據不完全統計，截至4月11日，今年已有超30家上市公司通過設立氫能子公司、氫能產業基金、聯合各方投建氫能項目等方式布局氫能產業，這其中不僅有多家大型能源央企的身影，還有不少其他領域的公司跨界氫能。

 

因制氫的技術路線不同，目前，氫能主要分為灰氫、藍氫和綠氫，多位業內人士表示，今后多種路線制氫或并存，沒有哪種路線具備絕對的優勢，出于經濟性的考慮，發展氫能首要的任務是降成本。

 

 

氫能源產業鏈上游是氫氣的制備，按制氫過程消耗的能源分類，氫氣來源主要包括化石能源制氫、可再生能源制氫、水電解制氫和工業副產氫等。其中，化石能源制氫主要包括煤制氫、天然氣制氫、石油制氫等；水電解制氫按電力的不同分為可再生能源水電解制氫、火電水電解制氫等；工業副產氫主要包括丙烷脫氫、乙烷裂解、焦爐煤氣和氯堿化工等。除上述方法外，氫氣制取技術還包括了甲醇制氫、氨分解制氫等傳統方法，以及廢舊塑料制合成氣提氫、廢鋁制氫等新興方向。

 

其中，電解水（工業用電）制氫成本最貴，達到38元/kg，工業副產物制氫成本為8-14元/kg，不到電解水（工業用電）制氫成本的一半，工業電價成本是制約電解水制氫的重要原因。

 

電解水制氫成本主要包括電力成本和設備成本兩部分，其中，電力成本占比最大，一般為40——80％。設備成本中電解槽成本占比約40——50％，系統輔機占比約50——60％。

 

4月7日，工信部、國家發改委等六部門聯合發布的《關于“十四五”推動石化化工行業高質量發展的指導意見》（以下簡稱《意見》）提出，加快突破新型催化、綠色合成、功能-結構一體化高分子材料制造、“綠氫”規模化應用等關鍵技術。

 

 

不同于其他制氫工藝，生產綠氫最重要的是選用綠電，例如光伏、風電等，光伏制氫目前因為成本較高，暫不具備經濟性。

 

有觀點認為，當電價低于0.3元/kWh，電解水制氫成本將會接近傳統化石能源制氫。對此，興儲世紀總裁助理劉繼茂分析認為，從長遠看，光伏制氫是未來的重要方向，目前光伏組件的價格是虛高的，關鍵是硅料和硅片供需錯配，但這些都是短暫的，隨著大量的產能落地，硅料和硅片的價格就會回到成本線附近。

 

根據國家發改委的《中國2050年光伏發展展望》預測，2035年和2050年光伏發電成本預計約下降50%和70%，達到0.2元/kWh和0.13元/kWh。資料顯示，電力成本每下降0.1元/kWh，氫氣成本平均下降0.5元/Nm3。

 

不過，也有觀點認為，雖然光伏價格在一些區域已經很便宜，使得光伏制氫、風電制氫或風光互補制氫等商業模式有了一定的經濟性。“但是應該清醒地看到，綠氫制備通常是需要連續生產作業的，光伏和風電的兩千小時左右的年利用小時數，只能滿足一年八千多小時周期內四分之一左右的電力能源，其他四分之三的能源電力如果不是綠電的話，也不是嚴格意義上的綠氫制備。”北京特億陽光新能源總裁祁海珅也向記者表示。

 

因此，上述《意見》還提出，鼓勵石化化工企業因地制宜、合理有序開發利用“綠氫”，推進煉化、煤化工與“綠電”、“綠氫”等產業耦合示范。

 

 

“氫能是一種二次能源、非自然存在，中間有一個加工過程導致能耗比較大，即使目前最具成本優勢的灰氫，也主要是跟其他氣體產品混合使用，是一種工業副產品。因為氫氣的儲運較難，如果將氫氣做成液體要高溫低壓，如果做成氣體氫氣罐比里面的氫氣還要重，熱值比不一定劃算，所以在經濟性上有不少問題。”上述相關負責人稱。

 

祁海珅認為，氫能垂直一體化發展非常重要，制氫一定要和儲運、用氫來協同、一體式發展，并且最好是在一定的區域范圍下實施應用，否則很難有經濟性和實操性。一是氫氣的長管儲運的能量密度偏低，運輸半徑最好在200公里以內，否則成本增加太高；二是加氫站數量與用氫主體的數量、體量的同步發展問題，加氫方便、快捷、高效率的協同效應也很重要，否則商業化運營壓力就會很大。

 

 

而如何豐富氫能應用場景，也是至關重要的事情。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎表示，“現在加氫站其實跟以前充電樁面臨的問題是一樣的，即先有雞還是先有蛋的問題，氫燃料電池汽車的大規模商業化，我認為將是在一些特定的場景中，比如一些固定路線或者是礦山中，要先推動氫燃料電池汽車的發展，才能推動更多加氫站的建設。”

 

“氫燃料電池汽車尤其是氫燃料商用車的商業化路徑已經開啟，在一些示范城市群有了一定雛形、初步具備了規模化發展的趨勢，國家政策的鼓勵和支持包括財政補貼、氫能基礎設施的配套建設等都是非常重要的，單個企業是很難形成獨立的市場化操作運行的。慶幸的是，氫燃料汽車、綠氫制備等已經成為國家長期發展戰略了，氫能源作為未來的終極能源，其產業化、規模化發展之路是很值得期待的。”祁海珅表示。