全球氢能产业布局和投资

随着全球气候压力增大以及能源转型加速,氢能以其清洁,灵活高效和应用场景丰富等优势受到全球瞩目，各国相继出台具有实操性的氢能战略，为氢能发展添油助力。2021年初，国际氢能委员会（Hydrogen Council）与麦肯锡联合发布《氢能洞察》报告，从全球视角观察氢能产业的发展趋势。氢能促进会根据此报告相关内容进行分析研判，并结合国内外情况，带来全新氢能产业视角，形成全球氢能观察2021系列研报。本篇为系列研报的**篇，全球氢能产业布局和投资分析，让我们一起开启氢能新视野。 

产业发展势头强劲，全球有超过200个已宣布的氢能项目

根据国际氢能委员会统计，在全球范围内，氢能产业链目前已有228个已建、在建及规划项目（见图1）。其中，有17个是已公开的兆瓦级绿氢生产项目（即>1GW可再生能源和>20万吨/年的低碳氢产能项目），主要分布在欧洲、澳大利亚、亚洲、中东、智利等**和地区

                                                         图1：全球氢能产业链项目 

到2030年，全球氢能投资将超过3000亿美元

根据全球氢能项目公告、实现各国政府生产目标所需的投资、支出等数据预测，到2030年，全球氢能产业链的投资总量将超过3000亿美元——相当于全球能源投资的1.4%。鉴于氢能产业仍处于早期发展阶段，这些投资中的绝大多数(75%)未公布投资总额。预计到2030年全球将有800亿美元的成熟投资，其中包括处于规划阶段的450亿美元，和已承诺的项目或在建、已投产或已投入运营的项目380亿美元（见图2）。

                                                                                    图2：已公布投资明细（按阶段划分）

全球绿氢供应趋势观察

氢能作为实现“碳中和”战略的重要组成部分，备受全球主要**和地区的青睐，虽然可再生能源水电解制氢设备现阶段只占全球氢气产量的4%左右，但潜力巨大，将引领水电解制氢行业未来方向。CCTC®2021年初，国际氢能委员会（Hydrogen Council）与麦肯锡联合发布《氢能洞察》报告，从全球视角观察氢能产业的发展趋势。氢能促进会根据此报告相关内容进行分析研判，并结合国内外情况，带来全新氢能产业视角，形成全球氢能观察2021系列研报。本篇为系列研报的第二篇，全球绿氢供应趋势观察，让我们一起开启氢能新视野。

三大因素促绿氢成本快速下降

可再生能源水电解制氢的生产成本正以超预期的速度快速下降。进入2021年，全球氢能产业发展速度的提升，也使得我们对绿氢生产成本有了**的预期。

目前主要有三个因素正在推动绿氢成本的加速下降。一是可再生能源平准化度电成本（LCOE）正在下降。电费成本是水电解制氢成本构成的主要部分，占比达到60-70%。由于全球范围内可再生能源的大规模应用，可再生能源的成本将持续降低，到2030年，光伏发电成本预计将下降25%至0.1元/kWh，陆上风电成本下降50%至0.2元/kWh，海上风电成本有望下降33%。全球来看，预计资源**的地区度电成本下降幅度最大，包括西班牙、智利和中东等地。

二是电解槽成本正在加速下降。预计到2030年，电解槽成本将显著下降——系统级（包括电解槽、电源和整流器、干燥/净化、压缩设备）约下降至200-250美元/千瓦。由于电解槽供应链规模的加速发展，对比去年成本的预测大幅降低了30-50%，近期多家电解槽制造商已宣布产能扩大计划，总计将新增超过3GW的电解槽生产产能。同时，大型综合可再生能源水电解制氢设备项目的电解槽利用率水平正逐步提高。这种表现主要受生产集中化、可再生能源（例如陆上风能和太阳能光伏）耦合和系统集成优化（例如，为了优化利用而扩大可再生能源装机量与电解槽产能）的推动。

三是技术进步带来成本下降。当前电解水制氢设备效率约为55kWh/kg氢气（即生产1立方氢需要约4.5度电）；随着制氢项目**规模化、**秀的制造工艺、以及**的质量品控，辅以在其他环节技术和材料的优化（如更薄的隔膜、**效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电解槽的效率有望降低至40kWh/kg氢气（即生产1立方氢需要约3.7度电），同时由于材料及催化剂的优 化，设备折旧、其他原材料成本也有望降低50%以上，从而推动绿氢生产成本持续下降。（见图1）

全球绿氢规模效应逐渐显现

全球已有约70个在建中的绿氢项目，其中吉瓦级项目22个，主要分布在欧洲（11个）和澳大利亚（7个），中东和南美也有巨大潜力。从绿氢产能来看，全球规划中的吉瓦级绿氢项目产能合计144.1GW，其中欧洲和澳大利亚占了接近93%，处于**领先。按照之前欧盟提出的2024年电解槽规模达6GW、2030年达40GW的目标来看，现有规划中的绿氢项目如能顺利投产则将大幅超额达标。

随着全球绿氢项目的快速扩张，产业规模化效应将逐渐显现。到2030年，可再生能源制氢项目中电解槽、电源和整流器、干燥/净化（99.9%纯度）、压缩设备（压缩至30巴）等核心设备的投资成本预计将从目前的1120美元/kW下降至230美元/kW。同时设备运输、安装和装配（电网连接）、建筑成本（用于室内安装）以及项目开发、现场服务和试运行等间接成本也将随着行业规模化发展而有所下降。绿氢项目投资的总成本中还包括融资成本，符合项目加权平均资本成本(WACC)要求的边际收益应与其他资本支出要素成比例，例如，将WACC从7%降低到5%将使项目的总体投资成本减少近20%。

当前国内电解水制氢总产能约为70万吨，市场投资总额约38.5亿元。预计2025-2030年，制氢技术将以碱性水电解制氢、PEM制氢技术为主，电解槽综合成本在技术创新、规模化发展下逐渐降至5000元/kW，2025年国内电解水制氢总产量将达到300万吨，市场投资额约为1022亿元；到2030年，国内电解槽总容量将达到75GW，投资额增长至3750亿元。

2030年前绿氢将实现与灰氢同价

灰氢和蓝氢的碳排成本，是加速绿氢与灰氢同价的重要因素之一。如引入碳排成本，绿氢或将在2028年实现与灰氢同价。假设到2030年碳排成本增长至为50美元/吨（二氧化碳当量），2040年150美元/吨，2050年300美元/吨，可将绿氢与灰氢实现同价的时间提前至2028年至2034年。确切的时间将取决于各地资源禀赋和政策要求。

在拥有**可再生资源但天然气成本较高的**（例如智利），绿氢最早将在2028年实现与灰氢同价。在可再生能源和天然气资源都一般的地区（例如，德国），可能会在2032年实现绿氢与灰氢同价。到2034年，可再生能源和天然气资源均丰富的地区（例如，美国部分地区）可实现绿氢与灰氢同价。（见图2）。

综上所述，对比2020年国际氢能委员会的预测，以上这些因素将共同推动绿氢成本预测曲线在平均成本区间降低20%，在**成本区间降低30%。

例如中欧的海上风电制氢项目（或同类普通资源的绿氢项目），制氢成本将从2020年的5.4美元/公斤下降到2030年的2.3美元/公斤，其中LCOE的下降对绿氢成本的影响最大。由于电力成本的相关性**，拥有低成本可再生能源的地区，绿氢降本趋势也将更快。而例如中东的光伏制氢项目（或同类低成本可再生能源制绿氢项目），到2030年，制氢成本将下降到1.5美元/公斤。在这种情况下，与海上风电制氢项目相比，电解槽投资成本的下降对推动绿氢成本下降的影响**。

同时，两类项目也可以应用风光耦合或通过集成设计来优化制氢系统，在可再生能源产能过剩导致的电量损失和电力减少导致的制氢系统低利用率之间取得平衡。如澳大利亚、智利或沙特阿拉伯等风光资源充足的**将从这种综合资源优势中受益（见图3）。

国内方面，在现阶段约97%的氢气都是由化石能源制氢或副产氢获得，为实现碳减排和化石能源替代的目标，后续应主要发展蓝氢和绿氢，并逐步替代灰氢。发展蓝氢是我国独有的竞争优势，但采用CCUS的化石能源制氢及副产氢最多只能降低80%碳排放，可作为灰氢向绿氢的过渡阶段。

未来十年我国风电、光伏每年新增装机规模预计分别在5000万千瓦和7000万千瓦左右，可再生能源发电成本将进一步下降，到2030年绿氢潜在产能预计可以超过400万吨。国内电解水制氢设备方面，随着技术发展和自主化的提升、电解槽生产规模扩大以及自动化水平提高，到2030年电解水制氢设备的固定成本有望降低50-60%。

根据氢促会预测，在“十四五”期间，我国将在积极利用工业副产氢的同时，大力发展可再生能源电解水制氢示范，氢气平均制备成本降至20元/kg；到2030年，国内电解水制氢规模将达到75GW左右，氢气平均制备成本15元/kg左右；远期到2050年，我国将以可再生能源发电制氢为主，副产氢、化石能源制氢配合CCUS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术为有效补充，氢气平均制备成本降至10元/kg。

全球氢储运与供应链发展趋势观察

今年6月，中国石油启动国内最长氢气运输管道项目建设（定州-高碑店145公里），设计输氢量10万吨/年；而在此前，由日本川崎重工建造的全球首艘液氢运输船“SUISOFRONTIER（氢先锋号）”于今年5月24日在神户市面向媒体公开，该船单次航行可运输1250立方米的液化氢，同时计划在今年内开启从澳大利亚到日本的试运输项目；与此同时，在世界的另一端，挪威也致力在本国西海岸建立一条氢供应链，以船舶为运输工具向加氢站供氢。

由上不难看出，各国氢能供应“动脉”的建设正在加速，助推全球产业发展迈进快速发展时代。本篇为全球氢能观察2021系列研报的第三篇——全球氢储运与供应链发展趋势观察，以当前氢能供应链形式、多种储运方式成本对比及各情景下储运网络发展为视角，对未来全球氢能储运发展趋势进行梳理，让我们一起开启氢能新视野。

未来全球氢储运成本或低于2-3美元/公斤

随着氢能产业规模的不断提升，氢储存、配送、运输在整个氢供应链中的重要性日益凸显。当前国际间的氢供应网络，是由于各国及地区可再生能源禀赋及利用率、传统化石能源（天然气、煤炭、石油等）对外依存度、现有基础设施及其建造的便利性和时效性、土地使用限制（危化品管制）等差异导致的氢供应成本不均，迫使部分用氢需求较大、但氢供应成本过高的**和地区（如欧洲、韩国、日本及我国部分地区）采取从供应成本较低的**和地区进口氢来满足自身需求。（见图1）。

                                                                                    图1：全球氢资源及需求中心分布

受全球各地区氢源禀赋不同，氢应用规模大小、形式各异等因素影响，氢储运可根据实际情况灵活调整，主要构建出三种氢供应链：在可再生能源或传统化石能源资源（煤炭、石油、天然气）富集地区，大型氢供应中心采用就地制氢并直接应用，这样氢储运的成本几乎为零；较小的采购商，例如加氢站、建筑和家庭供能等，则需要以区域内短途氢运输的方式供氢；在缺少氢源的地区，采购商将依赖进口或长途氢能运输网络进行储运。（见图2）。

预计到2030年，全球大规模绿氢生产基地和运输基础设施布局完备，届时氢可以从澳大利亚、智利或中东等地运送到美国、欧洲、日本等需求中心地区，储运成本为有望降低至2-3美元/公斤。低廉的氢获取成本加上具有经济性的储运成本，将促成全球氢能贸易格局，释放更多氢能应用（例如运输、化工、冶炼、原料等）的需求（见图3）。下文将展开讨论。

多形式储运筑成灵活高效的全球氢供应网络

氢可以通过三种运输载体（管道、轮船或卡车）以多种形态在全球范围内储运（氢气、液氢、有机液态氢﹝LOHC﹞、氨、甲醇、LNG/LCO2﹝去程运载液化天然气、回程运载液态CO2的两用船﹞和固态储氢）。全球各地氢储运方式需要综合运输距离、地理位置和终端应用等因素来决策**的储运解决方案。

对于中短距离运输，在现有管道的基础上，经改造后输氢，可实现**的储运成本（500公里以内的管道输氢成本可低于0.1美元/公斤）。但对于无管道分布或氢需求不稳定的地区，以卡车运输氢（气态或液态）是最经济的选择（每300公里约1.2美元/公斤的储运成本），根据最终应用及需求规模可选择高压气态或低温液态方式进行储运。

对于长距离运输，应用新建或改造后的海底输氢管道进行大规模氢气运输，成本比航运**经济性，但并非适用于所有**和地区。在没有管道的情况下，目前主要以液氢、LOHC和氨的形式储存，并以船实现远距离运输。同时由于三种形态的储运成本差距较小，因此**储运方式取决于目的地的终端应用形式、氢气纯度和压力水平等因素（见图4）。 

从长远来看，氢气管道运输是**成本效益的储运方式，管道输氢可仅以输电线路1/8的成本传输其10倍的能量。此外，氢气管道的使用寿命比输电线路更长，并具有双重功能，既可以作为绿色能源的传输介质，也可以作为存储介质。氢气管道的实际建设成本由材料、距离、管径、压力、社会成本及其他条件决定。部分**和地区有鼓励改造天然气管道的政策，具有一定成本优势。例如，在荷兰，允许企业逐步淘汰天然气应用，并在原有的天然气管道基础上改造成氢气管道。

根据目前的项目来看，陆上氢气管道的改造成本约为60-120万美元/公里，新建管道成本约为220-450万美元/公里；对于海上/海底氢气管道，根据新建或改造的具体条件和建设难度，成本要比陆上管道高出1.3到2.3倍；而短途配送管道由于其较小的管径和较低的压力要求，建设和改造成本比传输管道便宜得多（大约只占传输管道成本的15%），但只有未来住宅和商业建筑对氢气的需求超过天然气掺氢临界值（20%）的情况下，短途配送管道的大规模建设才具有经济性。

图5：氢气管道对比表

对于长距离的海上运输，氢气需要转换成能量密度**的形态进行储运。目前液氢、LOHC和氨的储运技术**有竞争力，成本**的解决方案取决于终端应用、纯度要求和存储时间。

如果目的地需要液态或高纯度氢气，液氢储运的效率**。与氨和有机液态氢相比，液氢无需脱氢或裂解即可转化为氢气，不仅节省成本，且无需提纯。液氢的主要缺点是体积能量密度相对较低，限制了船运的载氢量，同时储运过程中会有蒸发损失。虽然液氢储运是一种经过验证和商业化的技术，但大规模液氢储运仍处于试运营阶段；氨拥有比液氢**的体积能量密度，因此以氨的形式运输比液氢储运**经济行。但氨后续裂解成氢

的成本较高，且可分离的氢纯度较低。此外，由于氨具有毒性，所以在特定区域会有储运限制；液态有机储氢可以应用现有的柴油基础设施，长期安全储存氢，且不会发生损耗。但LOHC的主要缺点是脱氢过程需要大量的热量，且与液氢和氨相比载氢能力有限。（图6预测了2030年从沙特阿拉伯向西欧运输绿氢的三种储运成本构成情况，包括制氢成本，到岸价格在3-5美元/公斤。）

图6：从沙特阿拉伯运往欧洲的绿氢成本构成

中国将构建安全、高效、多元的氢储运网络

目前，我国液氢、有机液态储氢等新型氢储运技术还不成熟，仍主要以高压气态形式进行氢储运。当前行业正积极推进液氢储运的示范运行，并进行天然气掺氢、管道输氢、有机液体储运、固体材料储运等技术的开发和布局。

国内氢储运技术未来的主要发展方向是推进70MPaIV型瓶的标准出台和产业化应用、气瓶用碳纤维的自主化、降低氢气液化能耗和氢气液化成本、国产民用液氢技术和装备的逐步突破。预计在2025年可以实现70MPaIV型瓶的广泛使用，初步实现液氢装备自主化，开展一批液氢存储示范项目；至2030年，98MPaIV型瓶将实现规模化生产，气瓶成本进一步下降，液氢装备可以实现规模化生产，成本显著下降，在中远距离大规模储运方面实现规模化应用。远期（2050年）氢气管网将密布于城市、乡村，车载储氢将采用**储氢密度、**安全性的储氢技术。

我国“三北”地区风光资源尤其丰富，也是弃风弃光率较高的区域。未来随着国内大循环的推动、储运技术逐步突破及氢能储运网络的持续布局，三北地区利用丰富的可再生资源制氢，并通过储运网络输送到用氢集聚区，实施“西氢东输”战略，不仅解决了东部氢源较少的问题，还将有效提高三北地区风光资源利用率，拓宽全国氢能产业贸易市场。