本报记者 李元丽

日前，工信部、发改委、住建部、水利部四部委联合印发了《关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见》，提出有序推动山西、内蒙古、河南、四川、陕西、宁夏等省区绿氢生产，加快煤炭减量替代，审慎有序布局氢能产业化应用示范项目，推动宁东可再生能源制氢与现代煤化工产业耦合发展。

此前，2022年3月，我国出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能战略定位，强调发展氢能必须坚持清洁低碳的原则，要重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。

当前，我国可再生能源装机居全球第一，绿氢产业发展潜力巨大，以绿电制绿氢成为氢能产业可持续发展的行业共识。阳光氢能科技有限公司市场营销总监应源在第二届中日韩氢能产业高峰论坛上分析说，从网电、恒功率、小规模到多种可再生能源大规模制氢，如何将不规则的电力转变成安全稳定的氢能将考验产业的可持续性。

有研科技集团首席专家蒋利军也表示，目前，绿氢主要来自绿电，由于电-氢转化能效比电-电转换低，因此从能效的角度出发，应该坚持宜电先电、氢电融合、减少转化、经济安全的原则，通过氢电互补支撑长周期的稳定供能，解决电能难以解决的降碳问题。

“当前绿氢应用面临三方面挑战：高成本和低效率、高安全风险、核心技术和装备仍有卡脖子环节。”蒋利军指出，为加快绿氢发展，各国也分别提出各自的绿氢成本目标。如美国希望在10年内将绿氢生产成本降到1美元/公斤，澳大利亚希望将绿氢生产成本控制在2美元/公斤，我国则希望到2030年将绿氢生产成本控制在13元/公斤以内。

与会专家指出，2022年我国在绿氢应用上已进行了一些探索，主要是在化工、分布式发电和加氢站等场景的应用，但总体而言还处于起步阶段。从技术经济分析的角度看，运行时间短，数据积累少，技术经济性分析还缺乏实际数据的支撑。同时，在上述专家看来，降低绿氢成本要采取政策支持、场景选择、规模应用和技术进步四方面措施。如，在发展初期，政策的支持尤其重要。首先是低电价，以广东省为例，《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）》率先提出允许加氢站内制氢，落实燃料电池汽车专用制氢站用电价格执行蓄冷电价政策，电价最低可以达到0.17元/度。“低电价可以为绿氢的竞争力提供重要支撑。据测算，当电价为0.26元/度的时候，电解水制氢成本就可与天然气制氢相竞争；当电价降到0.13元/度，成本可与煤制氢相竞争。”蒋利军补充道。

除聚焦绿氢产业自身问题外，开拓绿氢国际市场，也将进一步利好绿氢规模化发展。国际氢能协会副主席、清华大学教授毛宗强表示，一般而言，我们常用“富煤、缺油、少气”形容我国能源资源禀赋，但从可再生能源的角度看，由于我国可再生能源丰富，因此同时还具有“多氢”的特点。我们应充分发挥绿氢地缘优势，我国东部生产的氢气可以向日韩出口，西部生产的氢气可以向欧洲出口，由铁路外运。同时，做到国内国际双循环，加强国际合作，充分利用“一带一路”等利好政策。同时绿氢贸易将促使我国绿氢的超大规模制、储、运、用技术产业升级，也有助于我国实现碳中和目标，应对国际碳税挑战。