“双碳”目标下中国氢能发展战略

孟翔宇 陈铭韵 顾阿伦 邬新国 刘 滨 周 剑 毛宗强,

1. 东莞深圳清华大学研究院创新中心 2. 清华大学核能与新能源技术研究院

0 引言

“碳达峰、碳中和”（以下简称“双碳”）目标是中国社会发展的重要战略方向[1-3]。氢能由于其具备的清洁污染、可再生、安全性可控等特点，逐渐成为国际、国内社会关注的热点。国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》[4]，确定了中国未来氢能发展的整体架构，而以氢能技术为代表的现代能源科技也成为未来能源变革的技术创新主要方向。大力发展氢能产业，既可以成为中国经济发展新的增长点，又是中国核心竞争力的体现，能为世界范围内低碳转型做出积极贡献。而在应对气候变化、实现“双碳”目标背景下辨析氢能的作用，分析面临的瓶颈和问题，探索氢能的应用市场和空间，提出氢能技术的发展方向，将为今后氢能科技进步和产业发展以及相关的政策制定提供有益的借鉴。

1 氢能的作用与角色

1.1 氢能在“碳达峰”阶段的作用

2022—2030年，中国仍处于工业化、城镇化发展阶段，实现CO2排放达峰需努力加大节能和能源低碳化的力度，保持较高的GDP 能源强度和单位能耗CO2强度的下降速度，才有可能在较早的发展阶段实现“碳达峰”的目标。这就首先要控制和减少CO2排放增量，同时强化GDP的CO2强度下降力度，使得GDP的CO2强度年下降率介于4.5%～5.0%，才能以GDP的CO2强度下降抵消经济增长带来的CO2排放增量[5]。在这其中，能源体系的脱碳化发展是关键，也就是要促进可再生能源对化石能源的替代，降低单位能耗的CO2强度。氢能由于其来源广泛的特点，可在化石能源和可再生能源之间起到桥梁和纽带的作用，既可替代化石能源的直接消耗，促进终端能源消费的清洁化，也可成为可再生能源发展的缓冲器，避免可再生能源不稳定性对能源体系带来的负面冲击。

1.2 氢能在“碳中和”阶段的作用

由2 ℃目标导向路径向1.5 ℃目标导向路径转变，中国CO2排放量需要从2030年的120×108t（估计）减到2060年的约10×108t，减碳强度史无前例。各行业都要强化转型力度，特别是工业中的难减排行业要实现进一步深度减排，氢能将在这些行业发挥不可替代的作用，促进其深度减排目标的实现。因此在“碳达峰”—“碳中和”阶段，需发挥氢的独特作用，加强氢能在工业、交通以及电力领域的应用。同时，“碳中和”过程也是中国能源体系中化石能源实现绝对减量的过程，而氢能将继续发挥能源载体的作用[6-7]，推动能源体系向深度脱碳化发展。预计2050年氢能将占中国终端能源消耗的10%以上[8]，中国现在是世界氢能第一大国，未来也仍将是世界氢能第一大国。

1.3 氢能的角色

为促进低碳清洁制氢工艺的发展，中国氢能联盟提出了“低碳氢”“清洁氢”与“可再生能源氢”的量化认定标准[9]。从减排CO2的要求而言，需要大力发展绿氢（包括蓝绿氢），然而，由于其制取成本较高限制了其应用。在“双碳”目标实现的过程中，需要充分利用灰氢技术成熟、成本低廉的优势和蓝氢资源丰富、来源广泛的优势以及绿氢（包括蓝绿氢）的全生命周期零碳的优势，确定各自的发展阶段。当前中国的氢气主要来源于煤制氢（62%）和工业副产氢（18%），而在消费端则主要用作工业原料，生产合成氨、甲醇等化工产品，作为能源载体方面的应用占比不高。事实上，氢能可以在很多领域与电能进行配合，以实现减少化石能源消耗的目的。

如图1所示，大力发展绿氢可有效替代化石能源的消耗。事实上，绿氢和绿电都是二次能源，都需要由一次能源或其他二次能源来制备，而绿氢由于具备能源载体和工业原料的双重特性，可以在电能无法发挥作用的领域起作用，如氢冶金、绿氢化工、交通燃料、工业供热等。同时，绿电的稳定需要无碳能源，可以用绿氢实现大规模发电调峰。由此，总结出氢能在中国能源体系中的角色和定位如下：氢能是中国能源体系的重要组成部分，是现有能源形式的有益补充，是中国能源绿色低碳转型的重要载体，也是未来战略性新兴产业的重要发展方向。氢能产业的发展需以“双碳”目标为导向，发挥氢能作为能源载体和工业原料的双重优势，加强氢能在难减排的行业应用，促进工业部门、交通部门、电力部门的深度减排，构建氢—电协同的终端用能体系，为中国应对气候变化、发展低碳经济、建设生态文明和美丽中国提供战略支撑。

图1 氢能对传统能源的替代图

2 氢能禀赋与氢能伦理

2.1 氢能禀赋

中国目前氢气的产量约为3 300×104t/a[4]。石油和化工行业的氢气消耗占2/3。据估算，2030年中国氢气的年需求量将增加至3 715×104t，2060年则增加至约1.3×108t[10]。然而，当前主要的氢气来源（灰氢）存在CO2排放不符合应对气候变化、减排CO2的要求。因此，“蓝氢”则成为“灰氢”过渡到“绿氢”的重要阶段。工业副产制氢具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，是中国当前氢气的主要来源之一，在中国氢能市场开发中将发挥重要作用。由于氢气在焦炭、氯碱、PDH（丙烷脱氢）和乙烷裂解工艺中并非首要产物，若仅考虑其原料消耗和少量制造费用以及氢气提纯成本（忽略CCUS成本），测算的副产气体用于氢的综合成本为5～6元/kg，明显低于化石能源制氢。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。现有的工业副产氢类型及特点如表1所示。

未来从减排的角度考虑，氢气的来源必须从灰氢转向绿氢或蓝氢。而蓝氢的发展有赖于CCUS技术的产业化应用，相对而言，绿氢由于来源于可再生能源制氢，其全生命周期的CO2排放为零且避免了CCUS技术对于应用场景的限制，更具竞争力。因此，未来绿氢将成为制氢的主要来源，且将着重发挥其能源载体的作用，成为构建多种能源耦合的智慧能源网络的桥梁和纽带。

从化石能源的视角出发，中国能源禀赋的特点可以归结为：“富煤、贫油、少气”。然而从氢能的视角出发，中国能源禀赋可以归结为：“富煤、贫油、少气、多氢”。这是因为氢能的来源广泛，制氢方式多样，无论是化石能源还是可再生能源，都可以用来制取氢气。尤其在可再生能源领域，中国的优势十分明显。截至2020年底，中国可再生能源发电装机达9.34×108kW，同比增长约17.5%，其中，水电装机3.7×108kW（其中抽水蓄能3 149×104kW）、风电装机2.81×108kW、光伏发电装机2.53×108kW、生物质发电装机2 952×104kW[11]。丰富的可再生能源资源禀赋，为中国发展氢能提供了可靠的保障。另外，中国可再生能源的开发能力强劲，中国光伏、风电的累计装机容量均为世界第一，未来中国可再生能源发电的装机容量将继续增加。因此，氢能将基于可再生能源的坚实基础而逐步发展。可再生能源发电量中的弃光、弃风的部分可以用来制氢，在制取氢气的同时，也促进了可再生能源的消纳。自2016年以来，中国加大了可再生能源的并网消纳，弃光、弃风量在逐年降低。未来中国氢能的来源，不能仅靠现有不能并网的弃光、弃风量来制取，而应发展专门用于制氢的分布式光伏、风电系统，以保证氢源的稳定供给。同时，发展分布式可再生能源制氢系统，使得在可再生能源不仅有发电这一条途径，还有制氢的另一条途径，可促进可再生能源的大规模消纳和就近灵活消纳，而且有利于利用氢实现可再生能源跨季节、大规模的储能，从而平衡由于可再生能源的不稳定性带来的电网负荷压力，实现由氢替代化石能源，作为调峰电源的目的。另外，由于中国有丰富的可再生能源禀赋，未来可考虑布局绿氢国际贸易，即由可再生能源制氢，向周边国家出口绿氢（或氢基化合物）。

2.2 氢能伦理

氢能是可再生的清洁能源，氢能伦理既包括在可持续发展能源伦理中，又有自己的特点。氢能伦理可以理解为人、环境和社会与氢能之间的相处原则，包括以下3个方面的内容：①安全方面，保证氢的生产、运输和利用过程中安全风险可控；②环境保护方面，保证氢在生产、运输和利用过程中与环境友好，不产生污染；③可持续发展，使氢能持续服务于社会[12]。氢能伦理的核心就是可持续发展。

中国副产氢源丰富，比如焦炉煤气是很好的氢气来源，但是从氢能伦理的角度出发，不应为获得这种氢气而发展炼焦行业，排放更多CO2。因此，必须对工业副产氢有清晰的判断，是真正的“副产氢”，还是为了获得氢气而发展高排放行业的“伪副产氢”。发展氢能产业既要考虑当前的经济性，更应从国家“双碳”目标出发，更加关注可持续性。

从能源安全的角度出发，中国能源体系必须实现多样化，同时，终端能源的结构也不能只限于电力的应用，应注重发挥氢能的优势。现在有一种观点认为：“能用电解决的问题就不用氢”。这种观点略趋保守，实际上，在氢电都能发挥作用的领域，既不能单纯地强调电，也不能单纯地强调氢，而是应本着“宜电则电、宜氢则氢”的原则，构建未来氢电并举的能源体系。如图2所示，电网和氢网可以通过“氢—电转换”有效联接起来，共同构成清洁、高效的终端用能系统。氢电转换的主要方式是“PTG”即“电转气系统”，PTG的实现方式很多，其中一种典型性的系统构成如图3所示。以绿氢作为能源载体，可实现跨能源的耦合，构建更灵活、更安全、更智慧的能源系统。而以绿氢为基础的能源互联体系，将成为未来低碳社会的主要能源支柱，为实现能源结构调整提供坚实保障。

图2 氢电协同终端能源体系示意图[13]

3 氢能产业发展战略

中国氢能产业的发展，需以氢能定位为前提，聚焦各地实现“双碳”目标的具体需求，协同配合，制定发展规划和实施路径，构建符合当地特色的制、储、运、用一体化的氢能产业体系，并形成竞争有序、开放包容、可持续发展的产业形态。

3.1 制氢领域

中国现在的制氢方法主要以化石能源制氢为主（灰氢），未来将随着制氢成本的降低，而逐渐由灰氢过渡到蓝氢和绿氢，并以绿氢为主。而绿氢的发展依托于中国可再生能源的分布，需重点依此制定制氢领域发展路径。

3.1.1 氢能“胡焕庸线”

“胡焕庸线”是中国地理学家胡焕庸提出的一条地理分界线，该线从黑龙江省黑河到云南省腾冲，大致为1条倾斜45°的直线（图4-a），其左边面积超过260×104km2的荒漠化土地主要在大西北地区，这些地区的可再生能源如太阳能及风能资源丰富，其资源分布如图4-b、c所示。由于胡焕庸线西北地区太阳能及风能资源丰富，可以在这些地区有效开展可再生能源（如光伏、风电）制氢。中国的沙漠面积加上戈壁滩总共加起来约128×104km2，如果按照当前的技术，利用沙漠戈壁可以建设1 280×108kW光伏，再加上这些地区建设的风电场，风光互补，则发电—制氢能力更强。因此，胡焕庸线也可成为中国氢能产业发展的“氢能胡焕庸线”（图4）。即依托西北地区打造中国绿氢制造基地，向东南半壁供给绿氢，建设氢能“西气东输”工程，利用绿氢实现中国东部地区的能源系统深度脱碳和工业体系降碳，从而为实现中国“双碳”目标提供坚强支撑。

图4 “氢能胡焕庸线”示意图

3.1.2 海上风电制氢基地

海上风电是一种把海上风能资源转化为电能的能源利用形式。中国海上风电起步较晚，但近5年的发展势头十分强劲。截至2020年底，全国海上风电累计装机约9 GW，主要集中在江苏、上海和福建三地。需注意的是，近海海上风电受军事、航道、渔业等限制性因素较大，近海新的可开发资源空间有限且项目单体规模较小。而中国深远海风资源更好，湍流强度和海面粗糙度比近海小，容量系数高，中国领海线至专属经济区的可开发海域面积约60×104km2，资源可开发潜力约20×108kW，约占中国海上风电开发潜力的75%，全国深远海海上风电规划与管理政策研究工作已经启动，结合规划推进一批海上风电示范项目在“十四五”期间开工建设。当前，需要结合中国深远海风资源特点及水文地质条件，有序开展项目布局建设，探索降本增效空间，推动深远海风电逐步向规模化发展。

利用海上风电制氢是降低海风电送出成本、充分利用“电网弃风”这部分电力的有效途径之一。对中国来说，东部沿海地区人口稠密，土地资源有限且工业密集，能源需求巨大，且节能降碳的压力非常突出，发展海上风电制氢则是促进东部地区“双碳”目标顺利实现的重要战略措施。未来应规划好中国海上风电制氢的空间布局、阶段性目标和发展路径，以帮助东部地区实现低碳化转型。

目前，越来越多的全球海上工程市场也在从油气业务转向海上风电业务。传统海上油气开发企业凭借开发海上石油的经验，积累了大量的海洋勘探、海洋施工、海上平台运营经验，具有开发海上风电的先天优势，这些经验可以直接指导海上风电制氢。伴随油气田开采量枯竭，用电量减少，可在油气平台或者风电基础上设置电解槽，将风电超发电力用于电解水制氢，将氢气以一定的比例（通常不大于15%）混入平台生产的天然气中运输，充分利用风电所发电力，节省新建管网的费用（图5）。

图5 海上风电制氢示意图

当油气田达到服役寿命后，可利用现有的油气平台建设更多的海上风电机组和制氢设备，将油气田变为“氢气田”。而且可利用海上风电制液氢，通过船运的方式将液氢运回内陆。这样可充分利用现有油气田设备，节省大量油气田退役费用。

3.1.3 制氢技术

中国灰氢主要来源于化石能源制氢，具有生产成本较低、技术成熟、效率高等优点，但其制备过程中的碳排量较高，不利于实现“双碳”目标。其中，化石能源制氢主要包括煤、天然气、石油制氢。中国蓝氢主要来源于化石能源制氢或工业副产氢与CCUS技术的结合，而工业副产氢主要包括焦炉煤气、氯碱尾气、PDH、乙烷裂解等为主的工业副产气制氢。绿氢主要来源于清洁能源与可再生能源制氢，包括太阳能制氢、风能制氢、水能制氢、生物质制氢以及核能制氢等，其中运用最广的是太阳能制氢与风能制氢。中国制氢技术当前以灰氢为主，近期则是蓝、绿氢同行，未来将以绿氢为主。

太阳能制氢技术主要包括太阳能电解水制氢、太阳能热化学制氢、太阳能光化学制氢、太阳能直接光催化制氢、太阳能热解水制氢以及光合作用制氢等。在以上技术中，除了电解水制氢技术已实现产业化应用外，其余尚处于理论研究、实验验证和项目示范阶段。风电制氢，就是将风力发出的电直接通过电解水制氢设备将电能转化为氢气，具体过程为：风力发电→电解水制氢→氢能→应用。

电解水制氢的原理是：在充满电解液的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。根据电解槽隔膜材料的不同，电解水制氢主要分为碱性电解水（AKT）、质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOEC）3种类型[14]，其技术特点对比如表2所示。

表2 不同电解水制氢技术特点对比表

以上技术中，AKT技术适合大规模制氢，价格较便宜，但效率偏低，已实现产业化。PEM效率较AKT更高且具有启动时间快和功率负载范围大的特点，更适应电力波动或间歇负载，因此很适合成为可再生能源的储能系统。SOEC制氢技术可在高温下工作，部分电能可由热能替代，是3种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，综合效率可超过90%。目前AKT技术最为成熟，未来随着PEM技术的发展，其耐功率波动以及快速响应的特点使其更适合与可再生能源结合进行高效率的制氢。而高温SOEC技术由于具备综合效率高的特点，将成为未来电解水技术发展的重要方向。

3.2 储运领域

氢是所有元素中最轻的，在常温常压下为气态，因此其高密度储存一直是一个世界级难题。氢储运是氢能产业的中游环节，而且是氢能产业发展的瓶颈。开发安全、高效、廉价、高密度的氢储运方式一直是氢能领域研究的热点。氢储运领域关键问题的突破，将推动氢能产业繁荣发展。

3.2.1 储氢方式

储氢的方式主要分为气态储氢、液态储氢和固态储氢（储氢材料）[15]，其基本涵义如图6所示。目前最常用的是高压气态储氢，尤其中国有关高压氢气瓶的生产已实现产业化，国内生产有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型瓶，Ⅳ型瓶也处于产业化初期阶段。低温液态储氢方式具有储氢密度高的特点，适合长距离运输，但耗能较大。固态储氢方式具有储氢密度高、压力低、安全性好的优势，但质量密度不高。氢基化合物（包括LOHC、氨、醇类、甲酸等）可在常温常压下操作，安全方便，储氢密度高，但其应用条件较为繁杂。几种不同类型的储氢技术的对比如表3所示。

图6 储氢方式的分类图

表3 不同储氢方式对比表

高压气态储氢由于其技术成熟、产业化程度高，在当前和近期都将是主要的储氢方式，未来将随着燃料电池车的推广而有更加广泛的发展空间。固态储氢技术的应用场景广泛，现在受制于材料和系统问题，未来将随着关键问题的解决而得到推广。低温液态储氢现主要应用于军事领域，应该会走向工业及民用市场，如供给工业和加氢站用氢等。有机液态储氢还需要充分验证，未来将随着技术进步而有更为广阔的空间。

3.2.2 运氢方式

氢的输运方式主要有高压气态输运、液态输运、管道输运和固态输运4种方式，每种方式又包含不同的运氢技术，其内容如表4所示。

表4 不同运氢方式对比表

现在运氢方式最为成熟的是高压长管拖车的方式，适合在城市内运输，满足短途内输氢的需求。低温液氢运输的关键设备技术已实现国产化，并逐渐走向产业化，未来将成为民用氢能领域的重要运氢方式。另外，纯氢管道运输由于造价高，现在未获普及，未来将随着工业应用领域的扩大而逐步走向应用。值得关注的是天然气掺混氢气输运方式，该方式可利用现有的天然气管道进行输氢，尤其适用于民用建筑领域，可在不替换家用炊具的情况下，实现减少天然气消耗的目的。与兴建纯氢输氢管道相比，天然气管道掺氢输氢技术更具经济性。未来，随着东部等发达地区氢气需求增长，利用“氢能胡焕庸线”西北地区廉价的可再生电力资源制取氢气，掺入天然气管道，有望实现氢气的大规模远距离输送，有助于解决中国能源地域分布不平衡等问题，促进氢能产业快速发展。

3.2.3 液态阳光

“液态阳光”指生产过程中碳排放极低或为零时制得的甲醇[16]，也可称为 “绿色甲醇”。除液态阳光外，还有“固体阳光”，即可用作生物质制氢的陆生与水生植物；“气体阳光”即绿氢、绿色合成氨以及绿色天然气等。现有液态阳光的定义较为单一，而其真实内涵的范围很广，除已提及的醇类如甲醇、乙醇外，还有酸类，比如甲酸等。如图7所示，液态阳光的制备及应用过程可简述为：首先利用可再生能源制绿氢，然后将绿氢与捕集到的CO2与水结合制甲醇，终端消耗甲醇后放出的CO2利用CCUS技术进行回收，而后再运送到上游制甲醇。由于CO2仅参与绿氢合成甲醇，其功能相当于氢气载体，并未向大气层排放，实现了甲醇全生命周期零碳的目标，构成了内部碳循环，因此该方式是一种气候中性的零碳技术，更为关键的是，甲醇易于存储且输运方便，可以有效避免单纯氢储运带来的难题，因此具有广阔的前景。

图7 液态阳光制备及应用示意图

甲醇是基础有机原料之一，是关键的化工产品，在化工行业发挥着非常重要的基础材料支撑作用。从2013年起，中国甲醇产量逐年提高，至2020年，中国甲醇产能和产量分别达到9 853×104t和6 357×104t，共需要超过800×104t的氢气，而这些氢气基本来自煤制氢，因此大约排放CO2约1 600×104t。如果采用液态阳光的方式，则可有效避免这部分碳排放。

液态阳光技术也被认为是一种CCUS技术，然而，液态阳光是否能起到固碳的作用取决于甲醇的应用场景，不同场景下的固碳效果如表5所示。液态阳光在不同的应用场合下具有不同的固碳效果：虽然液态阳光在当作燃料时会释放CO2，不具备固碳效果，但从全生命周期的角度看，其吸收的CO2和排放的CO2的数量相当，因此依然属于零碳技术，具有非常好的应用前景；当液态阳光当作化工原料使用时能够实现长期固碳，同时，由于利用可再生能源制甲醇代替了传统的煤制甲醇，实现了化工原料的煤炭替代，是一种绿色化工技术，在实现化工行业减碳的同时，也实现了CO2的资源利用，具有多重协同效应。当前，液态阳光发展的瓶颈在于成本较高，其主要成本来自于绿氢成本，未来随着绿氢成本的降低将获得更广泛的应用。

表5 液态阳光的固碳效果表

3.2.4 绿色合成氨

由于液态氨在常温常压下H元素的含量为120 g/L，而超低温加压液态氢的H元素含量为71 g/L，且合成氨的能耗与氢液化的能耗相当，因此氨被看作是氢的有效载体。合成氨技术的发展经历了3个阶段，其技术对比如表6所示。

表6 合成氨技术对比表

绿色合成氨即是由表6中所示第二代与第三代技术制得氨的统称。第二代技术的好处是，现有的H-B工厂可以过渡到这种新的氨气供应，而不会造成重大破坏或搁置[17]。第三代直接电还原技术面临许多阻碍其进一步发展的障碍，这些挑战包括同时提高能源效率与生产率经常存在冲突。从根本上说，如果可以制造具备足够选择性的催化剂，就可以克服热力学障碍来达到能效目标。近年来，解决这一挑战的水性电催化途径一直存在着假阳性问题[18]，但是在未来十年发现和优化用于该工艺的真正催化剂的目标显然仍然有效。氨作为燃料和氢载体可以运用到许多场合，基于绿色合成氨可构成以N和H为基本元素的“氨”经济[17]，如图8所示。

氨最初被视为氢能的载体，在输送点需要将NH3裂解为H2和N2，再进行分配使用。在过去的几年中，氨能源应用的前景已大大扩展，现在包括直接将氨用作燃料，包括船用燃油，重型运输车辆、公共汽车燃料，或小型、中型和大型发电机使用的直接氨燃料电池，以及用作动力涡轮机甚至喷气发动机的燃料等。因此，在几乎所有应用中，氨都有可能成为化石燃料的替代品。重要的是，在这些应用场景中都没有CO2的排放，是一种零碳能源。因此以“绿色合成氨”为基础的“氨经济”，其范围已从氢的运输方式拓展到零碳能源载体的范畴，成为未来促进能源体系深度脱碳的重要措施。然而，绿色合成氨依然面临着泄漏造成的环境安全问题，使用过程中带来的NOx排放问题以及制造成本高等带来的挑战，未来绿色合成氨的发展将在安全性、提高能效和经济性的角度重点着力，发展成为重要的零碳能源载体之一。

图8 “氨经济”示意图

3.2.5 绿色天然气

绿色天然气是一种人工合成的天然气，与液态阳光的制造过程类似，利用已捕获的CO2与绿氢结合生成甲烷。其制造和运用的具体涵义如图9所示。绿色天然气的最大优势是可以利用现有的天然气管网进行运输，解决了氢运输的难题。在应用端可以有2种应用方式（图9）：①直接供给终端用户使用，排出的CO2直接排空或者通过CCUS技术捕集起来循环使用，从全生命周期的角度看，可以成为气候中性的零碳技术；②通过高温裂解制纯氢和固态炭黑，获得的纯氢供给终端用户使用，炭黑则可成为工业原料使用，是一种负碳技术。当前终端用户更倾向于直接燃烧使用，但未来通过高温裂解制氢的技术则更有吸引力。

图9 绿色天然气示意图

中国现在天然气的对外依存度超过40%，发展绿色天然气技术不仅有利于解决氢运输的难题，也有利于增加中国天然气的供给能力，保障能源安全，未来随着技术的产业化应用可明显降低成本，具有更强的竞争力。

3.2.6 储运方式对比分析

除上述各种氢储运方式外，还有氢气地下储存技术，包括将氢储存到地下洞穴、盐丘、衰竭油气藏等。各种氢储运方式有各自的特点和适用范围，从技术、经济、可行性及CO2排放的角度，各类技术对比如表7所示。

表7 各类氢储运技术的技术经济性对比表

如果将技术发展的各主要因素根据其表现分为1、2、3级（1为普通，2为良好，3为优秀，下同），则可对各类储运技术分不同的侧重点进行量化对比，技术可行性对比如表8所示；如果从储氢规模、时间及温室气体排放的角度进行对比，其结果如表9所示。

表8 各类氢储运技术可行性对比表

表9 技术效果与温室气体排放对比表

由以上分析可知，如果是短时间、近距离、数量不大的氢储运，那么高压气瓶储氢、长管拖车运氢是好的选择。如果需要长时间稳定储氢，不需要运输，固态储氢则更具优势。如果需要大量、远距离运输，则液氢与管道输氢方式较好。液态阳光、绿色合成氨、绿色天然气都是绿色氢基燃料，既是能够实现大规模氢储运的优秀介质，也是现代绿色化工发展的必然方向。以绿色氢基燃料代替现有的甲醇、氨及天然气将能够大量减排CO2，促进“碳达峰、碳中和”目标的实现。因此，未来应加强液态阳光、绿色合成氨和绿色天然气技术的研发，推动在氢的“储、运、加注、用”环节的应用，扩大市场份额、创造更好的经济、环境和社会效益。

3.3 重点用氢领域

氢气在传统石化行业等工业领域已经有长期、大量的应用。近年来氢气火热的应用方向主要是在交通领域。事实上，氢能在其他领域也有很大的应用空间，在“双碳”目标下，应促进其在难减排行业的应用，推动相关产业部门的深度脱碳。由于氢能在交通领域的应用已有大量研究，本文重点讨论其他领域的应用。

3.3.1 绿氢化工

石油炼化、煤化工等化工行业是氢气消费的最主要的领域，绿氢化工的涵义就是指以绿氢替代灰氢，为此类工业的脱碳提供支撑。在石油炼化方面，国际上，欧洲、美国等都提出了整体的绿氢发展目标，而著名的国际石油公司，如壳牌、雪佛龙等也都展开了绿氢对灰氢的替代研究和项目示范，即利用可再生能源电力制氢，以替代炼化过程所采用的化石能源制氢。中国企业也开展了这方面的工作，中石化第一个绿氢炼化项目——内蒙古鄂尔多斯绿电制氢项目总投资约26亿元，规划年制氢2×104t，计划于2022年投产。另外，中石化还计划力争建成50×104t /a非化石能源制氢能力，5年累计绿氢产量将超过100×104t。

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及化学品等过程。煤化工可以简单分为传统煤化工和现代煤化工，原料都是煤炭，但产品各不相同。传统煤化工主要产品是尿素、复合肥、焦炭和PVC，现代煤化工的产品则主要是甲醇及下游醋酸、聚烯烃（乙烯、丙烯）、乙二醇、煤制油等。效益上，考虑投资成本、产品等情况也各不相同。煤化工是中国重要的支柱工业，全国70%的工业燃料和动力、80%的民用商品能源、60%的化工原料是由煤炭提供的。同时，煤化工属于碳排放的重点领域且属于减排难度较大的领域。“双碳”目标对煤化工产业转型提出了更高要求。煤化工产业既是氢气的最大制造来源，也是重要的使用领域。推动蓝氢和绿氢在煤化工产业的应用，是实现中国“双碳”目标的重要路径。

根据煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见[19]，“十四五”期间，中国将充分发挥煤炭的工业原料功能，有效替代油气资源，保障国家能源安全，着力打通煤油气、化工和新材料产业链，拓展煤炭全产业链发展空间。预计到2025年，中国煤制油的产能为1 200×104t/a，煤制天然气的产能为150×108m3/年，煤制烯烃的产能为1 500×104t/a，煤制乙二醇的产能为800×104t/a，焦炭的产能为6.3×108t/a，煤化工市场空间依然巨大，由此带来的减排压力也更大。因此，必须推动煤化工行业技术的更新换代，以更加清洁、低碳的生产方式替代原有生产方式，才能促进煤化工行业减排目标的实现。前文述及的“液态阳光”“绿色合成氨”以及“绿色天然气”等就是绿氢在煤化工领域的重要应用。绿氢煤化工的基本涵义如图10所示。

图10 绿氢煤化工基本涵义示意图

如图10所示，绿氢煤化工的作用主要在于以下两个方面：①利用可再生能源代替化石能源制氢，在减少化石能源消耗的同时，也降低了相关的CO2排放；②利用捕集到的CO2作为原料，实现内部碳循环，符合低碳产业的基本要求。因此，发展绿氢煤化工是实现中国煤化工产业低碳化发展、建设循环经济体系的有效措施。在实现“碳达峰”目标阶段，在加强煤化工行业节能减排技术运用的同时，应着力推动绿氢煤化工技术研发，扩大市场份额，降低应用成本。在“碳达峰”目标实现后，应大力推广绿氢煤化工技术，推动煤化工行业深度减排，为最终实现“碳中和”提供支撑。

3.3.2 氢冶金

钢铁是全球应用最广泛的金属，其生产规模决定了它是碳排放最大的单一来源之一，也因此成为对脱碳至关重要的行业。钢铁行业是化石能源消耗密集型行业，相关温室气体排放约占世界总排放量的7%，占中国碳排放总量的16%，是国内碳排放量最高的制造业行业。全球近75%的钢铁生产采用高炉（炼铁）—转炉（炼钢）工艺，生产过程会向环境排放大量的CO2、硫化物、氮氧化物、污水等。以钢铁行业为代表的冶金行业既是节能减排的重点领域，也是难减排的领域之一。现有的钢铁业实现近零碳排放的方法包括：回收再生产、氢冶金、碳捕集、利用与封存（CCUS）技术、电气化与清洁电力、替代性炼铁流程以及碳抵消等，而钢铁行业需要综合采用上述技术来实现完全脱碳。在这其中，氢冶金由于能够有效促进钢铁行业全流程零碳而备受关注。

氢冶金并非新兴领域，早在1969年美国Midrex工厂采用氢气比例超过50%的还原气体生产了约9.55×108t直接还原铁，开始了对氢冶金工艺的尝试，随后欧美各国逐步开始氢冶金工艺的探索。近年来，在全球“脱碳”浪潮背景下，同时也在氢能全产业链发展不断完善情况下，氢冶金发展具备着可能性和必要性。氢冶金工艺目前主要包括高炉富氢炼铁新技术、气基直接还原工艺、氢等离子直接炼钢工艺等。近年来国际氢冶金主要项目情况如表10所示。

表10 国际氢冶金项目情况总结表

从生产工艺来看，钢铁行业碳排放主要在于长流程生产工艺是以煤炭为能源、焦炭为还原剂来进行辅助冶炼，而煤炭和焦炭是钢铁行业产生CO2排放的主要来源。钢企需要从碳输入层面减少钢铁生产过程中的碳使用量（甚至不用碳），在这方面，瑞典钢铁HYBRIT项目、SALCOS项目和H2FUTURE项目等都是有益的探索。宝钢集团、河钢集团、酒钢集团等国内钢铁企业也在开展氢能冶金的研究和示范项目。

根据氢气的不同来源，现有的氢基竖炉炼铁产业链的工艺路线主要有：煤直接气化制氢耦合还原铁、焦炉煤气制氢耦合还原铁、多能协同互补制氢耦合还原铁、非常规天然气制氢耦合还原铁、低阶煤改性结焦气化一体化富氢燃料气耦合还原铁等[20-22]，各类技术对比如表11所示。

气基竖炉直接还原铁技术是未来氢冶金的主要方向，但需说明的是，高炉—转炉工艺是当前中国钢铁行业的主要工艺，因此利用氢能提高高炉—转炉工艺的效率，减少化石能源消耗、降低碳排放具有非常重要的现实意义。需注意的是，与竖炉工艺不同，高炉利用氢能不能实现全流程零碳。这是因为，高炉中的焦炭不仅仅作为提供能源的燃料使用，更重要的是作为还原剂，起到铁矿石骨架支撑的作用，因此不能用氢对高炉中的焦炭进行完全替代。相比利用焦炭作为燃料，高炉利用氢能可以减少约20%的CO2排放量。

另外，钢铁生产副产物煤气中含有大量的CO、氢气，这些不仅是气体燃料，也是宝贵的化工原料，具备发展钢化联产（以钢铁流程煤气资源为纽带，钢铁与化工领域联动）的基础，成本优势明显，氢气可与副产物CO和CO2化合生产清洁能源或者高附加值化工产品，延长钢铁生产产业链，大量减少气体污染物排放，减少直接煤化工产量，互补性构建钢铁—化工生态产业。根据表11中所列不同氢源的技术路径，钢化联产整体技术方案如图11所示。以氢为纽带，可以将钢铁产业和化工产业有效结合起来，构建跨行业和能源体系的绿色、低碳循环经济系统，促进能源、化工与钢铁行业的有机融合，并为中国CO2减排提供全面、彻底、可持续发展的解决方案[23]。

表11 不同氢源耦合直接还原铁（DRI）技术路径对比表

图11 氢冶金及钢化联产路线示意图

氢冶金技术在钢铁行业的应用在近两年出现高潮，目前氢能产业投资大、周期长，短期内难以盈利。针对氢冶金工艺，中国也仍然存在诸多问题尚未解决，例如高炉喷吹富氢气体比例、低成本制氢气、氢气存储、氢冶金技术等。中国氢冶金发展起步较晚，整个产业链尚不健全，未来随着中国氢能产业的发展，低成本制取“绿氢”、储氢和加氢等关键技术有所突破，氢的新能源大规模使用以及成本的快速下降，将会是中国大规模发展氢冶金工艺的最佳时期。在实现碳达峰目标的第一阶段，应注意高炉通氢的研究和产业化应用，降低高炉—转炉工艺的碳排放，并加强有关纯氢冶炼工艺的基础理论研究和技术研发。在从“碳达峰”到“碳中和”的第二阶段，应着力推广纯氢冶炼技术，推动中国钢铁、冶金行业的深度减排。

3.3.3 氢能电力系统

电力系统的清洁化是实现“双碳”目标的关键措施。中国现有电力来源以化石能源发电（主要是燃煤）为主，未来需要以大比例的可再生能源替代现有的化石能源发电，促进电力系统的深度脱碳。然而，可再生能源发电具有不稳定、成本高，对电网建设要求高等特点。这就需要有相关的储能技术以平衡电网负荷、保障电力输出的稳定。前文已述及，利用弃风、弃光制氢是促进可再生能源大比例消纳和灵活消纳的有效方式，同时，氢储能也是一种有效的储能方式，可满足分布式可再生能源系统建设的需要，因此，构建以氢以及氢基化合物（如合成氨等）为基础燃料的清洁、低碳的电力系统，将为中国电力系统的深度脱碳化发展提供有效选择。氢能电力系统的涵义及基本构成如图12所示。

图12 氢能电力系统涵义及基本构成图

氢能电力系统主要包括3个部分：制氢系统、储氢系统、氢能发电系统。氢能电力系统技术是利用了电—氢—电互变性而发展起来的。其基本原理就是将水电解得到氢气和氧气。在可再生能源发电系统中，电力间歇产生和传输被限的现象常有发生，利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池、燃气轮机或其他方式转换为电能输送上网。另外，还可将此过程中生产的氢气输送终端用户，发挥氢能特性，以满足终端用户的需求。例如，在工业供热部门可利用氢气热值高的特点，实现高温供热，以替代工业供热过程中的化石能源消耗，促进该领域的深度减排。因此，氢能电力系统有效利用了氢能特点，实现了氢—电协同，为中国难减排领域的深度脱碳提供了可行性选择。氢能电力系统可用于如下领域：

1）可再生能源大规模消纳。将电解水制氢技术用于可再生能源发电场景，在提升可再生能源发电规模化消纳的同时，还能够优化可再生能源发电的出线容量，从而降低电网建设的投资，提高输电线路的利用率[24]。

2）调峰调频辅助服务。在用电高峰时可利用具备快速响应及启停能力的电解水制氢系统（如PEM系统），进行调峰调频辅助服务[25]。同时利用氢能发电系统可在电网超负荷运行时用作调峰机组，以满足电网稳定运行的需求。

3）削峰填谷、需求侧响应。电解制氢系统可在用户侧利用谷电制氢实现调峰，也可通过电力需求侧实时管理系统，作为灵活负荷参与需求侧响应。未来随着规模化的氢储能系统的应用，可利用储氢实现跨季调峰等应用[26]。

4）分布式能源系统。将氢能电力系统用于构建分布式能源系统，实现可再生能源的灵活消纳，同时可以实现氢、热、电联供，为园区、社区及偏远地区进行供能，并可作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补[27-28]，提高能源利用效率。

5）远海风能资源开发。利用远海风能发电制氢是对远海风能资源开发的一种有效手段，可以避免开发远海风电所带来的大规模海底电缆建设难度大、管理困难、投资及运行成本高等问题。使得远海的海上风能资源除了直接发电还有制氢的出路，然后再输送到陆地上通过燃料电池或者氢燃气轮机发电，就可以有效利用远海风能资源，促进电力系统深度脱碳。

氢能电力系统在国际上已有示范应用，部分国家的示范项目如表12所示。

表12 部分国家氢能电力系统示范项目表

在氢能电力系统开发领域，欧、美、日等国家和地区起步较早，走在世界前列，已经取得了较大成果。在国内，氢能电力系统目前还处于示范应用阶段。国内主要示范项目如表13所示。

表13 国内主要氢能电力系统示范项目表

在氢发电侧，氢能电力系统主要的发电方式为燃料电池。燃料电池类型主要包括碱性电解质、质子交换膜、磷酸、熔融碳酸盐和固体氧化物燃料电池。其中，质子交换膜燃料电池技术效率可达45%～50%，处于商业化前沿。固体氧化物整体效率可超过90%，但固体氧化物燃料电池（SOFC）系统运行温度高，启动速度较慢且对材料要求高，现在仍处在研发和示范阶段，未来质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池更具发展前景。

氢发电的另一条技术路线是氢燃气轮机，美国、德国、日本等发达国家在氢燃气轮机的开发和应用上走在世界前列。相关技术研发和产业化情况如表14所示。

表14 国际氢燃气轮机开发情况表

中国一直重视有关氢燃气轮机的开发和应用。中国重燃计划在国电投湖北公司荆门工厂的F级燃气轮机上进行掺氢燃烧试验，通过试验研究及示范验证，推动中国首个氢混燃机示范项目落地，为电力系统的低碳转型提供解决方案[35]。中国重燃还提出了“电—氢—电”模式，于2021年3月正式启动“电—氢—电”模式相关研究工作，并针对西藏地区的资源禀赋特点，提出了《西藏地区“电—氢—电”模式发展规划》，计划在西藏建设全球首个氢—氧综合利用的“风光电—氢—电热”示范项目。该示范项目依托西藏沛德堆龙德庆30 MW牧光互补复合并网发电项目，实现“氢氧”共用，提升经济效益，是国内首个纯氢燃气轮机示范项目[36]。

氢燃气轮机的研发现集中于天然气混氢的研发和示范，未来将开发纯氢燃气轮机。纯氢燃气轮机的主要难点在于材料工艺和燃烧时产生的NOx排放处理问题，高性能燃气轮机材料研发以及低NOx排放技术是未来发展的重点。

氢能电力系统相较于其他可再生能源电力系统的劣势在于能源转化效率低、投资成本高。目前氢能电力系统的整体电—氢—电的能量效率仅约30%，能量损失高于其他常用的可再生能源系统。与发达国家相比，中国的氢能电力系统在核心装备如燃料电池关键材料、工艺，燃气轮机设备研发和制造等方面还有很大的差距，未来应加大对于关键材料和零部件的研发，间接推动氢能电力系统等规模化氢能源应用模式试点示范，实现高质量稳健发展。

3.3.4 民用氢能

引导氢能进入居民能源消费终端，将有利于减少居民建筑用能带来的CO2排放。科技部提出了“氢进万家”科技示范工程[37]，探索氢能在居民终端领域的应用，促进氢能社会的建设。民用氢能主要有天然气掺氢燃烧、氢能供热、供电等。

3.3.4.1 天然气掺氢燃烧

天然气开发利用是中国推进能源生产和消费革命的重要路径之一。中国是天然气消费大国，对外依存度已超过40%。天然气除了依赖进口之外，还存在区域性供需错配和消费季节性特征。在中国北方地区，天然气消费在冬夏季存在明显的峰谷差，供需缺口（消费—产量）在冬季趋于上升趋势，一旦管道输送出现问题就可能造成供气紧张 。常规的调峰保供措施不足以弥补冬季的需求缺口，需进行季节性调峰来保障稳定供气。中国天然气地域性供需不匹配等问题可通过天然气管道的合理、有效分布予以解决。而通过天然气掺氢供给居民终端消费，可减少对天然气的消耗，保证国内能源供应，维护能源安全，同时碳排放的减少有利于实现“双碳”的远景目标。随着能源绿色转型发展，“绿电＋绿氢＋天然气掺氢燃烧”，或将成为可再生能源利用的新方案，也势必将会推动氢能产业链的加速发展。

天然气管道掺氢输送供给居民用能，一直是国内外氢气输运和规模化利用的重要研究方向。欧美等发达国家天然气市场起步较早，对天然气掺氢的应用已有多年探索。相关研究如表15所示。

表15 国际天然气掺氢研究情况示意表

从国际对掺氢天然气燃烧研究的情况看，掺氢后能使燃烧产生的CO2和氮氧化物的排放量大幅降低，环保效益明显。中国天然气掺氢仍处于初步研究阶段，2019年后，国内在天然气管网掺氢项目上取得了突破性的进展，部分项目如表16所示。

表16 国内天然气管网掺氢研究情况表

作为低碳燃料，天然气掺氢在部分家用燃具中可直接代替天然气使用。马向阳等[47]研究发现，随着天然气掺氢比例的增加，家用燃气灶的一次空气系数逐渐增加，热负荷逐渐下降，热效率逐渐升高；天然气掺氢后，家用燃气灶烟气中的CO、NO、NOx含量均低于纯天然气燃烧后的烟气。罗子萱等[48]研究发现，掺氢比例体积分数不应高于20%，未发现安全性问题。家用燃气具的烟气排放指标满足标准要求，并且随着氢气的体积分数增加，烟气中CO与NOx排放量有所降低。

从国际、国内的研究及项目实施的情况来看，掺氢天然气面临的难点主要包括以下几个方面：①管道对氢的耐受性及引起的安全性问题。运输掺氢天然气的管道及设备需要进行全面的评估，充分考虑掺氢引起的泄漏速率加快、可燃范围增大及燃烧速率加快等影响，全面研究掺氢天然气的泄漏与燃烧爆炸问题。②从供给侧而言，需要整合蓝氢、绿氢等多种氢源，降低氢气成本，使掺氢天然气更具竞争力。②由于氢气介质的特殊性，各国对于天然气掺氢含量的标准、政策的不确定性是最大的阻碍。③由于天然气掺氢具备投资成本低，接触终端客户多，经济效益产生快的特点，未来在技术及安全性标准方面的问题解决以后，产业化相对容易。天然气掺氢作为低碳燃料，能够降低温室气体和污染性气体排放，且有助于通过扩大应用规模而降低制氢成本，这对于促进民用部门“双碳”目标的实现具有现实意义。

3.3.4.2 氢能供热与供电

利用氢能向民用建筑进行供热和供电，将减少由于化石能源消耗而带来的CO2排放，因此民用氢能中的供热与供电一向是氢能应用中关注的重点。国际上，日本、英国、德国、法国等都在进行氢能供热、供电相关技术及产品的研究、示范与产业化推广。氢能供热可以分为：天然气掺氢燃烧供热、纯氢气锅炉供热以及氢燃料电池热电联供等技术路线。

对于天然气掺氢燃烧供热，德国有研究表明，天然气掺氢燃烧供热仅比纯天然气供热的温室气体排放减少7%左右，但却使居民的用热成本上涨33%以上[49]。该研究结果认为，没有哪个欧洲国家提出可为氢气供热提供巨额补贴，氢气取暖的成本将全部由消费者承担，因此对于居民来说，采用氢气取暖是非常不经济的。另外，用氢气替代天然气进行供热，将面临氢源不足的问题。欧洲本身可再生能源资源较为有限，绿氢生产成本相对偏高，而依赖进口也将会带来绿氢运输成本较高的问题。

氢能燃烧供热的另一大缺陷是效率较低。对于绿氢燃烧供热来说，其供热效率仅为60%，相对于空气源热泵技术拥有的120%以上的供热效率而言，不具有效率优势。因此业界普遍认为，欧洲无论大规模推广纯氢气供热还是天然气掺氢燃烧供热，其融资前景都将十分暗淡。

利用氢燃料电池技术实现氢能的热电联供是一条可行的技术路线。日本在此领域占据领先地位。日本开发的ENE-FARM是一种家用热电共生系统[50]，该系统利用天然气提取氢气，注入燃料电池中发电，再用发电时产生的热能来供应暖气和热水，整体热电联供的能源效率约为90%。成本高是阻碍氢燃料电池推广应用的重要因素，日本通过家用燃料电池热电联供计划，从2005年起开始建设家用燃料电池示范项目，当年安装使用500套，成本800万日元/套（约48万元/套）。2009年后，在政府补贴政策和松下、东芝等厂商大力推广下，进入商业化应用阶段，到2017年，成本降至120～150万日元/套（约8万元/套），12年间成本下降80%以上。截至2019年底，日本已有超过26万户家庭安装了氢能源燃料电池。到2030年，日本政府计划让氢能源燃料电池走进530万户家庭，使全国20%的家庭用上氢能源[51]。

中国在民用氢能供热、供电方面还处在初步研究阶段，当前可适度超前布局氢能家庭应用研发并降低氢能应用成本。未来可考虑推广家庭用燃料电池热电联供机组，或在居民小区建设集中式氢燃料电池热电联供机组，通过外接氢气管道提供氢气，反应后为各居民家庭提供清洁电力和热量。

4 氢能产业面临的障碍与挑战

4.1 成本问题

在“双碳”目标下，氢能的来源需从灰氢过渡到绿氢，然而目前绿氢的成本价格是灰氢的3～4倍[52]，这将使绿氢在下游产业应用成本更为高昂，成为绿氢发展的主要障碍之一。比如钢铁和化工行业是资本密集型行业，利润率很低，其利润取决于原材料成本和经济增长幅度。因此规模经济、低原材料和能源价格对这些行业的盈利能力至关重要。而使用绿氢将大幅提高这些行业的原材料和能源成本，丧失与使用灰氢企业之间的竞争力。绿氢的生产成本取决于电解槽的投资成本、容量因数以及可再生能源发电的成本。鉴于目前电解槽成本相对较高，低成本的可再生能源电力就成为绿氢发展的关键。随着中国可再生能源发电规模的扩大，其发电成本在逐渐降低。现有的太阳能光伏和风能已比燃煤发电机组的运营成本更低，而未来可再生能源电力成本还有进一步下降的空间。值得一提的是，现有的可再生能源发电成本没有考虑到与化石燃料消费相关的外部性问题，而这些因素都有助于缩小绿氢与灰氢的成本差距，最终使绿氢更具吸引力。

另需注意的是，在某些特定的工业部门中，利用基于绿氢的新生产工艺对现有基于化石能源的生产工艺进行替代，所需的新工艺流程开发投资成本也十分巨大，如果没有专门的支持计划或对绿色材料或商品的明确需求，对单一企业而言，其所需投资负担依然很重。因此，需要各行业出台专门的扶持政策，以促进相关行业研发投入成本的降低。

4.2 氢能基础设施不足

氢能基础设施建设不足是阻碍中国氢能产业发展的另一个重要挑战。中国各类加氢站总数不及200座，而中国的加油站总数超过10万座，加氢站的数量过低将阻碍氢燃料电池车的推广与应用。中国加氢站建设面临的难点包括：核心设备依赖进口、建设成本高、建设审批流程复杂、归口管理不明确以及民众的“邻避效应”等问题。同时，中国氢按照危化品进行管理，致使氢能项目大多只能局限在化工园区内，限制了加氢站的建设。另外，中国输氢管道里程过低，现有输氢管道的里程只有约100 km，而天然气的输送管道则超过11×104km。过低的输氢管道里程导致氢气输运能力不足，不利于氢能的大规模应用。同时，输氢管道建设也面临着设计建造标准不明、建设成本过高等问题，成为氢能基础设施发展的另一个重要障碍。

4.3 能源效率偏低，与可再生能源发展步骤不匹配

绿氢从生产到应用的各个阶段都存在大量的能量损失，导致整体能源效率偏低。在生产阶段，通过电解水生产绿氢会导致30%～35%的能量损失。如果将氢转化为其他化合物（如绿色合成氨）会导致13%～25%的能量损失。在氢气输运阶段，需要额外投入的能量相当于氢能本身能量10%～12%[53]。在应用阶段，在燃料电池中，氢气的能量损失约为本身的40%～45%（不考虑热回收），绿氢的整体能源效率取决最终的应用场景，整体能源效率越低，生产绿氢所需的可再生电力容量就越大。中国拥有足够的可再生能源开发潜力，可以满足发展绿氢所需的电力容量。其主要问题在于当前可再生能源的开发速度与中国终端能源电气化和绿氢供应链发展需求的增长速度不匹配，无法同时满足两者的需要。除了专门开发的绿氢验证项目外，对开发可再生能源进行的投资也没有考虑绿氢的发展需求，导致绿氢所需的可再生能源电力设施建设滞后，成为绿氢发展的障碍。

4.4 市场需求不足

目前对绿氢的需求主要基于国家低碳政策要求，而不是直接的经济收益。虽然产业界都认可绿氢及绿氢产品的价值，但限于技术和经济成本的制约，实际需求几乎不存在。尽管公众越来越关注气候变化，但至今并未转化为对绿氢产品的购买。同时，政府招标购买的公共产品更多的是考虑市场价格而没有考虑环境效益。与此同时，缺乏激励措施来促进绿色产品（如绿色钢铁、绿色甲醇等）的使用，也间接促使绿氢的市场需求不足。而市场需求的不足也导致了绿氢基础设施建设的匮乏，从而造成了绿氢发展的两难问题：即由于绿氢成本高而导致市场需求不足。反过来，市场需求不足导致对绿氢的投资不足，从而无法通过投资扩大规模而降低绿氢成本。

4.5 技术发展存在短板

氢能的技术研发涉及制、储、运、用的各个阶段，各个阶段依据不同的应用场合还存在一些短板。如果只用绿氢替代灰氢，不参与下游生产工艺流程，那么现有的绿氢生产技术已有产业化的应用。但在某些部门的生产过程中，如在炼钢过程中，如果用氢要取代焦炭作为还原剂，就必须彻底改变现有的高炉技术路线，包括新装备、新工艺流程的开发，然而相关技术的研发都还处于理论研究和实验验证阶段。再有，在工业供热领域，利用氢气燃烧后进行高温供热的关键挑战包括传热特性和烟气成分的变化，以及较高的氮氧化物（NOx）排放问题。因此必须重新开发锅炉等关键设备，而相关技术的研发依然处于早期开发阶段。因此中国氢能产业关键部件性能与核心技术的创新能力与世界先进水平还有差距，这也成为氢能发展的重要障碍。

4.6 政策体系不完善

中国各地区为促进氢能产业发展出台了许多政策，然而各地政策也存在氢能的引导力度不足、覆盖面不广、管理不完善以及政策不连贯等问题：①各地出台的氢能产业发展规划大部分侧重于交通方面，涉及其他领域的支持不足；②在各类政策中，对绿氢的发展支持力度不够，缺乏具体的行动措施，容易导致由于灰氢的长期发展而产生的高碳锁定效应；③氢能管理体系不够明确，没有将氢能当作能源管理，致使加氢站等面临建设困境，无法离开化工园区。制氢、加氢合建站的管理体系有待进一步明确，以及加氢站的建设用地只限于商业用地等因素也限制了加氢站的普及与推广；④氢能标准体系不全面，例如中国高压运氢瓶的压力限定于25 MPa，事实上，现有技术已可达到45 MPa，而有关标准建设还未跟上技术发展速度。应大力发展国家标准，鼓励行业建设标准体系，并从严把控国家标准的质量；⑤有关支持氢能发展的金融财税政策不全面，未能充分利用碳价、碳税等金融工具推动绿氢的发展；⑥政策不连贯，各地出台的氢能补贴政策有时间期限，当政策执行到期后，没有接续政策继续作为支撑，导致相关投资者无所适从。因此，保持政策的前瞻性、完整性、连续性、稳健性对未来氢能产业的发展至关重要。

5 未来发展政策建议

5.1 制定行动方案，落实国家氢能发展规划的要求

国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》[54]从顶层设计上明确了做好“双碳”工作的主要目标、减碳路径措施及相关配套措施，为日后“双碳”行动方案、各重点领域及行业政策措施和行动提供政策支撑。作为支撑国家碳中和“1＋N”政策体系的重要组成部分，国家发展和改革委员会公布的《氢能产业中长期发展规划（2021—2035）》[4]明确了氢能战略定位，确定各阶段策略安排和重点。当前，需推动有关部门制定出台氢能领域的行动方案和保障措施，加强统筹衔接，持续跟踪和评估政策实施效果。建议从当前已具备基础、各方积极性高、商业化进程快的氢燃料电池汽车出发，按照“交通领域推广为先导、核心技术突破为关键、氢能基础设施为支撑、氢能供给体系紧密衔接、其他行业应用梯次跟进”的路径，细化制订各领域路线图，并在研发、应用、标准、放管服改革等方面设定一批优先事项，建设一批示范项目，确立中国氢能发展的整体路径。

5.2 建设国际、国内双循环的氢能经济体系

发展氢能产业，需着力在国内、国际两个市场进行布局，建设“国际、国内双循环”的氢能经济体系，并促进两个体系相互融合发展。当前，中国经济发展面临国际阻碍，人工智能、先进制造等行业受到发达国家限制，但氢能是为数不多的可以进行国际合作的领域之一，应抓住这一历史机遇，拓展中国的海外氢能合作，打造国际氢能循环体系，加强与氢能产业强国的技术交流，共同举办国际会议，促进双方的氢能贸易，扩大海外市场，推动中国绿氢及先进氢能设备出口，共同制定氢能国际标准，培育具有国际视野的先进人才。同时，可利用“一带一路”战略，通过氢能产业加强与一带一路沿线国家在“双碳”战略中的合作，推动基于氢能技术的可再生能源先进技术研发、产业化以及相关基础设施投资，包括合作制绿氢和绿色氢基化合物，以及设备出租、分享利润等，为沿线国家的经济发展提供新的机遇，这也对保护地球生态、推进应对气候变化具有非常现实和重要的意义。

国内氢能循环经济体系应着眼于构建绿色、低碳的循环经济产业体系，促使绿氢在传统产业升级方面发挥作用。要重点推动绿氢在钢铁、石化、化工以及重载交通等传统高耗能行业的应用，为上述产业的绿色发展提供路线选择。同时要注意国内、国际两个体系的相互支持，实现国内、国际双循环的相互促进与发展，从而构建覆盖国际、国内氢能经济体系，为中国“双碳”目标的实现提供坚实支撑。

5.3 发挥氢能优势，建设清洁低碳、安全高效的清洁能源体系

经过长期努力，当前中国能源结构中，煤炭消费含量已有大幅降低，但以煤炭为主导的能源消费结构特征依然明显，要实现“双碳”目标，就必须有计划地精准减少煤炭消费，利用绿氢、绿电等能源载体实现可再生能源替代化石能源是必然选择。从环境和生态的角度来看，利用可再生能源进行电解水制氢是最佳的技术途径。不仅能够实现零碳排放，获得真正洁净的绿氢，还能够将间歇、不稳定的可再生能源转化为稳定、可控的无碳能源，促进可再生能源的消纳和扩展。至2050年时，非化石能源结构应占能源结构的73%以上，这就意味着需要进一步构建与高比例可再生能源生产使用相匹配的现代能源体系，完善清洁能源消纳长效机制。因此发挥氢能优势，建立以绿氢为特色和媒介的能源供给和消费体系，将为实现中国能源体系深度脱碳化提供坚强保障。

5.4 加快氢能科技创新，推动建设氢能科技发展高地

发展氢能产业，离不开更大力度的科技创新。需部署建设氢能技术创新体系，推动先进氢能技术研发，促进科技成果转化。要针对规模化可再生能源制氢技术、氢储能、氢能炼钢、绿氢化工、氢燃料电池、氢燃气轮机等氢能基础理论和关键技术，同时并行设立多条不同技术路径开展集中攻关。要加快推广氢燃料电池车、氢能电力系统、氢能热电联供等节能低碳新技术，加快用好新技术、新模式、新业态推动相关行业节能减碳。世界主要经济体都在加速氢能科技发展方面的布局。氢能开发与利用已成为发达国家能源体系中的重要组成部分，在氢能全球化的浪潮中，中国要发挥体制优势，加快氢能领域的关键技术研发，提高关键技术装备的国产化程度，抢占氢能科技发展高地，形成具有中国特色的氢能“产学研”发展体系，并引领全球氢能科技发展方向。

5.5 建设氢能应用产业集群发展园区，扩大氢能应用市场

市场需求不足是阻碍氢能发展的关键障碍之一。建议各地区可结合自身条件，建设氢能应用产业园区，在园区内集中发展大量使用氢能的钢铁冶金、石油化工、煤化工等行业，建设以“钢化联产”等为代表的循环经济体系，推动产业融合发展。同时为园区建设绿氢制造基地或氢能供给网络，形成氢能应用的大规模市场，扩大氢能应用范围，吸引对于氢能的投资，促进绿氢成本下降，为提高绿氢竞争力、推动绿氢应用的下游产业健康发展创造条件。

6 结论

1）中国要实现“双碳”目标，现在就必须有计划精准减少煤炭使用，使用绿氢、绿电则是必然选择。现阶段使用氢能应采取“蓝氢先行、绿氢跟上、灰氢退出”的策略，逐步推行。由于当前社会经济既有发展目标向“双碳”目标导向路径的转变，各部门都要强化转型力度，特别是工业部门中难减排行业要进一步深度减排，这就需要加强氢能在工业部门、交通部门以及电力部门应用，促进关键部门的深度脱碳。而氢能产业就需在这一定位的前提下，确立阶段性发展目标、明确重点任务和实施路径，引导氢能产业聚焦这一定位而形成产业生态。

2）发展氢能产业，要坚持先立后破的原则，持续推进产业结构调整和能源结构优化，使氢能产业在保障中国能源安全、推动社会经济转型升级以及保护生态环境方面发挥协同作用，这也是氢能产业能够行稳致远的根本要求。

3）要关注氢基化合物的发展，利用现有的工业设施生产绿色甲醇、绿色合成氨、绿色天然气等。同时应着力推动建设国际、国内双循环的氢能经济体系，从而为实现中国能源系统脱碳和产业升级换代、建设生态文明、实现可持续发展提供可靠的技术及路径支撑。