對于制氫成本，資本支出成本固然很重要，但它們只是整個全生命周期成本的一個組成部分。建造和運行的總成本，也就是產(chǎn)生的氫氣的成本，還主要取決于購買電力的成本，以及電解效率和壽命等技術(shù)參數(shù)。

正如可再生能源和傳統(tǒng)發(fā)電站可以用它們的平準化能源成本(LCOE)來概括一樣，電解制氫的總成本可以用氫的平準化成本(LCOH)來概括，也稱為氣體的平準化成本(LCOG)。這量化了系統(tǒng)全生命周期內(nèi)每單位氫氣產(chǎn)生的總生產(chǎn)成本(例如，$ /kg或$ /MW)。

LCOH通過考慮所有技術(shù)和經(jīng)濟參數(shù)(資本成本、運營成本、生產(chǎn)效率、系統(tǒng)壽命、性能衰減退化和能源使用成本等)，這提供了一個公平合理的評價。這個概念可以用來探索評估重要性的權(quán)衡取舍，比如使用更好的材料來增加系統(tǒng)的耐用性和效率。這可能會增加資本支出成本，但由于所需的維護和需要購買的電力較少，因此也降低了運營成本。

一、氫氣平準化成本（LCOH)的計算

氫氣的平準化成本可以描述為氫氣生產(chǎn)技術(shù)投資的總生命周期成本除以其累計生產(chǎn)交付的氫氣量。其具體數(shù)值揭示了氫氣的平均銷售價格，使系統(tǒng)達到財務平衡。成本和氫氣產(chǎn)量都根據(jù)投資的資本成本（也稱為貼現(xiàn)率）進行貼現(xiàn)，以反映貨幣的時間價值。未來許多年后產(chǎn)生的成本或遠期出售的氫氣的價值對今天所做投資決策的可行性的影響較小。

與平準化儲能成本（LCOS）一樣，有各種不同的定義，其中可能包括或不包括相關(guān)參數(shù)，如系統(tǒng)的報廢處理、電解槽更換或壽命期內(nèi)的容量（產(chǎn)氫量）衰減。

氫氣的平準化成本（LOCH）由下面公式給出:

1）說明：匯總每年(n)到系統(tǒng)生命周期(n)的所有成本類別，并按項目貼現(xiàn)率(r)對每個類別進行貼現(xiàn)。

二、電費的重要性。

許多研究考慮的電價范圍是40-60美元/兆瓦時（MWh），因為這大致反映了歐洲和北美的長期平均電價，或20美元/兆瓦時（MWh）作為敏感度，以反映電價隨著可再生能源比例的增加而下降的趨勢。下圖1顯示了電力價格對氫氣生產(chǎn)成本的影響。

考慮到水電解在脫碳能源系統(tǒng)中的作用，重點關(guān)注的是由可再生電力產(chǎn)生的“綠氫"。從2010年到2020年，太陽能光伏發(fā)電的成本下降了7倍（這里7倍理解成七分之一），同期風能發(fā)電的成本下降了一半。這主要是由于全球范圍內(nèi)的資本成本下降，但由于風能和太陽能發(fā)電場的潛在生產(chǎn)力不同，所以也會存在很大的區(qū)域差異。

每個地區(qū)都有不同的太陽能和風能發(fā)電特性，這將影響氫氣的生產(chǎn)和安裝成本(見下圖2)。對于具有高容量因素的地區(qū)，發(fā)電成本低廉，降低了制氫成本。

如果綠氫是由與電解槽直接連接的風能或太陽能光伏發(fā)電產(chǎn)生的，那么低成本的氫生產(chǎn)需要考慮安裝的太陽能/風能容量和安裝的電解槽容量之間的權(quán)衡：這決定了電解槽的平均利用率。

對于一個1兆瓦的電解槽系統(tǒng)，1兆瓦的風電裝機容量將提供平均400千瓦的電力(平均容量系數(shù)為40%：容量系數(shù)＝年實際發(fā)電量/（機組總?cè)萘?365*24）)。電解槽的利用率將與風的容量系數(shù)相同。為了實現(xiàn)更高的電解槽利用率和降低電解槽的資本支出，必須安裝更多的風機。發(fā)電量的增加將受風力發(fā)電量曲線的影響，而增加發(fā)電量會在一年內(nèi)的某些時候造成電力供應過剩。如果有可用的外網(wǎng)連接或現(xiàn)場使用，這種供應過?？梢暂敵觯駝t就必須減少供應。因此，在增加電解槽利用率降低成本和減少風力發(fā)電能力增加成本之間可能存在權(quán)衡。

三、國外制氫成本估算。

目前的研究結(jié)果表明，電解氫的成本約為5美元/公斤。這可以通過氫氣的能量含量（較低熱值時33.3千瓦時/公斤）換算成150美元/兆瓦時，以便于與電價進行比較。

國際可再生能源署(IRENA)預計，氫氣的平準化成本將從目前的5美元/加侖(根據(jù)具體情況而定，介于2.70-6美元之間)降至未來的1美元/加侖這一節(jié)省主要來自兩項關(guān)鍵的干預措施：

2）電力投入成本減半(從53美元/MWh降至20美元元/MWh)，每公斤節(jié)省1.40美元。

類似地，ETC模型，現(xiàn)狀歐洲的氫成本為5.1歐元/kg(假設(shè)資本成本為780美元/kW)。未來，氫氣的年需求量為500TWh(10萬噸)，這一數(shù)字可能降至3.60歐元/千克；年需求量為1100TWh(22萬噸)，進一步降至1.70歐元/千克。另外，主要的節(jié)省來自降低資本成本(1.30美元/千克)和大量廉價的可再生電力(1.10美元/千克)。

Agora則更為樂觀，他認為如果在北非使用光伏作為電力來源，氫氣現(xiàn)狀的成本將達到2.60美元/公斤，到2025年這一成本可能降至1.90 - 2.20美元/公斤，如果與中國的電解槽制造成本(115美元/千瓦時)趨同時，到2030年將進一步降至1.30美元/千克；或者根據(jù)國際能源署(IEA)對電解槽低資本支出的假設(shè)，有機會降至1.90美元/公斤時，下圖3總結(jié)了主要驅(qū)動因素的影響。

圖3：隨著時間的推移，綠色制氫的成本預測，作為電解槽資本成本和電價的函數(shù)。轉(zhuǎn)載自IRENA

學術(shù)研究同樣估計，使用海上風能生產(chǎn)氫氣的成本為4.50美元/公斤，使用可再生能源生產(chǎn)氫氣的成本為5.00 - 6.10美元/公斤；在小眾應用領(lǐng)域，盡管尚未達到工業(yè)規(guī)模，但制氫成本約為3.48 美元/千克。如果按照最近的市場趨勢繼續(xù)下去，預期氫氣生產(chǎn)成本降低到2.7美元/公斤。這些場景也與當前的行業(yè)公告一致。Areva H2Gen報告稱，一個充分利用的1兆瓦PEMWE系統(tǒng)(每年運行8000小時)電價為55美金/MWh時，生產(chǎn)氫氣的成本為3.90美元/kg。Enapter希望將其家庭規(guī)模(2.4千瓦)AEMWEs的氫成本從2020年的7.60美元降低到2030年的1.60美元/公斤，額外再加上約3美元/公斤的電力消耗費用。

四、與其他技術(shù)（制氫技術(shù)和儲能技術(shù)）比較。

電解制氫一直是成本最高、排放低的制氫方式。如下圖4所示，從化石燃料中生產(chǎn)氫氣是便宜的選擇，其次是化石燃料生產(chǎn)與碳捕獲和儲存以及生物質(zhì)制氫。電解的成本大約是其他替代方法的兩倍，但隨著電解和低碳發(fā)電的成本變得越來越便宜以及生產(chǎn)規(guī)模的擴大，這種情況在未來可能會發(fā)生變化。

然而，與其他儲能技術(shù)相比，電解制氫然后將其轉(zhuǎn)化為電能的成本是有優(yōu)勢的。有人在計算了所有主要電力系統(tǒng)應用中幾種技術(shù)(包括電化學、機械、抽水蓄能)的平準化存儲成本，并根據(jù)經(jīng)驗值和市場增長情景預測了這些技術(shù)在未來的應用。具成本效益的存儲技術(shù)的全譜應用如下圖5所示。

圖5：具成本效益的存儲技術(shù)，就低水平的存儲成本而言，作為應用需求的功能。

文章來源：氫眼所見

注：已獲得轉(zhuǎn)載權(quán)