氢能攻坚两大重点：降成本、保安全
“氢运输成本过高，使氢制取的成本翻了一番，因此降低氢的运输成本是当务之急。”国际可再生能源署技术与创新中心主任道夫·吉伦(Dolf Gielen)表示。
中国工程院院士彭苏萍借鉴德国、新加坡利用“固体氧化物电解池技术”将传统的集中式制氢模式转变为分布式制氢模式，准备在山东建分布式制氢示范基地，利用集装箱堆叠解决氢储运难题、节省储运成本。
彭苏萍介绍，固体氧化物燃料电池通过电解水制氢，以及电解二氧化碳制一氧化碳可以使风能、太阳能等高效转化成可持续能源，是未来有前景的能源转化储存和碳中和技术。
“实现碳达峰、碳中和目标需改变传统发电方式和用能方式。调峰问题是继续拓展应用可再生能源，解决发电方式和用能方式的重要一环，‘固体氧化物技术’适用于电力调峰”，彭苏萍指出，“我们近期正通过在煤矿塌陷区上建设光伏项目，并通过固体氧化物电解池协同制氢，再通过发电用于调峰。”
用氢安全问题也不容忽视。氢气与原油、汽油、天然气等能源均被列入《危险化学品目录（2015版）》，按危险化学品进行监管。2020年，我国印发能源法征求意见稿，第一次将氢能纳入能源的范畴。
“氢气易燃易爆，对材料具有腐蚀性等特点，一旦泄漏极易因静电摩擦造成燃烧”，山西省应急管理厅党委书记、厅长王启瑞会上表示，“无论氢作为危险化学品还是能源管理，都应采取有效安全措施，确保安全风险可控。安全是氢能发展的前提。国际国内应用实践证明，只要按照标准法规规范生产、存储及使用氢能，氢能安全可以得到保障。”
我国西北地区在可再生能源制氢方面有相对优势。“长远来看，制氢成本会取决于具体的地理环境的位置，以及在绿色能源制氢情况下的地方优势”，德勤中国氢能行业合伙人林承宏表示。
据了解，氢能与以新能源为主体的电力系统具有更强的协同能力，促进制氢成本有效降低。到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，新能源发展的规模效应、技术创新发展，显著促进了成本下降，给电解水制氢创造了重要的基础和条件。预计2060年中国氢产量将达到1亿吨，其中电解水制氢占比将达80%。
制氢可以开发偏远地区可再生能源潜力。《中共中央国务院关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》指出，要落实市场导向的绿色技术创新体系建设任务，推动西部地区绿色产业加快发展。
协鑫集团董事长朱共山表示，我国西部地区广袤的沙漠戈壁滩是氢能源产业发展的广阔腹地，协鑫已经在内蒙古、新疆等地，大量部署绿氢示范基地。西部地区制出的氢不需要远距离输送，当地有煤化工和钢铁消纳条件，有氢气的大量需求。
朱共山认为，当前所有能源企业都在加大力度进行转型，把风、光、储、氢和能源结构的未来当成企业重大发展战略谋篇布局。预计到2030年，风、光、储55%以上的电力会去制氢，45%左右的电力会上网，氢能市场巨大。此外，氢能源的发展对国家替油战略和能源安全也十分重要。
我国氢能源丰富，氢能产业链长，产业门类全，对国民经济带动性高。从能源端看，氢气制备、工业副产氢制氢、化石燃料制氢、可再生能源制氢等品类丰富；从需求端看，氢的应用场景丰富，为工业、交通、建筑这些重要的耗能领域，尤其是在长途运输、化工钢铁等减排困难的产业提供脱碳的方法。
道夫·吉伦(Dolf Gielen)表示，氢的脱碳效果显著，可实现总减排量的20%。比如，氢可以降低钢铁行业1/3的减排，即每年降低0.7G瓦/吨。绿氢是能源转型的重要组成部分，可以整合风电加速脱碳。
液化空气（中国）投资有限公司董事长及气候资本集团董事长路跃兵则表示，氢能在能源转型中作用关键，在贡献良好生态环境的同时确保电网可靠性、安全性和经济性。他指出：“氢能能量密度高，可储存、可反应、清洁零排、灵活多样，是非常好的二次能源介质。可以在能源供给端大规模、高效吸纳可再生能源和发电，调节可再生能源的波动，提高能源系统的韧性。”
