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各类制氢技术成本分析
氢是净零能源系统的重要组成部分，为重工业和长途运输等难以电气化的低碳行业提供了一种替代方案。绿氢是最可持续的制氢技术。
与化石燃料制氢和其他低碳替代技术相比，目前生产绿氢面临的主要挑战是成本较高。随着提高电解槽性能的技术创新、规模扩大、生产商增加，作为主要成本驱动因素的可再生能源成本持续下降，未来10年内，绿氢有望实现与化石燃料制氢成本同价。
化石燃料制氢技术成熟，煤制氢最具成本优势
在各类制氢技术路线中，化石燃料制氢技术具有技术成熟、成本较低等优点，但也面临碳排放量高、气体杂质含量高等问题。
中国煤制氢技术成熟已实现商业化且具有明显成本优势，煤制氢成本为0.8~1.2元/立方米，适合大规模制氢。我国煤炭资源丰富，煤制氢是当前主要的制氢方式。
天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢，成本为0.8~1.5元/立方米。虽然未来碳捕集技术有望解决天然气制氢过程中的二氧化碳排放问题，但也会增加制氢成本。
此外，化石燃料制氢技术生产的气体杂质成分多，如果要应用于燃料电池还需要进一步提纯，增加纯化成本。
工业副产氢经济优势明显，有望成为高纯氢气重要来源
工业副产氢制氢尽管提纯工艺相对复杂，但具有技术成熟、成本低、对环境友好等优点，在短期内有望成为高纯氢气的重要来源。
工业副产氢制氢是指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇、合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。目前，采用变压吸附技术（PSA）的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广应用，氢气提纯成本仅0.2元/立方米，计入综合成本后仍具有明显的经济性优势。
电解水制氢成本高，适合分布式制氢场景
电解水制氢技术成熟、氢气纯度高且对环境友好，但是制氢成本高。电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢、固体质子交换膜电解水（SPE）制氢和固态氧化物电解水（SOEC）制氢。
碱性电解水制氢技术是较为成熟的电解水制氢方法，但成本仍然偏高。目前生产一立方米氢气需要消耗5~5.5千瓦时电能，即使采用0.25元/千瓦时的低谷电制氢，电费以外的固定成本为0.5元/立方米，电解水制氢综合成本至少为1.7元/立方米。
固体质子交换膜电解水（SPE）制氢在国外已进入市场导入阶段，但与固态氧化物电解水（SOEC）制氢一样，在我国尚处于研发阶段。与碱性电解水制氢设备相比，固体质子交换膜电解水制氢设备的价格要高出数倍，但具有对负荷变化响应速度快的特点，更能适应可再生能源发电间歇性、波动性、随机性的特点，有望在装备成本降低后，成为未来最具市场前景的电解水制氢技术。总体而言，电解水制氢的高灵活性和高成本的特点决定了它更适合在分布式场景进行现场制氢。
电解水制氢需考虑水资源情况，总体而言用水成本不高
水作为电解制氢的主要原料，被认为是绿色制氢的关键因素之一。在缺水地区，可以采用海水淡化技术获取制氢用水。在远离海岸线的地区，则可以考虑陆路运输获取，虽然这将增加供水成本，但运水成本在总制氢成本中的占比相对较小，约为0.05美元/千瓦时，运水的能源消耗在电解槽总能源消耗中的占比为1%~2%。受水资源限制最大的地区是中东地区和部分亚洲国家。即便如此，电解水制氢仍有巨大的发展潜力。
非洲也面临着缺水的挑战，但是绿氢在非洲发展前景广阔。如果采用电解水制氢，那么即便使用成本最高的海水淡化技术，其成本在单位制氢成本（LCOH）中的占比也仅不到4%。也就是说，与直接购买氢能相比，非洲使用电解水制氢要更加便宜。为降低电解水制氢成本，非洲可以尝试拓展更多的供水途径，如回收利用卫生用水等。乐观来看，埃及和毛里塔尼亚的电解水制氢成本有望低于1.1美元/千克，电解水制氢潜力为40艾焦/年（埃及）和60艾焦/年（毛里塔尼亚）。一些非洲国家与欧盟建立了共同开发氢能的伙伴关系。例如2020年，摩洛哥与德国签署了合作开发Power-to-X项目的协议。该项目是非洲首座绿氢工厂，计划在2024~2025年投入运营，将通过太阳能和风力发电的混合动力为绿氢生产供能。
不同储氢方式投资成本相差较大
美国能源部针对地下管道储氢、内衬岩洞储氢、地下盐穴储氢的成本进行了分析。在500吨储氢规模条件下，地下管道储氢投资成本为516~817美元/千克，其中，管道成本占比超过60%，管道安装及工程建设成本近40%，平准化储氢成本（LCOHs）为1.87~2.39美元/千克。
内衬岩洞储氢投资成本为56~116美元/千克，其中岩洞挖掘、内衬、压缩机和管道成本占比约80%，平准化储氢成本为0.31~0.43美元/千克。
地下盐穴储氢投资成本为35~38美元/千克，其中地下工程成本占比约50%，平准化氢储能成本为0.19~0.27美元/千克。随着各类地质储氢压力增加，单位储氢空间需求及平准化储氢成本也随之下降。
