林伯强：中国绿氢发展需要政策扶持｜能源思考

中国政府高度重视氢能技术与产业发展。2023年6月，中国库车绿氢示范项目正式投入运营，该项目全面建成投产标志着中国绿氢规模化工业应用实现了零的突破。该项目是中国首个万吨级光伏绿氢项目，也是迄今为止全球规模最大的光伏发电生产绿氢项目。2023年8月，国家发展改革委等部门联合印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》，立足以煤为主的基本国情，从加快能源结构绿色低碳转型的要求出发，明确将绿氢减碳示范作为源头减碳的重点项目。

随着对绿氢行业的商业机遇、路径以及挑战的认识不断深入，围绕绿氢产业的全价值链投资逐渐活跃，针对技术研发、商业化应用的资源投入也不断增多。但绿氢仍处于初步发展阶段，还面临着政策、市场和运营等方面的诸多挑战，需要以系统性思维统筹产业的健康快速发展。

可再生能源制氢的发展现状

全球氢能行业迎来需求繁荣时期，可再生能源制氢对绿色低碳转型将起到重要支撑作用。氢作为一种用途广泛，同时也是除电力之外唯一的零碳能源载体，在应对气候变化与能源转型挑战方面具有广阔潜力。全球氢能行业需求繁荣的时机趋于成熟，而受技术与成本限制，低碳氢的发展仍处于初步阶段。

作为全球最大的氢气生产国，中国的可再生能源装机量居全球首位，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。可再生能源价格的下降，加上电解槽成本的下降和技术改进带来的效率提高，增加了绿色氢生产的商业可行性。随着政府对可再生能源制氢的政策支持力度增大以及重点行业的深度脱碳目标约束，绿氢作为一种零碳能源，其规模化应用将是经济绿色低碳转型的重要环节。

过去两年全球范围内宣布和规划支持绿色氢能发展的国家政策正在大幅增加。2023年是全球绿氢行业发展由设想变为现实的一年，多个地区对绿氢项目的支持政策和目标规划在这一年开始实施，以提升其绿氢产业在全球的竞争力。

美国2022年8月通过了《通胀削减法案》，允许将绿氢生产设施纳入清洁能源投资税收抵免计划的范围，清洁氢项目投资者最高可获得30%的投资税抵免支持，具体取决于其生产过程的排放强度。生产税收抵免则根据绿氢的生命周期温室气体排放强度而有所不同，对于碳排放强度最低的产品，生产商最多可获得3美元/千克的补贴。绿氢由此获得了相较于灰氢与蓝氢的补贴优势。

2023年3月，欧盟委员会提出通过欧洲氢能银行刺激和支持对可再生氢生产的投资。该倡议旨在加速可再生能源制氢领域的投资，弥补投资差距，以实现其雄心勃勃的REPowerEU目标。欧盟委员会在2023年11月23日开始的第一轮EHB拍卖中将绿色氢生产补贴的投标上限从原计划的4欧元/千克的固定溢价补贴进一步提高到4.5欧元/千克。

可再生能源制氢中长期发展可能面临的问题

可再生能源制氢发展面临的关键瓶颈在于成本。制氢成本取决于所使用能源的技术和成本。使用可再生能源电力电解制氢气的成本主要由电解槽的投资运营成本以及电力成本构成。其中，电价是可再生能源制氢成本的关键因素。近几年来随着风电光伏发电成本的下调以及电解槽技术与制造工艺的进步，电解水制取绿氢成本已有所下降。而目前灰氢凭借成本优势在氢能生产中占据主导地位，其成本主要来自煤炭、天然气等化石能源。我国拥有丰富的煤炭资源，目前工业部门中的氢气主要来自于煤制氢，而在美国、欧盟等地区以天然气制氢为主。然而在不考虑补贴与碳排放约束的情况下，面对同一价格体系下的竞争，绿氢缺乏价格优势。因此，可再生能源制氢的市场竞争优势受限于其较高的用电成本。

除用电成本以外，设备利用率与能源转换效率显然也会影响到制氢成本。当前我国的可再生能源制氢的设备利用率与能源转换效率仍有较大优化空间。

可再生能源制氢的绿色价值尚未实现有效转化。氢能为能源系统绿色低碳转型发挥作用的一项重要前提，是推动氢源侧的低碳、零碳发展。绿氢的环境价值主要体现在其作为清洁能源的潜力。然而当前这一绿色价值尚未实现有效转化，具体表现在：

其一，尽管氢能市场是一个新兴且不断增长的潜在市场，但当前市场上还没有成熟的商业模式或认证标准，针对氢供应和利用过程的认证标准尚未统一。由于缺乏统一的评估标准与产业准则，使得政策制定者难以建立清晰的政策框架来支持绿氢的生产和使用，从而针对可再生能源制氢的支持政策难以落实。由此产生的不公平竞争等将限制绿氢转变为全球清洁能源的潜力。

其二，绿氢的认证标准制定具有一定难度，存在多种潜在的分配路线使得计算氢气分配和储存过程中的损失和排放具有挑战性。我国绿电认证体系仍处在初步发展阶段，尚未对生产绿氢的电力来源要求配备绿证。此外，温室气体排放可能发生在氢供应链的所有阶段，而当前国内尚未将绿氢的下游行业完全考虑在温室气体排放报告与核查工作范围内。当考虑最终用途和技术效率的影响时，复杂性将会进一步增加。

其三，若可再生能源制氢的环境价值难以明确评估，市场对于绿氢的需求就无法明确。在不考虑低碳环保约束的情况下，绿氢成本无法疏导，可再生能源制氢的成本难以与其他传统制氢方式竞争。

氢能基础设施的不完善不利于可再生能源的规模化与商业化应用。

从制取环节来看，电解水制氢是最有潜力的绿氢供应方式。尽管目前碱性电解技术在电解水制氢商业应用中取得了成功，但其未来的降本空间相对有限。而质子交换膜电解水制氢设备在现阶段成本较高，其部分关键装置依赖进口，国产化程度有待提升。

从储存环节来看，目前在国内高压气态储氢已能实现一定规模的商业化应用，而其他更适合长期储氢的方案受限于技术与成本等因素在国内仍未实现商业化应用。

从运输环节来看，资源和需求的地理差异决定了氢气输送环节是制约可再生能源制氢大规模应用的关键问题。而当前氢气输送与分配的基础设施不完善，客观上限制了氢能的广泛使用。

从加氢环节来看，国内在加氢技术与装备方面仍有待突破，核心技术与国外相比仍存在差距，在加注压力与加注能力方面均落后于国外发达国家。同时，部分核心零部件的国产化程度有待提高。

推进可再生能源制氢中长期发展的建议

第一，完善针对性的补贴激励制度设计。

一是建议持续推动风电光伏的成本下降。风电光伏的发电成本主要由设备成本以及土地、融资、税费等构成。一方面，可以进一步优化可再生能源发电系统以提升风光发电效率，例如充分利用风能与太阳能之间的互补性，合理设计风光互补耦合发电制氢系统。另一方面，当发电设备技术趋于成熟、成本下降空间趋于有限时，应该更加关注可再生能源项目用地成本与融资能力等方面的改进，如优化可再生能源用地审批流程等。

二是建议强化针对电解制氢设备成本优化的财政激励政策。随着可再生能源发电成本的持续下降，电解槽作为制氢成本的另一重要构成正在引起越来越多的关注。当前在电解水制氢领域的主要商业化解决方案为碱性电解水制氢，其规模化成本有望接近传统化石能源制氢。在其他电解制氢设备高成本的情况下，推动碱性电解水制氢的进一步规模化与集约化发展十分重要。而正在快速发展的质子交换膜电解水制氢方案具备优于碱性电解水制氢方案的性能与效率，其关键技术的国产化发展应是政策支持的重要方向。

第二，绿氢认证标准亟须完善。

一是应积极参与绿氢领域国际标准的制定。我国是全球最大的产氢国，同时拥有丰富的可再生能源资源，积极参与氢能行业国际标准的制定有助于提升国家在国际氢能市场的竞争力与话语权。国际贸易可能成为绿氢市场发展的重要推动力，推动构建统一的绿氢国际认证标准能够通过促进绿氢的国际贸易加速可再生能源制氢产业链的发展。积极推动绿氢产业国际认证标准制定不仅有利于国内绿氢行业的快速高效发展，也将为全球绿氢产业的加速发展做出贡献。

二是应进一步优化绿氢市场与碳市场及绿证市场之间的耦合机制，促进绿氢绿色价值的转化。完善国内碳市场建设以及碳价机制设计，将更多的氢能下游行业纳入碳交易市场中，确保绿氢的高生产成本能够向下游疏导。同时，完善国内绿证市场建设，通过绿证对可再生能源制氢供应的环境属性进行认证，也是促进绿氢绿色价值转化的重要手段。

第三，推动绿氢产业链基础设施建设。

一是应加强制氢侧的技术创新与技术突破，促进国有化程度提升。充分调动产学研与相关行业协会等各方资源参与到可再生能源制氢领域的关键技术创新，推动创新示范工程与商业化试点建设。

二是应优化氢能储运设施建设。我国的可再生能源资源主要分布于中西部地区，而能源消费中心却位于东部地区，氢储运是连接上游电解水制氢、下游用氢终端的关键环节。氢气的易燃易爆性质也对氢能的储运环节提出了更高的安全保障要求。因此应根据市场与技术发展水平制定适应短期与中长期的不同阶段需求的储运方案，在此基础上有序推进含氢储能的综合能源利用工程示范、产业园区以及氢能运输网络设施建设。

三是加强加氢装备与技术的自主研发水平，进一步完善加氢站的建设审批流程与技术标准制定。在可再生能源资源丰富的区域积极探索制氢加氢一体化的氢能综合利用示范项目，推动建设具有更高经济与运营效率的绿氢加注方案。

（作者系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）