與化石能源制氫相比，PEM和AWE制氫技術(shù)在生產(chǎn)運行成本與設(shè)備投資成本上仍然是相對昂貴的。但考慮到技術(shù)快速進步、相應(yīng)零部件供應(yīng)增加、巨大氫能市場需求和能源戰(zhàn)略部署等因素，這兩項電解制氫技術(shù)在降低成本方面極具發(fā)展?jié)摿Α?
而對于固體氧化物以及陰離子交換膜電解技術(shù)而言，成本降低相對困難，因為只有少數(shù)幾家公司在其商業(yè)化方面努力。此外，其許多組件仍停留于實驗室規(guī)模的水平，沒有原始制造商開展生產(chǎn)和商業(yè)化。與AWE或PEM電解制氫相比，固體氧化物以及陰離子交換膜電解技術(shù)發(fā)展任重道遠。
成本組成
電解水制氫成本一般包括：①設(shè)備成本；②能源成本（電力）；③其他運營費用；④原料費用（水）。其 中，能源成本即電力成本占比最大，一般為40%——60%（AWE/PEM），甚至可達80%，該部分主要由能源轉(zhuǎn)化效率（即電解制氫效率）因素驅(qū)動，設(shè)備成本占比次之。如圖5所示，依據(jù)國際可再生能源署IRENA（2020）的測算結(jié)果，相比于電價65美元/MWh（0.42元/kWh）時，當電價為20美元/MWh（0.13元/kWh）時制氫成本大幅下降，且下降幅度明顯高于由于電解槽設(shè)備成本降低（由1000美元/kW降至650美元/kW）帶來的成本下降幅度，即設(shè)備成本的降低不能彌補高電價帶來的影響。
對于中國市場而言，當制氫成本降至20元/kg以下時，相比于化石能源制氫，電解制氫才具有一定的競爭優(yōu)勢，此時可再生能源電價需降低至0.3元/kWh以下。據(jù)IRENA與Hydrogen Council預(yù)測，到2050年可再生能源制氫成本將降至1美元/kg（6.5元/kg），如圖4和圖5所示。
計算假設(shè)：2020年產(chǎn)氫能耗51.2 kWh/kg，2050年產(chǎn)氫能耗43.8 kWh/ kg，折舊率8%，電解槽壽命80 000 h，2020年電解槽設(shè)備成本為650——1000美 元/kW，2050年成本為130——307美元/kW，且部署容量為1——5 TW。
圖 4 2020—2050年期間綠氫成本變化趨勢
計算假設(shè)：天然氣價格2.5——6.4美元/GJ，平準化電力成本25——73美元/ MWh（2020年）、13——37美元/MWh（2030年）、7——25美元/MWh（2050年）
圖 5 不同生產(chǎn)路徑氫氣成本變化趨勢
如圖6所示，對于堿性電解槽而言，設(shè)備成本主要由電極、膜片等核心部件的成本驅(qū)動。在堿性電解槽電解電堆的成本組成中，超過50%的成本與電極和膜片有關(guān)，相比之下，PEM電解槽電解電堆中膜電極成本占比為24%。在堿性電解槽中雙極板只占電解電堆成本的一小部分，而PEM電解電堆中的成本占比則超過50%，這是由于堿性電解槽的雙極板設(shè)計更簡單，制造更簡單，材料更便宜（鍍鎳鋼），重新設(shè)計電極和膜片可降低成本。堿性電解制氫系統(tǒng)的輔機部分，堿液循環(huán)以及氫氣后處理對成本降低較為重要。
圖 6 1MW堿性電解槽的成本組成
如圖7所示，對于PEM電解槽而言，電解電堆設(shè)備成本主要由雙極板等核心部件的成本驅(qū)動。在PEM電解槽電解電堆中雙極板成本占比約53%，主要因為其通常需要使用Au或Pt涂層。技術(shù)創(chuàng)新在雙極板的性能和耐久性增強以及成本降低方面發(fā)揮重要作用。
目前正在研究價格更低廉的替代材料，如使用Ti涂層來保持其功能特性不受影響，同時降低成本。稀有金屬Ir是膜電極材料的重要組成部分，在實際應(yīng)用中，雖然Ir在整個PEM電解系統(tǒng)中成本占比不到10%，但由于供應(yīng)嚴重不足，可能成為后期PEM電解槽生產(chǎn)的瓶頸。PEM電解制氫系統(tǒng)輔機組成中的水循環(huán)和氫氣后處理也是降低成本的重要領(lǐng)域。
圖 7 1MW PEM電解槽的成本組成
成本降低途徑
降低綠氫成本不僅需要政府在可再生能源電力上的政策傾斜與激勵，還需要科研人員在關(guān)鍵材料研制上的進步與突破，以擴大生產(chǎn)規(guī)模，從而降低設(shè)備成本。電解制氫設(shè)備成本可從兩個方面減少。
一是從電解槽設(shè)計與單電池材料入手，使用較少的關(guān)鍵材料，尤其是Pt、Ir等成本較高的貴金屬材料，或用非貴金屬材料（Ni、Fe等）取代。重新設(shè)計電解槽以實現(xiàn)更高的效率（更低的電力成本）、更高的耐久性（更長的壽命）以及更高的電流密度，可通過優(yōu)化膜厚度來降低歐姆電阻（同時還需兼顧氣體滲透問題），以提升電解效率，對多孔層傳輸層（PTL）、雙極板流道等關(guān)鍵部件的結(jié)構(gòu)優(yōu)化，如優(yōu)化孔隙率、孔徑、厚度等PTL結(jié)構(gòu)參數(shù)，采用三維網(wǎng)格結(jié)構(gòu)流場等，以提升電解槽性能與壽命。
二是從增加單槽和工廠生產(chǎn)的規(guī)模來提升應(yīng)用經(jīng)濟性，通過執(zhí)行高通量、自動化的制造工藝，降低每個組件的成本。提升單槽規(guī)模可以帶來規(guī)模經(jīng)濟效益，盡管由于泄漏、大型組件制造限制、大型組件機械不穩(wěn)定、電池最大面積限制等問題，單槽規(guī)模的提升范圍有限，但仍舊可產(chǎn)生強大的經(jīng)濟效應(yīng)。
德國PlanDelyKad的研究發(fā)現(xiàn)，100MW堿性電解槽（成本520歐元/kW）比5MW電解槽（成本1070歐元/kW）的成本降低了約50%。但是，當超過10——20MW時，增加容量帶來的成本降低幅度將大大減弱。
未來技術(shù)發(fā)展方向
中國已成為世界第一產(chǎn)氫大國，工業(yè)氫氣產(chǎn)量領(lǐng)跑全球。根據(jù)相關(guān)測算，預(yù)計中國2060年部署電解制氫裝機容量約500GW。中國在未來的氫能源市場中不僅是產(chǎn)氫大國，更是用氫大國。預(yù)計到2060年，氫能在交通運輸、儲能、工業(yè)、建筑等領(lǐng)域廣泛使用，中國的氫需求量由目前3000多萬t提升至約1.3億t，提升300%以上。
未來氫能有望打通可再生能源電力在交通、工業(yè)和建筑領(lǐng)域終端應(yīng)用的滲透路徑，逐步降低化石能源在這些終端領(lǐng)域的消費比重。隨著材料和部件制備、系統(tǒng)集成等技術(shù)的突破，氫能綠色制取技術(shù)將朝著延長運行壽命、提升單體功率、降低安全風險和成本等方向發(fā)展，關(guān)鍵部件材料實現(xiàn)國產(chǎn)化，制氫單體功率將提升至10MW級，系統(tǒng)單位能耗不高于4kWh/m3。實現(xiàn)氫能的規(guī)模化應(yīng)用，還需在以下方面進行深入研究。
1）研究新能源輸入對電解槽及制氫系統(tǒng)影響，解決可再生能源高比例并網(wǎng)問題。
在新能源隨機性、波動性輸入下，制氫系統(tǒng)變工況及頻繁啟停運行特性引起的氫氧濃度、壓力變化，對設(shè)備安全、穩(wěn)定運行提出新要求。目前國際上對以上方面研究較少，新能源輸入對電解槽及制氫系統(tǒng)影響的微觀分析和實驗研究數(shù)據(jù)尚且不足，電解設(shè)備與波動電源之間的匹配性與兼容性有待提高。因此，近期需要對新能源輸入對電解槽及制氫系統(tǒng)（以AWE和PEM為主）的影響進行深入研究，以推動可再生能源電解制氫的大型示范應(yīng)用。
2）提高電解槽和系統(tǒng)可靠性與耐久性。
目前，中國電解槽和系統(tǒng)在全工況下的可靠性與耐久性等與國際先進水平仍存在差距。電解槽系統(tǒng)可靠性與壽命不僅與電解電堆相關(guān)，還依賴于配套的輔機設(shè)備。因此，需進一步加強電解槽產(chǎn)品的可靠性與耐久性研究，促進電解制氫技術(shù)參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，增加與電網(wǎng)互動。
3）提升電解槽關(guān)鍵材料與核心部件自主化研發(fā)水平。
由綠氫成本分析可知，電極、膜片、雙極板等成本占比較高，但目前中國在關(guān)鍵材料、核心部件上的研發(fā)水平與國外差距較大，且嚴重依賴國外進口，不具備批量生產(chǎn)的能力，這嚴重制約了中國電解制氫產(chǎn)業(yè)的規(guī)模化發(fā)展。因此，亟待加強關(guān)鍵材料核心部件的自主化研發(fā)水平，加快形成具有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的批量制備方法，全面實現(xiàn)關(guān)鍵材料與核心部件的國產(chǎn)化。
根據(jù)相關(guān)報告數(shù)據(jù)：
1. 綠氫的制備來源于可再生能源生產(chǎn)的電力，以清潔、用途廣泛為顯著特點，助力難以脫碳行業(yè)的實現(xiàn)去碳化，預(yù)計到2050年將占全球一次能源供應(yīng)的15%。
2. 根據(jù)模型預(yù)測，2020年綠氫成本每公斤4.2美元，2030年為1.9美元，2050年為1美元。分區(qū)域的綠氫價格介于0.8美元到1.3美元之間，中東/北非價格最低，歐洲價格最高。
3. 市場潛力大、成本低的地區(qū)將引領(lǐng)第一波綠氫發(fā)展熱潮，領(lǐng)跑者很可能是歐洲、中東/北非及澳大利亞。
4. 美國和中國將通過綠氫藍氫同步發(fā)展迎頭趕上，實現(xiàn)氫能自給自足。中東/北非、澳大利亞及西拉美將成為氫能出口樞紐。歐洲依然主要發(fā)展綠氫，疊加進口來滿足氫能需求。
5. 2020年生產(chǎn)綠氫的電力成本平均為44美元/兆瓦時，占到總成本的56%，平準化度電成本在近幾年將大幅下降，之后趨于平穩(wěn)。2050年電力成本預(yù)計為17美元/兆瓦時，占到生產(chǎn)綠氫總成本的70%，因此電力成本差異將直接導致綠氫成本存在地區(qū)性差異。
6. 到2050年，電力成本、電解槽投資成本的加和將占到削減了的總成本的一半，另外隨轉(zhuǎn)換效率和負載因數(shù)持續(xù)優(yōu)化，貢獻可達削減了的總成本的17%。
7. 在歐洲，到2030年綠氫的盈虧平衡點有望與灰氫、藍氫持平，到2040年有望與LNG、天然氣持平。
8. 在氫能消費端，2020年綠氫將開始在供熱和重卡行業(yè)得以應(yīng)用，到2030年很可能作為極具價格競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域推廣應(yīng)用。
