阻礙綠氫產(chǎn)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(zhuǎn)型發(fā)展的重要載體之一，發(fā)展氫能已成為加快能源轉(zhuǎn)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(chǎn)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(chǎn)能迅速增加，電解水制氫產(chǎn)能已經(jīng)占據(jù)全球已建成產(chǎn)能的60%。但是，整體來看綠氫占氫能的比例仍比較低，綠氫產(chǎn)能擴張仍受到成本高、效率低、關(guān)鍵材料依賴進口等因素制約。加快提升綠氫制備技術(shù)創(chuàng)新能力，降低綠氫制備成本成為當(dāng)前氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的重點任務(wù)。

　　四大瓶頸

　　我國是世界第一氫氣生產(chǎn)和消費大國，2023年中國氫氣產(chǎn)能約為3533萬噸，占全球氫氣總產(chǎn)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(chǎn)能，對我國實現(xiàn)雙碳目標(biāo)、加快能源轉(zhuǎn)型具有重要意義。但綠氫占氫氣總產(chǎn)量的比例還比較低，2022年綠氫占氫氣總產(chǎn)量的比例僅為1%，遠低于灰氫和藍氫。制約綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴大的主要為成本高、技術(shù)卡脖子、基礎(chǔ)設(shè)施不健全、標(biāo)準(zhǔn)不統(tǒng)一等方面。

　　一、可再生能源發(fā)電直接制氫技術(shù)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(nèi)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(nèi)最低，但仍高于灰氫和藍氫成本。高耗能和高成本導(dǎo)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(dāng)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(shè)備穩(wěn)定性不匹配，直接制氫技術(shù)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(shè)備提供一個持續(xù)穩(wěn)定的電力供應(yīng)。以風(fēng)力發(fā)電為例，日內(nèi)的功率輸出波動范圍極大，極端情況下可在0-100%范圍內(nèi)變化，這就要求制氫系統(tǒng)與風(fēng)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(yīng)速率。

　　而當(dāng)前成本較低的堿性電解水制氫中，堿性電解槽負荷調(diào)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(cè)壓力平衡，防止氫氣和氧氣在電解槽內(nèi)部混合導(dǎo)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(fēng)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(shè)備提供一個持續(xù)穩(wěn)定的電力供應(yīng)，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(xué)隔膜，其負荷調(diào)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(yīng)，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(zhì)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(nèi)下降較為困難。

　　二、綠氫制備核心技術(shù)瓶頸有待突破

　　當(dāng)前，綠氫制取技術(shù)主要有電解水制氫、光解水制氫、生物質(zhì)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(shù)尚處于研究發(fā)展階段，不具備大規(guī)模應(yīng)用的能力。我國以堿性電解水制氫技術(shù)為主，生產(chǎn)設(shè)備均已實現(xiàn)國產(chǎn)化。質(zhì)子交換膜(PEM)電解水制氫技術(shù)在國內(nèi)處于產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)的初期階段，核心材料質(zhì)子交換膜以進口為主，設(shè)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(shù)成熟，但是能耗高，制氫效率在60%-75%，與其他技術(shù)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(zhì)子交換膜制氫設(shè)備響應(yīng)快、制氫效率高，已經(jīng)成為國外主流制氫路線，我國質(zhì)子交換膜技術(shù)落后于國外發(fā)達國家5-10年。國外綠氫以質(zhì)子交換膜電解水制氫路線為主，該技術(shù)在國外已經(jīng)實現(xiàn)廣泛應(yīng)用。歐洲國家在能源政策上會更加傾向于PEM路線，PEM設(shè)備響應(yīng)快，可以更好的與風(fēng)光儲能相匹配。由于政策的支持加上多年P(guān)EM的研發(fā)，國外PEM產(chǎn)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(biāo)與國外相比存在一定差距。目前國內(nèi)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(biāo)，到2030年電流密度可提升至2.5-3A/cm2。目前國內(nèi)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(biāo)，到2030年銥載量0.3mg/cm2。

　　國內(nèi)生產(chǎn)的質(zhì)子交換膜電解槽單槽最大制氫規(guī)模大約在260標(biāo)方/小時，而國外生產(chǎn)的質(zhì)子交換膜電解槽單槽最大制氫規(guī)模可以達到500標(biāo)方/小時。

　　在基礎(chǔ)材料方面，國產(chǎn)質(zhì)子交換膜的穩(wěn)定性、質(zhì)子傳導(dǎo)性能與美國、日本等國制備的質(zhì)子交換膜存在較大差距，目前主要以進口美國杜邦質(zhì)子交換膜為主。整體來看，國內(nèi)相比于歐洲，PEM技術(shù)路線還有5-10年左右的技術(shù)差距。

　　三、儲運技術(shù)及輸氫基礎(chǔ)設(shè)施有待加強

　　綠氫能產(chǎn)-用空間分布存在錯配，儲運技術(shù)及輸氫基礎(chǔ)設(shè)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(fēng)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(nèi)蒙古，13個位于新疆。內(nèi)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(yīng)用場景，綠氫被用于制成合成氨，用于化肥生產(chǎn)。未來，伴隨著綠氫產(chǎn)能持續(xù)擴張，合成氨產(chǎn)量超過當(dāng)?shù)氐十a(chǎn)業(yè)的消納空間，綠氫產(chǎn)能增加會超出當(dāng)?shù)鼗ぎa(chǎn)業(yè)的原材料需求，氫氣的外輸和進入其它產(chǎn)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(shù)，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(yīng)緊張，若通過長距離輸氫管道或成熟的液氫運輸技術(shù)，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(dāng)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(nèi)、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(shè)初期，目前中國開展前期設(shè)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(zhì)，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(dāng)前我國對“氫脆”機理研究仍處于探索和發(fā)展當(dāng)中，無法避免和防止此現(xiàn)象的發(fā)生，管道輸氫技術(shù)仍需進一步深入研究。

　　四、政策標(biāo)準(zhǔn)模糊，綠氫產(chǎn)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(yīng)氫能的能源屬性。根據(jù)我國《危險化學(xué)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?；飞a(chǎn)許可證的同時對生產(chǎn)環(huán)境、土地規(guī)模、投資標(biāo)準(zhǔn)提出較高要求，有的甚至要求就地消納，政策限制導(dǎo)致綠氫大規(guī)模生產(chǎn)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(nèi)此類探索還比較少。綠氫相關(guān)項目立項、審批、運營等方面存在體制障礙，難以適應(yīng)我國發(fā)展速度較快的氫能產(chǎn)業(yè)和企業(yè)需要。

　　標(biāo)準(zhǔn)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(yīng)鏈的標(biāo)準(zhǔn)，但差距仍然存在，特別是在儲氫、輸運氫和加氫的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)方面，落后于美國和日本等國家。我國依托SAC/TC342和SAC/TC309標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)委員分別確立并構(gòu)建的氫能技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系和燃料電池標(biāo)準(zhǔn)體系，結(jié)合相關(guān)的氫能技術(shù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，在推動我國氫能技術(shù)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(shù)領(lǐng)域還存在標(biāo)準(zhǔn)滯后、薄弱，甚至是空白等問題，制約了產(chǎn)業(yè)發(fā)展。另外，由于氫價值鏈的復(fù)雜性，負責(zé)制定標(biāo)準(zhǔn)的行政機構(gòu)涉及到許多不同的部委，因此不能滿足綠氫等新興產(chǎn)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(chǔ)，在電解水制氫環(huán)節(jié)，以內(nèi)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(biāo)準(zhǔn)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(chǎn)與傳統(tǒng)氫能成產(chǎn)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(yīng)當(dāng)在以下幾個方面做出努力。

　　一是加速構(gòu)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(fēng)光發(fā)電+氫儲能”一體化應(yīng)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(chǎn)能。國家應(yīng)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(chǎn)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(shè)，將綠氫與碳市場建設(shè)相結(jié)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(biāo)支持，制定相關(guān)政策支持綠氫副產(chǎn)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(shè)。歐盟推出“氫能銀行”為歐洲的可再生氫生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)稅收抵免和30%的投資稅收抵免。

　　二是加快氫能核心技術(shù)和關(guān)鍵材料的突破，實現(xiàn)技術(shù)自主可控。開展綠氫制取核心材料基礎(chǔ)研究，提升電解槽、質(zhì)子交換膜等核心設(shè)備的系統(tǒng)集成能力，盡快實現(xiàn)關(guān)鍵核心技術(shù)和關(guān)鍵材料的國產(chǎn)化。加快管道、液氫、氨存儲等大容量、長距離氫氣儲運技術(shù)研發(fā)，打造具有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的綠氫技術(shù)鏈條。圍繞氫能全產(chǎn)業(yè)鏈，加強產(chǎn)學(xué)研聯(lián)合攻關(guān)，鼓勵高校與企業(yè)聯(lián)合申請設(shè)立氫能源與燃料電池國家科技重大專項，協(xié)同攻關(guān)氫能關(guān)鍵核心技術(shù)。

　　三是合理配套、適度超前推動氫能管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。充分發(fā)揮國有資本引領(lǐng)帶動作用，通過產(chǎn)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(lǐng)域的前瞻性布局，破解基礎(chǔ)設(shè)施薄弱困境。堅持需求導(dǎo)向，優(yōu)先在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快、產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)較好、應(yīng)用場景較為成熟的區(qū)域重點布局氫能基礎(chǔ)設(shè)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(chǎn)業(yè)扶持力度，做好產(chǎn)業(yè)發(fā)展保障工作。加快完善綠氫管理與標(biāo)準(zhǔn)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(xué)品管理改為能源管理，出臺監(jiān)督標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范，明確綠氫生產(chǎn)、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(chǎn)奠定政策基礎(chǔ)。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(shù)標(biāo)準(zhǔn)，推動開展聯(lián)盟標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)研究，加快構(gòu)建國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和聯(lián)盟標(biāo)準(zhǔn)相結(jié)合的標(biāo)準(zhǔn)化協(xié)同創(chuàng)新機制。建立科學(xué)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(fēng)險補償?shù)榷嘣问?，加大對產(chǎn)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(nèi)生動力。

　　來源：能源新媒 文/孫露 作者供職于天津國資研究院