我国领跑全球氢能行业引领绿色发展

  电解槽技术发展迅猛投资活跃
  [中国石油新闻中心2024-10-22]氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的清洁能源，近年来在全球范围内受到了广泛关注。10月初，国际能源署（IEA）发布报告《全球氢能评论2024》（以下简称报告）。报告指出，目前，氢能已经在技术突破、产业链构建、政策支持等方面取得了显著进展，同时在多个领域得到了广泛应用，展现出巨大的发展潜力和广阔的市场前景，但也在成本、技术、基础设施及政策方面面临一些挑战。
  氢能需求仍集中在炼化行业
  低排放氢能供应缺口较大
  报告指出，全球氢气需求量在2023年已超过9700万吨，并有望在2024年接近1亿吨。其中，中国是全球最大的氢气需求区域，占全球需求的29%，之后依次是美国（16%）、中东（14%）、印度（9%）和欧洲（8%）。从行业看，氢能需求长期主要集中在炼油化工业。而在重工业、长途运输和储能等其他领域，尽管需求增速较快，但依然仅占全部需求的不到1%。
  当前，氢能生产的主要方式包括化石能源重整制氢、电解水制氢以及新兴的自然氢和生物质制氢等。其中，化石能源重整制氢仍是主流技术，但这种方法会排放相对较多的二氧化碳。因此，化石燃料制氢过程中，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的应用正在逐步增长，以降低生产过程中的碳排放。在电解水制氢方面，随着可再生能源如太阳能和风能的快速发展，利用这些可再生能源产生的电力进行电解水制氢备受关注。电解槽是电解水制氢的核心设备，近期因技术进步和成本降低得到快速发展。报告指出，特别是PEM（质子交换膜）电解槽和AEM（阴离子交换膜）电解槽，因其高效、灵活的特点，成为未来发展的重要方向。然而，这些新型电解槽的稳定性和耐用性仍需进一步验证和优化。目前，自然氢和生物质制氢技术成熟度较低。
  目前，全球氢能产量仍在稳步增长，但低排放氢能（如电解水制氢）的产量占比较低，远低于化石燃料制氢。这主要是由于当前低排放氢能生产成本仍较高。2023年，全球低排放氢能的需求增长了约10%，但仍不到100万吨。尽管在政策鼓励和市场工具的推动下，低排放氢能的需求将在2030年增长到600万吨以上，但依然只达到2050净零目标要求的1/10。
  中国已成为最大氢能产需区
  电解槽产业发展迅猛
  报告指出，中国、欧洲和美国是主要的氢能生产区。目前，化石能源重整制氢仍是我国制氢的主力，但可再生能源电解水制氢等清洁制氢技术也在不断发展。同时，氢能的应用领域也在不断扩大，从传统的石油精炼、化工等领域，逐渐拓展到交通、发电、供热等多个领域。
  全球范围内，电解槽产能正在逐步扩张。中国、欧洲和美国是电解槽产能的主要增长地区。其中，中国在电解槽领域正迅速崛起。全球范围内，已经达到最终投资决策（FID）的电解槽产能达到20吉瓦（GW），其中6.5吉瓦是在2023年取得的。中国在这波投资热潮中独占鳌头，占据全球40%以上的最终投资决策。目前，全球60%的电解槽制造产能都集中在中国。随着中国制造产能的不断扩大，电解槽成本有望进一步下降。与此同时，欧洲电解项目的最终投资决策在过去一年里翻了两番，达到2吉瓦以上。印度也凭借单个1.3吉瓦的项目（已通过最终投资决策），在全球氢能产业中取得重要地位。
  2023年，全球项目开发商在建设中的氢气供应项目上花费了35亿美元。其中约80%用于电解槽工厂的建设，其余部分用于将氢气生产与CCUS相结合。而在基础设施项目（管道、储存和加氢站）上的支出仍处于较低水平。
  报告指出，根据最近的最终投资决策，电解项目的投资支出今年可能同比增长150%。然而，要实现2050年净零排放情景目标，未来10年每年需投资500亿美元。
  氢能贸易发展依赖基础设施建设
  监管力量需要加强
  报告指出，目前，氢能主要通过小型、局部化的运输方式在邻近国家间进行贸易，主要贸易产品包括氢气本身以及基于氢气的产品，如氨和甲醇。然而，总体而言，氢气贸易量仍然较小。氢能的运输方式主要包括管道运输、船舶运输以及转化为其他形式（如氨或液态有机氢载体）进行运输。为支持氢能贸易的发展，仍需建设大量的基础设施，包括氢气生产设施、储存设施、运输管道以及加氢站等。尽管氢能贸易具有巨大的市场潜力，但高昂的成本仍是制约其发展的主要因素之一。如何降低氢能的生产、储存和运输成本，是当前面临的重要挑战。同时，氢气作为一种易燃易爆的气体，在当前监管力量不足的情况下，其运输和储存过程中存在一定的安全风险。因此，政策法规和国际合作在推动氢能贸易发展中起着至关重要的作用。
  从投资规模来看，氢能产业正吸引着越来越多的资本关注。2023年，电解槽及其相关设备的投资达到29亿美元，几乎是2022年的5倍。此外，全球范围内氢能项目的融资活动也在不断增加，包括多边开发银行对氢能项目的资金支持，以及各国政府对氢能产业的直接投资和补贴等。
  而在基础设施方面，尽管未来10年计划建设的氢气管道理论上能够满足2050年净零排放情景的需求，但只有2%的项目得到了最终投资决策。尽管有这些计划，但生产和需求的不确定性，加之监管力量仍然有限，为行业投资带来较大风险，进而影响基础设施项目的建设。氢能基础设施部署通常周期长，而没有必要的基础设施，产需间的联系也无法实现，进而限制低排放氢能的生产和需求。
  氨是目前氢能的重要载体，目前有150个能够处理氨的码头和港口，但这种基础设施相对有限，需要大幅扩充。氢能基础设施建设也面临技术难题。在天然气再气化终端改造方面，由于天然气和氢气的液化点差异很大（天然气的液化发生在零下162摄氏度，而氢气的液化发生在零下253摄氏度），改造现有设施面临挑战。同时，用于处理管道气的分离技术目前仍不能广泛使用。