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泛的清洁能源载体，绿氢在工业、运输领域都有巨大的潜力， 但氢能产业仍处于初期发展阶段，对政策支持和资金注入的依赖过高，尤其是在制氢方面，绿氢成本居高不下是产业之痛。
绿氢成本计算
绿氢成本主要由3部分组成：1.可再生能源电力——将水电解成氢气和氧气。2.电解槽——电解分离的场所。3.运行和维护——设备全生命周期成本。
能源成本
电力成本占绿氢制备成本的40%~60%（AWE/PEM），甚至可达80%。另外电解槽的运行时间也受制于风光发电的时间。根据测算，在光伏发电年利用小时数为1337h，度电成本为 0.26 元/kWh 的情况下，耦合光伏发电的单位碱性电解水制氢成本为 25.69 元/kgH;:在陆上风电年利用小时数为 2221h，度电成本为0.23 元/kWh 的情况下，耦合陆上风电的单位碱性电解水制氢成本为 20.21 元/kgH。
设备成本
行业数据显示，2024年1-3月，已公开招标电解槽的绿氢项目共3个，合计电解槽招标量达67MW。2023年全年已公开招标电解槽的绿氢项目共19个，合计电解槽招标量达1882MW。已开标项目的电解槽大多为碱性，入选和第一中标候选人的碱性电解槽价格平均/中位数分别为 789.59/700万元/套和 733.75/699.86 万元/套（1000 Nm3/h）；PEM电解槽价格平均/中位数均分别为 726.49/714.38 万元套（200Nm3/h）。
根据国际可再生能源署测算，2020年全球绿氢的平均成本约为4美元/kg（约合26元/kg），预计到2030年降至1.5美元/kg（约合10元/kg），到2050年降至1美元/kg（约合6.5元kg）。
各地制绿氢成本及未来预测
2024年第一期《现代化工》发表了《资源禀赋差异地区绿氢替代灰氢潜力分析》一文，对目前及未来各地不同地区绿氢成本进行了测算。从比较来看，目前北方制氢成本低于南方，尤其是内蒙、辽宁、黑龙江、河北、吉林五地制氢成本最低，而河南、浙江湖北、湖南、重庆则是成本最高。内蒙以21.06元/kg居成本最低，重庆则比其2倍还要高，达到46.28元/kg。
能源成本降低
从地域上来看，风光发展迅速的地区，制氢成本更低，可见电解水制氢成本受风光发电时间影响较大。当风光发电年运行时长增加，制氢成本将快速下降。据数据，当光伏发电利用小时数为1800h时，光伏发电平均度电成本约为0.18元/kWh，此时单位碱性电解水制氢成本为18.41元/kgH2。
电解槽成本降低
设备成本方面可从两个方向入手。一是降低材料成本，使用较少的关键材料，尤其是Pt、Ir等成本较高的贵金属材料，或用非贵金属材料（Ni、Fe等）取代。促进所有碱性电解槽转型为无铂和无钴设备；以及从整体上强制减少稀有材料的使用，作为生产规模化的前提条件。
二是扩大生产规模，通过执行高通量、自动化的制造工艺，降低每个组件的成本。但这也面临着大型组件机械不稳定、电池最大面积限制等问题，
市场政策方面，要建立规章制度和创建市场，支持创新投资，扩大绿氢生产规模。包括设立设 备制造或部署目标、税收激励、对脱碳困难的部门实施强制配额以及其它降风 险机制等，同时落实新型商业模式，保障私营部门大规模投资的预期收益。促进实现氢能全价值链、跨区域、跨行业和利益相关者之间的目标协同和统一。
绿氢的降本是需要上下游供应链整体看待的问题，上游与电力系统关联，下游要与其他产业协调，但今年以来，国内氢能政策力度日渐增强，自上而下逐级颁布，褪去危化标签，迎来补贴新政。国家推出了一系列促进氢能发展的政策，正式将氢能纳入国家能 源战略体系规划了氢能发 展的顶层设计，确定了氢能的战略地位，明确了氢能在国家能源体系 中发挥的重要作用，政策扶持、规范力度不断增强。各地方也积极响应国 家政策，通过生产许可、补贴、减排等形式促进绿电绿氢消纳。
绿氢成长空间进一步打开，将带动相关系统配套商出货，数据显示，2023年全国可再生氢项目规划387个，电解槽需求超3GW，预计 2024-2025 年电解槽出货将翻倍增长。市场需求是推动产业发展的重要力量，也为绿氢降本提供有力支持。
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