全球氫能產(chǎn)業(yè)布局和投資

隨著全球氣候壓力增大以及能源轉(zhuǎn)型加速,氫能以其清潔,靈活高效和應(yīng)用場景豐富等優(yōu)勢受到全球矚目，各國相繼出臺具有實操性的氫能戰(zhàn)略，為氫能發(fā)展添油助力。2021年初，國際氫能委員會（Hydrogen Council）與麥肯錫聯(lián)合發(fā)布《氫能洞察》報告，從全球視角觀察氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢。氫能促進(jìn)會根據(jù)此報告相關(guān)內(nèi)容進(jìn)行分析研判，并結(jié)合國內(nèi)外情況，帶來全新氫能產(chǎn)業(yè)視角，形成全球氫能觀察2021系列研報。本篇為系列研報的**篇，全球氫能產(chǎn)業(yè)布局和投資分析，讓我們一起開啟氫能新視野。 

產(chǎn)業(yè)發(fā)展勢頭強(qiáng)勁，全球有超過200個已宣布的氫能項目

根據(jù)國際氫能委員會統(tǒng)計，在全球范圍內(nèi)，氫能產(chǎn)業(yè)鏈目前已有228個已建、在建及規(guī)劃項目（見圖1）。其中，有17個是已公開的兆瓦級綠氫生產(chǎn)項目（即>1GW可再生能源和>20萬噸/年的低碳?xì)洚a(chǎn)能項目），主要分布在歐洲、澳大利亞、亞洲、中東、智利等**和地區(qū)

                                                         圖1：全球氫能產(chǎn)業(yè)鏈項目 

到2030年，全球氫能投資將超過3000億美元

根據(jù)全球氫能項目公告、實現(xiàn)各國政府生產(chǎn)目標(biāo)所需的投資、支出等數(shù)據(jù)預(yù)測，到2030年，全球氫能產(chǎn)業(yè)鏈的投資總量將超過3000億美元——相當(dāng)于全球能源投資的1.4%。鑒于氫能產(chǎn)業(yè)仍處于早期發(fā)展階段，這些投資中的絕大多數(shù)(75%)未公布投資總額。預(yù)計到2030年全球?qū)⒂?00億美元的成熟投資，其中包括處于規(guī)劃階段的450億美元，和已承諾的項目或在建、已投產(chǎn)或已投入運營的項目380億美元（見圖2）。

                                                                                    圖2：已公布投資明細(xì)（按階段劃分）

全球綠氫供應(yīng)趨勢觀察

氫能作為實現(xiàn)“碳中和”戰(zhàn)略的重要組成部分，備受全球主要**和地區(qū)的青睞，雖然可再生能源水電解制氫設(shè)備現(xiàn)階段只占全球氫氣產(chǎn)量的4%左右，但潛力巨大，將引領(lǐng)水電解制氫行業(yè)未來方向。CCTC?2021年初，國際氫能委員會（Hydrogen Council）與麥肯錫聯(lián)合發(fā)布《氫能洞察》報告，從全球視角觀察氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢。氫能促進(jìn)會根據(jù)此報告相關(guān)內(nèi)容進(jìn)行分析研判，并結(jié)合國內(nèi)外情況，帶來全新氫能產(chǎn)業(yè)視角，形成全球氫能觀察2021系列研報。本篇為系列研報的第二篇，全球綠氫供應(yīng)趨勢觀察，讓我們一起開啟氫能新視野。

三大因素促綠氫成本快速下降

可再生能源水電解制氫的生產(chǎn)成本正以超預(yù)期的速度快速下降。進(jìn)入2021年，全球氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度的提升，也使得我們對綠氫生產(chǎn)成本有了**的預(yù)期。

目前主要有三個因素正在推動綠氫成本的加速下降。一是可再生能源平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）正在下降。電費成本是水電解制氫成本構(gòu)成的主要部分，占比達(dá)到60-70%。由于全球范圍內(nèi)可再生能源的大規(guī)模應(yīng)用，可再生能源的成本將持續(xù)降低，到2030年，光伏發(fā)電成本預(yù)計將下降25%至0.1元/kWh，陸上風(fēng)電成本下降50%至0.2元/kWh，海上風(fēng)電成本有望下降33%。全球來看，預(yù)計資源**的地區(qū)度電成本下降幅度最大，包括西班牙、智利和中東等地。

二是電解槽成本正在加速下降。預(yù)計到2030年，電解槽成本將顯著下降——系統(tǒng)級（包括電解槽、電源和整流器、干燥/凈化、壓縮設(shè)備）約下降至200-250美元/千瓦。由于電解槽供應(yīng)鏈規(guī)模的加速發(fā)展，對比去年成本的預(yù)測大幅降低了30-50%，近期多家電解槽制造商已宣布產(chǎn)能擴(kuò)大計劃，總計將新增超過3GW的電解槽生產(chǎn)產(chǎn)能。同時，大型綜合可再生能源水電解制氫設(shè)備項目的電解槽利用率水平正逐步提高。這種表現(xiàn)主要受生產(chǎn)集中化、可再生能源（例如陸上風(fēng)能和太陽能光伏）耦合和系統(tǒng)集成優(yōu)化（例如，為了優(yōu)化利用而擴(kuò)大可再生能源裝機(jī)量與電解槽產(chǎn)能）的推動。

三是技術(shù)進(jìn)步帶來成本下降。當(dāng)前電解水制氫設(shè)備效率約為55kWh/kg氫氣（即生產(chǎn)1立方氫需要約4.5度電）；隨著制氫項目**規(guī)?；?、**秀的制造工藝、以及**的質(zhì)量品控，輔以在其他環(huán)節(jié)技術(shù)和材料的優(yōu)化（如更薄的隔膜、**效的催化劑、減少稀有金屬的使用等），未來電解槽的效率有望降低至40kWh/kg氫氣（即生產(chǎn)1立方氫需要約3.7度電），同時由于材料及催化劑的優(yōu) 化，設(shè)備折舊、其他原材料成本也有望降低50%以上，從而推動綠氫生產(chǎn)成本持續(xù)下降。（見圖1）

全球綠氫規(guī)模效應(yīng)逐漸顯現(xiàn)

全球已有約70個在建中的綠氫項目，其中吉瓦級項目22個，主要分布在歐洲（11個）和澳大利亞（7個），中東和南美也有巨大潛力。從綠氫產(chǎn)能來看，全球規(guī)劃中的吉瓦級綠氫項目產(chǎn)能合計144.1GW，其中歐洲和澳大利亞占了接近93%，處于**領(lǐng)先。按照之前歐盟提出的2024年電解槽規(guī)模達(dá)6GW、2030年達(dá)40GW的目標(biāo)來看，現(xiàn)有規(guī)劃中的綠氫項目如能順利投產(chǎn)則將大幅超額達(dá)標(biāo)。

隨著全球綠氫項目的快速擴(kuò)張，產(chǎn)業(yè)規(guī)模化效應(yīng)將逐漸顯現(xiàn)。到2030年，可再生能源制氫項目中電解槽、電源和整流器、干燥/凈化（99.9%純度）、壓縮設(shè)備（壓縮至30巴）等核心設(shè)備的投資成本預(yù)計將從目前的1120美元/kW下降至230美元/kW。同時設(shè)備運輸、安裝和裝配（電網(wǎng)連接）、建筑成本（用于室內(nèi)安裝）以及項目開發(fā)、現(xiàn)場服務(wù)和試運行等間接成本也將隨著行業(yè)規(guī)?；l(fā)展而有所下降。綠氫項目投資的總成本中還包括融資成本，符合項目加權(quán)平均資本成本(WACC)要求的邊際收益應(yīng)與其他資本支出要素成比例，例如，將WACC從7%降低到5%將使項目的總體投資成本減少近20%。

當(dāng)前國內(nèi)電解水制氫總產(chǎn)能約為70萬噸，市場投資總額約38.5億元。預(yù)計2025-2030年，制氫技術(shù)將以堿性水電解制氫、PEM制氫技術(shù)為主，電解槽綜合成本在技術(shù)創(chuàng)新、規(guī)?；l(fā)展下逐漸降至5000元/kW，2025年國內(nèi)電解水制氫總產(chǎn)量將達(dá)到300萬噸，市場投資額約為1022億元；到2030年，國內(nèi)電解槽總?cè)萘繉⑦_(dá)到75GW，投資額增長至3750億元。

2030年前綠氫將實現(xiàn)與灰氫同價

灰氫和藍(lán)氫的碳排成本，是加速綠氫與灰氫同價的重要因素之一。如引入碳排成本，綠氫或?qū)⒃?/span>2028年實現(xiàn)與灰氫同價。假設(shè)到2030年碳排成本增長至為50美元/噸（二氧化碳當(dāng)量），2040年150美元/噸，2050年300美元/噸，可將綠氫與灰氫實現(xiàn)同價的時間提前至2028年至2034年。確切的時間將取決于各地資源稟賦和政策要求。

在擁有**可再生資源但天然氣成本較高的**（例如智利），綠氫最早將在2028年實現(xiàn)與灰氫同價。在可再生能源和天然氣資源都一般的地區(qū)（例如，德國），可能會在2032年實現(xiàn)綠氫與灰氫同價。到2034年，可再生能源和天然氣資源均豐富的地區(qū)（例如，美國部分地區(qū)）可實現(xiàn)綠氫與灰氫同價。（見圖2）。

綜上所述，對比2020年國際氫能委員會的預(yù)測，以上這些因素將共同推動綠氫成本預(yù)測曲線在平均成本區(qū)間降低20%，在**成本區(qū)間降低30%。

例如中歐的海上風(fēng)電制氫項目（或同類普通資源的綠氫項目），制氫成本將從2020年的5.4美元/公斤下降到2030年的2.3美元/公斤，其中LCOE的下降對綠氫成本的影響最大。由于電力成本的相關(guān)性**，擁有低成本可再生能源的地區(qū)，綠氫降本趨勢也將更快。而例如中東的光伏制氫項目（或同類低成本可再生能源制綠氫項目），到2030年，制氫成本將下降到1.5美元/公斤。在這種情況下，與海上風(fēng)電制氫項目相比，電解槽投資成本的下降對推動綠氫成本下降的影響**。

同時，兩類項目也可以應(yīng)用風(fēng)光耦合或通過集成設(shè)計來優(yōu)化制氫系統(tǒng)，在可再生能源產(chǎn)能過剩導(dǎo)致的電量損失和電力減少導(dǎo)致的制氫系統(tǒng)低利用率之間取得平衡。如澳大利亞、智利或沙特阿拉伯等風(fēng)光資源充足的**將從這種綜合資源優(yōu)勢中受益（見圖3）。

國內(nèi)方面，在現(xiàn)階段約97%的氫氣都是由化石能源制氫或副產(chǎn)氫獲得，為實現(xiàn)碳減排和化石能源替代的目標(biāo)，后續(xù)應(yīng)主要發(fā)展藍(lán)氫和綠氫，并逐步替代灰氫。發(fā)展藍(lán)氫是我國獨有的競爭優(yōu)勢，但采用CCUS的化石能源制氫及副產(chǎn)氫最多只能降低80%碳排放，可作為灰氫向綠氫的過渡階段。

未來十年我國風(fēng)電、光伏每年新增裝機(jī)規(guī)模預(yù)計分別在5000萬千瓦和7000萬千瓦左右，可再生能源發(fā)電成本將進(jìn)一步下降，到2030年綠氫潛在產(chǎn)能預(yù)計可以超過400萬噸。國內(nèi)電解水制氫設(shè)備方面，隨著技術(shù)發(fā)展和自主化的提升、電解槽生產(chǎn)規(guī)模擴(kuò)大以及自動化水平提高，到2030年電解水制氫設(shè)備的固定成本有望降低50-60%。

根據(jù)氫促會預(yù)測，在“十四五”期間，我國將在積極利用工業(yè)副產(chǎn)氫的同時，大力發(fā)展可再生能源電解水制氫示范，氫氣平均制備成本降至20元/kg；到2030年，國內(nèi)電解水制氫規(guī)模將達(dá)到75GW左右，氫氣平均制備成本15元/kg左右；遠(yuǎn)期到2050年，我國將以可再生能源發(fā)電制氫為主，副產(chǎn)氫、化石能源制氫配合CCUS技術(shù)、生物制氫和太陽能光催化分解水制氫等技術(shù)為有效補(bǔ)充，氫氣平均制備成本降至10元/kg。

全球氫儲運與供應(yīng)鏈發(fā)展趨勢觀察

今年6月，中國石油啟動國內(nèi)最長氫氣運輸管道項目建設(shè)（定州-高碑店145公里），設(shè)計輸氫量10萬噸/年；而在此前，由日本川崎重工建造的全球首艘液氫運輸船“SUISOFRONTIER（氫先鋒號）”于今年5月24日在神戶市面向媒體公開，該船單次航行可運輸1250立方米的液化氫，同時計劃在今年內(nèi)開啟從澳大利亞到日本的試運輸項目；與此同時，在世界的另一端，挪威也致力在本國西海岸建立一條氫供應(yīng)鏈，以船舶為運輸工具向加氫站供氫。

由上不難看出，各國氫能供應(yīng)“動脈”的建設(shè)正在加速，助推全球產(chǎn)業(yè)發(fā)展邁進(jìn)快速發(fā)展時代。本篇為全球氫能觀察2021系列研報的第三篇——全球氫儲運與供應(yīng)鏈發(fā)展趨勢觀察，以當(dāng)前氫能供應(yīng)鏈形式、多種儲運方式成本對比及各情景下儲運網(wǎng)絡(luò)發(fā)展為視角，對未來全球氫能儲運發(fā)展趨勢進(jìn)行梳理，讓我們一起開啟氫能新視野。

未來全球氫儲運成本或低于2-3美元/公斤

隨著氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)模的不斷提升，氫儲存、配送、運輸在整個氫供應(yīng)鏈中的重要性日益凸顯。當(dāng)前國際間的氫供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)，是由于各國及地區(qū)可再生能源稟賦及利用率、傳統(tǒng)化石能源（天然氣、煤炭、石油等）對外依存度、現(xiàn)有基礎(chǔ)設(shè)施及其建造的便利性和時效性、土地使用限制（危化品管制）等差異導(dǎo)致的氫供應(yīng)成本不均，迫使部分用氫需求較大、但氫供應(yīng)成本過高的**和地區(qū)（如歐洲、韓國、日本及我國部分地區(qū)）采取從供應(yīng)成本較低的**和地區(qū)進(jìn)口氫來滿足自身需求。（見圖1）。

                                                                                    圖1：全球氫資源及需求中心分布

受全球各地區(qū)氫源稟賦不同，氫應(yīng)用規(guī)模大小、形式各異等因素影響，氫儲運可根據(jù)實際情況靈活調(diào)整，主要構(gòu)建出三種氫供應(yīng)鏈：在可再生能源或傳統(tǒng)化石能源資源（煤炭、石油、天然氣）富集地區(qū)，大型氫供應(yīng)中心采用就地制氫并直接應(yīng)用，這樣氫儲運的成本幾乎為零；較小的采購商，例如加氫站、建筑和家庭供能等，則需要以區(qū)域內(nèi)短途氫運輸?shù)姆绞焦?；在缺少氫源的地區(qū)，采購商將依賴進(jìn)口或長途氫能運輸網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行儲運。（見圖2）。

預(yù)計到2030年，全球大規(guī)模綠氫生產(chǎn)基地和運輸基礎(chǔ)設(shè)施布局完備，屆時氫可以從澳大利亞、智利或中東等地運送到美國、歐洲、日本等需求中心地區(qū)，儲運成本為有望降低至2-3美元/公斤。低廉的氫獲取成本加上具有經(jīng)濟(jì)性的儲運成本，將促成全球氫能貿(mào)易格局，釋放更多氫能應(yīng)用（例如運輸、化工、冶煉、原料等）的需求（見圖3）。下文將展開討論。

多形式儲運筑成靈活高效的全球氫供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)

氫可以通過三種運輸載體（管道、輪船或卡車）以多種形態(tài)在全球范圍內(nèi)儲運（氫氣、液氫、有機(jī)液態(tài)氫﹝LOHC﹞、氨、甲醇、LNG/LCO2﹝去程運載液化天然氣、回程運載液態(tài)CO2的兩用船﹞和固態(tài)儲氫）。全球各地氫儲運方式需要綜合運輸距離、地理位置和終端應(yīng)用等因素來決策**的儲運解決方案。

對于中短距離運輸，在現(xiàn)有管道的基礎(chǔ)上，經(jīng)改造后輸氫，可實現(xiàn)**的儲運成本（500公里以內(nèi)的管道輸氫成本可低于0.1美元/公斤）。但對于無管道分布或氫需求不穩(wěn)定的地區(qū)，以卡車運輸氫（氣態(tài)或液態(tài)）是最經(jīng)濟(jì)的選擇（每300公里約1.2美元/公斤的儲運成本），根據(jù)最終應(yīng)用及需求規(guī)?？蛇x擇高壓氣態(tài)或低溫液態(tài)方式進(jìn)行儲運。

對于長距離運輸，應(yīng)用新建或改造后的海底輸氫管道進(jìn)行大規(guī)模氫氣運輸，成本比航運**經(jīng)濟(jì)性，但并非適用于所有**和地區(qū)。在沒有管道的情況下，目前主要以液氫、LOHC和氨的形式儲存，并以船實現(xiàn)遠(yuǎn)距離運輸。同時由于三種形態(tài)的儲運成本差距較小，因此**儲運方式取決于目的地的終端應(yīng)用形式、氫氣純度和壓力水平等因素（見圖4）。 

從長遠(yuǎn)來看，氫氣管道運輸是**成本效益的儲運方式，管道輸氫可僅以輸電線路1/8的成本傳輸其10倍的能量。此外，氫氣管道的使用壽命比輸電線路更長，并具有雙重功能，既可以作為綠色能源的傳輸介質(zhì)，也可以作為存儲介質(zhì)。氫氣管道的實際建設(shè)成本由材料、距離、管徑、壓力、社會成本及其他條件決定。部分**和地區(qū)有鼓勵改造天然氣管道的政策，具有一定成本優(yōu)勢。例如，在荷蘭，允許企業(yè)逐步淘汰天然氣應(yīng)用，并在原有的天然氣管道基礎(chǔ)上改造成氫氣管道。

根據(jù)目前的項目來看，陸上氫氣管道的改造成本約為60-120萬美元/公里，新建管道成本約為220-450萬美元/公里；對于海上/海底氫氣管道，根據(jù)新建或改造的具體條件和建設(shè)難度，成本要比陸上管道高出1.3到2.3倍；而短途配送管道由于其較小的管徑和較低的壓力要求，建設(shè)和改造成本比傳輸管道便宜得多（大約只占傳輸管道成本的15%），但只有未來住宅和商業(yè)建筑對氫氣的需求超過天然氣摻氫臨界值（20%）的情況下，短途配送管道的大規(guī)模建設(shè)才具有經(jīng)濟(jì)性。

圖5：氫氣管道對比表

對于長距離的海上運輸，氫氣需要轉(zhuǎn)換成能量密度**的形態(tài)進(jìn)行儲運。目前液氫、LOHC和氨的儲運技術(shù)**有競爭力，成本**的解決方案取決于終端應(yīng)用、純度要求和存儲時間。

如果目的地需要液態(tài)或高純度氫氣，液氫儲運的效率**。與氨和有機(jī)液態(tài)氫相比，液氫無需脫氫或裂解即可轉(zhuǎn)化為氫氣，不僅節(jié)省成本，且無需提純。液氫的主要缺點是體積能量密度相對較低，限制了船運的載氫量，同時儲運過程中會有蒸發(fā)損失。雖然液氫儲運是一種經(jīng)過驗證和商業(yè)化的技術(shù)，但大規(guī)模液氫儲運仍處于試運營階段；氨擁有比液氫**的體積能量密度，因此以氨的形式運輸比液氫儲運**經(jīng)濟(jì)行。但氨后續(xù)裂解成氫

的成本較高，且可分離的氫純度較低。此外，由于氨具有毒性，所以在特定區(qū)域會有儲運限制；液態(tài)有機(jī)儲氫可以應(yīng)用現(xiàn)有的柴油基礎(chǔ)設(shè)施，長期安全儲存氫，且不會發(fā)生損耗。但LOHC的主要缺點是脫氫過程需要大量的熱量，且與液氫和氨相比載氫能力有限。（圖6預(yù)測了2030年從沙特阿拉伯向西歐運輸綠氫的三種儲運成本構(gòu)成情況，包括制氫成本，到岸價格在3-5美元/公斤。）

圖6：從沙特阿拉伯運往歐洲的綠氫成本構(gòu)成

中國將構(gòu)建安全、高效、多元的氫儲運網(wǎng)絡(luò)

目前，我國液氫、有機(jī)液態(tài)儲氫等新型氫儲運技術(shù)還不成熟，仍主要以高壓氣態(tài)形式進(jìn)行氫儲運。當(dāng)前行業(yè)正積極推進(jìn)液氫儲運的示范運行，并進(jìn)行天然氣摻氫、管道輸氫、有機(jī)液體儲運、固體材料儲運等技術(shù)的開發(fā)和布局。

國內(nèi)氫儲運技術(shù)未來的主要發(fā)展方向是推進(jìn)70MPaIV型瓶的標(biāo)準(zhǔn)出臺和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用、氣瓶用碳纖維的自主化、降低氫氣液化能耗和氫氣液化成本、國產(chǎn)民用液氫技術(shù)和裝備的逐步突破。預(yù)計在2025年可以實現(xiàn)70MPaIV型瓶的廣泛使用，初步實現(xiàn)液氫裝備自主化，開展一批液氫存儲示范項目；至2030年，98MPaIV型瓶將實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)，氣瓶成本進(jìn)一步下降，液氫裝備可以實現(xiàn)規(guī)?；a(chǎn)，成本顯著下降，在中遠(yuǎn)距離大規(guī)模儲運方面實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用。遠(yuǎn)期（2050年）氫氣管網(wǎng)將密布于城市、鄉(xiāng)村，車載儲氫將采用**儲氫密度、**安全性的儲氫技術(shù)。

我國“三北”地區(qū)風(fēng)光資源尤其豐富，也是棄風(fēng)棄光率較高的區(qū)域。未來隨著國內(nèi)大循環(huán)的推動、儲運技術(shù)逐步突破及氫能儲運網(wǎng)絡(luò)的持續(xù)布局，三北地區(qū)利用豐富的可再生資源制氫，并通過儲運網(wǎng)絡(luò)輸送到用氫集聚區(qū)，實施“西氫東輸”戰(zhàn)略，不僅解決了東部氫源較少的問題，還將有效提高三北地區(qū)風(fēng)光資源利用率，拓寬全國氫能產(chǎn)業(yè)貿(mào)易市場。