綠氫叫好不叫座，如何破局？

文/荊偉

作者供職于華電內蒙古能源有限公司

寶音太

作者供職于內蒙古華電電力銷售有限公司

近年來，在“雙碳”目標牽引下，綠氫作為清潔制氫路徑進入政策與資本的共同視野，項目數量和裝機規模增長較快。但從全國氫源結構看，綠氫仍處在起步階段，供給端以煤制氫、天然氣制氫和工業副產氫為主的格局并未實質性改變。

本文在梳理全國綠氫產業規模、氫源結構與區域布局的基礎上，結合中國華電集團在包頭的風光制氫及摻氫消納示范工程，對綠氫產業的現實約束與發展路徑進行分析。

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全國綠氫行業現狀

（一）產業規模與氫源結構

我國氫氣產業基礎較為雄厚，近年來總體維持平穩增長。就規模而言，截至2024年底，全國氫氣年產能已超過5000萬噸，全年產量約3650萬噸，同比增速約3.5%。

但氫源結構仍以化石能源制氫為主。煤制氫產能約2800萬噸／年，2024年產量約2070萬噸，占全國總產量約57%；天然氣制氫產能約1080萬噸／年，產量約760萬噸，占比約21%；工業副產氫產能約1070萬噸，產量約770萬噸，占比約21%。

相比之下，可再生能源電解水制氫產能約50萬噸／年，2024年產量約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”的氫源替代目標尚有較大差距。

從消費端看，我國氫氣需求仍主要由傳統工業“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、電子與儲能等領域。需要注意的是，當前這些大宗工業用氫多來自灰氫，減碳效益難以體現。因此，在化工與煉化等高耗氫環節推進“灰氫替代”，既是綠氫消納的現實抓手，也是工業減排的重要突破口。

基礎設施方面，交通領域布局相對領先但總體仍偏“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，關鍵部件國產化率提升至90%以上。

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

（二）區域分布及內蒙古綠氫產業

我國氫氣生產和消費呈現明顯的區域集聚特征，主要集中在資源富集、重化工業集中的省區。

供給側方面，山東、內蒙古、陜西、寧夏、山西等傳統能源與化工大省是氫氣產量大戶，煤炭與天然氣資源疊加煤化工、煉化、化肥產業集群，使其既具備化石制氫規模，也擁有可觀的工業副產氫來源。需求側方面，合成氨、甲醇、煉化等用氫產業同樣集中于上述地區，形成“產銷同地、園區集聚”的格局。

在各地區的綠氫布局中，內蒙古憑借風光資源稟賦、電力外送通道與重化工業基礎，正快速形成全國綠氫發展的關鍵板塊。內蒙古自治區層面將氫能作為能源經濟轉型的重要抓手，出臺支持風電、光伏制氫示范的政策舉措。

2022年內蒙古入選國家首批可再生能源制氫示范區域，自治區發改委批復7個“風光制氫”示范項目，總體規劃新能源裝機達到數百萬千瓦。

（三）典型案例發展情況

中國華電集團在包頭市達茂旗建設的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，配置風電12萬千瓦、光伏8萬千瓦及2萬千瓦／時儲能系統；年發電量約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，不僅在于其規模與時間節點，更在于其“源—網—荷—儲—氫”一體化的系統設計和可復制的消納路徑。

其一，該項目作為內蒙古首批大規?？稍偕茉粗茪涫痉豆こ?，較早實現了“風光—儲能—制氫—用氫”的全鏈條耦合，驗證了在資源富集地區以綠氫承接新能源波動的工程可行性。

其二，項目在制氫技術上采取堿性電解槽與PEM電解槽組合配置：前者用于穩定制氫、控制單位成本，后者用于快速響應風光出力波動，體現了“效率—成本—柔性”三者之間的現實折中。

其三，隨著達茂旗至包頭市區190公里輸氫管道的投產，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，實現項目總體盈利，為資源型地區發展綠氫提供了可觀察、可評估、可迭代的樣板。

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當前行業存在的問題

盡管綠氫被普遍看好，但從示范走向規模化仍面臨多重掣肘，既有成本與工程問題，也有市場與制度問題。結合當前項目實踐和產業運行情況，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化石制氫，導致市場競爭力偏弱。業內測算顯示，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定需求。

成本端的壓力來自電價、設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）在現階段仍具有明顯價格優勢，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，企業基于成本考慮不愿意購買綠氫。

（二）氫能儲運和基礎設施瓶頸

儲運與基礎設施環節是綠氫從“生產出來”走向“用得起來”的關鍵瓶頸。現階段，氫氣多采用35MPa或70MPa高壓氣態方式儲運，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，國內尚處于工程化擴展階段；固態儲氫等新路線仍處于研發驗證期。

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；全國性輸氫管網尚未形成，長輸管道仍以示范工程為主。基礎設施的滯后使“儲—運—加”成本居高不下，也限制了綠氫跨區域配置與終端消費的便利性。

（三）核心裝備受制于技術短板

從全產業鏈看，若干關鍵技術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電解槽所需的質子交換膜、貴金屬催化劑等，成本高且供應鏈脆弱；堿性電解槽雖成熟可靠，但在提負荷、快速響應等柔性能力上仍需提升，以更好適配風光波動。

儲運端方面，高壓壓縮機、加注機關鍵部件以及液氫裝備在效率、可靠性和國產化程度上仍存在不足，直接抬升基礎設施投資和運維成本。系統集成端方面，風光制氫、電網交互、儲能與用氫負荷之間的協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、跑得久”，從而影響投資信心與市場擴張。

（四）支持政策與標準有待完善

政策與標準體系的完善程度，直接決定氫能產業能否從“項目熱”走向“產業穩”。總體而言，我國氫能支持政策仍存在力度不足、協同不夠、地區差異較大的問題：中央層面以規劃引導與示范推動為主，直接面向綠氫的長期穩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建設。

標準體系方面，氫能橫跨能源、工信、應急、住建等多個管理體系，部分環節仍按危險化學品管理，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與融資成本，影響企業長期預期。

（五）“綠色”價值未充分體現

綠氫的核心優勢在于減排，但目前這部分價值還難以通過市場機制兌現?，F實中，缺乏權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”難以被統一識別與比較；即便企業使用了成本更高的綠氫，其減排貢獻也很難在碳市場或產品溢價中得到回報。

結果是：綠氫在價格上難以與灰氫競爭，下游企業缺乏主動替代動力，生產端也缺少持續擴產的明確預期。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則，讓減排貢獻真正轉化為可計量、可交易的收益。

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下一步發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模化，需要國家、地方政府與企業形成合力：國家層面解決頂層制度與長期激勵，地方層面做好規劃引導與場景組織，企業層面則要以技術迭代和商業模式創新降低成本、擴大需求。同時，應圍繞可形成規模消納的重點領域，盡快打通“生產—運輸—使用”的閉環，避免項目孤島化。

（一）國家層面：完善頂層設計與政策體系

一是加強戰略引領與統籌規劃。建議在“十五五”期間進一步完善氫能頂層設計，將氫能納入中長期能源戰略與產業政策的核心章節，明確分階段路線圖和可考核指標。細化2025、2030和2035年在制氫能力、應用規模、基礎設施、關鍵技術等方面的量化任務。

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定、更可預期的過渡性支持框架。對經核證的綠氫給予合理補貼或稅費優惠，引導其盡快形成規模。鼓勵政策性金融與商業銀行為綠氫項目提供中長期低成本資金，并對關鍵裝備國產化、規模化制造給予融資便利，逐步用市場機制替代一次性補貼。

三是健全標準規范與監管體系。建議由國家標準委牽頭，聯合各部門，加快構建覆蓋制氫、儲運、加注、應用與安全的標準體系。推動氫氣在不同應用場景下的分級分類管理，厘清能源屬性與危險化學品管理的邊界。

（二）地方層面：統籌規劃與示范引導

一是地方政府是產業落地的關鍵組織者。各地應立足資源稟賦與產業基礎，明確自身在全國氫能版圖中的功能定位：資源富集地區可側重綠氫制取與外送，工業大市可側重就地消納與工藝替代，港口和交通樞紐城市可側重交通與港口場景。建議省級層面統籌制定氫能發展規劃與年度行動清單，市縣層面圍繞園區、企業和基礎設施形成可執行項目庫。

二是支持建設產業集群與示范區。地方可選擇具備新能源資源、產業基礎和市場需求的園區或城區，打造一批可復制的“制—儲—運—用”示范單元，推動上下游企業集聚。引導龍頭企業牽頭組建產業鏈協同平臺，帶動配套企業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，結合本地實際制定更具針對性的措施：在基礎設施端，對加氫站和輸氫管道等前期投入大、回收周期長的環節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、園區減排考核等方式引導用氫企業形成穩定需求。

（三）企業層面：技術創新與降本增效

企業是氫能產業的核心行動主體。面向下一階段，企業需要把“技術迭代、商業模式”兩件事做實。

技術上，要圍繞提高電解效率、擴大負荷調節范圍、降低貴金屬依賴等關鍵指標持續攻關，推動堿性與PEM等路線在不同場景下的最優配置；儲運環節則應面向高效壓縮、可靠加注、液氫工程化等方向提升國產裝備水平。

商業上，要主動與下游用戶共同設計產品與合同結構，通過長期供氫協議、共同投資等方式鎖定需求，減少市場波動帶來的風險。

在降本增效上，企業除了依靠技術進步，還應把運營管理做細做實。一方面，盡量擴大規模、形成批量化交付，攤薄制造和運維成本；另一方面，圍繞園區綜合能源服務探索多元化收益，例如副產氧氣綜合利用，助力化工企業富氧燃燒、加氫站疊加充電與其他能源服務、制氫系統參與電力輔助服務等。通過提高資金周轉效率與收入結構的穩定性，提升項目抗風險能力。

商業模式創新同樣重要。上游制氫企業可以與化工、冶金、交通等用氫方建立長期合作，通過“產銷一體化”或“合同能源管理”等方式穩定現金流；燃料電池企業與物流公司、公交集團、場站運營商協同，打造車輛、氫源與運維一體的運營閉環，提高車輛與站的利用率。對具備條件的園區，可探索“綠電—綠氫—儲能”綜合解決方案，在電網側與用能側同時創造價值，從而降低單一產品的市場風險。

（四）拓展重點應用領域：氫化工、氫冶金、氫交通、摻氫燃氣

擴大需求是綠氫由“能產”走向“能用”的關鍵。下一步應圍繞具備規模消納潛力且減排效益明確的領域，優先打通商業閉環，以場景帶動產業鏈協同成長。

1．化工領域（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，是在條件成熟的環節用綠氫逐步替代化石制氫。

合成氨方面，可在風光資源較好地區探索“綠電制氫—合成氨”一體化，形成綠氨產品；甲醇方面，除傳統合成氣路線外，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）。鋼鐵行業碳排放強度高，傳統高爐依賴焦炭還原，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節的碳排放，技術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、河鋼等企業開展試點，但氫冶金對氫源的穩定性與規模提出更高要求，尤其在全流程替代的情況下用氫量巨大。因此建議在鋼鐵產能集中區域優先探索“就近制氫—就近用氫”的產業協同。

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，但要從示范走向規模應用，關鍵在于“車輛—氫源—場站—運維”體系化建設：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，形成穩定用氫需求；三是通過標準化平臺化降低運維成本，提高可靠性。應當強調，氫交通不宜與純電乘用車直接競爭，而應在適配場景中形成互補優勢。

4．天然氣摻氫。將一定比例的氫氣摻入城市燃氣或工業燃氣體系，可以在較小改造成本下實現部分化石燃料替代，是拓展綠氫消納的現實路徑。華電包頭項目在工業端實現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，摻氫可實現穩定燃燒并帶來減排效益。

后續推廣宜遵循“先工業園區、后城市管網；先低比例、后逐步提升”的原則：工業園區可在鍋爐和集中供熱環節先行試點，城市燃氣則可從新建片區或獨立管網開展小比例試驗，同時加快制定摻氫燃氣成分、管材適應性、安全監測與應急處置等標準規范。

除上述場景外，氫能在電力系統調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，在電力緊張或季節性供需錯配時再轉化為電力輸出，可作為新型電力系統的重要補充。但該路線對效率和成本敏感，需要在示范基礎上逐步驗證商業可行性?？傮w而言，應堅持以可落地、可持續的應用場景為牽引，推動氫能從“技術可行”走向“經濟可行”。

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結語

可再生能源制氫對我國實現“雙碳”目標、提升能源安全與培育未來產業具有長期價值。我國已在項目建設和產業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制經驗。但要實現更大規模的替代，仍需在成本、儲運基礎設施、關鍵裝備、政策機制和標準體系等方面持續發力。

下一階段的重點，不在于簡單“上項目”，而在于把商業閉環做實：通過制度設計讓綠色價值可核算、可交易，通過基礎設施建設降低全鏈條成本，通過企業創新提高效率并拓展應用。只要各方在同一套規則下協同推進，綠氫產業完全有可能在“十五五”期間邁過培育期，逐步形成規模化、市場化的發展格局。

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