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对于制氢成本，资本支出成本固然很重要，但它们只是整个全生命周期成本的一个组成部分。建造和运行的总成本，也就是产生的氢气的成本，还主要取决于购买电力的成本，以及电解效率和寿命等技术参数。

正如可再生能源和传统发电站可以用它们的平准化能源成本(LCOE)来概括一样，电解制氢的总成本可以用氢的平准化成本(LCOH)来概括，也称为气体的平准化成本(LCOG)。这量化了系统全生命周期内每单位氢气产生的总生产成本(例如，$ /kg或$ /MW)。

LCOH通过考虑所有技术和经济参数(资本成本、运营成本、生产效率、系统寿命、性能衰减退化和能源使用成本等)，这提供了一个公平合理的评价。这个概念可以用来探索评估重要性的权衡取舍，比如使用更好的材料来增加系统的耐用性和效率。这可能会增加资本支出成本，但由于所需的维护和需要购买的电力较少，因此也降低了运营成本。

一、氢气平准化成本（LCOH)的计算

氢气的平准化成本可以描述为氢气生产技术投资的总生命周期成本除以其累计生产交付的氢气量。其具体数值揭示了氢气的平均销售价格，使系统达到财务平衡。成本和氢气产量都根据投资的资本成本（也称为贴现率）进行贴现，以反映货币的时间价值。未来许多年后产生的成本或远期出售的氢气的价值对今天所做投资决策的可行性的影响较小。

与平准化储能成本（LCOS）一样，有各种不同的定义，其中可能包括或不包括相关参数，如系统的报废处理、电解槽更换或寿命期内的容量（产氢量）衰减。

氢气的平准化成本（LOCH）由下面公式给出:

1）说明：汇总每年(n)到系统生命周期(n)的所有成本类别，并按项目贴现率(r)对每个类别进行贴现。

2）简单科普贴现率：贴现率，简单的说，就是将来的钱，折算到现值，少掉或多出的那部分的钱与将来的钱的比值。

二、电费的重要性。

用电制氢的总成本主要包括电解槽资本支出和输入电解槽的电力成本。国际能源机构（IEA）指出，随着电解槽利用率的提高，资本支出对制氢成本的影响越来越小，而购电成本则成为水电解的主要成本组成部分。后者受生产技术和地域环境的制约。一个关键的区别是，电力是从一个地区的电网购买，还是直接从低碳或可再生发电来源购买。由于发电组合和使用的燃料、排放价格和税收的差异，世界各地的电力批发市场价格各不相同；但大多数市场的主要驱动因素是全球或地区化石燃料的价格。电力价格短期和长期的波动也很大，每日随可再生能源的需求和供应而变化，并随化石燃料价格的季节性波动而变化。

许多研究考虑的电价范围是40-60美元/兆瓦时（MWh），因为这大致反映了欧洲和北美的长期平均电价，或20美元/兆瓦时（MWh）作为敏感度，以反映电价随着可再生能源比例的增加而下降的趋势。下图1显示了电力价格对氢气生产成本的影响。

图1：假设未来电解氢的平准化成本是资本成本(左)和电力成本(右)的函数。计算假设贴现率为8%，效率为69% (LHV)。图品转载自IEA

考虑到水电解在脱碳能源系统中的作用，重点关注的是由可再生电力产生的“绿氢"。从2010年到2020年，太阳能光伏发电的成本下降了7倍（这里7倍理解成七分之一），同期风能发电的成本下降了一半。这主要是由于全球范围内的资本成本下降，但由于风能和太阳能发电场的潜在生产力不同，所以也会存在很大的区域差异。

每个地区都有不同的太阳能和风能发电特性，这将影响氢气的生产和安装成本(见下图2)。对于具有高容量因素的地区，发电成本低廉，降低了制氢成本。

图2：以太阳能光伏或风能为电力来源的制氢成本模型。转载自IEA

如果绿氢是由与电解槽直接连接的风能或太阳能光伏发电产生的，那么低成本的氢生产需要考虑安装的太阳能/风能容量和安装的电解槽容量之间的权衡：这决定了电解槽的平均利用率。

对于一个1兆瓦的电解槽系统，1兆瓦的风电装机容量将提供平均400千瓦的电力(平均容量系数为40%：容量系数＝年实际发电量/（机组总容量*365*24）)。电解槽的利用率将与风的容量系数相同。为了实现更高的电解槽利用率和降低电解槽的资本支出，必须安装更多的风机。发电量的增加将受风力发电量曲线的影响，而增加发电量会在一年内的某些时候造成电力供应过剩。如果有可用的外网连接或现场使用，这种供应过剩可以输出，否则就必须减少供应。因此，在增加电解槽利用率降低成本和减少风力发电能力增加成本之间可能存在权衡。

三、国外制氢成本估算。

目前的研究结果表明，电解氢的成本约为5美元/公斤。这可以通过氢气的能量含量（较低热值时33.3千瓦时/公斤）换算成150美元/兆瓦时，以便于与电价进行比较。

国际可再生能源署(IRENA)预计，氢气的平准化成本将从目前的5美元/加仑(根据具体情况而定，介于2.70-6美元之间)降至未来的1美元/加仑这一节省主要来自两项关键的干预措施：

1）电解槽资本支出减少80%(从750美元降至150美元)，每公斤节省1.80美元；

2）电力投入成本减半(从53美元/MWh降至20美元元/MWh)，每公斤节省1.40美元。

类似地，ETC模型，现状欧洲的氢成本为5.1欧元/kg(假设资本成本为780美元/kW)。未来，氢气的年需求量为500TWh(10万吨)，这一数字可能降至3.60欧元/千克；年需求量为1100TWh(22万吨)，进一步降至1.70欧元/千克。另外，主要的节省来自降低资本成本(1.30美元/千克)和大量廉价的可再生电力(1.10美元/千克)。

Agora则更为乐观，他认为如果在北非使用光伏作为电力来源，氢气现状的成本将达到2.60美元/公斤，到2025年这一成本可能降至1.90 - 2.20美元/公斤，如果与中国的电解槽制造成本(115美元/千瓦时)趋同时，到2030年将进一步降至1.30美元/千克；或者根据国际能源署(IEA)对电解槽低资本支出的假设，有机会降至1.90美元/公斤时，下图3总结了主要驱动因素的影响。

图3：随着时间的推移，绿色制氢的成本预测，作为电解槽资本成本和电价的函数。转载自IRENA

学术研究同样估计，使用海上风能生产氢气的成本为4.50美元/公斤，使用可再生能源生产氢气的成本为5.00 - 6.10美元/公斤；在小众应用领域，尽管尚未达到工业规模，但制氢成本约为3.48 美元/千克。如果按照最近的市场趋势继续下去，预期氢气生产成本降低到2.7美元/公斤。这些场景也与当前的行业公告一致。Areva H2Gen报告称，一个充分利用的1兆瓦PEMWE系统(每年运行8000小时)电价为55美金/MWh时，生产氢气的成本为3.90美元/kg。Enapter希望将其家庭规模(2.4千瓦)AEMWEs的氢成本从2020年的7.60美元降低到2030年的1.60美元/公斤，额外再加上约3美元/公斤的电力消耗费用。

四、与其他技术（制氢技术和储能技术）比较。

电解制氢一直是成本最高、排放低的制氢方式。如下图4所示，从化石燃料中生产氢气是便宜的选择，其次是化石燃料生产与碳捕获和储存以及生物质制氢。电解的成本大约是其他替代方法的两倍，但随着电解和低碳发电的成本变得越来越便宜以及生产规模的扩大，这种情况在未来可能会发生变化。

图4：不同制氢方式的均一化成本

然而，与其他储能技术相比，电解制氢然后将其转化为电能的成本是有优势的。有人在计算了所有主要电力系统应用中几种技术(包括电化学、机械、抽水蓄能)的平准化存储成本，并根据经验值和市场增长情景预测了这些技术在未来的应用。具成本效益的存储技术的全谱应用如下图5所示。

图5：具成本效益的存储技术，就低水平的存储成本而言，作为应用需求的功能。

说明：每个图面都显示了在所有可能的组合排放持续时间和年循环要求下，成本低的技术。左图考虑了所有建模技术，右图排除了抽水蓄能和地下压缩空气(因为这些都有地质要求)。圈出的数字代表了12种常见的电力系统应用的需求，这些应用是货币化的。颜色代表LCOS低的技术路线。阴影表示最好和次好的技术之间的成本差异，因此较暗的区域表示流行技术的强大成本优势。

由于其技术特点，氢储存(包括电解水和燃料电池)对长时间的季节性储存特别有效。目前，氢气是成本低的技术，放电时间超过一个月(7000 h)；在世界上不能使用抽水蓄能或地下压缩空气储存的地区，氢是放电持续时间超过一天的成本低的解决方案。随着时间的推移，氢具有成本竞争力的运营窗口预计将扩大，因为它的成本将比成熟的抽水蓄能下降得更快。

文章来源：氢眼所见

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