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(chǎng)平準化度電成本報告》），通過(guò)平準化氫能成本 (LCOH) 建模，預測綠氫、藍氫、四種電解槽類(lèi)型、ATR和SMR工藝以及14個(gè)市場(chǎng)的發(fā)展前景。

在伍德麥肯茲能源轉型基準情景預測中，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合，可以共同滿(mǎn)足全球最終能源消耗總量的5%，而目前這一數據為零。

歐洲市場(chǎng)計劃于2030年實(shí)現2千萬(wàn)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。低碳氫能價(jià)格必須低于3歐元/公斤，才能在難以脫碳的行業(yè)里實(shí)現與化石燃料競爭。否則，歐洲將不得不更多地依賴(lài)進(jìn)口。

綠氫項目的商業(yè)化進(jìn)程尚早

藍氫更接近商業(yè)門(mén)檻

現階段，多數氫能項目規模較小，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(méi)有實(shí)現商業(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(jià)格及項目所在地的影響。

根據伍德麥肯茲的假設，藍氫更接近商業(yè)門(mén)檻?；谖覀儗μ烊粴鈨r(jià)格、碳價(jià)格和CCUS的長(cháng)期預測，從2023年起，FID項目的未來(lái)成本在每公斤2.0-3.5歐元之間。然而，天然氣價(jià)格波動(dòng)、歐洲對整個(gè)價(jià)值鏈（包括上游天然氣來(lái)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(shí)現降本？

工業(yè)化水平是關(guān)鍵。我們預計，規模經(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(huì )采用差價(jià)合約 (CfD) 方法，彌合買(mǎi)賣(mài)雙方之間的成本/價(jià)格差距，為實(shí)現2030年目標所需的投資提供資金。

結合可再生能源電力有望降低部分地區的氫能成本。海上風(fēng)能的容量系數可能超過(guò)50%，而光伏容量系數可能低于15%，這意味著(zhù)電解槽長(cháng)時(shí)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(guò)購買(mǎi)離網(wǎng)電力或結合兩種發(fā)電技術(shù)的方式，來(lái)應對風(fēng)能與光伏電力間歇性的特點(diǎn)。我們的分析表明，一個(gè)綠氫項目若至少支持70%容量系數，并獲簽40歐元/MWh的購電協(xié)議（PPA），才能實(shí)現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(gè)國家都將根據最有利的原料制定各自的戰略。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設施（包括 CCUS）來(lái)生產(chǎn)藍氫。

在南歐，藍色氫基本上不在考慮范圍之內，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(chǎng)中可再生能源的高比例和低碳強度，如葡萄牙，開(kāi)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(chǎng)可能具有更高碳強度的北歐，這種選擇不太可能發(fā)生。