深度报告 | 2030年我国绿氢能否实现平价?
发布者:admin | 来源:风能专委会CWEA | 0评论 | 4374查看 | 2021-06-17 15:42:50    

近期,国联证券发布氢能行业系列深度报告。以下为《绿氢风正帆悬平价在望》报告的要点内容。本篇报告重点探究了绿氢在深度脱碳领域发挥的作用,以及绿氢的降本路径。


中国承诺“双碳”目标,推动绿氢在脱碳领域规模化应用:随着我国“3060双碳”目标的提出,全社会生产资料将向着低碳化及净零排放方向发展,绿氢作为连接可再生能源与终端应用场景的绿色二次能源,将在工业、建筑、交通等领域扮演深度脱碳的重要角色。根据氢能联盟数据,在碳中和情形下,预计到2060年我国氢气的年需求量将由目前的0.37亿吨增至1.3亿吨左右,在终端能源消费中的占比由目前的5%提升至20%,工业及交通将是主要增量领域。


到2030年可再生绿氢或将实现与灰氢平价:从当前绿氢产业发展阶段来看,整体处于产业导入阶段,制约绿氢产业规模化发展的核心因素在于制氢成本。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年国内一些可再生资源优势区域,其绿氢成本将实现与灰氢(10元/kg左右)平价,到2040年则基本实现平价。


绿氢的大规模应用或将在2035-2040年实现:通过绿氢在各脱碳应用领域的成本竞争力分析,近5年绿氢将率先在供热和重卡行业得以应用;到2030年,部分可再生能源资源禀赋优势区域,绿氢成本可下探至与灰氢平价的水平,氢能在重型运输领域可实现价格竞争力;到2035年后,绿氢或将作为极具竞争力的能源在主流工业领域和交通领域大规模推广应用。


以下为本报告第四章《氢能脱碳核心制约——平价绿氢何时到来?》一章的主要内容,转发供参考。


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。



绿氢的大规模应用或将在2035-2040年实现


在碳中和目标下,绿氢将在工业、交通、建筑等碳排领域扮演重要深度脱碳角色。通过绿氢在各脱碳应用领域的成本竞争力分析,近5年绿氢将率先在供热和重卡行业得以应用,天然气管网中通过天然气掺氢用于建筑供热,这将是绿氢推广的首次商业应用。此外,由于政府和民众在氢气基础设施建设方面的支持,绿氢最早可能于2025年在为重型车辆(如区域列车和重卡)提供动力方面具备竞争力。


到2030年,部分可再生能源资源禀赋优势区域,绿氢成本可下探至与灰氢平价的水平,即达到10-12元/kg,这意味着氢燃料可以取代柴油,也就标志着氢能在重型运输领域极具价格竞争力的转折。



到2035年后,绿氢或将作为极具竞争力的能源在主流工业领域和交通领域大规模推广应用。

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