当前，全球能源转型进程持续深化，氢能作为实现“双碳”目标的核心能源载体，其战略价值已形成广泛共识。随着制氢技术创新、碳捕集技术突破及多元示范项目落地，氢能产业正从技术验证迈向商业推广阶段，氢能规模化应用的实现值得期待。
绿氢成本控制
氢能可持续发展的核心前提
绿氢要替代灰氢，成本是关键。当前我国绿氢平均成本约为21元/千克，远高于灰氢价格，但技术创新正快速缩小这一差距。在制氢技术研发领域，核心瓶颈逐步攻克，自动化制氢指挥系统整合项目现场十年的风速数据(每10分钟采样一次)、日照数据(每小时采样一次)，并结合未来3小时高精度气象预报，优化风光储系统与电解槽配置。
核心设备与材料实现突破，碳化硅(SiC)技术的应用让制氢电源效率和动态响应速度显著提升，8英寸车轨级碳化硅单晶制备技术的开发，将进一步推动SiC制氢电源成本的下降，助力规模化应用。电解槽的“多能互补”模式优化成本结构—将碱性(ALK)电解槽与阴离子交换膜(AEM)电解槽组合，既实现绿电利用率最大化，又能进一步降低系统成本。这些技术已在华电达茂期100万千瓦风光制氢项目中得到验证，为绿氢规模化降本提供了实践范例。
颠覆性碳捕集技术
实现快速、低能耗CO₂捕集
PCS-OH带电吸附剂技术，创新性地将带电离子引入碳捕材料设计，首次实现双电层理论从液相到固相的突破，破解了传统CCUS成本高、能耗大的难题。与传统技术相比，该技术成本降低60%-70%，80℃的低温脱附工艺可直接利用工厂废热，既适用于工业烟气捕集，也能实现直接空气捕集，吸附剂采用椰子壳等环保原料，退役后还可作为土壤肥料，制备步骤少，适合批量生产。
当前电厂碳捕集与周边油田CO₂驱油结合的市场需求迫切，CCUS驱油项目可大幅提升油田采收率，实现“碳减排+资源增效”的双赢目标。PCS-OH带电吸附剂技术的突破将CO2捕集成本从传统的400元/吨降至140元/吨，同比降本65%以上;按100万吨/年CO₂产量测算，CCUS驱油项目的CO2捕集成本仅为160元/吨。
优质先行项目
明确氢能产业发展路径
技术创新与成本下探，最终需要通过项目落地转化为实际价值。当前，SAF(可持续航空燃料)、纯氢管道、天然气掺氢等示范项目已陆续启动，为氢能产业的商业化推广提供了清晰路径。
绿色航油(SAF)需求旺盛，是未来绿氢消纳的重要领域之一。当前国内对SAF掺混比例的政策要求逐步提高，预计2027年，航油中SAF掺混比列将达到5%，对应的绿氢需求将达到61万吨。传统SAF合成路线(如利用地沟油、木质纤维素)受原料限制，难以满足大规模需求，电转液(PtL/eSAF)路线通过“空中取碳、烟气捕碳+水中取氢”的技术路径，具备可扩展性与环保性双重优势。按10万吨/年SAF产能规模测算，“烟气捕集碳+绿氢”路线的平准化成本低于7000元/吨，“空气中捕集碳+绿氢”路线的平准化成本约为8800元/吨，远低于当前1.3-2万元/吨的市场售价，商业价值显著。
在氢能储运领域，氢能长距离运输是产业发展的关键瓶颈，纯氢管道是降低运输成本的最佳方法。华电与港蒙联合建设的190公里纯氢管道示范项目，年输氢量达20万吨，已实现上游达茂旗制氢端与下游用氢端的高效连接，完善区域氢能供应链，为全国性纯氢管网建设提供了“技术模板”。
天然气掺氢项目的突破为绿氢消纳开辟了新场景。我国通过天然气掺氢比例5%，预计每年可消纳75万吨绿氢，碳减排可达1000万吨。同时，氢气的加入还能提升天然气的燃烧效率，在家庭厨房等狭小空间内更易完全燃烧，避免燃气浪费。包头市达茂旗实施的工业天然气掺烧绿氢示范项目，实现了工业天然气与绿氢20%的最高掺烧比例，为我国工业领域应用绿氢提供了示范。
自动化制氢系统的智能调控技术、碳化硅技术的效率提升、ALK与AEM电解槽的协同应用、纯氢管道的互联互通、颠覆性碳捕集技术的成本突破，已构成推动氢能全面发展的核心技术矩阵。随着这些技术规模化应用，绿氢成本将持续下探，全面氢能时代的到来将进一步加速。
(作者系中国科学院院士、世界科学院院士唐叔贤)
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