氢能，作为一种被寄予厚望的二次能源，正逐渐走进大众视野。它来源广泛，在未来有望广泛应用于多个领域，助力可再生能源发展，加速工业、交通、建筑等行业的脱碳进程。据预测，到 2050 年，全球氢能需求将大幅增长，同时能累计减少大量二氧化碳排放，对全球能源系统深度脱碳意义重大。目前，全球已有超 50 个国家和地区将氢能纳入能源战略，中国也积极推动氢能产业发展，出台多项政策，其制氢产量已位居世界第一。
然而，中国当前的制氢结构存在明显问题。81% 的氢气来源于化石燃料，以煤炭和天然气为主，而通过低碳电力或可再生电力电解水制氢的比例仅为 1%。此前，虽有众多学者对水电解制氢进行研究，但大多仅在国家层面针对特定类型的水电解制氢系统展开，未充分考虑系统配置差异和省级资源的不同。鉴于此，山东大学等研究机构的研究人员开展了深入研究，以填补这些空白。该研究成果发表在《Nature Communications》上，为氢能产业发展提供了关键指引。
在研究方法上，研究人员构建了制氢系统配置和全年小时运行优化模型。通过收集 31 个省（区、市）的实际电价、电网碳排放因子，以及美国国家可再生能源实验室的每小时光伏发电数据等，将这些数据输入模型。同时，采用混合整数线性规划（MILP）方法，在不同补贴政策和目标年份下，对不同省份多种水电解制氢系统的投资和运行方案进行联合优化，进而量化不同水电解制氢系统的 LCOH 和 LCCE 。
研究结果如下：
- 经济与环境竞争力现状：不同省份的水电解制氢系统 LCOH 和 LCCE 差异显著。从地区来看，东部和南部沿海地区的 LCOH 普遍较高，西部和北部地区相对较低；北方地区的 LCCE 较高，部分省份如青海、西藏等具有低碳优势。在不同制氢路径方面，水电解制氢的 LCOH 高于其他制氢方式，多数省份水电解制氢的 LCCE 高于煤气化（CG）制氢，但在部分省份则低于 CG 制氢，这些省份具备优先发展水电解制氢的优势。
- 成本和碳排放的空间分布：4 种水电解制氢系统的 LCOH 空间分布呈现东部和南部沿海高、西部和北部低的特点。各系统成本构成中，WE1 和 WE2 的购电成本占比较大。WE3 和 WE4 因需配置光伏面板、储能设备等，投资成本和运维成本增加，LCOH 较高。在 LCCE 方面，WE1、WE2 和 WE3 在北方地区较高，WE4 则在全国范围内都很低。
- 分时电价对系统的影响：分时电价可降低并网水电解制氢系统的 LCOH，不同系统和省份的降低幅度不同。WE1 中，购电成本占比大的省份，LCOH 降低幅度大；WE2 受分时电价影响更大，会改变光伏面板的安装容量；WE3 配备储能设备，能更经济地调节电力和氢能供应，采用分时电价后，LCOH 降低幅度较大，且系统配置也有所变化。
- 考虑需求的制氢结构转型：实现 15% 可再生氢的制氢结构转型，中国需大量投资，同时可大幅减少碳排放。不同省份的氢需求不同，氢需求高的省份转型投资大、碳减排量多，但减排率不一定高；光伏资源丰富、电网碳排放低的省份，碳减排率较高，但氢需求相对较低。
- 2025 - 2050 年未来情景下的发展路径：在基准情景下，随着设备投资成本降低和电解槽效率提高，水电解制氢系统的 LCOH 逐年下降；而煤和天然气制氢的 LCOH 因碳排放成本增加而上升。预计 2035 年后，离网制氢（WE4）可能具备经济和环境优势，2045 - 2050 年有望成为最经济的制氢方式。补贴政策能降低水电解制氢的 LCOH，加速其成本竞争力的实现，不同补贴政策对不同系统的影响各异。
研究结论和讨论部分指出，中国不同地区的资源条件差异导致水电解制氢的 LCOH 和 LCCE 不同。目前，水电解制氢的 LCOH 较高，限制了其发展。对于并网水电解制氢，降低购电成本是关键，可推广分时电价提升竞争力；离网水电解制氢虽需大量投资，但能实现低碳排放，未来有望兼具经济和低碳优势，在此之前，工业副产氢是较好的替代选择。
该研究为中国氢能战略部署提供了重要依据，建议采取区域差异化和时间阶段性的发展策略。短期内，优先发展工业副产氢，在特定地区部署并网水电解制氢系统，并开展离网水电解制氢示范；长期来看，在全国推广离网水电解制氢系统，并对经济可行性强的地区给予补贴。不过，研究也存在局限性，如未考虑光伏面板发电的不确定性、原材料和土地面积限制等。未来研究可聚焦于如何利用低成本、长距离的氢传输技术解决可再生氢资源与需求的空间分布不匹配问题。总体而言，这项研究为中国氢能产业的可持续发展指明了方向，对实现 2060 年碳中和目标具有重要意义。
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