氫能行業(yè)研究：到2030年可再生綠氫或?qū)?shí)現(xiàn)與灰氫平價(jià)

1核心觀點(diǎn)

研究背景

“30-60雙碳目標(biāo)”的提出為綠氫在深度脫碳領(lǐng)域提供了廣闊的市場(chǎng)應(yīng)用空間，但從當(dāng)前綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段來看，整體處于產(chǎn)業(yè)導(dǎo)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(bào)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(duì)綠氫降本路徑進(jìn)行預(yù)測(cè)及分析。

創(chuàng)新之處

目前市場(chǎng)對(duì)于綠氫成本的研究相對(duì)簡(jiǎn)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(duì)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(yùn)維成本OPEX）進(jìn)行拆解及預(yù)測(cè)，分析了可再生能源電解水制綠氫何時(shí)能與灰氫實(shí)現(xiàn)平價(jià)，并分析了綠氫在各脫碳應(yīng)用領(lǐng)域的成本競(jìng)爭(zhēng)力。

核心結(jié)論

1）到2030年國(guó)內(nèi)綠氫成本可實(shí)現(xiàn)與灰氫平價(jià)。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(guó)內(nèi)部分可再生資源優(yōu)勢(shì)區(qū)域，其度電成本到2030年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達(dá)到0.1-0.15元/KWh，相應(yīng)的綠氫成本將率先實(shí)現(xiàn)與灰氫平價(jià)。

2）綠氫的大規(guī)模應(yīng)用或?qū)⒃?035-2040年實(shí)現(xiàn)。近5年綠氫將率先在供熱和重卡行業(yè)得以應(yīng)用；到2030年，綠氫成本可下探至10-12元/kg，氫能在重型運(yùn)輸領(lǐng)域極已具價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力；2035年后，綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競(jìng)爭(zhēng)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(yīng)用。

2脫碳是推動(dòng)氫能發(fā)展第一驅(qū)動(dòng)力

2.1碳中和推動(dòng)生產(chǎn)資料向無碳化趨勢(shì)發(fā)展

從工業(yè)革命開始，人類活動(dòng)便前所未有地撼動(dòng)了地球的自然平衡。碳循環(huán)體系首當(dāng)其沖，碳源和碳匯的平衡不再，引發(fā)了世界對(duì)全球變暖、海平面上升等后果的思考。當(dāng)前全球人類活動(dòng)估計(jì)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(duì)人類和生態(tài)系統(tǒng)造成嚴(yán)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?yàn)?zāi)害出現(xiàn)的風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)于處于熱帶的發(fā)展中國(guó)家、島嶼國(guó)家及其他脆弱國(guó)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(shì)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(jì)中葉至今，氫碳比上升超過6倍。每一次能源的“脫碳”都會(huì)推動(dòng)人類社會(huì)的進(jìn)步和文明程度的提高，可以預(yù)見未來隨著碳中和的進(jìn)行，氫在能源中的占比將會(huì)繼續(xù)提高。

2.2中國(guó)承諾“雙碳目標(biāo)”，減排時(shí)間緊、任務(wù)重

高碳模式長(zhǎng)期以來是中國(guó)能源結(jié)構(gòu)的重要特征。國(guó)家統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，近幾十年來，中國(guó)的能源生產(chǎn)、消費(fèi)集中在化石燃料上。2019年我國(guó)煤炭消費(fèi)占全部一次能源消費(fèi)量的57.7%，煤炭消費(fèi)達(dá)28億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，雖然煤炭在一次能源消費(fèi)中的占比自2010年以來逐年降低，但其消費(fèi)量絕對(duì)值依然維持在峰值附近，這主要受我國(guó)多煤少油缺氣的客觀能源分布以及工業(yè)化進(jìn)程以來產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的布局所影響，形成長(zhǎng)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(jì)模式下，中國(guó)碳排量位居全球首位。中國(guó)從2005年起就超越美國(guó)，成為全球第一大碳排放國(guó)家，在全球總量中的占比超過兩成。美國(guó)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(dá)362.28億噸。其中前五大碳排放國(guó)家為中國(guó)、美國(guó)、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(guó)獨(dú)占全球近三成份額，這一狀態(tài)從2011年起延續(xù)至今。

碳排放結(jié)構(gòu)上看，電力及工業(yè)是我國(guó)主要碳排放終端。根據(jù)清華氣候院數(shù)據(jù)，2020年我國(guó)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(duì)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(jì)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(guó)氣候變化第二次兩年更新報(bào)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(biāo)位于2℃情景和1.5℃目標(biāo)情景之間。預(yù)計(jì)我國(guó)減排分為三個(gè)階段，2020-2030年屬于峰值平臺(tái)期，2030-2035年逐步減排，2035年之后加速減排?；谇迦A氣候院對(duì)于我國(guó)不同情境下CO2排放路徑的研究，2030年前碳達(dá)峰目標(biāo)對(duì)應(yīng)于強(qiáng)化政策情景，2060年碳中和目標(biāo)位于2℃情景和1.5℃目標(biāo)情景之間。當(dāng)前由于能源和經(jīng)濟(jì)體系慣性，難以迅速實(shí)現(xiàn)2℃和1.5℃情景的減排路徑。預(yù)計(jì)2030年前碳達(dá)峰后，再加速向2060年碳中和目標(biāo)逼近。由于2℃和1.5℃情景分別對(duì)應(yīng)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(shí)并延續(xù)2030年NDC目標(biāo)的政策情景）：一次能源消費(fèi)到2050年前趨于穩(wěn)定，約62億tce。CO2排放2030年左右達(dá)峰，2050年下降到約90億tCO2；

強(qiáng)化政策情景（“自下而上”強(qiáng)化2030年前NDC情景，不斷加大減排力度）：一次能源消費(fèi)到2050年約56億tce。CO2排放2030年前達(dá)峰，2050年下降到約62億tCO2；

2℃情景（2050年實(shí)現(xiàn)與2℃目標(biāo)相契合的減排情景）：一次能源消費(fèi)到2050年約52億tce。CO2排放2025年左右達(dá)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(shí)現(xiàn)CO2凈零碳排放，其他溫室氣體深度減排）：一次能源消費(fèi)到2050年約50億tce。2025年前達(dá)峰，2050年下降到約12億tCO2，再加上CCS和森林碳匯，基本實(shí)現(xiàn)CO2零排放。

碳排結(jié)構(gòu)上，針對(duì)能源環(huán)節(jié)（工業(yè)、電力、交通、建筑）的減排對(duì)實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的關(guān)鍵，其中：

1）在2℃目標(biāo)導(dǎo)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，CCS5.1億噸，碳匯7.0億噸，CO2凈排放21.8億噸，比峰值年份下降80%。當(dāng)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(jì)CCS和碳匯，仍分別占41%和28%。

2）在1.5℃目標(biāo)導(dǎo)向下，到2050年，全部CO2實(shí)現(xiàn)凈零排放，電力系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)負(fù)排放。不計(jì)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(shí)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(gè)能源系統(tǒng)的支柱，尤其是風(fēng)能和太陽能為代表的可再生能源電力。參考清華大學(xué)氣研院給出的低碳發(fā)展戰(zhàn)略，在2050年2℃及1.5℃目標(biāo)下，我國(guó)電力占終端能源總消費(fèi)比重將由目前的25%分別提升至55%及68%，意味著以2060年實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)，我國(guó)電力消費(fèi)比重將在2050年超過60%。然而，在某些行業(yè)（如交通運(yùn)輸行業(yè)、工業(yè)和需要高位熱能的應(yīng)用），要想實(shí)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(yīng)用場(chǎng)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(luò)，可以促進(jìn)電力與建筑、交通運(yùn)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(shí)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(qiáng)的特點(diǎn)，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級(jí)熱能低碳解決方案。

交通運(yùn)輸領(lǐng)域：氫燃料電池汽車作為純電動(dòng)汽車的電動(dòng)化補(bǔ)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(shí)間、低溫性能）。而在目前純電動(dòng)應(yīng)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(shí)現(xiàn)氫能在建筑領(lǐng)域的深度脫碳，當(dāng)前我國(guó)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(shí)踐基礎(chǔ)。

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(jī)構(gòu)中國(guó)氫能聯(lián)盟預(yù)測(cè)，在2060年碳中和目標(biāo)下，到2030年，我國(guó)氫氣的年需求量將達(dá)到3715萬噸，在終端能源消費(fèi)中占比約為5%。到2060年，我國(guó)氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費(fèi)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(yùn)輸領(lǐng)域、新工業(yè)原料、工業(yè)燃料等。

3.1交通運(yùn)輸領(lǐng)域的氫脫碳

氫燃料電池汽車是氫能在交通運(yùn)輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑

氫燃料電池汽車（FCEV，F(xiàn)uelCellElectricVehicle）是全球汽車動(dòng)力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型升級(jí)的重要方向，被認(rèn)為是未來汽車產(chǎn)業(yè)技術(shù)競(jìng)爭(zhēng)的制高點(diǎn)之一，也是我國(guó)新能源汽車發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分。

從反應(yīng)原理看，氫燃料電池是將氫氣與氧氣從化學(xué)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(dá)到50%，若實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)供理論效率可達(dá)90%。因此，氫燃料電池汽車能夠?qū)崿F(xiàn)車輛運(yùn)行階段的“零排放”、全生命周期“低排放”，是氫能在交通運(yùn)輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑。

可再生能源制氫是補(bǔ)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(bào)告2018》對(duì)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(fēng)電及光伏電解水制氫驅(qū)動(dòng)燃料電池汽車將帶來節(jié)能和減排優(yōu)勢(shì)，可使燃料電池汽車實(shí)現(xiàn)生命周期（WtW——WelltoWheel）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(guó)內(nèi)的氫氣主要由化學(xué)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(jìn)入交通運(yùn)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(yùn)領(lǐng)域重要的減排對(duì)象。在碳排放（CO、HC）以及污染物排放（NOx、PM）中，由于發(fā)動(dòng)機(jī)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(jī)）的碳排放水平明顯高于乘用車，商用車合計(jì)占比達(dá)到77.3%，是交運(yùn)領(lǐng)域碳排放首要減排對(duì)象。從我國(guó)汽柴油表觀消費(fèi)量以及CO2排放情況來看，我國(guó)的交運(yùn)行業(yè)減排工作已取得明顯進(jìn)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(biāo)。

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

圍繞氫燃料電池汽車與純電動(dòng)車的爭(zhēng)論已經(jīng)存在數(shù)十年，且隨著全球各大整車廠商將電動(dòng)化發(fā)展重心轉(zhuǎn)向純電動(dòng)汽車，是否應(yīng)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(dòng)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(diǎn)：

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

（2）初始加氫成本高，當(dāng)前加氫站加氫成本在50-80元/kg；

（3）加氫站等基礎(chǔ)設(shè)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(duì)比氫燃料電池汽車燃油經(jīng)濟(jì)性，我們選取了市場(chǎng)典型在售的氫燃料電池汽車、純電動(dòng)汽車、傳統(tǒng)燃油車，包含乘用車及重卡商用車。通過對(duì)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(dòng)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(jì)性，其終端加氫成本需至少降到40元/kg以內(nèi)，假設(shè)以當(dāng)前儲(chǔ)運(yùn)及加注成本計(jì)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(diǎn)，純電動(dòng)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(duì)氫燃料電池能量密度較低，在商用車領(lǐng)域采用鋰電設(shè)備，將提高車輛自重，降低重卡等重型商用車長(zhǎng)途運(yùn)輸?shù)慕?jīng)濟(jì)適用性。此外，續(xù)航和充電時(shí)長(zhǎng)方面也會(huì)限制重型商用車的運(yùn)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(zhǎng)途、大型、商用車領(lǐng)域，未來有望與純電動(dòng)汽車形成互補(bǔ)并存的格局。

根據(jù)規(guī)劃，到2035年我國(guó)氫燃料電池車保有量將達(dá)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(guó)將發(fā)展氫燃料電池商用車作為整個(gè)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(diǎn)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(zhǎng)距離的中重卡、牽引車、港口拖車及乘用車等。到2035年，實(shí)現(xiàn)氫燃料電池汽車的大規(guī)模推廣應(yīng)用，燃料電池汽車保有量達(dá)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(yùn)輸之外，更長(zhǎng)遠(yuǎn)來看，氫氣還有可能促進(jìn)鐵路運(yùn)輸、船運(yùn)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(dòng)力列車正在德國(guó)北部進(jìn)行部署，用于商業(yè)服務(wù)，以取代非電氣化線路上的柴油列車。這使得系統(tǒng)供應(yīng)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(gè)國(guó)家（包括英國(guó)、荷蘭和奧地利）也計(jì)劃在未來幾年內(nèi)實(shí)施類似部署。

在船運(yùn)領(lǐng)域，燃料電池船只在各個(gè)部分（渡輪、穿梭客船等）正處于示范階段。監(jiān)管方面的推動(dòng)也創(chuàng)造了更快速的發(fā)展機(jī)會(huì)。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(chǔ)的船載和陸上電源供應(yīng)，以消除港口的污染物排放（如NOX、SOX和顆粒物），同時(shí)避免港口電氣連接的昂貴安裝成本。對(duì)于長(zhǎng)距離船舶運(yùn)輸，液化氫現(xiàn)在被認(rèn)為是一個(gè)潛在的選擇，以達(dá)到國(guó)際海事組織設(shè)立的目標(biāo)：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(dòng)支線飛機(jī)目前正在考慮使用基于燃料電池的電力推進(jìn)方式，并進(jìn)行了示范（例如德國(guó)HY4演示項(xiàng)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(yīng)用，這些應(yīng)用可能在2020年至2050年之間展開部署。對(duì)于噴氣式飛機(jī)而言，其可以通過使用可作為混入式燃料的電子燃料補(bǔ)充航空生物燃料，以實(shí)現(xiàn)脫碳化。這取決于經(jīng)濟(jì)性能的提高（目前生產(chǎn)電子燃料的成本遠(yuǎn)高于其打算取代的化石燃料），航空領(lǐng)域還需要進(jìn)一步的技術(shù)進(jìn)步、示范和嚴(yán)格的測(cè)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(yīng)用已具備數(shù)十年的發(fā)展歷史，從國(guó)內(nèi)氫氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)來看，90%以上氫氣用于工業(yè)原料。但從國(guó)內(nèi)氫氣生產(chǎn)來源來看，約77%氫氣來源于化石原料（化學(xué)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(duì)于已有氫氣使用經(jīng)驗(yàn)及基礎(chǔ)的部門，通過變換氫氣供應(yīng)結(jié)構(gòu)有望成為工業(yè)領(lǐng)域氫脫碳的早期市場(chǎng)，因?yàn)槠淠軌蛄⒓串a(chǎn)生規(guī)模效應(yīng)，從而迅速降低氫氣成本并實(shí)現(xiàn)碳減排；從長(zhǎng)遠(yuǎn)來看，通過可再生能源電解水制成的綠氫，或?qū)⒋龠M(jìn)工業(yè)的深度脫碳化。

綜上，氫可以通過以下兩種途徑來實(shí)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??；

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(yīng)的脫碳化

（1）合成氨

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

國(guó)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(guó)內(nèi)“富煤缺氣”的資源條件影響，國(guó)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(gè)部分，一個(gè)是外部耗能所帶來的間接排放（燃料燃燒、電力供應(yīng)），另一個(gè)是在煤氣化之后，為了調(diào)節(jié)后期生產(chǎn)所需氣體達(dá)到合適的比例，需進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)煤，產(chǎn)生碳排放約5.94噸，其中工藝流程貢獻(xiàn)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(shí)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(shí)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(shí)現(xiàn)零排放，且天然氣作為我國(guó)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(guó)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(duì)應(yīng)2019年合成氨二氧化碳排放量在1.97億噸，占國(guó)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(yīng)的碳排放量。假設(shè)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(jì)算，合成氨板塊對(duì)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(shí)現(xiàn)與灰氫平價(jià)。當(dāng)前國(guó)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(fēng)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(jī)產(chǎn)品的基本原料和重要的溶劑，其下游應(yīng)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?fàn)t氣制甲醇，目前國(guó)內(nèi)主要以煤制甲醇為主，占比高達(dá)76%，焦?fàn)t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(guó)內(nèi)煤化工企業(yè)環(huán)評(píng)報(bào)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(dá)約1.9億噸，與合成氨排碳放量水平相當(dāng)。

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(diǎn)同樣需要達(dá)到與灰氫平價(jià)的水平。

新應(yīng)用領(lǐng)域的氫能脫碳化

（1）氫氣煉鋼

中國(guó)鋼鐵生產(chǎn)以長(zhǎng)流程為主，高爐是主要的碳排放環(huán)節(jié)。鋼鐵是我國(guó)工業(yè)化進(jìn)程中最重要的支柱形產(chǎn)業(yè)之一。當(dāng)前，我國(guó)煉鋼企業(yè)大多使用鐵礦石為鐵源、煉焦煤作為碳源的長(zhǎng)流程高爐生產(chǎn)技術(shù)，通過焦炭燃燒提供還原反應(yīng)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(yīng)生成CO2，將鐵礦石還原得到鐵，這個(gè)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(duì)應(yīng)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(huì)，在2019年全球粗鋼產(chǎn)量中，長(zhǎng)流程占比約72%，短流程占比約28%，在2019年中國(guó)粗鋼產(chǎn)量中，長(zhǎng)流程占比90%，短流程占比10%，除中國(guó)外，海外長(zhǎng)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(guó)鋼鐵發(fā)展論壇上，有關(guān)人士透露，《鋼鐵行業(yè)碳達(dá)峰及降碳行動(dòng)方案》已經(jīng)形成修改完善稿，鋼鐵行業(yè)碳達(dá)峰目標(biāo)初步定為：2025年前，鋼鐵行業(yè)實(shí)現(xiàn)碳排放達(dá)峰；到2030年，鋼鐵行業(yè)碳排放量較峰值降低30%。

針對(duì)鋼鐵行業(yè)的減排改造已是迫在眉睫之事，當(dāng)前實(shí)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(shí)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(shí)現(xiàn)“零排放”的最佳方案。

氫氣煉鋼將帶動(dòng)氫氣需求約2300萬噸。若假設(shè)鋼鐵需求量維持在目前的高位平臺(tái)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(yù)計(jì)2050年氫能還原鐵技術(shù)路線對(duì)應(yīng)的粗鋼產(chǎn)量約為3億噸左右，對(duì)應(yīng)生鐵產(chǎn)量約為2.55億噸，以1噸生鐵消耗1000立方氫氣計(jì)算（參考日本鋼鐵工業(yè)協(xié)會(huì)測(cè)算值），預(yù)計(jì)對(duì)應(yīng)的氫氣需求量約為2300萬噸左右。

從目前已示范運(yùn)行及試驗(yàn)階段的氫氣煉鋼項(xiàng)目來看，技術(shù)已經(jīng)不存在障礙。目前全球相對(duì)較為成熟且運(yùn)行的項(xiàng)目主要是瑞典鋼鐵的HYBRIT項(xiàng)目。HYBRIT項(xiàng)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(duì)球團(tuán)礦進(jìn)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(shí)現(xiàn)循環(huán)使用。但是HYBRIT項(xiàng)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(guó)薩爾茨吉特鋼鐵公司發(fā)起的SALCOS（薩爾茨吉特低碳煉鋼）項(xiàng)目和由奧鋼聯(lián)發(fā)起的H2FUTURE項(xiàng)目也從不同角度設(shè)想工藝流程實(shí)現(xiàn)“氫冶金”循環(huán)經(jīng)濟(jì)。國(guó)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(diǎn)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(dá)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(jì)算，目前光伏和風(fēng)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(yīng)的優(yōu)質(zhì)脫碳解決方案

工業(yè)熱能分為三個(gè)溫度范圍：100℃的低級(jí)熱能、100-500℃的中級(jí)熱能和500℃以上的高級(jí)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(duì)于低級(jí)熱能，電氣化是成本最低的脫碳方案，因此氫能可能不會(huì)發(fā)揮重要作用。對(duì)于中高級(jí)熱能，可采用生物質(zhì)進(jìn)行脫碳，但在某些地區(qū)生物質(zhì)供應(yīng)限制。例如，CCUS技術(shù)僅在有二氧化碳封存設(shè)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(qiáng)的特點(diǎn)，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級(jí)熱能低碳解決方案。

對(duì)于氫能在工業(yè)供熱中的應(yīng)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(shí)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(shí)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(shí)現(xiàn)規(guī)?；\(yùn)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(jì)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(duì)于建筑領(lǐng)域的供熱環(huán)節(jié)，依然很難實(shí)現(xiàn)脫碳，因?yàn)橹挥猩贁?shù)低碳替代品可以與天然氣（最常見的供熱燃料）競(jìng)爭(zhēng)，目前大部分有嚴(yán)寒季節(jié)國(guó)家的供暖依靠化石能源來實(shí)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(shí)現(xiàn)到2050年降低2℃的目標(biāo)，在有限的減排手段中，天然氣摻氫（HCNG—hydrogencompressednaturalgas）方案是促進(jìn)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(chǔ)設(shè)施和設(shè)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(jià)值、低投資的舉措，可以支持早期氫氣生產(chǎn)規(guī)模的擴(kuò)大。氫氣注入應(yīng)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(fēng)險(xiǎn)。當(dāng)無法滿足預(yù)期需求的風(fēng)險(xiǎn)仍然很高（“死亡之谷”）時(shí)，天然氣管網(wǎng)注入可以在交通應(yīng)用不斷增加的階段以低邊際成本提高現(xiàn)金流量，以實(shí)現(xiàn)盈虧平衡。氫氣注入可以讓電解裝置幾乎連續(xù)地運(yùn)行，從而有助于確保通過提供電網(wǎng)服務(wù)獲得收入，因?yàn)殡娋W(wǎng)服務(wù)通常需要電解裝置處于運(yùn)行狀態(tài)。

2）從長(zhǎng)遠(yuǎn)來看，向天然氣管網(wǎng)注入氫氣，被認(rèn)為是一種能夠儲(chǔ)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(chǔ)設(shè)施，因此可以避免昂貴的電網(wǎng)升級(jí)和擴(kuò)建費(fèi)用。與電力相比，電力制氫的一個(gè)關(guān)鍵優(yōu)勢(shì)是氫氣可以大規(guī)模儲(chǔ)存。這將使該系統(tǒng)能夠應(yīng)對(duì)需求的大幅波動(dòng)，以作為一種季節(jié)性存儲(chǔ)方式，應(yīng)對(duì)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(dòng)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(chǔ)存的能源約為1200太瓦時(shí)（ENERGINET，2017年數(shù)據(jù)）。這大約相當(dāng)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(dāng)于約5375太瓦時(shí)）。

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

1）燃燒能量。氫氣密度較低，但單位質(zhì)量的燃燒熱遠(yuǎn)大于天然氣。

2）燃燒性質(zhì)。氫更容易點(diǎn)燃且其火焰速率要遠(yuǎn)快于天然氣。

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

另外，近年來國(guó)際上對(duì)天然氣摻氫的研究也日益增多，從實(shí)際運(yùn)行的示范項(xiàng)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(guó)自2013年底就開始向部分天然氣分銷網(wǎng)絡(luò)注入氫氣，當(dāng)時(shí)摻氫比例低于2%；2019年，德國(guó)E.ON的子公司Avacon計(jì)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?jī)r(jià)工業(yè)公司輸送含量為55%的摻氫天然氣，2020年1月該項(xiàng)目的摻氫比被提高到10%。2020年1月2日，英國(guó)首個(gè)將零碳?xì)錃庾⑷胩烊粴饩W(wǎng)絡(luò)為住宅和企業(yè)供熱的示范項(xiàng)目HyDeploy正式投入運(yùn)營(yíng)，摻氫比高達(dá)20%。值得一提的是，德國(guó)西門子公司已率先在天然氣摻氫燃?xì)廨啓C(jī)方面取得重大技術(shù)突破，其生產(chǎn)的燃?xì)廨啓C(jī)設(shè)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(chǔ)。

我國(guó)天然氣摻氫已具備實(shí)踐基礎(chǔ)，中低比例摻氫可兼顧經(jīng)濟(jì)性與低碳化

我國(guó)天然氣管道網(wǎng)絡(luò)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(shí)踐基礎(chǔ)。截止到2019年底，我國(guó)天然氣干線管道總長(zhǎng)度達(dá)8.1萬千米，一次輸氣能力達(dá)3500億m3/a。從消費(fèi)端來看，截止到2020年底，我國(guó)天然氣年消費(fèi)量已達(dá)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(zhǎng)態(tài)勢(shì)，需求結(jié)構(gòu)上，90%天然氣以燃燒的方式應(yīng)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(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性與低碳化。通常，在氫氣濃度（體積最高為10-20％）相對(duì)較低的情況下，氫氣的混合可能無需對(duì)基礎(chǔ)設(shè)施進(jìn)行重大投資或改造，投資成本相對(duì)較小，并且可以安全的方式進(jìn)行。若混合濃度超過20%，則需要對(duì)現(xiàn)有基礎(chǔ)設(shè)施和終端應(yīng)用進(jìn)行重大改變。結(jié)合對(duì)HCNG在不同摻氫比例條件下的敏感性分析，在碳中和對(duì)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(shí)施中低比例的天然氣摻氫。假設(shè)混合比例為5%，每戶每年消耗10-18兆瓦電能時(shí)可減少32-58千克二氧化碳——假設(shè)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(biāo)下，中國(guó)天然氣消費(fèi)量將于2040年達(dá)到峰值，約5800-6000億立方米，到2050年隨著電氣化程度進(jìn)一步提升，國(guó)內(nèi)天然氣消費(fèi)量將回落至4500-4700億立方米。假設(shè)國(guó)內(nèi)天然氣摻氫比例達(dá)到20%水平，預(yù)計(jì)到2050年可貢獻(xiàn)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(jià)綠氫何時(shí)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?fàn)t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(yīng)結(jié)構(gòu)來看，化石能源制氫是我國(guó)獲取廉價(jià)及穩(wěn)定供應(yīng)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(diǎn)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(duì)提純及碳捕獲有著較高的要求。焦?fàn)t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(fèi)，實(shí)現(xiàn)氫氣的高效利用，但從長(zhǎng)遠(yuǎn)看無法作為大規(guī)模集中化的氫能供應(yīng)來看；電解水制氫純度等級(jí)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(rèn)為是實(shí)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(shè)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(diǎn)以及商業(yè)化應(yīng)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(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用，國(guó)內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備主要性能指標(biāo)均接近國(guó)際先進(jìn)水平，設(shè)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(guó)內(nèi)較國(guó)際先進(jìn)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(jì)性等方面，國(guó)外已有通過多模塊集成實(shí)現(xiàn)百兆瓦級(jí)PEM電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)用的項(xiàng)目案例。其運(yùn)行靈活性和反應(yīng)效率較高，能夠以最低功率保持待機(jī)模式，與波動(dòng)性和隨機(jī)性較大的風(fēng)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(guó)內(nèi)僅在實(shí)驗(yàn)室規(guī)模上完成驗(yàn)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(jì)性較好，市場(chǎng)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(guó)產(chǎn)化的不斷加速突破，長(zhǎng)期來看，PEM電解槽的成本和市場(chǎng)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(yīng)用在光伏、風(fēng)電領(lǐng)域。

“灰氫”+CCUS技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實(shí)現(xiàn)過度

雖然可再生能源電解水制氫是我國(guó)實(shí)現(xiàn)氫脫碳的終極之路，但從中國(guó)的國(guó)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(zhǎng)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{(lán)氫”，補(bǔ)充氫能的供應(yīng)，“灰氫”+CCUS技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實(shí)現(xiàn)過度。

發(fā)展CCUS面臨的最大挑戰(zhàn)是綜合成本相對(duì)過高。現(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(yùn)行維護(hù)成本等，以火電廠安裝為例，將額外增加140-600元/噸的運(yùn)行成本，直接導(dǎo)致發(fā)電成本大幅增加。如華能集團(tuán)上海石洞口捕集示范項(xiàng)目，在項(xiàng)目運(yùn)行時(shí)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(yùn)輸成本高，而CO2管網(wǎng)建設(shè)投入高、風(fēng)險(xiǎn)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(shí)將使一次能耗增加10-20%甚至更多，效率損失很大，嚴(yán)重阻礙著CCUS技術(shù)的推廣和應(yīng)用。

根據(jù)CCUS技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)和目標(biāo)，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。

4.22030年可再生綠氫或?qū)?shí)現(xiàn)與灰氫平價(jià)

低成本可再生氫的實(shí)現(xiàn)路徑對(duì)于氫氣未來能不能實(shí)現(xiàn)平價(jià)應(yīng)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(dāng)前階段以風(fēng)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(jì)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(dǎo)。

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(fēng)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(yùn)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(yùn)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(jià)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(shí)影響綠氫在各應(yīng)用領(lǐng)域脫碳的節(jié)奏和進(jìn)度。

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

（1）電力成本

可再生能源平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）。隨著投資成本的下降以及技術(shù)的不斷進(jìn)步，未來可再生能源將成為一次能源消費(fèi)中的主體，可再生能源平準(zhǔn)化度電成本將大幅下降，參考Hrdrogencouncil、IRENA、中國(guó)氫能聯(lián)盟以及發(fā)改委能源所的預(yù)測(cè)，以2020年為基準(zhǔn)年，預(yù)計(jì)可再生能源的綜合度電成本（包含光伏、風(fēng)電）到2030年將下降30%，到2050年將下降60%。而部分光伏、風(fēng)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(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)給出的數(shù)據(jù)，2020年國(guó)內(nèi)部分光伏利用小時(shí)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(jìn)一步下降空