绿氢叫好不叫座，如何破局？

文/荆伟

作者供职于华电内蒙古能源有限公司

宝音太

作者供职于内蒙古华电电力销售有限公司

近年来，在“双碳”目标牵引下，绿氢作为清洁制氢路径进入政策与资本的共同视野，项目数量和装机规模增长较快。但从全国氢源结构看，绿氢仍处在起步阶段，供给端以煤制氢、天然气制氢和工业副产氢为主的格局并未实质性改变。

本文在梳理全国绿氢产业规模、氢源结构与区域布局的基础上，结合中国华电集团在包头的风光制氢及掺氢消纳示范工程，对绿氢产业的现实约束与发展路径进行分析。

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全国绿氢行业现状

（一）产业规模与氢源结构

我国氢气产业基础较为雄厚，近年来总体维持平稳增长。就规模而言，截至2024年底，全国氢气年产能已超过5000万吨，全年产量约3650万吨，同比增速约3.5%。

但氢源结构仍以化石能源制氢为主。煤制氢产能约2800万吨／年，2024年产量约2070万吨，占全国总产量约57%；天然气制氢产能约1080万吨／年，产量约760万吨，占比约21%；工业副产氢产能约1070万吨，产量约770万吨，占比约21%。

相比之下，可再生能源电解水制氢产能约50万吨／年，2024年产量约32万吨，占比不足1%。总体看，绿氢在总量上的存在感仍然有限，距离“以绿为主”的氢源替代目标尚有较大差距。

从消费端看，我国氢气需求仍主要由传统工业“托底”。2024年合成甲醇用氢约995万吨（约27%），合成氨约950万吨（约26%），石油炼制及化工约600万吨（约16%），煤化工约405万吨（约11%），上述四类用途合计约占氢气消费的80%。

其余约20%分布于交通运输、金属冶炼、电子与储能等领域。需要注意的是，当前这些大宗工业用氢多来自灰氢，减碳效益难以体现。因此，在化工与炼化等高耗氢环节推进“灰氢替代”，既是绿氢消纳的现实抓手，也是工业减排的重要突破口。

基础设施方面，交通领域布局相对领先但总体仍偏“点状”。截至2024年底，全国累计推广氢燃料电池汽车约2.7万辆，加氢站超过540座，分别约占全球总量的28%和40%。多个城市群已开通燃料电池公交、物流车示范线路，累计运行里程突破7亿公里，关键部件国产化率提升至90%以上。

但与燃油车、电动车的存量规模相比，氢燃料电池车仍处于早期示范阶段，加氢站的区域分布、利用率与运营能力也存在明显短板。后续若要形成可持续商业模式，需要在车辆端、氢源端与基础设施端同步扩张并提升周转效率。

（二）区域分布及内蒙古绿氢产业

我国氢气生产和消费呈现明显的区域集聚特征，主要集中在资源富集、重化工业集中的省区。

供给侧方面，山东、内蒙古、陕西、宁夏、山西等传统能源与化工大省是氢气产量大户，煤炭与天然气资源叠加煤化工、炼化、化肥产业集群，使其既具备化石制氢规模，也拥有可观的工业副产氢来源。需求侧方面，合成氨、甲醇、炼化等用氢产业同样集中于上述地区，形成“产销同地、园区集聚”的格局。

在各地区的绿氢布局中，内蒙古凭借风光资源禀赋、电力外送通道与重化工业基础，正快速形成全国绿氢发展的关键板块。内蒙古自治区层面将氢能作为能源经济转型的重要抓手，出台支持风电、光伏制氢示范的政策举措。

2022年内蒙古入选国家首批可再生能源制氢示范区域，自治区发改委批复7个“风光制氢”示范项目，总体规划新能源装机达到数百万千瓦。

（三）典型案例发展情况

中国华电集团在包头市达茂旗建设的20万千瓦新能源制氢工程属于首批示范项目之一，项目于2023年12月建成投产，配置风电12万千瓦、光伏8万千瓦及2万千瓦／时储能系统；年发电量约5.52亿千瓦时，年制氢能力约7800吨。

该示范工程之所以具有代表性，不仅在于其规模与时间节点，更在于其“源—网—荷—储—氢”一体化的系统设计和可复制的消纳路径。

其一，该项目作为内蒙古首批大规模可再生能源制氢示范工程，较早实现了“风光—储能—制氢—用氢”的全链条耦合，验证了在资源富集地区以绿氢承接新能源波动的工程可行性。

其二，项目在制氢技术上采取碱性电解槽与PEM电解槽组合配置：前者用于稳定制氢、控制单位成本，后者用于快速响应风光出力波动，体现了“效率—成本—柔性”三者之间的现实折中。

其三，随着达茂旗至包头市区190公里输氢管道的投产，包头在“制—输—用”一体化方面具备进一步扩展的空间。2025年该示范工程已年售氢超5000吨，实现项目总体盈利，为资源型地区发展绿氢提供了可观察、可评估、可迭代的样板。

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当前行业存在的问题

尽管绿氢被普遍看好，但从示范走向规模化仍面临多重掣肘，既有成本与工程问题，也有市场与制度问题。结合当前项目实践和产业运行情况，主要障碍可以概括为以下几个方面。

（一）绿氢成本高，市场竞争力不足

目前绿氢成本与价格仍显著高于传统化石制氢，导致市场竞争力偏弱。业内测算显示，绿氢交付价格普遍在30元／公斤左右，折算为等热值能源成本约为天然气的3倍；而不少下游场景认为，只有当氢气成本降至15元／公斤附近，才可能在缺乏补贴的情况下形成稳定需求。

成本端的压力来自电价、设备折旧和融资成本的叠加，尤其在电解槽利用小时偏低、负荷波动较大时，固定成本摊薄困难。与此同时，灰氢（特别是煤制氢）在现阶段仍具有明显价格优势，且其碳排放外部成本尚未充分计入。因而在化工等大宗用氢市场，企业基于成本考虑不愿意购买绿氢。

（二）氢能储运和基础设施瓶颈

储运与基础设施环节是绿氢从“生产出来”走向“用得起来”的关键瓶颈。现阶段，氢气多采用35MPa或70MPa高压气态方式储运，依赖长管束拖车，单车携氢量有限、单位运输成本高；液氢虽然容积能量密度更高，但液化过程能耗大、绝热与安全要求高，国内尚处于工程化扩展阶段；固态储氢等新路线仍处于研发验证期。

全国加氢站虽已超过540座，但空间布局不均衡、利用率偏低，运营普遍承压；全国性输氢管网尚未形成，长输管道仍以示范工程为主。基础设施的滞后使“储—运—加”成本居高不下，也限制了绿氢跨区域配置与终端消费的便利性。

（三）核心装备受制于技术短板

从全产业链看，若干关键技术与装备短板仍制约绿氢降本增效和自主可控。制氢端方面，部分核心材料仍依赖进口，尤其是PEM电解槽所需的质子交换膜、贵金属催化剂等，成本高且供应链脆弱；碱性电解槽虽成熟可靠，但在提负荷、快速响应等柔性能力上仍需提升，以更好适配风光波动。

储运端方面，高压压缩机、加注机关键部件以及液氢装备在效率、可靠性和国产化程度上仍存在不足，直接抬升基础设施投资和运维成本。系统集成端方面，风光制氢、电网交互、储能与用氢负荷之间的协同控制能力有待增强。上述短板叠加，容易造成项目“能建起来但不易跑得稳、跑得久”，从而影响投资信心与市场扩张。

（四）支持政策与标准有待完善

政策与标准体系的完善程度，直接决定氢能产业能否从“项目热”走向“产业稳”。总体而言，我国氢能支持政策仍存在力度不足、协同不够、地区差异较大的问题：中央层面以规划引导与示范推动为主，直接面向绿氢的长期稳定激励机制尚不健全；地方层面政策多元但碎片化明显，不同城市补贴力度差异较大，容易造成资源错配甚至低水平重复建设。

标准体系方面，氢能横跨能源、工信、应急、住建等多个管理体系，部分环节仍按危险化学品管理，能源属性尚未充分固化。制度层面的不确定性，会直接抬升项目合规与融资成本，影响企业长期预期。

（五）“绿色”价值未充分体现

绿氢的核心优势在于减排，但目前这部分价值还难以通过市场机制兑现。现实中，缺乏权威的绿氢认证与碳足迹核算框架，使“什么是绿氢、绿到什么程度”难以被统一识别与比较；即便企业使用了成本更高的绿氢，其减排贡献也很难在碳市场或产品溢价中得到回报。

结果是：绿氢在价格上难以与灰氢竞争，下游企业缺乏主动替代动力，生产端也缺少持续扩产的明确预期。要破解这一矛盾，需要尽快建立可操作的绿氢溯源与认证体系，明确核算边界和第三方核查规则，让减排贡献真正转化为可计量、可交易的收益。

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下一步发展的方向与对策建议

针对上述矛盾与瓶颈，推动绿氢从示范走向规模化，需要国家、地方政府与企业形成合力：国家层面解决顶层制度与长期激励，地方层面做好规划引导与场景组织，企业层面则要以技术迭代和商业模式创新降低成本、扩大需求。同时，应围绕可形成规模消纳的重点领域，尽快打通“生产—运输—使用”的闭环，避免项目孤岛化。

（一）国家层面：完善顶层设计与政策体系

一是加强战略引领与统筹规划。建议在“十五五”期间进一步完善氢能顶层设计，将氢能纳入中长期能源战略与产业政策的核心章节，明确分阶段路线图和可考核指标。细化2025、2030和2035年在制氢能力、应用规模、基础设施、关键技术等方面的量化任务。

二是完善支持政策与激励机制。鉴于绿氢尚处于培育期且成本劣势明显，国家层面可考虑建立更稳定、更可预期的过渡性支持框架。对经核证的绿氢给予合理补贴或税费优惠，引导其尽快形成规模。鼓励政策性金融与商业银行为绿氢项目提供中长期低成本资金，并对关键装备国产化、规模化制造给予融资便利，逐步用市场机制替代一次性补贴。

三是健全标准规范与监管体系。建议由国家标准委牵头，联合各部门，加快构建覆盖制氢、储运、加注、应用与安全的标准体系。推动氢气在不同应用场景下的分级分类管理，厘清能源属性与危险化学品管理的边界。

（二）地方层面：统筹规划与示范引导

一是地方政府是产业落地的关键组织者。各地应立足资源禀赋与产业基础，明确自身在全国氢能版图中的功能定位：资源富集地区可侧重绿氢制取与外送，工业大市可侧重就地消纳与工艺替代，港口和交通枢纽城市可侧重交通与港口场景。建议省级层面统筹制定氢能发展规划与年度行动清单，市县层面围绕园区、企业和基础设施形成可执行项目库。

二是支持建设产业集群与示范区。地方可选择具备新能源资源、产业基础和市场需求的园区或城区，打造一批可复制的“制—储—运—用”示范单元，推动上下游企业集聚。引导龙头企业牵头组建产业链协同平台，带动配套企业提高制造水平与工程交付能力。

三是出台地方配套政策并聚焦场景组织。地方可在国家政策框架下，结合本地实际制定更具针对性的措施：在基础设施端，对加氢站和输氢管道等前期投入大、回收周期长的环节给予阶段性补助或贴息；在需求端，通过政府采购、公共交通示范、园区减排考核等方式引导用氢企业形成稳定需求。

（三）企业层面：技术创新与降本增效

企业是氢能产业的核心行动主体。面向下一阶段，企业需要把“技术迭代、商业模式”两件事做实。

技术上，要围绕提高电解效率、扩大负荷调节范围、降低贵金属依赖等关键指标持续攻关，推动碱性与PEM等路线在不同场景下的最优配置；储运环节则应面向高效压缩、可靠加注、液氢工程化等方向提升国产装备水平。

商业上，要主动与下游用户共同设计产品与合同结构，通过长期供氢协议、共同投资等方式锁定需求，减少市场波动带来的风险。

在降本增效上，企业除了依靠技术进步，还应把运营管理做细做实。一方面，尽量扩大规模、形成批量化交付，摊薄制造和运维成本；另一方面，围绕园区综合能源服务探索多元化收益，例如副产氧气综合利用，助力化工企业富氧燃烧、加氢站叠加充电与其他能源服务、制氢系统参与电力辅助服务等。通过提高资金周转效率与收入结构的稳定性，提升项目抗风险能力。

商业模式创新同样重要。上游制氢企业可以与化工、冶金、交通等用氢方建立长期合作，通过“产销一体化”或“合同能源管理”等方式稳定现金流；燃料电池企业与物流公司、公交集团、场站运营商协同，打造车辆、氢源与运维一体的运营闭环，提高车辆与站的利用率。对具备条件的园区，可探索“绿电—绿氢—储能”综合解决方案，在电网侧与用能侧同时创造价值，从而降低单一产品的市场风险。

（四）拓展重点应用领域：氢化工、氢冶金、氢交通、掺氢燃气

扩大需求是绿氢由“能产”走向“能用”的关键。下一步应围绕具备规模消纳潜力且减排效益明确的领域，优先打通商业闭环，以场景带动产业链协同成长。

1．化工领域（氢化工）。化工是我国用氢最大的市场，合成氨、甲醇、炼油加氢、甲醇制烯烃等过程对氢气依赖度高，但现阶段主要使用灰氢，碳排放压力日益凸显。推进氢化工的核心，是在条件成熟的环节用绿氢逐步替代化石制氢。

合成氨方面，可在风光资源较好地区探索“绿电制氢—合成氨”一体化，形成绿氨产品；甲醇方面，除传统合成气路线外，二氧化碳与绿氢耦合制绿醇具有更强的减排属性，且绿色甲醇在航运燃料等新兴市场存在增量需求。

2．钢铁冶金（氢冶金）。钢铁行业碳排放强度高，传统高炉依赖焦炭还原，减排空间巨大。氢冶金通过氢气还原铁矿石，可显著降低甚至接近消除还原环节的碳排放，技术路线包括高炉富氢喷吹、氢基竖炉直接还原等。我国已有宝武、河钢等企业开展试点，但氢冶金对氢源的稳定性与规模提出更高要求，尤其在全流程替代的情况下用氢量巨大。因此建议在钢铁产能集中区域优先探索“就近制氢—就近用氢”的产业协同。

3．交通运输（氢交通）。在道路交通减排中，燃料电池更适合长续航、重载和高强度运营场景，如公交、物流、港口牵引车以及重型卡车等。

我国燃料电池车示范已积累一定基础，但要从示范走向规模应用，关键在于“车辆—氢源—场站—运维”体系化建设：一是聚焦重卡等细分市场打造示范线路和干线走廊，在重点通道完善加氢站布局；二是通过车队化运营提高车辆利用率，形成稳定用氢需求；三是通过标准化平台化降低运维成本，提高可靠性。应当强调，氢交通不宜与纯电乘用车直接竞争，而应在适配场景中形成互补优势。

4．天然气掺氢。将一定比例的氢气掺入城市燃气或工业燃气体系，可以在较小改造成本下实现部分化石燃料替代，是拓展绿氢消纳的现实路径。华电包头项目在工业端实现了较高比例的掺氢示范，表明在安全评估与工况匹配到位的前提下，掺氢可实现稳定燃烧并带来减排效益。

后续推广宜遵循“先工业园区、后城市管网；先低比例、后逐步提升”的原则：工业园区可在锅炉和集中供热环节先行试点，城市燃气则可从新建片区或独立管网开展小比例试验，同时加快制定掺氢燃气成分、管材适应性、安全监测与应急处置等标准规范。

除上述场景外，氢能在电力系统调峰与长周期储能方面也具有潜力。利用富余可再生电力制氢并储存，在电力紧张或季节性供需错配时再转化为电力输出，可作为新型电力系统的重要补充。但该路线对效率和成本敏感，需要在示范基础上逐步验证商业可行性。总体而言，应坚持以可落地、可持续的应用场景为牵引，推动氢能从“技术可行”走向“经济可行”。

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结语

可再生能源制氢对我国实现“双碳”目标、提升能源安全与培育未来产业具有长期价值。我国已在项目建设和产业链布局上取得阶段性进展，尤其是包头等地的示范工程为绿氢就地消纳提供了可复制经验。但要实现更大规模的替代，仍需在成本、储运基础设施、关键装备、政策机制和标准体系等方面持续发力。

下一阶段的重点，不在于简单“上项目”，而在于把商业闭环做实：通过制度设计让绿色价值可核算、可交易，通过基础设施建设降低全链条成本，通过企业创新提高效率并拓展应用。只要各方在同一套规则下协同推进，绿氢产业完全有可能在“十五五”期间迈过培育期，逐步形成规模化、市场化的发展格局。

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