一、可再生能源电解水制氢是氢脱碳路线成立的重要组成
目前，氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢，三是电解水制氢。从供应结构来看，化石能源制氢是我国获取廉价及稳定供应氢气的最主要来源，其次为工业副产氢，而电解水制氢占比极小。
从各制氢路线的特点来看，传统制氢工业中以煤炭、天然气等化石能源为原料，制氢过程产生 CO2 排放，制得氢气中普遍含有硫、磷等有害杂质，对提纯及碳捕获有着较高的要求。焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢，能够避免尾气中的氢气浪费，实现氢气的高效利用，但从长远看无法作为大规模集中化的氢能供应来看；电解水制氢纯度等级高，杂质气体少，考虑减排效益，与可再生能源结合电解水制“绿 氢”被认为是实现氢脱碳的最佳途径。
碱性电解与 PEM 电解将是未来电解水主流工艺路线电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。目前电解水制氢主要有碱性电解、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解这三种技术路线，根据各自技术特点以及商业化应用程度，碱性电解水制氢路线及 PEM 电解水制氢将是未来与可再生能源结合的主流电解水制氢工艺路线。
碱性电解。该技术已实现大规模工业化应用，国内关键设备主要性能指标均接近国际先进水平，设备成本低，单槽电解制氢量较大，易适用于电网电解制氢。
PEM 电解。该技术国内较国际先进水平差距较大，体现在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面，国外已有通过多模块集成实现百兆瓦级PEM 电解水制氢系统应用的项目案例。其运行灵活性和反应效率较高，能够以最低功率保持待机模式，与波动性和随机性较大的风电和光伏具有良好的匹配性。
SOEC 电解。该技术的电耗低于碱性和 PEM 电解技术，但尚未广泛商业化，国内仅在实验室规模上完成验证示范。由于 SOEC 电解水制氢需要高温环境，其较为适合产生高温、高压蒸汽的光热发电等系统。目前来看，碱性电解槽成本较低，经济性较好，市场份额较 PEM 电解槽高一些。不过随着燃料电池技术的不断成熟，质子交换膜国产化的不断加速突破，长期来看，PEM 电解槽的成本和市场份额将逐渐提高，与碱性电解槽接近持平，并根据各自与可再生能源电力系统的适配性应用在光伏、风电领域。
“灰氢”+CCUS 技术近中期将帮助“绿氢”实现过度虽然可再生能源电解水制氢是我国实现氢脱碳的终极之路，但从中国的国情来看，由于规模化、低成本的可再生能源电解水制氢产业尚未形成，因此已有规模化、产业化的煤制氢路线仍将长期存在，但是需要叠加 CCUS 技术（碳捕集和封存利用）将“灰氢”变为“蓝氢”，补充氢能的供应，“灰氢”+CCUS 技术近中期将帮助“绿氢”实现过度。发展 CCUS 面临的最大挑战是综合成本相对过高。
二、2030 年可再生绿氢或将实现与灰氢平价
低成本可再生氢的实现路径对于氢气未来能不能实现平价应用至关重要。目前，通过可再生能源发电制取“绿氢”主要面临成本高的问题。一方面，当前阶段以风电光伏为代表的可再生能源发电成本还比较高；另一方面，电解槽的能耗和初始投资成本较高，规模还较小。因此，未来提高“绿氢”经济性的有效途径将主要依靠可再生能源发电成本的下降，电解槽能耗和投资成本的下降以及碳税等政策的引导。
电解氢成本主要受电力成本、电解槽投资成本影响电解氢成本主要由 3 部分组成：1）电力成本。依靠风电、光伏等可再生能源产生的电力，将水电解成氢气和氧气。2）投资成本（CAPEX）。主要为电解槽系统成本。3）运维成本（OPEX）。因此，绿氢全生命周期成本（LCOH）=电力成本+投资成本（capex）+运行成本（opex）。以欧洲 100MW 规模绿氢电解装置为例，从该绿氢制备的全生命周期成本来看，可再生电力成本占据绿氢全生命周期成本的 56%，电解槽系统投资成本占据 38%。因此，电价水平以及电解槽系统初始投资成本的高低直接影响最终绿氢成本，同时影响绿氢在各应用领域脱碳的节奏和进度。
为了探究可再生能源电解水制氢何时能够实现与灰氢平价，我们对绿氢全生命周期成本进行拆解及预测（仅对成熟度水平较高的碱性电解水制氢进行成本拆解预测），对电力成本、CAPEX、OPEX 关键影响因素做出如下假设：
（1）电力成本
可再生能源平准化度电成本（LCOE）。随着投资成本的下降以及技术的不断进步，未来可再生能源将成为一次能源消费中的主体，可再生能源平准化度电成本将大幅下降，参考 Hrdrogen council、IRENA、中国氢能联盟以及发改委能源所的预测，以 2020 年为基准年，预计可再生能源的综合度电成本（包含光伏、风电）到 2030 年将下降 30%，到 2050 年将下降 60%。而部分光伏、风电资源优质地区，其度电成本的降幅将明显快于平均水平，以光伏为例，参考中国光伏行业协会给出的数据，2020 年国内部分光伏利用小时数为 1800h 的地区，光伏度电成本已降低至 0.2 元/KWh，且未来仍有进一步下降空间。
电解效率。参考 IRENA 及 IEA 等权威机构数据，2020 年国内电解水制氢能耗约为 55kwh/kg-H2（对应 65.7%的转换效率），未来随着电解槽工艺的不断优化，特别是改进交换膜、催 化剂及系统集成，能效将进一步提高，预计到 2050 年国内电解效率可以提升至 46kwh/kg-H2。
（2）CAPEX
电解槽初始投资成本。影响电解槽投资成本的主要因素为电解槽制氢规模，包括电解槽电堆规模及电解槽系统规模：1）电堆规模化降本。当前单位电解槽电堆普遍为兆瓦级规模（目前全球最大的单一电堆电解槽是位于日本福岛的 10MW 电堆），根据 IRENA 权威机构数据，当电堆规模由 1MW 分别提升至 10MW、100MW 时，相应电解槽系统成本可分别降低 35%-45%、60%-70%；2）系统装机量规模化降本。当前全球电解槽系统规模约为20GWh，按照 IRENA 机构给出的能源方案中，保守情况下，到 2030 年全球电解槽规模将提升至 100GWh，届时电解槽系统成本将降低 40%，乐观情况下，到 2030 年全球电解槽规模将提升至 270GWh，届时电解槽系统成本将降低 55%，到 2050 年，全球电解槽系统规模将进入 TW 时代，假设系统规模达到 1.7TWh，系统成本相较于目前将降低 70。因此，综合 IRENA对电解槽规模化降本预期，另补充 Hydrogen Council 的权威预测，电解槽系统成本随着技术进步及规模化到 2030 年将降低 60-80%，随后因电解槽系统规模化因素的成本学习曲线率下降，系统成本降幅趋缓，但仍随着技术的进步不断下降。
资金成本（WACC）。目前的加权平均资金成本假设为 10%，户要考虑目前有关电解水制绿氢项目的相对风险较高。假设 2050 年的加权平均资金成本为 6%，与目前投资可再生电力水平相当。
满载小时数（设备利用小时数）。满载小时数是指年度满负荷工作时间，由于可再生能源发电侧存在波动性，因此依靠可再生能源电解水制氢的工作负荷将主要取决于风电、光伏等可再生能源自身发电负荷的提升。参考 IRENA机构预测，假设 2020 年满载负荷为 3000 小时/年，到 2050 年提升至 4000小时/年。
（3）OPEX
固定运维。假设电解槽固定运维成本为电解槽初始投资成本的 2%/年。
到 2030 年国内绿氢成本可实现与灰氢平价
通过对可再生电解水绿氢全生命周期成本的拆解及预测，到 2030 年，随着可再生能源 LCOE 以及电解槽系统成本的快速下降，绿氢成本将从 2020 年的 30.8 元/kg快速降至 16.9 元/kg。而 2020 年国内部分光伏利用小时数为 1800h 的地区，光伏度电成本已降低至 0.2 元/KWh，我们认为国内这些可再生资源优势区域，其度电成本到 2030 年将领先于行业平均水平达到 0.1-0.15 元/KWh，相应的绿氢成本将率先实现与灰氢平价。
