大量油氣田退役費用。

3.1.3 制氫技術

中國灰氫主要來源于化石能源制氫，具有生產成本較低、技術成熟、效率高等優點，但其制備過程中的碳排量較高，不利于實現“雙碳”目標。其中，化石能源制氫主要包括煤、天然氣、石油制氫。中國藍氫主要來源于化石能源制氫或工業副產氫與CCUS技術的結合，而工業副產氫主要包括焦爐煤氣、氯堿尾氣、PDH、乙烷裂解等為主的工業副產氣制氫。綠氫主要來源于清潔能源與可再生能源制氫，包括太陽能制氫、風能制氫、水能制氫、生物質制氫以及核能制氫等，其中運用最廣的是太陽能制氫與風能制氫。中國制氫技術當前以灰氫為主，近期則是藍、綠氫同行，未來將以綠氫為主。

太陽能制氫技術主要包括太陽能電解水制氫、太陽能熱化學制氫、太陽能光化學制氫、太陽能直接光催化制氫、太陽能熱解水制氫以及光合作用制氫等。在以上技術中，除了電解水制氫技術已實現產業化應用外，其余尚處于理論研究、實驗驗證和項目示范階段。風電制氫，就是將風力發出的電直接通過電解水制氫設備將電能轉化為氫氣，具體過程為：風力發電→電解水制氫→氫能→應用。

電解水制氫的原理是：在充滿電解液的電解槽中通入直流電，水分子在電極上發生電化學反應，分解成氫氣和氧氣。根據電解槽隔膜材料的不同，電解水制氫主要分為堿性電解水（AKT）、質子交換膜電解水（PEM）和固體氧化物電解水（SOEC）3種類型[14]，其技術特點對比如表2所示。

表2 不同電解水制氫技術特點對比表

以上技術中，AKT技術適合大規模制氫，價格較便宜，但效率偏低，已實現產業化。PEM效率較AKT更高且具有啟動時間快和功率負載范圍大的特點，更適應電力波動或間歇負載，因此很適合成為可再生能源的儲能系統。SOEC制氫技術可在高溫下工作，部分電能可由熱能替代，是3種電解槽中效率最高的設備，反應后的廢熱可與汽輪機、制冷系統進行聯合循環利用，綜合效率可超過90%。目前AKT技術最為成熟，未來隨著PEM技術的發展，其耐功率波動以及快速響應的特點使其更適合與可再生能源結合進行高效率的制氫。而高溫SOEC技術由于具備綜合效率高的特點，將成為未來電解水技術發展的重要方向。

3.2 儲運領域

氫是所有元素中最輕的，在常溫常壓下為氣態，因此其高密度儲存一直是一個世界級難題。氫儲運是氫能產業的中游環節，而且是氫能產業發展的瓶頸。開發安全、高效、廉價、高密度的氫儲運方式一直是氫能領域研究的熱點。氫儲運領域關鍵問題的突破，將推動氫能產業繁榮發展。

3.2.1 儲氫方式

儲氫的方式主要分為氣態儲氫、液態儲氫和固態儲氫（儲氫材料）[15]，其基本涵義如圖6所示。目前最常用的是高壓氣態儲氫，尤其中國有關高壓氫氣瓶的生產已實現產業化，國內生產有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型瓶，Ⅳ型瓶也處于產業化初期階段。低溫液態儲氫方式具有儲氫密度高的特點，適合長距離運輸，但耗能較大。固態儲氫方式具有儲氫密度高、壓力低、安全性好的優勢，但質量密度不高。氫基化合物（包括LOHC、氨、醇類、甲酸等）可在常溫常壓下操作，安全方便，儲氫密度高，但其應用條件較為繁雜。幾種不同類型的儲氫技術的對比如表3所示。

圖6 儲氫方式的分類圖

表3 不同儲氫方式對比表

高壓氣態儲氫由于其技術成熟、產業化程度高，在當前和近期都將是主要的儲氫方式，未來將隨著燃料電池車的推廣而有更加廣泛的發展空間。固態儲氫技術的應用場景廣泛，現在受制于材料和系統問題，未來將隨著關鍵問題的解決而得到推廣。低溫液態儲氫現主要應用于軍事領域，應該會走向工業及民用市場，如供給工業和加氫站用氫等。有機液態儲氫還需要充分驗證，未來將隨著技術進步而有更為廣闊的空間。

3.2.2 運氫方式

氫的輸運方式主要有高壓氣態輸運、液態輸運、管道輸運和固態輸運4種方式，每種方式又包含不同的運氫技術，其內容如表4所示。

表4 不同運氫方式對比表

現在運氫方式最為成熟的是高壓長管拖車的方式，適合在城市內運輸，滿足短途內輸氫的需求。低溫液氫運輸的關鍵設備技術已實現國產化，并逐漸走向產業化，未來將成為民用氫能領域的重要運氫方式。另外，純氫管道運輸由于造價高，現在未獲普及，未來將隨著工業應用領域的擴大而逐步走向應用。值得關注的是天然氣摻混氫氣輸運方式，該方式可利用現有的天然氣管道進行輸氫，尤其適用于民用建筑領域，可在不替換家用炊具的情況下，實現減少天然氣消耗的目的。與興建純氫輸氫管道相比，天然氣管道摻氫輸氫技術更具經濟性。未來，隨著東部等發達地區氫氣需求增長，利用“氫能胡煥庸線”西北地區廉價的可再生電力資源制取氫氣，摻入天然氣管道，有望實現氫氣的大規模遠距離輸送，有助于解決中國能源地域分布不平衡等問題，促進氫能產業快速發展。

3.2.3 液態陽光

“液態陽光”指生產過程中碳排放極低或為零時制得的甲醇[16]，也可稱為 “綠色甲醇”。除液態陽光外，還有“固體陽光”，即可用作生物質制氫的陸生與水生植物；“氣體陽光”即綠氫、綠色合成氨以及綠色天然氣等。現有液態陽光的定義較為單一，而其真實內涵的范圍很廣，除已提及的醇類如甲醇、乙醇外，還有酸類，比如甲酸等。如圖7所示，液態陽光的制備及應用過程可簡述為：首先利用可再生能源制綠氫，然后將綠氫與捕集到的CO2與水結合制甲醇，終端消耗甲醇后放出的CO2利用CCUS技術進行回收，而后再運送到上游制甲醇。由于CO2僅參與綠氫合成甲醇，其功能相當于氫氣載體，并未向大氣層排放，實現了甲醇全生命周期零碳的目標，構成了內部碳循環，因此該方式是一種氣候中性的零碳技術，更為關鍵的是，甲醇易于存儲且輸運方便，可以有效避免單純氫儲運帶來的難題，因此具有廣闊的前景。

圖7 液態陽光制備及應用示意圖

甲醇是基礎有機原料之一，是關鍵的化工產品，在化工行業發揮著非常重要的基礎材料支撐作用。從2013年起，中國甲醇產量逐年提高，至2020年，中國甲醇產能和產量分別達到9 853×104t和6 357×104t，共需要超過800×104t的氫氣，而這些氫氣基本來自煤制氫，因此大約排放CO2約1 600×104t。如果采用液態陽光的方式，則可有效避免這部分碳排放。

液態陽光技術也被認為是一種CCUS技術，然而，液態陽光是否能起到固碳的作用取決于甲醇的應用場景，不同場景下的固碳效果如表5所示。液態陽光在不同的應用場合下具有不同的固碳效果：雖然液態陽光在當作燃料時會釋放CO2，不具備固碳效果，但從全生命周期的角度看，其吸收的CO2和排放的CO2的數量相當，因此依然屬于零碳技術，具有非常好的應用前景；當液態陽光當作化工原料使用時能夠實現長期固碳，同時，由于利用可再生能源制甲醇代替了傳統的煤制甲醇，實現了化工原料的煤炭替代，是一種綠色化工技術，在實現化工行業減碳的同時，也實現了CO2的資源利用，具有多重協同效應。當前，液態陽光發展的瓶頸在于成本較高，其主要成本來自于綠氫成本，未來隨著綠氫成本的降低將獲得更廣泛的應用。

表5 液態陽光的固碳效果表

3.2.4 綠色合成氨

由于液態氨在常溫常壓下H元素的含量為120 g/L，而超低溫加壓液態氫的H元素含量為71 g/L，且合成氨的能耗與氫液化的能耗相當，因此氨被看作是氫的有效載體。合成氨技術的發展經歷了3個階段，其技術對比如表6所示。

表6 合成氨技術對比表

綠色合成氨即是由表6中所示第二代與第三代技術制得氨的統稱。第二代技術的好處是，現有的H-B工廠可以過渡到這種新的氨氣供應，而不會造成重大破壞或擱置[17]。第三代直接電還原技術面臨許多阻礙其進一步發展的障礙，這些挑戰包括同時提高能源效率與生產率經常存在沖突。從根本上說，如果可以制造具備足夠選擇性的催化劑，就可以克服熱力學障礙來達到能效目標。近年來，解決這一挑戰的水性電催化途徑一直存在著假陽性問題[18]，但是在未來十年發現和優化用于該工藝的真正催化劑的目標顯然仍然有效。氨作為燃料和氫載體可以運用到許多場合，基于綠色合成氨可構成以N和H為基本元素的“氨”經濟[17]，如圖8所示。

氨最初被視為氫能的載體，在輸送點需要將NH3裂解為H2和N2，再進行分配使用。在過去的幾年中，氨能源應用的前景已大大擴展，現在包括直接將氨用作燃料，包括船用燃油，重型運輸車輛、公共汽車燃料，或小型、中型和大型發電機使用的直接氨燃料電池，以及用作動力渦輪機甚至噴氣發動機的燃料等。因此，在幾乎所有應用中，氨都有可能成為化石燃料的替代品。重要的是，在這些應用場景中都沒有CO2的排放，是一種零碳能源。因此以“綠色合成氨”為基礎的“氨經濟”，其范圍已從氫的運輸方式拓展到零碳能源載體的范疇，成為未來促進能源體系深度脫碳的重要措施。然而，綠色合成氨依然面臨著泄漏造成的環境安全問題，使用過程中帶來的NOx排放問題以及制造成本高等帶來的挑戰，未來綠色合成氨的發展將在安全性、提高能效和經濟性的角度重點著力，發展成為重要的零碳能源載體之一。

圖8 “氨經濟”示意圖

3.2.5 綠色天然氣

綠色天然氣是一種人工合成的天然氣，與液態陽光的制造過程類似，利用已捕獲的CO2與綠氫結合生成甲烷。其制造和運用的具體涵義如圖9所示。綠色天然氣的最大優勢是可以利用現有的天然氣管網進行運輸，解決了氫運輸的難題。在應用端可以有2種應用方式（圖9）：①直接供給終端用戶使用，排出的CO2直接排空或者通過CCUS技術捕集起來循環使用，從全生命周期的角度看，可以成為氣候中性的零碳技術；②通過高溫裂解制純氫和固態炭黑，獲得的純氫供給終端用戶使用，炭黑則可成為工業原料使用，是一種負碳技術。當前終端用戶更傾向于直接燃燒使用，但未來通過高溫裂解制氫的技術則更有吸引力。

圖9 綠色天然氣示意圖

中國現在天然氣的對外依存度超過40%，發展綠色天然氣技術不僅有利于解決氫運輸的難題，也有利于增加中國天然氣的供給能力，保障能源安全，未來隨著技術的產業化應用可明顯降低成本，具有更強的競爭力。

3.2.6 儲運方式對比分析

除上述各種氫儲運方式外，還有氫氣地下儲存技術，包括將氫儲存到地下洞穴、鹽丘、衰竭油氣藏等。各種氫儲運方式有各自的特點和適用范圍，從技術、經濟、可行性及CO2排放的角度，各類技術對比如表7所示。

表7 各類氫儲運技術的技術經濟性對比表

如果將技術發展的各主要因素根據其表現分為1、2、3級（1為普通，2為良好，3為優秀，下同），則可對各類儲運技術分不同的側重點進行量化對比，技術可行性對比如表8所示；如果從儲氫規模、時間及溫室氣體排放的角度進行對比，其結果如表9所示。

表8 各類氫儲運技術可行性對比表

表9 技術效果與溫室氣體排放對比表

由以上分析可知，如果是短時間、近距離、數量不大的氫儲運，那么高壓氣瓶儲氫、長管拖車運氫是好的選擇。如果需要長時間穩定儲氫，不需要運輸，固態儲氫則更具優勢。如果需要大量、遠距離運輸，則液氫與管道輸氫方式較好。液態陽光、綠色合成氨、綠色天然氣都是綠色氫基燃料，既是能夠實現大規模氫儲運的優秀介質，也是現代綠色化工發展的必然方向。以綠色氫基燃料代替現有的甲醇、氨及天然氣將能夠大量減排CO2，促進“碳達峰、碳中和”目標的實現。因此，未來應加強液態陽光、綠色合成氨和綠色天然氣技術的研發，推動在氫的“儲、運、加注、用”環節的應用，擴大市場份額、創造更好的經濟、環境和社會效益。

3.3 重點用氫領域

氫氣在傳統石化行業等工業領域已經有長期、大量的應用。近年來氫氣火熱的應用方向主要是在交通領域。事實上，氫能在其他領域也有很大的應用空間，在“雙碳”目標下，應促進其在難減排行業的應用，推動相關產業部門的深度脫碳。由于氫能在交通領域的應用已有大量研究，本文重點討論其他領域的應用。

3.3.1 綠氫化工

石油煉化、煤化工等化工行業是氫氣消費的最主要的領域，綠氫化工的涵義就是指以綠氫替代灰氫，為此類工業的脫碳提供支撐。在石油煉化方面，國際上，歐洲、美國等都提出了整體的綠氫發展目標，而著名的國際石油公司，如殼牌、雪佛龍等也都展開了綠氫對灰氫的替代研究和項目示范，即利用可再生能源電力制氫，以替代煉化過程所采用的化石能源制氫。中國企業也開展了這方面的工作，中石化第一個綠氫煉化項目——內蒙古鄂爾多斯綠電制氫項目總投資約26億元，規劃年制氫2×104t，計劃于2022年投產。另外，中石化還計劃力爭建成50×104t /a非化石能源制氫能力，5年累計綠氫產量將超過100×104t。

煤化工是以煤為原料，經過化學加工使煤轉化為氣體、液體、固體燃料以及化學品等過程。煤化工可以簡單分為傳統煤化工和現代煤化工，原料都是煤炭，但產品各不相同。傳統煤化工主要產品是尿素、復合肥、焦炭和PVC，現代煤化工的產品則主要是甲醇及下游醋酸、聚烯烴（乙烯、丙烯）、乙二醇、煤制油等。效益上，考慮投資成本、產品等情況也各不相同。煤化工是中國重要的支柱工業，全國70%的工業燃料和動力、80%的民用商品能源、60%的化工原料是由煤炭提供的。同時，煤化工屬于碳排放的重點領域且屬于減排難度較大的領域。“雙碳”目標對煤化工產業轉型提出了更高要求。煤化工產業既是氫氣的最大制造來源，也是重要的使用領域。推動藍氫和綠氫在煤化工產業的應用，是實現中國“雙碳”目標的重要路徑。

根據煤炭工業“十四五”現代煤化工發展指導意見[19]，“十四五”期間，中國將充分發揮煤炭的工業原料功能，有效替代油氣資源，保障國家能源安全，著力打通煤油氣、化工和新材料產業鏈，拓展煤炭全產業鏈發展空間。預計到2025年，中國煤制油的產能為1 200×104t/a，煤制天然氣的產能為150×108m3/年，煤制烯烴的產能為1 500×104t/a，煤制乙二醇的產能為800×104t/a，焦炭的產能為6.3×108t/a，煤化工市場空間依然巨大，由此帶來的減排壓力也更大。因此，必須推動煤化工行業技術的更新換代，以更加清潔、低碳的生產方式替代原有生產方式，才能促進煤化工行業減排目標的實現。前文述及的“液態陽光”“綠色合成氨”以及“綠色天然氣”等就是綠氫在煤化工領域的重要應用。綠氫煤化工的基本涵義如圖10所示。

圖10 綠氫煤化工基本涵義示意圖

如圖10所示，綠氫煤化工的作用主要在于以下兩個方面：①利用可再生能源代替化石能源制氫，在減少化石能源消耗的同時，也降低了相關的CO2排放；②利用捕集到的CO2作為原料，實現內部碳循環，符合低碳產業的基本要求。因此，發展綠氫煤化工是實現中國煤化工產業低碳化發展、建設循環經濟體系的有效措施。在實現“碳達峰”目標階段，在加強煤化工行業節能減排技術運用的同時，應著力推動綠氫煤化工技術研發，擴大市場份額，降低應用成本。在“碳達峰”目標實現后，應大力推廣綠氫煤化工技術，推動煤化工行業深度減排，為最終實現“碳中和”提供支撐。

3.3.2 氫冶金

鋼鐵是全球應用最廣泛的金屬，其生產規模決定了它是碳排放最大的單一來源之一，也因此成為對脫碳至關重要的行業。鋼鐵行業是化石能源消耗密集型行業，相關溫室氣體排放約占世界總排放量的7%，占中國碳排放總量的16%，是國內碳排放量最高的制造業行業。全球近75%的鋼鐵生產采用高爐（煉鐵）—轉爐（煉鋼）工藝，生產過程會向環境排放大量的CO2、硫化物、氮氧化物、污水等。以鋼鐵行業為代表的冶金行業既是節能減排的重點領域，也是難減排的領域之一。現有的鋼鐵業實現近零碳排放的方法包括：回收再生產、氫冶金、碳捕集、利用與封存（CCUS）技術、電氣化與清潔電力、替代性煉鐵流程以及碳抵消等，而鋼鐵行業需要綜合采用上述技術來實現完全脫碳。在這其中，氫冶金由于能夠有效促進鋼鐵行業全流程零碳而備受關注。

氫冶金并非新興領域，早在1969年美國Midrex工廠采用氫氣比例超過50%的還原氣體生產了約9.55×108t直接還原鐵，開始了對氫冶金工藝的嘗試，隨后歐美各國逐步開始氫冶金工藝的探索。近年來，在全球“脫碳”浪潮背景下，同時也在氫能全產業鏈發展不斷完善情況下，氫冶金發展具備著可能性和必要性。氫冶金工藝目前主要包括高爐富氫煉鐵新技術、氣基直接還原工藝、氫等離子直接煉鋼工藝等。近年來國際氫冶金主要項目情況如表10所示。

表10 國際氫冶金項目情況總結表

從生產工藝來看，鋼鐵行業碳排放主要在于長流程生產工藝是以煤炭為能源、焦炭為還原劑來進行輔助冶煉，而煤炭和焦炭是鋼鐵行業產生CO2排放的主要來源。鋼企需要從碳輸入層面減少鋼鐵生產過程中的碳使用量（甚至不用碳），在這方面，瑞典鋼鐵HYBRIT項目、SALCOS項目和H2FUTURE項目等都是有益的探索。寶鋼集團、河鋼集團、酒鋼集團等國內鋼鐵企業也在開展氫能冶金的研究和示范項目。

根據氫氣的不同來源，現有的氫基豎爐煉鐵產業鏈的工藝路線主要有：煤直接氣化制氫耦合還原鐵、焦爐煤氣制氫耦合還原鐵、多能協同互補制氫耦合還原鐵、非常規天然氣制氫耦合還原鐵、低階煤改性結焦氣化一體化富氫燃料氣耦合還原鐵等[20-22]，各類技術對比如表11所示。

氣基豎爐直接還原鐵技術是未來氫冶金的主要方向，但需說明的是，高爐—轉爐工藝是當前中國鋼鐵行業的主要工藝，因此利用氫能提高高爐—轉爐工藝的效率，減少化石能源消耗、降低碳排放具有非常重要的現實意義。需注意的是，與豎爐工藝不同，高爐利用氫能不能實現全流程零碳。這是因為，高爐中的焦炭不僅僅作為提供能源的燃料使用，更重要的是作為還原劑，起到鐵礦石骨架支撐的作用，因此不能用氫對高爐中的焦炭進行完全替代。相比利用焦炭作為燃料，高爐利用氫能可以減少約20%的CO2排放量。

另外，鋼鐵生產副產物煤氣中含有大量的CO、氫氣，這些不僅是氣體燃料，也是寶貴的化工原料，具備發展鋼化聯產（以鋼鐵流程煤氣資源為紐帶，鋼鐵與化工領域聯動）的基礎，成本優勢明顯，氫氣可與副產物CO和CO2化合生產清潔能源或者高附加值化工產品，延長鋼鐵生產產業鏈，大量減少氣體污染物排放，減少直接煤化工產量，互補性構建鋼鐵—化工生態產業。根據表11中所列不同氫源的技術路徑，鋼化聯產整體技術方案如圖11所示。以氫為紐帶，可以將鋼鐵產業和化工產業有效結合起來，構建跨行業和能源體系的綠色、低碳循環經濟系統，促進能源、化工與鋼鐵行業的有機融合，并為中國CO2減排提供全面、徹底、可持續發展的解決方案[23]。

表11 不同氫源耦合直接還原鐵（DRI）技術路徑對比表

圖11 氫冶金及鋼化聯產路線示意圖

氫冶金技術在鋼鐵行業的應用在近兩年出現高潮，目前氫能產業投資大、周期長，短期內難以盈利。針對氫冶金工藝，中國也仍然存在諸多問題尚未解決，例如高爐噴吹富氫氣體比例、低成本制氫氣、氫氣存儲、氫冶金技術等。中國氫冶金發展起步較晚，整個產業鏈尚不健全，未來隨著中國氫能產業的發展，低成本制取“綠氫”、儲氫和加氫等關鍵技術有所突破，氫的新能源大規模使用以及成本的快速下降，將會是中國大規模發展氫冶金工藝的最佳時期。在實現碳達峰目標的第一階段，應注意高爐通氫的研究和產業化應用，降低高爐—轉爐工藝的碳排放，并加強有關純氫冶煉工藝的基礎理論研究和技術研發。在從“碳達峰”到“碳中和”的第二階段，應著力推廣純氫冶煉技術，推動中國鋼鐵、冶金行業的深度減排。

3.3.3 氫能電力系統

電力系統的清潔化是實現“雙碳”目標的關鍵措施。中國現有電力來源以化石能源發電（主要是燃煤）為主，未來需要以大比例的可再生能源替代現有的化石能源發電，促進電力系統的深度脫碳。然而，可再生能源發電具有不穩定、成本高，對電網建設要求高等特點。這就需要有相關的儲能技術以平衡電網負荷、保障電力輸出的穩定。前文已述及，利用棄風、棄光制氫是促進可再生能源大比例消納和靈活消納的有效方式，同時，氫儲能也是一種有效的儲能方式，可滿足分布式可再生能源系統建設的需要，因此，構建以氫以及氫基化合物（如合成氨等）為基礎燃料的清潔、低碳的電力系統，將為中國電力系統的深度脫碳化發展提供有效選擇。氫能電力系統的涵義及基本構成如圖12所示。

圖12 氫能電力系統涵義及基本構成圖

氫能電力系統主要包括3個部分：制氫系統、儲氫系統、氫能發電系統。氫能電力系統技術是利用了電—氫—電互變性而發展起來的。其基本原理就是將水電解得到氫氣和氧氣。在可再生能源發電系統中，電力間歇產生和傳輸被限的現象常有發生，利用富余的、非高峰的或低質量的電力大規模制氫，將電能轉化為氫能儲存起來；在電力輸出不足時利用氫氣通過燃料電池、燃氣輪機或其他方式轉換為電能輸送上網。另外，還可將此過程中生產的氫氣輸送終端用戶，發揮氫能特性，以滿足終端用戶的需求。例如，在工業供熱部門可利用氫氣熱值高的特點，實現高溫供熱，以替代工業供熱過程中的化石能源消耗，促進該領域的深度減排。因此，氫能電力系統有效利用了氫能特點，實現了氫—電協同，為中國難減排領域的深度脫碳提供了可行性選擇。氫能電力系統可用于如下領域：

1）可再生能源大規模消納。將電解水制氫技術用于可再生能源發電場景，在提升可再生能源發電規模化消納的同時，還能夠優化可再生能源發電的出線容量，從而降低電網建設的投資，提高輸電線路的利用率[24]。

2）調峰調頻輔助服務。在用電高峰時可利用具備快速響應及啟停能力的電解水制氫系統（如PEM系統），進行調峰調頻輔助服務[25]。同時利用氫能發電系統可在電網超負荷運行時用作調峰機組，以滿足電網穩定運行的需求。

3）削峰填谷、需求側響應。電解制氫系統可在用戶側利用谷電制氫實現調峰，也可通過電力需求側實時管理系統，作為靈活負荷參與需求側響應。未來隨著規模化的氫儲能系統的應用，可利用儲氫實現跨季調峰等應用[26]。

4）分布式能源系統。將氫能電力系統用于構建分布式能源系統，實現可再生能源的靈活消納，同時可以實現氫、熱、電聯供，為園區、社區及偏遠地區進行供能，并可作為備用電源，與電力、熱力等能源品種實現互聯互補[27-28]，提高能源利用效率。

5）遠海風能資源開發。利用遠海風能發電制氫是對遠海風能資源開發的一種有效手段，可以避免開發遠海風電所帶來的大規模海底電纜建設難度大、管理困難、投資及運行成本高等問題。使得遠海的海上風能資源除了直接發電還有制氫的出路，然后再輸送到陸地上通過燃料電池或者氫燃氣輪機發電，就可以有效利用遠海風能資源，促進電力系統深度脫碳。

氫能電力系統在國際上已有示范應用，部分國家的示范項目如表12所示。

表12 部分國家氫能電力系統示范項目表

在氫能電力系統開發領域，歐、美、日等國家和地區起步較早，走在世界前列，已經取得了較大成果。在國內，氫能電力系統目前還處于示范應用階段。國內主要示范項目如表13所示。

表13 國內主要氫能電力系統示范項目表

在氫發電側，氫能電力系統主要的發電方式為燃料電池。燃料電池類型主要包括堿性電解質、質子交換膜、磷酸、熔融碳酸鹽和固體氧化物燃料電池。其中，質子交換膜燃料電池技術效率可達45%～50%，處于商業化前沿。固體氧化物整體效率可超過90%，但固體氧化物燃料電池（SOFC）系統運行溫度高，啟動速度較慢且對材料要求高，現在仍處在研發和示范階段，未來質子交換膜燃料電池和固體氧化物燃料電池更具發展前景。

氫發電的另一條技術路線是氫燃氣輪機，美國、德國、日本等發達國家在氫燃氣輪機的開發和應用上走在世界前列。相關技術研發和產業化情況如表14所示。

表14 國際氫燃氣輪機開發情況表

中國一直重視有關氫燃氣輪機的開發和應用。中國重燃計劃在國電投湖北公司荊門工廠的F級燃氣輪機上進行摻氫燃燒試驗，通過試驗研究及示范驗證，推動中國首個氫混燃機示范項目落地，為電力系統的低碳轉型提供解決方案[35]。中國重燃還提出了“電—氫—電”模式，于2021年3月正式啟動“電—氫—電”模式相關研究工作，并針對西藏地區的資源稟賦特點，提出了《西藏地區“電—氫—電”模式發展規劃》，計劃在西藏建設全球首個氫—氧綜合利用的“風光電—氫—電熱”示范項目。該示范項目依托西藏沛德堆龍德慶30 MW牧光互補復合并網發電項目，實現“氫氧”共用，提升經濟效益，是國內首個純氫燃氣輪機示范項目[36]。

氫燃氣輪機的研發現集中于天然氣混氫的研發和示范，未來將開發純氫燃氣輪機。純氫燃氣輪機的主要難點在于材料工藝和燃燒時產生的NOx排放處理問題，高性能燃氣輪機材料研發以及低NOx排放技術是未來發展的重點。

氫能電力系統相較于其他可再生能源電力系統的劣勢在于能源轉化效率低、投資成本高。目前氫能電力系統的整體電—氫—電的能量效率僅約30%，能量損失高于其他常用的可再生能源系統。與發達國家相比，中國的氫能電力系統在核心裝備如燃料電池關鍵材料、工藝，燃氣輪機設備研發和制造等方面還有很大的差距，未來應加大對于關鍵材料和零部件的研發，間接推動氫能電力系統等規模化氫能源應用模式試點示范，實現高質量穩健發展。

3.3.4 民用氫能

引導氫能進入居民能源消費終端，將有利于減少居民建筑用能帶來的CO2排放。科技部提出了“氫進萬家”科技示范工程[37]，探索氫能在居民終端領域的應用，促進氫能社會的建設。民用氫能主要有天然氣摻氫燃燒、氫能供熱、供電等。

3.3.4.1 天然氣摻氫燃燒

天然氣開發利用是中國推進能源生產和消費革命的重要路徑之一。中國是天然氣消費大國，對外依存度已超過40%。天然氣除了依賴進口之外，還存在區域性供需錯配和消費季節性特征。在中國北方地區，天然氣消費在冬夏季存在明顯的峰谷差，供需缺口（消費—產量）在冬季趨于上升趨勢，一旦管道輸送出現問題就可能造成供氣緊張 。常規的調峰保供措施不足以彌補冬季的需求缺口，需進行季節性調峰來保障穩定供氣。中國天然氣地域性供需不匹配等問題可通過天然氣管道的合理、有效分布予以解決。而通過天然氣摻氫供給居民終端消費，可減少對天然氣的消耗，保證國內能源供應，維護能源安全，同時碳排放的減少有利于實現“雙碳”的遠景目標。隨著能源綠色轉型發展，“綠電＋綠氫＋天然氣摻氫燃燒”，或將成為可再生能源利用的新方案，也勢必將會推動氫能產業鏈的加速發展。

天然氣管道摻氫輸送供給居民用能，一直是國內外氫氣輸運和規模化利用的重要研究方向。歐美等發達國家天然氣市場起步較早，對天然氣摻氫的應用已有多年探索。相關研究如表15所示。

表15 國際天然氣摻氫研究情況示意表

從國際對摻氫天然氣燃燒研究的情況看，摻氫后能使燃燒產生的CO2和氮氧化物的排放量大幅降低，環保效益明顯。中國天然氣摻氫仍處于初步研究階段，2019年后，國內在天然氣管網摻氫項目上取得了突破性的進展，部分項目如表16所示。

表16 國內天然氣管網摻氫研究情況表

作為低碳燃料，天然氣摻氫在部分家用燃具中可直接代替天然氣使用。馬向陽等[47]研究發現，隨著天然氣摻氫比例的增加，家用燃氣灶的一次空氣系數逐漸增加，熱負荷逐漸下降，熱效率逐漸升高；天然氣摻氫后，家用燃氣灶煙氣中的CO、NO、NOx含量均低于純天然氣燃燒后的煙氣。羅子萱等[48]研究發現，摻氫比例體積分數不應高于20%，未發現安全性問題。家用燃氣具的煙氣排放指標滿足標準要求，并且隨著氫氣的體積分數增加，煙氣中CO與NOx排放量有所降低。

從國際、國內的研究及項目實施的情況來看，摻氫天然氣面臨的難點主要包括以下幾個方面：①管道對氫的耐受性及引起的安全性問題。運輸摻氫天然氣的管道及設備需要進行全面的評估，充分考慮摻氫引起的泄漏速率加快、可燃范圍增大及燃燒速率加快等影響，全面研究摻氫天然氣的泄漏與燃燒爆炸問題。②從供給側而言，需要整合藍氫、綠氫等多種氫源，降低氫氣成本，使摻氫天然氣更具競爭力。②由于氫氣介質的特殊性，各國對于天然氣摻氫含量的標準、政策的不確定性是最大的阻礙。③由于天然氣摻氫具備投資成本低，接觸終端客戶多，經濟效益產生快的特點，未來在技術及安全性標準方面的問題解決以后，產業化相對容易。天然氣摻氫作為低碳燃料，能夠降低溫室氣體和污染性氣體排放，且有助于通過擴大應用規模而降低制氫成本，這對于促進民用部門“雙碳”目標的實現具有現實意義。

3.3.4.2 氫能供熱與供電

利用氫能向民用建筑進行供熱和供電，將減少由于化石能源消耗而帶來的CO2排放，因此民用氫能中的供熱與供電一向是氫能應用中關注的重點。國際上，日本、英國、德國、法國等都在進行氫能供熱、供電相關技術及產品的研究、示范與產業化推廣。氫能供熱可以分為：天然氣摻氫燃燒供熱、純氫氣鍋爐供熱以及氫燃料電池熱電聯供等技術路線。

對于天然氣摻氫燃燒供熱，德國有研究表明，天然氣摻氫燃燒供熱僅比純天然氣供熱的溫室氣體排放減少7%左右，但卻使居民的用熱成本上漲33%以上[49]。該研究結果認為，沒有哪個歐洲國家提出可為氫氣供熱提供巨額補貼，氫氣取暖的成本將全部由消費者承擔，因此對于居民來說，采用氫氣取暖是非常不經濟的。另外，用氫氣替代天然氣進行供熱，將面臨氫源不足的問題。歐洲本身可再生能源資源較為有限，綠氫生產成本相對偏高，而依賴進口也將會帶來綠氫運輸成本較高的問題。

氫能燃燒供熱的另一大缺陷是效率較低。對于綠氫燃燒供熱來說，其供熱效率僅為60%，相對于空氣源熱泵技術擁有的120%以上的供熱效率而言，不具有效率優勢。因此業界普遍認為，歐洲無論大規模推廣純氫氣供熱還是天然氣摻氫燃燒供熱，其融資前景都將十分暗淡。

利用氫燃料電池技術實現氫能的熱電聯供是一條可行的技術路線。日本在此領域占據領先地位。日本開發的ENE-FARM是一種家用熱電共生系統[50]，該系統利用天然氣提取氫氣，注入燃料電池中發電，再用發電時產生的熱能來供應暖氣和熱水，整體熱電聯供的能源效率約為90%。成本高是阻礙氫燃料電池推廣應用的重要因素，日本通過家用燃料電池熱電聯供計劃，從2005年起開始建設家用燃料電池示范項目，當年安裝使用500套，成本800萬日元/套（約48萬元/套）。2009年后，在政府補貼政策和松下、東芝等廠商大力推廣下，進入商業化應用階段，到2017年，成本降至120～150萬日元/套（約8萬元/套），12年間成本下降80%以上。截至2019年底，日本已有超過26萬戶家庭安裝了氫能源燃料電池。到2030年，日本政府計劃讓氫能源燃料電池走進530萬戶家庭，使全國20%的家庭用上氫能源[51]。

中國在民用氫能供熱、供電方面還處在初步研究階段，當前可適度超前布局氫能家庭應用研發并降低氫能應用成本。未來可考慮推廣家庭用燃料電池熱電聯供機組，或在居民小區建設集中式氫燃料電池熱電聯供機組，通過外接氫氣管道提供氫氣，反應后為各居民家庭提供清潔電力和熱量。

4 氫能產業面臨的障礙與挑戰

4.1 成本問題

在“雙碳”目標下，氫能的來源需從灰氫過渡到綠氫，然而目前綠氫的成本價格是灰氫的3～4倍[52]，這將使綠氫在下游產業應用成本更為高昂，成為綠氫發展的主要障礙之一。比如鋼鐵和化工行業是資本密集型行業，利潤率很低，其利潤取決于原材料成本和經濟增長幅度。因此規模經濟、低原材料和能源價格對這些行業的盈利能力至關重要。而使用綠氫將大幅提高這些行業的原材料和能源成本，喪失與使用灰氫企業之間的競爭力。綠氫的生產成本取決于電解槽的投資成本、容量因數以及可再生能源發電的成本。鑒于目前電解槽成本相對較高，低成本的可再生能源電力就成為綠氫發展的關鍵。隨著中國可再生能源發電規模的擴大，其發電成本在逐漸降低。現有的太陽能光伏和風能已比燃煤發電機組的運營成本更低，而未來可再生能源電力成本還有進一步下降的空間。值得一提的是，現有的可再生能源發電成本沒有考慮到與化石燃料消費相關的外部性問題，而這些因素都有助于縮小綠氫與灰氫的成本差距，最終使綠氫更具吸引力。

另需注意的是，在某些特定的工業部門中，利用基于綠氫的新生產工藝對現有基于化石能源的生產工藝進行替代，所需的新工藝流程開發投資成本也十分巨大，如果沒有專門的支持計劃或對綠色材料或商品的明確需求，對單一企業而言，其所需投資負擔依然很重。因此，需要各行業出臺專門的扶持政策，以促進相關行業研發投入成本的降低。

4.2 氫能基礎設施不足

氫能基礎設施建設不足是阻礙中國氫能產業發展的另一個重要挑戰。中國各類加氫站總數不及200座，而中國的加油站總數超過10萬座，加氫站的數量過低將阻礙氫燃料電池車的推廣與應用。中國加氫站建設面臨的難點包括：核心設備依賴進口、建設成本高、建設審批流程復雜、歸口管理不明確以及民眾的“鄰避效應”等問題。同時，中國氫按照危化品進行管理，致使氫能項目大多只能局限在化工園區內，限制了加氫站的建設。另外，中國輸氫管道里程過低，現有輸氫管道的里程只有約100 km，而天然氣的輸送管道則超過11×104km。過低的輸氫管道里程導致氫氣輸運能力不足，不利于氫能的大規模應用。同時，輸氫管道建設也面臨著設計建造標準不明、建設成本過高等問題，成為氫能基礎設施發展的另一個重要障礙。

4.3 能源效率偏低，與可再生能源發展步驟不匹配

綠氫從生產到應用的各個階段都存在大量的能量損失，導致整體能源效率偏低。在生產階段，通過電解水生產綠氫會導致30%～35%的能量損失。如果將氫轉化為其他化合物（如綠色合成氨）會導致13%～25%的能量損失。在氫氣輸運階段，需要額外投入的能量相當于氫能本身能量10%～12%[53]。在應用階段，在燃料電池中，氫氣的能量損失約為本身的40%～45%（不考慮熱回收），綠氫的整體能源效率取決最終的應用場景，整體能源效率越低，生產綠氫所需的可再生電力容量就越大。中國擁有足夠的可再生能源開發潛力，可以滿足發展綠氫所需的電力容量。其主要問題在于當前可再生能源的開發速度與中國終端能源電氣化和綠氫供應鏈發展需求的增長速度不匹配，無法同時滿足兩者的需要。除了專門開發的綠氫驗證項目外，對開發可再生能源進行的投資也沒有考慮綠氫的發展需求，導致綠氫所需的可再生能源電力設施建設滯后，成為綠氫發展的障礙。

4.4 市場需求不足

目前對綠氫的需求主要基于國家低碳政策要求，而不是直接的經濟收益。雖然產業界都認可綠氫及綠氫產品的價值，但限于技術和經濟成本的制約，實際需求幾乎不存在。盡管公眾越來越關注氣候變化，但至今并未轉化為對綠氫產品的購買。同時，政府招標購買的公共產品更多的是考慮市場價格而沒有考慮環境效益。與此同時，缺乏激勵措施來促進綠色產品（如綠色鋼鐵、綠色甲醇等）的使用，也間接促使綠氫的市場需求不足。而市場需求的不足也導致了綠氫基礎設施建設的匱乏，從而造成了綠氫發展的兩難問題：即由于綠氫成本高而導致市場需求不足。反過來，市場需求不足導致對綠氫的投資不足，從而無法通過投資擴大規模而降低綠氫成本。

4.5 技術發展存在短板

氫能的技術研發涉及制、儲、運、用的各個階段，各個階段依據不同的應用場合還存在一些短板。如果只用綠氫替代灰氫，不參與下游生產工藝流程，那么現有的綠氫生產技術已有產業化的應用。但在某些部門的生產過程中，如在煉鋼過程中，如果用氫要取代焦炭作為還原劑，就必須徹底改變現有的高爐技術路線，包括新裝備、新工藝流程的開發，然而相關技術的研發都還處于理論研究和實驗驗證階段。再有，在工業供熱領域，利用氫氣燃燒后進行高溫供熱的關鍵挑戰包括傳熱特性和煙氣成分的變化，以及較高的氮氧化物（NOx）排放問題。因此必須重新開發鍋爐等關鍵設備，而相關技術的研發依然處于早期開發階段。因此中國氫能產業關鍵部件性能與核心技術的創新能力與世界先進水平還有差距，這也成為氫能發展的重要障礙。

4.6 政策體系不完善

中國各地區為促進氫能產業發展出臺了許多政策，然而各地政策也存在氫能的引導力度不足、覆蓋面不廣、管理不完善以及政策不連貫等問題：①各地出臺的氫能產業發展規劃大部分側重于交通方面，涉及其他領域的支持不足；②在各類政策中，對綠氫的發展支持力度不夠，缺乏具體的行動措施，容易導致由于灰氫的長期發展而產生的高碳鎖定效應；③氫能管理體系不夠明確，沒有將氫能當作能源管理，致使加氫站等面臨建設困境，無法離開化工園區。制氫、加氫合建站的管理體系有待進一步明確，以及加氫站的建設用地只限于商業用地等因素也限制了加氫站的普及與推廣；④氫能標準體系不全面，例如中國高壓運氫瓶的壓力限定于25 MPa，事實上，現有技術已可達到45 MPa，而有關標準建設還未跟上技術發展速度。應大力發展國家標準，鼓勵行業建設標準體系，并從嚴把控國家標準的質量；⑤有關支持氫能發展的金融財稅政策不全面，未能充分利用碳價、碳稅等金融工具推動綠氫的發展；⑥政策不連貫，各地出臺的氫能補貼政策有時間期限，當政策執行到期后，沒有接續政策繼續作為支撐，導致相關投資者無所適從。因此，保持政策的前瞻性、完整性、連續性、穩健性對未來氫能產業的發展至關重要。

5 未來發展政策建議

5.1 制定行動方案，落實國家氫能發展規劃的要求

國務院印發的《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》[54]從頂層設計上明確了做好“雙碳”工作的主要目標、減碳路徑措施及相關配套措施，為日后“雙碳”行動方案、各重點領域及行業政策措施和行動提供政策支撐。作為支撐國家碳中和“1＋N”政策體系的重要組成部分，國家發展和改革委員會公布的《氫能產業中長期發展規劃（2021—2035）》[4]明確了氫能戰略定位，確定各階段策略安排和重點。當前，需推動有關部門制定出臺氫能領域的行動方案和保障措施，加強統籌銜接，持續跟蹤和評估政策實施效果。建議從當前已具備基礎、各方積極性高、商業化進程快的氫燃料電池汽車出發，按照“交通領域推廣為先導、核心技術突破為關鍵、氫能基礎設施為支撐、氫能供給體系緊密銜接、其他行業應用梯次跟進”的路徑，細化制訂各領域路線圖，并在研發、應用、標準、放管服改革等方面設定一批優先事項，建設一批示范項目，確立中國氫能發展的整體路徑。

5.2 建設國際、國內雙循環的氫能經濟體系

發展氫能產業，需著力在國內、國際兩個市場進行布局，建設“國際、國內雙循環”的氫能經濟體系，并促進兩個體系相互融合發展。當前，中國經濟發展面臨國際阻礙，人工智能、先進制造等行業受到發達國家限制，但氫能是為數不多的可以進行國際合作的領域之一，應抓住這一歷史機遇，拓展中國的海外氫能合作，打造國際氫能循環體系，加強與氫能產業強國的技術交流，共同舉辦國際會議，促進雙方的氫能貿易，擴大海外市場，推動中國綠氫及先進氫能設備出口，共同制定氫能國際標準，培育具有國際視野的先進人才。同時，可利用“一帶一路”戰略，通過氫能產業加強與一帶一路沿線國家在“雙碳”戰略中的合作，推動基于氫能技術的可再生能源先進技術研發、產業化以及相關基礎設施投資，包括合作制綠氫和綠色氫基化合物，以及設備出租、分享利潤等，為沿線國家的經濟發展提供新的機遇，這也對保護地球生態、推進應對氣候變化具有非常現實和重要的意義。

國內氫能循環經濟體系應著眼于構建綠色、低碳的循環經濟產業體系，促使綠氫在傳統產業升級方面發揮作用。要重點推動綠氫在鋼鐵、石化、化工以及重載交通等傳統高耗能行業的應用，為上述產業的綠色發展提供路線選擇。同時要注意國內、國際兩個體系的相互支持，實現國內、國際雙循環的相互促進與發展，從而構建覆蓋國際、國內氫能經濟體系，為中國“雙碳”目標的實現提供堅實支撐。

5.3 發揮氫能優勢，建設清潔低碳、安全高效的清潔能源體系

經過長期努力，當前中國能源結構中，煤炭消費含量已有大幅降低，但以煤炭為主導的能源消費結構特征依然明顯，要實現“雙碳”目標，就必須有計劃地精準減少煤炭消費，利用綠氫、綠電等能源載體實現可再生能源替代化石能源是必然選擇。從環境和生態的角度來看，利用可再生能源進行電解水制氫是最佳的技術途徑。不僅能夠實現零碳排放，獲得真正潔凈的綠氫，還能夠將間歇、不穩定的可再生能源轉化為穩定、可控的無碳能源，促進可再生能源的消納和擴展。至2050年時，非化石能源結構應占能源結構的73%以上，這就意味著需要進一步構建與高比例可再生能源生產使用相匹配的現代能源體系，完善清潔能源消納長效機制。因此發揮氫能優勢，建立以綠氫為特色和媒介的能源供給和消費體系，將為實現中國能源體系深度脫碳化提供堅強保障。

5.4 加快氫能科技創新，推動建設氫能科技發展高地

發展氫能產業，離不開更大力度的科技創新。需部署建設氫能技術創新體系，推動先進氫能技術研發，促進科技成果轉化。要針對規模化可再生能源制氫技術、氫儲能、氫能煉鋼、綠氫化工、氫燃料電池、氫燃氣輪機等氫能基礎理論和關鍵技術，同時并行設立多條不同技術路徑開展集中攻關。要加快推廣氫燃料電池車、氫能電力系統、氫能熱電聯供等節能低碳新技術，加快用好新技術、新模式、新業態推動相關行業節能減碳。世界主要經濟體都在加速氫能科技發展方面的布局。氫能開發與利用已成為發達國家能源體系中的重要組成部分，在氫能全球化的浪潮中，中國要發揮體制優勢，加快氫能領域的關鍵技術研發，提高關鍵技術裝備的國產化程度，搶占氫能科技發展高地，形成具有中國特色的氫能“產學研”發展體系，并引領全球氫能科技發展方向。

5.5 建設氫能應用產業集群發展園區，擴大氫能應用市場

市場需求不足是阻礙氫能發展的關鍵障礙之一。建議各地區可結合自身條件，建設氫能應用產業園區，在園區內集中發展大量使用氫能的鋼鐵冶金、石油化工、煤化工等行業，建設以“鋼化聯產”等為代表的循環經濟體系，推動產業融合發展。同時為園區建設綠氫制造基地或氫能供給網絡，形成氫能應用的大規模市場，擴大氫能應用范圍，吸引對于氫能的投資，促進綠氫成本下降，為提高綠氫競爭力、推動綠氫應用的下游產業健康發展創造條件。

6 結論

1）中國要實現“雙碳”目標，現在就必須有計劃精準減少煤炭使用，使用綠氫、綠電則是必然選擇。現階段使用氫能應采取“藍氫先行、綠氫跟上、灰氫退出”的策略，逐步推行。由于當前社會經濟既有發展目標向“雙碳”目標導向路徑的轉變，各部門都要強化轉型力度，特別是工業部門中難減排行業要進一步深度減排，這就需要加強氫能在工業部門、交通部門以及電力部門應用，促進關鍵部門的深度脫碳。而氫能產業就需在這一定位的前提下，確立階段性發展目標、明確重點任務和實施路徑，引導氫能產業聚焦這一定位而形成產業生態。

2）發展氫能產業，要堅持先立后破的原則，持續推進產業結構調整和能源結構優化，使氫能產業在保障中國能源安全、推動社會經濟轉型升級以及保護生態環境方面發揮協同作用，這也是氫能產業能夠行穩致遠的根本要求。

3）要關注氫基化合物的發展，利用現有的工業設施生產綠色甲醇、綠色合成氨、綠色天然氣等。同時應著力推動建設國際、國內雙循環的氫能經濟體系，從而為實現中國能源系統脫碳和產業升級換代、建設生態文明、實現可持續發展提供可靠的技術及路徑支撐。