為實現(xiàn)碳減排和化石能源替代的目標，通過風(fēng)光電力制取氫、獲得新能源載體的“可再生能源-氫能"模式，將是未來規(guī)模化發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè)的必然選擇。當前，通過可再生能源發(fā)電制取“綠氫"的成本仍然較高，一方面是由于現(xiàn)階段制氫項目總體規(guī)模較小，另一方面是由于電解槽的能耗和初始投資成本較高。

本文對綠氫成本進行了系統(tǒng)分析，對比堿性與質(zhì)子交換膜（PEM）電解制氫的平準化成本（LCOH），并對風(fēng)光氫儲產(chǎn)業(yè)模式及趨勢進行研討，結(jié)果表明：以可再生能源如風(fēng)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(jīng)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(fā)電成本的進一步下降，制氫項目的規(guī)模化發(fā)展，電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導(dǎo)，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(shù)可分為堿性電解（ALK）、質(zhì)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(shù)應(yīng)用較為成熟。

表1 ALK與PEM電解水制氫技術(shù)經(jīng)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(shè)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(shè)備、氫氣純化裝置、材料費、安裝服務(wù)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：固定成本=制氫項目建設(shè)成本/kw×規(guī)模+安裝、土建等相關(guān)費用；

每年維護成本按總投資成本的3%計算

綜上計算可得，假設(shè)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(jù)80%和60%左右。

圖1 堿性電解制氫成本構(gòu)成

圖2 PEM電解制氫成本構(gòu)成

綠氫經(jīng)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(yōu)勢。同時由于傳統(tǒng)能源制氫會混雜眾多碳、硫、氯等相關(guān)雜質(zhì)，疊加提純、CCUS等成本，實際制取成本或?qū)⒊^20元/kg。

圖3 綠氫與其他制氫技術(shù)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(jié)假設(shè)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(guī)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。可見綠氫降本還有很長的路要走：

1.可再生能源發(fā)電成本將進一步下降

未來十年我國風(fēng)電、光伏每年新增裝機規(guī)模預(yù)計分別在5000萬kW和7000萬kW左右，可再生能源發(fā)電成本將進一步下降，部分地區(qū)甚至將低于平價上網(wǎng)，預(yù)計“十四五"期間可再生能源平均上網(wǎng)電價將降低到0.25元/kWh以下，對應(yīng)綠氫成本可降至15元/kg以下，到2030年綠氫潛在產(chǎn)能預(yù)計可以超過400萬噸

2.核心技術(shù)設(shè)備與國際水平差距將逐漸縮小，制氫項目建設(shè)成本將大幅下降

未來通過規(guī)模效應(yīng)以及關(guān)鍵核心技術(shù)的國產(chǎn)化突破，電解槽的生產(chǎn)成本也將大幅度降低。預(yù)計到2030年，國內(nèi)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(tǒng)前期投入將從現(xiàn)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(jié)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(nèi)；遠期我國將以可再生能源發(fā)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(qū)可再生能源優(yōu)勢，可建立風(fēng)光氫儲產(chǎn)業(yè)集群

作為清潔能源的重要組成，我國新能源發(fā)電在快速規(guī)模化發(fā)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(fēng)棄光主要集中于“三北"地區(qū)的新疆、青海、甘肅、內(nèi)蒙古等地區(qū)。2020年“三北"地區(qū)棄風(fēng)電量總計150億千瓦時，占全國棄風(fēng)總量的90%，棄風(fēng)率為5.2%；2020年“三北"地區(qū)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(qū)風(fēng)能、光能資源富集地區(qū)應(yīng)加快可再生能源與氫能技術(shù)的耦合，充分發(fā)揮氫能存儲功效，降低甚至消除地區(qū)可再生能源棄電量，將低成本、清潔的電力轉(zhuǎn)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(shù)的突破，該地區(qū)的低碳氫可輸送到用氫集聚區(qū)，也可成為氫能投資示范項目的重點選擇區(qū)域。為低成本、大規(guī)模的綠氫制備打好基礎(chǔ)，也為在全國范圍內(nèi)推廣可再生能源與氫能綜合高效應(yīng)用、推進低成本產(chǎn)業(yè)化進程發(fā)揮重要示范作用，加快氫能在交通、化工等領(lǐng)域的應(yīng)用及發(fā)展。

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