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我國氫基能源產業發展現狀及趨勢

田澤普 王凡 孟云龍

摘要：氫基能源是以氫氣為核心構建的能源體系，包括可再生能源制取綠氫、綠色甲醇、綠氨等，具有清潔零碳、靈活高效、來源豐富的特點，對于推動全球能源轉型和減少溫室氣體排放具有重要意義。該文圍繞中國氫基能源產業鏈的發展現狀及趨勢進行了闡述，分析了電解水制氫、綠色甲醇、綠色合成氨3種氫基能源發展的政策與市場背景，梳理了當前我國氫基能源產業發展的規模、技術現狀，研判氫基能源發展階段與未來趨勢，為氫基能源產業的發展提供借鑒和參考。

關鍵詞：氫基能源；綠氫；綠氨；綠色甲醇；規模；技術

氫因其具有的能源、原料、介質三重屬性，構成了包括氫、甲醇、合成氨等的各類氫基能源。在全球產業低碳、綠色發展的大背景下，氫基能源成為了多個行業綠色轉型的重要載體。當前，政策指引、技術進步、需求拉動三點成為影響中國氫基能源整體產業發展的重要驅動力。綠色氫氣供應、綠醇需求、綠氨需求這“一生產二應用”的幾個維度，在短期內將構成氫基能源的重要支撐。分析其發展階段和前景可“一葉知秋”，帶來更多對氫基能源發展的思考。

一、電解水制氫：為規模應用奠定基礎

（一）政策：鼓勵類政策將破除綠色生產障礙

2023年國內部分城市和地區提出了諸多先行先試的政策，支持綠氫產業發展。

一是破除優化綠氫生產和使用的限制政策。2023年6月發布的《河北省氫能產業安全管理辦法》明確提出“化工企業的氫能生產，應取得危險化學品安全生產許可[1]；綠氫生產不需取得危險化學品安全生產許可”。這是國內首個對可再生能源制氫在危化品許可方面進行放松的政策。該文件中也提到了“允許在化工園區外建設電解水制氫（太陽能、風能等可再生能源）等綠氫生產項目和制氫加氫一體站。”2023年，廣東省、遼寧大連、安徽六安、新疆阿勒泰地區布爾津縣等地的氫能相關政策均提出“允許在非化工園區建設制氫加氫一體站”[2]。

二是提供支持綠氫生產的補貼。2023年，多地市針對綠氫生產項目提出補貼政策，以綠氫銷售量直接補貼等的方式為主。如內蒙古鄂爾多斯、新疆克拉瑪依提出對當地氫氣產能大于5000噸/年的風光制氫一體化項目主體，按實際售氫量進行1500~4000元/噸的退坡補貼[3]；廣東深圳則采取對電解水制氫加氫一體站進行電費減免等補貼措施。

（二）規模：中國電解水制氫產能及電解槽需求量翻倍增長

2023年電解水制氫新增產能（建成項目）約3.7萬噸/年，同比增長約181%；截至2023年底，累計產能達約7.2萬噸/年。綠氫項目產能的持續建設，推動2023年中國電解槽年需求量（在建項目）進一步擴張。2023年，中國制氫電解槽需求量約1.42GW（不含出口量），同比增長約128%。2021-2025年中國綠氫產能變化情況詳見圖1。

來源：中咨氫能中心，能景研究

注：2021-2023年的產能為統計值，2024、2025年產能為積極情境下的預測。

圖1 2021-2025年中國綠氫產能變化

到2023年底，中國電解水制氫產能約63%集中在西北地區新疆、寧夏兩省；同時約80%采用光伏制氫，主要受中石化庫車光伏制氫等示范項目帶動。電解水制氫項目產能的落地受各地區可再生能源豐富水平、技術成熟度、減碳需求、消納潛力等因素影響。

短期來看，三北地區將成為中國電解水制氫產能主要聚集地，風電制氫或風光一體化制氫占比將逐漸升高。新疆、寧夏、內蒙古等地是光伏資源或風能資源最豐富地區，光伏及風電可利用小時數高，對氫氣綜合成本的快速下降具有重要作用；此外，這些地方分布有油氣加工、甲醇生產等一系列用氫裝置，可對綠氫的大規模工業應用進行技術驗證并對綠氫實現有效消納。

長期來看，東部沿海或將成為中國綠氫產能主要來源之一，而風電制氫為東部主要模式。東部沿海各省陸上及海上風電技術可開發量超過4000GW[4-5]，占東部可再生能源可開發量7成左右；在全國煉化、甲醇等用氫場景集中，東部地區的氫氣需求占總量50%以上；東部沿海港口眾多，其對外的氫基能源貿易也將率先起步。

（三）技術：產業鏈不斷完善，相關指標提升

當前中國與綠氫定義相關的強制性標準等尚未出臺[6]，大型綠氫項目仍以并網、半離網等為主。現階段市場對電解槽主要更看重制氫能耗等經濟性、示范性的指標。

2023年中國堿性電解槽進入技術迭代階段。零部件性能進展方面，部分國產化新型合金催化劑、復合隔膜開始在國內電解槽廠家試用。結合部分廠家研發進展，國產催化劑或隔膜等或可實現批量供應，1至2年內在性能上迭代更新至國際前沿水平。國內主流的中壓柱形堿性電解槽結構進展方面，單槽制氫量繼續增大，2023年有約10款2000Nm3/h單槽制氫量電解槽推出，且推出3000Nm3/h電解槽。低壓方形堿性電解槽路線進展方面，2023年中國推出了至少三款低壓方形堿性電解槽，其中單槽制氫量最高達到3000Nm3/h。

國內堿性電解槽的性能指標不斷突破。一是額定制氫電耗降低，電流密度升高。制氫電耗、兩者主要與制氫催化劑活性、隔膜電阻等因素有關。2023年，主要廠家產品的額定制氫電耗平均約為4.3k·Wh/Nm3H2，電流密度約3200A/m2@1.8V。結合技術發展，預測到2025年，中國堿性電解槽制氫平均電耗有望降至4.1k·Wh/Nm3H2，同時電流密度升至4000A/m2@1.8V。二是負荷調節范圍更寬。電解槽功率負載功率范圍主要受隔膜零部件、電解槽結構、工程系統設計等方面影響。2023年，主要廠家產品的負荷調節范圍約為25%~110%。受益于國內電解槽產品設計迭代升級與制氫項目工程應用經驗積累，到2025年中國堿性電解槽負荷調節范圍有望達到15%~110%。小型陣列式堿性電解槽方案中，并聯的子模塊電解槽達到40臺，系統制氫量達到4000Nm3/h。2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發展趨勢見圖2。

來源：中咨氫能中心，能景研究

注：基于中國堿性電解槽市場前十企業披露數據平均總結。

圖2 2021-2025年中國堿性電解槽制氫電耗及電流密度發展趨勢

國內PEM電解槽技術水平也逐步提升。一是零部件供應鏈逐漸形成，國產質子交換膜、催化劑技術等逐漸實現量產；同時2023年以來燃料電池零部件企業逐漸涉足PEM電解槽領域，開始探索燃料電池極板、膜電極等向PEM電解槽的轉化應用。二是2023年新公開的PEM電解槽產品在制氫電耗、電流密度等方面均有所提升，這主要得益于電解槽設計經驗的積累以及催化劑的逐步優化等。三是貴金屬用量逐漸降低。2023年中國PEM電解槽貴金屬用量仍然較高，陽極部分貴金屬銥的負載量約1mg/cm2。同時實驗室內低銥催化劑技術，如核殼結構、原位制備等新型合成理念逐漸實現產業轉化。到2025年，根據對技術轉化進展的預判、各廠家披露的新型催化劑量產規劃等因素，中國貴金屬銥的用量或可降至約0.3mg/cm2。2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發展趨勢詳見圖3。

來源：中咨氫能中心，能景研究

注：基于中國PEM電解槽市場前十企業披露數據平均總結

圖3 2021-2025年中國PEM電解槽制氫電耗及電流密度發展趨勢

（四）成本：技術驅動，成本不斷降低

電解水制氫成本由電解槽折舊成本、電力成本、人工管理費用、電解液材料成本等主要成本組成。其中電力成本與電解槽折舊成本占主要部分。折舊成本與電解槽系統成本、工作時長等有關，電力成本與電價和電解槽電耗等相關。以如下工作場景為例進行核算：在一臺5MW堿性電解槽工作6小時/日、電解槽價格700萬、壽命15年、電價（直接連接的光伏、風電）為0.2元/kW·h等計算條件下，電解槽設備折舊成本約占總成本的31%，電力成本約占51%，人力、耗材等成本占18%。

電解制氫的降本路徑逐漸明確。根據國內已建成的中石化新疆庫車綠氫等示范項目經驗，現階段國內采用光伏直接連接制氫的情況下，綠氫的生產成本在16~25元/kg之間。其重要影響因素主要有電解槽工作時長、電力成本等兩大部分。工程及裝備技術經驗的發展將進一步推動綠氫成本降低，其關鍵一是整體系統的設計水平提升，利用儲能、電網等綜合解決方案提高電解槽及整體系統的工作時長和利用水平，降低折舊成本；二是裝備技術進步，制氫電源、電解槽、光伏/風電裝備等效率提升，推動發電成本降低以及制氫綜合電耗降低。

二、 綠氫制甲醇：增量及存量市場均存機遇

（一）政策：減碳政策推動甲醇生產綠色轉型并帶來綠色甲醇需求

國內就推動甲醇生產的綠色轉型頻繁出臺政策。我國傳統甲醇產能中煤制甲醇占到了80%左右，其余為天然氣與煤焦爐氣制甲醇。近年來在“雙控”（能耗總量及強度）方針下，甲醇新建產能尤其煤制甲醇受到了中央及地方上嚴格限制。一是設置了煤制甲醇新建裝置規格下限。國家發展改革委從《產業結構調整指導目錄（2019年本）》開始，明文限制新建100萬噸/年以下煤制甲醇生產裝置，抬高了煤制甲醇新建投資成本。二是嚴卡煤耗、能耗指標，山東等省份規定，新建煤制甲醇產能必須對本省煤制甲醇已有煤耗等進行等量或減量替代（總量只減不增）。三是碳排放指標監管或將收緊。2023年7月中央深改委通過《關于推動能耗雙控逐步轉向碳排放雙控的意見》文件，由以煤耗為指標的“能耗雙控”進一步拓展到以碳排為指標“碳排雙控 ”，對甲醇生產的碳資源利用水準提出了更高要求。與國家及各地方對傳統甲醇生產多方面限制相對應的是，以碳捕集、綠氫、生物質等為原料的新甲醇工藝路徑成為鼓勵對象，如《產業結構調整指導目錄（2024年本）》將“電解水制氫和二氧化碳催化合成綠色甲醇”列入鼓勵類條目。

2023年國際航運領域的減碳政策帶動了綠色甲醇的國內外市場需求。2023年7月，國際海事組織升級航運業減碳目標：“到2040年全球碳排放較2008年至少降低70%，并正式開始開展船舶碳排放強度評級”[7]。2024年，歐盟也開始正式對歐盟境內停泊的船舶征收碳配額[8]。據此，大規模近零排氫基能源（綠色甲醇與綠氨）替代傳統燃料成為最具潛力的實現路徑。多重因素驅動下，國際各大航運龍頭開始訂造甲醇及氨燃料船舶，2023年新訂造船舶中甲醇船舶噸位占比達到13%、首艘氨燃料船舶下單，這為國際綠氫及氫基能源的消納帶來了明確需求。國際綠色甲醇相關標準規定詳見表1。

表1 國際綠色甲醇相關標準規定

注：1）RED為歐盟推出的可再生能源指令；

2）GHS為國際綠氫組織推出的國際綠氫標準。下同。

2023年甲醇船舶已成為國際航運領域主流替代燃料船舶路線之一。根據克拉克森數據，2023年全球共下單甲醇燃料船130艘，同比增長202.3%。從2023年訂單比例來看，全部燃料船型新增訂單中甲醇船舶約占13%（按船舶噸位，下同）；在替代燃料船型的新增訂單中甲醇船舶約占28%，僅次于LNG燃料船（56%）[9]。

（二）規模：穩步增長

截至2023年底，國內已建成及在建的綠色低碳甲醇項目11項，綠色低碳甲醇總產能約為36.6萬噸/年。多數項目規模為10萬噸級以下水平，正處于技術及商業示范階段。國內低碳甲醇呈多技術路徑并行發展格局，煤化工耦合綠氫、二氧化碳加氫、生物質耦合綠氫、生物質直接氣化制甲醇4種技術路線，其中前3者均需要額外添加綠氫[10-12]。據能景研究預測，基于低碳產業政策、碳達峰目標、市場發展、技術進步等因素，到2025年中國低碳甲醇預計總產能或可超過80萬噸/年。2021-2025年中國低碳甲醇產能（不含耦合煤化工制甲醇）詳見圖4。

來源：中咨氫能中心，能景研究

注：本圖未統計綠氫耦合煤化工制甲醇項目及未耦合綠氫的生物質制甲醇項目；二氧化碳加氫制甲醇的碳源主要指工業尾氣碳捕集來源的二氧化碳，包含生物質電廠尾氣，氫氣來源包括綠氫及工業副產氫。

圖4 2021-2025年中國低碳甲醇產能（不含耦合煤化工制甲醇）

（三）技術：三類綠色低碳甲醇技術帶來綠氫需求

綠氫的規模化供應可行性得到驗證，技術優化方向更加明確。制氫環節，綠氫規模化制備管理技術逐步升級。2023年中國首次實現百兆瓦級制氫電解槽項目示范運行；在百兆瓦級項目投運基礎上，如何實現能量管理系統的進一步優化與整合、搭建更高效的安全控制系統等，以實現制氫電解槽與波動性風光電力的高效匹配，做到氧中氫或氫中氧濃度的及時監控及制氫系統自動化響應，或成為制氫側技術要點。氫儲運環節，高效供氫網絡系統設計逐步優化。2023年首次實現了“儲氫罐-輸氫管道”相結合的煉化場景綠氫供應技術模式。擴展到甲醇合成場景，在風光制氫不穩定與甲醇生產連續性用氫之間存在矛盾的背景下，設計涵蓋電解槽BOP系統（氫純化、電控等）、儲氫系統、輸氫管道系統等高度集成的一體化、低能耗、自動化控制管理技術，或是重點核心技術。

綠色低碳甲醇合成技術開啟實踐，核心裝備、催化劑等進入工業級應用階段。

（1）綠氫耦合煤制甲醇（綠氫+煤）技術方面，低成本、高效的原有甲醇裝置改造技術逐步推進。一是控制及監測系統的改造，對水煤氣變換、綠氫儲罐及管道供應等添設管理系統；二是智能管理策略升級，由原有的煤制氫“氫/碳平衡”監測自動控制升級為“煤制氫+綠氫”“ 氫/碳平衡”監測及自動控制。

（2）綠氫耦合生物質制甲醇（綠氫+生物質）技術方面，新型反應路徑、新型氣化爐設計等即將進入示范階段。生物質氣化技術復雜多樣，不同生物質氣化工藝（含氣化劑、溫度、壓力等多維考慮）、綠氫補充比例等條件下，甲醇生產的產量、碳排放量、成本等有著較大差異。2023年開工的中能建松原綠色氫氨醇一體化項目采用的“生物質氣化制CO2+綠氫”工藝或是碳排放最低、甲醇產量最高的技術路線之一。

（3）二氧化碳加氫制甲醇（綠氫或灰氫+CO2）技術方面，“二氧化碳加氫催化”“碳捕集”兩項核心技術逐步突破。從2023年中國建成的兩項萬噸級二氧化碳加氫制甲醇項目來看，“碳捕集”技術已實現國產化，同時國內各研究機構將“降本”作為“碳捕集”技術下一步研發重心之一；“二氧化碳加氫催化”技術均源自于冰島CRI公司，國內來自大連化物所等的國產“二氧化碳加氫催化”技術正在規劃進行萬噸級示范。煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術路徑示意詳見圖5。

圖5 煤制甲醇及氫基低碳甲醇主流技術路徑示意

（四）成本：與原料及工藝緊密相關

使用綠氫制甲醇的成本，一是取決于碳原料的種類來源，二是看具體工藝對碳原料與綠氫的用量要求。

（1）對于綠氫耦合煤制甲醇，煤價、綠氫替代灰氫的比例決定了甲醇成本，據估算其成本約在1700~3500元/噸之間。

（2）對于綠氫耦合生物質制甲醇，生物質種類及采收成本、生物質加工工藝及綠氫用量對成本均有影響，據估算其生產成本在3500~5000元/噸之間。在部分生物質收儲困難的地點或季節，成本或超過5000元/噸。

（3）對于二氧化碳加氫制甲醇，工藝及原料需求相對確定，起決定因素的為二氧化碳捕集成本和綠氫成本，據測算采用工業尾氣碳捕集并耦合綠氫的生產成本約4000~5000元/噸。

三、綠色合成氨：各類應用開始探索

（一）政策：低碳船舶應用推進合成氨新增市場

合成氨是國內能耗、碳排放標準最嚴格的化工領域之一，綠氨是重點鼓勵方向。合成氨的生產以煤制氨為主，其產能占合成氨總產能的8成左右。“十三五”以來，合成氨領域展開了大規模產能升級與落后產能淘汰。根據2024年5月27日國家發展改革委等5部門發布的《合成氨行業節能降碳專項行動計劃》，到2025年底，能效基準水平以下產能完成技術改造或淘汰退出，并推動以可再生能源替代煤制氫，提高綠氫利用比例。各地方對于傳統合成氨的生產也有嚴格限制要求，對綠氨則持積極鼓勵態度。如內蒙古明確規定不再審批合成氨項目，除確有必要建設的綠氨以及焦爐煤氣綜合利用制合成氨項目；《產業結構調整指導目錄（2024年本）》將綠氨列為鼓勵類條目。

2023年國際氨燃料船舶開始進入訂造階段，帶動綠氨國內外市場需求。中國以及日、韓的多家船舶企業，如中國船舶、日本造船等均在布局氨燃料船舶技術，在氨燃料供應、氨內燃機等方面的技術基本打通。2023年比利時海事集團向中船集團旗下北海造船訂造了8艘氨燃料動力21萬噸散貨船，為全球大型氨燃料動力船舶領域首個訂單，計劃于2025年起陸續交付。國際綠氨相關標準規定詳見表2。

表2 國際綠氨相關標準規定

（二）規模：項目開工數量不斷增多

截至2023年底，國內至少已有13項綠氨項目開工，對應已披露綠氨產能約79萬噸/年，大多計劃于2024、2025年建成。以中小型項目為主，多在20萬噸/年產能以下，如1.6萬噸/年的中能建張掖綠氫合成氨一體化示范項目。基于低碳產業政策、市場、技術進步等因素預測，綠氨產能到2025年或可超過110萬噸/年，到2030年或可達到約1300萬噸/年。不同規模綠氨項目數量占比（至2023年底建成、在建及規劃項目）見圖6。

圖6 不同規模綠氨項目數量占比（截至2023年底建成、在建及規劃項目）

（三）技術：生產工藝簡單，但新增應用場景仍需探索

工業合成氨生產采用Harber-Bosch工藝，化學方程式為3H2+N2→2NH3，相對簡單。而氫氣來自天然氣制氫或煤制氫，工藝復雜；氮氣來自空氣分離，工藝簡單。由于合成氨對氫氣來源無特殊需求，完全可以使用綠氫替代工藝復雜的煤炭與天然氣制氫，同時近乎實現零碳排放[13]。若采用綠氫替代煤制氫與天然氣制氫步驟，可實現除供熱環節外幾乎零碳排放。

綠氨生產碳源依賴低，工藝簡單，可實現規模上的優先匹配。一方面，綠氨生產可以做到擺脫對煤炭產地的依賴，向綠氫產能中心聚集。與綠色甲醇生產依然需要煤炭做碳源不同（現階段空氣捕捉二氧化碳成本過高），綠氨的生產原料只需要綠氫與來自空氣的低成本氮氣，不再需要大量的煤炭。因此綠氨的生產完全可以離開煤炭基地，轉而圍繞綠氫產能中心展開。另一方面，綠氨生產的工藝更加簡單，有利于就地消納。除去復雜的煤制氫與天然氣制氫工藝后，綠氨生產主要包含氮氣空分與氮氫反應等環節，裝置簡單，占地空間小，可搭配電解水制氫基地建設，實現分布式制氫制氨，做到綠氫實時消納。而綠色甲醇還需要復雜的CO2生產或碳捕捉裝置，不利于隨制氫基地分布式建設。

國內綠氨消納場景仍處于探索階段。相對于較易實現的綠氨生產，國內對綠氨下游消納場景的探索仍然相對有限，體現在氨能利用技術不成熟與應用面狹窄兩方面。技術方面，氨燃機、氨燃料電池等技術仍不成熟，相關示范應用很少；而且氨燃料直接利用或作為氫能載體的技術路線不確定，限制綠氨推廣。應用方面，盡管國內已有中國船舶集團研發氨燃料動力船舶、福大紫金研發氫氨燃料電池客車等綠氨利用的探索，但是總體上集中在船舶航運領域，汽車、重卡等領域尚未見探索，短期內難以形成更加普適化的綠氨能源模式。

（四）成本：取決于風光電力成本

綠氨生產工藝簡單，主要成本來自制氫及供熱等過程的電力消耗、電解槽及合成氨系統折舊成本等。其中，電力成本占據最大部分，在風、光直供電場景電價0.1~0.25元/kW·h情況下，據測算電力成本占綠氨生產成本的60%~80%。現階段，根據大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目等披露的數據，國內綠氨的生產成本在2600~3500元/噸左右，與各地區風、光資源的豐富程度有直接關系。

四、結語

氫基能源在政策的指引和市場需求的拉動下，產業規模逐漸增長，技術體系快速發展并帶動經濟性不斷提升，良好前景正逐漸顯現。氫基能源作為構建未來新型能源體系的重要一環，在國內外節能政策與減碳政策推動下，利用價值及需求方向逐漸顯現。綠氫、綠氫制甲醇、綠氨作為氫基能源的三個領域，均已成為國內重點鼓勵發展的方向。同時，2023年起，國內氫基能源示范項目加快布局，在項目開展數量、項目規模上均不斷突破，實現項目經驗的逐步積累，也推動制氫裝備、系統設計等技術的快速產業化與迭代升級。目前，國內氫基能源產業已進入產業化初期，示范項目與裝備、工程技術的相互驗證推動，以及新型核心材料、裝備等技術的突破，將是現階段發展的主旋律，推動氫基能源成本經濟性的不斷提升及產業生態的逐步構建。

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注：原文載自《石油石化綠色低碳》2024年第9卷第4期。文中圖片來源于網絡，版權歸原作者所有。