1月3日，宁夏宁东能源化工基地发布的《宁东基地促进氢能产业高水平发展的若干措施2024年修订版（意见征求稿）》对新能源部分与制氢部分的建设时序做要求：在建设时序上，应确保制氢和应用端先开工，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产。
针对这一要求，行业人士直呼“政策制定越来越合理了，制氢端先行或同步建设可提升总体项目的经济性，避免造成大量弃电。”
数据显示，截至2023年底，我国风光制氢项目已超50个，其中不乏超百亿级投资的项目。
在如此高涨的装机热情下，问题与隐患依旧存在。“可再次生产的能源建设与消纳存在一定的脱节现象。”骥翀氢能创始人付宇在接受《中国能源报》记者正常采访时对上述政策发表了自己的看法，“政策制定的方向非常正确，制氢端先行或同步建设都可以，否则会造成大量的弃电。按照目前的发展来看，制氢负荷及应用设施先投产，能够提升总体项目的经济效益。”
付宇和记者说，可再次生产的能源电力的间歇性和波动性需要储能系统予以平衡，而氢能是实现大规模长时储能的理想选择。随着可再次生产的能源比例逐步的提升，对电网瞬时消纳能力提出了更加高的要求，亟需将氢储能用起来。如果没有制氢或消纳端的建设先行，会造成可再次生产的能源的大量浪费。
在最近多地发布的氢能产业高质量发展中长期规划中，可再次生产的能源制氢已成为不容忽视的一环，并对可再次生产的能源制氢能力建设提出了具体实际的要求。比如，2023年12月20日印发的《连云港市氢能产业高质量发展规划（2023—2035年）》中，提出要积极地推进可再次生产的能源制氢，开展“风光氢氨储”一体化项目示范等。1月8日发布的《海南省氢能产业发展中长期规划（2023—2035年）》提出，到2030年氢能产业试点示范期，可再次生产的能源制氢量达到40万吨/年。此外，广东省发改委2023年12月6日发布的《2023年新型储能重大应用场景机会清单》，也提到了3个氢储能项目：浮式海洋能源岛风电制氢项目、中山液氢储能综合能源利用系统项目、广晟氢能燃料电池与氢能产业示范园智慧能源微网项目。
目前，氢气制取主要有三种主流技术路线：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢（灰氢），以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢（蓝氢），以电解水制氢为代表的可再次生产的能源制氢（绿氢）。
“此外，许多新兴技术也在蒸蒸日上，如核能制氢、生物质制氢等。”上海亿维工业科技股份有限公司常务副总经理郑蕾认为，短期来看，煤制氢在中国市场仍然具有成本优势，但是伴随技术的发展，绿氢将不断渗透，成为主流制氢路径。
具体来看，以电解水制取绿氢的技术主要有四种：碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜电解(AEM)和固体氧化物水电解（SOE）。
付宇和记者说：“整体看来，绿氢制取技术还有很大发展空间。碱水制氢已应用了几十年，技术相对成熟。由于碱水制氢之前主要是应用在化工领域，现在是应用在可再次生产的能源领域，随着应用场景的变化，所需制氢的规模逐步扩大，再加上制氢装备开发周期长、单品价格高等因素，在应用过程中不可避免会出现了一些问题。因此，目前碱性水电解在总体设计、材料、结构等方面还存在提升空间。PEM电解水制氢刚刚起步，还在样机阶段，后续需要在产品寿命与可靠性方面不断的提高，成本还需一下子就下降。AEM、SOE等技术目前尚处于概念阶段。”
在氢能产业高质量发展过程中，产业关注点正在从下游燃料电池不断延伸至上游制氢端，投资者、新企业与新技术也不断进入这个环节。
中石化资本董事总经理孙荣涛表示，在过去，氢能的“制储运加用”五大环节发展基本齐平。2024年，由于绿氢的化工原料属性越发受到重视，氢能前端成了投资热点。未来，制氢端先行发展所带来的的规模效益会带动氢能中游和下游的发展。
为何行业关注点会转移到制氢端？离不开光伏度电成本的持续降低，光伏发电制氢的成本也有望随之走低。而制氢成本的下降，也有望重构氢能产业的底层逻辑。
付宇将氢燃料电池汽车分为三部分来看：一是燃料电池汽车应用端，二是氢源，三是应用场景。而从燃料电池汽车全生命周期来看成本，车端包括燃料电池大约只占20%—30%，而氢气的燃料费则超过50%。
他表示，目前燃料电池行业面临一个重要瓶颈：氢源是产业待解矛盾之一，缺少低成本的绿氢已成行业共识。如果用废弃的绿电制氢，就可以极大地降低绿氢成本。大规模低成本制取绿氢，是推动整个燃料电池商业化应用的重要问题。
国金证券指出，今年以来，光伏组件和储能的降本进程加速，阶段性的绿氢经济性已经初步显现。从经济性角度看，关键是用电成本，如果电价不高于0.2元/kWh，现阶段采用外供电力的绿氢成本可与灰氢平价。
上文所提及的宁东发布的政策，政府的大额补贴，加速了平价绿氢时代的到来。据悉，对在宁东基地实施绿氢替代的化工项目，经认定，本级财政按5.6元/公斤标准给予用氢补贴，单个企业每年不超过500万元，最多补贴3年。
企业新增绿氢生产设备投资1000万元（含）—2000万元（不含）的，按设备投资额6%给予一次性补助；投资2000万元（含）以上的，按设备投资额7%给予一次性补助，最高不超过300万元。
国金证券认为，对于绿氢的全面平价，光储氢一体化项目为破局关键。能预见，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢大规模应用场景有望进入经济性推动阶段。
1月3日，宁夏宁东能源化工基地发布的《宁东基地促进氢能产业高水平发展的若干措施2024年修订版（意见征求稿）》对新能源部分与制氢部分的建设时序做要求：在建设时序上，应确保制氢和应用端先开工，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产。
针对这一要求，行业人士直呼“政策制定越来越合理了，制氢端先行或同步建设可提升总体项目的经济性，避免造成大量弃电。”
数据显示，截至2023年底，我国风光制氢项目已超50个，其中不乏超百亿级投资的项目。
在如此高涨的装机热情下，问题与隐患依旧存在。“可再次生产的能源建设与消纳存在一定的脱节现象。”骥翀氢能创始人付宇在接受《中国能源报》记者正常采访时对上述政策发表了自己的看法，“政策制定的方向非常正确，制氢端先行或同步建设都可以，否则会造成大量的弃电。按照目前的发展来看，制氢负荷及应用设施先投产，能够提升总体项目的经济效益。”
付宇和记者说，可再次生产的能源电力的间歇性和波动性需要储能系统予以平衡，而氢能是实现大规模长时储能的理想选择。随着可再次生产的能源比例逐步的提升，对电网瞬时消纳能力提出了更加高的要求，亟需将氢储能用起来。如果没有制氢或消纳端的建设先行，会造成可再次生产的能源的大量浪费。
在最近多地发布的氢能产业高质量发展中长期规划中，可再次生产的能源制氢已成为不容忽视的一环，并对可再次生产的能源制氢能力建设提出了具体实际的要求。比如，2023年12月20日印发的《连云港市氢能产业高质量发展规划（2023—2035年）》中，提出要积极地推进可再次生产的能源制氢，开展“风光氢氨储”一体化项目示范等。1月8日发布的《海南省氢能产业发展中长期规划（2023—2035年）》提出，到2030年氢能产业试点示范期，可再次生产的能源制氢量达到40万吨/年。此外，广东省发改委2023年12月6日发布的《2023年新型储能重大应用场景机会清单》，也提到了3个氢储能项目：浮式海洋能源岛风电制氢项目、中山液氢储能综合能源利用系统项目、广晟氢能燃料电池与氢能产业示范园智慧能源微网项目。
目前，氢气制取主要有三种主流技术路线：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢（灰氢），以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢（蓝氢），以电解水制氢为代表的可再次生产的能源制氢（绿氢）。
“此外，许多新兴技术也在蒸蒸日上，如核能制氢、生物质制氢等。”上海亿维工业科技股份有限公司常务副总经理郑蕾认为，短期来看，煤制氢在中国市场仍然具有成本优势，但是伴随技术的发展，绿氢将不断渗透，成为主流制氢路径。
具体来看，以电解水制取绿氢的技术主要有四种：碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜电解(AEM)和固体氧化物水电解（SOE）。
付宇和记者说：“整体看来，绿氢制取技术还有很大发展空间。碱水制氢已应用了几十年，技术相对成熟。由于碱水制氢之前主要是应用在化工领域，现在是应用在可再次生产的能源领域，随着应用场景的变化，所需制氢的规模逐步扩大，再加上制氢装备开发周期长、单品价格高等因素，在应用过程中不可避免会出现了一些问题。因此，目前碱性水电解在总体设计、材料、结构等方面还存在提升空间。PEM电解水制氢刚刚起步，还在样机阶段，后续需要在产品寿命与可靠性方面不断的提高，成本还需一下子就下降。AEM、SOE等技术目前尚处于概念阶段。”
在氢能产业高质量发展过程中，产业关注点正在从下游燃料电池不断延伸至上游制氢端，投资者、新企业与新技术也不断进入这个环节。
中石化资本董事总经理孙荣涛表示，在过去，氢能的“制储运加用”五大环节发展基本齐平。2024年，由于绿氢的化工原料属性越发受到重视，氢能前端成了投资热点。未来，制氢端先行发展所带来的的规模效益会带动氢能中游和下游的发展。
为何行业关注点会转移到制氢端？离不开光伏度电成本的持续降低，光伏发电制氢的成本也有望随之走低。而制氢成本的下降，也有望重构氢能产业的底层逻辑。
付宇将氢燃料电池汽车分为三部分来看：一是燃料电池汽车应用端，二是氢源，三是应用场景。而从燃料电池汽车全生命周期来看成本，车端包括燃料电池大约只占20%—30%，而氢气的燃料费则超过50%。
他表示，目前燃料电池行业面临一个重要瓶颈：氢源是产业待解矛盾之一，缺少低成本的绿氢已成行业共识。如果用废弃的绿电制氢，就可以极大地降低绿氢成本。大规模低成本制取绿氢，是推动整个燃料电池商业化应用的重要问题。
国金证券指出，今年以来，光伏组件和储能的降本进程加速，阶段性的绿氢经济性已经初步显现。从经济性角度看，关键是用电成本，如果电价不高于0.2元/kWh，现阶段采用外供电力的绿氢成本可与灰氢平价。
上文所提及的宁东发布的政策，政府的大额补贴，加速了平价绿氢时代的到来。据悉，对在宁东基地实施绿氢替代的化工项目，经认定，本级财政按5.6元/公斤标准给予用氢补贴，单个企业每年不超过500万元，最多补贴3年。
企业新增绿氢生产设备投资1000万元（含）—2000万元（不含）的，按设备投资额6%给予一次性补助；投资2000万元（含）以上的，按设备投资额7%给予一次性补助，最高不超过300万元。
国金证券认为，对于绿氢的全面平价，光储氢一体化项目为破局关键。能预见，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化效应等带来的进一步降本，项目将实现经济性，绿氢大规模应用场景有望进入经济性推动阶段。
