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氫能市場(chǎng)前景廣闊，電解水制氫是未來發(fā)展重點(diǎn)，當(dāng)期制氫方式主要有四種：化石燃料制氫、工業(yè)副產(chǎn)物制氫、電解水制氫、生物質(zhì)制氫及其他。其中化石燃料制氫與工業(yè)副產(chǎn)物制氫憑借較低的成本占據(jù)制氫結(jié)構(gòu)的主體地位，然而隨著化石燃料產(chǎn)量下降、可持續(xù)發(fā)展理念的深化，氫能俱樂部氫能市場(chǎng)在遠(yuǎn)期（2050 年左右）將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS（碳捕獲）與生物質(zhì)制氫為補(bǔ)充的多元供氫格局。為測(cè)算與汽油價(jià)格相比具有競爭力的氫氣售價(jià)，本文將氫氣的理想成本定為 2.6 元/Nm3 。

電解水成本偏高，降成本主要依賴電價(jià)

由于電費(fèi)占整個(gè)水電解制氫生產(chǎn)費(fèi)用的 80%左右，因此水電解制氫成本的關(guān)鍵在于耗能問題。存在兩條降成本途徑：一是降低電解過程中的能耗，可通過開發(fā) PEM（質(zhì)子交換膜電解） 及 SOEC（固體氧化物電解） 技術(shù)來實(shí)現(xiàn)；二是采用低成本電力為制氫原料，關(guān)鍵在于依靠光伏和風(fēng)電的發(fā)展。以大工業(yè)電價(jià)均價(jià) 0.61 元/ kW·h 計(jì)算，當(dāng)前電解水制氫的成本為3.69 元/Nm3。當(dāng)用電價(jià)格低于 0.50 元/kW·h 時(shí)，電解水制備的氫氣成本才可與汽油相當(dāng)。光伏系統(tǒng)發(fā)電成本 0.5930 元/kWh，風(fēng)電度電成本約為 0.3656 元/kWh，且在未來仍有一定的下降空間。

天然氣制氫是目前主要制氫方式，降成本應(yīng)關(guān)注天然氣價(jià)格

天然氣制氫中的甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業(yè)上最為成熟的制氫技術(shù)，約占世界制氫量的 70%（IEA數(shù)據(jù)）。我國天然氣價(jià)格受資源稟賦影響，天然氣資源主要分布集中的中西盆地也是價(jià)格最低的地區(qū)。尤其是新疆、青海等地區(qū)天然氣基本門站價(jià)格低至 1.2 元/千立方米左右。據(jù)測(cè)算，當(dāng)天然氣價(jià)格為 2 元/Nm3時(shí)，測(cè)算出制氫成本為 1.35 元/Nm3，相比電解水制氫具有明顯的成本優(yōu)勢(shì)。

煤制氫成本最低，降成本空間較小

我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內(nèi)蒙古、山西原煤產(chǎn)量領(lǐng)先，煤價(jià)也相對(duì)偏低。當(dāng)煤炭價(jià)格為 600 元時(shí)，大規(guī)模煤氣化生產(chǎn)氫氣的成本為 1.1 元/ Nm3。如果在煤資源豐富的地區(qū)，當(dāng)煤炭價(jià)格降低至 200 元 /噸時(shí)，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭價(jià)格下降空間有限，且煤氣化制氫企業(yè)已形成較大規(guī)模，未來煤制氫降成本空間較小。

丙烷脫氫和乙烷裂解副產(chǎn)制氫具有潛在產(chǎn)能

化工副產(chǎn)物制氫的成本難以單獨(dú)核算。目前我國規(guī)劃和在建的丙烷脫氫項(xiàng)目預(yù)計(jì)可以副產(chǎn)并外售 86.8 萬噸氫。我國規(guī)劃中的乙烷裂解產(chǎn)能達(dá)到 1460萬噸，可以副產(chǎn)并外售的氫氣達(dá)到 90.4 萬噸。

原標(biāo)題：四大制氫方式及降成本途徑