我国氢基能源产业发展现状及趋势

田泽普 王凡 孟云龙

摘要：氢基能源是以氢气为核心构建的能源体系，包括可再生能源制取绿氢、绿色甲醇、绿氨等，具有清洁零碳、灵活高效、来源丰富的特点，对于推动全球能源转型和减少温室气体排放具有重要意义。该文围绕中国氢基能源产业链的发展现状及趋势进行了阐述，分析了电解水制氢、绿色甲醇、绿色合成氨3种氢基能源发展的政策与市场背景，梳理了当前我国氢基能源产业发展的规模、技术现状，研判氢基能源发展阶段与未来趋势，为氢基能源产业的发展提供借鉴和参考。

关键词：氢基能源；绿氢；绿氨；绿色甲醇；规模；技术

氢因其具有的能源、原料、介质三重属性，构成了包括氢、甲醇、合成氨等的各类氢基能源。在全球产业低碳、绿色发展的大背景下，氢基能源成为了多个行业绿色转型的重要载体。当前，政策指引、技术进步、需求拉动三点成为影响中国氢基能源整体产业发展的重要驱动力。绿色氢气供应、绿醇需求、绿氨需求这“一生产二应用”的几个维度，在短期内将构成氢基能源的重要支撑。分析其发展阶段和前景可“一叶知秋”，带来更多对氢基能源发展的思考。

一、电解水制氢：为规模应用奠定基础

（一）政策：鼓励类政策将破除绿色生产障碍

2023年国内部分城市和地区提出了诸多先行先试的政策，支持绿氢产业发展。

一是破除优化绿氢生产和使用的限制政策。2023年6月发布的《河北省氢能产业安全管理办法》明确提出“化工企业的氢能生产，应取得危险化学品安全生产许可[1]；绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可”。这是国内首个对可再生能源制氢在危化品许可方面进行放松的政策。该文件中也提到了“允许在化工园区外建设电解水制氢（太阳能、风能等可再生能源）等绿氢生产项目和制氢加氢一体站。”2023年，广东省、辽宁大连、安徽六安、新疆阿勒泰地区布尔津县等地的氢能相关政策均提出“允许在非化工园区建设制氢加氢一体站”[2]。

二是提供支持绿氢生产的补贴。2023年，多地市针对绿氢生产项目提出补贴政策，以绿氢销售量直接补贴等的方式为主。如内蒙古鄂尔多斯、新疆克拉玛依提出对当地氢气产能大于5000吨/年的风光制氢一体化项目主体，按实际售氢量进行1500~4000元/吨的退坡补贴[3]；广东深圳则采取对电解水制氢加氢一体站进行电费减免等补贴措施。

（二）规模：中国电解水制氢产能及电解槽需求量翻倍增长

2023年电解水制氢新增产能（建成项目）约3.7万吨/年，同比增长约181%；截至2023年底，累计产能达约7.2万吨/年。绿氢项目产能的持续建设，推动2023年中国电解槽年需求量（在建项目）进一步扩张。2023年，中国制氢电解槽需求量约1.42GW（不含出口量），同比增长约128%。2021-2025年中国绿氢产能变化情况详见图1。

来源：中咨氢能中心，能景研究

注：2021-2023年的产能为统计值，2024、2025年产能为积极情境下的预测。

图1 2021-2025年中国绿氢产能变化

到2023年底，中国电解水制氢产能约63%集中在西北地区新疆、宁夏两省；同时约80%采用光伏制氢，主要受中石化库车光伏制氢等示范项目带动。电解水制氢项目产能的落地受各地区可再生能源丰富水平、技术成熟度、减碳需求、消纳潜力等因素影响。

短期来看，三北地区将成为中国电解水制氢产能主要聚集地，风电制氢或风光一体化制氢占比将逐渐升高。新疆、宁夏、内蒙古等地是光伏资源或风能资源最丰富地区，光伏及风电可利用小时数高，对氢气综合成本的快速下降具有重要作用；此外，这些地方分布有油气加工、甲醇生产等一系列用氢装置，可对绿氢的大规模工业应用进行技术验证并对绿氢实现有效消纳。

长期来看，东部沿海或将成为中国绿氢产能主要来源之一，而风电制氢为东部主要模式。东部沿海各省陆上及海上风电技术可开发量超过4000GW[4-5]，占东部可再生能源可开发量7成左右；在全国炼化、甲醇等用氢场景集中，东部地区的氢气需求占总量50%以上；东部沿海港口众多，其对外的氢基能源贸易也将率先起步。

（三）技术：产业链不断完善，相关指标提升

当前中国与绿氢定义相关的强制性标准等尚未出台[6]，大型绿氢项目仍以并网、半离网等为主。现阶段市场对电解槽主要更看重制氢能耗等经济性、示范性的指标。

2023年中国碱性电解槽进入技术迭代阶段。零部件性能进展方面，部分国产化新型合金催化剂、复合隔膜开始在国内电解槽厂家试用。结合部分厂家研发进展，国产催化剂或隔膜等或可实现批量供应，1至2年内在性能上迭代更新至国际前沿水平。国内主流的中压柱形碱性电解槽结构进展方面，单槽制氢量继续增大，2023年有约10款2000Nm3/h单槽制氢量电解槽推出，且推出3000Nm3/h电解槽。低压方形碱性电解槽路线进展方面，2023年中国推出了至少三款低压方形碱性电解槽，其中单槽制氢量最高达到3000Nm3/h。

国内碱性电解槽的性能指标不断突破。一是额定制氢电耗降低，电流密度升高。制氢电耗、两者主要与制氢催化剂活性、隔膜电阻等因素有关。2023年，主要厂家产品的额定制氢电耗平均约为4.3k·Wh/Nm3H2，电流密度约3200A/m2@1.8V。结合技术发展，预测到2025年，中国碱性电解槽制氢平均电耗有望降至4.1k·Wh/Nm3H2，同时电流密度升至4000A/m2@1.8V。二是负荷调节范围更宽。电解槽功率负载功率范围主要受隔膜零部件、电解槽结构、工程系统设计等方面影响。2023年，主要厂家产品的负荷调节范围约为25%~110%。受益于国内电解槽产品设计迭代升级与制氢项目工程应用经验积累，到2025年中国碱性电解槽负荷调节范围有望达到15%~110%。小型阵列式碱性电解槽方案中，并联的子模块电解槽达到40台，系统制氢量达到4000Nm3/h。2021-2025年中国碱性电解槽制氢电耗及电流密度发展趋势见图2。

来源：中咨氢能中心，能景研究

注：基于中国碱性电解槽市场前十企业披露数据平均总结。

图2 2021-2025年中国碱性电解槽制氢电耗及电流密度发展趋势

国内PEM电解槽技术水平也逐步提升。一是零部件供应链逐渐形成，国产质子交换膜、催化剂技术等逐渐实现量产；同时2023年以来燃料电池零部件企业逐渐涉足PEM电解槽领域，开始探索燃料电池极板、膜电极等向PEM电解槽的转化应用。二是2023年新公开的PEM电解槽产品在制氢电耗、电流密度等方面均有所提升，这主要得益于电解槽设计经验的积累以及催化剂的逐步优化等。三是贵金属用量逐渐降低。2023年中国PEM电解槽贵金属用量仍然较高，阳极部分贵金属铱的负载量约1mg/cm2。同时实验室内低铱催化剂技术，如核壳结构、原位制备等新型合成理念逐渐实现产业转化。到2025年，根据对技术转化进展的预判、各厂家披露的新型催化剂量产规划等因素，中国贵金属铱的用量或可降至约0.3mg/cm2。2021-2025年中国PEM电解槽制氢电耗及电流密度发展趋势详见图3。

来源：中咨氢能中心，能景研究

注：基于中国PEM电解槽市场前十企业披露数据平均总结

图3 2021-2025年中国PEM电解槽制氢电耗及电流密度发展趋势

（四）成本：技术驱动，成本不断降低

电解水制氢成本由电解槽折旧成本、电力成本、人工管理费用、电解液材料成本等主要成本组成。其中电力成本与电解槽折旧成本占主要部分。折旧成本与电解槽系统成本、工作时长等有关，电力成本与电价和电解槽电耗等相关。以如下工作场景为例进行核算：在一台5MW碱性电解槽工作6小时/日、电解槽价格700万、寿命15年、电价（直接连接的光伏、风电）为0.2元/kW·h等计算条件下，电解槽设备折旧成本约占总成本的31%，电力成本约占51%，人力、耗材等成本占18%。

电解制氢的降本路径逐渐明确。根据国内已建成的中石化新疆库车绿氢等示范项目经验，现阶段国内采用光伏直接连接制氢的情况下，绿氢的生产成本在16~25元/kg之间。其重要影响因素主要有电解槽工作时长、电力成本等两大部分。工程及装备技术经验的发展将进一步推动绿氢成本降低，其关键一是整体系统的设计水平提升，利用储能、电网等综合解决方案提高电解槽及整体系统的工作时长和利用水平，降低折旧成本；二是装备技术进步，制氢电源、电解槽、光伏/风电装备等效率提升，推动发电成本降低以及制氢综合电耗降低。

二、 绿氢制甲醇：增量及存量市场均存机遇

（一）政策：减碳政策推动甲醇生产绿色转型并带来绿色甲醇需求

国内就推动甲醇生产的绿色转型频繁出台政策。我国传统甲醇产能中煤制甲醇占到了80%左右，其余为天然气与煤焦炉气制甲醇。近年来在“双控”（能耗总量及强度）方针下，甲醇新建产能尤其煤制甲醇受到了中央及地方上严格限制。一是设置了煤制甲醇新建装置规格下限。国家发展改革委从《产业结构调整指导目录（2019年本）》开始，明文限制新建100万吨/年以下煤制甲醇生产装置，抬高了煤制甲醇新建投资成本。二是严卡煤耗、能耗指标，山东等省份规定，新建煤制甲醇产能必须对本省煤制甲醇已有煤耗等进行等量或减量替代（总量只减不增）。三是碳排放指标监管或将收紧。2023年7月中央深改委通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》文件，由以煤耗为指标的“能耗双控”进一步拓展到以碳排为指标“碳排双控 ”，对甲醇生产的碳资源利用水准提出了更高要求。与国家及各地方对传统甲醇生产多方面限制相对应的是，以碳捕集、绿氢、生物质等为原料的新甲醇工艺路径成为鼓励对象，如《产业结构调整指导目录（2024年本）》将“电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色甲醇”列入鼓励类条目。

2023年国际航运领域的减碳政策带动了绿色甲醇的国内外市场需求。2023年7月，国际海事组织升级航运业减碳目标：“到2040年全球碳排放较2008年至少降低70%，并正式开始开展船舶碳排放强度评级”[7]。2024年，欧盟也开始正式对欧盟境内停泊的船舶征收碳配额[8]。据此，大规模近零排氢基能源（绿色甲醇与绿氨）替代传统燃料成为最具潜力的实现路径。多重因素驱动下，国际各大航运龙头开始订造甲醇及氨燃料船舶，2023年新订造船舶中甲醇船舶吨位占比达到13%、首艘氨燃料船舶下单，这为国际绿氢及氢基能源的消纳带来了明确需求。国际绿色甲醇相关标准规定详见表1。

表1 国际绿色甲醇相关标准规定

注：1）RED为欧盟推出的可再生能源指令；

2）GHS为国际绿氢组织推出的国际绿氢标准。下同。

2023年甲醇船舶已成为国际航运领域主流替代燃料船舶路线之一。根据克拉克森数据，2023年全球共下单甲醇燃料船130艘，同比增长202.3%。从2023年订单比例来看，全部燃料船型新增订单中甲醇船舶约占13%（按船舶吨位，下同）；在替代燃料船型的新增订单中甲醇船舶约占28%，仅次于LNG燃料船（56%）[9]。

（二）规模：稳步增长

截至2023年底，国内已建成及在建的绿色低碳甲醇项目11项，绿色低碳甲醇总产能约为36.6万吨/年。多数项目规模为10万吨级以下水平，正处于技术及商业示范阶段。国内低碳甲醇呈多技术路径并行发展格局，煤化工耦合绿氢、二氧化碳加氢、生物质耦合绿氢、生物质直接气化制甲醇4种技术路线，其中前3者均需要额外添加绿氢[10-12]。据能景研究预测，基于低碳产业政策、碳达峰目标、市场发展、技术进步等因素，到2025年中国低碳甲醇预计总产能或可超过80万吨/年。2021-2025年中国低碳甲醇产能（不含耦合煤化工制甲醇）详见图4。

来源：中咨氢能中心，能景研究

注：本图未统计绿氢耦合煤化工制甲醇项目及未耦合绿氢的生物质制甲醇项目；二氧化碳加氢制甲醇的碳源主要指工业尾气碳捕集来源的二氧化碳，包含生物质电厂尾气，氢气来源包括绿氢及工业副产氢。

图4 2021-2025年中国低碳甲醇产能（不含耦合煤化工制甲醇）

（三）技术：三类绿色低碳甲醇技术带来绿氢需求

绿氢的规模化供应可行性得到验证，技术优化方向更加明确。制氢环节，绿氢规模化制备管理技术逐步升级。2023年中国首次实现百兆瓦级制氢电解槽项目示范运行；在百兆瓦级项目投运基础上，如何实现能量管理系统的进一步优化与整合、搭建更高效的安全控制系统等，以实现制氢电解槽与波动性风光电力的高效匹配，做到氧中氢或氢中氧浓度的及时监控及制氢系统自动化响应，或成为制氢侧技术要点。氢储运环节，高效供氢网络系统设计逐步优化。2023年首次实现了“储氢罐-输氢管道”相结合的炼化场景绿氢供应技术模式。扩展到甲醇合成场景，在风光制氢不稳定与甲醇生产连续性用氢之间存在矛盾的背景下，设计涵盖电解槽BOP系统（氢纯化、电控等）、储氢系统、输氢管道系统等高度集成的一体化、低能耗、自动化控制管理技术，或是重点核心技术。

绿色低碳甲醇合成技术开启实践，核心装备、催化剂等进入工业级应用阶段。

（1）绿氢耦合煤制甲醇（绿氢+煤）技术方面，低成本、高效的原有甲醇装置改造技术逐步推进。一是控制及监测系统的改造，对水煤气变换、绿氢储罐及管道供应等添设管理系统；二是智能管理策略升级，由原有的煤制氢“氢/碳平衡”监测自动控制升级为“煤制氢+绿氢”“ 氢/碳平衡”监测及自动控制。

（2）绿氢耦合生物质制甲醇（绿氢+生物质）技术方面，新型反应路径、新型气化炉设计等即将进入示范阶段。生物质气化技术复杂多样，不同生物质气化工艺（含气化剂、温度、压力等多维考虑）、绿氢补充比例等条件下，甲醇生产的产量、碳排放量、成本等有着较大差异。2023年开工的中能建松原绿色氢氨醇一体化项目采用的“生物质气化制CO2+绿氢”工艺或是碳排放最低、甲醇产量最高的技术路线之一。

（3）二氧化碳加氢制甲醇（绿氢或灰氢+CO2）技术方面，“二氧化碳加氢催化”“碳捕集”两项核心技术逐步突破。从2023年中国建成的两项万吨级二氧化碳加氢制甲醇项目来看，“碳捕集”技术已实现国产化，同时国内各研究机构将“降本”作为“碳捕集”技术下一步研发重心之一；“二氧化碳加氢催化”技术均源自于冰岛CRI公司，国内来自大连化物所等的国产“二氧化碳加氢催化”技术正在规划进行万吨级示范。煤制甲醇及氢基低碳甲醇主流技术路径示意详见图5。

图5 煤制甲醇及氢基低碳甲醇主流技术路径示意

（四）成本：与原料及工艺紧密相关

使用绿氢制甲醇的成本，一是取决于碳原料的种类来源，二是看具体工艺对碳原料与绿氢的用量要求。

（1）对于绿氢耦合煤制甲醇，煤价、绿氢替代灰氢的比例决定了甲醇成本，据估算其成本约在1700~3500元/吨之间。

（2）对于绿氢耦合生物质制甲醇，生物质种类及采收成本、生物质加工工艺及绿氢用量对成本均有影响，据估算其生产成本在3500~5000元/吨之间。在部分生物质收储困难的地点或季节，成本或超过5000元/吨。

（3）对于二氧化碳加氢制甲醇，工艺及原料需求相对确定，起决定因素的为二氧化碳捕集成本和绿氢成本，据测算采用工业尾气碳捕集并耦合绿氢的生产成本约4000~5000元/吨。

三、绿色合成氨：各类应用开始探索

（一）政策：低碳船舶应用推进合成氨新增市场

合成氨是国内能耗、碳排放标准最严格的化工领域之一，绿氨是重点鼓励方向。合成氨的生产以煤制氨为主，其产能占合成氨总产能的8成左右。“十三五”以来，合成氨领域展开了大规模产能升级与落后产能淘汰。根据2024年5月27日国家发展改革委等5部门发布的《合成氨行业节能降碳专项行动计划》，到2025年底，能效基准水平以下产能完成技术改造或淘汰退出，并推动以可再生能源替代煤制氢，提高绿氢利用比例。各地方对于传统合成氨的生产也有严格限制要求，对绿氨则持积极鼓励态度。如内蒙古明确规定不再审批合成氨项目，除确有必要建设的绿氨以及焦炉煤气综合利用制合成氨项目；《产业结构调整指导目录（2024年本）》将绿氨列为鼓励类条目。

2023年国际氨燃料船舶开始进入订造阶段，带动绿氨国内外市场需求。中国以及日、韩的多家船舶企业，如中国船舶、日本造船等均在布局氨燃料船舶技术，在氨燃料供应、氨内燃机等方面的技术基本打通。2023年比利时海事集团向中船集团旗下北海造船订造了8艘氨燃料动力21万吨散货船，为全球大型氨燃料动力船舶领域首个订单，计划于2025年起陆续交付。国际绿氨相关标准规定详见表2。

表2 国际绿氨相关标准规定

（二）规模：项目开工数量不断增多

截至2023年底，国内至少已有13项绿氨项目开工，对应已披露绿氨产能约79万吨/年，大多计划于2024、2025年建成。以中小型项目为主，多在20万吨/年产能以下，如1.6万吨/年的中能建张掖绿氢合成氨一体化示范项目。基于低碳产业政策、市场、技术进步等因素预测，绿氨产能到2025年或可超过110万吨/年，到2030年或可达到约1300万吨/年。不同规模绿氨项目数量占比（至2023年底建成、在建及规划项目）见图6。

图6 不同规模绿氨项目数量占比（截至2023年底建成、在建及规划项目）

（三）技术：生产工艺简单，但新增应用场景仍需探索

工业合成氨生产采用Harber-Bosch工艺，化学方程式为3H2+N2→2NH3，相对简单。而氢气来自天然气制氢或煤制氢，工艺复杂；氮气来自空气分离，工艺简单。由于合成氨对氢气来源无特殊需求，完全可以使用绿氢替代工艺复杂的煤炭与天然气制氢，同时近乎实现零碳排放[13]。若采用绿氢替代煤制氢与天然气制氢步骤，可实现除供热环节外几乎零碳排放。

绿氨生产碳源依赖低，工艺简单，可实现规模上的优先匹配。一方面，绿氨生产可以做到摆脱对煤炭产地的依赖，向绿氢产能中心聚集。与绿色甲醇生产依然需要煤炭做碳源不同（现阶段空气捕捉二氧化碳成本过高），绿氨的生产原料只需要绿氢与来自空气的低成本氮气，不再需要大量的煤炭。因此绿氨的生产完全可以离开煤炭基地，转而围绕绿氢产能中心展开。另一方面，绿氨生产的工艺更加简单，有利于就地消纳。除去复杂的煤制氢与天然气制氢工艺后，绿氨生产主要包含氮气空分与氮氢反应等环节，装置简单，占地空间小，可搭配电解水制氢基地建设，实现分布式制氢制氨，做到绿氢实时消纳。而绿色甲醇还需要复杂的CO2生产或碳捕捉装置，不利于随制氢基地分布式建设。

国内绿氨消纳场景仍处于探索阶段。相对于较易实现的绿氨生产，国内对绿氨下游消纳场景的探索仍然相对有限，体现在氨能利用技术不成熟与应用面狭窄两方面。技术方面，氨燃机、氨燃料电池等技术仍不成熟，相关示范应用很少；而且氨燃料直接利用或作为氢能载体的技术路线不确定，限制绿氨推广。应用方面，尽管国内已有中国船舶集团研发氨燃料动力船舶、福大紫金研发氢氨燃料电池客车等绿氨利用的探索，但是总体上集中在船舶航运领域，汽车、重卡等领域尚未见探索，短期内难以形成更加普适化的绿氨能源模式。

（四）成本：取决于风光电力成本

绿氨生产工艺简单，主要成本来自制氢及供热等过程的电力消耗、电解槽及合成氨系统折旧成本等。其中，电力成本占据最大部分，在风、光直供电场景电价0.1~0.25元/kW·h情况下，据测算电力成本占绿氨生产成本的60%~80%。现阶段，根据大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目等披露的数据，国内绿氨的生产成本在2600~3500元/吨左右，与各地区风、光资源的丰富程度有直接关系。

四、结语

氢基能源在政策的指引和市场需求的拉动下，产业规模逐渐增长，技术体系快速发展并带动经济性不断提升，良好前景正逐渐显现。氢基能源作为构建未来新型能源体系的重要一环，在国内外节能政策与减碳政策推动下，利用价值及需求方向逐渐显现。绿氢、绿氢制甲醇、绿氨作为氢基能源的三个领域，均已成为国内重点鼓励发展的方向。同时，2023年起，国内氢基能源示范项目加快布局，在项目开展数量、项目规模上均不断突破，实现项目经验的逐步积累，也推动制氢装备、系统设计等技术的快速产业化与迭代升级。目前，国内氢基能源产业已进入产业化初期，示范项目与装备、工程技术的相互验证推动，以及新型核心材料、装备等技术的突破，将是现阶段发展的主旋律，推动氢基能源成本经济性的不断提升及产业生态的逐步构建。

参考文献

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注：原文载自《石油石化绿色低碳》2024年第9卷第4期。文中图片来源于网络，版权归原作者所有。