今年8月，国家标准委、国家发展改革委等六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南(2023版)》，明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。
氢能前景无限。通过将电能转换成氢能，再通过多种途径将氢能加以利用，可以部分克服可再生能源本身的局限性，从而更好地匹配能源供给和需求。氢能可直接应用于丰富的下游场景，包括氢能交通、工业脱碳、大规模储能和运输等。在中国，随着下游氢能消费市场增长和应用场景拓展，上游可再生能源市场玩家纷纷投资布局氢能产业，推动氢能全产业链发展。
国家氢能产业发展战略
氢能源作为优化和调整能源结构的重要途径之一，在多个领域有广泛应用，包括化工、电子农业以及交通领域。这些都是工业和交通领域绿色低碳转型的重要载体。双碳并不是完全消除碳排放，而是要使排放与吸收达到平衡。因此，我们需要引入一些新型碳能源形式，以渗透到现有的能源结构中。
国家已明确氢电协同作为氢能源发展的关键战略思路。未来，到2050年左右，氢能源将在我国终端能源体系中扮演重要角色，占据大约五分之一的份额，这将推动10万亿级别的新兴产业发展和战略机遇。目前在商业化方面已经取得了重要突破，尤其是在代表性产业上，而燃料电池车辆无疑是其中之一。
氢能产业投资现状分析
虽然有36家企业在2021年获得了超过40亿元的融资，但主要集中在燃料电池电堆领域。许多项目涉及到系统、膜极板、催化剂等方面的研发。氢能源产业链是一个全链条的事情，需要产业链各个环节都要平衡发展。
2022年，很多企业更加坚定地投身于氢能源行业。国富氢能等三家氢能源企业已经在科创板上市。这些举措增强了市场信心。市场融资规模也不断扩大，整个行业从整车到上游都在不断地降低价格，降价给整个产业链的企业带来了困难，包括毛利下降和应收账款增加，政策补贴未能兑现，导致整个行业财务状况不佳。
氢能产业现状及投资机遇
像陕西的榆林，拥有丰富的矿产资源，每天有大约10万多辆重卡，吨位各不相同，包括31吨自卸车、42吨、49吨等吨位的卡车，45吨搅拌车、未来还有54吨自卸车等。每天都在运输矿石、煤炭和其他物资。这些卡车在推动碳减排方面扮演了重要角色，是市场化需求的重要驱动力。
另一种方法是电解水制氢，已经取得了一些进展。目前，总产能已经达到了7-8GW。然而，碱性电解槽无法与风能光能相结合，而PEM电解槽在这方面更有优势。但成本较高，如上半年招标的项目所示，碱性电解槽的成本基本上在每兆瓦30万元左右。今年上半年的出货量已经达到576兆瓦，去年全年达到722兆瓦，预计全年总量将达到约1.5GW。
首先，我们分析三种储运方式，一是车载储氢瓶，目前有35兆帕和70兆帕两种类型。目前的技术方向是朝着70兆帕的储氢瓶发展，无论是三型还是四型的瓶子，都希望能达到70兆帕。
二是液氢。液氢的能耗目前确实较高，因为需要将氢气冷却到-253摄氏度的液氢状态。未来，我们希望能够改进这项技术。如果是远距离运输，液氢的运输成本优势就会显现出来。
三是固态储氢和有机态储氢。最早的固态储氢材料需要加热到200多摄氏度，现在可能通过掺入一些稀土金属可以降低到100摄氏度以下，但仍然需要耗能。
储氢和运输实际上是分不开的，拖车的氢气压力要控制在20兆帕，另外还需要管道，但是建设管道需要基础设施。目前，国家已经在推动这方面的示范项目，比如中石化的西气东输项目，已经有400公里的氢气混合管道。目前，因为传统金属材料不适用于氢气，所以现在有人在研究使用特殊的塑料材料，如尼龙等。
关于加氢站设备供应方面，已经有多家成熟的企业。但加氢站面临的主要制约包括成本较高和安全问题。目前，设备成本已经达到了加油站的两倍。此外，安全监管方面，不同地方政府和各级官员对于加氢站的态度和认识也不一致。
2022年，氢燃料电池汽车的产销量创下历史新高，分别达到了3626辆和3367辆。这意味着如今这些车辆已经不需要补贴来推动销售。然而，到今年上半年，上海市计划在“十四五”期间，从2021年到2025年推广1万辆氢燃料电池车，但到目前为止，还剩下7300多辆需要完成。政府的态度是积极的，但企业面临着高成本、不提供补贴、巨额应收账款和难以融资等问题。
就不同商用车型的发展前景来看，氢能车目前主要发挥作用于锂电无法涵盖的应用场景，包括长途运输和低温环境。在寒冷的气候条件下，氢能的启动和停止性能明显优于锂电池。目前，磷酸铁锂电池在锂电池市场中占据主导地位，但磷酸铁锂电池对低温环境较为敏感。三元锂电池对低温较为耐受，但其安全性和成本是个问题。因此，氢能车在北方重工业等特定应用场景中具有独特的优势。
目前大约三分之一的氢能车辆属于49吨级别，这是一个非常重要的领域，也是氢能车的特点之一。在吨位级别的车辆方面，未来的需求量将非常大。
第二是PEM电解技术。PEM电解的优势在于其电解产氢气的纯度较高。但在一般工业应用中，不需要如此高纯度的氢气。因此，高成本可能会成为制约PEM电解市场发展的一个因素。然而，要降低PEM电解成本仍然存在挑战，因为贵金属催化剂和膜材料的成本难以降低。
第三，阴离子交换膜技术。这种技术替代了碱性电解中的阳膜。阴离子交换膜包括磷酸根和聚酰胺等材料，但目前存在一些问题，如机械性能差、稳定性低、容易水解等。然而，这些膜的电流密度较高，升温速度较快，有潜力成为未来的一种替代技术。
第四，高温固态电解池（SOEC）技术。其效率可以达到最高的90%左右。当然，SOEC技术也面临材料方面的问题，火化过程中可能会导致微孔结构，从而影响膜的稳定性。此外，稀土元素在制备过程中也较为昂贵，这个领域可能与阴离子交换膜（AM）技术类似。
第六，加氢技术。之前提到了隔膜压缩机和液驱压缩机，这两个方面的发展对于加氢站的规模和活跃度降低成本非常关键。此外，加氢站的安全距离也很重要，虽然没有官方的数据，但行业普遍认为需要一个200×200米的安全距离，而不是传统加油站的50×50米。一般来说，如果满足了2000平方米的安全距离要求，就可以建设家庭加氢站。
第七，八大核心技术迭代。如PEM膜、催化剂、碳纸双极板、模块、电极、电堆和发动机系统等。此外，改善空气质量对于提高电堆的性能非常重要，因为在恶劣环境下，氢能车辆的电堆可能会受到空气中的泥沙和灰尘的影响，导致性能下降。提高空气质量可以解决这个问题。
接下来，我想谈一下成本的具体计算。林忠钦院士曾提到，要推广氢能车，就需要降低成本。推广的方式有几种，包括财政补贴、运营补贴和以电补氢。如果仅依靠国家补贴和递补，那么大概需要到2032年，补贴后的成本才能小于传统燃油车。然而，如果采用低成本氢气的方式，例如在山西、陕西等地区，氢气价格非常低，那么，在今年年底之前，成本可能已经具备了与燃油车竞争的优势。
也许有人一直在将氢能源与锂电池进行比较。首先，要明确，锂电池和氢能在定位和用途上存在不同。其次，就能量密度而言，以相同的体积来看，氢气的能量密度比锂电更高。再次，关于全生命周期成本和能量效率。如果将电能从电网传输到电池再传输到车轮，这个效率大约为27%。但如果使用煤制氢，然后将氢压缩、储存、传输到电堆再传输到车轮，效率大约为29%。然而，如果不经过煤制氢的过程，效率可能只有10%左右，氢能源的发展中，储能在工业应用中扮演着重要角色，我们需要将多余的电能储存起来，这不仅仅是为了供车辆使用。所以，我们需要宏观地看待整个产业链的效率问题。
煤/天然气制氢成本较低，采取CCUS技术有望成为长期制氢路径
煤制氢和天然气制氢属于化石能源制氢，是现阶段发展较为成熟、应用较为广泛的制氢方式。煤制氢以煤气化制氢为主，煤气化以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或工业纯氧）、水蒸气为气化剂，在高温高压下通过化学反应将煤或煤焦中的可燃部分转化为可燃性气体的工艺过程。一台投入2000吨/天的煤气化炉，可提供1560-2340kg/天氢气。天然气制氢的方式较多，包括天然气水蒸气重整制氢、绝热转化制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢、自热重整制氢以及脱硫制氢等技术路线，其中SMR工艺发展较为成熟。
SMR的工作原理是将脱硫后的天然气和蒸汽引入反应器，加热燃烧天然气和多余的空气，天然气被转化为氢和一氧化碳，然后通过水煤气变换反应器和变压吸附器将一氧化碳转化为二氧化碳，随后将氢气从合成气中分离出来。煤制氢和天然气制氢成本构成比例差异较大。天然气制氢的成本主要是天然气，占比超过70%，燃料气、制造费用等其他成本占比相对较低。煤气化制氢的成本中占比最大的是煤炭，占比为36.9%；由于需要采取部分氧化工艺，氧气为占比第二高的成本，占比达到25.9%；煤制氢需要大型气化设备，一次性投入较高，较为依赖规模化摊低固定成本。
巅峰氢储经过测算，煤炭价格在450-950元/吨时，煤制氢价格介于9.73-13.70元/kg；天然气价格在1.67-2.74元/m时，天然气制氢价格介于9.81-13.65元/kg。煤制氢和天然气制氢均易受到主要原材料价格波动的影响，考虑到我国煤炭产量较为充足，天然气对外依存度较高，在我国大部分地区煤制氢更易于具备规模经济性。
CCUS技术长期降本空间足，煤制氢/天然气制氢配套CCUS有望成为长期制氢的路线。煤制氢和天然气制氢的碳排放均较大，利用二氧化碳捕集、封存和利用(CCUS)技术可以有效降低生产过程的碳排放水平，减排比例可达到90%以上。采用CCS和CCU技术后，煤制氢的成本分别增加10%和38%，即煤炭价格为450元/吨时，氢气成本约上升至约14.4元/kg，若考虑到碳税，采用CCS和CCU技术的煤制氢的生产成本可能会具有优势。根据中国氢能联盟的数据，未来随着规模的不断提高和技术的迭代升级，CCUS各环节的成本有望相应降低，预计到2025年和2035年结合CCUS技术的成本将分别降至2.85-7.6元/kg和2.28-5.32元/kg，经济性有望逐步显现。
工业副产制氢具有规模成本优势，有望成为氢能绿色化的过渡方案
工业复产制氢指的是将富含氢气的工业尾气通过变压吸附等技术将其中的氢气分离提纯的制氢方式，主要包括了焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨/甲醇等工艺的副产氢。工业副产制氢的流程并不复杂，以焦炉煤气为例，对焦炉煤气进行提纯处理后进入变压吸附(PSA)进行提纯，可获得99.9%-99.999%纯度的氢气。
焦炉煤气提纯制氢相比于焦炉煤气转化制氢，初始投资成本较低，但产氢规模较少，综合比较具有一定的成本优势。工业副产氢的成本约为9.29-22.40元/kg。工业副产气体中除了氢气外含有较多的杂质，除去杂质提纯得到氢气是关键的工艺流程，因此提纯成本是除生产成本外较为重要的一项成本。除焦炉煤气外，其他工业副产氢的生产成本约为0.8-1.5元/标方，各项工业副产氢的提纯成本约为0.1-1.33元/标方，综合成本约为9.29-22.40元/kg。
我国现有工业副产氢产能规模大，成为氢能绿色化过渡方案的可行性较高。相比于化石燃料制氢，工业副产氢在一定程度上能够降低环境污染，提高资源利用效率和经济效益。我国作为工业大国，具有丰富的工业副产氢资源，在工厂附近建设加氢站，为周边的氢燃料电池汽车供应氢气可有效将供应端和需求端链接起来。
根据工业副产氢的放空量测算，我国工业副产氢的规模约在450万吨/年，按照车辆氢耗7kg/100km、日均行驶200km计算，可供应97.6万辆公交车的运营。在双碳目标下，未来我国的钢铁、化工等工业领域的产能或将下降，相应的副产氢产能或许也将下降，但基于现阶段的成本优势和规模优势，工业副产氢有望成为氢产业绿色化可行的过渡方案。
随着规模提升和技术迭代升级，电解水制氢的经济性将逐步凸显
目前主要的四种电解水技术分别是碱性电解水、质子交换膜电解水(PEM)、固体氧化物电解水(SOE)和阴离子交换膜电解水(AEM)。常压碱性电解水技术是目前最为成熟的电解水制氢工艺，加压系统也进入市场，能够实现大规模制氢应用，但电耗较大，对稳定的输出电源要求较高；设备的国产化率约95%，性能接近国际先进水平，国内已实现兆瓦级制氢应用，因此碱性电解水制氢是国内现阶段电解水制氢路线中最具经济性的。
PEM制氢在过去十年发展迅速，成为国际上另外一种实现商业化的电解水制氢工艺，相比于碱性电解水工艺，其占地面积较小，间歇性电源适配性高，因此与可再生能源的适配度更高；设备的国产化率约80%，但核心部件仍较为依赖进口，国内目前已实现规模较小的商业化运作。SOE制氢的主要特点是工作温度高、效率高、蒸汽替代液态水，且可以反向运作，充当燃料电池，目前国际上已实现商业化，但规模落后于碱性和PEM电解水制氢，国内已在实验室完成验证示范。AEM是最新提出的电解水工艺，设计方面与PEM类似，可使用更便宜的耗材，目前尚未实现商业化。
巅峰氢储经过测算，假设工业用电价格为0.4元/kWh，在现有条件下碱性电解水制氢成本为29.9元/kg，PEM电解水制氢成本为39.87元/kg。现阶段碱性电解和PEM电解水的电耗成本占到总成本的比例分别是74.91%和50.56%，是成本支出端最大的部分，此外由于PEM电解水的商业规模化不及碱性电解水，国产碱性电解槽价格在2000-3000元/kW，PEM电解槽的价格则在7000-12000元/kW，导致现阶段PEM电解水的折旧成本高出碱性电解水。整体上看，在现有条件下的碱性电解水和PEM电解水制氢成本的经济性与化石能源制氢、工业副产氢相差较远。
巅峰氢储经过测算，当可再生能源电价降至0.16元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至1000元/kW和2750元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是11.64元/kg和14.34元/kg，与化石能源制氢（+CCUS技术）的成本相当；当可再生能源电价降至0.13元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至800元/kW和1400元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是9.21元/kg和10.02元/kg，与现阶段的化石能源制氢成本相当。
电解水制氢的经济性依赖于可再生能源发电成本的降低，以及随着技术迭代和规模增长带来的设备成本降低。预计到2025年、2035年、2050年，我国新增光伏装机发电成本将降至0.3元/kWh、0.2元/kWh和0.13元/kWh；预计到2030年我国电解水制氢设备成本将降低60%-80%；随着规模的增长，单位运营成本和制氢系统的耗电量亦将有所降低，整体推动绿氢的经济性逐步凸显。可再生能源电解水制氢是未来实现绿氢生产的重点环节，除电解槽以及核心零部件的研发、制造以提升电解效率、降低能耗外，不同电解水技术之间的搭配使用亦将促成大规模绿氢生产。
目前碱性电解槽和PEM电解槽均实现商业化，碱性电解适用于可再生能源电网制氢，而PEM电解能够更好地适配波动性更强的可再生能源离网制氢，两者组合可适用于不同场景，实现陆上和海上的电解制氢，提升整体制氢规模。
张宗亮认为，在“碳减排”与“能源安全”的新形势下，绿氢（氨）作为能源属性的发展应用得到全球重视。可再生能源制取的绿氢（氨）能够实现工业领域化石能源替代，帮助冶金技术进步，改善建筑、交通领域碳排放。而在中国“双碳”目标下，为安全高效消纳大规模可再生能源，构建新型电力系统需要充足的灵活性资源，以氢为基础的绿氢、绿氨、绿甲醇，是辅助构建高灵活性新型电力系统的有效途径。
“当前电力廊道紧张局面已经形成，通过外送电力线路无法承载西部百亿千瓦以上的可再生能源，也无法完全满足中东部地区未来快速跃升的能源需求缺口，利用氢能输送西部可再生能源是必然选择。”张宗亮指出，在氢能输送终端，不论是直接利用氢能，还是通过燃料电池、合成氨和甲醇以及煤电掺氨、气电掺氢，都是解决西部可再生能源消纳的有效途径。
“未来输氢，按西部地区送中部、东部（南部）地区考虑用氢需求估计约6500万吨/年。考虑一定的技术进步，东部及南部地区用氢需求，未来西部可配套超过14亿kW新能源，1亿kW以上水电，6.5亿kW以上制氢装机。”张宗亮进一步分析表示，“未来落地氢价经测算，有望降至25元/千克左右，是行业内公认的完全具备经济性的价格水平。”
张宗亮表示，在“双碳目标”以及“能源安全”的新形势下，对能源绿色低碳发展提出了更高的要求，水、风、光等可再生能源是“主力军”和“先锋队”，将成为能源消费增量主体，并逐步走向存量替代。水电可持续发展，结合水电扩机增容、深度挖潜，进一步提升水电调节性能；依托水电灵活调节能力，实施水风光储一体化发展是加快可再生能源替代的重要措施。水风光储与制氢耦合，加入柔性负荷可提高可再生能源利用水平，水风光储氢一体化发展是实现水电功能定位转型、支撑新型能源体系建设的重要途径。
中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁受邀参会，并发表题为《双碳目标背景下的氢能产业发展》的主题演讲。2030年实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策。
按双碳目标要求，2060年我国单位GDP二氧化碳排放强度比2005年下降65%以上，终端能源消费非化石能源占比由2020年的15%提升到2030年25%、2060年达到80%，电气化率将由2020年的26%增加到2030年的35%、2060年的70%。
氢能被世界公认为是二十一世纪最具发展潜力的清洁能源。
巅峰指出，氢能是未来能源体系的重要组成部分。发展氢能产业不仅是实现能源体系转型发展和实现碳达峰碳中和目标的有效途径，也是在世界环境巨变背景下保障国家能源战略安全的重要手段，是推进未来产业转型升级的关键抓手。
巅峰氢储表示，在碳达峰碳中和目标引领下，“碳中和1+N”政策体系正在加快建立和完善。2021年出台的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》作为顶层设计，都明确将氢能产业作为碳达峰、碳中和的重要抓手。随后相继发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》、《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》、以及新近发布的《氢能产业标准化体系建设指南》等一系列政策规划文件，明确了氢能的战略定位和发展要求。截至2022年12月，国家各部委、21个省(自治区、直辖市)、69个地级市(县、区)出台350余项政策文件，为氢能产业发展发挥了巨大的推动作用。
在政策的引导支持下，制氢、储运氢、加氢、燃料电池等技术创新不断取得突破，形成了较为完整的氢能产业链，已具基本备规模化发展能力。
制氢方面：碱性电解水制氢技术具有国际先进水平且成本优势明显，质子交换膜电解水制氢技术跟跑国际先进水平，具备催化剂、膜电极等关键材料部件研发制造能力，PEM兆瓦级制氢设备下线应用；
储运方面：以高压储运为主，35MPa车载III型瓶及45MPa站用储氢容器已量产，70MPa车载III瓶已有示范应用，VI瓶已完成研制。储氢瓶关键材料大丝束碳纤维的实现了国产化突破，固定储氢瓶组性能指标基本达到国际先进水平，氢气运输长管拖车正在从20MPa等级向30MPa及以上压力等级发展，低温储氢技术已有1.5吨/天液氢装备示范应用，多种技术路线的固态和液体储运技术正在研发攻关之中。
加氢环节：45MPa隔膜式和液驱氢气压缩机已具备产业化能力、90MPa氢气压缩机核心技术自主可控、加氢机整机研发制造实现国产化。
燃料电池方面：关键材料质子交换膜、气体扩散层等技术水平逐步提升、催化剂技术跟跑国际先进水平，已实现小批量生产。膜电极、双极板、空气压缩机、氢气循环泵等核心部件国产化进程加快，正快速缩小与国际先进水平的差距。电堆与系统集成水平大幅提升，并向大功率、长寿命、低成本方向发展，动力堆、发电堆、空冷堆已有批量化制造能力。
氢能产业尚处于规模化发展初期，氢能产业蓬勃发展的同时，也面临很多难题有待突破。政策法规标准体系配套尚不到位，审批监督缺少依据；设备产品性能指标与国际先进水平有差距，关键材料部件研发能力和生产制造规模不足；示范场景、规模和项目数量偏少，市场规模尚未形成，产业各环节发展不协调，设备及运营成本高；检测鉴定评价等第三方服务体系尚未建立，缺少统一的鉴定和评价标准等。这些问题都在影响着氢能产业发展进程。但是，这些都是新产业发展初期的问题，也将在发展中逐步得到解决。
巅峰氢储预计到2025年，氢能产业发展将出现拐点，自主技术趋于成熟，成本大幅下降，开始规模化推广，燃料电池系统成本将降至1000元/kw。2025年以后氢能产业进入较快发展时期，自主技术成熟，成本进一步下降，到2030年前燃料电池系统成本将降至500元/千瓦以内，氢能制储输用成本同步下降，可平价替代化石能源。氢能在交通、工业、建筑以及储能应用等各领域有序推进发展，将会出现行业领军企业。
有关机构预测，我国能源消费总量2060年将达到67.3亿吨标准煤。在碳中和情景下，终端用能将主要由电力、氢能以及生物质能和地热能等构成，非化石能源占比达80%以上，氢能预计将会占到终端能源消费量的20%，成为碳中和和未来能源体系的重要组成部分。
近年来，氢能发展持续加速，逐渐成为能源变革的新亮点。在刘德顺看来，随着风、光等可再生能源的快速增长，通过发展储能、氢能促进大规模可再生能源消纳利用，构建新型能源体系，已成为中国能源革命的新方向。特别是氢能，正在逐渐发展成为全球能源变革与合作的新亮点。
近年来，氢能作为高效清洁能源和绿色新兴产业的重要发展方向，成为全球各国谋求能源安全和经济可持续发展的一致选择，各国政府纷纷从顶层设计角度出发，加速氢能产业布局。
《全球氢能产业发展白皮书》氢能产业的发展依赖于全球能源结构从传统化石燃料向清洁低碳能源发展，氢能作为终极清洁能源，未来将逐步实现对电力系统的配套和补充，并判断到2030年，国内氢能年需求量预计将达到3715万吨，到2060年可达到1.3亿吨，终端消费占比达到20%。
中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高在近期发表了题为“双碳目标下全球能源转型与储能、氢能产业发展政策展望”的演讲。氢储能会是今后的主流储能方式！
第一部分：燃料电池的商业化
2022年中国氢能汽车的销量是3000多辆，今年上半年有所增长，销量最多的省份是陕西省，陕汽控股今年上半年燃料电池卡车销量是400多辆，全国排名第一。
另外氢车车型也在全方位扩展，原先主要是客车，现在各种卡车都有。而且燃料电池发动机企业非常多，市场占有率也在不断增长，去年亿华通市占率超过20%，排名第一。
在清华和亿华通燃料电池体系的研发，是从燃料电池汽车开始的。最开始做燃料电池动力系统与控制，发动机是外购的，后来自主研发燃料电池发动机；电堆是外购的，后来开始研发电堆；膜电极是外购的，现在膜电极都是国产化。
现在来看，经过20年的发展，氢能已经形成全产业发展体系。
成本：现在整个燃料电池系统成本，已经在快速下降。去年降到3000元/kW，今年已经降到2500元/kW左右，还会持续下降。到2025年估计会降到1000元/kW，2030年会降到500元/kW。
第三部分：绿氢储运和加注
第四部分：氢系统集成和氢储能
氢能系统集成的技术挑战是产业链多环节和多元化，从可再生能源到终端应用，包括制氢、转化、储存、运输、加氢和应用，每一个环节都是多元化的。和电动汽车和动力电池不一样，氢能没有统一的标准，环节又比较多，所以必须要选择，没有统一的模式和标准的解决方案，就只能因事制宜、因地制宜，国情决定路线，场景定义产品。氢系统集成：现在大的制氢公司往往都要50个、100个电解槽（1000方），这100个怎么集成，全世界都没干过。这里面有控制问题、安全问题、化工问题等一系列问题，这也是我们现在做的工作，比如现在在做仿真平台，多槽混联，有实验的、有构型方面、还有控制运行策略的等。氢储能：就是利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后再在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，发挥电力调节的作用。氢储能会是今后的主流储能方式，因为储能的规模和周期都是压缩空气和抽水蓄能无法相比的，电化学储能就更不行了。
巅峰问答
Q1：氢能源的出现，是否意味着燃油在交通工具上的使用逐渐被淘汰？
燃油在短期内不太可能被完全淘汰。只要国家经济不断发展，传统燃油的需求没有大幅增长，排放量将保持稳定。在双碳目标上，确保排放的碳能够被有效回收。那么，短期内传统能源被完全替代的可能性并不大。
Q2：欧盟今年十月将推出碳税，这将对氢能源的发展和KOC产业链有何影响？
目前在氢能源领域，尤其是交通工具领域，还没有机构进行碳排放指标的测算。因为这个产业目前仍处于初兴阶段，未来可能会有更多的实际测算。企业可能会面临碳排放的压力。政策制定将起到决定性作用，希望未来政策的推动下，会有专业机构帮助完成这一任务。
Q3：如何看待基于氢储能的多能耦合系统项目？
首先是电力分配的问题。目前多能耦合系统仍然在使用PEM来进行耦合，这种方式会增加成本，同时也会因为膜技术和综合能源管理系统的复杂程度增加而提高成本。但综合来看，是比较好的解决方式之一。
Q4：对于preA阶段的氢能企业的发展和融资有什么建议？
Q5：液氢储罐项目有何发现？
Q6:AEM的制氢路径在商业化方面还存在哪些难点？
材料方面，AEM是使用的阴离子交换膜，通常是磷酸根体系的膜。这些膜使用阴离子交换，与氢氧根离子交换。但目前存在三个问题，首先，这些膜的机械强度性能相对较差。其次，稳定性不高。再次，虽然磷酸膜技术比较成熟，但也存在问题。比如在电流密度较大的情况下容易水解，导致膜不稳定。所以，如果解决了这些技术难点，商业化能力将得到增强。
Q7：关于制氢技术的各种方向，您认为哪些方向具有投资机会？
在碳中和的时代背景下，氢能产业已迎来新的发展浪潮，在政策、技术、市场、资本等多方合力推动下，全球氢能产业链各环节都将实现全方位突破发展，在未来十年构建出规模巨大的新能源市场。现在氢能领域“投早投小”的特点比较突出，整体上产业链上下游整合趋势开始出现，其中也孕育着巨大的投资机会。