1核心觀點

研究背景

“30-60 雙碳目標”的提出為綠氫在深度脫碳領(lǐng)域提供了廣闊的市場應用空間，但從當前綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段來看，整體處于產(chǎn)業(yè)導入階段，制約綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展的核心因素在于制氫成本。在本篇報告中，我們建立了綠氫的全生命周期生產(chǎn)成本模型 （LCOH），并對綠氫降本路徑進行預測及分析。

創(chuàng)新之處

目前市場對于綠氫成本的研究相對簡單且較少，因此我們系統(tǒng)性地建立了綠氫的全生命周期成本模型，通過對綠氫成本核心要素（包括電力成本、電解槽初始投資成本 CAPEX、固定運維成本 OPEX）進行拆解及預測，分析了可再生能源電解水制綠氫何時能與灰氫實現(xiàn)平價，并分析了綠氫在各脫碳應用領(lǐng)域的成本競爭力。

核心結(jié)論

1）到 2030 年國內(nèi)綠氫成本可實現(xiàn)與灰氫平價。到 2030 年，綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg。而國內(nèi)部分可再生資源優(yōu)勢區(qū)域，其度電成本到 2030 年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達到 0.1-0.15 元/KWh，相應的綠氫成本將率先實現(xiàn)與灰氫平價。

2）綠氫的大規(guī)模應用或?qū)⒃?2035-2040 年實現(xiàn)。近 5 年綠氫將率先在供熱和重卡行業(yè)得以應用；到 2030 年，綠氫成本可下探至 10-12 元/kg，氫能在重型運輸領(lǐng)域 極已具價格競爭力；2035 年后，綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域大規(guī)模推廣應用。

2 脫碳是推動氫能發(fā)展第一驅(qū)動力

2.1 碳中和推動生產(chǎn)資料向無碳化趨勢發(fā)展

從工業(yè)革命開始，人類活動便前所未有地撼動了地球的自然平衡。碳循環(huán)體系首當其沖，碳源和碳匯的平衡不再，引發(fā)了世界對全球變暖、海平面上升等后果的思考。當前全球人類活動估計造成了全球升溫高于工業(yè)化前水平約 1.0℃，根據(jù)巴黎協(xié)定要求，上升幅度須控制在 2℃以內(nèi)，并努力限制在 1.5℃以內(nèi)。全球變暖超過 2℃，大 概率將對人類和生態(tài)系統(tǒng)造成嚴重、普遍和不可逆轉(zhuǎn)影響。若能將升溫控制在 1.5℃ 以內(nèi)，將更有助于降低極端氣候災害出現(xiàn)的風險，對于處于熱帶的發(fā)展中國家、島嶼國家及其他脆弱國家和地區(qū)來說尤其重要。

縱觀能源的發(fā)展歷史，從最初使用固態(tài)的木柴、煤炭，到液態(tài)的石油，直至氣態(tài) 的天然氣，不難看出其 H/C 比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比在 1:3~10 之間，煤為 1:1，石油為 2:1，天然氣為 4:1。在 18 世紀中葉至今，氫碳比 上升超過 6 倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高，可以預見未來隨著碳中和的進行，氫在能源中的占比將會繼續(xù)提高。

2.2 中國承諾“雙碳目標”，減排時間緊、任務重

高碳模式長期以來是中國能源結(jié)構(gòu)的重要特征。國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，近幾十年來，中國的能源生產(chǎn)、消費集中在化石燃料上。2019 年我國煤炭消費占全部一次能源消費量的 57.7%，煤炭消費達 28 億噸標準煤，雖然煤炭在一次能源消費中的占比 自 2010 年以來逐年降低，但其消費量絕對值依然維持在峰值附近，這主要受我國多煤少油缺氣的客觀能源分布以及工業(yè)化進程以來產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的布局所影響，形成長期以 來以煤炭為首的高碳能源結(jié)構(gòu)特征。

高碳生產(chǎn)經(jīng)濟模式下，中國碳排量位居全球首位。中國從2005年起就超越美國， 成為全球第一大碳排放國家，在全球總量中的占比超過兩成。美國能源信息署（EIA） 的公布的數(shù)據(jù)顯示，2018 年全球碳排放總量達 362.28 億噸。其中前五大碳排放國家為中國、美國、印度、俄羅斯、日本，在全球總排放量中的占比分別為 29.7%、14.6%、 6.4%、5.0%、3.4%。中國獨占全球近三成份額，這一狀態(tài)從 2011 年起延續(xù)至今。

電力及工業(yè)是我國主要碳排放終端。根據(jù)清華氣候院數(shù)據(jù)， 2020 年我國二氧化碳總排放量 113.5 億噸，其中與能源相關(guān)排放 100.3 億噸，占比 88.4%；工業(yè)過程排放 13.2 億噸，占比 11.6%。其中：

1）能源相關(guān)排放主要包括化 石燃料燃燒及電力/熱力使用，分別從供給端及需求端對其拆解，根據(jù)清華氣候研究 院數(shù)據(jù)，供給端煤炭、石油、天然氣排放占比分別為 76.6%、17%、6.4%，需求端 （不計間接排放）電力、工業(yè)、建筑、交通排放占比分別為 40.5%、37.6%、10.0%、 9.9%。

2）工業(yè)過程排放主要集中于非金屬礦物制品（主要為水泥）、金屬冶煉、化 工，根據(jù) 2014 年《中華人民共和國氣候變化第二次兩年更新報告》數(shù)據(jù)，非金屬礦物制品、金屬冶煉、化工業(yè)排放占比分別為 68.8%、20.5%、10.7%。

2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。預計我國減排分為三個 階段，2020-2030 年屬于峰值平臺期，2030-2035 年逐步減排，2035 年之后加速減排?；谇迦A氣候院對于我國不同情境下 CO2排放路徑的研究，2030 年前碳達峰目標對應于強化政策情景，2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。當前由于能源和經(jīng)濟體系慣性，難以迅速實現(xiàn) 2℃和 1.5℃情景的減排路徑。預計 2030年前碳達峰后，再加速向 2060 年碳中和目標逼近。由于 2℃和 1.5℃情景分別對應于全球 2070 年、2050 年左右碳中和，則 2060 年碳中和路徑將位于 2℃路徑和 1.5℃ 路徑之間：

政策情景（落實并延續(xù) 2030 年 NDC 目標的政策情景）：一次能源消費到 2050 年前趨于穩(wěn)定，約 62 億 tce。CO2 排放 2030 年左右達峰，2050 年下 降到約 90 億 tCO2；

強化政策情景（“自下而上”強化 2030 年前 NDC 情景，不斷加大減排力度）：一次能源消費到 2050 年約 56 億 tce。CO2 排放 2030 年前達峰，2050 年 下降到約 62 億 tCO2；

2℃情景（2050 年實現(xiàn)與 2℃目標相契合的減排情景）：一次能源消費到 2050 年約 52 億 tce。CO2排放 2025 年左右達峰，2050 年下降到約 29 億 tCO2， 再加上 CCS 和森林碳匯，凈排放約 20 億噸；

1.5℃情景（2050 年實現(xiàn) CO2 凈零碳排放，其他溫室氣體深度減排）：一次 能源消費到 2050 年約 50 億 tce 。2025 年前達峰，2050 年下降到約 12 億 tCO2，再加上 CCS 和森林碳匯，基本實現(xiàn) CO2 零排放。

碳排結(jié)構(gòu)上，針對能源環(huán)節(jié)（工業(yè)、電力、交通、建筑）的減排對實現(xiàn)碳中和目 標的關(guān)鍵，其中：

1）在 2℃目標導向下，到 2050 年，能源相關(guān) CO2 排放 29.2 億噸， 工業(yè)過程 4.7 億噸，CCS 5.1 億噸， 碳匯 7.0 億噸，CO2凈排放 21.8 億噸，比峰值 年份下降 80%。當前能源相關(guān) CO2排放主要來自工業(yè)部門和電力部門，各占約 40%。不計 CCS 和碳匯，仍分別占 41%和 28%。

2）在 1.5℃目標導向下，到 2050 年，全部CO2 實現(xiàn)凈零排放，電力系統(tǒng)實現(xiàn)負排放。不計 CCS 和碳匯，能源相關(guān) CO2 排 放仍有 14.7 億噸，工業(yè)和電力各占 31%和 49%。

2.3 綠氫將可再生能源整合至終端實現(xiàn)深度脫碳

碳中和的世界將高度依靠電力供能，電力將成為整個能源系統(tǒng)的支柱，尤其是風 能和太陽能為代表的可再生能源電力。參考清華大學氣研院給出的低碳發(fā)展戰(zhàn)略，在 2050 年 2℃及 1.5℃目標下，我國電力占終端能源總消費比重將由目前的 25%分別 提升至 55%及 68%，意味著以 2060 年實現(xiàn)碳中和目標，我國電力消費比重將在 2050 年超過 60%。然而，在某些行業(yè)（如交通運輸行業(yè)、工業(yè)和需要高位熱能的應用）， 要想實現(xiàn)深度脫碳化，僅靠電氣化可能難以做到，這一挑戰(zhàn)可通過產(chǎn)自可再生能源的 氫氣加以解決，這將使大量可再生能源從電力部門引向終端使用部門。

氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的能源，與電能同屬 二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯(lián)互通的現(xiàn) 代能源網(wǎng)絡，可以促進電力與建筑、交通運輸和工業(yè)之間的互連。以往氫氣主要產(chǎn)自 化石原料，在低碳能源占據(jù)主要地位的未來，氫氣可通過可再生能源來制取，從技術(shù) 上能將大量可再生能源電力轉(zhuǎn)移到很難實現(xiàn)脫碳化的領(lǐng)域：

工業(yè)領(lǐng)域：目前在若干工業(yè)產(chǎn)業(yè)（合成氨、甲醇、鋼鐵冶煉等）中廣泛使用的通 過化石燃料生產(chǎn)的氫氣，從技術(shù)層面上而言可通過可再生能源制氫來替代。此外，氫 能憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳解決方案。

交通運輸領(lǐng)域：氫燃料電池汽車作為純電動汽車的電動化補充解決方案，以綠氫 作為燃料，為人們提供與傳統(tǒng)燃油車駕駛性能相媲美的低碳出行選擇（可行駛里程、 燃料加注時間、低溫性能）。而在目前純電動應用受限的領(lǐng)域中（例如卡車、火車、游輪、航空等），氫燃料電池方案可以完美勝任。

建筑領(lǐng)域：通過天然氣管網(wǎng)摻氫可實現(xiàn)氫能在建筑領(lǐng)域的深度脫碳，當前我國天 然氣管道輸送技術(shù)成熟，中低比例的天然氣摻氫已具備實踐基礎。

3 綠氫助力交通、工業(yè)、建筑領(lǐng)域深度脫碳

根據(jù)權(quán)威機構(gòu)中國氫能聯(lián)盟預測，在 2060 年碳中和目標下，到 2030 年，我國 氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%。到 2060 年，我 國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在終端能源消費中的占比約為 20%。其中， 工業(yè)領(lǐng)域用氫占比仍然最大，占總需求量的 60%，其次分別為交通運輸領(lǐng)域、新工業(yè) 原料、工業(yè)燃料等。

3.1 交通運輸領(lǐng)域的氫脫碳

氫燃料電池汽車是氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑

氫燃料電池汽車（FCEV，F(xiàn)uel Cell Electric Vehicle）是全球汽車動力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型 升級的重要方向，被認為是未來汽車產(chǎn)業(yè)技術(shù)競爭的制高點之一，也是我國新能源汽 車發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分。

從反應原理看，氫燃料電池是將氫氣與氧氣從化學能轉(zhuǎn)為電能的發(fā)電裝置，排放 物僅為水和余熱，目前氫燃料電池效率達到 50%，若實現(xiàn)熱電聯(lián)供理論效率可達 90%。因此，氫燃料電池汽車能夠?qū)崿F(xiàn)車輛運行階段的“零排放”、全生命周期“低排放”，是 氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑。

可再生能源制氫是補全 FCEV 生命周期零排放的關(guān)鍵。參考《世界氫能與燃料 電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2018》對于燃料電池汽車全生命周期溫室氣體排放分析：在 可再生能源比較豐富的地區(qū)，利用風電及光伏電解水制氫驅(qū)動燃料電池汽車將帶來節(jié) 能和減排優(yōu)勢，可使燃料電池汽車實現(xiàn)生命周期（WtW——Well to Wheel）的零溫 室氣體排放和零化石能源消耗。但就目前氫氣供給結(jié)構(gòu)而言，國內(nèi)的氫氣主要由化學 重整制氫及副產(chǎn)物制氫，制氫階段依然伴隨大量溫室氣體排放，可再生能源電解水制 氫因成本問題尚無法支撐氫燃料電池進入交通運輸領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)真正意義上的零排放。

商用車排放占比高，是交運領(lǐng)域重要的減排對象。在碳排放（CO、HC）以及污 染物排放（NOx、PM）中，由于發(fā)動機結(jié)構(gòu)與燃燒方式的不同，商用車（絕大多數(shù) 搭載柴油機）的碳排放水平明顯高于乘用車，商用車合計占比達到 77.3%，是交運領(lǐng) 域碳排放首要減排對象。從我國汽柴油表觀消費量以及 CO2 排放情況來看，我國的 交運行業(yè)減排工作已取得明顯進展，但碳排放水平依然處于較高位置，僅靠節(jié)能減排 或者尾氣回收顯然無法完成碳中和目標。

FCEV 是 BEV 在深度脫碳環(huán)節(jié)的有效補充，且將率先在重卡領(lǐng)域得到應用

圍繞氫燃料電池汽車與純電動車的爭論已經(jīng)存在數(shù)十年，且隨著全球各大整車廠 商將電動化發(fā)展重心轉(zhuǎn)向純電動汽車，是否應該發(fā)展氫燃料電池汽車的質(zhì)疑聲也越來 越大，相比較純電動汽車而言，氫燃料電池汽車發(fā)展緩慢的原因主要有以下幾點：

（1） 氫燃料電池汽車購車成本遠高于純電動汽車，是純電動汽車 1.5-2 倍；

（2）初始加氫 成本高，當前加氫站加氫成本在 50-80 元/kg；

（3）加氫站等基礎設施匱乏。與密集 的加油站及充電樁相比，現(xiàn)有加氫站數(shù)量明顯不足。

為對比氫燃料電池汽車燃油經(jīng)濟性，我們選取了市場典型在售的氫燃料電池汽車、 純電動汽車、傳統(tǒng)燃油車，包含乘用車及重卡商用車。通過對比，氫燃料電池汽車由 于加氫成本過高，其能源使用成本明顯高于燃油車及純電動汽車，為使氫燃料電池汽 車具備與燃油車相近的燃油經(jīng)濟性，其終端加氫成本需至少降到 40 元/kg 以內(nèi)，假 設以當前儲運及加注成本計算（25 元/kg），制氫成本至少需降到 15 元/kg 以下。

氫燃料電池車更適用于重型商用車領(lǐng)域。由于鋰電池本身的電能充放特點，純電 動汽車適合于較短距離行駛的小型和輕型車輛。但鋰電池相對氫燃料電池能量密度較 低，在商用車領(lǐng)域采用鋰電設備，將提高車輛自重，降低重卡等重型商用車長途運輸 的經(jīng)濟適用性。此外，續(xù)航和充電時長方面也會限制重型商用車的運輸效率。相比之 下，燃料電池車能量密度高，加注燃料便捷、續(xù)航里程較高，更加適用于長途、大型、 商用車領(lǐng)域，未來有望與純電動汽車形成互補并存的格局。

根據(jù)規(guī)劃，到 2035 年我國氫燃料電池車保有量將達 100 萬輛。根據(jù)《節(jié)能與新 能源汽車技術(shù)路線圖 2.0》規(guī)劃，我國將發(fā)展氫燃料電池商用車作為整個氫能燃料電 池行業(yè)的突破口，以客車和城市物流車為切入領(lǐng)域，重點在可再生能源制氫和工業(yè)副 產(chǎn)氫豐富的區(qū)域推廣中大型客車、物流車，逐步推廣至載重量大、長距離的中重卡、 牽引車、港口拖車及乘用車等。到 2035 年，實現(xiàn)氫燃料電池汽車的大規(guī)模推廣應用， 燃料電池汽車保有量達到 100 萬輛左右，完全掌握燃料電池核心關(guān)鍵技術(shù)，建立完 備的燃料電池材料、部件、系統(tǒng)的制造與生產(chǎn)產(chǎn)業(yè)鏈。

除了公路運輸之外，更長遠來看，氫氣還有可能促進鐵路運輸、船運和航空領(lǐng)域的脫碳化：

在鐵路領(lǐng)域，阿爾斯通 (Alstom) 制造的首批氫動力列車正在德國北部進行部署， 用于商業(yè)服務，以取代非電氣化線路上的柴油列車。這使得系統(tǒng)供應商可避免建造新 架空電線帶來的高額資本支出。還有其他幾個國家（包括英國、荷蘭和奧地利）也計 劃在未來幾年內(nèi)實施類似部署。

在船運領(lǐng)域，燃料電池船只在各個部分（渡輪、穿梭客船等）正處于示范階段。監(jiān)管方面的推動也創(chuàng)造了更快速的發(fā)展機會。氫燃料電池還可用于取代目前通常以柴 油或燃料油為基礎的船載和陸上電源供應，以消除港口的污染物排放（如 NOX、SOX 和顆粒物），同時避免港口電氣連接的昂貴安裝成本。對于長距離船舶運輸，液化氫現(xiàn)在被認為是一個潛在的選擇，以達到國際海事組織設立的目標：到 2050 年減少 50% 的溫室氣體 (GHG) 排放量（UNFCCC，2018 年）。

在航空領(lǐng)域，小型螺旋槳驅(qū)動支線飛機目前正在考慮使用基于燃料電池的電力推 進方式，并進行了示范（例如德國 HY4 演示項目）。此外，氫燃料電池還可用于若干 與車載電源相關(guān)的潛在應用，這些應用可能在 2020 年至 2050 年之間展開部署。對 于噴氣式飛機而言，其可以通過使用可作為混入式燃料的電子燃料補充航空生物燃料， 以實現(xiàn)脫碳化。這取決于經(jīng)濟性能的提高（目前生產(chǎn)電子燃料的成本遠高于其打算取 代的化石燃料），航空領(lǐng)域還需要進一步的技術(shù)進步、示范和嚴格的測試。

3.2 工業(yè)領(lǐng)域的氫脫碳

以氫氣為原料的工業(yè)領(lǐng)域應用已具備數(shù)十年的發(fā)展歷史，從國內(nèi)氫氣消費結(jié)構(gòu)來 看，90%以上氫氣用于工業(yè)原料。但從國內(nèi)氫氣生產(chǎn)來源來看，約 77%氫氣來源于化 石原料（化學重整），包括天然氣、石油、煤炭，制氫過程帶來了大量的二氧化碳排 放。因此，短期內(nèi)，對于已有氫氣使用經(jīng)驗及基礎的部門，通過變換氫氣供應結(jié)構(gòu)有 望成為工業(yè)領(lǐng)域氫脫碳的早期市場，因為其能夠立即產(chǎn)生規(guī)模效應，從而迅速降低氫 氣成本并實現(xiàn)碳減排；從長遠來看，通過可再生能源電解水制成的綠氫，或?qū)⒋龠M工 業(yè)的深度脫碳化。

綜上，氫可以通過以下兩種途徑來實現(xiàn)工業(yè)領(lǐng)域原料脫碳：

1）現(xiàn)有用于原料的氫可以通過低碳途徑來獲取，包括 CCS 技術(shù)下的天然氣制 取、可再生能源電解水制?。?/span>

2）氫可以取代工業(yè)領(lǐng)域部分化石原料。譬如氫可以取代在煉鐵過程中作為還原 劑的焦炭，還可以直接燃燒獲得高位熱能取代化石燃料燃燒。

現(xiàn)有氫供應的脫碳化

（1）合成氨

現(xiàn)代化學工業(yè)中，合成氨是化肥工業(yè)（尿素）和基本有機化工（甲醇等）的主要 原料，其中尿素占合成氨接近 70%的消費量。

國內(nèi)合成氨工藝以煤化工路線為主，碳排放來自于煤氣化制氫過程。按照上游原 料的不同，合成氨主要分為以煤炭為原料的煤氣化工業(yè)路線，及以天然氣為原料的天 然氣重整工藝路線（SMR）。受國內(nèi)“富煤缺氣”的資源條件影響，國內(nèi)近 80%的合成 氨為煤化工路線。在煤制合成氨工藝流程中，碳排放來自兩個部分，一個是外部耗能 所帶來的間接排放（燃料燃燒、電力供應），另一個是在煤氣化之后，為了調(diào)節(jié)后期 生產(chǎn)所需氣體達到合適的比例，需進行轉(zhuǎn)化處理，將多余的 CO 轉(zhuǎn)化成 CO2，再通過 低溫甲醇洗環(huán)節(jié)分離出來。據(jù)《合成氨企業(yè)碳排放核算案例分析》（安明，2017 年）， 生產(chǎn)每噸合成氨消耗約 1.53 噸標準煤，產(chǎn)生碳排放約 5.94 噸，其中工藝流程貢獻 4.71 噸碳排放，外部耗能間接排放 1.23 噸。

相比于煤化工路線，天然氣路線碳排放量減半但依然無法實現(xiàn)“零排放”。IPCC 給出的天然氣制氨的過程排放量為 2.10 噸 CO2/噸氨，疊加 1.0 噸 CO2/噸氨公用工程排放，總排放量 3.10 噸 CO2/噸氨。在碳中和框架下，雖然通過天然氣路線可以實 現(xiàn)相較于煤化工路線一半的二氧化碳減排，但依然無法實現(xiàn)零排放，且天然氣作為我 國緊缺資源，也無法支撐合成氨工業(yè)大面積轉(zhuǎn)向天然氣路線。

可再生能源制氫是合成氨行業(yè)可行的脫碳解決方案。2019 年國內(nèi)合成氨產(chǎn)量為 4700 萬噸，按 80%的煤化工及 20%的天然氣路線占比，在僅考慮工藝流程碳排放情 況下，對應 2019 年合成氨二氧化碳排放量在 1.97 億噸，占國內(nèi)碳排放總量的 1.73%。若以可再生能源電解水制取的氫氣替代傳統(tǒng)煤氣化或天然氣重整制氫，則每年合成氨 制備可減少相應的碳排放量。假設未來合成氨年產(chǎn)量保持 5000 萬噸水平，按照 1 噸 合成氨耗 0.18 噸氫氣計算，合成氨板塊對于氫氣一年的需求量約為 900 萬噸左右。

綠氫制合成氨的氫氣成本需低于 10 元/kg 實現(xiàn)與灰氫平價。當前國內(nèi)煤氣化制 氫成本普遍低于 10 元/kg（不考慮 CCUS 成本），天然氣重整制氫成本在 10-20 元/kg （不考慮 CCUS 成本），目前光伏和風電制氫平均成本在 25~30 元/kg 水平，因此發(fā) 展綠氫制合成氨首要解決的是制氫成本。

（2）甲醇

甲醇是多種有機產(chǎn)品的基本原料和重要的溶劑，其下游應用廣泛。按照上游原料 的不同，甲醇的制備工藝主要包括天然氣制甲醇、煤制甲醇和焦爐氣制甲醇，目前國 內(nèi)主要以煤制甲醇為主，占比高達 76%，焦爐氣制甲醇和天然氣甲醇分別占比 17%、 7%。

從工藝路線上，甲醇與合成氨相似，兩者都采用煤氣化或天然氣重整技術(shù)，碳排 放體現(xiàn)在合成氣制備過程中。參考國內(nèi)煤化工企業(yè)環(huán)評報告以及 IPCC 給出的碳排放 因子數(shù)據(jù)，煤頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 3.91 噸（過程排放 2.13 噸 CO2/噸 甲醇、工程排放 1.78 噸 CO2/噸甲醇），氣頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 1.59 噸 （過程排放 0.67 噸 CO2/噸甲醇、工程排放 0.92 噸 CO2/噸甲醇）。因此，2019 年僅 煤頭及氣頭路線甲醇的 CO2 排放量已達約 1.9 億噸，與合成氨排碳放量水平相當。

因此，同樣可使用綠氫來平衡煤制甲醇或天然氣制甲醇過程的氫碳比，以此減少二氧化碳排放，其綠氫盈虧平衡點同樣需要達到與灰氫平價的水平。

新應用領(lǐng)域的氫能脫碳化

（1）氫氣煉鋼

中國鋼鐵生產(chǎn)以長流程為主，高爐是主要的碳排放環(huán)節(jié)。鋼鐵是我國工業(yè)化進程 中最重要的支柱形產(chǎn)業(yè)之一。當前，我國煉鋼企業(yè)大多使用鐵礦石為鐵源、煉焦煤作 為碳源的長流程高爐生產(chǎn)技術(shù)，通過焦炭燃燒提供還原反應所需要的熱量并產(chǎn)生還原 劑一氧化碳（CO），在高溫下利用一氧化碳將鐵礦石中的氧發(fā)生反應生成 CO2，將鐵 礦石還原得到鐵，這個過程帶來了大量的二氧化碳排放，其噸鋼二氧化碳排放量在 2.17-2.2 噸之間。相對應的，短流程則以廢鋼作為鐵元素來源，經(jīng)“電爐-軋制”流程生 產(chǎn)鋼材，其噸鋼二氧化碳排放量在 0.2-0.6 噸之間。據(jù)世界鋼鐵協(xié)會，在 2019 年全 球粗鋼產(chǎn)量中，長流程占比約 72%，短流程占比約 28%，在 2019 年中國粗鋼產(chǎn)量 中，長流程占比 90%，短流程占比 10%，除中國外，海外長流程占比 52%，短流程 占比 48%。

在 3 月 20 日舉行的 2021（第十二屆）中國鋼鐵發(fā)展論壇上，有關(guān)人士透 露，《鋼鐵行業(yè)碳達峰及降碳行動方案》已經(jīng)形成修改完善稿，鋼鐵行業(yè)碳達峰目標初步定為：2025 年前，鋼鐵行業(yè)實現(xiàn)碳排放達峰；到 2030 年，鋼鐵行業(yè)碳排放量較峰值 降低 30%。

針對鋼鐵行業(yè)的減排改造已是迫在眉睫之事，當前實現(xiàn)鋼鐵行業(yè)減排的主要措施 為：提高能源利用率、超低排放改造和提高電爐比例，同時發(fā)展低碳冶金技術(shù)、碳捕 捉等其他新技術(shù)路徑。從目前來看，通過綠氫作為還原劑的直接還原技術(shù)（DRI）是 鋼鐵工業(yè)未來實現(xiàn)“零排放”的最佳方案。

氫氣煉鋼將帶動氫氣需求約 2300 萬噸。若假設鋼鐵需求量維持在目前的高位平 臺區(qū)，即每年 9~10 億噸左右的水平，未來電爐煉鋼占到鋼鐵產(chǎn)量的比重為 40%，氫 能、焦炭煉鋼分別占到粗鋼產(chǎn)量的 30%，那么預計 2050 年氫能還原鐵技術(shù)路線對應 的粗鋼產(chǎn)量約為 3 億噸左右，對應生鐵產(chǎn)量約為 2.55 億噸，以 1 噸生鐵消耗 1000 立方氫氣計算（參考日本鋼鐵工業(yè)協(xié)會測算值），預計對應的氫氣需求量約為 2300 萬 噸左右。

從目前已示范運行及試驗階段的氫氣煉鋼項目來看，技術(shù)已經(jīng)不存在障礙。目前 全球相對較為成熟且運行的項目主要是瑞典鋼鐵的 HYBRIT 項目。HYBRIT 項目的 基本思路是：在高爐生產(chǎn)過程中用氫氣取代傳統(tǒng)工藝的煤和焦炭（氫氣由清潔能源發(fā) 電產(chǎn)生的電力電解水產(chǎn)生），氫氣在較低的溫度下對球團礦進行直接還原，產(chǎn)生海綿 鐵（直接還原鐵），并從爐頂排出水蒸氣和多余的氫氣，水蒸氣在冷凝和洗滌后實現(xiàn) 循環(huán)使用。但是 HYBRIT 項目采用的氫冶金工藝成本比傳統(tǒng)高爐冶煉工藝高 20%~30%。除此之外，德國薩爾茨吉特鋼鐵公司發(fā)起的 SALCOS（薩爾茨吉特低碳 煉鋼）項目和由奧鋼聯(lián)發(fā)起的 H2FUTURE 項目也從不同角度設想工藝流程實現(xiàn)“氫 冶金”循環(huán)經(jīng)濟。國內(nèi)方面，龍頭鋼企也正積極布局氫氣煉鋼技術(shù)，包括河鋼、寶武鋼 鐵、酒鋼等。

氫能煉鋼盈虧平衡點的制氫成本為 11.2~11.8 元/kg。按目前成本，生產(chǎn) 1 噸鋼 鐵大約需要 0.45 噸焦炭，噸鋼的能源物料成本約為 1000~1050 元/噸，如果與高爐 煉鐵達到一樣的成本水平，所使用的氫氣成本需要降至 1~1.05 元/方，約合 11.2~11.8元/kg，基本是目前最便宜的化工副產(chǎn)及化石能源制氫成本。如果以零碳來源的氫氣 成本計算，目前光伏和風電制氫成本基本在 25-30 元/kg 的成本水平，氫氣還原制鐵 的工藝至少比傳統(tǒng)高爐高一倍以上。

（2）工業(yè)供熱

氫能是工業(yè)領(lǐng)域中高品位熱力供應的優(yōu)質(zhì)脫碳解決方案

工業(yè)熱能分為三個溫度范圍：100℃的低級熱能、100-500℃的中級熱能和 500℃ 以上的高級熱能。目前，化石燃料（煤、天然氣）和電力（電阻加熱或熱泵）主要用 于滿足工業(yè)供熱的需求。脫碳方案包括直接電氣化、生物質(zhì)或化石燃料+CCUS技術(shù)。

對于低級熱能，電氣化是成本最低的脫碳方案，因此氫能可能不會發(fā)揮重要作用。對于中高級熱能，可采用生物質(zhì)進行脫碳，但在某些地區(qū)生物質(zhì)供應限制。例如， CCUS 技術(shù)僅在有二氧化碳封存設施的地區(qū)有效，但是，在沒有生物質(zhì)或 CCUS 技 術(shù)的地方，氫能源憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳 解決方案。

對于氫能在工業(yè)供熱中的應用，主要有兩類途徑：

1）通過天然氣燃燒供熱的工 業(yè)企業(yè)，可在已有天然氣管道中摻雜固定比例氫氣，滿足高位熱能需求的同時減少碳 排放量；

2）通過直接燃燒氫氣的方式來滿足高位熱能需求，但從技術(shù)實現(xiàn)角度，直 接燃燒氫氣仍面臨諸多技術(shù)挑戰(zhàn)，近中期很難實現(xiàn)規(guī)?；\用。因此，通過天然氣摻 氫的方式來兼顧高位熱能需求以及碳減排是近中期最 優(yōu)解，具體經(jīng)濟性分析可參照 “2.3 建筑領(lǐng)域的氫脫碳”。

3.3 建筑領(lǐng)域的氫脫碳

目前建筑領(lǐng)域中包括民用住宅及商業(yè)住宅在供熱供電方面的能源需求占全球能 源需求（118EJ）的三分之一以上，接近于工業(yè)領(lǐng)域的能源需求，甚至超過交通領(lǐng)域 的能源需求。建筑能源消耗中約 60%用來供暖、熱水和烹飪，其他則用于照明、電器 及制冷。建筑物的碳排放量占到全球的四分之一（86.7 億噸二氧化碳）。

雖然隨著可再生能源在電力中所占份額的增加，可以降低建筑領(lǐng)域用電所帶來的 二氧化碳排放，但對于建筑領(lǐng)域的供熱環(huán)節(jié)，依然很難實現(xiàn)脫碳，因為只有少數(shù)低碳 替代品可以與天然氣（最常見的供熱燃料）競爭，目前大部分有嚴寒季節(jié)國家的供暖 依靠化石能源來實現(xiàn)，主要為天然氣，其他為煤炭、生物質(zhì)能等。

天然氣摻氫可成為建筑領(lǐng)域減排有效措施

要實現(xiàn)到 2050 年降低 2℃的目標，在有限的減排手段中，天然氣摻氫（HCNG— hydrogen compressed natural gas）方案是促進該行業(yè)能源轉(zhuǎn)型的最具成本效益 和最靈活的方法之一：氫能可以利用現(xiàn)有的天然氣基礎設施和設備，向天然氣管網(wǎng)中 注入可再生能源電力制取的氫氣，可減少天然氣的消耗，有助于減少建筑、工業(yè)和發(fā) 電廠因使用天然氣造成的相關(guān)碳排放：

1）從短期來看，向天然氣管網(wǎng)注入氫氣是一種低價值、低投資的舉措，可以支 持早期氫氣生產(chǎn)規(guī)模的擴大。氫氣注入應成為一種措施，用于降低電力制氫在交通領(lǐng) 域中陷入“死亡之谷”的風險。當無法滿足預期需求的風險仍然很高（“死亡之谷”）時， 天然氣管網(wǎng)注入可以在交通應用不斷增加的階段以低邊際成本提高現(xiàn)金流量，以實現(xiàn) 盈虧平衡。氫氣注入可以讓電解裝置幾乎連續(xù)地運行，從而有助于確保通過提供電網(wǎng) 服務獲得收入，因為電網(wǎng)服務通常需要電解裝置處于運行狀態(tài)。

2）從長遠來看，向天然氣管網(wǎng)注入氫氣，被認為是一種能夠儲存大量可再生能 源的方式。由于氫氣將使用現(xiàn)有的天然氣基礎設施，因此可以避免昂貴的電網(wǎng)升級和 擴建費用。與電力相比，電力制氫的一個關(guān)鍵優(yōu)勢是氫氣可以大規(guī)模儲存。這將使該 系統(tǒng)能夠應對需求的大幅波動，以作為一種季節(jié)性存儲方式，應對季節(jié)性需求高峰（如冬季供熱）。由于天然氣管網(wǎng)的容量非常大，所以即使混合比例很低，也能消納大量 波動性可再生能源。僅就歐盟而言，天然氣管網(wǎng)中以甲烷形式儲存的能源約為 1200 太瓦時（ENERGINET，2017 年數(shù)據(jù)）。這大約相當于歐洲天然氣總需求的五分之一 （2015 年歐洲天然氣總需求量為 5480 億立方米，相當于約 5375 太瓦時）。

從氫和天然氣的基本參數(shù)對比可以看出，天然氣管網(wǎng)摻氫具備實際可行的理論基礎：

1）燃燒能量。氫氣密度較低，但單位質(zhì)量的燃燒熱遠大于天然氣。

2）燃燒性質(zhì)。氫更容易點燃且其火焰速率要遠快于天然氣。

3）安全性。雖然氫在 PE 管道和 鐵制管道中的擴散系數(shù)遠高于天然氣 5 倍左右，容易造成泄露，但是其在空氣中的擴 散系數(shù)也遠大于天然氣，這樣便不易造成擴散后的聚集，從而降低了危險性。

另外，近年來國際上對天然氣摻氫的研究也日益增多，從實際運行的示范項目也 表明現(xiàn)有天然氣管道輸送混氫天然氣存在可行性，其中德國自 2013 年底就開始向部 分天然氣分銷網(wǎng)絡注入氫氣，當時摻氫比例低于 2%；2019 年，德國 E.ON 的子公司 Avacon 計劃將天然氣管道網(wǎng)的氫氣混合率提高到 20%。意大利公司 Snam 于 2019 年 4 月開始向南意大利量價工業(yè)公司輸送含量為 55%的摻氫天然氣，2020 年 1 月該項目的摻氫比被提高到 10%。2020 年 1 月 2 日，英國首個將零碳氫氣注入天然氣網(wǎng) 絡為住宅和企業(yè)供熱的示范項目 HyDeploy 正式投入運營，摻氫比高達 20%。值得一 提的是，德國西門子公司已率先在天然氣摻氫燃氣輪機方面取得重大技術(shù)突破，其生 產(chǎn)的燃氣輪機設備可使用摻氫量 5%-50%的 HCNG，奠定了天然氣摻氫技術(shù)發(fā)展的 硬件基礎。

我國天然氣摻氫已具備實踐基礎，中低比例摻氫可兼顧經(jīng)濟性與低碳化

我國天然氣管道網(wǎng)絡系統(tǒng)框架已基本形成，天然氣管道輸送技術(shù)成熟，天然氣摻 氫已具備實踐基礎。截止到 2019 年底，我國天然氣干線管道總長度達 8.1 萬千米， 一次輸氣能力達 3500 億 m3 /a。從消費端來看，截止到 2020 年底，我國天然氣年消 費量已達到 3250 億立方米（占 2020 年全球需求量約 8.5%），且依然保持持續(xù)增長態(tài)勢，需求結(jié)構(gòu)上，90%天然氣以燃燒的方式應用于城燃、發(fā)電以及工業(yè)能源，因此 在天然氣管網(wǎng)中摻氫可以減少天然氣燃燒帶來的二氧化碳排放問題。

近中期低比例摻氫可兼顧實現(xiàn)經(jīng)濟性與低碳化。通常，在氫氣濃度（體積最高為 10-20％）相對較低的情況下，氫氣的混合可能無需對基礎設施進行重大投資或改造， 投資成本相對較小，并且可以安全的方式進行。若混合濃度超過 20%，則需要對現(xiàn)有 基礎設施和終端應用進行重大改變。結(jié)合對 HCNG 在不同摻氫比例條件下的敏感性 分析，在碳中和對低碳化需求迫切的情況下，近中期可在不改造天然氣管網(wǎng)的前提下 實施中低比例的天然氣摻氫。假設混合比例為 5%，每戶每年消耗 10-18 兆瓦電能時 可減少 32-58 千克二氧化碳——假設有 330 萬戶家庭使用摻氫天然氣供暖，每年可 減少約 20 萬噸二氧化碳排放。

到 2050 年，20%的天然氣摻氫比例將帶來 80-90 萬噸氫氣需求。據(jù)發(fā)改委能源 研究所數(shù)據(jù)，在 2℃目標下，中國天然氣消費量將于 2040 年達到峰值，約 5800-6000 億立方米，到 2050 年隨著電氣化程度進一步提升，國內(nèi)天然氣消費量將回落至 4500- 4700 億立方米。假設國內(nèi)天然氣摻氫比例達到 20%水平，預計到 2050 年可貢獻 900- 1000 億立方米氫氣需求（約 80-90 萬噸）。

4 氫能脫碳核心制約——平價綠氫何時到來？

4.1 可再生能源電解水制氫是氫脫碳路線成立的重要組成

目前，氫的制取主要有三種較為成熟的技術(shù)路線：一是以煤炭、天然氣為代表的 化石能源重整制氫；二是以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業(yè)副產(chǎn)氣制氫， 三是電解水制氫。從供應結(jié)構(gòu)來看，化石能源制氫是我國獲取廉價及穩(wěn)定供應氫氣的 最主要來源，其次為工業(yè)副產(chǎn)氫，而電解水制氫占比極小。

從各制氫路線的特點來看，傳統(tǒng)制氫工業(yè)中以煤炭、天然氣等化石能源為原料， 制氫過程產(chǎn)生 CO2 排放，制得氫氣中普遍含有硫、磷等有害雜質(zhì)，對提純及碳捕獲 有著較高的要求。焦爐煤氣、氯堿尾氣等工業(yè)副產(chǎn)提純制氫，能夠避免尾氣中的氫氣 浪費，實現(xiàn)氫氣的高效利用，但從長遠看無法作為大規(guī)模集中化的氫能供應來看；電 解水制氫純度等級高，雜質(zhì)氣體少，考慮減排效益，與可再生能源結(jié)合電解水制“綠 氫”被認為是實現(xiàn)氫脫碳的最佳途徑。

堿性電解與PEM 電解將是未來電解水主流工藝路線

電解槽是利用可再生能源生產(chǎn)綠氫的關(guān)鍵設備。目前電解水制氫主要有堿性電 解、質(zhì)子交換膜（PEM）電解、固體氧化物（SOEC）電解這三種技術(shù)路線，根據(jù)各 自技術(shù)特點以及商業(yè)化應用程度，堿性電解水制氫路線及 PEM 電解水制氫將是未來 與可再生能源結(jié)合的主流電解水制氫工藝路線。

堿性電解。該技術(shù)已實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化應用，國內(nèi)關(guān)鍵設備主要性能指標均 接近國際先進水平，設備成本低，單槽電解制氫量較大，易適用于電網(wǎng)電解 制氫。

PEM 電解。該技術(shù)國內(nèi)較國際先進水平差距較大，體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、裝 置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟性等方面，國外已有通過多模塊集成實現(xiàn)百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統(tǒng)應用的項目案例。其運行靈活性和反應效率較高，能 夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大的風電和光伏具有良好 的匹配性。

SOEC 電解。該技術(shù)的電耗低于堿性和 PEM 電解技術(shù)，但尚未廣泛商業(yè)化， 國內(nèi)僅在實驗室規(guī)模上完成驗證示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環(huán) 境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。

目前來看，堿性電解槽成本較低，經(jīng)濟性較好，市場份額較 PEM 電解槽高一些。不過隨著燃料電池技術(shù)的不斷成熟，質(zhì)子交換膜國產(chǎn)化的不斷加速突破，長期來看， PEM 電解槽的成本和市場份額將逐漸提高，與堿性電解槽接近持平，并根據(jù)各自與 可再生能源電力系統(tǒng)的適配性應用在光伏、風電領(lǐng)域。

“灰氫”+CCUS 技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過度

雖然可再生能源電解水制氫是我國實現(xiàn)氫脫碳的終極之路，但從中國的國情來看， 由于規(guī)?；?、低成本的可再生能源電解水制氫產(chǎn)業(yè)尚未形成，因此已有規(guī)?；?、產(chǎn)業(yè)化的煤制氫路線仍將長期存在，但是需要疊加 CCUS 技術(shù)（碳捕集和封存利用）將 “灰氫”變?yōu)椤八{氫”，補充氫能的供應，“灰氫”+CCUS 技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過 度。

發(fā)展 CCUS 面臨的最大挑戰(zhàn)是綜合成本相對過高?，F(xiàn)有技術(shù)條件下，安裝碳捕 集裝置，將產(chǎn)生額外的資本投入和運行維護成本等，以火電廠安裝為例，將額外增加 140-600 元/噸的運行成本，直接導致發(fā)電成本大幅增加。如華能集團上海石洞口捕 集示范項目，在項目運行時的發(fā)電成本從 0.26 元/kwh 提高到 0.5 元/kwh。CO2 目前 輸送主要以罐車為主，運輸成本高，而 CO2管網(wǎng)建設投入高、風險大，也影響著 CCUS 技術(shù)的推廣。受現(xiàn)有 CCUS 技術(shù)水平的制約，在部署時將使一次能耗增加 10-20%甚 至更多，效率損失很大，嚴重阻礙著 CCUS 技術(shù)的推廣和應用。

根據(jù) CCUS 技術(shù)的發(fā)展趨勢和目標，到 2025 年 CO2 捕集成本大約為 0.15-0.4 元/kg。煤制氫技術(shù)沒產(chǎn)生 1kgH2，伴生的 CO2理論為 19kg，以此推算，2025 年結(jié) 合 CCUS 技術(shù)的氫氣制取成本將增加 2.85-7.6 元/kg，到 2035 年采用 CCUS 技術(shù)增 加的制氫成本降低至 2.28-5.32 元/kg。

4.2 2030 年可再生綠氫或?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價

低成本可再生氫的實現(xiàn)路徑對于氫氣未來能不能實現(xiàn)平價應用至關(guān)重要。目前， 通過可再生能源發(fā)電制取“綠氫”主要面臨成本高的問題。一方面，當前階段以風電光 伏為代表的可再生能源發(fā)電成本還比較高；另一方面，電解槽的能耗和初始投資成本 較高，規(guī)模還較小。因此，未來提高“綠氫”經(jīng)濟性的有效途徑將主要依靠可再生能源 發(fā)電成本的下降，電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導。

電解氫成本主要受電力成本、電解槽投資成本影響 電解氫成本主要由 3 部分組成：

1）電力成本。依靠風電、光伏等可再生能源產(chǎn) 生的電力，將水電解成氫氣和氧氣。

2）投資成本（CAPEX）。主要為電解槽系統(tǒng)成 本。

3）運維成本（OPEX）。

因此，綠氫全生命周期成本（LCOH）=電力成本+投資 成本（capex）+運行成本（opex）。

以歐洲 100MW 規(guī)模綠氫電解裝置為例，從該綠氫制備的全生命周期成本來看，可再生電力成本占據(jù)綠氫全生命周期成本的 56%，電解槽系統(tǒng)投資成本占據(jù) 38%。因此，電價水平以及電解槽系統(tǒng)初始投資成本的高低直接影響最終綠氫成本，同時影 響綠氫在各應用領(lǐng)域脫碳的節(jié)奏和進度。

為了探究可再生能源電解水制氫何時能夠?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價，我們對綠氫全生命 周期成本進行拆解及預測（僅對成熟度水平較高的堿性電解水制氫進行成本拆解預 測），對電力成本、CAPEX、OPEX 關(guān)鍵影響因素做出如下假設：

（1）電力成本

可再生能源平準化度電成本（LCOE）。隨著投資成本的下降以及技術(shù)的不 斷進步，未來可再生能源將成為一次能源消費中的主體，可再生能源平準化 度電成本將大幅下降，參考 Hrdrogen council、IRENA、中國氫能聯(lián)盟以及 發(fā)改委能源所的預測，以 2020 年為基準年，預計可再生能源的綜合度電成 本（包含光伏、風電）到 2030 年將下降 30%，到 2050 年將下降 60%。而 部分光伏、風電資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)，其度電成本的降幅將明顯快于平均水平，以 光伏為例，參考中國光伏行業(yè)協(xié)會給出的數(shù)據(jù)，2020 年國內(nèi)部分光伏利用 小時數(shù)為 1800h 的地區(qū)，光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh，且未來仍有 進一步下降空間。

電解效率。參考 IRENA 及 IEA 等權(quán)威機構(gòu)數(shù)據(jù)，2020 年國內(nèi)電解水制氫 能耗約為 55kwh/kg-H2（對應 65.7%的轉(zhuǎn)換效率），未來隨著電解槽工藝的 不斷優(yōu)化，特別是改進交換膜、催 化劑及系統(tǒng)集成，能效將進一步提高， 預計到 2050 年國內(nèi)電解效率可以提升至 46kwh/kg-H2。

（2）CAPEX

電解槽初始投資成本。影響電解槽投資成本的主要因素為電解槽制氫規(guī)模， 包括電解槽電堆規(guī)模及電解槽系統(tǒng)規(guī)模：

1）電堆規(guī)模化降本。當前單位電解槽電堆普遍為兆瓦級規(guī)模（目前全球最大的單一電堆電解槽是位于日本福 島的 10MW 電堆），根據(jù) IRENA 權(quán)威機構(gòu)數(shù)據(jù)，當電堆規(guī)模由 1MW 分別 提升至 10MW、100MW 時，相應電解槽系統(tǒng)成本可分別降低 35%-45%、 60%-70%；

2）系統(tǒng)裝機量規(guī)模化降本。當前全球電解槽系統(tǒng)規(guī)模約為 20GWh，按照 IRENA 機構(gòu)給出的能源方案中，保守情況下，到 2030 年全 球電解槽規(guī)模將提升至 100GWh，屆時電解槽系統(tǒng)成本將降低 40%，樂觀 情況下，到 2030 年全球電解槽規(guī)模將提升至 270GWh，屆時電解槽系統(tǒng)成 本將降低 55%，到 2050 年，全球電解槽系統(tǒng)規(guī)模將進入 TW 時代，假設系 統(tǒng)規(guī)模達到 1.7TWh，系統(tǒng)成本相較于目前將降低 70。

因此，綜合 IRENA 對電解槽規(guī)?；当绢A期，另補充 Hydrogen Council 的權(quán)威預測，電解 槽系統(tǒng)成本隨著技術(shù)進步及規(guī)?；?2030 年將降低 60-80%，隨后因電解 槽系統(tǒng)規(guī)?；蛩氐某杀緦W習曲線率下降，系統(tǒng)成本降幅趨緩，但仍隨著技 術(shù)的進步不斷下降。

資金成本（WACC）。目前的加權(quán)平均資金成本假設為 10%，戶要考慮目前 有關(guān)電解水制綠氫項目的相對風險較高。假設 2050 年的加權(quán)平均資金成本 為 6%，與目前投資可再生電力水平相當。

滿載小時數(shù)（設備利用小時數(shù)）。滿載小時數(shù)是指年度滿負荷工作時間，由 于可再生能源發(fā)電側(cè)存在波動性，因此依靠可再生能源電解水制氫的工作負 荷將主要取決于風電、光伏等可再生能源自身發(fā)電負荷的提升。參考 IRENA 機構(gòu)預測，假設 2020 年滿載負荷為 3000 小時/年，到 2050 年提升至 4000 小時/年。

（3）OPEX

固定運維。假設電解槽固定運維成本為電解槽初始投資成本的 2%/年。

到 2030 年國內(nèi)綠氫成本可實現(xiàn)與灰氫平價

通過對可再生電解水綠氫全生命周期成本的拆解及預測，到 2030 年，隨著可再生能源 LCOE 以及電解槽系統(tǒng)成本的快速下降，綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg。而 2020 年國內(nèi)部分光伏利用小時數(shù)為 1800h 的地區(qū)，光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh，我們認為國內(nèi)這些可再生資源優(yōu)勢區(qū)域，其度電成本到 2030 年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達到 0.1-0.15 元/KWh，相應的綠氫成本將率先實現(xiàn)與灰氫平價。

綠氫的大規(guī)模應用或?qū)⒃?2035-2040 年實現(xiàn)

在碳中和目標下，綠氫將在工業(yè)、交通、建筑等碳排領(lǐng)域扮演重要深度脫碳角色。通過綠氫在各脫碳應用領(lǐng)域的成本競爭力分析，近 5 年綠氫將率先在供熱和重卡行 業(yè)得以應用，天然氣管網(wǎng)中通過天然氣摻氫用于建筑供熱，這將是綠氫推廣的首次商業(yè)應用。此外，由于政府和民眾在氫氣基礎設施建設方面的支持，綠氫最早可能于 2025 年在為重型車輛（如區(qū)域列車和重卡）提供動力方面具備競爭力。

到 2030 年，部分可再生能源資源稟賦優(yōu)勢區(qū)域，綠氫成本可下探至與灰氫平價 的水平，即達到 10-12 元/kg，這意味著氫燃料可以取代柴油，也就標志著氫能在重 型運輸領(lǐng)域極具價格競爭力的轉(zhuǎn)折。

到 2035 年后，綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和交通領(lǐng)域大規(guī) 模推廣應用。