氢能的前世与来生：产业链结构、重点场景与推进方略

 一、前言

  据国家能源局数据公开显示，2025年中国氢能产业规模将突破1万亿元，2030年绿氢在终端能源消费中占比将达5%，较2021年提升10倍。这场由可再生能源制氢、电氢协同和多元应用驱动的变革，正在将氢能从“工业原料”升级为“能源载体”，破解能源安全、绿色转型与产业升级的多重难题。

二、重点场景，构建氢能全产业链

   随着技术、投资、政策等多方共同发力，国内氢能产业发展的整体环境明显改善。目前，中国已掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要工艺流程，初步形成氢能“制—储—输—用”全产业链和供应链布局。

（一）上游制氢环节：“脱碳”导向下的技术路线迭代与成本竞争

 灰氢是氢能制备的传统技术路线，煤炭、石油、天然气等化石能源及工业副产品作为制备主要原材料的工艺性质决定了灰氢制氢过程中碳排放量较高。这一技术路线现阶段已经比较成熟，制取成本低廉。目前，中国煤制氢或天然气制氢成本为10～17元/kg左右，不同类型工业副产氢的成本为4.5～21元/kg。凭借突出的成本和规模优势，灰氢在中国当前氢源中仍居主导地位，产量占比高达99%以上。显然，灰氢属于传统能源化工产业的产品范畴，与氢能成为清洁能源、支撑碳中和的目标导向并不契合，不符合氢能的绿能定位和发展方向，应被排除在“双碳”目标下的能源体系之外。

    蓝氢是灰氢脱碳的升级改造技术路线，在灰氢生产过程中借助碳捕捉和封存技术（CCUS），能够大幅减少蓝氢制备的碳排放。已有研究表明，CCUS应用于天然气蒸汽重整制氢工艺，碳捕获率高达90%。正因如此，蓝氢技术路线的竞争力在很大程度上取决于CCUS的进展。而现实中，CCUS叠合于天然气制氢或煤制氢后成本上升幅度在20%至78%之间。随着CCUS技术的发展和成本的降低，蓝氢成为氢能产业发展中的过渡性氢源具有较高的可行性。

 绿氢是真正意义上可再生的清洁高效二次能源，也是未来能源体系中氢能的基本定位。欧美国家主要通过设定生命周期中的碳排放阈值对氢气产品进行绿色识别和认证，其概念具有较为鲜明的技术中立特点，更偏向于“低碳排放氢气”，在一定程度上放宽了绿氢认证限制。目前，中国尚未出台绿氢及低碳氢认定的国家标准或政策文件，仅在2020年由中国氢能联盟牵头相关企业编写的自愿性团体行业标准《低碳氢、清洁氢与可再生氢的标准与评价》中涉及低碳氢和清洁氢碳的认定标准问题。当下，各地政府政策语境中的绿氢仍特指可再生能源电解水制氢。

（二）中游“储运加”环节：安全性约束与产业配套要求

 一是安全性的“强”约束。氢的储运是连接氢气生产侧和需求侧的纽带环节，其相关技术的进步关系到产业链整体协同性的提升。由于氢气具有易燃、易爆、易渗透的特性，氢储运对储运的容器、介质、技术及环境条件要求十分苛刻。目前，氢储运方式主要有高压气态储运、低温液化储运、管道储运氢、液态有机化合物或无机物储运氢、固态金属氢化物储运氢等，但即便是其中较为成熟的氢储运方式，也只是存在相对较少的技术障碍，尚无能够完全消除风险隐患的技术和基础设施方案。

 二是产业链空间错配。中国氢能富集地区主要集中在“三北”等煤炭、天然气资源丰富的地区，而氢能应用则集中于珠三角、长三角和京津冀等技术条件和产业链较为完整的经济发达地区，客观上有较强的南北长距离氢储运需求。美、日等国部分工业用氢已采用液氢形式储运，这种方式的主要成本来自氢气液化过程中的高耗能，其在大规模、远距离的储运场景中规模效应可观，较其他方案更具经济潜力。中国现下发展最成熟、应用最普遍的储运方式仍是长管拖车高压运氢。这种方式的实际运氢成本随着运输距离拉长而直线上升，运输成本可达到氢气供应总成本的三分之一以上，运输效率偏低，仅适用于小规模短途运输。同时，长管拖车运氢在面向一般社会需求时需要与加氢站对接，对相关基础设施依赖性较强，受制于非化工类氢能需求不足。

（三）下游环节：多场景开发与发展路径转换

 一是电力领域中绿电与绿氢耦合。通过电氢间的能源转换，利用氢的储能属性，实现风光电力调峰，平抑近年来快速增长的风光发电对电网造成的波动性冲击，在保障并网安全的同时，提高风光水等可再生能源的利用率。目前，国内对电氢耦合系统主要涉及的电解水制氢、燃料电池、储氢和电氢接口变换器技术已有较为成熟的储备，

 二是绿氢与绿氨联动。氨作为富氢分子，具有易于液化、不易燃爆、便于储运等突出特点，可作为储氢载体利用其已拥有的完备贸易和运输体系，突破氢的运输瓶颈，降低用氢成本和加氢站建设难度。同时，氨本身也是化肥等工业必需的重要原料，下游产品需求量巨大，但因长期使用灰氢作为氢源，合成氨工业能耗水平高且碳排放强度大。引入绿氢替代，有助于满足中国合成氨工业发展低能耗、低碳排放技术路线转型的紧迫需要。中国作为世界上最大的合成氨生产国和消费国，氢合成氨和氨制氢相关技术成熟可靠，相关生产线调整和改造难度可控。近年来，各级政府和国内市场对绿氨项目的认可度加深。截至2024年，中国已明确基于绿氢合成绿氨的项目共计57个，其中4个已经试车成功或初步投产，相应规划产能近1500万吨/年，已接近往年国内合成氨产量的40%，对未来驱动合成氨工业深度脱碳具有重要意义。

 三是绿氢与绿醇联动。这一联动的契机来自“双碳”目标下国内对新增传统甲醇生产项目在原料和规模方面的限制增多。同时，欧盟以《欧盟海运燃料条例》为依据，对船运碳排放启动了刚性罚款机制并得到了国际海事组织的跟进，倒逼以马士基为代表的国际航运巨头加快寻求绿醇作为绿色替代燃料，海运业绿色溢价的支付意愿不断强化。供需两端的低碳转型为中国绿氢制甲醇释放了需求空间和更加明确的预期，低碳甲醇领域逐步形成多技术路线并行的发展格局，但对比仍占据主流路线的传统煤制甲醇工艺技术，绿氢耦合制醇的技术路线在降本和产业化等方面有赖于绿氢价格的实质性下降。

三、技术突破：绿氢成本与安全得到双重攻坚

（一）制氢路径：从“灰氢主导”到“绿氢平价”

  绿氢成本下降速度超预期。阳光氢能柔性制氢系统使电解槽能耗降至4.0 kWh/Nm3;，包头项目绿氢成本已逼近12元/kg。但波动性耦合难题待解：新能源发电与电解槽稳定运行需通过“风光氢储”一体化解决，国家电投在吉林项目配套储能调峰，使制氢系统利用率提升至40%。

  2025年11月18日——近日，Horizon宣布其全球首台5兆瓦阴离子交换膜（AEM）电解槽系统已完成部署准备，将在中国天津荣程钢铁集团建成投运。这一全球领先项目预计于2025年底投产，标志着AEM电解技术首次实现兆瓦级规模化应用，绿氢生产成本有望降至2美元/公斤以下, 该系统具备优越的间歇性电力适配能力，可最大化利用光伏、风电等波动性可再生能源，将绿氢生产成本控制在2美元/公斤的竞争力水平，为规模化应用扫清最大障碍。

（二）储运技术：从“长管拖车”到“多元网络”

储运环节成为全链条瓶颈。当前氢气拖车成本占终端价格40%，但技术多元化突破在即：

1、液态储运：中科富海液氢装置成本降至30元/kg，但蒸发损失率仍需从0.5%降至0.1%；

2、管道输氢：内蒙古至京津冀管道项目启动，掺氢比例达20%，但钢材氢脆问题待解决；

3、固态储氢：包头稀土储氢材料质量储氢密度达2.5wt%，适用于分布式能源。

四、国家规划、战略指导

（一）“十五五”规划明确提出：

1、绿氢产能：2030年可再生能源制氢量达100万-200万吨/年，满足240万-430万吨绿氢需求；

2、减排贡献：通过氢能替代实现年减碳2亿-3亿吨，占碳达峰目标贡献度10%；

3、基础设施：建成跨区域输氢管道超1000公里，加氢站网络覆盖主要交通干线；

4、破解产业化瓶颈、技术创新工程：设立氢能国家实验室，重点攻关电解槽效率提升（目标85%）、低成本储运等技术；

5、基础设施网络工程：建设“西氢东送”管道，在港口、矿区布局制氢加氢一体化站；

6、场景创造工程：在钢铁、化工等领域强制配额消纳绿氢，通过碳税提高灰氢成本；

7、国际协同工程：主导制定船用绿甲醇等国际标准，打造“一带一路”氢能贸易圈。