中国储能网讯：今年10月，国际能源署（IEA）发布了《2024年全球氢能回顾》报告，全面追踪了全球氢能的生产和需求情况，以及基础设施建设、贸易、投资和技术等关键领域的进展。

正如这份报告所述，近年来，全球应对气候变化步伐加快，多国对低排放氢的关注和需求迅速增长。截至2023年年底，多国政府将“发展低排放氢”纳入净零排放承诺。然而，目前全球低排放氢的产量和需求仍然较低，氢能在优化全球能源结构中的作用和潜力仍有待进一步挖掘。

生产和消费：生产依赖化石能源应用方向仍待拓展

2023年，全球氢供应量同比增加2.5%，达到9700万吨。我国氢产量占全球总产量的30%，美国和中东各占14%，印度占9%。据估算，全球氢产量将继续增长，以满足日益增长的需求，到2024年年底可能接近1亿吨。

目前，制氢仍然主要依赖于化石燃料，其中，天然气制氢约占总产量的三分之二，煤炭气化制氢量占全球总量的20%，石油化工行业副产品制氢占15%。过去两年中，低排放氢的产量略有增长，但仍然低于100万吨，占全球产量比例不足1%。

截至2023年年底，全球电解槽的新增装机容量达到140万千瓦，几乎是2022年年底装机容量的两倍。我国投产的项目占2023年全球投产项目总量的80%，其中包括世界上最大的电解槽项目——中石化库车26万千瓦项目；欧盟地区投产的项目占12%，到2024年年底，如果所有项目都能按计划完成，欧盟地区的总装机容量可能达到70万千瓦，远低于2020年欧盟氢战略确定的600万千瓦的中期目标。根据此前公布的项目建设规划，今年年底，全球电解槽项目的装机容量将达到500万千瓦。然而截至9月，只有20.5万千瓦新项目投运。

2023年，全球对氢的需求量为9700万吨，比2022年增长2.5%，需求仍然集中在炼油和化工部门。根据预测，2024年全球对氢的需求量将继续增长，接近1亿吨。

2022年以来，全球氢使用量的区域分布基本保持稳定。我国仍然是全球最大的氢使用国，占全球需求的近三分之一（接近2800万吨）；美国是全球第二大氢使用国，该国需求占全球总需求的14%。2023年，全球其他地区对氢的需求均有小幅增长，中东的增长尤为迅猛，年增长率超过6%；印度由于炼油和钢铁等行业需求的增长，对氢的年需求增长率超过5%。

与2022年相比，全球对低排放氢的需求增长了近10%，其中重工业、长途运输、氢基燃料发电和储存等领域对氢的需求量增加近40%，对低排放氢的需求在全球氢能总需求中的占比仍不到1%。

从消费部门看，2023年炼油厂对氢的需求达到4300万吨，比2022年高出100万吨，增长主要来自在我国和中东地区，其他地区的需求与2022年持平；工业用氢的需求达到5400万吨，同比增长近2%。其中，约60%的需求用于合成氨的生产，30%用于甲醇生产，10%用于钢铁部门。2023年，氢能发电不足全球发电总量的0.2%，而且主要不是来自纯氢，而是来自钢铁生产、炼油厂或石油化工厂的含氢混合气体。

投资和贸易：电解槽投资是重点，储运设施投资待加强

2023年，对氢能产业的投资主要用于正在建设的项目。在低排放氢领域，2023年全球的投资额达到35亿美元，其中的80%用于建设制氢电解设施的项目，其余用于制氢与碳捕获、利用与封存技术（CCUS）相结合的项目，对基础设施项目（管道、储存和燃料补给）的支出仍然很低。

2023年，在建氢气供应项目的投资比2022年的投资增长了350%。随着氢气供应项目建设步伐加快，预计2024年氢能供应项目的投资将进一步增长。

当前，全球电解槽产能为2000万千瓦。我国目前拥有全球60%的电解槽产能，其中的1/3来自我国几家大型太阳能电池板制造商；在欧洲，电解槽项目的投资在2023年翻了两番，达到200万千瓦以上；印度对电解槽的投资也在增加，其中一个项目的投资规模达130万千瓦。

目前，氢能主要是在需求中心附近生产，跨国氢贸易相对较少。在比利时、法国和荷兰的一些工业区之间，虽然存在跨国氢气管道，但运输能力较小，且距离较短。2020年，国际上首次利用有机液化氢将氢能从文莱送至日本，2022年，澳大利亚将液化氢运往日本。

以贸易为基础的氢市场的发展离不开大量运输和储存氢能的基础设施。全球目前已经有大约5000千米的氢气管道投入运行，管道运力较小，主要是连接炼油厂和化工综合企业。天然气管道被认为是输送氢能的另一个选择。目前，全球在运天然气输送管道总长度约为100万千米。此外，约7万千米的管道在建，约16万千米的管道处于建设前期阶段。

技术和成本：研发项目进入示范成本有望持续降低

自2016年以来，全球多国对氢能技术研发的投资持续增加。2023年，投资增长的成果开始显现——工业和发电方面的若干应用已进入示范阶段，运输应用方面也取得了重大进展，特别是在航运部门；专利申请数量在2022年跃升了47%，其中的大部分增长来自应对气候变化的相关技术。

作为一个新兴行业，低排放氢的成本取决于许多因素，如技术发展，尤其是项目部署的水平和速度。根据国际能源署2050年净零排放情景，到2030年，可再生能源发电的低排放氢生产成本将降至2~9美元/千克，相当于目前价格的一半。与未减少的化石燃料生产相比，氢能生产成本差距将从目前的1.5~8美元/千克降至2030年的1~3美元/千克。如仅考虑现有政策，氢能的成本将降低30%左右。由于许多地区的天然气价格下跌，使用CCUS的天然气生产低排放氢的成本也将降低。

降低成本将使所有项目受益，但对各个项目竞争力的影响各不相同。例如，全面开发近520吉瓦的电解槽项目管道将实现与2050年净零排放情景相似的全球成本降低。在我国，这意味着目前电解槽项目管道（100万吨/年）的绝大部分产量将低于煤制氢。在全球范围内，到2030年，超过500万吨/年的产能将有望与化石燃料制氢实现成本竞争。

成本差距在短期内仍将是项目开发人员面临的重要挑战，低排放氢生产的成本溢价沿着价值链下降，这意味着消费者往往只能看到最终产品的适度价格上涨。例如在生产电动汽车时使用可再生氢炼钢，将使电动汽车的总价格提高约1%。

需关注协同发展和市场导向

目前，我国氢的产需量居世界第一，并呈现逐年上升的态势。我国氢的来源仍然以灰氢、蓝氢为主，但绿氢项目在加快推进。2023年，我国氢的产量约为4291万吨，可再生能源制氢项目建成总产能约为7.8万吨/年，同比增加约123%。其中宁夏、新疆和内蒙古分列前三位，约占全国总产能的80.1%。可再生能源制氢在建产能约为80万吨/年，已备案项目产能达到600万吨/年以上，可再生能源制氢发展迅猛。

同时，伴随生产技术的持续多元化，绿氢的生产成本也在持续下降。在风电、光伏及电解槽设备成本下降的驱动下，新能源电解水制氢成本降幅明显。2023年，我国5兆瓦级（1000标立方米/小时）碱性电解槽中标平均价格约为1510元/千瓦，同比下降约16%。兆瓦级质子交换膜电解槽中标平均价格约为8900元/千瓦，同比下降约11%。根据2023年新能源发电成本下降情况测算，新能源电解水制氢成本为15~25元/千克，同比下降约20%，与灰氢成本7~13元/千克、蓝氢成本10~18元/千克相比，差距进一步缩小，而且仍然存在下降空间。

考虑到全球氢能的发展趋势，我国需要从三个方面发力，推动氢能产业发展。一是进一步完善氢能产业专项规划和政策体系，建立跨部门跨地区跨领域的协调合作机制，牵头组织推进氢能关键领域的科技创新、示范应用和规模部署；二是推动氢能产业上游领域与可再生能源、核能等低碳能源行业以及CCUS行业实现协同开发和融合发展，为低碳氢规模化发展创造有利条件；三是企业仍然需要审时度势，坚持以市场导向，并继续加强产学研用深度融合，提升自身发展内生动力。

（作者成功供职于北京能研管理咨询有限公司，作者李吉辉供职于中国矿业大学化学与环境工程学院）