氢云链：氢能和燃料电池产业平台。微信：chencjn168，申请入群请附名片 目前“绿氢”成本远远高于化石燃料制氢，如何通过技术进步和大规模化生产降低“绿氢”成本是全球所有氢能企业共同努力方向。本文尝试通过分析碱性电解槽( AWE) 和质子交换膜电解槽( PEM) 两种主流电解技术的制氢成本结构，探索“绿氢”平价之路的方向和距离终点的距离 AWE制氢技术发展的最为成熟，具有槽体结构简单、安全可靠、运行寿命长、操作简便、 售价低廉等优点，是市场上主要的电解制氢方式。一般而言，碱性电解槽的成本与其制氢能力成正比关系：制氢能力越大，成本越高。目前国内市场在售的碱性电解槽单台设备制氢能力从几十到1000 Nm3/h不等，价格从100 万～1000 余万元也不等。图表1 列示了 MW碱性电解槽的成本组成。《电解水制氢成本分析》一文中，根据制氢过程的固定成本和变动成本结构，给出制氢成本公式如下：制氢成本 =电价 × 单位电耗 + ( 每年折旧 + 每年运维) /每年制氢总量 + 单位水耗 × 水价 （1）1000 Nm3/h 碱性电解槽成850万元，不含土地费用、土建和设备安装 150 万元;（2）每 1m3氢气 消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001 t水费 5 元/ t;（3）设 备折旧期 10a，土建及安装折旧期 20 a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每年折旧 5%（4）工业用电价格 0.4 元/ kWh，每 1 m3氢气耗电 5 kWh; （5）每年工作 2 000 h，每年制氢 200 万 Nm3 ;（6）人工成本和维护成本每年 40 万元。 测算结果见图表 2。从图表 2可知，现有条件下的电解水制氢成本接 近30元/ kg，远远高于天然气制氢或煤制氢 10～15 元/ kg 的制氢成本。图表2 碱性电解槽制氢成本分析 元/Nm3
从成本构成分析，电耗成本最高，占到 74%; 折旧成本占到 18%，这两项占到了总成本的 90% 以上。 由于人工运维和原料属于刚性支出，所以降低其制氢成本还需要从降低电耗和降低折旧这两方面入手。 根据国家发改委的《中国 2050 年光伏发展展 望( 2019) 》的预测， 2035 年和 2050 年光伏发电成本预计约下降50% 和 70%，达到 0.2 元/ kWh 和 0.13 元/ kWh 。电力成本每下降 0.1元/ kWh，氢气成本平均下降 0.5 元/Nm3 。如果对光伏上网电价的预测准确，则到2035年和2050年，电费占比分别为60%和49%，制氢成本将会为1. 67 元/Nm3 和 1.32 元/Nm3，相比目前分别降低了37%和50%，分别接近和超过了目前制氢成本最低的煤制氢 。如果加上政策补贴，则电解制氢的成本将有可能等于乃至低于化石能源制氢。增加设备利用率是降低成本的第二条路径。考虑未来氢气需求放量，可再生能源电力储能取得突破情况下，也可以通过延长电解槽工作时间，生产更多 “绿氢”以摊薄其固定成本。图表3 不同条件下制氢成本与电解槽工作时间的关系1—0. 13 元/ kWh; 2—0. 2 元/ kWh; 3—0. 3 元/ kWh; 4—0. 4 元/ kWh从图表 3 可知，在不同电价条件下，随着电解槽每年工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低， 制氢成本随之下降，从2000h提升至 8000h 后，单位氢气成本平均降低 30%以上。如果到 2030 年和 2050 年电费分别为 0.2 元/ kWh 和 0.13 元/ kWh，工作时间分别为 4 000 h / a 和 8 000 h / a，则对应的制氢成本分别为 1.34 元/Nm3和 0. 83 元/Nm3，那么在不依赖补贴的 条件下，使“绿氢”的生产成本接近和低于“灰氢”。降低电解槽采购成本和提升电解槽效率也是降成本方向。由于碱性电解槽工艺技术已经十分成熟，很难通过技术革新降低成本，根据预测未来 10 年通过技术改进和规模扩张，可以降本 40%，1000 Nm3 / h电解槽成本会降至 500 万元，届时制氢成本将下降 5%～10%。此外，通过开发先进性能的电极和隔膜材料，进一步优化槽体结构，可以进一步提高其转化效率，降低成本和能耗。碱性电解槽电解效率低，需要使用强腐蚀性碱液，氢气需要脱除水和碱，难快速启动和变载，同时无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差，在碱性电解槽的技术方向，以上缺点难以克服，所以近年来质子交换 膜电解槽( PEM) 日益受到人们的重视。1-质子交换膜，2/2’-催化层，3/3’-多孔传递层，
质子交换膜电解槽采用高分子聚合物质子交换膜替代了碱性电解槽中的隔膜和液态电解质，具有离子传导和隔离气体的双重作用 。PEM 电解槽结构与燃料电池类似，由膜电极、双极板等部件组成。膜电极提供反应场所，由质子交换膜和阴阳极催化剂组成。相比于碱性电解槽，PEM 电解槽具有反应无污染、氢气无需分离碱液、转化效率高、能耗低、槽体结构紧凑、运行更加灵活( 负荷范围 0～150%) 、更适合可再生能源的波动性等优点，很多新建电解制氢项目开始选择PEM电解槽技术。但由于 PEM电解技术商业化时间不长，质子交换膜和铂电极催化剂等关键组件成本较高，导致 PEM 电解槽制造成本较高，为相同规模碱性电解槽的 3～5 倍。 （1）1000 Nm3 / h 的 PEM 电解槽成本 3 000 万元，不 含土地费用，土建和设备安装 200 万元;（2）每 1 m3氢气消耗原料水0. 001 t，冷却水0. 001 t，水费5 元/ t;（3）设备折旧期 10 a，土建及安装折旧期 20 a，采用直 线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每 年折旧 5%; （4）工业用电价格 0. 4 元/ kWh，每 1 m3氢气耗电 4. 5 kWh; （5）每年工作 2 000 h，每年制氢 200 万 m3 ;图表 6 PEM 电解槽的制氢成本分析 元/Nm3 
从图表6 可知，按照相同的计算原则，PEM电解槽制氢成本高于碱性电解槽，主要是 PEM 电解槽 采购成本太高，每年的折旧成本太高。设备折旧成本占到总成本的 44%，电耗成本占到 50%，所以降低成本还是要从这两方面入手。随着电费的下降，电力成本在总成 本中的比重逐渐下降，氢气成本也逐渐降低。当电费分别为 0.13 元/ kWh 和 0.2元/ kWh 时，氢气成 本分别为2.4元/Nm3和2. 71元/Nm3，成本占比分别为 24%和 33% 。与碱性电解槽制氢成本相比，仍有一定差距，主要在于PEM电解槽价格太贵，折旧成本太高。通过对过去几十年 PEM 电解槽的成本分析，PEM电解槽的平均学习率 为 13%，至 2030 年1000 Nm3 / h的PEM电解槽价格预计为1500万元，至2050 年约为500万元。随着电解槽成本的下降，氢气成本和折旧在成本的占比也同步下降，如果其他条件不变，至 2030年和2050年，PEM电解槽设备成本为1600万元和500万元，氢气成本分别为 2.86 元/Nm3和 2.31 元/Nm3，设备折旧在成本中的占比分别为30%和13% 。虽然相比目前价格基准大幅降低，但与碱性电解槽相比仍不具有价格优势。在不同电价和不同电解槽成本的组合条件下，即电价0.4元/ kWh、电 解槽成本 3000 万元，电价0.3 元/ kWh、电解槽成本2000万元，电价 0 2 元/ kWh、电解槽成本 1500 万元， 电价 0.13元/ kWh、电解槽成本 500 万元，运行时间对制氢成本的影响，详见图 7。1—0. 13 元/ kWh－500 万; 2—0. 2 元/ kWh－1 500 万;3—0. 3 元/ kWh－2 000 万; 4—0. 4 元/ kWh－3 000 万从图表7 可以看出，随着电解槽工作时间的延长，氢气产量的增加，氢气成本逐渐下降。其中，电力成本和固定成本越高，下降趋势越明显。到 2030年和2050年，预计电费分别为0.2元/ kWh和 0.13元/ kWh，工作时间分别为 4 000 h / a 和 8 000 h / a， 对应 PEM 电解槽成本分别为1 500万元和500万元，则对应的制氢成本分别为1.41元/Nm3和0. 72元/Nm3，对比目前制氢成本大大降低。相比碱性电解槽 PEM 电解的氢气成本仍然偏高，但随着 PEM 电解槽采购成本的降低，预计会在 2030年后逐渐低于碱性电解槽的制氢成本，并在 2040 年后低于化石燃料制氢。通过上述分析可知，相比于碱性电解槽，PEM电解槽由于设备成本过高，制氢成本相对较高，但随着氢气需求增加，以及技术的进步会带来 PEM 电解槽成本的下降，叠加可再生能源电力成本的下降和产氢数量的增加，最终 PEM 电解槽制氢成本会低于碱性电解槽。如果考虑用地面积，即土地成本，PEM 电解槽更加紧凑，同等规模下PEM 占地面积几乎为碱性装置的一半，在土地昂贵的地区 PEM 电解槽优势更加明显，结合其效率高、能耗少、响应快、负载高等优势，PEM 电解槽有望成为未来电解制氢的主流方向。目前电解制氢的成本仍然远高于化石能源制氢，这是不利产业发展因素，也是创新方向。其中，电解槽的设备折旧和电费两部分合计达到成本的 90% 以上。但从产品和运营层面讨论，未来降本空间在于降低电价，增加电解槽的工作时间，降低设备采购成本，以摊薄折旧和其他固定支出成本；通过技术进步和规模化生产，也可以降低电解槽的投资成本( 尤其对于PEM 电 解槽) 等。俄罗斯库尔恰托夫研究所研制的高压PEM电解堆（压力高达20 MPa）毋庸置疑，中国已成为世界第一产氢大国，工业氢气产量领跑全球。随着 “双碳”政策的不断推进和深化可再生能源( 如光伏、风电等) 电力成本的降低，氢燃 料电池汽车的规模化推广和氢能市场的逐渐成熟。根据相关测算，预计中国2060年部署电解制氢装机容量约500GW。中国在未来的氢能源市场中不仅是产氢大国，更是用氢大国。预计到2060年，氢能在交通运输、储能、工业、建筑等领域广泛使用，中国的氢需求量由目前3000多万t提升至约1.3亿t，提升300%以上。根据业内反馈，在研发方向方面，未来，随着材料和部件制备、系统集成等技术的突破，绿氢制备技术将朝着延长运行寿命、提升单体功率、降低安全风险和成本等方向发展。例如，实现关键部件材料实现国产化，制氢单体功率将提升至10 MW级，系统单位能耗不高于4 kWh/m3等目标。此外，业内认为，实现氢能的规模化应用，还需在以下方面进行深入研究：1）研究新能源输入对电解槽及制氢系统影响，解决可再生能源高比例并网问题；2）提高电解槽和系统可靠性与耐久性；3）提升电解槽关键材料与核心部件自主化研发水平。赵雪莹等，“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展、［J］．全球能源互联网， 2021，4( 5)． 张轩，王 凯，电解水制氢成本分析［J］．现代化工， 2021，41( 12)苗军，郭卫军．氢能的生产工艺及经济性分析［J］．能源化工， 2020，41( 6)
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