當(dāng)前，全球大多數(shù)氫氣的制備都來自化石燃料，只有約5%來自低碳資源。低碳資源的氫氣主要有兩個(gè)生產(chǎn)路徑：通過低碳電力驅(qū)動的電解水或天然氣重整以及使用 CCS 技術(shù)進(jìn)行煤氣化。

澳大利亞

在澳大利亞，根據(jù)《澳大利亞國家氫能戰(zhàn)略》，制氫路徑上仍然保持“技術(shù)中立”，既使用可再生能源制氫，也使用通過化石燃料制氫，其中使用碳捕集與封存(CCS)技術(shù)制氫的占比很大。

不過配套CCS設(shè)施的熱化學(xué)制氫，生產(chǎn)效率還有待提升。目前，澳大利亞政府與日本川崎重工在維多利亞州投資的為期 4 年的褐煤制氫商業(yè)試點(diǎn)項(xiàng)目，計(jì)劃在 2030 年代后實(shí)現(xiàn)煤制氫領(lǐng)域的商業(yè)化產(chǎn)，使生產(chǎn)氫氣的成本降至2.14~2.74 美元/千克。

電化學(xué)制氣，需消耗電力來產(chǎn)生氫氣，成熟技術(shù)包括聚合物電解質(zhì)膜(PEM)和堿性電解(AE)技術(shù)。目前澳大利亞電解制氫成本較高，但PEM 電解法正迅速成為更具競爭力的氫生產(chǎn)方式，預(yù)計(jì)到 2025 年，電解水制氫成本有望降至約 2.29-2.79 澳元/千克(約1.61~1.96美元/千克)。

日本

在日本，國內(nèi)可再生能源發(fā)電的成本仍然很高，進(jìn)口氫氣在該國的氫氣供應(yīng)中占相當(dāng)大的份額。

據(jù)日本能源經(jīng)濟(jì)研究所高級研究員Kan Sichao介紹：“日本需要降低國內(nèi)可再生能源發(fā)電成本，以及從其他國家進(jìn)口氫氣的成本。一些可能的綠色氫能源路線包括日本國內(nèi)的可再生能源、智利的太陽能、加拿大和俄羅斯的水力發(fā)電，以及澳大利亞和中東的太陽能光伏或風(fēng)能。”

全球普氏能源資訊(S&P Global Platts)評估了近日在日本生產(chǎn)氫氣的成本(不包括資本支出)，其中不含CCS的SMR(甲烷水蒸氣重整制氫)的成本為143.29日元/kg(約1.37美元/kg)，堿性電解氫的成本為252.84日元/kg(約2.42美元/kg)，而PEM電解氫的成本為283.36日元/kg(約2.72美元/kg)。

中國

在我國，根據(jù)相關(guān)調(diào)研，制氫原料主要來源于對傳統(tǒng)能源的化學(xué)重整。其中，16%來自于天然氣重整、13%來自于醇類重整、43%來自于焦?fàn)t煤氣重整，僅有微 量來自于電解水。

以天然氣重整為例，天然氣制氫成本主要由天然氣、燃料氣和制造成本構(gòu)成，其中天然氣價(jià)格是最主要因素，占73.4%。燃料氣是成本的第二因素，占13.7%。當(dāng)天然氣價(jià)格為1.67元/m3，天然氣制氫成本為0.87元/m3;天然氣價(jià)格為2.52元/m3，氫氣成本為1.15元/m3。由此可見，原料來源是影響氫氣成本的主要因素，也成為企業(yè)選擇技術(shù)的關(guān)鍵因素之一。

而電解水制氫成本主要來源于固定資產(chǎn)投資、電和固定生產(chǎn)運(yùn)維這四項(xiàng)開支。其中，電價(jià)占總成本的 78%，電價(jià)高是造成電解水成本高的主要原因。

全球

下圖顯示了全球來自重整的低碳?xì)洌珻CS技術(shù)和來自電解水的可再生氫的成本競爭力。灰色氫是當(dāng)今最具競爭力的選擇，隨著時(shí)間的流逝，它的競爭力將越來越弱，其成本水平將高于2040年前所有低碳替代品的水平。而低碳?xì)鋵⒊蔀榈陌l(fā)展趨勢。

數(shù)據(jù)來源：“Path to hydrogen competitiveness，A cost perspective，20 January 2020”—HydrogenCouncil