《International Journal of Hydrogen Energy》：Projected levelized cost of hydrogen for on-site supply technologies in Germany
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为遵守德国排放目标并支持向绿色氢能转型，研究人员评估了德国多种供应技术的平准化氢成本（LCOH）的未来发展，假设2030年至2045年间工业需求为10,000 tH2/a。蒸汽甲烷重整（SMR）在2030年前仍是最具成本效益的选择，成本为
为遵守德国排放目标并支持向绿色氢能转型，研究人员评估了德国多种供应技术的平准化氢成本（LCOH）的未来发展，假设2030年至2045年间工业需求为10,000 tH2/a。蒸汽甲烷重整（SMR）在2030年前仍是最具成本效益的选择，成本为2.70 �/kgH2，尽管排放密集型技术因欧盟排放交易体系（EU-ETS）价格上涨而变得越来越昂贵。等离子体热解（PP）如果成功商业化，可作为过渡技术，到2040年可能达到2.14 �/kgH2。从2045年起，高温电解（SOEC）在利用废热时变得具有竞争力，达到2.78 �/kgH2（无废热时为3.10 �/kgH2）。电力价格下降使质子交换膜电解（PEM）和碱性电解（AEL）的LCOH到2045年降低约30%，而购电协议（PPA）到2030年可实现额外12.5%的降低。尽管有这些改进，在所有情景下，到2045年德国的氢成本仍高于当前水平。
**研究背景与问题**
为满足欧盟及德国减排目标，氢能作为储能介质和工业原料受到关注。当前德国95%的氢来自化石天然气，但绿色氢能面临高生产成本、可再生能源有限、基础设施不足等挑战。现有研究或聚焦系统层面、或针对单一技术，缺乏对中等规模（10,000 tH
2/a）现场制氢技术的一致可比性分析。因此，研究人员开展本研究，旨在评估2030–2045年德国多种现场制氢技术的平准化氢成本（LCOH）发展，为工业决策和政策制定提供依据。论文发表在《International Journal of Hydrogen Energy》。
**关键技术与方法**
研究人员采用统一技术经济框架，通过文献综述与专家访谈确定技术清单（技术就绪水平TRL≥7且预期2045年达TRL 9），收集资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX）数据，利用技术特定缩放因子统一至10,000 tH
2/a，引入时间依赖的CAPEX降低曲线，应用年金法计算LCOH（贴现率7.9%），并进行敏感性分析与情景不确定性量化（±30%参数变化及全负荷小时数变化）。
**研究结果**
**4.1 LCOH结果**
通过统一框架计算，发现2030年蒸汽甲烷重整（SMR）LCOH最低（2.70 �/kgH
2），但约50%成本来自EU-ETS；碱性电解（AEL）和质子交换膜电解（PEM）分别为5.14和5.32 �/kgH
2。到2040年，等离子体热解（PP）若成功商业化可达2.14 �/kgH
2；高温电解（SOEC）在利用废热时LCOH降至3.11 �/kgH
2，成为最具竞争力的电解技术。所有技术LCOH均随时间下降，但绝对水平仍高于当前。
**4.2敏感性分析**
**4.2.1电力价格影响**：电力价格在0.03–0.135 �/kWh范围内变化时，电解技术LCOH波动幅度达225–260%，而衍生物技术（液有机氢载体LOHC和氨NH
3）仅变化10–26%，因只有卸氢环节受本地电价影响。
**4.2.2 EU-ETS价格变化**：假设EU-ETS价格提前五年上涨，SMR的LCOH中排放成本占比从50%升至60%，加速缩小与电解技术的成本差距，但可能引发欧盟产业外迁风险。
**4.2.3电网电价 vs 购电协议（PPA）**：采用PPA可使电解技术LCOH降低10–12.8%，衍生物技术降低2.5–3.4%，其中PEM受益最大。
**4.2.4系统规模效应**：将产能从10,000扩至25,000 tH
2/a后，CAPEX下降17–31%，但LCOH仅降低1.6–4.9%，AEL为例年节省约150万欧元。
**4.3经济-环境权衡分析**
结合CO
2排放强度（kgCO
2e/kgH
2）评估，化石基SMR排放最高（约10.1），生物基SMR Bio和ATR Bio分别降至2.66和1.3，但成本较高。电解技术排放最低，SOEC（风电供电）仅0.42，其次为AEL（0.54）和PEM（0.57）。衍生物（LOHC和NH
3）排放约3.1–3.6，PP排放约1.4–1.8。到2045年，低排放技术成本竞争力增强，经济-环境权衡趋于弱化。
**4.4经济节约潜力**
以PEM为例，联合使用PPA和规模扩大（10,000→25,000 tH
2/a），LCOH从5.01降至4.22 �/kgH
2，年节省约780万欧元（15.6%），表明组合策略可显著加速绿色氢能转型。
**4.5情景不确定性量化**
在乐观、基准和悲观三种情景下，PP的LCOH波动最小（约1.6–3 �/kgH
2），PEM受电力价格影响最大（Δmax=1.92），LOHC受进口价格影响最大（Δmax=2.22）。结果强调关键成本驱动因素（电力价格、CAPEX、进口价格）对技术经济可行性的决定作用。
**4.6局限性**
数据不确定性源于早期阶段技术信息缺乏、未来假设（电价、燃料价格、进口成本）依赖模型与专家判断，且出口国未定。缩放因子可能引入偏差，长期预测（至2045年）需谨慎解读。
**结论与展望**
研究结论总结如下：SMR的LCOH随时间稳步上升，而其他技术呈下降趋势，但绝对成本仍高于当前水平。短期内SMR仍具经济竞争力，PP可能于2040年后成为最经济选项。长期来看，电解技术（尤其是SOEC）是可持续氢生产的关键，符合减排目标。可变运营成本（尤其是电力）是LCOH最大组成部分，降低电价（如通过PPA）是最大节约杠杆。加速EU-ETS可激励向低碳技术转型，但需注意国际竞争力损失。未来需结合区域条件、多能流（热、氧）及共享基础设施（氢枢纽）进行场地特定优化。
