近年来,随着全球应对气候变化带来的减排压力,绿氢逐渐得到了各国重视。目前,美国、日本、欧盟等30多个国家或地区陆续公布了绿色氢能发展战略。长远来看,氢能是新能源领域少有的兼具确定性与颠覆性的万亿级赛道,亦有可能是最大的能源变革机遇。

全球氢能产业现状

一、全球氢能需求及应用现状

根据国际能源署发布的《全球氢能回顾2022》报告显示,全球氢能需求正在增长,关键应用领域需求正在提升。2021年,全球氢能需求增长5%,达到9400万吨,超过2019年的9100万吨,约占全球终端能源消费总量的2.5%。

全球氢气需求的增长主要来自炼油和工业等传统应用领域。2021年随着全球经济复苏,精炼石油产品需求恢复,炼油行业氢气需求加快恢复,需求量约4000万吨,同比增长5.3%。与此同时,氢气的应用场景不断拓宽,在新兴领域的应用飞速发展。例如,氢燃料电池除应用在车辆上,在航运领域、民用无人机领域也有成熟应用。随着氢能各种技术成本的下降,国际氢能委员会预计,到2030年,氢气可能成为20多种应用场景中最具竞争力的低碳解决方案,主要包括长途卡车运输、航运、炼油和钢铁冶金等。

二、全球氢能产业政策及规划现状

目前全球已有30多个国家推出氢战略、制定氢能发展路线图。日本早在2017年就推出了《基本氢能战略》,计划在2030年形成30万吨/年的供应能力,建设加氢站900座。之后,韩国、欧洲国家以及美国也已相继推出氢战略/氢能发展路线图,支持氢能产业的发展。以欧洲为例,2020年4月,荷兰正式发布国家级氢能政策,计划到2025年建设50个加氢站、投放15000辆燃料电池汽车和3000辆重型汽车,到2030年投放30万辆燃料电池汽车。

2020年6月,德国政府正式通过了国家氢能源战略,为清洁能源未来的生产、运输、使用和相关创新,制定了行动框架。2020年7月,欧盟发布了《欧盟氢能战略》和《欧盟能源系统整合策略》,希望借此为欧盟设置新的清洁能源投资议程,以达成在2050年实现碳中和的目标,同时在相关领域创造就业,进一步刺激欧盟在新冠疫情后的经济复苏。全球主要国家氢能发展战略规划详见下页表1。

绿氢经济性分析

目前,全球约98%的氢能是通过碳密集型方法,即使用天然气或煤为原料生产的（即灰氢）。全球其余2%的氢能则通过电解水方式生产。绿氢的占比如此之低,主要原因是制取成本偏高。各类主要制氢技术的经济性和碳排放情况见下页表2。

由表2可见,利用光伏风电等可再生能源的弃电造氢,在碳排放量方面虽然具有绝对优势,但综合来看现阶段绿氢生产的经济性相比灰氢、蓝氢并不突出。

更大的槽体、更优质的制造工艺,以及技术环节的精进和材料的优化降低电解槽的投资成本；第二,随着电解槽年工作时间的延长,折旧和其他固定成本将摊薄,制氢成本随之下降。当电解槽年工作时长从2000小时提升至8000小时后,单位氢气成本平均降低30%以上。

绿氢的运输、储存、加注

除上游生产环节,中游的运输、储存、加注环节也是氢能产业链整体发展的重要环节,加储运环节是目前限制终端氢气平价应用的另一重要因素。以2020年中国灰氢和绿氢的终端成本为例,成本结构如下图所示。

由图可见,由于光伏、风电大多在较为偏远的地区,产生的绿氢要加以应用,必然需要运输到工业中心等氢能需求较大的地方。然而,目前各国的氢能源车载运输、氢能管道等基础设施还不完善,加氢站数量也相对有限,氢气的储存和运输面临如下挑战。

一、氢气存储难度大

氢气由于重量轻、原子半径小、性能活泼、稳定性差（泄露后易发生燃烧和爆炸）,存储和运输难度较大。按氢气状态可以分为气态、液态和固体3种储存方式。目前工业上最可行的规模化储存和运输方法只有高压气态储氢和低温液态储氢。高压气态储氢技术成熟,设备结构简单,成本相对较低,但单位质量储氢密度低,运输成本高,有泄漏和爆炸的安全隐患。低温液态储氢具有储氢密度高、储存容积小等优势,但液化过程耗能大且储存容器需绝热性能良好,成本高昂。

近年来固态合金储氢和有机液态储氢相关技术的开发也备受关注,其中固态储氢技术被认为是最有发展前景的一种氢气储存方式。固态储氢是通过化学反应或物理吸附将氢气储存于固态材料中,优点突出,包括：储氢工作压力不高,安全性强使用寿命长；放氢纯度高,有利于提高燃料电池的工作效率和使用寿命；系统体积小储氢密度大,结构紧凑；再充氢压力低,充氢方便,但也存在着储存材料价格高昂、储存释放条件苛刻的问题。

二、氢能运输制约

运输是氢气从制氢厂到终端使用的重要环节,也是成本的重要组成部分。氢气可以以气态、液态和固态3种形态进行运输。我国主要以气态运输为主,可选择长管拖车和管道运输2种方式。其中长管拖运技术成熟,通常在近距离时采用；管道运输则适合大规模、长距离运输,运输效率高,能耗较小,但一次性建设投入较高,国内目前输氢管道较少；液态采用槽车运输,适合中远距离和较大量运输,该运输方式在液化过程中能耗较大,设备要求也较高,国内主要用于航天及军事,在日、美等国应用较为广泛；固态氢气通过轻质储氢材料可以实现高密度高安全运输,提高单车运输量和运输安全性,目前仍处于试验开发阶段。

经测算,在0-1000km范围内管道运输的成本最低；运输距离在250km内,使用长管拖车运输成本低于液氢槽车；超过250km则使用液氢槽车更具成本优势。要降低氢的运输成本、提高氢能经济性,还有待相关科技创新和技术攻关进一步突破。

三、加氢站造价偏高

截至2022年底,全球共有814座加氢站,分布在37个国家和地区。在2017—2022年间,全球加氢站保有量从328座增长到814座。加氢站数量未能实现爆发式增长,主要原因之一是建设成本偏高。

根据氢气的储存状态,加氢站可分为高压氢气加氢站和液氢加氢站。高压氢气加氢站主要由压缩系统、储氢系统和加注系统组成,由于市场上缺乏大量成熟量产的加氢站设备厂商,当前设备费用占比较高。目前一座常见的高压氢气加氢站的造价约为1500万元。据专家推测,未来加氢站仍有30%—40%的降本空间。随着未来需求的增加和加氢站的推广,加氢环节的关键设备有望实现国产化,氢能商业化的经济性将逐步提升。

绿氢发展未来趋势

未来想要让绿氢变得平价,有以下几种途径。

一是电解设备成本下降。在绿氢项目建设的一次性投入中,电解槽成本平均都是数千万级的投入。如果电解槽设备技术进步,如关键材料的突破以及量产带来的规模效应,都可以使初始设备投入成本和维护成本下降。

二是制氢电价下降。如前文所言,电解水制氢的成本有超过50%是电价。过去10年,全球光伏度电成本已经下降超过85%,随着风光电产业进一步发展,发电成本在未来10年仍有下降的空间。

三是碳价上升的正外部性。在碳配额交易形成后,企业有动力为了避免购买碳排放指标而降低碳排放。以国外为参考,在过去10年里发达国家的碳价普遍上升了4—5倍。

四是制加氢一体的商业化运营,在市场未完全成熟时,通过内部化降低交易成本。

随着“双碳”政策的不断推进和深化,新能源,尤其是光伏、风电等,电力成本的降低,氢能应用市场的逐渐成熟,市场对氢气的需求将呈爆发式增长,虽然传统的化石原料所生产的“灰氢”在中短期内仍将占据市场主流,但通过绿色电力来电解水制氢将是未来低碳经济的主流方向,具有减碳属性,有利于碳中和战略目标的实现。“绿氢”成本也必将随着氢能的推广和技术的进步下降到可接受的水平,电解水制氢会成为氢气的主要来源。

据国际氢能委员会预测,碱式和PEM的成本都将在2035年左右低于灰氢,电解水制氢成本有望在2035年左右实现与灰氢平价,到2050年,绿氢将具有明显的竞争优势。在实现净零排放的情况下,2050年氢能在全球能源消费结构中所占比重将达22%。同时,要实现净零排放目标,氢能全产业链到2030年就需要有7000亿美元的直接投资,这意味着未来氢能有望成为万亿美元级别的大市场。