不同制氫路徑的成本比較
1. 煤/天然氣制氫成本較低，采取 CCUS 技術有望成為長期制氫路徑
煤制氫和天然氣制氫屬于化石能源制氫，是現階段發展較為成熟、應用較為廣泛的制氫方式。煤制氫以煤氣化制氫為主，煤氣化以煤或煤焦為原料，以氧氣（空氣、富氧或工業純氧）、水蒸氣為氣化劑，在高溫高壓下通過化學反應將煤或煤焦中的可燃部分轉化為可燃性氣體的工藝過程。一臺投入2000噸/天的煤氣化爐，可提供1560-2340kg/天氫氣。天然氣制氫的方式較多，包括天然氣水蒸氣重整制氫、絕熱轉化制氫、部分氧化制氫、高溫裂解制氫、自熱重整制氫以及脫硫制氫等技術路線，其中SMR工藝發展較為成熟。
SMR的工作原理是將脫硫后的天然氣和蒸汽引入反應器，加熱燃燒天然氣和多余的空氣，天然氣被轉化為氫和一氧化碳，然后通過水煤氣變換反應器和變壓吸附器將一氧化碳轉化為二氧化碳，隨后將氫氣從合成氣中分離出來。煤制氫和天然氣制氫成本構成比例差異較大。天然氣制氫的成本主要是天然氣，占比超過70%，燃料氣、制造費用等其他成本占比相對較低。煤氣化制氫的成本中占比最大的是煤炭，占比為36.9%；由于需要采取部分氧化工藝，氧氣為占比第二高的成本，占比達到25.9%；煤制氫需要大型氣化設備，一次性投入較高，較為依賴規模化攤低固定成本。
經過測算，煤炭價格在450-950元/噸時，煤制氫價格介于9.73-13.70元/kg；天然氣價格在1.67-2.74元/m3時，天然氣制氫價格介于9.81-13.65元/kg。煤制氫和天然氣制氫均易受到主要原材料價格波動的影響，考慮到我國煤炭產量較為充足，天然氣對外依存度較高，在我國大部分地區煤制氫更易于具備規模經濟性。
CCUS技術長期降本空間足，煤制氫/天然氣制氫配套CCUS有望成為長期制氫的路線。煤制氫和天然氣制氫的碳排放均較大，利用二氧化碳捕集、封存和利用（CCUS）技術可以有效降低生產過程的碳排放水平，減排比例可達到90%以上。采用CCS和CCU技術后，煤制氫的成本分別增加10%和38%，即煤炭價格為450元/噸時，氫氣成本約上升至約14.4元/kg，若考慮到碳稅，采用CCS和CCU技術的煤制氫的生產成本可能會具有優勢。根據中國氫能聯盟的數據，未來隨著規模的不斷提高和技術的迭代升級，CCUS各環節的成本有望相應降低，預計到2025年和2035年結合CCUS技術的成本將分別降至2.85-7.6元/kg和2.28-5.32元/kg，經濟性有望逐步顯現。
2.工業副產制氫具有規模成本優勢，有望成為氫能綠色化的過渡方案
工業復產制氫指的是將富含氫氣的工業尾氣通過變壓吸附等技術將其中的氫氣分離提純的制氫方式，主要包括了焦爐煤氣、氯堿化工、輕烴利用（丙烷脫氫、乙烷裂解）、合成氨/甲醇等工藝的副產氫。工業副產制氫的流程并不復雜，以焦爐煤氣為例，對焦爐煤氣進行提純處理后進入變壓吸附（PSA）進行提純，可獲得99.9%-99.999%純度的氫氣。
焦爐煤氣提純制氫相比于焦爐煤氣轉化制氫，初始投資成本較低，但產氫規模較少，綜合比較具有一定的成本優勢。工業副產氫的成本約為9.29-22.40元/kg。工業副產氣體中除了氫氣外含有較多的雜質，除去雜質提純得到氫氣是關鍵的工藝流程，因此提純成本是除生產成本外較為重要的一項成本。除焦爐煤氣外，其他工業副產氫的生產成本約為0.8-1.5元/標方，各項工業副產氫的提純成本約為0.1-1.33元/標方，綜合成本約為9.29-22.40元/kg。
我國現有工業副產氫產能規模大，成為氫能綠色化過渡方案的可行性較高。相比于化石燃料制氫，工業副產氫在一定程度上能夠降低環境污染，提高資源利用效率和經濟效益。我國作為工業大國，具有豐富的工業副產氫資源，在工廠附近建設加氫站，為周邊的氫燃料電池汽車供應氫氣可有效將供應端和需求端鏈接起來。
根據工業副產氫的放空量測算，我國工業副產氫的規模約在450萬噸/年，按照車輛氫耗7kg/100km、日均行駛200km計算，可供應97.6萬輛公交車的運營。在雙碳目標下，未來我國的鋼鐵、化工等工業領域的產能或將下降，相應的副產氫產能或許也將下降，但基于現階段的成本優勢和規模優勢，工業副產氫有望成為氫產業綠色化可行的過渡方案。
3. 隨著規模提升和技術迭代升級，電解水制氫的經濟性將逐步凸顯
目前主要的四種電解水技術分別是堿性電解水、質子交換膜電解水（PEM）、固體氧化物電解水（SOE）和陰離子交換膜電解水（AEM）。常壓堿性電解水技術是目前最為成熟的電解水制氫工藝，加壓系統也進入市場，能夠實現大規模制氫應用，但電耗較大，對穩定的輸出電源要求較高；設備的國產化率約95%，性能接近國際先進水平，國內已實現兆瓦級制氫應用，因此堿性電解水制氫是國內現階段電解水制氫路線中最具經濟性的。
PEM制氫在過去十年發展迅速，成為國際上另外一種實現商業化的電解水制氫工藝，相比于堿性電解水工藝，其占地面積較小，間歇性電源適配性高，因此與可再生能源的適配度更高；設備的國產化率約80%，但核心部件仍較為依賴進口，國內目前已實現規模較小的商業化運作。SOE制氫的主要特點是工作溫度高、效率高、蒸汽替代液態水，且可以反向運作，充當燃料電池，目前國際上已實現商業化，但規模落后于堿性和PEM電解水制氫，國內已在實驗室完成驗證示范。AEM是最新提出的電解水工藝，設計方面與PEM類似，可使用更便宜的耗材，目前尚未實現商業化。
經過測算，假設工業用電價格為0.4元/kWh，在現有條件下堿性電解水制氫成本為29.9元/kg，PEM電解水制氫成本為39.87元/kg。現階段堿性電解和PEM電解水的電耗成本占到總成本的比例分別是74.91%和50.56%，是成本支出端最大的部分，此外由于PEM電解水的商業規模化不及堿性電解水，國產堿性電解槽價格在2000-3000元/kW,PEM電解槽的價格則在7000-12000元/kW，導致現階段PEM電解水的折舊成本高出堿性電解水。整體上看，在現有條件下的堿性電解水和PEM電解水制氫成本的經濟性與化石能源制氫、工業副產氫相差較遠。
經過測算，當可再生能源電價降至0.16元/kWh，堿性電解和PEM系統電解設備價格分別降至1000元/kW和2750元/kW時，堿性電解水制氫和PEM電解水制氫成本分別是11.64元/kg和14.34元/kg，與化石能源制氫（+CCUS技術）的成本相當；當可再生能源電價降至0.13元/kWh，堿性電解和PEM系統電解設備價格分別降至800元/kW和1400元/kW時，堿性電解水制氫和PEM電解水制氫成本分別是9.21元/kg和10.02元/kg，與現階段的化石能源制氫成本相當。
電解水制氫的經濟性依賴于可再生能源發電成本的降低，以及隨著技術迭代和規模增長帶來的設備成本降低。預計到2025年、2035年、2050年，我國新增光伏裝機發電成本將降至0.3元/kWh、0.2元/kWh和0.13元/kWh；預計到2030年我國電解水制氫設備成本將降低60%-80%；隨著規模的增長，單位運營成本和制氫系統的耗電量亦將有所降低，整體推動綠氫的經濟性逐步凸顯。可再生能源電解水制氫是未來實現綠氫生產的重點環節，除電解槽以及核心零部件的研發、制造以提升電解效率、降低能耗外，不同電解水技術之間的搭配使用亦將促成大規模綠氫生產。
目前堿性電解槽和PEM電解槽均實現商業化，堿性電解適用于可再生能源電網制氫，而PEM電解能夠更好地適配波動性更強的可再生能源離網制氫，兩者組合可適用于不同場景，實現陸上和海上的電解制氫，提升整體制氫規模。
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