现阶段中国氢气来源以煤制氢为主、工业副产氢及燃料重整为辅等状况决定了目前中国氢能产业仍处于发展初期。根据《规划》中提出的发展目标，到2025年初步建立以工业副产氢和可再次生产的能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再次生产的能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。

  根据壳牌在今年1月中旬发布的《中国能源体系2060碳中和报告》（以下简称“报告”），氢的消费量将从目前的极低水平增长至2060年的17艾焦耳/年以上。这相当于5.8亿吨煤当量，或者最终能源消费总量的16%。氢将大多数都用在重工业、农业机械、重型公路运输、短途航空和航运，其中85%以上是通过可再次生产的能源和核能电力电解生成的绿氢。

  这些目标的达成依赖于包括氢能在内的低碳燃料的商业化。要于2060年前实现前述部署规模，壳牌报告认为中国需要在未来20年内，致力于绿氢商业化。过去10年中，太阳能和风能的利用成本一直在下降，而且在未来将继续下降，这将提高氢能的商业可行性。与此同时，随着氢能使用需求日渐增长，中国将需要投资建设氢能生产、配送和储氢基础设施。商业化项目、对制氢厂的初始投资，以及道路货物运输、航运和钢铁等终端用能行业的氢能试点项目都需协同发展。

  中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁针对《报告》的结论曾表示，有关氢能在最终能源消费总量的占比，能够正常的看到很多预测，不管是16%、20%或25%，都代表很大的体量。在实施过程中，氢能主要是作为燃料来进行化石能源的替代。在新型电力系统构建过程中，氢能在大规模储能，包括能源储能发电服务、峰值电源、备用电源，特别是在应对极端天气情况下，电力的稳定性等关键环节都具有不可代替的作用。

  不过行业对于氢能的应用和认识也在不断更迭之中。根据魏锁的观察，特别是2021年开始，大家认识到在氢能应用过程中，在化工工业领域的规模化应用会早于在交通领域的应用，所以很多企业现在积极地进入到电解槽的技术研发之中。氢能最后在能源体系中到底可以占多少比重，首先是取决于技术进步，其次是成本。“以前电解槽生产制造只有4家企业，现在已经15家左右了。去年一些地方政府包括内蒙古、新疆、宁夏、吉林也有新能源制氢的项目，这是一个新的开端。”

  隆基方面认为，最近两年，光伏产业链由于供需不均衡导致原材料价格持续上涨，这只是阶段性的状态。随着产业资本大规模介入光伏的产业链，光伏的成本一定会迅速下降。每度电实现两毛钱的成本，在一些资源丰富的地区是能轻松实现的。电解水制氢每标方的氢气需要4.5度电。如果电力的成本控制在每方氢9毛钱的水平，再加上设备的折旧、运维以及相对必要的资产回报率，把氢气控制到一方氢一块五毛钱的水平是完全有可能的。

  隆基方面建议关注以下问题：第一，行业要定义“绿氢”的标准，明确“十四五”、“十五五”期间“绿氢”占比，提出“绿氢”产业高质量发展路径，提高“绿氢”在工业脱碳中的作用和价值，鼓励用可再次生产的能源水电解制氢；第二，将绿氢管理纳入到能源管理体系，制定绿氢价格政策，给予绿氢适当补贴激励，继续深化完善碳交易市场，探索碳税政策；最后，在具备可再次生产的能源发电资源优势并有绿氢消纳的地区，例如四大煤化工基地，建立国家级大型绿氢“领跑者”示范基地，鼓励推广先进的产品技术，打通产业链实现“制储输用”一体化。

  基于在可再次生产的能源制氢领域的一些探索，也结合了内蒙古、新疆、四川等地的真实的情况，冯庆东认为，电价问题一直是可再次生产的能源制氢的焦点：电价太高就会导致可再次生产的能源制氢的成本比较高，同化石能源制氢相比不能形成竞争力（其中，化石燃料制氢成本未将二氧化碳捕集利用成本考虑在内）。这就导致了可再次生产的能源制氢“说得多，也很受关注，但做不起来”。

  若在高峰时段用网电制氢，因为这样一来就没办法保证“清洁性”，从电源结构看，目前火电占比在68%—70%之间。网电制氢的价格一般为0.6元/度，低谷电以前是各省（地区）情况不一，近期电价上涨导致低谷电价也随之上浮约为0.3元/度。这就导致了可再次生产的能源制氢的成本逐步提升，企业如将贷款利率考虑在内，整体的投资回报率延长，“算来算去，可再次生产的能源制氢的账都算不过来”。

  冯庆东认为发展可再次生产的能源制氢，要因地制宜，从不同的地区不同的资源特点出发，不同的应用场景出发，考虑风电、光伏发电以及部分电网的低谷电来实现，这或许是一个发展的方向。“但0.3元/度以上的低谷电价显然削弱了低谷电在降低可再次生产的能源制氢成本方面的优势，因为其原本就有的优势也不是很明显，因此建议出台一些专项的电价扶持政策”，另外，冯庆东认为，一些地区在低谷电里面给出的电价报价过程中也包含一部分附加费和各种交叉补贴，也需要因地制宜，出台电价方面的扶持政策，支持可再次生产的能源制氢发展起来。

  冯庆东认为，在氢能参与电力市场交易方面，主要考虑燃气轮机掺氢发电参与现货市场交易和辅助服务。后期如果氢燃料电池发展起来了，也可以参与电力市场交易。在氢储能方面，冯庆东表示，氢的载体氨适合长期大容量跨季节存储，储氨的技术及安全标准成熟，成本低。要保障能源安全，发展以氢能及氢能载体为主的分布式能源系统是必不可少的的形态。未来随技术的慢慢的提升，核能制氢、光解水制氢等制氢方式也会逐渐发展起来。

  根据《规划》，到2025年，形成较为完善的氢能产业高质量发展制度政策环境，产业创造新兴事物的能力明显提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅度的提高，初步建立以工业副产氢和可再次生产的能源制氢就近利用为主的氢能供应体系；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再次生产的能源制氢大范围的应用，有力支撑碳达峰目标实现。

  未来降本基本的路径方面，冯庆东提出，通过风电和光伏发电加上一部分低谷电互补，能轻松实现至少是16小时之后的制氢。而在专项的支持和扶持政策上，前段时间出台的政策主要是围绕加氢站环节，但目前还传导不到上游的制氢环节上来，所以我们下一步出台的政策建议直接在可再次生产的能源制氢这一环节给予扶持。如果制氢做起来了，应用场景多了，电解槽的成本也会促进下降，另外也要提高设备利用小时数，尽可能提高设备的利用效率，缩短投资回报周期。