綠氫制取成本預測及與灰氫、藍氫對比

蔣珊

（中國石化集團經濟技術研究院有限公司，北京 100029）

《巴黎協定》提出2℃溫升控制目標，力爭達成1.5℃溫控目標。歐美主要工業國家提出2050 年實現碳中和。中國提出了2030年前碳達峰、2060年實現碳中和的“30·60”目標，工業、交通、發電、建筑等部門都面臨巨大的碳減排壓力。發展氫能有利于能源生產消費環節的高碳排領域加速向綠色化、低碳化方向轉型。氫能產業鏈較長，涵蓋氫氣制取、儲存、運輸和應用等環節。從制氫環節看，可直接利用化石能源生產得到灰氫，成本較低但碳排放強度大。可利用化石能源制取，加碳捕捉、封存（CCS）技術組合得到藍氫，但因CCS技術成本較高，導致藍氫成本偏高；還可利用可再生能源得到綠氫，制備環節無碳排放，但成本較高。中國氫能聯盟運用生命周期評價方法建立了低碳氫、清潔氫和可再生氫的量化標準及評價體系1以制氫的碳排放值為主要評價依據。低碳氫的閾值為14.51 kgCO2/kgH2，清潔氫和可再生氫的閾值為4.9 kgCO2/kgH2，可再生氫同時要求制氫能源為可再生能源。。

當前全球生產的氫氣96%來自化石能源，僅4%來自電解氫或化工、冶金等工業副產氫，可再生能源制氫尚未規模化應用。全球氫氣年消費量約1 億噸。從消費領域看，61%用于煉油和合成氨等，39%用于生產甲醇和其他化學品。2019 年中國氫氣消費量約3 342 萬噸，主要用于煉油和化工領域。灰氫的高碳排和綠氫的高成本是制約氫能健康可持續發展的最重要因素。目前，國內氫氣制取環節的煤制氫路線成本最低，低于11 元/kgH2，但碳排放強度最高；電解水制氫成本最高，為34～45元/kgH2；工業副產氫成本在13～23元/kgH2[1-7]。

在全球碳中和共識和我國“雙碳”目標指導下，能源體系在加速向清潔化轉型，綠氫將成為未來氫能的主要來源。鑒于目前網電主要為火電，網電制氫只是將CO2排放前移到了發電側，其真實碳排放甚至遠高于煤制氫產生的碳排放，因此在可再生能源發電（綠電）占網電比例大幅提高前，只有建立可再生能源發電＋電解水制氫一體化項目，才能制取真正的綠氫。基于此，該文重點研究綠電＋電解水制氫的綠氫發展模式。

1 電解水制氫成本分析

以制氫規模1 000 Nm3/h的電解水制氫為例，裝置采用電解槽技術及三塔流程純化工藝，測算假設如表1所示[6，8]。

表1 電解水制氫成本

電解水制氫設備、安裝、土建及其他總投資 1 410萬元，當用電價格為0.56元/kWh時，每年用電費用為2 150萬元，成本合計2 404萬元，對應氫氣成本3元/Nm3（合34元/kg）。電解水制氫成本中用電成本占比超過80%，因此電解水制氫對電價十分敏感，度電成本是影響綠氫成本的重要因素。若采用自建光伏、陸上風電和海上風電項目制氫，隨著設備成本下降，規模效應呈現，光伏、陸上風電、海上風電的度電成本分別為0.21元/kWh、0.29元/kWh 和0.55 元/kWh 時（未考慮電網輸配電費用），對應的制氫成本分別為1.3元/Nm3（15元/kg）、 1.7 元/Nm3（19 元/kg）和2.9 元/Nm3（33 元/kg）；若光伏和風電成本進一步分別降至0.1、0.15元/kWh，則對應的制氫成本降至0.8元/Nm3（9元/kg）和1.0元/Nm3（12元/kg），如表2所示。

2 灰氫、藍氫和綠氫制取成本預測

在不考慮碳價和CCS技術的情況下，假定煤制氫成本在5～15元/kg，天然氣制氫成本為9～18元/kg[2]，甲醇制氫成本約21元/kg。工業副產氫綜合成本在13～23元/kg H2（包括提純成本）。

度電成本是影響電解水制氫成本最關鍵的因素，電解水制氫成本隨著綠電成本變化而變化。2030年以后大部分地區光伏發電度電成本將從目前的0.3元/kWh降至0.2元/kWh以下[9]，對應的制氫成本降至14 元/kg，可與多數灰氫展開競爭，具體見圖1。2050年光伏度電成本有望降至0.08元/kWh[9]，光伏發電－電解水制氫成本可降至7元/kg，低于甲醇制氫、天然氣制氫和工業副產氫成本。

表2 光伏和風力發電對應氫氣成本

圖1 光伏發電-電解水制氫與傳統制氫成本比較

陸上風電的發電成本稍高于光伏發電成本，2020-2050年，隨著陸上風電的度電成本從0.21～0.34元/kWh降至0.11～0.17元/kWh[9]，陸上風電－電解水制氫成本將由14～22元/kg降至9～13元/kg。如圖2所示，目前陸上風電－電解水制氫成本與工業副產氫成本相當，低于甲醇制氫成本（21元/kg）；但僅在風能資源最好的地區，陸上風電－電解水制氫成本低于天然氣制氫成本。2035年陸上風電度電成本降至0.2元/kWh，制氫成本將低于工業副產氫成本，也可與天然氣制氫成本競爭。如果不考慮碳價和碳排放約束，未來30年內陸上風電－電解水制氫與煤制氫相比，在多數地區都不具有競爭優勢。

圖2 陸上風電-電解水制氫與傳統制氫成本比較

目前海上風電發電成本較高，隨著風機大型化和漂浮式海上風電等技術的突破未來成本降幅較大，但依然高于陸上風電和光伏。2020-2050年，隨著海上風電的度電成本從0.43～0.66元/kWh降至0.2～0.33元/kWh[9]，陸上風電－電解水制氫成本將由26～39元/kg降至14～21元/kg，具體見圖3。由于海上風電度電成本高企，目前海上風電－電解水制氫成本完全高于灰氫成本，到2025-2030年，隨著海上風電成本降至0.25～0.47元/kWh[9]，在部分風資源條件好的地區，海上風電－電解水制氫成本將略低于甲醇制氫、工業副產氫和天然氣制氫。但即使到2050年，海上風電－電解水制氫的成本依然高于煤制氫 成本。

綜上所述，預計到2035年左右，隨著綠電成本的降低，綠氫與灰氫和藍氫相比都將更具備競爭力；如果碳價同步快速上漲，時間節點還將提前。綠電的度電成本每降低0.1元/kWh，氫氣成本將降低約 5元/kg。當綠電度電成本由目前的0.5元/kWh降低至0.2元/kWh，氫氣成本可下降約16元/kg；當綠電度電成本降至0.1元/kWh，可與灰氫展開競爭。

圖3 海上風電-電解水制氫與傳統制氫成本比較

3 碳價對灰氫-藍氫-綠氫制取環節成本的影響

目前灰氫在工業用氫中成本最低。未來當綠電成本走低，碳價格走高后，灰氫-藍氫-綠氫的成本將發生變化。

2030年2到2030年左右，在多數地區，綠電（光伏和陸上風電）制氫的成本與灰氫相比將具有競爭力。鑒于CCS技術尚未規模化發展，仍然面臨著高風險、高成本、高耗能的挑戰，商業化應用尚需時間，因此選用2030年作為時間節點，對比灰氫-藍氫-綠氫成本。由于海上風電度電成本高，綠氫主要選取光伏發電和陸上風電制氫模式。，以光伏發電和陸上風電作為電力來源的綠氫成本約10～16元/kg。煤制氫產生的CO2為11～25 kg CO2/kgH2，結合CCS技術后，碳排降低至2～7 kg CO2/kgH2[10]。計算可得，碳價每增加0.1元/kg CO2，煤制氫成本將增加1 ～2.5 元/kg。2030 年CCS 成本約為0.21元/kg CO23數據來源：中國能源報，2019年9月2日，煤制氫：火熱背后存隱患。，假定碳價為0時煤制氫成本為10元/kg，碳價每增加0.1元/kgCO2煤制氫的成本增加約2元/kg。

如圖4所示，當碳價高于0.4元/kgCO2時，煤制氫成本開始高于綠電制氫成本；當碳價高于0.5元/kg CO2時，煤制氫將高于煤制氫＋CCS 的制氫成本。即在2030年，當碳價低于0.2元/kg CO2時，直接煤制氫的成本最低；當碳價處于0.2～0.4元/kg CO2時，煤制氫與綠電制氫成本相當，部分煤制氫項目成本低于煤制氫＋CCS制氫項目成本；當碳價處于0.4～0.5元/kg CO2時，煤制氫成本高于綠電制氫成本，但仍低于部分煤制氫＋CCS制氫項目成本；當碳價高于0.5元/kg CO2時，不采取任何措施的煤制氫成本與綠電制氫和煤制氫＋CCS相比，都不再具有經濟性。

圖4 2030年灰氫-藍氫-綠氫成本比較（煤制氫）

天然氣制氫產生的CO2為8～16kg CO2/kgH2，結合CCS技術后，碳排降低至1～6kg CO2/kgH2[10]。計算可得，碳價每增加0.1元/kgCO2，天然氣制氫的成本增加約0.8～1.6元/kg。假定碳價為0時，天然氣制氫成本為17元/kg，碳價每增加0.1元/kgCO2，天然氣制氫的成本增加約1元/kg。

如圖5所示，當碳價高于0.25元/kg CO2時，部分天然氣制氫項目成本將高于天然氣制氫＋CCS的制氫成本；當碳價高于1 元/kg CO2時，天然氣制氫成本完全高于天然氣制氫＋CCS的制氫成本。由于光伏和陸上風電度電成本快速下降，2030 年綠電制氫成本已完全低于天然氣制氫成本；隨著碳價的升高，綠電制氫的成本優勢將進一步凸顯。由于天然氣制氫排放的CO2相對較少，天然氣制氫＋CCS對降低由碳排產生成本的貢獻較小，反而會增加CCS 技術成本，經濟性較差。只有當碳價大于 1元/kg CO2時，天然氣制氫＋CCS的成本才會低于直接天然氣制氫成本，而2030年國內碳價達到1元/kg CO2較難實現，因此短期內可不考慮天然氣制氫＋CCS模式。

因此，如果對制氫環節實施內部碳價格，將增加灰氫和藍氫成本。碳價每增加0.1元/kg CO2，煤制氫成本將增加1 ～2.5 元/kg，天然氣制氫成本將增加0.8～1.6元/kg。2030年，當碳價高于0.5元/kg CO2時，各制氫成本之間存在如下關系：灰氫＞藍氫（煤制氫＋CCS）＞綠氫。

圖5 2030年灰氫-藍氫-綠氫成本比較 （天然氣制氫）

4 結論

1）電解水制氫成本中用電成本占比超過80%，度電成本成為影響綠氫成本的重要因素。鑒于目前網電以火電為主，為控制CO2排放，若采用自建光伏、陸上風電和海上風電項目制氫，現階段光伏、陸上風電、海上風電的度電成本為0.21 元/kWh、0.29 元/kWh 和0.55 元/kWh（未考慮電網輸配電費用），對應的制氫成本分別為15 元/kg、19 元/kg和33 元/kg，若光伏和風電成本降至0.1 和0.15 元/kWh，對應的制氫成本降至9元/kg和12元/kg。

2）目前，灰氫在工業用氫中成本最低，藍氫與綠氫相對灰氫競爭力不足。當綠電度電成本由目前的0.5元/kWh降低至0.2元/kWh時，氫氣成本可下降約16元/kg；當綠電度電成本降至0.1元/kWh，可與灰氫展開競爭。因此，預計2035年左右，隨著綠電成本降低，綠氫與灰氫和藍氫相比都將具備競爭力。

3）碳價每增加0.1 元/kg CO2，煤制氫成本將增加1 ～2.5 元/kg，天然氣制氫成本將增加0.8 ～1.6 元/kg。2030 年當碳價高于0.5 元/kg CO2時，各制氫成本之間存在如下關系：灰氫＞藍氫（煤制氫＋CCS）＞綠氫。

該文是理想狀態下進行的測算，僅用于估算終端加氫站用氫場景（日用氫量在1 噸左右）在生產端使用綠氫、藍氫與灰氫的成本競爭力，未考慮儲存和運輸環節成本。如果是工業規模用氫，還需考慮新能源年發電小時數（全國平均：風電2 000多小時，光伏1 100多小時）、電解水制氫裝置年利用小時數與工業規模用氫年利用小時數（7 200小時以上）的差異，以及由此帶來的制氫與用氫環節供需匹配，如何通過工業儲氫技術加以解決等問題。此外，電解水制氫技術、煤和天然氣制氫技術指標采用目前技術指標數據，隨著電解水制氫技術的快速發展，綠氫成本下降速度會更快。