我國工業領域綠氫發展應用現狀與前景分析

楊 錚，溫 倩

(石油和化學工業規劃院，北京市東城區，100013)

0 引言

氫能是一種來源廣泛、清潔高效、應用場景豐富的二次能源，是連接可再生能源生產與綠色能源終端利用的重要載體，被看作是未來最理想的清潔能源載體。同時氫氣作為原材料工業的重要原料，也是推動傳統工業領域低碳化發展的重要載體。因此，氫能受到全球范圍主要發達國家的高度重視，是未來能源技術革命的重要方向[1]。2022年3月，由國家發展改革委、國家能源局印發的《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》中明確了我國氫能的戰略定位，指出氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。發展氫能產業對我國應對環境挑戰、實現低碳轉型、推動能源革命、保障能源安全等具有重大戰略意義，將成為我國實現“雙碳”目標的重要手段[2-3]。

目前，我國燃料電池汽車示范城市群建設穩步推進，全國范圍內已經初步形成氫能產業布局，未來隨著可再生能源制氫、氫儲能和氫電耦合、工業原料的綠氫替代、氫燃料電池交通、天然氣摻氫燃燒等領域的進一步示范和推廣，氫能產業發展進程將逐步加快，尤其是綠氫在工業領域的應用潛力較大。

1 研究背景

當作為工業氣體原料時，氫能主要用于化工等領域，并在氫能利用總量中占比較高；當作為能源載體時，氫能主要用于直接燃燒發電、交通運輸動力、航空航天燃料、調峰儲能和氫電耦合等領域，其中氫燃料電池、氫儲能和燃氣摻氫是氫能的新興領域，其應用才剛剛起步，雖然基數較小，但發展較為迅速[4]。

2022年，全球氫氣市場規模預計為9 800萬t，合成氨、煉油和甲醇是氫氣下游最主要的消費市場，消費占比約90%。2022年我國氫能生產能力為4 640萬t/a，氫氣產量和消費量進一步增長到3 610萬t/a，合成氨、甲醇、煉油加工和現代煤化工用氫仍是最大的下游消費領域，消費占比約83%。我國氫能市場中純氫(純度不低于4 N，含燃料電池用氫、高純氫和超純氫)規模增加到27.5萬t/a，主要用于電子和半導體、精細化工和醫藥中間體、冶金和玻璃制造、氫燃料電池汽車等行業[5]。由于儲存和運輸成本較高，氫能進出口量較小，進出口量規模約6 t/a、進出口金額約100萬美元。

2 綠氫生產工藝和競爭力分析

2.1 綠氫生產工藝

目前，以可再生能源制取氫能主要有3種途徑，分別是水的電化學分解制氫、水的熱化學分解制氫、水的光催化分解制氫。其中水電解制氫是制取氫氣的最主要方法，其生產原理是施加直流電破壞水分子的氫氧鍵從而將水分解成氫氣和氧氣，并將電能轉化為化學能[6-7]。水電解制氫的產品氣純度高、雜質少，經過凈化后可得到純度為99.00%～99.99%的高純度氫氣，同時副產氧氣。電解水制氫操作靈活度較高，相較于化工裝置可以實現大幅度負荷調節、低負荷功率運行和較快速響應條件[8]?；诳稍偕茉蠢玫乃娊庵茪浞绞讲皇褂没剂?，電源來自水利、風力或太陽能發電，裝置在運行過程中不會產生各種有害氣體和二氧化碳等溫室氣體排放，是節能環保的制氫技術。水電解制氫的主要缺點是目前技術水平下電耗和能耗較高，氫氣產品成本較高。

目前，水電解制氫技術主要有堿性水電解制氫(AWE)、固體聚合物質子交換膜水電解制氫(PEM)、固體聚合物陰離子交換膜水電解制氫(AEM)和固體氧化物水電解制氫(SOE)。其中，AWE電解技術發展最為成熟、商業化程度最高，同時成本較低，目前應用最為廣泛；PEM電解技術動態響應速度快，適合可再生能源發電的波動性電解制氫，近幾年產業化進展十分迅速，目前在歐美等發達國家已經開始規?；茝V，在國內相關技術還存在一定的差距，產業化剛剛起步；SOE電解技術是高溫電解水技術，正處于初步示范階段[9-12]；AEM電解技術還處于實驗室研發階段，此處不做研究。

2.1.1 堿性電解技術

AWE電解技術是目前最為成熟的電解技術，在國內外大型項目上應用較多。AWE電解的電解質為氫氧化鉀(KOH)水溶液，以樹脂或石棉為隔膜，電解水產生氫氣和氧氣，效率通常在63%～70%。AWE電解技術可使用非貴金屬電催化劑(如Ni、Co、Mn等)，因而催化劑造價較低。AWE電解槽的負荷調節范圍一般為30%～110%，但難以快速啟動或變載，啟停一般需要30～60 min，負荷調節為分鐘級響應，因而與可再生能源發電的適配性較差。

我國堿性電解槽裝備制造已經基本實現完全自主，除生產隔膜的樹脂材料等部分原料仍需從國外進口，其他設備和材料均可以實現國產化生產。我國堿性電解槽產品質量可靠、價格相對低廉，目前已有較多企業布局海外市場進行出口。國產設備的最大產氫量為3 000 Nm3/h，一般采用產氫量1 000 Nm3/h的電解槽，氫氣耗電約5 kWh/m3(包括直流電耗、輔助設施電耗、轉直流損失)，國產設備投資為1 500～2 500元/kW(1 000 Nm3/h電解槽投資為800萬～1 200萬元)，進口設備價格約6 000元/kW(1 000 Nm3/h電解槽投資約3 000萬元)。

2.1.2 質子交換膜電解技術

PEM電解技術采用高分子聚合物質子交換膜替代AWE中的隔膜和液態電解質。與AWE電解槽相比，PEM電解水技術的電流密度高、電解槽體積小、運行靈活、利于快速變載，與風電、光伏的匹配性好。PEM電解槽可在5%～160%范圍內變負荷運行，冷態啟動5 min，負荷調節為秒級響應。

近幾年來，歐盟、美國和日本等企業紛紛推出了PEM電解水制氫產品，促進了PEM電解技術的規?；瘧猛茝V，許多新建項目開始選擇PEM電解技術。國內也陸續開發了PEM電解技術，目前國內單臺最大產氣量為200～260 m3/h，但由于PEM電解技術商業化時間不長，質子交換膜和鉑電極催化劑等關鍵組件成本較高，導致PEM成本較高，約為相同規模AWE電解槽的3倍。未來隨著PEMEC的推廣應用，技術進步和規模效應有望促進其成本快速下降。

2.1.3 固體氧化物電解技術

SOE電解技術是一種高溫電解技術，采用YSZ氧離子導體(氧化釔穩定氧化鋯)作為電解質，運行溫度區間高達600～1 000 ℃，具有能量轉化效率高且不需要使用貴金屬催化劑等優點。但目前商業化還存在一定困難，主要是由于電解的高溫高濕反應條件對材料要求非?？量?，導致投資大、使用壽命短。

不同類型電解技術的參數對比見表1。

表1 不同類型電解技術的參數對比[9，11，13]

2.2 綠氫競爭力分析

2.2.1 經濟性分析

以“三北”地區(西北、東北、華北)風光電基地為例，一般情況下可再生能源的電價為0.2～0.3元/kWh，考慮到未來可再生能源價格還存在下降空間，因此按照電價0.2元/kWh進行計算，風光伏發電利用小時數較低，綠氫項目一般需要通過儲能或網電來平抑電力波動，大部分項目通常將電解槽利用小時數定為6 000 h/a以保障運行穩定性并能夠獲得更好的經濟性，測算得到綠氫滿足合理收益(IRR稅前為7%時)的氫氣價格約為1.5元/Nm3。當煤炭價格為1 000元/t時，可再生能源電解水制氫與煤制氫價格接近，可以實現替代；當煤炭價格為降到800元/t時，需要對煤制氫收取110元/t的碳排放價格才能使得綠氫價格與煤制氫持平；如果煤炭價格降到600元/t，碳排放價格達到210元/t才能保證綠氫項目競爭力。

假設可再生能源價格高于0.25元/kWh，則電解水制氫項目的盈利性較差，目前在西部地區還有很多項目受資源條件、運營模式等因素影響導致電力成本高于0.25元/kWh，因此獲取較低成本的可再生能源指標、通過碳排放交易和申請政策補貼，是保障綠氫與傳統灰氫和藍氫具有相對競爭力的關鍵問題。

2.2.2 碳排放分析

與煤制氫相比，電解水制氫的碳排放主要取決于電力來源，以煤炭為原料生產1 kg氫氣會產生約20 kg的碳排放，100%可再生能源電力制取綠氫時碳排放為零，采用綠氫替代煤制氫可以減碳約20 kg/kg氫。當采用可再生能源電力與電網混合制氫時，還應考慮當地電網實際碳排放情況。

雖然可再生能源制氫替代煤制氫可以獲得較強的碳減排效益，但目前國內碳排放政策和碳排放市場價格使得可再生能源制氫項目還無法直接轉換成經濟效益，往往只能通過新能源項目收益或其他政策補貼進行支持。

3 綠氫發展現狀及趨勢

3.1 綠氫產業進展情況

我國可再生能源電解水制氫市場規模比氫氣整體市場規模小很多，目前可再生能源電解水制氫產能為5.6萬t/a，其中在運行裝置規模為3.1萬t/a，2022年我國可再生能源電解水制氫產量約為1.5～2.0萬t/a[5，14]，占全國氫氣市場的比例不到1%，占純氫市場比例約7%。除大型可再生能源制氫和綠氫化工耦合一體化項目外，電解水制氫主要用于中小規模用氫需求和特定要求領域，如電子和半導體行業、電廠發電機氫氣冷卻、裝備制造氫氧焊接切割、燃料電池汽車加氫站供應、科學研究領域等[3，5]。

在國家和各級地方政府的政策支持下，包括中國石化集團、中國石油集團、寶豐能源集團、國家電投集團、國家能源集團、中國能建集團、中國電建集團、京能集團、陜煤集團等多家電力和石化企業已經開始布局可再生能源制綠氫或綠氨項目。大部分可再生能源制氫項目選擇源網荷儲和綠氫化工一體化發展模式，綠氫下游則以生產綠色合成氨、綠色甲醇、綠色航煤等綠色化學品，以及通過綠氫化工耦合生產低碳化學品為主，促進煤化工和煉化行業降碳，助力當地碳達峰目標實現。

由于“雙碳”政策的引導和電網儲能調峰需求增長，近幾年可再生能源制氫項目加速推進，大量源網荷儲一體化制氫項目開展前期工作，根據石油和化學工業規劃院統計，我國已經規劃有超過300個可再生能源制氫項目，全部投產后綠氫產能將超過400萬t/a。根據網上公開資料顯示，目前已經投產和開工建設的大規模綠氫項目較少，已經投產、在建和規劃的大型綠氫項目幾乎全部集中在風力和太陽能資源豐富的“三北”地區，主要包括寧夏寶豐能源綠氫儲能示范項目、中石化庫車綠氫示范項目、吉電大安綠氨示范項目、中石化烏審旗綠氫化工示范項目、中石油玉門油田綠氫項目等。其他項目大部分處于前期工作階段，進展較快的已經拿到政府備案，但還未真正開工建設。國內綠氫項目進展情況見表2。

表2 國內綠氫項目進展情況

3.2 綠氫工業應用前景

近年來，我國陸續出臺了相關政策支持再生能源制氫、氫儲能以及綠氫的工業應用等新興產業發展，《氫能產業發展中長期規劃(2021-2035年)》中提出可再生能源制氫將成為新增氫能消費的重要組成部分，可有力支撐碳達峰目標的實現，并逐步探索清潔低碳氫能在工業領域替代應用，在合成氨、甲醇、煉化、煤制油氣等化工領域以及氫能冶金等領域開展可再生能源制氫替代化石能源的示范應用?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l展實施方案》中提出探索可再生能源制儲氫(氨)、氫電耦合等長周期儲能技術的示范應用，滿足多時間尺度應用需求，支撐大規模新能源外送[2，15]。

目前我國已經有部分省份陸續出臺了相應的文件支持氫能的進一步發展。

(1)河北省于2021年發布《河北省氫能產業發展“十四五”規劃》，提出充分發揮張家口國家可再生能源示范區的建設優勢，進一步加大承德、保定、滄州、唐山、秦皇島、邢臺、衡水等城市可再生能源開發力度，謀劃布局可再生能源發電制氫項目，打造張家口壩上地區綠氫基地，逐步構建風光儲氫一體化產業集群[16]。目前，已經投產運行和在建的可再生能源制氫項目規模約3萬t/a，還有超過20萬t/a可再生能源制氫項目處于前期規劃階段。

(2)內蒙古自治區于2022年初發布的《內蒙古自治區“十四五”氫能發展規劃》，提出依托可再生能源積極發展綠色制氫產業，開展“多能互補+氫”“源網荷儲+氫”等綠氫示范項目15個以上，2025年目標為綠氫供應能力超過48萬t/a[17]。目前，內蒙古地區在綠氫項目規劃產能上約占全國規劃總規模的50%，2023年初內蒙古能源局公布了15個符合實施條件的綠氫項目，配套制氫能力達到28.2萬t/a，主要生產合成氨、甲醇和相關化學品。此后，2023年還陸續有幾個項目獲得政府備案，未來在內蒙古開展規劃的綠氫項目有望進一步增加。

(3)寧夏回族自治區在2022年底發布了《寧夏回族自治區可再生能源發展“十四五”規劃》，提出大力發展離網型新能源電解水制氫，打造寧東光伏產業園綠氫規?；a基地，積極創建寧東可再生能源制氫耦合煤化工產業示范區，通過綠氫耦合煤制油、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤基多聯產等項目，推動灰氫轉綠、以氫換煤、綠氫消碳[18]。寧夏回族自治區目前已經規劃建設11個可再生能源制氫項目，力爭到2025年綠氫生產規模達到8萬t/a。

(4)吉林省于2022年底發布的《“氫動吉林”行動實施方案》，計劃到2025年可再生能源制氫產能達6～8萬t/a，綠色合成氨、綠色甲醇、綠色煉化產能達25萬～35萬t/a；到2030年，可再生能源制氫產能達30萬～40萬t/a，綠色合成氨、綠色甲醇、綠色煉化、氫冶金產能達200萬t/a[19]。

此外，遼寧省、新疆維吾爾自治區、甘肅省、山西省等省(區)也出臺相應規劃，鼓勵建設可再生能源制氫一體化項目。

在氫能產業發展和工業“雙碳”戰略的雙重推動下，可再生能源制氫、綠氫的儲運和消納將成為未來我國能源低碳綠色轉型發展的重要方向，尤其是綠氫的工業應用市場空間巨大。此外，國家燃料電池汽車示范城市群工作也在穩步推進，未來隨著氫燃料電池交通、氫燃料電池發電和儲能、天然氣摻氫燃燒等領域的推廣應用，綠氫在工業燃料和民用交通領域的氫能替代有望實現快速增長。

限制可再生能源制氫和消納大規模推廣的決定因素是經濟性。未來風力發電和光伏發電成本還將持續下降，可再生能源制氫技術的進步也將進一步降低綠氫成本，同時碳價也將隨著“雙碳”進程的推進而逐步增加，綠氫將在我國工業體系中逐漸體現其價值。預計綠氫在化工等工業領域的應用將首先在“三北”地區風光電基地實現盈利，隨后海上風電制氫和分布式光伏制氫等也將在特定條件下具備應用場景。

隨著“雙碳”進程的持續推進，大部分行業將在2030年后達到碳排放峰值，在2035年前碳排放還將維持在高位附近波動，預計在2030年后綠氫在工業領域的應用比例將逐步增加，2035年后我國脫碳進程將有望加快，屆時可再生能源制氫將成為我國能源體系的重要組成部分。

4 綠氫產業存在的主要問題及發展建議

(1)高成本綠氫制約其發展應用，應重視技術創新實現降本增效。目前我國綠氫與傳統灰氫相比，在經濟性方面的競爭力仍有一定差距，這是限制可再生能源制氫大規模推廣應用的主要原因，而且堿性電解技術與新能源波動性不匹配、PEM電解技術成熟度不高也是行業發展亟需解決的問題。因此通過技術進步和場景優化實現綠氫降本增效是未來綠氫產業發展的重要任務。開發適應波動性可再生能源的高效制氫技術，研發低成本綠氫工業轉化技術，優化“儲能-電解制氫-儲氫-氫消納”的多級緩沖方案，可推動綠氫項目盡早實現盈利。

(2)未來綠氫化工產業發展，需根據脫碳進程穩步推進。我國綠氫項目規劃產能規模較大，大部分項目計劃都是生產綠色合成氨或耦合煤化工補氫，折合氨醇產能超過2 000萬t/a，綠氫替代比例已經超過目前合成氨、甲醇市場規模的14%，行業難以消納這么大規模的高成本綠色化學品。預計在2030年前，受項目可再生能源指標獲取和項目盈利性影響，部分項目較難實施?；凇半p碳”發展的階段性特點，各級政府和市場主體應綜合考慮綠氫脫碳項目的經濟效益和生態效益優化實施方案，協調灰氫、藍氫、綠氫的發展路徑，不應盲目加快綠氫替代灰氫進程。近期應以藍氫替代綠氫推動氫能在交通領域等進行小規模示范應用，在工業降碳領域優先推動工藝降碳、灰氫CCUS、綠氫耦合化工的工業示范，未來逐步提高綠氫應用比例。

(3)綠氫發展缺失少財稅政策支持，未來需要針對性政策支持。目前氫能發展的財稅政策側重于氫能交通領域，國家層面在對綠氫生產和應用方面還沒有出臺有針對性的財稅和扶持政策，大部分項目目前還是依靠地方對新能源指標、土地等進行支持來彌補企業虧損。未來我國應繼續完善可再生能源制氫和氫能非交通領域的政策支持體系，配套出臺綠氫在生產和消納環節的價格補償機制，使得綠氫在電網調峰儲能、工業脫碳等領域大規模推廣可以獲得明確的財稅補貼和相關支持，以實現產業的可持續性良性發展?？梢詤⒖季G電交易和綠色電力證書參與碳市場交易的機制，優先在碳排放權交易試點城市開展石化等工業企業的綠氫交易試點工作，或研究出臺其他財稅補貼機制。

(4)行業管理和認證體系不健全，應加快相關標準體系建設。目前綠氫制備和消納各個環節的管理機制尚不健全，相關標準體系和認證體系缺失，制約了行業的發展。尤其是在綠氫和清潔低碳氫標準劃分，以及綠氨、綠醇、綠色航煤等綠色化學品認證方面，與國外相比進度滯后。未來相關政府部門、行業協會和產業聯盟應加快構建涵蓋綠氫上下游各個環節的國家標準、行業標準、團體標準體系，并開展綠氫工廠認證、綠色化工產品認證、綠氫產品低碳交易等工作，并與歐盟等發達國家地區的標準接軌，編制適用于國際貿易的綠氫下游化學品標準，促進標準互通和行業交流。

5 結語

隨著可再生能源的快速發展，綠氫將成為我國傳統工業領域實現綠色低碳轉型的重要載體，有力支撐“雙碳”目標的實現，發展前景廣闊。目前，堿性水電解制氫技術成熟、應用廣泛、投資成本較低，但與可再生能源匹配性較差，PEM電解技術動態響應速度快，適合可再生能源發電的波動性電解制氫，未來在綠氫領域發展前景較好，但目前投資成本較高，國內技術還需進一步驗證。綠氫成本的決定性因素是新能源電價，目前技術水平下綠氫成本與灰氫比仍有差距，但綠氫替代灰氫減碳效益明顯，因此獲取較低成本可再生能源指標、通過碳排放交易和其他補貼是保障綠氫競爭力的關鍵。

近幾年我國可再生能源制氫項目加速推進，大量綠氫化工項目開展前期工作，但從行業脫碳進程考慮不應盲目加快綠氫用于工業的應用進程，目前我國綠氫制備和工業消納的相關支持政策還不完善，行業管理和認證體系尚不健全，未來應加快相關政策和標準體系的建設進度。