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1、风电光伏度电成本预测
（根据IRENA）报告）
2、分别使用陆上风电、光伏发电时碱性电解槽制氢成本
3、不同年运行小时下风电、光伏发电的制氢成本
资料来源：
CPIA
4、电解槽的用电成本预测
5、
2022-2030 年碱性和 PEM 电解槽单位制氢成本对比（元/kg）
6、2023年碱性电解槽制氢成本及构成（元/kg）
注：碱性电解槽单位制氢成本为20.21元/kg，其中用电成本、设备及维护费用占比分别为 70%、25%，用电成本占据了碱性电解水制氢成本的绝大部分
END
成本偏高导致投资和需求不足
风光发电具有波动性、随机性和不稳定性，而绿电制氢系统需要稳定、持续的电源以保证其安全高效运行，两者如何匹配和耦合，国内外还没有大规模工程实践经验可参考。目前，我国开展的风光制氢项目产能大多超万吨，同等规模下，为保障制氢系统安全稳定高效运行，离网型制氢需增加更多风光装机和储能，初始投资较高，经济性较差，即使储能设备低至1元/瓦时以下，配储的离网型制氢成本仍高于并网型制氢成本。因此，现有风光制氢项目均为并网型，须有网电的支撑和备用，即绿氢的制取除了用风光自身发出的电量外，还需有部分电网电量支持，特别是在风光负荷较低或极端无风光发电情景下，更需要网电提供相应的电力和电量。
只要风光制氢需要网电，电价成本就很难降低至0.15元/千瓦时以下。这是因为，虽然不管是绿电还是网电的电量，其取值均为电表的计量值；但电价却不同，自发绿电的电价并不简单地等同于发电度电成本，购电价格也不是单一的从电网购电的价格。制氢的综合电价的计算简式如下：
综合电价=（绿电电量×绿电电价+网电电量×电价）/（绿电电量+网电电量） (1)
其中：绿电电价=发电度电成本+政府基金及附加费+备用系统费用 (2)
网电电价=购电电价+容（需）量电价 (3)
因风电利用小时数一般高于光伏，除海上风电外，风电的度电成本低于光伏，因此风电制氢成本也比光伏低。一般来说，风光资源较好的区域，大型风电场的度电成本在0.12—0.16元/千瓦时之间，光伏的度电成本在0.15—0.2元/千瓦时之间。以大型风电制氢为例，假定每年要电解水制氢气2万吨，需要电量13亿千瓦时，制氢所需的主变压器容量为2×150兆伏安。其中，风光发电提供的电量是10.4亿千瓦时，网电电量是2.6亿千瓦时。
如果风电度电成本按最低值0.12元/千瓦时计算，政府基金及附加费+备用系统费用两者之和也按最低值0.06元/千瓦时计算，则式(2)中绿电的电价为0.18元/千瓦时。
各地区容（需）电价一般为19—28元/(千伏安·月)。以20元/(千伏安·月)为例，每年需支付容量费7200万元，当用户侧的主变压器容量确定后，每年的容量费固定不变，此时容量电价与购电量相关，越少用网电分摊的容量电价越高。以容量费用分摊到每度电的容量电价为0.28元/千瓦时计算，当购电网的电量电价为0.32元/千瓦时时，则网电电价为0.60元/千瓦时，网电电价高达绿电电价的3.33倍。
由上述分析，根据式(1)，可得制氢电价为0.264元/千瓦时，此电价下制氢成本约为2.1万元/吨，明显高于0.8—1.5万元/吨的灰氢成本。当前，绿氢短中期内制取成本较高，投资方因制氢经济性较差，多处于跑马圈地和观望状态；需求方因绿氢成本明显高于灰氢成本，难以激发以其替代传统能源的积极性。
