绿氢制取成本、经济性及政策背景如何？

光储降价叠加政策溢价，绿氢成本提前进入经济性区间。

1. 绿氢制取成本下行，核心看电力和设备降本

经济性是绿氢大规模应用的前提，降本的核心在于制氢电价与电解槽设备的价格和效率。 采用制氢装置电解槽，电解水制备出来的氢气通常被称为可再生氢/绿氢，经济性是绿氢 规模化应用的前提，本质上看，绿氢是替代原有领域传统能源或者是替代煤/天然气制备 氢气的新型能源和原料，绿氢平价意味着其使用成本要与特定领域原有能源或传统方式 制氢的使用成本相同或者更低才能有望实现替代。从绿氢成本拆分来看，用电成本和设 备成本占据制氢总成本的 80%以上，针对绿氢降本，核心在于制氢电价和制氢设备成本。

制氢设备的成本核心是电解槽，降本取决于电解槽规模化与技术迭代升级，高效化、低 成本与规模化是电解槽发展趋势。规模上看新增 1.9GW 电解槽招标，同比翻倍；成本上 看，1 月和 12 月的设备招标价格对比，同比下降 25%；从效率上看，电解槽耗电量由 5 kWh/Nm 3 降至最低 4.3 kWh/Nm 3。整体看，2023 年设备发展迅速，全年降价 25%。规模效 应叠加技术迭代驱动了设备成本的快速下降，具体来看：1）高效化：提升能源转化效率， 降低电耗；2）低成本：配合“三弃”实现低价值波动能源有效利用；3）规模化：从设 备层面着手，包括技术更新及规模化降本。

制氢电价分三步逐层递进：便宜、绿色、便宜且绿色。现阶段多省市给予电价优惠或绿 氢制取补贴政策，后续随着碳税的落地及设备的降本增效，便宜且绿色的电将成主流。 便宜的电助力降本，是发展的第一步。制氢的电来源分为网电和新能源发电两大类，从 测算结果看，0.2 元/kWh 及以下的电价才有望具备竞争优势。从电力来源看，电网购电 价格偏高，仅个别地区电价在 0.3 元/kWh 以下，新能源发电价格均价在 0.2 元/kWh，并 且随着光伏组件和储能等新能源设备价格的下降，叠加电力市场政策的不断落地，有望 获得更便宜的新能源发电电价。因此，当前从发展初期角度看，只要电价够便宜，可以 不论电力来源，便宜的电才是首要重点，绿氢发展应当首要选择能够提供低电价的地区， 例如西北地区便宜的新能源发电电价、东部部分地区给予的优惠电价政策。

绿色的电清洁低碳，是发展的关键。随着减碳政策、欧盟碳关税等相关碳政策的落地， 能源和电力清洁化正在不断推进，国内的绿电核算标准也在进一步明确，国家生态环境 部发布了《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通 知》，核算排放量范围由电力扩容到石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和民航 7 个行 业，网电平均碳排放为 0.5703t CO2/MWh，因而网电并不属于绿电。随着全球碳政策的推 进和落实，要实现绿氢的全过程零碳排放，使用绿色的新能源发电才是终极解决方案。

便宜且绿色的电，是终极目标。采用绿氢的终极目标是为获取零碳且低成本的能源和原 料，随着减碳政策落地以及新能源设备成本下降，绿色电力有望逐步获得经济性，当新 能源的发电电价大规模降至 0.2 元/kWh 甚至 0.1 元/kWh 时，绿氢将大范围具备经济性， 足够便宜且绿色的电力才是绿氢能够实现应用的终极前提条件。

制氢的低电价，前期阶段可通过政策优惠或适当通过降低、取消过网费以支持绿氢的发 展，使得电价整体控制在 0.2 元/kWh，在设备可以做到满负荷运转的同时，绿氢的成本 将直接持平灰氢，产业有望达到破局点。

2. 光储系统降价超预期，绿氢经济性初现

电价是绿氢平价关键，光储氢一体化项目为破局要点。制氢设备成本快速下行的背景下， 制氢电价成为氢气成本的核心。0.2 元/kWh 以下的电价是实现绿氢平价的关键，根据上 文测算，采用电网电力的绿氢成本整体看仍偏高。长远看，低电价甚至零电价（考虑弃 电消纳）只可能发生在采用新能源发电的情况下，这意味着绿氢的发展将主要以风光氢 储等一体化能源大基地的形式带动，因此降低用电成本的关键点体现在光伏组件/风电机 组的价格上。 光储系统价格降幅速度超预期。光伏方面，据 IRENA 数据，2010 至 2022 年间光伏系统造 价及 LCOE 分别下降 83%/89%，其中组件成本下降贡献了 51%的光伏系统造价下降、45%的 LCOE 下降。储能方面，随着年底碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势， 11 月国内 2 小时磷酸铁锂电池储能系统加权平均中标价格降至 0.8 元/Wh，较年初均价下 降 46%。

光储大幅降价下绿氢经济性出现时点提前，光储氢一体化项目可行性可期。随着光伏组 件和储能的价格下降进程的超预期，阶段性的绿氢经济性初步显现。

假设项目 70%的电量上网，剩余 30%电量用于制氢，弃电率 20%，根据我们的测算， 在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5元/Wh、单位投资1.06元/Wh， 电解槽 1.2 元/W、单位投资 1.35 元/W 的情况下，对应的制氢成本在 6.48 元/kg，项 目 IRR 达到 5.7%。意味着在当前光储氢设备均可达到的价格下，在此模式下绿氢制 取的成本已经可实现与灰氢平价，未来随着光储氢设备的技术迭代及规模化等带来 的进一步降价，项目将实现经济性，绿氢消纳光伏发电电量占比也将大幅提升。

绿氢大规模应用拐点将出现在光储氢平价点，现阶段正向全面平价点逼近。新能源的大 规模应用往往出现在其与原有能源的成本平价的时点之后，例如光伏行业的爆发是在 2018 年平价上网政策之后，对应看氢能行业的爆发拐点将出现在光储氢平价点之后。现 阶段看，在新能源成本下行的背景下，阶段性的区域绿氢平价已实现，绿氢成本正在向 全面平价点逼近，绿氢的大规模应用处在爆发前夜。

3. 政策陆续出台，保障产业前期发展

保障政策陆续出台，绿氢应用限制逐步放开。受限于能源管理条例，初期氢能发展应用 推广相对较缓，今年以来，氢气的政策管理条例开始逐步松绑，氢能能源属性政策破冰， 体现在绿氢生产不需危化品许可、允许在非化工园区建制加氢站等等，极大程度上放开 了绿氢的生产和使用限制，也降低了额外的无效成本支出，政策的松绑扫除了绿氢推广 路上的重要障碍之一，当前内蒙古、广东等多地均已出台相关政策，预计其他地区后续 将陆续开放。

各地制氢端补贴出台，补贴下绿氢将直接实现与煤制氢的平价。多省市出台绿氢电价优 惠、绿氢制造与生产等补贴政策，现阶段绿氢项目和补贴大多集中在三北地区，内蒙古、 甘肃、吉林、新疆、大连等给予 3-12 元/kg 不等的绿氢补贴，补贴下绿氢与煤制氢平价， 解决项目业主及应用方使用绿氢的核心阻碍，补贴将使绿氢项目建设落地速度大幅提速， 并且从各地政策出台上看，给予绿氢设备及生产补贴、确保制氢端设备落地的各项实施 细则逐步趋严。