氢产业链发展的路径分析

黄晟，杨振丽，李振宇

（1 燕山大学公共管理学院，河北 秦皇岛 066004；2 多弗国际控股集团有限公司，北京 100124）

为应对全球气候变暖，世界各国纷纷出台控制碳排放的有关政策，积极推进各行业绿色低碳转型与发展，控制和减少温室气体排放。中国国家领导人已经多次声明计划在2030 年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和[1]，该目标为我国各行业绿色低碳转型指明了方向。氢气具有来源丰富、燃烧热值高、使用过程零碳清洁、用途广泛等诸多特点，可成为推动多个行业低碳发展的解决方案，同时氢产业链较长，涉及环节较多，氢产业发展可带动氢产业链上游制氢、中游储运加氢以及下游氢的商业应用涉及的多个领域的经济发展。近年来，全球各国不断提高对于氢产业重要性的认识，美国、欧盟等制定了通过发展氢产业进而减少碳排放和污染物等定量的环境效益目标[2]，氢逐步被应用到多个领域。本文将在对美国、欧盟、日本和我国的氢产业发展情况进行比较与分析的基础上，立足我国实际，为我国氢产业发展提出对策与建议。

1 全球氢产业发展现状

制取氢气主要有化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢三种方式，不同方式的具体对比情况见表1。目前全球氢气来源以天然气制氢、副产氢为主，电解水制氢仅占4%，全球氢源结构如图1所示[3]。

表1 主要制氢方式具体对比情况

图1 全球氢源结构

目前，全球每年可以生产9000 万吨左右氢气[4-5]，全球氢的主要消费情况如图2 所示[6]，氢主要应用在炼油和化工领域，在其他领域应用较少。2021 年，交通运输、氢基直接还原铁、电力和建筑等新用途的需求仅占全球氢需求的0.04%。

图2 全球氢的主要消费情况

1.1 氢发展相关战略与主要政策

世界各国为积极推动氢的发展与应用发布了大量相关战略与政策，主要的代表性经济体有美国、日本、欧盟等，以下分别介绍各国主要氢发展战略与政策。

美国注重氢能全产业链的发展。美国在1970年首先提出“氢经济”概念，先后颁布《氢研究、开发及示范法案》与《氢能前景法案》，拨付1.6亿美元推动生产、储运以及应用氢能等相关技术研究。2012年，美国国会重新修订氢燃料电池扶持政策，减免制储氢设备、加氢站以及氢燃料电池车等多项基础设施税收[2]。2021年，美国总统签署《基础设施投资和就业法案》，计划于2022—2026年间为推动电解槽和氢能全产业链研究投入15 亿美元。2023年6月，美国发布《美国国家清洁氢能战略和路线图》，旨在加快清洁氢的生产、加工、输送、储存和使用。

日本注重氢能的发展，尤其是氢燃料电池的应用。日本在2017 年发布了全球第一个在碳中和目标下的氢发展规划《氢基本战略》，把建立“氢社会”作为其国家基本战略之一[7]，同年，确立了“氢能源基本战略”。日本新能源技术综合开发机构（NEDO）设立2 万亿日元的“绿色创新基金”，推动大型氢供应链建设、可再生能源制氢以及下一代飞机、船舶开发等[8]。2019年，日本修订了《氢燃料电池战略路线图》，同时制定“氢燃料电池战略技术发展战略”。该战略提出要加强互相合作推进技术研发与应用，着重发展燃料电池技术、氢供应链和电解技术三大技术领域，车载用燃料电池是优先发展项目之一[9]。

欧盟重点推进绿氢生产与应用。2020年6月欧洲清洁氢能联盟成立，同年12 月，22 个欧盟国家和挪威发起了欧洲价值链共同利益重点工程支持计划（Important Project of Common European Interests，IPCEIs），支持绿氢全产业链的各类项目，形成跨国绿氢网络。CertifHy 作为欧洲首个氢、蓝氢溯源认证机制，已推出首个欧盟范围的绿色氢源保证（CertifHy GO） 认证计划，并向市场发放超过75000个GO认证。《欧洲氢战略》提出为推动欧洲2050 年实现碳中和必须加快氢能发展，预计到2030 年投入240 亿～420 亿欧元用于安装4000 万千瓦的电解设施，生产1000 万吨的“绿氢”[10]。《欧盟氢能战略》提出到2050 年氢能占欧盟能源消费的比重提高到13%～14%，并大力推动绿氢发展，计划到2050年可大规模应用绿氢。

1.2 氢产业发展具体情况

美国、日本、欧盟目前各国氢气大部分都来自于天然气制氢与工业副产氢，氢气主要用于炼油与化工领域，美国每年的氢气消耗量超过1100万吨，占全球需求的13%，其中三分之二用于炼油，其余大部分用于氨生产。欧盟2020年氢气消耗量700万吨，用于炼油370 万吨、化工行业300 万吨。氢气在发电、建筑、交通等其他领域应用较少，但近年来也在逐步发展，尤其是氢燃料电池发展迅速，其中美国在氢燃料电池汽车市场、加氢站利用率等方面发展全球领先，加州政府已成为全球燃料电池车推广最为成熟的地区。交通方面，美国氢燃料电池叉车保有量超过5万辆，氢燃料电池小汽车约1.5 万辆，开放加氢站54 座。氢燃料电池发电方面，美国固定电站和备用电源总规模超过500MW。日本在氢燃料电池技术研发与应用上全球领先，氢燃料电池汽车是其重点研究方向，2014 年丰田MIRAIFCV、2015年本田CLARITYFCV上市，在全球率先实现了氢燃料电池汽车产业的商业化，截至2020 年日本氢燃料电池汽车全球累计销量超过1.2 万台，累积建成加氢站162 座[11]，并计划到2030 年国内氢燃料汽车达到80 万台，部署加氢站900 个[12]；日本也大力推动氢能和燃料电池在固定式发电领域的应用，拥有全球最大的微型分布式热电联供系统[13]。

在氢能应用技术方面，日本在现阶段全球氢能技术创新中占主导地位。2011—2020 年，日本在碱性电解槽技术和质子交换膜电解槽技术方面的专利申请量全球排名领先[14]。美国液氢与输氢技术发展较快，美国是全球最大的液氢市场，实际消耗的液氢占全球80%以上[15]。美国管道输氢技术走在世界最前端，输氢管道总里程已超过2700km，最高运行压力到10.3MPa，管道主要位于墨西哥湾沿岸，管线长达1000km。欧盟近年来尤其重视绿氢的生产与应用，投入大量资金推进电解基础设施建设，已安装超过140MW 的电解专用制氢设备，占全球产能的40%以上。

2 中国氢发展战略与应用现状

2.1 氢发展相关战略与主要政策

在国家层面，2020 年国务院办公厅发布《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》，提出加快推进氢燃料电池汽车应用相关核心技术研发。2021 年发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》，提出应谋划布局发展氢能产业。2021 年，国家能源局发布《“十四五”能源领域科技创新规划》，强调要推进制氢、储运、应用等相关技术的研发。《“十四五”可再生能源发展规划》强调推动可再生能源制氢发展。在地方层面，北京、河北、上海、江苏、山东等各地也都陆续出台推进氢能发展的相关政策，多地在“十四五”发展规划中提出推动氢能发展并发布氢能源相关专项规划。除此以外，各地为推动氢能产业发展，发布一系列补贴政策，天津市出台《燃料电池汽车示范城市地方财政支持政策指导意见》，指出对新建加氢制氢设施按固定资产投资总额的30%给予最高500万元的一次性补贴。北京市颁发《关于开展2022—2023 年度北京市燃料电池汽车示范应用项目申报的通知》，提出北京市经信局将按照车辆使用年限，对940辆车按使用年限发放奖励资金，对加氢站按照不超过核定的设备购置投资总额10%给予补助，最高200万元。

2.2 中国氢产业发展具体情况

2.2.1 中国制氢技术发展现状

中国是世界上最大的制氢国，2020 年产氢近2200 万吨。我国制氢主要来自化石能源制氢和工业副产氢，这两种制氢方式成本低、技术成熟、产量大且产能分布广，但是制取过程中会产生大量的二氧化碳。2022 年我国制氢来源占比如图3所示[16]。

图3 2022年中国氢源结构

2.2.2 中国储氢技术发展现状

储氢有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液体储氢、固态储氢、液氨和甲醇储氢等多种方式[17]，固态储氢又分为化学吸附储氢和物理吸附储氢。液态储氢成本较高主要应用于航天领域，固态储氢技术仍处于研发阶段，有机液体储氢方式储氢密度高、安全方便，但脱氢过程需要消耗大量能量。液氨储氢密度高，但氢与氨之间的转换过程中有大量损耗，转换效率有待提高，目前液氨储氢和甲醇储氢正逐渐受到各国关注。现阶段我国高压气态储氢技术应用最为广泛，高压储氢瓶以35MPa的Ⅲ型为主，其各方面性能与Ⅳ型储氢瓶都存在一定差距，但受技术限制，Ⅳ型储氢瓶还未生产与应用，且Ⅲ型储氢瓶的一些关键零部件也未实现自主化生产。目前，国外高压储氢瓶生产与应用技术较为先进，我国储氢技术与国外还存在一定差距，国内外部分储氢瓶技术参数对比见表2[18]。

表2 国内外储氢瓶技术参数对比

2.2.3 中国输氢技术发展现状

氢气运输主要有长管拖车、液氢槽车、管道运输三种形式，目前我国以高压气氢拖车运输为主，液氢槽车运输储氢密度高，但成本较高，目前民用市场还不适用。管道输氢有纯氢管道输送和天然气掺氢管道输送，目前主要采取天然气管道掺氢输送，且仍处于探索阶段，氢气输送管网建设里程不足，只有400km。2019年，国家电投在辽宁省朝阳市实施首个电解制氢掺入天然气示范项目。2020 年，国家电投在河北张家口启动“天然气掺氢关键技术研发及应用示范”项目，预计每年可向张家口市区输送氢气440 万立方米[3]。目前，在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，管道中氢气比例已逐步达到24%[19]。

2.2.4 中国氢的应用发展现状

目前我国以能源与化工领域为氢气主要应用方向，近年来，氢燃料电池汽车在交通领域的应用发展较快，截至2022 年底，我国氢燃料电池汽车保有量约1.3 万辆，居全球第三，累计建成加氢站358 座，其中在营245 座，数量全球第一[20]。氢气在炼油加氢、生产氨、生产甲醇等化工领域也发挥着重要作用，但绿氢化工仍然在探索阶段[3]。此外，氢气也常被用在半导体工业中，高纯氢气还原三氯氢硅是制取高纯多晶硅的一种重要途径。目前，氢气在钢铁冶金、储能、建筑、发电等领域的应用较少，技术路线也不够成熟。

2.3 国外经验与中国实践的比较与启示

美、日、欧盟等都非常重视氢产业的发展，各国相继出台了氢发展相关政策与战略，并在技术研发以及设施建设上给予了资金和政策支持，不断推动氢融入能源、交通、建筑等多个领域，加大氢产业的布局逐渐成为各国共识。相比较而言，美国重视氢能全产业链的发展，日本研究重点在于氢燃料电池，欧盟更加重视绿氢的生产与应用。

通过国内外氢产业多方面发展情况的对比可以看出，第一，我国对于氢产业发展的认识较晚，国外的氢发展规划以及氢的应用方面较我国更为成熟，尤其是涉及的相关核心技术方面，我国与国外存在一定差距。目前我国尚缺乏氢产业发展战略的总体规划，核心技术有待突破，对氢产业还处在探索和谋划阶段。第二，国家整体层面的系统布局仍有待完善，氢产业发展前期各地都在争相发展氢能，在区域合作、跨省合作方面考虑不够，存在盲目竞争、资源分散的问题，不利于全国市场体系的构建。同时我国地方缺乏对于全产业链发展的考虑，在建设加氢站、支持氢燃料电池汽车运营等方面补贴高昂，难以持续推进后续发展，建议从氢产业链整体布局、合理规划，从而推进产业长久发展。

在双碳目标的背景下，我国亟需推动绿色产业的发展，发展氢产业是我国实现双碳目标的重要途径，应当借鉴国际先进经验，全面审视本国目前氢产业链各环节发展情况，立足我国各地资源分布情况以及现实条件，建立氢产业发展的长远规划，构建从制氢、储运、加氢站建设到多场景应用的全产业链，谋划区域产业布局。

3 氢产业发展方向

氢气（H2）是氢元素形成的一种单质，常温常压下是一种易燃烧且难溶于水的气体，密度为0.089g/L（101.325kPa，0℃），只有空气的1/14，是世界上已知的密度最小的气体。氢气体积能量密度低，质量能量密度高，具有来源广泛、零碳清洁的特点，目前已被多个国家应用到化工、交通、发电、冶金等多个领域中，在推进各行业低碳转型过程中发挥了重要作用。现阶段制取的氢气大部分仍为灰氢与蓝氢，绿氢占比较低，而在推动各行业完成真正意义上的绿色转型需要绿氢发挥关键作用，从而加快一些领域实现零碳突破（灰氢通常是指通过化石燃料燃烧产生的氢气，生产过程中有大量二氧化碳排放；蓝氢是指在灰氢的基础上，应用碳捕集和封存技术获取得到的氢气，减少了生产过程中的碳排放量。绿氢是指通过太阳能、风力等可再生能源发电电解水制取得到的氢气，制氢过程无二氧化碳的排放）。氢产业链涉及氢气制取、储运与应用等环节，发展绿氢产业需从加大绿氢的大规模低成本制取、突破氢气储运的核心技术瓶颈、推广绿氢多元化应用等多方面考虑。绿氢具有绿色能源、绿色原料、绿色材料三个属性，作为能源主要应用在交通、发电等领域，对于目前的氢气储运技术要求较高；作为原料使用，重点是合成氨和甲醇等化工产品；还可以作为合成材料，通过绿氢调节合成气氢碳比，实现对煤化工的绿色升级，绿氢的总体应用路线如图4所示。

图4 绿氢应用总体路线

3.1 氢气作为绿色能源

氢气作为绿色能源主要通过以下三种方式利用：氢能源交通工具、氢内燃机和氢燃气轮机、民用天然气管网掺氢。

3.1.1 氢能源交通工具

氢能可以应用到交通领域，通过氢燃料电池将氢气与氧气反应的化学能转化为电能，然后驱动电动机使汽车运行。氢燃料电池主要包括质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池、碱性燃料电池、阴离子交换膜燃料电池、直接甲醇燃料电池等，质子交换膜燃料电池具有工作温度低、启动快、比功率高等优点，在汽车领域应用较广，是现阶段国内外主流的应用技术。目前，在氢燃料电池汽车相关技术研发与应用方面，日本和韩国较为成熟，已应用于乘用车、商业车、叉车、列车等[21]。日本丰田推出第二代MIRAI 氢燃料电池汽车，并在北京冬奥会上大量使用，其2021 款氢燃料电池汽车MIRAI续航再突破，一次加氢可行驶1000km以上。现代汽车公司推出的氢燃料电池汽车NEXO销量全球领先。氢能在交通领域的应用并不局限于燃料电池汽车，还推广至重型卡车、轮船、飞机等领域。韩国现代汽车的氢燃料电池重型卡车XCIENT Fuel Cell在欧洲正式商用化，以批量出口瑞士的氢燃料重卡为开端，截至2021年6月，在瑞士总行驶里程已经超过100万千米。目前我国氢燃料电池汽车以商用车为主，乘用车还未实现规模化应用，福田欧辉、郑州宇通等公司的燃料电池客车正在逐步推入市场，同时氢燃料电池物流车也将逐步实现商业化[22]，氢能重卡也在逐步发展，嘉兴港投用20 辆氢能重卡用于码头集装箱运输，苏州金龙49t氢燃料电池牵引车续航里程超过350km。

为推动氢能在交通领域的应用，还需要进一步解决以下问题：第一，质子交换膜是氢燃料电池和电解槽的关键部件，目前美国、日本质子交换膜研发技术较为领先，美国杜邦公司的Nafion系列膜市场化应用较多，我国在质子交换膜研发技术还有待突破，燃料电池其他零部件的研发例催化剂、膜电极等也都与国外存在一定差距。第二，氢燃料电池家用汽车对空间要求高，如何推进燃料电池小型化、提高储氢能量密度有待研究。第三，目前我国车载储氢主要采用35MPa 的Ⅲ型高压储氢瓶，其储氢密度、承受压力、自身重量与Ⅳ型储氢瓶存在差距，应一步研发高端碳纤维技术，加快Ⅳ型储氢瓶的生产。同时应完善加氢站基础设施建设，进一步研究氢气输运和加注技术。

3.1.2 氢内燃机和氢燃气轮机

氢内燃机也称为氢燃料发动机，原理与燃油发动机相同，是指氢气作为燃料在内燃机中燃烧，将化学能转化为热能或者动能。氢具有零碳清洁的特点，作为燃料燃烧不会产生二氧化碳的排放，一定程度上可以取代传统的燃油发动机，可以作为氢能向氢燃料电池发展的短期过渡。法国雷诺推出最新款氢混合动力概念车Scenic Vision，采用氢燃料作为内燃机的动力来源，续航里程可达497英里（1 英里=1.609 千米），预计2024 年实现量产，同时，作为混合动力汽车，该车的碳排放比传统电动汽车低75%。目前有效降低NOx排放、研发氢喷射系统核心技术是氢内燃机的研究方向。

氢燃气轮机将氢气燃烧的化学能转化动能，目前以发电应用为主，可以实现高效率、大规模的氢-电转换。氢燃气轮机相比于传统的燃煤发电机发电效率高、排放污染物少，同时比天然气燃气轮机能量高、碳排放较少。目前全球多国致力于应用氢燃气轮机发电，2022 年，通用电气成功运行全球首个HA级掺氢燃烧示范项目，预计2030年实现100%燃氢[23]。日本三菱重工成功研制30%混氢比例的燃气轮机，并与欧盟EU Turbines 承诺2030 年前推出100%燃氢重型燃气轮机。2022年，我国国家电投首个燃气轮机掺氢燃烧示范项目正式投运。目前氢燃气轮机发展还存在燃氢过程中产生的回火和温度过高等问题，需要进一步解决。

3.1.3 民用天然气管网掺氢

天然气的主要成分是甲烷，甲烷燃烧会产生大量二氧化碳，而天然气掺氢将氢气以一定体积比例掺入其中，通过现有天然气管道进行输送，替代天然气使用，可以改善燃烧性能，并减少污染物排放。我国使用的天然气大量依赖进口，天然气掺氢不仅可以减少温室气体的排放，同时可以有效补充燃气资源。国家电投开展“朝阳可再生能源掺氢示范项目”，其燃气轮机掺氢燃烧示范项目已正式投运，张家口开展河北省首个天然气掺氢示范项目，掺氢天然气最终应用于本市的商用用户、民用用户和天然气掺氢混合燃料汽车（HCNG）。

目前天然气掺氢使用还存在一些问题。第一，无论是绿氢制取，还是天然气管道掺氢运输，都需要较高的成本投入，同时存在价格计量问题，由于氢气体积能量密度低，每标准立方米氢气价格高于天然气，但热值只有天然气的三分之一，若按热值为基础计算，氢气价格低于相应制取成本，经济效益难以实现，因此天然气管道掺氢市场化应用需要解决价格计量问题。第二，天然气掺氢存在氢脆、泄漏、爆炸等安全风险，应逐步完善相关基础设施建设，对掺氢后管道相容性、掺氢比例安全模型、氢脆机理等进行进一步研发，提高安全性。

3.2 氢气作为绿色原料

3.2.1 合成氨的生产

绿氢可以与空气中的氮气生产合成氨，实现氢能到氨能的转化。绿氨作为燃料使用不会产生碳排放，可以用于发电、航运等领域，是一种清洁能源。日本积极开展燃煤电站的掺氨燃烧以及航运燃料领域的研究，计划到2030 年实现20%的掺氨比例，并随着技术发展逐渐提高到100%。韩国注重零碳氨燃烧发电，计划到2030 年将氨电比例提高到3.6%。中国江南造船、日本邮船等企业也纷纷布局探索绿氨动力船舶的建设。氨燃料电池是绿氨作为能源使用的另一种方式，目前处于研发阶段。日本京都大学在2014 年研发氨燃料电池。2022年5月，美国间接供氨式燃料电池拖拉机成功运行。同时氨具有较高的储氢密度，易压缩，具有长期储存和运输稳定的特点，在催化条件下可以分解释放出氢气，是一种优良的氢能载体。

绿氢和空气中的氮气合成绿氨，绿氨可以结合二氧化碳生产尿素。尿素是世界应用最广泛、最大规模的氮肥，在农业生产中发挥着重要作用，利用绿氢可以减少尿素生产过程中二氧化碳的排放。绿氨也可用于硝酸等化工用品生产，作为工业上最基本、结构最简单的含氮原料，几乎所有的含氮化合物最上游都是氨。

目前氨制取主要通过哈伯-博施法。该技术发展成熟，但生产氨所需的氢气主要通过化石能源制取，在生产过程中仍然有大量二氧化碳的排放。根据中国气体工业协会数据，2020 年我国合成氨行业二氧化碳的总排放量2.19亿吨，占到了化工行业排放总量的19.9%，使用绿氢有利于合成氨工业深度脱碳。

3.2.2 碳一化工

绿氢的应用可推动合成气绿色升级，向“绿CO+绿H2”转变。一氧化碳和氢气是合成气的主要组成部分，合成气是碳一化工的重要原料，一氧化碳提供羰基，氢气提供还原氢，是合成一切有机物的根本途径。一氧化碳和氢气可以合成甲醇，甲醇既是化工产品，同时又是碳一化工过程中的重要有机原料，以合成气或甲醇作为基础原料，可以生成甲醛、甲酸、甲醇、二甲醚、乙醇等含氧化合物产品，也可以通过甲醇直接制汽油（MTG）、合成气制液体燃料（GTL）等生产液体燃料，还可以通过甲醇直接制烯烃（MTO）、合成气直接制烯烃（GTO）等合成烯烃，合成气在化工生产中发挥着非常重要的作用[24]。目前合成气主要通过化石能源制取，甲烷水蒸气重整技术最为成熟，利用可再生能源电解水制取的绿氢可推动“CO+H2”向低碳合成气“CO+绿H2”转变。同时大规模低成本“绿氢”的制备，也将促使逆水汽变换或电催化CO2还原为“绿CO”大规模应用，即利用清洁新能源“绿氢”的CO2逆水汽变换制备“绿CO”，推动低碳排放的“CO+绿H2”向负碳排放的“绿CO+绿H2”发展，推动碳一化工降碳减排[25]。

二氧化碳催化加氢可以合成甲醇，同时实现了碳减排，目前国内外正在进行相关研究。2009 年日本三井化学公司100t/a二氧化碳制甲醇中试装置建成[26]。2020年，安阳顺利环保科技有限公司开展二氧化碳制绿色低碳甲醇联产液化天然气（LNG）项目，生产绿色低碳甲醇联产LNG，CO2减排10万吨/年[27]。近日，马斯达尔、日本三菱化学集团和INPEX 计划利用绿色氢和二氧化碳生产负碳聚丙烯。聚丙烯是世界上使用最广泛的塑料之一，由可再生氢结合二氧化碳生成高附值品聚丙烯，再通过塑料废弃物制氢，从而形成降碳的循环经济。

3.2.3 绿氢冶金

在冶金领域，绿氢可以替代传统上的焦炭作为铁矿石的还原剂，在源头上减少二氧化碳的排放，使钢铁行业摆脱对化石能源的依赖。目前，氢冶金主要研发应用方向为高炉富氢冶炼和非高炉氢基还原工艺，高炉富氢冶炼是通过向高炉喷吹富氢介质，以氢部分取代碳，减少了一部分二氧化碳还原产物，实现部分氢冶金。非高炉氢基还原工艺主要是氢基竖炉直接还原工艺，氢气在竖炉中将球团矿直接还原成海绵铁，实现深度脱碳。国外氢冶金发展起步较早，日本于2008年启动COURSE50项目，利用富氢高炉还原和CO2捕集回收技术实现高炉低碳冶炼。瑞典钢铁HYBRIT公司将可再生电力电解水制取的氢气用于替代焦炭，发展氢基直接还原炼铁技术[28]。我国河钢集团利用氢能直接还原技术，建设了全球首例120万吨氢能还原制备高品质金属化炉料的示范工程。建龙集团建成年产30 万吨氢基熔融还原法冶炼高纯铸造生铁项目（CISP）。

利用可再生能源电解水得到的绿氢作为还原剂是钢铁行业实现零碳排放的重要途径，目前绿氢在氢冶金领域的应用有待进一步提高，如何降低绿氢制取成本是推进大规模绿氢冶金的关键。

3.3 氢气作为绿色材料

我国富煤、少油、少气，煤炭在能源结构中占主导地位，充分发挥煤炭资源优势是保障我国能源安全、缓解石油与天然气供需矛盾的重要途径。目前我国煤化工发展迅速，推动经济发展的同时造成了大量的二氧化碳排放，高能耗、高碳排放是煤化工行业发展需要考虑的问题，2020 年我国煤化工（含焦化）使用约7.97 亿吨标准煤，占全国煤炭消费量的28%左右，年排放CO2约6.77亿吨，占全国碳排放量的5.75%左右[29]。在煤化工行业中应用绿氢，可以调节合成气的碳氢比，降低碳排放；同时实现区域优化，实现氢气更大范围的平衡。

3.3.1 加强绿氢与煤化工的有机结合

2023 年7 月27 日，国家发展改革委等部门发布《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》，文件提出推动现代煤化工与可再生能源、绿氢、二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）等耦合创新发展。煤炭和太阳能、风能等自然资源主要分布在华北、西北、东北等地区，利用风能、太阳能等可再生资源电解水制取绿氢，就近输送到煤化工产业地区，一方面可以利用氢能发电替代燃煤发电，减少煤燃料的使用，降低碳排放；一方面将绿氢利用到化工工艺中，调节合成气中的碳氢比，绿氢结合合成气中的碳原子生成相应化工产品，减少二氧化碳的排放，节约煤资源。宁夏宝丰能源公司新建“绿氢+煤”制烯烃项目，采用绿氢与现代煤化工融合协同生产工艺，相比纯煤方案，该项目有望增加甲醇122.9万吨/年，节约标准煤253万吨/年，减少碳排放631 万吨/年。中国石化在鄂尔多斯市建设风光融合绿氢化工示范项目，就近用于中天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目，用绿氢替代合成气，推进煤炭资源由“燃料型”向“原料型”转变。

3.3.2 改善产品结构，平衡含氧化合物与烃类产品

煤化工生产产品需要氧气的参与，氧气可以用作富氧燃烧或原料，工业生产氧气时需要消耗能源并会造成二氧化碳的排放，而如果用绿氧替代，完全不会产生碳排放。此外，生产烯烃和油产品时需要去掉氧，碳加氢和碳去氧工艺复杂，过程中也会有能耗损失以及产生二氧化碳的排放。如果加大煤化工生产过程中氧气的参与，省去去氧环节，研发生产含氧化合物（如醇醚类化学品）和新型可降解塑料（如聚乙醇酸PGA）等，不仅可以生产出化学产品，还能减少碳排放，发挥煤化工的绿色发展优势，利用风能、太阳能等可再生能源电解水制取绿氢与绿氧，可以同时解决原料氢气与氧气的来源问题，并且不会产生碳排放。

3.3.3 区域优化，实现园区氢平衡

煤化工生产甲醇、烯烃等过程中需要大量的氢气参与，煤化工园区内煤气化等自产的氢气结合风能、光能等可再生能源电解水制取的绿氢，提高园区内氢气的供给量，实现用氢端的供给需求，解决氢气供需两方时间、强度等方面的不均衡，提高氢气的利用效率，实现园区更大范围的氢平衡。

3.4 构建新型氢能源产业链

依据绿氢具有的绿色能源、绿色原料、绿色材料等多重属性，应用绿氢可推动化工、钢铁等高碳排放行业实现深度脱碳，在有条件的地区应积极推进新型氢能源综合利用产业链建设。依据风电、光伏等可再生能源发电方式电解水制取绿氢与绿氧，加快推进西部地区绿氢规模化生产，就近通过管道输送至化工园区，进一步实现园区氢平衡，特别是集中的煤化工产业园区，通过加入绿氢调节合成气碳氢比，加入绿氧改善产品结构，生成合成树脂、合成油、天然气等传统煤化工产品以及可降解含氧合成材料PGA，同时供应绿氨，用氢气的增量带动碳的存量，实现源头碳减排、分子层面的碳减排，实现化工园区绿色升级的同时加大了废光、废风等资源的利用，推动了风电、光伏等发电技术的发展与应用，利用风电、光伏发电与氢能发电等清洁发电方式，将绿电应用于化工园区以及更大范围的调峰使用，推进西部电网建设，形成产业协同化发展布局。氢冶金过程中氢气替代一氧化碳作为还原剂，还原产物为水，从源头上减少了二氧化碳的排放。在钢铁冶炼过程中加大绿氢的应用，有利于推进钢铁行业深度脱碳，同时减少传统化石能源的大量消耗，促进能源消费结构调整，缓解能源危机。在东部沿海地区积极开展海上风电制氢、核电制氢项目，就近运输用于沿海地区钢铁生产基地，并开展“西氢东送”，推动绿氢在钢铁冶炼工艺中的大规模利用，加快氢能应用产业链的建设。

4 加快我国氢产业链发展的优化策略

发展氢产业可成为推动我国经济发展、助力行业绿色低碳转型与加快实现双碳目标的重要途径，为推动氢产业发展应构建完整的氢产业链，氢气制取、氢气储运和氢气应用等各环节都是推动氢产业发展必不可少的部分，建议从政策机制、产业布局、技术研发、国际合作等方面进行考虑，从而进一步完善氢产业链发展。

4.1 建立完善氢产业发展的政策机制

氢作为绿色能源、绿色原料、绿色材料，在化工、冶金、交通等多个领域发挥着重要作用，建议我国完善氢产业发展领域的顶层设计和整体规划，突出氢产业在实现双碳目标、推动经济发展、改善能源消费结构实现能源革命中的战略地位，加强涉氢产业法律体系、制度体系和标准体系建设，加强氢气制、储、运、用等技术标准和安全规范，推进氢产业规范化建设。建立健全激励机制，鼓励社会资本和市场主体广泛参与，加快推进相关核心技术的研发与应用，构建从制氢、储运、加氢到多场景应用的氢产业链，完善相关设施建设，优化区域产业布局，推动氢产业全面融入到交通、工业、建筑和发电等各个领域。

4.2 适度加大绿氢产业布局

目前我国制氢以化石能源制氢为主，工业副产气制氢为辅，制氢过程中会产生大量的CO2，只有将绿氢融入到各行业领域中，发挥其对于化石能源等的替代作用，才能帮助各行业实现真正意义上的绿色转型。加大绿氢的产业布局，从氢气制取、储运到应用等各方面进行考虑推动绿氢产业链的发展。

4.2.1 积极发展可再生能源制取绿氢

目前关于可再生能源制氢的技术研究主要集中在风力发电电解水制氢、太阳能制氢、核能制氢以及生物质制氢等，其中生物质制氢具有原料来源广泛、清洁高效的优点，生产氢气的同时，可以改善大气环境，但产氢效率低、稳定性差、技术发展现阶段不够成熟，建议可以进一步研究高活性催化剂提高生物质热化学法制氢产率、速度等，并加大对生物法制氢过程影响因素的机理研究[30]，以提高氢气产率、速度、稳定性以及实现大规模工业化为发展方向，将生物制氢作为绿氢制取的一种重要储备来源。对于太阳能制氢技术的研究主要集中在光催化制氢技术、光电化学分解水制氢技术、太阳能热化学制氢技术以及光伏发电电解水制氢等，其中光伏发电电解水制氢技术产氢效率最高，商业化应用最为广泛，建议进一步加大光催化剂耐高温材料、太阳能聚集器和太阳能反应器等关键材料的研究[31]。核能制氢较有优势的主要技术有核能耦合高温蒸汽电解制氢、核能耦合热化学循环制氢、核电+电解水制氢等，核能耦合甲烷水蒸气重整制氢仍会有大量二氧化碳排放，不能制取绿氢，其中核能发电直接电解水技术发展较为成熟，短期内是最可行的核能制氢工艺。高温蒸汽电解制氢与直接电解相比，具有电能需求低、制氢效率高的优点，但高温电解所需材料是研究难点，热化学循环制氢产氢效率友好，但反应环境复杂，应进一步研发高温电解与热化学循环工艺所需材料和工艺技术[32-33]。综上所述，短期内可以风力、光能、核能发电电解水制氢为主，以其他可再生能源制氢为辅，并对其他可再生能源制氢技术进行进一步研发，提高其产氢效率、经济性、稳定性以及安全性，推动其实现规模化、商业化发展，为绿氢产业发展提供多种高效的绿氢制取方式。

我国西北地区具有丰富的太阳能以及风能，西南地区具有丰富的水资源，建议充分利用西部的可再生能源资源，发展可再生能源电解水制氢以及太阳能光解水制氢，建立氢气生产基地，大规模生产绿氢，推进西部地区风光发电与绿氢产业协同化发展。在沿海地区，可依托风电、核电与海水资源制取绿氢，一体化布局降低对外能源的依赖，规模化生产绿氢。可再生能源电解水制氢有两个需要考虑的重要问题：第一是电解水技术，主要电解水技术优缺点见表3[34-35]；第二是电解水成本，不同方式制氢成本对比如图5所示。

表3 主要电解水技术优缺点对比

图5 不同制氢方式成本对比

目前发展较为成熟的电解水技术为质子交换膜电解水技术（PEM）、碱性电解水技术（ALK）。我国碱性电解水技术路线较为成熟，成本低、运行时间长[36]，但该技术难以快速启动或变载，制氢速度不易调节，而PEM 电解槽运行更加灵活，更适合可再生能源的波动性[37]，是目前最适合的电解水制氢技术。但目前PEM 技术应用还存在质子交换膜不够成熟、成本高、催化剂少等问题，建议进一步研发质子交换膜技术，合理开发更先进的膜合成方法，制备复合材料膜取代Nafion膜，同时加大降低贵金属催化剂负载量以及开发非贵金属基催化剂等相关研究[38]。阴离子交换膜电解水制氢技术兼具PEM 和ALK 的大多数优点，且无需贵金属作为催化剂，但其技术不成熟，目前尚处于实验室研究阶段[39]，国家应当联合相关企业适当加快AEM 电解水技术的研发与应用，探索解决强耐碱性膜材料等关键技术难题[40]，同时，进一步优化碱性电解水的制氢设备，尝试提升碱性电解水制氢技术与可再生能源发电的适配性[3]。

降低电解水制氢成本是大规模化应用绿氢的关键，可再生能源电解水制氢较电网电解水制氢成本较低，但仍然高于传统的化石能源制氢与工业副产氢，在市场上缺乏竞争优势。降低成本可从降低电价成本与降低技术能耗两方面考虑：第一，进一步研发可再生能源发电技术和相关设施，充分利用废光、废风等资源，降低发电成本；第二，研发质子交换膜等关键部件，摆脱进口依赖，研发高效低成本催化剂，进一步研究电解水相关技术，改进配置设施，提高电解水制氢效率。

4.2.2 加快氢气储运相关技术的研发

储运氢气是氢气大规模利用的关键，而管道输送是大规模输送氢气经济有效的运输方式，目前我国天然气管道掺氢现处在示范研究阶段，国家和地方应当适当推动天然气掺氢输送、纯氢管道输送技术攻关和示范，充分利用“西气东输”天然气管网，开展天然气掺氢输送，建立起“西氢东送”输运方式，将西部大规模氢气输送到东部市场地区，推动氢产业的发展。同时加大高端碳纤维技术、氢气液化、固态储氢、液氨和甲醇储氢等相关技术的研发，适当开展全复合纤维结构缠绕的轻质高压容器储氢技术，发挥其质量优势，添加辅助储氢物质进一步改进储氢容器的材质。

加氢站是氢燃料电池汽车应用的重要配套设施，国内加氢站主要是35MPa 型加氢站，加氢能力与能耗等各方面与70MPa 型加氢站存在一定差距，目前国内加氢站核心设备仍然还无法实现国产化，尤其是氢气压缩机、加氢机及部分关键零部件需要依赖进口，其建站投资成本较高[41]。国家应当联合相关企业以及研发机构加强加氢站关键部件以及加氢技术的研发，在政策与资金上给予适当的支持。目前加氢站建设主要集中在广东、上海、山东、河北、江苏等领域[42]，考虑加氢站建设成本较高，可主要依托现有加油站和加气站体系，建立油、气、电、氢合建站，逐步完善加氢站网络。加氢站建设应优先考虑氢源丰富、应用场景较为成熟的城市区域，可首先在产业园区、国省道（含县乡道）、高速公路、城镇、船舶等五类“点位”布局加氢站，后续通过建立完善氢走廊等发展模式串联起各地加氢基础设施建设[43]。

4.2.3 逐步完善绿氢的多元化应用场景

《中国氢能产业发展报告2020》提出2019年我国年产氢气近2000 万吨，2050 年氢气需求量预计增加到6000 万吨[44]。随着氢气需求上升，绿氢在交通、建筑、发电、化工等各领域将发挥重要作用。绿氢具有多元属性以及清洁低碳、灵活高效的特点，多场景充分应用绿氢是我国实现双碳目标的有效途径。国家和地方层面应当积极推进绿氢融入各领域，加强财政扶持及企业间合作，提高制氢技术与制氢效率，进一步降低绿氢成本[3]。

在京津冀、长三角、珠三角等地区发展氢燃料电池汽车产业，在沿海地区和长江经济带大力发展氢燃料电池船舶产业，在大型矿山、港口建立燃料电池叉车和重卡产业集群，完善氢燃料电池在各领域发展的政策和制度，推动氢燃料电池在交通、航运等多领域应用与发展。在石化基地、煤化工基地、合成氨基地、钢铁生产基地等领域推行氢替代煤炭的工业流程再造。在可再生能源丰富地区试点建设农村家庭用燃料电池热电联产设施[2]，提高掺氢比例与应用安全性，加快掺氢管道输送技术研发，推广天然气管网掺氢使用。

4.3 构建国际合作发展模式

日本在氢能利用的相关技术和材料上全球领先，日本寻求在全球范围内构建供应链的背景下，我国在积极推进氢利用关键技术的研发。在此背景下，我国可考虑与日本围绕质子交换膜燃料电池、燃料电池系统和车载储氢三大关键技术开展相关技术合作。其中重点考虑与丰田、本田等日本氢燃料电池领域发展领先的企业开展氢燃料电池汽车项目合作。美国与欧盟致力于绿氢的生产与应用，我国与美欧特别是欧盟方面在摆脱化石能源依赖、实现大规模绿色制氢等目标方面具有一致性，可围绕海上风电、太阳能发电以及绿氢应用等领域开展技术研发合作，设立或联合成立研发机构，开展以燃气发电、综合能源、海上风电、电力系统灵活性等为主的项目合作。同时，我国要与其他国家和国际组织进一步加强涉氢国际标准制定以及氢安全国际知识共享工作，协同推进氢产业发展。

5 结语

绿氢具有多元属性以及清洁低碳、灵活高效的特点，近年来随着全球氢气需求的上升以及应用领域的推广，氢有望在各个领域发挥重要作用，发展绿氢产业可成为我国实现双碳目标的有效途径之一。从美、日、欧盟等世界主要代表性经济体的氢产业发展状况可以看出，各国都非常重视氢产业的发展，我国应当立足本国国情，抓紧构建从制氢、储运、加氢到多场景应用的产业链，优化区域产业布局，把氢产业全面融入到能源、工业、建筑和交通等各个领域。同时还要从创新和技术上着手，大力发展电解水制氢以及氢储运的相关技术，利用我国的可再生能源优势，在西部地区建立规模化绿氢生产基地，在沿海地区进行核电制氢和“风电+海水”制氢，积极发展管道输氢开展“西氢东送”，从而推动绿氢的大规模利用。最后，鉴于当前世界各国氢产业发展方兴未艾，我国应当积极开展国际合作，共同推进氢产业相关技术的研发与基础设施建设。