但无论结果如何，分析人士一致认为，要想推进氢能技术，必须减少相关成本。可再次生产的能源成本过去十年已大幅度降低，但仍需继续下降。而电解水制氢成本，包括基本硬件电解槽，一定要遵循类似路径下降。

  实际上，这两者是相互联系的，运营费用和基本建设成本都被考虑到电解槽运行的总成本中。随着可再次生产的能源进入电网的加速部署，可再次生产的能源电价将继续下跌。而且由于电解设备的制造速度更快、成本更低，基本建设成本也将下降。

  光伏发电价格过去10年已下跌90%，但还需进一步下降，各国政府已决定出手相助。3月，美国能源部宣布，公用事业规模的光伏发电成本将从目前的每千瓦时4.6美分降至2025年的3美分，2030年的2美分。美国能源部还公布了一系列研发项目，并将提供创业资金用于改进光伏发电技术，降低发电成本。

  现在的问题是，电解水制氢能否遵循光伏发电过去10年一直遵循的成本下降曲线。因为电解水制氢将不得已与蓝氢竞争，而后者的成本更低。

  人们一致认为，氢能将在全球主要工业应用中起步，首先以蓝氢的形式出现，然后以绿氢的形式出现。对于绿氢来说，电解槽至关重要，全球电解槽制造商正计划扩大生产规模，以减少相关成本。

  德国工业巨头蒂森克虏伯是钢铁制造商和氢气生产商，其从生产商和用户两个角度看待氢气问题。该公司的标准电解装置是一个20兆瓦的模块，每小时可生产4000立方米氢气。蒂森克虏伯副总裁马尔科姆·库克表示，“我们已降低成本，并将基本模块的规格提高到20兆瓦”。

  美国发动机制造商康明斯公司两年前收购了加拿大氢化公司，扩大氢气生产能力。康明斯公司电解槽全球业务开发负责人丹尼斯·托马斯表示，“就项目规模而言，几年前我们的目标是10兆瓦，现在我们在加拿大已有一个20兆瓦的电解槽在运行。下一个目标是100~500兆瓦的项目”。

  托马斯称，“主体问题在于时间，因为我们正在提高产能，但产能全部到位毫无意义，因为很多氢气项目都处于开发阶段。客户在一个模块中不太在大多数情况下要1吉瓦的电解能力，他们将分阶段开发多数项目，第一阶段在大多数情况下要100~200兆瓦的电解能力。公司的目标是2025年达到吉瓦水平的产能”。

  其他旨在提升至吉瓦规模产能的大公司还包括英国储能和清洁燃料公司ITM Power，其正在规划一个新的大型电解槽工厂的早期阶段。另一个是挪威氢能技术公司Nel ASA，今年将电解槽产能扩大至500兆瓦，并计划逐步扩大。Nel ASA最近宣布了2025年前以每千克1.5美元的价格生产绿氢的目标，这将使绿氢成本与灰氢成本相当。

  如今，绿氢的存在感微乎其微，成本至少是灰氢的两倍，基本上没有市场，所以还处于早期发展阶段。

  美国每年约生产1000万吨氢气，全球约生产1.2亿吨氢气（中国是最大的氢气生产国）。几乎所有氢气都是在高碳排放的过程中产生的。

  据估计，如果美国绿氢产量达到1000万吨，需要海上风电装机容量达到115吉瓦。而考虑到美国当前正努力2030年实现30吉瓦的海上风电装机容量目标，难度就可想而知了。

  国际可再生能源署在2050年能源转型路线图中估计，如果全球绿氢产量达到4亿吨，将需要2050年前电解槽产能达到5太瓦。目前全球已安装的电解槽产能约8吉瓦。

  这些数字表明，要想实现政府和国际机构设定的绿氢目标，必须大幅度提高电解槽产能，而这将需要持续设定绿氢发展目标和降低生产成本。

  咨询公司Dii沙漠能源公司首席执行官科利尼厄斯·马休斯表示，“随着新技术的到来，电解槽方面将有很多创新，正从人工组装转向大规模自动化生产”。

  马休斯列出了全球19个氢气项目，这将需要140吉瓦的电解槽产能。他认为，这些项目将刺激更高的电解槽生产水平，以此来降低生产所带来的成本。但如果没有援助，这是不有几率发生的。“从监管角度看，我们该采取一切可能的措施来加速发展，制定标准，并为市场创造先决条件”。返回搜狐，查看更加多