氫能行業(yè)研究

氫能行業(yè)研究1核心觀點研究背景“30-60

雙碳目標(biāo)”的提出為綠氫在深度脫碳領(lǐng)域提供了廣闊的市場應(yīng)用空間，但

從當(dāng)前綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展階段來看，整體處于產(chǎn)業(yè)導(dǎo)入階段，制約綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展的

核心因素在于制氫成本。在本篇報告中，我們建立了綠氫的全生命周期生產(chǎn)成本模型

（LCOH），并對綠氫降本路徑進行預(yù)測及分析。創(chuàng)新之處目前市場對于綠氫成本的研究相對簡單且較少，因此我們系統(tǒng)性地建立了綠氫的

全生命周期成本模型，通過對綠氫成本核心要素（包括電力成本、電解槽初始投資成

本

CAPEX、固定運維成本

OPEX）進行拆解及預(yù)測，分析了可再生能源電解水制綠

氫何時能與灰氫實現(xiàn)平價，并分析了綠氫在各脫碳應(yīng)用領(lǐng)域的成本競爭力。核心結(jié)論1）到

2030

年國內(nèi)綠氫成本可實現(xiàn)與灰氫平價。到

2030

年，綠氫成本將從

2020

年的

30.8

元/kg快速降至

16.9

元/kg。而國內(nèi)部分可再生資源優(yōu)勢區(qū)域，其度電成本

到

2030

年將領(lǐng)先于行業(yè)平均水平達到

0.1-0.15

元/KWh，相應(yīng)的綠氫成本將率先實

現(xiàn)與灰氫平價。2）綠氫的大規(guī)模應(yīng)用或?qū)⒃?/p>

2035-2040

年實現(xiàn)。近

5

年綠氫將率先在供熱和重

卡行業(yè)得以應(yīng)用；到

2030

年，綠氫成本可下探至

10-12

元/kg，氫能在重型運輸領(lǐng)域

極已具價格競爭力；2035

年后，綠氫或?qū)⒆鳛闃O具競爭力的能源在主流工業(yè)領(lǐng)域和

交通領(lǐng)域大規(guī)模推廣應(yīng)用。2

脫碳是推動氫能發(fā)展第一驅(qū)動力2.1

碳中和推動生產(chǎn)資料向無碳化趨勢發(fā)展從工業(yè)革命開始，人類活動便前所未有地撼動了地球的自然平衡。碳循環(huán)體系首

當(dāng)其沖，碳源和碳匯的平衡不再，引發(fā)了世界對全球變暖、海平面上升等后果的思考。

當(dāng)前全球人類活動估計造成了全球升溫高于工業(yè)化前水平約

1.0℃，根據(jù)巴黎協(xié)定要

求，上升幅度須控制在

2℃以內(nèi)，并努力限制在

1.5℃以內(nèi)。全球變暖超過

2℃，大

概率將對人類和生態(tài)系統(tǒng)造成嚴(yán)重、普遍和不可逆轉(zhuǎn)影響。若能將升溫控制在

1.5℃

以內(nèi)，將更有助于降低極端氣候災(zāi)害出現(xiàn)的風(fēng)險，對于處于熱帶的發(fā)展中國家、島嶼

國家及其他脆弱國家和地區(qū)來說尤其重要?？v觀能源的發(fā)展歷史，從最初使用固態(tài)的木柴、煤炭，到液態(tài)的石油，直至氣態(tài)

的天然氣，不難看出其

H/C比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比

在

1:3~10

之間，煤為

1:1，石油為

2:1，天然氣為

4:1。在

18

世紀(jì)中葉至今，氫碳比

上升超過

6

倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高，可

以預(yù)見未來隨著碳中和的進行，氫在能源中的占比將會繼續(xù)提高。2.2

中國承諾“雙碳目標(biāo)”，減排時間緊、任務(wù)重高碳模式長期以來是中國能源結(jié)構(gòu)的重要特征。國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，近幾十年

來，中國的能源生產(chǎn)、消費集中在化石燃料上。2019

年中國煤炭消費占全部一次能

源消費量的

57.7%，煤炭消費達

28

億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，雖然煤炭在一次能源消費中的占比

自

2010

年以來逐年降低，但其消費量絕對值依然維持在峰值附近，這主要受中國多

煤少油缺氣的客觀能源分布以及工業(yè)化進程以來產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的布局所影響，形成長期以

來以煤炭為首的高碳能源結(jié)構(gòu)特征。高碳生產(chǎn)經(jīng)濟模式下，中國碳排量位居全球首位。中國從2005年起就超越美國，

成為全球第一大碳排放國家，在全球總量中的占比超過兩成。美國能源信息署（EIA）

的公布的數(shù)據(jù)顯示，2018

年全球碳排放總量達

362.28

億噸。其中前五大碳排放國家

為中國、美國、印度、俄羅斯、日本，在全球總排放量中的占比分別為

29.7%、14.6%、

6.4%、5.0%、3.4%。中國獨占全球近三成份額，這一狀態(tài)從

2011

年起延續(xù)至今。碳排放結(jié)構(gòu)上看，電力及工業(yè)是中國主要碳排放終端。根據(jù)清華氣候院數(shù)據(jù)，

2020

年中國二氧化碳總排放量

113.5

億噸，其中與能源相關(guān)排放

100.3

億噸，占比

88.4%；工業(yè)過程排放

13.2

億噸，占比

11.6%。其中：1）能源相關(guān)排放主要包括化

石燃料燃燒及電力/熱力使用，分別從供給端及需求端對其拆解，根據(jù)清華氣候研究

院數(shù)據(jù)，供給端煤炭、石油、天然氣排放占比分別為

76.6%、17%、6.4%，需求端

（不計間接排放）電力、工業(yè)、建筑、交通排放占比分別為

40.5%、37.6%、10.0%、

9.9%。2）工業(yè)過程排放主要集中于非金屬礦物制品（主要為水泥）、金屬冶煉、化

工，根據(jù)

2014

年中華人民共和國氣候變化第二次兩年更新報告數(shù)據(jù)，非金屬礦

物制品、金屬冶煉、化工業(yè)排放占比分別為

68.8%、20.5%、10.7%。2060

年碳中和目標(biāo)位于

2℃情景和

1.5℃目標(biāo)情景之間。預(yù)計中國減排分為三個

階段，2020-2030

年屬于峰值平臺期，2030-2035

年逐步減排，2035

年之后加速減

排?；谇迦A氣候院對于中國不同情境下

CO2排放路徑的研究，2030

年前碳達峰目

標(biāo)對應(yīng)于強化政策情景，2060

年碳中和目標(biāo)位于

2℃情景和

1.5℃目標(biāo)情景之間。當(dāng)

前由于能源和經(jīng)濟體系慣性，難以迅速實現(xiàn)

2℃和

1.5℃情景的減排路徑。預(yù)計

2030年前碳達峰后，再加速向

2060

年碳中和目標(biāo)逼近。由于

2℃和

1.5℃情景分別對應(yīng)

于全球

2070

年、2050

年左右碳中和，則

2060

年碳中和路徑將位于

2℃路徑和

1.5℃

路徑之間：政策情景（落實并延續(xù)

2030

年

NDC目標(biāo)的政策情景）：一次能源消費到

2050

年前趨于穩(wěn)定，約

62

億

tce。CO2

排放

2030

年左右達峰，2050

年下

降到約

90

億

tCO2；強化政策情景（“自下而上”強化

2030

年前

NDC情景，不斷加大減排力度）：

一次能源消費到

2050

年約

56

億

tce。CO2

排放

2030

年前達峰，2050

年

下降到約

62

億

tCO2；2℃情景（2050

年實現(xiàn)與

2℃目標(biāo)相契合的減排情景）：一次能源消費到

2050

年約

52

億

tce。CO2排放

2025

年左右達峰，2050

年下降到約

29

億

tCO2，

再加上

CCS和森林碳匯，凈排放約

20

億噸；1.5℃情景（2050

年實現(xiàn)

CO2

凈零碳排放，其他溫室氣體深度減排）：一次

能源消費到

2050

年約

50

億

tce。2025

年前達峰，2050

年下降到約

12

億

tCO2，再加上

CCS和森林碳匯，基本實現(xiàn)

CO2

零排放。碳排結(jié)構(gòu)上，針對能源環(huán)節(jié)（工業(yè)、電力、交通、建筑）的減排對實現(xiàn)碳中和目

標(biāo)的關(guān)鍵，其中：1）在

2℃目標(biāo)導(dǎo)向下，到

2050

年，能源相關(guān)

CO2

排放

29.2

億噸，

工業(yè)過程

4.7

億噸，CCS5.1

億噸，

碳匯

7.0

億噸，CO2凈排放

21.8

億噸，比峰值

年份下降

80%。當(dāng)前能源相關(guān)

CO2排放主要來自工業(yè)部門和電力部門，各占約

40%。

不計

CCS和碳匯，仍分別占

41%和

28%。2）在

1.5℃目標(biāo)導(dǎo)向下，到

2050

年，全部CO2

實現(xiàn)凈零排放，電力系統(tǒng)實現(xiàn)負(fù)排放。不計

CCS和碳匯，能源相關(guān)

CO2

排

放仍有

14.7

億噸，工業(yè)和電力各占

31%和

49%。2.3

綠氫將可再生能源整合至終端實現(xiàn)深度脫碳碳中和的世界將高度依靠電力供能，電力將成為整個能源系統(tǒng)的支柱，尤其是風(fēng)

能和太陽能為代表的可再生能源電力。參考清華大學(xué)氣研院給出的低碳發(fā)展戰(zhàn)略，在

2050

年

2℃及

1.5℃目標(biāo)下，中國電力占終端能源總消費比重將由目前的

25%分別

提升至

55%及

68%，意味著以

2060

年實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，中國電力消費比重將在

2050

年超過

60%。然而，在某些行業(yè)（如交通運輸行業(yè)、工業(yè)和需要高位熱能的應(yīng)用），

要想實現(xiàn)深度脫碳化，僅靠電氣化可能難以做到，這一挑戰(zhàn)可通過產(chǎn)自可再生能源的

氫氣加以解決，這將使大量可再生能源從電力部門引向終端使用部門。氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)用場景豐富的能源，與電能同屬

二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯(lián)互通的現(xiàn)

代能源網(wǎng)絡(luò)，可以促進電力與建筑、交通運輸和工業(yè)之間的互連。以往氫氣主要產(chǎn)自

化石原料，在低碳能源占據(jù)主要地位的未來，氫氣可通過可再生能源來制取，從技術(shù)

上能將大量可再生能源電力轉(zhuǎn)移到很難實現(xiàn)脫碳化的領(lǐng)域：工業(yè)領(lǐng)域：目前在若干工業(yè)產(chǎn)業(yè)（合成氨、甲醇、鋼鐵冶煉等）中廣泛使用的通

過化石燃料生產(chǎn)的氫氣，從技術(shù)層面上而言可通過可再生能源制氫來替代。此外，氫

能憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳解決方案。交通運輸領(lǐng)域：氫燃料電池汽車作為純電動汽車的電動化補充解決方案，以綠氫

作為燃料，為人們提供與傳統(tǒng)燃油車駕駛性能相媲美的低碳出行選擇（可行駛里程、

燃料加注時間、低溫性能）。而在目前純電動應(yīng)用受限的領(lǐng)域中（例如卡車、火車、游輪、航空等），氫燃料電池方案可以完美勝任。建筑領(lǐng)域：通過天然氣管網(wǎng)摻氫可實現(xiàn)氫能在建筑領(lǐng)域的深度脫碳，當(dāng)前中國天

然氣管道輸送技術(shù)成熟，中低比例的天然氣摻氫已具備實踐基礎(chǔ)。3

綠氫助力交通、工業(yè)、建筑領(lǐng)域深度脫碳根據(jù)權(quán)威機構(gòu)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，在

2060

年碳中和目標(biāo)下，到

2030

年，中國

氫氣的年需求量將達到

3715

萬噸，在終端能源消費中占比約為

5%。到

2060

年，我

國氫氣的年需求量將增至

1.3

億噸左右，在終端能源消費中的占比約為

20%。其中，

工業(yè)領(lǐng)域用氫占比仍然最大，占總需求量的

60%，其次分別為交通運輸領(lǐng)域、新工業(yè)

原料、工業(yè)燃料等。3.1

交通運輸領(lǐng)域的氫脫碳氫燃料電池汽車是氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑氫燃料電池汽車（FCEV，F(xiàn)uelCellElectricVehicle）是全球汽車動力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型

升級的重要方向，被認(rèn)為是未來汽車產(chǎn)業(yè)技術(shù)競爭的制高點之一，也是中國新能源汽

車發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分。從反應(yīng)原理看，氫燃料電池是將氫氣與氧氣從化學(xué)能轉(zhuǎn)為電能的發(fā)電裝置，排放

物僅為水和余熱，目前氫燃料電池效率達到

50%，若實現(xiàn)熱電聯(lián)供理論效率可達

90%。

因此，氫燃料電池汽車能夠?qū)崿F(xiàn)車輛運行階段的“零排放”、全生命周期“低排放”，是

氫能在交通運輸領(lǐng)域脫碳的主要途徑?？稍偕茉粗茪涫茄a全

FCEV生命周期零排放的關(guān)鍵。參考世界氫能與燃料

電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告

2018對于燃料電池汽車全生命周期溫室氣體排放分析：在

可再生能源比較豐富的地區(qū)，利用風(fēng)電及光伏電解水制氫驅(qū)動燃料電池汽車將帶來節(jié)

能和減排優(yōu)勢，可使燃料電池汽車實現(xiàn)生命周期（WtW——WelltoWheel）的零溫

室氣體排放和零化石能源消耗。但就目前氫氣供給結(jié)構(gòu)而言，國內(nèi)的氫氣主要由化學(xué)

重整制氫及副產(chǎn)物制氫，制氫階段依然伴隨大量溫室氣體排放，可再生能源電解水制

氫因成本問題尚無法支撐氫燃料電池進入交通運輸領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)真正意義上的零排放。商用車排放占比高，是交運領(lǐng)域重要的減排對象。在碳排放（CO、HC）以及污

染物排放（NOx、PM）中，由于發(fā)動機結(jié)構(gòu)與燃燒方式的不同，商用車（絕大多數(shù)

搭載柴油機）的碳排放水平明顯高于乘用車，商用車合計占比達到

77.3%，是交運領(lǐng)

域碳排放首要減排對象。從中國汽柴油表觀消費量以及

CO2

排放情況來看，中國的

交運行業(yè)減排工作已取得明顯進展，但碳排放水平依然處于較高位置，僅靠節(jié)能減排

或者尾氣回收顯然無法完成碳中和目標(biāo)。FCEV是

BEV在深度脫碳環(huán)節(jié)的有效補充，且將率先在重卡領(lǐng)域得到應(yīng)用圍繞氫燃料電池汽車與純電動車的爭論已經(jīng)存在數(shù)十年，且隨著全球各大整車廠

商將電動化發(fā)展重心轉(zhuǎn)向純電動汽車，是否應(yīng)該發(fā)展氫燃料電池汽車的質(zhì)疑聲也越來

越大，相比較純電動汽車而言，氫燃料電池汽車發(fā)展緩慢的原因主要有以下幾點：（1）

氫燃料電池汽車購車成本遠高于純電動汽車，是純電動汽車

1.5-2

倍；（2）初始加氫

成本高，當(dāng)前加氫站加氫成本在

50-80

元/kg；（3）加氫站等基礎(chǔ)設(shè)施匱乏。與密集

的加油站及充電樁相比，現(xiàn)有加氫站數(shù)量明顯不足。為對比氫燃料電池汽車燃油經(jīng)濟性，我們選取了市場典型在售的氫燃料電池汽車、

純電動汽車、傳統(tǒng)燃油車，包含乘用車及重卡商用車。通過對比，氫燃料電池汽車由

于加氫成本過高，其能源使用成本明顯高于燃油車及純電動汽車，為使氫燃料電池汽

車具備與燃油車相近的燃油經(jīng)濟性，其終端加氫成本需至少降到

40

元/kg以內(nèi)，假

設(shè)以當(dāng)前儲運及加注成本計算（25

元/kg），制氫成本至少需降到

15

元/kg以下。氫燃料電池車更適用于重型商用車領(lǐng)域。由于鋰電池本身的電能充放特點，純電

動汽車適合于較短距離行駛的小型和輕型車輛。但鋰電池相對氫燃料電池能量密度較

低，在商用車領(lǐng)域采用鋰電設(shè)備，將提高車輛自重，降低重卡等重型商用車長途運輸

的經(jīng)濟適用性。此外，續(xù)航和充電時長方面也會限制重型商用車的運輸效率。相比之

下，燃料電池車能量密度高，加注燃料便捷、續(xù)航里程較高，更加適用于長途、大型、

商用車領(lǐng)域，未來有望與純電動汽車形成互補并存的格局。根據(jù)規(guī)劃，到

2035

年中國氫燃料電池車保有量將達

100

萬輛。根據(jù)節(jié)能與新

能源汽車技術(shù)路線圖

2.0規(guī)劃，中國將發(fā)展氫燃料電池商用車作為整個氫能燃料電

池行業(yè)的突破口，以客車和城市物流車為切入領(lǐng)域，重點在可再生能源制氫和工業(yè)副

產(chǎn)氫豐富的區(qū)域推廣中大型客車、物流車，逐步推廣至載重量大、長距離的中重卡、

牽引車、港口拖車及乘用車等。到

2035

年，實現(xiàn)氫燃料電池汽車的大規(guī)模推廣應(yīng)用，

燃料電池汽車保有量達到

100

萬輛左右，完全掌握燃料電池核心關(guān)鍵技術(shù)，建立完

備的燃料電池材料、部件、系統(tǒng)的制造與生產(chǎn)產(chǎn)業(yè)鏈。除了公路運輸之外，更長遠來看，氫氣還有可能促進鐵路運輸、船運和航空領(lǐng)域的脫碳化：在鐵路領(lǐng)域，阿爾斯通

(Alstom)

制造的首批氫動力列車正在德國北部進行部署，

用于商業(yè)服務(wù)，以取代非電氣化線路上的柴油列車。這使得系統(tǒng)供應(yīng)商可避免建造新

架空電線帶來的高額資本支出。還有其他幾個國家（包括英國、荷蘭和奧地利）也計

劃在未來幾年內(nèi)實施類似部署。在船運領(lǐng)域，燃料電池船只在各個部分（渡輪、穿梭客船等）正處于示范階段。

監(jiān)管方面的推動也創(chuàng)造了更快速的發(fā)展機會。氫燃料電池還可用于取代目前通常以柴

油或燃料油為基礎(chǔ)的船載和陸上電源供應(yīng)，以消除港口的污染物排放（如

NOX、SOX和顆粒物），同時避免港口電氣連接的昂貴安裝成本。對于長距離船舶運輸，液化氫現(xiàn)在被認(rèn)為是一個潛在的選擇，以達到國際海事組織設(shè)立的目標(biāo)：到

2050

年減少

50%

的溫室氣體

(GHG)

排放量（UNFCCC，2018

年）。在航空領(lǐng)域，小型螺旋槳驅(qū)動支線飛機目前正在考慮使用基于燃料電池的電力推

進方式，并進行了示范（例如德國

HY4

演示項目）。此外，氫燃料電池還可用于若干

與車載電源相關(guān)的潛在應(yīng)用，這些應(yīng)用可能在

2020

年至

2050

年之間展開部署。對

于噴氣式飛機而言，其可以通過使用可作為混入式燃料的電子燃料補充航空生物燃料，

以實現(xiàn)脫碳化。這取決于經(jīng)濟性能的提高（目前生產(chǎn)電子燃料的成本遠高于其打算取

代的化石燃料），航空領(lǐng)域還需要進一步的技術(shù)進步、示范和嚴(yán)格的測試。3.2

工業(yè)領(lǐng)域的氫脫碳以氫氣為原料的工業(yè)領(lǐng)域應(yīng)用已具備數(shù)十年的發(fā)展歷史，從國內(nèi)氫氣消費結(jié)構(gòu)來

看，90%以上氫氣用于工業(yè)原料。但從國內(nèi)氫氣生產(chǎn)來源來看，約

77%氫氣來源于化

石原料（化學(xué)重整），包括天然氣、石油、煤炭，制氫過程帶來了大量的二氧化碳排

放。因此，短期內(nèi)，對于已有氫氣使用經(jīng)驗及基礎(chǔ)的部門，通過變換氫氣供應(yīng)結(jié)構(gòu)有

望成為工業(yè)領(lǐng)域氫脫碳的早期市場，因為其能夠立即產(chǎn)生規(guī)模效應(yīng)，從而迅速降低氫

氣成本并實現(xiàn)碳減排；從長遠來看，通過可再生能源電解水制成的綠氫，或?qū)⒋龠M工

業(yè)的深度脫碳化。綜上，氫可以通過以下兩種途徑來實現(xiàn)工業(yè)領(lǐng)域原料脫碳：1）現(xiàn)有用于原料的氫可以通過低碳途徑來獲取，包括

CCS技術(shù)下的天然氣制

取、可再生能源電解水制??；2）氫可以取代工業(yè)領(lǐng)域部分化石原料。譬如氫可以取代在煉鐵過程中作為還原

劑的焦炭，還可以直接燃燒獲得高位熱能取代化石燃料燃燒?，F(xiàn)有氫供應(yīng)的脫碳化（1）合成氨現(xiàn)代化學(xué)工業(yè)中，合成氨是化肥工業(yè)（尿素）和基本有機化工（甲醇等）的主要

原料，其中尿素占合成氨接近

70%的消費量。國內(nèi)合成氨工藝以煤化工路線為主，碳排放來自于煤氣化制氫過程。按照上游原

料的不同，合成氨主要分為以煤炭為原料的煤氣化工業(yè)路線，及以天然氣為原料的天

然氣重整工藝路線（SMR）。受國內(nèi)“富煤缺氣”的資源條件影響，國內(nèi)近

80%的合成

氨為煤化工路線。在煤制合成氨工藝流程中，碳排放來自兩個部分，一個是外部耗能

所帶來的間接排放（燃料燃燒、電力供應(yīng)），另一個是在煤氣化之后，為了調(diào)節(jié)后期

生產(chǎn)所需氣體達到合適的比例，需進行轉(zhuǎn)化處理，將多余的

CO轉(zhuǎn)化成

CO2，再通過

低溫甲醇洗環(huán)節(jié)分離出來。據(jù)合成氨企業(yè)碳排放核算案例分析（安明，2017

年），

生產(chǎn)每噸合成氨消耗約

1.53

噸標(biāo)準(zhǔn)煤，產(chǎn)生碳排放約

5.94

噸，其中工藝流程貢獻

4.71

噸碳排放，外部耗能間接排放

1.23

噸。相比于煤化工路線，天然氣路線碳排放量減半但依然無法實現(xiàn)“零排放”。IPCC給出的天然氣制氨的過程排放量為

2.10

噸

CO2/噸氨，疊加

1.0

噸

CO2/噸氨公用工程排放，總排放量

3.10

噸

CO2/噸氨。在碳中和框架下，雖然通過天然氣路線可以實

現(xiàn)相較于煤化工路線一半的二氧化碳減排，但依然無法實現(xiàn)零排放，且天然氣作為我

國緊缺資源，也無法支撐合成氨工業(yè)大面積轉(zhuǎn)向天然氣路線。可再生能源制氫是合成氨行業(yè)可行的脫碳解決方案。2019

年國內(nèi)合成氨產(chǎn)量為

4700

萬噸，按

80%的煤化工及

20%的天然氣路線占比，在僅考慮工藝流程碳排放情

況下，對應(yīng)

2019

年合成氨二氧化碳排放量在

1.97

億噸，占國內(nèi)碳排放總量的

1.73%。

若以可再生能源電解水制取的氫氣替代傳統(tǒng)煤氣化或天然氣重整制氫，則每年合成氨

制備可減少相應(yīng)的碳排放量。假設(shè)未來合成氨年產(chǎn)量保持

5000

萬噸水平，按照

1

噸

合成氨耗

0.18

噸氫氣計算，合成氨板塊對于氫氣一年的需求量約為

900

萬噸左右。綠氫制合成氨的氫氣成本需低于

10

元/kg實現(xiàn)與灰氫平價。當(dāng)前國內(nèi)煤氣化制

氫成本普遍低于

10

元/kg（不考慮

CCUS成本），天然氣重整制氫成本在

10-20

元/kg

（不考慮

CCUS成本），目前光伏和風(fēng)電制氫平均成本在

25~30

元/kg水平，因此發(fā)

展綠氫制合成氨首要解決的是制氫成本。（2）甲醇甲醇是多種有機產(chǎn)品的基本原料和重要的溶劑，其下游應(yīng)用廣泛。按照上游原料

的不同，甲醇的制備工藝主要包括天然氣制甲醇、煤制甲醇和焦?fàn)t氣制甲醇，目前國

內(nèi)主要以煤制甲醇為主，占比高達

76%，焦?fàn)t氣制甲醇和天然氣甲醇分別占比

17%、

7%。從工藝路線上，甲醇與合成氨相似，兩者都采用煤氣化或天然氣重整技術(shù)，碳排

放體現(xiàn)在合成氣制備過程中。參考國內(nèi)煤化工企業(yè)環(huán)評報告以及

IPCC給出的碳排放

因子數(shù)據(jù)，煤頭路線單噸甲醇的

CO2排放量約為

3.91

噸（過程排放

2.13

噸

CO2/噸

甲醇、工程排放

1.78

噸

CO2/噸甲醇），氣頭路線單噸甲醇的

CO2排放量約為

1.59

噸

（過程排放

0.67

噸

CO2/噸甲醇、工程排放

0.92

噸

CO2/噸甲醇）。因此，2019

年僅

煤頭及氣頭路線甲醇的

CO2

排放量已達約

1.9

億噸，與合成氨排碳放量水平相當(dāng)。因此，同樣可使用綠氫來平衡煤制甲醇或天然氣制甲醇過程的氫碳比，以此減少二氧化碳排放，其綠氫盈虧平衡點同樣需要達到與灰氫平價的水平。新應(yīng)用領(lǐng)域的氫能脫碳化（1）氫氣煉鋼中國鋼鐵生產(chǎn)以長流程為主，高爐是主要的碳排放環(huán)節(jié)。鋼鐵是中國工業(yè)化進程

中最重要的支柱形產(chǎn)業(yè)之一。當(dāng)前，中國煉鋼企業(yè)大多使用鐵礦石為鐵源、煉焦煤作

為碳源的長流程高爐生產(chǎn)技術(shù)，通過焦炭燃燒提供還原反應(yīng)所需要的熱量并產(chǎn)生還原

劑一氧化碳（CO），在高溫下利用一氧化碳將鐵礦石中的氧發(fā)生反應(yīng)生成

CO2，將鐵

礦石還原得到鐵，這個過程帶來了大量的二氧化碳排放，其噸鋼二氧化碳排放量在

2.17-2.2

噸之間。相對應(yīng)的，短流程則以廢鋼作為鐵元素來源，經(jīng)“電爐-軋制”流程生

產(chǎn)鋼材，其噸鋼二氧化碳排放量在

0.2-0.6

噸之間。據(jù)世界鋼鐵協(xié)會，在

2019

年全

球粗鋼產(chǎn)量中，長流程占比約

72%，短流程占比約

28%，在

2019

年中國粗鋼產(chǎn)量

中，長流程占比

90%，短流程占比

10%，除中國外，海外長流程占比

52%，短流程

占比

48%。在

3

月

20

日舉行的

2021（第十二屆）中國鋼鐵發(fā)展論壇上，有關(guān)人士透

露，鋼鐵行業(yè)碳達峰及降碳行動方案已經(jīng)形成修改完善稿，鋼鐵行業(yè)碳達峰目標(biāo)初步定為：2025

年前，鋼鐵行業(yè)實現(xiàn)碳排放達峰；到

2030

年，鋼鐵行業(yè)碳排放量較峰值

降低

30%。針對鋼鐵行業(yè)的減排改造已是迫在眉睫之事，當(dāng)前實現(xiàn)鋼鐵行業(yè)減排的主要措施

為：提高能源利用率、超低排放改造和提高電爐比例，同時發(fā)展低碳冶金技術(shù)、碳捕

捉等其他新技術(shù)路徑。從目前來看，通過綠氫作為還原劑的直接還原技術(shù)（DRI）是

鋼鐵工業(yè)未來實現(xiàn)“零排放”的最佳方案。氫氣煉鋼將帶動氫氣需求約

2300

萬噸。若假設(shè)鋼鐵需求量維持在目前的高位平

臺區(qū)，即每年

9~10

億噸左右的水平，未來電爐煉鋼占到鋼鐵產(chǎn)量的比重為

40%，氫

能、焦炭煉鋼分別占到粗鋼產(chǎn)量的

30%，那么預(yù)計

2050

年氫能還原鐵技術(shù)路線對應(yīng)

的粗鋼產(chǎn)量約為

3

億噸左右，對應(yīng)生鐵產(chǎn)量約為

2.55

億噸，以

1

噸生鐵消耗

1000

立方氫氣計算（參考日本鋼鐵工業(yè)協(xié)會測算值），預(yù)計對應(yīng)的氫氣需求量約為

2300

萬

噸左右。從目前已示范運行及試驗階段的氫氣煉鋼項目來看，技術(shù)已經(jīng)不存在障礙。目前

全球相對較為成熟且運行的項目主要是瑞典鋼鐵的

HYBRIT項目。HYBRIT項目的

基本思路是：在高爐生產(chǎn)過程中用氫氣取代傳統(tǒng)工藝的煤和焦炭（氫氣由清潔能源發(fā)

電產(chǎn)生的電力電解水產(chǎn)生），氫氣在較低的溫度下對球團礦進行直接還原，產(chǎn)生海綿

鐵（直接還原鐵），并從爐頂排出水蒸氣和多余的氫氣，水蒸氣在冷凝和洗滌后實現(xiàn)

循環(huán)使用。但是

HYBRIT項目采用的氫冶金工藝成本比傳統(tǒng)高爐冶煉工藝高

20%~30%。除此之外，德國薩爾茨吉特鋼鐵公司發(fā)起的

SALCOS（薩爾茨吉特低碳

煉鋼）項目和由奧鋼聯(lián)發(fā)起的

H2FUTURE項目也從不同角度設(shè)想工藝流程實現(xiàn)“氫

冶金”循環(huán)經(jīng)濟。國內(nèi)方面，龍頭鋼企也正積極布局氫氣煉鋼技術(shù)，包括河鋼、寶武鋼

鐵、酒鋼等。氫能煉鋼盈虧平衡點的制氫成本為

11.2~11.8

元/kg。按目前成本，生產(chǎn)

1

噸鋼

鐵大約需要

0.45

噸焦炭，噸鋼的能源物料成本約為

1000~1050

元/噸，如果與高爐

煉鐵達到一樣的成本水平，所使用的氫氣成本需要降至

1~1.05

元/方，約合

11.2~11.8元/kg，基本是目前最便宜的化工副產(chǎn)及化石能源制氫成本。如果以零碳來源的氫氣

成本計算，目前光伏和風(fēng)電制氫成本基本在

25-30

元/kg的成本水平，氫氣還原制鐵

的工藝至少比傳統(tǒng)高爐高一倍以上。（2）工業(yè)供熱氫能是工業(yè)領(lǐng)域中高品位熱力供應(yīng)的優(yōu)質(zhì)脫碳解決方案工業(yè)熱能分為三個溫度范圍：100℃的低級熱能、100-500℃的中級熱能和

500℃

以上的高級熱能。目前，化石燃料（煤、天然氣）和電力（電阻加熱或熱泵）主要用

于滿足工業(yè)供熱的需求。脫碳方案包括直接電氣化、生物質(zhì)或化石燃料+CCUS技術(shù)。對于低級熱能，電氣化是成本最低的脫碳方案，因此氫能可能不會發(fā)揮重要作用。

對于中高級熱能，可采用生物質(zhì)進行脫碳，但在某些地區(qū)生物質(zhì)供應(yīng)限制。例如，

CCUS技術(shù)僅在有二氧化碳封存設(shè)施的地區(qū)有效，但是，在沒有生物質(zhì)或

CCUS技

術(shù)的地方，氫能源憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業(yè)領(lǐng)域的中高級熱能低碳

解決方案。對于氫能在工業(yè)供熱中的應(yīng)用，主要有兩類途徑：1）通過天然氣燃燒供熱的工

業(yè)企業(yè)，可在已有天然氣管道中摻雜固定比例氫氣，滿足高位熱能需求的同時減少碳

排放量；2）通過直接燃燒氫氣的方式來滿足高位熱能需求，但從技術(shù)實現(xiàn)角度，直

接燃燒氫氣仍面臨諸多技術(shù)挑戰(zhàn)，近中期很難實現(xiàn)規(guī)?；\用。因此，通過天然氣摻

氫的方式來兼顧高位熱能需求以及碳減排是近中期最

優(yōu)解，具體經(jīng)濟性分析可參照

“2.3

建筑領(lǐng)域的氫脫碳”。3.3

建筑領(lǐng)域的氫脫碳目前建筑領(lǐng)域中包括民用住宅及商業(yè)住宅在供熱供電方面的能源需求占全球能

源需求（118EJ）的三分之一以上，接近于工業(yè)領(lǐng)域的能源需求，甚至超過交通領(lǐng)域

的能源需求。建筑能源消耗中約

60%用來供暖、熱水和烹飪，其他則用于照明、電器

及制冷。建筑物的碳排放量占到全球的四分之一（86.7

億噸二氧化碳）。雖然隨著可再生能源在電力中所占份額的增加，可以降低建筑領(lǐng)域用電所帶來的

二氧化碳排放，但對于建筑領(lǐng)域的供熱環(huán)節(jié)，依然很難實現(xiàn)脫碳，因為只有少數(shù)低碳

替代品可以與天然氣（最常見的供熱燃料）競爭，目前大部分有嚴(yán)寒季節(jié)國家的供暖

依靠化石能源來實現(xiàn)，主要為天然氣，其他為煤炭、生物質(zhì)能等。天然氣摻氫可成為建筑領(lǐng)域減排有效措施要實現(xiàn)到

2050

年降低

2℃的目標(biāo)，在有限的減排手段中，天然氣摻氫（HCNG—

hydrogencompressednaturalgas）方案是促進該行業(yè)能源轉(zhuǎn)型的最具成本效益

和最靈活的方法之一：氫能可以利用現(xiàn)有的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施和設(shè)備，向天然氣管網(wǎng)中

注入可再生能源電力制取的氫氣，可減少天然氣的消耗，有助于減少建筑、工業(yè)和發(fā)

電廠因使用天然氣造成的相關(guān)碳排放：1）從短期來看，向天然氣管網(wǎng)注入氫氣是一種低價值、低投資的舉措，可以支

持早期氫氣生產(chǎn)規(guī)模的擴大。氫氣注入應(yīng)成為一種措施，用于降低電力制氫在交通領(lǐng)

域中陷入“死亡之谷”的風(fēng)險。當(dāng)無法滿足預(yù)期需求的風(fēng)險仍然很高（“死亡之谷”）時，

天然氣管網(wǎng)注入可以在交通應(yīng)用不斷增加的階段以低邊際成本提高現(xiàn)金流量，以實現(xiàn)

盈虧平衡。氫氣注入可以讓電解裝置幾乎連續(xù)地運行，從而有助于確保通過提供電網(wǎng)

服務(wù)獲得收入，因為電網(wǎng)服務(wù)通常需要電解裝置處于運行狀態(tài)。2）從長遠來看，向天然氣管網(wǎng)注入氫氣，被認(rèn)為是一種能夠儲存大量可再生能

源的方式。由于氫氣將使用現(xiàn)有的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施，因此可以避免昂貴的電網(wǎng)升級和

擴建費用。與電力相比，電力制氫的一個關(guān)鍵優(yōu)勢是氫氣可以大規(guī)模儲存。這將使該

系統(tǒng)能夠應(yīng)對需求的大幅波動，以作為一種季節(jié)性存儲方式，應(yīng)對季節(jié)性需求高峰（如

冬季供熱）。由于天然氣管網(wǎng)的容量非常大，所以即使混合比例很低，也能消納大量

波動性可再生能源。僅就歐盟而言，天然氣管網(wǎng)中以甲烷形式儲存的能源約為

1200

太瓦時（ENERGINET，2017

年數(shù)據(jù)）。這大約相當(dāng)于歐洲天然氣總需求的五分之一

（2015

年歐洲天然氣總需求量為

5480

億立方米，相當(dāng)于約

5375

太瓦時）。從氫和天然氣的基本參數(shù)對比可以看出，天然氣管網(wǎng)摻氫具備實際可行的理論基礎(chǔ)：1）燃燒能量。氫氣密度較低，但單位質(zhì)量的燃燒熱遠大于天然氣。2）燃燒性質(zhì)。氫更容易點燃且其火焰速率要遠快于天然氣。3）安全性。雖然氫在

PE管道和

鐵制管道中的擴散系數(shù)遠高于天然氣

5

倍左右，容易造成泄露，但是其在空氣中的擴

散系數(shù)也遠大于天然氣，這樣便不易造成擴散后的聚集，從而降低了危險性。另外，近年來國際上對天然氣摻氫的研究也日益增多，從實際運行的示范項目也

表明現(xiàn)有天然氣管道輸送混氫天然氣存在可行性，其中德國自

2013

年底就開始向部

分天然氣分銷網(wǎng)絡(luò)注入氫氣，當(dāng)時摻氫比例低于

2%；2019

年，德國

E.ON的子公司

Avacon計劃將天然氣管道網(wǎng)的氫氣混合率提高到

20%。意大利公司

Snam于

2019

年

4

月開始向南意大利量價工業(yè)公司輸送含量為

55%的摻氫天然氣，2020

年

1

月該項目的摻氫比被提高到

10%。2020

年

1

月

2

日，英國首個將零碳氫氣注入天然氣網(wǎng)

絡(luò)為住宅和企業(yè)供熱的示范項目

HyDeploy正式投入運營，摻氫比高達

20%。值得一

提的是，德國西門子公司已率先在天然氣摻氫燃氣輪機方面取得重大技術(shù)突破，其生

產(chǎn)的燃氣輪機設(shè)備可使用摻氫量

5%-50%的

HCNG，奠定了天然氣摻氫技術(shù)發(fā)展的

硬件基礎(chǔ)。中國天然氣摻氫已具備實踐基礎(chǔ)，中低比例摻氫可兼顧經(jīng)濟性與低碳化中國天然氣管道網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)框架已基本形成，天然氣管道輸送技術(shù)成熟，天然氣摻

氫已具備實踐基礎(chǔ)。截止到

2019

年底，中國天然氣干線管道總長度達

8.1

萬千米，

一次輸氣能力達

3500

億

m3

/a。從消費端來看，截止到

2020

年底，中國天然氣年消

費量已達到

3250

億立方米（占

2020

年全球需求量約

8.5%），且依然保持持續(xù)增長態(tài)勢，需求結(jié)構(gòu)上，90%天然氣以燃燒的方式應(yīng)用于城燃、發(fā)電以及工業(yè)能源，因此

在天然氣管網(wǎng)中摻氫可以減少天然氣燃燒帶來的二氧化碳排放問題。近中期低比例摻氫可兼顧實現(xiàn)經(jīng)濟性與低碳化。通常，在氫氣濃度（體積最高為

10-20％）相對較低的情況下，氫氣的混合可能無需對基礎(chǔ)設(shè)施進行重大投資或改造，

投資成本相對較小，并且可以安全的方式進行。若混合濃度超過

20%，則需要對現(xiàn)有

基礎(chǔ)設(shè)施和終端應(yīng)用進行重大改變。結(jié)合對

HCNG在不同摻氫比例條件下的敏感性

分析，在碳中和對低碳化需求迫切的情況下，近中期可在不改造天然氣管網(wǎng)的前提下

實施中低比例的天然氣摻氫。假設(shè)混合比例為

5%，每戶每年消耗

10-18

兆瓦電能時

可減少

32-58

千克二氧化碳——假設(shè)有

330

萬戶家庭使用摻氫天然氣供暖，每年可

減少約

20

萬噸二氧化碳排放。到

2050

年，20%的天然氣摻氫比例將帶來

80-90

萬噸氫氣需求。據(jù)發(fā)改委能源

研究所數(shù)據(jù)，在

2℃目標(biāo)下，中國天然氣消費量將于

2040

年達到峰值，約

5800-6000

億立方米，到

2050

年隨著電氣化程度進一步提升，國內(nèi)天然氣消費量將回落至

4500-

4700

億立方米。假設(shè)國內(nèi)天然氣摻氫比例達到

20%水平，預(yù)計到

2050

年可貢獻

900-

1000

億立方米氫氣需求（約

80-90

萬噸）。4

氫能脫碳核心制約——平價綠氫何時到來？4.1

可再生能源電解水制氫是氫脫碳路線成立的重要組成目前，氫的制取主要有三種較為成熟的技術(shù)路線：一是以煤炭、天然氣為代表的

化石能源重整制氫；二是以焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業(yè)副產(chǎn)氣制氫，

三是電解水制氫。從供應(yīng)結(jié)構(gòu)來看，化石能源制氫是中國獲取廉價及穩(wěn)定供應(yīng)氫氣的

最主要來源，其次為工業(yè)副產(chǎn)氫，而電解水制氫占比極小。從各制氫路線的特點來看，傳統(tǒng)制氫工業(yè)中以煤炭、天然氣等化石能源為原料，

制氫過程產(chǎn)生

CO2

排放，制得氫氣中普遍含有硫、磷等有害雜質(zhì)，對提純及碳捕獲

有著較高的要求。焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣等工業(yè)副產(chǎn)提純制氫，能夠避免尾氣中的氫氣

浪費，實現(xiàn)氫氣的高效利用，但從長遠看無法作為大規(guī)模集中化的氫能供應(yīng)來看；電

解水制氫純度等級高，雜質(zhì)氣體少，考慮減排效益，與可再生能源結(jié)合電解水制“綠

氫”被認(rèn)為是實現(xiàn)氫脫碳的最佳途徑。堿性電解與PEM電解將是未來電解水主流工藝路線電解槽是利用可再生能源生產(chǎn)綠氫的關(guān)鍵設(shè)備。目前電解水制氫主要有堿性電

解、質(zhì)子交換膜（PEM）電解、固體氧化物（SOEC）電解這三種技術(shù)路線，根據(jù)各

自技術(shù)特點以及商業(yè)化應(yīng)用程度，堿性電解水制氫路線及

PEM電解水制氫將是未來

與可再生能源結(jié)合的主流電解水制氫工藝路線。堿性電解。該技術(shù)已實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用，國內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備主要性能指標(biāo)均

接近國際先進水平，設(shè)備成本低，單槽電解制氫量較大，易適用于電網(wǎng)電解

制氫。PEM電解。該技術(shù)國內(nèi)較國際先進水平差距較大，體現(xiàn)在技術(shù)成熟度、裝

置規(guī)模、使用壽命、經(jīng)濟性等方面，國外已有通過多模塊集成實現(xiàn)百兆瓦級

PEM電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)用的項目案例。其運行靈活性和反應(yīng)效率較高，能

夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大的風(fēng)電和光伏具有良好

的匹配性。SOEC電解。該技術(shù)的電耗低于堿性和

PEM電解技術(shù)，但尚未廣泛商業(yè)化，

國內(nèi)僅在實驗室規(guī)模上完成驗證示范。由于

SOEC電解水制氫需要高溫環(huán)

境，其較為適合產(chǎn)生高溫、高壓蒸汽的光熱發(fā)電等系統(tǒng)。目前來看，堿性電解槽成本較低，經(jīng)濟性較好，市場份額較

PEM電解槽高一些。

不過隨著燃料電池技術(shù)的不斷成熟，質(zhì)子交換膜國產(chǎn)化的不斷加速突破，長期來看，

PEM電解槽的成本和市場份額將逐漸提高，與堿性電解槽接近持平，并根據(jù)各自與

可再生能源電力系統(tǒng)的適配性應(yīng)用在光伏、風(fēng)電領(lǐng)域?！盎覛洹?CCUS技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過度雖然可再生能源電解水制氫是中國實現(xiàn)氫脫碳的終極之路，但從中國的國情來看，

由于規(guī)?；⒌统杀镜目稍偕茉措娊馑茪洚a(chǎn)業(yè)尚未形成，因此已有規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化的煤制氫路線仍將長期存在，但是需要疊加

CCUS技術(shù)（碳捕集和封存利用）將

“灰氫”變?yōu)椤八{氫”，補充氫能的供應(yīng)，“灰氫”+CCUS技術(shù)近中期將幫助“綠氫”實現(xiàn)過

度。發(fā)展

CCUS面臨的最大挑戰(zhàn)是綜合成本相對過高。現(xiàn)有技術(shù)條件下，安裝碳捕

集裝置，將產(chǎn)生額外的資本投入和運行維護成本等，以火電廠安裝為例，將額外增加

140-600

元/噸的運行成本，直接導(dǎo)致發(fā)電成本大幅增加。如華能集團上海石洞口捕

集示范項目，在項目運行時的發(fā)電成本從

0.26

元/kwh提高到

0.5

元/kwh。CO2

目前

輸送主要以罐車為主，運輸成本高，而

CO2管網(wǎng)建設(shè)投入高、風(fēng)險大，也影響著

CCUS技術(shù)的推廣。受現(xiàn)有

CCUS技術(shù)水平的制約，在部署時將使一次能耗增加

10-20%甚

至更多，效率損失很大，嚴(yán)重阻礙著

CCUS技術(shù)的推廣和應(yīng)用。根據(jù)

CCUS技術(shù)的發(fā)展趨勢和目標(biāo)，到

2025

年

CO2

捕集成本大約為

0.15-0.4

元/kg。煤制氫技術(shù)沒產(chǎn)生

1kgH2，伴生的

CO2理論為

19kg，以此推算，2025

年結(jié)

合

CCUS技術(shù)的氫氣制取成本將增加

2.85-7.6

元/kg，到

2035

年采用

CCUS技術(shù)增

加的制氫成本降低至

2.28-5.32

元/kg。4.2

2030

年可再生綠氫或?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價低成本可再生氫的實現(xiàn)路徑對于氫氣未來能不能實現(xiàn)平價應(yīng)用至關(guān)重要。目前，

通過可再生能源發(fā)電制取“綠氫”主要面臨成本高的問題。一方面，當(dāng)前階段以風(fēng)電光

伏為代表的可再生能源發(fā)電成本還比較高；另一方面，電解槽的能耗和初始投資成本

較高，規(guī)模還較小。因此，未來提高“綠氫”經(jīng)濟性的有效途徑將主要依靠可再生能源

發(fā)電成本的下降，電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導(dǎo)。電解氫成本主要受電力成本、電解槽投資成本影響

電解氫成本主要由

3

部分組成：1）電力成本。依靠風(fēng)電、光伏等可再生能源產(chǎn)

生的電力，將水電解成氫氣和氧氣。2）投資成本（CAPEX）。主要為電解槽系統(tǒng)成

本。3）運維成本（OPEX）。因此，綠氫全生命周期成本（LCOH）=電力成本+投資

成本（capex）+運行成本（opex）。以歐洲

100MW規(guī)模綠氫電解裝置為例，從該綠氫制備的全生命周期成本來看，可再生電力成本占據(jù)綠氫全生命周期成本的

56%，電解槽系統(tǒng)投資成本占據(jù)

38%。

因此，電價水平以及電解槽系統(tǒng)初始投資成本的高低直接影響最終綠氫成本，同時影

響綠氫在各應(yīng)用領(lǐng)域脫碳的節(jié)奏和進度。為了探究可再生能源電解水制氫何時能夠?qū)崿F(xiàn)與灰氫平價，我們對綠氫全生命

周期成本進行拆解及預(yù)測（僅對成熟度水平較高的堿性電解水制氫進行成本拆解預(yù)

測），對電力成本、CAPEX、OPEX關(guān)鍵影響因素做出如下假設(shè)：（1）電力成本可再生能源平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）。隨著投資成本的下降以及技術(shù)的不

斷進步，未來可再生能源將成為一次能源消費中的主體，可再生能源平準(zhǔn)化

度電成本將大幅下降，參考

Hrdrogencouncil、IRENA、中國氫能聯(lián)盟以及

發(fā)改委能源所的預(yù)測，以

2020

年為基準(zhǔn)年，預(yù)計可再生能源的綜合度電成

本（包含光伏、風(fēng)電）到

2030

年將下降

30%，到

2050

年將下降

60%。而

部分光伏、風(fēng)電資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)，其度電成本的降幅將明顯快于平均水平，以

光伏為例，參考中國