为实现碳减排和化石能源替代的目标，通过风光电力制取氢、获得新能源载体的“可再生能源-氢能”模式，将是未来规模化发展氢能产业的必然选择。当前，通过可再生能源发电制取“绿氢”的成本仍然较高，一方面是由于现阶段制氢项目总体规模较小，另一方面是由于电解槽的能耗和初始投资成本较高。
本文对绿氢成本进行了系统分析，对比碱性与质子交换膜（PEM）电解制氢的平准化成本（LCOH），并对风光氢储产业模式及趋势进行研讨，结果表明：以可再生能源如风电、光伏、水电进行电解水制氢，电价控制在0.25元/kwh以下时，制氢成本开始具有相对经济性（15.3～20.9元/kg）。在碳中和目标大背景下，随着未来可再生能源发电成本的进一步下降，制氢项目的规模化发展，电解槽能耗和投资成本的下降以及碳税等政策的引导，绿氢的降本之路将逐渐明晰。
电解水制氢成本分析
当前电解水制氢技术可分为碱性电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、固体氧化物电解（SOEC）三种，其中碱性电解与PEM电解技术应用较为成熟。
表1 ALK与PEM电解水制氢技术经济指标对比
电解制氢成本计算方法如下：
以1000Nm³H₂/h碱性电解和PEM电解项目为例，假设项目全生命周期为20年，运行寿命9万小时，固定成本涵盖电解槽设备、氢气纯化装置、材料费、安装服务费、土建费等项目，电价以0.3元/kWh计算，成本对比如下。
表2 ALK与PEM电解水制氢成本对比
注：①固定成本=制氢项目建设成本/kw×规模+安装、土建等相关费用；
②每年维护成本按总投资成本的3%计算
综上计算可得，假设条件下的碱性和PEM电解项目的平准制氢成本分别为17.71元/kg和23.3元/kg，其中，电费分别占据80%和60%左右。
图1 碱性电解制氢成本构成
图2 PEM电解制氢成本构成
绿氢经济性对比及未来降本趋势
与其他制氢方式相比，若可再生能源电价低于0.25元/kWh，绿氢成本可降至15元/kg左右，将开始具有具有成本优势。同时由于传统能源制氢会混杂众多碳、硫、氯等相关杂质，叠加提纯、CCUS等成本，实际制取成本或将超过20元/kg。
图3 绿氢与其他制氢技术成本对比
与其他能源相比，当前绿氢成本还是相对过高。以上节假设条件下可再生能源制氢的成本约为17.7元/kg（电价为0.3元/kWh），叠加储运成本10元/kg，加氢站压缩、加注、运营等成本12元/kg，加氢端价格已达到近40元/kg。即便以当前燃料电池汽车示范城市群规定的35元/kg的加氢价，燃料电池汽车燃料成本约为2.1-2.8元/km；柴油成本约为0.8-1.4元/km，汽油成本约为1元/km。可见绿氢降本还有很长的路要走：
1.可再生能源发电成本将进一步下降
未来十年我国风电、光伏每年新增装机规模预计分别在5000万kW和7000万kW左右，可再生能源发电成本将进一步下降，部分地区甚至将低于平价上网，预计“十四五”期间可再生能源平均上网电价将降低到0.25元/kWh以下，对应绿氢成本可降至15元/kg以下，到2030年绿氢潜在产能预计可以超过400万吨
2.核心技术设备与国际水平差距将逐渐缩小，制氢项目建设成本将大幅下降
未来通过规模效应以及关键核心技术的国产化突破，电解槽的生产成本也将大幅度降低。预计到2030年，国内碱性电解槽的成本将从目前的2000元/kW降至700-900元/kW，到2050年，可降至530-650元/kW；兆瓦级的PEM系统前期投入将从现在的8000元/kW降至到2030年的3000-6700元/kW，到2050年进一步降至630-1450元/kW。
结合以上降本因素，我国“十四五”期间绿氢平均综合成本将降至20元/kg以内；远期我国将以可再生能源发电制氢为主，绿氢平均综合成本有望降至10元/kg。
利用“三北”地区可再生能源优势，可建立风光氢储产业集群
作为清洁能源的重要组成，我国新能源发电在快速规模化发展的同时，也面临着消纳利用不充分等问题，新能源消纳问题较为突出，其中弃风弃光主要集中于“三北”地区的新疆、青海、甘肃、内蒙古等地区。2020年“三北”地区弃风电量总计150亿千瓦时，占全国弃风总量的90%，弃风率为5.2%；2020年“三北”地区弃光电量总计45.1亿千瓦时，占全国弃光总量的85.7%，弃光率为3.16%。
当下，“三北”地区风能、光能资源富集地区应加快可再生能源与氢能技术的耦合，充分发挥氢能存储功效，降低甚至消除地区可再生能源弃电量，将低成本、清洁的电力转化为氢能，提高可再生能源与氢能综合利用效率。同时，随着储运技术的突破，该地区的低碳氢可输送到用氢集聚区，也可成为氢能投资示范项目的重点选择区域。为低成本、大规模的绿氢制备打好基础，也为在全国范围内推广可再生能源与氢能综合高效应用、推进低成本产业化进程发挥重要示范作用，加快氢能在交通、化工等领域的应用及发展。