1. 制氢路径多样，电解水制氢发展潜力大
当前主流的制氢方式有化石能源制氢、工业副产氢和电解水制氢，我国化石能源制氢尤其是煤制氢规模最大。具体来分，化石能源制氢包括煤制氢、石油制氢和天然气制氢，工业副产氢主要是氯碱、甲醇、合成氨企业生产过程副产氢，可再生能源电解水制氢则包括碱性、PEM、SOEC 等多种方式。据中国氢能联盟数据，2018 年我国煤制氢规模约1000 万吨，占制氢总量的 40%;工业副产氢规模约 800 万吨，占制氢总量的 32%;而电解水制氢规模还较小，约 100 万吨，占制氢总量的 4%。作为制氢方式的主流，化石能源制氢和工业副产氢的制氢技术相对成熟、制氢成本相对较低，而电解水制氢作为市场看好的发展方向，尚未实现规模化应用，成本较高。但化石能源制氢与工业副产氢也有一定缺点，如化石能源制氢面临较严峻的碳排放问题，且粗气中杂质气较多，需要进行提纯操作，长远来看化石能源的储量也有限;工业副产氢则依赖于焦炉煤气、化肥工业、氯碱、轻烃利用的工业过程，无法作为大规模集中化的氢能供应源。相比而言，电解水制氢的工艺过程简单，制氢过程无碳排放，且易于可再生能源结合，发展潜力较大。
2. 碳中和背景下，降低可再生能源电解水制氢成本是关键
我国煤炭资源丰富，煤制氢技术成熟、制氢规模较大，因而目前成本最低。根据曹军文等学者的研究，对比来看，当前煤制氢成本为 6~10 元/kg，为各类制氢方式中成本最低的;工业副产氢技术也较成熟，制氢成本在 10~16 元/kg;电解水制氢成本还较高，如使用电网电力的碱性电解槽制氢成本在 30~40 元/kg，其成本是煤制氢成本的 3~6 倍;其他制氢方式普遍还不成熟。但双碳背景下，碳排放问题越来越受重视，单纯的煤制氢等化石能源制氢方法因碳排放强度较高，不适合作为未来制氢方式的主流方向。
3. 煤制氢+CCUS 可作为有益过渡方式，在一定时期内平衡制氢成本与碳排放强度。
以航天长 化学工程股份有限公司 HT-L 高压粉煤气化项目为例，年产量 400000km3的煤制氢过程中，制氢成本约为 10.9 元/kg，生产成本中制造费用占比最大。但煤制氢项目的碳排放强度较高，氢气综合成本随碳价的变化而变动明显。据殷雨田等的测算，如果考虑碳税价格为 175 元/kg，煤制氢的氢气综合成本将达到约 15.5 元/kg，碳税成本占比将近 1/3，且成本高于天然气制氢附加碳税的氢气综合成本。因此有必要考虑利用 CCUS 技术消除煤制氢过程中产生的 CO2，以减少碳排放、节约碳税，但当前 CCUS 技术成本还较高，煤制氢+CCUS 成本可能高于煤制氢+碳税成本。并且，CCUS 技术不能完全消除 CO2，若剩余部分的 CO2 也要承担碳税成本，则当前煤制氢+CCUS 成本可能更高。据中国电动汽车百人会，结合 CCUS 的煤制氢将增加 130%的运营成本以及 5%的燃料和投资成本，增加约 1.1 元/Nm3。当煤炭价格在 200~1000 元/吨之间时，煤制氢成本约为7~12 元/kg;而煤制氢+CCUS 成本约为 20~25 元/kg，高于煤制氢+碳税成本。
4. 工业副产氢+PSA 提纯为当前较具潜力的另一过渡方式
副产氢主要作为化工过程的副产品或放空气，可作为近期低成本的分布式氢能供应源，一般副产氢生产成本在 0.8~1.5 元/Nm3 之间。由于副产氢气通常纯度不高，因此需要附加部分提纯成本，通常为 0.1~0.5 元/Nm3。综合来看，当前工业副产氢+PSA 提纯的成本为 0.83~2 元/Nm3之间，也即 9.96~24 元/kg，成本与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 基本相当。
5. 大规模应用可再生能源电解水制氢为最终目标，降低用电成本为有效途径
目前碱性电解技术(AEC)、质子交换膜电解技术(PEMEC)和固体氧化物电解技术(SOEC)被广泛应用与研究。其中，AEC 已经实现大规模工业应用，国内关键设备主要性能指标均接近国际 进水平，设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，易适用于电网电解制氢。PEMEC 国内较国际 进水平差距较大，体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面，国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级 PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。SOEC 的电耗低于 AEC 和 PEMEC，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。为计算电解水制氢的成本，我们分别对碱性电解槽制氢和质子交换膜电解槽制氢作出如下假设：①1000Nm3/h 碱性电解槽成本 850 万元，不含土地费用，土建和设备安装成本150 万元;1000Nm3/h 质子交换膜电解槽成本 3000 万元，不含土地费用，土建和设备安装成本 200 万元。②每 1m3氢气消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001t，水价 5 元/t。③设备折旧期限 10 年，土建及安装折旧期限 20 年，采用直线折旧法，无残值。四工业用电价格 0.4 元/kWh，碱性电解槽每 1m3 氢气耗电 5kWh，质子交换膜电解槽每 1m3 氢气耗电4.5kWh。⑤年运行时长 2000h，年制氢 200 万 Nm3。⑥人工成本和维护成本 40 万元/年。据如上假设，计算可得碱性电解槽制氢成本和质子交换膜电解槽制氢成本分别为 31.91 元/kg、42.50 元/kg，用电成本和折旧成本占比最大。碱性电解槽制氢成本中，用电成本占比 74.8%，折旧成本占比 17.%;质子交换膜电解槽制氢成本中，用电成本占比 50.6%，折旧成本占比 43.5%。由于用电成本在电解水制氢成本中占比最大，因此就目前而言，降低用电成本应当是降低电解水制氢成本的最有效途径。若利用可再生能源供电的电价下降到 0.15 元/kWh，对应碱性电解槽和质子交换膜电解槽制氢成本将分别下降到约 17、29 元/kg，与煤制氢+碳税或煤制氢+CCUS 的成本接近。
