中国绿氢市场发展目标及对应赋能措施有哪些？

以下内容在中国绿氢市场的基础上，提出了中国绿氢市场发展的六大目标，并介绍了每项目标 的关键任务以及35项赋能措施和政策建议。

1.成本

制氢成本是制约绿氢生产 规模化的核心因素

绿氢的成本构成可以细分为制氢成本、运输成本和 加注成本。其中，制氢工艺成本最高，是供应侧面临 的主要挑战之一。 绿氢采用可再生能源电解水制成。假设每年满负荷 生产7500小时，平均电价0.5元/千瓦时（0.07美元/ 千瓦时），则目前绿氢的生产成本为33.9-42.9元/千克 （4.92-6.23美元/千克）。即使考虑到原 材料价格波动因素，绿氢的平均生产成本也至少是 煤炭制氢成本（6.8-12.1元/千克，0.99-1.76美元/千 克）的三倍，7 且显著高于天然气制氢成本（7.5-24.3 元/千克，1.09-3.53美元/千克）以及工业副产制氢成 本（9.3-22.4元/千克，1.35-3.25美元/千克）。

在竞争力方面，绿氢不仅承受了低成本化石燃料制 氢或工业副产制氢的压力，也遭到了蓝氢的挤压。蓝 氢制氢在灰氢制氢基础上，配合采用了碳捕集、碳利 用和碳储存（CCUS）技术。 鉴于绿氢发展比灰氢或蓝氢更符合长期的低碳路 径，降低绿氢制氢成本、提高绿氢商用成本效益因此 至关重要。 除具有气候效益外，以下两点也是投资扩大绿色制 氢技术规模的有力理由。

首先，中国净零目标不单单考虑减排效益，还旨在通 过构建多元化的能源结构，摆脱对化石燃料的依赖， 保障未来能源安全。虽然蓝氢可以在向清洁能源转 型的过程中发挥短期作用，但其生产方式仍需化石 燃料结合CCUS技术。相比之下，绿氢不仅满足中国 非化石能源消费比重不断提升的目标，8 而且对依赖 进口的石油、天然气资源形成有力补充和替代。 其次，CCUS技术尚不成熟，国内除少数示范项目外， 尚未大规模推广。而有关蓝氢生产过程中，碳捕集率 的问题也贯穿始终。 目前可用于绿色制氢的电解技术共有碱性电解和质 子交换膜（PEM）电解两种。两种电解技术的比较优 势详见第6章。当前需要注意的是，虽然两种技术分 别处于不同的商业化发展阶段和规模化阶段，但却 都有一个共同点，即用电量巨大（见图9）。在两种技 术路线下，电费成本和电解槽成本均是占比最大的 两个部分。

降低成本的赋能措施

在可再生能源充足地区，建设集中 式可再生能源制氢示范工程

依托大型风能和光伏发电基地，9 集中式可再生能源 制氢项目能够获得大量低成本的可再生能源电力， 从而带动制氢成本下降。在现有技术背景下，当可再 生能源电力价格从目前0.5元/千瓦时（0.07美元/千 瓦时）的均价下降至0.15元/千瓦时（0.02美元/千瓦 时）以下时，绿色制氢成本就能降至15元/千克（2.18 美元/千克）以下，从而具备应用经济性。10

制定绿氢项目专项电价支持政策

通过出台专项电价支持政策，可在本地氢源问题突 出、储运成本高昂的城市群地区打造低价绿氢。例 如，成都市为加快建设“绿氢之都”，对全市绿电制氢 项目给予0.15-0.2元/千瓦时的电费支持；11深圳亦开 展积极尝试，推出谷电制氢优惠等支持政策。

加快电力市场建设，推动规模化绿 电交易

探索市场机制对氢能跨区域制备的优化作用。挑战 在于，利用管道将氢能从生产地运输至消费地的基 础设施十分昂贵。解决方案是在绿氢消费量最大的 地方建厂制氢，反过来，这也意味着需要将可再生能 源电力传输至这些绿氢工厂。例如，中国北方可再生 能源电力产量巨大，但对绿氢需求较少；而在中国中 东部地区，情况却正好相反。绿色电力交易可将绿色 电力从发电地区输送至需要使用绿色电力生产绿氢的工业中心。实现这一点，需要开展大规模绿色电力 交易并完善交易机制。

2.基础设施

基础设施建设不足制约绿氢可得性

按产业链环节来看，氢能基础设施包括制氢站、储运 设施和加氢站等。在为本报告进行调查研究时，我们 发现，行业普遍认为当前中国氢能基础设施建设不 足，阻碍了氢能（尤其是绿氢）的可得性。 在中国的监管框架中，氢既属于工业危险化学品范 畴，同时又具备能源属性，导致必要基础设施建设难 以落地。当前对于氢能基础设施建设仅有地方性管 理办法，各地建设审批验收程序和归口管理部门不 尽相同。普遍按照“能源”和“危化品”双重属性进行 管理。一方面，氢气作为危险化学品管理，制氢项目 普遍被划归为“基础化工原料生产”范畴，选址必须 在化工园区内，须取得危化品生产、运营许可证。

化工园区大多建在郊区，人口稀疏，氢能项目落地 后恰恰会脱离终端消费群体。目前大多数加氢站 （HRS）实际均依靠异地供氢。远程储存和长距离运 输不仅会增加氢能的隐性成本，还会造成潜在的交 通安全隐患，阻碍绿氢的推广应用。理想情况下，加 氢站都应该拥有站内制氢设施。但如上所述，制氢加 氢一体化所需的审批流程极为复杂，土地性质必须 既是“工业用地”又是“商业用地”，才能同时进行制 氢和销售。14 另一方面，能源和危化品双重属性管理需要分开建 立审批检验程序和规章，会挫伤建设氢能基础设施 的积极性。以建设加氢站为例，其审批流程就涉及用 地、立项、规划、建设、安装验收等环节中的诸多问 题。更为复杂的是，各地方政府出台的审批条例各不 相同，甚至不同部门之间也有所不同。建设验收合格 后，各地加氢站运营管理也存在差异。部分地区明确 规定要取得《危险化学品经营许可证》及《气装充瓶 许可证》两个证书，而部分地区则参照天然气加气站 管理办法进行管理。15

促进基础设施建设的赋能措施

健全氢能管理体系，明确归口管理 部门

《规划》中从国家政策层面明确了氢能的能源属性， 在中国更广泛的国家发展政策中具有重要的战略意 义，这对促进中国氢能产业发展是重大利好。在此基 础上，地方政府需明确氢能主管部门和氢气生产、储 运、应用等环节的归口管理部门，健全相关管理章 程、法规体系，优化营商环境。 以加氢站数量最多的广东省为成功案例，2018年广 东省即在《关于加快新能源汽车产业创新发展的意 见》中明确，“加氢站设计、建设及运营的管理体制和 建设标准”由该省住建厅负责，同时明确了国土、规 划、发改、消防、安监、环保、人防等部门的职责范围、 审批程序和相关作用，极大地推动了广东加氢站的 建设和应用。

加快制定全国统一的审批流程和管 理标准

制定全国统一的审批验收程序和氢能基础设施管理 标准，可以消除地方政策的现有差异，确保绿氢产业 的有序发展。统一全国审批验收程序将简化加氢站 的审批流程，推动如输氢管道等跨区域、长距离和大 规模基础设施的统筹规划。

推动地方政策先行先试，逐步放开 非化工园区制氢加氢管控限制

2022年10月，广东省住建厅发布了《广东省燃料电 池汽车加氢站管理暂行办法》（征求意见稿），允许在 非化工园区建设集制氢加氢一体站。其他地区也纷 纷效仿，以加快氢能基础设施建设。19 鉴于国家政策的出台尚需时日，在短期内，应鼓励地 方政府试行各自制定的政策措施，逐步“放松”政策 限制，在确保安全的同时发挥氢气作为清洁能源的 巨大潜力。

3.市场需求

中国绿氢新市场需要政策支持才能发挥其潜力

当前中国绿氢消费规模在氢能消费总量中的占比不 足0.1%。与生产、储运有关的成本和技术制约着绿氢 的消费增长。然而，绿氢要实现规模化发展，不能只 靠供应侧改革创新⸺需求侧也需探索更大的发展 空间。 氢能作为一种二次能源或替代能源，在交通、制造、 电力、建筑等行业有着广泛应用。

从交通领域来看，在长距离、大重量的商用车场景 下，电动车的电池重量、续航能力和充电时间存在明 显限制，使用氢能作为替代则更合适。氢燃料电池具 有能量密度高、自重轻、加氢快和耐低温等性能优 点，更适用于高载重、固定路线的长途商用车。 在中国，绿氢的主要终端用户目前都集中在交通领 域，为之提供了重要的脱碳解决方案。此外，与工 业领域等其他领域相比，交通领域需求侧的价格 敏感度相对较低。截至2021年，中国氢燃料电池车 （HFCV）保有量共计9000辆，同年销售量仅为1596 辆，22尚不足以支撑大规模的工业应用或充电基础 设施建设。不过，氢燃料电池成本进一步下降使该技 术有望普及。尽管航空、船舶等交通细分领域的氢能 应用还处在试点阶段，但商业化应用仍将是远期目 标。

刺激市场需求的赋能措施

加快国内氢燃料电池技术和高压储 氢系统的发展

中国氢燃料电池汽车发动机系统的大部分零件都已 实现国产化，但催化剂、碳纸、高强度碳纤维等部分 氢燃料电池材料仍需依赖进口。同时，高压储氢技术 仍是提升中国氢燃料汽车在商用车领域渗透率的“ 卡脖子”难题。 一方面，中国迫切需要在储罐设备制造技术上取得 进展，目前中国主流应用的是35MPaⅢ型瓶，而高压 优势更为凸显的Ⅳ型瓶仍在研发阶段。另一方面，相 关阀件还严重依赖进口，阻碍了高压储氢技术的国 产化之路。因此，产业链上下游企业不仅需要共同协 力攻关，开发替代产品，还需与海外优势企业合作， 强强联合，协同创新。

提升对氢燃料汽车路权释放的政策 支持

当前中国中央政府和地方政府都已出台氢燃料汽车 发展目标和扶持政策，以促进氢燃料汽车的广泛应用 。然而，政策多聚焦在车辆购置和运营维 护补贴上，对路权释放关注度不足。中国许多大城市 都对大型运输车辆的通行路线和通行时间有着严格 规定。路权释放将极大地激励企业购买和使用氢动 力汽车，而即将出台的政策有望做出相关规定。具体 来说，政策应该合理规定氢能源汽车每日开展商业 化运营的时间，减少对行驶路段和行驶时间的限制。

4.行业标准及认证

缓不济急，对氢能行业快速发展支撑不足

氢能技术标准对推广氢能技术的应用甚至主导氢能 技术的发展具有举足轻重的地位，发达国家、甚至国 际社会都非常重视氢能技术标准化工作。目前中国 氢能行业标准及认证已有建设基础，但支撑不足。

尽管发布的相关标准已覆盖氢能全产业链，但差距 仍然存在，尤其是第6和第7标准子体系方面。在氢能 储运与加注方面，中国虽在近期发布了《车用压缩储 氢瓶团体标准》和《加氢站技术规范》等国家标准，但 对运输技术标准确立较少，针对氢气长距离管道输 送的设计标准仍处空白。与之相比，美国针对不同应 用情景下的氢气管道系统规定了设计、安装、使用要 求。而氢能应用标准方面，中国更聚焦于燃料电池汽 车的相关技术条件，其他应用场景的技术标准仍在 规划中。

推动行业标准及认证体系建设的赋能措施

立足氢能产业发展情况及产业薄弱 环节，优化标准体系结构

需要提高氢能储运与加注（第6标准子体系）和氢能 应用（第7标准子体系）等技术类别的标准覆盖度。在 氢能基础设施方面，需加快制定和修订可再生能源电 力制氢、高压储氢容器检测、固态储氢、氢液化装备、 液氢储运装备、加氢站关键装备（氢气压缩机、加氢 机、管件、阀门）等标准。 在氢能应用方面，需随着氢能应用领域的创新和拓展 不断补充完善相关标准，确保氢能产业从示范水平向 大规模应用顺利升级。

加强顶层设计，强化标准实施应用 并通过政策支持、激励措施和社会 宣传促进标准化

中国政府标准制定机构需加强对氢能产业标准的顶 层规划，明确氢能产业标准制定的归口管理部门。加 强对标准化建设的政策支持和激励引导，出台标准 制定相关财政补贴，完善标准制定的监管流程、管理 流程等，加快推动标准体系建设。此外，注重标准宣 贯，提高标准宣贯的广泛性和时效性。

5.技术

中国碱性电解水制氢技术成熟，新一代氢能科技仍 在探索

电解水制氢具有纯度等级高、与可再生能源结合紧 密等特点，相比核能制氢、光催化制氢等仍处于实 验室阶段的技术路线，是公认未来最有发展潜力的 绿氢制备方式。电解制氢工艺主要依靠电解槽， 目前已投入使用的电解槽分为三类：碱性电解槽 （ALK）、质子交换膜电解槽（PEM）和固体氧化 物电解槽（SOEC）。 碱性电解槽比其他两种电解槽更加便宜。碱性电解 技术成熟，单槽电解制氢产量高，主要使用电网电 力制氢。碱性电解槽已经实现国产化，其关键性能 指标均接近国际先进水平，相关产业链发展已较为 完备，成本优势明显。然而，尽管碱性电解水制氢 已成为绿色制氢的首选方法，但由于需要稳定的电 力供应，其效率仍会受到可再生电力供应波动的影 响。为维持碱性电解制氢技术的核心地位，碱性电 解槽企业需进一步降低成本，并确保其技术可与可 再生能源系统大规模兼容。

与碱性电解技术相比，质子交换膜电解技术的运行 更加灵活，反应效率更高。设备能以最低功率保持 待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏具 有良好的匹配性，更加适用于未来以可再生能源电 力为主体的电力结构，技术发展和商业化有望进一 步提速。然而，中国必须在技术成熟度、设备规 模、使用寿命和成本效益等方面赶上世界领先的质 子交换膜电解槽生产商。中国质子交换膜电解槽的 关键零部件对进口的依赖度较高，如质子交换膜主 要材料、铱等贵金属催化剂材料、钛基材料等。为 保障质子交换膜电解技术的未来发展，中国必须在 全产业链各个环节使用国产部件替代进口部件。 固体氧化物电解槽能从高温工业流程中回收废热， 故其功耗低于碱性电解槽和质子交换膜电解槽。因 此，该项技术更适合与可以产生高温高压蒸汽的光 热发电系统配套运行。29在中国，固体氧化物电解 技术目前仅限于实验室层面的演示。

促进技术发展的赋能措施

增强碱性电解制氢系统的快速响应 能力

采取多管齐下的办法，提升碱性电解制氢技术对可 再生能源的适配性，如提高制氢系统的快速响应能 力，提升大规模电解制氢系统的能效，以及加强碱性 电解槽系统与电源的耦合控制等。开发含设计、运行 环节的大容量制氢系统全过程仿真软件，实现模块 化电解水制氢系统全过程仿真分析。

设立专项基金，加快新一代电解技 术突破

由政府设立专项基金，联合领先实验室和学术机构 加快技术突破。短期内以更具发展前景的质子交换 膜电解制氢技术为研究重点，同时探索固体氧化物 电解、阴离子交换膜（AEM）电解等其他新型电解技 术的可能性。 以欧洲为例，2005年，欧盟委员会投资260万欧元， 资助为期三年的GenHyPEM项目，专门研究质子交 换膜电解技术，项目成员包括法国、德国、俄罗斯、美 国等国家的11所大学和研究所，目标是开发出高电 流密度、高工作压力和高电解效率的质子交换膜电 解槽。

6.发展进程与合作

顶层规划已出，氢能供应链发展路径尚不明确

自2019年被列入两会《政府工作报告》以来，中国绿 氢产业一直在加速发展。2022年3月，政府发布了 《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，将氢 能发展提上国家战略议程，对推动整个氢能产业发 展起到了立竿见影的作用。但与全球其他主要经济 体的氢能发展进程相比，中国氢能发展进程，尤其是 绿氢发展进程，仍有很长的路要走。

促进发展进程与合作的赋能措施

进一步细化国家氢能发展规划，制 定绿氢发展路线图

可参考国际领先经验，完善国家级的氢能战略规划 和发展路线图，立足氢能产业发展目标，制定支持产 业高质量、可持续发展的技术路线、时间表与重点任 务，将绿氢发展纳入所有减排和绿色发展工作中，引 导和鼓励氢能的跨区域合作、多领域应用和可持续 发展。

制定长效国际合作机制，实现技术、 政策、学术界、企业和金融与全球供 应链的对接

“一带一路”沿线聚集了全球85%的发布氢能战略 的国家，为中国参与国际氢能合作奠定了基础。中国 应积极拓展与上述国家和全球其他主要参与者在氢 能技术研究、标准制定、领先实践和行业融资等方面 的合作，共同推动氢能产业发展。