不同制氢路径的成本比较
1. 煤/天然气制氢成本较低，采取 CCUS 技术有望成为长期制氢路径
煤制氢和天然气制氢属于化石能源制氢，是现阶段发展较为成熟、应用较为广泛的制氢方式。煤制氢以煤气化制氢为主，煤气化以煤或煤焦为原料，以氧气（空气、富氧或工业纯氧）、水蒸气为气化剂，在高温高压下通过化学反应将煤或煤焦中的可燃部分转化为可燃性气体的工艺过程。一台投入2000吨/天的煤气化炉，可提供1560-2340kg/天氢气。天然气制氢的方式较多，包括天然气水蒸气重整制氢、绝热转化制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢、自热重整制氢以及脱硫制氢等技术路线，其中SMR工艺发展较为成熟。
SMR的工作原理是将脱硫后的天然气和蒸汽引入反应器，加热燃烧天然气和多余的空气，天然气被转化为氢和一氧化碳，然后通过水煤气变换反应器和变压吸附器将一氧化碳转化为二氧化碳，随后将氢气从合成气中分离出来。煤制氢和天然气制氢成本构成比例差异较大。天然气制氢的成本主要是天然气，占比超过70%，燃料气、制造费用等其他成本占比相对较低。煤气化制氢的成本中占比最大的是煤炭，占比为36.9%；由于需要采取部分氧化工艺，氧气为占比第二高的成本，占比达到25.9%；煤制氢需要大型气化设备，一次性投入较高，较为依赖规模化摊低固定成本。
经过测算，煤炭价格在450-950元/吨时，煤制氢价格介于9.73-13.70元/kg；天然气价格在1.67-2.74元/m3时，天然气制氢价格介于9.81-13.65元/kg。煤制氢和天然气制氢均易受到主要原材料价格波动的影响，考虑到我国煤炭产量较为充足，天然气对外依存度较高，在我国大部分地区煤制氢更易于具备规模经济性。
CCUS技术长期降本空间足，煤制氢/天然气制氢配套CCUS有望成为长期制氢的路线。煤制氢和天然气制氢的碳排放均较大，利用二氧化碳捕集、封存和利用（CCUS）技术可以有效降低生产过程的碳排放水平，减排比例可达到90%以上。采用CCS和CCU技术后，煤制氢的成本分别增加10%和38%，即煤炭价格为450元/吨时，氢气成本约上升至约14.4元/kg，若考虑到碳税，采用CCS和CCU技术的煤制氢的生产成本可能会具有优势。根据中国氢能联盟的数据，未来随着规模的不断提高和技术的迭代升级，CCUS各环节的成本有望相应降低，预计到2025年和2035年结合CCUS技术的成本将分别降至2.85-7.6元/kg和2.28-5.32元/kg，经济性有望逐步显现。
2.工业副产制氢具有规模成本优势，有望成为氢能绿色化的过渡方案
工业复产制氢指的是将富含氢气的工业尾气通过变压吸附等技术将其中的氢气分离提纯的制氢方式，主要包括了焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、合成氨/甲醇等工艺的副产氢。工业副产制氢的流程并不复杂，以焦炉煤气为例，对焦炉煤气进行提纯处理后进入变压吸附（PSA）进行提纯，可获得99.9%-99.999%纯度的氢气。
焦炉煤气提纯制氢相比于焦炉煤气转化制氢，初始投资成本较低，但产氢规模较少，综合比较具有一定的成本优势。工业副产氢的成本约为9.29-22.40元/kg。工业副产气体中除了氢气外含有较多的杂质，除去杂质提纯得到氢气是关键的工艺流程，因此提纯成本是除生产成本外较为重要的一项成本。除焦炉煤气外，其他工业副产氢的生产成本约为0.8-1.5元/标方，各项工业副产氢的提纯成本约为0.1-1.33元/标方，综合成本约为9.29-22.40元/kg。
我国现有工业副产氢产能规模大，成为氢能绿色化过渡方案的可行性较高。相比于化石燃料制氢，工业副产氢在一定程度上能够降低环境污染，提高资源利用效率和经济效益。我国作为工业大国，具有丰富的工业副产氢资源，在工厂附近建设加氢站，为周边的氢燃料电池汽车供应氢气可有效将供应端和需求端链接起来。
根据工业副产氢的放空量测算，我国工业副产氢的规模约在450万吨/年，按照车辆氢耗7kg/100km、日均行驶200km计算，可供应97.6万辆公交车的运营。在双碳目标下，未来我国的钢铁、化工等工业领域的产能或将下降，相应的副产氢产能或许也将下降，但基于现阶段的成本优势和规模优势，工业副产氢有望成为氢产业绿色化可行的过渡方案。
3. 随着规模提升和技术迭代升级，电解水制氢的经济性将逐步凸显
目前主要的四种电解水技术分别是碱性电解水、质子交换膜电解水（PEM）、固体氧化物电解水（SOE）和阴离子交换膜电解水（AEM）。常压碱性电解水技术是目前最为成熟的电解水制氢工艺，加压系统也进入市场，能够实现大规模制氢应用，但电耗较大，对稳定的输出电源要求较高；设备的国产化率约95%，性能接近国际先进水平，国内已实现兆瓦级制氢应用，因此碱性电解水制氢是国内现阶段电解水制氢路线中最具经济性的。
PEM制氢在过去十年发展迅速，成为国际上另外一种实现商业化的电解水制氢工艺，相比于碱性电解水工艺，其占地面积较小，间歇性电源适配性高，因此与可再生能源的适配度更高；设备的国产化率约80%，但核心部件仍较为依赖进口，国内目前已实现规模较小的商业化运作。SOE制氢的主要特点是工作温度高、效率高、蒸汽替代液态水，且可以反向运作，充当燃料电池，目前国际上已实现商业化，但规模落后于碱性和PEM电解水制氢，国内已在实验室完成验证示范。AEM是最新提出的电解水工艺，设计方面与PEM类似，可使用更便宜的耗材，目前尚未实现商业化。
经过测算，假设工业用电价格为0.4元/kWh，在现有条件下碱性电解水制氢成本为29.9元/kg，PEM电解水制氢成本为39.87元/kg。现阶段碱性电解和PEM电解水的电耗成本占到总成本的比例分别是74.91%和50.56%，是成本支出端最大的部分，此外由于PEM电解水的商业规模化不及碱性电解水，国产碱性电解槽价格在2000-3000元/kW,PEM电解槽的价格则在7000-12000元/kW，导致现阶段PEM电解水的折旧成本高出碱性电解水。整体上看，在现有条件下的碱性电解水和PEM电解水制氢成本的经济性与化石能源制氢、工业副产氢相差较远。
经过测算，当可再生能源电价降至0.16元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至1000元/kW和2750元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是11.64元/kg和14.34元/kg，与化石能源制氢（+CCUS技术）的成本相当；当可再生能源电价降至0.13元/kWh，碱性电解和PEM系统电解设备价格分别降至800元/kW和1400元/kW时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本分别是9.21元/kg和10.02元/kg，与现阶段的化石能源制氢成本相当。
电解水制氢的经济性依赖于可再生能源发电成本的降低，以及随着技术迭代和规模增长带来的设备成本降低。预计到2025年、2035年、2050年，我国新增光伏装机发电成本将降至0.3元/kWh、0.2元/kWh和0.13元/kWh；预计到2030年我国电解水制氢设备成本将降低60%-80%；随着规模的增长，单位运营成本和制氢系统的耗电量亦将有所降低，整体推动绿氢的经济性逐步凸显。可再生能源电解水制氢是未来实现绿氢生产的重点环节，除电解槽以及核心零部件的研发、制造以提升电解效率、降低能耗外，不同电解水技术之间的搭配使用亦将促成大规模绿氢生产。
目前碱性电解槽和PEM电解槽均实现商业化，碱性电解适用于可再生能源电网制氢，而PEM电解能够更好地适配波动性更强的可再生能源离网制氢，两者组合可适用于不同场景，实现陆上和海上的电解制氢，提升整体制氢规模。
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