目前，商用电解槽法，能耗水平约为4.5~5.5kWh/Nm3H2，即50~67kWh/kgH2。由此推算，水电解制氢成本中电费成本超过20元/kg(电价按0.4元/kWh计算)。因此，水电解制氢的关键在于降低用电价格或是降低电解过程的能耗，提高能量转换效率，然而后者也是技术难点所在。目前，日本再次突破技术，提高了电解水制氢的能量转换效率，但能耗水平依然在3.8kWh/Nm3H2。
据云南省科技厅消息，云南省正在编制“绿色能源牌”三年科技行动计划，重点是水电铝、水电硅、新能源汽车、水电氢、材料基因工程等“绿色能源牌”重点领域。其中，水电氢作为清洁载能产业，首次被列入云南省“绿色能源牌”打造工程。
随着经济发展，全球能源需求不断增长，煤、石油等化石燃料因不可再生，终有枯竭的一天。同时，使用化石燃料产生的二氧化碳等温室气体造成全球变暖、冰雪融化、海平面上升等环境问题，也越来越被社会重视。
近年来，随着应用技术发展逐渐成熟，氢能作为清洁的二次能源，与其相关的产业备受世界各国关注，美国、德国、日本等发达国家相继将发展氢能产业提升到国家能源战略高度。
2016年，国家发改委、国家能源局等联合发布的《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》，提出了能源技术革命重点创新行动路线图，将“氢能与燃料电池技术创新”列为15项重点任务之一。这意味着，氢能产业也被我国纳入了国家能源战略。
氢能或为能源的终极形态
随着石油炼制工业，以及石油化学工业飞速发展，氢气消耗量也在迅速增加。在石油、化工、精细化工、医药中间体等行业中，氢气是重要的合成原料气;在冶金、电子、玻璃、机械制造等行业中，氢气也是不可缺少的保护气，同时氢气也被用作特种航天燃料。现在，氢气作为清洁能源，在欧美日等发达地区被广泛使用。
国内外的实践表明，氢气作为清洁的二次能源，可广泛应用于燃料电池车辆(包括乘用车、商用车、特种车、轨道车等)、发电(包括热电联供分布式发电、备用电源等)，也可掺入天然气用于工业和民用燃气。此外，氢能具有可规模化储存的特性，是未来能源结构的重要组成部分。其广泛应用可部分替代石油、天然气等化石能源，是解决目前能源危机、环境污染的良方。
从历史上三次能源革命来看，化石燃料时代向绿色能源时代的转变是能源开发利用的自然规律和趋势。传统燃料中碳原子与氢原子数目之比从固态的煤(1∶1)，到液态的石油(1∶2)，再到气态的天然气(1∶4)。加氢减碳的趋势，决定了零碳绿色氢能或为未来新能源的终极形态。氢能具有能量密度大、转化效率高、储量丰富、适用范围广和环保无污染等特点，从开发到利用全过程可实现零排放、零污染，是最具发展潜力的新能源。
目前，我国可再生能源持续高速增长，但能源结构中火电占比仍然过高，与美日等发达国家相比，我国可再生能源的发展前景更大。截至今年6月底，我国包括水电在内的可再生能源发电装机容量达到6.8亿千瓦，不到全国发电总装机容量的40%。
不过从长远发展来看，在化石燃料枯竭后，可再生能源中目前发电装机最多的水电、风电、光伏均在时间、空间具有一定局限性，难以完全填补化石能源发电的缺位。尤其我国水电主要分布于西南和南方地区，其汛期与枯期发电能力季节性不平衡，是西南地区弃水的重要原因;装机容量第二的风电，除了占用土地(海洋)面积较多外，还存在发电不稳定、不可控的明显缺陷;光伏不仅存在昼夜间歇性工作的特点，还有转换效率不高、占地面积大等劣势。如何在水、风、光外，进一步丰富我国可再生能源类型，是我国进一步优化能源结构，促进绿色发展面临的重要命题。
制约我国可再生能源发展的另一个问题是，可再生能源生产地远离我国用电负荷中心，造成供需不平衡，并导致弃水、弃风、弃光的现象突出。去年，全国弃水电量515亿千瓦时，弃风电量419亿千瓦时，弃光电量73亿千瓦时。今年上半年，全国弃风电量182亿千瓦时，弃光电量30亿千瓦时，主要流域水电弃水电量约38.5千瓦时。虽然风电和光伏发电消纳形势有所好转，弃电量和弃电率“双降”，但情况仍然不容乐观，部分地区(新疆、甘肃)弃风率依然高于20%。利用可再生能源富余电量制备氢气，并发挥氢能的储能作用，平衡可再生能源峰谷矛盾，不失为解决问题的一计良策。
理论上，氢储能系统只需要制氢系统、储氢系统和氢发电系统三个部分。工作原理也比较简单：制氢系统利用富余电量电解水制氢，由高效储氢系统将制得的氢气封存起来，待需要通过燃料电池发电回馈到电网。同时，氢储能系统还可以与氢产业链中的应用领域结合，在化工生产、燃气、燃料电池汽车等方面发挥更大的作用。该系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，可同时提升电能质量与氢气作为化学原料的附加价值。
今年6月，青海通过风光水互补，成功实现了连续9天、216小时使用清洁能源供电。特斯拉在发布储能电池(Powerpacks)时做过预测，当美国所有房屋楼顶都铺满太阳能板时，其发电能量足以替代美国所有的其他能源。这意味着，随着可再生能源发电装机的增长，可再生能源的供应不是问题，但如何解决可再生能源周期性的不平衡才是产业发展的关键。氢储能系统如果可以成功运用，正好可以解决这一难题。
氢燃料电池前景丰满但现实骨感
氢燃料电池是将氢气的化学能直接转化为电能的装置，具有转换效率高、零排放等特点，是目前最有前景的氢能利用场景，同时也是氢储能系统的核心组成部分。之所以将氢气运用在燃料电池中，是因为燃料电池使用过程中热量释放相对较少，根据能量守恒定律，其能量转化效率远高于内燃机。以氢气作为能源载体的燃料电池车能效，较使用传统燃料的内燃机车能效提升2.5倍。
今年5月，李克强总理在日本访问时，参观考察了丰田汽车北海道厂区，深入了解了氢燃料电池汽车Mirai，使得氢燃料电池再次走进公众视野。充氢3分钟、续航650公里两项数据直击纯电动汽车充电时间长、续航里程短的两大“痛点”。因此，不少业内人士认为，氢能源汽车是新能源汽车的终极形态。
Mirai是日本丰田2014年底推出的全球第一款氢燃料电池量产车型，该车2015~2017年销售合计约5700辆。目前，Mirai的年产量约为3000辆，根据丰田计划，在2020年前后包括Mirai在内的氢燃料电池车销量将扩大至每年3万辆以上。
实际上，丰田并不是唯一布局氢燃料电池的车企。上世纪90年代以来，奔驰推出燃料电池汽车necar1，丰田推出FCHV-adv，本田推出FCXClarity，现代推出ix35燃料电池版。上汽集团、宇通客车、中通客车、比亚迪、金龙汽车、北汽集团等国内车企，在氢燃料领域也有布局研究，但因成本造价等问题至今还未大量生产。
与自动驾驶、车联网等新技术不同的是，氢燃料电池并不是一项比较新的技术。早在1966年，通用汽车就打造出了世界上第一辆氢燃料电池汽车——Electrovan。在该车测试后发现，燃料电池的耐久度、环境适应性都有不错的表现。这套燃料电池系统后被移植到了NASA登月探险车上。
然而，受成本制约，氢燃料汽车至今仍未实现全面商业化。氢燃料电池在使用过程中需要加氢，但氢气的储存和运输具有一定的门槛，制约了氢能的推广。目前，储氢分为气态和液态两种方式。其中，气态储氢单位体积储存量小，且安全性差;液态储氢在氢液化过程中也会消耗大量能量(压缩功)，且该方式对储器的绝热性能要求也较高。同时，实现氢燃料电池车的普及，也需要建立整套配套设施，与纯电动汽车配套充电设施相比，加氢站建设成本更高(约1500万元)，且灵活性不足。这意味着，氢能汽车产业的发展不仅需要借助政府的行政力量加以引导，还需要具有清晰、成熟的商业模式可循。据统计，全球目前建成的加氢站仅300多座，其中我国投入运营的加氢站仅为13座。
此外，目前已发现的最适用于氢燃烧电池的催化剂，是贵金属铂。以丰田Mirai为例，大约需要100克铂(约合1.8万元人民币，单车铂用量持续下降中)才可以让车上的燃料电池正常工作。然而价格昂贵并不是主要的因素，金属铂容易受环境影响，空气中的二氧化硫、硫化氢等杂质都可能导致燃料电池阴极催化剂不可逆转的损伤，从而导致电池性能下降。
目前，Mirai车型在日本官方售价是724万日元(约合44万元人民币)，补贴后个人购车约500万日元(约合30万元人民币)。然而，特斯拉入门车型Model3在美国起售价仅3.5万美元(约合24万元人民币)，加上补贴后将更便宜。可见，氢燃料电池汽车在成本方面还不具有竞争优势。
从使用成本来看，目前传统汽车(1.6L)每公里油钱约为0.65元，纯电动汽车每公里耗电费用约为0.1元。氢燃料电池汽车以Mirai为例，该车加满氢气(约5kg)可续航650公里。氢气价格以50元/kg计算，Mirai加满氢气需要250元，每公里成本约0.38元，其日常使用成本低于传统燃油汽车，但与纯电动汽车相比仍然不具优势，亟待通过科技创新，进一步提高氢能利用效率。
此外，氢燃料电池因催化剂容易“中毒”，比较娇贵，对助燃的空气要求很高。专门从事储能电池研究的中国工程院院士杨裕生讲过一个案例，我国曾进口过两台德国的氢燃料电池电动公交车，原计划在北京郊区行驶两年，结果才行驶一年就用坏了6台燃料电池发动机。可以想象，氢燃料电池汽车的后期保养维护费用不低。
实际上，650公里仅为Mirai的理想续航里程(实际续航里程约500公里)，50元/kg的价格也是理想价格。以当前的制氢成本来看，在没有政府补贴的情况下，氢气的实际生产成本高于50元/kg，算上储存运输费用，实际成本更高。
制氢成本下降的空间在哪里
氢气需要通过化学转化的方式从烃和水等物质中提取。对于整个氢能产业而言，除了存储运输技术外，氢能的大规模、低成本和高效制备是首先需要解决的关键性难题。
氢气的生产途径很多，从生产氢的原料可分为两类：非可再生能源制氢和可再生能源制氢。
目前，天然气制氢、甲醇制氢、水电解制氢，是除煤制氢外最主要的制氢方法。其中，天然气制氢技术最为成熟，工艺流程安全可靠，投资建设成本低;甲醇制氢工艺流程简单，相对易操作维护，主体设备为常见化工设备，技术也较为成熟;水电解制氢流程简单，操作简便，甚至可实现无人值守全自动操作。三种方式制氢纯度都较高，其中水电解制氢纯度最高。前两种方式制氢成本主要取决于天然气和甲醇的价格，水电解制氢则主要取决于电价的高低。
虽然非可再生能源制氢是目前市场制取氢气的主要方法，但随着可再生能源边际成本不断下降，将逐渐被后者替代。从长远来看，水能、生物能、太阳能、风能等可再生能源制氢，不管是从对环境的保护还是可持续性来看，都具有较强竞争力。尤其随着因温室气体过度排放造成的全球变暖及日益严重的环境污染，可再生能源制氢废物零排放、环境零污染的优越性逐步体现出来。
如果能充分利用弃水、弃风、弃光所产生电能进行电解水制氢，则意味着不仅能解决可再生能源消纳问题，还能实现绿色制氢。电解水制氢工艺，从20世纪初发展至今已有110多年的工业化历程，技术较为成熟。利用两个不产生化学反应的电极，在无机酸或碱金属氢氧化物的水溶液传导直流电流，阴极生成氢气，阳极生成氧气。电解水方法大规模制氢主要有两条降成本的途径，一是降低电解过程的能耗，二是降低电价。
目前，商用电解槽法，能耗水平约为4.5~5.5kWh/Nm3H2，即50~67kWh/kgH2。由此推算，水电解制氢成本中电费成本超过20元/kg(电价按0.4元/kWh计算)。因此，水电解制氢的关键在于降低用电价格或是降低电解过程的能耗，提高能量转换效率，然而后者也是技术难点所在。目前，日本再次突破技术，提高了电解水制氢的能量转换效率，但能耗水平依然在3.8kWh/Nm3H2。
由此可见，电解水大规模制氢降成本空间最大的途径，是充分利用可再生能源的富余产能，以降低用电成本的方式降低制氢成本。以云南为例，云南电网2018年目标是弃电量控制在200亿kWh，如果将这些电量全部用于电解水制氢。以70kWh/kg计算，可制得2.9亿公斤氢气，足够240万辆氢燃料电池汽车每年充氢24次(平均每月两次)。如果加氢价格以50元/kg计算，经济效益达145亿元。
