當前，氫能已成為世界各國推動能源轉型、培育經濟增長點以及促進可持續發展的重要戰略選擇。我國高度重視氫能產業的發展，出臺《氫能產業發展中長期規劃（2021~2035年）》明確氫的能源屬性，2024年政府工作報告將氫能納入前沿新興產業，《能源法》賦予氫能法定能源地位，國家設立萬億級創業投資引導基金重點支持氫能儲能等前沿技術。在政策與資金的雙重推動下，氫能迎來重要發展機遇。

（來源：中國電力企業管理 作者：白翠粉、彭疆南、翟曉東供職于中國華電集團有限公司戰略發展研究中心）

綠氫的價值

綠氫作為一種零碳、清潔、綠色的二次能源形式，具有能源、原料、綠色和產業帶動等多重價值屬性，在能源轉型與可持續發展的大背景下，極具發展潛力。

能量價值。氫氣可以通過燃燒、發電等形式釋放能量價值。氫的質量能量密度顯著高于傳統化石燃料，是長距離和重載交通的理想能源。氫能作為高溫熱源可替代傳統化石燃料，可推動鋼鐵、化工等高耗能行業低碳轉型。氫氣發電站可以為數據中心、通信基站、醫院等關鍵設施提供備用/應急電源，為偏遠地區或離網場景提供電力。

原料價值。氫氣是合成氨、合成甲醇、石油精煉、煤化工行業中的重要原料，也可以作為還原劑代替鋼鐵冶煉行業中的焦炭和天然氣，推動鋼鐵行業實現碳減排。氫氣作為原料，在終端產品生產過程中通常具有不可替代性，使用綠氫替代灰氫是其脫碳化發展的重要路徑。

綠色價值。可再生能源制綠色氫氨醇可以實現電能向氫基能源的轉化利用，促進以風電光伏為代表的可再生能源電力消納，推動新型電力系統的建設。綠氫可以應用于化工、鋼鐵、重載交通等較難減排領域，推動經濟社會綠色低碳轉型。

產業價值。氫能產業涵蓋制儲運用等多個領域，具有產業鏈條長、技術密集、帶動性強等特點。作為戰略性新興產業和未來產業，氫能產業可以進一步提升風電光伏產業規模化發展水平，推動化工、鋼鐵、交通等傳統產業綠色低碳轉型升級，并催生燃料電池、氫儲能系統等新興綠色低碳產業。

綠氫應用場景分析

綠氫價值的釋放依賴于產業技術創新、市場需求和政策機制的協同。在政策支持、技術突破和成本降低的推動下，綠氫的應用場景正在由早期的氫燃料電池汽車領域向發電、交通、化工、鋼鐵等新興場景延伸。以下從燃料/原料平價的角度（暫不考慮碳稅、固定投資的影響），對綠氫在不同應用場景下替代化石能源的經濟平價水平進行分析，為綠氫產業培育路徑和應用場景的選擇提供參考。

發電領域

電力行業碳排放占我國碳排放總量的40%左右，其直接碳排放全部來自于火電，降碳的核心路徑是以可再生能源發電替代火電，以及以煤電摻氨、燃機摻氫等方式推動火電低碳化改造。

煤電摻氨。2024年我國煤電裝機11.9億千瓦，約占電力總裝機的35.5%。2024年6月發布的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024~2027年）》中將綠氨摻燒作為三種技術路線之一，要求改造建設后煤機應具備摻燒10%以上綠氨能力。當前，煤電摻氨技術處于技術驗證與示范應用階段，已在30、60萬千瓦機組上實現了10%~35%摻氨燃燒穩定運行的試驗驗證。從平價水平看，一公斤氨氣的熱值約等于0.85公斤電煤熱值，按等熱值計算，當電煤價格等于800元/噸時，氨氣成本需要降至每噸約700元可與電煤持平，對應綠氫價格約為3元/公斤。從需求規模看，電力企業每年消耗煤炭已經超過20億噸，若摻氨10%（按質量計），等熱值換算下需要綠氨3.2億噸，對應氫氣需求5600萬噸。

燃機摻氫。2024年我國氣電裝機1.4億千瓦，約占電力總裝機的4.2%。摻氫燃燒是氣電的主要降碳路徑之一，目前燃機已經能夠實現30%摻氫燃燒運行，西門子、通用電氣、三菱重工等燃機廠商均提出了2030年實現100%純氫燃燒的愿景。從平價水平看，一立方氫氣熱值約等于一立方天然氣熱值的30%，按等熱值計算，當天然氣價格每方3元時，氫氣成本需要降至每方0.9元，約10元/公斤可與天然氣持平。從需求規模看，以2024年670億立方米的發電用氣量計算，在不需要較多技術改造的10%低比例摻氫（按體積計）下，需要氫氣67億立方米/60萬噸。

交通領域

當前，我國交通領域碳排放約占全國碳排放總量的10%，其低碳化發展主要有電氣化和綠色燃料替代兩條關鍵路徑。

公路交通。電動汽車已在乘用車和部分商用車領域實現商業化應用，且充電樁部署已趨規模化，隨著未來技術的不斷迭代、性能的逐步提升以及成本的持續下降，電動汽車的適用性和競爭力將進一步得到鞏固。相比之下，氫燃料電池汽車的應用場景主要集中于物流車、公交車、重卡以及專用車等領域，而在乘用車領域，主要用于租賃，所占比例還不到0.1%。總體而言，氫燃料電池汽車的產業鏈目前尚未成熟，僅在特定的細分場景中實現了點狀示范應用。從平價水平看，對于氫燃料電池車的主要應用領域商用車來說，氫氣需要與柴油實現平價，一公斤氫氣熱值是柴油的3.3倍，當柴油價格是8元/升、9.6元/公斤時，綠氫的平價水平是32元/公斤。從需求規模看，若以2030年燃料電池汽車保有量60萬輛計算，在百公里氫耗5公斤、年行駛里程15萬公里條件下，燃料電池用氫需求約為450萬噸。

水上運輸。在國際海事組織通過2050年凈零排放框架，歐盟將航運業納入歐盟碳排放交易體系等國際政策形勢推動下，航運業正在加快推進脫碳進程，甲醇、氨是目前行業關注度較高的綠色替代燃料，其中甲醇具備成熟的內燃機技術與較少的船舶改造成本，氨燃料船舶內燃技術還有待成熟。從平價水平看，與噸氨、噸醇熱值對應的燃料油量分別為0.441、0.543噸，當燃料油價格在5500元/噸時，得到平價綠氨、綠醇成本分別為2425、2987元/噸，對應的綠氫成本分別為9.6、9.6元/千克。從需求規模看，勞氏船級社預計國際市場2030年電制甲醇燃料需求約348萬噸，對應綠氫量65萬噸；綠氨燃料需求約1719萬噸，對應綠氫量303萬噸。

化工領域

氫在化工領域主要作為原料應用于合成氨、甲醇、煉化等，我國化工行業仍屬于以化石燃料為主要能源基礎和原料的高耗能高碳排放行業，約占全國碳排放總量的14%。目前化工用氫主要是煤/天然氣制備的灰氫，用綠氫替代灰氫生產化工產品和新材料，是實現化工行業深度脫碳的重要途徑。

合成氨。目前我國合成氨年產量約6000萬噸，市場基本保持供需平衡，以煤、天然氣、焦爐氣為原料的產能占比分別為74%、23%、3%，合成氨行業年碳排放量約2億噸，基于綠氫的綠氨制備是行業低碳化發展的主要路徑。綠氨生產原料只需綠氫與來自空氣的低成本氮氣，其生產可以不依賴煤炭基地、圍繞綠氫產能中心展開。從平價水平看，綠氨需要實現與傳統合成氨平價，當原料煤價格800元/噸時，傳統合成氨成本為2325元/噸，對應綠氫價格約為9.2元/千克。從需求規模看，目前氨主要用于農業化肥（占比約70%）、工業原料（占比約30%），若通過產能置換以綠氨替代10%傳統合成氨，則綠氨需求量在600萬噸左右，對應綠氫需求100萬噸。

合成甲醇。目前我國甲醇年產量超8000萬噸，自給率約90%，以煤、天然氣、煤焦爐氣為原料的產能分別占80%、10%、10%左右。行業年碳排放量近2億噸，主流煤制甲醇路線下每生產1噸甲醇約排放3噸二氧化碳，碳排放主要來源于其中的變換反應，對應的降碳路徑主要有綠氫直接耦合傳統煤制甲醇工藝、二氧化碳加氫直接合成甲醇兩種技術路線。其中，綠氫直接耦合路線通過加入綠氫避免發生變換反應減少碳排放，只需在傳統生產工廠基礎上增加綠氫生產廠房，以寧夏寶豐能源項目為代表；二氧化碳加氫直接制甲醇可以避免使用煤炭作為原材料，實現凈零碳排放，但需要碳源供應，以甘肅蘭州的“液態陽光”示范項目為代表。從平價水平看，作為化工原料，綠醇需要和傳統甲醇平價，當原料煤價格800元/噸時，傳統合成甲醇成本為2418元/噸，直接合成甲醇路線下平價綠醇對應的綠氫成本為7.3元/千克。從需求規模看，目前甲醇主要應用于烯烴（占比56%）、甲醇燃料（占比18%）、甲醛（占比7%）、醋酸（占比5%）等，存量領域需求將整體保持增長并逐漸飽和，若以10%綠醇替代率計算，綠醇需求量為800萬噸，對應綠氫需求150萬噸。

煉化。我國原油年加工量約7.0億噸，碳排放量約4.5億噸。石油煉制是加氫精制過程，通常需要消耗占原油總量0.8％~2.7％的氫氣，其中煉廠副產氫可提供0.5％~1.0％的氫氣，另還需配套煤制氫或天然氣制氫裝置產氫，每年消費氫氣約600萬噸。煉廠制氫環節是重點控碳領域，綠氫煉化是重要減碳路徑。從平價水平看，綠氫主要用于替代煉化廠中的煤/天然氣制氫，煤制氫對應的綠氫平價水平為12.6元/千克、天然氣制氫對應的綠氫平價水平為14.7元/千克。從需求規模看，在考慮新能源車替代油車，大型煉化一體化新增產能、小規模獨立煉廠淘汰產能等系列因素下，預計未來煉廠總產量趨于飽和，若以10%綠氫替代，綠氫需求量為60萬噸。

鋼鐵領域

我國鋼鐵年產量近11億噸，碳排放量約18億噸，約占全國排放總量的15%，是碳排放量最高的制造行業。我國主要有高爐-轉爐長流程、廢鋼-電弧爐短流程兩種煉鋼工藝路線，長短流程的粗鋼產量占比分別為90%、10%，碳排放強度分別為2.0、0噸二氧化碳/噸鋼。受廢鋼資源量等因素影響，未來較長時期內我國仍將以高爐-轉爐長流程煉鋼工藝為主。長流程下碳排放來源主要有焦炭作為原料參與化學反應產生的碳排放、化石能源作為燃料燃燒產生的碳排放，以氫氣取代焦炭作為還原劑和過程燃料實現氫冶金是鋼鐵行業脫碳主要路徑，相關的主流技術路線包括富氫高爐冶煉和氫基豎爐還原工藝。其中，富氫高爐冶煉通過在高爐中噴吹氫氣替代部分碳還原反應，對現有工藝改造成本低、工藝成熟，但因噴吹氫氣量受限，理論減排潛力有限，一般在10%~20%；氫基豎爐還原工藝是利用氫基混合氣體將鐵礦石直接還原鐵并進行電爐冶煉的非高爐技術，理論減排量可達90%以上，但需要付出較大工藝轉換成本。鋼鐵行業對氫的利用集中在新增產能生產工藝，目前已宣布的氫氣來源主要是工業副產氫。2023年6月，河鋼全球首例120萬噸/年富氫氣體零重整豎爐直接還原氫冶金示范工程一期全線貫通，氣體中氫碳比可達8:1以上，是目前含氫比例最高的氣基豎爐直接還原工藝，該工程也為未來實現100%綠氫直接還原預留了切換功能。

從平價水平看，綠氫需要實現與煤炭等化石燃料平價，傳統工藝下生產1噸生鐵需要300千克焦炭和200千克煤粉，以焦炭2000元/噸、煤粉800元/噸價格計算，則還原噸鐵的炭成本約680元，生產1噸生鐵需要1000方氫氣，綠氫成本為7.6元/千克能實現氫炭還原平價。從應用需求看，若以10%綠氫冶金替代傳統冶金產能，則消耗氫氣約900萬噸。

平價路徑

在不考慮碳稅和固定投資等因素下，初步計算得到氫氣的平價水平由高到低為：交通商用車領域（32元/千克），煉化領域（12~15元/千克），燃機摻氫、船用氨和甲醇燃料、化工合成氨領域（9~10元/千克），化工合成甲醇、氫冶金領域（7元/千克），煤電摻氨（3元/千克）。氫能在不同場景中平價水平的高低在一定程度上意味著氫能在不同場景中規模化應用的先后。然而，綠氫存在堿性電解水、質子交換膜、固體氧化物電解水制氫等多種技術路線，在各應用場景下存在氫、氨、醇等不同的能源產品形式，也與電氣化、生物質燃料、碳捕集等多種低碳化方式存在路線之爭，綠氫的發展潛力、需求規模和發展路線還存在較大不確定性。

綠氫產業化面臨的問題挑戰

當前，脫碳是綠氫發展的第一驅動力，但綠氫在產業化過程中面臨綠色價值難以變現，供給成本高且需求推動不足等問題，綠氫制儲運用鏈條尚未貫通，供需兩側尚未形成良性互動。

一是綠氫供給成本高。根據中國氫能聯盟研究院發布的氫價指數，2024年全國生產側氫價指數為28.0元/公斤，消費側為48.6元/公斤,供給成本高是綠氫產業發展面臨的核心痛點。在生產環節，電解水制氫成本的主要影響因素是電價、電解水電耗、電解槽設備成本等因素，需要持續推動電價下降、電解槽技術進步和成本降低，以進一步降低綠氫制備成本。在儲運環節，綠氫生產與需求空間不匹配導致儲運環節已成為綠氫供給的瓶頸。高壓氣態儲存、長管拖車等成熟儲運條件下，儲運占終端用氫成本的30%，液氫、管道輸氫等技術尚未規模化應用，大規模低成本儲運技術亟待創新突破。

二是需求側推動不足。綠氫的高供給成本制約了其商業化應用，需要探索規模化、多元化的應用降本路徑。燃料電池汽車是氫能產業應用的先導和突破口，但目前整體需求量在數十萬噸級，難以形成規模化應用場景，對綠氫產業化推動作用較為有限。工業領域用氫潛力大，發電、化工、航運等行業單個項目年用氫量可達萬噸甚至數十萬噸，是綠氫規模化利用的理想場景，但現階段使用綠氫替代的成本過高，且綠氫認證體系與碳稅機制尚未完善，企業缺乏采用綠氫的內生動力，無法為綠氫產業化提供有力的需求側拉動。

三是政策機制尚待完善。在產業扶持方面，美國、德國、日本等國家對綠氫相關產業制定了長期生產稅收減免、制氫電價優惠或政策直接補貼等措施。目前我國對工業副產氫生產純氫的資源綜合利用項目有退稅70%的優惠政策，綠色氫氨醇僅在個別地區出臺了短期補貼政策，激勵機制和扶植力度較弱，產業政策體系尚待健全完善。在市場機制方面，交通、化工、鋼鐵等與綠氫消納應用強相關的領域尚未完全納入全國碳市場，傳統氫氨醇的市場價格未包含碳排放成本，綠氫的綠色價值沒有得到充分體現，其市場競爭力較差、市場需求較弱。標準體系方面，歐盟、美國、日本、德國等分別出臺了綠氫相關標準，給出了以碳排放為核心衡量指標的綠氫定義及碳排放閾值，歐盟、相關國際組織提出了綠氨、綠醇的定義。我國當前僅有2020年發布的綠氫團體標準，綠色氫氨醇均無官方統一標準，直接影響企業投資積極性、產業規范發展以及國際貿易的合作。

有關綠氫產業發展的政策建議

一是強化綠氫項目政策扶持。研究明確綠色氫氨醇的能源產業定位，完善長期補貼、稅費減免、優先供地等政策。對新能源制綠色氫氨醇項目在競爭性配置、項目核準、機制電量、電價政策等方面給予適當傾斜支持。構建綠色氫氨醇綠色金融服務體系。

二是完善綠氫參與碳市場機制。推動化工、鋼鐵等高排放行業盡快納入全國碳排放市場，提高綠色氫氨醇產品市場競爭力，擴大其應用需求。研究制定綠色氫氨醇核證自愿減排量技術規范，支持其減排量納入自愿減排交易市場，激發產業發展市場活力。

三是構建國際接軌的標準與認證體系。研究制定符合國情、與國際接軌的綠色氫氨醇產業國家標準，明確定義和認證方法，推動標準國際互認。以綠色氫氨醇為切入點，逐步建立下游產品碳足跡認證方法和標準，推進全生命周期綠色價值認證，提升產品國際競爭力。