随着气候变化问题和能源安全等问题日益突出，世界各国都在寻求通过大力发展清洁能源的方法来推动能源变革以实现绿色发展。绿氢能是一种能量密度高、来源多样、用途广泛且清洁环保的二次能源，能够作为重要的能源载体来实现电、气、热等不同形式能源之间的相互转化 ^[1–6］，绿氢是指利用可再生能源方式获取的氢气，主要制备方式是通过可再生能源产生的电力来电解水制备氢气^［7］，其从生产到消费全过程碳排放量几乎为零，其大规模应用可以实现零碳排放。

2022年，我国《氢能产业发展中长期规划（2021— 2035年）》^［8］中正式将氢能纳入我国能源发展战略，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。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。据中国氢能战略联盟预测^［9］，预计2060年我国氢气需求量超过1 × 10⁸ t，绿氢在全部氢能中的占比超过80%。绿氢占比在终端能源消费体系中的上升，将加快推动能源系统的转型升级^{［10–12］}。

氢能产业链包括氢气制备、氢能储运、氢能加注和氢能利用等，目前从新能源企业到传统化石能源企业，都在分阶段、有侧重地进入氢能的“制储输用”全链条，大力布局氢能产业，这将进一步推动可再生能源制氢产业规模化发展，助力产业低碳转型。本文聚焦可再生能源发电制取绿氢，重点分析绿氢制备和氢能储运这两个关键技术的特点和发展趋势，指出绿氢发展的瓶颈，最后对传统电力企业在可再生能源发电制绿氢领域的未来发展提出建议，以期为企业在能源换代发展方面提供参考。

1 电解水制绿氢 1.1 电解水制氢技术的类型与现状

在众多可再生能源制取绿氢技术中，可再生能源发电制氢技术是当前的主流技术，其中 “风电制氢/太阳能发电 + 电解水制氢”技术最成熟，产业基础较好且应用最广泛。而其他技术，如太阳能光催化制氢和生物质制氢等还有待进一步研究。

可再生能源发电制氢的关键是电解槽。根据电解槽的不同，电解水制氢技术路线可分为三种：碱性电解制氢、质子交换膜电解制氢、固体氧化物电解制氢。三种电解水制氢技术路线对比如表1所示。

（1）碱性电解制氢技术。国内外碱性电解水技术成熟，具有成本相对较低、商业化程度高且单槽电解制氢量大等优点，但目前对电力波动的适应性差，适用于稳定的电网来大规模电解制氢，不易与可再生能源消纳相结合。

（2）质子交换膜电解制氢技术。国外该技术已实现商业化，国内还处于商业化初期。质子交换膜电解技术电流密度大、运行灵活性高且响应速度更快，与波动性和随机性较大的光伏机组和风电机组具有良好的匹配性^［13］。

（3）固体氧化物电解制氢技术。目前国内该技术处于试验示范阶段，但未进行商业化应用。由于其制氢需高温环境，较适合于产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统中。

1.2 发展趋势

目前碱性电解槽技术成本较低且经济性较好，市场上大规模电解制氢仍以碱性电解槽技术为主，目前1 000 Nm³H₂·h⁻¹的碱性电解槽已在国内多个大型绿氢项目中应用。未来随着电解水制氢技术工艺的不断成熟，质子交换膜电解槽成本会随之降低，商业化程度将与碱性电解槽不相上下。随着中国氢气需求量的大幅上升及绿氢在氢气制取来源中的占比的提高，未来电解水制氢设备的市场规模将迅速增长，企业应根据碱性电解槽技术和质子交换膜电解槽技术各自与可再生能源电力系统的适配性，将其应用到光伏发电和风力发电工程领域中。

2 氢能储运

目前已商业化的储能技术主要有抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能和热水/熔盐等储能技术。其中：抽水蓄能是最成熟的大规模储能方式，但其建设对地址条件要求高、建设周期长和动态调节响应速度慢；压缩空气储能技术同样会受建设地形制约，目前处于商业化示范初期^［14］；电化学储能包括铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池等，其中磷酸铁锂电池化学储能发展迅速，但储能规模和周期受限；熔盐储热技术主要应用于光热发电站领域。在未来的新型电力系统中，能够大容量且长时间尺度充分消纳利用可再生能源的储氢技术是其他型式储能的有益补充，是推动多能互补和源网荷储一体化发展的重要手段。

2.1 氢气储运技术的类型与现状

目前氢能储运技术是氢能全产业链应用的薄弱环节，也是我国氢能布局的瓶颈。不同氢气储运方式的优缺点及主要应用如表2所示^{［15–16］}。

（1）储氢方面。高压储氢技术最成熟，是目前最常用的储氢技术，但储氢密度低，安全性能较差。低温液态储氢技术储氢密度大且安全性相对较好，但其氢液化能耗大，对储氢容器的绝热要求很高，导致其储存成本过高。有机液态储氢技术储运过程安全高效，但多种技术瓶颈仍限制其大规模商业化应用。固体材料储氢技术尚处于攻关研究阶段。利用盐穴、废弃矿井和含水层等特殊地质进行储氢现国外已有成功的应用案例，适合于长期规模化储氢。甲醇储氢因其极好的安全便捷性，且应用前景广阔，而被称为“液态阳光”。2020年我国成功建成了全球首个千吨级“液态阳光加氢站”示范工程项目。此外，我国也逐步建设一些储氢示范性工程支持氢能产业的发展，比如“安徽六安国内首个MW级氢储能项目”“江苏如东光氢储一体化项目”和“张家口200 MW/800 MW·h 氢储能发电工程”等。

（2）输氢方面。当前高压气态储运是氢气输送的主要方式，分为长管拖车和管道运输两种，长管拖车是我国长距离氢气运输的主流方式，但长距离大容量输送时效率较低且成本较高。此外，液氢船运输和液氢槽车在大规模氢气运输中也有应用。输氢管道具有输氢量大且能耗低等优势，可实现氢气大规模和长距离输送，但前期管道等设施建设投资成本较大。我国纯氢掺氢管道研究起步较晚，长距离输氢管道项目不多，目前主要有“金陵−扬子氢气管道”“ 巴陵−长岭氢气提纯及输送管线”“济源−洛阳氢气管道”和“定州−高碑店氢气管道工程”等。

总的来说，我国在氢气储运方面已经取得了一定的进展，但仍需加速打破氢气储存和运输的技术壁垒，同时降低建设成本，提高市场接受度，确保全过程的安全环保性，实现氢的规模化储运，从而加快氢能产业发展。

2.2 发展趋势

（1）储氢方面。技术成熟度高且运营成本低的高压气态储氢在短期内仍是主流方式，为促进广泛运用需提高其安全可靠性。低温液态储氢技术和轻质高效的固态储氢能够大规模储氢，是未来的研究重点，但亟待相关技术攻关来降低成本^［16］。用盐穴、废弃矿井和含水层等特殊地质储氢和“液态阳光”储氢方式也受到了关注。

（2）输氢方面。目前高压气态储氢仍是国内发展的主流，适合于短距离运输。低温液态输氢、固体材料输氢和长管拖车方式输氢还远不能实现大规模运输氢能的目标。长期来看，管道输运是未来发展的必然趋势，其中天然气掺氢管道输送可利用已建设的天然气输配管网与基础设施，因此探索掺氢天然气方式可实现氢能的低成本、规模化和连续性供应。

3 绿氢发展瓶颈

绿氢的大规模部署还需思考和解决很多问题：氢气生产成本、氢气相关技术、基础设施、市场需求、政府法规、行业标准及认证、水的供应和环境影响等。其中氢气生产成本和氢气储运技术是主要技术瓶颈^[17]。

3.1 氢气生产成本

电解制氢成本是目前工业化制氢领域最高的，其单位制氢成本是煤制氢的4 ～ 5倍^［8］。电解制氢成本主要由三部分组成：①电力成本。依靠风电、光伏等可再生能源产生的电力，将水电解成氢气和氧气。②投资成本。主要为电解槽系统成本。③运维成本。其中电价占其总成本的60%～80%^［18］，是制约电解水制氢技术推广使用的最重要原因。

3.2 氢气储运方式

氢气的体积能量密度相对较低，对液化能量的需求非常高。氢气的储存和运输被认为是氢能源产业大规模发展和应用最困难的阶段。氢储运在电解水制氢和氢能利用环节起到衔接作用，因此安全经济、高效可行的储运模式能够显著提升绿氢产业核心竞争力，建议需要加快氢储运技术与装备、安全检测技术与规范和管网安全运行保障等系列关键技术的研究和攻关^［19］。

4 传统电力企业发展建议

传统电力企业具有丰富的电力工程经验，可基于已有的发电业务来延伸产业链，以便切入绿氢赛道。氢气制备和储运对于电力企业来说是较好的切入点。对传统电力企业在绿氢领域的发展主要有以下几点建议:

（1）绿氢实现产业化还有很大的难度，对于绿氢行业未来存在不可预期的大量投入和面临的政策、技术等诸多风险，都需要企业有充足的思想准备。

（2）目前纯绿氢制备项目缺乏成本优势，但在我国三北地区，大量可再生能源电力如风电和光伏发电还存在不能并网的情况，存在弃风弃光现象，造成能源浪费，因此企业可考虑新能源弃风弃光电量制绿氢项目。

（3）液态储氢、盐穴储氢和管道输氢具有较好的市场前景，国内很多电力企业在这些领域有项目业绩与经验，在上述市场领域是具有竞争优势的。

5 结语

发展氢能是“双碳”目标的必经途径，加快研究绿氢制备技术，降低制氢成本是必然的发展趋势。存储时间长、运输距离远且消纳利用渠道多的氢储能是极好的能量载体，可对光伏和风电等不稳定新能源进行充分的消纳利用，助力构建配置能力强、安全可靠性高且绿色低碳的全球能源互联网。传统电力企业涉足其中，不仅可以拓展自身主业的发展，还可以抢占能源转型的全新制高点。