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全球綠氫供應(yīng)趨勢觀察
發(fā)布時間:2022-05-27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)
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。
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。
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