基于平準(zhǔn)化成本的綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性研究

摘要：該文立足我國(guó)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型的大背景，針對(duì)傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法的不足，借鑒氫氣平準(zhǔn)化成本指標(biāo)，完善了適用于綠氫產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法，并運(yùn)用新方法開(kāi)展綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性現(xiàn)狀剖析和前景展望。研究發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)階段綠氫產(chǎn)業(yè)整體欠缺成本競(jìng)爭(zhēng)力，制取成本約為灰氫2倍，長(zhǎng)管拖車在氫氣運(yùn)輸環(huán)節(jié)使用最廣但成本最高，加氫成本因缺乏市場(chǎng)規(guī)模支撐居高不下；未來(lái)，綠氫產(chǎn)業(yè)鏈成本將在技術(shù)進(jìn)步主導(dǎo)、市場(chǎng)規(guī)模擴(kuò)張托舉下持續(xù)大幅下降，預(yù)計(jì)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈將于2035年前后迎來(lái)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈將在2045年前獲得成本競(jìng)爭(zhēng)力。建議以經(jīng)濟(jì)性為基礎(chǔ)，科學(xué)規(guī)劃各個(gè)階段綠氫產(chǎn)品定位和產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)；以產(chǎn)業(yè)制造為基石，加快關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)和裝備國(guó)產(chǎn)化進(jìn)程；以基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)為抓手，積極培育健康有序的綠氫產(chǎn)業(yè)生態(tài)。

1、創(chuàng)新方法、深入研究綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性具有現(xiàn)實(shí)緊迫性

氫能是一種來(lái)源豐富、清潔低碳、應(yīng)用廣泛的優(yōu)質(zhì)資源，已然成為我國(guó)加快能源轉(zhuǎn)型升級(jí)、培育經(jīng)濟(jì)新增長(zhǎng)點(diǎn)的重要戰(zhàn)略選擇。《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021–2035年）》將氫能作為“未來(lái)國(guó)家能源體系的重要組成部分”，強(qiáng)調(diào)“重點(diǎn)發(fā)展可再生能源制氫”（即綠氫）。在此背景下，氫能定位被提至前所未有的高度，氫能產(chǎn)業(yè)正迎來(lái)快速發(fā)展的戰(zhàn)略機(jī)遇期。因此，有必要從能源系統(tǒng)的高度著眼，從能源品種的角度出發(fā)，系統(tǒng)深入地剖析與展望氫能產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟(jì)性情況。

我國(guó)是世界上最大的產(chǎn)氫國(guó)，年產(chǎn)消量高達(dá)3300萬(wàn)噸。現(xiàn)階段我國(guó)99%以上的氫氣由化石能源制取，制氫過(guò)程二氧化碳排放較高，與“雙碳”目標(biāo)相悖；全生命周期幾乎不產(chǎn)生碳排放的綠氫才是未來(lái)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重中之重。然而綠氫產(chǎn)業(yè)尚處于市場(chǎng)導(dǎo)入期，經(jīng)濟(jì)性瓶頸突出，原因在于技術(shù)路徑不成熟，商業(yè)模式不完善，企業(yè)需為之負(fù)擔(dān)沉重的機(jī)會(huì)成本。為此，有必要深化研究綠氫經(jīng)濟(jì)性“痛點(diǎn)”，研判成本競(jìng)爭(zhēng)力“拐點(diǎn)”，剖析降本潛力空間，為產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展指明方向路徑。

經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)工作通常以內(nèi)部收益率（簡(jiǎn)稱IRR）作為核心指標(biāo)。然而此法不太適用于綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)與展望，原因之一是測(cè)算IRR需以知曉產(chǎn)品價(jià)格為前提，但綠氫作為一種戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，市場(chǎng)規(guī)模小，交易機(jī)制不健全，難以獲取和預(yù)測(cè)其價(jià)格；二是IRR旨在衡量項(xiàng)目的獲利能力，但近中期綠氫主要用作中間產(chǎn)品，企業(yè)更關(guān)心成本及其對(duì)最終產(chǎn)品利潤(rùn)的影響；三是IRR是一個(gè)相對(duì)值，需對(duì)照特定時(shí)期社會(huì)折現(xiàn)率、行業(yè)基準(zhǔn)收益率等進(jìn)行解讀，并不與綠氫產(chǎn)業(yè)自身技術(shù)進(jìn)步、市場(chǎng)成熟等線性相關(guān)，在中長(zhǎng)期預(yù)測(cè)中解釋性不足。因此，有必要升級(jí)完善經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法，以便準(zhǔn)確測(cè)量綠氫制取成本，理順產(chǎn)業(yè)鏈的效益?zhèn)鲗?dǎo)機(jī)制。

2、構(gòu)建完善綠氫產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法

2.1 總思路：從消費(fèi)側(cè)審視綠氫產(chǎn)業(yè)鏈整體經(jīng)濟(jì)性

該研究強(qiáng)調(diào)宏觀微觀相統(tǒng)一的研究視角和整體性系統(tǒng)性的評(píng)價(jià)思路。以微觀層面各單元內(nèi)的經(jīng)濟(jì)性核算和預(yù)測(cè)工作為基礎(chǔ)，宏觀層面則根據(jù)綠氫應(yīng)用場(chǎng)景計(jì)算產(chǎn)業(yè)鏈的總平準(zhǔn)化成本，即綠氫產(chǎn)業(yè)向消費(fèi)者供應(yīng)產(chǎn)品的總成本，也可視為消費(fèi)者為綠氫產(chǎn)品支付的價(jià)格。利用產(chǎn)業(yè)鏈總成本可深入開(kāi)展“痛點(diǎn)”剖析，挖掘阻礙綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模化市場(chǎng)化發(fā)展的關(guān)鍵問(wèn)題；還可以進(jìn)行“拐點(diǎn)”研判，知悉綠氫在每一個(gè)細(xì)分市場(chǎng)中獲得成本競(jìng)爭(zhēng)力的時(shí)間。

2.2 核心指標(biāo)：創(chuàng)新應(yīng)用“氫氣平準(zhǔn)化成本（LCOH）”

氫氣平準(zhǔn)化成本（levelized cost of hydrogen，簡(jiǎn)稱LCOH）是一種國(guó)際通用的綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)指標(biāo)。起源可追溯到平準(zhǔn)化度電成本（levelized cost of electricity，簡(jiǎn)稱LCOE），后者最早由美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室提出，用作對(duì)比和評(píng)估不同技術(shù)的發(fā)電成本，等于項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值與發(fā)電量現(xiàn)值的比值。此法有兩處首創(chuàng)價(jià)值，一是將技術(shù)路徑作為新興產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)性研究的抓手，二是不需要輸入價(jià)格等現(xiàn)金流入?yún)?shù)即可測(cè)量經(jīng)濟(jì)性。近年來(lái)，國(guó)際能源署、國(guó)際氫能委員會(huì)等權(quán)威機(jī)構(gòu)，康明斯、西門子等國(guó)際設(shè)備供應(yīng)商，都使用LCOH作為綠氫經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)指標(biāo)。

LCOH代表在某種技術(shù)路徑下，項(xiàng)目全生命周期內(nèi)每制取一個(gè)單位的氫氣需要花費(fèi)的平準(zhǔn)化貨幣成本。LCOH數(shù)值越低，說(shuō)明該技術(shù)路徑的制氫成本越低，即市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力越高、經(jīng)濟(jì)性越好。LCOH的計(jì)算見(jiàn)式（1）。

2.3 考察范圍：聚焦“LCOH評(píng)價(jià)單元清單”

首先，劃分“LCOH評(píng)價(jià)單元”作為經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)的抓手。綠氫產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性研究的范圍龐大開(kāi)放、時(shí)間跨度漫長(zhǎng)，為從不確定性中盡力把握確定性，將研究對(duì)象從整個(gè)綠氫產(chǎn)業(yè)鏈切分到橫向各個(gè)環(huán)節(jié)、縱向各種技術(shù)路徑，命名為“LCOH評(píng)價(jià)單元”。先在每個(gè)單元里核算和預(yù)測(cè)LCOH，之后根據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展和業(yè)務(wù)實(shí)際，把相關(guān)單元的LCOH排列組合，便可梳理產(chǎn)業(yè)鏈的成本效益?zhèn)鲗?dǎo)機(jī)制，測(cè)得整體平準(zhǔn)化成本。

其次，設(shè)定“LCOH評(píng)價(jià)單元清單”以明確和聚焦對(duì)象范圍。該文依據(jù)綠氫領(lǐng)域技術(shù)成熟度和產(chǎn)業(yè)發(fā)展程度，篩選堿性電解水（ALK）制氫、質(zhì)子交換膜電解水（PEM）制氫、長(zhǎng)管拖車高壓氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)、500kg/d加氫、ALK站內(nèi)制氫加氫等9個(gè)單元作為研究重點(diǎn)，并以灰氫、藍(lán)氫為對(duì)照，形成包括13個(gè)LCOH評(píng)價(jià)單元在內(nèi)的研究清單，詳見(jiàn)表1。

最后，相應(yīng)地創(chuàng)新完善LCOH計(jì)算方法。將LCOH指標(biāo)拓展用于氫氣儲(chǔ)運(yùn)和加注環(huán)節(jié)，測(cè)算儲(chǔ)運(yùn)設(shè)備在生命周期內(nèi)將單位氫氣運(yùn)輸單位距離的平準(zhǔn)化成本（元/千克·公里），以及加氫站在生命周期內(nèi)加注單位氫氣的平準(zhǔn)化成本（元/千克）。

2.4 完善體系：將“外部性”因素納入經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

為提升經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)工作的系統(tǒng)性全面性，將外部性因素納入核算體系。主要考慮以下兩類：一是生態(tài)環(huán)境外部性，主要是指綠氫的碳減排價(jià)值，結(jié)合我國(guó)碳市場(chǎng)制度現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢(shì)，將綠氫的碳減排價(jià)值對(duì)照為灰氫的碳排放成本，計(jì)入灰氫的LCOH；二是扶持利好政策，主要體現(xiàn)在加氫環(huán)節(jié)，包括加氫站建設(shè)獎(jiǎng)勵(lì)和運(yùn)營(yíng)補(bǔ)貼，相當(dāng)于為加氫業(yè)務(wù)增加一項(xiàng)現(xiàn)金流入，從而降低加氫環(huán)節(jié)LCOH。

3、綠氫產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)經(jīng)濟(jì)性現(xiàn)狀分析

3.1 制氫環(huán)節(jié)

現(xiàn)階段不同制氫技術(shù)平準(zhǔn)化成本對(duì)比詳見(jiàn)圖1。綠氫領(lǐng)域，ALK制氫和PEM制氫是現(xiàn)階段兩大主流技術(shù)。ALK制氫的技術(shù)成熟度更高，國(guó)產(chǎn)設(shè)備成本約為2500元/kW，電解槽轉(zhuǎn)化效率在65%左右，[1]在可再生電價(jià)400元/MW·h的基準(zhǔn)情景下，ALK制氫LCOH為26.02元/千克。PEM將傳統(tǒng)ALK電解槽中的隔膜和電解質(zhì)替換為全氟磺酸型質(zhì)子交換膜，技術(shù)成熟度略低，盡管能量轉(zhuǎn)化效率接近70%，[1]但國(guó)產(chǎn)設(shè)備成本在8000元/kW以上，PEM制氫LCOH高達(dá)38.04元/千克。剖析綠氫成本結(jié)構(gòu)可知，電費(fèi)占比最高，資本支出次之，其他運(yùn)營(yíng)支出占比最低。以PEM制氫為例，電費(fèi)占比58%，因此PEM制氫LCOH對(duì)電解槽轉(zhuǎn)化效率、電價(jià)、裝置運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)等因素的變動(dòng)很敏感，電解槽轉(zhuǎn)化效率每提高1%，PEM制氫LCOH將下降0.91%；此外，由于電解槽價(jià)格昂貴，資本支出占比32%，PEM制氫LCOH也隨設(shè)備價(jià)格顯著變化，設(shè)備降價(jià)1%，PEM制氫LCOH將下降0.37%。詳見(jiàn)圖2。

灰氫領(lǐng)域，煤制氫和天然氣制氫是兩大典型技術(shù)。煤制氫在我國(guó)應(yīng)用較廣，天然氣制氫是國(guó)外主流；后者碳排放強(qiáng)度更低[2]。在煤價(jià)550元/噸、氣價(jià)3元/方、碳價(jià)60元/噸的基準(zhǔn)情景下，煤制氫LCOH為15.29元/千克，天然氣制氫LCOH為19.05元/千克，見(jiàn)圖1。剖析灰氫成本結(jié)構(gòu)可知，原料成本占比最高，碳排放成本占比偏低。天然氣成本占制氫成本75%以上，氣價(jià)下降1%，天然氣制氫LCOH將下降0.78%；氣價(jià)升至5元/方，天然氣制氫LCOH將增至27.88元/千克，高于綠氫成本。煤制氫碳排放強(qiáng)度更高，碳排放成本對(duì)LCOH的作用效果更強(qiáng)。碳價(jià)提高1%，煤制氫LCOH將增長(zhǎng)0.16%；碳價(jià)增至500元/噸，煤制氫LCOH將增至26.40元/千克，與綠氫接近。

藍(lán)氫領(lǐng)域，在煤制氫和天然氣制氫的基礎(chǔ)上實(shí)施二氧化碳燃燒前捕集技術(shù)，是最現(xiàn)實(shí)可行的制取技術(shù)。現(xiàn)階段CCS技術(shù)成熟度較低，且未獲得政策補(bǔ)貼，灰氫配套CCS的成本在340元/噸CO2左右[3]，遠(yuǎn)高于碳排放成本，藍(lán)氫LCOH遠(yuǎn)高于灰氫。在基準(zhǔn)情景下，煤制氫＋CCS的LCOH為22.01元/千克，天然氣制氫＋CCS的LCOH為22.00元/千克，其中CCS成本占比18%～43%。

3.2 儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)

在短距離場(chǎng)景下，利用長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸高壓氣態(tài)氫氣是現(xiàn)階段最常見(jiàn)的技術(shù)路徑，尤其適合小規(guī)模靈活運(yùn)輸。基準(zhǔn)情景下，長(zhǎng)管拖車LCOH為5.97元/千克·百公里，加上氫氣加壓環(huán)節(jié)成本1.3元/千克，在150km的經(jīng)濟(jì)范圍內(nèi)，利用長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸氫氣的總成本不高于10.5元/千克；之后與運(yùn)距呈正比例增長(zhǎng)，運(yùn)距為500km時(shí)，運(yùn)氣成本為30元/千克，見(jiàn)圖3。造成長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸成本畸高的首要因素是運(yùn)輸效率低下，即氣瓶工作壓力低、單車有效氫氣容量少。我國(guó)商業(yè)化長(zhǎng)管拖車氣瓶的最大工作壓力為20MPa，單車有效氫氣容量在300千克左右，僅占總運(yùn)輸重量的1%；如果將氣瓶工作壓力升至30MPa，長(zhǎng)管拖車LCOH將降至3.93元/千克·百公里，長(zhǎng)管拖車儲(chǔ)運(yùn)氫氣的經(jīng)濟(jì)范圍可擴(kuò)展到250km。

在長(zhǎng)距離場(chǎng)景下，利用管道運(yùn)輸氣態(tài)氫氣、利用槽罐車運(yùn)輸深冷液態(tài)氫氣，是現(xiàn)階段最成熟的技術(shù)路徑。其中，管道運(yùn)輸是最具經(jīng)濟(jì)性的大規(guī)模氫氣運(yùn)輸方式，但受限于技術(shù)水平和市場(chǎng)需求，我國(guó)氫氣長(zhǎng)輸管道建設(shè)相對(duì)滯后。在建設(shè)成本500萬(wàn)元/km、設(shè)計(jì)壓力4MPa、輸氫能力10萬(wàn)噸/年的基準(zhǔn)情景下，[8]氫氣管道運(yùn)輸LCOH為1.21元/千克·百公里，見(jiàn)圖3。槽罐車運(yùn)輸深冷液態(tài)氫氣的規(guī)模略小，靈活性更強(qiáng)。基準(zhǔn)情景下，槽罐車LCOH為0.39元/千克·百公里，加上氫氣液化環(huán)節(jié)成本9.75元/千克，在1000km的經(jīng)濟(jì)范圍內(nèi)，槽罐車運(yùn)輸氫氣的總成本不高于14元/千克，見(jiàn)圖3。

3.3 加氫環(huán)節(jié)

站外供氫是目前我國(guó)主流的加氫站運(yùn)營(yíng)模式。氫氣通過(guò)長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸至加氫站，按壓力梯次儲(chǔ)存在儲(chǔ)氫罐、儲(chǔ)氫瓶組等裝置中，再由加氫機(jī)加注到汽車上。現(xiàn)階段，我國(guó)以35MPa的氣態(tài)加氫站為主，加注能力以500kg/d和1000kg/d居多。加氫LCOH（不含氫氣采購(gòu)）由3部分構(gòu)成，一是包括設(shè)備采購(gòu)、安裝、設(shè)計(jì)等在內(nèi)的建設(shè)投資，目前500kg/d和1000kg/d加氫站的單站建設(shè)投資總額分別在900萬(wàn)元和1500萬(wàn)元左右；二是包括電費(fèi)、維修、人工等成本在內(nèi)的運(yùn)營(yíng)支出；三是包括建站獎(jiǎng)勵(lì)、經(jīng)營(yíng)補(bǔ)貼等在內(nèi)的外部政策利好，綜合國(guó)內(nèi)現(xiàn)行政策，獎(jiǎng)勵(lì)金按建設(shè)投資總額的30%發(fā)放，經(jīng)營(yíng)補(bǔ)貼根據(jù)實(shí)際氫氣加注量按第1年15元/千克、第2年12元/千克、第3年9元/千克、第4年6元/千克、第5年3元/千克退坡發(fā)放。若滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)，則500kg/d加氫站LCOH為5.21元/千克，1000kg/d加氫站LCOH為4.74元/千克；當(dāng)前我國(guó)氫燃料電池汽車保有量?jī)H萬(wàn)余輛，市場(chǎng)加氫需求整體偏低，許多加氫站的實(shí)際利用率不足20%，500kg/d加氫站LCOH高達(dá)29.30元/千克，1000kg/d加氫站LCOH高達(dá)24.84元/千克，見(jiàn)圖4。

站內(nèi)制氫是我國(guó)正在興起的加氫站運(yùn)營(yíng)模式。即在加氫站內(nèi)完成氫氣制取、存儲(chǔ)、加注的全部工藝流程，免去了采購(gòu)和運(yùn)輸環(huán)節(jié)，提高了生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)效率，隨著有關(guān)政策放寬，此模式將得到更廣泛應(yīng)用。站內(nèi)制氫LCOH同樣包含建設(shè)投資、運(yùn)營(yíng)支出、外部政策利好等3個(gè)部分。在設(shè)備滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)、商業(yè)電價(jià)800元/MW·h的情景下，1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH為47.07元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH為51.28元/千克。若實(shí)際利用率不足20%，則1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH升至71.06元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH升至96.92元/千克；若使用400元/MW·h的綠電，則1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH降至25.61元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH降至31.09元/千克。

4、綠氫產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)經(jīng)濟(jì)性前景預(yù)測(cè)

4.1 制氫環(huán)節(jié)

綠氫領(lǐng)域，驅(qū)動(dòng)成本下降的因素可分為技術(shù)進(jìn)步、規(guī)模效應(yīng)和原材料降本三大類，具體表現(xiàn)為以下五個(gè)方面。其一，電解槽轉(zhuǎn)化效率提升，隨著關(guān)鍵材料性能提升和工藝結(jié)構(gòu)優(yōu)化，預(yù)計(jì)2030年轉(zhuǎn)化效率將突破70%，2060年ALK制氫轉(zhuǎn)化效率增至80%、PEM制氫轉(zhuǎn)化效率逼近85%。[1]其二，制氫設(shè)備成本下降，關(guān)鍵材料和技術(shù)國(guó)產(chǎn)化突破，以及電解槽批量化、標(biāo)準(zhǔn)化、智能化制造，將促進(jìn)設(shè)備成本降低；預(yù)計(jì)2030年前后電解水制氫設(shè)備成本將實(shí)現(xiàn)減半，2060年ALK制氫設(shè)備成本降至約700元/kW、PEM制氫設(shè)備成本降至約1500元/kW。[4-5]其三，項(xiàng)目平均規(guī)模在市場(chǎng)需求托舉和單槽產(chǎn)能提升的共同作用下加速擴(kuò)大。其四，電解水制氫裝置運(yùn)行時(shí)間隨市場(chǎng)需求增長(zhǎng)、綠電供應(yīng)增強(qiáng)和儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性提高而延長(zhǎng)。其五，可再生發(fā)電仍有客觀的技術(shù)升級(jí)和裝機(jī)擴(kuò)大空間，相應(yīng)電價(jià)將持續(xù)降低。預(yù)計(jì)我國(guó)可再生電價(jià)將在2030年降至300元/MW·h以內(nèi)，到2060年再降低40%左右。[6-7]由此預(yù)測(cè)，綠氫制取環(huán)節(jié)正處在10年左右的“快速降本期”。ALK制氫LCOH2030年降至18.60元/千克，2060年降至10.64元/千克；PEM制氫LCOH2040年降至13.94元/千克、競(jìng)爭(zhēng)力超越ALK制氫，并于2050年后降至10元/千克以內(nèi)，成為最具經(jīng)濟(jì)性的制氫技術(shù)路徑，詳見(jiàn)圖5。

灰氫領(lǐng)域，碳價(jià)將成為影響灰氫LCOH的關(guān)鍵因素；而碳價(jià)走勢(shì)與“雙碳”政策環(huán)境、交易主體多元度、交易頻度等因素有關(guān)。該文認(rèn)為，2030年前為保障經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)和合理用能需求，我國(guó)碳價(jià)大概率不超過(guò)100元/噸；碳中和階段化石能源被加速替代，碳價(jià)將快速升高。預(yù)計(jì)在不考慮煤價(jià)和氣價(jià)變動(dòng)的情況下，2030年煤制氫LCOH和天然氣制氫LCOH分別小幅升至16.67元/千克和19.52元/千克，2060年分別進(jìn)一步升至20.43元/千克和20.83元/千克，見(jiàn)圖5。

藍(lán)氫領(lǐng)域，CCS成本是影響藍(lán)氫LCOH的關(guān)鍵因素。隨著二氧化碳捕集效率的提升，預(yù)計(jì)未來(lái)20年，我國(guó)CCS成本將較快下降，2040年降至250元/噸CO2以內(nèi)；在碳中和階段后半程，CCS成本還將在規(guī)模效應(yīng)下持續(xù)下降，預(yù)計(jì)到2060年降為200元/噸左右。[3]由此預(yù)測(cè)，藍(lán)氫LCOH在碳中和目標(biāo)下呈下降趨勢(shì)、但降幅有限，預(yù)計(jì)2030年降至20元/千克左右，2060年降至17元/千克左右，見(jiàn)圖5。若無(wú)政策扶持或二氧化碳利用盈利，藍(lán)氫將始終不具備成本競(jìng)爭(zhēng)力。

4.2 儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)

短距離場(chǎng)景下，長(zhǎng)管拖車運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)性提升主要受運(yùn)輸效率影響。儲(chǔ)氫瓶工作壓力的提高不完全是技術(shù)問(wèn)題，近中期主要將其看作政策因素，遠(yuǎn)期與市場(chǎng)需求和商業(yè)模式有關(guān)。由此展望，長(zhǎng)管拖車LCOH降幅明顯，經(jīng)濟(jì)范圍不斷拓展，預(yù)計(jì)200km儲(chǔ)運(yùn)成本2030年降至10元/千克左右，2060年降至4元/千克左右。

 長(zhǎng)距離場(chǎng)景下，因氫氣特性對(duì)管材、閥門、工藝、工程等要求嚴(yán)苛，盡管氫氣運(yùn)輸規(guī)模隨市場(chǎng)需求培育持續(xù)增長(zhǎng)，管道運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)性下降空間有限。綜合測(cè)算，管道LCOH2030年降至0.86元/千克·百公里，2060年降至0.56元/千克·百公里。槽罐車運(yùn)輸經(jīng)濟(jì)性方面，規(guī)模效應(yīng)下氫氣液化的電耗水平將在未來(lái)20年較快下降，2030年降至12度電/千克以內(nèi)，2040年降至10度電/千克左右；2060年為8度電/千克左右，[5]帶動(dòng)1000km深冷液態(tài)氫氣儲(chǔ)運(yùn)總成本降至9元/千克以內(nèi)。

 4.3 加氫環(huán)節(jié)

 加氫經(jīng)濟(jì)性的提升將主要由設(shè)備成本下降和設(shè)備利用率提高驅(qū)動(dòng)。預(yù)計(jì)加氫站設(shè)備成本將隨著技術(shù)國(guó)產(chǎn)化和制造規(guī)模化大幅下降，2040年后有望實(shí)現(xiàn)減半。預(yù)計(jì)設(shè)備利用率將隨著氫能交通產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴(kuò)大而提升。用全國(guó)氫氣年度交通總需求量除以同年全國(guó)加氫站總加注能力，氫氣總需求量為燃料電池汽車保有量、百公里氫耗、年均行駛里程等變量的乘積，總加氫能力又等于在營(yíng)加氫站數(shù)量和設(shè)計(jì)能力的乘積，由此測(cè)得我國(guó)加氫站平均設(shè)備利用率在2025年增至21%、2030年為27%、2040年為38%、2050年為56%、2060年為80%。[7][9]由此預(yù)測(cè)，2030年500kg/d加氫站LCOH小幅降至27元/千克、1000kg/d加氫站LCOH小幅降至22.72元/千克，原因是在技術(shù)進(jìn)步、市場(chǎng)培育推動(dòng)加氫環(huán)節(jié)成本下降的同時(shí)，補(bǔ)貼政策停止使得成本反彈；預(yù)計(jì)2040年后加氫LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年進(jìn)一步降至10元/千克以內(nèi)。

 對(duì)于站內(nèi)制氫加氫一體化模式，經(jīng)濟(jì)性將在制氫技術(shù)進(jìn)步和氫能交通市場(chǎng)壯大雙輪驅(qū)動(dòng)下迅速提升。2030年，1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH降至62.05元/千克、1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH降至71.47元/千克；預(yù)計(jì)2050年前，兩種技術(shù)路徑實(shí)現(xiàn)平價(jià)競(jìng)爭(zhēng)，LCOH在45元/千克左右；2060年站內(nèi)制氫LCOH將降至40元/千克以內(nèi)，見(jiàn)圖6。

 5、綠氫產(chǎn)業(yè)鏈整體經(jīng)濟(jì)性“痛點(diǎn)”分析及“拐點(diǎn)”研判

 5.1 綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈

 綠氫煉化的內(nèi)涵很廣，是指依托煉化基地開(kāi)發(fā)大型可再生能源發(fā)電—制氫—儲(chǔ)氫—利用項(xiàng)目，促進(jìn)煉油化工行業(yè)深度脫碳、綠色發(fā)展。該文重點(diǎn)分析綠氫替代化石能源制氫的前景，因此所指綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈，是從可再生能源制氫至氫氣進(jìn)入用氫裝置前為止，包括制取和儲(chǔ)運(yùn)2個(gè)環(huán)節(jié)。基準(zhǔn)情景下，大規(guī)模綠氫煉化項(xiàng)目通常就地制氫、就地消納，儲(chǔ)運(yùn)成本忽略不計(jì)，綠氫制取LCOH等同于綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本。觀察圖5可知，當(dāng)前我國(guó)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本區(qū)間在25～40元/千克，制取效率偏低、成本偏高是造成綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性瓶頸的主要“痛點(diǎn)”。與灰氫相比，預(yù)計(jì)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈將在2035年左右迎來(lái)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”，灰氫成本將被碳價(jià)抬升至17～20元/千克；2040年綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈的成本競(jìng)爭(zhēng)力將全面超越灰氫。

 電價(jià)對(duì)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生影響。我國(guó)可再生能源儲(chǔ)備豐富但分布不均，受技術(shù)水平影響，不同品種的可再生電力價(jià)格存在差異；受資源稟賦影響，不同區(qū)域的可再生電力成本也有差別。[11]西北部地區(qū)太陽(yáng)能發(fā)電成本低至200元/MW·h以內(nèi)，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本低至16元/千克左右，在計(jì)入灰氫碳排放成本的情況下，預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”將在2025年之前到來(lái)。東部沿海地區(qū)，海上風(fēng)電成本接近500元/MW·h，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本被抬高至29元/千克以上，預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”將在2040年左右出現(xiàn)。見(jiàn)圖7。

 運(yùn)輸成本對(duì)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生影響。我國(guó)綠氫供需存在嚴(yán)重的空間不匹配，大規(guī)模制氫工廠建在可再生資源豐富的西部北部地區(qū)，而煉油化工企業(yè)多分布在沿江沿海地區(qū)。隨著綠氫煉化產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，綠氫大規(guī)模、跨區(qū)域運(yùn)輸將日益頻繁，儲(chǔ)運(yùn)成本將構(gòu)成綠氫煉化的另一“痛點(diǎn)”，對(duì)產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性形成挑戰(zhàn)。若制氫工廠距煉化工廠500km，制氫電價(jià)低于200元/MW·h，以管道運(yùn)輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本約為22元/千克，預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”在2030年之前到來(lái)；若以槽罐車運(yùn)輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本接近28元/千克，預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”在2035年之后到來(lái)。見(jiàn)圖8。

 灰氫成本也對(duì)綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生影響。碳價(jià)是灰氫前景展望中最大的不確定因素。高碳價(jià)情景下，碳排放成本將成為灰氫發(fā)展新的“痛點(diǎn)”，煤制氫LCOH將從目前的15.65元/千克增至2060年的23.15元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”預(yù)計(jì)出現(xiàn)在2030年前后。低碳價(jià)情景下，煤制氫LCOH將從目前的14.96元/千克增至2060年的17.84元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”預(yù)計(jì)出現(xiàn)在2035年之后。若不計(jì)入碳排放成本，煤制氫LCOH將從目前的12.85元/千克緩降至2060年的10.40元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”預(yù)計(jì)將推遲至2050年前后出現(xiàn)。詳見(jiàn)圖9。

 5.2 綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈

 綠氫交通是指用氫燃料電池汽車替代燃油車，在遠(yuǎn)期或是特定場(chǎng)景下替代電動(dòng)車，助力交通領(lǐng)域的碳中和進(jìn)程。該文所指綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈，是從可再生能源制氫到加注到燃料電池汽車，包括制取、儲(chǔ)運(yùn)、加注3個(gè)環(huán)節(jié)。

 基準(zhǔn)情景下，我國(guó)加氫站運(yùn)營(yíng)以站外供氫模式為主，包括12種綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈業(yè)務(wù)組合方案，詳見(jiàn)表2。制氫環(huán)節(jié)包括ALK制氫和PEM制氫2種技術(shù)路徑；儲(chǔ)運(yùn)環(huán)節(jié)包括直接用長(zhǎng)管拖車運(yùn)至加氫站的近距離情況，也包括先用管道或槽罐車將氫氣運(yùn)至中轉(zhuǎn)站、再由長(zhǎng)管拖車分配至加氫站的長(zhǎng)距離情況；加注環(huán)節(jié)包括500kg/d和1000kg/d兩種加注能力的35MPa加氫站。此時(shí)，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本等于3個(gè)環(huán)節(jié)平準(zhǔn)化成本的加和。

 當(dāng)前我國(guó)綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本區(qū)間在58～85元/千克，具體見(jiàn)圖10；遠(yuǎn)高于氫燃料電池汽車示范應(yīng)用城市群35元/千克氫氣零售價(jià)目標(biāo)。綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“痛點(diǎn)”主要存在于3方面，一是綠氫制取成本偏高，因此現(xiàn)階段氫能交通領(lǐng)域主要使用工業(yè)副產(chǎn)氫；二是氫氣長(zhǎng)距離儲(chǔ)運(yùn)成本畸高，占據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈總成本的12%～25%，而成品油儲(chǔ)運(yùn)成本（指貿(mào)易商成本）僅占產(chǎn)業(yè)鏈總成本8%左右；三是加氫成本占比在30%以上，規(guī)模越小的加氫站加注成本越高。

 若僅以車輛行駛產(chǎn)生的能耗成本對(duì)比，預(yù)計(jì)綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”將在2040年后到來(lái)。在商用車領(lǐng)域，氫燃料電池汽車的首要競(jìng)爭(zhēng)對(duì)手是柴油車，預(yù)計(jì)2040年前后獲得成本競(jìng)爭(zhēng)力；在乘用車領(lǐng)域，氫燃料電池汽車主要與電動(dòng)車競(jìng)爭(zhēng)，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)預(yù)計(jì)將晚于2050年出現(xiàn)。詳見(jiàn)圖11。

 交通用氫需求的擴(kuò)大不僅能直接作用于產(chǎn)業(yè)鏈末端，提高加氫設(shè)備利用率從而降低成本，還能溯及綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈上游，發(fā)揮規(guī)模化效應(yīng)，間接降低綠氫制取和儲(chǔ)運(yùn)成本。若綠氫交通市場(chǎng)發(fā)展快于預(yù)期，使加氫設(shè)備利用率在基準(zhǔn)情景基礎(chǔ)上增加1倍，以1000kg/d加氫站為例，加氫環(huán)節(jié)成本將下降50%以上，帶動(dòng)綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本降至45～68元/千克，成本競(jìng)爭(zhēng)力大幅增強(qiáng)。照此推算，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本將在2030年降至35元/千克左右，2050年降至20元/千克左右。氫燃料電池汽車的燃動(dòng)成本有望在2035年前后與柴油商用車平價(jià)競(jìng)爭(zhēng)，也就是說(shuō)，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性“拐點(diǎn)”將提前至2035年前后到來(lái)。

 6、綠氫產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展建議

 第一，建議以經(jīng)濟(jì)性為基礎(chǔ)，科學(xué)規(guī)劃各階段綠氫產(chǎn)品定位和產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)。現(xiàn)階段綠氫產(chǎn)業(yè)處于市場(chǎng)導(dǎo)入期，產(chǎn)品定位側(cè)重滿足交通領(lǐng)域商用車等特殊需求及高附加值化工原料的增量需求，后者對(duì)高成本綠氫的承受力更強(qiáng)，產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)在于技術(shù)和裝備攻關(guān)、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和綠氫煉化、綠氫交通、氫能冶金等領(lǐng)域的示范應(yīng)用。到2030年，綠氫產(chǎn)業(yè)進(jìn)入快速成長(zhǎng)期，綠氫開(kāi)始規(guī)模化替代用作工業(yè)原料的存量灰氫，產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)轉(zhuǎn)為確保規(guī)模化發(fā)展下的供應(yīng)鏈安全穩(wěn)定。2040年，綠氫產(chǎn)業(yè)進(jìn)入成熟期，綠氫成為主流的氫氣來(lái)源廣泛用作工業(yè)原料、交通能源和儲(chǔ)能手段。2050年，綠氫產(chǎn)業(yè)邁向躍升期，綠氫實(shí)現(xiàn)與化石能源的平價(jià)競(jìng)爭(zhēng)，作為終端能源品種推廣應(yīng)用，屆時(shí)產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)在于保障終端用能安全和進(jìn)一步提升綠氫利用效率。

 第二，建議以產(chǎn)業(yè)制造為基石，加快關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)和裝備國(guó)產(chǎn)化進(jìn)程，支撐我國(guó)綠氫產(chǎn)業(yè)鏈做大做強(qiáng)。科技進(jìn)步是促進(jìn)綠氫產(chǎn)業(yè)提質(zhì)降本的第一驅(qū)動(dòng)力，未來(lái)5–10年是綠氫領(lǐng)域的“創(chuàng)新窗口期”。一方面，要加強(qiáng)科技研發(fā)頂層規(guī)劃，重點(diǎn)是準(zhǔn)確識(shí)別具備市場(chǎng)化前景、符合我國(guó)產(chǎn)業(yè)實(shí)際的綠氫技術(shù)研發(fā)方向，盡早集中優(yōu)勢(shì)資源進(jìn)行創(chuàng)新攻關(guān)和產(chǎn)品制造，避免在減碳價(jià)值低、經(jīng)濟(jì)前景差的科研方向上走過(guò)多彎路，進(jìn)而減少未來(lái)產(chǎn)業(yè)化階段同質(zhì)產(chǎn)品惡性競(jìng)爭(zhēng)的風(fēng)險(xiǎn)與損失。另一方面，從產(chǎn)業(yè)全局來(lái)看，交通領(lǐng)域的用氫規(guī)模相對(duì)有限，要促進(jìn)科研平臺(tái)與產(chǎn)業(yè)基地有機(jī)銜接，鼓勵(lì)研發(fā)端在綠氫應(yīng)用場(chǎng)景，特別是工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用場(chǎng)景上多做文章，在直接替代灰氫、直接用作燃動(dòng)之外，研發(fā)端亟需為綠氫應(yīng)用開(kāi)發(fā)更多可能，讓綠氫在工業(yè)領(lǐng)域綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展進(jìn)程中發(fā)揮潛能，帶動(dòng)綠氫產(chǎn)業(yè)在更廣闊平臺(tái)上謀求更大發(fā)展。

 第三，建議以基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)為抓手，按照共建共享原則營(yíng)造健康有序的綠氫產(chǎn)業(yè)生態(tài)。基礎(chǔ)設(shè)施是能源產(chǎn)業(yè)培育發(fā)展的先行領(lǐng)域，也將構(gòu)成能源企業(yè)的一項(xiàng)核心競(jìng)爭(zhēng)力。然而，綠氫長(zhǎng)輸管道等基礎(chǔ)設(shè)施是具有準(zhǔn)公共產(chǎn)品性質(zhì)的重資產(chǎn)，目前市場(chǎng)對(duì)綠氫認(rèn)知有限、需求不足，若交由某一企業(yè)投資管理長(zhǎng)輸管道等重資產(chǎn)設(shè)施，微觀上會(huì)形成企業(yè)成本負(fù)擔(dān)和經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)，宏觀上不利于產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展和有序競(jìng)爭(zhēng)。建議由政府部門或大型央企牽頭，積極聯(lián)合綠氫產(chǎn)業(yè)鏈上的各類市場(chǎng)主體，包括制氫工廠、設(shè)備商、貿(mào)易商、車企、物流公司等等，通過(guò)靈活多樣的形式進(jìn)行廣泛深入合作，共建綠氫基礎(chǔ)設(shè)施，共享綠氫社會(huì)紅利。