摘要：制氫是建立氫能產業鏈的根基，新能源制綠氫規模化部署將打開氫能產業鏈新局面，使氫能產業從示范向商業化邁進。化石能源制氫為目前主流制氫技術，具有規模大、成本低、但二氧化碳排放高的特點。新能源電解水制氫是真正意義上零碳排放的制氫方式，但成本高是制約氫能產業發展的關鍵因素。基于影響電解水制氫成本的核心要素，對制氫成本進行剖析，重點就電價、系統規模、設備投資、電解效率、運行小時數和管理質量提升6個因素對綠氫成本的影響進行分析，并與煤制氫進行對比，為綠氫降本提供了可供參考的路徑。
1 新能源電解水制氫是氫能產業發展的基礎
氫能在廣泛應用于交通、煉鋼、化工、電力、供熱等領域時，制氫是各種氫能源應用途徑的根基，而電解水制氫技術又是構建電氫能源結構助力新能源實現大規模轉化利用最重要的方式，各國都將清潔氫視為清潔能源轉型與碳中和的重要路徑。
目前根據制取方式和碳排放量的不同將氫能主要分為灰氫、藍氫和綠氫3種：①以化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫以及工業副產制氫，這類制備方式是目前技術最成熟的制氫路線，但存在制取過程中會產生碳排放的問題，因此制取的氫氣被稱為“灰氫”；②在灰氫制取的過程中輔以碳捕捉技術所得到的“藍氫”，這種制氫方法可有效減少制氫過程中的碳排放，但仍無法完全解決碳排放問題；③電解水制備得到的“綠氫”，以這種方法制氫不會產生任何碳排放，但目前綠氫制取的技術不如化石燃料制氫成熟，綠氫成本較高。
國際上，歐洲將電解水制氫作為實現氫能戰略最為核心的技術途徑，歐盟委員會通過《氣候中性的歐洲氫能戰略》，提出到2024年將安裝600萬kW的電解設施以具備100萬t綠氫制備能力；到2030年將安裝4000萬kW的電解設施，以具備1000萬t綠氫制備能力。美國能源部推出“能源地球”計劃，以加速氫能創新，增加清潔氫能需求，并計劃將清潔氫能的成本降低80%，至1美元/kg。國內以傳統高碳產業為主的地區，綠氫布局也是十分積極，建設新能源制綠氫項目的數量不斷增多。比如，內蒙古以氫能重卡應用為突破口，開展風光制氫一體化示范項目，將綠氫重點應用于重卡汽車、煉化、煤化工等領域。
然而，化石能源制氫為目前主流制氫技術，具有規模大、成本低，但二氧化碳排放高；新能源電解水制氫是真正意義上零碳排放的制氫方式，但綠氫成本高是制約氫能產業發展的關鍵因素。為此，本文基于影響電解水制氫成本的核心要素對制氫成本進行了剖析，并與煤制氫進行了對比分析，為綠氫降本提供了可供參考的路徑。
2 堿性電解水制氫成本影響因素分析
目前，綠氫成本總體偏高，全產業鏈規模效應尚未顯現，商業化條件仍顯“不夠”，嚴重制約著氫能產業可持續、大規模發展。堿性電解水制氫技術目前發展的最為成熟，具有槽體結構簡單、安全可靠、運行壽命長、操作簡便、售價低廉等優點，是市場上主要的電解制氫方式，得到了廣泛的應用。
一般制氫成本分為固定成本和可變成本，固定成本包括設備折舊、人工、運維等，可變成本包括制氫過程的電耗和水耗。由此可以推導出堿性電解槽制氫成本計算公式，即制氫成本=[電價×單位電耗+水價×單位水耗]+[（折舊攤銷利息+工資及福利+修理費+其他費用（其他制造費用、其他管理費用、其他銷售費用））/制氫總量]+銷售稅金及附加+所得稅。
為此，本研究通過對典型的新能源堿性電解水制綠氫項目分析，發現包括電價、系統規模、設備投資、電解效率、運行小時數和管理質量提升在內6個變量，是影響綠氫成本最為核心的因素。通過這些變量對綠氫項目成本的影響分析，提出綠氫產業發展的降本潛力重點方向，以期為提升綠氫項目的競爭力找到發力點。
（1）新能源電價對綠氫項目的影響分析
制氫成本方面，電價影響最顯著。本文以某5000Nm3/h的光伏制氫項目為例，全過程制氫電耗5.4kWh/Nm3（對應制氫效率55%），來探索新能源電價對綠氫項目的敏感性分析。項目的成本費用分為以電耗為主的可變成本、經營成本、總成本等，具體情況如表1所示。電價占制氫成本的比重見圖1。
表1 新能源電價對制氫成本的影響分析
圖1 電價占制氫成本的比重
從圖1可以看出，隨著電價的上升，電價占制氫成本的比例是不斷增加的。在電價大于0.20元/kWh時，電價占制氫成本的比例超過50%，且隨著電價的增加，電價占制氫成本的比例將快速增長；在電價低于0.20元/kWh時，制氫過程的經營成本、固定資產折舊及相關財務費用占比較大；當電價為0時，經營成本與固定資產折舊/利息接近，制氫成本也達到了11.88元/kg H2。以0.2元/kWh為基準，當電價下浮50%時，制氫成本下降24.4%。
當光伏度電成本降到0.20元/kWh以下，低于絕大部分煤電價格。此時，在其他條件都不變的情況下，新能源制氫全成本仍需21.76元/kg，仍將高于其他化石能源制氫成本，其綠色低碳的屬性沒有得到體現。目前來看，降低電價是制氫降本的重要途徑，除一些政策支持外，在不同場景、不同地區采取不同的方式也是非常重要的，在新能源豐富的地區采用離網規模化制氫可能是一個非常理想的降低電價選擇。
（2）規模效應對綠氫項目的影響分析
制氫規模是降低單位投資造價水平的關鍵，根據對3個不同等級項目的梳理，選取單套設備工程費用作為1個評價指標，單套工程費占總投資的3/4，是能反應整體項目投資造價水平的。如圖2所示，當設備達15套以上時，單套設備工程費（設備、建安和土建）趨于平緩，為1200萬元/套；當5套時，單套工程費就上升到2000萬元/套；當只有1——2套時，上升到3000萬——3500萬元/套。
圖2 規模效應對單套制氫工程費用的影響
不同規模的制氫成本構成詳見表2。由表2可以看出，隨著臺套數的增加，制氫成本有所下降；當從5臺套增加到15臺套，單臺套的工程費用下降了40%，但制氫成本僅僅下降7.1%。且隨著臺套數的增加，單臺套的工程費用基本持平，由此帶來的制氫成本下降潛力有限。
表2 不同規模的制氫成本構成
（元/kg）
（3）設備投資對綠氫項目的影響分析
目前，1000Nm3/h電解槽（包括氣液分離器）設備費用在800萬——900萬元/臺；單套制氫設備的費用在1000萬——1300萬元，電解槽占制氫設備費用的比例為2/3左右；制氫工程費約占總投資的2/3。隨著臺套數的增加，設備及安裝費占工程費用的比例逐漸增大，如圖3所示。
圖3 不同規模下制氫設備安裝費占工程費的比例
隨著電解槽制造規模進一步擴大，設備成本將繼續下降。但由于堿性電解槽工藝技術已經十分成熟，很難通過技術革新降低成本。根據預測，未來10年通過技術改進和規模擴張，可以降本40%，1000Nm3/h電解槽成本會降至500萬元，屆時制氫成本將下降5%——10%。
（4）效率對綠氫項目的影響分析
從熱力學角度出發，根據電解水反應方程 Gibbs 自由能與可逆電位的關系和法拉第定律，可計算理論上單位體積電解水制氫耗電為2.95 kWh/Nm3，即33kWh/kg。目前大多數電解槽直流側的電耗是4.3——4.6kWh/Nm3，制氫系統總的電耗為5——5.5kWh/Nm3。2022年3月，澳大利亞公司Hysata新型“毛細管供電電解槽”可將能源成本降至41.5kWh/kg，打破了能效紀錄，折算到直流側的電耗為3.7kWh/Nm3，技術進步帶來了制氫能耗的大幅下降。從圖4可以看出，當制氫效率由60%提升至70%，制氫總成本可以下降8.2%。
圖4 制氫效率對制氫總成本的影響
（5）設備利用率對綠氫項目的影響分析
對達到一定規模效應（15000Nm3/h及以上）的制氫項目，在假定電價不變（0.15kWh）及制氫效率不變（5.36kWh/Nm3）的情況下，分析單位質量制氫全成本隨著設備利用率（運行小時數）的變化情況，如圖5所示。分析發現，可變成本與耗電量和制氫效率、耗水量及銷售費用相關，折算成單位制氫成本后，其可變成本是不變的。但是隨著設備利用率的提升，固定成本（工資福利、維修費等）和折舊攤銷利息會隨著產量的提升，單位制氫成本是下降的。
圖5 設備利用率對單位制氫成本的影響
（6）管理質量提升對綠氫項目的影響分析
隨著建設項目的增多，管理質量將得到提升，相應的工資、維修、管理、制造等費用也將下降，由此也能使得制氫總成本下降。在保持項目其他費用不變的情況下，當由于管理質量提升帶來的費用（維修費、其他管理費、其他制造費、人員工資等等）下降50%，制氫總成本可以下降10%。詳見表3。
表3 固定成本下降對制氫成本的影響
（7）綠氫成本影響因素結果分析
綜上所述，當前可以有效降低電解水制氫的路徑主要就是電價降低和設備利用率升高，如圖6所示。隨著電價的降低，電解制氫成本也隨之降低，同時電力成本的占比也同步降低。電力成本每下降0.1元/kWh，氫氣成本平均下降5.96元/kg。另隨著電解槽每年工作時間的延長，由于單位氫氣固定成本的降低，制氫成本隨之下降，從2000h提升至8000h后，單位氫氣成本平均降低30%以上。
圖6 不同條件下制氫成本與設備利用率的關系
3 不同技術路線制氫成本的對比分析
3.1 煤制氫與天然氣制氫成本分析
由于我國資源的稟賦特征，目前氫氣的來源主要是煤氣化制氫和工業副產氣制氫。煤氣化是指在高溫常壓或高溫高壓下，煤與水蒸氣或氧氣（空氣）反應轉化為以氫氣和CO為主的合成氣，再將CO經水氣變換反應得到氫氣和CO2的過程。煤氣化制氫工藝成熟，目前已實現大規模工業化。傳統煤制氫采用固定床、流化床、氣流床等工藝，碳排放較高。根據CO變換反應的特征，生成1kg氫氣，將額外產生22kgCO2，是天然氣重整制氫碳排放水平的2倍。結合氫能產業當前的現狀，下面將重點對煤制氫、煤制氫+CCS或碳稅、天然氣制氫、新能源制氫進行對比分析。
獨立制氫裝置規模以90000Nm3/h為測算基準，對煤制氫和天然氣制氫2種工藝路線進行比較。計算結果如表4所示。
表4 煤制氫和天然氣制氫成本分析
（1）煤制氫成本主要由煤炭、氧氣、燃料動力能耗和投資折舊構成，當煤價為450元/t時，煤炭費用比例約占37%；空氣分離裝置氧氣成本約占26%；煤制氫固定資產投入大，相應的折舊及利息成為重要的成本影響因素，約占23%；燃料動力費用占8%，其他占6%。隨著煤炭價格的增長，煤炭占比也逐步提高，當煤價達到1000元/t時，煤制氫中煤炭費用占比達到60%。
（2）天然氣制氫成本主要是由天然氣費用決定，在天然氣價格為2.5元/Nm3時，天然氣費用占比達到73%，其次是燃料動力能耗和固定資產折舊，占比22%，其他占比5%。天然氣價格是決定制氫價格的重要因素，考慮到中國“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦特點，天然氣依賴進口，因此從化石原料制氫分析比較，煤制氫優于天然氣制氫。
（3）為控制氫氣制取環節的碳排放，煤制氫需結合碳捕集與封存（CCS）技術。根據《中國碳捕集利用與封存技術發展路線圖（2019版）》規劃，當前國內CCS成本在0.35——0.40元/kgCO2，2030年和2050年有望分別控制在0.21元/kgCO2和0.15元/kgCO2。結合煤制氫路線二氧化碳排放濃度高，CCS成本暫按照200元/t（當前）和150元/t（未來）進行考慮。具體的測算結果如圖7所示。從圖7可以看出，在當前1000元/t的煤炭價格下，煤制氫的成本已經達到了15元/kg,如果考慮200元/t的CCS成本，煤制氫的成本將達到19.4元/kg。
圖7 煤制氫成本分析
3.2 電解水制氫成本與煤制氫成本分析
依據前文論述，電解水制氫的成本如表5所示。在當前的投資水平下，電解水制氫在不同電價和利用小時數的前提下，對應的制氫成本在分別為12.11元/kg和26.67元/kg之間。
表5 電解水制氫的成本
（元/kg）
目前，煤價按1000元/t來考慮，煤制氫的成本15元/kg，煤制氫+碳價（50元/t）的成本是16.10元/kg，煤制氫+CCS（200元/t）的成本是19.4元/kg。當前，新能源電價為0.25元/kWh時，電解水制氫成本21.05——26.67元/kg之間，仍高于煤制氫+CCS的成本；當新能源電價下降到0.20元/kWh時，電解水制氫成本在18.07——23.69元/kg之間，低于煤制氫+CCS的成本；當新能源電價下降到0.15元/kWh時，電解水制氫成本在15.09——20.71元/kg之間，低于煤制氫+碳價的成本；當新能源電價下降到0.10元/kWh時，電解水制氫成本在12.11——17.72元/kg之間，低于煤制氫的成本。由此可見，在不同的條件下，隨著碳中和目標的實施，“綠氫”的生產成本將接近甚至低于“灰氫”。
4 結論
電解水是“綠氫”生產的主要途徑，是氫能發展的必要技術，是實現“雙碳”目標的重要支柱，而電解槽是電解制氫的核心設備。通過對目前市場上主流的堿性電解槽制氫成本的分析，目前電解制氫的成本仍然高于化石能源制氫，沒有經濟優勢。未來降本空間主要在于降低電價，增加電解槽的工作時間以攤薄折舊和其他固定成本，通過技術進步和規模化生產降低電解槽的投資成本等。
隨著“雙碳”政策的不斷推進和深化，新能源（尤其是光伏、風電等）電力成本的降低，氫能應用市場的逐漸成熟，市場對氫氣的需求將呈爆發式增長，雖然傳統的化石原料所生產的“灰氫”在中短期內仍將占據市場主流，但通過“綠色”電力來電解水制氫將是未來低碳經濟的主流方向，具有減碳屬性，有利于碳中和戰略目標的實現。“綠氫”成本也必將隨著氫能的推廣和技術的進步下降到可接受的水平，電解水會成為氫氣的主要來源。
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