21世纪经济报道记者 缴翼飞 实习生 潘晓霞 北京报道

作为一种清洁能源，氢所具有的商业价值颇为可观，尤其是在推动各国能源结构转型升级以及实现全球“碳中和”目标进程中，氢能更可发挥十分重要的作用，氢能首次作为前沿新兴产业被写入《政府工作报告》。无论是政府层面还是企业层面，围绕着氢能开发与利用的脚步都在不断提速。

5月13日，霍尼韦尔与广东盛氢制氢设备有限公司（下称“盛氢制氢”）在北京签署绿氢产业链战略合作框架协议，正式建立战略合作伙伴关系。相关负责人告诉21世纪经济报道，绿氢存在着巨大增长空间，有望率先在化工行业中大规模替代灰氢，但经济性是制约氢能产业规模化发展的关键问题之一。国际上绿氢的成本大概是蓝氢和灰氢的两到三倍，这阻碍了电解水制氢技术的大规模普及。通过本次签约，双方企业后续将进一步合作探索绿氢在生产、运输、使用以及销售等领域全产业链的自动化和数字化升级，尤其是从提升电解槽以及实施电量预测等方法上降低制氢成本，共同解决行业内关键问题。

前沿新兴氢能加码布局

氢能是建设现代能源体系、推动绿色低碳转型的重要一环。据国际氢能委员会的统计，到2050年，全球氢能将在终端能源体系中占比将接近10%，氢能利用可以贡献全球20%的二氧化碳减排量。

2023年，国家首次出台《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，提出到2025年，基本建立支撑氢能制、储、输、用全链条发展的标准体系，制修订30项以上氢能国家标准和行业标准，打通氢能产业链上下游关键环节。

今年的政府工作报告更是首次将氢能列入前沿新兴产业，明确提出“加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展”。

日前，十四届全国人大常委会第九次会议对《中华人民共和国能源法（草案）》进行了审议，将氢能正式列入与石油、煤炭、天然气等同级管理。

在政策支持以及市场需求的共同推动下，我国氢能产业规模逐步扩大。赛迪研究院最新发布的《绿色氢能产业发展白皮书（2024）》（下称“《白皮书》”）显示，2023年全国共建成可再生氢能项目58个，产能7.8万吨/年，较2022年底增长3.7万吨/年产能，约占全球已建成产能的60%。目前在建可再生能源制氢项目约80个，产能约84.7万吨/年，建设速度明显加快，预计2024年我国绿氢建成产能将实现三倍增长。

与之相应的是大量内外资企业加码布局氢能产业。《白皮书》显示，目前我国氢能相关企业数量已超过3000家，较2020年翻一番，2023年我国有38家氢能企业进行了融资，氢能领域股权融资投资约88亿元。与此同时，许多外企氢能项目也纷纷“落子”中国，2023年，就有彼欧、佛吉亚、博世、林德、空气产品、现代汽车等多家外企在中国推进氢能项目。

降成本成为氢能大规模推广关键

虽然我国氢能已经初具规模，但整体来看仍处于发展初期。工业和信息化部党组成员、副部长单忠德近期公开表示，中国氢能产业取得长足进步，已基本构建较为完善的“制、储、输、用”全产业链，正全面进入提质增效发展新阶段。但氢能产业还处于产业发展初期，技术路线需要进一步收敛。技术路线、发展路径还有多种可能，产业生态还要进一步健全。

经济性是制约氢能产业规模化发展的关键问题之一，2023年我国氢价有所下降，但下降幅度有限。

中国氢能联盟数据显示，2023年氢价生产侧指数全国平均水平年均为34.0元/公斤，同比下降1.5元/公斤，消费侧指数57.7元/公斤，同比下降1.3元/公斤。

广东盛氢制氢设备有限公司总经理冯勇表示：“氢气作为一种关键的化工原料和工业气体，其生产成本一直是制约其广泛应用的主要因素。目前关注的绿氢生产，特别需要解决成本问题，以有效利用那些未能并入电网的风能和太阳能，即所谓的'弃风弃光'现象。”

“绿氢”，即利用可再生能源发电进行的电解水制氢，相比利用化石燃料制氢的“灰氢”与“蓝氢”，从源头上实现了二氧化碳零排放。

“从前端的制氢来看，当前阶段无论是电力成本、电解槽设备成本，还是运行效率方面，绿氢的成本总体偏高。”霍尼韦尔过程控制部副总裁兼中国总经理赵江表示，国际上绿氢的成本大概是蓝氢和灰氢的两到三倍。

如何突破成本因素的制约？冯勇提出了两条解决路径，一是提升电解槽，即水电解制氢的主要设备的适应性，二是实施电量预测与提前预知。

具体来看，碱性电解水制氢是现阶段我国发展极为成熟的电解制氢技术，在成本、寿命、规模性和可靠性方面都具有明显的优势，但在与可再生能源耦合、实现波动功率输入下的高效稳定运行方面较弱。因此，在外部电源功率波动的情况下，要让整个电解槽平稳运行的同时，尽可能地提升产量、降低能耗。

“绿氢领域存在着巨大增长空间。”冯勇告诉21世纪经济报道，与传统制氢方式的产量相比，绿氢的产量几乎可以忽略不计，未来还有很大的增长空间。伴随着后续成本的下降、规模的扩大以及技术的提升，绿氢的最终价格可能更具优势。另外，后续国内外碳税的普及，以及碳税要求的上升也会给绿氢带来一定的竞争空间。

储运难题需要管道运输、技术创新解决

除了生产成本之外，氢能的储能与运输也是制约氢能大规模应用的一个难题。目前国内制氢资源分布并不均匀，西部供给富裕，东部需求旺盛，故而氢能的储运是氢能产业中一个至关重要的环节。

据上海市氢科学技术研究会数据，氢能运输成本占氢能终端售价的比例高达40%~50%，对氢能的规模化应用至关重要。

目前，我国氢能储运技术主要包括高压气态储运、管道氢输送、低温液态储运、固氢及有机液氢储运。其中，以高压气态储氢技术最为成熟和常用，但对设备承压要求高、单位体积储氢密度低、安全性较低。

中国石化发布的《中国氢能产业展望报告》显示，陆上分布式运氢以高压长管拖车为主，规模化运氢以管道输送为主。而目前我国加氢站普遍采用“工厂氢提纯+高压长管拖车运输+加氢站”的模式。这种模式可以节省产业起步投资成本，加快产业链建设，然而存在运氢效率低、无法满足规模化运氢需求、运输成本高等诸多弊端。

如何破解氢储运难题？中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高在近期举办的中关村论坛上指出，管道运输将成为未来解决大规模、长距离绿氢运输的优选方案。

目前，我国也正在推动氢能长距离、大规模输送体系建设。据中国氢能联盟数据显示，2023年，我国已建成运营氢气管道总长度超150公里，甘肃玉门油田首条中长距离输氢管道正式对外输氢。

与此同时，相关氢能储运技术也正在研发升级。日前，中国工业气体工业协会评审通过了一项名为“纳米碳镁基固态氢存储材料（储氢棉）”的创新产品，该产品在储氢量、氢动力学性能等方面表现出色，或能够进一步提高氢能经济性与实用性。