现阶段在氢能市场中，灰氢仍占主导地位，绿氢在生产成本、基础设施、场景应用等方面，仍需闯关
消纳路径上，虽规划化工、冶金、交通等方向，但下游企业需改造现有工艺设备，技术难度与改造成本削弱了下游用户使用的积极性
深化氢能在工业、交通、建筑等领域的多元应用，以规模化应用降低生产成本，形成从制到用的良性循环
文 |《瞭望》新闻周刊记者 王铭禹
走进甘肃省张掖经济技术开发区，张掖市创特新能源有限公司绿色氢氨醇一体化示范项目建设现场热火朝天，部分厂房已初具规模。该项目将利用当地丰富的新能源，配置每小时1.6万标方产能的电解水制氢设备，以及年产1万吨合成氨、年产5万吨甲醇生产线。
“项目建成后，年总用电量预计超过6亿千瓦时，对提高地方新能源消纳水平、延伸新能源产业链具有带动作用。”张掖市发展改革委能源基础科科长王斌怀说。
作为风光资源大省，甘肃省近年来立足传统化石能源和新能源资源富集优势，积极布局氢能产业，全产业链推进绿氢产业发展，在氢的制、储、输、用等环节取得初步成效。
近期，《瞭望》新闻周刊记者在甘肃采访了解到，现阶段在氢能市场中，灰氢仍占主导地位，绿氢在生产成本、基础设施、场景应用等方面，仍需闯关。业内人士表示，需进一步强化政策支持力度，加强科技攻关，培育多元应用场景，不断壮大绿氢产业。
从“制”到“用”初具规模
在甘肃玉门经济开发区的甘肃鲁玉东壹精细化工有限公司（简称“鲁玉东壹公司”），一套天然气掺氢装置成功将氢气掺入天然气管道，通过管道上的质量流量计，精准控制氢气在天然气中的比例，达到安全阈值后，最终用于该公司的能源供应，这是甘肃首个工业用户天然气掺氢项目。
记者采访了解到，2024年12月，中国石油昆仑燃气有限公司甘肃分公司利用玉门老市区成熟的天然气管道和氢气管道基础设施，在鲁玉东壹公司建立天然气掺氢利用关键技术研究及示范应用研究点，目前已实现天然气掺氢比例在5%至20%范围内灵活调节。
“我们公司距离天然气管道和氢气管道都比较近，这是项目落在这里的主要原因。所掺氢气主要来源于玉门油田，每天可消耗氢气1000标方左右。”鲁玉东壹公司相关负责人白海峰介绍，该项目今年8月建成投运以来，已连续运行3个月，有效降低天然气消耗，二氧化碳排放超额达标，还为后续氢能大规模利用提供示范效应。
中国石油玉门油田分公司新能源事业部副主任陈勇说，玉门油田目前的氢气主要以炼油过程中的伴生气——干气为原料，再通过制氢装置制成，所产氢气再用于汽、柴油的纯化。
与灰氢相对应，绿氢则以风电、光伏等可再生能源发电，再通过电解水来制氢，生产过程几乎不排放二氧化碳，是真正的清洁能源。2024年，玉门油田建成中国石油首个规模化可再生能源制氢项目。
截至目前，玉门油田已经具备年产1.4万吨灰氢和2000吨绿氢产能，所产氢气除了供玉门油田炼化总厂使用外，富余氢气通过罐车和输氢管道供应给周边的化工企业。2021年，玉门油田被甘肃省确认为氢能产业链链主企业，通过“油气电氢”综合能源体系建设，推动氢能与传统油气业务融合，探索清洁转型路径。
除了用作基础性燃料外，氢能在甘肃的应用范围还在不断拓展。
今年9月，格罗夫氢能源科技集团有限公司瓜州风光氢储车一体化示范项目开工建设，项目主要建设10兆瓦氢燃料电池发电系统，配套建设每小时1.1万标方电解水制氢装置，利用平、谷新能源绿电，年产氢气约5000吨，在保障氢储能项目建设的同时，满足200辆氢能重卡氢气供应需求。
“在瓜州投建项目，看中的是丰富的新能源资源，同时瓜州是‘疆煤东运’的核心枢纽，氢能重卡在这里有丰富的应用场景。”该公司合伙人马文杰说，目前，公司已先期通过撬装站加氢的方式，投放2辆重卡在运煤主干道上试验跑车，开展前期数据积累，为后续200辆重卡的投放提供数据支撑。
绿氢产业多点“突围”
张掖地处河西走廊中部，新能源资源富集。境内可开发利用光热资源7200万千瓦、风能资源1300万千瓦，为绿氢规模化生产提供坚实基础。
截至目前，张掖已落地、正在建设和前期规划的氢能产业项目达到8个，涵盖绿电制氢、氢能装备制造、氢能化工、氢能客车等领域，初步形成“制储运加用”产业链。2022年，张掖被确定为甘肃省绿氢生产及综合利用先行示范区。
张掖的绿氢产业布局，正是甘肃绿氢全产业链发展的缩影。甘肃地域面积辽阔，风、光资源富集。国网甘肃省电力公司统计，截至今年9月底，甘肃新能源装机达7523.7万千瓦，占电源总装机的65.17%，已成为省内第一大电源。
随着新能源装机并网快速增长，甘肃省用电负荷难以相应快速跟进，新能源消纳能力越发不足，亟需寻找新的突破口。
专家表示，氢能作为连接可再生能源和终端用户的重要纽带，可与电能相互转化、深度耦合，具有长周期、大规模储能特性，可在电力系统中发挥消纳、储能、调峰等作用，利用富集的新能源发展绿电制氢，是提高新能源消纳的重要举措，也是提升电力系统储能、调峰能力的有效探索。
如今，绿氢产业正成为甘肃省新能源和氢能耦合发展、提高新能源消纳能力的重要抓手。2024年，甘肃省出台《推进新时代甘肃能源高质量发展行动方案》，明确提出要加快布局新能源制氢项目，推动“风光氢氨醇”一体化发展，确定到2030年，甘肃省绿氢产能达到年产20万吨的总体发展目标。
在一系列政策支持下，甘肃省绿氢产业从生产到应用，多个示范项目落地开花。
在制氢技术创新方面，探索离网制氢技术。2024年，中船科技股份有限公司敦煌风光氢储试验场项目成功实现离网制氢，场内可再生能源发电、离网制氢及氢能消纳三大技术环节全面贯通，形成从微电网到制氢、再到氢燃料电池的完整产业链闭环，成为甘肃省首个真正意义上采用离网技术开展绿电制氢的项目。
在氢能装备制造领域，推进核心技术攻关。兰州兰石集团有限公司依托炼油加氢领域涉氢装备制造与氢能开发利用技术等优势，开展氢能装备技术攻关。
2024年，该公司研制的98兆帕高压气态储氢系列容器，成功列装于广东省佛山市海德利森丹灶加氢站，成为国内为数不多的高压储氢容器制造企业之一，为氢能关键技术创新奠定坚实基础。
甘肃省能源局局长霍子俊说，近年来甘肃省在可再生能源制氢、高压气态储氢容器、氢燃料电池、氢能公交、加氢站等方面进行积极探索，构建氢能上下游全产业链体系，为推动全省新能源和绿氢产业融合发展奠定基础。
甘肃省能源局数据显示，甘肃已建成制氢项目年产能约达13万吨，其中绿氢项目年产能5790吨，在建及规划建设绿氢项目23个，预计每年新增产能9.7万吨。
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受访业内人士表示，现阶段绿氢及其关联产业尚处于起步培育阶段，面临着制氢成本高、基础设施薄弱、应用不足等制约因素。
绿氢生产成本高，核心技术仍需攻关。现阶段大规模离网制氢在绿电直连、电解槽面对风光电波动的调压能力弱等方面还存在诸多技术难题，行业普遍采用公网制氢技术路线，即新能源发出的电先输送到大电网（公网）中，制氢企业再通过公网下载电量来制氢。
“公网供电最大的优势在于电压稳定，对制氢设备友好。”王斌怀说，但公网供电目前在绿氢终端产品认定方面仍有分歧，且电价相较离网制氢高昂，制氢成本居高不下。
王斌怀说，以常规碱性电解槽为例，理论测算制1公斤绿氢需耗电约55度，综合水、电、设备损耗等，制氢成本超过40元/公斤，而灰氢每公斤仅10多元，价格差距较大。绿氢价格过高且市场对绿氢的绿色溢价需求不足，多数企业持观望态度，投资动力不足。
基础设施和应用不足，同样制约着绿氢的大规模发展。甘肃省能源局新能源和可再生能源处副处长陈龙介绍，氢气密度小，高效储存需要高压、液化或固态储氢技术，现阶段市场化应用技术成本高、难度大，大规模储氢设施缺乏。
同时，氢气储存具有氢脆的安全隐患，全国范围内的长距离氢气输送管网还待破题。目前，主要氢气输配方式仍依靠长管拖车运输，运输成本高，运量有限，限制了氢气的经济运输和市场范围。
在陈龙看来，现阶段工业用氢市场相对稳定，且多被廉价的灰氢占据。消纳路径上，虽规划化工、冶金、交通等方向，但下游企业需改造现有工艺设备，技术难度与改造成本削弱了下游用户使用的积极性；反之，市场需求不足、产品价格高企，又导致部分氢能装备制造企业陷入订单等待状态。
解决绿氢发展的难题，仍需从技术突破和应用拓展来破题。业内人士认为，面向“十五五”时期，需进一步加大政策支持力度，对相关绿氢项目从财政资金、新能源指标配备等方面加以支持。同时，加强科技攻关，鼓励氢能企业聚焦产业链关键环节，突破核心零部件、基础材料等技术难题。
在拓展氢能应用领域方面，仍需持续下功夫。业内人士建议，需进一步深化氢能在工业、交通、建筑等领域的多元应用，以规模化应用降低生产成本，形成从制到用的良性循环。■
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