降成本与破壁垒 氢能商业化两重困境

郭冀川

近期，随着“氢能示范城市”公布和多个省市的氢能“十四五”规划目标出台，氢能产业进入了一轮新的发展高峰期。在《政策“发令枪”再次打响中国氢能之路该怎么走？》（9月2日刊于《证券日报》）一文中，记者梳理了氢能产业上中下游的发展现状和机遇。此后，汇集多方观点发现，氢能产业仍面临着两个十分棘手的发展难题，不仅需要集合政府、资本、氢能公司的力量，更需要获得外部资源的倾入，共同推动氢能产业商业化落地。

第一重困境：如何降成本？

氢能源在化工和钢铁等领域的运用早已有之，化工制氢、煤制氢技术十分成熟，是目前主要的制氢方式。然而在制氢过程中，往往会伴随着大量的碳排放，为了实现绿色低碳目标，各地发展氢能项目时，纷纷将“绿氢”（不含碳排放的制取氢气）作为首选。

其中，光伏、风力发电制氢被视为“绿氢”当前最优的解决方案。利用可再生能源发电，通过电解水制取氢气，在生产过程中没有碳排放，最符合碳减排要求。

而电解水制氢最重要的成本在于电费，用电的成本决定了氢气的成本。一位光伏从业人士曾对笔者说过，光伏电站的投资回收期一般是6年至8年，特殊的项目可能在10年左右，光伏产业和氢能产业均以重资产的方式运行，非常考验企业的融资能力和现金流的管理水平，极有可能发生“设备报废或者淘汰了，光伏制氢项目还没实现成本回收”的情况。

目前，光伏电站的投资主要集中在央企、国企和大型民企，他们有足够的实力和资源建设氢能项目。但由于前期投资建设消耗过大，目前通过光伏制氢的成本要远高于化学制氢，更多地区还处于项目推动阶段，毕竟如果没有政策或直接补贴的扶持，企业只能赔本出售“绿氢”，而且是卖一笔赔一笔。

以大工业电价均价0.61元/千瓦时计算，有机构测算当前电解水制氢的成本约为3.69元/立方米。当用电价格低于0.50元/千瓦时时，电解水制备的氢气成本才堪堪与汽油相当。有参与光伏制氢项目人士表示，利用弃光、弃风的电力或者局部地区发电成本低于0.25元/千瓦时甚至0.2元/千瓦时以下的“绿氢”，才会有一定的经济效益。

但这又面临一个难题，制氢工厂不能等着低廉的弃光、弃风的电力。如何降低光伏、风力发电综合成本，成为制造绿氢的前提，否则下游燃料电池将和锂电池一样，长期背负着能源制取高碳排放的指责。而且与电力能源不同，氢能是二次能源，从电能转化氢能必然带来新的消耗。

第二重困境：地方壁垒如何破？

氢能示范城市政策的出台，将过去散落在各个城市的氢能产业园区串联起来，以城市群为整体发展氢能项目，同时推行了“以奖代补”的新政策，分别在燃料电池汽车推广应用和氢能供应两个领域给予示范城市补贴。

入围示范的城市按照其目标完成情况会给予奖励，奖励资金由地方和企业统筹用于燃料电池汽车关键核心技术产业化、人才引进及团队建设，以及新车型、新技术的示范应用等。这一举措直接将地方政府与氢能公司绑定在一起，大大降低了企业骗取补贴的可能。

然而这又引出了另一个问题，各个示范城市必然优先发展本地区氢能项目，自然也会对其他城市的氢能项目本能排斥，极端情况甚至有可能出现，想要获得当地市场资源，企业不仅要在当地建厂，还要将注册地迁移过来。

显然一个氢能示范城市政策并不够，还需要细化如何将各个城市连为整体，实现氢能项目的跨城市发展。否则多年之后，一个个氢能示范城市就是一个个氢能产业链孤岛，互相之间不仅没有了协同发展机会，还要对竞争城市的氢能公司严防死守，阻止对方在自己的“地盘”落脚。

一位车企负责人告诉笔者，燃料电池汽车要实现真正的商业化，很多地方需要政府相关部门的鼓励和支持，其中在氢能产业顶层规划设计、氢能与燃料电池标准体系建设方面，需要政府营造良好的政策发展环境。在项目落地过程中，也需要各地方政府能够打破行政区划、地方保护等壁垒，强化产业链优势企业之间的协同与合作，保障优质资源和产业要素资源流动。

当前，我国氢能产业发展还处于起步成长阶段，最关键的问题是如何实现技术突破和商业化。虽然这一产业还远没有达到像锂电池汽车那样激烈的市场竞争。但由于氢能产业链的联结比锂电池汽车更加紧密，技术和资源的排他性更强，也更容易形成某些企业或某一地区的地方性垄断，这个苗头显然不能助长，否则将严重阻碍氢能产业全国推广的进程。