成本是关系到绿氢能否大规模应用的关键要素
近年来随着可再生能源发电成本快速下降以及制氢电解槽技术的进步，可再生能源制氢成本快速下降。绿氢成本的是关系到绿氢能否大规模应用的关键因素，我们在此对绿氢成本进行相关预判，预计到2030年可再生能源制氢成本相较于2023年将下降25%以上。
需说明的是，制氢成本的预测本身涉及到并网离网使用情况、可再生能源及并网电价、不同区域的发电小时数、风光发力方式及资源潜力、电解槽及相关储能成本的关联、电极材料及隔膜材料的选择、相关材料的改造带来的成本上升及其相关电耗的降低等多维度因素。
本文无法一一罗列，我们在此选取部分假设条件，为大家做部分分析，供行业参考。
01 绿氢成本中电力成本与设备成本占比超80%
电解水制氢成本由电解槽折旧成本、电力成本、人工管理费用、电解液材料成本等主要成本组成，电力成本与电解槽折旧成本占主要部分，其中电力成本一般与电价和电解槽电耗相关。
碱性电解槽制氢以电力成本为主。以如下工作场景为例进行核算：在一台5 MW电解槽每天工作6小时、电解槽价格700万、寿命15年、电价（离网光伏）为0.2元/kWh等计算条件下，电解槽设备折旧成本约占总成本的31%，电力成本约占51%，人力、耗材等成本占18%。
目前PEM电解槽装置成本较高，设备折旧成本占主要部分。根据能景数据，以2023年6月主流厂商的PEM电解槽价格580万元/MW价格为例，同时假设每天工作6小时、电解槽寿命15年、电价（离网光伏）为0.2元/kWh等计算条件下，电解槽设备折旧成本占到了总成本的约54%，电力成本约占31%，人力、耗材等成本占15%。
近年来，随着可再生能源发电、碱性制氢电解槽生产等技术的进步及规模的扩大，可再生电力电价、电解槽制氢电耗、电解槽价格等快速下降，可再生能源电解水制氢成本将随之快速下降。
02 三大因素将推动制氢成本快速下降
2.1 可再生能源电力成本快速下降，2030年有望达到0.1元/kWh
可再生能源制氢按供电模式可分为并网制氢、离网制氢等方式。
并网供电技术成熟，供电稳定，能够保障电解槽连续稳定运行，开工小时数可达8000小时以上。但电价较高，2022年约0.4~0.5元/kWh，甚至在工业园区电价将达1.5元/kWh。
离网供电面临光伏、风电等发电小时数不足等问题，耦合发电的综合利用小时数仅在2000-3000小时左右，且目前仍存在电力波动性适应等离网技术问题。但离网方式节约了升降压、并网等的设备投入成本，电价低，2022年可达到0.2元/kWh左右（不考虑配储的情况下）。
可再生能源制氢的本质为消纳不稳定的风光资源，离网制氢的技术目前不断突破，其电价下降空间大，同时，发电小时数低的问题可被设备折旧价格不断下降来对抗（见后文），故此处主要先以离网电价来讨论。
随着光伏、风电技术装备等的进步，可再生能源发电成本快速下降，根据IRENA与中国光伏产业协会数据，2019年至2022年中国风电平准化发电成本约下降了31%，在1800h/年利用时间下的固定式光伏平准化发电成本约下降了35%，分布式光伏平准化发电成本约下降了28%。到2025年左右，风电光伏发电平准化成本有望降低到0.15元/kWh；2030年左右，风电光伏发电平准化成本有望降低到0.10元/kWh。
2.2 制氢电解槽电耗降低，2030年碱性电解槽有望达到3.7 kWh/Nm3H2
目前碱性及PEM电解槽仍存在制氢过电位较高、隔膜电阻较大、结构优化不充分等问题，导致制氢电流损耗较大，制氢耗电量较高。随着对电极材料、隔膜材料、极板结构等进行优化，碱性及PEM电解槽的制氢电耗逐渐降低。
2021年国内碱性电解槽制氢电耗多在4.5~5 kWh/Nm3H2水准；2023年已有3.9 kWh/Nm3H2的碱性电解槽产品发布；国外经过多年技术优化，有3.8 kWh/Nm3H2的碱性电解槽产品。预计到2025年，国内市场4.0 kWh/Nm3H2碱性电解槽将较为普及，但由于碱性电解槽结构、材料等的限制，进一步降低的难度较大，我们预计到2030年左右3.7 kWh/Nm3H2碱性电解槽将较为普及。
PEM电解槽的膜电阻及电极过电位较低，理论上制氢电耗相较碱性电解槽更低。国内PEM电解槽在关键材料、结构设计等方面不够成熟，制氢电耗仍然较高，2023年亿华通发布的碱性电解槽直流电耗可降低到4.2 kWh/Nm3H2水准，而国外西门子等企业的PEM电解槽直流电耗已经达到3.8 kWh/Nm3H2水准。预计到2025年，国内市场PEM电解槽制氢电耗将降低到3.9 kWh/Nm3H2，到2030年左右可能降低到3.5 kWh/Nm3H2左右。
2.3 电解槽价格下降，2030年碱性电解槽有望达到300万元/台以下
随着电解槽生产规模、自动化程度等的提高，电解槽成本及价格将逐年下降。
对碱性电解槽来说，结构、材料等已较为成熟，且为了降低直流电耗等需要对电极等零部件进行更高投入，碱性电解槽价格下降空间有限。2021年国内1000 Nm3/h碱性电解槽价格在1000万元/台左右，据能景研究了解，2023年部分项目投标项目的最低报价已降低于600~700万元/台（5 MW），预计到2030年碱性电解槽价格可降低至300万元/台水平；为兼顾提高电解槽性能所需的新型催化剂、膜材料等的投入，继续降价的空间有限。
对PEM电解槽来说，目前国内生产及应用规模较小，随着技术进步及应用推广，仍存在较大价格降幅空间。2021年年底康明斯中标中石化PEM电解槽价格约为1080万元/MW，2023年吉电股份与长春绿动签订的PEM电解槽供货价格约为580万元/MW。到2030年，随着规模的不断提升，供应链的不断完善，能景研究预计2030年PEM电解槽价格将降低到200万元/MW。
03 一定条件下，2030年制氢成本将降至10元/kg
根据每年的可再生能源电力成本、电解槽价格、电解槽制氢电耗的下降趋势（暂不计算人员、管理等成本的变化），可对2024年至2030年的可再生能源制氢成本做出预测。
3.1 制氢成本下降，成本占比结构将发生改变
以电解槽每天运作6小时、电价按照平准化发电成本预测等为前提，对2022-2030年制氢成本下降趋势进行测算，预计可再生能源制氢成本下降可达40%以上；但各组成成本的降幅不同，制氢成本的构成将发生较大变化。
碱性电解槽制氢成本中电力成本将大幅降低。以6h/天固定式光伏制氢为例，2023年至2030年电力成本将下降50%左右，电解槽折旧成本下降35%左右；到2030年，电力成本占比将由51%降低到34%，而电解槽折旧成本占比上升到34%左右，变化不大。
PEM电解槽折旧成本占比略有下降，但仍然较高。以6h/天固定式光伏制氢为例，2023年至2030年电力成本将下降57%左右，电解槽折旧成本下降64%左右；到2030年，电解槽折旧成本占比由2023年的54%下降到2030年的46%左右，依然较高，而电力成本占比由31%降低为27%左右，变化不大。
以上仅仅考虑了6h/天固定式光伏制氢成本的变化，不同可再生电力来源及电解槽工作时长下制氢成本也会有所差异。
3.2 考虑可再生能源类型及价格变化下的制氢成本，分布式光伏制氢成本会更低
制氢与电价密切相关，后者与可再生能源类型、资源禀赋等密切相关。假定电解槽工作6h/天，2023年碱式电解槽固定式光伏、分布式光伏、风电制氢成本分别为17.7、17.2、18.6元/kg，到2030年预计下降为12.1、11.7、12.9元/kg。
2023年PEM电解槽固定式光伏、分布式光伏、风电制氢成本分别为25.7、25.3、26.7元/kg，到2030年预计下降为14.5、14.1、15.3元/kg。
总的来看，电解槽工作小时一定的情况时，在不同可再生电力下，分布式光伏制氢成本相较更低。
3.3 考虑不同电解槽工作小时数对制氢成本的影响，年工作2300小时，2030年电价可低至10元/kg
制氢成本与电解槽的工作小时数有关，电解槽工作时长越长，制氢成本越低。在离网情况下，工作时长与光伏、风电总的利用小时数相关，后者又与不同地区的资源禀赋、储能设备容量、光伏风机技术发展相关，在此不做赘述。
以固定式光伏制氢为例，可预测2022-2030年电解槽每天工作5、6、7小时（每年工作1650h、1980h、2310h）工作时长下制氢成本变化如下图。
碱性电解槽在每天工作7小时情况下，到2030年制氢成本有望降低到10.2元/kg左右；PEM电解槽制氢成本同样下降较快，在每天工作7小时情况下，到2030年制氢成本有望降低到12.3元/kg左右，在2030年有希望接近碱性电解槽制氢。
04 小结
绿氢成本受并网离网使用情况、可再生能源及并网电价、不同区域的发电小时数、电解槽相关材料的改造带来的成本上升及其相关电耗的降低等多维度因素影响，不同考虑情况下，成本不同。
能景研究充分考虑多类参数，根据对可再生电力成本、电解槽制氢电耗、电解槽价格变化趋势进行初步预测，同时考虑多种因素对电解槽价格的影响，认为2030年碱性电解槽制氢的电力成本成本占比将大幅下降，同时在一定情况下制氢成本可达到10元/kg水平；PEM电解槽制氢折旧成本依然较高，一定条件下制氢成本有望达到12元/kg水平，接近碱性电解槽制氢制氢成本。
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