在能源产业加速变革、新型能源体系加速构建的背景下，氢能产业作为一种新兴业态，其创新与发展备受关注。2022年3月份，国家发展改革委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，首次将氢能定位为未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。
中国产业发展促进会会长于彤指出，氢能作为一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，其开发与利用已经成为新一轮世界能源变革的重要方向。目前，我国氢能产业仍处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高、支撑产业发展的基础性制度滞后、产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题。
一、制氢技术
1、化石能源制氢技术
为满足日益增长的氢气需求，研究人员正在探索和开发制氢技术。目前全球97%氢气生产来自化石能源，生产的氢气主要分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中，灰氢和蓝氢均是通过传统化石能源制取的。灰氢通常是焦炉煤气、氯碱尾气的副产气，生产1kg的灰氢伴有5.5~11.0kg的CO2产生。
蓝氢通常由煤或天然气等化石燃料转化，并结合碳捕集、利用与封存(CCUS)技术获取。蓝氢制造过程中的碳捕集成本非常昂贵，相对于灰氢来说，可能会增加10%的燃料消耗，而最大CO2捕集量是90%。CCUS技术可用于从灰氢到绿氢的过渡期，帮助减少当前制氢过程的碳排放，但目前还无法满足行业对脱碳的需求。
蒸汽甲烷转化(SMR)技术已经成熟，提高效率的空间有限，CCUS是降低蓝氢平准化成本(LCOH)的关键部分。CCUS并不是一项新技术，而是CO2提取、压缩、运输和最终注入地下等成熟行业的组合。根据天然气价格和劳动力成本等因素的变化，目前蓝氢LCOH在1.50~3.50美元/kg。以目前天然气价格计算，在低成本地区，SMR和碳捕集的生命周期成本均约占蓝氢LCOH的30%，而运输和储存通常只占蓝氢LCOH的约5%，其余部分为原料成本。
在假定原料气价格固定的情况下，节约成本的重点是降低现有SMR改造后的新碳捕集装置成本，以及改进SMR的效率。可通过低温和吸附剂技术进行物理捕集和膜分离技术降低碳捕集设施成本。除了SMR工艺本身的设计变化外，改进其他持续工艺和热效率也可小幅降低SMR成本。截至2030年，SMR的生命周期成本可降低10%~25%，碳捕集的生命周期成本最多可降低20%。这使蓝氢的总单位成本降低15%~20%，预计2030年蓝氢的成本为1.25~3.00美元/kg
2、可再生能源制绿氢技术
我国的可再生能源发电装机容量逐年提高，然而，由于可再生能源发电的间歇性、区域分布不均匀，每年都会产生大量弃电，仅2018年共产生三弃电量(弃水、风、光电量)1022.9亿kWh，占可再生能源发电总量的5.5%，造成巨大浪费。
电解水装置可以直接与电网相连，利用可再生能源的弃电进行规模化产氢，可避免能源浪费。绿氢通过可再生能源电解水产生，其生产方式和自身燃烧基本是零碳排放，符合未来对于能源的要求。随着氢能研究的日益深入，水电解制氢技术也取得了较大进展。目前，主要可再生能源制氢的电解槽技术包括：碱性电解槽、质子交换膜电解槽、离子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽。随着技术不断进步，电解槽效率逐渐提高。
“绿氢最大的挑战还是成本，其中七成来自于电价。”康明斯新能源动力事业部中国区总经理景帅表示，行业降本需要国家出台更多绿氢支持政策，在电价、供电方面给予相应的产业支持，给绿氢一定补贴，这样，整个产业链上的环节才能把产品打磨得更好，成本降得更低。
二、成本组成
电解水制氢成本一般包括：①设备成本；②能源成本（电力）；③其他运营费用；④原料费用（水）。其 中，能源成本即电力成本占比最大，一般为40%~60%（AWE/PEM），甚至可达80%，该部分主要由能源转化效率（即电解制氢效率）因素驱动，设备成本占比次之。如图5所示，依据国际可再生能源署IRENA（2020）的测算结果，相比于电价65美元/MWh（0.42元/kWh）时，当电价为20美元/MWh（0.13元/kWh）时制氢成本大幅下降，且下降幅度明显高于由于电解槽设备成本降低（由1000美元/kW降至650美元/kW）带来的成本下降幅度，即设备成本的降低不能弥补高电价带来的影响。
对于中国市场而言，当制氢成本降至20元/kg以下时，相比于化石能源制氢，电解制氢才具有一定的竞争优势，此时可再生能源电价需降低至0.3元/kWh以下。据IRENA与Hydrogen Council预测，到2050年可再生能源制氢成本将降至1美元/kg（6.5元/kg）。
对于碱性电解槽而言，设备成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动。在碱性电解槽电解电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关，相比之下，PEM电解槽电解电堆中膜电极成本占比为24%。在碱性电解槽中双极板只占电解电堆成本的一小部分，而PEM电解电堆中的成本占比则超过50%，这是由于碱性电解槽的双极板设计更简单，制造更简单，材料更便宜（镀镍钢），重新设计电极和膜片可降低成本。碱性电解制氢系统的辅机部分，碱液循环以及氢气后处理对成本降低较为重要。
对于PEM电解槽而言，电解电堆设备成本主要由双极板等核心部件的成本驱动。在PEM电解槽电解电堆中双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用Au或Pt涂层。技术创新在双极板的性能和耐久性增强以及成本降低方面发挥重要作用。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期PEM电解槽生产的瓶颈。PEM电解制氢系统辅机组成中的水循环和氢气后处理也是降低成本的重要领域。
三、成本降低途径
降低绿氢成本不仅需要政府在可再生能源电力上的政策倾斜与激励，还需要科研人员在关键材料研制上的进步与突破，以扩大生产规模，从而降低设备成本。电解制氢设备成本可从两个方面减少。
一是从电解槽设计与单电池材料入手，使用较少的关键材料，尤其是Pt、Ir等成本较高的贵金属材料，或用非贵金属材料（Ni、Fe等）取代。重新设计电解槽以实现更高的效率（更低的电力成本）、更高的耐久性（更长的寿命）以及更高的电流密度，可通过优化膜厚度来降低欧姆电阻（同时还需兼顾气体渗透问题），以提升电解效率，对多孔层传输层（PTL）、双极板流道等关键部件的结构优化，如优化孔隙率、孔径、厚度等PTL结构参数，采用三维网格结构流场等，以提升电解槽性能与寿命。
二是从增加单槽和工厂生产的规模来提升应用经济性，通过执行高通量、自动化的制造工艺，降低每个组件的成本。提升单槽规模可以带来规模经济效益，尽管由于泄漏、大型组件制造限制、大型组件机械不稳定、电池最大面积限制等问题，单槽规模的提升范围有限，但仍旧可产生强大的经济效应。
德国PlanDelyKad的研究发现，100MW碱性电解槽（成本520欧元/kW）比5MW电解槽（成本1070欧元/kW）的成本降低了约50%。但是，当超过10~20MW时，增加容量带来的成本降低幅度将大大减弱。
四、未来技术发展方向
中国已成为世界第一产氢大国，工业氢气产量领跑全球。根据相关测算，预计中国2060年部署电解制氢装机容量约500GW。中国在未来的氢能源市场中不仅是产氢大国，更是用氢大国。预计到2060年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，中国的氢需求量由目前3000多万t提升至约1.3亿t，提升300%以上。
未来氢能有望打通可再生能源电力在交通、工业和建筑领域终端应用的渗透路径，逐步降低化石能源在这些终端领域的消费比重。随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，氢能绿色制取技术将朝着延长运行寿命、提升单体功率、降低安全风险和成本等方向发展，关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10MW级，系统单位能耗不高于4kWh/m3。实现氢能的规模化应用，还需在以下方面进行深入研究。
1）研究新能源输入对电解槽及制氢系统影响，解决可再生能源高比例并网问题。
在新能源随机性、波动性输入下，制氢系统变工况及频繁启停运行特性引起的氢氧浓度、压力变化，对设备安全、稳定运行提出新要求。目前国际上对以上方面研究较少，新能源输入对电解槽及制氢系统影响的微观分析和实验研究数据尚且不足，电解设备与波动电源之间的匹配性与兼容性有待提高。因此，近期需要对新能源输入对电解槽及制氢系统（以AWE和PEM为主）的影响进行深入研究，以推动可再生能源电解制氢的大型示范应用。
2）提高电解槽和系统可靠性与耐久性。
目前，中国电解槽和系统在全工况下的可靠性与耐久性等与国际先进水平仍存在差距。电解槽系统可靠性与寿命不仅与电解电堆相关，还依赖于配套的辅机设备。因此，需进一步加强电解槽产品的可靠性与耐久性研究，促进电解制氢技术参与电网调峰调频，增加与电网互动。
3）提升电解槽关键材料与核心部件自主化研发水平。
由绿氢成本分析可知，电极、膜片、双极板等成本占比较高，但目前中国在关键材料、核心部件上的研发水平与国外差距较大，且严重依赖国外进口，不具备批量生产的能力，这严重制约了中国电解制氢产业的规模化发展。因此，亟待加强关键材料核心部件的自主化研发水平，加快形成具有完全自主知识产权的批量制备方法，全面实现关键材料与核心部件的国产化。
