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氫是凈零能源系統(tǒng)的重要組成部分，為重工業(yè)和長途運輸?shù)入y以電氣化的低碳行業(yè)提供了一種替代方案。綠氫是最可持續(xù)的制氫技術(shù)。

與化石燃料制氫和其他低碳替代技術(shù)相比，目前生產(chǎn)綠氫面臨的主要挑戰(zhàn)是成本較高。隨著提高電解槽性能的技術(shù)創(chuàng)新、規(guī)模擴大、生產(chǎn)商增加，作為主要成本驅(qū)動因素的可再生能源成本持續(xù)下降，未來10年內(nèi)，綠氫有望實現(xiàn)與化石燃料制氫成本同價。

化石燃料制氫技術(shù)成熟，煤制氫最具成本優(yōu)勢

在各類制氫技術(shù)路線中，化石燃料制氫技術(shù)具有技術(shù)成熟、成本較低等優(yōu)點，但也面臨碳排放量高、氣體雜質(zhì)含量高等問題。

中國煤制氫技術(shù)成熟已實現(xiàn)商業(yè)化且具有明顯成本優(yōu)勢，煤制氫成本為0.8~1.2元/立方米，適合大規(guī)模制氫。我國煤炭資源豐富，煤制氫是當前主要的制氫方式。

天然氣制氫成本受原料價格影響較大，綜合成本略高于煤制氫，成本為0.8~1.5元/立方米。雖然未來碳捕集技術(shù)有望解決天然氣制氫過程中的二氧化碳排放問題，但也會增加制氫成本。

此外，化石燃料制氫技術(shù)生產(chǎn)的氣體雜質(zhì)成分多，如果要應(yīng)用于燃料電池還需要進一步提純，增加純化成本。

工業(yè)副產(chǎn)氫經(jīng)濟優(yōu)勢明顯，有望成為高純氫氣重要來源

工業(yè)副產(chǎn)氫制氫盡管提純工藝相對復(fù)雜，但具有技術(shù)成熟、成本低、對環(huán)境友好等優(yōu)點，在短期內(nèi)有望成為高純氫氣的重要來源。

工業(yè)副產(chǎn)氫制氫是指利用含氫工業(yè)尾氣為原料制氫的生產(chǎn)方式。工業(yè)含氫尾氣主要包括焦爐煤氣、氯堿副產(chǎn)氣、煉廠干氣、合成甲醇、合成氨弛放氣等，一般用于回爐助燃或化工生產(chǎn)等用途，利用效率低，有較高比例的富余。目前，采用變壓吸附技術(shù)（PSA）的焦爐煤氣制氫、氯堿尾氣制氫等裝置已經(jīng)得到推廣應(yīng)用，氫氣提純成本僅0.2元/立方米，計入綜合成本后仍具有明顯的經(jīng)濟性優(yōu)勢。

電解水制氫成本高，適合分布式制氫場景

電解水制氫技術(shù)成熟、氫氣純度高且對環(huán)境友好，但是制氫成本高。電解水制氫技術(shù)主要包括堿性電解水制氫、固體質(zhì)子交換膜電解水（SPE）制氫和固態(tài)氧化物電解水（SOEC）制氫。

堿性電解水制氫技術(shù)是較為成熟的電解水制氫方法，但成本仍然偏高。目前生產(chǎn)一立方米氫氣需要消耗5~5.5千瓦時電能，即使采用0.25元/千瓦時的低谷電制氫，電費以外的固定成本為0.5元/立方米，電解水制氫綜合成本至少為1.7元/立方米。

固體質(zhì)子交換膜電解水（SPE）制氫在國外已進入市場導(dǎo)入階段，但與固態(tài)氧化物電解水（SOEC）制氫一樣，在我國尚處于研發(fā)階段。與堿性電解水制氫設(shè)備相比，固體質(zhì)子交換膜電解水制氫設(shè)備的價格要高出數(shù)倍，但具有對負荷變化響應(yīng)速度快的特點，更能適應(yīng)可再生能源發(fā)電間歇性、波動性、隨機性的特點，有望在裝備成本降低后，成為未來最具市場前景的電解水制氫技術(shù)?？傮w而言，電解水制氫的高靈活性和高成本的特點決定了它更適合在分布式場景進行現(xiàn)場制氫。

電解水制氫需考慮水資源情況，總體而言用水成本不高

水作為電解制氫的主要原料，被認為是綠色制氫的關(guān)鍵因素之一。在缺水地區(qū)，可以采用海水淡化技術(shù)獲取制氫用水。在遠離海岸線的地區(qū)，則可以考慮陸路運輸獲取，雖然這將增加供水成本，但運水成本在總制氫成本中的占比相對較小，約為0.05美元/千瓦時，運水的能源消耗在電解槽總能源消耗中的占比為1%~2%。受水資源限制最大的地區(qū)是中東地區(qū)和部分亞洲國家。即便如此，電解水制氫仍有巨大的發(fā)展?jié)摿Α?br />
非洲也面臨著缺水的挑戰(zhàn)，但是綠氫在非洲發(fā)展前景廣闊。如果采用電解水制氫，那么即便使用成本最高的海水淡化技術(shù)，其成本在單位制氫成本（LCOH）中的占比也僅不到4%。也就是說，與直接購買氫能相比，非洲使用電解水制氫要更加便宜。為降低電解水制氫成本，非洲可以嘗試拓展更多的供水途徑，如回收利用衛(wèi)生用水等。樂觀來看，埃及和毛里塔尼亞的電解水制氫成本有望低于1.1美元/千克，電解水制氫潛力為40艾焦/年（埃及）和60艾焦/年（毛里塔尼亞）。一些非洲國家與歐盟建立了共同開發(fā)氫能的伙伴關(guān)系。例如2020年，摩洛哥與德國簽署了合作開發(fā)Power-to-X項目的協(xié)議。該項目是非洲首座綠氫工廠，計劃在2024~2025年投入運營，將通過太陽能和風力發(fā)電的混合動力為綠氫生產(chǎn)供能。

不同儲氫方式投資成本相差較大

美國能源部針對地下管道儲氫、內(nèi)襯巖洞儲氫、地下鹽穴儲氫的成本進行了分析。在500噸儲氫規(guī)模條件下，地下管道儲氫投資成本為516~817美元/千克，其中，管道成本占比超過60%，管道安裝及工程建設(shè)成本近40%，平準化儲氫成本（LCOHs）為1.87~2.39美元/千克。

內(nèi)襯巖洞儲氫投資成本為56~116美元/千克，其中巖洞挖掘、內(nèi)襯、壓縮機和管道成本占比約80%，平準化儲氫成本為0.31~0.43美元/千克。

地下鹽穴儲氫投資成本為35~38美元/千克，其中地下工程成本占比約50%，平準化氫儲能成本為0.19~0.27美元/千克。隨著各類地質(zhì)儲氫壓力增加，單位儲氫空間需求及平準化儲氫成本也隨之下降。

摘自《成品油與新能源發(fā)展報告藍皮書（2022~2023）》，該報告由中國石油企業(yè)協(xié)會、對外經(jīng)濟貿(mào)易大學一帶一路能源貿(mào)易與發(fā)展研究中心、對外經(jīng)濟貿(mào)易大學中國國際低碳經(jīng)濟研究所、中國石油大學（北京）、西南石油大學中國能源指數(shù)研究中心聯(lián)合編撰。 

原標題：各類制氫技術(shù)成本分析