□ 汪辉 高慧

　　牛津能源研究所日前发布报告《中国氢能发展：为何光伏成功模式难以复制？》。报告认为，中国在碱性电解槽领域已具备成本优势，但技术迭代、海外政策壁垒及能源结构惯性使氢能发展路径显著区别于光伏。报告从技术复杂性、政策导向差异、产业链特性及全球贸易环境四大维度，分析了中国在光伏领域的成功模式难以推广到电解槽领域的原因。

　　中国氢能产业的成本优势与技术短板并存

　　2024年11月，《中华人民共和国能源法》首次将氢能定义为能源，培育氢能产业已成为中国绿色低碳转型的重要支柱。2022年3月发布的《氢能产业中长期发展规划（2022）》明确了绿氢为“双碳”战略核心，有效推动了中国氢能产业发展。一是国产供应链成熟，碱性电解槽产能迅速扩张。电解槽核心组件电极、隔膜、电解液等已实现95%以上国产化，产业链闭环降低了进口依赖。2023年，中国碱性电解槽产能达38吉瓦，占全球60%。头部企业（隆基氢能、派瑞氢能）年产超5吉瓦，通过规模化摊薄边际成本，单台1000标准立方米/小时电解槽成本降至150万元，较2019年下降50%。二是绿氢全生命周期成本显著下降。2023年，国内碱性电解槽招标单价跌至800元～1200元/千瓦，较国外招标价格低50%以上。当绿电电价低于0.3元/千瓦时，部分绿氢项目生产成本可达到15元/千克，与灰氢接近。另外，一些地方政府为绿氢项目提供电价补贴、土地租金减免等优惠政策，进一步降低了全生命周期成本。

　　中国绿氢供应链成熟与资源禀赋推动碱性电解槽具备成本效益，但技术短板使其难以覆盖全场景需求。一是动态响应与灵活性缺陷，冷启动普遍需2～4小时，若匹配波动性风光电源需配置缓冲储罐或混合制氢系统，需增加额外投资（每100兆瓦电解槽配储罐成本超500万元）。负荷调节区间窄，运行负荷需维持在30%～110%，难以适配绿电秒级波动。二是能效偏低、存在技术迭代瓶颈，碱性电解槽全系统效率约65%，显著低于PEM系统的70%～75%。若计入辅助设备，实际能耗高达55～62千瓦时/千克氢气。设备整体设计安装水平不高，体积庞大，是质子交换膜（PEM）系统体积的3倍，难以在港口、数据中心等分布式园区灵活部署。

　　中国光伏与氢能产业发展模式的显著差异

　　技术复杂性差异：光伏为标准化模块制造，氢能为多系统集成

　　光伏产业化发展的技术核心在于标准化模块的规模化生产。由于其产业链呈线性结构、工艺参数固定、制造设备高度集成，使得技术迭代路径清晰，量产化学习率高达20%。氢能电解槽本质是多学科交叉的系统工程：碱性电解槽需协调电解反应、热管理、气体分离等模块间动态平衡，PEM电解槽更依赖膜电极、双极板等精密组件协同，技术复杂性导致量产学习率仅有10%～15%。此外，氢能系统需耦合上游绿电波动与下游储运消费需求，复杂程度远超光伏组件生产。

　　政策导向差异：光伏为出口驱动型，氢能为内需拉动型

　　中国光伏产业化初期（2004—2010年）享受外向型政策红利，通过出口退税（13%）、外资设备进口免税等工具，依托欧美市场消化产能（90%组件出口）。政府通过“863计划”研发专项与金太阳工程逐步培育国内市场，政策目标从“创汇”转向“技术自主”。氢能政策明确以内需为导向：中央政策聚焦工业脱碳，地方试点强调区域产业耦合。相较光伏的全球化战略，氢能补贴更多流向应用端（如燃料电池车购置补贴），设备制造企业需依赖国内订单生存。

　　产业链特性差异：光伏是民企主导的技术创新，氢能为国企主导的集成开发

　　光伏产业以民营企业的敏捷创新为特征。产业链各环节（隆基硅片、通威电池、天合组件）通过市场竞争形成分工协作，民营企业研发投入占比超70%（如晶科能源年均研发超20亿元），驱动技术快速迭代。相比之下，氢能产业链呈现国企主导的资源整合：中国石化、国家电投等国企凭借资金实力（单项目投资超30亿元）与基础设施优势（如油气管网），主导大型制氢—储运—应用一体化项目（如中国石化新疆库车光伏制氢示范项目），而民企多聚焦设备部件（如隆基氢能专注电解槽），技术突破受限于资源投入（国内PEM专利80%来自高校，产业化滞后）。结构差异导致光伏在成本下降周期中快速扩张，而氢能面临市场响应滞后与技术转化断层。

　　全球贸易环境差异：光伏经历全球化红利期，氢能面临区域保护主义兴起

　　中国光伏产业崛起正值全球化红利期。欧盟可再生能源补贴及WTO框架下的低关税环境，为中国组件出口创造窗口期（2015年出口占比达90%）。当前氢能产业面临贸易保护主义升级。欧盟通过碳关税将绿氢纳入管控范围，并拟设电解槽进口配额限制（25%上限）；美国《通胀削减法案》为本国制氢项目提供每公斤可高达3美元的税收抵免，直接削弱中国设备成本优势。此外，关键技术封锁加剧，导致中国氢能企业难以复制光伏的“技术引进—消化吸收”路径。贸易环境的根本变迁，迫使中国氢能转向“内需主导+自主创新”的新模式。

　　对中国氢能产业的发展建议

　　强化技术协同突破，分阶段布局多技术路线

　　短期聚焦碱性电解槽效能优化。推动高温碱性电解槽研发（运行温度提升至120℃以上），突破电流密度天花板（目标0.6A/cm2），降低单位制氢能耗至45千瓦时/千克以下。构建全国产化供应链，攻关复合隔膜（降低微孔衰减率）、耐腐蚀电极材料（纳米镍基催化剂），延长设备寿命至8万～10万小时。

　　中长期突破PEM核心瓶颈。设立质子交换膜专项基金，支持东岳集团等头部企业加速国产膜规模化量产，3年内实现进口替代率超50%。开发低铂/非铂催化剂技术，联合高校研发超低载量涂层工艺，将PEM电解槽成本压缩至2000元/千瓦以下。

　　推动政策—市场—资源三环联动，培育全生态体系

　　绿电—绿氢耦合开发。在“沙戈荒”风光大基地配套制氢项目，允许电网公司参与氢储能调峰交易（如风光过剩时段制氢储能，补偿电价0.15元/千瓦时）。试点绿氢配额交易机制。强制钢铁、合成氨等行业消纳绿氢，设定2030年工业绿氢渗透率不低于15%。财政工具精准扶持。对绿氢设备实行增值税减免（从13%降至6%），对PEM电解槽研发投入提供150%加计扣除优惠；设立国家级绿氢风险补偿基金，为技术中试项目提供50%风险担保降低民营企业参与门槛。

　　构建全球化商业网络，对冲贸易保护壁垒

　　积极参与国际合作项目。与“一带一路”沿线国家开展氢能基础设施建设合作，拓展海外市场，引进先进技术和管理经验，提升中国氢能产业的国际化水平。

　　应对贸易保护主义挑战。政府和企业应共同努力，通过外交渠道、多边贸易机制等途径，争取公平的市场准入机会。同时，提升产品质量和品牌影响力，增强中国氢能产品在国际市场的竞争力。