郑南峰院士：打造绿电-绿氢-X闭环示范应用场景，支撑氢能上下游产业的全链条标准体系。

当前，绿氢制备价格大于15元 / 千克，灰氢约为10元 / 千克，这一差距是绿氢实现规模化应用的关键瓶颈。从成本构成看，电力成本在绿氢生产成本中占比高达60%。其中，陆上风电的电力成本占比为40%—60%，但是当陆上风机利用超过3000小时，绿氢制备成本可降至10—15元/千克，接近传统煤制氢成本水平；海上风电制氢环境更加复杂，建设与运维成本大幅增加，电力成本在绿氢总成本中的占比攀升至60%—80%。但是在海上场景中探索直接加注氨动力燃料模式，即在海上平台完成制氢、合成氨全流程后直接加注，再与航运业、氢氨供应链深度整合，相比陆地绿氢应用具备更优的经济性与场景适配优势。

此外，电力价格与可再生能源上网电价直接关联，成本受电价政策直接影响，在电网稳定性较差的地区，额外叠加储能系统建设与运营成本，进一步推高电力端支出。同时绿色氢基能源面临“源—荷空间错配”，导致供应链成本在终端用能成本中占比极高。电解槽设备折旧费、运维费、水价、辅机和用地成本等都是制约绿氢价格下降的重要因素。 

电解水制绿氢系统由电解槽、电源系统、储氢装置、水处理系统及辅助控制系统构成。其中，电解槽是核心反应单元，膜电极作为电解槽的“心脏”，由催化剂层与质子交换膜（或碱性隔膜）组成，二者共同决定系统的效率、稳定性与制氢纯度，是绿氢制备高效进行的核心要素。传统电解槽主要基于稳定电力输入设计，然而新能源发电的骤升、骤降或频繁启停时的功率波动会破坏电解槽内部平衡。

尤其新能源发电波动导致电流密度频繁变化，使膜电极反应界面容易处于不稳定状态。当前市场上最成熟的碱性电解水制绿氢技术路线采用多孔隔膜，在新能源发电波动工况下，氢气易渗透至氧气侧，存在爆炸隐患，同时还会因温压波动、气阻等问题影响电解槽性能。

处于研发示范阶段的阴离子交换膜（AEM）电解水制氢技术路线，其核心也在于膜的稳定耐久性，目前其膜材料在新能源发电实际工况下的衰减机制尚需明确，以提出有针对性的改进方案，以提升其性能和稳定性。

在储存方式方面，氢气在气态储存时，能量密度低，需压缩至高压才能满足实用储存量，这对容器耐压性能提出更高要求、增加制造成本，同时存在泄漏或损坏等极易引发爆炸的安全隐患。

液态储存时，虽能提高储存密度，但需将氢气冷却至超低温（-253℃以下），过程能耗大，且维持超低温需特殊保温设备，储存成本骤升，同时液态氢还会因蒸发产生损耗。在运输成本方面，氢气气态运输常用高压长管拖车或管道运输，前者运输效率低、单车载量有限，长途运输还需消耗大量能源维持高压，且车辆购置与维护成本高；后者因氢气渗透性和腐蚀性强，对管道材质、密封性要求严苛，需特殊材料和工艺，且维护需专业技术设备，建设成本极高。

液态运输使用专用低温槽车，槽车制造成本高，运输中需严格控温防蒸发，既增加能耗，又因蒸发损耗降低实际运输量，进一步推高成本。此外，气态与液态运输均需建设加氢站、运输管道等基础设施，且维护需大量资金投入，导致氢气整体运输成本居高不下。

安全标准与成本控制是产业界的刚性底线，而学术研究往往为追求单一性能指标，忽略安全冗余设计和成本控制。这种追求目标的错位，不仅导致技术转化效率低下，还给绿氢工程应用带来可靠性风险。

此外，学术研究聚焦的能耗降低、冷启动等性能成果突破，多基于短期实验数据，缺乏长期连续运行的工程验证，难以直接满足产业实际需求。同时科研创新设计以高效整合为追求，产业落地则以规范安全为核心，进一步加剧工程落地难度。科研常常通过极致整合、压缩冗余等方式实现突破，但产业界需严守安全与运维规范，对操作空间、安全间距有刚性要求，最终导致创新设计需反复调整适配，产生工程化难题。

更重要的是，放大效应引发的耐久性问题给绿氢项目工程化带来技术验证瓶颈，例如，随着电解槽向大型化、高电密发展，槽内“电—热—质”一致性成为影响设备效率和可靠性的关键因素，但现有技术手段无法对其进行直接测量，导致工程化过程中难以精准评估设备寿命，增加了产业应用的不确定性。 

截至2024年底，全国累计发布氢能专项政策超560项，国家标准化管理委员会累计发布氢能直接相关国家标准127项。但实际氢能发展依然面临政策不完善、落地碎片化，引发行业全链条标准缺失等问题。在运输环节，部分铁路因历史定位等因素，其既有标准与氢能运输需求不匹配，形成流通壁垒；在市场激励层面，环境属性认证体系不完善，减碳价值量化缺乏统一标准，碳交易、绿电补贴等配套机制缺失，导致市场参与动力不足。

此外，氢能标准细分方向供给不足，部分环节标准覆盖存在空白，导致企业在生产、运营中缺乏明确依据，也增加了跨区域、跨企业协作成本，直接阻碍氢能产业规模化进程。同时由于标准迭代与产业演进节奏错位，氢能技术迭代速度快，现有标准制定周期较长，部分标准发布时已与产业最新技术路线脱节。

而且标准实施效果的监督评价体系尚未健全，既无法及时发现标准与产业的适配问题，也难以推动标准根据技术进展动态优化，进一步加剧了“标准滞后—应用受阻—创新放缓”的困境。 

为破解上述绿氢产业发展难题，我国亟须从战略规划、模式创新、技术突破、场景应用、政策完善、标准构建等多个维度协同发力，通过优化产业战略布局、降低生产与应用成本、升级迭代关键核心技术、开展推广示范应用工程和前瞻性制定国际标准，构建系统性、全链条的产业支撑体系，从而推动产业高质量、可持续发展，助力我国实现能源转型和“双碳”目标。 

整合风—光—土—水—供应链多资源信息，开展源荷协同的氢基能源供应链系统优化规划。通过数字化建模，分析不同区域的可再生能源禀赋（如风光资源分布）、土地承载能力、水资源供应及运输网络布局，实现制氢站点与资源分布的精准匹配。例如，在风光资源富集且临近水源的区域布局离网制氢项目，减少跨区域运输成本；结合供应链节点优化储氢、运氢设施选址，降低“源—荷空间错配”导致的终端成本溢价， 从系统层面提升资源利用效率，为成本优化奠定基础。

相比主流并网型制氢工程需要支付高额容量费，离网制氢可直接免去过网费，大大降低电力核心成本支出，为绿氢成本的下降提供有力支撑，工程综合成本优势更为突出。同时通过直接利用风能、太阳能等可再生能源进行制氢，确保制氢全生命周期的零碳足迹，契合绿氢的低碳属性要求，避免因依赖电网间接供电可能引发的碳排放核算争议。在电网冲击层面，离网制氢模式减弱了制氢系统对电网的冲击及依赖性，有效减少“弃风弃光”现象，提升可再生能源的整体利用效率，间接降低单位制氢的能源成本，实现制氢系统与电网的协同优化。 

针对传统电解槽难以适应绿电波动性的问题，采用适应宽功率波动的碱性电解水—质子交换膜电解水（ALK—PEM）混联制氢技术方案，通过智能控制模块，实现与风光发电随机波动的精准匹配。其中 ALK 在功率稳定区间承担主力制氢任务，最大化成本效益；PEM 则依托毫秒级动态响应速度与宽功率调节范围，在功率波动时发挥关键作用。

同时针对 ALK 技术，重点研发高效电极与复合隔膜，同时开发高效分离技术与精准调控技术；针对 PEM 技术，开展跨尺度的气—固—液三相界面研究，实现工况下核心材料跨尺度的一致性表达，开发高精度涂布设备与工艺，优化浆料流变特性、改进涂布参数，实现膜电极均匀涂布；针对 AEM 等新兴技术，聚焦膜材料稳定性与结构优化，建立膜电极衰退机理解析体系，运用原位表征技术，实时监测膜材料在实际工况下的化学结构、离子传导性能变化，优化流道结构设计，通过模拟电解液流动状态与压力分布，改善流道内物质传输均匀性，延长膜的使用寿命。

打造局部闭环应用场景是解决氢气储运弊端的有效方式，例如，零碳矿山“绿电—绿氢—氢能矿卡”模式优势明显。绿电通过电解水产生绿氢，绿氢直接供给矿区内的氢能矿卡，无需长距离氢气运输，大大降低了储运过程中的安全风险和成本损耗。重点推进绿氢向液体燃料的温和高效转化工艺研发与应用，从根本上规避氢气直接储运的技术瓶颈，进一步拓展绿氢应用领域。

例如，推广应用氢醇直连技术，通过精简氢气压缩工段及相关工艺设备配置，从源头降低电—氢—醇转化系统在层级传递过程中的能耗损失；打造“风光发电—绿氢制备—绿氨合成”产业基地，推动灰氨生产方式向绿氨生产转型；依托海上丰富的风光可再生能源，推进海上氢基能源平台规划建设，构建“海上风光发电—海上制氢—液体燃料合成”一体化产业链，实现海洋能源的高效开发利用，同时就地转化减少氢气长距离运输环节，大幅降低综合成本。 

强化标准体系协同，打通氢能与电力、化工等关联行业的标准壁垒，建立跨行业标准协调机制，明确氢能在能源转换、化工合成等场景中的接口规范，形成贯通的全链条支撑体系。

鼓励行业机构与氢能企业共建实证实验平台，开展关键装备检验检测与标准验证，完善质量、标准等体系，形成适应我国氢能产业发展特色的“质量—标准—计量—认证”一体化解决方案。对标国际先进技术与标准框架，针对清洁氢界定、绿色氢基燃料应用等前沿领域，牵头制定符合我国资源禀赋的标准方案；同时探索建立国际氢能贸易互认机制，推动我国标准与国际接轨。

加强标准规划与技术研发同步化，开展基础性技术研究，培养懂技术标准的复合型人才，通过全流程跟踪、定期评估与迭代优化，确保标准与产业发展节奏同频，实现“标准引领产业、产业反哺标准”的良性循环。