1. 制氫路徑多樣，電解水制氫發展潛力大
當前主流的制氫方式有化石能源制氫、工業副產氫和電解水制氫，我國化石能源制氫尤其是煤制氫規模最大。具體來分，化石能源制氫包括煤制氫、石油制氫和天然氣制氫，工業副產氫主要是氯堿、甲醇、合成氨企業生產過程副產氫，可再生能源電解水制氫則包括堿性、PEM、SOEC 等多種方式。據中國氫能聯盟數據，2018 年我國煤制氫規模約1000 萬噸，占制氫總量的 40%;工業副產氫規模約 800 萬噸，占制氫總量的 32%;而電解水制氫規模還較小，約 100 萬噸，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副產氫的制氫技術相對成熟、制氫成本相對較低，而電解水制氫作為市場看好的發展方向，尚未實現規模化應用，成本較高。但化石能源制氫與工業副產氫也有一定缺點，如化石能源制氫面臨較嚴峻的碳排放問題，且粗氣中雜質氣較多，需要進行提純操作，長遠來看化石能源的儲量也有限;工業副產氫則依賴于焦爐煤氣、化肥工業、氯堿、輕烴利用的工業過程，無法作為大規模集中化的氫能供應源。相比而言，電解水制氫的工藝過程簡單，制氫過程無碳排放，且易于可再生能源結合，發展潛力較大。
2. 碳中和背景下，降低可再生能源電解水制氫成本是關鍵
我國煤炭資源豐富，煤制氫技術成熟、制氫規模較大，因而目前成本最低。根據曹軍文等學者的研究，對比來看，當前煤制氫成本為 6~10 元/kg，為各類制氫方式中成本最低的;工業副產氫技術也較成熟，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，碳排放問題越來越受重視，單純的煤制氫等化石能源制氫方法因碳排放強度較高，不適合作為未來制氫方式的主流方向。
3. 煤制氫+CCUS 可作為有益過渡方式，在一定時期內平衡制氫成本與碳排放強度。
以航天長 化學工程股份有限公司 HT-L 高壓粉煤氣化項目為例，年產量 400000km3的煤制氫過程中，制氫成本約為 10.9 元/kg，生產成本中制造費用占比最大。但煤制氫項目的碳排放強度較高，氫氣綜合成本隨碳價的變化而變動明顯。據殷雨田等的測算，如果考慮碳稅價格為 175 元/kg，煤制氫的氫氣綜合成本將達到約 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 技術消除煤制氫過程中產生的 CO2，以減少碳排放、節約碳稅，但當前 CCUS 技術成本還較高，煤制氫+CCUS 成本可能高于煤制氫+碳稅成本。并且，CCUS 技術不能完全消除 CO2，若剩余部分的 CO2 也要承擔碳稅成本，則當前煤制氫+CCUS 成本可能更高。據中國電動汽車百人會，結合 CCUS 的煤制氫將增加 130%的運營成本以及 5%的燃料和投資成本，增加約 1.1 元/Nm3。當煤炭價格在 200~1000 元/噸之間時，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. 工業副產氫+PSA 提純為當前較具潛力的另一過渡方式
副產氫主要作為化工過程的副產品或放空氣，可作為近期低成本的分布式氫能供應源，一般副產氫生產成本在 0.8~1.5 元/Nm3 之間。由于副產氫氣通常純度不高，因此需要附加部分提純成本，通常為 0.1~0.5 元/Nm3。綜合來看，當前工業副產氫+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。
5. 大規模應用可再生能源電解水制氫為最終目標，降低用電成本為有效途徑
目前堿性電解技術(AEC)、質子交換膜電解技術(PEMEC)和固體氧化物電解技術(SOEC)被廣泛應用與研究。其中，AEC 已經實現大規模工業應用，國內關鍵設備主要性能指標均接近國際 進水平，設備成本較低，單槽電解制氫產量較大，易適用于電網電解制氫。PEMEC 國內較國際 進水平差距較大，體現在技術成熟度、裝置規模、使用壽命、經濟性等方面，國外已有通過多模塊集成實現百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統應用的項目案例。其運行靈活性和反應效率較高，能夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大的風電和光伏具有良好的匹配性。SOEC 的電耗低于 AEC 和 PEMEC，但尚未廣泛商業化，國內僅在實驗室規模上完成驗證示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環境，其較為適合產生高溫、高壓蒸汽的光熱發電等系統。為計算電解水制氫的成本，我們分別對堿性電解槽制氫和質子交換膜電解槽制氫作出如下假設：①1000Nm3/h 堿性電解槽成本 850 萬元，不含土地費用，土建和設備安裝成本150 萬元;1000Nm3/h 質子交換膜電解槽成本 3000 萬元，不含土地費用，土建和設備安裝成本 200 萬元。②每 1m3氫氣消耗原料水 0.001t，冷卻水 0.001t，水價 5 元/t。③設備折舊期限 10 年，土建及安裝折舊期限 20 年，采用直線折舊法，無殘值。四工業用電價格 0.4 元/kWh，堿性電解槽每 1m3 氫氣耗電 5kWh，質子交換膜電解槽每 1m3 氫氣耗電4.5kWh。⑤年運行時長 2000h，年制氫 200 萬 Nm3。⑥人工成本和維護成本 40 萬元/年。據如上假設，計算可得堿性電解槽制氫成本和質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，降低用電成本應當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下降到 0.15 元/kWh，對應堿性電解槽和質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。
