几乎所有人都认为，氢气将在未来的无碳能源系统中扮演不可或缺的角色，但对2050年氢气在能源消费中的占比预测却相差悬殊。国际可再生能源署认为是12%，氢能理事会认为是18%，欧盟宣布的目标是24%。
但无论结果如何，分析人士一致认为，要想推进氢能技术，必须降低成本。可再生能源成本过去十年已大幅降低，但仍需继续下降。而电解水制氢成本，包括基本硬件电解槽，必须遵循类似路径下降。
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。随着可再生能源进入电网的加速部署，可再生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不与蓝氢竞争，而后者的成本更低。
扩大生产规模
降低生产成本
随着燃料电池产业的推进和以氢为核心的储能的发展，氢气作为沟通交通、发电和储能三大领域的关键能源气体，重要性不断上升，未来地位有望与石化资源比肩，我们预计 2050 年市场价值超万亿。
传统化石燃料制氢存在碳排放的问题，所以从长远来看，大力发展可再生能源制氢是氢能产业发展的大方向。
目前我国氢能的推广和运用主要受到成本、配套以及技术的限制。目前我国煤制氢成本约在0.8-1.2元每标方，约为9.9元每千克，而电解水制氢的成本约在20-60元每千克，从整体上看我国的制氢成本有很大的下降空间。
随着下游产业的飞速发展，上游氢气供应方面，短期要解决有无问题，中期关键是成本，长期则需要保证足够的供应量。制氢的方式主要包括一次能源制氢（煤气制氢、天然气制氢）、化学工业副产氢（氯碱工业副产氢、烷烃裂解副产氢）、化工原料制氢（甲醇裂解、液氨裂解等）、电解水制氢。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。
氢气运输存在经济半径，而且现有工业氢品质与燃料电池用氢要求有所差异，区域内稳定、高质、低成本的副产氢是最佳来源。
因此，将副产氢作为氢源应因地制宜，选择当地价格相对低廉、副产量充足的气源。然而不同的富氢气组分也有所不同，采用传统一套变压吸附的方式，不但收率较低，且品质无法保证。针对工业副产氢制备燃料氢的这些问题，佳安氢源基于传统吸附技术研发了MDP模块化定向除杂技术，针对不同氢源的不同杂质采用不同的处理方式，真正做到产品气“杂质含量低、提纯成本低、氢气收率高”三大特点。
从使用成本来看，3.5T 的物流车百公里油耗为 10L，3.5T 的燃料电池物流车百公里耗氢量为 2.5kg，目前柴油价格为 6.8 元/L，则与汽油价格具有同等竞争力的氢气价格为 27 元/kg。如果使氢燃料电池车具有较强的竞争力（百公里耗氢成本较百公里耗油成本低 20%以上），则氢气成本需控制在22 元/kg 以下。
中期看，随着液氢、管道运氢，HCNG提氢技术及供应体系完善，低成本成为企业竞争的关键。运输距离、运输规模、运输能耗、加氢站利用率都将影响成本。为了综合降低成本，一体化成为一种最优方式。
长期看，副产氢供应受限于主产品产能，无法满足庞大的氢气需求，煤制氢+CCUS、成本快速下降的光伏电解水制氢有望成为未来主要氢气来源。
对于氢气企业，一体化是成败的关键。上游制氢、运氢、加氢要紧密一体化，以确保氢气供应、品质与利润空间。行业早期标准不完善的背景下，一体化可以更好地把控氢气供应和品质；对氢气企业而言，一体化降低综合成本、增厚利润。上游气体企业与下游燃料电池制造和运营企业要松散一体化，保证车有站、站有车，这对上下游均是很好的保障。
来源：中国能源网 国金证券
