對(duì)于制氫成本，資本支出成本固然很重要，但它們只是整個(gè)全生命周期成本的一個(gè)組成部分。建造和運(yùn)行的總成本，也就是產(chǎn)生的氫氣的成本，還主要取決于購買電力的成本，以及電解效率和壽命等技術(shù)參數(shù)。

正如可再生能源和傳統(tǒng)發(fā)電站可以用它們的平準(zhǔn)化能源成本(LCOE)來概括一樣，電解制氫的總成本可以用氫的平準(zhǔn)化成本(LCOH)來概括，也稱為氣體的平準(zhǔn)化成本(LCOG)。這量化了系統(tǒng)全生命周期內(nèi)每單位氫氣產(chǎn)生的總生產(chǎn)成本(例如，$ /kg或$ /MW)。

LCOH通過考慮所有技術(shù)和經(jīng)濟(jì)參數(shù)(資本成本、運(yùn)營(yíng)成本、生產(chǎn)效率、系統(tǒng)壽命、性能衰減退化和能源使用成本等)，這提供了一個(gè)公平合理的評(píng)價(jià)。這個(gè)概念可以用來探索評(píng)估重要性的權(quán)衡取舍，比如使用更好的材料來增加系統(tǒng)的耐用性和效率。這可能會(huì)增加資本支出成本，但由于所需的維護(hù)和需要購買的電力較少，因此也降低了運(yùn)營(yíng)成本。

一、氫氣平準(zhǔn)化成本（LCOH)的計(jì)算

氫氣的平準(zhǔn)化成本可以描述為氫氣生產(chǎn)技術(shù)投資的總生命周期成本除以其累計(jì)生產(chǎn)交付的氫氣量。其具體數(shù)值揭示了氫氣的平均銷售價(jià)格，使系統(tǒng)達(dá)到財(cái)務(wù)平衡。成本和氫氣產(chǎn)量都根據(jù)投資的資本成本（也稱為貼現(xiàn)率）進(jìn)行貼現(xiàn)，以反映貨幣的時(shí)間價(jià)值。未來許多年后產(chǎn)生的成本或遠(yuǎn)期出售的氫氣的價(jià)值對(duì)今天所做投資決策的可行性的影響較小。

與平準(zhǔn)化儲(chǔ)能成本（LCOS）一樣，有各種不同的定義，其中可能包括或不包括相關(guān)參數(shù)，如系統(tǒng)的報(bào)廢處理、電解槽更換或壽命期內(nèi)的容量（產(chǎn)氫量）衰減。

氫氣的平準(zhǔn)化成本（LOCH）由下面公式給出:

1）說明：匯總每年(n)到系統(tǒng)生命周期(n)的所有成本類別，并按項(xiàng)目貼現(xiàn)率(r)對(duì)每個(gè)類別進(jìn)行貼現(xiàn)。

二、電費(fèi)的重要性。

許多研究考慮的電價(jià)范圍是40-60美元/兆瓦時(shí)（MWh），因?yàn)檫@大致反映了歐洲和北美的長(zhǎng)期平均電價(jià)，或20美元/兆瓦時(shí)（MWh）作為敏感度，以反映電價(jià)隨著可再生能源比例的增加而下降的趨勢(shì)。下圖1顯示了電力價(jià)格對(duì)氫氣生產(chǎn)成本的影響。

考慮到水電解在脫碳能源系統(tǒng)中的作用，重點(diǎn)關(guān)注的是由可再生電力產(chǎn)生的“綠氫"。從2010年到2020年，太陽能光伏發(fā)電的成本下降了7倍（這里7倍理解成七分之一），同期風(fēng)能發(fā)電的成本下降了一半。這主要是由于全球范圍內(nèi)的資本成本下降，但由于風(fēng)能和太陽能發(fā)電場(chǎng)的潛在生產(chǎn)力不同，所以也會(huì)存在很大的區(qū)域差異。

每個(gè)地區(qū)都有不同的太陽能和風(fēng)能發(fā)電特性，這將影響氫氣的生產(chǎn)和安裝成本(見下圖2)。對(duì)于具有高容量因素的地區(qū)，發(fā)電成本低廉，降低了制氫成本。

如果綠氫是由與電解槽直接連接的風(fēng)能或太陽能光伏發(fā)電產(chǎn)生的，那么低成本的氫生產(chǎn)需要考慮安裝的太陽能/風(fēng)能容量和安裝的電解槽容量之間的權(quán)衡：這決定了電解槽的平均利用率。

對(duì)于一個(gè)1兆瓦的電解槽系統(tǒng)，1兆瓦的風(fēng)電裝機(jī)容量將提供平均400千瓦的電力(平均容量系數(shù)為40%：容量系數(shù)＝年實(shí)際發(fā)電量/（機(jī)組總?cè)萘?365*24）)。電解槽的利用率將與風(fēng)的容量系數(shù)相同。為了實(shí)現(xiàn)更高的電解槽利用率和降低電解槽的資本支出，必須安裝更多的風(fēng)機(jī)。發(fā)電量的增加將受風(fēng)力發(fā)電量曲線的影響，而增加發(fā)電量會(huì)在一年內(nèi)的某些時(shí)候造成電力供應(yīng)過剩。如果有可用的外網(wǎng)連接或現(xiàn)場(chǎng)使用，這種供應(yīng)過?？梢暂敵?，否則就必須減少供應(yīng)。因此，在增加電解槽利用率降低成本和減少風(fēng)力發(fā)電能力增加成本之間可能存在權(quán)衡。

三、國(guó)外制氫成本估算。

目前的研究結(jié)果表明，電解氫的成本約為5美元/公斤。這可以通過氫氣的能量含量（較低熱值時(shí)33.3千瓦時(shí)/公斤）換算成150美元/兆瓦時(shí)，以便于與電價(jià)進(jìn)行比較。

國(guó)際可再生能源署(IRENA)預(yù)計(jì)，氫氣的平準(zhǔn)化成本將從目前的5美元/加侖(根據(jù)具體情況而定，介于2.70-6美元之間)降至未來的1美元/加侖這一節(jié)省主要來自兩項(xiàng)關(guān)鍵的干預(yù)措施：

2）電力投入成本減半(從53美元/MWh降至20美元元/MWh)，每公斤節(jié)省1.40美元。

類似地，ETC模型，現(xiàn)狀歐洲的氫成本為5.1歐元/kg(假設(shè)資本成本為780美元/kW)。未來，氫氣的年需求量為500TWh(10萬噸)，這一數(shù)字可能降至3.60歐元/千克；年需求量為1100TWh(22萬噸)，進(jìn)一步降至1.70歐元/千克。另外，主要的節(jié)省來自降低資本成本(1.30美元/千克)和大量廉價(jià)的可再生電力(1.10美元/千克)。

Agora則更為樂觀，他認(rèn)為如果在北非使用光伏作為電力來源，氫氣現(xiàn)狀的成本將達(dá)到2.60美元/公斤，到2025年這一成本可能降至1.90 - 2.20美元/公斤，如果與中國(guó)的電解槽制造成本(115美元/千瓦時(shí))趨同時(shí)，到2030年將進(jìn)一步降至1.30美元/千克；或者根據(jù)國(guó)際能源署(IEA)對(duì)電解槽低資本支出的假設(shè)，有機(jī)會(huì)降至1.90美元/公斤時(shí)，下圖3總結(jié)了主要驅(qū)動(dòng)因素的影響。

圖3：隨著時(shí)間的推移，綠色制氫的成本預(yù)測(cè)，作為電解槽資本成本和電價(jià)的函數(shù)。轉(zhuǎn)載自IRENA

學(xué)術(shù)研究同樣估計(jì)，使用海上風(fēng)能生產(chǎn)氫氣的成本為4.50美元/公斤，使用可再生能源生產(chǎn)氫氣的成本為5.00 - 6.10美元/公斤；在小眾應(yīng)用領(lǐng)域，盡管尚未達(dá)到工業(yè)規(guī)模，但制氫成本約為3.48 美元/千克。如果按照最近的市場(chǎng)趨勢(shì)繼續(xù)下去，預(yù)期氫氣生產(chǎn)成本降低到2.7美元/公斤。這些場(chǎng)景也與當(dāng)前的行業(yè)公告一致。Areva H2Gen報(bào)告稱，一個(gè)充分利用的1兆瓦PEMWE系統(tǒng)(每年運(yùn)行8000小時(shí))電價(jià)為55美金/MWh時(shí)，生產(chǎn)氫氣的成本為3.90美元/kg。Enapter希望將其家庭規(guī)模(2.4千瓦)AEMWEs的氫成本從2020年的7.60美元降低到2030年的1.60美元/公斤，額外再加上約3美元/公斤的電力消耗費(fèi)用。

四、與其他技術(shù)（制氫技術(shù)和儲(chǔ)能技術(shù)）比較。

電解制氫一直是成本最高、排放低的制氫方式。如下圖4所示，從化石燃料中生產(chǎn)氫氣是便宜的選擇，其次是化石燃料生產(chǎn)與碳捕獲和儲(chǔ)存以及生物質(zhì)制氫。電解的成本大約是其他替代方法的兩倍，但隨著電解和低碳發(fā)電的成本變得越來越便宜以及生產(chǎn)規(guī)模的擴(kuò)大，這種情況在未來可能會(huì)發(fā)生變化。

然而，與其他儲(chǔ)能技術(shù)相比，電解制氫然后將其轉(zhuǎn)化為電能的成本是有優(yōu)勢(shì)的。有人在計(jì)算了所有主要電力系統(tǒng)應(yīng)用中幾種技術(shù)(包括電化學(xué)、機(jī)械、抽水蓄能)的平準(zhǔn)化存儲(chǔ)成本，并根據(jù)經(jīng)驗(yàn)值和市場(chǎng)增長(zhǎng)情景預(yù)測(cè)了這些技術(shù)在未來的應(yīng)用。具成本效益的存儲(chǔ)技術(shù)的全譜應(yīng)用如下圖5所示。

圖5：具成本效益的存儲(chǔ)技術(shù)，就低水平的存儲(chǔ)成本而言，作為應(yīng)用需求的功能。