本文對綠氫成本進行了系統分析，對比堿性與質子交換膜（PEM）電解制氫的平準化成本（LCOH），并對風光氫儲產業模式及趨勢進行研討，結果表明：以可再生能源如風電、光伏、水電進行電解水制氫，電價控制在0.25元/kwh以下時，制氫成本開始具有相對經濟性（15.3～20.9元/kg）。在碳中和目標大背景下，隨著未來可再生能源發電成本的進一步下降，制氫項目的規?；l展，電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導，綠氫的降本之路將逐漸明晰。

電解水制氫成本分析

當前電解水制氫技術可分為堿性電解（ALK）、質子交換膜電解（PEM）、固體氧化物電解（SOEC）三種，其中堿性電解與PEM電解技術應用較為成熟。

表1 ALK與PEM電解水制氫技術經濟指標對比

電解制氫成本計算方法如下：

以1000Nm³H?/h堿性電解和PEM電解項目為例，假設項目全生命周期為20年，運行壽命9萬小時，固定成本涵蓋電解槽設備、氫氣純化裝置、材料費、安裝服務費、土建費等項目，電價以0.3元/kWh計算，成本對比如下。

表2 ALK與PEM電解水制氫成本對比

注：①固定成本=制氫項目建設成本/kw×規模+安裝、土建等相關費用；

②每年維護成本按總投資成本的3%計算

綜上計算可得，假設條件下的堿性和PEM電解項目的平準制氫成本分別為17.71元/kg和23.3元/kg，其中，電費分別占據80%和60%左右。

圖1 堿性電解制氫成本構成

圖2 PEM電解制氫成本構成

綠氫經濟性對比及未來降本趨勢

與其他制氫方式相比，若可再生能源電價低于0.25元/kWh，綠氫成本可降至15元/kg左右，將開始具有具有成本優勢。同時由于傳統能源制氫會混雜眾多碳、硫、氯等相關雜質，疊加提純、CCUS等成本，實際制取成本或將超過20元/kg。

圖3 綠氫與其他制氫技術成本對比

與其他能源相比，當前綠氫成本還是相對過高。以上節假設條件下可再生能源制氫的成本約為17.7元/kg（電價為0.3元/kWh），疊加儲運成本10元/kg，加氫站壓縮、加注、運營等成本12元/kg，加氫端價格已達到近40元/kg。即便以當前燃料電池汽車示范城市群規定的35元/kg的加氫價，燃料電池汽車燃料成本約為2.1-2.8元/km；柴油成本約為0.8-1.4元/km，汽油成本約為1元/km?？梢娋G氫降本還有很長的路要走：

1.可再生能源發電成本將進一步下降

未來十年我國風電、光伏每年新增裝機規模預計分別在5000萬kW和7000萬kW左右，可再生能源發電成本將進一步下降，部分地區甚至將低于平價上網，預計“十四五”期間可再生能源平均上網電價將降低到0.25元/kWh以下，對應綠氫成本可降至15元/kg以下，到2030年綠氫潛在產能預計可以超過400萬噸

2.核心技術設備與國際水平差距將逐漸縮小，制氫項目建設成本將大幅下降

未來通過規模效應以及關鍵核心技術的國產化突破，電解槽的生產成本也將大幅度降低。預計到2030年，國內堿性電解槽的成本將從目前的2000元/kW降至700-900元/kW，到2050年，可降至530-650元/kW；兆瓦級的PEM系統前期投入將從現在的8000元/kW降至到2030年的3000-6700元/kW，到2050年進一步降至630-1450元/kW。

結合以上降本因素，我國“十四五”期間綠氫平均綜合成本將降至20元/kg以內；遠期我國將以可再生能源發電制氫為主，綠氫平均綜合成本有望降至10元/kg。

利用“三北”地區可再生能源優勢，可建立風光氫儲產業集群

作為清潔能源的重要組成，我國新能源發電在快速規模化發展的同時，也面臨著消納利用不充分等問題，新能源消納問題較為突出，其中棄風棄光主要集中于“三北”地區的新疆、青海、甘肅、內蒙古等地區。2020年“三北”地區棄風電量總計150億千瓦時，占全國棄風總量的90%，棄風率為5.2%；2020年“三北”地區棄光電量總計45.1億千瓦時，占全國棄光總量的85.7%，棄光率為3.16%。

當下，“三北”地區風能、光能資源富集地區應加快可再生能源與氫能技術的耦合，充分發揮氫能存儲功效，降低甚至消除地區可再生能源棄電量，將低成本、清潔的電力轉化為氫能，提高可再生能源與氫能綜合利用效率。同時，隨著儲運技術的突破，該地區的低碳氫可輸送到用氫集聚區，也可成為氫能投資示范項目的重點選擇區域。為低成本、大規模的綠氫制備打好基礎，也為在全國范圍內推廣可再生能源與氫能綜合高效應用、推進低成本產業化進程發揮重要示范作用，加快氫能在交通、化工等領域的應用及發展。

來源：中國產業發展促進會氫能分會