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風電正逐漸成為國內綠氫項目的選擇主力。

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綠氫成本受限于電價、設備利用率等多種因素

電價、折舊是綠氫高成本的兩個主要支撐。以某15 WM的電解水制氫項目測算模型為例，電力成本占比高達80%~90%，折舊成本占10%左右，其他運營成本不足5%。

其中，電價是現階段實現綠氫降本的核心制約。

當電價為0.3元/kWh時，假設堿性電解制氫一年工作8000小時，制氫成本約達21元/kg，其中電費占比約89%。

設備利用率低、折舊高，也是綠氫成本的一大來源。

風電、光伏的晝夜周期性變化使電解槽難以持續滿負荷運行，以工作時長來算電解槽等設備的年利用率一般達不到70%。

以0.2元/kWh電價時為例，電解槽年工作時長2000小時下綠氫成本高于21元/kg，當工作時長達到8000小時則綠氫成本可降至15元/kg水平。

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風電技術發展超出預期，多維度推動綠氫成本下降

國內風力發電降本路徑相對清晰，推動制氫成本下降。

水電規劃總院數據顯示，隨著7~10 MW大容量風機技術開始列裝，2024年國內風電平均單位造價平均約4.2元/W，下降6.7%，風電平準化成本降至平均約0.18元/kWh。

某些風電項目或正在迎來0.1元/kWh時代，如2024年內蒙古某項目風電工程EPC總包最低中標價2.15元/W。

風電突出的年利用小時數優勢進一步增強了綠氫的經濟性。

相較于光伏發電，風電的年等效利用小時數普遍更長，例如在中國西北等資源豐富區域，風電年利用小時數可超過2200小時，內蒙古部分地區可達4000小時，顯著高于光伏的約1500小時。若風電支撐制氫項目年工作達到4000小時，度電成本0.1元/kWh，則風電制氫的成本可以預見降至約10元/kg。

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風電正逐漸成為國內綠氫項目的選擇主力

近年來國內風電制氫項目占比正逐漸升高。

從項目數量看，2024年新建成的電解水制氫項目中，約五成選擇光伏作為可再生電力來源，近二成選擇風電，其余項目選擇風電/光伏方案，使用了風電的項目相較2023年數量占比有所提升。

從產能情況看，2024年新增電解水產能中，超過四成選擇光伏，相較2023年的近六成大幅下降；選擇風電、風電/光伏方案的合計超過五成，相較2023年的合計僅約三成發生了大幅提升。風電在2024年成長為電解水制氫項目的主力綠電類型之一。

短期來看，三北地區將成為中國電解水制氫產能主要聚集地，風電制氫或風光一體化制氫占比將逐漸升高。

一方面，新疆、寧夏、內蒙古等地是中國光伏資源或風能資源最豐富的地區之一，光伏及風電可利用小時數高，對氫氣綜合成本的快速下降具有重要作用。

另一方面，新疆、寧夏、內蒙古等地分別為中國油氣、煤化工基地省份，分布有油氣加工、甲醇生產等一系列用氫裝置，可對綠氫的大規模工業應用進行技術驗證并對綠氫實現有效消納。

長期來看，東部沿海有潛力發展為中國綠氫產能的重要支撐，而風電制氫為東部主要模式。

東部沿海各省陸上及海上風電資源豐富，部分地區等效利用小時數超過3000小時水平，有利于降低制氫成本；其次是東部地區煉化、甲醇等用氫場景集中，東部沿海地區的氫氣需求占到全國的50%以上，且沿海港口眾多，對外的氫基能源貿易也將率先起步。

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技術突破仍是風電制氫發展的必要條件

盡管風電制氫具備顯著經濟性等方面的優勢，相較于光伏制氫，風電制氫在技術等方面也仍存在一些難點。

其一，風電風速變化波動快，要求電解槽具備更快的動態響應能力。其二，大型風電基地多位于偏遠地區，冬季低溫、用水、氫氣外輸等需要針對性的解決方案。其三，系統協同效率低。傳統運行策略下電解槽啟停頻繁，會縮短壽命并增加維護成本。

三大技術方向或正成為突破口。如一是電解槽材料與結構的創新。二是智能化控制系統升級。三是風光氫儲系統集成優化。

來源：能景研究

END

       原文標題 : 風電正在成為綠氫降本的突破口