《全球氢能观察2021》系列研报之二：全球绿氢供应趋势观察

可再生能源制氢的生产成本正以超预期的速度快速下降。进入2021年，全球氢能产业发展速度的提升，也使得我们对绿氢生产成本有了更低的预期。

目前主要有三个因素正在推动绿氢成本的加速下降。一是可再生能源平准化度电成本（LCOE）正在下降。电费成本是制氢成本构成的主要部分，占比达到60-70%。由于全球范围内可再生能源的大规模应用，可再生能源的成本将持续降低，到2030年，光伏发电成本预计将下降25%至0.1元/kWh，陆上风电成本下降50%至0.2元/kWh，海上风电成本有望下降33%。全球来看，预计资源最佳的地区度电成本下降幅度最大，包括西班牙、智利和中东等地。

二是电解槽成本正在加速下降。预计到2030年，电解槽成本将显著下降——系统级（包括电解槽、电源和整流器、干燥/净化、压缩设备）约下降至200-250美元/千瓦。由于电解槽供应链规模的加速发展，对比去年成本的预测大幅降低了30-50%，近期多家电解槽制造商已宣布产能扩大计划，总计将新增超过3GW的电解槽生产产能。同时，大型综合可再生能源制氢项目的电解槽利用率水平正逐步提高。这种表现主要受生产集中化、可再生能源（例如陆上风能和太阳能光伏）耦合和系统集成优化（例如，为了优化利用而扩大可再生能源装机量与电解槽产能）的推动。

三是技术进步带来成本下降。当前电解水制氢效率约为55kWh/kg氢气（即生产1立方氢需要约4.5度电）；随着制氢项目更大规模化、更优秀的制造工艺、以及更好的质量品控，辅以在其他环节技术和材料的优化（如更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电解槽的效率有望降低至40kWh/kg氢气（即生产1立方氢需要约3.7度电），同时由于材料及催化剂的优化，设备折旧、其他原材料成本也有望降低50%以上，从而推动绿氢生产成本持续下降。（见图1）

图1：各类技术路线制氢成本趋势预测

全球已有约70个在建中的绿氢项目，其中吉瓦级项目22个，主要分布在欧洲（11个）和澳大利亚（7个），中东和南美也有巨大潜力。从绿氢产能来看，全球规划中的吉瓦级绿氢项目产能合计144.1GW，其中欧洲和澳大利亚占了接近93%，处于绝对领先。按照之前欧盟提出的2024年电解槽规模达6GW、2030年达40GW的目标来看，现有规划中的绿氢项目如能顺利投产则将大幅超额达标。

随着全球绿氢项目的快速扩张，产业规模化效应将逐渐显现。到2030年，可再生能源制氢项目中电解槽、电源和整流器、干燥/净化（99.9%纯度）、压缩设备（压缩至30巴）等核心设备的投资成本预计将从目前的1120美元/kW下降至230美元/kW。同时设备运输、安装和装配（电网连接）、建筑成本（用于室内安装）以及项目开发、现场服务和试运行等间接成本也将随着行业规模化发展而有所下降。绿氢项目投资的总成本中还包括融资成本，符合项目加权平均资本成本(WACC)要求的边际收益应与其他资本支出要素成比例，例如，将WACC从7%降低到5%将使项目的总体投资成本减少近20%。

当前国内电解水制氢总产能约为70万吨，市场投资总额约38.5亿元。预计2025-2030年，制氢技术将以碱水制氢、PEM制氢技术为主，电解槽综合成本在技术创新、规模化发展下逐渐降至5000元/kW，2025年国内电解水制氢总产量将达到300万吨，市场投资额约为1022亿元；到2030年，国内电解槽总容量将达到75GW，投资额增长至3750亿元。

灰氢和蓝氢的碳排成本，是加速绿氢与灰氢同价的重要因素之一。如引入碳排成本，绿氢或将在2028年实现与灰氢同价。假设到2030年碳排成本增长至为50美元/吨（二氧化碳当量），2040年150美元/吨，2050年300美元/吨，可将绿氢与灰氢实现同价的时间提前至2028年至2034年。确切的时间将取决于各地资源禀赋和政策要求。

在拥有最佳可再生资源但天然气成本较高的国家（例如智利），绿氢最早将在2028年实现与灰氢同价。在可再生能源和天然气资源都一般的地区（例如，德国），可能会在2032年实现绿氢与灰氢同价。到2034年，可再生能源和天然气资源均丰富的地区（例如，美国部分地区）可实现绿氢与灰氢同价。（见图2）。

图2：各类技术路线制氢成本（包含碳排成本）趋势预测

综上所述，对比2020年国际氢能委员会的预测，以上这些因素将共同推动绿氢成本预测曲线在平均成本区间降低20%，在最佳成本区间降低30%。

例如中欧的海上风电制氢项目（或同类普通资源的绿氢项目），制氢成本将从2020年的5.4美元/公斤下降到2030年的2.3美元/公斤，其中LCOE的下降对绿氢成本的影响最大。由于电力成本的相关性更高，拥有低成本可再生能源的地区，绿氢降本趋势也将更快。而例如中东的光伏制氢项目（或同类低成本可再生能源制绿氢项目），到2030年，制氢成本将下降到1.5美元/公斤。在这种情况下，与海上风电制氢项目相比，电解槽投资成本的下降对推动绿氢成本下降的影响更大。

同时，两类项目也可以应用风光耦合或通过集成设计来优化制氢系统，在可再生能源产能过剩导致的电量损失和电力减少导致的制氢系统低利用率之间取得平衡。如澳大利亚、智利或沙特阿拉伯等风光资源充足的国家将从这种综合资源优势中受益（见图3）。

图3：各类绿氢项目细分生产成本预测

国内方面，在现阶段约97%的氢气都是由化石能源制氢或副产氢获得，为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续应主要发展蓝氢和绿氢，并逐步替代灰氢。发展蓝氢是我国独有的竞争优势，但采用CCUS的化石能源制氢及副产氢最多只能降低80%碳排放，可作为灰氢向绿氢的过渡阶段。

未来十年我国风电、光伏每年新增装机规模预计分别在5000万千瓦和7000万千瓦左右，可再生能源发电成本将进一步下降，到2030年绿氢潜在产能预计可以超过400万吨。国内电解水制氢设备方面，随着技术发展和自主化的提升、电解槽生产规模扩大以及自动化水平提高，到2030年电解水制氢设备的固定成本有望降低50-60%。

根据氢促会预测，在“十四五”期间，我国将在积极利用工业副产氢的同时，大力发展可再生能源电解水制氢示范，氢气平均制备成本降至20元/kg；到2030年，国内电解水制氢规模将达到75GW左右，氢气平均制备成本15元/kg左右；远期到2050年，我国将以可再生能源发电制氢为主，副产氢、化石能源制氢配合CCUS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术为有效补充，氢气平均制备成本降至10元/kg。

敬请期待《全球氢能观察2021》系列研报之三：全球氢储运与供应链趋势观察