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《2025年制氢平准化成本展望：可再生氢难降至1美元/千克》

  • 来源专题：能源情报网监测服务平台
  • 编译者： 郭楷模
  • 发布时间：2024-12-31

  • 根据最新展望，2025年制氢的平准化成本(LCOH2)不太可能降至1美元/千克。受电解槽成本上升和通胀影响，LCOH2预计将持续较高。即使在中国，这一成本在2030年也将保持在2.50美元/千克以上，2050年则降至1.60美元/千克。展望指出，只有在2030年之后，可再生氢才可能在少数市场上与灰氢竞争。中国因碱性电解槽成本较低，在所有建模市场中LCOH2仍然最低。然而，即使在成本最具竞争力的中国和印度，可再生氢也需在2030年之后才能与灰氢相媲美。

    对于依靠光伏、风电和电池运行的离网系统，60%-80%的电解槽利用率被视为最优水平。若要达到90%的近基本负荷利用率，成本将增加约4%-35%。电力成本在LCOH2中占据重要地位，导致日本等可再生能源成本高昂的市场在绿氢生产上难以具备竞争力。

    整体而言，除非电解槽成本取得显著突破，否则可再生氢作为脱碳战略的吸引力将受到限制。


  • 原文来源：https://www.nengyuanjie.net/article/107939.html
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  • 《2030年可再生制氢成本或降至1.4-2.3美元/kg》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2021-02-24
    • 目前，在全球范围内，价值链上有228个氢项目，85%的全球项目来自欧洲、亚洲和澳大利亚，美洲、中东和北非正在加速部署。此外，综合来看，预测显示，到2030年，可再生制氢成本可能降至1.4-2.3美元/kg。 近日，国际氢能委员会（Hydrogen Council）发布《Hydrogen Insights: A perspective on hydrogen investment, market development and cost competitiveness》报告，北极星氢能网翻译摘要部分如下： 在全球监管机构、投资者和消费者转向脱碳的背景下，氢能正吸引前所未有的关注和投资。在2021年初，已有超过30个国家发布了氢能路线图。工业界已宣布了200多个项目和雄心勃勃的投资计划，各国政府承诺提供超过700亿美元的公共资金。这种势头存在于整个价值链中，并正在加速氢气生产、传输、分销、零售和终端应用的成本降低。 此外，自2020年以来，氢能理事会的成员从60个增加到100多个，目前在全球拥有超过6.6万亿的市值和超过650万的员工。 本报告由氢能理事会和麦肯锡公司联合发布，基于行业真实数据，提供以事实为依据的，全面、定量分析，概述了氢能生态系统的发展，包括氢能解决方案、相关投资、氢能技术以及终端应用的成本竞争力。 ▊全球正加速投资布局氢能项目 目前，在全球范围内，价值链上有228个氢项目，85%的全球项目来自欧洲、亚洲和澳大利亚，美洲、中东和北非正在加速部署。 在这些项目中有17个GW级项目（即可再生能源超过1GW，每年可产20万吨低碳氢），其中最大的项目在欧洲、澳大利亚、中东和智利。 如果所有项目都能实现，到2030年，总投资将超过3000亿美元，相当于全球能源资金的1.4%。然而，目前只有800亿美元的项目可以被视为“成熟项目”，这意味着该投资要么处于规划阶段，要么已通过最终投资决策（FID），要么在建、已投产或正在运营。 在公司层面上，氢能理事会成员计划到2025年将其总氢投资增加6倍，到2030年将增加16倍。他们计划将大部分投资用于资本支出（capex），其次是并购（M&A）和研发（R&D）。 在政府财政和监管的支持下，全球向脱碳方向的转变正支撑这一势头发展。国内生产总值占据世界一半以上的75个国家有零碳发展目标，30个有氢能规划。 各国政府已经认捐了700多亿美元，并列入了新的产能目标和部门级监管，以支持这些氢倡议。例如，欧盟宣布2030年40GW的电解槽产能目标（目前不足0.1 GW），20多个国家宣布了2035年前禁售燃油汽车。在美国，新车的联邦排放标准落后于欧盟，但加州和其他15个州的州一级倡议制定了雄心勃勃的目标，即到2035年乘用车和卡车达到零排放状态。中国2021年-2024年将用50亿美元支持燃料电池汽车发展，重点推动供应链本土化。 ▊2030年可再生制氢成本可能降至1.4-2.3美元/kg 随着GW级规模项目出现，制氢成本继续下降。可再生能源成本下降速度加快推动了可再生能源制氢成本下降，这缘于大规模部署和较低融资成本的推动。2030年的可再生能源成本可能比一年前的估计低15%。预计澳大利亚、智利、北非和中东等拥有最佳资源的地区降幅最大。 但较低的可再生能源成本是不够的：对于低成本的清洁制氢，电解和碳管理的价值链需要扩大。这需要进一步加大公共支持力度，以弥合成本差距，发展低成本可再生能源能力，并扩大碳运输和储存场所。对于本报告中的成本预测，我们假设根据氢理事会的愿景，氢的使用将有一个雄心勃勃的发展。例如，对于电解制氢，我们假设到2030年部署90 GW。 这种规模化将推动电解槽价值链的快速工业化。该行业已经宣布电解槽容量将增加到每年超过 3 GW，并需要迅速扩大规模。这种规模化可以推动系统成本以超此前预期的速度下降，到2025年达到480-620美元/kW，到2030年达到230-380美元/kW。系统成本包括设备的堆放和平衡，但不包括运输、安装和装配、建筑成本和任何间接成本。 可再生能源制氢的大规模部署将需要开发GW规模的制氢项目。这种专门建设可再生能源的项目可以通过合并多种可再生能源（如陆上风能和太阳能光伏发电的联合供应）并在此之上建设电解槽来提高利用率。 综合来看，预测显示，到2030年，可再生制氢成本可能降至1.4-2.3美元/kg。（这一范围是由于最佳区域和平均区域之间的差异造成的）。这意味着到2028年，新的可再生能源和灰色氢气供应可能在最佳区域达到成本平价，2032-2034年在平均区域达到成本平价。 利用天然气生产低碳氢气的技术也在不断发展。随着二氧化碳捕获率的提高和资本支出要求的降低，低碳制氢是一个强有力的互补生产途径。如果大规模开发碳运输和储存场所，到本世纪末，低碳氢气可能与灰色氢气实现收支平衡，成本约为每吨二氧化碳35-50美元。 ▊2030年，氢气全球运输成本将低于2-3美元/千克 随着制氢成本的下降，输配成本是降低氢成本的下一个前沿领域。从长远来看，氢气管道网络提供了最具成本效益的分配方式。例如，管道可以仅花费输电线路1/8的成本传输10倍的能量，资本支出成本与天然气相似。该行业可以部分再利用现有的天然气基础设施，但即使是新建的管道，成本也不会太高（假设泄漏和其他安全风险得到妥善解决）。例如，我们估计，通过管道将氢气从北非运输到德国中部的成本约为每千克氢气0.5美元，低于这两个地区本地可再生氢气生产的成本差异。 从短期到中期来看，大规模清洁氢气应用中最具竞争力的设置包括在现场或附近同时进行制氢。然后，利用这种规模化生产向附近的其他氢气用户（如卡车和火车加油站）和较小的工业用户供应燃料。用卡车运送燃料给这些用户通常是最具竞争力的配送方式，每公斤氢气的成本低于1美元。 对于长距离的船上运输，氢气需要转换以增加其能量密度。虽然存在几种潜在的氢载体方法，但三种碳中性载体——液态氢（LH2）、液态有机氢载体（LOHC）和氨气（NH3）——正在获得最大的吸引力。成本最优的解决方案取决于目标最终用途，决定因素包括集中燃料和分布式燃料，再转化的需要和纯度要求。 从规模上看，到2030年，国际分销的总成本可能达到2-3美元/千克（不包括生产成本），其中转换和再转换所需的成本占最大份额。例如，如果目标最终应用是氨，运输成本仅增加0.3-0.5美元/kg的总成本。如果目标最终应用是液态氢或高纯度要求的氢，作为液态氢运输可能仅增加1.0-1.2美元/千克，从港口进一步分销的额外利益。这些成本水平将促成全球氢气贸易，将日本、韩国和欧盟等未来主要需求中心与中东和北非（MENA）、南美或澳大利亚等拥有丰富低成本氢气生产手段的地区联系起来。与制氢一样，氢气运输也需要大量的初始投资，适当的监管框架，以在第一个十年内弥合成本差异。 ▊氢能在22种终端应用中具有竞争力 从总体拥有成本（TCO）的角度（包括制氢、分销和零售成本）来看，氢能是22种终端应用中最具竞争力的低碳解决方案，包括长途卡车运输、航运和钢铁。然而，纯TCO并不是唯一驱动因素：未来对环境法规的期望、客户的需求和相关的“绿色溢价”，以及ESG合规投资的较低资本成本都将影响投资和购买决策。 在工业中，较低的制氢和配氢成本对成本竞争力尤为重要，因为它们占总成本的很大一部分。未来十年，炼油有望转向低碳氢气。对于肥料生产，到2030年，使用可再生能源生产的绿色氨在欧洲应具有成本竞争力，欧洲生产的灰色氨每吨二氧化碳的成本不到50美元。钢铁是最大的工业二氧化碳排放源之一，亦可能成为成本最低的脱碳应用之一。通过使用废钢和氢基直接还原铁（DRI）的优化设置，到2030年，绿钢的粗钢成本仅为515美元/吨，或每吨二氧化碳溢价45美元。 在运输方面，较低的氢供应成本将使大多数道路运输部门在2030年之前在不考虑碳成本的情况下与传统方案竞争。在电池技术迅速发展的同时，燃料电池电动汽车（fcev）正在成为一种补充解决方案，特别是在重型卡车和远程领域。在重载长距离运输中，如果在泵处以每千克4.5美元的价格提供氢气（包括氢气生产、分配和加油站成本），FCEV方案可在2028年实现柴油盈亏平衡。此外，氢气燃烧（H2 ICE）在功率和正常运行时间要求非常高的领域提供了一种可行的替代方案，包括重型矿用卡车。 同样，氢在火车、航运和航空领域也在不断发展。到2030年，清洁氨作为运输燃料将是集装箱运输脱碳的最具成本效益的方式，与重质燃油（HFO）实现收支平衡，每吨二氧化碳的成本约为85美元。航空业可以通过氢和氢基燃料实现具有竞争力的脱碳。航空工业可以通过LH2直接对中短程飞机进行最具竞争力的脱碳，成本为每吨二氧化碳90-150美元。根据所选的二氧化碳原料，远程飞机可以使用合成燃料进行最具竞争力的脱碳，成本约为每吨二氧化碳200-250美元。 建筑和电力等其他终端应用将需要更高的碳成本才能具有成本竞争力。然而，随着大规模和长期解决天然气管网脱碳问题，它们仍将看到强劲的势头。例如，在英国，多个具有里程碑意义的项目试点正在将氢气混合到天然气管网中，用于住宅供暖。氢气作为一种备用电源解决方案，尤其是在数据中心等高功率应用中，也越来越受到重视。 ▊实现：抓住氢的希望 在财政支持、监管和明确的氢气战略和目标的支持下，政府对深度脱碳的坚定承诺，在氢气行业引发了前所未有的势头。现在需要保持这一势头，并制定长期监管框架。 这些雄心勃勃的战略现在必须转化为具体措施。政府应在企业和投资者的投入下，制定部门一级的战略（例如钢铁脱碳战略），制定长期目标、短期里程碑和必要的监管框架，以实现过渡。该行业必须建立设备价值链，扩大制造规模，吸引人才，建立能力，并加快产品和解决方案的开发。这种规模的扩大将需要资金，投资者将在发展和推动规模经营方面发挥巨大作用。所有这些都需要新的伙伴关系和生态系统建设，企业和政府都将发挥重要作用。 为了开始工作，战略应该针对关键的“解锁”，比如降低氢气生产和分配的成本。我们估计，在理想条件下，需要大约65 GW的电解规模才能使成本与灰色氢气达到收支平衡，这意味着这些资产的资金缺口约为500亿美元。在扩大碳运输和储存、氢运输、分销和零售基础设施以及终端应用方面也需要支持。 支持部署的一个地方是发展以大型氢气承运商为核心的集群。这将推动设备价值链的规模化，降低制氢成本。通过合并多个承购商，供应商可以分担投资和风险，同时建立积极的强化循环。在这些集群附近的其他较小的氢气承购商可以依靠较低成本的氢气供应，使他们的运营更快地实现盈亏平衡。 我们看到有几种集群类型越来越受欢迎，包括： -用于燃料加注、港口物流和运输的港口区域 -支持精炼、发电、化肥和钢铁生产的工业中心 -资源丰富国家的出口中心 成功的集群将可能涉及整个价值链的参与者，以优化成本，挖掘多种收入来源，并最大限度地利用共享资产。它们应向其他参与者开放，基础设施应允许在可能的情况下随时访问。 未来几年将对氢生态系统的发展、实现能源转型和实现脱碳目标起决定性作用。如本报告所示，过去一年的进展令人印象深刻，势头空前。但未来还有更多机遇与挑战。
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  • 《35元/千克的售价目标下 国内外制氢成本如何？》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-11-09
    • 当前，全球大多数氢气的制备都来自化石燃料，只有约5%来自低碳资源。低碳资源的氢气主要有两个生产路径：通过低碳电力驱动的电解水或天然气重整以及使用 CCS 技术进行煤气化。 澳大利亚 在澳大利亚，根据《澳大利亚国家氢能战略》，制氢路径上仍然保持“技术中立”，既使用可再生能源制氢，也使用通过化石燃料制氢，其中使用碳捕集与封存(CCS)技术制氢的占比很大。 不过配套CCS设施的热化学制氢，生产效率还有待提升。目前，澳大利亚政府与日本川崎重工在维多利亚州投资的为期 4 年的褐煤制氢商业试点项目，计划在 2030 年代后实现煤制氢领域的商业化产，使生产氢气的成本降至2.14~2.74 美元/千克。 电化学制气，需消耗电力来产生氢气，成熟技术包括聚合物电解质膜(PEM)和碱性电解(AE)技术。目前澳大利亚电解制氢成本较高，但PEM 电解法正迅速成为更具竞争力的氢生产方式，预计到 2025 年，电解水制氢成本有望降至约 2.29-2.79 澳元/千克(约1.61~1.96美元/千克)。 日本 在日本，国内可再生能源发电的成本仍然很高，进口氢气在该国的氢气供应中占相当大的份额。 据日本能源经济研究所高级研究员Kan Sichao介绍：“日本需要降低国内可再生能源发电成本，以及从其他国家进口氢气的成本。一些可能的绿色氢能源路线包括日本国内的可再生能源、智利的太阳能、加拿大和俄罗斯的水力发电，以及澳大利亚和中东的太阳能光伏或风能。” 全球普氏能源资讯(S&P Global Platts)评估了近日在日本生产氢气的成本(不包括资本支出)，其中不含CCS的SMR(甲烷水蒸气重整制氢)的成本为143.29日元/kg(约1.37美元/kg)，碱性电解氢的成本为252.84日元/kg(约2.42美元/kg)，而PEM电解氢的成本为283.36日元/kg(约2.72美元/kg)。 中国 在我国，根据相关调研，制氢原料主要来源于对传统能源的化学重整。其中，16%来自于天然气重整、13%来自于醇类重整、43%来自于焦炉煤气重整，仅有微 量来自于电解水。 以天然气重整为例，天然气制氢成本主要由天然气、燃料气和制造成本构成，其中天然气价格是最主要因素，占73.4%。燃料气是成本的第二因素，占13.7%。当天然气价格为1.67元/m3，天然气制氢成本为0.87元/m3;天然气价格为2.52元/m3，氢气成本为1.15元/m3。由此可见，原料来源是影响氢气成本的主要因素，也成为企业选择技术的关键因素之一。 而电解水制氢成本主要来源于固定资产投资、电和固定生产运维这四项开支。其中，电价占总成本的 78%，电价高是造成电解水成本高的主要原因。 全球 下图显示了全球来自重整的低碳氢，CCS技术和来自电解水的可再生氢的成本竞争力。灰色氢是当今最具竞争力的选择，随着时间的流逝，它的竞争力将越来越弱，其成本水平将高于2040年前所有低碳替代品的水平。而低碳氢将成为的发展趋势。
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