■ 本报记者 肖 霞 王语抒 通讯员 卢常佳

11月5日，第九届虹桥国际经济论坛“氢能高质量发展促进全球能源转型”分论坛在上海举办。作为第九届中国国际进口博览会的重要配套活动，论坛汇聚国内外政府主管部门、院士专家、产业链企业代表，聚焦氢能规模化产业化，共话氢能助力全球能源转型之路。中国科学院院士，厦门大学能源学院院长、嘉庚创新实验室主任郑南峰作题为《绿氢技术创新与全球标准协同发展路径》的主旨报告。论坛间隙，记者专访郑南峰院士，围绕绿氢技术创新突破方向、规模化商用亟待补齐的短板等议题深入对话。

记者：您的团队提出，绿氢规模化要坚持全生命周期视角。在今天的论坛上，您也提到，氢能大规模迈向产业成熟，关键在系统能力的提升。怎样理解您所说的全生命周期与系统能力提升？

郑南峰：面向未来新型能源体系建设，氢能的核心价值在于其兼具能源载体与工业原料的双重属性：既能承接大规模风光电力，又能支撑工业、冶金、重载交通等难脱碳领域的低碳转型。这就要求产业持续在系统集成、动态调控、全链条安全、场景适配上下功夫，以系统能力升级牵引单点技术更好发挥价值，推动绿氢真正成为稳定、安全、具备市场竞争力的零碳能源载体，让氢能在能源转型大局中释放更大潜力。

一段时间以来，行业目光常常聚焦于离子膜、催化剂等单点材料突破，期待依靠一款核心材料的跨越式进步，打开绿氢产业化大门。而越来越多产业一线的实践证明：氢能从示范项目走向大规模商业化落地，单点材料突破只是基础，系统能力的整体提升，才是决定氢能产业能否稳步迈向规模化的核心变量。

氢能是典型的长链条系统工程，覆盖制、储、输、用多个环节，电氢耦合、源荷协同、安全管控环环相扣。材料实验室里优异的性能数据，放到风光波动的真实工况中，往往会遇到意料之外的工程难题。以备受关注的AEM阴离子交换膜路线为例，这种膜无需贵金属催化剂，成本潜力突出，是业内看好的下一代制氢技术。在稳态条件下，膜材料性能亮眼，但还需要持续从科学与工程验证角度，直接证明它能够在真实工况稳定运行数万小时。膜的降解不是孤立发生，而是和催化层组成与结构、负荷波动、压差变化、流场分布、气液管理深度绑定在一起。

风光离网制氢场景，把系统协同的难度进一步放大。并网场景下，大电网是天然的功率缓冲池，制氢场站可通过启停不同电解槽来分配波动功率，使每台电解槽能够相对稳定地运行于额定工况；但离网孤岛系统没有电网兜底，电解槽不再只是一个简单耗能设备，本身就要承担微网功率平衡的调节职能，必须跟随光伏、风电出力的起伏，连续平滑调整负荷，而不是简单的“开、关”两档控制。现场调试中会遇到一类典型问题：不少电解槽在波动工况下会出现氧中氢超标，氢气跨膜渗透进入氧侧，触碰安全红线、触发联锁停机。这并非某种材料的均匀老化失效，而是堆叠内部电流、流场、压力分布不均带来的系统性失效。它警示行业：单看材料指标远远不够，电堆一致性、流体分配、动态控制、安全联锁，每一环短板都会限制装备的可用边界。

记者：当前，绿氢产业正加速迈向规模化发展新阶段，我们该从哪些方向发力，持续提升绿氢产业系统化能力？

郑南峰：系统能力提升，首先是源网荷氢一体化调控能力的提升。绿氢的根基是绿电，风光固有的间歇性，是规模化制氢绕不开的矛盾。提升系统能力，就是要打破“风光发电+电解槽”简单拼接的思路，构建光伏、风电、储能、电解、纯化、储氢联动的一体化控制体系。依托实时感知、预测调度算法，让电解装备具备宽负荷、快速响应、稳定变载的能力，在光照、风速快速变化时稳住电压、平衡功率，同时控制氢氧压差、抑制跨膜窜气风险，在保障安全的前提下提高可再生能源消纳率与设备利用率。只有把波动的绿电平稳转化为稳定可控的绿氢，项目才能具备持续运营的经济性。

系统能力提升，还包含商业模式、标准体系、产业链协同的软系统建设。氢能规模化不能只靠装备制造端发力，还要打通绿氢认证、碳价值转化、供需匹配、储运网络等堵点，理顺电价、交易、运维机制，形成可复制的盈利闭环。材料厂商、装备集成商、风光开发主体、工业用氢用户需要协同联动，用真实场景的长期运行数据反向牵引材料迭代，而不是材料、装备、场景各自为战。所以我更看重从“制造一台好设备”走向“建设一个长期创造价值的系统”，这是下一阶段规模化发展的关键。

今天，我国电解装备产能、产业链配套已经形成规模优势，多种技术路线并行探索，一批示范项目持续投运，产业已经跨过“从0到1”的起步阶段，来到从示范走向规模化的关键关口。这个阶段最需要跳出“唯材料论”的惯性思维：一张高性能膜、一款新型催化剂，能够打开技术想象空间，但一套可靠、可控、安全、经济的系统解决方案，才能支撑氢能产业行稳致远。

记者：当前，很多央企布局绿氢项目，从科研和产业落地结合来看，您觉得央企布局绿氢有哪些优势，又应该注意哪些问题？

郑南峰：我觉得央企发展绿氢最大的优势，不仅是资源、资金和项目规模，更在于能够组织能源、电力、装备、化工和终端市场的系统协同。但布局项目时要避免“单机指标都很好、整体运行却不经济”的情况。

第一个要优先解决的是需求牵引问题。要先明确氢和氢基产品最终由谁使用、需要什么品质、如何连续供应，以及绿色属性如何核算，再倒推风光电源、电解槽、储氢设施和下游化工装置的规模与组合。

第二个是全系统协同设计问题。并网费用、离网供电支撑、系统效率、工程布置等，都应放在同一个成本与风险模型中分析。如果发电端只追求发电量、制氢端只追求额定效率、化工端只追求满负荷，局部看似最优，整体可能反而成本更高。

第三个是建立工程验证和持续改进能力。央企有条件提供真实负荷谱、长期运行数据和多场景试验平台，联合高校与科研机构从实际失效问题出发开展研究，并通过第三方测试和跨机构比对形成可重复的评价方法。这样才能跨越学术研究与产业应用在指标、工况和尺度上的“鸿沟”，把单个项目的经验沉淀为可推广的工程能力。

很高兴看到国家能源集团等利用产业多场景优势，近年布局建设了一批测试验证基地，主动扛起央企使命担当，推动技术在真实工况中开展试验验证，促进科技创新与产业创新深度融合，这是非常难能可贵的。

记者：绿色氢氨醇是绿氢最重要的消纳场景，也是制氢、储运、化工转化一体化的系统工程。对于国家能源集团风光制氢配套绿色氢氨醇项目，您在系统协同、降本增效上有什么建议？

郑南峰：绿色氢氨醇项目是很典型的系统工程，其核心矛盾在于，上游风电、光伏出力随时间波动，而下游合成氨、甲醇等化工装置通常需要相对连续、稳定的原料供应。因此，不能简单把发电、制氢、储氢、化工转化四个环节分别做大，而要从终端产品需求出发进行一体化优化。一是建议开展风光出力、制氢负荷、储氢缓冲和下游装置运行的联合仿真，以小时级甚至更细的时序数据评估全年运行表现，优化装机配比、最低运行负荷和启停策略。电解槽技术路线、储氢容量和缓冲方式应根据具体场景的实际数据确定，而不宜预设单一的最优方案。二是统筹测算电力成本与工程投资。并网要考虑市场化购售电、容量及备用等适用费用；离网则要考虑频率、电压支撑和必要的储能投资。三是建立贯通电源—制氢—储运—化工的协同调度与运维体系。通过更高水平的设备群控、状态监测、预测性维护和过程热能利用，提升实际运行小时、产品质量稳定性和全系统效率。评价经济性时，不仅要算制氢成本，也要算最终绿氨、绿色甲醇产品的全生命周期成本与碳足迹。

对国家能源集团这样的综合能源企业，建议把大型工程项目同时建成长期运行验证和共性技术研究的平台，联合装备企业、科研机构和第三方检测机构积累可信数据，形成可复制的系统方案。未来还可围绕寿命、动态能效和绿色产品核证开展国际合作，使中国工程实践更好地服务全球绿色产业发展。

记者：您30岁受聘为厦门大学教授，46岁成为中国科学院院士，手握40余项国家授权发明专利。您的成长经历令人敬佩，对于当下的青年学子和年轻科研工作者，您有怎样的寄语？

郑南峰：我觉得今天我们科研人员能够取得这样的成绩，得益于我们身处这样一个伟大的时代。对于年轻人来说，一定要做一个眼里有光的人。眼里有光，就能够看到未来，知道国家需要什么，时代需要什么，也清晰地知道自己要做什么。当年，刚回国时，我的工资不如在美国时的1/10，但是我依然坚定回到祖国，因为我知道国家更需要我。另一个就是要做到“身上有光”。这份光，源自自信与笃定，来自开阔包容的胸襟，是由内而外自然散发出的力量。它能够吸引一群志同道合的人凝聚在一起。拥有这样的团队，何愁事不成？

采访结束了，记者沉浸在郑院士“两种光”的寄语之中。眼里有光，是仰望时代、找准使命；身上有光，是向内修持、凝聚同心。绿氢产业化之路道阻且长，更需要一代代科研人怀揣这份理想与胸襟潜心攻关、接续探索，奔赴能源转型的远方。