根據《中國低碳經濟發展報告藍皮書（2024-2025）》，中國三北地區（西北、華北、東北）的綠氫資源潛力每年可達2億噸。

一、政策驅動：頂層設計與地方協同加速產業化

中國綠氫產業已從戰略規劃進入全面政策落地階段。2025年首部《能源法》正式實施，首次將氫能納入國家法定能源體系，明確綠氫在能源轉型中的戰略地位。國家層面提出2030年綠氫消費量突破百萬噸，并配套“以獎代補”政策，重點支持電解槽研發、氫能汽車推廣及跨區域輸運基礎設施建設。地方層面，內蒙古、新疆等風光資源大省通過電價優惠（如內蒙古綠氫項目電價低至0.3元/千瓦時）、放寬項目選址限制等政策，加速綠氫基地布局。截至2024年底，全國綠氫規劃產能已突破1100萬噸/年，遠超國家原定2025年10-20萬噸目標。

二、區域格局：三北地區主導，形成“一超多強”布局

中國綠氫項目高度集中于西北、華北、東北（“三北地區”），占全國規劃產能的75%以上，形成以內蒙古為核心、多省協同發展的格局：

1. 內蒙古：規劃項目158個，產能450萬噸/年，占全國40%，重點推進寧東示范區（100MW項目已投產）和烏蘭察布輸氫管道項目（國內最長輸氫管道）。

2. 新疆：項目數量120個，產能170萬噸/年，聚焦煤化工耦合與合成氨場景，中石化庫車項目（全球最大光伏制氫項目）年減碳48.5萬噸。

3. 吉林：大安50萬噸/年綠氫合成氨項目將于2025年投產，成為東北產能增長極，規劃2035年產能超越內蒙古。

其他省份如寧夏、甘肅依托風光資源優勢，規劃產能均超50萬噸/年，形成“風光氫儲一體化”產業帶。

三、技術突破：電解槽降本與多元化技術路線并行

電解水制氫技術成為產業核心驅動力，兩條技術路線競爭激烈：

1. 堿性電解槽（ALK）：占據國內99%市場份額，單槽成本降至1535元/kW，但適配綠電波動能力較弱。

2. 質子交換膜電解槽（PEM）：效率突破80%，國產化率提升推動成本下降40%，非貴金屬催化劑（如鐵基材料）研發加速。

技術迭代推動綠氫成本持續下降，三北地區風光電價低至0.2元/千瓦時，綠氫生產成本已降至15-20元/公斤，預計2030年降至12-14元/公斤，接近灰氫水平（1.5-2.5美元/公斤）。此外，高溫固體氧化物電解（SOEC）技術預計2030年商業化，進一步降低能耗。

四、應用場景：從工業脫碳到能源系統重構

綠氫應用已從示范項目向多元化場景滲透：

1. 工業領域：

? 鋼鐵行業：寶武湛江基地氫基煉鋼技術將噸鋼碳排放從1.8噸降至0.3噸。

? 化工領域：綠氨、綠色甲醇項目占綠氫消納量的70%，遠景赤峰152萬噸零碳氫氨項目一期已投產。

2. 能源系統：風光氫儲一體化項目在西北密集落地，氫儲能裝機預計2030年超25GW，解決風光消納問題。

3. 交通與出口：氫燃料電池汽車保有量超1.3萬輛，中德綠氫走廊項目推動綠氨出口應對歐盟碳關稅（CBAM）。

五、挑戰與破局：從規?；瘮U張到商業化落地

盡管發展迅猛，產業仍需突破三大瓶頸：

1. 儲運成本高：高壓氣態儲氫占比超80%，長距離運輸成本占終端價格30%-50%，需加快液氫技術商業化與輸氫管道建設（如烏蘭察布—燕山石化管道）。

2. 供需錯配：東部需求占70%但產能集中于西部，需通過“氫氨一體化”儲運模式降低外送成本。

3. 技術依賴：質子交換膜、催化劑等核心材料仍依賴進口，電解槽效率（60-70%）低于國際水平（75%以上）。

政策層面建議：建立國家級氫能創新平臺，推動核心技術國產化；完善碳市場機制，通過綠電綠證聯動提升綠氫經濟性。

六、未來展望：全球競爭與產業鏈整合

中國綠氫產業有望在2030年前形成全球競爭力：

1. 成本優勢：電解槽壽命從8年延長至15年，PEM國產化推動成本再降40%，離網制氫技術商業化將突破綠電波動限制。

2. 國際合作：歐盟碳關稅倒逼國內產業鏈升級，中歐氫能管道建設進入可行性研究，設備出口訂單增長超60%。

3. 市場爆發：國際能源署預測2050年全球綠氫需求達6億噸，中國占比超30%，萬億級“光伏+氫能+化工”一體化市場將成型。

中國綠氫產業正以三北地區為支點，通過政策、技術與市場協同，從規?；痉哆~向商業化運營。未來十年，隨著成本下降、基礎設施完善與國際合作深化，綠氫將成為中國實現“雙碳”目標的核心引擎，并重塑全球能源權力格局。企業需把握電解槽大型化、儲運技術突破等窗口期，政府則需加速標準制定與跨區域協同，推動綠氫從政策驅動轉向市場驅動。