绿氢成本困局能否迎来新解？

当下，氢能产业正处在走向规模化应用的关键转折期。一方面，全国规划产能已突破千万吨，另一方面，煤制氢的成本焦虑成为业界共识。近日，在四川乐山市举行的新型储能与氢能创新发展暨产业合作对接会上，废弃甲烷资源化路线引发关注，不仅实现产氢量翻倍且能产出高附加值的碳纳米材料。这条“产业共生”的路径，能否成为绿氢降本的关键突破口？

国内氢能产能加速扩张

石油和化学工业规划院能源化工处副总工程师杨铮表示：“2025年电制绿氢产能已增至25万吨/年，而各地公布的规划产能总共已超过1000万吨/年，即便未来只有20%的项目最终落地，其规模也相当可观。”

尽管规模增长迅速，但绿氢在工业领域的规模化替代进展缓慢。多位专家将症结指向同一个问题——成本。

杨铮表示，我国的绿氢发展主要是为了解决我国可再生电力的运输问题，将绿电转化为绿氢再运输，需承担约40%的能量损失；若进一步制成氨或甲醇再还原为氢，能量损失更大，这些路径仅适合特定运输或出口场景。“遇电则电，遇氢则氢”才是更优的用能经济性选择。

清华大学能源与动力工程系研究员周亮进一步指出，单一依赖大规模集中式制氢，难以适配终端用能的分布式、动态化特征。这要求氢能技术路线必须更加多元、灵活。

多元降本路径同台竞跑

针对成本痛点，北京大学国家发展研究院绿色低碳发展协会专家顾问曹卫球提出了一条区别于传统电解水的技术路线——甲烷直接裂解制氢联产碳纳米材料。

他用一组数据直观展示了两者的经济性差异：电解水制氢路径下，1吨纯水理论可产氢约111公斤，同时副产氧气；而甲烷裂解路径下，1吨甲烷理论可产氢约250公斤，同时副产约750公斤固态碳材料，产氢量达电解水的两倍以上。

曹卫球指出，碳纳米材料的市场附加值远高于氢气，可构建“绿氢销售+碳材料营收+碳汇增值”的多元盈利闭环。电解水路线中，扣除成本后单位氢气净利约12.08元/公斤；而甲烷裂解路线中，扣除原料及加工成本后，单位氢气净利约118.33元/公斤。即便在甲烷原料成本高企的前提下，甲烷裂解制氢的单位净利仍达电解水制氢的近10倍，且副产高值碳纳米材料，具备极强的市场抗风险能力与盈利能力。

在周亮看来，分布式综合供能是构建新型能源体系的重要创新路径。当前，主干电网对高比例新能源的物理承接能力日趋紧张，而终端用能又呈现“多元化、分布式、动态化”特征。以氢为核心的电热氢联产系统，能够将波动的绿电转化为可存储、可运输的氢能，再通过热电联供方式响应园区对电、热、蒸汽和燃料的综合需求，从而在经济性、安全性和环保性三个维度上重构用能方式，推动分布式能源从试点走向主流。 

乐山四重组合闭环成型

记者了解到，乐山五通桥区新型储能与氢能产业从顶层设计正式进入全域招商和落地实施阶段。业内专家认为，当地依托页岩气资源发展绿氢绿碳产业，兼具政策先发优势与国际市场出口通道。

北京大学国家发展研究院绿色低碳发展协会专家顾问曹卫球认为，在乐山，上游有页岩气和沼气构成的废弃甲烷资源，中游有丰富的水电提供低成本绿电，下游有五通桥化工园区作为氢气和碳材料的直接消纳场景，同时有福华产业园已运行多年的“产业共生”模式作为组织范本。“这四重组合在全国是稀缺的，它不是一个单一的原料产地，而是一个从捕集、转化到消纳的完整闭环。”

高书指出，绿氢项目普遍面临的难题是“上游有电、中游有装备、下游没用户”或者“用户有需求、中间没连接”，而乐山五通桥区的不同之处在于，硅料企业有用氢需求但副产氢供应不足，为绿氢提供了市场。因此建议不追求一步到位全用绿氢，而是从几百吨到几千吨的规模逐步替代副产氢。

周亮补充说，五通桥区已经形成集中式化工基地和光伏材料生产基地的产业基础，下一步不是简单地扩大产能，而是将集中规模化的优势转化为模块化装备的设计和制造能力，通过装备产业为地区带来新的增长点。