当前，氢能已成为世界各国推动能源转型、培育经济增长点以及促进可持续发展的重要战略选择。我国高度重视氢能产业的发展，出台《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》明确氢的能源属性，2024年政府工作报告将氢能纳入前沿新兴产业，《能源法》赋予氢能法定能源地位，国家设立万亿级创业投资引导基金重点支持氢能储能等前沿技术。在政策与资金的双重推动下，氢能迎来重要发展机遇。
绿氢的价值
绿氢作为一种零碳、清洁、绿色的二次能源形式，具有能源、原料、绿色和产业带动等多重价值属性，在能源转型与可持续发展的大背景下，极具发展潜力。
能量价值。氢气可以通过燃烧、发电等形式释放能量价值。氢的质量能量密度显著高于传统化石燃料，是长距离和重载交通的理想能源。氢能作为高温热源可替代传统化石燃料，可推动钢铁、化工等高耗能行业低碳转型。氢气发电站可以为数据中心、通信基站、医院等关键设施提供备用/应急电源，为偏远地区或离网场景提供电力。
原料价值。氢气是合成氨、合成甲醇、石油精炼、煤化工行业中的重要原料，也可以作为还原剂代替钢铁冶炼行业中的焦炭和天然气，推动钢铁行业实现碳减排。氢气作为原料，在终端产品生产过程中通常具有不可替代性，使用绿氢替代灰氢是其脱碳化发展的重要路径。
绿色价值。可再生能源制绿色氢氨醇可以实现电能向氢基能源的转化利用，促进以风电光伏为代表的可再生能源电力消纳，推动新型电力系统的建设。绿氢可以应用于化工、钢铁、重载交通等较难减排领域，推动经济社会绿色低碳转型。
产业价值。氢能产业涵盖制储运用等多个领域，具有产业链条长、技术密集、带动性强等特点。作为战略性新兴产业和未来产业，氢能产业可以进一步提升风电光伏产业规模化发展水平，推动化工、钢铁、交通等传统产业绿色低碳转型升级，并催生燃料电池、氢储能系统等新兴绿色低碳产业。
绿氢应用场景分析
绿氢价值的释放依赖于产业技术创新、市场需求和政策机制的协同。在政策支持、技术突破和成本降低的推动下，绿氢的应用场景正在由早期的氢燃料电池汽车领域向发电、交通、化工、钢铁等新兴场景延伸。以下从燃料/原料平价的角度（暂不考虑碳税、固定投资的影响），对绿氢在不同应用场景下替代化石能源的经济平价水平进行分析，为绿氢产业培育路径和应用场景的选择提供参考。
发电领域
电力行业碳排放占我国碳排放总量的40%左右，其直接碳排放全部来自于火电，降碳的核心路径是以可再生能源发电替代火电，以及以煤电掺氨、燃机掺氢等方式推动火电低碳化改造。
煤电掺氨。2024年我国煤电装机11.9亿千瓦，约占电力总装机的35.5%。2024年6月发布的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》中将绿氨掺烧作为三种技术路线之一，要求改造建设后煤机应具备掺烧10%以上绿氨能力。当前，煤电掺氨技术处于技术验证与示范应用阶段，已在30、60万千瓦机组上实现了10%~35%掺氨燃烧稳定运行的试验验证。从平价水平看，一公斤氨气的热值约等于0.85公斤电煤热值，按等热值计算，当电煤价格等于800元/吨时，氨气成本需要降至每吨约700元可与电煤持平，对应绿氢价格约为3元/公斤。从需求规模看，电力企业每年消耗煤炭已经超过20亿吨，若掺氨10%（按质量计），等热值换算下需要绿氨3.2亿吨，对应氢气需求5600万吨。
燃机掺氢。2024年我国气电装机1.4亿千瓦，约占电力总装机的4.2%。掺氢燃烧是气电的主要降碳路径之一，目前燃机已经能够实现30%掺氢燃烧运行，西门子、通用电气、三菱重工等燃机厂商均提出了2030年实现100%纯氢燃烧的愿景。从平价水平看，一立方氢气热值约等于一立方天然气热值的30%，按等热值计算，当天然气价格每方3元时，氢气成本需要降至每方0.9元，约10元/公斤可与天然气持平。从需求规模看，以2024年670亿立方米的发电用气量计算，在不需要较多技术改造的10%低比例掺氢（按体积计）下，需要氢气67亿立方米/60万吨。
交通领域
当前，我国交通领域碳排放约占全国碳排放总量的10%，其低碳化发展主要有电气化和绿色燃料替代两条关键路径。
公路交通。电动汽车已在乘用车和部分商用车领域实现商业化应用，且充电桩部署已趋规模化，随着未来技术的不断迭代、性能的逐步提升以及成本的持续下降，电动汽车的适用性和竞争力将进一步得到巩固。相比之下，氢燃料电池汽车的应用场景主要集中于物流车、公交车、重卡以及专用车等领域，而在乘用车领域，主要用于租赁，所占比例还不到0.1%。总体而言，氢燃料电池汽车的产业链目前尚未成熟，仅在特定的细分场景中实现了点状示范应用。从平价水平看，对于氢燃料电池车的主要应用领域商用车来说，氢气需要与柴油实现平价，一公斤氢气热值是柴油的3.3倍，当柴油价格是8元/升、9.6元/公斤时，绿氢的平价水平是32元/公斤。从需求规模看，若以2030年燃料电池汽车保有量60万辆计算，在百公里氢耗5公斤、年行驶里程15万公里条件下，燃料电池用氢需求约为450万吨。
水上运输。在国际海事组织通过2050年净零排放框架，欧盟将航运业纳入欧盟碳排放交易体系等国际政策形势推动下，航运业正在加快推进脱碳进程，甲醇、氨是目前行业关注度较高的绿色替代燃料，其中甲醇具备成熟的内燃机技术与较少的船舶改造成本，氨燃料船舶内燃技术还有待成熟。从平价水平看，与吨氨、吨醇热值对应的燃料油量分别为0.441、0.543吨，当燃料油价格在5500元/吨时，得到平价绿氨、绿醇成本分别为2425、2987元/吨，对应的绿氢成本分别为9.6、9.6元/千克。从需求规模看，劳氏船级社预计国际市场2030年电制甲醇燃料需求约348万吨，对应绿氢量65万吨；绿氨燃料需求约1719万吨，对应绿氢量303万吨。
化工领域
氢在化工领域主要作为原料应用于合成氨、甲醇、炼化等，我国化工行业仍属于以化石燃料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业，约占全国碳排放总量的14%。目前化工用氢主要是煤/天然气制备的灰氢，用绿氢替代灰氢生产化工产品和新材料，是实现化工行业深度脱碳的重要途径。
合成氨。目前我国合成氨年产量约6000万吨，市场基本保持供需平衡，以煤、天然气、焦炉气为原料的产能占比分别为74%、23%、3%，合成氨行业年碳排放量约2亿吨，基于绿氢的绿氨制备是行业低碳化发展的主要路径。绿氨生产原料只需绿氢与来自空气的低成本氮气，其生产可以不依赖煤炭基地、围绕绿氢产能中心展开。从平价水平看，绿氨需要实现与传统合成氨平价，当原料煤价格800元/吨时，传统合成氨成本为2325元/吨，对应绿氢价格约为9.2元/千克。从需求规模看，目前氨主要用于农业化肥（占比约70%）、工业原料（占比约30%），若通过产能置换以绿氨替代10%传统合成氨，则绿氨需求量在600万吨左右，对应绿氢需求100万吨。
合成甲醇。目前我国甲醇年产量超8000万吨，自给率约90%，以煤、天然气、煤焦炉气为原料的产能分别占80%、10%、10%左右。行业年碳排放量近2亿吨，主流煤制甲醇路线下每生产1吨甲醇约排放3吨二氧化碳，碳排放主要来源于其中的变换反应，对应的降碳路径主要有绿氢直接耦合传统煤制甲醇工艺、二氧化碳加氢直接合成甲醇两种技术路线。其中，绿氢直接耦合路线通过加入绿氢避免发生变换反应减少碳排放，只需在传统生产工厂基础上增加绿氢生产厂房，以宁夏宝丰能源项目为代表；二氧化碳加氢直接制甲醇可以避免使用煤炭作为原材料，实现净零碳排放，但需要碳源供应，以甘肃兰州的“液态阳光”示范项目为代表。从平价水平看，作为化工原料，绿醇需要和传统甲醇平价，当原料煤价格800元/吨时，传统合成甲醇成本为2418元/吨，直接合成甲醇路线下平价绿醇对应的绿氢成本为7.3元/千克。从需求规模看，目前甲醇主要应用于烯烃（占比56%）、甲醇燃料（占比18%）、甲醛（占比7%）、醋酸（占比5%）等，存量领域需求将整体保持增长并逐渐饱和，若以10%绿醇替代率计算，绿醇需求量为800万吨，对应绿氢需求150万吨。
炼化。我国原油年加工量约7.0亿吨，碳排放量约4.5亿吨。石油炼制是加氢精制过程，通常需要消耗占原油总量0.8％~2.7％的氢气，其中炼厂副产氢可提供0.5％~1.0％的氢气，另还需配套煤制氢或天然气制氢装置产氢，每年消费氢气约600万吨。炼厂制氢环节是重点控碳领域，绿氢炼化是重要减碳路径。从平价水平看，绿氢主要用于替代炼化厂中的煤/天然气制氢，煤制氢对应的绿氢平价水平为12.6元/千克、天然气制氢对应的绿氢平价水平为14.7元/千克。从需求规模看，在考虑新能源车替代油车，大型炼化一体化新增产能、小规模独立炼厂淘汰产能等系列因素下，预计未来炼厂总产量趋于饱和，若以10%绿氢替代，绿氢需求量为60万吨。
钢铁领域
我国钢铁年产量近11亿吨，碳排放量约18亿吨，约占全国排放总量的15%，是碳排放量最高的制造行业。我国主要有高炉-转炉长流程、废钢-电弧炉短流程两种炼钢工艺路线，长短流程的粗钢产量占比分别为90%、10%，碳排放强度分别为2.0、0吨二氧化碳/吨钢。受废钢资源量等因素影响，未来较长时期内我国仍将以高炉-转炉长流程炼钢工艺为主。长流程下碳排放来源主要有焦炭作为原料参与化学反应产生的碳排放、化石能源作为燃料燃烧产生的碳排放，以氢气取代焦炭作为还原剂和过程燃料实现氢冶金是钢铁行业脱碳主要路径，相关的主流技术路线包括富氢高炉冶炼和氢基竖炉还原工艺。其中，富氢高炉冶炼通过在高炉中喷吹氢气替代部分碳还原反应，对现有工艺改造成本低、工艺成熟，但因喷吹氢气量受限，理论减排潜力有限，一般在10%~20%；氢基竖炉还原工艺是利用氢基混合气体将铁矿石直接还原铁并进行电炉冶炼的非高炉技术，理论减排量可达90%以上，但需要付出较大工艺转换成本。钢铁行业对氢的利用集中在新增产能生产工艺，目前已宣布的氢气来源主要是工业副产氢。2023年6月，河钢全球首例120万吨/年富氢气体零重整竖炉直接还原氢冶金示范工程一期全线贯通，气体中氢碳比可达8:1以上，是目前含氢比例最高的气基竖炉直接还原工艺，该工程也为未来实现100%绿氢直接还原预留了切换功能。
从平价水平看，绿氢需要实现与煤炭等化石燃料平价，传统工艺下生产1吨生铁需要300千克焦炭和200千克煤粉，以焦炭2000元/吨、煤粉800元/吨价格计算，则还原吨铁的炭成本约680元，生产1吨生铁需要1000方氢气，绿氢成本为7.6元/千克能实现氢炭还原平价。从应用需求看，若以10%绿氢冶金替代传统冶金产能，则消耗氢气约900万吨。
平价路径
在不考虑碳税和固定投资等因素下，初步计算得到氢气的平价水平由高到低为：交通商用车领域（32元/千克），炼化领域（12~15元/千克），燃机掺氢、船用氨和甲醇燃料、化工合成氨领域（9~10元/千克），化工合成甲醇、氢冶金领域（7元/千克），煤电掺氨（3元/千克）。氢能在不同场景中平价水平的高低在一定程度上意味着氢能在不同场景中规模化应用的先后。然而，绿氢存在碱性电解水、质子交换膜、固体氧化物电解水制氢等多种技术路线，在各应用场景下存在氢、氨、醇等不同的能源产品形式，也与电气化、生物质燃料、碳捕集等多种低碳化方式存在路线之争，绿氢的发展潜力、需求规模和发展路线还存在较大不确定性。
绿氢产业化面临的问题挑战
当前，脱碳是绿氢发展的第一驱动力，但绿氢在产业化过程中面临绿色价值难以变现，供给成本高且需求推动不足等问题，绿氢制储运用链条尚未贯通，供需两侧尚未形成良性互动。
一是绿氢供给成本高。根据中国氢能联盟研究院发布的氢价指数，2024年全国生产侧氢价指数为28.0元/公斤，消费侧为48.6元/公斤,供给成本高是绿氢产业发展面临的核心痛点。在生产环节，电解水制氢成本的主要影响因素是电价、电解水电耗、电解槽设备成本等因素，需要持续推动电价下降、电解槽技术进步和成本降低，以进一步降低绿氢制备成本。在储运环节，绿氢生产与需求空间不匹配导致储运环节已成为绿氢供给的瓶颈。高压气态储存、长管拖车等成熟储运条件下，储运占终端用氢成本的30%，液氢、管道输氢等技术尚未规模化应用，大规模低成本储运技术亟待创新突破。
二是需求侧推动不足。绿氢的高供给成本制约了其商业化应用，需要探索规模化、多元化的应用降本路径。燃料电池汽车是氢能产业应用的先导和突破口，但目前整体需求量在数十万吨级，难以形成规模化应用场景，对绿氢产业化推动作用较为有限。工业领域用氢潜力大，发电、化工、航运等行业单个项目年用氢量可达万吨甚至数十万吨，是绿氢规模化利用的理想场景，但现阶段使用绿氢替代的成本过高，且绿氢认证体系与碳税机制尚未完善，企业缺乏采用绿氢的内生动力，无法为绿氢产业化提供有力的需求侧拉动。
三是政策机制尚待完善。在产业扶持方面，美国、德国、日本等国家对绿氢相关产业制定了长期生产税收减免、制氢电价优惠或政策直接补贴等措施。目前我国对工业副产氢生产纯氢的资源综合利用项目有退税70%的优惠政策，绿色氢氨醇仅在个别地区出台了短期补贴政策，激励机制和扶植力度较弱，产业政策体系尚待健全完善。在市场机制方面，交通、化工、钢铁等与绿氢消纳应用强相关的领域尚未完全纳入全国碳市场，传统氢氨醇的市场价格未包含碳排放成本，绿氢的绿色价值没有得到充分体现，其市场竞争力较差、市场需求较弱。标准体系方面，欧盟、美国、日本、德国等分别出台了绿氢相关标准，给出了以碳排放为核心衡量指标的绿氢定义及碳排放阈值，欧盟、相关国际组织提出了绿氨、绿醇的定义。我国当前仅有2020年发布的绿氢团体标准，绿色氢氨醇均无官方统一标准，直接影响企业投资积极性、产业规范发展以及国际贸易的合作。
有关绿氢产业发展的政策建议
一是强化绿氢项目政策扶持。研究明确绿色氢氨醇的能源产业定位，完善长期补贴、税费减免、优先供地等政策。对新能源制绿色氢氨醇项目在竞争性配置、项目核准、机制电量、电价政策等方面给予适当倾斜支持。构建绿色氢氨醇绿色金融服务体系。
二是完善绿氢参与碳市场机制。推动化工、钢铁等高排放行业尽快纳入全国碳排放市场，提高绿色氢氨醇产品市场竞争力，扩大其应用需求。研究制定绿色氢氨醇核证自愿减排量技术规范，支持其减排量纳入自愿减排交易市场，激发产业发展市场活力。
三是构建国际接轨的标准与认证体系。研究制定符合国情、与国际接轨的绿色氢氨醇产业国家标准，明确定义和认证方法，推动标准国际互认。以绿色氢氨醇为切入点，逐步建立下游产品碳足迹认证方法和标准，推进全生命周期绿色价值认证，提升产品国际竞争力。
