01

发展绿氢是实现碳中和目标的重要途径

我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策。要实现碳中和目标，一方面要在能源生产侧大力发展可再生能源，另一方面要尽可能提升终端用能电气化率，进而最大程度减少全社会化石能源消费。但以风电、太阳能发电为主的可再生能源具有间歇性、波动性特点，高比例新能源电力系统需要大规模储能作为技术支撑。此外，化石能源作为工业原料、交通燃料以及高品质供热的终端用能消费，也难以直接通过电力替代。氢能凭借能量密度高、便于大规模存储、应用场景多的特点，在为高比例新能源电力系统提供大规模长周期储能的同时，也为用能终端脱碳提供了全新选择。在新型电力系统中，绿氢与绿电可形成优势互补，帮助新能源应用从电力系统延伸至整个能源系统，有力支撑我国碳中和目标最终达成。

目前，以可再生能源为主体的能源系统变革已经到来，绿氢是低碳驱动下全球能源革命的共识性解决方案，全球已有30多个国家制定了氢能发展战略。欧盟已明确重点发展利用风能、太阳能等可再生能源生产绿色氢能，计划到2030年建设40吉瓦的可再生氢电解槽，产氢量达1000万吨/年；到2050年，实现可再生能源制氢在重型交通、冶金、化工等难以脱碳行业的大规模应用。此外，美国也积极推动氢能的研发与应用。美国能源部提出H2@Scale规划，大幅提高了对不同电解制氢材料与技术类研发项目的支持力度，支持3M、Giner、Proton Onsite等公司开展质子交换膜电解槽制造与规模化技术研发，涉及吉瓦级质子交换膜电解槽的析氧催化剂、电极、低成本电解槽组件等众多关键技术。

我国可再生能源制氢潜力巨大，已连续8年成为全球最大可再生能源投资国，风电、光伏、水电等可再生能源装机规模均为世界第一。截至2021年底，全国风电、光伏发电装机超过6亿千瓦，如果按1%的比例配置电解水制氢，制氢效率按照5.5千瓦时/标方测算，可制取绿氢达20万吨/年，远超现有燃料电池汽车用氢需求。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量有望达到15亿千瓦以上，到2060年可再生能源发电装机占比将达到90%以上，可有力支撑我国绿氢发展需求。

02

我国绿氢发展仍然面临多重阻碍

2021年以来，中央发布一系列政策文件涉及绿氢。2021年10月26日，国务院发布《关于2030年前碳达峰行动方案的通知》，提出加快低成本可再生能源制氢技术创新。2022年3月，国家发改委、国家能源局印发《氢能产业发展中长期规划（2021～2035年）》，进一步指明了我国绿氢产业发展方向。尽管在国家层面对氢能绿色发展的总体定位日渐清晰，但当前我国氢能供应仍以化石能源制氢为主，可再生能源制氢占比不足1%，绿氢项目在落地过程中仍面临技术、成本、基础设施及政策保障等方面的阻碍。

绿氢技术基础薄弱。风电、光伏发电等可再生能源波动性、随机性大，宽功率波动下碱性电解水的技术可行性仍存在问题。质子交换膜（PEM）纯水电解对波动性电源的适应性强，但目前国内参与研发制造纯水电解设备研发制造的企业并不多，可提供电解槽膜的企业更是屈指可数，除个别示范项目可达到1000标立方米/小时外，主流电解槽产品单槽功率普遍在300标立方米/小时左右，远低于风电、光伏电站装机功率，规模经济效益尚难体现（见表）。此外，化工行业归口的管理模式极大限制了绿氢的推广应用。绿氢供应涉及电力、可再生能源、氢燃料电池汽车、固定式燃料电池等领域，但氢能在我国属于危险化学品，制氢场地需建设在化工园区，加氢站商业用地与制氢工业用地的性质矛盾还未调和，导致可再生能源制氢及制储加一体站的建设运营受阻。

绿氢制备成本偏高。由于依赖进口，PEM关键电解槽设备价格普遍较高（7000～12000元/千瓦）。虽然碱性电解的经济性相对较高，但其在单位能耗、占地体积、维护成本上还存在瓶颈。高温固体氧化物电解转换效率高，但目前仍处于起步阶段。电费是影响电解制氢成本的核心因素，我国普遍采用网电制氢，在电价0.6元/千瓦时情况下电解水制氢成本在30元/千克以上，远高于煤制氢10元/千克水平。虽然利用可再生能源弃电制氢可明显降低制氢电价，但弃电时长受新能源出力特性、电网调峰能力、用电负荷等多因素影响，不确定性很大，导致电解水设备利用率偏低和制氢综合成本升高。

绿氢储运面临瓶颈。我国可再生能源资源集中在西北偏远地区，与中东部氢气消费中心距离较远。现阶段我国氢能运输基本采用20兆帕气氢拖车运输的方式，气氢储运压力小且储运效率低，单车实际运氢量为300千克左右，仅可供25辆左右的氢燃料电池公交大巴的使用，不适合长距离运输与规模化氢能应用。高密度液态氢的储运能较好地解决成本高和安全性问题，但我国液态氢民用化进程缓慢，基础研究和关键技术研发投入严重不足，相关标准和规范缺乏。此外，目前氢液化电耗高，约为17~18千瓦时/千克，氢液化装置规模较小，液氢生产及存储设备仍未实现国产化。在金属储氢、有机物储氢及合成氨储氢等方面，国内外都仍处于探索阶段，应用前景具有较大不确定性。加注方面，国内加氢站以外供氢为主，普遍存在购氢成本高、氢气销售量小的问题，大部分加氢站处于亏损状态。

03

坚持绿氢发展基调

完善绿氢政策体系

完善绿氢管理与标准体系。尽快明确绿氢生产、储运、应用等环节的归口管理部门，完善相关管理章程和法规。建立统一、完善、连贯的制氢站、加氢站建设和运营审批政策及流程。针对氢能安全问题，建立健全包含检测、计量及售后服务保障在内的技术产品标准体系，不断夯实氢能体系标准基础，为后续大规模市场应用提供支撑。

加强绿氢核心技术攻关示范。重点攻关低成本、高灵活、高效率电解水制氢技术，加强电解水制氢与上游波动性可再生能源发电和下游绿氢化工生产工艺的衔接。加快管道、高压深冷、液氢、氨存储等大容量、长距离氢气储运技术研发，持续扩大绿氢在各终端部门的应用范围。加大燃料电池关键材料技术研发力度，降低燃料电池对稀有金属的依赖。评估地质储氢资源潜力，深入研究氢能长周期储能可行性和经济性。不断提升关键技术自主创新能力，打造具有完全自主知识产权的绿氢技术链条。

加大绿氢供应链政策扶持力度。鼓励国企积极参与绿氢关键技术研发，国家及地方给予配套政策支持。综合考虑绿氢制、储、运、加等环节的实际经济性水平，研究制定面向上游绿氢供应的税收、电价优惠等过渡期扶持政策，促进绿氢技术研发攻关及产业化。加快钢铁、化工等高耗能行业碳市场建设，将绿氢与碳市场建设相结合，推动绿氢在工业部门对传统化石能源消费的替代。编制中长期液氢及管道运氢导入时间表，逐步解决大规模绿氢低成本运输问题