近日，生态环境部会同国家能源局发布《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢》。这是我国氢能领域首个温室气体自愿减排项目方法学，将撬动绿氢的巨大减排潜力。
“温室气体自愿减排项目方法学还将推动绿氢产能释放。”该方法学牵头编制单位——中国华电集团碳资产运营有限公司碳交易运营管理部副主任富兰克表示。
绿氢在未来能源架构中被视为关键载体。从国家出台顶层设计，到地方开展全链条布局，绿氢产业发展版图正在全国加速铺开。然而，产业在蓬勃发展的同时，仍面临成本、技术、产业链协同等挑战，规模化、商业化的关键，在于实现降本增效、安全储运和生态构建。
政府、企业、科研机构正合力探索破局之道，一场绿氢产业革命，正在塑造中国乃至全球的能源未来。
发展初具规模
冬晨，在四川攀枝花街头，全国首个光解水制氢商业化项目正有序运转，为氢能源货车加注绿氢燃料。而在距此2800多公里的新疆哈密，不久前投运的200千瓦AEM（阴离子交换膜）电解水制氢系统，正在将当地的风光电资源转化为绿氢。
这些进展，得益于宏观政策的清晰指引。近年来，氢能产业顶层设计不断加强。《中华人民共和国能源法》和“十五五”规划建议，均将氢能列为前瞻布局的未来产业。
目前，按制取方式和碳排放水平划分，氢能主要有灰氢、蓝氢、绿氢三种。灰氢以煤、天然气等化石燃料为原料，碳排放强度高；蓝氢基于天然气重整，但需依赖碳捕集、利用与封存技术降低排放，技术复杂且成本较高。
而绿氢是利用太阳能、风能等可再生能源发电，通过电解水技术制取的氢气。凭借低碳特性，绿氢日益获得政策、资本和市场的共同认可，正加速从技术概念迈向产业实践，是我国未来能源转型的理想选择。
作为氢能发展的重点方向，绿氢在《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等政策文件中也被重点提及，其高质量发展获得了政策保障。
政策号角吹响，各地迅速行动。
海南允许在非化工园区探索建设可再生能源制氢及制氢加氢一体站；甘肃依托风光资源推进大型绿氢基地建设；上海构建绿色氢基燃料供应、交易与认证体系；吉林推动绿氢产业项目投产达效，形成集群优势；内蒙古推进风光制氢项目快建快投，打造绿氢产业先行区……从南到北，由点及面，绿氢产业已初具规模。
然而，制取技术的效率和稳定性是制约绿氢规模化的核心瓶颈。尽管前景广阔，但当前绿氢在氢气总供应中占比依然很小。《中国氢能发展报告（2025）》显示，2024年我国化石能源制氢仍主导氢气供应，煤制氢占56%，天然气制氢和工业副产氢各占21%，电解水制氢和甲醇制氢各占1%。
绿氢应用亟待规模化突围。“绿氢产业的技术成熟与市场普及，需经历认知深化、问题攻坚的渐进过程。”中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁指出。
对于绿氢的应用前景，上海亿维工业科技股份有限公司常务副总经理郑蕾充满信心：“短期来看，煤制氢在中国市场仍有成本优势，但随着技术发展，绿氢将不断渗透，成为主流制氢路径。”
面临诸多挑战
在政策保障和标准指引下，我国绿氢产业布局试点逐步推进，制、储、输、用各环节项目持续落地。不过，业内专家普遍认为，尽管产业发展势头迅猛，但产业链仍面临成本高、储运不畅、供需错配、生态不完善等挑战。
其中，制备成本高、经济性不足，是绿氢商业化推广的首要障碍。记者调查发现，绿氢制备成本中，电力支出占比达60%至70%，加上电解槽设备折旧等投入，综合制取成本约为灰氢的2至3倍。上海宇石能源集团有限公司研发工程师马畅直言：“可再生能源制氢成本高，导致绿氢及其下游产品价格远超传统产品，市场竞争力不足。”
数据显示，年产万吨的绿氢项目，仅电解槽、风光配套等设备投资就需10亿至15亿元。而绿氢项目收益受氢气售价、消纳能力、电价波动等多重因素影响，回报周期长、不确定性大。博世（中国）投资有限公司氢能业务技术经理付俊涛说：“产业对政策支持的高度依赖，制约了绿氢的应用和产业链发展。”
储运环节效率低，是制约绿氢产业发展的另一痛点。目前，我国绿氢运输主要依靠20兆帕高压气态长管拖车，100公里范围内每千克储运成本约为8.5至9元，运输距离延长至500公里时，成本跃升至每千克20元以上。江苏省电力氢能（氨能）安全高效利用工程研究中心秘书长李玉刚表示，当前输运方式运输效率低、成本高，削弱了绿氢在终端应用中的经济性。
北京大兴国际氢能示范区资源拓展部总监田继忠说：“若按市场规则与灰氢竞争，绿氢难形成价格优势。”
绿氢储运技术不成熟还带来结构性问题。“制氢+储运”是提升绿电利用率的主流方案，但当前高压气态、低温液态、管道掺氢等储运技术各有短板，长距离、长时间储运技术不成熟，制约了绿氢大规模生产与消纳。上海骥翀氢能科技有限公司创始人付宇说：“这就要求在绿氢使用地规划建设制取和消纳设备，否则将带来可再生能源的大量浪费。”
空间上的供需错配进一步放大了这一矛盾。绿氢生产主要集中在风光资源丰富的“三北”（华北、西北、东北）地区，而消费市场集中在华东、华南等经济发达区域。
记者调查发现，近两年华北、西北、东北等地区上马的绿氢项目数量，在全国氢能项目中的比重超70%。这一布局背后，是资源禀赋与技术路线的深度融合。
青岛康普锐斯能源科技有限公司东北大区销售总监王旭扬说：“空间供需错配和制备波动性问题，对绿氢跨区域、长时间储运提出极高要求。”
此外，绿氢产业链体系尚不完善。上游环节，绿氢尚未实现大规模稳定生产；中游，加氢站等基础设施缺口大；下游，氢燃料电池汽车保有量偏低，加氢站点运营难以形成规模效应。中国社会科学院大学应用经济学院博士研究生尚博闻认为，这反过来加剧了供给短缺，削弱了市场需求，导致氢燃料电池车产业难以实现商业闭环。
关键技术与核心材料受制于人，是我国绿氢产业发展面临的更深层次挑战。我国质子交换膜、气体扩散层等关键材料依赖进口，电解槽宽负荷调节等技术也需突破。中国工程院院士彭苏萍指出，“技术研发—装备制造—项目运营”的全产业链生态需进一步完善，需以系统性思维破解技术、成本、生态等瓶颈。
探索破局之路
绿氢的规模化应用，面临着成本高、储运难、应用弱等现实瓶颈。为此，政、产、学、研、用各方正协同探索系统性破局路径。
绿氢产业要增强市场竞争力，成本是第一道门槛。
在制取环节，中国城市燃气氢能发展创新联盟业务部部长骆方建议，各地可积极争取国家绿电直连试点，将绿氢与下游大工业、大化工“串联组合”，构建绿色生态圈，实现降本增效。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所气候政策研究室主任、研究员李继峰认为，还应推动大规模氢储能在能量转化效率等方面取得突破。他举例：“比如，PEM（质子交换膜）电解槽未来要进一步减少贵金属用量，提升使用寿命和波动适应性。”
实现关键技术自主可控，是破解成本与供应链双重压力的关键。专家呼吁，集中攻关绿氢产业关键材料和核心部件，降低进口依赖，重点突破低成本、高效率的电解水制氢技术。
“要针对工业、交通、能源三大主战场，开展定向研发，持续降低应用成本。”中国科学院院士郑南峰指出，“通过场景需求倒逼技术创新，形成‘研发—示范—迭代’的良性循环。”
安全高效的储运体系，是连接绿氢产业与消费市场的“关键桥梁”。
目前，绿氢多以气态形式运输，但这种方式受运输距离和规模制约。有专家建议，应以液氢为储运介质构建新能源电氢体系。航天氢能科技有限公司副总经理兼总工程师安刚建议，在风光发电条件优越、电价低廉的地区可采用液氢储运技术，将绿氢转化为液氢后，再运输至氢能需求大、电价较高的地区。
氨也可作为氢的载体。西南化工研究设计院变压吸附事业部副总工程师管英富解释，由绿电制取的绿氢可进一步合成绿氨，全过程接近“零碳”排放。而且，氨更易液化，储运技术成熟，既可作为氢能载体，也能直接用于化肥生产，市场需求稳定。
当前，我国正推动绿氢规模化输送，探索“制储输用”一体化商业运营模式，康保—曹妃甸、乌兰察布—京津冀等绿氢长输管道项目正在加速推进。“管道线路的主要节点将预留上、下气接口，助力沿线区域绿氢产、用协同互补。”康保—曹妃甸氢气长输管道项目投资方——张家口海泰氢能科技有限公司负责人曹咏钊表示。
中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院教授、博导李玉星认为：“纯氢与掺氢燃气管道输送及其应用，是解决绿氢大规模安全稳定高效输送难题的关键。”
针对绿氢长输管道稳定运行难题，中国科学院院士唐叔贤指出，我国应加大力度推动新材料的开发以改善氢气储运的安全性，减少管道的氢腐蚀。
此外，建设分布式综合能源供给站，是破解绿氢储运难题的对策之一。中国土木工程学会氢能设施与工程分会副秘书长、佛山环境与能源研究院院长王子缘建议，依托成熟的加油站网络，在有条件的地方实现充电、加氢、加油一体化综合能源补给，统筹优化片区氢、热、电等能源资源，实现项目及周边场景资源综合利用。
氢应用是绿氢产业商业闭环的最后一步。
专家表示，化工领域已成为绿氢消纳的核心场景。中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司高级工程师田江南介绍：“绿氢应用已延伸至合成氨、甲醇、炼化等环节，生物质耦合绿氢制绿色甲烷已进入中试阶段，年可减排二氧化碳超千万吨。”
“要结合特定应用场景，加大对固态储氢、液氢、有机液体等不同技术路径的规模化示范与推广。”王子缘呼吁，国家层面应形成一批绿氢储运领域的应用场景创新清单，为打造更安全、更可持续的氢经济铺平道路，为实现全球“双碳”目标提供中国方案。（采写：本报记者 李 均）
