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氢能十解 水电水利规划设计总院 2024 年 4 月目 录 第一解：解锁氢能新纪元.1 一、氢的历史：从拉瓦锡到拉 库尔.1 二、潮起潮落：从石油危机到气候变化.2（一）美国是第一个将氢能作为国家战略的国家.2（二）欧盟作为最早探索氢能应用的地区之一在发展氢能上具备一定的优势.2（三）德国、法国、西班牙、意大利、芬兰等多国相继通过了国家氢能战略.2（四）现阶段，日本已具备了扎实的氢能产业基础，形成了适应产业发展政策制定和修订机制.3（五）以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业.3 三、先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统.4 四、能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法.5 五、氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变.6 六、氢能体系：氢能发展的中国贡献.7 第二解：氢能的绿色寻踪.8 一、引言.8 二、“绿”氢认证标准.8（一）欧盟“可再生氢”（Renewable Hydrogen）定义.9（二）日本“低碳氢”（低炭素水素）定义.9（三）美国“清洁氢”（Clean Hydrogen）定义.9（四）国际可再生能源署 IRENA“绿氢”（Green Hydrogen）定义.9（五）中国“绿氢”定义.9 三、“绿”氨认证标准.10（一）欧盟“可再生氨”（RFNBO）定义.10（二）日本“低碳氨”（低炭素）定义.11（三）国际绿氢组织“绿氨”（Green ammonia）定义.11（四）IRENA“可再生氨”（Renewable Ammonia）定义.11（五）中国“绿氨”定义.11 四、“绿”甲醇认证标准.12（一）国际可再生能源署 IRENA“可再生甲醇”Renewable Methanol 定义.12（二）欧盟“可再生甲醇”Renewable Methanol 定义.13（三）美国“绿色甲醇”Green Methanol 定义.13（四）中国“绿色甲醇”定义.13 五、中国方案助力全球绿色氢基能源标准融合统一.14（一）明确绿氢（氨、醇）标准并纳入认证体系.14（二）推进氢市场和碳市场深度融合.14（三）推进绿氢与绿证的耦合发展.14 第三解：氢基能源制取之谜.15 一、绿氢替代趋势逐渐显现.15 二、绿氢制取可再生能源电解水制氢为最成熟的路径.15（一）电解水制氢.15（二）光解水制氢.20（三）生物质制氢.22 三、绿氨制取技术成熟持续探索新路线.23（一）氢氮气压缩.23（二）氨压缩冷冻.24 四、绿醇制取技术多元待产业化验证.25（一）生物质制绿甲醇.26（二）绿电制甲醇.26 五、绿色氢基能源发展空间无限.28 第四解：氢基能源流动之旅.29 一、氢基能源储存技术.29（一）氢储存技术.29（二）液氨存储技术.31（三）甲醇存储技术.31 二、氢基能源车船运输.32（一）气态长管拖车运氢.32（二）液氢车船运输.33（三）氨与甲醇车船运输.33 三、氢基能源管道运输.34（一）天然气管道掺氢运输.35（二）纯氢管道运输.35（三）液氨管道运输.35（四）甲醇管道运输.36 四、氢基能源规模化运输经济性.37 五、“西氢东输”氢能骨干管网展望.38 第五解：氢基能源应用拼图.40 一、工业领域应用.40（一）合成氨.40（二）制备甲醇.40（三）石油化工.41（四）冶金行业.41 二、交通领域应用.42（一）公路交通.42（二）铁路交通.43（三）航空.43（四）航运.44 三、电力领域应用.44（一）气电掺氢燃烧.45（二）煤电掺氨燃烧.46（三）氢基能源燃料电池.47 四、建筑领域应用.47（一）天然气管道掺氢.48（二）建筑热电联供系统.48 第六解：氢与电的交响曲.50 一、新型电力系统特征.50 二、解决可再生能源电力消纳.51（一）方案设想.51（二）结果分析.51 三、解决火电低碳转型问题.53（一）煤电掺氨.53（二）气电掺氢.55 四、解决跨季节长时储能问题.56（一）技术挑战与局限性.58（二）长时储能经济性测算.58 五、提供双碳目标下电力系统的可选解决方案.61（一）甘肃省实现全省火电转型简析.61（二）浙江省实现全省火电转型简析.62（三）新型电力系统经济性解决路径之一.62 第七解：新型能源体系的氢密码.64 一、能源消费总量与结构发展趋势.64 二、新型能源体系展望.65 三、加快构建“源网荷储”智能协同的新型电力系统.68 四、逐步形成“产供运用”一体化的新型油气系统.69 五、积极布局“电-氢-资源”耦合互为支撑的新型能源体系.70 第八解：氢基能源规模之密.73 一、全国用氢需求现状与预测.73 二、工业领域氢基能源需求.73（一）合成工业用氨.73（二）合成工业用甲醇.74（三）石油化工.74（四）冶金还原剂.75 三、交通领域氢基能源需求.75（一）公路运输.76（二）铁路及轨道交通.76（三）航空领域.77（四）航运.77 四、电力领域绿氢需求.78（一）气电掺氢.78（二）煤电掺氨.78（三）燃料电池发电.79 五、建筑领域绿氢需求.79 六、绿氢需求预测.79 第九解：氢能关键技术之问.82 一、氢的制备.82（一）技术分析.82（二）国产化分析.84（三）绿氢合成氨分析.85（四）氢能储输.88 二、氢能应用.92（一）交通领域.92（二）工业领域.93（三）电力领域.94（四）建筑领域.96 第十解：全球绿色氢能中心愿景.97 一、引言.97 二、中国构建绿色氢能中心的优势.97（一）市场潜力巨大.97（二）要素保障能力强.98（三）政策支持力度不断加强.99（四）技术创新能力持续提升.100 三、中国构建绿色氢能中心的机遇.101（一）氢能是世界能源低碳转型的需要.101（二）氢能贸易加速国际能源秩序重构.102（三）提高氢能源定价能力 推动人民币结算.103 四、绿色氢能中心的挑战.103（一）氢能有关标准和绿色认证体系国际话语权弱.103（二）国际合作难度趋大.104（三）国际竞争格局尚不清晰.104 五、全球绿色氢能中心的愿景.105（一）全球氢基能源贸易中心.105（二）全球氢能源科技创新中心.106（三）全球氢基能源应用示范中心.106（四）全球氢基能源装备制造中心.107（五）全球氢基能源绿色认证中心.108 结语.109 1 第一解：解锁氢能新纪元 一、氢的历史：从拉瓦锡到拉库尔 氢，宇宙中丰度最大的元素，在地球上氢的单质通常以气态形式存在，拥有工业原料和能源载体的双重身份。过去，氢更多地作为一种基本工业原料或产物出现在化工行业中，或作为化石原料的重要成份被固化在煤炭、石油或天然气中。在全球化石能源短缺和气候变化的双重压力下，氢因其可再生、零排放、高能量密度的绿色属性，受到了越来越多的关注。16 世纪瑞士化学家发现将铁溶解在硫酸中的过程会释放出一种神秘的气体，这是人类有记录的首次人工获得氢单质；1766 年，亨利 卡文迪什通过相似的实验收集到了氢气并将其点燃获得了水。1783 年，法国化学家拉瓦锡首先命名了氢气，意为“成水元素”；1800 年，两位英国科学家尼克尔森和卡莱尔首次用电流将水分解成了气体，据此发明了电解槽，揭示了氢与电这对绿色未来愿景隐秘但密切的关系。事实上，氢气作为能源应用的历史远比我们所认为的长，早在 19 世纪末，丹麦发明家拉 库尔为了解决如何储存风车产生电能的问题，将一个水磨坊风车产生的电力通过电解水生产氢，并将氢直接作为储备燃料使用。这也可以视为人类首次将氢作为可再生能源进行制备、存储和使用，尽管当时并没有相似的概念。历史中，拉 库尔采用风车发出的电能制氢并通过 12 立方米的储罐进行存储，由氢能供给的小镇用电，数年间没有出现过供电中断的情况，这也可以认为是氢首次应用于电网储能。2 二、潮起潮落：从石油危机到气候变化 历史上氢能利用的热潮都与能源和环境问题有关，19 世纪 70 年代的石油危机，空气污染和酸雨等环境问题，使得利用煤炭和核能制氢在 20 世纪 70 年代倍受关注，到 80 年代油价回落和大规模的抵制核能运动的爆发，对氢能的研究热情就冷却了下来，到了 21 世纪初直至今天，随着气候变化的问题再次被提及，社会对氢能的研究再次升温。（一）美国是第一个将氢能作为国家战略的国家 1970 年，通用汽车公司技术中心首先提出“氢经济”概念。1990 年美国政府就颁布了氢能研究、发展及示范法案，制定了氢能研发 5 年计划。2002 年 11月，美国能源部发布国家氢能发展路线图，就美国氢能发展的目的、影响氢能发展的各种因素，以及氢能各环节技术现状、面临的挑战及未来发展路径进行了详细的设计和阐述。此后美国政府颁布了一系列法令、政策，使美国“氢经济”概念逐步转化为现实。2022 年 9 月美国能源部发布国家清洁氢能战略和路线图（草案），指出到 2050 年清洁氢能将贡献约 10%的碳减排量，到 2030 年、2040 年和 2050 年美国清洁氢需求将分别达到 1000 万吨/年、2000 万吨/年和 5000万吨/年。（二）欧盟作为最早探索氢能应用的地区之一在发展氢能上具备一定的优势 其氢能发展政策较为完善、科研体系成熟、投资力度大。2018 年欧盟提出2050 年长期战略，在涉及氢能的“地平线欧洲”计划中，将拿出 35%资金投资气候相关目标，开发具有成本效益的创新型解决方案，其中主要涉及氢和燃料电池。2019 年欧洲绿色协议提出，到 2030 年工业部门的氢能应用中绿氢占比超过 50%，对航运用燃料电池和加氢站建设提出了更具雄心的发展目标。2020 年欧盟发布关于氢能发展的指导性文件欧洲氢能战略，旨在为欧洲建立一个整合的氢能市场提供一个清晰的愿景和路线图。2022 年REPowerEU 计划提出多个促进氢能发展政策，力争到 2030 年实现 2000 万吨绿氢的供应，成立“欧洲氢能银行”，投资 30 亿欧元助力发展氢能市场。（三）德国、法国、西班牙、意大利、芬兰等多国相继通过了国家氢能战略 欧洲的氢能发展以德国为代表，德国传统工业企业脱碳需求大，氢在钢铁、化工、发电供热等领域均有部署。2020 年 6 月，德国内阁通过了国家氢能战略，旨在推进氢能产业发展，抢占氢能技术领域的高峰。国家氢能战略中3 宣布至少投入 90 亿欧元用于发展氢能；法国公布了国家氢能战略后，正式成立国家氢能委员会，有别于欧盟部分国家力推的化石燃料配合碳捕捉和封存技术的“蓝氢”发展路线，法国始终坚持采用可再生能源的“绿氢”路线；西班牙可再生能源资源丰富，可再生能源装机量占比高，西班牙将可再生能源制氢作为能源和经济转型的重要战略选项；意大利将推广氢燃料汽车作为氢能产业发展的突破口，将大幅提升本土氢燃料汽车的应用规模，逐步取代柴油车；氢是芬兰国家能源和气候战略的一部分，芬兰发布的芬兰氢能路线图中，重点展望了合成燃料的生产、低碳氢的生产以及氢替代煤炭降低工业中产生的碳排放等内容。（四）现阶段，日本已具备了扎实的氢能产业基础，形成了适应产业发展政策制定和修订机制 先后出台 10 余项氢能战略性政策。日本政府早在 2014 年 4 月就决定实施“能源基本计划”，确定建设“氢社会”目标。2017 年 12 月，日本政府制定了世界上第一个国家层面的氢能战略氢能基本战略，对氢能产业链的各个细分领域设定了明确目标。2019 年 3 月，为确保实现基本战略所设置的各项目标，日本政府制定氢能燃料电池战略路线图，进一步细化了氢能发展目标提出相关战略举措并设置了评价工作组，定期对各领域的进展实施跟踪与评价。在氢能燃料电池战略路线图指导下，2019 年 9 月，日本政府制定了氢能燃料电池技术开发战略，确定以三大领域的十项技术为重点开发对象随后，在 2020 年 10 月出台绿色增长战略，明确了氢能的定位，并在 2021 年 6 月 18 日将其修订为2050 碳中和绿色增长战略，以促进机构和监管改革，加大资金支持力度，推动创新研发，实现产业结构和经济社会转型。（五）以沙特和阿联酋为代表的中东地区正在积极布局氢能产业 并与德国、美国、日本和韩国在贸易、科技、示范等领域建立广泛合作。中东地区国家尚未出台明确的氢能发展战略，但中东是以能源输出为主的地区，蓝氢和绿氢并行发展将成为沙特和阿联酋等国氢能发展的重要路径。2016 年沙特2030 愿景提出了实现经济的多元化、减少对石油依赖的目标，并于 2017 年开始打造完全由可再生能源供电的“新未来”智能城市-NEOM，在 NEOM 中布局绿氢产业，加快实践2030 愿景。阿联酋也致力于全产业链减少碳排放，计划到 2030 年碳排放量较 2016 年减少 24%，并将依托资源优势开展氢能产业布局，既通过 CCUS 技术扩大蓝氢生产规模，也把风、光等的可再生能源制取绿氢纳入4 发展规划。当前全球范围正兴起“氢能经济”和“氢能社会”的发展热潮，氢能已进入产业化快速发展新阶段，截至 2022 年 12 月，全球已有 42 个国家及地区发布了明确的氢能发展战略和规划，欧美日韩等 20 多个主要经济体已将发展氢能提升到国家战略层面，相继制定发展规划、路线图以及相关扶持政策，加快产业化发展进程。三、先立后破：“双碳”目标下的新型电力系统 面对日趋严峻复杂的国际政治经济形势，大国博弈导致的地缘政治格局动荡对能源安全造成严重冲击，全球能源供需格局面临深度调整。中国油气进口集中度高，航运通道风险大，中国能源安全面临的外部形势更趋复杂。在能源安全和碳减排的双重要求下，无碳和低碳燃料相关产业发展迎来重大机遇。可再生能源制取的绿氢，能够实现工业领域化石能源制氢的替代，也可以在钢铁、化工、交通等难以通过可再生能源实现降碳的领域发挥重要作用。电力领域碳减排是实现“双碳”目标的主战场，其主要手段在于不断提高太阳能、风能等新能源在电力系统中的占比。近年来，我国的新能源发电成本快速下降，装机规模快速提升，但光伏、风电存在间歇性、随机性、波动性的特点，无法直接满足电网及用户的需求，如无有效的调节方案将造成了大量的弃风、弃光现象。作为破题之道，氢可在源网荷储四方面与电力系统深度融合，支撑新能源大规模开发利用。在电源方面，氢可通过燃气轮机甲烷掺氢燃烧、氢燃料电池、煤电锅炉掺氨燃烧等手段降低发电端的碳排放，实现发电端的灵活性调节。在网5 方面，氢可通过管道进行长距离输送，可以作为特高压电力输送的一种有效补充。在负荷方面，电解水可作为柔性负荷，可提供需求侧灵活响应，实现可再生能源大规模消纳。在储能方面，氢作为储能手段，可实现电、热、氢三者安全高效地互相转化，是一种跨日、月、季节的长时储能形式。四、能源转型：氢能引领的新型能源系统解题之法 目前全世界正处于能源生产和消费革命新时代，构建清洁低碳、安全高效的能源体系是未来能源发展的方向。我国能源结构是以高碳的化石能源为主，推动碳减排，就必须推动以化石能源为主的能源结构转型。能源系统低碳化需要供应方和消费方进行系统性的转变，油气资源未来将与可再生能源协同开发、相互转化、共同利用，形成以化石能源为代表的油气资源和以氢能、电能为代表的可再生能源共同构成的新型能源系统。新型能源系统应该是由以新能源为主体的新型电力系统和以“新型油气”为主体的新型非电系统两部分作为主要支撑，两者相互促进，相互依托，以绿色氢能为桥梁，共同组建中国式新型能源体系。为此，新型能源系统需要在建设分布式能源设施，发展多能融合的区域供能系统，支持清洁燃料接入油气管网等方向寻求突破。大规模电气化是实现降碳的有力抓手。然而，仍有部分行业难以通过直接电气化实现降碳，包括钢铁、化工、公路运输、航运和航空等。由于氢能具有动力燃料和工业原料双重属性，通过构建“电-氢”耦合体系可以在稳定电力系统同时，实现绿色能源以氢的形式向新型能源系统拓展，在难以通过直接电气化实现降碳的领域发挥重要作用。6 氢能可以促进更高比例的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；“电-氢”耦合可以促进可再生能源消纳，有助于可再生能源电力成本的降低，进而实现绿色电能和绿色氢能的经济性的共同提高；大规模建设的储氢设施和输氢管网可以实现能源的时空转移，促进我国能源供应和消费的区域平衡；氢能与电能作为能源枢纽，更容易耦合热能、冷能、燃料等多种能源，共同建立互联互通的现代能源网络，形成极具韧性的能源供应体系，提高能源供应体系的效率和经济性。五、氢与甲醇：“氢基”能源的多元化转变 氢气的质量能量密度（120MJ/kg）高，但常温常压下的体积能量密度（标况10.7MJ/m3）低，爆炸极限浓度（4%）低。目前氢主要以压缩气体或液体的形式储存并输送，经济性并不理想，人们一直在寻找氢的高效载体，实现氢能安全、高效且廉价的存储和输送。氨作为储氢载体和理想零碳燃料的研究近年来得到迅速发展，其生产技术工业化成熟，储存运输难度小，并更易于长时间储存和运输。氨既可与煤粉混烧发电，也可单独应用于锅炉和燃气轮机发电，亦可替代化石燃料应用于船用内燃机，其将随着技术的进步成为一种重要的二次能源。目前以氨供氢、以氨代氢也已成为国际发展趋势之一，各主要经济体均对其规模化生产和使用高度重视。甲醇亦是理想的储氢载体。作为重要的化工原料，是有机合成工业的重要中间体和溶剂，在化学工业中具有重要地位，其在能源和化工产业链技术基本成熟，7 已经具备大规模推广应用的条件。作为一种动力燃料，甲醇具备高辛烷值，可用作内燃机中的汽油添加剂或替代品，既可实现内燃机高效燃烧，还可降低碳和氮氧化物的排放，可以作为汽油的低成本替代品。因此，氢能的发展无法脱离氨醇，一方面，氨和甲醇是氢的重要下游产物，工业应用广泛且具有较为成熟的绿色制取手段；另一方面，作为氢的载体，氨和甲醇更方便储存和运输，可以作为重要的化石能源替代品，实现发电、交通等领域的降碳减排。从能源供给端来看，氢基能源与电能类似，长远看，将成为未来清洁能源体系中重要的二次能源；从能源消费端来看，氢基能源是用能终端实现绿色低碳转型发展的重要载体；从工业生产过程来看，氢基能源是重要的清洁低碳工业原料。因此，我们已可以隐约看到包括氢、氨、甲醇在内的氢基能源在未来能源体系中的重要角色。六、氢能体系：氢能发展的中国贡献“氢基”能源作为电能之后极具潜力的二次能源，其发展路径具有多元化的特征。从供应端来看，未来将形成以可再生能源制氢为主体，化石能源制氢+碳捕捉、生物质制氢为补充的多元供氢格局；从消费端来看，未来将形成氢基能源回流发电、交通消费、工业消费和跨地区输运并重的多元应用局面。与发达国家相比，我国氢能的技术水平和产业基础较为薄弱，各个环节装备及产品的性能、使用寿命、制造工艺等方面较国际第一技术梯队仍有一定差距。然而，我国具有良好的氢基能源供应和应用市场，且是目前全球唯一具有氢能全产业链优势的国家，发展氢能的规模化优势显著。氢能产业链包括制-储-输-用四个主要阶段，其多元化特点显著，规模化发展是实现氢能行业攻克难题、降本增效的有效途径。氢基能源体系建设可有效释放全国规模化新能源制氢潜力，拉动氢能全产业链规模化发展，有效加速我国氢能领域核心竞争力提升，培育我国新能源产业第二个增长极，促进国内经济持续高质量发展。当前全球正经历百年未有之大变局，我国审时度势提出了“四个革命，一个合作”的能源发展新战略。立足国情，加速氢能的规模化发展，不但可以为我国能源安全与低碳转型保驾护航，同时有望通过“氢能牌”助力全球气候治理下的能源转型，加强氢能领域国际合作，为全球能源安全和绿色转型提供中国方案。展望未来，氢能产业大有可为，将我们一起为其下一步的波澜壮阔的发展而蓄势待发吧。（本篇作者：李昇、姜海、余官培）8 第二解：氢能的绿色寻踪 一、引言 为应对全球气候变化，提高能源安全保供能力，大力发展绿色氢能已经成为全球共识。根据国际氢能委员会Hydrogen Scaling Up报告，到 2050 年氢能将承担全球 18%的能源终端需求，其中超过 95%的氢需要通过低碳方式生产。欧盟完善了可再生能源指令中的绿色氢标准，区域整体低碳电力组合供电制氢也可被认定为绿色氢，并逐步放宽对绿色氢的认证限制。日本低碳氢认证、德国TUV 绿氢认证、国际绿氢组织的绿色氢标准，将下游用氢环节中产生的碳排放也加入到碳核算范畴。我国当前仅有 2020 年发布了低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价团体标准，与国际上发布的标准相比，我国绿电认证体系中尚未对生产绿氢的电力来源要求配备绿证，同时也未将碳排放计量范围拓展到下游绿氢使用环节，未来亟需加强标准建设以完善我国与国际标准的协调统一。中国氢能标准体系框架图 绿电可通过氢基能源实现储存、运输，绿电与绿色氢基能源是理想的“过程性能源”载体。在“双碳”目标下，绿色氢基能源具有化石能源无法替代的独特作用，如在构建新型电力系统中，氢基能源既可实现跨季节性长时储能，又能解决可再生能源消纳难题，或在钢铁、化工等工业领域，氢基能源可实现行业深度脱碳。如何利用可再生能源获得“绿色氢基能源”是未来能源领域的重要研究方向。建立完善的氢基能源认证体系，需要对绿色氢基能源有明确定义，同时能够给予生产全生命周期中明确的温室气体量化标准。二、“绿”氢认证标准 9（一）欧盟“可再生氢”（Renewable Hydrogen）定义 2023 年 2 月 13 日，欧盟通过了可再生能源指令要求的两项授权法案。第一个授权法案规定了三种可被计入“可再生氢”的场景，分别是：可再生能源生产设施与制氢设备直接连接所生产的氢气；在可再生能源比例超过 90%的地区采用电网供电所生产的氢气；在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。第二项授权法案定义了一种量化可再生氢的计算方法，即可再生氢的燃料阈值必须达到 28.2 克二氧化碳当量/兆焦（3.4 千克二氧化碳当量/千克氢气）才能被视为可再生。该方法考虑到了燃料整个生命周期的温室气体排放，同时明确了在化石燃料生产设施中共同生产可再生氢或其衍生物的情况下，应当如何计算其温室气体排放。（二）日本“低碳氢”（低炭素水素）定义 2023 年 6 月 6 日，日本经济产业省（METI）发布修订版 氢能基本战略，该草案已经在可再生能源、氢能相关部长级会议上通过。该战略设定了“低碳氢”的碳强度目标，即从原料生产到氢气生产的碳排放强度低于 3.4 千克二氧化碳/千克氢气，并明确了境外生产氢的碳排放要涵盖长途运输等全生命周期。（三）美国“清洁氢”（Clean Hydrogen）定义 美国国家能源部发布“清洁氢”生产标准指南，该指南要求美国后续所制定的涉及“清洁氢”标准应当满足以下要求。支持生产“清洁氢”的各种方式，包括但不限于：使用带碳捕集、利用和封存技术（CCUS）的化石燃料，氢载体燃料（包括乙醇和甲醇），可再生能源，核能等；定义“清洁氢”一词，定量为在生产场所每生产 1 千克氢，产生的二氧化碳当量不高于 2 千克，全生命周期二氧化碳当量不高于 4 千克每千克氢。（四）国际可再生能源署 IRENA“绿氢”（Green Hydrogen）定义 国际可再生能源署 IRENA 发布“绿氢”政策制定指南 2020，其中定义“绿氢”，即用可再生能源生产的氢能。该指南提及最成熟的绿氢制备技术是基于可再生电能的水电解技术，同时也提及了其他可再生能源制氢方案，包括生物质气化与裂解、热化学水分解、光催化、生物质超临界水气化等。国际可再生能源署对于生产每单位绿氢的二氧化碳当量没有明确规定。（五）中国“绿氢”定义 10 中国氢能协会对“绿氢”作出了初步定义，“绿氢”是指通过可再生能源电解水制氢而得到的氢气，它是一种清洁能源，与传统的灰氢（通过化石燃料，煤炭、石油、天然气等，燃烧产生的氢气）有着明显的区别，“绿氢”的生产过程中使用的电力必须来自于可再生能源，如太阳能、风能、水能等。2020 年 12 月 29 日，中国氢能联盟提出低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价，当中指出在单位氢气碳排放量方面，低碳氢的阈值为 14.51 千克二氧化碳当量/千克氢，清洁氢和可再生氢的阈值为 4.9 千克二氧化碳当量/千克氢，同时可再生氢要求其制氢能源为可再生能源。三、“绿”氨认证标准（一）欧盟“可再生氨”（RFNBO）定义 11 欧盟可再生能源指令中定义了可再生燃料产品组“RFNBO”，基于可再生氢生产的液态燃料，如氨、甲醇或电子燃料，同时被视为 RFNBO。欧盟对于生产每单位绿氨的二氧化碳当量没有明确规定。（二）日本“低碳氨”（低炭素）定义 2023 年 6 月 6 日，日本经济产业省（METI）发布修订版 氢能基本战略，为氢和氨的生产设定全生命周期碳排放强度指标，“低碳氨”（低炭素）的定义为生产链（含制氢过程）的碳排放强度低于 0.84 千克二氧化碳当量/千克氨。（三）国际绿氢组织“绿氨”（Green ammonia）定义 2023 年 1 月 14 日，国际绿氢组织（GH2）宣布对绿氨标准进行更新，新标准规定由绿氢制成绿氨（Green ammonia）的温室气体排放强度标准不应超过 0.3千克二氧化碳当量/千克氨。（四）IRENA“可再生氨”（Renewable Ammonia）定义 2022 年，国际可再生能源署（IRENA）和氨能协会（AEA）联合发布创新展望：可再生氨，报告中定义“可再生氨”（Renewable Ammonia）是利用可再生电力生产的氢气和从空气中净化的氮气生产的。可再生氨用于生产氨的所有原料和能源都必须是可再生能源（生物质、太阳能、风能、水电、地热等）。国际可再生能源署对于生产每单位绿氨的二氧化碳当量没有明确规定。（五）中国“绿氨”定义 目前，国内关于“绿氨”尚无官方机构和权威组织的统一定义。行业内具备相关发声，国内企业对绿氨的定义主要关注其原料氢是否由可再生能源电力制取，对生产过程中的碳排没有明确的要求。中投顾问提出绿氨指电解制氢、带碳捕捉的生物质制氢等工艺获得原料氢的氨产品，绿氨被归类为基本上零碳排放的氨；金联创化肥提出绿氨是通过风能、太阳能等可再生能源电力电解水产生氢气，再结合空气中的氮气合成氨，绿氨全程以可再生能源为原料进行制备；智研瞻产业研究院提出绿色氨是通过使用可再生能源（如风能、太阳能等）来制造氢气，然后将氢气与氮气进行合成得到的氨。12 四、“绿”甲醇认证标准（一）国际可再生能源署 IRENA“可再生甲醇”Renewable Methanol 定义 2021 年国际可再生能源署 IRENA 发布创新场景：可再生甲醇，报告指出“可再生甲醇”（Renewable Methanol）所需原料来源必须全部符合可再生能源标准，且只有生物质循环利用及绿电制绿氢再制甲醇的这两种方式的甲醇产品才能称为“可再生甲醇”。生物质循环利用制甲醇（生物甲醇 Bio-methanol）：由生物质生产的生物甲醇。可持续生物质原料包括，林业和农业废弃物及副产品、垃圾填埋场产生的沼气、污水、城市固体废物和制浆造纸业的黑液。将生物质原料进行预处理后，通过热解气化，产生含有一氧化碳、二氧化碳、氢气的合成气，再经过催化剂合成生物甲醇。此外，将生物质厌氧发酵产生的沼气，直接重整，或将其中的二氧化碳分离，加氢重整，也可合成生物甲醇。绿电制绿氢再制甲醇：利用绿氢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），即来自于生物质能产生或从空气捕集的二氧化碳。绿氢与可再生二氧化碳经过高温高压合成可再生甲醇，13 尽管后续甲醇燃烧时还会产生二氧化碳，但是由于这些碳排放是经过循环捕集来的，所以全生命周期甲醇的碳排放为 0。（二）欧盟“可再生甲醇”Renewable Methanol 定义 基于可再生燃料产品组“RFNBO”，欧盟可再生能源指令（RED）的补充条例中提出，考虑脱碳进程，在短期内，利用已计入欧盟排放交易体系，在工业中捕集获得的二氧化碳制备的甲醇可以暂认为“可再生甲醇”（Renewable Methanol），但全生命周期碳排放不超过 28.2 克二氧化碳当量/兆焦（3.4 千克二氧化碳当量/千克氢气）。（三）美国“绿色甲醇”Green Methanol 定义 目前，尚未查询到美国有关绿色甲醇的统一标准或定义，经网络报道，2023年 9 月美国 OCI 公司宣布拟扩建绿色甲醇（Green Methanol）项目，其绿色甲醇将使用可再生原料的混合物生产，包括 RNG、绿色氢气和其他原料。上述报道中其绿色甲醇主要原材料均为可再生原料。（四）中国“绿色甲醇”定义 目前，国内关于“绿色甲醇”还没有官方机构和权威组织的统一定义。全球甲醇行业协会中国区提到，关于绿色甲醇的定义，目前全球并没有明确的说法，如果能够使用可再生的原料制取甲醇，并且其全生命周期的碳足迹能够做到足够低，就可称为绿色甲醇。14 五、中国方案助力全球绿色氢基能源标准融合统一 绿色氢基能源会受到市场和政策的双重推动，因此需要在中国制定自己的绿色氢基能源标准。首先，目前各国对绿氢的术语定义并不统一，存在“可再生氢”（Renewable Hydrogen）、“低碳氢”（低炭素水素）、“清洁氢”（Clean Hydrogen）“绿氢”（Green Hydrogen）等多种相似概念的术语，绿氨、绿甲醇标准体系更加混乱。其次，对于其生产方式是否一定涉及电解水尚有争议，如美国支持“清洁氢”的生产方式可使用带碳捕集、利用和封存技术（CCUS）的化石燃料、生物质、核能等非电解水制氢的方式，而日本认为“低碳氢”的生产方式应为电解水制氢。最后，各国对当量的碳排放标准尚无共识，绿色氢基能源生命周期温室气体排放量二氧化碳当量阈值并不统一。我国是目前全球唯一具有绿色氢基能源全产业链优势，可通过规模化开发应用攻克技术难题，解决绿色氢基能源大规模经济性利用核心问题的国家，因而急需一套统一的绿色氢基能源标准认定体系。（一）明确绿氢（氨、醇）标准并纳入认证体系 未来我国构建氢基能源认证标准体系应有明确的目标，需要在国家层面制定一套“绿氢（氨、醇）术语”标准，明确绿氢的定义，确定绿氢（氨、醇）生产场景，定量温室气体排放阈值。结合国内氢能产业发展，研究制定符合我国国情，同时与国际标准接轨的绿色氢基能源标准，降低绿色贸易壁垒和国际监管风险。（二）推进氢市场和碳市场深度融合 推进绿色氢基能源全产业链绿色价值认证，建立完善绿色氢基能源生命周期碳排放核算体系，以碳价值激励氢基能源产业规模化发展。构建氢基能源碳足迹认证方法和标准，打造清洁低碳的生产供应链。建立各类氢基能源项目碳排放数据监测体系，推进我国氢基能源国际化合作。（三）推进绿氢与绿证的耦合发展 绿证作为电力绿色属性的标志已经得到全球主流经济体的广泛认可，其可以实现电力能源属性与绿色属性的解耦，推动绿色氢基能源与绿证的耦合发展，可助力绿色氢基能源的规模化发展和降低制备成本，加速绿色氢基能源的市场渗透率，为绿色氢基能源的高质量发展保驾护航。15 第三解：氢基能源制取之谜 一、绿氢替代趋势逐渐显现 氢气作为二次能源，需要通过能量转化过程从煤、烃类和水等物质中提取。氢气制备途径多样，根据氢气制取过程中的碳排放量不同可以分为“灰氢”、“蓝氢”和“绿氢”。“灰氢”指通过煤炭、石油、天然气等化石能源的重整制氢，和以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢（PDH）等为代表的工业副产氢，生产过程中释放大量的二氧化碳，但因技术成熟且成本较低，是当前主流制氢方式；“蓝氢”是在灰氢的基础上，将 CO2副产品捕获、利用和封存（CCUS），减少生产过程中的碳排放，实现低碳制氢；“绿氢”是通过可再生能源（如风电、水电、太阳能）制氢、生物质制氢等方法制得的氢气，生产过程基本不会产生二氧化碳等温室气体，保证了绿氢的生产过程零排放。根据国际能源署（IEA）最新公开统计数据：2021 年全球氢气产量约 9400 万吨/年，氢能产量主要来源于化石能源制氢，占比高达 81%，其中天然气制氢占62%、煤制氢占 19%；低碳排放制氢占比仅 0.7%，电解水制氢的产量仅为 3.5 万吨，仅占 0.04%。由于化石能源制氢可为行业引入低成本氢源，近 10 年天然气制氢占比较大，我国氢气年产量约为 3300 万吨，主要由化石能源制氢和工业副产氢构成，其中煤制氢占 62%、天然气制氢占 19%、工业副产氢占 18%，与我国“富煤贫油少气”的能源特征相符，可再生能源制氢规模还处于起步阶段，占比很小。在双碳背景下清洁能源加快发展，电解水制氢将逐步占主导地位，未来全球氢气将逐步转化为利用可再生能源电解制氢的方式进行供给。二、绿氢制取可再生能源电解水制氢为最成熟的路径 绿氢制取技术包括利用风电、水电、太阳能等可再生能源电解水制氢、太阳能光解水制氢及生物质制氢，其中可再生能源电解水制氢是应用最广、技术最成熟的方式。（一）电解水制氢 电解水制氢即通过电能将水分解为氢气与氧气的过程，该技术可以采用可再生能源电力，不会产生 CO2和其他有毒有害物质的排放，从而获得真正意义上的“绿氢”。电解水制氢原料为水、过程无污染、理论转化效率高、获得的氢气纯度高，但该制氢方式需要消耗大量的电能，其中电价占总氢气成本的 6080%。16 电解水制氢技术主要包括碱性电解水（ALK），质子交换膜电解水（PEM）和固体氧化物电解水（SOE）以及其他电解水技术。前三者的基本原理如下图所示。电解水制氢技术基本原理图 碱性电解水（碱性电解水（Alkaline Water Electrolysis，ALK）制氢）制氢是指在碱性电解质环境下进行电解水制氢的过程，电解质一般为 30%质量浓度的 KOH 溶液或者 26%质量浓度的 NaOH 溶液。较之于其他制氢技术，碱性电解水制氢可以采用非贵金属催化剂，且电解槽具有 15 年左右的长使用寿命，因此具有成本上的优势和竞争力。碱性电解水制氢技术已有数十年的应用经验，在 20 世纪中期就实现了工业化，商业成熟度高，运行经验丰富，国内一些关键设备主要性能指标均接近于国际先进水平，单槽电解制氢量大，易适用于电网电解制氢。但是，该技术使用的电解质是强碱，具有腐蚀性且石棉隔膜不环保，具有一定的危害性，碱性电解水制氢系统主要包括碱性电解槽主体和辅助系统（BOP）。碱性电解槽主体由端压板、密封垫、极板、电板、隔膜等零部件组装而成，电解槽包括数十甚至上百个电解小室，由螺杆和端板把这些电解小室压在一起形成圆柱状或正方形，每个电解小室以相邻的 2 个极板为分界，包括正负双极板、阳极电极、隔膜、密封垫圈、阴极电极 6 个部分。17 碱性电解槽结构图 碱性电解槽主要成本构成为电解电堆组件（45%）和系统辅机（55%）；电解槽成本中 55%是膜片及膜组件。依据行业内多家主流厂商的数据分析，碱性电解槽的 2025 年及 2030 年的主要技术参数和投资水平如下：碱性电解槽技术参数及展望 18 质子交换膜（质子交换膜（Proton Exchange Membrane，PEM）电解水）电解水技术是指使用质子交换膜作为固体电解质替代了碱性电解槽使用的隔膜和液态电解质（30%的氢氧化钾溶液或 26%氢氧化钠溶液），并使用纯水作为电解水制氢原料的制氢过程。和碱性电解水制氢技术相比，PEM 电解水制氢技术具有电流密度大、氢气纯度高、响应速度快等优点，PEM 电解水制氢技术工作效率更高，易于与可再生能源消纳相结合，是目前电解水制氢的理想方案。但是由于 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备需要使用含贵金属（铂、铱）的电催化剂和特殊膜材料，导致成本过高，使用寿命也不如碱性电解水制氢技术。目前中国的 PEM 电解槽发展和国外水平仍然存在一定差距，国内生产的PEM 电解槽单槽最大制氢规模大约在 260 标方/小时，而国外生产的 PEM 电解槽单槽最大制氢规模可以达到 500 标方/小时。PEM 电解水制氢系统由 PEM 电解槽和辅助系统（BOP）组成。PEM 电解槽由质子交换膜、催化剂、气体扩散层和双极板等零部件组装而成。电解槽的最基本组成单位是电解池，一个 PEM 电解槽包含数十至上百个电解池。PEM 电解槽结构图 质子交换膜电解槽成本中 45%是电解电堆、55%是系统辅机；其中电解电堆成本中 53%是双极板；膜电极成本由金属 Pt、金属 Ir、全氯磺酸膜和制备成本四要素组成。由于 PEM 电解槽的质