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6月17日，成都市人民政府印发了《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展行动方案》、《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展政策措施的通知》，提出支持可再次生产的能源和氢能发展利用，加快建设“绿氢之都”，对绿电制氢项目市、区（市）县两级联动给予0.15―0.2元/千瓦时的电费支持。
近期，深圳、广西、重庆、河南郑州、河北唐山等多地出台支持氢能产业高质量发展的有关政策，提出积极探索推动可再次生产的能源制氢利用等举措，加速布局氢能产业链。《“十四五”可再次生产的能源发展规划》与《氢能产业高质量发展中长期规划（2021―2035年）》（下称《规划》）均明白准确地提出，在可再次生产的能源发电成本低、氢能储输用条件较好的地区，推进可再次生产的能源发电制氢产业化发展，打造规模化绿氢生产基地。
然而，面临电价、技术等多重阻碍，绿氢目前依然是小众的“贵族能源”。行业认为，需通过技术进步逐步降氢成本，可再次生产的能源与氢能产业耦合发展具有广阔前景。
在河北省张家口市崇礼区的河北建投风电制氢车间，项目配建的光伏、风机发出的电输入到大型的圆柱体――电解槽内，水被电解为氧气和氢气，再经过纯化设备吸附杂质、分离氧气，就得到了纯度为99.999%的氢气。
风电、光伏等可再次生产的能源电解水制氢（“绿氢”），不仅能提高可再次生产的能源的利用率，满足未来含高比例可再次生产的能源电力系统的大规模储能需求，还可实现制氢全过程低排放，因此被看作中长期氢能产业高质量发展的主要氢源。
随着光伏、风电发电成本的持续下降，氢能产业的发展逐步驶入快车道，光伏制氢的竞争力正在慢慢地加强。海上丰富的潮汐能、波浪能、风能等可再次生产的能源，也将助力“海氢上岸”，有助于海上风电顺利进入平价上网时代。
2021年以来，隆基绿能、阳光电源晶科能源等头部光伏企业纷纷跨界进入氢能产业。例如，隆基绿能在光伏设备制造和解决方案的基础上提出探索绿氢解决方案，推广“绿电+绿氢”实现碳中和及应对气候平均状态随时间的变化。今年4月，隆基氢能3台套1000Nm3/h的电解水制氢设备启运发货。未来五年内电解水制氢装备产能将达到5―10GW。
除了新能源企业，目前包括“三桶油”在内的石化巨头已纷纷开展研发技术和项目示范，并宣布了自己的绿氢计划。
中石化新疆库车绿氢示范项目是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，计划今年10月30日投产，预计全年产绿氢2万吨；中石油玉门油田160兆瓦光伏制氢示范项目，规划建设160兆瓦光伏电站和7000吨电解水制氢生产线年全面建成投运，预计平均发电量达2.78亿千瓦时，生产绿氢7000吨。
中国氢能产业协会多个方面数据显示，2021年上半年国内氢能产量同比2020年增加了25%，其中利用可再次生产的能源制氢的比例同比提高了30%。
光大证券表示，按照《氢能产业高质量发展中长期规划（2021―2035年）》中2025年目标，绿氢制氢量10万吨/年―20万吨/年，以及我国氢气总需求20万吨/年―40万吨/年测算，绿电制氢占比将达50%，绿氢占比的显著提升有望推动相关产业链迎来快速发展。
中石化大连石油化工研究院助理工程师孙雪婷介绍，电解水制氢成本主要体现在运维费用、电费等方面，其电费成本达总成本的七到八成，占比极高。
从目前典型项目的电解水制氢成本结构来看，电价水平及电解槽系统初始投资所需成本的高低直接影响最终绿氢成本。
在经济层面，电解水制氢技术成本与其他制氢技术相比缺乏一定竞争力。使用电网的电力电解水制氢成本为每公斤35―46元，可再次生产的能源发电电解水制氢成本为每公斤28―85元，在目前价格和技术参数下，我国风电、光伏电解水制氢成本明显高于其他制氢方式。
从电价来看，中石油公司石油化工研究院副所长李庆勋介绍，目前生产1吨绿氢需要消耗5万度绿电，以山东省煤电上网电价基准价0.3949元/度计算，仅电力成本就高达2万元/吨氢。
电解槽是利用可再次生产的能源生产绿氢的关键设备。其技术路线、性能水平、成本的发展是影响绿氢市场趋势的主要的因素。质子交换膜电解池（PEMEC）尽管已进入工业化阶段，但目前成本依然较高，贵金属催化剂成本高是制约其成本降低的关键。固体氧化物电解电池（SOEC）具有工业化的潜力，其主要障碍是在成本上不占优势，随技术进一步成熟、产业规模逐步扩大，成本逐步降低，SOEC有望成为未来大规模电解水制氢的重要方式。
运输难也是绿氢制备成本上的“拦路虎”之一。“西北地区虽然有弃电可用，但是当地人烟稀少没用需求，需经过长途运输到有需求的地区，加上运氢成本，成本优势变得并不明显了。”晶科能源副总裁钱晶曾坦言。
氢云链氢能产业分析师杨东川认为，风电制氢的运输经济性也存在难题。制氢地与用氢地往往存在一定的空间距离，在没有输氢管网的情况下，一定要通过高压气态等方式运输至用氢地，成本较高。
尽管风电、光伏等可再次生产的能源发电成本整体仍高于传统化石能源发电成本，但已经多年持续下降，并有望实现平价上网。
根据BNEF在全球可再次生产的能源发电项目的跟踪研究，预计2030年和2050年将分别下降至3.5美分/千瓦时（约0.24元/千瓦时）和2美分/千瓦时（约0.14元/千瓦时），明显低于火力发电和天然气发电成本。
中国科学院院士欧阳明高表示，随着可再次生产的能源装机逐步扩大，效率问题可转化为成本问题。当可再次生产的能源电力价格低于0.15元/千瓦时的时候，可再次生产的能源制氢的经济性就能得以保障，可再次生产的能源制氢是坚持绿色低碳发展道路的必然选择。
河北省张家口市发改委相关负责的人介绍，“十四五”期间，张家口市可再次生产的能源电解水制氢成本力争由每公斤30元降至14元。
未来可再次生产的能源发电制氢成本下降，要依靠可再次生产的能源发电度电成本和电解槽价格的进一步下降。
业内专家分析，对于质子交换膜电解池（PEMEC）而言，降低催化剂负载量或开发性能好的非贵金属催化剂、加大电池材料研发力度、尽快实现核心部件国产化，是降低其成本、实现大规模制氢应用的有效途径；对于固体氧化物电解电池（SOEC）而言，通过改进材料组成和制备工艺，开发电解性能优异、高温稳定性高的电解池，增长常规使用的寿命，同时，针对SOEC电堆开发拥有非常良好稳定性的其他关键设备（如压缩机、加热器等）也是实现其与发电系统耦合并长周期运行的关键。
据伍德麦肯兹最新发布的预测，到2025年，全球质子交换膜电解槽制氢成本预计将下降50%，固体氧化物水电解槽成本预计也将在未来6―8年里出现显著下降。
在风光资源丰富的地区，电解水制氢具有年运行小时数长的优势。业内一致认为，根据部分地区的地理优势，其蕴藏的太阳能、风能等可再次生产的能源足以支撑大规模电解水制氢需求，能轻松实现制氢成本的一下子就下降，同时也实现了能源优化处理及综合利用。
孙雪婷建议，未来要开辟一条既能满足大规模用氢需求，又能实现低成本制氢的创新模式，充分的利用过剩电能、可再次生产的能源来降低发电成本，此外尽量采取就地、临近等装置建设准则以降低氢气的储存及运输成本。同时，要继续加大新型电解水研发技术力度，推动可再次生产的能源制氢技术大规模应用。
中石集团经济技术研究院高级经济师罗佐县表示，西北、华北和东北组成的“三北”地区具备丰富的风力、太阳能资源；之外，南北纵向分布的东中部地区亦有丰富的太阳能资源。基于此，根据资源分布格局，我国可构建三北与东部“纵横结合”的两大陆上绿氢经济带，这是未来中国绿氢产业的核心。
能源转型需先立后破。在目前科学技术水平下，新能源和传统能源的互补是绕不开的必选项。中国科学院院士、中石油集团新能源首席专家邹才能建议，各油气公司可利用油气田地区丰富的风、光等资源，全力发展可再次生产的能源制氢，保供绿氢市场。结合电解水制氢技术的突破开发离网光伏制氢、压差发电制氢等应用场景，油气公司可大规模开展可再次生产的能源制氢试点示范，支撑示范油气田清洁用能替代和绿色转型发展。
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