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氫啟未來網從外媒獲悉，據一項最新研究顯示，隨著電解槽制造規模和可再生電力成本的下降，綠氫的成本預計將在未來幾年大幅下降。這與過去十年光伏的發展軌跡類似，光伏組件的成本自2010年以來下降了80%以上。
在倫敦舉行的綠氫投資會議上，有生產商警告稱這些成本不僅不會像其他可再生能源那樣迅速下降，實際還會有所上升。
綠色氫技術公司Plug Power的EMEA執行副總裁本杰明·海克拉夫特(Benjamin Haycraft)在另一個會議上也認為，電解氫將繼續具有“綠色溢價”。他表示：“由于多種原因，可再生電力的價格可能會上漲。”他指出，由于電力占電解制氫成本的60%，這將抵消電解槽的任何效率或資本支出收益。海克拉夫特補充道：“如果電力價格是50歐元/兆瓦時，你可能會得到每公斤2歐元的可變成本，然后你需要攤銷資產。”因此，他預計，與在天然氣上運行蒸汽甲烷重整裝置(SMR)相比，生產綠氫仍將是昂貴的。
成本上升背后的最大因素很簡單，即用于制氫的上游可再生能源高度暴露于資本成本的增加。
德國公用事業公司萊茵集團(RWE)氫氣業務首席運營官索普娜?蘇里(Sopna Sury)表示：“我們可以看到這是一個挑戰，因為可再生能源的成本和資本支出正在增加。”不過，她指出，一旦可再生能源工廠真正投入運營，“邊際成本將為零”。
雖然這意味著綠氫比灰氫或藍氫更能免受天然氣價格飆升的影響——去年，一些預測認為電解成本低于傳統的蒸汽甲烷重整——但這也意味著，隨著通貨膨脹的加劇，可再生氫氣更有可能變得更加昂貴。德國能源公司Uniper氫能源首席執行官Axel Wietfeld在會議的另一場演講中承認：“不幸的是，我們也看到我們項目的資本支出在增加。”他沒有透露資本支出上升對可再生氫氣生產成本的確切影響，但他指出，“灰氫和藍氫在成本方面略低”，同時引用相關預測稱，到2035年，綠氫的成本才有可能降至藍氫成本以下。
此外，生產商們對于電解槽價格是否會成為降低成本的一個重要障礙意見不一。林德負責歐洲、中東和非洲大型項目開發的副總裁Ganapathy Swamy表示：“降低成本仍然相當困難。”他表示：“這些電解槽的生產成本不會像人們在光伏或其他領域所期望的那樣，因為它們的經濟效益不同。”
另一方面，法國公用事業公司Engie的執行副總裁Didier Holleaux反駁了Swamy對原材料短缺的擔憂，稱為應對短缺，其他可再生技術中減少了關鍵金屬的使用。“我樂觀地認為，電解槽也會出現同樣的情況。”相反，他提出，市場上電解槽最大的問題實際上是它們的運營成本。“今天，如果我們想要發展氫經濟，電解槽的可靠性還沒有達到所需的程度，”Holleaux指出。“電解槽需要具備工作可靠，維護成本低，停機次數非常少等因素。”
據了解，目前至少有一個電解槽系列——由康明斯的Accelera業務提供的HyLyzer 500——由于技術缺陷導致使用該型號的一些項目損失了數月的生產。
除了電解槽成本以外，監管成本也是一個問題。索普娜?蘇里提出，授權法案將氫定義為非生物來源的可再生燃料(RFNBO)，因此有資格獲得補貼并計入工業使用指令，這使得綠氫生產“肯定會更加昂貴，至少一旦時間相關性變為小時相關性。
一項研究估計，與每月匹配相比，在可再生能源發電的同一小時內生產氫氣的需求將增加27.5%的成本，而對排放幾乎沒有影響。
“如果這是游戲規則，我認為監管只是其中的一部分。”索普娜?蘇里并強調，“我們必須討論資金支持，因為最終，從消費者和購買者的角度來看，他們需要了解支出是多少？因此，如果我們制定更復雜的規則，就需要有另一種機制來填補空白。”
對于生發商而言，未來10年氫價不會大幅下跌的預期可能是塞翁失馬、焉知非福。
相關業內人士表示：“都有點害怕過早地將自己鎖定在這項技術中。”終端用戶擔心如果再拖延幾年，他們最終會為氫氣支付更多的錢，而氫氣的價格會更低。因此，盡管“成本將隨著時間的推移而下降”，但他預計，“未來10年”不太可能出現因大幅降價而損失的風險。但這仍取決于消費者是否同意支付綠色溢價。
索普娜?蘇里也表示，這需要各個政府在短期內加大力度推動。她強調：“如果你讓需求方現在把自己鎖定在長期合同中，這代價有點太大了……這就是為什么監管和資金支持需要開始幫助降低風險。”
