當(dāng)前主流的制氫方式有化石能源制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫和電解水制氫，我國(guó)化石能源制氫尤其是煤制氫規(guī)模最大。具體來(lái)分，化石能源制氫包括煤制氫、石油制氫和天然氣制氫，工業(yè)副產(chǎn)氫主要是氯堿、甲醇、合成氨企業(yè)生產(chǎn)過(guò)程副產(chǎn)氫，可再生能源電解水制氫則包括堿性、PEM、SOEC 等多種方式。據(jù)中國(guó)氫能聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2018 年我國(guó)煤制氫規(guī)模約1000 萬(wàn)噸，占制氫總量的 40%;工業(yè)副產(chǎn)氫規(guī)模約 800 萬(wàn)噸，占制氫總量的 32%;而電解水制氫規(guī)模還較小，約 100 萬(wàn)噸，占制氫總量的 4%。作為制氫方式的主流，化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫的制氫技術(shù)相對(duì)成熟、制氫成本相對(duì)較低，而電解水制氫作為市場(chǎng)看好的發(fā)展方向，尚未實(shí)現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用，成本較高。但化石能源制氫與工業(yè)副產(chǎn)氫也有一定缺點(diǎn)，如化石能源制氫面臨較嚴(yán)峻的碳排放問(wèn)題，且粗氣中雜質(zhì)氣較多，需要進(jìn)行提純操作，長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看化石能源的儲(chǔ)量也有限;工業(yè)副產(chǎn)氫則依賴于焦?fàn)t煤氣、化肥工業(yè)、氯堿、輕烴利用的工業(yè)過(guò)程，無(wú)法作為大規(guī)模集中化的氫能供應(yīng)源。相比而言，電解水制氫的工藝過(guò)程簡(jiǎn)單，制氫過(guò)程無(wú)碳排放，且易于可再生能源結(jié)合，發(fā)展?jié)摿^大。

2. 碳中和背景下，降低可再生能源電解水制氫成本是關(guān)鍵

我國(guó)煤炭資源豐富，煤制氫技術(shù)成熟、制氫規(guī)模較大，因而目前成本最低。根據(jù)曹軍文等學(xué)者的研究，對(duì)比來(lái)看，當(dāng)前煤制氫成本為 6~10 元/kg，為各類制氫方式中成本最低的;工業(yè)副產(chǎn)氫技術(shù)也較成熟，制氫成本在 10~16 元/kg;電解水制氫成本還較高，如使用電網(wǎng)電力的堿性電解槽制氫成本在 30~40 元/kg，其成本是煤制氫成本的 3~6 倍;其他制氫方式普遍還不成熟。但雙碳背景下，碳排放問(wèn)題越來(lái)越受重視，單純的煤制氫等化石能源制氫方法因碳排放強(qiáng)度較高，不適合作為未來(lái)制氫方式的主流方向。

3. 煤制氫+CCUS 可作為有益過(guò)渡方式，在一定時(shí)期內(nèi)平衡制氫成本與碳排放強(qiáng)度。

以航天長(zhǎng) 化學(xué)工程股份有限公司 HT-L 高壓粉煤氣化項(xiàng)目為例，年產(chǎn)量 400000km3的煤制氫過(guò)程中，制氫成本約為 10.9 元/kg，生產(chǎn)成本中制造費(fèi)用占比最大。但煤制氫項(xiàng)目的碳排放強(qiáng)度較高，氫氣綜合成本隨碳價(jià)的變化而變動(dòng)明顯。據(jù)殷雨田等的測(cè)算，如果考慮碳稅價(jià)格為 175 元/kg，煤制氫的氫氣綜合成本將達(dá)到約 15.5 元/kg，碳稅成本占比將近 1/3，且成本高于天然氣制氫附加碳稅的氫氣綜合成本。因此有必要考慮利用 CCUS 技術(shù)消除煤制氫過(guò)程中產(chǎn)生的 CO2，以減少碳排放、節(jié)約碳稅，但當(dāng)前 CCUS 技術(shù)成本還較高，煤制氫+CCUS 成本可能高于煤制氫+碳稅成本。并且，CCUS 技術(shù)不能完全消除 CO2，若剩余部分的 CO2 也要承擔(dān)碳稅成本，則當(dāng)前煤制氫+CCUS 成本可能更高。據(jù)中國(guó)電動(dòng)汽車百人會(huì)，結(jié)合 CCUS 的煤制氫將增加 130%的運(yùn)營(yíng)成本以及 5%的燃料和投資成本，增加約 1.1 元/Nm3。當(dāng)煤炭?jī)r(jià)格在 200~1000 元/噸之間時(shí)，煤制氫成本約為7~12 元/kg;而煤制氫+CCUS 成本約為 20~25 元/kg，高于煤制氫+碳稅成本。

4. 工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA 提純?yōu)楫?dāng)前較具潛力的另一過(guò)渡方式

副產(chǎn)氫主要作為化工過(guò)程的副產(chǎn)品或放空氣，可作為近期低成本的分布式氫能供應(yīng)源，一般副產(chǎn)氫生產(chǎn)成本在 0.8~1.5 元/Nm3 之間。由于副產(chǎn)氫氣通常純度不高，因此需要附加部分提純成本，通常為 0.1~0.5 元/Nm3。綜合來(lái)看，當(dāng)前工業(yè)副產(chǎn)氫+PSA 提純的成本為 0.83~2 元/Nm3之間，也即 9.96~24 元/kg，成本與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS 基本相當(dāng)。

5. 大規(guī)模應(yīng)用可再生能源電解水制氫為最終目標(biāo)，降低用電成本為有效途徑

目前堿性電解技術(shù)(AEC)、質(zhì)子交換膜電解技術(shù)(PEMEC)和固體氧化物電解技術(shù)(SOEC)被廣泛應(yīng)用與研究。其中，AEC 已經(jīng)實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用，國(guó)內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備主要性能指標(biāo)均接近國(guó)際 進(jìn)水平，設(shè)備成本較低，單槽電解制氫產(chǎn)量較大，易適用于電網(wǎng)電解制氫。PEMEC 國(guó)內(nèi)較國(guó)際 進(jìn)水平差距較大，體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、裝置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟(jì)性等方面，國(guó)外已有通過(guò)多模塊集成實(shí)現(xiàn)百兆瓦級(jí) PEM 電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)用的項(xiàng)目案例。其運(yùn)行靈活性和反應(yīng)效率較高，能夠以最低功率保持待機(jī)模式，與波動(dòng)性和隨機(jī)性較大的風(fēng)電和光伏具有良好的匹配性。SOEC 的電耗低于 AEC 和 PEMEC，但尚未廣泛商業(yè)化，國(guó)內(nèi)僅在實(shí)驗(yàn)室規(guī)模上完成驗(yàn)證示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環(huán)境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。為計(jì)算電解水制氫的成本，我們分別對(duì)堿性電解槽制氫和質(zhì)子交換膜電解槽制氫作出如下假設(shè)：①1000Nm3/h 堿性電解槽成本 850 萬(wàn)元，不含土地費(fèi)用，土建和設(shè)備安裝成本150 萬(wàn)元;1000Nm3/h 質(zhì)子交換膜電解槽成本 3000 萬(wàn)元，不含土地費(fèi)用，土建和設(shè)備安裝成本 200 萬(wàn)元。②每 1m3氫氣消耗原料水 0.001t，冷卻水 0.001t，水價(jià) 5 元/t。③設(shè)備折舊期限 10 年，土建及安裝折舊期限 20 年，采用直線折舊法，無(wú)殘值。四工業(yè)用電價(jià)格 0.4 元/kWh，堿性電解槽每 1m3 氫氣耗電 5kWh，質(zhì)子交換膜電解槽每 1m3 氫氣耗電4.5kWh。⑤年運(yùn)行時(shí)長(zhǎng) 2000h，年制氫 200 萬(wàn) Nm3。⑥人工成本和維護(hù)成本 40 萬(wàn)元/年。據(jù)如上假設(shè)，計(jì)算可得堿性電解槽制氫成本和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本分別為 31.91 元/kg、42.50 元/kg，用電成本和折舊成本占比最大。堿性電解槽制氫成本中，用電成本占比 74.8%，折舊成本占比 17.%;質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本中，用電成本占比 50.6%，折舊成本占比 43.5%。由于用電成本在電解水制氫成本中占比最大，因此就目前而言，降低用電成本應(yīng)當(dāng)是降低電解水制氫成本的最有效途徑。若利用可再生能源供電的電價(jià)下降到 0.15 元/kWh，對(duì)應(yīng)堿性電解槽和質(zhì)子交換膜電解槽制氫成本將分別下降到約 17、29 元/kg，與煤制氫+碳稅或煤制氫+CCUS 的成本接近。