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隨著各國對排放要求的日益提高和全球能源危機的愈演愈烈，開發和應用清潔能源迫在眉睫，紛紛將綠氫技術研發和推廣作為國家能源發展重點。各能源企業在國家號召下也紛紛開始試驗商業化制氫和用氫。在4月20日的博鰲亞洲論壇上，遠景科技集團CEO張雷宣布遠景科技將和澳大利亞FMG集團合作開發綠氫，預計到2030年綠氫產量將達到1000萬噸。遠景科技CEO張雷表示，遠景科技通過零碳產業園實現綠電綠氫開發融合，成功將綠氫生產成本控制在10元/公斤。綠氫產業能否發展起來取決于其相對于其他能源、灰氫和藍氫的成本優勢，其中綠氫生產成本是限制綠氫產業規模化發展的重要因素。因此本文主要通過分析國際綠氫生產成本水平、國內綠氫生產成本結構、降成本路徑來探究遠景科技的綠氫成本宣誓是否足以令人振奮。
一、國際綠氫生產成本
目前，各國普遍開始基于電解水制氫、熱解水制氫、風能制氫和太陽能制氫等方法研究新能源制氫方法。電解水制氫平均成本約為6美元/公斤。在可實現完全商業化應用的基礎上，熱解水制氫平均成本約為1.3-2.2美元/公斤。生物質氣化制氫成本約在4.8美元/公斤到6.1美元/公斤。太陽能制氫平均成本約為85美元/MWh，部分國家太陽能制氫技術發展比較成熟，可將該成本控制在17.5美元/MWh左右。風能制氫平均成本約為55美元/MWh，部分國家在風能制氫技術研發和商業化應用上更為領先，可將該成本控制在23美元/MWh左右。光催化水制氫效率較低，未廣泛投入使用，因此成本尚不可估計。
二、國內綠氫生產成本
目前國內主流綠氫生產技術包括電解水制氫、熱解水制氫、光催化水制氫、生物質氣化制氫、光伏制氫和核能制氫等，各綠氫技術路線的成本比較見表1。根據權威機構的預測結果，隨著我國綠氫技術發展日趨成熟，2025年我國綠氫生產成本可控制在12.2元/公斤，2030年綠氫生產成本可下降至11.4元/公斤，至2060年綠氫生產成本可下降至9.63元/公斤。
(一)電解水制氫
1. 電解水制氫技術
利用可再生能源進行電解水制氫是目前眾多制氫技術方案中碳排放最低的工藝。目前，國內電解水制氫技術主要有堿性水電解槽(AWE)、質子交換膜水電解槽(PEM)、固體聚合物陰離子交換膜水電解(AEM)和固體氧化物水電解槽(SOE)等。
2.電解水制氫成本結構
如果以正常工商業銷售電價計算并拆分電解水制氫的成本，我國電解水制氫成本約為5.42元/Nm3，具體包括資產折舊、運營費用(一般維護、電池組更換)、電費(用電、過網費)。其中堿性水電解槽(AWE)制氫技術單位投資可達6000元/kW，年運營維護成本占比為2.5%。質子交換膜水電解槽(PEM)制氫技術單位投資可達12000元/kW，年運營維護成本占比為2.5%。
據IRENA對電解水制氫成本構成的測算，電費成本可達到3.68元/Nm3，占電解水制氫成本的67.90%左右；資本性開支為1.02元/Nm3，占總成本的18.82%；運營開支為0.69元/ Nm3，僅占總成本的12.73%左右；用水開支為0.03元/Nm3，僅占總成本0.56%。
因此，電解水制氫最重要的成本在于電費支出，用電的成本決定了氫氣的成本。若采用電解水制氫工藝降需要盡可能地壓低電費成本。一般來講，每生產1Nm3氫氣約消耗電力3.5——5kWh，如果采用當前市場銷售電價作為制氫成本，電解水制氫技術路線是沒有競爭力的。但是，如果能夠使用到成本較低的電力用于制氫，即當電解水制氫的綜合成本降低到約1元/Nm3的時候，該技術路線在經濟性上就具有一定競爭力。降低其他成本(如折舊、運營成本)則需要通過技術進步、提升管理水平來降低。
3. 電解水制氫降成本路徑
電解水制氫降低成本路徑主要有兩條，一是降低過程能耗，提高電解效率，二是以低成本電價為制氫原料。就降低過程能耗看，堿性電解水制氫是最為成熟、產業化程度最廣的電解水制氫技術，但其電解效率僅為60到75%，國外研發的PEM技術與SOEC技術均能有效提高電解效率。
就降低電價看，與其他國家相比，我國工業電價位于中低水平。從工業用戶銷售電價看，2019年，35個國際經合組織(OECD)國家的工業電價平均為0.908元/千瓦時；我國工業用戶銷售平均電價為0.635元/千瓦時，占35國平均水平的70%，在36個國家中列倒數第九位。相對較低的電價為我國發展電解水制氫提供了有利條件。
(二)熱解水制氫
1. 熱解水制氫技術
熱解水制氫是指利用高溫熱能來直接驅動水分解制氫的工藝。目前熱解水制氫技術主要有核能制氫和高聚焦太陽能制氫兩種。核能制氫技術是將核反應堆與采用先進制氫工藝的制氫廠耦合，大規模生產氫氣。核能技術已經完成原理上可行性研究和驗證，總體上處于試驗階段或向試驗前期過渡的階段。高聚太陽能制氫是指利用太陽能聚光器收集太陽能直接加熱水，使其達到2500K(3000K以上)以上的溫度。該制氫方法存在高溫下氫氣和氧氣分離和高溫太陽能反應器材料選用問題，短期內經濟效益也相對較低，難以商業化。
2. 熱解水制氫成本結構
總體上看，受設備成本影響，熱解水制氫成本高于電解水制氫，核能制氫成本約為20到27元/公斤，太陽能制氫成本約為13到27元/公斤。其成本主要包括運營費用(一般維護、電池組更換)、資產折舊、電費(用電、過網費)。熱解水制氫的經濟效益顯著低于電解水制氫，近期內難以推廣應用。
就核能制氫而言，單位投資可達17500元/kW，年運營維護成本占比為8.0%，遠高于其他綠氫生產技術。其中，氣冷堆設備成本非常高昂，因此目前純粹運用核能制氫成本較高，經濟性較差。
就高聚焦太陽能制氫而言，大量聚光鏡的制造費用非常貴，且按照聚光鏡需占用大面積的土地，太陽能跟蹤設備的投資費用及技術要求都不是普通用戶可以承擔的。該制氫方法經濟效益較差，短期內難以商業化。
3. 熱解水制氫降成本路徑
設備投資和維護占熱解水制氫成本比例最大，建議優化生產設備和實現設備批量生產以降低熱解水制氫成本。但鑒于冷氣堆設備和太陽能捕捉跟蹤設備難以實現大批量生產，短期內熱解水制氫成本下降空間比較有限。
(二)光催化分解水制氫
1. 光催化分解水制氫技術
光催化分解水制氫的主要制氫原理是光照射到催化劑上發生誘導效應，由于光的能量大于催化劑禁帶的禁阻，價帶中的電子躍遷至導帶，產生電荷，在價帶中產生空穴，電荷參加還原反應生成氫氣，空穴參加氧化反應生成氧氣。光催化水制氫理論上簡單高效。但仍處于研發初期，存在催化劑研制困難和制氫效率低(約1%)等問題。
2. 光催化分解水制氫成本結構
受設備成本影響，光催化水制氫售價遠高于電解水制氫，約為33元/公斤左右，其成本可以分為太陽能收集和跟蹤設備的購買和安裝、催化劑、設備日常維護等。其中太陽能收集和跟蹤設備的投資和維護是光催化水制氫的最主要部分。
3. 光催化分解水制氫降成本路徑
太陽能收集和跟蹤設備的購買和維護占光催化水制氫成本比例最大，建議優化生產設備和實現設備批量生產以降低光催化水制氫成本。但太陽能收集和跟蹤設備的購買和安裝成本短期內難以下降。同時，光催化水制氫所需的催化劑研制優化目前也進入瓶頸期，購買成本較高。因此，短期內光催化水制氫成本下降空間非常有限。
(三) 生物質氣化制氫
1. 生物質氣化制氫技術
生物質氣化制氫是將生物質轉化為一氧化碳、二氧化碳、氫氣和甲烷混合物，其工作原理與煤炭氣化非常相似。目前生物質氣化制氫的局限性主要在于生物質原料的預處理工藝復雜，且初產物雜質較多，氫氣提純難度高，且制氫效率低下。
2. 生物質氣化制氫成本結構
生物質氣化制氫的經濟成本受原料影響，在9.7元/公斤到61.3元/公斤之間波動，單位投資可達9700元/kW，年運營維護成本為4.1%。生物質氣化制氫成本主要分為煤、生物質原料、催化劑、水等物料成本以及設備購買、安裝和日常維護等成本。
3 . 生物質氣化制氫降成本路徑
在生物質氣化制氫過程中，原料成本可下降空間最大，建議選用購買或收集成本較低的原料以降低生物質氣化制氫成本，如用農作物廢棄物代替能源作物，降低原材料成本，從而控制綠氫生產技術成本。
三、 綠氫生產成本比較和降成本路徑
就生產成本看，電解水制氫成本最低，為5.42元/Nm3；生物質氣化制氫成本波動較大，最高可達61.3元/公斤。就單位投資看，堿性水電解槽(AWE)制氫單位投資額最低，為6000元/kW；核能制氫單位投資額最高，為17500元/kW。就年運營維護成本占比看，堿性水電解槽(AWE)和質子交換膜水電解槽(PEM)年運營維護成本占比最低，為2.5%；核能制氫年運營維護成本占比最高，可達8%。因此，從成本角度看，遠景科技將綠氫生產成本控制在10元/公斤，這已經處于國內外綠氫生產企業的上游水平，在價格上較其他綠氫生產企業有更大的競爭空間。
分析各綠氫生產技術的成本結構，可總結出如下3個降成本路徑：
一是使用較少的關鍵原材料，或改用相對便宜的原材料
比如在生物質氣化制氫過程中，用農作物廢棄物代替能源作物，降低原材料成本，從而控制綠氫生產技術成本。
二是降低設備使用和維護成本
從設備設計和材料入手，提高綠氫生產設備的效率和耐久性，從而降低綠氫全生命周期生產成本。如優化電解水制氫的的電解槽膜厚度來降低歐姆電阻(同時還需兼顧氣體滲透問題)，以提升電解效率，對多孔層傳輸層(PTL)、雙極板流道等關鍵部件的結構優化，如優化孔隙率、孔徑、厚度等PTL結構參數，采用三維網格結構流場等，以提升電解槽性能與壽命。
三是增加生產規模來提升電解槽設備的經濟性
通過執行高通量、自動化的制造工藝，降低每個組件的成本。提升生產規模可以帶來規模經濟效益，盡管由于大型設備制造限制、大型組件機械不穩定、場地面積限制等問題，生產規模的提升范圍有限，但仍舊可產生強大的經濟效應。
原標題：IIGF觀點 | 綠氫降低成本路徑分析
