氢启未来网从外媒获悉，据一项最新研究显示，随着电解槽制造规模和可再生电力成本的下降，绿氢的成本预计将在未来几年大幅下降。这与过去十年光伏的发展轨迹类似，光伏组件的成本自2010年以来下降了80%以上。

在伦敦举行的绿氢投资会议上，有生产商警告称这些成本不仅不会像其他可再生能源那样迅速下降，实际还会有所上升。

绿色氢技术公司Plug Power的EMEA执行副总裁本杰明·海克拉夫特(Benjamin Haycraft)在另一个会议上也认为，电解氢将继续具有“绿色溢价”。他表示：“由于多种原因，可再生电力的价格可能会上涨。”他指出，由于电力占电解制氢成本的60%，这将抵消电解槽的任何效率或资本支出收益。海克拉夫特补充道：“如果电力价格是50欧元/兆瓦时，你可能会得到每公斤2欧元的可变成本，然后你需要摊销资产。”因此，他预计，与在天然气上运行蒸汽甲烷重整装置(SMR)相比，生产绿氢仍将是昂贵的。

成本上升背后的最大因素很简单，即用于制氢的上游可再生能源高度暴露于资本成本的增加。

德国公用事业公司莱茵集团(RWE)氢气业务首席运营官索普娜•苏里(Sopna Sury)表示：“我们可以看到这是一个挑战，因为可再生能源的成本和资本支出正在增加。”不过，她指出，一旦可再生能源工厂真正投入运营，“边际成本将为零”。

虽然这意味着绿氢比灰氢或蓝氢更能免受天然气价格飙升的影响——去年，一些预测认为电解成本低于传统的蒸汽甲烷重整——但这也意味着，随着通货膨胀的加剧，可再生氢气更有可能变得更加昂贵。德国能源公司Uniper氢能源首席执行官Axel Wietfeld在会议的另一场演讲中承认：“不幸的是，我们也看到我们项目的资本支出在增加。”他没有透露资本支出上升对可再生氢气生产成本的确切影响，但他指出，“灰氢和蓝氢在成本方面略低”，同时引用相关预测称，到2035年，绿氢的成本才有可能降至蓝氢成本以下。

此外，生产商们对于电解槽价格是否会成为降低成本的一个重要障碍意见不一。林德负责欧洲、中东和非洲大型项目开发的副总裁Ganapathy Swamy表示：“降低成本仍然相当困难。”他表示：“这些电解槽的生产成本不会像人们在光伏或其他领域所期望的那样，因为它们的经济效益不同。”

另一方面，法国公用事业公司Engie的执行副总裁Didier Holleaux反驳了Swamy对原材料短缺的担忧，称为应对短缺，其他可再生技术中减少了关键金属的使用。“我乐观地认为，电解槽也会出现同样的情况。”相反，他提出，市场上电解槽最大的问题实际上是它们的运营成本。“今天，如果我们想要发展氢经济，电解槽的可靠性还没有达到所需的程度，”Holleaux指出。“电解槽需要具备工作可靠，维护成本低，停机次数非常少等因素。”

据了解，目前至少有一个电解槽系列——由康明斯的Accelera业务提供的HyLyzer 500——由于技术缺陷导致使用该型号的一些项目损失了数月的生产。

除了电解槽成本以外，监管成本也是一个问题。索普娜•苏里提出，授权法案将氢定义为非生物来源的可再生燃料(RFNBO)，因此有资格获得补贴并计入工业使用指令，这使得绿氢生产“肯定会更加昂贵，至少一旦时间相关性变为小时相关性。

一项研究估计，与每月匹配相比，在可再生能源发电的同一小时内生产氢气的需求将增加27.5%的成本，而对排放几乎没有影响。

“如果这是游戏规则，我认为监管只是其中的一部分。”索普娜•苏里并强调，“我们必须讨论资金支持，因为最终，从消费者和购买者的角度来看，他们需要了解支出是多少？因此，如果我们制定更复杂的规则，就需要有另一种机制来填补空白。”

对于生发商而言，未来10年氢价不会大幅下跌的预期可能是塞翁失马、焉知非福。

相关业内人士表示：“都有点害怕过早地将自己锁定在这项技术中。”终端用户担心如果再拖延几年，他们最终会为氢气支付更多的钱，而氢气的价格会更低。因此，尽管“成本将随着时间的推移而下降”，但他预计，“未来10年”不太可能出现因大幅降价而损失的风险。但这仍取决于消费者是否同意支付绿色溢价。

索普娜•苏里也表示，这需要各个政府在短期内加大力度推动。她强调：“如果你让需求方现在把自己锁定在长期合同中，这代价有点太大了……这就是为什么监管和资金支持需要开始帮助降低风险。”