文/荊偉

作者供職于華電內(nèi)蒙古能源有限公司

寶音太

作者供職于內(nèi)蒙古華電電力銷售有限公司

近年來，在“雙碳”目標(biāo)牽引下，綠氫作為清潔制氫路徑進入政策與資本的共同視野，項目數(shù)量和裝機規(guī)模增長較快。但從全國氫源結(jié)構(gòu)看，綠氫仍處在起步階段，供給端以煤制氫、天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主的格局并未實質(zhì)性改變。

本文在梳理全國綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模、氫源結(jié)構(gòu)與區(qū)域布局的基礎(chǔ)上，結(jié)合中國華電集團在包頭的風(fēng)光制氫及摻氫消納示范工程，對綠氫產(chǎn)業(yè)的現(xiàn)實約束與發(fā)展路徑進行分析。

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全國綠氫行業(yè)現(xiàn)狀

（一）產(chǎn)業(yè)規(guī)模與氫源結(jié)構(gòu)

我國氫氣產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)較為雄厚，近年來總體維持平穩(wěn)增長。就規(guī)模而言，截至2024年底，全國氫氣年產(chǎn)能已超過5000萬噸，全年產(chǎn)量約3650萬噸，同比增速約3.5%。

但氫源結(jié)構(gòu)仍以化石能源制氫為主。煤制氫產(chǎn)能約2800萬噸／年，2024年產(chǎn)量約2070萬噸，占全國總產(chǎn)量約57%；天然氣制氫產(chǎn)能約1080萬噸／年，產(chǎn)量約760萬噸，占比約21%；工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)能約1070萬噸，產(chǎn)量約770萬噸，占比約21%。

相比之下，可再生能源電解水制氫產(chǎn)能約50萬噸／年，2024年產(chǎn)量約32萬噸，占比不足1%�？傮w看，綠氫在總量上的存在感仍然有限，距離“以綠為主”的氫源替代目標(biāo)尚有較大差距。

從消費端看，我國氫氣需求仍主要由傳統(tǒng)工業(yè)“托底”。2024年合成甲醇用氫約995萬噸（約27%），合成氨約950萬噸（約26%），石油煉制及化工約600萬噸（約16%），煤化工約405萬噸（約11%），上述四類用途合計約占氫氣消費的80%。

其余約20%分布于交通運輸、金屬冶煉、電子與儲能等領(lǐng)域。需要注意的是，當(dāng)前這些大宗工業(yè)用氫多來自灰氫，減碳效益難以體現(xiàn)。因此，在化工與煉化等高耗氫環(huán)節(jié)推進“灰氫替代”，既是綠氫消納的現(xiàn)實抓手，也是工業(yè)減排的重要突破口。

基礎(chǔ)設(shè)施方面，交通領(lǐng)域布局相對領(lǐng)先但總體仍偏“點狀”。截至2024年底，全國累計推廣氫燃料電池汽車約2.7萬輛，加氫站超過540座，分別約占全球總量的28%和40%。多個城市群已開通燃料電池公交、物流車示范線路，累計運行里程突破7億公里，關(guān)鍵部件國產(chǎn)化率提升至90%以上。

但與燃油車、電動車的存量規(guī)模相比，氫燃料電池車仍處于早期示范階段，加氫站的區(qū)域分布、利用率與運營能力也存在明顯短板。后續(xù)若要形成可持續(xù)商業(yè)模式，需要在車輛端、氫源端與基礎(chǔ)設(shè)施端同步擴張并提升周轉(zhuǎn)效率。

（二）區(qū)域分布及內(nèi)蒙古綠氫產(chǎn)業(yè)

我國氫氣生產(chǎn)和消費呈現(xiàn)明顯的區(qū)域集聚特征，主要集中在資源富集、重化工業(yè)集中的省區(qū)。

供給側(cè)方面，山東、內(nèi)蒙古、陜西、寧夏、山西等傳統(tǒng)能源與化工大省是氫氣產(chǎn)量大戶，煤炭與天然氣資源疊加煤化工、煉化、化肥產(chǎn)業(yè)集群，使其既具備化石制氫規(guī)模，也擁有可觀的工業(yè)副產(chǎn)氫來源。需求側(cè)方面，合成氨、甲醇、煉化等用氫產(chǎn)業(yè)同樣集中于上述地區(qū)，形成“產(chǎn)銷同地、園區(qū)集聚”的格局。

在各地區(qū)的綠氫布局中，內(nèi)蒙古憑借風(fēng)光資源稟賦、電力外送通道與重化工業(yè)基礎(chǔ)，正快速形成全國綠氫發(fā)展的關(guān)鍵板塊。內(nèi)蒙古自治區(qū)層面將氫能作為能源經(jīng)濟轉(zhuǎn)型的重要抓手，出臺支持風(fēng)電、光伏制氫示范的政策舉措。

2022年內(nèi)蒙古入選國家首批可再生能源制氫示范區(qū)域，自治區(qū)發(fā)改委批復(fù)7個“風(fēng)光制氫”示范項目，總體規(guī)劃新能源裝機達到數(shù)百萬千瓦。

（三）典型案例發(fā)展情況

中國華電集團在包頭市達茂旗建設(shè)的20萬千瓦新能源制氫工程屬于首批示范項目之一，項目于2023年12月建成投產(chǎn)，配置風(fēng)電12萬千瓦、光伏8萬千瓦及2萬千瓦／時儲能系統(tǒng)；年發(fā)電量約5.52億千瓦時，年制氫能力約7800噸。

該示范工程之所以具有代表性，不僅在于其規(guī)模與時間節(jié)點，更在于其“源—網(wǎng)—荷—儲—氫”一體化的系統(tǒng)設(shè)計和可復(fù)制的消納路徑。

其一，該項目作為內(nèi)蒙古首批大規(guī)模可再生能源制氫示范工程，較早實現(xiàn)了“風(fēng)光—儲能—制氫—用氫”的全鏈條耦合，驗證了在資源富集地區(qū)以綠氫承接新能源波動的工程可行性。

其二，項目在制氫技術(shù)上采取堿性電解槽與PEM電解槽組合配置：前者用于穩(wěn)定制氫、控制單位成本，后者用于快速響應(yīng)風(fēng)光出力波動，體現(xiàn)了“效率—成本—柔性”三者之間的現(xiàn)實折中。

其三，隨著達茂旗至包頭市區(qū)190公里輸氫管道的投產(chǎn)，包頭在“制—輸—用”一體化方面具備進一步擴展的空間。2025年該示范工程已年售氫超5000噸，實現(xiàn)項目總體盈利，為資源型地區(qū)發(fā)展綠氫提供了可觀察、可評估、可迭代的樣板。

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當(dāng)前行業(yè)存在的問題

盡管綠氫被普遍看好，但從示范走向規(guī)�；悦媾R多重掣肘，既有成本與工程問題，也有市場與制度問題。結(jié)合當(dāng)前項目實踐和產(chǎn)業(yè)運行情況，主要障礙可以概括為以下幾個方面。

（一）綠氫成本高，市場競爭力不足

目前綠氫成本與價格仍顯著高于傳統(tǒng)化石制氫，導(dǎo)致市場競爭力偏弱。業(yè)內(nèi)測算顯示，綠氫交付價格普遍在30元／公斤左右，折算為等熱值能源成本約為天然氣的3倍；而不少下游場景認為，只有當(dāng)氫氣成本降至15元／公斤附近，才可能在缺乏補貼的情況下形成穩(wěn)定需求。

成本端的壓力來自電價、設(shè)備折舊和融資成本的疊加，尤其在電解槽利用小時偏低、負荷波動較大時，固定成本攤薄困難。與此同時，灰氫（特別是煤制氫）在現(xiàn)階段仍具有明顯價格優(yōu)勢，且其碳排放外部成本尚未充分計入。因而在化工等大宗用氫市場，企業(yè)基于成本考慮不愿意購買綠氫。

（二）氫能儲運和基礎(chǔ)設(shè)施瓶頸

儲運與基礎(chǔ)設(shè)施環(huán)節(jié)是綠氫從“生產(chǎn)出來”走向“用得起來”的關(guān)鍵瓶頸�，F(xiàn)階段，氫氣多采用35MPa或70MPa高壓氣態(tài)方式儲運，依賴長管束拖車，單車攜氫量有限、單位運輸成本高；液氫雖然容積能量密度更高，但液化過程能耗大、絕熱與安全要求高，國內(nèi)尚處于工程化擴展階段；固態(tài)儲氫等新路線仍處于研發(fā)驗證期。

全國加氫站雖已超過540座，但空間布局不均衡、利用率偏低，運營普遍承壓；全國性輸氫管網(wǎng)尚未形成，長輸管道仍以示范工程為主�；A(chǔ)設(shè)施的滯后使“儲—運—加”成本居高不下，也限制了綠氫跨區(qū)域配置與終端消費的便利性。

（三）核心裝備受制于技術(shù)短板

從全產(chǎn)業(yè)鏈看，若干關(guān)鍵技術(shù)與裝備短板仍制約綠氫降本增效和自主可控。制氫端方面，部分核心材料仍依賴進口，尤其是PEM電解槽所需的質(zhì)子交換膜、貴金屬催化劑等，成本高且供應(yīng)鏈脆弱；堿性電解槽雖成熟可靠，但在提負荷、快速響應(yīng)等柔性能力上仍需提升，以更好適配風(fēng)光波動。

儲運端方面，高壓壓縮機、加注機關(guān)鍵部件以及液氫裝備在效率、可靠性和國產(chǎn)化程度上仍存在不足，直接抬升基礎(chǔ)設(shè)施投資和運維成本。系統(tǒng)集成端方面，風(fēng)光制氫、電網(wǎng)交互、儲能與用氫負荷之間的協(xié)同控制能力有待增強。上述短板疊加，容易造成項目“能建起來但不易跑得穩(wěn)、跑得久”，從而影響投資信心與市場擴張。

（四）支持政策與標(biāo)準(zhǔn)有待完善

政策與標(biāo)準(zhǔn)體系的完善程度，直接決定氫能產(chǎn)業(yè)能否從“項目熱”走向“產(chǎn)業(yè)穩(wěn)”。總體而言，我國氫能支持政策仍存在力度不足、協(xié)同不夠、地區(qū)差異較大的問題：中央層面以規(guī)劃引導(dǎo)與示范推動為主，直接面向綠氫的長期穩(wěn)定激勵機制尚不健全；地方層面政策多元但碎片化明顯，不同城市補貼力度差異較大，容易造成資源錯配甚至低水平重復(fù)建設(shè)。

標(biāo)準(zhǔn)體系方面，氫能橫跨能源、工信、應(yīng)急、住建等多個管理體系，部分環(huán)節(jié)仍按危險化學(xué)品管理，能源屬性尚未充分固化。制度層面的不確定性，會直接抬升項目合規(guī)與融資成本，影響企業(yè)長期預(yù)期。

（五）“綠色”價值未充分體現(xiàn)

綠氫的核心優(yōu)勢在于減排，但目前這部分價值還難以通過市場機制兌現(xiàn)�，F(xiàn)實中，缺乏權(quán)威的綠氫認證與碳足跡核算框架，使“什么是綠氫、綠到什么程度”難以被統(tǒng)一識別與比較；即便企業(yè)使用了成本更高的綠氫，其減排貢獻也很難在碳市場或產(chǎn)品溢價中得到回報。

結(jié)果是：綠氫在價格上難以與灰氫競爭，下游企業(yè)缺乏主動替代動力，生產(chǎn)端也缺少持續(xù)擴產(chǎn)的明確預(yù)期。要破解這一矛盾，需要盡快建立可操作的綠氫溯源與認證體系，明確核算邊界和第三方核查規(guī)則，讓減排貢獻真正轉(zhuǎn)化為可計量、可交易的收益。

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下一步發(fā)展的方向與對策建議

針對上述矛盾與瓶頸，推動綠氫從示范走向規(guī)�；�，需要國家、地方政府與企業(yè)形成合力：國家層面解決頂層制度與長期激勵，地方層面做好規(guī)劃引導(dǎo)與場景組織，企業(yè)層面則要以技術(shù)迭代和商業(yè)模式創(chuàng)新降低成本、擴大需求。同時，應(yīng)圍繞可形成規(guī)模消納的重點領(lǐng)域，盡快打通“生產(chǎn)—運輸—使用”的閉環(huán)，避免項目孤島化。

（一）國家層面：完善頂層設(shè)計與政策體系

一是加強戰(zhàn)略引領(lǐng)與統(tǒng)籌規(guī)劃。建議在“十五五”期間進一步完善氫能頂層設(shè)計，將氫能納入中長期能源戰(zhàn)略與產(chǎn)業(yè)政策的核心章節(jié)，明確分階段路線圖和可考核指標(biāo)。細化2025、2030和2035年在制氫能力、應(yīng)用規(guī)模、基礎(chǔ)設(shè)施、關(guān)鍵技術(shù)等方面的量化任務(wù)。

二是完善支持政策與激勵機制。鑒于綠氫尚處于培育期且成本劣勢明顯，國家層面可考慮建立更穩(wěn)定、更可預(yù)期的過渡性支持框架。對經(jīng)核證的綠氫給予合理補貼或稅費優(yōu)惠，引導(dǎo)其盡快形成規(guī)模。鼓勵政策性金融與商業(yè)銀行為綠氫項目提供中長期低成本資金，并對關(guān)鍵裝備國產(chǎn)化、規(guī)�；圃旖o予融資便利，逐步用市場機制替代一次性補貼。

三是健全標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范與監(jiān)管體系。建議由國家標(biāo)準(zhǔn)委牽頭，聯(lián)合各部門，加快構(gòu)建覆蓋制氫、儲運、加注、應(yīng)用與安全的標(biāo)準(zhǔn)體系。推動氫氣在不同應(yīng)用場景下的分級分類管理，厘清能源屬性與危險化學(xué)品管理的邊界。

（二）地方層面：統(tǒng)籌規(guī)劃與示范引導(dǎo)

一是地方政府是產(chǎn)業(yè)落地的關(guān)鍵組織者。各地應(yīng)立足資源稟賦與產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)，明確自身在全國氫能版圖中的功能定位：資源富集地區(qū)可側(cè)重綠氫制取與外送，工業(yè)大市可側(cè)重就地消納與工藝替代，港口和交通樞紐城市可側(cè)重交通與港口場景。建議省級層面統(tǒng)籌制定氫能發(fā)展規(guī)劃與年度行動清單，市縣層面圍繞園區(qū)、企業(yè)和基礎(chǔ)設(shè)施形成可執(zhí)行項目庫。

二是支持建設(shè)產(chǎn)業(yè)集群與示范區(qū)。地方可選擇具備新能源資源、產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和市場需求的園區(qū)或城區(qū)，打造一批可復(fù)制的“制—儲—運—用”示范單元，推動上下游企業(yè)集聚。引導(dǎo)龍頭企業(yè)牽頭組建產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同平臺，帶動配套企業(yè)提高制造水平與工程交付能力。

三是出臺地方配套政策并聚焦場景組織。地方可在國家政策框架下，結(jié)合本地實際制定更具針對性的措施：在基礎(chǔ)設(shè)施端，對加氫站和輸氫管道等前期投入大、回收周期長的環(huán)節(jié)給予階段性補助或貼息；在需求端，通過政府采購、公共交通示范、園區(qū)減排考核等方式引導(dǎo)用氫企業(yè)形成穩(wěn)定需求。

（三）企業(yè)層面：技術(shù)創(chuàng)新與降本增效

企業(yè)是氫能產(chǎn)業(yè)的核心行動主體。面向下一階段，企業(yè)需要把“技術(shù)迭代、商業(yè)模式”兩件事做實。

技術(shù)上，要圍繞提高電解效率、擴大負荷調(diào)節(jié)范圍、降低貴金屬依賴等關(guān)鍵指標(biāo)持續(xù)攻關(guān)，推動堿性與PEM等路線在不同場景下的最優(yōu)配置；儲運環(huán)節(jié)則應(yīng)面向高效壓縮、可靠加注、液氫工程化等方向提升國產(chǎn)裝備水平。

商業(yè)上，要主動與下游用戶共同設(shè)計產(chǎn)品與合同結(jié)構(gòu)，通過長期供氫協(xié)議、共同投資等方式鎖定需求，減少市場波動帶來的風(fēng)險。

在降本增效上，企業(yè)除了依靠技術(shù)進步，還應(yīng)把運營管理做細做實。一方面，盡量擴大規(guī)模、形成批量化交付，攤薄制造和運維成本；另一方面，圍繞園區(qū)綜合能源服務(wù)探索多元化收益，例如副產(chǎn)氧氣綜合利用，助力化工企業(yè)富氧燃燒、加氫站疊加充電與其他能源服務(wù)、制氫系統(tǒng)參與電力輔助服務(wù)等。通過提高資金周轉(zhuǎn)效率與收入結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定性，提升項目抗風(fēng)險能力。

商業(yè)模式創(chuàng)新同樣重要。上游制氫企業(yè)可以與化工、冶金、交通等用氫方建立長期合作，通過“產(chǎn)銷一體化”或“合同能源管理”等方式穩(wěn)定現(xiàn)金流；燃料電池企業(yè)與物流公司、公交集團、場站運營商協(xié)同，打造車輛、氫源與運維一體的運營閉環(huán)，提高車輛與站的利用率。對具備條件的園區(qū)，可探索“綠電—綠氫—儲能”綜合解決方案，在電網(wǎng)側(cè)與用能側(cè)同時創(chuàng)造價值，從而降低單一產(chǎn)品的市場風(fēng)險。

（四）拓展重點應(yīng)用領(lǐng)域：氫化工、氫冶金、氫交通、摻氫燃氣

擴大需求是綠氫由“能產(chǎn)”走向“能用”的關(guān)鍵。下一步應(yīng)圍繞具備規(guī)模消納潛力且減排效益明確的領(lǐng)域，優(yōu)先打通商業(yè)閉環(huán)，以場景帶動產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同成長。

1．化工領(lǐng)域（氫化工）。化工是我國用氫最大的市場，合成氨、甲醇、煉油加氫、甲醇制烯烴等過程對氫氣依賴度高，但現(xiàn)階段主要使用灰氫，碳排放壓力日益凸顯。推進氫化工的核心，是在條件成熟的環(huán)節(jié)用綠氫逐步替代化石制氫。

合成氨方面，可在風(fēng)光資源較好地區(qū)探索“綠電制氫—合成氨”一體化，形成綠氨產(chǎn)品；甲醇方面，除傳統(tǒng)合成氣路線外，二氧化碳與綠氫耦合制綠醇具有更強的減排屬性，且綠色甲醇在航運燃料等新興市場存在增量需求。

2．鋼鐵冶金（氫冶金）。鋼鐵行業(yè)碳排放強度高，傳統(tǒng)高爐依賴焦炭還原，減排空間巨大。氫冶金通過氫氣還原鐵礦石，可顯著降低甚至接近消除還原環(huán)節(jié)的碳排放，技術(shù)路線包括高爐富氫噴吹、氫基豎爐直接還原等。我國已有寶武、河鋼等企業(yè)開展試點，但氫冶金對氫源的穩(wěn)定性與規(guī)模提出更高要求，尤其在全流程替代的情況下用氫量巨大。因此建議在鋼鐵產(chǎn)能集中區(qū)域優(yōu)先探索“就近制氫—就近用氫”的產(chǎn)業(yè)協(xié)同。

3．交通運輸（氫交通）。在道路交通減排中，燃料電池更適合長續(xù)航、重載和高強度運營場景，如公交、物流、港口牽引車以及重型卡車等。

我國燃料電池車示范已積累一定基礎(chǔ)，但要從示范走向規(guī)模應(yīng)用，關(guān)鍵在于“車輛—氫源—場站—運維”體系化建設(shè)：一是聚焦重卡等細分市場打造示范線路和干線走廊，在重點通道完善加氫站布局；二是通過車隊化運營提高車輛利用率，形成穩(wěn)定用氫需求；三是通過標(biāo)準(zhǔn)化平臺化降低運維成本，提高可靠性。應(yīng)當(dāng)強調(diào)，氫交通不宜與純電乘用車直接競爭，而應(yīng)在適配場景中形成互補優(yōu)勢。

4．天然氣摻氫。將一定比例的氫氣摻入城市燃氣或工業(yè)燃氣體系，可以在較小改造成本下實現(xiàn)部分化石燃料替代，是拓展綠氫消納的現(xiàn)實路徑。華電包頭項目在工業(yè)端實現(xiàn)了較高比例的摻氫示范，表明在安全評估與工況匹配到位的前提下，摻氫可實現(xiàn)穩(wěn)定燃燒并帶來減排效益。

后續(xù)推廣宜遵循“先工業(yè)園區(qū)、后城市管網(wǎng)；先低比例、后逐步提升”的原則：工業(yè)園區(qū)可在鍋爐和集中供熱環(huán)節(jié)先行試點，城市燃氣則可從新建片區(qū)或獨立管網(wǎng)開展小比例試驗，同時加快制定摻氫燃氣成分、管材適應(yīng)性、安全監(jiān)測與應(yīng)急處置等標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范。

除上述場景外，氫能在電力系統(tǒng)調(diào)峰與長周期儲能方面也具有潛力。利用富余可再生電力制氫并儲存，在電力緊張或季節(jié)性供需錯配時再轉(zhuǎn)化為電力輸出，可作為新型電力系統(tǒng)的重要補充。但該路線對效率和成本敏感，需要在示范基礎(chǔ)上逐步驗證商業(yè)可行性�？傮w而言，應(yīng)堅持以可落地、可持續(xù)的應(yīng)用場景為牽引，推動氫能從“技術(shù)可行”走向“經(jīng)濟可行”。

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結(jié)語

可再生能源制氫對我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、提升能源安全與培育未來產(chǎn)業(yè)具有長期價值。我國已在項目建設(shè)和產(chǎn)業(yè)鏈布局上取得階段性進展，尤其是包頭等地的示范工程為綠氫就地消納提供了可復(fù)制經(jīng)驗。但要實現(xiàn)更大規(guī)模的替代，仍需在成本、儲運基礎(chǔ)設(shè)施、關(guān)鍵裝備、政策機制和標(biāo)準(zhǔn)體系等方面持續(xù)發(fā)力。

下一階段的重點，不在于簡單“上項目”，而在于把商業(yè)閉環(huán)做實：通過制度設(shè)計讓綠色價值可核算、可交易，通過基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)降低全鏈條成本，通過企業(yè)創(chuàng)新提高效率并拓展應(yīng)用。只要各方在同一套規(guī)則下協(xié)同推進，綠氫產(chǎn)業(yè)完全有可能在“十五五”期間邁過培育期，逐步形成規(guī)模化、市場化的發(fā)展格局。

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