发展绿氢具有重要意义，可以保障能源安全，推动能源转型。绿氢产业的发展有望改善空气污染和减少温室气体排放，但目前制取的成本较高，成为阻碍绿氢产业规模化发展的主要因素。要提高绿氢经济性，必须打破单一的技术路线，进行顶层设计，建立完善的市场机制，三者不可缺一。
近期，各地方两会密集召开，记者梳理发现，氢能技术成为热点话题。山东正在统筹布局氢能供应体系，并开展副产氢纯化和电解水制氢等项目；辽宁则加快发展可再生能源“零碳”电解水制氢等重大项目；吉林和内蒙古也在布局风光制氢一体化项目。1月17日，工信部等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，将支持氢能发展作为重点，同时提出加快高效制氢技术攻关。国家及相关部门加大对氢能的支持力度，以推动氢能的发展。
专家表示，可再生能源制氢未来将在能源体系中发挥重要作用，成为不可或缺的一环。尽管技术上已经取得了重大进展，使得大规模节能电池的可行性得到了证明，但要将其制作成本降低仍然是一个悬而未决的问题，需要顶层设计和技术突破多方面共同努力才能解决。
发展绿氢意义重大
根据业内专家的分析，许多国家已把氢能产业作为未来发展的重点，具有巨大的产业发展潜力。
预计到2030年，我国氢气的年需求量将达到约4000万吨，占终端能源消费的比重约为5％，其中可再生氢气供应量可达770万吨。到2060年，氢气的年需求量将上升至约1.3亿吨，占终端能源消费的比重约为20％，其中70％将来自可再生能源制造的氢气。
近年来，政府支持可再生能源制氢的政策和实践探索也得到了明显加速。国家发改委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确将氢能作为未来国家能源体系的重要组成部分，提出建立一个清洁、低碳、低成本的多元制氢体系，并重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。
近期，湖北武汉、山东、上海、广东等地纷纷出台政策，支持非化工园区发展可再生能源制氢、风光制氢一体化项目。
对此，佛山环境与能源研究院院长赵吉诗指出，通过可再生能源产生的绿电，进一步电解水制氢得到绿氢能够助力新型电力系统的实现。“新型电力系统的核心诉求是可再生能源装机容量的大幅提升，这必然对储能有一定的需求，而电化学储能在安全性和储能周期上均有一定限制。电解水制氢后可通过掺氢天然气借助天然气管网实现长周期、大规模储能。”
目前，世界上的主要国家都把氢能源作为能源转型的选择之一，这也得到了中国电科院战略中心主任闫华光的认可。发展氢能可以减少对石油和天然气的依赖，利用可再生能源制造氢气，是确保能源安全和能源战略储备的重要手段。同时，绿氢将促进全社会深度脱碳。电解氢设备具有高效、可靠、可持续的特点，可以有效地将电能转化为氢能，为可再生能源发电提供支撑。此外，电解氢设备本身具有灵活性，可以参与电网的调峰调频辅助服务，提高电网的灵活性和安全性。”
制取成本偏高成拦路虎
目前，我国大规模低成本绿氢技术的路线尚不明确。质子交换膜制氢的成本较高，碱性电解水制氢也缺乏规模化应用，而阴离子交换膜、固体氧化物电解水、光解水制氢、热化学循环水解制氢技术则还处于基础研发阶段，可再生能源制氢也尚未规模化发展。一位来自某大型能源企业的氢能技术研究人员如是说。同时，风力、光伏发电的间歇性和变化性也给绿色氢能的开发带来了挑战。
“可再生能源的波动性会对电制氢装备的寿命产生影响。同时，可再能源的间歇性发电导致其利用小时较低，进而导致无法稳定制氢，对可再生能源制氢的经济性造成影响。”闫华光说。
赵吉诗则指出，目前可再生能源制氢最大的挑战在于成本过高。电解水制氢技术已有数十年的产业化应用历史，但单槽制氢的规模仍然很小，每小时产氢量仅在几十方到几百方之间，最大的也不过四五百方，功率仅在2兆瓦左右。随着产业的发展，为了降低成本，单槽制氢的规模迅速增长到1000立方米/小时以上，甚至在研发装置上达到2000立方米/小时的水平，但是配套的产业链却没有跟上，给降低成本带来了阻碍。”
行业对碱性槽技术的偏好也是一个问题，因为目前它是最成熟、成本最低的技术。但从长远来看，多种技术路线并行前进才能促进产业蓬勃发展。不同的场景需要有不同的技术路线来匹配。目前，质子交换膜电解水法和阴离子膜碱性电解水法制氢更适合可再生能源制氢，因为它们对电流波动信号的响应时间可达到毫秒级。赵吉诗表示。当然，一些电解水制氢装备企业也在传统碱性电解槽技术方面进行了进一步的创新，加快了对电流波动的响应速度。”
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