2、绿氢制备需要耦合风光发电，未来风光装机规模的增长有望带动绿电成本下降。根据蒋珊《绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比》，电解水制氢的电力来源涵盖了网电、核电、水电、风电和光伏发电，我国目前电网电力以火电为主，如果采用网电则电解水制氢并非真正的零碳排放，而是将碳排放前移到了发电侧，其单位质量氢气碳排放约是天然气制氢的 3 倍以上，不符合“双碳”政策导向。因此在可再生能源发电（绿电）占网电比例大幅提高前，只有电解水制氢与光伏、风电等可再生电力耦合，才能够制取真正的“绿氢”。可再生能源电价是绿氢成本的主要组成部分，根据国际可再生能源署（IRENA）报告，2022 年全球陆上风电度电成本为 0.033 美元/kWh（约合人民币0.23 元/kWh），海上风电度电成本为 0.081 美元/kWh（约合人民币 0.56 元/kWh），规模光伏发电度电成本为0.049 美元/kWh（约合人民币 0.35 元/kWh）。根据中电联数据，2022 年中国太阳能发电设备平均利用小时数为 1337h，结合中国光伏行业协会（CPIA）不同等效利用小时数LCOE 估算，光伏发电平均度电成本约为 0.26 元/kWh。未来十年中国风电、光伏每年新增装机规模预计分别在 5000 万 kW 和 7000 万 kW 左右，有望带动可再生能源发电成本的进一步下降。我们预计到 2030 年，光伏发电成本将下降至0.15 元/kWh，陆上风电成本将下降至 0.2 元/kWh， 海上风电成本有望低于 0.4 元/kWh。

3、电解水制氢成本受风光发电时间影响较大。根据中电联，2022 年6000 千瓦级以上太阳能发电设备年利用小时数为 1337h，风电设备年利用小时数为2221h。在不考虑使用网电或者配置储能的情况下，若完全使用可再生能源发电，电解槽的运行时间将受制于风光发电的时间，电解水制氢装置年利用小时数与工业规模化石燃料制氢的年利用小时数（8000h）相比会有较大差异。根据我们的测算，在光伏发电年利用小时数为1337h，度电成本为 0.26 元/kWh 的情况下，耦合光伏发电的单位碱性电解水制氢成本为25.69元/kgH2；在陆上风电年利用小时数为 2221h，度电成本为 0.23 元/kWh 的情况下，耦合陆上风电的单位碱性电解水制氢成本为 20.21 元/kgH2。由于风光发电年运行小时数较低，边际生产成本较低，一旦风光发电年运行时长增加，制氢成本将快速下降。根据CPIA数据，当光伏发电利用小时数为 1800h 时，光伏发电平均度电成本约为0.18 元/kWh，此时单位碱性电解水制氢成本为 18.41 元/kgH2。

4、电解槽用电成本有望持续下降，运行时长有望不断增长。

1）电解槽用电成本下降：风光发电产生了大量不稳定的电力，2022 年全国的风电、光伏利用率分别为96.8%、98.3%，其中蒙东地区弃风率达到 10%，西藏弃光率达到 20%。另外，根据山东电力交易中心数据，由于电力供过于求，山东省五一假期间累计出现长达 22 个小时的负电价。随着可再生能源发电占比的提升和电力系统季节性调峰压力不断加大，弃风弃光、电网用电低谷电等低成本电能将有望成为未来电解水制氢的重要电源。我们预计到2030 年电解槽用电成本将降至 0.2 元/kWh 以下，部分地区可降至 0.15 元/kWh。

2）电解槽运行时间增长：根据中电联数据，2016 年至今风光发电设备年利用水平持续提升。随着风光发电小时数的增加、风光配储的应用、绿电交易的普及以及后网电中可再生能源占比的提升，我们预计到2025年电解槽的年利用小时数将提升至 3000h，到 2030 年电解槽的年利用小时数将提升至4000h。

3）PEM 电解槽单位制氢成本远高于碱性电解槽，静待成本下降。考虑耦合陆上风电时电解槽制氢的情况，根据我们的测算，在不考虑政府补贴的情况下，目前碱性电解槽单位制氢成本为 20.21 元/kg，其中用电成本、设备及维护费用占比分别为70%、25%，用电成本占据了碱性电解水制氢成本的绝大部分；PEM 电解槽单位制氢成本为32.08 元/kg，远高于碱性电解槽单位制氢成本，其中用电成本、设备及维护费用占比分别为40%、57%，设备费用占据了电解水制氢成本的绝大部分。我们预计到 2030 年，PEM 电解槽单位制氢成本会有较大幅度的下降，但短时间内 PEM 电解槽的单位制氢成本仍远高于碱性电解槽，不具备价格优势。