成本控制，是绿氢制造项目中最重要的一个环节。未来10年，随着电解槽规模扩大，中国碱性电解槽投资所需成本将降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的逐步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

  2022年3月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《氢能产业高质量发展中长期规划（2021-2035）》（以下简称《规划》），以2060年碳中和为总体方向，进一步明确了氢能在我国能源体系中的角色定位以及在绿色低碳转型过程中的及其重要的作用，强调了以可再次生产的能源制氢和清洁氢为核心的氢能发展方向，并从制、储、运和基础设施等全产业链的角度进行了统筹规划和布局，突出了市场主置，为氢能高质量发展提供了行动指南。

  在整体氢能发展的战略布局中，需要分阶段、分步骤，利用不一样来源氢能的互补性，最大化氢能的减排效果。2020年4月，国家能源局关于《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》中正式将氢能列入能源范畴，明确了氢能在我国能源体系中占有一席之地。同时，多个省市在其“十四五”时期规划中列入氢能发展的相关联的内容，初步建立了氢能发展的政策和产业大框架。

  2022年2月，国家发展改革委、工信部、生态环境部和国家能源局联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相关前沿技术加强攻关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后设备和技术。有关政策也为以可再生氢为基础的清洁化工产业高质量发展奠定了基础。

  根据中国氢能联盟课题组统计，中国2021年氢气产量约为3533万吨，大多数来源于石化及化工、炼焦等行业，其中煤制氢占总量57.06%，天然气制氢21.90%，工业副产氢18.15%，电解水制氢1.42%，其他来源1.47%。目前，煤制氢和工业副产氢的成本约为每公斤10-12元，可再生氢成本达到每公斤20-25元。这也是可再生氢无法扩大生产的掣肘，成本控制成为了可再生氢制造项目中最重要的一个环节。

  传统的碱水电解槽大多数都用在电厂以及多晶硅生产等，制氢规模大多为每小时200到300标准立方米，最大的也不超过500标方。中国氢能联盟研究院相关研究显示，未来10年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资所需成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的逐步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

  行业内通常会根据氢气的不同制取来源进行种类的划分。灰氢是制取自化石燃料的氢，如来源于煤炭和天然气的氢，排放相比来说较高，但成本更低；蓝氢是制取自化石燃料且配备CCS装置的氢，能轻松实现相对低碳排放；绿氢即我们所说的可再生氢，是通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解槽制取的氢，能轻松实现零排放，但目前成本比较高且尚未规模化；粉氢是通过核电供能的电解槽制取的氢，通常能轻松实现近零排放，但规模化发展较依赖于核电的技术和发展。

  灰氢的碳排放是惊人的。在以煤化工业务见长的宁夏，煤制氢的消耗量每年高达240万吨。制氢需要消耗2880万吨标煤，并产生5600万吨的二氧化碳排放。

  《规划》精确指出，将发展重点放在可再次生产的能源制氢，严控化石能源制氢。破解制氢瓶颈的“钥匙”，还得是新能源。

  2021年，全球单厂顶级规模和单台产能最大的电解水制氢项目在宁夏建成投产，即宝丰能源负责的太阳能电解水制氢综合示范项目。宝丰能源称，该项目达产后可年产2.4亿标方绿氢。据了解，通过近百万千瓦光伏发电的建设，宝丰可将绿氢的成本控制在每标方0.7元左右，几乎与煤制氢的成本相当。

  “氢能的战略地位和经济合理性主要根据可再次生产的能源转型中的大规模长周期能量储存与多元化终端利用需求。如果基于化石能源制氢，存在能量利用效率低、二氧化碳排放高等问题，屡遭质疑。虽然可再次生产的能源制氢在生产、储运、利用全链条上也存在能源转化效率问题，但随着可再次生产的能源装机逐步扩大，效率问题可转化为成本问题。”全国政协常委、中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高认为，“当可再次生产的能源电力价格低于每千瓦时0.15元的时候，可再次生产的能源制氢的经济性就能得以保障。”

  那么可再次生产的能源制氢的成本怎么来控制？通过研发太阳能发“绿电”，电解水制“绿氢”“绿氧”，煤化工生产系统也可形成新的总体技术方案。

  电解制氢技术一直有着较大的进步空间。碱性电解水成本降幅潜力预计为20%左右，质子交换膜成本降幅有望达到40%，相关的制氢设备成本在技术进步和规模效应的双重作用下也将加速降低。

  根据公开数据，截至2021年底，全球已建成的电解水制氢项目为217个，总规模为372兆瓦。国内相关企业规划161个可再次生产的能源制氢项目，其中12个项目投产，合计制氢能力约为每年2.31万吨。

  在浙江台州大陈岛上，风力资源丰富，但大风时有时无，过大的资源波动使得岛内用电负荷并没有正真获得有效匹配，加上海岛的消纳能力有限，小岛实际弃风现象严重。平抑可再次生产的能源波动性和间歇性，促进清洁能源就地消纳，提升海岛供电可靠性，就成了点“绿”大陈岛的当务之急。

  4月30日，在国网台州供电公司技术人员的不断调试下，大陈岛氢能综合利用示范工程的质子交换膜电解水制氢系统成功实现制氢。7月8日，国家电网浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程正式投运。投运后，预计每年可消纳岛上富余风电36.5万千瓦时，产出氢气7.3万标方，这些氢气可发电约10万千瓦时。

  海岛地区怎么样做可再次生产的能源制氢？能否推进氢能多元耦合与高效利用？这个全国首个海岛“绿氢”综合能源示范项目提供了一个值得借鉴的样板。质子交换膜制氢技术则是构建“电氢体系”的关键技术。在组成膜电极的三大材料中，质子交换膜的基本功能是传输质子，分隔反应气体以及电子绝缘。它负责“把门”，把质子放过去，把电子、氢分子和水分子拦下来，是不可或缺的关键材料，相当于燃料电池的“芯片”，其性能直接影响燃料电池的稳定性和耐久性。

  “土地租赁协议于3月31日成功签订，随后我们迅速组织专家团队开展入场勘探，快速推进总坪布局设计和基本的建设方案落地。”台州供电公司相关负责人表示。

  此外，在7月6日，大连化物所燃料电池系统科学与工程研究中心研制的、具有自主知识产权的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统、兆瓦级氢质子交换膜燃料电池发电系统顺利通过工程验收，并交付国网安徽省电力有限公司正式投入运行。我国自主知识产权的兆瓦级PEM电解水制氢和兆瓦级氢燃料电池技术获得了工程化验证。

  质子交换膜成本对氢燃料电池发展有着重要影响。2021年12月，工业与信息化部在其官网上发布了《重点新材料首批次应用示范指导目录（2021年版）》，重点提出对燃料电池膜材料、储氢瓶用碳纤维复合等材料的指导应用。中国工程院院士，中国科学院大连化学物理研究所研究员衣宝廉表示：“事实上，部分国产化技术水平已达到、甚至超过国外商业化产品，下一步是形成大批量自主生产技术。因此，亟待加强上述关键材料核心部件的技术转化，加快形成具有完全自主知识产权的批量制备技术、建立产品生产线，全面实现关键材料核心部件的国产化批量生产。”