尽管绿氢概念炙手可热，相关报告与项目启动频现报端，但产业实践者仍感关键环节存在缺失。厘清绿氢发展的核心问题，需先明确两点：绿氢是否必要存在？若必要，何时能实现规模化？

一、绿氢存在的必要性：政策与能源转型的双重驱动

双碳目标的必然选择：

在全球碳达峰、碳中和的背景下，中国及世界主要经济体均将绿氢视为深度脱碳的关键载体，并密集出台支持政策（此处不赘述具体政策）。国际共识已形成：绿氢在能源替代和工业原料脱碳层面不可或缺。其本质指向“终极非化石能源形态”的探索——若此问题无解，诸多衍生问题亦难有答案。

可再生能源存储与转换的关键方案：

可再生能源的直接转化形式（如电能、光热）需依赖高效储能技术。现有技术路线（如电池储能、机械储能、热储能等）在跨季节、大规模储能场景中均面临局限。目前技术条件下，氢储能是唯一有望实现跨季储能的可行方案。

小结： 从政策导向与能源载体特性看，绿氢的存在具有战略必要性。

二、绿氢规模化的瓶颈：技术、消纳与经济性三重挑战

1. 制、储、运、用环节尚未完全打通

制取：

碱性电解水：技术成熟可规模化，但效率仍有提升空间。

PEM电解：初步示范中，成本高（依赖贵金属）制约推广。

AEM/SOEC/光解水：处于研发或小规模示范阶段，技术成熟度低。

现状： 具备初步规模化制取能力，技术亟待突破以提质降本。

储运（核心瓶颈）：

高压气态（20MPa）： 成熟但经济半径仅约250-300公里；更高压力（如50MPa）技术待突破。

液态运输： 技术可行，国内有突破，但标准、政策限制使其前景不明朗。

固态/有机储氢： 研发或小规模尝试。

合成物储氢（氨/甲醇）： 合成技术成熟，但氨裂解等关键技术待解。

管道输氢（纯氢/掺氢）： 技术方案较完善，示范项目推进中，是近期较有希望的路径。

核心问题： 长距离、低成本、大规模储运技术欠缺，导致终端用氢成本高企，多依赖“就近消纳”。

加注/压缩机： 技术相对成熟。

2. 消纳场景尚未成规模

工业气体替代： （如半导体、新材料）路径畅通但需求总量有限，拉动作用小。

化工原料替代： （合成氨、甲醇等）技术上可行，但受限于绿氢成本。

天然气掺混发电/燃烧： 技术可行，热值影响需评估。

交通领域： 国内氢燃料电池汽车保有量不足万辆，消纳量杯水车薪。

氢储能调峰： 大型氢燃料电池发电系统集成仍处研发阶段，尚未示范应用。

冶金还原剂： 个别企业示范中，涉及工艺改造和高投入。

3. 经济性仍是根本障碍

绿氢成本主要由电价（约70%）、电解槽投资及运行时间构成。经济性门槛高：需度电成本 ≤ 0.2元人民币、电解槽单价降至1500-3000元/kW、并保证足够运行小时数，方能与灰氢/蓝氢竞争。当前条件下，实现这些目标挑战巨大。

综述规模化瓶颈：

长距离储运技术/成本是硬约束；

现有替代场景（工业/化工）受制于改造成本与绿氢价格；

新兴消纳场景（交通、储能、冶金、掺氢）规模小、技术成熟度不足；

核心痛点在于绿氢成本缺乏竞争力，且碳排放成本尚未完全传导至企业。

三、破局之路：政策赋能、技术攻坚与价值兑现

国际经验表明，破局需多管齐下：

政府层面：

直接补贴： 对绿氢制备设备（如电解槽）及绿氢产品价格进行补贴（国内专项政策仍滞后）。

体现环境价值： 建立绿氢认证体系，通过碳税、碳交易、绿色溢价等机制，量化并兑现其减碳价值。

拓展强制消纳： 制定政策强制或激励特定领域（如炼化、化工、钢铁）使用绿氢比例。

基础设施支持： 加快管道规划建设，优化加氢站审批管理，推动“油气氢电”综合站。

企业层面：

技术降本： 持续研发高效、低耗、长寿命电解槽（尤其是PEM、SOEC等），降低单位制氢能耗与设备成本。

耦合优化： 发展“风光储氢”一体化技术，提高绿电消纳与系统运行效率。

探索新模式： 如利用富余/低价绿电制氢，参与电力市场辅助服务等。

结语： 绿氢的战略必要性已确立，但其规模化征程仍被储运短板、消纳局限与经济性鸿沟所阻。破局的关键在于政策端强力引导与价值赋能（补贴、碳定价、强制消纳），基础设施超前布局（管道、加氢网络），以及产业端在核心技术（电解槽、储运）上的持续突破。唯有三方协同发力，方能打通堵点，迎来绿氢产业的真正腾飞。