1、工业副产氢已具备一定经济性。副产氢成本根据其原料副产气体纯度的不同也会有所不同，例如氯碱工业及丙烷脱氢的副产气体含氢量较大、纯度较高，提纯制氢成本则相对较低，而煤焦化副产的焦炉煤气含氢量相对较少、纯度较低，制氢成本也会相对较高。根据中国氢能联盟数据，目前工业副产氢的提纯成本约 0.30.6 元/kg，考虑副产气体成本后的综合制氢成本约 1016 元/kg，已具备一定的经济性。总体来看，工业副产氢在产能规模、利用空间、分布特点以及成本经济性等方面均具有一定优势。虽然相关产业在生产过程中无可避免会产生一定碳排放，但对副产氢的利用在原有产业基础之上基本不会产生额外的污染以及碳排放，相较于煤制氢、天然
2、气制氢等传统灰氢路线仍可凸显清洁能源特点。鉴于完全零碳的绿氢路线发展仍然受限，中短期内工业副产氢可成为制氢的突破口。2.1.4、 电解水制氢：清洁电力制氢，最理想的绿氢路线电解水即通过电解将水分解为氢气与氧气的过程。目前较为常见的电解水技术主要包括：碱性水电解技术、质子交换膜(PEM)水电解技术以及固体氧化物电解槽技术(SOECs)三种。其中碱性水电解技术是最为成熟且已实现商业化应用的技术，发展至今已有近 100 年历程，本质上氯碱工业使用的就是该技术，相较其他技术成本较低;PEM 技术则较为先进，可有效解决电解液回收与循环利用的问题，体积较小且操控灵活，更适用于人口密集的城市地区以及分布式使
3、用，是目前最有发展前景的电解水工艺，但由于催化剂及膜材料昂贵成本较高，大范围推广应用仍依赖于技术进步与成本下降;SOECs 技术使用陶瓷作为电解质，在高温下对蒸汽进行电解，目前技术尚不成熟，高温热源需求也限制了其经济性，尚处于研发阶段。电解水耗电量大、成本较高，规模化应用的障碍尚未扫除。电解水对电能的消耗量较大，单位能耗约45𝑘𝑊/𝑚3。根据国际能源署计算，如果全球氢气产量均采用电解水技术，其电能消耗可达 3600 万亿瓦时，已超过欧盟年度发电总量。电解水成本中，电力成本占总成本七成以上。根据中国氢能联盟测算，如果采用市电生产，制氢成本约 30-
4、40 元/kg，是煤制氢成本的四倍以上，经济性相对较弱。因此，电解水制氢技术仍处于发展阶段，尚未得到规模化应用。目前，电解水制氢产量在全球氢气总产量占比在 0.1%以下，在国内氢气产量中占比约1.5%。清洁能源快速发展，电解水制氢迎来曙光。除成本问题以外，利用传统网电制氢还存在严重的全周期内高碳排放的问题。由于国内电力供应七成为火电，若直接采用网电制氢，单位氢气碳排放量可达 35.84kg，是煤制氢的近两倍，天然气制氢的 3倍以上。而近年来清洁能源的快速发展为电解水制氢创造了良机：一方面，可再生能源发电制氢可实现全周期内的零碳排放，实现真正的绿氢生产;另一方面，随着风电、光电等成本下降以及平价
5、上网，制氢成本也将持续下降。同时，利用弃风、弃光、弃水电力制氢可大大提升清洁能源的利用效率，有效解决跨时间、跨空间的过剩能源消纳问题。从政策方面来看，国家发改委、国家能源局先后发文支持高效利用廉价且丰富的可再生能源制氢，国务院印发新能源汽车产业发展规划(2021-2035 年)和五部门关于推动燃料电池汽车示范应用的通知均明确支出鼓励发展绿氢，进一步支持有条件的地区通过发展低碳清洁氢气支取率先达峰，探索“制氢电价”等刺激政策。在“3060 碳达峰碳中和”政策背景下，风光电等清洁能源装机量将持续高速增长，绿氢或迎来快速发展期。根据中国氢能联盟预测，到 2050 年可再生能源电解制氢占比将达到 70%。
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