垄断市场：氢气生产接近氢气需求地

如今，专属解决方案包括将天然气通过碳捕集转化生产的低碳氢，由天然气管道供应；以及通过水电解生产的可再生氢，通过电网供电。由于电网容量的限制，这些站点的电解槽容量被限制在最大几百兆瓦。

在不久的将来，交通燃料领域的氢市场将会出现。在加氢站，可以就地电解水生产氢气。可再生电力可以由电网提供，也可以由太阳能或风力涡轮机在当地生产。电解槽容量高达10兆瓦，可以生产足够的氢供应这样一个氢燃料补给站。此外，氢可以通过卡车或管道以气态形式提供给这些换料站，也可以通过特殊的低温卡车以液态形式提供给这些换料站。未来10年，氢燃料加气站的电解槽市场规模将扩大至1－10兆瓦。

为化学工业、精炼厂和钢铁生产生产部分可再生氢的电解槽市场，需要10－ 20兆瓦的容量，并将在未来10年增长。

在不久的将来，这些用于工业和交通的氢气市场可能仍然是垄断市场，氢气将在使用氢气的地方就地生产。电解槽与电网相连，产生（近）基载氢。然而，在许多情况下，电网的容量限制和电网费用将成为低成本制氢的重要瓶颈。

氢市场：能源资源地的制氢

为了让化工和钢铁行业完全脱碳，需要具备数GW的电解槽容量，但由于电网容量不足，这些电解槽无法安装在这些工厂附近。此外，其他市场也需要氢，如流动性、高温和低温加热以及电力平衡等，这些都需要从氢生产中心供应。因此，GW电解槽市场将会有一个不同的市场结构。GW电解槽将安装在大型风力、太阳能、水力和／或地热发电生产基地附近。氢气将被输送到一个气网，最好是100％氢气网，这个气网将把氢气输送到各种各样的消费者那里：工业、交通、房屋、建筑物和平衡发电厂。因为这些电解槽连接到可再生电力生产，而不是电网，电解槽将不会产生基本负载。因此，这样的制氢工厂是不连接电网的，因此负荷系数取决于太阳能和／或风力发电场的可再生电力生产。

氢市场设计

GW电解槽市场需要一个欧洲氢气市场设计，在那里，法规的制定需要一个灵活的过程，并适合于目标，这为天然气基础设施公司、输电系统运营商（TSOs）和配电系统运营商（DSOs）（早期）市场创造提供了可能性。尽管如此，在市场发展的早期阶段，作为一项不受管制的活动，一个能够支持任何参与者将电力转到天然气投资的框架应该成为氢政策框架的一部分。

大量的低碳和可再生的氢在资源点或附近产生，将被输入一个氢网格。天然气基础设施公司，TSOs和DSOs，将创建一个开放获取的基础设施，以连接氢生产商和客户。此外，还需要开发氢储存设施，并将其与氢基础设施连接起来，保证在不受可再生电力（季节性）变化影响的情况下，随时向客户供应氢。一个跨国界的能源认证体系需要确保可再生的低碳氢能源市场的完整性。在这样一个跨国界的有组织的能源市场中，GW级电解槽将能够为新兴的氢市场生产和交易经过认证的氢。

电力、氢系统和市场之间的紧密互动将成为关键。一旦氢管道基础设施到位，10－100兆瓦的电解槽也可以安装在中小型可再生电力生产基地附近。如果将太阳能或风力发电场与电网连接的电网容量不足，部分太阳能或风力发电可以转化为氢气并网发电。这种电氢并网的混合方式，可以缓解电网的容量约束，在电力需求低于生产的时刻吸收电力。欧洲电力和天然气TSOs协会ENTSO－E和ENTSO－G最近进行的一项研究表明，到2050年，需要向电解槽提供300到800 TWh的电力，以稳定电力系统（Collins， 2020）。

欧洲市场设计的氢与其他地区市场相互联系，可以从天然气和电力市场设计中了解，但需要将适当的灵活性机制使市场参与者开关将电能转换为氢，不同的角色有生产商，基础设施公司，TSOs和DSOs，独立的监管机构，国家与其他地区之间的跨境市场机制，以及电网接入、定价、清算、天然气质量、安全等方面的明确规则。

2030年欧盟40GW电解槽容量路线图

表1描绘了欧盟到2030年达到40GW电解槽容量的发展路线图。到2030年，这40GW的氢气总产量将达到440万吨，100万吨的专属电解槽容量将达到6GW，340万吨的市场电解槽容量将达到34GW。根据欧洲氢路线图（FCH JU， 2019）， 440万吨氢气（173 TWh）占欧盟总氢气需求（665 TWh）的25％。这将确保欧洲在新兴的全球氢经济中的领先地位，这对于成为并保持这一新兴技术的领导者至关重要。

到2030年，欧盟的电解槽产能将达到40GW，这一路线图既显示出60GW的专属产能，也显示出34GW的氢气市场。到2030年，这40GW的电解槽将生产440万吨或173千瓦时的氢，占欧盟氢市场总量的25％。

表1． 2030年欧盟40GW电解槽产能发展路线图显示了垄断市场（6GW＝ 6000MW）和氢气市场（34GW＝ 34000MW）。

2030年北非和乌克兰的40GW电解槽容量路线图

北非有非常有利的太阳能和风能资源，而乌克兰有良好的风能、太阳能和生物质能资源。这两个国家都有大规模生产可再生能源的空间，也有潜力生产必要的可再生能源供自己使用，并成为可再生能源的大规模净出口国。北非和乌克兰都是欧盟的邻近地区，这使得通过管道向欧盟输送氢气成为可能，也有利于向欧盟输送氢气。因为用管道运输氢气比用轮船或电缆运输更便宜，这就有了一个竞争优势。

在北非和乌克兰，氢气生产将接近大规模的可再生电力生产基地。在北非和乌克兰，绿氢的一个有吸引力而可行的用途是用于氨／化肥的生产。例如，摩洛哥没有化石资源，目前每年进口100万吨氨，花费超过4亿美元（Trendeconomy，2018）。我们估计，到2030年，电解槽的装机容量可以达到7．5GW，接近氨／化肥的生产。利用这一装机容量，在北非，埃及、阿尔及利亚和摩洛哥可生产约300万吨“绿色氨”。在乌克兰，预计可生产100万吨“绿色氨”。

40GW的另一部分，大约32．5GW的电解槽容量将用于大规模的氢气生产，最终输送到出口氢气管道。根据欧洲氢路线图（FCH JU， 2019），到2030年，大约有300万吨（118 TWh）的氢可以出口到欧盟，占欧盟2030年氢总需求的17％。在北非和乌克兰40 GW电解槽容量开发路线图如表2．中所示。

通过与欧盟和北非／乌克兰合作开发这种电解槽能力，欧洲电解槽行业可以开发一个重要的市场，这对于成为并保持这种新兴技术的领导者至关重要。

到2030年，北非和乌克兰的电解槽产能将达到40GW，其中包括7．5GW的国内市场和32．5GW的出口市场。国内市场主要以合成氨生产为主，出口市场主要通过管道向欧盟出口，2030年约300万吨或118TWH氢气，占欧盟2030年氢气市场总量的17％。

表2 2030年北非和乌克兰的40GW电解槽容量路线图显示国内市场的发展（7．5GW）和出口市场的发展（32．5GW）

可再生氢的成本更具竞争力

碱性电解槽槽被认为是一种成熟的技术，目前用于生产氯。PEM和SOEC电解槽正在经历一个陡峭的学习曲线。碱性电解槽、PEM电解槽和SOEC电解槽可用于水电解制氢。这些电解槽技术由电解槽单元组成，这些电解槽单元组合在一起构成一个电堆。要构建GW规模的电解槽，需要将多个电堆并行放置。这些电解槽技术有望在未来十年中取得显著的技术进步。其中，更高的效率、更少的老化、更高的可用性、更大的电池尺寸、更高的操作压力、更少的关键材料使用以及整体材料使用的减少，将降低电解槽的制氢成本。

然而，随着这些技术的进步，尤其是装机容量和工厂规模的扩大，电解槽的成本将会降低。电解槽厂的技术结构与太阳能发电厂类似。电解槽和太阳能电站都是通过生产电池、将大量电池组装到太阳能模块／电解槽堆中，并安装大量模块／堆来实现所需的电站容量来建造的。虽然不同，类似太阳能发电厂的成本降低过程可以预见电解槽厂的情况。电解槽、电池组件、电池和电堆的自动化生产将降低成本，GW规模电解槽工厂的建造会减少工厂每千瓦成本。工厂成本费用的降低包括压缩机、气体净化，去除矿物质水生产、变压器和安装成本。大量的电解槽市场容量以及实现GW规模的电解槽，是显著降低成本的关键因素（IEA， 2019）（氢化理事会，2020）。

电解槽厂的成本固然重要，但制氢成本的主导因素是电价，决定了制氢成本的60－80％。因此，尽可能降低可再生电力的成本是非常重要的。同时，实现大规模的可再生能源发电－制氢一体化也是降低成本的重要途径。整合可再生电氢生产可以减少成本，由于技术整合， 如 避免AC－DC和DC－AC转换成本和损失，并由于业务整合， 如集成项目发展，建设，也减少交易成本、许可成本，电网成本和税收。

总而言之，技术发展、容量、GW规模、低可再生电力生产成本以及一体化的可再生电制氢，将使电解槽生产的可再生氢在2025年左右与低碳氢形成竞争。使用CCS（碳捕获与封存）的SMR（蒸汽甲烷转化）或ATR（自动热转化）天然气生产的低碳氢在欧洲的成本为每公斤1．5－2．0欧元（氢化委员会，2020年）。

到2025年，可再生氢将与低碳氢（1．5－2．0欧元／公斤）或灰氢竞争，每吨二氧化碳的价格为50欧元（氢化委员会，2020年）。（从天然气中生产氢气时，每吨二氧化碳价格上涨10欧元，氢气价格就会上涨约0．1欧元／公斤。）

到2030年，可再生氢燃料有望与灰氢燃料形成竞争，价格为每公斤1．0－1．5欧元。

在北非，太阳能和风能发电的成本很可能比欧洲低，因为那里有更好的太阳能和风能资源，而且土地成本更低。因此，制氢成本将低于欧洲。但是来自北非的氢气必须通过管道或船运到欧洲。大规模的长距离氢气管道运输将使每公斤氢气增加约0．2欧元。海运比管道运输贵。

然而，从北非进口氢肯定会与欧洲的氢生产竞争。

如果能在2030年之前在欧盟、北非和乌克兰建立一个2x40GW的电解槽市场，电解槽行业将致力于电解设备的资本支出、运营成本和效率发展，如表3所示。资本支出和电力成本在一个范围内。低资本支出和电力成本将在“离网”数GW的太阳能和风能氢能工厂实现，这些工厂位于良好的可再生能源基地。高资本支出和电力成本将被用于太阳能／风能发电厂和电网相连的多兆瓦规模电解槽上，该电解槽位于氢需求附近。虽然资本支出和运营成本的降低是重要的，但电力成本的降低是最重要的。（当电解效率达到80％时，每减少10／MWh的电力成本HHV（较高的热值），转化为氢成本降低0．5／kg）

需要运输的氢的状态是30 bar压力，99．99％纯度

HHV＝高热值

表3绿色制氢成本开发

氢的价格是每公斤1欧元

7／GJ H2

0．025／kWh H2

0，09／m3 H2

0．24欧元／立方米天然气当量

绿色制氢成本开发

在良好的风能和太阳能集成电制氢基地，GW规模的电解槽可以生产可再生的氢，其成本可与低碳氢（2025年1．5－2．0欧元／公斤）和灰氢（2030年1．0－1．5欧元／公斤）相媲美。

2x40GW的绿氢气生产的影响

可再生氢的生产不会排放二氧化碳等温室气体，而且在工业和重型运输等难以减少的行业，可将实现能源使用的脱碳。

最重要的是，到2030年实现2x40GW的电解槽产能，可以在欧洲打造世界领先的电解槽产业。这一工业不仅将促进欧盟的经济增长和就业，而且还将促进北非和乌克兰的经济增长和就业。在北非创造经济增长和就业机会可能有助于减少移民。

减少二氧化碳排放

太阳能和风能产生的氢气不会增加大气中的二氧化碳排放。假设用绿氢气代替由甲烷蒸气重整生成的灰氢气。根据CertifHy对氢的认证，灰氢的平均温室气体排放因子（CO2当量排放）为10．9 kg／kg H2 （CertifHy， 2019）。

总氢气产量为2x40GW，H2估计为930万吨。因此，避免的二氧化碳排放总量为9000万吨二氧化碳。然而，在北非和乌克兰生产的部分氢气是自用的，并不出口到欧盟。欧盟绿色制氢和从北非和乌克兰进口的二氧化碳排放量约为8200万吨。

2x40GW绿氢气生产的总二氧化碳排放量为每年9000万吨。通过在欧洲制氢和从北非和乌克拉导入绿氢气，欧盟每年减少8200万吨 CO2排放。

投资2x40GW电解槽产能

根据欧洲和北非／乌克兰电解槽产能发展路线图和表3所示的电解槽资本支出，可以计算电解槽投资总额。对于接近氢需求的圈养制氢和分散制氢，使用较高的资本支出数字来计算这些电解槽投资。对于多GW的太阳能和风能综合制氢工厂，较低的资本支出数据用于计算这些电解槽投资。2×40GW电解槽产能的总投资预计在250亿到300亿欧元之间。根据路线图，超过85％的电解槽产能将在2025－2030年期间实现，这就解释了相对较低的总投资成本。

这些电解槽的投资成本，不包括太阳能和风力发电场的投资。此外，在基础设施、管道、压缩机、盐穴储存和必要的氢应用设备方面的投资费用不包括在这个数字中。特别是在必要的和额外的太阳能和风能容量大约100－150GW的投资成本将大大超过电解槽容量的投资成本。根据太阳能、陆上风能和海上风能的份额，总投资成本大概在1000亿到3000亿欧元之间。

2x40GW电解槽的总投资在250亿到300亿欧元之间

创造工作

电解槽的生产和维护可以创造工作岗位，一项研究估计FCH JU（燃料电池氢联合企业）电解槽生产每百万欧元价值（FCH居，2019年9月）大约产生5．5等效全职工作（直接和间接就业）。这是整个电解槽供应链中所创造的工作岗位。如果我们假设2x40GW电解槽的全部产能将在欧盟生产和维护，那么到2030年，欧盟将创造14万至17万个全职工作岗位。通过发展一个强大和有竞争力的欧洲电解槽行业，到2030年将创造更多的就业机会，但在2030年后将创造更多的就业机会。此外，实现可再生能源的互联互通将创造大量的就业机会。

到2030年，2x40GW电解槽的制造和维护工作岗位在14万至17万之间

 我们提供什么，我们需要什么

我们，氢工业，致力于发展一个强大的和世界领先的电解槽工业和供应链，并承诺到2030年在欧洲、北非和乌克兰实现2x40GW的电解槽产能。但我们需要欧盟及其成员国设计、创造和促进氢市场、基础设施和经济。

2030年绿氢计划2x40GW

我们能提供什么

▲电解槽成本显著下降

▲可再生氢的竞争力在2025年与低碳氢，在2030年与灰氢相比有竞争力

▲在欧洲拥有GW规模的电解槽和部件生产设施

▲具备投资条件和资金来源的技术和项目

▲投资2X40GW电解槽产能

▲增加与氢相关的研究和创新的行业预算

▲更多的绿色工作

▲实现大规模可再生电力更快、更便宜的融合

▲通过进口廉价的可再生氢，一个有竞争力的可持续能源系统可以更快更便宜地实现。

▲世界领先和有竞争力的电解槽和可再生氢工业

我们需要什么

▲氢气市场设计，灵活和综合的市场监管。

▲执行欧盟能源政策、法规和标准

▲通过改造部分天然气基础设施建设氢气基础设施

▲开放使用公共氢气基础设施

▲金融部门、银行、养老基金、欧洲投资银行、投资基金、欧盟基金（IPCEI基础设施基金等）支持

▲大型储氢设施

▲大量的氢研发和创新预算

▲刺激氢气市场的计划，例如脱碳气体的清洁氢气配额

▲欧盟可再生电力－氢生产的招标

▲需要设计和实现欧盟与北非之间在政治、社会和经济层面上新的、独特的、持久的相互合作。

欧盟面临着发展绿氢经济的独特机遇，这将有助于经济增长、就业以及可持续、可负担和公平的能源体系。基于这一地位，欧盟可以确保其电解槽和绿氢生产的世界市场领导者的地位。

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