1 氫基能源歷史變革

       縱觀歷史，木材是最初的能量來源，是第一次能源革命的物質載體，直到19世紀末被煤炭取代，20世紀50年代油氣又取代煤炭成為了主要能源，油氣和煤炭成為第二次能源革命的物質載體。目前，碳基燃料供應了全世界85%的能源需求，但化石燃料燃燒對環境和人類造成的影響（溫室效應、酸雨等自然災害）是毀滅性的。緊迫的能源危機、氣候變化不斷催生能源轉型和技術變革。當前，人類對于資源的追求從消耗類礦藏資源向再生型天然資源演變，可再生能源代替煤炭、油氣成為第三次能源革命的載體。但伴隨著新能源發電的裝機規模顯著提升，波動性、隨機性和間歇性成為了新型電力系統穩定運行不可忽視的問題。

       氫能，作為一種來源多元的二次能源，起初以其零碳、高效的特性受到生態環保領域廣泛關注；隨著人們對其儲運方式、應用場景等探究的不斷深入，氫能成為企業和國家優化能源結構、構建新型能源系統的有效途徑。各國紛紛開始布局氫能產業、制定氫能發展戰略，將氫能規劃上升至國家能源戰略的高度。

       早在2002年，我國《“十五”國家高技術研究發展規劃（863計劃）電動汽車重大專項》確立了包括燃料電池汽車在內的電動汽車“三縱三橫”研發布局；2016年，《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書（2016）》發布，首次提出我國氫能產業發展路線圖，對中長期加氫站和燃料電池車輛發展目標進行了規劃；2022年正式出臺氫能產業頂層設計《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》，明確了氫能未來發展的戰略定位。

       另外，氫氣可憑借其多元轉化的特性成為化工、冶金、交通等行業的可持續原料（power-to-X），既解決了氫氣儲運難題，同時又起到支撐電網平衡的作用，促進可再生能源大規模整合，實現高效的全球能源物流。

      “風光氫儲氨醇一體化”是當前新能源行業普遍順應的發展路線。氨和醇是氫的理想儲運載體，同時兼具原料和燃料雙重屬性，實現了新型電力系統從電源端到消納端的全產業鏈布局，解決了高耗能行業的脫碳轉型問題，證明氫基能源轉換是新型能源系統發展的可行路徑。

2 綠氫產業發展現狀

       下面從生產工藝、應用場景和經濟性等角度著重對綠氫行業現狀進行詳盡研究及分析。

2.1 綠氫制備工藝

       氫氣可以使用化石燃料或可再生能源通過不同的方法和技術生產，而綠氫通常被認為基于可再生能源電解水產生，能夠顯著減少生產過程中與能源消耗相關的二氧化碳排放。

2.1.1 堿性電解水技術（AWE）

       堿性電解水制氫是以25%～30%KOH水溶液為電解液對水進行電解，裝置主要由極板、極框、隔膜和電極等組成。該技術目前已在氯堿生產、火電廠發電機組冷卻等領域應用多年。AWE的優點是技術成熟、使用壽命高（約60000～100000小時）且制造所需原材料價格低廉；缺點是由于H₂/O₂混合存在爆炸風險而無法在低負荷工況（＜20%）下運行、占地面積大、電解質較高的電阻損耗使效率被限制在50%～70%等。

2.1.2 質子交換膜電解水技術（PEMWE）

       質子交換膜電解水制氫是以質子交換膜（PEM）為電解質傳導質子、隔絕陰陽極，使用純水進行電解制氫的方法。裝置主要由質子交換膜、催化劑層、氣體擴散層和雙極板等組成，具有電流密度高（＞2A·cm^-2）、轉化效率高（80%～90%）、產氫純度高（＞99.99%）的特點，更具備靈活性強、響應速度快的優勢，能夠更好地適應可再生能源的波動性、間歇性和隨機性，提高風光消納水平。與AWE相同，PEMWE是處于商業化階段的兩種電解水制氫技術之一，二者搭配可平衡建設成本和消納水平，擁有非常廣闊的發展前景。

2.1.3 陰離子交換膜電解水技術（AEMWE）

       作為AWE和PEMWE的替代方案，陰離子交換膜電解水技術兼顧二者優勢，使用陰離子交換膜作為固體聚合物電解質生產高純度氫氣。生產裝置主要由陰離子交換膜（AEM）、電極材料、集流器、雙極板和端板等組成。AEMWE目前處于實驗室階段，受到廣泛關注源于其較高的成本效益：可采用過渡金屬催化劑取代鉑系催化劑；使用的AEM與Nafion膜相比更便宜；可選用更經濟的不銹鋼作為多孔傳輸層和雙極板。

2.1.4 固體氧化物電解水技術（SOEC）

       固體氧化物電解是基于固體氧化物陶瓷電解質傳導O^2-離子的電解水技術，電解槽通常在600～900℃運行，對生產過程中用到或產生高溫蒸汽的用戶頗具吸引力。盡管前景廣闊，但固體氧化物電解水技術研究水平相對較低，與其材料、壽命、對溫度波動的適應性、循環次數有關。

2.2 綠氫應用場景

       化工行業的應用集中在合成氨、甲醇、煉化領域。作為化工原料和燃料，綠氫替代灰氫成為化工產品生產原料的路線逐漸被打通并完善，綠氨和綠色甲醇可以延長可再生能源應用的產業鏈；另外，《“十四五”全國清潔生產推行方案》明確提出對石油化工行業實施綠氫煉化降碳工程，煉廠的綠氫滲透率將持續提升，因而綠氫化工成為化工行業深度脫碳的重要途徑。2022年全球工業用氫量約為5300萬噸，預計2030年將增至7000萬噸。

       鋼鐵行業，代替焦炭直接還原。煉鋼的傳統工藝是利用焦炭燃燒提供的熱量和CO還原鐵礦石，但會產生大量CO₂，據估計噸鋼碳排放量接近2噸。而氫氣的還原產物僅為水，綠氫替代可作為鋼鐵行業的低碳冶煉技術得到廣泛推廣。預計到2060年，鋼鐵行業被用作高熱燃料和原料的氫氣需求量將分別達2000萬噸和1500萬噸。

       交通領域，應用于重卡、公交車等車型。燃料電池汽車是氫能在交通領域應用的主要途徑，比燃油車更加環保，相較電動車在重型車輛上續航、載重、運行環境等方面更具優勢。2021年全球交通用氫總消費量超3萬噸，只占氫消費總量的0.03%，氫作為交通燃料僅占交通用能的0.003%，預計2030年交通用氫量有望達到800萬噸；在我國，隨著各地方政府的政策推廣，到2025年氫燃料電池車的目標總量將達到11.8萬輛。

       電力行業，主要是分布式發電、熱電聯供等方向。新能源作為新型電力系統的電源端，需配置短時功率調節和長時能量調節的儲能系統來解決隨機性、間歇性和波動性造成的問題。氫能實現大規模、長周期儲能，是實現新型電力系統穩定、可靠運行的重要載體。目前氫能發電尚不足全球發電量的0.2%，2030年發電用氫電力裝機有望超過5.8GW，電氫耦合技術具有廣闊的應用前景。

2.3 綠氫經濟性分析

       綠氫的降本空間在于電力、設備、運維及原料等成本。其中電力占總成本的60%～80%，是決定電解水制氫經濟性的關鍵因素，因此降低電價和設備電耗是主要的降本路徑。由于堿性電解槽和PEM電解槽等購置費用有較大差別，雖占比不高，但會影響固定成本和運維費用，通過技術進步和規模化生產可實現降本。當設備年運行時間≥2000h、電價為0.20元/kW·h時，制氫成本在13～19元/kg，接近化石能源制氫成本；電價低至0.10元/kW·h時，制氫成本在8～12元/kg，綠氫與灰氫相比具備經濟競爭力。另外，通過降低電解槽電耗，可減少制氫能耗成本。對于設備成本而言，一方面，提高設備電流密度能夠減少材料用量、降低設備成本；另一方面，技術成熟、規模化生產使得各個環節成本持續下降，預計在2030年前電解槽成本將下降60%～80%。

3 綠色氨醇發展現狀

       氫能在大規模發展過程中也面臨一些挑戰：（1）運輸用車載儲氫問題；（2）缺少現成的氫儲運基礎設施。氨和甲醇可以和氫實現轉換，成為氫能的運輸載體，助力各行業綠色低碳轉型。全球范圍來看，氫氨醇示范項目大多分布在南非、歐盟、澳大利亞和沙特等可再生能源豐富的國家和地區。

3.1 綠氨發展現狀

       最常見的氨生產工藝是哈伯—博施（Haber–Bosch）工藝，哈伯在1918年因其發展而獲得諾貝爾獎。該合成過程通常在高溫（400～550℃）和高壓（10～25MPa）下，采用鐵基催化劑，在具有2～4個催化劑床的反應器中進行，氨轉化率為15%。原料氮氣通常來源于深冷空分、變壓吸附（PSA）或膜分離法，而氫氣的來源有多種方式。目前全球每年氨產量約為2.5億噸左右，其中98%來自于化石能源制氨。在沒有CO₂捕獲的情況下，煤制氨碳排放量為3.2tCO₂/tNH₃，天然氣制氨碳排放量為1.8tCO₂/tNH₃，共產生約5億噸的CO₂排放，占全球碳排放量的1%～2%；而綠氨由綠氫和氮氣反應得到，以太陽能、風能等可再生能源作為電力來源，對于實現制氨行業零碳排放至關重要。

N₂＋3H₂→2NH₃ ?H＝–92kJ/mol

       哈伯—博施法較苛刻的反應條件導致對綠電的消耗需求較大，按照化石燃料原料連續生產要求優化設計的生產工藝對電力來源的穩定性要求較高，這些都與可再生能源的特性相矛盾。因此在此基礎上研發出第二代釕基催化劑，在相對較低的溫度（≤400℃）和較低壓力（≤10MPa）下實現氨的高效合成，不僅能夠降低能耗，還可使裝置朝小型化、靈活化方向發展。當前，釕基催化劑的研發主要從尺寸效應、形貌效應、載體選擇、助劑添加等方面展開。

       光催化、電化學、等離子體、膜反應器等新型合成氨工藝也進入發展期，較溫和的反應條件和靈活性使它們能夠更好地適應可再生能源的發電特性；但目前集中于實驗室階段，合成產率和效率等限制商業化的問題還有待解決。綠氨合成過程及應用領域詳見圖1。

       隨著綠氫的快速產業化發展，帶動綠氨也成為未來能源系統的重要能源載體。氨的儲存條件相對溫和（常壓下–33℃，10bar下25℃），體積（–33℃，12.6MJ/L）和質量（18.6MJ/kg）能量密度較高，燃燒時無碳排放，且生產和運輸基礎設施完善、相關規范條例明確。因此，綠氨可直接利用，或通過分解為氫氣再利用，能夠成為下一代能源載體，實現運輸、工業、建筑等領域的脫碳目標。根據國際可再生能源署（IRENA）預測，氨作為氫的載體將從2030年的100～300萬噸增加到2050年的1.1～1.3億噸。

       化工領域，綠氨可以用于制備各種化工產品，如硝酸、尼龍、聚氨酯、氮肥等，這些產品被廣泛應用于制藥、塑料、紡織、建筑等行業。

       除了能源運輸、儲存和化工原料外，氨還可直接用于高效高溫固體氧化物燃料電池（SOFC）、內燃機或燃氣輪機的發電。氨作為無碳燃料在使用時因不需要分解成氫氣和后續的純化過程，因此能夠實現零碳足跡，且直接利用可以提高效率。氨用于高溫（200℃以上）固體氧化物燃料電池，分解反應吸熱有助于SOFC的降溫，性能與氫燃料電池相似甚至更好。氨也可以用作內燃機和燃氣輪機燃料，實現對碳基燃料（天然氣、汽油、柴油）的替代；與氫相比，具有可操作范圍更寬、功率輸出大的優點。目前，大多數研究都集中在將氨用于海上運輸的大型內燃機和用于固定發電的燃氣輪機中。2022年，國際海事組織IMO根據噸位5000噸以上的國際貿易用船消耗情況推測出全球燃油總消費量約2.189億噸，按熱值折算，對應綠氨約5.3億噸；同期全球合成氨產量約1.9億噸，因而綠氨在遠洋航運場景存在巨大市場。

       氨通過摻氨或純氨燃燒應用于發電領域時，作為燃料，具有高辛烷值、較高含氫量；作為還原劑，在稍微缺氧的環境下能夠將燃燒產生的NO_x還原為N₂，減少環境污染。

       當前，綠氨的成本為720～1400美元/噸，預計到2050年將降至310～610美元/噸，降本空間在于電力成本、設備成本及合成氨工藝的成熟度等方面。綠氫成本每降低1元/kg，影響氨成本約176元/噸；電價每降低0.1元/kW·h，綠氨成本可降低約1000元/噸。未來隨著電價的降低和碳價的影響，綠氨將初步具備經濟競爭力。

       據統計，我國目前建成、在建和規劃階段的綠氨項目合計規劃產能已達800萬噸，其中內蒙古和吉林為規劃涉及主要省份。

3.2 綠色甲醇發展現狀

        我國傳統的甲醇生產原料以煤為主，包括煤氣化、變換、低溫甲醇洗、甲醇合成和純化等過程。我國甲醇行業年碳排量在2億噸以上，綠色轉型成為迫切需要。綠色可再生甲醇由綠氫和CO₂、生物質、工業廢物、城市廢物等原料生產，分為生物甲醇和電制甲醇。

CO₂＋3H₂→CH₃OH＋H₂O ?H＝–49.2kJ/mol

       生物甲醇能夠實現生物質資源的高效利用，減少化石燃料的消耗和溫室氣體的排放，技術路線有兩種：生物質氣化路線利用生物質氣化的合成氣體（主要有CO和H₂）經氣體重整合成綠色甲醇，可達到較高的轉化效率和反應速率；生物沼氣路線利用微生物將生物質厭氧發酵產生沼氣，加水轉化成氫氣與一氧化碳合成甲醇，但沼氣發酵反應過程緩慢且需較大量的土地。另外，綠氫耦合生物質可實現對氫碳比的調節，使碳源得到充分利用。

       電制甲醇通過碳捕集得到的CO₂和可再生能源電解水制得的綠氫合成，通常有直接催化加氫和間接加氫兩種方法，催化劑主要包括：以Cu為主要活性組分的Cu基催化劑，以Pd基催化劑為代表的負載型貴金屬催化劑，以In₂O₃為例的具有半導體性質的金屬氧化物。其中，銅基催化劑因其低成本和高效合成而得到廣泛研究。從使用鋅—鉻氧化物催化劑的高壓法甲醇合成，到新型Cu–Zn–Al銅基催化劑的中壓合成，反應條件、成本、效率都有極大優化。基于碳捕集的綠色甲醇合成過程及應用領域見圖2。

       綠色甲醇的應用十分廣泛，從能源存儲介質，到傳統的化工原料，再到燃料的替代品，均展現出巨大的應用潛力。

       甲醇易于儲存和運輸，建立供應鏈只需對現有基礎設施進行微小改動。甲醇在室溫、常壓下為液態，其運輸和儲存比氣態或低溫燃料（如液氫、液化天然氣）更安全、更便宜，能夠有效解決當前氫能儲運技術與標準體系不成熟導致的應用難題。同時，作為固碳載體，綠色甲醇具備較高的CO₂消納能力，每噸綠色甲醇可消納1.375噸CO₂。以化工行業為例，我國甲醇產能約有8000萬噸/年，若大規模推廣綠色甲醇，可直接消納1.1億噸二氧化碳。

       在化工領域，烯烴、燃料和甲醛是甲醇最主要的三大下游需求場景，產品廣泛應用于涂料、建筑、汽車、家電等行業。綠色甲醇的推廣應用可以補充當前原料的缺口，有利于CO₂資源化利用。

       由于甲醇和氫、氨相比具有更高的能量密度和相對易于儲存和處理的優勢，與其他碳基燃料相比能夠有效利用CO₂并減少NOx、SOx和顆粒物的排放，被公認是一種較有應用前景的交通替代燃料。在車用燃料方面，假如國內三分之一車輛使用甲醇燃料，就能減少8000萬噸石油進口，使1.32億噸CO₂得到利用。在航運燃料方面，考慮到甲醇和柴油同為液體燃料，現有的傳統燃料運輸和儲存基礎設施只需進行些微改造即可將甲醇作為船用燃料供應。目前，世界各地有100多個港口可裝卸甲醇，許多港口都擁有運輸和供應甲醇用作船用燃料的基礎設施。McKinlay等人根據2020年數據測算，若要滿足每年5萬艘船舶的需求，甲醇年產量需增加859%，隨著技術成熟和產量增加，綠色甲醇將成為主力。綠色甲醇在技術上是減少排放的可行選擇，盡管甲醇燃料發動機目前無法取代柴油發動機的主導地位，但相信綠色甲醇在交通運輸領域前景無限。

       綠色甲醇的降本空間在于電力成本、設備成本及CO₂成本等方面。若綠氫成本降至10元/kg，綠色甲醇成本可降至約3200元/噸；通過發酵產生的生物沼氣、生物乙醇等碳源相對更為經濟，但可用性與體量極為有限。綠色甲醇要實現規模化應用，需選擇生物質燃料碳捕集與封存、直接空氣捕集等技術，雖然這類技術成本更高，制得的綠色甲醇成本也相對較高，但長期來看供碳能力更強、實施更靈活；因此碳捕集技術的發展對于綠色甲醇的推廣至關重要。當前，綠色甲醇成本為800～1600美元/噸，隨著技術的進步和電價的降低，預計到2050年將降至250～630美元/噸。

       截止至2024年初，我國已投產綠色甲醇項目約為30萬噸，建成、在建和規劃階段的綠色甲醇項目涉及50余家，產能共計約2200萬噸/年。

4 氫基能源發展前景

       在全球碳減排背景下，具有載氫、固碳、減排等多元功能的綠色氫基能源得到廣泛關注并逐漸成為實現能源轉型的載體。據國際氫能委員會（The Hydrogen Council）預測，2030年全球將開始大規模使用氫能，2040年氫能將承擔18%的全球終端能源需求量，2050年氫能利用能夠減少20%的全球二氧化碳排放；到2050年，全球對氨的需求預計是2020年的三倍，且大部分來源于綠氨，綠色甲醇需求量有望達2.5億噸。氫基能源從技術、應用、政策等方面均具有廣闊的發展和提升空間。

（1）生產應用工藝改造升級空間大。制備技術難題上，綠氫在于可再生能源電力系統適應風光波動供應的靈活性；綠氨在于生產的連續性與原料和能源波動性的問題以及下游的能源應用技術方面（燃燒性能、氮氧污染物的排放、燃料發動機）；綠色甲醇在于降低碳捕集技術成本。

（2）儲運方式向高效率、低成本方向發展。未來氫基能源規模化發展，管道將成為長距離運輸的主要形式、其他運輸方式為中短距離運輸的主要形式，成熟儲運系統的建立將助力氫基能源的應用推廣。

（3）與新能源耦合模式、下游消納途徑多樣化。各地發展氫能的熱情高漲，為避免出現同質化現象，探究光伏治沙＋制氫＋能源化工、熱電氣聯儲聯供等多種耦合模式，有效發揮氫基能源低碳清潔屬性和多元應用潛力，加快交通、電力、建筑、工業等領域的相關技術和配套設施研發，共同推動氫基能源全產業鏈的發展。

（4）綠色氫基能源標準認定體系更加明確。未來我國會逐漸建立起符合國情且與國際標準協調統一的綠色氫氨醇標準體系，從而降低貿易壁壘與監管風險；推進綠色價值認證，以碳排放量激勵氫基能源規模化進程、促進全產業鏈成本降低，保證綠色氫基能源高質量發展推廣。