风电成为绿氢降本的突破口

风电正逐渐成为国内绿氢项目的选择主力。

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绿氢成本受限于电价、设备利用率等多种因素

电价、折旧是绿氢高成本的两个主要支撑。以某15 WM的电解水制氢项目测算模型为例，电力成本占比高达80%~90%，折旧成本占10%左右，其他运营成本不足5%。

其中，电价是现阶段实现绿氢降本的核心制约。

当电价为0.3元/kWh时，假设碱性电解制氢一年工作8000小时，制氢成本约达21元/kg，其中电费占比约89%。

设备利用率低、折旧高，也是绿氢成本的一大来源。

风电、光伏的昼夜周期性变化使电解槽难以持续满负荷运行，以工作时长来算电解槽等设备的年利用率一般达不到70%。

以0.2元/kWh电价时为例，电解槽年工作时长2000小时下绿氢成本高于21元/kg，当工作时长达到8000小时则绿氢成本可降至15元/kg水平。

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风电技术发展超出预期，多维度推动绿氢成本下降

国内风力发电降本路径相对清晰，推动制氢成本下降。

水电规划总院数据显示，随着7~10 MW大容量风机技术开始列装，2024年国内风电平均单位造价平均约4.2元/W，下降6.7%，风电平准化成本降至平均约0.18元/kWh。

某些风电项目或正在迎来0.1元/kWh时代，如2024年内蒙古某项目风电工程EPC总包最低中标价2.15元/W。

风电突出的年利用小时数优势进一步增强了绿氢的经济性。

相较于光伏发电，风电的年等效利用小时数普遍更长，例如在中国西北等资源丰富区域，风电年利用小时数可超过2200小时，内蒙古部分地区可达4000小时，显著高于光伏的约1500小时。若风电支撑制氢项目年工作达到4000小时，度电成本0.1元/kWh，则风电制氢的成本可以预见降至约10元/kg。

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风电正逐渐成为国内绿氢项目的选择主力

近年来国内风电制氢项目占比正逐渐升高。

从项目数量看，2024年新建成的电解水制氢项目中，约五成选择光伏作为可再生电力来源，近二成选择风电，其余项目选择风电/光伏方案，使用了风电的项目相较2023年数量占比有所提升。

从产能情况看，2024年新增电解水产能中，超过四成选择光伏，相较2023年的近六成大幅下降；选择风电、风电/光伏方案的合计超过五成，相较2023年的合计仅约三成发生了大幅提升。风电在2024年成长为电解水制氢项目的主力绿电类型之一。

短期来看，三北地区将成为中国电解水制氢产能主要聚集地，风电制氢或风光一体化制氢占比将逐渐升高。

一方面，新疆、宁夏、内蒙古等地是中国光伏资源或风能资源最丰富的地区之一，光伏及风电可利用小时数高，对氢气综合成本的快速下降具有重要作用。

另一方面，新疆、宁夏、内蒙古等地分别为中国油气、煤化工基地省份，分布有油气加工、甲醇生产等一系列用氢装置，可对绿氢的大规模工业应用进行技术验证并对绿氢实现有效消纳。

长期来看，东部沿海有潜力发展为中国绿氢产能的重要支撑，而风电制氢为东部主要模式。

东部沿海各省陆上及海上风电资源丰富，部分地区等效利用小时数超过3000小时水平，有利于降低制氢成本；其次是东部地区炼化、甲醇等用氢场景集中，东部沿海地区的氢气需求占到全国的50%以上，且沿海港口众多，对外的氢基能源贸易也将率先起步。

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技术突破仍是风电制氢发展的必要条件

尽管风电制氢具备显著经济性等方面的优势，相较于光伏制氢，风电制氢在技术等方面也仍存在一些难点。

其一，风电风速变化波动快，要求电解槽具备更快的动态响应能力。其二，大型风电基地多位于偏远地区，冬季低温、用水、氢气外输等需要针对性的解决方案。其三，系统协同效率低。传统运行策略下电解槽启停频繁，会缩短寿命并增加维护成本。

三大技术方向或正成为突破口。如一是电解槽材料与结构的创新。二是智能化控制系统升级。三是风光氢储系统集成优化。

来源：能景研究

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       原文标题 : 风电正在成为绿氢降本的突破口