据不完全统计，截至4月11日，今年已有超30家上市公司通过设立氢能子公司、氢能产业基金、联合各方投建氢能项目等方式布局氢能产业，这其中不仅有多家大型能源央企的身影，还有不少其他领域的公司跨界氢能。

 

因制氢的技术路线不同，目前，氢能主要分为灰氢、蓝氢和绿氢，多位业内人士表示，今后多种路线制氢或并存，没有哪种路线具备绝对的优势，出于经济性的考虑，发展氢能首要的任务是降成本。

 

 

氢能源产业链上游是氢气的制备，按制氢过程消耗的能源分类，氢气来源主要包括化石能源制氢、可再生能源制氢、水电解制氢和工业副产氢等。其中，化石能源制氢主要包括煤制氢、天然气制氢、石油制氢等；水电解制氢按电力的不同分为可再生能源水电解制氢、火电水电解制氢等；工业副产氢主要包括丙烷脱氢、乙烷裂解、焦炉煤气和氯碱化工等。除上述方法外，氢气制取技术还包括了甲醇制氢、氨分解制氢等传统方法，以及废旧塑料制合成气提氢、废铝制氢等新兴方向。

 

其中，电解水（工业用电）制氢成本最贵，达到38元/kg，工业副产物制氢成本为8-14元/kg，不到电解水（工业用电）制氢成本的一半，工业电价成本是制约电解水制氢的重要原因。

 

电解水制氢成本主要包括电力成本和设备成本两部分，其中，电力成本占比最大，一般为40——80％。设备成本中电解槽成本占比约40——50％，系统辅机占比约50——60％。

 

4月7日，工信部、国家发改委等六部门联合发布的《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》）提出，加快突破新型催化、绿色合成、功能-结构一体化高分子材料制造、“绿氢”规模化应用等关键技术。

 

 

不同于其他制氢工艺，生产绿氢最重要的是选用绿电，例如光伏、风电等，光伏制氢目前因为成本较高，暂不具备经济性。

 

有观点认为，当电价低于0.3元/kWh，电解水制氢成本将会接近传统化石能源制氢。对此，兴储世纪总裁助理刘继茂分析认为，从长远看，光伏制氢是未来的重要方向，目前光伏组件的价格是虚高的，关键是硅料和硅片供需错配，但这些都是短暂的，随着大量的产能落地，硅料和硅片的价格就会回到成本线附近。

 

根据国家发改委的《中国2050年光伏发展展望》预测，2035年和2050年光伏发电成本预计约下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。资料显示，电力成本每下降0.1元/kWh，氢气成本平均下降0.5元/Nm3。

 

不过，也有观点认为，虽然光伏价格在一些区域已经很便宜，使得光伏制氢、风电制氢或风光互补制氢等商业模式有了一定的经济性。“但是应该清醒地看到，绿氢制备通常是需要连续生产作业的，光伏和风电的两千小时左右的年利用小时数，只能满足一年八千多小时周期内四分之一左右的电力能源，其他四分之三的能源电力如果不是绿电的话，也不是严格意义上的绿氢制备。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅也向记者表示。

 

因此，上述《意见》还提出，鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发利用“绿氢”，推进炼化、煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合示范。

 

 

“氢能是一种二次能源、非自然存在，中间有一个加工过程导致能耗比较大，即使目前最具成本优势的灰氢，也主要是跟其他气体产品混合使用，是一种工业副产品。因为氢气的储运较难，如果将氢气做成液体要高温低压，如果做成气体氢气罐比里面的氢气还要重，热值比不一定划算，所以在经济性上有不少问题。”上述相关负责人称。

 

祁海珅认为，氢能垂直一体化发展非常重要，制氢一定要和储运、用氢来协同、一体式发展，并且最好是在一定的区域范围下实施应用，否则很难有经济性和实操性。一是氢气的长管储运的能量密度偏低，运输半径最好在200公里以内，否则成本增加太高；二是加氢站数量与用氢主体的数量、体量的同步发展问题，加氢方便、快捷、高效率的协同效应也很重要，否则商业化运营压力就会很大。

 

 

而如何丰富氢能应用场景，也是至关重要的事情。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示，“现在加氢站其实跟以前充电桩面临的问题是一样的，即先有鸡还是先有蛋的问题，氢燃料电池汽车的大规模商业化，我认为将是在一些特定的场景中，比如一些固定路线或者是矿山中，要先推动氢燃料电池汽车的发展，才能推动更多加氢站的建设。”

 

“氢燃料电池汽车尤其是氢燃料商用车的商业化路径已经开启，在一些示范城市群有了一定雏形、初步具备了规模化发展的趋势，国家政策的鼓励和支持包括财政补贴、氢能基础设施的配套建设等都是非常重要的，单个企业是很难形成独立的市场化操作运行的。庆幸的是，氢燃料汽车、绿氢制备等已经成为国家长期发展战略了，氢能源作为未来的终极能源，其产业化、规模化发展之路是很值得期待的。”祁海珅表示。