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，由可再生能源產生的綠色氫能和由甲烷產生的藍色氫能與碳捕獲和儲存相結合，可以共同滿足全球最終能源消耗總量的5%，而目前這一數據為零。

歐洲市場計劃于2030年實現2千萬噸藍氫與綠氫產能，其中一半由歐洲本土生產。然而，成本是最大挑戰。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里實現與化石燃料競爭。否則，歐洲將不得不更多地依賴進口。

綠氫項目的商業化進程尚早

藍氫更接近商業門檻

現階段，多數氫能項目規模較小，與承購商整合，由油氣公司或已經生產和消費氫能的制氨公司提供資金。

綠氫還遠沒有實現商業化。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、風電)價格及項目所在地的影響。

根據伍德麥肯茲的假設，藍氫更接近商業門檻。基于我們對天然氣價格、碳價格和CCUS的長期預測，從2023年起，FID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險因素。

如何實現降本?

工業化水平是關鍵。我們預計，規模經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。海上風能的容量系數可能超過50%，而光伏容量系數可能低于15%，這意味著電解槽長時間停機，不利于單一技術獨立項目的經濟性。項目可以通過購買離網電力或結合兩種發電技術的方式，來應對風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，并獲簽40歐元/MWh的購電協議(PPA)，才能實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勢?

每個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)來生產藍氫。

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能，為綠氫生產提供最佳機遇。

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生。