福建福州绿氢产业发展现状与挑战

福建福州加速布局绿氢新赛道：我国首个氢能减排方法学落地，产业规模化仍需破局

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策划：赵英淑 滕继濮

生态环境部与国家能源局联合发布《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢》，这是我国氢能领域首项面向碳市场机制的标准化方法学。该文件在福州举办的全国绿色低碳发展论坛期间被重点解读，标志着绿氢正式纳入国家自愿减排交易体系，为福建等沿海省份探索“海上风电+绿氢+化工”融合路径提供制度支撑。

作为方法学牵头编制单位，中国华电集团碳资产运营有限公司碳交易运营管理部副主任富兰克介绍，该方法学将绿氢项目的碳减排量可测量、可报告、可核查，是撬动千亿级绿氢市场的重要支点。

绿氢正从战略构想加速迈向产业实践。从四川攀枝花全国首个光解水制氢商业化加氢站，到新疆哈密200千瓦AEM阴离子交换膜电解系统投运，再到福建漳州、宁德等地依托海上风电资源开展的绿氢制备前期研究——全国绿氢产业版图已由点及面铺开。福州作为国家数字经济创新发展试验区和东南沿海重要能源枢纽，正积极谋划“闽江口氢能走廊”，推动绿氢在港口物流、船舶燃料等场景先行先试。

当前氢能按制取方式分为灰氢（煤/天然气制取）、蓝氢（配合CCUS）与绿氢（风光电电解水）。其中绿氢因全过程近零碳排，成为国家《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确支持的核心方向，也是福建打造新型能源体系的关键增量。

政策驱动下，各地竞相布局：海南放开非化工园区制氢准入，甘肃建设大型风光氢基地，上海构建绿氢认证交易体系，吉林形成产业集群，内蒙古打造绿氢先行区……而福建依托福州、厦门、漳州三地氢能产业园基础，正加快打通“可再生能源发电—电解制氢—储运加注—终端应用”全链条。

不过现实挑战依然突出。《中国氢能发展报告（2025）》显示，2024年我国氢气供应中煤制氢占比56%，天然气制氢与工业副产氢各占21%，电解水制氢仅占1%。绿氢规模化受制于三大瓶颈：制取成本高、储运效率低、应用场景窄。

成本方面，电力支出占绿氢制取成本60%—70%，叠加电解槽折旧等，综合成本达灰氢的2—3倍。上海宇石能源集团研发工程师马畅指出：“当前绿氢下游产品价格缺乏市场竞争力。”年产万吨级项目设备投资高达10亿—15亿元，且收益受电价、氢价、消纳能力多重影响，回报周期长、不确定性大。

储运环节同样承压。国内主流采用20兆帕高压气态运输，100公里内单公斤成本约8.5—9元，500公里则跃升至20元以上。江苏省电力氢能（氨能）安全高效利用工程研究中心秘书李玉刚坦言：“现有输运方式难以支撑跨区域经济性调配。”空间错配进一步加剧矛盾——全国超70%绿氢项目集中于“三北”风光富集区，而华东、华南等用氢高地却面临供应短缺。福州港、厦门港作为东南沿海核心枢纽，亟需破解“产—运—用”时空割裂难题。

产业链短板亦不容忽视：上游绿氢尚未实现稳定量产；中游加氢站缺口显著，截至2024年底全国加氢站不足1500座，福建仅建成12座；下游氢燃料电池汽车保有量偏低，制约基础设施规模效应。中国社会科学院大学博士研究生尚博闻分析：“供给不足与需求疲软互为因果，商业闭环尚未形成。”

更深层挑战在于关键技术自主可控度不足。质子交换膜、气体扩散层等核心材料高度依赖进口，宽负荷调节型电解槽等关键技术仍处攻关阶段。中国工程院院士彭苏萍强调：“需以系统性思维统筹技术研发、装备制造与项目运营，构建福建特色的‘海上绿氢生态’。”

面对困局，多方协同破题已在推进。

降本是首要突破口。中国城市燃气氢能发展创新联盟业务部部长骆方建议，可借鉴福建工业园区“绿电直连”试点经验，推动绿氢与化工、冶金等大用户深度耦合，构建本地化绿色微循环。国务院发展研究中心研究员李继峰提出，应加快PEM电解槽贵金属减量、寿命提升及波动适应性攻关。

储运创新正多线并进：航天氢能科技副总经理安刚主张，在福建沿海风电优势区推广液氢储运；西南化工设计院副总工管英富指出，绿氢制绿氨路径成熟、储运便捷，且契合福建化肥产业基础；康保—曹妃甸、乌兰察布—京津冀等长输管道加速落地，张家口海泰氢能负责人曹咏钊表示，管道节点预留上下接口，可为福州等东部城市未来接入预留空间。

应用端拓展尤为关键。华北电力设计院高级工程师田江南介绍，绿氢已在合成氨、甲醇、炼化等领域规模化应用，生物质+绿氢制绿色甲烷已进入中试，年减碳潜力超千万吨。佛山环境与能源研究院院长王子缘呼吁，国家应出台绿氢储运应用场景创新清单，福建可率先在港口机械、城际公交、海岛供电等场景开展固态储氢、有机液体储氢示范。

摘要：我国发布首个绿氢自愿减排方法学，福州等沿海城市加速布局海上风电制氢新赛道，但成本、储运与应用仍是规模化主要瓶颈。

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