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1、 氫能十解 水電水利規劃設計總院 2024 年 4 月目 錄 第一解：解鎖氫能新紀元.1 一、氫的歷史：從拉瓦錫到拉 庫爾.1 二、潮起潮落：從石油危機到氣候變化.2（一）美國是第一個將氫能作為國家戰略的國家.2（二）歐盟作為最早探索氫能應用的地區之一在發展氫能上具備一定的優勢.2（三）德國、法國、西班牙、意大利、芬蘭等多國相繼通過了國家氫能戰略.2（四）現階段，日本已具備了扎實的氫能產業基礎，形成了適應產業發展政策制定和修訂機制.3（五）以沙特和阿聯酋為代表的中東地區正在積極布局氫能產業.3 三、先立后破：“雙碳”目標下的新型電力系統.4 四、能源轉型：氫能引領的新型能源系統解題之法.5 五

2、、氫與甲醇：“氫基”能源的多元化轉變.6 六、氫能體系：氫能發展的中國貢獻.7 第二解：氫能的綠色尋蹤.8 一、引言.8 二、“綠”氫認證標準.8（一）歐盟“可再生氫”（Renewable Hydrogen）定義.9（二）日本“低碳氫”（低炭素水素）定義.9（三）美國“清潔氫”（Clean Hydrogen）定義.9（四）國際可再生能源署 IRENA“綠氫”（Green Hydrogen）定義.9（五）中國“綠氫”定義.9 三、“綠”氨認證標準.10（一）歐盟“可再生氨”（RFNBO）定義.10（二）日本“低碳氨”（低炭素）定義.11（三）國際綠氫組織“綠氨”（Green ammonia）定義

3、.11（四）IRENA“可再生氨”（Renewable Ammonia）定義.11（五）中國“綠氨”定義.11 四、“綠”甲醇認證標準.12（一）國際可再生能源署 IRENA“可再生甲醇”Renewable Methanol 定義.12（二）歐盟“可再生甲醇”Renewable Methanol 定義.13（三）美國“綠色甲醇”Green Methanol 定義.13（四）中國“綠色甲醇”定義.13 五、中國方案助力全球綠色氫基能源標準融合統一.14（一）明確綠氫（氨、醇）標準并納入認證體系.14（二）推進氫市場和碳市場深度融合.14（三）推進綠氫與綠證的耦合發展.14 第三解：氫基能源制取之

4、謎.15 一、綠氫替代趨勢逐漸顯現.15 二、綠氫制取可再生能源電解水制氫為最成熟的路徑.15（一）電解水制氫.15（二）光解水制氫.20（三）生物質制氫.22 三、綠氨制取技術成熟持續探索新路線.23（一）氫氮氣壓縮.23（二）氨壓縮冷凍.24 四、綠醇制取技術多元待產業化驗證.25（一）生物質制綠甲醇.26（二）綠電制甲醇.26 五、綠色氫基能源發展空間無限.28 第四解：氫基能源流動之旅.29 一、氫基能源儲存技術.29（一）氫儲存技術.29（二）液氨存儲技術.31（三）甲醇存儲技術.31 二、氫基能源車船運輸.32（一）氣態長管拖車運氫.32（二）液氫車船運輸.33（三）氨與甲醇車船運

5、輸.33 三、氫基能源管道運輸.34（一）天然氣管道摻氫運輸.35（二）純氫管道運輸.35（三）液氨管道運輸.35（四）甲醇管道運輸.36 四、氫基能源規?；\輸經濟性.37 五、“西氫東輸”氫能骨干管網展望.38 第五解：氫基能源應用拼圖.40 一、工業領域應用.40（一）合成氨.40（二）制備甲醇.40（三）石油化工.41（四）冶金行業.41 二、交通領域應用.42（一）公路交通.42（二）鐵路交通.43（三）航空.43（四）航運.44 三、電力領域應用.44（一）氣電摻氫燃燒.45（二）煤電摻氨燃燒.46（三）氫基能源燃料電池.47 四、建筑領域應用.47（一）天然氣管道摻氫.48（二）

6、建筑熱電聯供系統.48 第六解：氫與電的交響曲.50 一、新型電力系統特征.50 二、解決可再生能源電力消納.51（一）方案設想.51（二）結果分析.51 三、解決火電低碳轉型問題.53（一）煤電摻氨.53（二）氣電摻氫.55 四、解決跨季節長時儲能問題.56（一）技術挑戰與局限性.58（二）長時儲能經濟性測算.58 五、提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案.61（一）甘肅省實現全省火電轉型簡析.61（二）浙江省實現全省火電轉型簡析.62（三）新型電力系統經濟性解決路徑之一.62 第七解：新型能源體系的氫密碼.64 一、能源消費總量與結構發展趨勢.64 二、新型能源體系展望.65 三、加快構建

7、“源網荷儲”智能協同的新型電力系統.68 四、逐步形成“產供運用”一體化的新型油氣系統.69 五、積極布局“電-氫-資源”耦合互為支撐的新型能源體系.70 第八解：氫基能源規模之密.73 一、全國用氫需求現狀與預測.73 二、工業領域氫基能源需求.73（一）合成工業用氨.73（二）合成工業用甲醇.74（三）石油化工.74（四）冶金還原劑.75 三、交通領域氫基能源需求.75（一）公路運輸.76（二）鐵路及軌道交通.76（三）航空領域.77（四）航運.77 四、電力領域綠氫需求.78（一）氣電摻氫.78（二）煤電摻氨.78（三）燃料電池發電.79 五、建筑領域綠氫需求.79 六、綠氫需求預測.7

8、9 第九解：氫能關鍵技術之問.82 一、氫的制備.82（一）技術分析.82（二）國產化分析.84（三）綠氫合成氨分析.85（四）氫能儲輸.88 二、氫能應用.92（一）交通領域.92（二）工業領域.93（三）電力領域.94（四）建筑領域.96 第十解：全球綠色氫能中心愿景.97 一、引言.97 二、中國構建綠色氫能中心的優勢.97（一）市場潛力巨大.97（二）要素保障能力強.98（三）政策支持力度不斷加強.99（四）技術創新能力持續提升.100 三、中國構建綠色氫能中心的機遇.101（一）氫能是世界能源低碳轉型的需要.101（二）氫能貿易加速國際能源秩序重構.102（三）提高氫能源定價能力 推

9、動人民幣結算.103 四、綠色氫能中心的挑戰.103（一）氫能有關標準和綠色認證體系國際話語權弱.103（二）國際合作難度趨大.104（三）國際競爭格局尚不清晰.104 五、全球綠色氫能中心的愿景.105（一）全球氫基能源貿易中心.105（二）全球氫能源科技創新中心.106（三）全球氫基能源應用示范中心.106（四）全球氫基能源裝備制造中心.107（五）全球氫基能源綠色認證中心.108 結語.109 1 第一解：解鎖氫能新紀元 一、氫的歷史：從拉瓦錫到拉庫爾 氫，宇宙中豐度最大的元素，在地球上氫的單質通常以氣態形式存在，擁有工業原料和能源載體的雙重身份。過去，氫更多地作為一種基本工業原料或產物

10、出現在化工行業中，或作為化石原料的重要成份被固化在煤炭、石油或天然氣中。在全球化石能源短缺和氣候變化的雙重壓力下，氫因其可再生、零排放、高能量密度的綠色屬性，受到了越來越多的關注。16 世紀瑞士化學家發現將鐵溶解在硫酸中的過程會釋放出一種神秘的氣體，這是人類有記錄的首次人工獲得氫單質；1766 年，亨利 卡文迪什通過相似的實驗收集到了氫氣并將其點燃獲得了水。1783 年，法國化學家拉瓦錫首先命名了氫氣，意為“成水元素”；1800 年，兩位英國科學家尼克爾森和卡萊爾首次用電流將水分解成了氣體，據此發明了電解槽，揭示了氫與電這對綠色未來愿景隱秘但密切的關系。事實上，氫氣作為能源應用的歷史遠比我們所

11、認為的長，早在 19 世紀末，丹麥發明家拉 庫爾為了解決如何儲存風車產生電能的問題，將一個水磨坊風車產生的電力通過電解水生產氫，并將氫直接作為儲備燃料使用。這也可以視為人類首次將氫作為可再生能源進行制備、存儲和使用，盡管當時并沒有相似的概念。歷史中，拉 庫爾采用風車發出的電能制氫并通過 12 立方米的儲罐進行存儲，由氫能供給的小鎮用電，數年間沒有出現過供電中斷的情況，這也可以認為是氫首次應用于電網儲能。2 二、潮起潮落：從石油危機到氣候變化 歷史上氫能利用的熱潮都與能源和環境問題有關，19 世紀 70 年代的石油危機，空氣污染和酸雨等環境問題，使得利用煤炭和核能制氫在 20 世紀 70 年代倍

12、受關注，到 80 年代油價回落和大規模的抵制核能運動的爆發，對氫能的研究熱情就冷卻了下來，到了 21 世紀初直至今天，隨著氣候變化的問題再次被提及，社會對氫能的研究再次升溫。（一）美國是第一個將氫能作為國家戰略的國家 1970 年，通用汽車公司技術中心首先提出“氫經濟”概念。1990 年美國政府就頒布了氫能研究、發展及示范法案，制定了氫能研發 5 年計劃。2002 年 11月，美國能源部發布國家氫能發展路線圖，就美國氫能發展的目的、影響氫能發展的各種因素，以及氫能各環節技術現狀、面臨的挑戰及未來發展路徑進行了詳細的設計和闡述。此后美國政府頒布了一系列法令、政策，使美國“氫經濟”概念逐步轉化為現

13、實。2022 年 9 月美國能源部發布國家清潔氫能戰略和路線圖（草案），指出到 2050 年清潔氫能將貢獻約 10%的碳減排量，到 2030 年、2040 年和 2050 年美國清潔氫需求將分別達到 1000 萬噸/年、2000 萬噸/年和 5000萬噸/年。（二）歐盟作為最早探索氫能應用的地區之一在發展氫能上具備一定的優勢 其氫能發展政策較為完善、科研體系成熟、投資力度大。2018 年歐盟提出2050 年長期戰略，在涉及氫能的“地平線歐洲”計劃中，將拿出 35%資金投資氣候相關目標，開發具有成本效益的創新型解決方案，其中主要涉及氫和燃料電池。2019 年歐洲綠色協議提出，到 2030 年工業

14、部門的氫能應用中綠氫占比超過 50%，對航運用燃料電池和加氫站建設提出了更具雄心的發展目標。2020 年歐盟發布關于氫能發展的指導性文件歐洲氫能戰略，旨在為歐洲建立一個整合的氫能市場提供一個清晰的愿景和路線圖。2022 年REPowerEU 計劃提出多個促進氫能發展政策，力爭到 2030 年實現 2000 萬噸綠氫的供應，成立“歐洲氫能銀行”，投資 30 億歐元助力發展氫能市場。（三）德國、法國、西班牙、意大利、芬蘭等多國相繼通過了國家氫能戰略 歐洲的氫能發展以德國為代表，德國傳統工業企業脫碳需求大，氫在鋼鐵、化工、發電供熱等領域均有部署。2020 年 6 月，德國內閣通過了國家氫能戰略，旨在

15、推進氫能產業發展，搶占氫能技術領域的高峰。國家氫能戰略中3 宣布至少投入 90 億歐元用于發展氫能；法國公布了國家氫能戰略后，正式成立國家氫能委員會，有別于歐盟部分國家力推的化石燃料配合碳捕捉和封存技術的“藍氫”發展路線，法國始終堅持采用可再生能源的“綠氫”路線；西班牙可再生能源資源豐富，可再生能源裝機量占比高，西班牙將可再生能源制氫作為能源和經濟轉型的重要戰略選項；意大利將推廣氫燃料汽車作為氫能產業發展的突破口，將大幅提升本土氫燃料汽車的應用規模，逐步取代柴油車；氫是芬蘭國家能源和氣候戰略的一部分，芬蘭發布的芬蘭氫能路線圖中，重點展望了合成燃料的生產、低碳氫的生產以及氫替代煤炭降低工業中產生

16、的碳排放等內容。（四）現階段，日本已具備了扎實的氫能產業基礎，形成了適應產業發展政策制定和修訂機制 先后出臺 10 余項氫能戰略性政策。日本政府早在 2014 年 4 月就決定實施“能源基本計劃”，確定建設“氫社會”目標。2017 年 12 月，日本政府制定了世界上第一個國家層面的氫能戰略氫能基本戰略，對氫能產業鏈的各個細分領域設定了明確目標。2019 年 3 月，為確保實現基本戰略所設置的各項目標，日本政府制定氫能燃料電池戰略路線圖，進一步細化了氫能發展目標提出相關戰略舉措并設置了評價工作組，定期對各領域的進展實施跟蹤與評價。在氫能燃料電池戰略路線圖指導下，2019 年 9 月，日本政府制定

17、了氫能燃料電池技術開發戰略，確定以三大領域的十項技術為重點開發對象隨后，在 2020 年 10 月出臺綠色增長戰略，明確了氫能的定位，并在 2021 年 6 月 18 日將其修訂為2050 碳中和綠色增長戰略，以促進機構和監管改革，加大資金支持力度，推動創新研發，實現產業結構和經濟社會轉型。（五）以沙特和阿聯酋為代表的中東地區正在積極布局氫能產業 并與德國、美國、日本和韓國在貿易、科技、示范等領域建立廣泛合作。中東地區國家尚未出臺明確的氫能發展戰略，但中東是以能源輸出為主的地區，藍氫和綠氫并行發展將成為沙特和阿聯酋等國氫能發展的重要路徑。2016 年沙特2030 愿景提出了實現經濟的多元化、減

18、少對石油依賴的目標，并于 2017 年開始打造完全由可再生能源供電的“新未來”智能城市-NEOM，在 NEOM 中布局綠氫產業，加快實踐2030 愿景。阿聯酋也致力于全產業鏈減少碳排放，計劃到 2030 年碳排放量較 2016 年減少 24%，并將依托資源優勢開展氫能產業布局，既通過 CCUS 技術擴大藍氫生產規模，也把風、光等的可再生能源制取綠氫納入4 發展規劃。當前全球范圍正興起“氫能經濟”和“氫能社會”的發展熱潮，氫能已進入產業化快速發展新階段，截至 2022 年 12 月，全球已有 42 個國家及地區發布了明確的氫能發展戰略和規劃，歐美日韓等 20 多個主要經濟體已將發展氫能提升到國家

19、戰略層面，相繼制定發展規劃、路線圖以及相關扶持政策，加快產業化發展進程。三、先立后破：“雙碳”目標下的新型電力系統 面對日趨嚴峻復雜的國際政治經濟形勢，大國博弈導致的地緣政治格局動蕩對能源安全造成嚴重沖擊，全球能源供需格局面臨深度調整。中國油氣進口集中度高，航運通道風險大，中國能源安全面臨的外部形勢更趨復雜。在能源安全和碳減排的雙重要求下，無碳和低碳燃料相關產業發展迎來重大機遇?？稍偕茉粗迫〉木G氫，能夠實現工業領域化石能源制氫的替代，也可以在鋼鐵、化工、交通等難以通過可再生能源實現降碳的領域發揮重要作用。電力領域碳減排是實現“雙碳”目標的主戰場，其主要手段在于不斷提高太陽能、風能等新能源在電

20、力系統中的占比。近年來，我國的新能源發電成本快速下降，裝機規?？焖偬嵘?，但光伏、風電存在間歇性、隨機性、波動性的特點，無法直接滿足電網及用戶的需求，如無有效的調節方案將造成了大量的棄風、棄光現象。作為破題之道，氫可在源網荷儲四方面與電力系統深度融合，支撐新能源大規模開發利用。在電源方面，氫可通過燃氣輪機甲烷摻氫燃燒、氫燃料電池、煤電鍋爐摻氨燃燒等手段降低發電端的碳排放，實現發電端的靈活性調節。在網5 方面，氫可通過管道進行長距離輸送，可以作為特高壓電力輸送的一種有效補充。在負荷方面，電解水可作為柔性負荷，可提供需求側靈活響應，實現可再生能源大規模消納。在儲能方面，氫作為儲能手段，可實現電、熱、

21、氫三者安全高效地互相轉化，是一種跨日、月、季節的長時儲能形式。四、能源轉型：氫能引領的新型能源系統解題之法 目前全世界正處于能源生產和消費革命新時代，構建清潔低碳、安全高效的能源體系是未來能源發展的方向。我國能源結構是以高碳的化石能源為主，推動碳減排，就必須推動以化石能源為主的能源結構轉型。能源系統低碳化需要供應方和消費方進行系統性的轉變，油氣資源未來將與可再生能源協同開發、相互轉化、共同利用，形成以化石能源為代表的油氣資源和以氫能、電能為代表的可再生能源共同構成的新型能源系統。新型能源系統應該是由以新能源為主體的新型電力系統和以“新型油氣”為主體的新型非電系統兩部分作為主要支撐，兩者相互促進

22、，相互依托，以綠色氫能為橋梁，共同組建中國式新型能源體系。為此，新型能源系統需要在建設分布式能源設施，發展多能融合的區域供能系統，支持清潔燃料接入油氣管網等方向尋求突破。大規模電氣化是實現降碳的有力抓手。然而，仍有部分行業難以通過直接電氣化實現降碳，包括鋼鐵、化工、公路運輸、航運和航空等。由于氫能具有動力燃料和工業原料雙重屬性，通過構建“電-氫”耦合體系可以在穩定電力系統同時，實現綠色能源以氫的形式向新型能源系統拓展，在難以通過直接電氣化實現降碳的領域發揮重要作用。6 氫能可以促進更高比例的可再生能源發展，有效減少我國對油氣的進口依存度；“電-氫”耦合可以促進可再生能源消納，有助于可再生能源電

23、力成本的降低，進而實現綠色電能和綠色氫能的經濟性的共同提高；大規模建設的儲氫設施和輸氫管網可以實現能源的時空轉移，促進我國能源供應和消費的區域平衡；氫能與電能作為能源樞紐，更容易耦合熱能、冷能、燃料等多種能源，共同建立互聯互通的現代能源網絡，形成極具韌性的能源供應體系，提高能源供應體系的效率和經濟性。五、氫與甲醇：“氫基”能源的多元化轉變 氫氣的質量能量密度（120MJ/kg）高，但常溫常壓下的體積能量密度（標況10.7MJ/m3）低，爆炸極限濃度（4%）低。目前氫主要以壓縮氣體或液體的形式儲存并輸送，經濟性并不理想，人們一直在尋找氫的高效載體，實現氫能安全、高效且廉價的存儲和輸送。氨作為儲氫

24、載體和理想零碳燃料的研究近年來得到迅速發展，其生產技術工業化成熟，儲存運輸難度小，并更易于長時間儲存和運輸。氨既可與煤粉混燒發電，也可單獨應用于鍋爐和燃氣輪機發電，亦可替代化石燃料應用于船用內燃機，其將隨著技術的進步成為一種重要的二次能源。目前以氨供氫、以氨代氫也已成為國際發展趨勢之一，各主要經濟體均對其規?；a和使用高度重視。甲醇亦是理想的儲氫載體。作為重要的化工原料，是有機合成工業的重要中間體和溶劑，在化學工業中具有重要地位，其在能源和化工產業鏈技術基本成熟，7 已經具備大規模推廣應用的條件。作為一種動力燃料，甲醇具備高辛烷值，可用作內燃機中的汽油添加劑或替代品，既可實現內燃機高效燃燒，

25、還可降低碳和氮氧化物的排放，可以作為汽油的低成本替代品。因此，氫能的發展無法脫離氨醇，一方面，氨和甲醇是氫的重要下游產物，工業應用廣泛且具有較為成熟的綠色制取手段；另一方面，作為氫的載體，氨和甲醇更方便儲存和運輸，可以作為重要的化石能源替代品，實現發電、交通等領域的降碳減排。從能源供給端來看，氫基能源與電能類似，長遠看，將成為未來清潔能源體系中重要的二次能源；從能源消費端來看，氫基能源是用能終端實現綠色低碳轉型發展的重要載體；從工業生產過程來看，氫基能源是重要的清潔低碳工業原料。因此，我們已可以隱約看到包括氫、氨、甲醇在內的氫基能源在未來能源體系中的重要角色。六、氫能體系：氫能發展的中國貢獻“

26、氫基”能源作為電能之后極具潛力的二次能源，其發展路徑具有多元化的特征。從供應端來看，未來將形成以可再生能源制氫為主體，化石能源制氫+碳捕捉、生物質制氫為補充的多元供氫格局；從消費端來看，未來將形成氫基能源回流發電、交通消費、工業消費和跨地區輸運并重的多元應用局面。與發達國家相比，我國氫能的技術水平和產業基礎較為薄弱，各個環節裝備及產品的性能、使用壽命、制造工藝等方面較國際第一技術梯隊仍有一定差距。然而，我國具有良好的氫基能源供應和應用市場，且是目前全球唯一具有氫能全產業鏈優勢的國家，發展氫能的規?；瘍瀯蒿@著。氫能產業鏈包括制-儲-輸-用四個主要階段，其多元化特點顯著，規?；l展是實現氫能行業攻

27、克難題、降本增效的有效途徑。氫基能源體系建設可有效釋放全國規?；履茉粗茪錆摿?，拉動氫能全產業鏈規?；l展，有效加速我國氫能領域核心競爭力提升，培育我國新能源產業第二個增長極，促進國內經濟持續高質量發展。當前全球正經歷百年未有之大變局，我國審時度勢提出了“四個革命，一個合作”的能源發展新戰略。立足國情，加速氫能的規?；l展，不但可以為我國能源安全與低碳轉型保駕護航，同時有望通過“氫能牌”助力全球氣候治理下的能源轉型，加強氫能領域國際合作，為全球能源安全和綠色轉型提供中國方案。展望未來，氫能產業大有可為，將我們一起為其下一步的波瀾壯闊的發展而蓄勢待發吧。（本篇作者：李昇、姜海、余官培）8 第二解

28、：氫能的綠色尋蹤 一、引言 為應對全球氣候變化，提高能源安全保供能力，大力發展綠色氫能已經成為全球共識。根據國際氫能委員會Hydrogen Scaling Up報告，到 2050 年氫能將承擔全球 18%的能源終端需求，其中超過 95%的氫需要通過低碳方式生產。歐盟完善了可再生能源指令中的綠色氫標準，區域整體低碳電力組合供電制氫也可被認定為綠色氫，并逐步放寬對綠色氫的認證限制。日本低碳氫認證、德國TUV 綠氫認證、國際綠氫組織的綠色氫標準，將下游用氫環節中產生的碳排放也加入到碳核算范疇。我國當前僅有 2020 年發布了低碳氫、清潔氫與可再生能源氫的標準與評價團體標準，與國際上發布的標準相比，我

29、國綠電認證體系中尚未對生產綠氫的電力來源要求配備綠證，同時也未將碳排放計量范圍拓展到下游綠氫使用環節，未來亟需加強標準建設以完善我國與國際標準的協調統一。中國氫能標準體系框架圖 綠電可通過氫基能源實現儲存、運輸，綠電與綠色氫基能源是理想的“過程性能源”載體。在“雙碳”目標下，綠色氫基能源具有化石能源無法替代的獨特作用，如在構建新型電力系統中，氫基能源既可實現跨季節性長時儲能，又能解決可再生能源消納難題，或在鋼鐵、化工等工業領域，氫基能源可實現行業深度脫碳。如何利用可再生能源獲得“綠色氫基能源”是未來能源領域的重要研究方向。建立完善的氫基能源認證體系，需要對綠色氫基能源有明確定義，同時能夠給予生

30、產全生命周期中明確的溫室氣體量化標準。二、“綠”氫認證標準 9（一）歐盟“可再生氫”（Renewable Hydrogen）定義 2023 年 2 月 13 日，歐盟通過了可再生能源指令要求的兩項授權法案。第一個授權法案規定了三種可被計入“可再生氫”的場景，分別是：可再生能源生產設施與制氫設備直接連接所生產的氫氣；在可再生能源比例超過 90%的地區采用電網供電所生產的氫氣；在低二氧化碳排放限制的地區簽訂可再生能源電力購買協議后采用電網供電來生產氫氣。第二項授權法案定義了一種量化可再生氫的計算方法，即可再生氫的燃料閾值必須達到 28.2 克二氧化碳當量/兆焦（3.4 千克二氧化碳當量/千克氫氣）

31、才能被視為可再生。該方法考慮到了燃料整個生命周期的溫室氣體排放，同時明確了在化石燃料生產設施中共同生產可再生氫或其衍生物的情況下，應當如何計算其溫室氣體排放。（二）日本“低碳氫”（低炭素水素）定義 2023 年 6 月 6 日，日本經濟產業?。∕ETI）發布修訂版 氫能基本戰略，該草案已經在可再生能源、氫能相關部長級會議上通過。該戰略設定了“低碳氫”的碳強度目標，即從原料生產到氫氣生產的碳排放強度低于 3.4 千克二氧化碳/千克氫氣，并明確了境外生產氫的碳排放要涵蓋長途運輸等全生命周期。（三）美國“清潔氫”（Clean Hydrogen）定義 美國國家能源部發布“清潔氫”生產標準指南，該指南要

32、求美國后續所制定的涉及“清潔氫”標準應當滿足以下要求。支持生產“清潔氫”的各種方式，包括但不限于：使用帶碳捕集、利用和封存技術（CCUS）的化石燃料，氫載體燃料（包括乙醇和甲醇），可再生能源，核能等；定義“清潔氫”一詞，定量為在生產場所每生產 1 千克氫，產生的二氧化碳當量不高于 2 千克，全生命周期二氧化碳當量不高于 4 千克每千克氫。（四）國際可再生能源署 IRENA“綠氫”（Green Hydrogen）定義 國際可再生能源署 IRENA 發布“綠氫”政策制定指南 2020，其中定義“綠氫”，即用可再生能源生產的氫能。該指南提及最成熟的綠氫制備技術是基于可再生電能的水電解技術，同時也提及

33、了其他可再生能源制氫方案，包括生物質氣化與裂解、熱化學水分解、光催化、生物質超臨界水氣化等。國際可再生能源署對于生產每單位綠氫的二氧化碳當量沒有明確規定。（五）中國“綠氫”定義 10 中國氫能協會對“綠氫”作出了初步定義，“綠氫”是指通過可再生能源電解水制氫而得到的氫氣，它是一種清潔能源，與傳統的灰氫（通過化石燃料，煤炭、石油、天然氣等，燃燒產生的氫氣）有著明顯的區別，“綠氫”的生產過程中使用的電力必須來自于可再生能源，如太陽能、風能、水能等。2020 年 12 月 29 日，中國氫能聯盟提出低碳氫、清潔氫與可再生能源氫的標準與評價，當中指出在單位氫氣碳排放量方面，低碳氫的閾值為 14.51

34、千克二氧化碳當量/千克氫，清潔氫和可再生氫的閾值為 4.9 千克二氧化碳當量/千克氫，同時可再生氫要求其制氫能源為可再生能源。三、“綠”氨認證標準（一）歐盟“可再生氨”（RFNBO）定義 11 歐盟可再生能源指令中定義了可再生燃料產品組“RFNBO”，基于可再生氫生產的液態燃料，如氨、甲醇或電子燃料，同時被視為 RFNBO。歐盟對于生產每單位綠氨的二氧化碳當量沒有明確規定。（二）日本“低碳氨”（低炭素）定義 2023 年 6 月 6 日，日本經濟產業?。∕ETI）發布修訂版 氫能基本戰略，為氫和氨的生產設定全生命周期碳排放強度指標，“低碳氨”（低炭素）的定義為生產鏈（含制氫過程）的碳排放強度低

35、于 0.84 千克二氧化碳當量/千克氨。（三）國際綠氫組織“綠氨”（Green ammonia）定義 2023 年 1 月 14 日，國際綠氫組織（GH2）宣布對綠氨標準進行更新，新標準規定由綠氫制成綠氨（Green ammonia）的溫室氣體排放強度標準不應超過 0.3千克二氧化碳當量/千克氨。（四）IRENA“可再生氨”（Renewable Ammonia）定義 2022 年，國際可再生能源署（IRENA）和氨能協會（AEA）聯合發布創新展望：可再生氨，報告中定義“可再生氨”（Renewable Ammonia）是利用可再生電力生產的氫氣和從空氣中凈化的氮氣生產的?？稍偕庇糜谏a氨的所有

36、原料和能源都必須是可再生能源（生物質、太陽能、風能、水電、地熱等）。國際可再生能源署對于生產每單位綠氨的二氧化碳當量沒有明確規定。（五）中國“綠氨”定義 目前，國內關于“綠氨”尚無官方機構和權威組織的統一定義。行業內具備相關發聲，國內企業對綠氨的定義主要關注其原料氫是否由可再生能源電力制取，對生產過程中的碳排沒有明確的要求。中投顧問提出綠氨指電解制氫、帶碳捕捉的生物質制氫等工藝獲得原料氫的氨產品，綠氨被歸類為基本上零碳排放的氨；金聯創化肥提出綠氨是通過風能、太陽能等可再生能源電力電解水產生氫氣，再結合空氣中的氮氣合成氨，綠氨全程以可再生能源為原料進行制備；智研瞻產業研究院提出綠色氨是通過使用可

37、再生能源（如風能、太陽能等）來制造氫氣，然后將氫氣與氮氣進行合成得到的氨。12 四、“綠”甲醇認證標準（一）國際可再生能源署 IRENA“可再生甲醇”Renewable Methanol 定義 2021 年國際可再生能源署 IRENA 發布創新場景：可再生甲醇，報告指出“可再生甲醇”（Renewable Methanol）所需原料來源必須全部符合可再生能源標準，且只有生物質循環利用及綠電制綠氫再制甲醇的這兩種方式的甲醇產品才能稱為“可再生甲醇”。生物質循環利用制甲醇（生物甲醇 Bio-methanol）：由生物質生產的生物甲醇?？沙掷m生物質原料包括，林業和農業廢棄物及副產品、垃圾填埋場產生的沼

38、氣、污水、城市固體廢物和制漿造紙業的黑液。將生物質原料進行預處理后，通過熱解氣化，產生含有一氧化碳、二氧化碳、氫氣的合成氣，再經過催化劑合成生物甲醇。此外，將生物質厭氧發酵產生的沼氣，直接重整，或將其中的二氧化碳分離，加氫重整，也可合成生物甲醇。綠電制綠氫再制甲醇：利用綠氫和可再生二氧化碳合成可再生甲醇，要求使用“可再生二氧化碳”（Renewable carbon dioxide），即來自于生物質能產生或從空氣捕集的二氧化碳。綠氫與可再生二氧化碳經過高溫高壓合成可再生甲醇，13 盡管后續甲醇燃燒時還會產生二氧化碳，但是由于這些碳排放是經過循環捕集來的，所以全生命周期甲醇的碳排放為 0。（二）歐

39、盟“可再生甲醇”Renewable Methanol 定義 基于可再生燃料產品組“RFNBO”，歐盟可再生能源指令（RED）的補充條例中提出，考慮脫碳進程，在短期內，利用已計入歐盟排放交易體系，在工業中捕集獲得的二氧化碳制備的甲醇可以暫認為“可再生甲醇”（Renewable Methanol），但全生命周期碳排放不超過 28.2 克二氧化碳當量/兆焦（3.4 千克二氧化碳當量/千克氫氣）。（三）美國“綠色甲醇”Green Methanol 定義 目前，尚未查詢到美國有關綠色甲醇的統一標準或定義，經網絡報道，2023年 9 月美國 OCI 公司宣布擬擴建綠色甲醇（Green Methanol）項

40、目，其綠色甲醇將使用可再生原料的混合物生產，包括 RNG、綠色氫氣和其他原料。上述報道中其綠色甲醇主要原材料均為可再生原料。（四）中國“綠色甲醇”定義 目前，國內關于“綠色甲醇”還沒有官方機構和權威組織的統一定義。全球甲醇行業協會中國區提到，關于綠色甲醇的定義，目前全球并沒有明確的說法，如果能夠使用可再生的原料制取甲醇，并且其全生命周期的碳足跡能夠做到足夠低，就可稱為綠色甲醇。14 五、中國方案助力全球綠色氫基能源標準融合統一 綠色氫基能源會受到市場和政策的雙重推動，因此需要在中國制定自己的綠色氫基能源標準。首先，目前各國對綠氫的術語定義并不統一，存在“可再生氫”（Renewable Hydr

41、ogen）、“低碳氫”（低炭素水素）、“清潔氫”（Clean Hydrogen）“綠氫”（Green Hydrogen）等多種相似概念的術語，綠氨、綠甲醇標準體系更加混亂。其次，對于其生產方式是否一定涉及電解水尚有爭議，如美國支持“清潔氫”的生產方式可使用帶碳捕集、利用和封存技術（CCUS）的化石燃料、生物質、核能等非電解水制氫的方式，而日本認為“低碳氫”的生產方式應為電解水制氫。最后，各國對當量的碳排放標準尚無共識，綠色氫基能源生命周期溫室氣體排放量二氧化碳當量閾值并不統一。我國是目前全球唯一具有綠色氫基能源全產業鏈優勢，可通過規?；_發應用攻克技術難題，解決綠色氫基能源大規模經濟性利用核心

42、問題的國家，因而急需一套統一的綠色氫基能源標準認定體系。（一）明確綠氫（氨、醇）標準并納入認證體系 未來我國構建氫基能源認證標準體系應有明確的目標，需要在國家層面制定一套“綠氫（氨、醇）術語”標準，明確綠氫的定義，確定綠氫（氨、醇）生產場景，定量溫室氣體排放閾值。結合國內氫能產業發展，研究制定符合我國國情，同時與國際標準接軌的綠色氫基能源標準，降低綠色貿易壁壘和國際監管風險。（二）推進氫市場和碳市場深度融合 推進綠色氫基能源全產業鏈綠色價值認證，建立完善綠色氫基能源生命周期碳排放核算體系，以碳價值激勵氫基能源產業規?；l展。構建氫基能源碳足跡認證方法和標準，打造清潔低碳的生產供應鏈。建立各類氫

43、基能源項目碳排放數據監測體系，推進我國氫基能源國際化合作。（三）推進綠氫與綠證的耦合發展 綠證作為電力綠色屬性的標志已經得到全球主流經濟體的廣泛認可，其可以實現電力能源屬性與綠色屬性的解耦，推動綠色氫基能源與綠證的耦合發展，可助力綠色氫基能源的規?；l展和降低制備成本，加速綠色氫基能源的市場滲透率，為綠色氫基能源的高質量發展保駕護航。15 第三解：氫基能源制取之謎 一、綠氫替代趨勢逐漸顯現 氫氣作為二次能源，需要通過能量轉化過程從煤、烴類和水等物質中提取。氫氣制備途徑多樣，根據氫氣制取過程中的碳排放量不同可以分為“灰氫”、“藍氫”和“綠氫”?！盎覛洹敝竿ㄟ^煤炭、石油、天然氣等化石能源的重整制氫

44、，和以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫（PDH）等為代表的工業副產氫，生產過程中釋放大量的二氧化碳，但因技術成熟且成本較低，是當前主流制氫方式；“藍氫”是在灰氫的基礎上，將 CO2副產品捕獲、利用和封存（CCUS），減少生產過程中的碳排放，實現低碳制氫；“綠氫”是通過可再生能源（如風電、水電、太陽能）制氫、生物質制氫等方法制得的氫氣，生產過程基本不會產生二氧化碳等溫室氣體，保證了綠氫的生產過程零排放。根據國際能源署（IEA）最新公開統計數據：2021 年全球氫氣產量約 9400 萬噸/年，氫能產量主要來源于化石能源制氫，占比高達 81%，其中天然氣制氫占62%、煤制氫占 19%；低碳排放制氫占比僅

45、 0.7%，電解水制氫的產量僅為 3.5 萬噸，僅占 0.04%。由于化石能源制氫可為行業引入低成本氫源，近 10 年天然氣制氫占比較大，我國氫氣年產量約為 3300 萬噸，主要由化石能源制氫和工業副產氫構成，其中煤制氫占 62%、天然氣制氫占 19%、工業副產氫占 18%，與我國“富煤貧油少氣”的能源特征相符，可再生能源制氫規模還處于起步階段，占比很小。在雙碳背景下清潔能源加快發展，電解水制氫將逐步占主導地位，未來全球氫氣將逐步轉化為利用可再生能源電解制氫的方式進行供給。二、綠氫制取可再生能源電解水制氫為最成熟的路徑 綠氫制取技術包括利用風電、水電、太陽能等可再生能源電解水制氫、太陽能光解水

46、制氫及生物質制氫，其中可再生能源電解水制氫是應用最廣、技術最成熟的方式。（一）電解水制氫 電解水制氫即通過電能將水分解為氫氣與氧氣的過程，該技術可以采用可再生能源電力，不會產生 CO2和其他有毒有害物質的排放，從而獲得真正意義上的“綠氫”。電解水制氫原料為水、過程無污染、理論轉化效率高、獲得的氫氣純度高，但該制氫方式需要消耗大量的電能，其中電價占總氫氣成本的 6080%。16 電解水制氫技術主要包括堿性電解水（ALK），質子交換膜電解水（PEM）和固體氧化物電解水（SOE）以及其他電解水技術。前三者的基本原理如下圖所示。電解水制氫技術基本原理圖 堿性電解水（堿性電解水（Alkaline Wat

47、er Electrolysis，ALK）制氫）制氫是指在堿性電解質環境下進行電解水制氫的過程，電解質一般為 30%質量濃度的 KOH 溶液或者 26%質量濃度的 NaOH 溶液。較之于其他制氫技術，堿性電解水制氫可以采用非貴金屬催化劑，且電解槽具有 15 年左右的長使用壽命，因此具有成本上的優勢和競爭力。堿性電解水制氫技術已有數十年的應用經驗，在 20 世紀中期就實現了工業化，商業成熟度高，運行經驗豐富，國內一些關鍵設備主要性能指標均接近于國際先進水平，單槽電解制氫量大，易適用于電網電解制氫。但是，該技術使用的電解質是強堿，具有腐蝕性且石棉隔膜不環保，具有一定的危害性，堿性電解水制氫系統主要包

48、括堿性電解槽主體和輔助系統（BOP）。堿性電解槽主體由端壓板、密封墊、極板、電板、隔膜等零部件組裝而成，電解槽包括數十甚至上百個電解小室，由螺桿和端板把這些電解小室壓在一起形成圓柱狀或正方形，每個電解小室以相鄰的 2 個極板為分界，包括正負雙極板、陽極電極、隔膜、密封墊圈、陰極電極 6 個部分。17 堿性電解槽結構圖 堿性電解槽主要成本構成為電解電堆組件（45%）和系統輔機（55%）；電解槽成本中 55%是膜片及膜組件。依據行業內多家主流廠商的數據分析，堿性電解槽的 2025 年及 2030 年的主要技術參數和投資水平如下：堿性電解槽技術參數及展望 18 質子交換膜（質子交換膜（Proton

49、Exchange Membrane，PEM）電解水）電解水技術是指使用質子交換膜作為固體電解質替代了堿性電解槽使用的隔膜和液態電解質（30%的氫氧化鉀溶液或 26%氫氧化鈉溶液），并使用純水作為電解水制氫原料的制氫過程。和堿性電解水制氫技術相比，PEM 電解水制氫技術具有電流密度大、氫氣純度高、響應速度快等優點，PEM 電解水制氫技術工作效率更高，易于與可再生能源消納相結合，是目前電解水制氫的理想方案。但是由于 PEM 電解槽需要在強酸性和高氧化性的工作環境下運行，因此設備需要使用含貴金屬（鉑、銥）的電催化劑和特殊膜材料，導致成本過高，使用壽命也不如堿性電解水制氫技術。目前中國的 PEM 電解

50、槽發展和國外水平仍然存在一定差距，國內生產的PEM 電解槽單槽最大制氫規模大約在 260 標方/小時，而國外生產的 PEM 電解槽單槽最大制氫規?？梢赃_到 500 標方/小時。PEM 電解水制氫系統由 PEM 電解槽和輔助系統（BOP）組成。PEM 電解槽由質子交換膜、催化劑、氣體擴散層和雙極板等零部件組裝而成。電解槽的最基本組成單位是電解池，一個 PEM 電解槽包含數十至上百個電解池。PEM 電解槽結構圖 質子交換膜電解槽成本中 45%是電解電堆、55%是系統輔機；其中電解電堆成本中 53%是雙極板；膜電極成本由金屬 Pt、金屬 Ir、全氯磺酸膜和制備成本四要素組成。由于 PEM 電解槽的質

51、子交換膜需要 150-200 微米，在加工的過程中19 更容易發生腫脹和變形，膜的溶脹率更高，加工難度更大，主要依賴于國外產品。依據行業內多家主流廠商的數據分析，PEM 電解槽的 2025 年及 2030 年的主要技術參數和投資水平如下：PEM 電解槽技術參數及展望 高溫固體氧化物（高溫固體氧化物（Solid Oxide Electrolysis Cell，SOEC）電解水制氫技術目前還處于技術示范和系統測試階段，包含質子-固體氧化物、氧離子-固體氧化物以及二氧化碳聯合電解 3 種方式。SOEC 使用固態陶瓷作為電解質，需要在5001000的高溫下反應，動力學上的優勢使其可以達到或接近 100

52、%的轉換效率，使用的催化劑不依賴于貴重金屬。SOEC 電解槽進料為水蒸氣，若添加二氧化碳后，則可生成合成氣（氫氣和一氧化碳的混合物），再進一步生產合成燃料（如柴油、航空燃油）。因此 SOEC 技術有望被廣泛應用于二氧化碳回收、燃料生產和化學合成品，這是歐盟近年來的研發重點。該技術制氫過程電化學性能顯著提升，效率更高。但目前該技術的缺陷包括：電極的機械性能在高溫下不夠穩定；高溫還會導致電解槽中玻璃陶瓷密封材料壽命縮短；在與波動性高、20 輸出不穩定的可再生能源電力匹配方面，高溫反應條件的升溫速率也亟待突破。這些缺陷都制約著該技術的應用場景選擇與大規模推廣。其他的電解水技術例如陰離子交換膜（Ani

53、on Exchange Membrane，AEM）電解水技術，其與 PEM 的根本區別在于將膜的交換離子由質子換為氫氧根離子。氫氧根離子的相對分子質量是質子的 17 倍，這使得其遷移速度比質子慢得多。AEM 的優勢是不存在金屬陽離子，不會產生碳酸鹽沉淀堵塞制氫系統。AEM 中使用的電極和催化劑是鎳、鈷、鐵等非貴金屬材料且產氫純度高、氣密性好、系統響應快速，與目前可再生能源發電的特性十分匹配。但 AEM 膜的機械穩定性不高，AEM 中電極結構和催化劑動力學需要優化。AEM 電解水技術處于千瓦級的發展階段，在全球范圍內，一些研究組織/機構正在積極致力于 AEM 水電解槽的開發，為了擴大這項技術的商

54、業應用，仍然需要一些創新/改進。根據 IEA 披露的數據，截至 2022 年底，全球電解水制氫裝機容量達 700MW，ALK 制氫領先，占比近 60%，其次是 PEM 電解制氫，占比超 30%，其他電解制氫方式占比較低。（二）光解水制氫 1972 年，日本學者 Fujishima A 和 Honda K 首次報發現 TiO2 單晶電極光解水產生氫氣的實驗研究，開辟了光解水制氫的新途徑，通過太陽能光解水制氫也被認為是未來制取零碳氫氣的最佳途徑。光解水又稱為光催化分解水，可理解為一種人工光合作用?？茖W原理是半導體材料的光電效應當入射光的能量大于等于半導體的能帶時，光能被吸收，價帶電子躍遷到導帶，產

55、生光生電子和空穴。電子和空穴遷移到材料表面，與水發生氧化還原反應，產生氧氣和氫氣。光分解水制氫主要包括 3 個過程，即光吸收、光生電荷遷移和表面氧化還原反應。21 光解水制氫原理圖 光解水能否工業化取決于太陽能到氫（solar-to-hydrogen,STH）能量轉換效率。光解水分為三種技術路線，一是光催化分解水，利用納米粒子懸浮體系制氫，該種方式成本較低、易于規?；糯?，但 STH 效率偏低（約 1%）。高效寬光譜響應的光催化劑、高效電荷分離策略、新型高效助催化劑以及氣體分離新方法和新材料等是這一路線后續研究的關鍵問題；二是光電催化分解水，在一些典型的光陽極半導體材料（BiVO4和 Ta3N

56、5等）體系上 STH 效率已超過 2.0%；三是光伏-光電耦合體系，在三種途徑里 STH 效率最高，在多個實驗體系上已超過 10%以上。最新報道的利用多結 GaInP/GaAs/Ge 電池與 Ni 電催化劑耦合,其 STH 效率可達到 22.4%，已達到工業化應用要求。但光伏電池成本(尤其是多結 GaAs 太陽電池)極大限制了其大面積規?；瘧?，因而也是當前成本最高的技術路線（約300-400 元/kg）。美國能源部（DOE）圍繞光催化進行了多年研究，并于 2011 年設定了光催化與光伏-光電耦合體系制氫的指標。中國氫能聯盟研究院梳理相關文獻來看，光催化與光伏-光電制氫成本、STH 效率、產氫

57、率尚未有大幅度突破，整體仍維持在 2015 年的水平。西安交通大學是國內最早啟動太陽能光催化分解水制氫研究的團隊之一，率先建立了首個直接太陽能連續流規?；茪涫痉断到y，系統穩定運行超過 200 小時，同時制定了 GB/T 26915-2011太陽能光催化分解水制氫體系的能量轉化效22 率與量子產率計算標準。中國科學院大連化學物理研究所李燦研究團隊一直在探索太陽能制氫規?；瘧玫氖痉?。該團隊借鑒農場大規模種植莊稼的思路，提出并驗證了基于粉末納米顆粒光催化劑體系的太陽能規?；纸馑茪涞摹皻滢r場”（Hydrogen Farm Project,HFP）策略，STH 效率超過 1.8%，是目前國際上報

58、道的基于粉末納米顆粒光催化分解水 STH 效率的最高值。目前，太陽能氫能轉化過程受到諸多動力學和熱力學因素限制，目前半導體材料實現的最高太陽能轉換氫能效率距離實際應用要求還有很大差距。開發高效產氫光催化劑是光解水制氫技術規?；瘧玫暮诵膯栴}，需要加強基礎理論研究，促進這一領域發展。（三）生物質制氫 生物質制氫技術是指利用生物質作為原料，通過化學反應或生物反應，來制備氫氣。生物質制氫技術具有廣泛的原料來源和較高的氫氣產量，其原料可以是農作物秸稈、木材、廢棄物、動物糞便等，這些原料在傳統意義上只能被視為垃圾。生物質制氫使得廢氣生物質得到資源化利用，減少了環境污染，還可以為能源轉型提供更多的選擇，是

59、一種具有發展潛力和前景的制氫技術。生物質制氫技術主要分為熱化學法制氫與生物法制氫兩大路徑，其中生物質熱化學制氫技術相對較為成熟。熱化學制氫是指將物質在高溫下分解產生氣體，再通過催化劑的作用將氣體分解出氫氣。該方法的優點是原料廣泛，生產氫氣的效率較高，且可以得到多種有用的副產物，如甲醇、乙醇、醋酸等。但由于高溫條件下易產生焦化和積碳現象，所以需要采取高溫快速反應的方法來解決。生物法制氫也叫做微生物降解法、生物質發酵法制氫，是通過氫化酶和固氮酶 2 種關鍵酶將生物質中水分子與有機底物催化降解轉化為氫氣。常見的技術包括生物光解產氫、光發酵、暗發酵、光暗耦合發酵、無細胞生成酶生物轉化等多種細分技術。這

60、種方法的優點是不需要高溫反應，不會產生焦化和積碳現象，同時也可以得到有機肥等有用的副產物。但是由于微生物的生長受到環境因素的影響，所以需要控制好反應條件，以確保產氫效率。2022 年 10 月，我國首個生物質氣化制氫多聯產應用研究中試項目在安徽馬鞍山一次“點火”成功。該項目全流程成本測算遠遠低于目前通用的電解水制氫項23 目，制備氫氣純度達 99.99%，年產氫量 11 萬平方米。產出的氫氣可用于燃料電池發電和多業態氫能商業應用，能源利用率可達 90%以上。生物質制氫雖然取得了一定的突破，但是目前大部分的生物質制氫過程都是在小型設備上完成，要將其用于大規模的工業化生產還存在一定挑戰。首先，生物

61、質轉化過程比較復雜，需要較高的技術支持。其次，由于生物質的特性及其在反應過程中的變化，制取的氫氣質量可能受到一定影響，需要進一步研究和優化反應過程，提高氫氣產量和質量。實現產氫過程的可控性，提高產氫速率和效率、節約生產成本、加快工業化進程是生物質制氫亟待解決的問題。從全球范圍來看，生物質制氫技術發展還處于萌芽階段。我國生物質制氫技術雖然起步較晚，但是近年來得到飛速發展，具有極大的發展潛力。三、綠氨制取技術成熟持續探索新路線 合成氨是氫氣是最大的消納途徑之一。合成氨作為全球第二大化學品，是現代社會中最為重要的化工產品之一。氨是制造硝酸、化肥、炸藥的重要原料，氨對地球上的生物相當重要，它是所有食物

62、和肥料的重要成分。也是所有藥物直接或間接的組成。由于氨有廣泛的用途，氨是世界上產量最多的無機化合物之一，超過八成的氨被用于制作化肥。合成氨是氫氣和氮氣在催化劑的作用下反應生成，以氣態烴為原料的合成氨。國際上各公司采用的工藝方法有所不同，但基本生產過程沒有發生大的改變，工藝流程基本相同。目前國內所應用的工藝多數是從國外引進，例如 Kellogg、Topsoe、Casale、Braun、ICIAMV、ICILCA、KBR KAAP 等工藝，其合成工藝的設計理念都是以提高氨凈值和節能為最終目的。由綠氫與空氣中分離的氮氣生產的合成氨稱為綠氨，綠氨全程以可再生能源為原料進行制備，可以真正做到可持續全程無

63、碳。就合成原理與技術路線而論，綠氨合成與傳統氨合成在工藝流程、關鍵設備、設計與操作指標上并無本質差別。目前綠氨大部分的制備方式基于 Haber-Bosch 合成法，用綠氫和氮氣在催化劑作用下合成為綠氨，工藝主要分為三部分：氫氣氮氣壓縮、氨合成及冷凝分離、氨壓縮冷凍。（一）氫氮氣壓縮 24 純度合格的氮氣與電解水產生的合格氫氣按比例混合后（氫氣:氮氣=3:1），經合成氣壓縮機從低壓（以 2.2 兆帕為例）逐級壓縮，在末級與來自合成冷交換器的循環氣體一起壓縮，提升壓力到 14.5 兆帕，送至氨合成工序。氨合成及冷凝分離 氨在一個固定床的氨合成塔中合成生產，采用 15 兆帕設計壓力下合成的工藝，兩級

64、氨冷，二次分氨，降低冷凍電耗。氨合成塔內件采用兩軸兩徑，采用塔鍋直連，廢鍋回收熱量副產 2.5 兆帕的中壓蒸汽。合成塔使用兩級熱力、中間冷卻的設計，每個床都填充了 1.5 毫米-3 毫米的鐵基合成催化劑。鐵基催化劑通常是由鐵、鋁、鉀等元素制成的固體顆粒，表面有許多微孔，以增加與反應物分子的接觸面積，可以加速反應速率，降低反應活化能。來自合成氣壓縮機的補充和循環氣體在進入合成塔之前，通過進料/出料換熱器與出口物進行換熱，預熱到約 236 攝氏度。進入合成塔的氨濃度約為 3.8摩爾百分比。（二）氨壓縮冷凍 從氨合成工序第一、二氨冷器來的不同壓力等級的氣氨分別進入氨壓縮機入口分離器內，三級分離器出口

65、氣氨再分別進入氨壓縮機對應的一至三級進口，氨壓縮機出口氣氨升壓至1.6兆帕后進氨冷凝器冷凝，冷凝后的液氨進入液氨受槽。在液氨受槽中冷凝下來的液氨分兩股，一股經氨加熱器與產品液氨換熱，冷卻后為氨合成工序第一氨冷器提供冷量，氣氨進入三段入口分離器；另一股直接進入液氨儲罐。循環氣經回收冷量后與氫氮氣混合重新進入合成塔。典型合成氨的工藝流程如下圖所示。綠氫制綠氨工藝流程圖 采用可再生能源制備綠氫的方式合成氨，生產 1 噸氨理論上需要消耗 0.18噸氫氣，而制備綠氫的成本中電費和設備投資成本占比較大，目前的綠氨綜合成本在 3500 元/噸左右，未來綠氨綜合成本主要需要隨著綠氫制備成本下降而進一步下降。2

66、5 綠氫制綠氨所面臨的較大挑戰，是需考慮可再生能源供給和市場需求的波動，開發充分考慮操作安全性和過程經濟性的綠氫制氨工藝，包括氨合成塔、壓縮機、氣體分離、換熱網絡等適配方案與協同控制，實現冷熱電互濟，提升系統靈活性，提高綜合轉換效率。國內大型合成氨工業中如大型空分等可采用國內成熟的技術，低壓合成氨技術亦步入國際先進水平，建成諸多大型合成氨基地，涌現了云天化、湖北宜化、華魯恒升等一大批具有較高技術水平、較大生產規模的企業。在雙碳政策背景下，利用可再生能源合成綠氨已經得到了快速發展，目前已大致形成了三代合成氨技術，第一代為傳統的哈伯法合成氨技術，第二代為低溫低壓合成氨技術，第三代則為多種技術路線并

67、進，主要包含有：直接電催化合成氨，等離子體結合催化劑合成氨和低溫常壓合成氨。例如，中科院大連化物所陳萍團隊在 Nature Catal.發表了最新研究，利用三元 Ru 絡合氫化物在 300 攝氏度和常壓條件下合成氨。另外，韓國機械與材料研究所利用低溫等離子體直接利用水和氮氣合成氨，氨體積濃度達到了 0.84%，產氨率達到了 120 微摩爾/秒?？傮w來看，國內的可再生能源合成氨技術與國外相比，基本上可以達到并駕齊驅。四、綠醇制取技術多元待產業化驗證 甲醇是氫應用的另一大途徑之一。甲醇作為一種基本的有機化工原料，用途十分廣泛。甲醇可以用于合成纖維、甲醛、塑料、醫藥、農藥、染料、合成蛋白質等化工產品

68、，也可以用作甲醇燃料電池（DMFC）和甲醇發動機的液體燃料。甲醇還可以通過裂解釋放出氫氣，從而成為氫氣儲運的載體。關于綠色甲醇的定義，目前全球沒有統一明確的說法。國際可再生能源署指出，綠色甲醇需要原料來源全部符合可再生能源標準。目前綠色甲醇主要有兩種生產途徑：一種是生物質甲醇，利用生物基原料生產；另一是綠電制甲醇。綠甲醇制取途徑圖 26（一）生物質制綠甲醇 我國擁有豐富的生物質資源，如秸稈、稻草、木屑、木片、玉米芯、稻殼等，通過熱化學轉化和生物轉化等方式，被高效轉化為液體燃料甲醇，這不僅是實現生物質資源綠色發展的途徑，同時也是替代傳統化石能源的有效手段。生物質制甲醇主要有兩種途徑：一是采用生物

69、質氣化-合成氣的途徑，二是生物質發酵制甲烷再制甲醇。其中，生物質氣化技術具備可持續生產綠色甲醇的潛力。生物質氣化制甲醇包含生物質氣化和合成氣制甲醇兩個部分，首先是生物質氣化形成富碳合成氣，再經氣體重整合成甲醇。其中，生物質氣化技術是將生物質轉化成高質量合成氣的最具前景的關鍵工藝之一，合成氣制甲醇的技術原理跟煤制甲醇類似，至今已有 80 年歷史，工藝路線已經成熟穩定。生物質氣化屬于非常復雜的熱化學反應過程，通常包含干燥、熱解、氧化和還原 4 個過程。將生物質原料進行預處理后進入氣化爐，在熱量的作用下，析出表面水分，在 200300時為主要干燥階段。當溫度升高到 300以上時開始進行熱解反應。在

70、300400時，生物質就可以釋放出 70%左右的揮發組份，熱解反應析出揮發份主要包括水蒸氣、氫氣、一氧化碳、甲烷、焦油及其他碳氫化合物。氧化過程主要是從生物質熱解中產生的一些可燃氣體和物質在有限 O2狀態下發生燃燒和部分燃燒反應，主要為 C 和 H 氧化，均為放熱反應，并為生物質干燥和熱解提供能量，溫度快速上升至 1000以上，該過程一般在 10001500溫度下進行。還原過程較復雜，包括熱解和氧化 2 個過程，氣體混合物與焦炭相互作用，形成了最終合成氣，有吸熱也有放熱反應，一般在 6001000下進行。此外還包含焦油重整，即從大分子焦油形成小分子碳氫化合物的一個過程，去除焦油防止催化劑失活，

71、以獲得具有合適甲醇合成特性的合成氣。國內生物質氣化技術研究側重于氣化技術、裝備及原理等三個關鍵方面。關鍵設備包括生物質氣化爐、蒸汽變換室以及甲醇合成器。關鍵因素為生物質氣化當量比、蒸汽變換溫度、氫循環比等。生物質發酵制甲醇，是利用微生物將生物質厭氧發酵產生沼氣，通過甲烷轉化成氫氣與二氧化碳合成甲醇，或將其中的二氧化碳分離，加氫重整，也可合成生物甲醇。受限于生物質氣化技術，目前暫未實現大規?；I應用。（二）綠電制甲醇 27 綠電制甲醇主要以 CO2為原料，其技術路線分為：綠電制綠氫耦合 CO2制甲醇；CO2電催化還原制甲醇。其中，CO2電催化還原制甲醇工業化尚存一些關鍵性挑戰，相比之下 CO2

72、加氫制甲醇被證明是最具可實施性和規?；穆肪€。甲醇分子結構簡單，利用二氧化碳制備甲醇，可以依托現有的化工體系來實現，二氧化碳加氫合成甲醇是實現二氧化碳資源化利用的重要途徑之一，也是解決溫室效應、發展綠色能源和實現經濟可持續發展的現實選擇，對 CCUS 產業鏈條的發展具有的重要支撐作用。利用綠氫和可再生二氧化碳合成綠色甲醇，要求使用“可再生二氧化碳”，即來自于生物質能產生或從空氣捕集的二氧化碳。綠氫與可再生二氧化碳經過高溫高壓合成綠色甲醇，盡管后續甲醇燃燒時還會產生二氧化碳，但是由于這些碳排放是經過循環捕集來的，所以全生命周期綠色甲醇的碳排放為零。國內外對二氧化碳加氫制甲醇開展了大量的研究，其原

73、理為二氧化碳和氫氣在催化劑表面吸附，逐步轉化為氣態的甲醇。其中所使用的催化劑多為銅基 Cu-Zn-Al 體系催化劑。二氧化碳加氫制甲醇工藝流程主要分為三個部分：氫氣制備、二氧化碳捕集、甲醇合成和精餾。氫氣采用電解水產生的綠氫；二氧化碳多通過溶劑吸收法、變壓吸附法、膜分離法、液化分離法等方法來捕集分離化工、煉鋼等過程產生的二氧化碳；H2與 CO2按照摩爾比 3:1 混合成合成氣，經壓縮機加壓到一定壓力進入甲醇反應器，較高的溫度壓力條件下，通過高選擇性催化劑的作用，反應生成粗甲醇（甲醇和水的混合物），最終通過精餾分離得到純度較高的甲醇產物。二氧化碳催化加氫制甲醇的研究重點包括催化劑制備和工藝路線設

74、計。催化劑主要有銅基催化劑、鈀基催化劑、銦基催化劑和氧化物固溶體催化劑等類型。其中銅基催化劑因其制備簡便、原料經濟，已實現工業化且應用最為廣泛。工藝路線主要根據不同的催化劑體系而發展，國內基于不同催化劑已形成多條工藝路線，并建成多個示范裝置。中國科學院上海高等研究院和海洋石油富島公司完成了5000噸/年的二氧化碳加氫制甲醇示范裝置；中國科學院大連化學物理研究在蘭州新區綠色化工院建成千噸級液態太陽燃料合成示范工程，后續將繼續開展 10 萬噸級的液態陽光工業化示范項目；西南化工研究設計院有限公司與魯西化工集團公司研發了，并建設投產了 5000 噸/年的甲醇生產試驗中試裝置；28 國外冰島碳循環國際

75、公司（CRI）是將CO2直接制甲醇過程商業化的領導者，在冰島建成世界上第一座二氧化碳加氫制甲醇裝置已實現商業運行，示范工廠甲醇產能 4000 噸/年，據稱其具備 510 萬噸/年的技術推廣能力。吉利自 2005 年開始研究甲醇汽車和甲醇發動機。目前掌握了甲醇燃料對汽車和發動機的相關影響機理，通過對甲醇的腐蝕性、溶脹性、清凈性等特性的研究分析，成功地解決了甲醇汽車的耐醇、耐久性能等行業難題，形成專利 200 余件，甲醇汽車累計銷量超 3 萬輛，最高里程數超 120 萬公里，累計行駛近 100 億公里。目前二氧化碳加氫制甲醇技術路線已經打通，已經實現中試示范，接下來還需對技術做進一步改進，解決產業

76、化問題，行業將聚焦于開發低能耗、高穩定性的電解水催化劑，開發高活性、高選擇性、高穩定性二氧化碳加氫制甲醇的催化劑等方面。CO2加氫制甲醇工藝技術結合了可再生能源電解水制氫技術和二氧化碳資源化利用，可實現二氧化碳減排的同時又生產出用途廣泛的綠色甲醇，實現了可再生能源到綠色液體燃料甲醇生產的全新途徑。隨著技術的進步，光伏板、電解水槽等關鍵設備成本將逐步降低，催化劑的性能也進一步提升，綠色甲醇產業必將迎來更加廣闊的發展前景。五、綠色氫基能源發展空間無限 氨與甲醇除了作為基礎化工產品外，還可以作為新型燃料和氫氣載體，可作為風電和太陽能等可再生能源就地消納的有效解決方案。雖然當前綠氨和綠甲醇的生產成本高

77、于傳統合成氨和甲醇，但在“雙碳”政策刺激及資金投入的推動下，綠色氫基能源制取技術將迅速發展成熟，綠氨和綠色甲醇的產量有望大幅增長，未來的發展前景將非常廣闊，將有潛力成為未來替代傳統化石能源的主要形式。我們相信，綠色氫基能源發展之路雖然道長且阻，但行則將至。只要我們行而不輟，行業的未來定會無比光明。（本篇作者：易躍春、姜海、王宇霖）29 第四解：氫基能源流動之旅 氫基能源規?；瘍Υ婧瓦\輸是氫基能源大規模商業化應用的基礎，高效率、低成本的儲輸方式是降低氫基能源終端應用成本的關鍵因素之一。當前氫氣較成熟的儲存方式主要有氣態和液態兩種形式，運輸方式主要有長管拖車、液氫槽車和管道運輸。氨和甲醇是氫基能源

78、目前主要的衍生品類，兩者均為成熟的工業原料，運輸方式比較成熟，一般以液態形式通過車、船、鐵路以及管道等方式進行運輸。氫基能源的大規模、長距離管道運輸在國內外均有較為成熟運行案例，目前國內正處于氫基能源規?；l展的起步階段，預期為適應氫基能源大規模發展與應用的要求，未來氫基能源將形成以管道承擔遠距離運輸，以其他運輸方式承擔中短距離運輸的綜合輸運系統。一、氫基能源儲存技術（一）氫儲存技術 儲氫技術按照氫的物理形態可分為氣態儲氫、液態儲氫和固態儲氫三種技術路線。高壓氣態儲氫是氫儲存最直接的方式。高壓氣態儲氫是指通過高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器或地下儲氣庫中，其儲氫量與儲存壓力成正比，目前應用最多

79、的儲氫容器是儲氣罐和車載儲氫瓶，壓力最高可達到 70MPa 級。高端碳纖維技術不夠成熟且復合材料成本較高，是目前制約國內高壓儲氫發展的主要因素，未來高壓氣態儲氫還需向輕量化、高壓化、低成本、質量穩定的方向發展，低成30 本的適用于高壓臨氫環境的新材料是研發的重點。地下儲氫是指利用地下地質構造進行大規模的氫存儲，即將氫氣注入鹽穴、枯竭油氣藏或含水層等地下地質構造中儲存起來。地下儲氫具有儲存規模大、儲存周期長、儲存成本低、安全性高四大優勢，與地面儲氫相比，地下儲存的氫氣不與大氣中的氧氣接觸，爆炸危險性更低。液態儲氫包含低溫液態儲氫和有機液態儲氫兩種技術路線。低溫液態儲氫基本原理是將氫氣壓縮冷卻至-

80、253使其液化，并儲存在低溫絕熱容器中，液氫密度可達 70.78 千克每立方米。氫氣液化系統和儲氫容器是氫氣低溫液化儲存的關鍵裝置。低溫液態儲氫具備儲量大、純度高、占地小、充裝快等優勢，但由于氫氣液化溫度低，使得液化系統能耗高，且對儲氫容器絕熱要求高。有機液態儲氫是利用氫氣與有機介質發生可逆化學反應，實現氫的儲存和釋放，烯烴、炔烴、芳烴等不飽和液態有機物是目前較為常見的有機液態儲氫介質。有機液態儲氫技術具備穩定性高、安全性好、儲氫密度大、儲氫介質可循環使用等優勢，但該技術存在脫氫溫度高、效率低、能耗大等問題，目前仍處于研發示范階段。固態儲氫是利用氫元素與載體材料反應生成化學鍵，將氫分子固定在固

81、體化合物中的一種儲氫方式。加氫后的儲氫材料能夠以固態形式保存氫，從根本上解決了高壓氫氣泄漏和儲氫容器氫脆等安全問題，保證了氫儲運的安全性。根據吸附原理的不同，一般將固態儲氫材料分為物理吸附儲氫材料和化學吸附儲氫材料，物理吸附儲氫材料包括碳基材料、無機多孔材料和金屬有機骨架化合物等，由于大多數物理吸附類材料在較低的溫度下才能達到一定的儲氫密度，常溫常壓下吸氫量很低，因此限制了其應用；化學吸附儲氫材料主要包括金屬氫化物、配位氫化物、化學氫化物等，目前金屬氫化物研究最為成熟。目前研究較多的化學吸附儲氫材料包括金屬氫化物和輕質金屬化合物，其中，金屬氫化物研究較為成熟。固態儲氫的體積儲氫密度高、安全性好

82、，是一種有前景的儲氫方式，然而，目前固態儲氫的缺點在于儲氫材料在室溫下儲氫量過低，且吸附材料的制備昂貴，導致固態儲氫商業化程度較低。31 （二）液氨存儲技術 氨通常以液體形式儲存，其儲存技術成熟，根據不同的操作壓力與溫度環境，液氨儲存可分為壓力儲存、低溫儲存、半冷凍儲存等 3 種類型。壓力儲存是指液氨在常溫加壓條件下儲存，是目前最常用的儲存形式，壓力儲存設計壓力一般高于 1.8MPa，多采用球罐或水平圓柱形臥罐進行存儲，單罐存儲容量一般不超過2300 噸，適用于中小規模液氨儲存。低溫儲存是指液氨在低溫常壓條件下儲存，低溫儲存設計溫度一般低于-33.5，多采用雙層結構絕緣圓柱形鋼罐，需設置保冷以

83、及制冷的系統，單罐存儲容量可達 5 萬噸。半冷凍儲存結合了壓力儲存和低溫儲存的特點，儲存條件為較低溫度（4以下）和較低壓力（0.3-0.5MPa）。壓力儲存和半冷凍儲存適用于小規模液氨儲存，低溫儲存主要用于大規模液氨儲存。（三）甲醇存儲技術 甲醇是一種輕質、易揮發、無色、易燃的有機化合物，常溫常壓下呈液態，存儲難度低。工業上多用儲罐存儲甲醇，甲醇儲罐一般為金屬儲罐，材質多選用16MnR 普通低合金鋼，從結構形式上區分，甲醇儲罐有立式、臥式、圓柱形、球形、橢圓形、浮頂罐等。大型的甲醇儲罐多選用內浮頂儲罐，單罐容積可達1000020000 立方米，最大儲量可達 1.4 萬噸。甲醇本身對碳鋼幾乎沒有

84、腐蝕性，但是由于甲醇在生產、儲存過程中容易存在水分及雜質，因此在存儲甲醇時應考慮管內壁采取防腐涂層進行防腐處理。32 二、氫基能源車船運輸（一）氣態長管拖車運氫 長管拖車是最普遍的氣態氫運輸方式。由于氫氣密度小，儲氫容器自重大，長管拖車實際運氫重量僅為總運輸重量的 12%，因此長管拖車運氫適用于運輸距離短且輸氫量較低的場景。目前我國以 20MPa 氣態長管拖車運氫方式為主，20MPa 長管拖車單車運氫量約 350 千克，單輛長管拖車造價約 120 萬元，百公里運氫成本約 10 元/千克；隨著運距的增加，長管拖車運氫成本將進一步上升，當運距超過 300 公里時，長管拖車運氫經濟性不佳。壓力對長管

85、拖車的輸氫成本有較大影響。預計到 2030 年，國內長管拖車的工作壓力可以達到 35MPa，單車運氫量可達到 700 千克，單車造價約 130 萬元，百公里運氫成本約 8 元/千克；到 2050 年，國內長管拖車的工作壓力可以達到50MPa，單車運氫量可達到 1200 千克，單車造價約 140 萬元，百公里運氫成本約 6 元/千克。33 （二）液氫車船運輸 由于液態氫的密度遠高于氣態氫，液氫運輸適用于運輸距離較遠、輸氫量較高的場景。目前國內多采用槽車運輸液氫，液氫槽車運輸方式相較于 20MPa 氣態長管拖車運氫方式，可使單車運氫重量提高約 9 倍，裝卸時間減少約 1 倍，且液氫槽車運輸在液化過

86、程還能提高氫氣純度，一定程度上節省了提純成本。液氫槽車單位運氫成本主要與載氫量有關，目前液氫槽車單車載氫量可達 4000 千克，液氫槽車運氫成本約 13.5 元/千克。遠距離運輸條件下，液氫槽車運氫成本優勢較為明顯。液氫運輸在美國、歐洲、日本等國家和地區已實現較大規模的應用，2022 年由日本川崎重工業公司制造的全球第一艘液化氫運輸船，并成功將澳大利亞液氫運抵日本。根據川崎重工的規劃，該公司將在 2030 年建造 2 艘商業規模的液化氫船，每年能夠進口 22.5 萬噸氫燃料；到 2050 年將液化氫船數量將達到 80 艘，每年能夠進口 900 萬噸氫燃料。（三）氨與甲醇車船運輸 氨通常以液體形

87、式運輸，運輸技術非常成熟，液氨的運輸方式包括水路船運、公路罐車、鐵路罐車以及管道運輸。中短距離液氨運輸通常為公路和鐵路罐車方式，大多數采用全壓式常溫槽罐。遠洋海上液氨運輸一般采用冷凍型液氨運輸船，船上配備制冷設施用來處理蒸發氣。一輛液氨槽罐車載氨量可達 30 噸（換算載34 氫量約 5.29 噸），載氫量較長管拖車（載氫量約 0.4 噸）提高了一個數量級，因此運氨成本也較運氫成本呈數量級降低。甲醇常態下為液態，其運輸方式包括水路船運、公路運輸、鐵路運輸和和管道運輸。一輛甲醇槽罐車載重量可達 30 噸（換算載氫量約為 5.64 噸），運輸成本與液氨相當，甲醇也可作為一種高密度儲氫材料，實現氫的安

88、全高效經濟運輸。三、氫基能源管道運輸 相比于車船運輸等常規運輸方式，管網運輸是實現氫基能源大規模、長距離輸送最經濟、最節能的方案。35（一）天然氣管道摻氫運輸 天然氣管道摻氫運輸是指將氫氣以一定體積比例摻入天然氣中形成摻氫天然氣（HCNG），并通過現有天然氣管道進行輸送。相關研究利用華白數、燃燒勢、AGA 指數判定，加以爆炸極限計算、擴散性安全分析，結果表明摻混氫氣的體積小于 24%時，摻混氣與天然氣基準氣具有互換性。雖然國際上與中國部分區域已開展了天然氣摻氫的相關示范工作，但現有天然氣管網的大規模摻氫仍面臨諸多困難，需要逐步予以解決。（二）純氫管道運輸 國內已建輸氫管道目前普遍采用低鋼級（2

89、0 號鋼、L245N）管道，中低壓力（4MPa）運行，研究表明輸送氫氣壓力越高，管線鋼材的氫脆敏感性越大。近年，國外開始研制大口徑的 X60 及以上鋼級抗氫管道，目前管材已經研制成功，通過了實驗室內最大壓力和 100%氫氣條件下的測試。美國投運的輸氫管道最高運行壓力已達到 10.3MPa，已經達到了目前我國天然氣西氣東輸的骨干管道壓力等級（10MPa12MPa）。我國已建氫氣輸送管道有金陵-揚子氫氣管道、巴陵-長嶺氫氣提純及輸送管線、濟源-洛陽氫氣管道、玉門油田輸氫管道等，管道里程約 100 公里，管道運行壓力均在 4MPa 以下，管徑從 200500mm 不等。雖然我國在氫氣管道的設計、施工

90、、運行及維護方面積累了一定經驗，但是相較國外先進水平仍有不小的差距。目前設計壓力在 6.3MPa、管徑 D610mm 的純氫管道示范項目已處于工程建設階段，輸氫量級可達 50 萬噸/年。設計壓力 6.3MPa、管徑 D813mm 的純氫管道處于前期設計階段，具備應用條件后，輸氫量級可達 100 萬噸/年。未來隨著抗氫脆管材、設備及技術的突破，國內純氫管道設計壓力將可能達到 10MPa 級，管徑達到 D1016mm 以上，相應輸氫量級達到 200 萬噸/年以上。目前國內外深遠海風電開發經濟性普遍不強，海上純氫管道輸送處于起步階段。雖然已有少數海上純氫管道服務于石油化工行業，但總體上國內外海上純氫

91、管道研究較少，相比于陸上純氫管道，海上管道材質和施工均會造成一定成本增加，據估算，海上純氫管道輸送成本將比陸上純氫管道高出一倍左右。（三）液氨管道運輸 氨通常以液體形式儲存，非常適合用管道進行運輸。液氨管道運輸不易受天氣和交通條件影響，效率較高。液氨管道運輸工藝一般分為低溫低壓運輸與常溫36 中壓運輸，其中港口、合成氨廠與儲罐區之間的短距離液氨管道及內部液氨流程工藝管道普遍采用低溫低壓輸送工藝，港口與氨廠之間以及兩者到下游客戶的長距離液氨管道則普遍采用常溫中壓輸送工藝，少數長距離氨管道也采用常溫高壓輸送工藝。國際上液氨管道輸送在美國和俄羅斯有較大規模的應用。美國輸氨管網始建于1960年，目前已

92、建管道總里程約5000公里，其中最長的一條是由Nustar Energy經營的海灣中央管道系統，長度約 3100 公里，管道設計管徑為 150250mm，收集支線連接了 7 座氨合成廠，分配支線連接了 36 座大型中轉儲庫，最大操作壓力為 9.8MPa，運輸能力達 225 萬噸/年。俄羅斯液氨管道始建于 1978 年，總里程約 2400 公里，用于連接俄羅斯大型氨生產基地與烏克蘭黑海港口敖德薩，實現氨的出口貿易，設計管徑 350mm，設計輸送能力約 250 萬噸/年。此外，德國、英國、西班牙、波蘭等多個國家均建有中短距離液氨管道，這些管道長度多在 10公里以下，主要用于港口、儲罐及附近用戶間的

93、液氨輸送。中國液氨管道總里程較短，目前共建有 4 條液氨管道，總長度不超過 200 公里，總輸量不足 100 萬噸/年。1990 年，我國第一條長距離液氨管道在秦皇島建成并投產運行，該管道至今仍為國內最長液氨管道。整個管道系統包括 82.5 千米的主管線、三個供氨站、一個加壓站、一個終端計量站及 7 個隔斷閥室，設計輸量 10.5 萬噸/年，設計壓力 3.92MPa，最高運行壓力 2.45MPa，全線采用 20 號無縫鋼管埋地敷設。我國液氨管道輸送起步晚、規模較小，管輸工藝及安全技術有待突破，設計建設和運行管理標準相對空白。據石油化工相關企業展望，借鑒已成熟油氣管網系 統 經 驗，我 國 長

94、距 離 液 氨 輸 送 管 道 有 望 實 現 壓 力 6.3MPa，管 徑D356mmD406mm，運輸量級達到 150 萬噸/年；隨后進一步突破達到壓力 6.3 兆帕，管徑 D457mmD559mm，運輸量級達到 300 萬噸/年。（四）甲醇管道運輸 甲醇因同時可作為化工原料及能源載體而得到廣泛應用，目前我國的甲醇輸送方式主要是船運及汽運，運輸能力不足及運輸費用過高的問題已日益凸顯，管道運輸方式或可成為未來長距離輸送甲醇的有效解決方案。從國際來看，加拿大已有兩個甲醇長輸管道成功運營的案例，且均能保證甲醇長周期、安全穩定的輸送，其中一個管道是由原油輸送管道改造而來，管道全37 長 1146

95、公里，甲醇輸送能力為 4000 噸/日；另一個管道是由原液化石油氣輸送管道改造而來，管道全長 3000 公里，甲醇輸送能力為 4000 噸/日。從國內來看，2021 年 5 月 10 日，中煤鄂能化 100 萬甲醇技改項目配套管線工程一次安全投產成功，管線工程線路全長約 52 公里，設計壓力 2.5MPa，管道規格為 D355.6mm，填補了國內長距離管道輸送甲醇的空白。甲醇管道需要借鑒成熟油氣管道的設計經驗，當前尚未形成統一的甲醇管道運輸標準規范。據石油化工相關企業展望，借鑒已成熟油氣管網系統經驗，我國長距離甲醇輸送管道有望實現壓力 6.3MPa，管徑 D356mmD406mm，運輸量級達到

96、 150 萬噸/年；隨后進一步突破達到壓力 6.3 兆帕，管徑 D457mmD559mm，運輸量級達到 300 萬噸/年。四、氫基能源規?；\輸經濟性 管道運輸是未來氫基能源大規模、長距離運輸的主要方式。根據不同規格管道造價及輸送能力預測，按照 8%資本金內部收益率要求，我院依據各類管道發展路徑展望下的不同時期技術參數，測算得到現狀、中期及長期三個不同階段氫、氨、甲醇管道輸送距離與管輸成本之間的關系?，F狀階段氫基能源短距離管輸價格與輸送距離的關系圖 38 中期階段氫基能源長距離管輸價格與輸送距離的關系圖 長期階段氫基能源長距離管輸價格與輸送距離的關系圖 五、“西氫東輸”氫能骨干管網展望 由于我

97、國水風光等可再生能源主要布在西部和北部的資源稟賦，綠氫制備與需求之間呈現典型的逆向分布特征，需要通過有效的運輸途徑將西部和北部可再生能源制備的綠氫輸送到中東部的用能中心。為解決綠氫的長距離運輸問題，我39 院初步規劃布局了“西氫東輸”的新格局，即在西部及北部（新疆、青海、內蒙、西藏等地）利用大型新能源基地配套大型制氫基地，進行大規模制氫，再利用純氫管道將氫輸往中部以及東部區域進行消納。根據我院研究，為實現“碳中和”目標，未來全國綠氫年需求將達到 1.2 億噸，相應需配套約 26 億千瓦風光資源與 12 億千瓦制氫設備。為實現氫能長距離經濟輸運，構建以“西氫東輸”為主的全國高標準骨干氫網，總投資

98、超過 10 萬億元人民幣，管道總長度約 9.3 萬公里，承載約 7900 萬噸/年的輸氫能力（相當于2.7 億噸原油的熱值，約占我國原油年使用量的 35%左右；或相當于 3.9 億噸標煤的熱值，年可減少二氧化碳排放約 10 億噸）?！拔鳉鋿|輸”主要布局三條管線流向：蒙東/蒙西京津冀；新疆/青海陜西/甘肅/寧夏/湖北/川渝山東/河南/江浙滬皖/閩贛湘；西藏云南/貴州廣東/廣西。預計全國氫能骨干管網基本建成后，終端用氫成本將大幅下降，全國范圍內可實現以管道運輸為主，交通運輸為輔的綜合氫能運輸系統，終端綠氫價格將低于 25 元/千克，促進氫能的市場競爭力大幅提升，助力我國新型能源體系的順利構建。（本

99、篇作者：易躍春、姜海、余官培）40 第五解：氫基能源應用拼圖 一、工業領域應用 工業目前是我國氫基能源最大的應用領域。氫氣是重要的工業原料，已經被廣泛用于合成氨、合成甲醇、石油化工和冶金等工業領域，在雙碳目標的約束下，預計氫基能源在工業領域應用規模將快速增長。（一）合成氨 合成氨是目前規模最大的氫氣消費途徑，目前全球超過 37%的氫氣用于生產合成氨。氨是化肥的主要原料，也是重要的工業原料和中間產品，在工業領域中具有廣泛的用途。在化肥工業中，氨是生產氮素化肥的主要原料；在化學工業中，氨可以用于生產胺、染料、炸藥、合成纖維、合成樹脂等有機或無機化工產品；在電子工業中，高純氨可用于大規模集成電路減壓

100、或等離子體化學氣相沉積；在食品工業中，氨可以作為堿性劑、酵母養料、食用色素稀釋劑等。合成氨的主要原料是氮氣和氫氣，理論上合成 1 噸氨需要 0.18 噸氫氣和 0.82噸氮氣。合成氨所需的氮氣來源相對簡單，一般可以通過空氣分離獲得。合成氨所需的氫氣來源較為多樣，目前主要來源于由煤炭和天然氣制備的灰氫，鑒于可再生能源電解水產生的綠氫具備碳排放低、純度高的特點，未來綠電制綠氫將成為氫氣的主要來源。（二）制備甲醇 41 甲醇是氫應用的另一大途徑。甲醇是基礎的有機化工原料，可以用來生產烯烴、甲醛、二甲醚、醋酸、甲基叔丁基醚、二甲基甲酰胺、甲胺、氯甲烷、對苯二甲酸二甲脂、甲基丙烯酸甲脂、合成橡膠等一系列

101、有機化工產品，被廣泛應用于化工、輕工、紡織、農藥、醫藥、電子、食品上?，F代工業利用甲醇制烯烴，相對于傳統石腦油制烯烴具有較強的成本優勢，已逐漸成為甲醇的主力消費市場，當前占據甲醇總需求量的 55左右。長遠來看，通過以綠色甲醇為原料生產有機化工產品，是化工領域降低碳排放的重要手段。綠色甲醇，是指在生產過程中零碳排放合成的甲醇，目前綠色甲醇主要有兩種生產途徑：一種是生物質制備綠色甲醇，另一種是綠電制綠色甲醇，其中通過綠電制氫與二氧化碳反應合成甲醇技術路線可以實現二氧化碳大規模利用，是未來合成綠色甲醇的重要技術路線。（三）石油化工 氫氣是石油化工領域不可或缺的原料之一，加氫裂化、加氫精制等工藝可以改

102、善、改變重油性質，將重油轉化為輕質油品，有效提高石油的精煉效率，獲得更多高附加值的產品。目前，石油化工用氫主要依賴化石能源制氫或工業副產氫，未來通過綠氫替代的潛力巨大。（四）冶金行業 氫氣可以取代碳作為還原劑用于冶金行業。目前主流的氫冶金技術路線分為高爐富氫冶金與氣基直接還原豎爐冶金兩種方式：高爐氫冶金是指通過在高爐中噴吹氫氣或富氫氣體參與冶金過程，相關實驗表明，高爐富氫還原冶金在一定程度上能夠通過加快爐料還原，減少碳排放，但由于該工藝是基于傳統的高爐，氫氣噴吹量存在極限值，一般認為高爐富氫還原的碳減排幅度可達 10%-20%，效果不夠顯著；氣基直接還原豎爐冶金是指通過使用氫氣與一氧化碳混合氣

103、體作為還原劑參與冶金過程，氣基直接還原豎爐冶金二氧化碳排放量可減少 50%以上，更適合用于氫冶金。冶金行業是碳排放的重點行業，根據2023 雙碳鋼鐵年度發展報告，2023年我國鋼鐵產業碳排放占全球鋼鐵產業碳排放總量的 60以上，是全球鋼鐵行業最大的碳排放源，從行業門類來看，鋼鐵行業碳排放占全國碳排放總量的 15%左右，碳排放量位居制造業 31 個門類首位。42 綠氫被視為冶金行業碳減排的關鍵，傳統的高爐煉鐵是以煤炭為基礎的冶煉方式，碳排放占整個工藝流程總排放量的 70%左右，氫氣可以代替碳在冶金過程中的還原作用，從而使冶金行業擺脫對煤炭的依賴，在源頭實現降碳。二、交通領域應用 化石能源清潔綠色

104、替代是交通領域碳減排的路徑之一，綠色氫基能源作為交通燃料，可以應用于公路交通、鐵路交通、航空、航海等多種場景，是未來交通運輸行業實現低碳轉型的有效途徑。（一）公路交通 公路交通是交通運輸領域碳排放的絕對主體和減排重點。氫基能源在公路交通運輸領域的應用，主要包括氫基能源燃料電池及氫基能源內燃機兩種方式。氫燃料電池是目前在公路交通中應用較為成熟的綠色解決方案。我國氫燃料電池汽車的發展采取先商用車后乘用車路線，氫燃料電池汽車主要以客車、重型卡車、牽引車、城市物流車為切入，逐步過渡到乘用車領域。相對于發展趨于成熟的純電動汽車，氫燃料電池汽車適合固定路線、中長途干線和高載重場景。據中國汽車工業協會數據顯

105、示，2022 年我國重型卡車銷售量為 67.19 萬輛，其中氫燃料重型卡車銷售量為 2382 輛，滲透率為 0.35%，預計隨著氫能源產業政策、氫燃料電池技術、加氫站等配套設施的發展，氫燃料電池汽車規模將迎來加速發展的契機。43 氫基能源中甲醇是公路交通領域的最佳替代燃料選項，甲醇可用作內燃機中的汽油添加劑或替代品，也可應用于改裝的柴油發動機車輛，應用場景豐富。甲醇具有以下優點：一是常溫常壓下呈液態，便于儲運；二是成分單一，燃燒相對清潔；三是甲醇作為含氧燃料，可以有效改善發動機燃燒反應，提高能源轉換效率，相比按汽油等熱值計算平均能量轉換效率可提高 20%以上。工業和信息化部發布的“十四五”工業

106、綠色發展規劃明確提出“促進甲醇汽車等替代燃料汽車推廣”。目前我國甲醇汽車已具備完整的政策許可、行政管理許可、技術標準許可、市場準入許可和運行保障許可等相關許可，建成了完整的產品技術鏈、產業鏈和供應鏈，構建了甲醇乘用車、甲醇混合動力乘用車、甲醇商用車、甲醇自卸車、甲醇?；愤\輸車、甲醇增程電動車等組成的多元化產品體系，甲醇汽車產業即將迎來快速發展的歷史機遇。（二）鐵路交通 氫基能源在鐵路交通領域的應用主要是氫基能源燃料電池替代傳統內燃機為火車提供新的動力來源，氫基動力火車的優點在于不需要對現有鐵路軌道進行電氣化改造即可以實現鐵路運輸行業的減排。法國、德國和英國等歐洲國家均已出臺國家鐵路網絡清潔改

107、造升級計劃，但在我國鐵路高電氣化率的背景下，氫基動力火車需求相對有限。從技術來看，氫動力火車仍處于研發試驗階段。2022 年，世界上第一列純氫動力客運火車在德國正式運營，續航里程達 1000 公里，最高時速達 140 公里；2021 年，中國試運行國內首臺氫燃料電池混合動力火車，滿載氫氣可連續運行24.5 小時，平直道最大可牽引載重可超過 5000 噸；2022 年，中國建成了世界首個重載鐵路加氫科研示范站，為氫動力火車供應氫能燃料。（三）航空 航空業的碳減排很難通過電氣化實現，氫基能源為航空業提供了可能的減碳方案。目前氫能飛機的動力主要包括氫燃料電池、燃氫發動機等，相較于氫燃料電池，燃氫發動

108、機的發展較為緩慢，這跟氫燃料與航空煤油的許多特性的不同有密切關系，航空發動機從燃油到燃氫，對結構設計尤其是燃燒室的設計帶來了較大的挑戰。氫動力飛機可能成為中短距離航空飛行的減碳方案，但在長距離航空領域，仍須依賴航空燃油，因此發展綠色航油將是實現減碳目標最重要的措施。綠色航44 空煤油是指從非化石資源而來的 C815 液體烴類燃料，根據美國環球油品公司的生命周期分析，綠色航油的溫室氣體排放量比石油基航空燃料減少 65%85%。綠色航空煤油可以通過對植物油、地溝油或其它高含油生物燃料加氫精制生成；也可以通過將纖維素、木質素等生物質氣化生成合成氣，經費托合成工藝后，再加氫裂化、加氫異構改質生成。清華

109、大學研究團隊通過設計指向含芳環航煤餾分為目標產物的工藝路線，從熱力學上實現一步生產航空煤油，目前已完成 100噸/年的小型生產實驗。目前，全球綠色航油主要從生物油脂的加綠氫精制生產，售價在 27003100 美元/噸，價格是石油基航煤的 4 倍左右。美國、英國、歐盟等發達國家和地區已經出臺綠色航空發展的頂層戰略規劃，預計綠氫將在未來航空業低碳轉型中發揮重要作用。（四）航運 2023 年國際海事組織船舶溫室氣體減排戰略明確提出到 2030 年國際航運業二氧化碳排放量比 2008 年減少 30%以上，并在 2050 年前后實現凈零排放，氫基燃料作為航運領域的重要碳減排方案，迎來重要發展機遇。目前氫

110、基燃料在航運中的應用主要包括燃料電池和甲醇燃料兩種解決方案。我國企業和機構基于國產化氫能燃料電池已經啟動了氫動力船舶研制，目前的氫動力船舶主要用于湖泊、內河、近海場景，作為小型船舶的主動力或大型船舶的輔助動力。2023 年 10 月，我國首艘氫燃料電池動力示范船“三峽氫舟 1”號首航，標志著氫燃料電池技術在我國內河船舶應用實現零的突破。綠色甲醇作為國際上公認的清潔燃料，甲醇可以實現船舶低改裝成本下柴油的部分或完全替代。目前日本、新加坡等國家已明確將綠色甲醇作為船舶運輸的燃料，根據船舶經紀公司 Braemar 估算，到 2030 年，僅國際航運巨頭馬士基一家對于綠色甲醇的全球需求量即將達到 60

111、0 萬噸，綠色甲醇在船舶航運領域應用市場空間巨大。我國船舶和船舶動力制造行業也在積極推進內河航運、江海直達、近海運輸甲醇燃料動力船舶的制造。2017 年中國船級社發布船舶應替代燃料指南，為甲醇作為船舶動力提供了技術標準和應用指南；以中船重工為主的研究機構也在積極研發直噴甲醇發動機、甲醇燃料加注單元等甲醇船舶的核心裝置。三、電力領域應用 45 氫基能源可以運用在電力系統“源-網-荷-儲”的各環節。在源端，可通過氣電摻氫和煤電摻氨的方式降低發電端的碳排放；在網端，氫基能源可以通過管道長距離運輸作為特高壓電力輸送的一種有效補充；在負荷端，電解水制氫是一種柔性負荷，可為電力系統提供需求側靈活響應；在儲

112、端，氫基能源可以通過燃料電池回流到電力系統中，氫基能源可作為一種具備長時儲存能力的“過程性能源”，可以實現跨日、月、季節的長時儲能，對構建新型電力系統意義重大。（一）氣電摻氫燃燒 氣電摻氫燃燒是指在天然氣中摻一定比例的氫氣用于燃氣輪機燃燒發電，氣電摻氫燃燒可以顯著削減氣電溫室氣體的排放總量，并減少作為化石燃料的天然氣的消費量，是未來天然氣發電實現碳減排的主要路徑之一。近年來，中國持續在氣電摻氫燃燒方面開展積極的探索，2021 年 12 月國家電投荊門綠動電廠成功實現燃氣輪機 15%摻氫燃燒運行，其燃氣輪機設計最高摻氫比例達到 30%；同年 12 月，廣東省能源集團旗下的廣東粵電大亞灣綜合能源有

113、限公司宣布將建設 2 臺 600 兆瓦 9H 型燃氣蒸汽聯合循環熱電冷聯產機組，燃機機組將采用 10%的氫氣摻混天然氣燃燒，該項目于 2022 年正式開工，2024 年 1 月成功實現 1 號燃機首次點火；2022 年 3 月，浙江石化燃氣蒸汽聯合循環電站項目采用的三臺西門子 SGT5-2000E 機組先后點火成功，此項目是世界首套采用天然氣、氫氣、一氧化碳作為混合燃氣的氣電項目。46 全球主要燃氣輪機廠商均在積極提高燃機的摻氫燃燒能力，目前 GE 在全球已有超過 100 臺采用低熱值含氫燃料機組在運行，累計運行小時數超過 800 萬小時，其中部分機組的燃料含氫量超過 50%，積累大量實踐經驗

114、。從不同機型看，GE 旗下 E/B 級燃機已具備 100%燃氫能力，其功率最大、最高效的 9HA 級燃機燃氫能力為 50%，GE 的目標是在 2030 年前實現 9HA 級燃機 100%燒氫能力。摻氫從 50%到 100%依然有許多技術難題處于研發過程中，總體上包括燃燒技術、材料技術、控制技術、氮氧化物的控制技術四大類。（二）煤電摻氨燃燒 在“雙碳”目標下，煤電的低碳轉型勢在必行，煤電摻氨被視為煤電低碳轉型的有效路徑，受到越來越多的關注。液氨體積能量密度高、大規模存儲和運輸技術成熟；氨的辛烷值較高，更抗爆震，應用場景廣泛，且燃燒后的產物可實現零碳排放，因此，氨可作為替代煤炭的理想燃料。日本是最

115、早重視煤電摻氨的國家，2014 年日本發布的國家戰略性創新創造方案就涵蓋在以蒸汽鍋爐為核心的火電站上開展氨煤混燃技術研究；2021 年，日本政公布的第六版能源發展規劃，提到日本計劃首先采用混燒技術，比如 30%的氫加 70%的天然氣，或者 20%的氨加 80%的煤粉，之后逐步提升氨和氫的混燒比例，計劃到 2050 年實現 100%的氨、氫燃燒發電。在技術方面，NEDO（日本新能源產業技術綜合開發機構）委托東京電力公司全資子公司 JERA、IHI、丸紅株式會社和 WoodsideEnergy（澳大利亞伍德塞德能源公司）4 家公司在大容量燃煤火電中進行了綠氨摻燒的全產業鏈示范應用。JERA 負責碧

116、南火力發電廠100 萬千瓦機組的運行，IHI 負責研究氨在鍋爐中的混燒技術，丸紅株式會社負責運輸氨燃料，WoodsideEnergy 負責氨制備。目前 JERA 正規劃在碧南火電廠100 萬千瓦燃煤機組上開展氨-煤混燃試驗，計劃 2024 年在碧南火力發電廠 4 號機上實現 20%氨混燒。中國在煤電摻氨方面起步較晚，但是研發進展迅速。2022 年 1 月 24 日，由國家能源集團開發的“燃煤鍋爐混氨燃燒技術”應用項目在山東煙臺成功投運，該技術是我國首次實現 40 兆瓦燃煤鍋爐氨混燃比例為 35%的中試驗證，實現氨燃盡率 99.99%，氮氧化物排放濃度不增加。目前，國家能源集團正對廣東臺山電廠一

117、臺 60 萬千瓦機組開展摻氨改造，完成后可在多種工況下達到最高 20%的摻燒比例。除了國家能源集團，安徽省能源集團和合肥綜合性國家科學中心能源研47 究院聯合開展了火電廠摻氨技術的研發，2022 年 4 月至 2023 年 6 月在銅陵電廠32 萬千瓦亞臨界發電機組上開展多次工程驗證，在國內首次驗證了大型火電機組摻氨燃燒技術的可行性，該工程最大耗氨量 21 噸/小時，30 萬千瓦出力下摻燒比例大于 10%、10 萬千瓦出力下摻燒比例達到 35%，不同工況下氨燃盡率均達99.99%，氮氧化物排放水平與改造前相當。國內外科研機構的試驗結果表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉和氨良好燃盡，燃燒后氮氧化物

118、排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。鍋爐摻氨改造根據摻氨比例的不同，鍋爐改造的方式也會有所不同，通過國內目前的摻氨示范項目了解，在摻氨 0-30%的范圍內，鍋爐的換熱結構幾乎無需改動即可滿足要求，對鍋爐本體的改造主要是集中在燃燒器的加裝，包括主燃區的煤摻氨燃燒器和還原區的純氨燃燒器。除了鍋爐本體之外，還需要配套有大型氨氣化及供應系統，包括有大型氨區，液氨增壓系統，液氨管道，液氨蒸發器，緩沖罐；對于鍋爐摻氨比例超過 30%時，相比于純煤燃燒，氨煤混燒時產生的輻射換熱降低，而對流換熱增加，因此部分位置的換熱器容量需要進行適當的增加。（三）氫基能源燃料電池

119、氫基能源可以通過燃料電池轉化為電能回流到電力系統中。燃料電池是一種將燃料所具有的化學能直接轉換成電能的裝置，基本原理是燃料進入燃料電池的陽極，在催化劑的作用下分解成質子和電子，形成的質子穿過膜達到燃料電池陰極，電子則通過外部電路到達燃料電池陰極形成電流。依據電解質的不同，可以將燃料電池分為五類：包括堿性燃料電池、質子交換膜燃料電池、磷酸燃料電池、熔融碳酸鹽燃料電池、固體氧化物燃料電池等。依據燃料的不同，氫基燃料電池可以分為氫燃料電池、氨燃料電池和甲醇燃料電池，目前氫燃料電池發展較快。據測算，目前利用氫基能源的燃料電池純發電效率約為 50%，通過熱電聯產的方式綜合效率可達 85%以上。氫基燃料電

120、池可以單獨也可以與電解水制氫系統聯合為電力系統提供寶貴的靈活性調節資源。此外，氫基燃料電池系統還適用于偏遠山區、海島邊防、通信基站、移動電源車等不同規模的固定式、移動式供能場景，具備較廣泛的應用前景。四、建筑領域應用 48 建筑領域用能需求主要為供暖（空間采暖）和供熱（生活熱水），傳統的供暖供熱主要依靠煤炭和天然氣等化石能源的燃燒，將氫基能源作為未來建筑用能的主要載體可以有效促進建筑領域低碳綠色發展。氫基能源在建筑領域的應用主要有天然氣管道摻氫和建筑熱電聯供系統。（一）天然氣管道摻氫 氫氣可借助較為完善的家庭天然氣管網，以一定比例摻入天然氣中，用于建筑的能源需求。目前世界許多國家已經逐步開展天

121、然氣管網摻氫項目示范，其中英國、法國的示范項目最高摻氫比例已達 20%。國內首條摻氫高壓輸氣管道工程包頭臨河輸氣管道工程于 2023 年 3 月在巴彥淖爾市臨河區正式開工，最大輸氣能力可達 12 億標方/年，可實現最高摻氫比例 10%；2023 年 4 月，寧夏銀川寧東天然氣摻氫管道示范平臺，397 公里長的天然氣管線摻氫比例已逐步達到 24%，經過了100 天的測試運行，整體運行安全穩定，創造了國內外天然氣管道摻氫輸送的新紀錄。從國內外示范工程及研究表明，摻氫比例在 10%至 20%之間是可行的，據公開數據顯示，預計 2050 年全球 10%的建筑供熱和 8%的建筑供能將由氫氣提供，每年可減

122、排 7 億噸二氧化碳。（二）建筑熱電聯供系統 49 氫基能源可以通過燃料電池的形式參與建筑供能。氫基燃料電池熱電聯供系統是指通過能量梯級利用的方式，同時實現對建筑的供電和供熱，將具有較高利用價值的高品位能量用于發電，而剩余的溫度較低的低品位能量則用于供熱，其系統綜合能量利用率可達 8090%?；跉浠剂想姵卮罱ǖ臒犭娐摴┫到y采用在負荷中心建立分布式發電系統的形式，可以為樓宇、小區等民用用戶以及工業用戶提供熱，并承擔部分用電負荷，結合天然氣管道摻氫，可以實現電、熱、氣三聯供。目前，以日本、韓國、歐洲為代表的國家已實現了氫燃料電池微型熱電聯供商業化；我國建筑領域熱電聯供目前仍處于研發試驗階段，河

123、北省、廣州市、上海市等多地規劃提出要推廣氫燃料電池熱電聯供試點項目，探索家用和商用氫燃料電池熱電聯供模式，助力建筑領域節能減排。（本篇作者：張益國、姜海、賈浩帥）50 第六解：氫與電的交響曲 一、新型電力系統特征 2021 年 3 月 15 日，習近平總書記在中央財經委員會第九次會議上指出，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統，為新時代能源電力發展指明了科學方向。2023 年 6 月 2 日，國家能源局發布的新型電力系統發展藍皮書進一步明確，新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提，以

124、滿足經濟社會高質量發展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創新和體制機制創新為基礎保障的新時代電力系統，是新型能源體系的重要組成和實現“雙碳”目標的關鍵載體。新型電力系統的建設將根本改變目前我國化石能源為主的發展格局，全面實現電代煤、電代油、電代氣，推動各產業用能形式向低碳化發展，以新能源為電量供給主體的電力資源與其他二次能源融合利用，構建多種能源與電能互聯互通的能源體系。綠色氫基能源作為清潔優質的二次能源，可以與電能相互轉化，既消費電能又生產電能，是新型電力系統重要的平衡調節參與力量，

125、能夠解決可再生能源電力消納、火電低碳轉型、跨季節長時儲能等問題，并提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案。51 二、解決可再生能源電力消納 綠色氫基能源是可再生能源的能量載體，具備“過程性能源”與“含能體能源”雙重屬性，可以應用在諸多領域?？稍偕茉唇Y合電解槽技術，作為具備靈活調節能力的可調負荷響應，能夠實現可再生能源發電的充分消納。通過構建“電-氫”耦合體系不僅有助于電力系統的穩定，也能實現綠色能源以氫的形式向氨、醇等領域拓展，實現可再生能源非電消納。在構建新型電力系統的新形勢下，大規模、高比例、市場化、高質量成為可再生能源發展的新特征新要求。氫基能源與可再生能源進行耦合，通過規?；?、一體化開

126、發實現優勢互補，可以有效解決可再生能源的波動性和不穩定性問題，提高可再生能源消納能力，是新時期可再生能源高質量躍升發展的重要路徑。在當前“沙戈荒”背景下，新能源大基地面臨的主要挑戰就是如何高效消納產生的電能，提高新能源利用率。在西北地區，某典型的風光氫輸一體化基地，為我們提供了一個代表性的可行案例。西北地區擁有豐富的風能和太陽能資源，具有巨大的新能源開發潛力，然而面臨著區域本地電網構架不強、用電負荷不足的困境，直接影響新能源規?；_發利用。（一）方案設想 我們以一個千萬千瓦基地為例進行分析論述，其組成包括 300 萬千瓦的風電、700 萬千瓦的光伏，以及配套適當規模的儲能。同時考慮采用了電解水

127、制氫作為柔性負荷來解決波動性電源的消納問題。通過配置不同規模的儲能和制氫負荷進行對比分析，主要計算成果如下。西北某典型地區電源配置表 （二）結果分析 上述計算表明采用制氫作為柔性負荷是一種可行的新能源基地消納解決方案。得益于電解水制氫的柔性負荷對波動性電源的適應性，在三種不同的方案中，52 棄電率均低于 6%，這與傳統的新能源大基地 10%15%左右的棄電率相比，新能源的利用率有了明顯的提高。方案 1 與方案 2 的比較：采用儲能方式為 20%4 小時（方案 2），新能源利用率較高，而網匯電量占比相對較低。這表明采用較大儲能規模能可以提高制氫利用小時數和新能源的利用效率。方案 2 與方案 3

128、的比較：采用制氫負荷為 400 萬千瓦時（方案 3），制氫小時數較高，超過 4800 小時，而網匯電量占比更低，僅為 0.7%。這說明在儲能規模一定的情況下，制氫負荷偏小能得到更高的制氫小時數和更低的網匯電量占比。以上方案滿足了弱聯網，甚至離網型新能源大基地的基本要求。通過采用制氫消納方式，可有效消納新能源，為新能源的進一步規?；_發利用提供了可行的解決方案選項。西北某典型地區春季典型周模擬運行圖 西北某典型地區夏季典型周模擬運行圖 53 西北某典型地區秋季典型周模擬運行圖 西北某典型地區冬季典型周模擬運行圖 三、解決火電低碳轉型問題 火力發電是目前世界上主要的電力來源之一，但其煤炭和天然氣的

129、使用導致大量二氧化碳排放?；痣姷吞嫁D型是應對氣候變化和實現能源可持續發展的必然選擇，可借助低碳燃料摻燒的源頭控碳手段，在保障系統電量供應的情況下，大幅度減少化石能源的使用。以氫為基礎的綠氫、綠氨，是解決火電低碳轉型問題的有效途徑之一，通過煤電摻氨燃燒至純氨燃燒和氣電摻氫燃燒至純氫燃燒，實現火電向低碳調節電廠的轉變。（一）煤電摻氨 美國、日本、英國等發達國家均高度重視氨能源的研究。日本政府在 2021 年公布了第六版能源發展規劃，計劃到2024年實現100萬火電機組鍋爐摻氨20%，到 2030 年實現全國利用氫（氨）能發電量占總發電量的 1%。中國在氨能源化利用方面起步較晚，但是研發進展迅速，當

130、前已完成了 40兆瓦中試平臺摻氨 35%（國能煙臺龍源）和 300 兆瓦發電鍋爐摻氨 1035%的示范研究（皖能銅陵電廠）。國內外科研機構的試驗結果均表明，燃煤鍋爐混氨燃54 燒可使得煤粉和氨良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。300 兆瓦燃火電站鍋爐摻氨燃燒系統示意圖 煤粉和純氨燃燒器布置圖 火電摻氨主要有燃氣輪機摻氨和鍋爐摻氨兩種形式。關于燃氣輪機摻氨，目前只有日本開發出了低 NOx燃燒器，中國燃氣輪機摻氨的技術路線仍然探索中。關于鍋爐摻氨，目前有煤摻氨燃燒器技術和純氨燃燒器技術兩種技術路線。在鍋55 爐運行的過程中，有四種

131、運行模式，第一種是純煤燃燒器與純氨燃燒器同時運行；第二種是純煤燃燒器與煤摻氨燃燒器同時運行；第三種是純煤燃燒器、純氨燃燒器和煤摻氨燃燒器三種燃燒器同時運行；第四種是只有純氨燃燒器運行。目前來看，前三種運行模式適合于近中期的碳減排策略，并且第三種運行模式下鍋爐摻氨的可調節性更強，第四種適合于中遠期的發展需求。從能源轉換效率來看，當前電解水制綠氫效率約 70%，綠氫與氮合成綠氨效率在 70%左右，摻氨燃燒的亞臨界純凝機組效率約 40%?？稍偕茉粗苽渚G氨后摻燒的全流程轉換效率約為 20%左右，即相當于“電-氫（氨）-電”綜合效率為 20%左右。按當前技術進步水平，綠電制氫電解效率有望提升至 80%

132、（每標方綠氫制取耗電約 4.5 千瓦時），火電摻氨燃燒效率有望提升至 45%，則“電-氫（氨）-電”效率有望提升至 25%左右；若未來綠電制氫電解效率能提升至 90%（每標方綠氫制取耗電約 4.0 千瓦時），火電摻氨燃燒效率能提升至 50%，則“電-氫（氨）-電”效率最高能提升至 31%左右。（二）氣電摻氫 近年來，隨著可再生能源發電裝機容量的快速增長，天然氣摻氫產業的發展受到越來越多的關注。未來通過天然氣摻氫可以進一步提高天然氣燃燒效率，具有節能環保效益，是天然氣發電未來低碳轉型的主要路徑之一。中國在氣電摻氫方向積極探索，2021 年 12 月國家電投荊門綠動電廠在運燃機成功實現 15%摻氫

133、燃燒改造和運行，設計最高摻氫比例為 30%；同年 12 月，廣東省能源集團旗下的惠州大亞灣石化區綜合能源站建設 2 600 兆瓦 9H 型燃氣-蒸汽聯合循環熱電冷聯產機組，投產后兩臺燃機將采用 10%(按體積計算）的氫氣摻混比例與天然氣混合燃燒；次年 3 月，浙江石化燃氣-蒸汽聯合循環電站項目三臺西門子 SGT5-2000E 機組，先后點火成功，為世界首套天然氣與氫氣、一氧化碳混合介質燃氣輪機。氣電摻氫的發展與燃氣輪機的發展具備強耦合關系，目前 GE 在全球已有超過 100 臺采用低熱值含氫燃料機組在運行，累計運行小時數超過 800 萬小時，其中部分機組的燃料含氫量超過 50%，積累大量實踐經

134、驗。GE 公司將零碳排放的燃氣技術分為五步，目標在 2030 年前 GE HA 燃氣機具備 100%的燒氫能力，最終實現零碳排放。因此，未來 100%燃氫的燃氣輪機，在技術上是可行的。56 燃氣機“一拖一”聯合循環發電機組發電原理圖 目前我國天然氣發電裝機約1.1億千瓦，預計“十四五”末將達到1.5億千瓦，裝機規?？焖偬嵘?。國內燃氣輪機整體水平暫與國際先進水平差距較大，尚未形成嚴格意義上的燃氣輪機產業。2003 年至 2013 年，通過三次打捆招標以及后續招標，東方、哈爾濱、上海等動力設備制造企業分別引進三菱、GE、西門子公司的 F/E 級重型燃機部分制造技術，進行本地化制造，經過國產化四個階

135、段和合資熱部件企業，具備了重型燃機的整機生產能力。重型燃氣輪機的燃料摻混氫氣比例可達 3050，工業燃氣輪機的燃料摻混氫氣比例可達 5070。對于 F 級重型燃氣輪機燃燒器，氫含量在 20%以內時，燃機燃燒器運行穩定，NOx 排放可以控制在 30 毫克/立方米內。燃機效率60%，綠電-綠氫-燃機發電效率約 42%。四、解決跨季節長時儲能問題 新能源逐步成為能源供應的主體后，構建新型電力系統面臨的關鍵問題是如何實現電力的可靠供應。新能源發電具有隨機性、波動性、季節不均衡性等特性，這給電力系統的穩定運行帶來了挑戰。為了應對這一挑戰，我們需要發展不同功能定位的儲能技術，以實現不同時間尺度上的功率與能

136、量平衡。57 儲能技術按時間尺度可分為超短時（秒級到分鐘級）、短時（小時級到數小時級）儲能和長期（日、周、月、年）儲能。目前，我們已經開發出了多種類型的儲能技術，如電容器、飛輪儲能、電化學儲能（鋰電池、鉛電池、鈉硫電池、液流電池）、壓縮空氣儲能、抽水蓄能、氫儲能等。這些技術各有優缺點，可根據不同的應用場景選擇合適的儲能技術。各類儲能在放電時間和容量性能的對比圖 電容器儲能具有充電速度快、轉換效率高、無機械運動部件等優點，但儲能容量相對較小。飛輪儲能具有循環壽命長、工作溫度范圍廣、無機械損耗等優點，但儲能容量相對較小且成本較高。電化學儲能（如鋰電池）具有能量密度高、自放電率低等優點，但存在循環壽

137、命短、安全性問題等問題。壓縮空氣儲能具有儲能容量大、環保無污染等優點，但效率偏低、建設成本較高。抽水蓄能是當前最成熟、最經濟的大規模儲能技術，但受地理資源約束總量有限、開發周期較長。氫基能源儲能是一種新型的能源儲存技術，旨在解決特定環境下的能源存儲需求。其核心原理是將水電解得到氫氣，利用富余的、非高峰的或低質量的電力大規模制氫，將電能轉化為氫能儲存起來，也可以將氫氣進一步合成氨或甲醇，以氨或醇這種更方便儲存的形態進行長時存儲。氫儲能技術基于“氫-電”轉化，通過儲氫、儲氨、儲醇等方式，實現能量的長時儲存和調節，與其他儲能技術如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、飛輪儲能以及熔巖儲能相比，氫儲能技

138、術能夠完全實現跨季節性的長時儲能，為能源存儲領域帶來新的解決方案。58 中國工程院院士郭劍波對全國 2060 年的碳中和提出了重要的預測，全社會年用電量將達到 15.7 萬億千瓦時。根據近幾年我國用電量的實際增長情況和對未來人工智能等新領域用電快速增長的預判，我們可以大膽設想未來的電力需求還將進一步上升。目前常用的儲能技術受自身特點制約，還無法完全滿足未來電力系統長時儲能的需求，亟需更為有效的儲能方案解決系統的長時儲能問題。（一）技術挑戰與局限性 以儲能技術中最為成熟，應用規模最為廣泛的抽水蓄能為例，假設全國抽蓄規模達到 8 億千瓦，平均儲能時長 6 小時，但其總儲能量僅為 48 億千瓦時，占

139、2023 年日平均社會用電量 252.6 億千瓦時的 19%，無法滿足系統對長時儲能要求。（二）長時儲能經濟性測算 抽水蓄能電站經濟性評估：按 140 萬千瓦項目，運行周期 30 年，殘值 10%，年發電小時數 1500 小時，儲能效率 75%，折現率 6.5%考慮。抽水蓄能經濟性評估 電化學儲能經濟性評估：按 100 萬千瓦項目，運行周期 10 年，殘值 5%，年儲能小時數 1500 小時，儲能效率 90%，折現率 6.5%考慮。電化學儲能經濟性評估 壓縮空氣儲能經濟性評估：按 70 萬千瓦、儲能 5 小時項目，運行周期 30 年，殘值 10%，年儲能小時數 1500 小時，儲能效率 70%

140、，折現率 6.5%考慮。壓縮空氣儲能經濟性評估 59 光熱電站經濟性評估：按 20 萬千瓦，儲熱 10 小時項目，運行周期 20 年，殘值 5%，年利用小時數 2000 小時，折現率 6.5%考慮。光熱電站經濟性評估 煤電燒氨儲能經濟性評估：按一臺 100 萬煤電機組 100%摻氨，煤電改造費用 9000 萬元，增設儲氨設施 1000 萬元（年利用小時數 5000 小時）/600 萬元（年利用小時數 3000 小時），運行周期 20 年，殘值 10%，折現率 6.5%考慮。煤電燒氨經濟性評估（年利用小時數 5000 小時）煤電燒氨經濟性評估（年利用小時數 3000 小時）氣電燒氫儲能經濟性評估

141、：按一臺 50 萬燃氣組 100%摻氫，燃氣電站單位千瓦投資 2600 元/千瓦，增加儲氣設施 3000 萬元，年利用小時數 3000 小時，運行周期 20 年，殘值 10%，折現率 6.5%考慮。氣電燒天然氣經濟性評估 氣電燒氫經濟性評估 60 燃料電池分布式發電經濟性評估：按1兆瓦項目，運行周期10年，殘值10%，年利用小時數 2000 小時，轉化效率 60%，折現率 6.5%考慮。燃料電池分布式發電經濟性評估 燃料電池分布式熱電聯供經濟性評估：按 1 兆瓦項目，運行周期 10 年，殘值 10%，年利用小時數 3000 小時，轉化效率 90%，折現率 6.5%考慮。燃料電池分布式熱電聯供經

142、濟性評估 電化學儲能若按儲能時長 12 小時考慮，在 1300 元/千瓦時、1000 元/千瓦時、800 元/千瓦時、600 元/千瓦時的儲能單位投資測算條件下，度電成本分別為 1.67元/千瓦時、1.28 元/千瓦時、0.98 元/千瓦時、0.74 元/千瓦時。煤電摻氨和氣電摻氫技術在實現長時儲能的前提下，其度電成本相比于其它儲能方式的成本已經進入可競爭區間。煤電摻氨在氨價 3000 元/噸測算條件下，度電成本為 1.47 元/千瓦時（利用小時數 5000 小時）、1.49 元/千瓦時（利用小時數 3000 小時）；氣電摻氫在氫價 30000 元/噸測算條件下，度電成本為 1.47 元/千瓦

143、時。未來預計煤電摻氨和氣電摻氫的度電成本還將進一步降低，分別有望降至 0.61 元/千瓦時至 0.63 元/千瓦時和 0.77 元/千瓦時。同時氫燃料電池在氫價15000 元/噸測算條件下，度電成本為 0.94 元/千瓦時，氫熱電聯供的度電成本為0.62 元/千瓦時，也具備較好的經濟性。煤電摻氨、氣電摻氫、燃料電池相較于電化學儲能均具有成本優勢，并可實現跨日、跨月、跨季節的長時儲能。因此，氫基能源儲存可以被認為是集中式、大規模、長周期、跨季節最佳儲能方式之一。通過深度融合電解水制氫（氨、醇）和可再生能源，充分發揮兩者的優勢和互補性，可再生能源為氫基能源的生產提供電力，同時將氫基能源作為可再生能

144、源的儲能方式，可以提高電力系統靈活調節能力，解決大基地新能源電力消納問題，打造更加完善和可持續的綠色能源體系。61 五、提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案 構建以新能源為主體的新型電力系統，其主要目的是支撐“碳達峰、碳中和”目標的實現，是“雙碳”目標在電力系統中的具體體現?；凇半p碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低，火電低碳轉型成為構建新型電力系統的潛在可選經濟性解決方案。以下選擇兩個有代表性的省份分析氫能助力火電低碳轉型對社會用電成本的影響。（一）甘肅省實現全省火電轉型簡析 以典型西部省份（甘肅）為例，甘肅省火電（統一按煤電考慮）裝機約 2312.6萬千瓦，水電裝機約 971.8 萬

145、千瓦，風電裝機 2073 萬千瓦，光伏裝機 1417.4 萬千瓦。目前，甘肅省火電利用小時數約為 4500 小時?；凇半p碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低。預期到 2050 年，甘肅省火電裝機降至約 2000 萬千瓦，經測算全省在新能源占主導的情況下，火電年利用小時數將降至約 2600 小時。甘肅省 2022 年的全社會用電量約 1500 億千瓦時，考慮甘肅省發展的電力需求，按年用電量 2%的增長率測算，至 2050 年全社會用電量將達到 2600 億千瓦時。按風電年利用小時數 2600 小時、光伏年利用小時數 1800 小時計算（考慮風光配比為接近 1:2）；并考慮未來風光及制氫氨裝

146、置投資下降，假設風電投資強度為 2520 元/千瓦、光伏投資強度為 2000 元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為 2500 元/千瓦。（考慮資本金內部收益率 6.5%）在實現摻氨比例 30%的情況下，年需氨量約 250 萬噸，制氨用電量約 225 億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約 400 萬千瓦、光伏裝機約 700 萬千瓦、制氫+合成氨裝置約 560 萬千瓦，總投資約 380 億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約 0.013 元/千瓦時。在實現約摻氨比例 50%情況下，年需氨量約 400 萬噸，制氨用電量約 360 億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約 600 萬千瓦、光伏裝機約 1

147、150 萬千瓦、制氫+合成氨裝置約 900 萬千瓦，總投資為 610 億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約 0.021 元/千瓦時。在實現約摻氨比例 70%情況下，年需氨量約 570 萬噸，制氨用電量約 520 億千瓦時。對應制氨所需風電裝機約 850 萬千瓦、光伏裝機約 1700 萬千瓦、制氫62+合成氨裝置約 1300 萬千瓦，預計設備總投資為 880 億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約 0.031 元/千瓦時。（二）浙江省實現全省火電轉型簡析 以典型東部省份（浙江）為例，浙江省火電（統一按煤電考慮）裝機約 5773萬千瓦，水電裝機約 959 萬千瓦，風電裝機 3

148、45 萬千瓦，光伏裝機 430 萬千瓦，核電裝機 916.6 萬千瓦。目前，浙江省火電利用小時數約為 5000 小時?；凇半p碳”目標，未來火電年利用小時數將逐步降低。假設到 2050 年，浙江省火電裝機降至約 5000 萬千瓦，經測算全省在新能源占主導的情況下，火電在僅保留調節功能的情況下年利用小時數最低年利用小時數降至約 2600 小時。目前，浙江省的全社會用電量約 5800 億千瓦時，假設以 1%增長率增長，至 2050年全社會用電量約為 7700 億千瓦時。按風電年利用小時數 2600 小時、光伏年利用小時數 1800 小時計算（考慮風光配比為接近 1:2）；并考慮未來風光及制氫氨裝置

149、投資下降，假設風電投資強度為 2520 元/千瓦、光伏投資強度為 2000 元/千瓦、制氫+合成氨裝置投資強度為 2500 元/千瓦。管道年輸氨量為 230 萬噸，管道運輸投資強度為 1500 萬/公里，運距 1500 公里。（考慮資本金內部收益率 6.5%）假設實現約 30%的摻氨比例，經計算每年需氨量約 610 萬噸，制氨用電量約680 億千瓦時。則制氨所需風電裝機約 1100 萬千瓦、光伏裝機約 2200 萬千瓦、制氫+合成氨裝置約 1700 萬千瓦，建設管道 3 條，預計設備總投資 1820 億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約 0.021 元/千瓦時。假設實現約 50%的

150、摻氨比例，經計算每年需氨量約 1000 萬噸，制氨用電量約 900 億千瓦時。則制氨所需風電裝機約 1500 萬千瓦、光伏裝機約 2900 萬千瓦、制氫+合成氨裝置約 2250 萬千瓦，建設管道 5 條，預計設備總投資為 2650億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上升約 0.031 元/千瓦時。假設實現約 70%的摻氨比例，經計算每年需氨量約 1440 萬噸，制氨用電量約 1300 億千瓦時。則制氨所需風電裝機約 2100 萬千瓦、光伏裝機約 4200 萬千瓦、制氫+合成氨裝置約 3250 萬千瓦，建設管道 7 條，預計設備總投資為 3760億元。經測算火電摻燒氨帶來的全社會用電成本上

151、升約 0.044 元/千瓦時。（三）新型電力系統經濟性解決路徑之一 63 在以上場景中，“低碳電廠”轉型帶來的全社會用電成本上升幅度較小，在可接受范圍內。隨著未來我國碳市場與國際碳市場的掛鉤，未來火電的碳排放成本將持續上升，需要推進火電機組節能提效、減排升級改造。低二氧化碳排放的火電摻燒技術相較于純化石燃料燃燒，在經濟性上將逐漸具有競爭力?；诰G色氫基能源帶來的傳統火電“低碳”轉型改造的方式，相比于未來大規模退役火電機組來說是新型電力系統構建的可選解決路徑之一。（本篇作者：張益國、姜海、余官培）64 第七解：新型能源體系的氫密碼 一、能源消費總量與結構發展趨勢 我國一次能源消費總量將在 203

152、5 年前后達峰，考慮到疫情結束之后經濟復蘇帶來的煤電保供新形勢，依據現有能源消費增長趨勢研判，我國一次能源消費峰值將達到 64.5 億噸標準煤，2040 年仍處于達峰前后的“平臺期”，一次能源消費總量還將維持在 64.5 億噸標準煤左右的高位。未來我國能源消費較長時期內仍將保持增長，在水電等傳統非化石能源受站址資源約束增速放緩、核電建設逐步向新一代先進核電技術穩步過渡的情況下，雙碳目標的實現，從供給側來看主要取決于風能和太陽能發電的發展。不同時期的能源消費總量、非化石能源消費占比要求與能源電力消費結構等，共同決定了不同時期的風能、太陽能發電的發展規模預期。按風電、光伏年均增量基本保持合理考慮，

153、兼顧新能源產業產能發展及國民經濟發展的用能需求，以及到 2060 年非化石能源占比將達到 80%以上的辦界條件，我們按基礎場景和對比場景兩個場景對 2040 年的能源消費總量和結構進行分析，其主要結論如下。65 基礎場景：非化石能源占比 2030 年至 2060 年年均勻速按 1.83%增長，至2040 年為 43.3%，2040 年風電、光伏裝機總規模約為 38.6 億千瓦，電力系統碳排放量（不考慮 CCUS）將在 2030 年達到峰值、峰值為 42.8 億噸。對比場景：考慮到非化石能源占比目標先慢后快發展，2030 年至 2040 年非化石能源占比年均按 1.5%增長，至 2040 年為

154、40%，2040 年風電、光伏裝機總規模約為 34.4 億千瓦，電力系統碳排放量（不考慮 CCUS）將在 2030 年達到峰值、峰值為 45.6 億噸?；A場景：2025-2060 年一次能源消費總量、電力系統碳排放量與非化石能源占比情況圖 對比場景：2025-2060 年一次能源消費總量、電力系統碳排放量與非化石能源占比情況圖 二、新型能源體系展望 回顧我國的改革開放發展史，其實它也是一部能源體系進化史，在發展經濟和實現工業化的進程中，能源短缺曾長期制約我國經濟增長，能源是經濟社會發66 展的基礎和動力，對國家繁榮發展、人民生活改善和社會長治久安至關重要。從國際能源分布上看，我國能源資源的基

155、本特點是富煤、貧油、少氣，因此形成了以火電為主，多種可再生能源共同參與的現代電力體系。據中電聯電力工業統計快報，2023 年，全國發電量 92888 億千瓦時，同比增長 6.7%，其中火電發電量61019 億千瓦時，同比增長 6.2%；水電發電量 12836 億千瓦時，同比下降 5.0%；核電發電量 4341 億千瓦時，同比增長 3.9%；風電發電量 8858 億千瓦時，同比增長 16.2%；太陽能發電量 5833 億千瓦時，同比增長 36.4%。2022 年，國家發改委、工信部、財政部等十部門聯合發布的關于進一步推進電能替代的指導意見明確提出，到 2025 年，電能占終端能源消費的比重達到

156、30%左右，另外仍有 70%屬于非電能源，包括石油及天然氣等。目前電力領域對煤炭等資源依賴程度仍處高位，火力發電造成二氧化碳、二氧化硫及其他污染物的排放，容易產生氣候變暖及空氣污染等一系列問題。同時非電能源領域中交通、工業及農業生產需要大量化石原料（煤炭、石油及其衍生品等）的支撐，減排問題形勢嚴峻。綜合看來，我國能源結構問題亟待解決，構建更加多元、清潔、低碳、可持續的新型能源體系成為實現“能源產業戰略性、整體性轉型”的當務之急?？稍偕茉粗凭G氫，以及進一步轉化而來的綠氨和綠甲醇等氫基能源，與電能一樣既屬于“過程性能源”，又與石油天然氣一樣屬于“含能體能源”，氫基能源因其獨特的雙重屬性承擔起使新

157、型電力系統與新型能源體系互通的媒介。我國在“雙碳”目標下，為加快構建新型電力系統，需要充足的靈活性資源。制氫作為用電負荷是一種典型的靈活性資源，可以提高新能源利用率，助力新型能源體系的構建。通過煤電摻氨與氣電摻氫燃燒發電，可有效實現火電清潔低碳轉型，同時通過儲氫（氨），可實現長周期儲能，解決跨季能源平衡問題。在當前“西電東送”及大規模開發“沙戈荒”外送基地的背景下，未來特高壓送出廊道緊張的局面將進一步加劇，綠氫、綠氨或綠甲醇可通過管輸的方式實現長距離經濟輸送，是對特高壓電力送出的一種有效補充。初步研究認為，為實現“碳中和”目標，未來全國綠氫年需求將達到約 1.2 億噸，相應需配套約 26 億千

158、瓦新能源資源與 12 億千瓦制氫設備。為實現氫能長距離經濟輸運，需構建以“西氫東輸”為主的全國骨干氫網，初步估算管道總長度約 9.3 萬公里，可承載約 7900 萬67 噸/年的輸氫能力（相當于 2.61 億噸原油的熱值，約占我為年原油使用量的 1/3左右），其相應總投資超過 10 萬億元人民幣。我們展望的新型能源體系是以安全自主為底線，以綠色低碳為方向，以經濟高效為關鍵，面向中國式現代化的能源體系，將以新型電力系統為核心，以化石能源為兜底保障，以氫基能源為介質、推動電力系統與非電能源協同發展，能源創新產業鏈與供應鏈深度融合貫通的能源體系，開辟適應中國國情、具有中國特色的能源高質量發展之路，為

159、全球能源轉型與氣候治理提供新方案與新路徑。2023 年，國家能源局局長章建華接受采訪時指出指出，新型能源體系至少具有“能源結構新、系統形態新、產業體系新、治理體系新”的“四新”特征。能源結構新：未來，主體能源逐步實現從化石到非化石的更替，非化石能源占能源消費總量的比重目前為 17.5%，到 2060 年將提高到 80%以上，非化石能源增量組合形式呈現多種可能。系統形態新：新型能源體系將在現有能源體系上不斷升級演進和變革重塑，逐步構建起新型電力系統、氫能等新的二次能源系統和化石能源零碳化利用系統，多能互補、源網荷儲一體化、供需高效互動等成為普遍形態，能源空間布局實現優化。產業體系新：新型能源體系

160、催生新技術、新產業、新模式，低碳零碳負碳技術裝備大規模推廣應用，新能源等戰略性新興產業發展成為新的增長引擎，新一代信息技術、人工智能等與能源系統深度融合，數字能源產業發展壯大。治理體系新：新型能源體系將形成與現代化強國相適應的能源治理體系，法律法規政策體系健全完善，體制機制更加高效有活力，各種要素資源實現高效配置，各類市場主體創新動力和能力明顯提高。68 新型能源體系網絡圖 構建新型能源體系的被賦予的使命是保障國家能源安全，為中國式現代化提供源源不斷的能源保障，與此同時還應保證為綠色低碳、高效智能的能源體系。要想到達上述使命目標，不能只依靠新型電力系統的轉型，同步也需有一定規模的可靠能源品類作

161、為兜底保障。因此，新型能源體系應該是由以可再生能源為主體的新型電力系統和以“氫基能源”為首的新型能源品種兩部分作為主要支撐，兩者相互促進，相互依托，以綠色氫基能源為橋梁，共同組建中國式新型能源體系。三、加快構建“源網荷儲”智能協同的新型電力系統 新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創新和體制機制創新為基礎保障的新時代電力系統，是新型能源體系的重要組成和實現“雙碳”目標的關鍵載體。隨著電力供給結構以化石能源發電為主體向新能

162、源提供可靠電力支撐轉變，解決新能源發電隨機性、波動性、季節不均衡性帶來的系統平衡問題，多時間尺度儲能技術規?；瘧?，系統形態逐步由“源網荷”三要素向“源網荷儲”四要素轉變。新型電力系統建設形勢緊迫，需解決地區電力供應緊張、系統調節能力69 和支撐能力需求增加、高比例電力電子設備“雙高”持續提升、源網荷儲各環節控制規模指數級增長帶來的調控技術手段和網絡安全防護、電力關鍵核心技術裝備短板、適應新型電力系統的體制機制面臨改革等問題和挑戰?？紤]到支撐高比例新能源接入系統和外送消納，未來電力系統仍將以交直流區域互聯大電網為基本形態，同時柔性交直流輸電等新型輸電技術將得到廣泛應用。以分布式智能電網為方向的

163、新型配電系統形態逐步成熟，就地就近消納新能源將成為主流，形成“分布式”與“大電網”兼容并存的電網格局。提升發電側新能源并網友好性，強化新型電力系統綠色屬性；充分激活用戶側資源的靈活互動潛力，強化新型電力系統調節柔性；提升電網安全防御能力和資源配置能力，強化新型電力系統安全韌性；支撐新型電力系統市場化變革，助力新型電力系統市場機制創新。2030 年新能源發電量占比逐步攀升，繼續采取集中式與分布式、外送消納與就地消納并舉的模式加快新能源部署。在 2045 年初步建成以新能源為主體的新型電力系統，新能源發電量占比達 50%，消納模式轉變為就地消納為主，低成本儲能方式大量應用，數字技術在電力系統各環節

164、廣泛應用、有效融合，支撐電網向柔性化、數字化、智能化方向穩步升級，推動能源產業新生態加速形成。在 2060 年全面建成以新能源為主體的電力系統，新型電力系統基本成熟，電-氫耦合融合發展，電力系統促進氫能產業快速發展。新型電力系統的建設將根本改變目前我國化石能源為主的發展格局，全面實現電代煤、電代油、電代氣，推動各產業用能形式向低碳化發展，以新能源為電量供給主體的電力資源與其他二次能源融合利用，構建多種能源與電能互聯互通的能源體系。綠色氫基能源作為清潔優質的二次能源，可以與電能相互轉化，既消費電能又生產電能，是新型電力系統重要的平衡調節參與力量，能夠解決可再生能源電力消納、火電低碳轉型、跨季節長

165、時儲能等問題，并提供雙碳目標下電力系統的可選解決方案。四、逐步形成“產供運用”一體化的新型油氣系統 隨著雙碳戰略快速推進，綠色低碳生活生產方式的加速轉變，我國石油消費量在快速達峰后將逐步下降，石化產業面臨結構調整和轉型發展壓力。我們展望未來傳統油氣產業及企業完成綠色轉型的一個行之有效的途徑是將氫基能源（氫、氨、甲醇）引入油氣領域，提出“新型油氣”概念，通過綠色廉價的新能源電力制取綠氫，依托煤化工、煤電及油氣田等產生的富集二氧化碳資源，作為原料供70 煉化生產綠色油品、綠色化工產品，帶動氫基能源產業發展，實現傳統油氣行業轉型。以綠氫為中間環節，實現化石能源和清潔能源之間的多能互補轉換樞紐的功能。

166、探索開展大規模風光制氫、分布式發電、熱電聯供等新型供能和用能模式，探索實現氫、水與二氧化碳合成反應制備一系列化工產品的技術路線，架起氫能在化石能源和清潔能源之間交叉利用的橋梁，實現二氧化碳的清潔可持續減排和資源化利用，逐步提升綠色能源供給水平。油氣行業發展模式需順應雙碳目標下綠色低碳和可持續發展要求，與新能源深度融合是實現行業綠色低碳發展的有效途徑。油氣行業可憑借自身優勢，借助油氣管網或構建“全國骨干氫網”開展跨區域氫基能源的輸送，打造可與“電力電網”相當的“新型油氣輸配管網”，未來可有效釋放西部區域規?；履茉粗茪洌ò?、醇）潛力，實現跨日、月、季型長周期儲能，同時拉動氫能下游在交通、電力、工

167、業等方向多元化發展，帶動“火電摻氨”、“氣電摻氫”等降碳減碳技術路線的實施和發展，助力碳中和目標的如期實現?！靶滦陀蜌狻毕到y的建立，可有效加速我國氫能領域核心競爭力提升，培育我國新能源產業第二個增長極，促進國內經濟持續高質量發展，并有望依托“新型油氣”的大規模高質量發展，建設國際綠色能源交易中心，形成面向“一帶一路”乃至全球的更大影響力和話語權。五、積極布局“電-氫-資源”耦合互為支撐的新型能源體系 一是，利用可再生能源電制氫，促進可再生能源消納。一是，利用可再生能源電制氫，促進可再生能源消納。我國可再生能源發展領先全球，水、風、光裝機量均為世界第一，隨著大規?？稍偕茉吹目焖侔l展，其運行消納

168、問題會進一步顯現，利用可再生能源制氫可有效提升我國可再生能源消納水平。以新能源電力制氫促進新能源消納，以新能源發展促進建設成本下降，以建設成本降低促進電價下降，以電價下降提高綠氫經濟性，形成新能源產業鏈的良性循環。二是，利用氫儲能特性，實現電能跨季節長周期大規模存儲。二是，利用氫儲能特性，實現電能跨季節長周期大規模存儲。隨著我國電力結構轉型的進行，新能源裝機比例將不斷提升，電力系統對靈活性的要求使得大規模與長時間儲能的需求增加，安全、可持續和負擔得起的能源就成為了未來儲能的關鍵因素。電化學儲能存在儲能時間短，容量規模等級小等不足，目前主要用于電網調頻調峰、平滑新能源出力波動性，實現小時級別的短

169、周期響應與調節；抽水蓄能作為長時儲能的代表同時也存在建設要求較高等短板，在水資源匱乏及71 地形地質條件差地區難以作為；氫儲能具有儲能容量大、儲存時間長、清潔無污染和消納方向廣等優點，能夠在抽水蓄能、電化學儲能等主流儲能形式不適用的場景發揮優勢，在大容量長周期調節的場景中，氫儲能在經濟性上更具有競爭力。三是，利用氫能電站快速響應能力和產熱能力，為新型電力系統提供靈活調三是，利用氫能電站快速響應能力和產熱能力，為新型電力系統提供靈活調節手段，為周圍生活區域提供熱能支持。節手段，為周圍生活區域提供熱能支持?；陔娊馑茪溲b備具有較寬的功率波動適應性，可為電網提供調峰能力，提高電力系統安全性、可靠性

170、、靈活性，是構建零碳電網和新型電力系統的重要手段。而基于高溫固體氧化物燃料電池SOFC 的燃料電池/電解槽則在提供更高能量密度的同時產生高品質余熱，SOFC/SOEC 系統工作溫度 5001000 攝氏度，出口氣體溫度達到 400900 攝氏度，以燃料電池熱電聯供方式取代傳統鍋爐單獨供熱方式可提高能源綜合利用率并實現碳減排效果。四是，推動氫能與工業領域有機融合，實現綠氫取代，促進減排改革。四是，推動氫能與工業領域有機融合，實現綠氫取代，促進減排改革。以新能源項目為基礎，發展新能源風光制氫+氨（醇）一體化項目，打通氫、氨、醇運輸壁壘，形成“電-氫-能源-消費”一條龍式綠色能源消費鏈。支持工業氫冶

171、金及石油氣資源加氫合成技術，以氫為介質支撐綠色電力在化工領域發揮減排作用，探索氫能與燃料電池作為分布式供能手段，實現區域分布式能源供給。推動氫能跨領域多類型能源網絡互聯互通，拓展電能綜合利用途徑。72 傳統能源體系隨著氫基能源框架的建立而打破，新型能源體系將以小步快走的方式完成變革。當前我國正在實現氫基能源由示范項目階段向規?；瘧眠^渡，將在條件匹配的能源利用場景率先實現氫能取代。在“碳達峰”階段各類示范項目延伸拓展，產業之間融合互補，氫能社會骨架基本形成，氫能初步支撐起新型能源體系構建。在“碳中和”階段實現氫能在各行各業全面參與，電力系統-氫基能源-油氣系統充分耦合，助力“碳中和”這一偉大愿

172、景的實現。（本篇作者：張益國、姜海、熊力）73 第八解：氫基能源規模之密 一、全國用氫需求現狀與預測 我國氫能政策體系日趨完善，氫能產業發展總體向好，產業鏈逐步完善，與國際先進水平差距逐步縮小，國內外合作進一步加強。目前我國的氫氣生產量和需求量居世界首位，并呈逐年上升的態勢，2022 年氫氣年產量達 3781 萬噸，產能超 4000 萬噸/年。大型能源企業逐步開展氫能布局，當前我國氫能相關企業已超 8000 家。我國各行業氫能獲取及應用將逐步由灰氫、藍氫向綠氫過渡，同時氫制備、儲運和加注等相關核心材料、關鍵技術不斷突破，設備國產化水平快速提升，氫能示范規模和應用場景將進一步擴大。我國現階段的氫

173、產量主要來自于灰氫，“雙碳”目標下，未來隨著新型能源系統的快速轉型，綠色氫能需求將快速提升，灰（藍）氫的市場份額將逐步萎縮。我們預測，未來我國的灰（藍）氫產量，在 2030 年、2040 年、2050 年將分別降至 2340 萬噸、2010 萬噸、910 萬噸，直至 2060 年全面被綠氫取代；與此同時我國的綠氫需求量穩步上升，2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年綠氫需求量將分別達到 2300 萬噸、6900 萬噸、9100 萬噸、1.2 億噸。二、工業領域氫基能源需求 工業領域氫基能源需求主要集中在合成工業用氨、合成工業用甲醇、石油化工、冶金還原劑等領域，我們預測工業領域

174、綠氫原料需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 800 萬噸、2100 萬噸、3000 萬噸和 3850 萬噸。（一）合成工業用氨 氨是化肥的主要原料，也是重要的工業原料和中間產品，在工業領域具有廣泛的用途。作為化肥工業的基礎，約 70的合成氨產量被用于生產氮素化肥，約29的合成氨產量被廣泛應用于生產胺、染料、炸藥、合成纖維、合成樹脂等有機或無機化學工業產品。在電子工業中，高純氨被應用于大規模集成電路減壓與等離子體化學氣相沉積。氨也作為堿性劑、酵母養料、食用色素稀釋劑等廣泛應用于食品工業中。我國當前合成氨產量約 5900 萬噸，多以煤炭和天然氣制的灰氫作為原

175、料?；实氖┯檬乾F代農業產出的重要保障，隨著我國測土配方施肥全面開展，化肥用氨的需求正在逐步下降，但化工、電子工業和食品工業等領域的氨需求仍在逐74 步增長當中。假設未來作為工業用途的合成氨的產量基本維持不變，但是隨著碳約束的逐步縮緊，合成氨的氫來源將大規模由綠氨替代。經研判 2030 年化工合成氨的綠氨占比可達到 20%左右，2060 年化工合成氨的氫來源將全部來自于綠氫。假設在 2030 年到 2060 年之間，綠氫在合成氨的領域的滲透率勻速增長，綜合研判下總工業綠氨的需求在 2030 年、2040 年、2050年和 2060 年將分別達到 1180 萬噸、2870 萬噸、4550 萬噸以

176、及 5900 萬噸左右，其對應的綠氫原料需求將分別達到 210 萬噸、520 萬噸、820 萬噸以及 1060 萬噸。（二）合成工業用甲醇 甲醇是結構最為簡單的飽和一元醇，全球有超 10%的氫氣被用于生產甲醇。甲醇是重要的有機化工原料，是甲醛、醋酸、二甲醚、二甲基甲酰胺的上游產品，也是烯烴的重要來源，被廣泛應用于化工、輕工、紡織、農藥、醫藥、電子、食品等工業部門，是樹脂、多元醇、尼龍、橡膠、汽油添加劑、涂料、醫藥產品、農藥、消毒劑、防腐劑、人造皮革等產品的重要原料。目前我國的化工甲醇產量約為 8000 萬噸?，F有甲醇生產多以化石原料作為基礎，以綠氫為原料合成甲醇可減少化石能源的使用，是未來化工

177、領域脫碳的重要技術路線。初步判斷，未來我國的化工甲醇的總需求將基本維持不變，化工甲醇制備中綠氫合成甲醇的占比將穩步提升。經研判，2030 年以綠氫為原料合成的甲醇占比可達到總化工甲醇的 15%左右，到 2060 年將逐步提升至 100%。假設在 2030 年到 2060 年之間，綠氫在化工甲醇合成的領域的滲透率勻速增長，綜合研判下總工業綠甲醇的需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 1140 萬噸、3430 萬噸、5710 萬噸以及8000 萬噸左右，其對應的綠氫原料需求將分別達到 220 萬噸、650 萬噸、1190 萬噸以及 1520 萬噸。（三）石油化

178、工 石油煉制是僅次于合成氨和制甲醇的氫消費領域，使用氫對油品進行加氫裂化、加氫精制可以改善、改變重油性質，將重油轉化為輕質油品，以提高石油的精煉效率以獲得更多高附加值產品。近年來，加氫裂化的增長率有明顯不斷攀升的趨勢，加氫裂化裝置配置需求的增長率已超過催化裂化、催化重整和熱加工等二次加工裝置配置需求的增長率。75 根據對未來我國新型能源體系的綜合研判，我國 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年的石油消費量折算標煤將分別為 12.5 億噸、9.5 億噸、6 億噸以及 2.5億噸左右。石油煉化過程中的加氫來源也將逐步從煤制氫和天然氣制氫轉變為可再生能源制綠氫。2060 年我石油

179、煉化行業的加氫需求除煉化過程中自產副產氫之外，將全部被綠氫氣所替代。2030 年石油煉化領域的凈氫氣需求（煉化自產副產氫除外）的綠氫滲透率預計可達到 30%左右，到 2060 年將全面被綠氫替代。假設綠氫的滲透率勻速增長，綜合研判下總石油化工的用氫需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到，375 萬噸、475 萬噸、420 萬噸以及 250 萬噸。（四）冶金還原劑 冶金行業是二氧化碳排放的重要源頭，由于通過電氣化手段實現碳減排的效果有限，因此冶金行業也是碳減排的重點領域。綠氫被視為冶金行業碳減排的關鍵原材料，氫具有的原料與能源的雙重屬性使其可以深度參與到冶金的

180、各個環節中。傳統的高爐煉鐵是以煤炭為基礎的冶煉方式，碳排放占總排放量的 70%左右。氫可以代替碳在冶金過程中的還原作用，從而使冶金行業擺脫對煤炭的依賴，在源頭實現降碳。其中，冶金行業中能源碳排放量與能源消耗最大的行業為鋼鐵冶煉行業。目前我國的粗鋼產量為 10 億噸左右，隨著我國基礎設施建設的基本完善，未來鋼鐵需求量將逐步下降至 6 億噸左右。而且我國歷史上所積累的累計鋼鐵存量也將隨著基礎設施、建筑、以及相關設備的逐步退役給我國提供大量的廢鋼資源。預計未來我國的廢鋼資源量為每年 4 億噸左右，因此 2060 年，我國的原生鋼鐵需求將逐步降低至 2 億噸左右。氫直接還原，未來將成為原生鋼鐵冶煉的主

181、要脫碳技術，目前氫直接還原技術仍處于中式階段。根據技術現狀研判，2030 年左右氫直接還原技術將開始逐步走向商業化階段，2040 年左右將達到 20%左右的市場滲透率，2060 年市場滲透率將逐步提升至 60%。其對應的綠氫需求量在 2040 年、2050 年和 2060 年分別將達到 460 萬噸、670 萬噸和 1000 萬噸。三、交通領域氫基能源需求 76 交通領域氫基能源需求主要集中在公路運輸、鐵路及軌道交通、航空領域、航運等領域，我們預測交通領域綠氫原料需求在 2030 年、2040 年、2050 年和2060 年將分別達到 50 萬噸、1200 萬噸、2700 萬噸以及 3800

182、萬噸左右。（一）公路運輸 我國氫燃料電池汽車的發展采取先商用車后乘用車路線。氫燃料電池汽車主要以客車、重型卡車和牽引車、城市物流車為切入領域，相對于發展趨于成熟的純電動汽車，氫燃料電池汽車適合固定路線、中長途干線和高載重場景。甲醇作為汽車燃料是當前其在交通領域應用的一條有效路徑。相比煤炭、汽油、柴油等化石燃料，甲醇成分單一，燃燒相對清潔，且具備高辛烷值，因此甲醇可用作內燃機中的汽油添加劑或替代品，也可應用于改裝的柴油發動機以及先進的混合動力和燃料電池車輛，特別適合我國貧油、少氣、多煤炭的能源結構的國情現狀。目前陸上交通領域的電動化趨勢正在飛速發展當中，乘用車、公交車以及小型運輸車輛均已經有成熟

183、的電動化方案。但是長途重卡貨運、受限于電池的能量密度的理論上限，在可以預見的未來仍然難以實現高度電氣化。以綠氫為原料合成的綠甲醇、綠氨等綠色燃料替代化石能源是交通領域實現深度脫碳的基本路徑之一。目前我國重型機動車的年燃油消費量為 8500 萬噸左右，隨著經濟持續增長，未來仍有 50%以上的上升空間，預計未來在“雙碳”目標的引導下，基于綠色氫基能源為基礎的各類車輛的技術滲透率將超過 50%。預計綠色氫基能源在我國重型機動車領域在 2030 左右實現商業化，2040 年左右達到 20%的市場份額，2050 年和 2060 年市場份額逐步提升至 40%和 50%，假設我重型機動車的能源需求勻速增長，

184、綜合研判下陸上交通領域的的綠氫原料需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 28 萬噸、630 萬噸、1380 萬噸以及 1880 萬噸左右。（二）鐵路及軌道交通 氫能在鐵路交通領域的應用主要是與燃料電池結合構成動力系統，替代傳統的內燃機車。氫動力火車的優點在于不需要對現有鐵路軌道進行電氣化改造即可以實現鐵路的碳減排。目前氫動力火車在國際上處于研發和試驗階段，在我國高電氣化率的背景下，氫動力火車需求有限，暫不考慮氫能在鐵路及軌道交通領域的預測數據。77（三）航空領域 綠色航空煤油是指從非化石資源而來的 C815 液體烴類燃料。根據美國環球油品公司的生命周期分析

185、，綠色航空煤油的溫室氣體排放量比石油基航空燃料減少 6585%。在研發飛機新技術及提高運營與基礎設施效率之外，發展可持續航空燃料將是實現減碳目標最重要的措施。當前國際上成熟的綠色航空煤油生產路徑主要是依托加氫精制法、費托合成法兩種工藝。我國主要是清華大學研究團隊正在開展通過設計指向含芳環航煤餾分（C8C15）為目標產物的工藝路線研究工作。我國航空煤油年消費量在 3500 萬噸左右，考慮航空運輸量仍在高速增長當中，航空煤油未來需求將有較大的增長潛力。經初步研判，未來航空領域的能源需求量增長將超過 100%，2060 年我國基于綠氫制成的綠色航空煤油在航空領域的滲透率將達到 50%左右。預計綠色航

186、空煤油在我國航空領域在 2030 左右實現商業化，2040 年左右達到 20%的市場份額，2050 年和 2060 年市場份額逐步提升至 40%和 50%，假設我航空領域的能源需求勻速增長，綜合研判下綠色航空煤油其應的綠氫原料需求將分別達到 12 萬噸、290 萬噸、680 萬噸以及 970 萬噸。（四）航運 綠甲醇是另一種極具潛力的船用動力來源，甲醇可以實現低改裝成本下的柴油的部分或完全替代，且常溫下甲醇是液體，無需加壓或低溫儲存，這使得甲醇燃料動力船舶成為航運業減碳的重要手段。目前，包括日本、新加坡等國家都已明確，將可再生甲醇作為船舶運輸零碳排放的燃料。綠色甲醇將在航運業脫碳方面發揮關鍵作

187、用，其需求將隨產能擴大和技術進步快速增加。目前我國的航運燃油消費量約為 3200 萬噸，航運作為成本最低廉的運輸方式，未來隨著經濟的發展將有較大的增長空間，2060 年我國的航運需求將比當前水平提高一倍左右。經研判，未來以綠氫合成綠甲醇為支撐的甲醇燃料動力船舶將在航運領域的技術滲透率將達到 50%以上。預計綠色氫基能源在我國航運領域在 20252030 年間實現商業化，2040 年左右達到 20%的市場份額，2050 年和 2060 年市場份額逐步提升至 40%和 50%，假設我航運領域的能源需求勻速增長，綜合研判下航運綠色甲醇的需求在 2030年、2040 年、2050 年和 2060 年將

188、分別達到 61 萬噸、1460 萬噸、3400 萬噸和78 4860 萬噸。對應的綠氫原料需求將分別達到 12 萬噸、280 萬噸、650 萬噸以及920 萬噸。四、電力領域綠氫需求 電力領域氫基能源需求主要集中在氣電摻氫、煤電摻氨、燃料電池發電等領域，我們預測在電力領域綠氫原料需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 1460 萬噸、3540 萬噸、3280 萬噸以及 4390 萬噸左右。（一）氣電摻氫 氣電摻氫的發展與燃氣輪機的發展具備強耦合關系，目前 GE 在全球已有超過 100 臺采用低熱值含氫燃料機組在運行，累計運行小時數超過 800 萬小時，其中部

189、分機組的燃料含氫量超過 50%，積累大量實踐經驗。GE 公司將零碳排放的燃氣技術分為五步，目標在2030年前GE HA燃氣機組會具備100%的燃氫能力，最終實現零碳排放。因此，未來燃氣輪機 100%摻氫，在技術上是可以實現的?？紤]到輸氫管道技術難度與成本，保守估計我國燃氣發電的摻氫比例將在 2060年達到 20%左右。根據我院對未來電力系統的綜合研判，未來我國氣電的發電量在 2030 年、2040 年、2050 年以及 2060 年將分別為 0.49 萬億度、0.57 萬億度、0.60 萬億度和 0.53 萬億度，2030 年氣電摻氫比例達到 1%左右，到 2060 年勻速提升至 20%。綜合

190、研判下燃氣輪機摻氫需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 8.7 萬噸、73 萬噸、140 萬噸以及 186 萬噸左右。（二）煤電摻氨 關于煤電鍋爐摻氨，目前有煤摻氨燃燒器技術和純氨燃燒器技術兩種技術路線。在鍋爐運行的過程中，有四種運行模式，第一種是純煤燃燒器與純氨燃燒器同時運行；第二種是純煤燃燒器與煤摻氨燃燒器同時運行；第三種是純煤燃燒器、純氨燃燒器和煤摻氨燃燒器三種燃燒器同時運行；第四種是只有純氨燃燒器運行。目前來看，前三種運行模式適合于近中期的碳減排策略，并且第三種運行模式下鍋爐摻氨的可調節性更強，第四種適合于中遠期。未來能源用氨的主要需求將集中在煤電

191、摻氨領域。煤電對我國的電力系統的穩定安全運行有非常重要的作用。隨著碳約束的逐漸加緊，煤電摻氨是除碳捕集與封存外另一個煤電脫碳的重要的技術。根據我院對未來電力系統的綜合研判，未來我國煤電的發電量在 2030 年、2040 年、2050 年以及 2060 年將分別為 5.879 萬億度、4.6 萬億度、2.5 萬億度和 2.4 萬億度。根據技術現狀研判，2030 年火電摻氨比例可達到 2.5%左右，未來來火電摻氨的比例勻速增長，到 2060 年火電摻氨的比例將達到 20%左右。綜合研判下煤電摻氨需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到 8000 萬噸、19400

192、萬噸、17400 噸以及 23300 萬噸左右，其對應的綠氫原料需求將分別達到 1460 萬噸、3470 萬噸、3130 萬噸以及 4200 萬噸。（三）燃料電池發電 燃料電池是一種將燃料所具有的化學能直接轉換成電能的裝置，基本原理是燃料進入燃料電池的陽極，在催化劑的作用下分解成質子和電子，形成的質子穿過膜達到燃料電池陰極，電子則通過外部電路到達燃料電池陰極形成電流。依據燃料的不同，燃料電池可以分為氫燃料電池、甲醇燃料電池和氨燃料電池。依據電解質的不同，可以將燃料電池分為五類：包括堿性燃料電池、質子交換膜燃料電池、磷酸燃料電池、熔融碳酸鹽燃料電池、固體氧化物燃料電池等。燃料電池技術受限于設備的

193、體積能量密度較低，主要適用于分布式電源的部署，總體而言，未來我國燃料電池電站的規模與“傳統火電降碳”規模相比相對較小，綠氫需求較低，目前暫不考慮相應的綠氫需求。五、建筑領域綠氫需求 建筑領域能源需求主要用于供暖（空間采暖）、供熱（生活熱水）等的能源消耗。在短期，氫氣可借助較為完善的家庭天然氣管網，以小于 20%的比例摻入天然氣實現低成本向建筑終端運輸。長期來看，氫能可以以燃料電池的形式參與建筑的分布式供能。目前我國建筑部門的天然氣消費量為 1200 億立方米，占總天然氣消費量的33%。隨著城鎮化進程的繼續發展以及清潔供暖的持續推進，我國的建筑燃氣需求將穩步增長，到 2060 年我國的建筑領域的

194、燃氣需求將增長至 2400 億立方米左右，考慮到氫氣的安全性問題，預計未來我國的建筑領域燃氣摻氫比例將達到 10%左右，假設我國建筑領域的燃氣需求勻速增長，根據技術現狀研判，2030 年左右建筑領域燃氣中氫氣占比可達到 1%左右，至 2060 年勻速提升至 10%。則綜合測算下，建筑領域綠氫原料需求在 2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年將分別達到，10 萬噸、80 萬噸、150 萬噸以及 220 萬噸左右。六、綠氫需求預測 80 綠色氫基能源未來主要用途集中在工業、交通、電力、建筑四大領域，經上述綜合分析，根據我院研究預測，未來我國的綠氫需求量穩步上升，2030 年、20

195、40 年、2050 年和 2060 年綠氫需求量將分別達到 2300 萬、6900 萬、9100 萬、1.2 億噸。我國各領域綠氫需求預測表（單位：萬噸）81 我國四大領域綠氫需求預測圖（本篇作者：張益國、姜海、余官培、蘇鑫）82 第九解：氫能關鍵技術之問 一、氫的制備 氫是一種二次能源，需通過一定方法利用其他能源制取。對于綠氫而言，常用的制備方法是電解水制氫，光解水制氫、生物質制氫、核能制氫等新型制氫技術尚處于實驗開發階段，目前不具備大規模制氫的能力。（一）技術分析 電解水制氫電解水制氫是指在直流電作用下將水進行分解，產生氫氣和氧氣的技術，目前主要分為堿性電解水 ALK、質子交換膜電解水 P

196、EM、高溫固體氧化物電解水SOEC 和陰離子交換膜電解水 AEM。在技術成熟度上，堿性電解水和 PEM 質子交換膜電解水處于成熟規?；瘧秒A段；高溫固體氧化物電解水處于生產測試到系統驗證階段；陰離子交換膜電解水 AEM 處于技術開發階段。中短期內的大規83 模電解水制氫項目，仍將以堿性電解水和 PEM 電解水技術為主；長期來看 SOEC和 AEM 技術，具備光明的應用前景。堿性電解水 ALK 制氫技術是目前最為成熟，已大批量商業化規模使用的制氫技術，單槽產氫量在 20003000Nm/h，其工作溫度介于 7090，工作壓力介于 13MPa，電流密度通常小于 0.8A/cm，制氫直流能耗介于 4

197、.05.0kWh/Nm，能源效率介于 6080%。較之于其他制氫技術，堿性電解水制氫可以采用非貴金屬催化劑且電解槽具有 1520 年左右的較長使用壽命，因此具有成本上的競爭力。但是該技術使用的電解質是強堿，具有腐蝕性和危害性，加之其啟動、調節速度較慢，運行功率范圍較窄，與可再生能源發電的適配性還有待進一步提升。質子交換膜 PEM 制氫技術近年來產業化發展迅速，目前 PEM 電解單槽產氫量在 400500Nm/h，其工作溫度介于 5080，工作壓介于 37MPa，電流密度通常介于 14A/cm，直流制氫能耗介于 3.84.8kWh/Nm，能源效率略高于堿性電解。質子交換膜電解技術流程簡單，結構緊

198、湊，體積遠小于同規模的堿性電解系統，且運行功率范圍更寬 10%150%，啟動更快，適應可再生能源發電的波動性特征，易于與可再生能源相結合。但是，PEM 電解槽需要使用含貴金屬（鉑、銥）的電催化劑和特殊膜材料，成本較高，使用壽命也不如堿性電解槽，目前仍處于示范推廣階段。電解水制氫當前行業內的技術攻克目標主要是負荷響應范圍、交（直）流電耗、系統耗水量等，負荷響應范圍主要是針對新能源發電的隨機性、波動性實現電解水制氫設備的 0%150%寬功率響應、交（直）流電耗從 5.0kWh/Nm 水平降至 4.0kWh/Nm 水平、系統耗水量從每噸氫耗水 20t 降至 10t。高溫固體氧化物 SOEC 制氫技術

199、目前處于研究驗證階段，其工作溫度介于5001000，工作壓約 0.1MPa，電流密度通常介于 0.31A/cm，能源效率在實驗室測試可達 90%。高溫固體氧化物電解多采用陶瓷作為電解質，材料成本低，具有很高的能源效率，但工作溫度要求高，需要額外的熱源，可與核電站、光熱、地熱等系統的熱源相結合。高溫固體氧化物技術最大優勢在于可雙向運行，既可以利用高溫固體氧化物電解（SOEC）將電轉化為氫，亦可利用高溫固體氧化物燃料電池（SOFC）84 將氫轉化為電，便于為電網或微網提供平衡服務，并提高設備的整體利用率，降低成本。SOEC 電解槽進料為水蒸氣，若添加二氧化碳后，則可生成合成氣（氫氣和一氧化碳的混合

200、物），再進一步生產合成燃料。因此 SOEC 技術有望被廣泛應用于二氧化碳回收、燃料生產和化學合成品等，這是歐盟近年來的研發重點。SOEC 電解技術尚需解決諸如高溫下電堆衰減、熱力系統構建、系統的熱安全問題等，國外已有企業開展小規模商業應用，國內目前仍處于實驗室規模的驗證示范階段。陰離子交換膜AEM制氫技術，通常采用純水或低濃度堿性溶液作為電解質，與 PEM 電解的根本區別在于將膜的交換離子由質子改換為氫氧根離子。該技術工作溫度較低，介于 4060，工作壓力低于 3.5MPa，電流密度介于 12A/cm，能源效率介于 6080%。陰離子交換膜電解使用的電極和催化劑是鎳、鈷、鐵等非貴金屬材料，原材

201、料成本低廉，同時將堿性電解槽的低成本與 PEM 的簡單、高效相結合，其系統響應快速，亦匹配可再生能源發電的特性。若實現產業化，亦存在降本推廣的潛力。AEM 目前仍然存在著諸多不足：如氫氧根離子導通率較低，膜的傳導性低，膜的機械、化學穩定性不高，電極結構和催化劑動力學需要優化等。AEM 性能的提升通常是通過調整膜的傳導性，或通過添加支持性電解質（如 KOH、NaHCO）來實現，但這又會降低耐久性。因此 AEM 將面臨更大的挑戰，需要研制更薄或具有更高電荷密度的膜，同時對 BOP 輔助系統也提出了較高的要求。（二）國產化分析 我國堿性電解技術我國堿性電解技術已實現全產業鏈的國產化，堿性電解裝備實現

202、工業化批量生產，產品性能與國際先進水平同步，部分指標優于國外競爭者。而產品成本遠低于國際水平，在市場上具備較強競爭力。早期聚焦堿性電解制氫技術與設備制造的廠商包括派瑞氫能、考克利爾競立、天津大陸等深耕多年的老牌企業，近年來風電、光伏、化工、燃氣等產業鏈企業先后布局堿性電解槽業務，同時依托大量可再生能源制氫項目的驅動，行業產銷量大增，涌現一大批包括陽光氫能、隆基氫能、華電重工、長春綠動、石化機械等新秀企業。據公開數據統計，當前國內電解水制氫設備廠商規劃的總產能已達到 38GW，以堿性電解槽為主。85 我國 PEM 電解技術實現了大部分的國產化，少量核心部件如質子交換膜主要依賴進口。國內當前具備質

203、子交換膜初步生產能力，處于驗證階段，但核心材料，如膜樹脂、膜溶液、催化劑等多為進口。國內第二代膜電極的制造技術已比較成熟，實現對外出口。國內 PEM 電解裝備廠家，主要包括國氫科技、山東賽克賽斯、湖南淳華、派瑞氫能、中科院大化所等，已實現小規模商業化應用，但設備價格遠高于同等規模的堿性電解槽，在電流密度、電解效率、可靠性方面，與國外存在差距。我國高溫固體氧化物電解技術總體產業化程度不高，推出的商業化產品較少?，F階段國內企業 SOEC 電解制氫功率以千瓦級為主，集中在 225kW，電流密度約 0.51.0A/cm。設備廠家包括質子動力、上海翌晶、武漢華科福賽等，其中質子動力于 2023 年 3

204、月在青島投運一期兆瓦級產線，上海翌晶于 4 月下線年產能達百兆瓦的 SOEC 電堆自動化產線。我國陰離子交換膜制氫技術正處于小型研發示范階段，清華大學、吉林大學、山東東岳集團、山東天維膜技術有限公司進行了陰離子交換膜研制相關工作，中科院大連化物所重點開展了催化劑的研發工作，中船 718 所開展了 AEM 電解槽的集成與基礎研發工作。北京中電綠波于 2023 年 8 月發布全國首臺在線運行10Nm/h 的 AEM 離子膜電解槽，穩石氫能于 12 月發布 10kW 的 AEM 電解槽，并擬搭建一期產能 4GW 的陰離子交換膜產線，北京申乾科技則是引進了德國Enapter 公司 AEM 產品。整體來

205、看，AEM 還是一項前沿技術，其產品壽命、產氫規模等方面，離大規模商業化還有一段距離。（三）綠氫合成氨分析 合成氨合成氨是成熟的生產工藝，國際上先進的合成氨技術均采用低壓合成工藝，常用的大型氨合成有凱洛格（Kellogg）、托普索（Tops e）、卡薩利（Casale）、布朗（Braun）等公司所開發的工藝，國內早期所應用的工藝多數從國外引進，各種工藝均從不同角度力爭提高氨凈值和熱量回收效率、降低觸媒層高度及整個塔的阻力降。自 2015 年起，我國合成氨行業出現過產能過?，F象，但現如今該行業又邁入轉型升級的快速發展階段。大型合成氨工業中，大型空分技術國內已十分成熟，低壓合成氨技術我國已步入國際

206、先進水平，已建成諸多大型合成氨基地，同時涌現了云天化、湖北宜化、華魯恒升等一大批具有較高技術水平、較大生產規模的86 企業。目前，國內已有多家企業開始研發設計合成效果更佳的氨合成系統，最有代表性的企業有南京國昌、南京聚拓與湖南安淳等等?，F如今所設計的合成塔，塔徑為 6003200mm，合成塔的合成能力相比之前有較大提升，提升最為明顯的就是合成氨聯產甲醇的流程所設計的醇烴化工藝搭配醇烴化產生的氣體進行精制時應用的工藝所結合的新型氨合成工藝，此工藝目前設計領先，運行成熟?？傮w來看，國內合成氨研究基本處于國際領先地位，綜合考慮從可再生能源制氫到合成氨一體化技術，基本上已達到國際領先水平。合成氨工藝發

207、展趨勢是大型化、低壓化、節能化、安全環?；?。除了低溫低壓合成氨，還有直接電催化合成氨、低溫常壓合成氨、等離子體法合成氨等新技術?？稍偕茉措娊馑茪浜铣砂钡脑O計與運行存在諸多挑戰，需要在合成氨工藝柔性優化與調控、大規模電解水制氫平穩運行、制氫負荷參與電網調控和全系統技術經濟性等方面展開研究?？稍偕茉措娊馑茪浜铣砂必摵傻恼{控策略和動態控制技術是當前正全力突破的關鍵技術領域。具體包括：高效低溫低壓合成氨技術；可再生能源波動條件下的合成氨工藝流程優化和柔性調控技術；考慮“電-熱-質”耦合的大規模電解水制氫系統的模塊化集成和集群動態控制技術。綠氫制備綠氨下一步需要進行的突破，主要是需考慮可再生能源

208、供給和綠氨市場消費需求的波動，同時充分考慮操作安全性和過程經濟性，研究復雜變工況條件下的催化劑動力學機制、適應柔性生產的合成氨工藝流程技術等，主要是：波動性可再生能源與氨合成塔、壓縮機、氣體分離、換熱網絡等適配方案與協同控制，實現冷熱電互濟，提升系統靈活性，提高綜合轉換效率。（四）綠氫合成甲醇分析 目前綠色甲醇綠色甲醇主要有兩種生產途徑：一種是生物質甲醇，利用生物基原料生產；另一種是綠電制甲醇。生物質制甲醇主要有兩種途徑：一是采用生物質氣化-合成氣的途徑，二是生物質發酵制甲烷再制甲醇。生物質氣化制甲醇包含生物質氣化和合成氣制甲醇兩個部分，首先是生物質氣化形成富碳合成氣，再經氣體重整合成甲醇。其

209、中，生物質氣化技術是將生物質轉化成高質量合成氣的最具前景的關鍵工藝之一，合成氣制甲醇的技術原理跟煤制甲醇類似，至今已有 80 年歷史，工藝路線已經成熟穩定。國內生物質氣化87 技術研究側重于氣化技術、裝備及原理三個關鍵方面。關鍵設備包括生物質氣化爐、蒸汽變換室以及甲醇合成器。研究的關鍵因素為生物質氣化當量比、蒸汽變換溫度、氫循環比等，未來的發展趨勢是研究如催化氣化技術、等離子體氣化技術等具有更高的轉化效率和反應速度的氣化技術，針對生物質基合成氣的甲醇合成催化劑，不同工藝方案（氣化劑、反應溫度、壓力）下的生物質甲醇合成系統的工藝匹配等關鍵技術。生物質發酵制甲醇，是利用微生物將生物質厭氧發酵產生沼

210、氣，通過甲烷轉化成氫氣與一氧化碳合成甲醇，或將其中的二氧化碳分離，加氫重整，也可合成生物甲醇。受限于生物質發酵技術，目前暫未實現大規?；I應用。由于生物質發酵的特性及其在反應過程中的變化比較復雜，制取的甲醇質量可能受到一定影響，需要進一步研究和優化反應過程，提高轉化產量和質量。實現反應過程的可控性，提高反應速率和效率、節約生產成本、加快工業化進程是生物質發酵制甲醇技術亟待解決的問題。綠電制甲醇主要以二氧化碳為原料，其技術路線分為：綠電制綠氫耦合二氧化碳制甲醇；二氧化碳電催化還原制甲醇。其中，二氧化碳電催化還原制甲醇工業化尚存一些關鍵性挑戰，相比之下二氧化碳加氫制甲醇被證明是最具可實施性和規模

211、化的路線。由 CO 加 H2合成甲醇的工藝技術已經成熟穩定，而對于以 CO作為原料與氫氣反應制備甲醇，相比于一氧化碳加氫制甲醇，突出的問題主要有三個：一是熱力學平衡限制二氧化碳單程轉化率較低，二是較高溫度下嚴重的逆水煤氣變換反應降低了甲醇選擇性，三是反應生成的水會加速催化劑的失活。催化劑是 CO加氫制甲醇反應的關鍵，研究側重于提高催化劑的二氧化碳轉化率，甲醇選擇性、活性及反應穩定性等方面。目前可用于合成綠色甲醇的催化劑包括 Cu 基催化劑、金屬氧化物催化劑、貴金屬催化劑等，但主要側重于 Cu 基催化劑的研究。國內已有機構開發出銅基、鋅基等催化劑，但總體來看研究尚處于小試階段。相比于甲醇催化劑的

212、研究，CO加氫制甲醇的工藝及設備方面的研究相對較少，但從工程角度來看，工藝與設備的研發同樣具有較好的應用前景。甲醇裝置的大型化是今后行業發展的一個方向，研究重點在對反應器工藝的優化以提高CO轉化率同時節能降耗。88 日本、德國相繼建成年產 100 噸和 500 噸的甲醇試驗工廠，中國科學院上海高等研究院、西南化工研究設計院亦分別建成年產 5000 噸甲醇工業試驗裝置。吉利是布局甲醇較早的企業，從甲醇制備、甲醇輸配、甲醇車輛應用等方面進行多年探索，于 2015 年投資冰島碳循環國際公司，利用地熱發電制氫與捕集的二氧化碳合成可再生甲醇。目前二氧化碳加氫制甲醇技術還處于工業化初期階段，技術路線已打通

213、，已經實現中試示范，接下來還需對技術做進一步改進，解決產業化問題。綜上所述,目前甲醇主要的發展方向包括傳統合成工藝的改進及新合成技術的開發。裝置超大型化、工藝耦合、技術集成、綠色節能將是未來甲醇生產工藝發展的趨勢,以二氧化碳及生物質為原料生產甲醇的技術,符合綠色化工、環境友好的特點,具有很好的發展前景。（四）氫能儲輸 目前，我國氫基能源示范應用主要圍繞產地附近布局，長距離輸送項目較少，故而發展高效、低成本的氫基能源儲輸技術氫能行業發展的必要保障。氫儲輸以高壓氣態方式為主，技術相對成熟，在成本方面具備優勢，受技術和成本端的制約，低溫液態、固態等其他儲輸技術僅有少量應用；氨和甲醇儲輸以液態為主。8

214、9 1.氣態儲輸 氫氣儲輸方面，高壓氣態儲輸氫操作簡單、成本較低、技術成熟，是目前應用最多的氫儲輸方式，我國在固定式高壓儲氫技術方面處于國際先進水平。高壓氣態氫儲輸的關鍵設備為壓縮機和儲氫瓶：氫氣壓縮機主要作用為通過提高氫氣儲存密度和壓力將氫氣壓縮成高壓氫氣，儲氫瓶是氫儲輸的重要容器。在氫氣壓縮機方面，2023 年國產 90MPa 氫氣壓縮機已實現商業應用落地，羿弓氫能全球首創“液驅+隔膜”技術方案，具備傳統隔膜壓縮機的保證氣體絕對潔凈、密封性好、單級壓縮比高、散熱性能好等優勢，同時也兼備液驅活塞式壓縮機的適應頻繁啟停、帶載啟停、變工況運行、可維修性好（模塊化）、可實現靈活串/并聯提升排氣壓力

215、或排量等優勢。液驅隔膜式壓縮機可適應加氫站的變工況、頻繁啟停等需求，同時整機模塊化設計、占地面積小等方面使其具備較高的經濟性，目前已在“嘉定氫能港”加氫站投入使用。豐電金凱威（蘇州）壓縮機有限公司發布了國內首臺 250MPa 超高壓隔膜氫氣壓縮機，意味著我國在關鍵領域，特別是氫氣超高壓設備領域擺脫卡脖子實現國產替代的突破。在儲氫瓶方面，中集安瑞科在氫氣儲輸方面取得了較大的技術突破，以制造儲輸設備為主，其儲氫領域布局涵蓋氣氫和液氫儲氫設備制造，2023 年成功下線國內首臺 30MPa 碳纖維纏繞管束式氫氣集裝箱并可實現批量生產，該集裝箱刷新了國內高壓氫氣運輸裝備運載量的紀錄，將會極大提高高壓氫氣

216、單車的運載能力和卸氣量，有望大幅降低運氫成本。大容積流量、高排氣壓力隔膜壓縮機產品是當前和未來壓縮機廠商的重要研制方向，同時就儲氫瓶來說，需進一步提高儲輸高壓氣態儲氫的壓力和單車運氫量。長管拖車是最普遍的氣態氫運輸方式。由于氫氣密度小，儲氫容器自重大，長管拖車實際運氫重量僅為總運輸重量的 12%，因此長管拖車運氫適用于運輸距離短且輸氫量較低的場景。目前我國以 20MPa 氣態長管拖車運氫方式為主，單車運氫量 350kg。儲存壓力是未來公路運輸的攻克方向，預計到 2030 年，國內長管拖車的工作壓力可以達到 35MPa，單車運氫量可達到 700kg，到 2050 年，國內長管拖車的工作壓力可以達

217、到 50MPa，單車運氫量可達到 1200kg。管道輸氫是實現氫氣大規模、長距離、低成本運輸的重要方式，可分為純氫管道和天然氣摻氫管道。根據我院前期研究成果，我國輸氫管道基礎設施建設起90 步相對較晚，受資源市場規模制約，目前還未形成大規模的氫氣管道輸送網絡，已建純氫管道輸送壓力均為 4MPa 以下、管徑不大于 D508mm，2015 年建成的濟源-洛陽氫氣管道年輸量 10 萬噸，是我國當前輸量最高的氫氣管道；目前已有設計壓力在 6.3MPa、管徑 D610mm 的純氫管道示范項目已處于工程建設階段，年輸氫規?？蛇_ 50 萬噸/年。設計壓力在 6.3MPa、管徑 D813mm 的純氫管道處于前

218、期方案設計階段，預計后續可能具備規模應用條件，我國石油化工相關企業正在開展陸上與海上輸氫管道規劃設計工作，高壓氫氣管道輸送相關技術和管材仍處于研究階段。據我院展望，全國氫管道相關企業，下一步將加快開展高壓力、大管徑純氫管道的技術研究工作，并有望在輸氫管道材料上實現重大突破，解決氫脆等重大問題，未來純輸氫管道有望壓力達到 10MPa、管徑達到 D1016mm。天然氣摻氫起步較晚，但是發展較快，目前正處于工程示范驗證階段。目前在規劃、設計、施工等方面均已有天然氣摻氫示范項目，并已有項目處于運行階段。我國的天然氣摻氫示范項目以城市燃氣供給為主，隨著管道技術的提升，2023年中石油在天然氣摻氫實驗中實

219、現突破，天然氣最高摻氫比例已可達到 24%，研究表明，利用華白數、燃燒勢、AGA 指數判定，加以爆炸極限計算、擴散性安全分析，摻混氫氣的體積小于 24%時，摻混氣與天然氣基準氣具有互換性。從國內外示范工程及研究表明，摻氫比例在 10%至 20%之間是合理的。天然氣摻氫后，管道內高壓富氫環境將引發管道本體及輸送設備發生氫脆和氫腐蝕。為保證摻氫管輸的安全性，需開展高壓富氫環境中摻氫天然氣與管材的相容性研究。目前國內外已開展相關研究，包括從微觀角度采用分子動力學方法或掃描電鏡等儀器揭示發生氫脆和氫腐蝕的內在機理，以及從宏觀角度測試和模擬材料典型力學性能在高壓富氫環境中的變化。盡管目前研究均表明天然氣

220、摻氫后會給管道及相關設施帶來諸多不利影響，但摻氫比與材料氫破壞、管道壓力等之間的定量關系仍不明晰，未來需開展進一步研究。在天然氣中摻混氫氣不僅會影響輸送管道，還可能導致沿線的關鍵設備及其部件產生氫脆、氫損傷，且隨著氫氣摻入量的變化，摻輸設備、計量設備的可靠性和準確性也會發生變化。因此，以上涉氫設備在材料選擇、設計制造、規范標準方面與天然氣設備有較大不同。相比于天然氣泄漏，高壓氫氣泄漏的影響范圍更廣，但其在近地面的危險系數更小。目前對摻氫天然氣管道多組分氣體泄漏在空氣中的氣體擴散機理尚不明晰，管道事故失效特征、事故風險演化動態發展過程、災害鏈式效應的蔓延及其控制91 方法尚不明確。長距離輸氫管線

221、完整性管理、事故應急決策及搶維修缺乏相關標準規范。2.液態儲輸 低溫液態儲氫是以低溫將液化氫氣儲存到絕熱真空容器中的一種新興儲氫技術，相比于高壓氣態儲氫，低溫液態儲氫質量密度更大，儲存氫氣純度更高。為了保證低溫、高壓條件，低溫液態儲氫需使用具有良好絕熱性能的液氫儲罐以及配套嚴格的絕熱方案與冷卻設備。氫的液態儲輸以液氫槽車為主，當前液氫槽車單車運氫量可達到 4000kg，相較于 20MPa 高壓氣氫拖車，可使單車儲輸量提高約 9 倍，充卸載時間減少約 1 倍，并且在液化過程還能提高氫氣純度，一定程度上節省了提純成本。隨著氫能產業的發展，液氫儲輸是大規模長距離儲輸氫的重要方向之一。2024 年初，

222、中集安瑞科研制的國內首臺商用液氫罐車正式下線，填補了我國在商用液氫儲輸裝備領域的空白，根據中集安瑞科公開信息，該液氫罐車在 100%無損情況下，可運輸 2000km 以上。未來在各方力量加持下，我國液氫產業有望進一步實現經濟性、技術性及國產化的重大突破，為推動氫能產業大規模發展奠定基礎。目前低溫液態儲氫主要應用于軍事航天等對氫氣純度要求較高的領域，液氫儲輸各環節涉及的設備主要有氫液化裝置、儲罐、罐車和加注系統等，均已基本具備自主國產化的技術和產品，但產業尚未進入高速發展階段，在核心設備和部件大型化、集成應用規?；确矫孢€有待創新。未來隨著液化能耗的減少及保溫效率的提升，低溫液態儲氫商業化進展有

223、望加快。氨和甲醇的液態儲存技術目前商業化已十分成熟，在此不再詳細分析。目前我國氨、醇尚未形成規?；斔托?，長距離輸送氨、甲醇管道，國際上（美國、俄羅斯等）已有實證，國內尚無實際運營案例。隨著未來的規?；l展效應，我國氨、甲醇輸送管道有望實現 6.3MPa，管徑 D356mmD406mm；隨后進一步突破達到 6.3MPa，管徑 D457mmD559mm。3.固態儲輸 固態儲氫是基于氫氣與儲氫材料間的物理或化學變化，形成固溶體或者氫化物，實現氫氣的存儲，具有儲氫密度高、運行壓力低、安全性好等優點。目前利用金屬氫化物儲氫技術較為熱門，單位體積的金屬可以儲存常溫常壓下近千倍體92 積的氫氣，體積密度

224、甚至優于液氫。但由于固態儲氫的技術門檻較高，資金需求巨大，我國仍處于研發示范的早期階段，攻關技術主要集中在材料方向。近年國內陸續有以固態儲氫為能源供應的大巴車、卡車、冷藏車、備用電源等問世，隨著氫能行業及企業對該領域的關注度加大，固態儲氫有望在實際應用中不斷實現技術研發迭代。目前，國內已有 LAVO（氫能科技公司）固態儲氫示范項目，以“氫”為能源載體，以“固態儲氫”為核心技術，來驗證固態儲氫安全性優良、儲氫體積密度大。同時，LAVO 開放自身應用經驗為該項目提供全球領先的金屬合金儲氫技術和系統設計。未來我國將在吸附儲氫和金屬儲氫的技術上進行更多的深入研究。二、氫能應用 氫能用途廣泛，可用作原料

225、、燃料或能源儲存載體，在交通、工業、電力和建筑等領域廣泛應用，可助力交通、工業、電力等多個領域實現低碳化。當前目前主要應用在工業和交通領域中，在建筑、發電等領域仍然處于探索階段。（一）交通領域 交通領域“氫動力”利用是氫能的重要方式之一，目前國內已可實現量產氫能重卡、甲醇汽車等。通過氫燃料電池、氨-氫燃料電池、甲醇內燃機等應用于在汽車、軌道交通、船舶和航空器等設備，降低了長距離高負荷交通對石油和天然氣的依賴?，F全國已在中東部形成京津冀城市群、上海城市群、廣東城市群、河北城市群、河南城市群五大示范城市群。在制氫成本下降、政策積極推動的背景下，并隨著加氫等基礎設施建設逐步完善，我國燃料電池汽車、甲

226、醇汽車的供給和需求正快速增長。我國生產氫能重卡的企業包括上汽、濰柴動力、大運汽車、一汽等，目前已具有突破性的氫能汽車技術。以一汽解放氫能重卡“星熠”為例，搭載了 300kW的自主高功率燃電發動機，其峰值效率達到 60%以上。同時，其配備了 50kWh容量的高功率型動力電池，具備高放電倍率，確保在勻速行駛或瞬時加速爬坡時提供充足的驅動電量。未來的技術攻關將集中在大容量燃料電池發動機和高壓力儲氫系統兩大核心方向，并且氫能將加快在汽車、船舶和航空器等領域的大規模推廣和應用。甲醇汽車發展較早，目前技術已較為成熟。吉利是布局甲醇汽車較早的企業，從甲醇制備、甲醇輸配、甲醇車輛應用等方面進行多年探索。吉利汽

227、車當前是甲93 醇汽車主要的生產企業，其產品包括甲醇混動汽車和純甲醇汽車，通過提高壓縮比等先進技術將醇電混動甲醇發動機熱效率提升至 43.1%，甲醇發動機熱效率提升至 50.2%。陜重汽、宇通汽車等一批汽車和發動機制造企業，也具備甲醇汽車專有技術與自主開發能力。就甲醇汽車而言，未來的重點研究方向將著重于突破甲醇內燃機的熱效率，在未來幾年熱效率將有望達到 60%以上。綠色甲醇作為國際上公認的清潔燃料，可以實現船舶低改裝成本下柴油的部分或完全替代。我國船舶和船舶動力制造行業也在積極推進內河航運、江海直達、近海運輸甲醇燃料動力船舶的制造。以中船重工為主的研究機構也在積極研發。就甲醇船舶而言，未來的重

228、點研究方向將著在直噴甲醇發動機、甲醇燃料加注單元等甲醇船舶的核心裝置技術研發上。發展綠色航油將是實現減碳目標最重要的措施，綠色航空煤油是指從非化石資源而來的 C815 液體烴類燃料，綠色航空煤油可以通過對植物油、地溝油或其它高含油生物燃料加氫精制生成；也可以通過將纖維素、木質素等生物質氣化生成合成氣，經費托合成工藝后，再加氫裂化、加氫異構改質生成。清華大學研究團隊通過設計指向含芳環航煤餾分為目標產物的工藝路線，從熱力學上實現一步生產航空煤油，目前已完成 100 噸/年的小型生產實驗。由于高含油生物燃料有限且分布分散、收集成本較高，綠色航油未來的主要工藝方向為生物質氣化-費托合成工藝，研究重點為

229、高轉化率、低成本的催化劑及多相反應器設計。（二）工業領域 氫基能源可直接為煉化、鋼鐵、冶金等行業提供高效原料、還原劑和高品質的熱源，有效減少碳排放。在化工行業當中，大部分氫氣用于加氫處理、加氫裂化和脫硫。由于優質低硫燃料的需求激增，以及輕質低硫燃油的減少，需求量在不斷增長。過去氫氣本身是化工的副產品之一，然而現在需量增加，導致供需失衡，石化工業目前也在采取天然氣為原料進行氫氣的制備。除去傳統燃料精煉之外，第二代的生物質燃料生產中需要相當數量的氫氣進行加氫脫氧。因此，無論對于在精煉過程中減少常規燃料的使用，還是在生物燃料的碳足跡改善中，氫燃料都扮演者重要的角色，尤其氫的脫碳具有顯著的影響。氫在鋼

230、鐵工業中，通常是相關過程的中間產物，同時也能夠就地作為燃料消納。目前，超過 70%的鋼鐵產量是基于傳統高爐，使用焦炭，煤或天然氣用作還94 原劑。在鋼鐵工業過程中更有效地使用氫可有助于提高整體能效并減少碳排放，富氫氣體也可用作鋼生產的替代方法中的還原劑。目前主流的氫冶金技術路線分為高爐富氫冶金與氣基直接還原豎爐冶金兩種方式：高爐氫冶金是指通過在高爐中噴吹氫氣或富氫氣體參與冶金過程，相關實驗表明，高爐富氫還原冶金在一定程度上能夠通過加快爐料還原，減少碳排放，但由于該工藝是基于傳統的高爐，氫氣噴吹量存在極限值，一般認為高爐富氫還原的碳減排幅度可達 10%-20%，效果不夠顯著；氣基直接還原豎爐冶金

231、是指通過使用氫氣與一氧化碳混合氣體作為還原劑參與冶金過程，氣基直接還原豎爐冶金二氧化碳排放量可減少 50%以上，更適合用于氫冶金。氫氣和鐵礦石發生氧化還原反應吸熱，會造成高爐溫度下降，最大程度使用氫氣，還保障爐溫是技術難點。除此之外，未來鋼鐵行業將實現從“富氫”到“純氫”的轉變，重點將攻克純氫冶金綠色潔凈生產工藝、模塊化關鍵裝備技術等，突破純氫高溫加熱、模塊化裝備等技術瓶頸。（三）電力領域 氫能可發揮儲能作用，支撐高比例可再生能源發展，并可發揮調峰作用，保證電力系統穩定。相較于抽水儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能等，氫儲能具有無自衰減、能量密度高等優點，憑借其無自衰減的特性，可應用于長時、跨季性

232、儲能。氫能可通過一定的途徑轉化為電能，目前正逐步應用于煤電摻氨、氣電摻氫和燃料電池，實現由氫能向電能的轉化。2022 年，由國家能源集團開發的“燃煤鍋爐混氨燃燒技術”應用項目在山東煙臺成功投運，該技術是我國首次實現 40MW 燃煤鍋爐氨混燃比例為 35%的中試驗證，實現氨燃盡率 99.99%，氮氧化物排放濃度不增加。安徽省能源集團和合肥綜合性國家科學中心能源研究院聯合開展了火電廠摻氨技術的研發，2022年至 2023 年在銅陵電廠 32 萬 kW 亞臨界發電機組上開展多次工程驗證，在國內首次驗證了大型火電機組摻氨燃燒技術的可行性。同時，國內多家科研機構的試驗結果表明，燃煤鍋爐混氨燃燒可使得煤粉

233、和氨氣良好燃盡，燃燒后氮氧化物排放不隨混氨比例增加而等比例升高，且可通過分級燃燒等方式顯著降低氮氧化物排放。在摻氫燃燒方面，荊門綠動在 2022 年取得重大突破，在運燃機實現了 30%的摻氫燃燒改造和運行，是我國首次在重型燃機商業機組上實施高比例摻氫燃燒改造試驗和科研攻關，也是全球范圍內首個在天然氣聯合循環、熱電聯供商業機95 組中進行高比例摻氫燃燒的示范項目。GE 公司將零碳排放的燃氣技術分為五步，目標在2030年前GE HA燃氣機組會具備100%的燒氫能力，最終實現零碳排放。相比于常規化石燃料的燃燒，氨燃燒存在一些問題需要解決，如火焰傳播速度低、點火能量高和 NOx排放易超標，氨作為氣體燃

234、料，不同于煤粉等固態燃料，當煤氨混合時，容易產生搶氧反應等。針對氨燃燒存在的這些問題，研發重點應為：一是低氮純氨燃燒器；二是低氮煤摻氨燃燒器；三是鍋爐摻氨燃燒技術；四是低負荷穩燃技術；五是富氧燃燒技術；六是等離子體助燃技術；七是氨在線裂解制氫技術；八是氨燃燒火檢技術。氣電摻氫的發展與燃氣輪機的發展具備強耦合關系，提高摻氫比例，依然有許多技術難題處于研發過程中，總體上包括燃燒技術、材料技術、控制技術、氮氧化物的控制技術四大類。首先燃燒方面，氫的比例越高、燃燒面臨的挑戰就越高，很多配套設施，譬如輔機、密封、管道、通風、危險氣體探測，以及火焰檢測等一系列技術，仍需要在各類型機組上進行驗證。此外，隨著

235、燃料中氫比例的提高，氫對管道金屬材料造成的氫脆腐蝕會加重；控制不僅僅針對燃機本身，而是整個聯合循環電廠；燃燒溫度越高，氮氧化物的產生會越多，摻氫比例逐步提高后，如何將氮氧化物的排放控制在一定范圍內，滿足環保規范，也是一個技術難題。上述關鍵核心技術需要分步驟、按階段不斷突破，和其它技術在燃機的應用中遵循的規律一樣，燃機的摻氫能力提高會按照階梯式上升，在不斷技術開發和驗證中持續進步。在氫燃料電池技術方面。質子交換膜燃料電池技術上已經成熟，以啟動時間短（約 1 分鐘）、操作溫度低（小于 100 攝氏度）、結構緊湊、功率密度高等成為研究熱點和氫燃料電池汽車邁入商業化進程的首選，目前已經廣泛應用于電力等

236、領域，是應用最廣泛的燃料電池類型。固體氧化物燃料電池及熔融碳酸鹽燃料電池為高溫型燃料電池，轉換效率較高，但運行溫度在 600 攝氏度以上，啟動較慢，需要耐高溫材料維持系統運行，成本較高，系統維護難度較大。固體氧化物燃料電池已初步突破關鍵技術，小型產品已實現了商品化，但成本仍然較高。質子交換膜燃料電池結構比較復雜，完整的燃料電池系統包括電堆和 BOP系統，電堆主要包含催化劑、質子膜、碳紙、膜電極、雙極板等關鍵部件，BOP系統主要包括空壓機、氫循環系統、DC-DC 轉換器、控制器、加濕器等關鍵設備。盡管我國燃料電池產業近年來取得了很大進展，但與國際先進水平相比還存96 在明顯差距：一是產品體積功率

237、密度等關鍵參數與當前國際先進水平仍存在一定差距；二是國內產品沒有得到充分的應用驗證，在可靠性和耐久性方面與國際先進水平相比差距較大。三是關鍵材料部件方面尚存在卡脖子問題沒有解決，催化劑、碳紙、質子膜等關鍵材料部件對進口產品依賴較大。催化劑、質子交換膜、碳紙、雙極板、膜電極、空氣壓縮機、氫氣循環系統等燃料電池關鍵材料部件以及電堆、系統是未來自主研發的重點。（四）建筑領域 氫基能源在建筑領域可應用于分布式發電，為家庭住宅、商業建筑等供應供熱，或通過天然氣摻氫為園區或居民供暖，可有效解決工業園區、社區的用能需求。熱電聯供是一種利用燃料電池技術實現向用戶供給電能和熱能的技術，以固體氧化物燃料電池（SO

238、FC）、質子交換膜燃料電池（PEMFC）為主，主要以分布式發電的方式應用，是保障能源供給重要的途徑之一。燃料電池若只負責供電，發電過程中產生熱能通過散熱系統排放，而熱電聯供則可以將這一部分損失的熱能收集起來，供生活熱水和建筑供暖等應用場景使用，使得氫燃料電池熱電聯供綜合效率達到 85%以上，能量利用率實現大幅提升。日本已經實現了熱電聯供技術的戶用，以我國的產業化條件，戶用熱電聯供技術已具備一定的推廣應用條件。目前國內的熱電聯供技術仍處于發展階段，氫燃料電池熱電聯供和天然氣摻氫尚處市場培育階段，示范項目較少。2023 年底，山東省東岳“氫進萬家”示范項目正式運行，集成了“光伏發電-電解制氫-氫熱

239、電聯供”耦合微網，綠氫/灰氫綜合供能，為園區及周邊樓宇提供以氫能為核心的新能源電力保障。在燃氣摻氫示范應用方面，2024 年初在深圳投用全國首座城鎮燃氣摻氫綜合實驗平臺，摻氫比最高達 20%。天然氣摻氫需要解決摻氫天然氣存在的管材相容性、關鍵設備適應性及泄露擴散安全性問題。燃料熱電聯供技術研究重點在于提高燃料電池主要性能指標以及可靠性、穩定性和耐久性及提高熱電聯產系統綜合轉化效率。（本篇作者：張益國、姜海、王宇霖、劉文質）97 第十解：全球綠色氫能中心愿景 一、引言 近年來，國際政治經濟形勢嚴峻，全球能源供需格局、貿易格局、轉型節奏、價格體系等均面臨深度調整。在能源安全和低碳轉型的雙重要求下，

240、氫能已成為全球能源綠色發展的重要方向?？稍偕茉粗迫〉木G氫，能夠實現對灰氫、藍氫的替代，并可用于制備綠氨和綠色甲醇，助力油氣等傳統化石能源清潔低碳轉型，是未來世界能源體系的重要組成部分。當前終端綠氨及綠甲醇單位能量成本分別約為 0.19 元/兆焦、0.23 元/兆焦，汽油單位能量成本約為 0.26 元/兆焦，醇（氨）與汽油作為燃料比較，已具備一定的競爭優勢。我國具有氫能全產業鏈優勢，可通過規?；_發應用攻克技術難題，為氫能大規模經濟性利用提供有效解決方案。通過打造全球綠色氫能中心，可有效加速我國氫能領域核心競爭力提升，推動中國在國際能源領域定價中的主動權，為人民幣進一步國際化提供助力，進而為中

241、國參與國家能源秩序重建提供契機，培育我國可再生能源產業第二個增長極，促進經濟持續高質量發展，并有望通過構建全球綠色氫能中心加大我國在全球能源體系中的影響力和話語權。二、中國構建綠色氫能中心的優勢（一）市場潛力巨大 據統計，目前全球氫氣產量超 9000 萬噸，我國的氫氣生產量和需求量均居世界首位，并呈逐年上升的態勢，2022 年氫氣年產量達 3781 萬噸，產能超 400098 萬噸/年。我國各行業氫能獲取及應用將逐步由灰氫、藍氫向綠氫過渡。根據我院研究預測，未來我國和全球的綠氫需求量將持續穩步上升，2030 年、2040 年、2050 年和 2060 年我國綠氫需求將分別達到 2300 萬、6

242、900 萬、9100 萬、1.2 億噸。國際能源署（IEA）和國際可再生能源署（IRENA）預計，到 2050 年，氫能將滿足終端能源需求的 12%-13%，而要實現這一目標，到 2050 年，氫氣的總產量必須比目前的水平增加五倍以上。中國也是全球最大合成氨生產國和消費國，產量約占全球的 30%。2022 年我國合成氨產量達 5909.2 萬噸，其中煤制合成氨約占 75.5%、天然氣合成氨約占21.4%，新能源制備綠氨占比較低。國內綠氨產業化雖然起步晚，但發展速度快、動力足，2021 年以來我國陸續有 30 多個綠氨項目宣布立項，總計劃產能超過 400萬噸。經研判 2030 年合成氨的綠氨占比

243、可達到 20%左右，2060 年合成氨的氫來源將大部分來自于綠氫。我國的甲醇行業在全球的甲醇領域都有著舉足輕重的地位和影響力，據中國氮肥工業協會統計，2022 年我國甲醇產能達到 10041 萬噸/年，產量為 8022.5 萬噸，均位居世界第一。近幾年，我國甲醇消費市場的年均增長量都在 10%以上，甲醇的大型生產裝置，整體的生產技術水平、規模集中度等方面都有著顯著的提升。我國綠色甲醇產業發展態勢較好，目前在建及擬建項目全部投產后，預計我國各類綠色甲醇合計新增年產能將超過 800 萬噸/年。經研判，2030 年以綠氫為原料合成的綠色甲醇占比可達到總甲醇產量的 15%左右，到 2060 年將逐步提

244、升至 80%以上?！半p碳”目標下，我國交通、化工、冶金、電力等領域減碳進程將不斷加速，氫基能源的應用場景多元、市場空間廣闊，中國將成為全球最大的氫基能源消費市場，是承載我國綠色氫基能源產業發展的重要市場基礎，也是我國打造世界綠色氫能中心的突出優勢。（二）要素保障能力強 首先是生產要素保障能力強。我國幅員遼闊，具有廣闊的沙漠、戈壁、荒漠、草原及海域資源，土地要素保障能力較強，發展綠色氫基能源產業的土地承載能力較強。水電、太陽能、風能、潮汐能等可再生能源資源豐富，疊加我國新能源產業鏈優勢，我國低價新能源電力優勢突出，利用風電和光伏發電制取綠氫的電99 力成本要素保障能力較強。我國生物質資源年產生量

245、巨大，約 44.44 億噸，具有較大的開發利用潛力，生物碳的供應保障能力較強。其次是產業配套能力強。我國在電解槽的產能及裝機量等方面都已經實現領跑全球，截至 2023 年 12 月底，中國電解水制氫累計產能約達 7.2 萬噸/年，在綠氫供給上具有巨大潛力。與此同時，我國電解槽產能達到 18GW/年，快速增長的電解槽產能將能充分滿足綠氫產量增長的需求。目前我國已初步構建從基礎研究、工程應用到示范推廣的全方位發展格局，已建立了較為完整的氫能產業鏈，相關企業超過 8000 家，初步形成了涵蓋制氫、儲氫、運氫、加氫、整車、應用等全產業鏈的氫能產業體系，能夠產生強大的帶動作用，促進氫能產業多元化發展。已

246、有超過三分之一的中央企業在布局氫能全產業鏈，并取得了一批技術研發和示范應用的成果。我國的完整的氫能產業鏈能夠在技術創新、生產流程優化等方面為氫能產業提供關鍵支持。（三）政策支持力度不斷加強 自 2019 年氫能首次被寫入政府工作報告以來，我國從國家層面開始在氫管理、制取、運輸、儲存、應用和安全等多方面完善氫能產業發展的支持政策體系和標準體系。據統計，截至 2023 年底，全國發布氫能相關政策超過 900 項，其中，國家層面就有 150 多項，僅 2023 年國家發布的涉氫政策就 43 項之多。今年全國兩會期間，加快氫能產業發展首次被寫入政府工作報告，這意味著，氫能已成為我國積極培育的新興產業和

247、未來產業的方向之一。值得注意的是，制約行業發展的部分關鍵因素，正在一步步通過政策松綁得到解決，2023 年廣東、河北、山東、吉林、新疆等地相繼發文明確提出允許在非化工園區建設制氫加氫一體站；海南省亦提出支持先行試點突破，研究將氫氣納入能源管理范疇，逐步突破氫能產業發展的政策制約。這些政策將進一步助力氫能行業逐步打破發展瓶頸，加速駛入發展快車道。在標準建設方面，我國適時推出了氫能產業標準體系建設指南（2023 版），明確了近三年國內國際氫能標準化工作重點任務，初步建立了氫能產業標準體系，為我國氫能產業高質量發展提供了有效支撐?？傮w來看，我國對氫能產業發展愈發重視，國家氫能產業頂層設計日趨完善，涉

248、氫政策的數量顯著增長，氫能專項政策更加務實落地，正在形成系統推進氫能產業發展的政策體系，并與地方性氫能領域創新政策形成有效聯動。我國氫能政100 策的頂層設計將切實推動產業發展，為構建全球綠色氫能中心提供了良好的政策保障。（四）技術創新能力持續提升 在“綠電制綠氫”的需求推動下，我國各類技術持續創新，氫能制備、儲運、燃料電池系統集成、工程化應用等主要技術和生產工藝方面不斷取得突破。我國堿性電解槽技術加速迭代，已實現全產業鏈的國產化，單槽產能已經突破 3000 標方/小時，相較其他國家存在顯著優勢；電解槽結構、零部件性能等方面持續優化，已經推出性能接近 PEM 電解槽的堿性電解槽產品，逐步實現國

249、際并跑、領跑；PEM 制氫技術快速突破，已初步掌握催化劑、質子交換膜等關鍵材料的制備技術和工藝；新型電解技術持續創新：SOEC 電解系統更新迭代，實現全面國產化技術突破；發布全球首臺 100kW AEM 電解槽產品；完成全球首次海上風電無淡化海水原位直接電解制氫技術的中試，走在了國際前列。儲運加氫技術亦取得多方面突破，新技術不斷涌現。高壓氣氫技術繼續向“大容量”發展：成功研發出用于長管拖車 30MPa II 型瓶，掌握 70MPa IV 型瓶制造技術。輸氫管道技術實現多項突破：一是輸氫壓力增大，國家管網通過了 6.3MPa氫氣充裝、9.45MPa 管道爆破測試；二是管道摻氫比例不斷突破，實驗首

250、次達到30%。液氫核心裝備國產化進程加速，實現了首套 10 噸/天氫液化裝置系統下線等多個突破，中國從氫液化到液氫應用的技術鏈條逐漸打通。固態儲氫方面，陸續打破各項技術瓶頸，已在廣州實現并網發電應用。氫應用方面，氫燃料電池在系統集成、電堆設計與制造、膜電極、催化劑等核心技術取得了長足進步，已初步具備全產業鏈自主研發制造能力，核心零部件國產化水平緊追全球先進水平。在綠氫制合成氨和低碳甲醇等領域也取得工程化應用關鍵進展，核心裝備、催化劑等進入工業化應用，一大批可再生能源制氫化工項目相繼建設投產。純氫冶金關鍵核心技術攻關取得突破，實現全氫工業化生產直接還原鐵的豎爐應用，全球首套純氫多穩態豎爐示范工程

251、建設，設備國產化率達到 100%。氣電摻氫和煤電摻氨研發進展迅速，已完成了最高 30%摻氫燃燒和的 300 兆瓦燃煤發電機組摻氨示范研究，并在 600 兆瓦燃煤發電機組上實施了高負荷發電工況下煤炭摻氨燃燒試驗。技術快速突破為我國氫能產業高質量發展提供了有力支持，展示了中國在構建全球綠色氫能中心的技術創新驅動力。101 三、中國構建綠色氫能中心的機遇（一）氫能是世界能源低碳轉型的需要 從 2022 年持續至今的俄烏軍事沖突導致的歐美對俄羅斯的全面制裁，對國際政治秩序、經濟關系和規則體系產生了重大負面影響。俄烏沖突引發的地緣政治風險，對全球糧食、能源和供應鏈的安全造成了巨大威脅，也引發各國對能源安

252、全和經濟低碳轉型的新思考。過去，歐洲各國主要依賴于低價的俄羅斯天然氣來推動從傳統化石能源向清潔能源的過渡，俄烏沖突的爆發增加了天然氣貿易的不穩定性，導致天然氣價格飆升，給歐洲帶來了巨大壓力，迫使各國調整了低碳轉型的戰略，美國和日本的低碳轉型也受到了不同程度的影響。氫能作為清潔低碳能源，成為全球謀求能源安全和經濟低碳轉型的重要選項。截至 2022 年 12 月，全球有 42 個國家及地區發布了明確的氫能發展戰略和規劃，這些國家和地區經濟總量占世界的比例超過 80%。歐盟將發展氫能作為實102 現經濟復蘇、能源轉型和深度脫碳的重要抓手；美國是最早提出發展氫能的國家，初期將氫能作為能源安全的重要保障

253、，后期將發展氫能先進技術作為戰略投資；日本將構建“氫能社會”作為終極發展目標，以保障能源安全為驅動，推動氫能多領域滲透應用；韓國致力于將氫能產業發展成為繼顯示器半導體、汽車之后的第四大支柱產業；中國以“生態優先，綠色發展”為指引，依托氫氣能源和原料的雙重屬性，大力發展可再生能源與氫能耦合；沙特、阿曼、南非等中東和非洲地區國家以及澳大利亞、智利等可再生資源豐富的國家充分發揮自身優勢，將綠氫(綠氨)出口作為未來取代傳統化石能源出口、實現經濟增長的重要途徑。氫能全球市場潛力巨大，中國產業發展促進會氫能分會預計，到 2030 年，全球對的氫氣需求將超過 1.5 億噸，構建全球綠色氫能中心為中國培育我國

254、可再生能源產業第二個增長極，促進經濟持續高質量發展提供良好機遇。（二）氫能貿易加速國際能源秩序重構 氫能貿易與 20 世紀基于碳氫化合物的能源關系不同，氫能貿易和投資流動將催生新的相互依存模式，并帶來雙邊關系的轉變，新的地緣政治影響中心將在氫生產和使用的基礎上出現，將對在石油和天然氣部署中發展起來的地緣政治進行重塑，隨著氫能經濟占比不斷提升，新的“能源地緣政治地圖”將誕生。目前已有 30 多個國家和地區制定了涉及進出口計劃在內的氫能發展策略，氫貿易將推動傳統上沒有能源貿易的國家圍繞氫建立雙邊能源關系，隨著國家之間的經濟聯系發生變化，其政治動態也會隨之改變。很多政府像早期的液化天然氣行業一樣，不

255、同國家間正在簽署新的雙邊貿易和協議，以便建設和運營基礎設施，并促進跨境的氫貿易發展。加拿大、智利、德國、意大利、日本和西班牙等幾個國家在其國家發展戰略中明確關注到雙邊的氫能貿易關系。未來，這些新興的交易和愿景可能打開新的能源貿易關系、航道和貿易路線?；诘?2050 年氫能將占全球能源使用量 12%以上的預期，國際可再生能源署認為，跨境氫貿易將在 2030 年代增加，到 2050 年超過 30%的氫氣可以跨境交易，這一比例高于當前的天然氣的跨境交易占比。中國也在積極推動跨境氫能貿易，跨國氫能項目合作明顯增多，中國的氫能“出海者”包括政府機構、國有企業和民營企業，涉及氫能基建的制儲運加、氫動力交

256、通、綠氨、技術服務和商務交流等多個產業和領域，構建全球氫能中心，推動國際氫貿易，也為中國參與國際能源秩序的構建提供良好的機遇。103（三）提高氫能源定價能力 推動人民幣結算 在以傳統能源為主導的國際能源秩序下，中國對于能源定價缺乏主動權。作為世界上最大的能源消費國，中國進入“買什么什么就漲、賣什么什么就跌”的價格陷阱。因此，提高能源定價能力是能源國際大變革下保障中國能源安全的重要基礎。當前，國際貨幣體系中美元依然占據與美國經濟規模不相稱的主導地位。美國在世界貿易中所占比重遠低于美元在全球支付和結算中的地位，實體經濟和儲備貨幣體系存在失衡。而中國在國際貿易中的比重與人民幣在全球貨幣支付結算中的地

257、位并不匹配，人民幣在國際貨幣體系中的重要性遠遠低于中國經濟在世界經濟中的地位，其中一部分原因是投資者對于中國經濟和人民幣作為避險貨幣信心不足。人類社會進入工業化時代以來，煤炭英鎊、石油美元、制造業馬克和日元是世界工業化歷史進程中的國際貨幣現象。進入 21 世紀以來，中國制造業在全球產業鏈的地位提升推動形成了制造業人民幣。新冠疫情、地緣政治風險疊加國際原油價格大幅波動，美聯儲頻繁出臺貨幣政策，對其他經濟體產生溢出效應，降低了石油美元的可信度，不少國家紛紛要求改革當前的國際貨幣體系。構建全球氫能中心，為中國提高氫能源定價能力，推進人民幣國際化進程提供了良好的契機。四、綠色氫能中心的挑戰 中國積極推

258、動氫能產業發展，以期在未來的全球能源競爭中占據優勢。然而，在構建全球綠色氫能中心的過程中，中國也面臨著一系列挑戰。（一）氫能有關標準和綠色認證體系國際話語權弱 美國、歐盟、日本積極推動氫能相關領域的標準化及綠色認證工作，建立了較為完善的標準及綠色認證體系。截至 2022 年 12 月，全球主要國家和國際標準化組織(International Organization for Standardization，ISO)已發布逾 700 項氫能及燃料電池標準，涵蓋范圍基本全面，日本、歐盟、美國、國際可持續發展與碳認證（ISCC）等國家和組織也形成較為清晰地綠色氫能認證體系，目前國際市場上對綠色氫基能

259、源認證標準認可度較高的是 ISCC。我國氫能產業高速發展推動氫能標準體系快速建設，頒布出臺的各類標準已基本覆蓋氫能全產業鏈并不斷向細分領域延伸，截至 2022年已形成國家標準 108104 項，行業標準 30 余項，團體標準 60 余項，在標準制定過程中也大量參考和引用國外標準，且參與制定的國際標準數量較少。在綠色認證方面，我國尚未建立國家層面上的綠色氫基能源認證準體體系，綠色氫基能源認證標準體系一定程度上屬于綠色電力認證的延伸，我國綠色電力認證體系在與國際標準銜接方面尚未完全打通，涉及的不同領域政策與管理機制還需進一步理順。以綠色甲醇為例，國內對綠色甲醇的定義仍沒有明確的邊界，為推動國內綠色

260、甲醇產業鏈的健康發展并實現穩健的國際貿易合作，亟待構建一套既符合國情又接軌國際的綠色甲醇認證標準體系。（二）國際合作難度趨大 美國、歐盟和日本等國家和地區正在充分利用國際協調機制，發揮在 ISO、IEC（Intemational Electrotechnical Commission，國際電工委員會)和 IMO（Intermational Maritime Organization，國際海事組織）等組織中的主導作用，構建符合自身利益的氫能全球合作機制和貿易鏈。我國著力于“一帶一路”合作、區域全面經濟伙伴關系協定（Regional Comprehensive Economic Partnersh

261、ip,RCEP）、“17+1”合作、亞太經合組織和上合組織中的主導作用，構建全球氫能合作機制。構建全球氫能中心客觀上需要在技術創新、基礎設施建設和能源投資方面建立廣泛的國際合作關系，地緣政治對國際合作和國際資本流動造成一定不利影響，導致我國在推動區域合作戰略和機制層面面臨多重挑戰。同時，高質量的貿易往來是推進氫能產業發展和技術創新的重要手段，國際貿易保護趨勢下，一些國家為了保護本土產業，設置或提高了貿易壁壘，限制了氫能關鍵技術及核心零部件的出口，將增加全球氫能技術研發和項目投資的費用，進一步減緩了全球氫能技術和產業的發展進程。（三）國際競爭格局尚不清晰 世界各國在氫能發展各具不同優勢，以美歐日

262、韓為主的氫能先發地區已形成較為完備的政策體系、技術研發體系和標準體系，具有成熟的示范模式、商業模式和國際合作模式，并在氫能細分領域的設備和技術等方面具備一定優勢；美國液氫、燃料電池、重卡和叉車應用等領域的技術和裝備處于世界領先水平；歐洲國際氫能標準和技術體系建設、綠氫示范居于世界前列；日本、韓國燃料電池汽車全產業鏈技術和氫能遠洋運輸裝備制造能力處于優勢地位。105 各經濟體依據自身資源、產業發展條件需求以及在國際市場中的定位，在產業鏈布局中，也做出了不同的戰略選擇，例如在歐洲，風光資源豐富但消納不足的南歐，以及德國、英國、法國等經濟發達、技術先進但面臨能源安全風險的國家，正在積極開展綠氫合作；

263、可再生能源資源豐富的西亞、北非以及澳大利亞，都在積極布局可再生能源制氫，向歐洲和日本等地出口。多個國家具備打造全球氫基能源中心的基礎條件，目前全球氫基能源產業鏈尚處于由項目示范向規?；l展的過渡階段，全球氫基能源競爭格局尚不明確。在構建全球綠色氫能中心方面，中國需要盡快塑造產業核心競爭力，結合國際氫能產業發展趨勢與本國氫能優勢，開展全產業鏈技術突破與產業示范戰略布局，提升國際競爭力。五、全球綠色氫能中心的愿景 我們構想的全球綠色氫能中心包括五大中心：全球氫基能源貿易中心、全球氫基能源科技創新中心、全球氫基能源應用示范中心、全球氫基能源裝備制造中心、全球氫基能源綠色認證中心。（一）全球氫基能源貿

264、易中心 106 全球氫基能源貿易中心是提供國際氫基能源貿易平臺、貿易信息和貿易服務的大規模服務性綜合體，其定位包括：提供氫基能源保稅倉儲和交割、集散分撥、多式聯運等集疏運服務；提供氫基能源航運、貨代、報關、倉儲、交割、物流、配送供應服務；提供氫基能源交易、交收、結算、融資、質押等金融服務；提供氫基能源價格、數據、資訊的匯集、發掘、發布等信息服務；提供氫基能源貿易相關法律咨詢、法律訴訟、法律救援等法律服務、提供氫基能源戰略布局、產業研究等咨詢服務。全球氫基能源貿易中心將多渠道推動國內外氫基能源大型生產商、貿易商、金融機構、高端服務商和優秀人才等高端資源要素集聚，通過物聯網、5G、區塊鏈、大數據等

265、新型技術在氫基能源貿易產業鏈的應用，強化能源貿易數字化賦能，促進以氫基能源為主的大宗商品國際貿易制度變革和技術創新，提高氫基能源貿易交易的便利性和透明度，優化氫基能源營商環境，培育氫基能源高端服務產業生態圈，助力全球氫基能源貿易的高質量發展。全球氫基能源貿易中心的建設可以有效提升我國在全球能源領域的話語權，推動以人民幣計價的氫基能源貿易，助力人民幣國際化進程，對保障我國能源安全與經濟綠色轉型意義重大。（二）全球氫能源科技創新中心 全球氫能源科技創新中心是以優化整合氫基能源科技創新資源、集中氫基能源科技創新活動為主要形式，以解決氫基能源領域“卡脖子”問題、引領變革性技術發展方向、促進氫基能源產業

266、化發展為主要目標的氫能源科技創新聚集地。全球氫能源科技創新中心主要有四大定位，一是技術創新方面，有效聚集全球有關科技創新資源，聚焦原創性、前瞻性、戰略性重大成果產出和基礎性、引領性、關鍵性核心技術突破。二是產業驅動方面，快速推動科技成果的產業化轉化，帶動相關行業，特別是相關制造業的轉型升級，提高氫基能源產業整體經濟競爭力。三是促進國際合作方面，發揮科技變革引領作用，推動形成深層次、多元化、多體系的國際合作網絡，有效促進氫基能源國際合作。四是人才培養方面，集聚眾多世界一流大學和科研機構，為全球輸送氫基能源高端人才。全球氫基能源科技創新中心的建設可以有效保證我國在氫基能源領域的技術領先優勢，提升我

267、國氫基能源領域的國際競爭力。（三）全球氫基能源應用示范中心 107 全球氫基能源應用示范中心的內涵是以氫基能源賦能我國工業化發展和新一階段城鎮化發展，在各應用領域均能形成氫基能源規?；瘧?。全球氫基能源應用示范中心主要包括化工、交通、電力、建筑四個領域。一是在化工領域，推進氫基能源的替代應用。開展氫冶金技術、高爐富氫冶金和豎爐全氫冶金的示范應用，逐步擴大化工領域綠色氫基能源替代化石能源的應用規模。二是在交通領域，加快氫基能源商業應用。推動綠色甲醇在航海運輸領域的示范應用，不斷擴大航運領域氫基能源的應用規模。在客車、貨車、叉車、重卡等應用場景，穩步推廣氫燃料電池商業化應用。在航空運輸場景，加快推

268、進綠色航空燃料的研發，推動航空公司使用綠色航空煤油。三是在電力領域，發揮綠色氫基能源調節周期長的優勢，開展氫基能源在可再生能源消納、電網調峰、綠色數據中心等場景應用。開展煤電摻氨、氫能熱電聯供、氫混燃氣輪機的應用。四是在建筑領域，推進天然氣摻氫示范，探索提高天然氣摻氫比例的方式，開展氫燃料電池建筑領域熱電聯供商業化示范，助力建筑領域節能減排。全球氫基能源應用示范中心的建設通過以綠色氫、氨、醇為重要能源載體，支撐我國經濟社會高質量發展，引領全球工業化和城鎮城化的綠色發展模式。（四）全球氫基能源裝備制造中心 全球氫基能源裝備制造中心是聚焦合作創新、融合賦能、綠色集約、提質增效，圍繞氫基能源制-儲（

269、運）-加-用全流程環節，以先進制造業集群和產業鏈培育為引領的氫基能源裝備制造產業聚集地。全球氫基能源裝備制造中心主要有四大定位。一是解決氫基能源產業鏈“卡脖子”問題，有效促進氫能裝備制造中高端品牌和關鍵零部件、核心材料裝備制造企業聚集，有效解決氫基能源裝備制造產業鏈“卡脖子”問題；二是增加基能源裝備制造生產效能，通過構建上下游企業協同發展的產業生態圈，有效提高氫基能源上中下游產業鏈協同效率，增加基能源裝備制造全產業鏈生產效能；三是服務裝備制造企業研發，設立制造業創新中心、技術創新中心等創新平臺，加強產學研用深度融合發展，提供融資、人才、科技等要素的全面支持；四是服務國際氫基能源產業鏈合作，加強

270、國際氫基能源產業鏈合作，助力全球產業鏈的高速發展。108 全球氫基能源裝備制造中心的建設將有效提高我國氫基能源裝備制造業的技術實力與研發水平，保障我國發展成為氫基能源裝備制造強國，帶動上下游產業鏈規?；l展。（五）全球氫基能源綠色認證中心 全球氫基能源綠色認證中心是指綠色氫基能源綠色認證標準能夠與國際有關主要認證標準進行有效銜接，屬地生產的綠色氫基能源可以實現國際間互認。全球氫基能源綠色認證中心共有三大定位。一是有效構建符合國情、兼容國際的氫基能源綠色認證的理論體系，包括綠色氫基能源定義邊界，全生命周期內溫室氣體排放要求以及環保性能指標等，推動形成國際互認綠色氫基產品綠色認證體系；二是設立綠色

271、氫基能源產品綠色認證服務平臺，借助數字化、物聯網等先進技術，為我國氫基能源開展技術參數測試、碳排放核算、認證過程服務及有關認證證書發放等服務；三是提供全球氫能能源綠色認證和咨詢服務，推動我國綠色認證標準在全球范圍內推廣應用，為國際供需雙方提供綠色低碳發展政策咨詢、低碳能源咨詢等優質便捷的一站式服務，并積極引導相關企業參與相關交易。全球氫基能源綠色認證中心建設將有效推動我國綠色認證標準“走出去”，顯著提高我國在氫基能源領域的國際話語權，保障實現穩健綠色氫基能源的國際貿易。（本篇作者：張益國、姜海、賈浩帥、劉文質、王宇霖）109 結語 在全球尋求清潔、可持續的替代能源背景下，綠色氫基能源憑借其清潔

272、低碳、靈活高效的特征，是能源變革的重要推手，是未來全球能源的重要品類。展望中國和全球的共同未來，構建全球綠色氫能中心是順應全球清潔能源發展趨勢、推動自身能源轉型和增強經濟競爭力的重要戰略布局。中國在全球綠色氫能中心的領航，是中國貢獻全球環境治理、推動構建人類命運共同體的具體行動，不僅對自身的發展至關重要，也將對全球綠色氫能產業的進步產生深遠的影響。讓我們踐行“四個革命，一個合作”的能源發展新戰略，積極投身于氫能波瀾壯闊的時代洪流中吧。特別說明：“氫能十解”為作者對于行業的粗淺理解，本文章部分數據及圖特別說明：“氫能十解”為作者對于行業的粗淺理解，本文章部分數據及圖片引自國際可再生能源機構、國家統計局、國家能源局、中國電力企業聯合會、片引自國際可再生能源機構、國家統計局、國家能源局、中國電力企業聯合會、中國產業發展促進會氫能分會、水電水利規劃設計總院、電力規劃設計總院等單中國產業發展促進會氫能分會、水電水利規劃設計總院、電力規劃設計總院等單位發布的數據及相關報告，如有不足之處，請多包涵。本文章相關內容、數據及位發布的數據及相關報告，如有不足之處，請多包涵。本文章相關內容、數據及觀點僅供參考，不構成投資等決策依據，作者不對因使用本文章內容導致的損失觀點僅供參考，不構成投資等決策依據，作者不對因使用本文章內容導致的損失承擔任何責任。承擔任何責任。