綠氫產業是我國戰略性新興產業的重點發展方向，也是搭建新型能源體系、建設現代化產業的重要舉措，發展綠氫將為我國經濟高質量發展注入新活力。綠氫作為一種新興產業，涉及化工、材料、能源、裝備制造等領域，發展綠氫下游產業與新能源、新材料、高端裝備制造等產業具有較強的關聯性，以新質生產力賦能傳統產業轉型升級，其中綠氫制甲醇/氨、天然氣管道摻氫及燃氣輪機摻氫燃燒、氫燃料電池及氫能重卡正逐步成為綠氫科技創新的代表性技術，有必要對其進行成本和經濟性分析，為行業應用提供參考依據。分別對化石能源和綠氫制甲醇生產成本進行測算，氫氣價格參考技術最成熟的堿性電解水制氫為1.6元/Nm3，甲醇成本主要由原料成本、輔助耗材及間接費用構成，測算結果如表1~3所示。
注：生產1t甲醇排放3t二氧化碳，碳稅80元/t。
在考慮碳稅的前提下，當煤炭價格為800元/t時，煤制甲醇的生產成本為2374.55元/t；當天然氣價格為1.59元/m3，天然氣制甲醇的生產成本為2203.36元/t；在考慮碳減排效益的前提下，當電解水制氫電價為0.3358元/kWh，綠氫加二氧化碳制甲醇的生產成本為4493.38元/t，遠高于甲醇的市場均價2100~2600元/t，相比化石能源制甲醇，目前綠氫加二氧化碳制甲醇尚不具備經濟性。結合可再生能源電價、氫氣價格和其他費用等邊界條件計算，只有在電價為0.13元/kWh（對應綠氫成本為7.62元/kg）時，綠氫加二氧化碳制甲醇的成本為2198元/t，與煤價800元/t以及天然氣價格1.59元/m3對應的化石能源制甲醇成本接近。煤制甲醇和天然氣制甲醇需要交納碳稅，而合成綠色甲醇消耗二氧化碳可以獲得碳減排補貼，且隨著碳捕集、利用與封存（CCUS）技術發展，二氧化碳的利用成本將會降低，從而降低綠色甲醇生產成本。利用風力發電和光伏發電等可再生能源制氫合成氨的生產工藝流程如下圖。綜合考慮現有技術和成本因素，采用堿性電解水制氫技術，合成氨工藝采用哈伯博世合成技術。分別對化石能源和綠氫合成氨的生產成本進行測算，結果如表4所示。
可以看出，新能源電價是影響合成氨成本的關鍵因素，隨著電價逐漸提高，可變成本和經營成本的占比不斷提升，綠電價格在0.1~0.2元/kWh時，生產合成氨的全成本為2278~3562元/t，當綠電價格為0.14元/kWh，對應的綠氨生產成本為2684元/t，綠氫耗電成本占合成氨生產成本的58.61%，與碳價90元/t對應的煤制合成氨成本（2578元/t）及天然氣合成氨成本（2933元/t）大致接近。未來綠氨將作為替代煤/天然氣合成氨的技術手段，控制綠氨生產成本仍需進一步降低綠電價格，待產業扶持政策逐步完善后，綠氨產業將迎來飛速發展。目前天然氣管道摻氫處于前期發展階段，主要受制于安全性、可行性、經濟性3方面關鍵因素。在安全性方面，根據摻氫管道類型的不同，最大安全摻氫比例控制在10%以內，比例過高可能面臨氫脆與爆炸、部件過熱、回火等問題。從可行性上看，摻氫天然氣直接燃燒已應用在“氫進萬家”示范項目中，證明實現摻氫燃氣的寬壓力、長周期、規模化應用是可行的，未來還需進行長周期實驗，更準確地對燃氣基礎設施進行適應性評價并形成標準體系。從經濟性上看，我國天然氣管道摻氫示范項目較少，按照可再生能源制氫價格1.6元/Nm3，通過實驗分別摻入1%、3%、5%和10%氫氣后，對應不同天然氣價格條件下，計算摻氫天然氣熱值、氣體價格、生產1t蒸汽耗氣量及燃氣成本，結果如表5所示。當摻氫比例不變而天然氣價格提升時，生產1t蒸汽的耗氣量不變，燃氣成本逐漸增加；當天然氣價格不變而摻氫比例提升時，生產1t蒸汽的耗氣量和燃氣成本逐漸增加；當摻氫比例和天然氣價格都提升時，生產1t蒸汽的耗氣量和燃氣成本逐漸顯著增加。按照目前燃氣價格和電價制氫，摻氫燃燒不具備商業化應用的經濟可行性，據測算，當摻氫比例達到上限10%，氫氣價格低至0.9元/m3，耗氣量和燃氣成本分別為80.45m3和171.36元，摻氫燃燒則兼具經濟性和低碳環保雙重效益。燃氣輪機摻氫燃燒發電是利用燃氣輪機將氫氣與天然氣混合燃燒產生熱能，并通過渦輪驅動發電機發電的技術。最初燃氣輪機使用天然氣等化石燃料進行燃燒發電，近年來隨著對環保要求的提高，使用氫氣作為可持續能源的替代燃料逐漸受到關注，不僅能夠降低氮氧化物等溫室氣體的排放量，同時也為氫能提供了新的應用場景。對天然氣摻氫燃燒發電的邊界條件和經濟性測算如下：按照5500kcal/kg煤炭價格800元/t，天然氣價格2.27元/Nm3，綠電價格0.3358元/kWh計算，對應的制氫成本分別為0.9元/Nm3、1.2元/Nm3、1.6元/Nm3；燃氣輪機選用F級重型燃機，單位體積天然氣可發電5.0~5.5kWh/Nm3，每Nm3天然氣熱值為氫氣的3倍條件下，取發電量平均值5.25kWh/Nm3進行反推，得出純天然氣、煤制氫摻燒、天然氣制氫摻燒、可再生能源制氫摻燒的燃氣度電成本分別為0.438kWh/元、0.597kWh/元、0.754kWh/元、1.232kWh/元。結果表明，采用化石能源或可再生能源制氫摻燒替代純天然氣燃燒發電，在現有政策條件下沒有市場競爭優勢，未來隨著綠電價格進一步降低，使用清潔能源氫燃料替代天然氣作為燃氣輪機發電原料可以減少大量的碳排放。氫燃料電池作為一種新型發電裝置，能量密度遠高于鋰離子電池[7]，且相比鋰離子電池其具有補給時間短、零污染、續航里程高等優點，但加氫站相比充電站建設成本較高（見表6）。未來要獲得氫源需要依靠工業副產氫和電解水制氫，消耗能量較大、成本高，因而氫燃料電池技術的產業化進程較慢。
測算燃油重卡、純電動重卡以及氫能重卡的全生命周期成本。在車輛購置費用方面，以49t重卡為例，燃油車及電動車分別選取中國重汽某重卡牽引車、陜汽重卡德龍某純電動牽引車，氫能重卡參考各地49t牽引車中標價格及出廠指導價。根據《燃料電池汽車城市群示范目標和積分評價體系》，結合國內平均補貼，計算購置氫能重卡的補貼金額約76萬元。在能源成本方面，對于燃油重卡，按照0號柴油市場價格7.7元/L，滿載后百公里油耗根據地形條件、用車習慣等有所差異，選取油耗30L/百公里進行測算；對于純電動重卡，由于充電價格因充電樁所在區域、充電峰谷時段等有所差異，選取1元/kWh進行測算，根據其電池容量及續航水平計算百公里電耗約188kWh。對于氫能重卡，加氫價格依據制氫方式、所處區域等差異較大，分別選取45元/kg（無補貼）和30元/kg（含補貼）加氫價格進行測算，而百公里氫耗依據地形條件等有所差異，選取10kg/百公里進行測算。測算結果如表7所示。
在目前的補貼政策下，氫能重卡相對燃油重卡和純電動重卡仍未實現經濟性。49t氫能重卡初始購置費用為130萬元，考慮購車財政補貼和加氫補貼價格測算，行駛70萬km后報廢，其全生命周期成本為386萬元，比燃油重卡和純電動重卡的全生命周期成本分別高出20%和16%。綠氫是未來最具潛力的清潔制氫技術，目前控制綠氫應用成本主要依靠降低可再生能源電力價格、電解水系統成本、加大產業政策扶持力度以及將碳減排效益轉化為經濟效益等實施路徑，預計綠氫在耦合二氧化碳制甲醇、耦合氮氣合成氨、天然氣管道摻氫、燃氣輪機摻氫燃燒、氫燃料電池及氫能重卡等產業的規�；瘧糜型�2030年前實現。
