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原文标题：Current state and economic competitiveness of green hydrogen utilization across sectors in China
发表期刊：碳中和技术评论-Technology Review for Carbon Neutrality
作者：Mingsheng Zhao, Peiyu Hu, Hui Sun, Xiang Li, Liwei Cao, Chuan Zhang
发表时间：2025年11月
原文链接：
https://www.sciopen.com/article/10.26599/TRCN.2025.9550013摘要
氢能作为一种脱碳路径仍处于产业发展的初级阶段，面临成本高企、市场需求不足以及基础设施不完善等多重约束。本文系统回顾了当前中国氢能在交通、工业、建筑及电力等部门的应用进展，并基于绿色氢能生产成本至2060年的学习曲线估计，以及绿色氢基方案与化石燃料基方案在燃料和原料成本方面的对比分析，重点评估了绿色氢能在重型卡车、钢铁和合成氨等关键行业中的经济竞争力。研究结果表明：若到2030年，绿色氢能年产量可扩大至500万吨，且生产成本下降至30元/千克以内，则燃料电池重型卡车在燃料成本方面将具备与柴油重型商用车相当的竞争力（约为300元/吨）；若到2040年，绿色氢能年产量进一步提升至2000万吨，且成本降至约15元/千克，则以氢能为原料的合成氨有望在成本上与以天然气为原料的传统合成氨实现平价。此外，本文进一步指出，要推动绿色氢能的规模化应用，核心在于持续降低其生产成本，而这需要通过技术创新、需求侧培育以及基础设施体系完善等多维路径协同推进。
一研究背景与研究问题
氢能因其高质量能量密度、清洁低碳属性以及资源丰富等特征，被视为推动能源系统低碳转型、应对气候变化的重要选择。其中，利用可再生能源制取的绿色氢能（green hydrogen）相较于化石能源制取的灰氢（grey hydrogen），在能源转型与可持续发展方面展现出更为显著的环境优势。根据国际氢能委员会（Hydrogen Council）的预测，在“进一步加速”情景下，全球清洁氢能需求有望于2030年超过4000万吨，并在2050年增长至约3.75亿吨。然而，受制于高昂的生产成本以及复杂的储运体系，氢能，尤其是绿色氢能的规模化推广仍面临显著挑战。近年来，已有大量研究围绕氢能利用展开，系统探讨其技术机理、发展进展及面临的现实约束。基于此，本文旨在系统梳理氢能利用的最新进展，并从技术与经济双重维度对绿色氢能相对于化石能源替代方案的竞争力进行评估。具体而言，本文首先分析氢能在交通、工业、建筑及电力等部门的应用现状，识别最具发展潜力的应用场景；随后基于学习曲线方法，对绿色氢能至2060年的产量与成本变化进行预测，并比较重点行业中绿色氢基方案与传统化石能源方案的燃料成本差异，以评估其经济竞争力；最后，本文进一步讨论当前绿色氢能产业发展的主要制约因素，并提出促进其规模化发展的政策建议。
二研究发现
1中国氢能多部门利用现状
图1：基于化石燃料和氢能的解决方案，适用于交通运输、工业、建筑及电力领域
（1）交通运输部门
当前中国氢能在交通领域的应用主要集中于燃料电池汽车（FCEVs），尤其是在重型卡车、公交车及物流车辆等中长距离运输场景中。研究指出：
在乘用车领域，电动车在能效和成本方面明显优于氢燃料电池车；
氢能更适用于高载重、长续航、快速补能需求的重型运输场景；
目前氢燃料车辆仍高度依赖政策补贴和示范项目支持，尚未形成完全市场化竞争力。
图2 各类车型的氢动力交通解决方案
（2）工业部门
工业领域被识别为绿色氢能最具战略价值的应用方向，主要包括：化工行业：氢气作为合成氨、甲醇及炼油过程的关键原料，需求具有刚性；钢铁行业：氢基直接还原铁（H₂-DRI）技术具备深度脱碳潜力，是实现钢铁行业碳中和的重要技术路径之一。研究指出，在这些难以电气化的工业过程中，绿色氢能具有不可替代性，其减排效果明确且稳定。
图3 基于氢基直接还原铁技术的氢钢生产工艺示意图
图4 水电解制绿色氨示意图
（3）建筑部门在建筑供热与城市燃气替代方面：· 绿色氢能在技术上可行，但系统效率明显低于电供热方案；· 在当前电价与能源结构条件下，经济性显著不足；· 直接燃烧氢气用于供热被认为是低价值利用路径。因此，研究认为不宜将绿色氢能作为建筑部门脱碳的优先选项。
（4）电力系统在电力系统中，绿色氢能主要发挥：· 可再生能源消纳工具· 长周期、跨季节储能载体研究指出，其系统价值取决于：· 风光发电渗透率· 电解槽利用小时数· 系统整体优化配置水平单独比较“制氢—发电”路径成本无法反映其真实系统价值。
2跨领域绿色氢能的经济竞争力
（1） 绿色氢气产量与成本估算
基于学习曲线模型，本文预测了绿色氢能至2060年的成本下降路径：
随着电解槽规模化部署和技术进步，单位制氢成本呈持续下降趋势；
成本下降高度依赖：可再生能源电价、装机规模、技术进步速率；
不同区域间成本差异明显：西北地区成本最低（风光资源丰富），东部沿海地区成本相对较高。
图5 2060年前绿色氢能产量及平准化成本预测
（2）跨行业绿色氢解决方案的燃料成本估算
图6 氢能解决方案与化石燃料解决方案在特定行业中的成本竞争力
重型卡车行业：若到2030年，绿色氢能年产量达到 500万吨，制氢成本下降至≤30元/千克，则氢燃料重卡的燃料成本约为300元/吨公里，与柴油重卡实现成本平价；具备商业化推广潜力。
钢铁行业：当前氢冶金成本仍显著高于传统高炉路线，随着氢能成本下降与碳价上升，氢基炼钢的经济性将持续改善，长期具备可行性。
合成氨行业：若到2040年，绿色氢能年产量达到2000万吨，制氢成本降至约15元/千克，则绿色氢基合成氨生产成本可与天然气制氨实现成本平价，这为化工行业深度脱碳提供了现实路径。
三讨论与结论
本文基于燃料与原料成本对比分析，评估了绿色氢能在重型卡车、钢铁及合成氨等重点行业中的经济竞争力。研究表明，在规模扩张与成本下降情景下，绿色氢能具备逐步实现商业化的现实可能性：到2030年，若绿氢年产量达到500万吨、成本降至30元/千克以内，氢燃料重卡可与柴油车实现燃料成本平价；到2040年，若绿氢年产量提升至2000万吨、成本降至约15元/千克，氢基合成氨有望与天然气制氨实现成本平价。钢铁行业方面，氢冶金路径在高煤价情景下可接近平价，具备长期脱碳潜力。
研究同时指出，当前分析主要聚焦制氢端成本预测，尚未纳入储运、终端利用等全产业链环节，也未考虑前期投资和运维成本，现实中氢能项目发展仍受到资源禀赋、基础设施规划及供应链等多重因素制约。尽管如此，研究明确表明，绿色氢能在特定应用场景中具有显著发展潜力，其规模化利用的核心瓶颈在于供给能力不足、基础设施滞后及成本偏高。要推动产业发展，关键在于持续降本，这需要“供给侧”和“需求侧”协同发力：一方面，通过加强电解水制氢技术研发、扩大可再生能源装机规模、探索颠覆性技术路径（如海水直接电解），降低制氢成本；另一方面，通过在资源禀赋优势地区布局示范项目，培育工业、交通等领域的规模化需求，形成稳定市场。
同时，研究强调，必须加强氢能基础设施的前瞻性规划，包括输氢管道、加氢站及储能设施建设，以提升供给稳定性和系统效率，进一步推动成本下降。随着技术进步、需求增长和基础设施完善，绿色氢能的应用范围有望逐步从示范走向规模化推广。
总体而言，本文认为氢能作为潜在零碳能源载体，是中国及全球能源转型的重要路径。绿色氢能未来发展的关键在于技术创新、需求创造与基础设施协同推进，并需强化产业顶层设计与跨区域、跨部门统筹规划，以充分释放其在能源系统和工业体系中的减排潜力。本文也为未来开展覆盖全产业链的系统性研究提供了重要基础。
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