不同制氫路徑的成本比較
1. 煤/天然氣制氫成本較低，采取 CCUS 技術(shù)有望成為長期制氫路徑
煤制氫和天然氣制氫屬于化石能源制氫，是現(xiàn)階段發(fā)展較為成熟、應(yīng)用較為廣泛的制氫方式。煤制氫以煤氣化制氫為主，煤氣化以煤或煤焦為原料，以氧氣（空氣、富氧或工業(yè)純氧）、水蒸氣為氣化劑，在高溫高壓下通過化學(xué)反應(yīng)將煤或煤焦中的可燃部分轉(zhuǎn)化為可燃性氣體的工藝過程。一臺(tái)投入2000噸/天的煤氣化爐，可提供1560-2340kg/天氫氣。天然氣制氫的方式較多，包括天然氣水蒸氣重整制氫、絕熱轉(zhuǎn)化制氫、部分氧化制氫、高溫裂解制氫、自熱重整制氫以及脫硫制氫等技術(shù)路線，其中SMR工藝發(fā)展較為成熟。
SMR的工作原理是將脫硫后的天然氣和蒸汽引入反應(yīng)器，加熱燃燒天然氣和多余的空氣，天然氣被轉(zhuǎn)化為氫和一氧化碳，然后通過水煤氣變換反應(yīng)器和變壓吸附器將一氧化碳轉(zhuǎn)化為二氧化碳，隨后將氫氣從合成氣中分離出來。煤制氫和天然氣制氫成本構(gòu)成比例差異較大。天然氣制氫的成本主要是天然氣，占比超過70%，燃料氣、制造費(fèi)用等其他成本占比相對(duì)較低。煤氣化制氫的成本中占比最大的是煤炭，占比為36.9%；由于需要采取部分氧化工藝，氧氣為占比第二高的成本，占比達(dá)到25.9%；煤制氫需要大型氣化設(shè)備，一次性投入較高，較為依賴規(guī)模化攤低固定成本。
經(jīng)過測算，煤炭價(jià)格在450-950元/噸時(shí)，煤制氫價(jià)格介于9.73-13.70元/kg；天然氣價(jià)格在1.67-2.74元/m3時(shí)，天然氣制氫價(jià)格介于9.81-13.65元/kg。煤制氫和天然氣制氫均易受到主要原材料價(jià)格波動(dòng)的影響，考慮到我國煤炭產(chǎn)量較為充足，天然氣對(duì)外依存度較高，在我國大部分地區(qū)煤制氫更易于具備規(guī)模經(jīng)濟(jì)性。
CCUS技術(shù)長期降本空間足，煤制氫/天然氣制氫配套CCUS有望成為長期制氫的路線。煤制氫和天然氣制氫的碳排放均較大，利用二氧化碳捕集、封存和利用（CCUS）技術(shù)可以有效降低生產(chǎn)過程的碳排放水平，減排比例可達(dá)到90%以上。采用CCS和CCU技術(shù)后，煤制氫的成本分別增加10%和38%，即煤炭價(jià)格為450元/噸時(shí)，氫氣成本約上升至約14.4元/kg，若考慮到碳稅，采用CCS和CCU技術(shù)的煤制氫的生產(chǎn)成本可能會(huì)具有優(yōu)勢。根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的數(shù)據(jù)，未來隨著規(guī)模的不斷提高和技術(shù)的迭代升級(jí)，CCUS各環(huán)節(jié)的成本有望相應(yīng)降低，預(yù)計(jì)到2025年和2035年結(jié)合CCUS技術(shù)的成本將分別降至2.85-7.6元/kg和2.28-5.32元/kg，經(jīng)濟(jì)性有望逐步顯現(xiàn)。
2.工業(yè)副產(chǎn)制氫具有規(guī)模成本優(yōu)勢，有望成為氫能綠色化的過渡方案
工業(yè)復(fù)產(chǎn)制氫指的是將富含氫氣的工業(yè)尾氣通過變壓吸附等技術(shù)將其中的氫氣分離提純的制氫方式，主要包括了焦?fàn)t煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨/甲醇等工藝的副產(chǎn)氫。工業(yè)副產(chǎn)制氫的流程并不復(fù)雜，以焦?fàn)t煤氣為例，對(duì)焦?fàn)t煤氣進(jìn)行提純處理后進(jìn)入變壓吸附（PSA）進(jìn)行提純，可獲得99.9%-99.999%純度的氫氣。
焦?fàn)t煤氣提純制氫相比于焦?fàn)t煤氣轉(zhuǎn)化制氫，初始投資成本較低，但產(chǎn)氫規(guī)模較少，綜合比較具有一定的成本優(yōu)勢。工業(yè)副產(chǎn)氫的成本約為9.29-22.40元/kg。工業(yè)副產(chǎn)氣體中除了氫氣外含有較多的雜質(zhì)，除去雜質(zhì)提純得到氫氣是關(guān)鍵的工藝流程，因此提純成本是除生產(chǎn)成本外較為重要的一項(xiàng)成本。除焦?fàn)t煤氣外，其他工業(yè)副產(chǎn)氫的生產(chǎn)成本約為0.8-1.5元/標(biāo)方，各項(xiàng)工業(yè)副產(chǎn)氫的提純成本約為0.1-1.33元/標(biāo)方，綜合成本約為9.29-22.40元/kg。
我國現(xiàn)有工業(yè)副產(chǎn)氫產(chǎn)能規(guī)模大，成為氫能綠色化過渡方案的可行性較高。相比于化石燃料制氫，工業(yè)副產(chǎn)氫在一定程度上能夠降低環(huán)境污染，提高資源利用效率和經(jīng)濟(jì)效益。我國作為工業(yè)大國，具有豐富的工業(yè)副產(chǎn)氫資源，在工廠附近建設(shè)加氫站，為周邊的氫燃料電池汽車供應(yīng)氫氣可有效將供應(yīng)端和需求端鏈接起來。
根據(jù)工業(yè)副產(chǎn)氫的放空量測算，我國工業(yè)副產(chǎn)氫的規(guī)模約在450萬噸/年，按照車輛氫耗7kg/100km、日均行駛200km計(jì)算，可供應(yīng)97.6萬輛公交車的運(yùn)營。在雙碳目標(biāo)下，未來我國的鋼鐵、化工等工業(yè)領(lǐng)域的產(chǎn)能或?qū)⑾陆担鄳?yīng)的副產(chǎn)氫產(chǎn)能或許也將下降，但基于現(xiàn)階段的成本優(yōu)勢和規(guī)模優(yōu)勢，工業(yè)副產(chǎn)氫有望成為氫產(chǎn)業(yè)綠色化可行的過渡方案。
3. 隨著規(guī)模提升和技術(shù)迭代升級(jí)，電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性將逐步凸顯
目前主要的四種電解水技術(shù)分別是堿性電解水、質(zhì)子交換膜電解水（PEM）、固體氧化物電解水（SOE）和陰離子交換膜電解水（AEM）。常壓堿性電解水技術(shù)是目前最為成熟的電解水制氫工藝，加壓系統(tǒng)也進(jìn)入市場，能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模制氫應(yīng)用，但電耗較大，對(duì)穩(wěn)定的輸出電源要求較高；設(shè)備的國產(chǎn)化率約95%，性能接近國際先進(jìn)水平，國內(nèi)已實(shí)現(xiàn)兆瓦級(jí)制氫應(yīng)用，因此堿性電解水制氫是國內(nèi)現(xiàn)階段電解水制氫路線中最具經(jīng)濟(jì)性的。
PEM制氫在過去十年發(fā)展迅速，成為國際上另外一種實(shí)現(xiàn)商業(yè)化的電解水制氫工藝，相比于堿性電解水工藝，其占地面積較小，間歇性電源適配性高，因此與可再生能源的適配度更高；設(shè)備的國產(chǎn)化率約80%，但核心部件仍較為依賴進(jìn)口，國內(nèi)目前已實(shí)現(xiàn)規(guī)模較小的商業(yè)化運(yùn)作。SOE制氫的主要特點(diǎn)是工作溫度高、效率高、蒸汽替代液態(tài)水，且可以反向運(yùn)作，充當(dāng)燃料電池，目前國際上已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，但規(guī)模落后于堿性和PEM電解水制氫，國內(nèi)已在實(shí)驗(yàn)室完成驗(yàn)證示范。AEM是最新提出的電解水工藝，設(shè)計(jì)方面與PEM類似，可使用更便宜的耗材，目前尚未實(shí)現(xiàn)商業(yè)化。
經(jīng)過測算，假設(shè)工業(yè)用電價(jià)格為0.4元/kWh，在現(xiàn)有條件下堿性電解水制氫成本為29.9元/kg，PEM電解水制氫成本為39.87元/kg。現(xiàn)階段堿性電解和PEM電解水的電耗成本占到總成本的比例分別是74.91%和50.56%，是成本支出端最大的部分，此外由于PEM電解水的商業(yè)規(guī)模化不及堿性電解水，國產(chǎn)堿性電解槽價(jià)格在2000-3000元/kW,PEM電解槽的價(jià)格則在7000-12000元/kW，導(dǎo)致現(xiàn)階段PEM電解水的折舊成本高出堿性電解水。整體上看，在現(xiàn)有條件下的堿性電解水和PEM電解水制氫成本的經(jīng)濟(jì)性與化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫相差較遠(yuǎn)。
經(jīng)過測算，當(dāng)可再生能源電價(jià)降至0.16元/kWh，堿性電解和PEM系統(tǒng)電解設(shè)備價(jià)格分別降至1000元/kW和2750元/kW時(shí)，堿性電解水制氫和PEM電解水制氫成本分別是11.64元/kg和14.34元/kg，與化石能源制氫（+CCUS技術(shù)）的成本相當(dāng)；當(dāng)可再生能源電價(jià)降至0.13元/kWh，堿性電解和PEM系統(tǒng)電解設(shè)備價(jià)格分別降至800元/kW和1400元/kW時(shí)，堿性電解水制氫和PEM電解水制氫成本分別是9.21元/kg和10.02元/kg，與現(xiàn)階段的化石能源制氫成本相當(dāng)。
電解水制氫的經(jīng)濟(jì)性依賴于可再生能源發(fā)電成本的降低，以及隨著技術(shù)迭代和規(guī)模增長帶來的設(shè)備成本降低。預(yù)計(jì)到2025年、2035年、2050年，我國新增光伏裝機(jī)發(fā)電成本將降至0.3元/kWh、0.2元/kWh和0.13元/kWh；預(yù)計(jì)到2030年我國電解水制氫設(shè)備成本將降低60%-80%；隨著規(guī)模的增長，單位運(yùn)營成本和制氫系統(tǒng)的耗電量亦將有所降低，整體推動(dòng)綠氫的經(jīng)濟(jì)性逐步凸顯。可再生能源電解水制氫是未來實(shí)現(xiàn)綠氫生產(chǎn)的重點(diǎn)環(huán)節(jié)，除電解槽以及核心零部件的研發(fā)、制造以提升電解效率、降低能耗外，不同電解水技術(shù)之間的搭配使用亦將促成大規(guī)模綠氫生產(chǎn)。
目前堿性電解槽和PEM電解槽均實(shí)現(xiàn)商業(yè)化，堿性電解適用于可再生能源電網(wǎng)制氫，而PEM電解能夠更好地適配波動(dòng)性更強(qiáng)的可再生能源離網(wǎng)制氫，兩者組合可適用于不同場景，實(shí)現(xiàn)陸上和海上的電解制氫，提升整體制氫規(guī)模。
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