伍德麥肯茲氫能研究團隊最新研究報告Levelised Cost of Hydrogen – Europe(《歐洲氫能市場平準化度電成本報告》)，通過平準化氫能成本 (LCOH) 建模，預(yù)測綠氫、藍氫、四種電解槽類型、ATR和SMR工藝以及14個市場的發(fā)展前景。

在伍德麥肯茲能源轉(zhuǎn)型基準情景預(yù)測中，到2050年，由可再生能源產(chǎn)生的綠色氫能和由甲烷產(chǎn)生的藍色氫能與碳捕獲和儲存相結(jié)合，可以共同滿足全球最終能源消耗總量的5%，而目前這一數(shù)據(jù)為零。

歐洲市場計劃于2030年實現(xiàn)2千萬噸藍氫與綠氫產(chǎn)能，其中一半由歐洲本土生產(chǎn)。然而，成本是最大挑戰(zhàn)。低碳氫能價格必須低于3歐元/公斤，才能在難以脫碳的行業(yè)里實現(xiàn)與化石燃料競爭。否則，歐洲將不得不更多地依賴進口。

綠氫項目的商業(yè)化進程尚早

藍氫更接近商業(yè)門檻

現(xiàn)階段，多數(shù)氫能項目規(guī)模較小，與承購商整合，由油氣公司或已經(jīng)生產(chǎn)和消費氫能的制氨公司提供資金。

綠氫還遠沒有實現(xiàn)商業(yè)化。獨立的綠色氫能項目的盈虧平衡成本在每公斤6-14歐元之間，并受可再生能源電力(光伏、風(fēng)電)價格及項目所在地的影響。

根據(jù)伍德麥肯茲的假設(shè)，藍氫更接近商業(yè)門檻。基于我們對天然氣價格、碳價格和CCUS的長期預(yù)測，從2023年起，F(xiàn)ID項目的未來成本在每公斤2.0-3.5歐元之間。然而，天然氣價格波動、歐洲對整個價值鏈(包括上游天然氣來源)碳排放強度的嚴格標準是推高成本的風(fēng)險因素。

如何實現(xiàn)降本?

工業(yè)化水平是關(guān)鍵。我們預(yù)計，規(guī)模經(jīng)濟將使綠色氫能的成本到2030年降低約三分之一，到2050年降低一半。但在十年后，成本仍將高于每公斤3歐元。

政策支持同樣重要。歐洲可能會采用差價合約 (CfD) 方法，彌合買賣雙方之間的成本/價格差距，為實現(xiàn)2030年目標所需的投資提供資金。

結(jié)合可再生能源電力有望降低部分地區(qū)的氫能成本。海上風(fēng)能的容量系數(shù)可能超過50%，而光伏容量系數(shù)可能低于15%，這意味著電解槽長時間停機，不利于單一技術(shù)獨立項目的經(jīng)濟性。項目可以通過購買離網(wǎng)電力或結(jié)合兩種發(fā)電技術(shù)的方式，來應(yīng)對風(fēng)能與光伏電力間歇性的特點。我們的分析表明，一個綠氫項目若至少支持70%容量系數(shù)，并獲簽40歐元/MWh的購電協(xié)議(PPA)，才能實現(xiàn)與藍氫項目的盈虧平衡競爭。

哪些國家在低碳氫方面有優(yōu)勢?

每個國家都將根據(jù)最有利的原料制定各自的戰(zhàn)略。在歐洲西北部，陸上或海上風(fēng)能機遇更大，綠氫的可行性更高。挪威、英國和荷蘭可以使用天然氣和基礎(chǔ)設(shè)施(包括 CCUS)來生產(chǎn)藍氫。

在南歐，藍色氫基本上不在考慮范圍之內(nèi)，但大面積的可用土地有望支持新興的低成本光伏和風(fēng)能，為綠氫生產(chǎn)提供最佳機遇。

最后，部分電力市場中可再生能源的高比例和低碳強度，如葡萄牙，開啟了連接到電網(wǎng)以在停機期間補充項目原料的可能性。在電力市場可能具有更高碳強度的北歐，這種選擇不太可能發(fā)生。