近日，国家发展改革委能源研究所副研究员刘坚在接受公开采访时表示，能源结构转型是推进“双碳”目标工作的主线，需要我们同步推动能源生产和消费革命，但以风电、太阳能发电为主的可再生能源电力存在间歇性、波动性问题，氢能凭借能量密度高、便于大规模存储、应用场景多等特点，在为高比例新能源电力系统提供大规模长周期储能的同时，也为用能终端脱碳提供了全新选择。在未来高比例可再生能源系统中，绿氢与绿电可以优势互补共同助力可再生能源价值从电力系统拓展至整个能源系统。

刘坚认为，近年来，随着燃料电池汽车试点推进和资本投入规模不断加大，国内燃料电池核心零部件技术水平及系统集成能力显著提升。相比之下，当前氢能生产主要依赖煤炭、天然气等化石能源“灰氢”，而以可再生能源为基础的绿氢供应在制、储、运、加等环节仍存在堵点，需要从技术、标准、管理等方面突破。

一是聚焦绿氢供应链短板，加强核心技术攻关。目前碱性电解水设备成本较低，但在波动电源适应性、能耗、占地、维护成本方面存在劣势。质子交换膜（PEM）纯水电解对波动性电源的适应性较强，但目前国内研发制造PEM纯水电解设备的企业比较少，规模经济不足。高温固体氧化物电解转换效率高，但目前仍处于技术研发和示范阶段。地质储氢和电制燃/原料是氢能大规模长周期存储的重要方向，我国氢储能研究起步较晚，氢储能项目数量和技术水平与国际先进水平仍存在差距。在金属储氢、有机物储氢以及合成氨储氢等方面国际上仍处于探索阶段，应用前景具有较大不确定性。因此建议重点攻关低成本、高灵活、高效率的电解水制氢技术，加强电解水制氢与上游波动性可再生能源发电和下游绿氢化工生产工艺的无缝衔接，降低终端化工产品碳强度。加大燃料电池关键材料技术研发力度，降低燃料电池对稀有金属的依赖。评估地质储氢资源潜力，深入研究氢能长周期储能可行性和经济性。不断提升关键技术自主创新能力，打造具有完全自主知识产权的绿氢技术链条。

二是加大行业间协调力度，完善绿氢监管与标准体系。氢能属于危险化学品，制氢场地需建设在化工园区，加氢站商业用地与制氢工业用地的性质矛盾还未调和，可再生能源制氢及制储加一体站的建设运营面临障碍。目前40MPa高压及液态氢民用化进程缓慢，缺乏相关标准和规范。建议尽快明确绿氢生产、储运、应用等环节的归口管理部门，完善相关管理章程和法规，制定统一、完善、连贯的制氢站、加氢站建设和运营审批政策及流程。加快现有涉氢标准规范修订工作，从通用安全要求、临氢材料、氢气密封、防爆等方面细化和完善氢能标准设计，建立健全包含检测、计量及售后服务保障在内的技术产品标准体系。

三是多措并举降低绿氢供应成本。用电成本是影响电解制氢经济性的核心因素，目前采用电网电制氢成本远高于煤制氢。虽然利用可再生能源弃电制氢可降低制氢电价，但可再生能源弃电时长受新能源处理特性、电网调峰能力等不确定性因素影响。储运方面，采用高压氢气管束车运输，运氢规模小，单位成本高，氢气管道、高压深冷、液氢、氨存储等大容量、长距离氢气储运存在投资高、损耗大等问题。建议综合考虑绿氢制、储、运、加等环节实际经济性水平，研究制定面向上游绿氢供应的税收、电价优惠等过渡期扶持政策，降低终端用户用氢成本。加快钢铁、化工等高耗能行业碳交易市场建设，将绿氢纳入碳市场交易。制定液氢及管道运氢导入时间表，加快形成氢气大规模、长距离、低成本运输解决方案。