成本控制，是綠氫制造項目中最為重要的一個環節。未來10年，隨著電解槽規模擴大，中國堿性電解槽投資成本將降低至2030年的每千瓦1500元。同時，得益于未來可再生電力成本的進一步降低，平均可再生電力制氫總成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具備與化石能源制氫競爭的能力。

 

 

　　2022年3月，國家發展改革委和國家能源局聯合發布了《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）》（以下簡稱《規劃》），以2060年碳中和為總體方向，進一步明確了氫能在我國能源體系中的角色定位以及在綠色低碳轉型過程中的重要作用，強調了以可再生能源制氫和清潔氫為核心的氫能發展方向，并從制、儲、運和基礎設施等全產業鏈的角度進行了統籌規劃和布局，突出了市場主體位置，為氫能高質量發展提供了行動指南。

　　在整體氫能發展的戰略布局中，需要分階段、分步驟，利用不同來源氫能的互補性，最大化氫能的減排效果。2020年4月，國家能源局關于《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》中正式將氫能列入能源范疇，明確了氫能在我國能源體系中占有一席之地。同時，多個省市在其“十四五”時期規劃中列入氫能發展的相關內容，初步建立了氫能發展的政策和產業大框架。

　　2022年2月，國家發展改革委、工信部、生態環境部和國家能源局聯合發布《高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南（2022年版）》，針對煉油、煤化工、合成氨等化工行業出臺了具體的實施指南，提出引導工藝和技術綠色化水平的升級改造、相關前沿技術加強攻關并加快淘汰不符合綠色低碳轉型要求的落后設備和技術。相關政策也為以可再生氫為基礎的清潔化工產業發展奠定了基礎。

　　根據中國氫能聯盟課題組統計，中國2021年氫氣產量約為3533萬噸，主要來自石化及化工、煉焦等行業，其中煤制氫占總量57.06%，天然氣制氫21.90%，工業副產氫18.15%，電解水制氫1.42%，其他來源1.47%。目前，煤制氫和工業副產氫的成本約為每公斤10-12元，可再生氫成本達到每公斤20-25元。這也是可再生氫無法擴大生產的掣肘，成本控制成為了可再生氫制造項目中最為重要的一個環節。

　　傳統的堿水電解槽主要用于電廠以及多晶硅生產等，制氫規模大多為每小時200到300標準立方米，最大的也不超過500標方。中國氫能聯盟研究院相關研究顯示，未來10年，隨著電解槽規模擴大至100GW，中國堿性電解槽投資成本將從2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同時，得益于未來可再生電力成本的進一步降低，平均可再生電力制氫總成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具備與化石能源制氫競爭的能力。

　　行業內通常會根據氫氣的不同制取來源進行種類的劃分。灰氫是制取自化石燃料的氫，如來源于煤炭和天然氣的氫，排放相對較高，但成本更低；藍氫是制取自化石燃料且配備CCS裝置的氫，可以實現相對低碳排放；綠氫即我們所說的可再生氫，是通過光伏發電、風電、水電等可再生電力供能的電解槽制取的氫，可以實現零排放，但目前成本較高且尚未規模化；粉氫是通過核電供能的電解槽制取的氫，通?？梢詫崿F近零排放，但規?；l展較依賴于核電的技術和發展。

　　灰氫的碳排放是驚人的。在以煤化工業務見長的寧夏，煤制氫的消耗量每年高達240萬噸。制氫需要消耗2880萬噸標煤，并產生5600萬噸的二氧化碳排放。

　　《規劃》明確指出，將發展重點放在可再生能源制氫，嚴格控制化石能源制氫。破解制氫瓶頸的“鑰匙”，還得是新能源。

　　2021年，全球單廠規模最大和單臺產能最大的電解水制氫項目在寧夏建成投產，即寶豐能源負責的太陽能電解水制氫綜合示范項目。寶豐能源稱，該項目達產后可年產2.4億標方綠氫。據了解，通過近百萬千瓦光伏發電的建設，寶豐可將綠氫的成本控制在每標方0.7元左右，幾乎與煤制氫的成本相當。

　　“氫能的戰略地位和經濟合理性主要取決于可再生能源轉型中的大規模長周期能量儲存與多元化終端利用需求。如果基于化石能源制氫，存在能量利用效率低、二氧化碳排放高等問題，屢遭質疑。雖然可再生能源制氫在生產、儲運、利用全鏈條上也存在能源轉化效率問題，但隨著可再生能源裝機不斷擴大，效率問題可轉化為成本問題。”全國政協常委、中國科學院院士、清華大學教授歐陽明高認為，“當可再生能源電力價格低于每千瓦時0.15元的時候，可再生能源制氫的經濟性就能得以保障。”

　　那么可再生能源制氫的成本如何控制？通過研發太陽能發“綠電”，電解水制“綠氫”“綠氧”，煤化工生產系統也可形成新的總體技術方案。

　　電解制氫技術一直有著較大的進步空間。堿性電解水成本降幅潛力預計為20%左右，質子交換膜成本降幅有望達到40%，相關的制氫設備成本在技術進步和規模效應的雙重作用下也將加速降低。

　　根據公開數據，截至2021年底，全球已建成的電解水制氫項目為217個，總規模為372兆瓦。國內相關企業規劃161個可再生能源制氫項目，其中12個項目投產，合計制氫能力約為每年2.31萬噸。

　　在浙江臺州大陳島上，風力資源豐富，但大風時有時無，過大的資源波動使得島內用電負荷并沒有得到有效匹配，加上海島的消納能力有限，小島實際棄風現象嚴重。平抑可再生能源波動性和間歇性，促進清潔能源就地消納，提升海島供電可靠性，就成了點“綠”大陳島的當務之急。

　　4月30日，在國網臺州供電公司技術人員的不斷調試下，大陳島氫能綜合利用示范工程的質子交換膜電解水制氫系統成功實現制氫。7月8日，國家電網浙江臺州大陳島氫能綜合利用示范工程正式投運。投運后，預計每年可消納島上富余風電36.5萬千瓦時，產出氫氣7.3萬標方，這些氫氣可發電約10萬千瓦時。

　　海島地區如何進行可再生能源制氫？能否推進氫能多元耦合與高效利用？這個全國首個海島“綠氫”綜合能源示范項目提供了一個值得借鑒的樣板。質子交換膜制氫技術則是構建“電氫體系”的關鍵技術。在組成膜電極的三大材料中，質子交換膜的主要功能是傳輸質子，分隔反應氣體以及電子絕緣。它負責“把門”，把質子放過去，把電子、氫分子和水分子攔下來，是不可或缺的關鍵材料，相當于燃料電池的“芯片”，其性能直接影響燃料電池的穩定性和耐久性。

　　“土地租賃協議于3月31日成功簽訂，隨后我們迅速組織專家團隊開展入場勘探，加快推進總坪布局設計和基礎建設方案落地。”臺州供電公司相關負責人表示。

　　此外，在7月6日，大連化物所燃料電池系統科學與工程研究中心研制的、具有自主知識產權的兆瓦級質子交換膜電解水制氫系統、兆瓦級氫質子交換膜燃料電池發電系統順利通過工程驗收，并交付國網安徽省電力有限公司正式投入運行。我國自主知識產權的兆瓦級PEM電解水制氫和兆瓦級氫燃料電池技術得到了工程化驗證。

　　質子交換膜成本對氫燃料電池發展有著重要影響。2021年12月，工業和信息化部在其官網上發布了《重點新材料首批次應用示范指導目錄（2021年版）》，重點提出對燃料電池膜材料、儲氫瓶用碳纖維復合等材料的指導應用。中國工程院院士，中國科學院大連化學物理研究所研究員衣寶廉表示：“事實上，部分國產化技術水平已經達到、甚至超過國外商業化產品，下一步是形成大批量自主生產技術。因此，亟待加強上述關鍵材料核心部件的技術轉化，加快形成具有完全自主知識產權的批量制備技術、建立產品生產線，全面實現關鍵材料核心部件的國產化批量生產。”