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| 类型 | 定义 | 主要生产方法 | 碳排放（每生产1kg氢气） |
|---|---|---|---|
| 灰氢 | 通过化石燃料（天然气、煤炭）制取，无碳捕捉措施 | - 天然气蒸汽重整（SMR）：CH₄ + H₂O → CO₂ + 3H₂ - 煤气化：C + H₂O → CO + H₂ | 10-12 kg CO₂ |
| 蓝氢 | 灰氢基础上叠加碳捕捉与封存（CCUS），实现部分减排 | - SMR + CCUS（捕获率60-90%） - 煤气化 + CCUS | 1-3 kg CO₂（取决于CCUS效率） |
| 绿氢 | 利用可再生能源电解水制取，全生命周期近零碳排放 | - 碱性电解（ALK）：效率60-70% - 质子交换膜电解（PEM）：效率70-80% | 0.5-1.5 kg CO₂（仅设备制造环节） |
| 维度 | 灰氢 | 蓝氢 | 绿氢 |
|---|---|---|---|
| 原料 | 天然气、煤炭 | 天然气、煤炭（依赖化石燃料） | 水、可再生能源（风电、光伏等） |
| 碳排放 | 高（占全球氢产量96%） | 中等（减排60-90%） | 近零 |
| 成本 | 最低（约10-15元/kg） | 中等（约18-22元/kg，含CCUS成本） | 最高（约20-25元/kg，电解设备成本占60%） |
| 技术成熟度 | 成熟（工业化应用超50年） | 示范阶段（CCUS规模化不足） | 快速发展（电解槽效率年均提升5%） |
| 应用场景 | 化工（合成氨、炼油）、工业燃料 | 过渡性应用（钢铁、化工低碳改造） | 交通（燃料电池车）、储能、绿钢、航空 |
| 类型 | 优点 | 缺点 |
|---|---|---|
| 灰氢 | - 成本低 - 技术成熟 | - 高碳排放 - 依赖化石燃料 |
| 蓝氢 | - 减排效果显著 - 可利用现有基础设施 | - CCUS成本高（300-500元/吨CO₂） - 长期仍依赖化石能源 |
| 绿氢 | - 零碳排 - 可再生资源可持续 | - 成本高 - 依赖可再生能源供应稳定性 |
灰氢主导市场
中国：2023年灰氢占比超90%（煤制氢占62%，天然气制氢占28%），主要用于合成氨和炼油。
美国：页岩气制氢成本低至9元/kg，支撑化工与炼钢需求。
蓝氢示范加速
加拿大Quest项目：壳牌SMR+CCUS制氢，年减排CO₂ 100万吨，捕获率65%。
中国石化新疆库车：全球最大光伏制绿氢项目（年产2万吨），配套CCUS实现“准零碳”。
绿氢爆发增长
欧盟REPowerEU计划：2030年绿氢产能1000万吨，电解槽装机500GW。
中国宁夏宝丰能源：风光互补制氢，绿氢成本降至15元/kg，目标年产100万吨。
成本下降路径
灰氢：逐步淘汰，2030年后仅保留CCUS改造项目。
蓝氢：依赖碳价机制（碳价＞80元/吨时具备竞争力）。
绿氢：电解槽成本目标（2030年降至3000元/kW），风光电价＜0.2元/kWh。
技术突破方向
电解槽：阴离子交换膜（AEM）、高温固体氧化物（SOEC）技术研发。
CCUS：提高捕获率至95%，降低能耗（当前占制氢成本30%）。
政策驱动
中国：将绿氢纳入“十四五”能源规划，禁止新建纯灰氢项目。
欧盟：碳边境税（CBAM）倒逼进口产品使用绿氢。
灰氢、蓝氢、绿氢是氢能发展的三个阶段：
短期：蓝氢作为过渡方案，支撑工业低碳转型；
长期：绿氢主导零碳经济，需突破成本与技术瓶颈；
灰氢将逐步退出历史舞台，仅保留CCUS改造场景。
企业需根据自身资源禀赋选择技术路线，政策制定者应强化绿氢补贴与碳定价机制，加速全球氢能结构转型。
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