全球氫能產業布局和投資

隨著全球氣候壓力增大以及能源轉型加速,氫能以其清潔,靈活高效和應用場景豐富等優勢受到全球矚目，各國相繼出臺具有實操性的氫能戰略，為氫能發展添油助力。2021年初，國際氫能委員會（Hydrogen Council）與麥肯錫聯合發布《氫能洞察》報告，從全球視角觀察氫能產業的發展趨勢。氫能促進會根據此報告相關內容進行分析研判，并結合國內外情況，帶來全新氫能產業視角，形成全球氫能觀察2021系列研報。本篇為系列研報的**篇，全球氫能產業布局和投資分析，讓我們一起開啟氫能新視野。 

產業發展勢頭強勁，全球有超過200個已宣布的氫能項目

根據國際氫能委員會統計，在全球范圍內，氫能產業鏈目前已有228個已建、在建及規劃項目（見圖1）。其中，有17個是已公開的兆瓦級綠氫生產項目（即>1GW可再生能源和>20萬噸/年的低碳氫產能項目），主要分布在歐洲、澳大利亞、亞洲、中東、智利等**和地區

                                                         圖1：全球氫能產業鏈項目 

到2030年，全球氫能投資將超過3000億美元

根據全球氫能項目公告、實現各國政府生產目標所需的投資、支出等數據預測，到2030年，全球氫能產業鏈的投資總量將超過3000億美元——相當于全球能源投資的1.4%。鑒于氫能產業仍處于早期發展階段，這些投資中的絕大多數(75%)未公布投資總額。預計到2030年全球將有800億美元的成熟投資，其中包括處于規劃階段的450億美元，和已承諾的項目或在建、已投產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（按階段劃分）

全球綠氫供應趨勢觀察

氫能作為實現“碳中和”戰略的重要組成部分，備受全球主要**和地區的青睞，雖然可再生能源水電解制氫設備現階段只占全球氫氣產量的4%左右，但潛力巨大，將引領水電解制氫行業未來方向。CCTC?2021年初，國際氫能委員會（Hydrogen Council）與麥肯錫聯合發布《氫能洞察》報告，從全球視角觀察氫能產業的發展趨勢。氫能促進會根據此報告相關內容進行分析研判，并結合國內外情況，帶來全新氫能產業視角，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成本正以超預期的速度快速下降。進入2021年，全球氫能產業發展速度的提升，也使得我們對綠氫生產成本有了**的預期。

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化度電成本（LCOE）正在下降。電費成本是水電解制氫成本構成的主要部分，占比達到60-70%。由于全球范圍內可再生能源的大規模應用，可再生能源的成本將持續降低，到2030年，光伏發電成本預計將下降25%至0.1元/kWh，陸上風電成本下降50%至0.2元/kWh，海上風電成本有望下降33%。全球來看，預計資源**的地區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。預計到2030年，電解槽成本將顯著下降——系統級（包括電解槽、電源和整流器、干燥/凈化、壓縮設備）約下降至200-250美元/千瓦。由于電解槽供應鏈規模的加速發展，對比去年成本的預測大幅降低了30-50%，近期多家電解槽制造商已宣布產能擴大計劃，總計將新增超過3GW的電解槽生產產能。同時，大型綜合可再生能源水電解制氫設備項目的電解槽利用率水平正逐步提高。這種表現主要受生產集中化、可再生能源（例如陸上風能和太陽能光伏）耦合和系統集成優化（例如，為了優化利用而擴大可再生能源裝機量與電解槽產能）的推動。

三是技術進步帶來成本下降。當前電解水制氫設備效率約為55kWh/kg氫氣（即生產1立方氫需要約4.5度電）；隨著制氫項目**規模化、**秀的制造工藝、以及**的質量品控，輔以在其他環節技術和材料的優化（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1立方氫需要約3.7度電），同時由于材料及催化劑的優 化，設備折舊、其他原材料成本也有望降低50%以上，從而推動綠氫生產成本持續下降。（見圖1）

全球綠氫規模效應逐漸顯現

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。從綠氫產能來看，全球規劃中的吉瓦級綠氫項目產能合計144.1GW，其中歐洲和澳大利亞占了接近93%，處于**領先。按照之前歐盟提出的2024年電解槽規模達6GW、2030年達40GW的目標來看，現有規劃中的綠氫項目如能順利投產則將大幅超額達標。

隨著全球綠氫項目的快速擴張，產業規模化效應將逐漸顯現。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）、壓縮設備（壓縮至30巴）等核心設備的投資成本預計將從目前的1120美元/kW下降至230美元/kW。同時設備運輸、安裝和裝配（電網連接）、建筑成本（用于室內安裝）以及項目開發、現場服務和試運行等間接成本也將隨著行業規模化發展而有所下降。綠氫項目投資的總成本中還包括融資成本，符合項目加權平均資本成本(WACC)要求的邊際收益應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%。

當前國內電解水制氫總產能約為70萬噸，市場投資總額約38.5億元。預計2025-2030年，制氫技術將以堿性水電解制氫、PEM制氫技術為主，電解槽綜合成本在技術創新、規模化發展下逐漸降至5000元/kW，2025年國內電解水制氫總產量將達到300萬噸，市場投資額約為1022億元；到2030年，國內電解槽總容量將達到75GW，投資額增長至3750億元。

2030年前綠氫將實現與灰氫同價

灰氫和藍氫的碳排成本，是加速綠氫與灰氫同價的重要因素之一。如引入碳排成本，綠氫或將在2028年實現與灰氫同價。假設到2030年碳排成本增長至為50美元/噸（二氧化碳當量），2040年150美元/噸，2050年300美元/噸，可將綠氫與灰氫實現同價的時間提前至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年實現與灰氫同價。在可再生能源和天然氣資源都一般的地區（例如，德國），可能會在2032年實現綠氫與灰氫同價。到2034年，可再生能源和天然氣資源均豐富的地區（例如，美國部分地區）可實現綠氫與灰氫同價。（見圖2）。

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

例如中歐的海上風電制氫項目（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性**，擁有低成本可再生能源的地區，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，兩類項目也可以應用風光耦合或通過集成設計來優化制氫系統，在可再生能源產能過剩導致的電量損失和電力減少導致的制氫系統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光資源充足的**將從這種綜合資源優勢中受益（見圖3）。

國內方面，在現階段約97%的氫氣都是由化石能源制氫或副產氫獲得，為實現碳減排和化石能源替代的目標，后續應主要發展藍氫和綠氫，并逐步替代灰氫。發展藍氫是我國獨有的競爭優勢，但采用CCUS的化石能源制氫及副產氫最多只能降低80%碳排放，可作為灰氫向綠氫的過渡階段。

未來十年我國風電、光伏每年新增裝機規模預計分別在5000萬千瓦和7000萬千瓦左右，可再生能源發電成本將進一步下降，到2030年綠氫潛在產能預計可以超過400萬噸。國內電解水制氫設備方面，隨著技術發展和自主化的提升、電解槽生產規模擴大以及自動化水平提高，到2030年電解水制氫設備的固定成本有望降低50-60%。

根據氫促會預測，在“十四五”期間，我國將在積極利用工業副產氫的同時，大力發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，國內電解水制氫規模將達到75GW左右，氫氣平均制備成本15元/kg左右；遠期到2050年，我國將以可再生能源發電制氫為主，副產氫、化石能源制氫配合CCUS技術、生物制氫和太陽能光催化分解水制氫等技術為有效補充，氫氣平均制備成本降至10元/kg。

全球氫儲運與供應鏈發展趨勢觀察

今年6月，中國石油啟動國內最長氫氣運輸管道項目建設（定州-高碑店145公里），設計輸氫量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“動脈”的建設正在加速，助推全球產業發展邁進快速發展時代。本篇為全球氫能觀察2021系列研報的第三篇——全球氫儲運與供應鏈發展趨勢觀察，以當前氫能供應鏈形式、多種儲運方式成本對比及各情景下儲運網絡發展為視角，對未來全球氫能儲運發展趨勢進行梳理，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

隨著氫能產業規模的不斷提升，氫儲存、配送、運輸在整個氫供應鏈中的重要性日益凸顯。當前國際間的氫供應網絡，是由于各國及地區可再生能源稟賦及利用率、傳統化石能源（天然氣、煤炭、石油等）對外依存度、現有基礎設施及其建造的便利性和時效性、土地使用限制（危化品管制）等差異導致的氫供應成本不均，迫使部分用氫需求較大、但氫供應成本過高的**和地區（如歐洲、韓國、日本及我國部分地區）采取從供應成本較低的**和地區進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

受全球各地區氫源稟賦不同，氫應用規模大小、形式各異等因素影響，氫儲運可根據實際情況靈活調整，主要構建出三種氫供應鏈：在可再生能源或傳統化石能源資源（煤炭、石油、天然氣）富集地區，大型氫供應中心采用就地制氫并直接應用，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，則需要以區域內短途氫運輸的方式供氫；在缺少氫源的地區，采購商將依賴進口或長途氫能運輸網絡進行儲運。（見圖2）。

預計到2030年，全球大規模綠氫生產基地和運輸基礎設施布局完備，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，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濟性的儲運成本，將促成全球氫能貿易格局，釋放更多氫能應用（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網絡

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

對于中短距離運輸，在現有管道的基礎上，經改造后輸氫，可實現**的儲運成本（500公里以內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定的地區，以卡車運輸氫（氣態或液態）是最經濟的選擇（每300公里約1.2美元/公斤的儲運成本），根據最終應用及需求規模可選擇高壓氣態或低溫液態方式進行儲運。

對于長距離運輸，應用新建或改造后的海底輸氫管道進行大規模氫氣運輸，成本比航運**經濟性，但并非適用于所有**和地區。在沒有管道的情況下，目前主要以液氫、LOHC和氨的形式儲存，并以船實現遠距離運輸。同時由于三種形態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用形式、氫氣純度和壓力水平等因素（見圖4）。 

從長遠來看，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，也可以作為存儲介質。氫氣管道的實際建設成本由材料、距離、管徑、壓力、社會成本及其他條件決定。部分**和地區有鼓勵改造天然氣管道的政策，具有一定成本優勢。例如，在荷蘭，允許企業逐步淘汰天然氣應用，并在原有的天然氣管道基礎上改造成氫氣管道。

根據目前的項目來看，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，根據新建或改造的具體條件和建設難度，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模建設才具有經濟性。

圖5：氫氣管道對比表

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

如果目的地需要液態或高純度氫氣，液氫儲運的效率**。與氨和有機液態氫相比，液氫無需脫氫或裂解即可轉化為氫氣，不僅節省成本，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損失。雖然液氫儲運是一種經過驗證和商業化的技術，但大規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**經濟行。但氨后續裂解成氫

的成本較高，且可分離的氫純度較低。此外，由于氨具有毒性，所以在特定區域會有儲運限制；液態有機儲氫可以應用現有的柴油基礎設施，長期安全儲存氫，且不會發生損耗。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成

中國將構建安全、高效、多元的氫儲運網絡

目前，我國液氫、有機液態儲氫等新型氫儲運技術還不成熟，仍主要以高壓氣態形式進行氫儲運。當前行業正積極推進液氫儲運的示范運行，并進行天然氣摻氫、管道輸氫、有機液體儲運、固體材料儲運等技術的開發和布局。

國內氫儲運技術未來的主要發展方向是推進70MPaIV型瓶的標準出臺和產業化應用、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、國產民用液氫技術和裝備的逐步突破。預計在2025年可以實現70MPaIV型瓶的廣泛使用，初步實現液氫裝備自主化，開展一批液氫存儲示范項目；至2030年，98MPaIV型瓶將實現規模化生產，氣瓶成本進一步下降，液氫裝備可以實現規模化生產，成本顯著下降，在中遠距離大規模儲運方面實現規模化應用。遠期（2050年）氫氣管網將密布于城市、鄉村，車載儲氫將采用**儲氫密度、**安全性的儲氫技術。

我國“三北”地區風光資源尤其豐富，也是棄風棄光率較高的區域。未來隨著國內大循環的推動、儲運技術逐步突破及氫能儲運網絡的持續布局，三北地區利用豐富的可再生資源制氫，并通過儲運網絡輸送到用氫集聚區，實施“西氫東輸”戰略，不僅解決了東部氫源較少的問題，還將有效提高三北地區風光資源利用率，拓寬全國氫能產業貿易市場。