12月3日，工業和信息化部印發《“十四五”工業綠色發展規劃》，揭示氫能六大發展方向，并凸顯對綠氫更加重視，業內預期綠氫下一步將獲加快發展，或將在新型污染物治理技術上發揮更大作用。而此前11月30日，我國首個萬噸級的光伏綠氫示范項目正式啟動。

《“十四五”工業綠色發展規劃》涉及氫能部分，共是六個方面，分別是：

電價和電解設備導致當前綠氫成本居高不下

國電投氫能首席專家柴茂榮表示，制氫成本高企，仍然是行業發展短板，供應鏈體系較為分散。

電價和電解設備是導致當前綠氫生產成本居高不下的重要原因，二者的成本占比分別達到50%和40%，電解槽是可再生能源大規模制氫的關鍵裝備，在制氫系統總成本中的占比近50%。

目前，光伏制氫是綠氫主要發展的途徑，一方面，隨著光伏產業的持續發展，電價成本有望下降，另一方面，光伏制氫可作為解決光伏發電消納的重要途徑，起到儲能的效果，此外，碳稅也將為光伏制氫帶來競爭力。

柴茂榮表示，降本方面，光伏制氫成本在2025年有望突破，達到每立方一元人民幣左右的水平，迎來大規模發展。但光伏制氫主要布局在新疆、內蒙古這些日照比較強的城市，而用氫在長三角東南沿海地區，所以運氫成本成為亟待解決的問題。他指出，大型企業完全可以建子母站方式，通過大型母站將氫氣通過撬裝車或者專用瓶（換瓶）送到各子站，可以減少30-50元每公斤成本。

據中國氫能聯盟專家委員會主任余卓平分析，如果到2025年我國風電、光伏的新增裝機發電成本降低到0.3元/千瓦時，可再生能源電解水制氫成本將降到約25元/千克，能夠與天然氣制氫進行競爭。等2030年可再生能源發電成本降低到0.2元/千瓦時后，電解水制氫成本將低至15元/千克，可以與現在化石能源加上碳捕集技術制氫的價格進行競爭。

北京某氫能科技公司負責人介紹，電解槽目前單位造價2500元/W；隨著更大的槽體、更優質的制造工藝，以及技術環節的精進和材料的優化，有望降至1300元/W。屆時，綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg，實現與灰氫平價。上游原材料的平價前景一旦達成，意味著氫能源的大規模產業化鋪平了道路。

儲運仍是行業發展瓶頸

從技術成熟度來看，高壓氣態儲氫最為常用，即通過高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器里，與之對應的運輸方式為長管拖車和管道兩種，但是這種方式的儲氫量較低。而低溫液體的方式，雖然可以解決長距離、大規模運輸難題，但是將氣態的氫變為液態的氫，每液化1千克氫氣將消耗4～10千瓦時電量，在現有條件下轉化成本偏高。

目前，國內以高壓氣態儲氫為主，相較于低溫液態儲氫，高壓氣態儲氫在長距離運輸上十分不具有優勢，因此大力發展液氫技術和輸氫管道等裝備具有重要的意義。

根據國網能源研究院數據，2019年我國陸上風電度電成本約0.315-0.565元/千瓦時，且在未來仍有一定的下降空間，預計到2025年度電成本在0.245-0.512元/每千瓦時。基于此，就地制氫也是解決長距離運輸的一種重要方式，我國用氫主要集中在東南沿海，利用海上可再生能源制氫是一種很有前景的制氫技術路徑，同時也可避免氫氣長距離運輸。

加氫站發展的“老問題”亟待新突破

除了上述儲運成本的問題，氫能產業重要的基礎設施——加氫站建設的瓶頸問題也由來已久。隨著氫能產業未來走向成熟，加氫站發展的“老問題”都需要取得新的突破。

中國石油天然氣股份有限公司石油化工研究院化工研究室副主任李慶勛直言，當前加氫站建設的瓶頸包括建設成本高、運營成本高、標準法規不完善。

李慶勛認為，加氫站建設成本高的原因主要在于關鍵設備依賴進口，需要持續推進加氫站關鍵設備國產化，降低成本，促進國內整個產業鏈良性發展；運營成本高主要是氫源價格高、氫燃料汽車保有量低造成的，需要不斷培育市場，通過規模效應降低成本。此外，加氫站安全、建設運營等標準規范也有待完善，需要政府、標準化組織和企業共同推動。

在業內看來，安全和標準規范等問題是加氫站建設亟須關注的重點。對此，液化空氣（中國）投資有限公司氫能業務負責人陳星強調，要嚴把安全和質量管理關，預防個別安全事件影響全產業發展的局面。同時，他還指出，目前相關項目的選址和審批比較復雜，也是加氫站建設的一大瓶頸，需要相關部門協調。

作為在全球已布局100多座加氫站的氫能巨頭，液化空氣在加氫基礎設施建設方面，有諸多值得借鑒的國際經驗。陳星表示，從液化空氣的經驗來看，液氫將會為未來大規模的加氫站普及起到主流供應作用，國內的液氫相關法規需要盡快完善出臺，這將有利于氫氣基礎設施的提前部署。他同時認為，液氫加氫站的部署要提上日程。