綠氫到底什么時候可以和化石能源抗衡，是能源產(chǎn)業(yè)普遍關(guān)心的話題，有報告預(yù)測，預(yù)計2030年前后電解水制氫設(shè)備成本將實現(xiàn)減半，2050年后電解槽制氫成本降至10元/千克以內(nèi)，成為最具經(jīng)濟性的制氫技術(shù)路徑。
而對于管道儲運綠氫成本，預(yù)計管道運輸氫能在2060年降至0.56元/千克·百公里，槽罐車運輸經(jīng)濟性方面，規(guī)模效應(yīng)下氫氣液化的電耗水平將在未來20年較快下降，2060年可降低到8度電/千克左右。
在加氫成本方面，預(yù)計2040年后加氫LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年進一步降至10元/千克以內(nèi)。
若制氫工廠距煉化工廠500km，制氫電價低于200元/MW·h，以管道運輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本約為22元/千克，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”在2030年之前到來；若以槽罐車運輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本接近28元/千克，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”在2035年之后到來。
1、創(chuàng)新方法、深入研究綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性具有現(xiàn)實緊迫性
氫能是一種來源豐富、清潔低碳、應(yīng)用廣泛的優(yōu)質(zhì)資源，已然成為我國加快能源轉(zhuǎn)型升級、培育經(jīng)濟新增長點的重要戰(zhàn)略選擇。《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021–2035年）》將氫能作為“未來國家能源體系的重要組成部分”，強調(diào)“重點發(fā)展可再生能源制氫”（即綠氫1）。在此背景下，氫能定位被提至前所未有的高度，氫能產(chǎn)業(yè)正迎來快速發(fā)展的戰(zhàn)略機遇期。因此，有必要從能源系統(tǒng)的高度著眼，從能源品種的角度出發(fā)，系統(tǒng)深入地剖析與展望氫能產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟性情況。
經(jīng)濟性評價工作通常以內(nèi)部收益率（簡稱IRR）作為核心指標。然而此法不太適用于綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性評價與展望，原因之一是測算IRR需以知曉產(chǎn)品價格為前提，但綠氫作為一種戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，市場規(guī)模小，交易機制不健全，難以獲取和預(yù)測其價格；二是IRR旨在衡量項目的獲利能力，但近中期綠氫主要用作中間產(chǎn)品，企業(yè)更關(guān)心成本及其對最終產(chǎn)品利潤的影響；三是IRR是一個相對值，需對照特定時期社會折現(xiàn)率、行業(yè)基準收益率等進行解讀，并不與綠氫產(chǎn)業(yè)自身技術(shù)進步、市場成熟等線性相關(guān)，在中長期預(yù)測中解釋性不足。因此，有必要升級完善經(jīng)濟性評價方法，以便準確測量綠氫制取成本，理順產(chǎn)業(yè)鏈的效益?zhèn)鲗?dǎo)機制。
2、構(gòu)建完善綠氫產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性評價方法
2.1總思路：從消費側(cè)審視綠氫產(chǎn)業(yè)鏈整體經(jīng)濟性
該研究強調(diào)宏觀微觀相統(tǒng)一的研究視角和整體性系統(tǒng)性的評價思路。以微觀層面各單元內(nèi)的經(jīng)濟性核算和預(yù)測工作為基礎(chǔ)，宏觀層面則根據(jù)綠氫應(yīng)用場景計算產(chǎn)業(yè)鏈的總平準化成本，即綠氫產(chǎn)業(yè)向消費者供應(yīng)產(chǎn)品的總成本，也可視為消費者為綠氫產(chǎn)品支付的價格。利用產(chǎn)業(yè)鏈總成本可深入開展“痛點”剖析，挖掘阻礙綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模化市場化發(fā)展的關(guān)鍵問題；還可以進行“拐點”研判，知悉綠氫在每一個細分市場中獲得成本競爭力的時間。
2.2核心指標：創(chuàng)新應(yīng)用“氫氣平準化成本（LCOH）”
氫氣平準化成本（簡稱LCOH）是一種國際通用的綠氫產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性評價指標。起源可追溯到平準化度電成本（levelizedcostofelectricity，簡稱LCOE），后者最早由美國國家可再生能源實驗室提出，用作對比和評估不同技術(shù)的發(fā)電成本，等于項目生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值與發(fā)電量現(xiàn)值的比值。
此法有兩處首創(chuàng)價值，一是將技術(shù)路徑作為新興產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性研究的抓手，二是不需要輸入價格等現(xiàn)金流入?yún)?shù)即可測量經(jīng)濟性。近年來，國際能源署、國際氫能委員會等權(quán)威機構(gòu)，康明斯、西門子等國際設(shè)備供應(yīng)商，都使用LCOH作為綠氫經(jīng)濟性評價指標。LCOH代表在某種技術(shù)路徑下，項目全生命周期內(nèi)每制取一個單位的氫氣需要花費的平準化貨幣成本。LCOH數(shù)值越低，說明該技術(shù)路徑的制氫成本越低，即市場競爭力越高、經(jīng)濟性越好。LCOH的計算見式（1）。
2.3考察范圍：聚焦“LCOH評價單元清單”
首先，劃分“LCOH評價單元”作為經(jīng)濟性評價的抓手。綠氫產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性研究的范圍龐大開放、時間跨度漫長，為從不確定性中盡力把握確定性，將研究對象從整個綠氫產(chǎn)業(yè)鏈切分到橫向各個環(huán)節(jié)、縱向各種技術(shù)路徑，命名為“LCOH評價單元”。先在每個單元里核算和預(yù)測LCOH，之后根據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展和業(yè)務(wù)實際，把相關(guān)單元的LCOH排列組合，便可梳理產(chǎn)業(yè)鏈的成本效益?zhèn)鲗?dǎo)機制，測得整體平準化成本。
其次，設(shè)定“LCOH評價單元清單”以明確和聚焦對象范圍。該文依據(jù)綠氫領(lǐng)域技術(shù)成熟度和產(chǎn)業(yè)發(fā)展程度，篩選堿性電解水（ALK）制氫、質(zhì)子交換膜電解水（PEM）制氫、長管拖車高壓氣態(tài)儲運、500kg/d加氫、ALK站內(nèi)制氫加氫等9個單元作為研究重點，并以灰氫、藍氫為對照，形成包括13個LCOH評價單元在內(nèi)的研究清單，詳見表1。
最后，相應(yīng)地創(chuàng)新完善LCOH計算方法。將LCOH指標拓展用于氫氣儲運和加注環(huán)節(jié)，測算儲運設(shè)備在生命周期內(nèi)將單位氫氣運輸單位距離的平準化成本（元/千克·公里），以及加氫站在生命周期內(nèi)加注單位氫氣的平準化成本（元/千克）。
2.4完善體系：將“外部性”因素納入經(jīng)濟性評價
為提升經(jīng)濟性評價工作的系統(tǒng)性全面性，將外部性因素納入核算體系。主要考慮以下兩類：一是生態(tài)環(huán)境外部性，主要是指綠氫的碳減排價值，結(jié)合我國碳市場制度現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢，將綠氫的碳減排價值對照為灰氫的碳排放成本，計入灰氫的LCOH；二是扶持利好政策，主要體現(xiàn)在加氫環(huán)節(jié)，包括加氫站建設(shè)獎勵和運營補貼，相當于為加氫業(yè)務(wù)增加一項現(xiàn)金流入，從而降低加氫環(huán)節(jié)LCOH。
3綠氫產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)經(jīng)濟性現(xiàn)狀分析
3.1制氫環(huán)節(jié)
現(xiàn)階段不同制氫技術(shù)平準化成本對比詳見圖1。綠氫領(lǐng)域，ALK制氫和PEM制氫是現(xiàn)階段兩大主流技術(shù)。ALK制氫的技術(shù)成熟度更高，國產(chǎn)設(shè)備成本約為2500元/kW，電解槽轉(zhuǎn)化效率在65%左右，在可再生電價400元/MW·h的基準情景下，ALK制氫LCOH為26.02元/千克。PEM將傳統(tǒng)ALK電解槽中的隔膜和電解質(zhì)替換為全氟磺酸型質(zhì)子交換膜，技術(shù)成熟度略低，盡管能量轉(zhuǎn)化效率接近70%，但國產(chǎn)設(shè)備成本在8000元/kW以上，PEM制氫LCOH高達38.04元/千克。
剖析綠氫成本結(jié)構(gòu)可知，電費占比最高，資本支出次之，其他運營支出占比最低。以PEM制氫為例，電費占比58%，因此PEM制氫LCOH對電解槽轉(zhuǎn)化效率、電價、裝置運行時長等因素的變動很敏感，電解槽轉(zhuǎn)化效率每提高1%，PEM制氫LCOH將下降0.91%；此外，由于電解槽價格昂貴，資本支出占比32%，PEM制氫LCOH也隨設(shè)備價格顯著變化，設(shè)備降價1%，PEM制氫LCOH將下降0.37%。詳見圖2。
灰氫領(lǐng)域，煤制氫和天然氣制氫是兩大典型技術(shù)。煤制氫在我國應(yīng)用較廣，天然氣制氫是國外主流；后者碳排放強度更低。在煤價550元/噸、氣價3元/方、碳價60元/噸的基準情景下，煤制氫LCOH為15.29元/千克，天然氣制氫LCOH為19.05元/千克，見圖1。
剖析灰氫成本結(jié)構(gòu)可知，原料成本占比最高，碳排放成本占比偏低。天然氣成本占制氫成本75%以上，氣價下降1%，天然氣制氫LCOH將下降0.78%；氣價升至5元/方，天然氣制氫LCOH將增至27.88元/千克，高于綠氫成本。煤制氫碳排放強度更高，碳排放成本對LCOH的作用效果更強。碳價提高1%，煤制氫LCOH將增長0.16%；碳價增至500元/噸，煤制氫LCOH將增至26.40元/千克，與綠氫接近。
藍氫領(lǐng)域，在煤制氫和天然氣制氫的基礎(chǔ)上實施二氧化碳燃燒前捕集技術(shù)，是最現(xiàn)實可行的制取技術(shù)。現(xiàn)階段CCS技術(shù)成熟度較低，且未獲得政策補貼，灰氫配套CCS的成本在340元/噸CO2左右，遠高于碳排放成本，藍氫LCOH遠高于灰氫。在基準情景下，煤制氫＋CCS的LCOH為22.01元/千克，天然氣制氫＋CCS的LCOH為22.00元/千克，其中CCS成本占比18%～43%。
3.2儲運環(huán)節(jié)
在短距離場景下，利用長管拖車運輸高壓氫氣是現(xiàn)階段最常見的技術(shù)路徑，尤其適合小規(guī)模靈活運輸。基準情景下，長管拖車LCOH為5.97元/千克·百公里，加上氫氣加壓環(huán)節(jié)成本1.3元/千克，在150km的經(jīng)濟范圍內(nèi)，利用長管拖車運輸氫氣的總成本不高于10.5元/千克；之后與運距呈正比例增長，運距為500km時，運氣成本為30元/千克，見圖3。
造成長管拖車運輸成本畸高的首要因素是運輸效率低下，即氣瓶工作壓力低、單車有效氫氣容量少。我國商業(yè)化長管拖車氣瓶的最大工作壓力為20MPa，單車有效氫氣容量在300千克左右，僅占總運輸重量的1%；如果將氣瓶工作壓力升至30MPa，長管拖車LCOH將降至3.93元/千克·百公里，長管拖車儲運氫氣的經(jīng)濟范圍可擴展到250km。
在長距離場景下，利用管道運輸氣態(tài)氫氣、利用槽罐車運輸深冷液態(tài)氫氣，是現(xiàn)階段最成熟的技術(shù)路徑。其中，管道運輸是最具經(jīng)濟性的大規(guī)模氫氣運輸方式，但受限于技術(shù)水平和市場需求，我國氫氣長輸管道建設(shè)相對滯后。在建設(shè)成本500萬元/km、設(shè)計壓力4MPa、輸氫能力10萬噸/年的基準情景下，氫氣管道運輸LCOH為1.21元/千克·百公里，見圖3。
槽罐車運輸深冷液態(tài)氫氣的規(guī)模略小，靈活性更強。基準情景下，槽罐車LCOH為0.39元/千克·百公里，加上氫氣液化環(huán)節(jié)成本9.75元/千克，在1000km的經(jīng)濟范圍內(nèi)，槽罐車運輸氫氣的總成本不高于14元/千克，見圖3。
3.3加氫環(huán)節(jié)
站外供氫是目前我國主流的加氫站運營模式。氫氣通過長管拖車運輸至加氫站，按壓力梯次儲存在儲氫罐、儲氫瓶組等裝置中，再由加氫機加注到汽車上。現(xiàn)階段，我國以35MPa的氣態(tài)加氫站為主，加注能力以500kg/d和1000kg/d居多。
加氫LCOH（不含氫氣采購）由3部分構(gòu)成，一是包括設(shè)備采購、安裝、設(shè)計等在內(nèi)的建設(shè)投資，目前500kg/d和1000kg/d加氫站的單站建設(shè)投資總額分別在900萬元和1500萬元左右；二是包括電費、維修、人工等成本在內(nèi)的運營支出；三是包括建站獎勵、經(jīng)營補貼等在內(nèi)的外部政策利好，綜合國內(nèi)現(xiàn)行政策，獎勵金按建設(shè)投資總額的30%發(fā)放，經(jīng)營補貼根據(jù)實際氫氣加注量按第1年15元/千克、第2年12元/千克、第3年9元/千克、第4年6元/千克、第5年3元/千克退坡發(fā)放。
若滿負荷運轉(zhuǎn)，則500kg/d加氫站LCOH為5.21元/千克，1000kg/d加氫站LCOH為4.74元/千克；當前我國氫燃料電池汽車保有量僅萬余輛，市場加氫需求整體偏低，許多加氫站的實際利用率不足20%，500kg/d加氫站LCOH高達29.30元/千克，1000kg/d加氫站LCOH高達24.84元/千克，見圖4。
站內(nèi)制氫是我國正在興起的加氫站運營模式。即在加氫站內(nèi)完成氫氣制取、存儲、加注的全部工藝流程，免去了采購和運輸環(huán)節(jié)，提高了生產(chǎn)經(jīng)營效率，隨著有關(guān)政策放寬，此模式將得到更廣泛應(yīng)用。
站內(nèi)制氫LCOH同樣包含建設(shè)投資、運營支出、外部政策利好等3個部分。在設(shè)備滿負荷運轉(zhuǎn)、商業(yè)電價800元/MW·h的情景下，1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH為47.07元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH為51.28元/千克。若實際利用率不足20%，則1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH升至71.06元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH升至96.92元/千克；若使用400元/MW·h的綠電，則1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH降至25.61元/千克，1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH降至31.09元/千克。
4綠氫產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)經(jīng)濟性前景預(yù)測
4.1制氫環(huán)節(jié)
綠氫領(lǐng)域，驅(qū)動成本下降的因素可分為技術(shù)進步、規(guī)模效應(yīng)和原材料降本三大類，具體表現(xiàn)為以下五個方面。
其一，電解槽轉(zhuǎn)化效率提升，隨著關(guān)鍵材料性能提升和工藝結(jié)構(gòu)優(yōu)化，預(yù)計2030年轉(zhuǎn)化效率將突破70%，2060年ALK制氫轉(zhuǎn)化效率增至80%、PEM制氫轉(zhuǎn)化效率逼近85%。
其二，制氫設(shè)備成本下降，關(guān)鍵材料和技術(shù)國產(chǎn)化突破，以及電解槽批量化、標準化、智能化制造，將促進設(shè)備成本降低；預(yù)計2030年前后電解水制氫設(shè)備成本將實現(xiàn)減半，2060年ALK制氫設(shè)備成本降至約700元/kW、PEM制氫設(shè)備成本降至約1500元/kW。
其三，項目平均規(guī)模在市場需求托舉和單槽產(chǎn)能提升的共同作用下加速擴大。
其四，電解水制氫裝置運行時間隨市場需求增長、綠電供應(yīng)增強和儲能經(jīng)濟性提高而延長。
其五，可再生發(fā)電仍有客觀的技術(shù)升級和裝機擴大空間，相應(yīng)電價將持續(xù)降低。預(yù)計我國可再生電價將在2030年降至300元/MW·h以內(nèi)，到2060年再降低40%左右。
由此預(yù)測，綠氫制取環(huán)節(jié)正處在10年左右的“快速降本期”。ALK制氫LCOH2030年降至18.60元/千克，2060年降至10.64元/千克；PEM制氫LCOH2040年降至13.94元/千克、競爭力超越ALK制氫，并于2050年后降至10元/千克以內(nèi)，成為最具經(jīng)濟性的制氫技術(shù)路徑，詳見圖5。
灰氫領(lǐng)域，碳價將成為影響灰氫LCOH的關(guān)鍵因素；而碳價走勢與“雙碳”政策環(huán)境、交易主體多元度、交易頻度等因素有關(guān)。該文認為，2030年前為保障經(jīng)濟增長和合理用能需求，我國碳價大概率不超過100元/噸；碳中和階段化石能源被加速替代，碳價將快速升高。預(yù)計在不考慮煤價和氣價變動的情況下，2030年煤制氫LCOH和天然氣制氫LCOH分別小幅升至16.67元/千克和19.52元/千克，2060年分別進一步升至20.43元/千克和20.83元/千克，見圖5。
藍氫領(lǐng)域，CCS成本是影響藍氫LCOH的關(guān)鍵因素。隨著二氧化碳捕集效率的提升，預(yù)計未來20年，我國CCS成本將較快下降，2040年降至250元/噸CO2以內(nèi)；在碳中和階段后半程，CCS成本還將在規(guī)模效應(yīng)下持續(xù)下降，預(yù)計到2060年降為200元/噸左右。由此預(yù)測，藍氫LCOH在碳中和目標下呈下降趨勢、但降幅有限，預(yù)計2030年降至20元/千克左右，2060年降至17元/千克左右，見圖5。若無政策扶持或二氧化碳利用盈利，藍氫將始終不具備成本競爭力。
4.2儲運環(huán)節(jié)
短距離場景下，長管拖車運輸經(jīng)濟性提升主要受運輸效率影響。儲氫瓶工作壓力的提高不完全是技術(shù)問題，近中期主要將其看作政策因素，遠期與市場需求和商業(yè)模式有關(guān)。由此展望，長管拖車LCOH降幅明顯，經(jīng)濟范圍不斷拓展，預(yù)計200km儲運成本2030年降至10元/千克左右，2060年降至4元/千克左右。長距離場景下，因氫氣特性對管材、閥門、工藝、工程等要求嚴苛，盡管氫氣運輸規(guī)模隨市場需求培育持續(xù)增長，管道運輸經(jīng)濟性下降空間有限。
綜合測算，管道LCOH2030年降至0.86元/千克·百公里，2060年降至0.56元/千克·百公里。槽罐車運輸經(jīng)濟性方面，規(guī)模效應(yīng)下氫氣液化的電耗水平將在未來20年較快下降，2030年降至12度電/千克以內(nèi)，2040年降至10度電/千克左右；2060年為8度電/千克左右，帶動1000km深冷液態(tài)氫氣儲運總成本降至9元/千克以內(nèi)。
4.3加氫環(huán)節(jié)
加氫經(jīng)濟性的提升將主要由設(shè)備成本下降和設(shè)備利用率提高驅(qū)動。預(yù)計加氫站設(shè)備成本將隨著技術(shù)國產(chǎn)化和制造規(guī)模化大幅下降，2040年后有望實現(xiàn)減半。預(yù)計設(shè)備利用率將隨著氫能交通產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴大而提升。
用全國氫氣年度交通總需求量除以同年全國加氫站總加注能力，氫氣總需求量為燃料電池汽車保有量、百公里氫耗、年均行駛里程等變量的乘積，總加氫能力又等于在營加氫站數(shù)量和設(shè)計能力的乘積，由此測得我國加氫站平均設(shè)備利用率在2025年增至21%、2030年為27%、2040年為38%、2050年為56%、2060年為80%。
由此預(yù)測，2030年500kg/d加氫站LCOH小幅降至27元/千克、1000kg/d加氫站LCOH小幅降至22.72元/千克，原因是在技術(shù)進步、市場培育推動加氫環(huán)節(jié)成本下降的同時，補貼政策停止使得成本反彈；預(yù)計2040年后加氫LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年進一步降至10元/千克以內(nèi)。
對于站內(nèi)制氫加氫一體化模式，經(jīng)濟性將在制氫技術(shù)進步和氫能交通市場壯大雙輪驅(qū)動下迅速提升。2030年，1000kg/d＋ALK站內(nèi)制氫LCOH降至62.05元/千克、1000kg/d＋PEM站內(nèi)制氫LCOH降至71.47元/千克；預(yù)計2050年前，兩種技術(shù)路徑實現(xiàn)平價競爭，LCOH在45元/千克左右；2060年站內(nèi)制氫LCOH將降至40元/千克以內(nèi)，見圖6。
5綠氫產(chǎn)業(yè)鏈整體經(jīng)濟性“痛點”分析及“拐點”研判
5.1綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈
綠氫煉化的內(nèi)涵很廣，是指依托煉化基地開發(fā)大型可再生能源發(fā)電—制氫—儲氫—利用項目，促進煉油化工行業(yè)深度脫碳、綠色發(fā)展。該文重點分析綠氫替代化石能源制氫的前景，因此所指綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈，是從可再生能源制氫至氫氣進入用氫裝置前為止，包括制取和儲運2個環(huán)節(jié)。
基準情景下，大規(guī)模綠氫煉化項目通常就地制氫、就地消納，儲運成本忽略不計，綠氫制取LCOH等同于綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本。觀察圖5可知，當前我國綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本區(qū)間在25～40元/千克，制取效率偏低、成本偏高是造成綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性瓶頸的主要“痛點”。與灰氫相比，預(yù)計綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈將在2035年左右迎來經(jīng)濟性“拐點”，灰氫成本將被碳價抬升至17～20元/千克；2040年綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈的成本競爭力將全面超越灰氫。
電價對綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。我國可再生能源儲備豐富但分布不均，受技術(shù)水平影響，不同品種的可再生電力價格存在差異；受資源稟賦影響，不同區(qū)域的可再生電力成本也有差別。西北部地區(qū)太陽能發(fā)電成本低至200元/MW·h以內(nèi)，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本低至16元/千克左右，在計入灰氫碳排放成本的情況下，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”將在2025年之前到來。東部沿海地區(qū)，海上風電成本接近500元/MW·h，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本被抬高至29元/千克以上，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”將在2040年左右出現(xiàn)。見圖7。
運輸成本對綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。我國綠氫供需存在嚴重的空間不匹配，大規(guī)模制氫工廠建在可再生資源豐富的西部北部地區(qū)，而煉油化工企業(yè)多分布在沿江沿海地區(qū)。隨著綠氫煉化產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，綠氫大規(guī)模、跨區(qū)域運輸將日益頻繁，儲運成本將構(gòu)成綠氫煉化的另一“痛點”，對產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性形成挑戰(zhàn)。若制氫工廠距煉化工廠500km，制氫電價低于200元/MW·h，以管道運輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本約為22元/千克，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”在2030年之前到來；若以槽罐車運輸，則綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈總成本接近28元/千克，預(yù)計經(jīng)濟性“拐點”在2035年之后到來。見圖8。
灰氫成本也對綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。碳價是灰氫前景展望中最大的不確定因素。高碳價情景下，碳排放成本將成為灰氫發(fā)展新的“痛點”，煤制氫LCOH將從目前的15.65元/千克增至2060年的23.15元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“拐點”預(yù)計出現(xiàn)在2030年前后。低碳價情景下，煤制氫LCOH將從目前的14.96元/千克增至2060年的17.84元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“拐點”預(yù)計出現(xiàn)在2035年之后。若不計入碳排放成本，煤制氫LCOH將從目前的12.85元/千克緩降至2060年的10.40元/千克，綠氫煉化產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“拐點”預(yù)計將推遲至2050年前后出現(xiàn)。詳見圖9。
5.2綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈
綠氫交通是指用氫燃料電池汽車替代燃油車，在遠期或是特定場景下替代電動車，助力交通領(lǐng)域的碳中和進程。該文所指綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈，是從可再生能源制氫到加注到燃料電池汽車，包括制取、儲運、加注3個環(huán)節(jié)。
基準情景下，我國加氫站運營以站外供氫模式為主，包括12種綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈業(yè)務(wù)組合方案，詳見表2。制氫環(huán)節(jié)包括ALK制氫和PEM制氫2種技術(shù)路徑；儲運環(huán)節(jié)包括直接用長管拖車運至加氫站的近距離情況，也包括先用管道或槽罐車將氫氣運至中轉(zhuǎn)站、再由長管拖車分配至加氫站的長距離情況；加注環(huán)節(jié)包括500kg/d和1000kg/d兩種加注能力的35MPa加氫站。此時，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本等于3個環(huán)節(jié)平準化成本的加和。
當前我國綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本區(qū)間在58～85元/千克，具體見圖10；遠高于氫燃料電池汽車示范應(yīng)用城市群35元/千克氫氣零售價目標。綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“痛點”主要存在于3方面，一是綠氫制取成本偏高，因此現(xiàn)階段氫能交通領(lǐng)域主要使用工業(yè)副產(chǎn)氫；二是氫氣長距離儲運成本畸高，占據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈總成本的12%～25%，而成品油儲運成本（指貿(mào)易商成本）僅占產(chǎn)業(yè)鏈總成本8%左右；三是加氫成本占比在30%以上，規(guī)模越小的加氫站加注成本越高。
若僅以車輛行駛產(chǎn)生的能耗成本對比，預(yù)計綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“拐點”將在2040年后到來。在商用車領(lǐng)域，氫燃料電池汽車的首要競爭對手是柴油車，預(yù)計2040年前后獲得成本競爭力；在乘用車領(lǐng)域，氫燃料電池汽車主要與電動車競爭，經(jīng)濟性拐點預(yù)計將晚于2050年出現(xiàn)。詳見圖11。
交通用氫需求的擴大不僅能直接作用于產(chǎn)業(yè)鏈末端，提高加氫設(shè)備利用率從而降低成本，還能溯及綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈上游，發(fā)揮規(guī)模化效應(yīng)，間接降低綠氫制取和儲運成本。
若綠氫交通市場發(fā)展快于預(yù)期，使加氫設(shè)備利用率在基準情景基礎(chǔ)上增加1倍，以1000kg/d加氫站為例，加氫環(huán)節(jié)成本將下降50%以上，帶動綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本降至45～68元/千克，成本競爭力大幅增強。
照此推算，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈總成本將在2030年降至35元/千克左右，2050年降至20元/千克左右。氫燃料電池汽車的燃動成本有望在2035年前后與柴油商用車平價競爭，也就是說，綠氫交通產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟性“拐點” 將提前至2035年前后到來。
6綠氫產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展建議
第一，建議以經(jīng)濟性為基礎(chǔ)，科學規(guī)劃各階段綠氫產(chǎn)品定位和產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點。現(xiàn)階段綠氫產(chǎn)業(yè)處于市場導(dǎo)入期，產(chǎn)品定位側(cè)重滿足交通領(lǐng)域商用車等特殊需求及高附加值化工原料的增量需求，后者對高成本綠氫的承受力更強，產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點在于技術(shù)和裝備攻關(guān)、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和綠氫煉化、綠氫交通、氫能冶金等領(lǐng)域的示范應(yīng)用。
到2030年，綠氫產(chǎn)業(yè)進入快速成長期，綠氫開始規(guī)模化替代用作工業(yè)原料的存量灰氫，產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點轉(zhuǎn)為確保規(guī)模化發(fā)展下的供應(yīng)鏈安全穩(wěn)定。2040年，綠氫產(chǎn)業(yè)進入成熟期，綠氫成為主流的氫氣來源廣泛用作工業(yè)原料、交通能源和儲能手段。
2050年，綠氫產(chǎn)業(yè)邁向躍升期，綠氫實現(xiàn)與化石能源的平價競爭，作為終端能源品種推廣應(yīng)用，屆時產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點在于保障終端用能安全和進一步提升綠氫利用效率。
第二，建議以產(chǎn)業(yè)制造為基石，加快關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)和裝備國產(chǎn)化進程，支撐我國綠氫產(chǎn)業(yè)鏈做大做強。科技進步是促進綠氫產(chǎn)業(yè)提質(zhì)降本的第一驅(qū)動力，未來5–10年是綠氫領(lǐng)域的“創(chuàng)新窗口期”。
一方面，要加強科技研發(fā)頂層規(guī)劃，重點是準確識別具備市場化前景、符合我國產(chǎn)業(yè)實際的綠氫技術(shù)研發(fā)方向，盡早集中優(yōu)勢資源進行創(chuàng)新攻關(guān)和產(chǎn)品制造，避免在減碳價值低、經(jīng)濟前景差的科研方向上走過多彎路，進而減少未來產(chǎn)業(yè)化階段同質(zhì)產(chǎn)品惡性競爭的風險與損失。
另一方面，從產(chǎn)業(yè)全局來看，交通領(lǐng)域的用氫規(guī)模相對有限，要促進科研平臺與產(chǎn)業(yè)基地有機銜接，鼓勵研發(fā)端在綠氫應(yīng)用場景，特別是工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用場景上多做文章，在直接替代灰氫、直接用作燃動之外，研發(fā)端亟需為綠氫應(yīng)用開發(fā)更多可能，讓綠氫在工業(yè)領(lǐng)域綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展進程中發(fā)揮潛能，帶動綠氫產(chǎn)業(yè)在更廣闊平臺上謀求更大發(fā)展。
第三，建議以基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)為抓手，按照共建 共享原則營造健康有序的綠氫產(chǎn)業(yè)生態(tài)。基礎(chǔ)設(shè)施是能源產(chǎn)業(yè)培育發(fā)展的先行領(lǐng)域，也將構(gòu)成能源企業(yè)的一項核心競爭力。
然而，綠氫長輸管道等基礎(chǔ)設(shè)施是具有準公共產(chǎn)品性質(zhì)的重資產(chǎn)，目前市場對綠氫認知有限、需求不足，若交由某一企業(yè)投資管理長輸管道等重資產(chǎn)設(shè)施，微觀上會形成企業(yè)成本負擔和經(jīng)營風險，宏觀上不利于產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展和有序競爭。
建議由政府部門或大型央企牽頭，積極聯(lián)合綠氫產(chǎn)業(yè)鏈上的各類市場主體，包括制氫工廠、設(shè)備商、貿(mào)易商、車企、物流公司等等，通過靈活多樣的形式進行廣泛深入合作，共建綠氫基礎(chǔ)設(shè)施，共享綠氫社會紅利。
來源：能源Time
