中国氢能产业展望.pdf

2023年8月波士顿咨询公司与欧阳明高院士团队联合研究中国氢能产业展望目录前言 11.发展氢能的必要性 31.1 能源危机和能源消费结构的变化 31.2 氢能的优势 51.3 中国氢能发展的有利环境 62.氢能的应用场景 102.1 氢交通 122.2 氢储能 182.3 氢工业 233.氢能产业链发展的关键技术 283.1 氢气制取 283.2 氢储运 343.3 氢电转化 363.4 氢安全 41结语 45波士顿咨询公司2023年8月前言近年来，氢能产业的发展受到越来越多的关注。随着极端气候事件的多发，各国政府对于有效应对气候变化愈发重视，碳中和成为了各国政府所关注的重要议题之一。与此同时，化石能源危机的逐渐凸显，也呼唤清洁能源在全球范围内的系统性发展，以建立真正可持续、零排放的全新能源体系。氢能是一种广泛存在于自然界的清洁能源。在碳中和战略背景下，可再生能源发电的波动性和间歇性使得氢能具有了独特的意义和价值。通过“电氢”转化，波动性的绿电可以大规模转化为氢能，进行长周期的储存、运输和能源化使用，从而使得氢能有望在未来能源结构中占据重要地位。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局发布了氢能产业发展中长期规划（20212035年）。作为国家级规划，文件明确了氢能在中国未来能源结构中的战略性定位，制定了中国氢能产业阶段性发展目标，并首次系统性提出了氢能在交通领域以外的多个规模化应用场景的发展规划，包括储能、发电与工业。该规划为中国氢能产业的发展指引了明确的方向，并注入了强大的信心。本报告由波士顿咨询公司（BCG）联合中国科学院院士、国际氢能燃料电池协会理事长欧阳明高团队共同完成。报告总结了中国及国际氢能行业的发展态势，从产业和技术两个角度进行了深入探讨，重点聚焦氢能的应用场景、发展路径和关键技术创新方向，并对氢能行业发展前景进行了展望。氢能产业的发展，离不开终端应用场景对氢的规模化消纳，从而对氢产业链形成有效拉动。具备这样特点的应用场景主要是氢交通、氢储能和氢化工，三大场景均蕴藏着巨大的市场空间。氢交通在燃料电池汽车等领域已具备较好的发展基础，而随着技术持续突破中国氢能产业展望波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望2与商业化模式的成熟，氢交通在短中期将是氢能产业发展的“先导性应用”，促进“从制氢到用氢”全产业链的商业化落地和持续发展。氢储能是氢最具前景的应用领域，通过发挥氢的长时储能特性，可以赋能可再生能源的应用，提升可再生能源在全球能源结构中的份额。氢化工是当前氢最主要的消纳场景，随着氢能产业链的成熟和成本的持续下降，工业领域将通过“绿氢替代灰氢”，推动全球工业逐步实现低碳转型。实现上述发展，离不开氢能产业链各环节的关键性技术突破。在制氢领域，真正面向大规模绿电制氢场景，当前各技术路线均需实现经济性、安全性、智能化管理等方面的体系性技术突破无论是相对更具商业化基础的碱性电解水制氢（AEC）技术，还是尚处于发展阶段的质子交换膜（PEMEC）技术，以及更早期的阴离子膜（AEMEC）技术与固体氧化物（SOEC）技术。在氢储运领域，压缩气氢是目前中国主流的氢储运方式，其研发创新方向主要是提升工作压力以提高氢气密度，同时保障安全性；液氢储运已在海外市场率先实现了商业化；其他各类氢载体的储运技术目前也处于积极的商业化应用探索阶段。“氢电”转化是氢能利用的关键技术，目前在小功率分布式场景下以固定式燃料电池发电为主，而大功率集中式发电则将采用氢燃气轮机或锅炉掺氨燃烧方案。三种方案下，均已有明确的技术发展路线和示范场景，成熟的商用产品预计将在2030年以前推出并实现应用。氢安全管理则是近年来受到关注的一个新兴领域。大规模用氢场景下的氢安全体系化管理是一项全新的挑战，需要从本征安全、主动安全、被动安全三方面着手，并结合数字化手段，对氢能全链条进行有效管理。氢能产业已经迎来新的发展浪潮，在政策、技术、市场、资本等多方的合力推动下，全球氢能产业链各环节都将实现全方位的突破发展，在未来十年构建下一个万亿级新能源市场，成为推动全球能源绿色低碳转型的新动能。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望31.发展氢能的必要性2023年7月，全球经历了有记录以来的最炎热月份，极端热浪席卷了中国、欧洲和美国部分地区。自2015年以来，极端高温天气不断增多，警示人们全球变暖正在加剧。为了避免气候变化带来难以承受的后果，我们亟需通过清洁能源转型实现碳减排。在能源转型的历程中，氢能这一绿色能源因其零排放、高热值等诸多优势，在过去的几十年中获得了越来越多的关注。而中国作为应对全球气候变化中负责任的大国，在实现“3060双碳目标”愿景的征程中，正不断为氢能产业发展创造良好的环境。1.1 能源危机和能源消费结构的变化在过去的200年中，世界共发生了三次能源结构转型（参阅图1）。第一次是19世纪末，伴随着第一次工业革命，发生了从传统生物燃料到煤炭的转型。第二次发生在20世纪上半叶，内燃机的广泛应用推动了从煤炭到石油和天然气的能源转型。当前正在进行第三次能源转型，可再生能源有望在未来取代化石燃料。3210200400600全球一次能源消费量：18002022年（EJ）180018501900195020002022可再生能源石油与天然气煤炭传统生物质能可再生能源预计将在第三次能源革命中逐渐取代化石能源石油和天然气的能源消耗超过了煤炭能源的消耗煤炭能源的消耗超过了传统生物质能的消耗来源：英国石油公司世界能源统计评论；数据看世界；BCG分析。图1|全球一次能源消费量变化趋势波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望4第三次能源转型的驱动因素之一就是能源危机。在过去的60年里，全球一次能源消费量几乎翻了两番1。长期依赖化石燃料不可持续，且近年来各国能源资源的不平等和地区紧张局势进一步加剧了能源危机的影响，加速了能源转型的势头。碳中和是能源转型的另一个驱动因素。2015年，联合国的196个成员国通过了巴黎协定，目标是将全球平均气温升幅限制在工业化前水平以上2之内，并努力将气温升幅限制在1.5之内。据此目标计算，到2050年，至少65%的最终能源消费将来自可再生能源2（参阅图2）。在此背景下，氢能有望发挥重要作用。氢能的利用是达成碳中和的关键路径，其释放能量的过程中零碳排放。氢能可以赋能可再生能源的规模利用。风光等可再生能源的发电具有天然的波动性，致使电力供应与负荷需求不匹配。氢能作为一种适宜长周期储存和运输、能够用于再发电的能源载体，可以有效缓解可再生能源电力供需不匹配的问题。随着能源转型的不断推进，在2050年净零排放情景下，氢能在全球最终能源消费占比预计将达到10%15%3（参阅图3）。1 数据看世界 https:/ourworldindata.org/grapher/global-primary-energy。2 国际可再生能源机构（IRENA）全球能源转型路线图2050 https:/www.irena.org/publications/2019/Apr/Global-energy-transformation-A-roadmap-to-2050-2019Edition。3 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2021 https:/www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2021。如果保持目前的二氧化碳排放水平不变，预计到2037年，二氧化碳排放总量将达到设定限值参照情景：在保持目前碳排放水平的情况下，到2050年，气温将上升2.63.0C碳减排路线图：将碳排放对气温上升的影响在2050年控制在2C以内的碳排放路线图103006009001,2001,50020152020202520302035204020452050能源相关的累计碳排放：20152050年（Gt CO2）在2C场景下，能源相关累计CO2排放总量限值，20152050：760Gt1来源：国际可再生能源机构（IRENA）；BCG分析。1 在760Gt的碳排限值下，有66%的概率可实现2目标。图2|能源相关的累计碳排放预测波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望51.2 氢能的优势尽管目前氢能在全球最终能源消费中占比还不到1%4，但得益于其独特的优势，氢能具有非常广泛的应用潜力（参阅图4）。4 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2021 https:/www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2021。202020302050100%氢能可再生能源1电力天然气石油煤炭全球终端能源消费份额：2020年，2030年和2050年（基于2050年净零排放情景）1%99%，但以灰氢为主 作为清洁能源载体 作为储能载体（通过电氢转化）进行长周期、大规模的绿电能源储存，并作为清洁能源应用于发电、交通或其他应用场景 作为工业原料 广泛应用于炼油、化工（合成氨和甲醇）、钢铁（直接还原铁）等领域 氢的能源化利用，为可再生电力主导的电网系统奠定基础，助力用能终端的清洁能源消纳，推动绿色能源体系转型 通过绿氢对灰氢的大规模替代，实现工业领域深度脱碳定位和价值发展阶段应用场景氢交通氢工业氢储能来源：国际能源署（IEA）；BCG分析。图6|氢能的主要终端应用场景氢交通、氢储能和氢工业氢能在交通领域直接作为能源使用，是零碳交通的重要组成部分和关键技术路径之一。在不断进步的燃料电池技术、不断建设完善的氢能基础设施、强有力的政策等因素的推动下，氢能交通迅速发展，尤其是长途重载卡车领域。更重要的是，氢能交通将作为氢能产业的先导性应用，打通氢能全产业链各环节，有效地推动整个氢能产业链的发展。一旦燃料电池交通应用场景的经济成本具备市场竞争力，燃料电池汽车将成为短中期内氢能需求的增长引擎。氢能以能源载体形式用于储能和发电被认为是其最具前景的应用。氢能是可再生电力为主导的电网系统中最理想的长期储能方式，也是灵活发电的清洁能源。目前，在燃气轮机的掺氢和纯氢发电、锅炉的掺氢掺氨发电、燃料电池热电联供等领域，都已有丰富的探索和商业实践。尽管在技术和成本等方面仍存在一定挑战，但氢能的能源化应用场景正在迅速发展，并带动产业的大规模增长。氢能在工业领域具有成熟的应用基础，几十年来一直做为各领域的工业原料被广泛使用。而近年来，随着工业脱碳趋势的发展，绿氢替代灰氢的浪潮开始涌现。现有的氢气运输、储存和利用的基础设施将有效地促进绿氢在工业领域的快速应用和落地。要实现对灰氢的大规模替代，绿氢的成本竞争力至关重要。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望11氢能交通和燃料电池过去一直是氢能产业链中投融资最活跃的领域，充分体现了氢能交通在产业链中的先导地位。同时，随着氢交通对全产业链商业化的拉动作用，氢能的其他应用和上游领域也开始受到投资者的关注，投融资事件持续增多，说明中国氢能产业已进入全面爆发阶段。在这样的背景下，一批氢能领域的新兴企业正在崛起，其中在技术研发、供应链整合能力、商业化资源等方面具有实力的企业将能够取得先发优势，有望成长为全球氢能产业的领导者。统计数据显示，2021年国内氢能领域发生的投融资事件，七成集中在燃料电池与氢交通领域，具体包括燃料电池及其关键零部件制造、整车制造等；其余投融资事件则聚焦于氢能产业链的其他关键环节，如电解水制氢、氢气储运等。而到了2022年，尽管仍有约一半的投资流向了燃料电池与氢交通领域，但向氢能产业链上游关键环节投资的案例数量在迅速增加，说明战略和财务投资者愈发关注从关键材料到电解槽、从储氢到氢消纳等领域。中国氢能产业投融资事件中国已披露的氢能产业链投融资事件，20212022年（投融资事件数量，起）64212552422021燃料电池零部件：其他10燃料电池电堆1燃料电池零部件：极板12022燃料电池零部件：隔膜燃料电池系统交通工具1826燃料电池与氢交通其他氢能产业领域252452652022氢能设备零部件21加氢电解水设备1020211储氢及运氢燃氢燃气轮机氢能运营826来源：华兴资本；BCG分析。注：限于数据可用性，只披露了融资事件的数量，而非融资总金额。1 气液分离、压缩机、电气设备等。2 制氢、储氢、加氢设备的零部件，比如机械电气设备/气液分离设备。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望122.1 氢交通2.1.1 氢在交通领域的作用交通是氢能的一个重要应用领域。在过去的几十年里，交通行业在持续通过电动化进行脱碳转型。而在难以电动化的领域，如重载卡车、航运和航空，氢能的应用则应运而生。尽管目前需求量有限，但以氢为动力的交通对能源结构的转型至关重要，因为这标志着氢的应用从工业原料扩展到动力能源。在交通运输领域的终端应用之上，当前的氢应用示范也将拉动整条氢产业链（包括制氢、储运、加注等环节）的规模化蓬勃发展。在各种运输方式中，以氢燃料电池汽车为代表的公路运输对氢能的需求量最大，也是目前氢在交通领域最主要的应用。在铁路和航运方面，氢燃料也在进行着诸多有益的示范。例如，2022年，世界上首批氢能列车组在德国正式运行10，首艘液氢渡轮在挪威投入运营11。在航空方面，空客公司计划在2035年前推出以氢为燃料的ZEROe飞机12，但当前尚无商业化应用案例。接下来的部分，我们会重点讨论氢能交通中最受关注的终端应用燃料电池汽车。2.1.2 氢能汽车氢能汽车主要是指燃料电池汽车（FCEV），它使用燃料电池，利用空气中的氧气和储存的压缩氢气发电，结合小型动力电池或超级电容一起为电机供电。另一条技术路线是氢内燃机（H2-ICE）汽车，它通过直接在改造的内燃机中燃烧氢气来驱动汽车，取代汽油或柴油。尽管与燃料电池相比氢内燃机技术更为初期，但不少汽车制造商也都投入开发氢内燃机，如康明斯、丰田、潍柴和北汽，因为氢内燃机可以利用已有的内燃机技术，因此具有潜在成本优势，且在重载和恶劣工况下可能有更好的性能13。随着零排放汽车渗透率的快速上升，全球燃料电池汽车市场增势强劲。2021年，全球燃料电池汽车的销量超过1.7万辆，同比增长超70%；至年底保有量已超过5万辆。截至2021年底，乘用车在全球燃料电池汽车保有量中占主导地位，部分原因是日本和韩国汽车制造商在燃料电池汽车领域起步较早，其乘用车车型已经在全球销售，如现代Nexo和丰田10 法国24新闻台世界首列氢气列车在德国运行 https:/ Offshore Energy巴拉德建成世界最大液氢渡轮 https:/www.offshore-energy.biz/ballard-fuel-cells-for-worlds-largest-lh2-powered-ferry/。12 空客公司官网 https:/ 康明斯公司官网 https:/ 王贺武,欧阳明高,李建秋,杨福源：“中国氢燃料电池汽车技术路线选择与实践进展”，汽车安全与节能学报,13(2),211,2022年。15 中国汽车工程学会节能与新能源汽车技术路线图2.0。16 美国能源部能源电池技术回顾（2021）https:/www.hydrogen.energy.gov/pdfs/review21/plenary8_papageorgopoulos_2021_o.pdf。+64%+64%713192642465402040603千辆201720182201925202020213552按照类型划分的燃料电池汽车保有量，20172021年按照国家/地区划分的燃料电池汽车保有量，20172021年5102068912688147140102030405060千辆220177114322201812019380%电解效率的先进能耗水平智慧安全管理系统实现数字化运维 实现分布式制氢场景下的全链条氢泄漏安全监控与管理 实现对制氢系统与分布式制氢站的整站智慧运维和预测性维护模式创新实现经济性提升 通过站内制氢模式，减少了外部氢源运输过程中的成本增加与能量损耗，综合经济性提升20%国家科技部支持的国家级科技创新示范项目安全与智能化经济性能提升技术创新优化 中石化的首座智能电解水制氢加氢一体站 位于雄安新区，预计2025年投入运营来源：中国科技部；中国石化集团；BCG分析。中国雄安：智能电解水制氢加氢一体站波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望182.2 氢储能2.2.1 氢在储能中的角色定位可再生能源的波动性对传统电网系统提出了新要求。为了适应可再生能源发电的 波动特性，电网需要配备绿色储能解决方案，使其能够消纳可再生能源产生的盈余电力 并储存至电力短缺时再释放，通过大规模、长时储能平滑可再生能源的季节性波动（参阅图10）。负载（需求）太阳能发电量电力过剩电力短缺季节性储能0.70.50.60.80.91.01.11.21.31.41.5发电量与需求量（归一化处理）1月12月1月4月7月10月12月月份来源：Gabrielli，P.，Poluzzi，A.，Kramer，G.J.，Spiers，C.，Mazzotti，M.，&Gazzani，M.（2020），“通过地下储氢实现零排放多能系统的季节性储能”，能源工程学报，121,109629。图10|可再生能源的波动性（以欧洲为例）氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式（参阅图11）。氢是一种高效清洁的能源载体，能量密度高且零碳。氢储能系统作为一种化学储能形式，可以以月度或季度的长周期储存能量。区别于其他储能方式，氢储能受地理因素限制较小（不像抽水储能），还可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本，独立于发电和制氢的规模而扩大其储能能力。此外，氢的跨区域运输比较容易（而这对于固定式电池来说几乎是不可能的），且作为化工原料已经广泛使用于各种下游应用场景。氢储能具备诸多优势，在碳中和的时代背景下前景无限，且目前全球各地已开始积极的产业示范。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望19展望未来，随着能源结构的转变，储能市场将出现多样化的技术路径，各路径在实际应用中互为补充。2021年底，全球储能总容量已超过200吉瓦。其中抽水蓄能（86%）仍然是最广泛使用的长周期、大规模储能技术；其次是主要用于短期和分布式可再生能源存储的锂电池储能（11%）20。随着可再生能源比例提升，氢储能预计将在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中发挥愈发关键的作用，尤其是在中国西北等风光资源丰富的地区。2.2.2 氢储能在可再生能源电网中的应用以氢能为核心的化学储能系统涵盖了氢气制备、储运以及以氢为燃料的发电21（参阅图12）。氢储能应用的核心是氢与其它能量形式（尤其是电）之间的转换。在双向的“电氢电”（power-to-gas-to-power,P2G2P）过程中，富余的可再生能源发电，通过电解制氢系统制备氢气，然后将氢气储存下来，再用于燃气轮机或燃料电池发电。整个过程中没有碳排放，水和热量是唯一的副产物。而在单向的“电氢”（power-to-gas,P2G）过程中，储存下来的氢气则可作为一种商品进行运输，并在工业和交通等多领域得到应用22。20 中关村储能产业技术联盟（CNESA）2022年储能产业白皮书。21 麻省理工学院储能的未来（2022）https:/energy.mit.edu/research/future-of-energy-storage/。22 美国能源部储能大挑战路线图 https:/www.energy.gov/energy-storage-grand-challenge/articles/energy-storage-grand-challenge-roadmap。电磁储能机械储能电化学储能氢储能及相关储能时长月级周级天级分钟级秒级小时级1kW10kW100kW1MW10MW100MW1,000MW氢储能压缩空气储能抽水蓄能钠硫电池/液流电池储能锂离子电池储能飞轮储能超级电容储能系统容量来源：BloombergNEF。注：系统容量和放电时长以实际应用为准，而非技术上限。图11|不同储能技术的适用规模与存储时长波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望20电网系统的容量和灵活性可以通过氢储能在发电侧、电网侧和用电侧的部署得到提升和优化。在发电侧，氢储能在“电氢电”转换过程中，可以促进可再生能源的消纳，平抑出力波动、缩小与计划出力的误差；在电网侧，氢储能可用于调峰辅助、负载均衡；在用电侧，则可以作为灵活性资源参与需求响应，用于峰谷套利，或作为备用电源以及离网电源使用。2.2.3 氢储能的进展和挑战目前，全球氢储能已进入示范应用阶段，已有在实际电网中进行的完整兆瓦级示范项目23。近年来，多个国家均在积极进行大规模氢储能项目的示范。在中国，在接下来的三年里，规划总规模超过200兆瓦的氢储能项目将陆续落地。例如，2021年12月，国家电网子公司与大连化学物理研究所合作，在安徽六安投入使用了 质子交换膜电解制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。该项目制氢能力为220立方米/小时，配备了一个200千克的储氢容器（20MPa）和六套200千瓦的燃料电池发电系统。23 美 国 能 源 部 储 能 大 挑 战 路 线 图 https:/www.energy.gov/energy-storage-grand-challenge/articles/energy-storage-grand-challenge-roadmap。发电侧电网侧用电侧可再生能源发电：光伏/风电电解水制氢储氢燃气轮机/燃料电池发电电网氢储能电站加氢站（包括制氢加氢一体站）工业和化工氢能运输P2G1：减少弃风弃光G2P2：跟踪出力、平抑波动氢气的直接利用削峰填谷分布式发电/热电联产/备用电源3氢电调峰辅助容量、负载均衡来源：BCG分析。1 P2G=power-to-gas，电转氢。2 G2P=gas-to-power，氢转电。3 含户用。图12|氢储能在可再生能源电网中的应用波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望21该项目标志着国内第一个兆瓦级储氢电站24的诞生。此外，国家电投西藏分公司在建的“风光电氢电热”示范项目25、大唐集团投建的山西首座氢储能综合能源互补项目26等，也均将在未来三年落成。电网对灵活性的要求与日俱增，氢储能系统有望随着发电厂的升级改造在2030年形成规模化应用（参阅图13）。掺氢燃气轮机发电技术可能更适用于天然气丰富的地区，但中国的一个特殊情况是，对火电设施进行较小改造后实现掺氨燃烧可能更具推广基础，这是由于中国目前仍然严重依赖燃煤发电，并且已有大量的火电厂。由绿氢制成的绿氨可掺入煤炭中燃烧，使传统的火电厂脱碳。例如，国家能源集团已经成功在40兆瓦的燃煤发电机组上进行了掺氨35%的示范27。24 人民网安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站首台燃料电池发电机组并网发电 http:/ 北极星太阳能光伏网国家电投将建设全球首个氢氧综合利用的“风光电氢电热”示范项目 https:/ 大同市人民政府山西首座氢储能综合能源互补项目签约 http:/ 人民网我国成功研发燃煤锅炉掺氨燃烧技术 http:/ 火电机组的灵活性升级，配置储能 天然气和氢气发电 分布式光伏发电负荷 负载优化和需求响应 基于分布式电源的微电网 电动汽车V2G基于动力电池的分布式储能西北地区：风光发电+氢储能西南地区：水力发电+抽水蓄能华东地区：负荷中心+分布式储能特高压输电发电基地区域间区域内来源：文献研究；BCG分析。图13|基于储能的中国电力系统展望波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望22 在法国，Smurfit Kappa集团成功打造了氢能综合利用示范项目Hyflexpower，该项目由电解水制氢设备生产氢气，并实现了30%掺氢的燃气轮机发电，成为了全球首个工业级规模的氢储能发电示范项目28。在美国，ACES项目旨在开发世界上最大的氢储能系统设施之一，该项目将为犹他州三角洲地区的Intermountain电厂提供跨季节长时储能。该火电厂将在2025年之前被改造成840兆瓦的联合循环机组，实现掺氢30%燃烧发电，并在2045年之前实现100%燃氢发电29。在日本，近70家能源企业、科研院所与相关组织发起SIP“能源载体”项目30，自2014年以来一直致力于氨作为零碳燃料和氢能载体的相关技术研发与产业应用示范工作。目前，在中小型燃气轮机的掺氨燃烧和锅炉的煤粉掺氨燃烧发电等领域，均取得明显研究成果和产业化应用。然而，氢储能这一领域也面临着诸多挑战。由于“电氢电”过程往返效率较低，且氢储能基础设施不成熟，目前氢储能系统的总体经济性较差，无论是技术还是商业化层面均存在进一步突破的空间。受技术和规模的制约，与其他储能系统相比，氢储能系统在当前缺乏经济性上的竞争力。研究表明，目前国内氢储能系统的初始投资高达1.3万元/千瓦，而抽水蓄能的成本仅为7,000元/千瓦，电池储能则为2,000元/千瓦。氢储能系统最大的成本构成是固定式燃料电池系统，占总投资的近七成。为了实现更广泛的应用，氢储能系统（特别是燃料电池系统）仍然需要持续的技术创新来提升性能，并将成本降低至有商业竞争力的水平。为了解决这一问题，燃气轮机、锅炉、燃料电池制造商以及相关的研究机构正不断推进技术创新，并通过示范项目不断验证和突破整体商业可行性。例如，氢燃料在热电联产中的应用，因其更高的效率（包括热效率）而受到关注。此外，相关方也在积极探索新的技术路线，如高温可逆燃料电池（RFC）等。此外，业内也在持续努力推进氢能在下游产业的直接应用，比如在燃料电池汽车加氢站中的应用。氢能的直接利用省去了氢电转化过程中的能量损失，进而能够提升整体经济性。麻省理工学院的一项研究31表明，基于目前电网电价较低的情况，短期内氢能的终端直接应用相比其在发电侧的应用更具经济性优势。28 Smurfit Kappa官网 https:/ 电力杂志美国犹他州先进清洁储能项目获美国能源部5.04亿美元贷款担保 https:/ 日本科学振兴机构 https:/www.jst.go.jp/sip/pdf/SIP_energycarriers2015_en.pdf。31 麻省理工学院储能的未来（2022）https:/energy.mit.edu/research/future-of-energy-storage/。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望23以中国西北地区的某即将投入运行的绿氢示范项目为例，该项目预计利用上游光伏电站的绿电直接驱动总规模超过50,000标准立方米/小时的电解水制氢系统来生产绿氢，并供应到石油炼化工厂，实现大规模氢储能及氢能综合利用。这一项目受益于当地丰富的光照资源，其绿氢成本可以与当地的灰氢价格持平，甚至在一定条件下更优。氢储运基础设施对氢储能的应用也尤为关键。目前，氢储存和运输的各种技术路线处于不同的成熟度和成本水平，我们将在本报告的第三部分详细讨论。氢储能系统的广泛应用，不仅需要氢储存和运输方法的最佳组合，更重要的是需要大规模氢基础设施的建设。氢基础设施的落地需要顶层规划与实施层面的激励措施相配合。2.3 氢工业2.3.1 氢在工业领域的应用氢在工业领域的应用非常广泛。2021年，全球氢需求量超过9,400万吨，其中超过99%来自工业领域32（参阅图14）。32 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2022 https:/www.iea.org/events/global-hydrogen-review-2022。超过99%当前全球氢需求量来自工业领域1（1%）5（5%）14（15%）32（36%）40（43%）20191（1%）5（5%）13（15%）33（37%）38（42%）20201（1%）5（6%）15（15%）34（36%）40（42%）2021其他合成氨石油炼化919094全球氢需求量，分下游应用，20192021年（单位：百万吨氢）直接还原铁甲醇制备来源：国际能源署（IEA）；BCG分析。注：由于四舍五入的原因，可能存在分项之和不等于合计的情况。图14|全球氢需求量主要来自工业领域波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望24石油炼化是目前氢气的最大应用，该领域全球每年消耗超过4,000万吨氢，约占总需求的42%。此外，氢在工业领域的其他主要用途还包括合成氨、甲醇制备和直接还原铁生产。在这些工业环节中，氢气被广泛用作原料或还原剂（参阅图15）。2.3.2 由灰氢转向绿氢未来氢在工业领域的发展将更多围绕上游制氢环节。如今，几乎所有的工业用氢都来自于化石燃料，即灰氢。2021年全球因制氢过程产生的二氧化碳排放量超过8.3亿吨33，这样的排放水平如果持续下去，气候目标将无法达成。因此，工业领域势必逐渐由灰氢转向绿氢，即用可再生电力电解水制氢。这一转变趋势已经开始。2021年，电解水制氢电解槽的总装机容量增长了70%，达到510兆瓦34，但绿氢的渗透率仍然很低，主要瓶颈在于绿氢的经济性。目前，绿氢的平准化成本（LCOH）要远高于灰氢。根据国际能源署，基于2050年净零排放情景，全球绿氢和灰氢（煤制氢）预计在2030年实现平价，LCOH收敛于1.54.0美元/千克氢气（参阅图16）。这有赖于绿氢制取在技术和经济性上持续取得突破。33 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2022 https:/www.iea.org/events/global-hydrogen-review-2022。34 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2022 https:/www.iea.org/events/global-hydrogen-review-2022。制氢用氢终端应用氢相关过程石油炼化合成氨甲醇制备直接还原铁灰氢（化工工业副产氢）蓝氢（利用CCUS1的化工产氢）绿氢（电解水制氢）汽车制造业化肥行业化工行业以氢为原料的相对成熟的化工工艺绿氢取代灰氢具有巨大的潜力广泛的下游应用领域氢石油、氨、甲醇等来源：BCG分析。1 二氧化碳捕集、利用与封存技术。图15|氢在工业领域的应用波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望25上述绿氢和灰氢的成本平价趋势，将主要来自四大因素的推动（参阅图17）。灰氢，2020绿氢，2020灰氢，2030绿氢，203002468基于2050年净零排放情景，全球绿氢和灰氢（煤制氢）的平准化成本预计至2030年收敛于1.54.0美元/kg H2平准化成本（LCOH）美元/kg H2来源：国际能源署（IEA）2021年报告；BCG 分析。图16|两种技术路线下的氢气平准化成本，2020年及2030年的预测水平（基于2050年净零排放情景）绿氢成本灰氢成本3固定成本（10%）电力成本（80%85%）电耗电解槽成本可再生能源电力价格2固定成本（20%）煤炭成本（45%55%）煤炭价格碳税其他（30%）其他（5%10%）成本项1主要影响因素趋势绿氢和灰氢的价差将缩小 电解槽成本降低、可再生能源电价下降和电耗水平的优化，推动绿氢的成本下降 不考虑煤炭价格，碳税的推出将推动灰氢成本上涨来源：国际能源署（IEA）2021年报告；文献研究；BCG分析。1 2021年中国实际可再生能源电价和煤炭价格。2 补贴后的最终价格。3 以煤制氢为例。图17|绿氢和灰氢的成本结构、影响因素和未来变化趋势波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望26 电解槽成本降低碱性电解水制氢（AEC）技术是发展最早、也是目前最成熟的电解槽类型。其他主要技术，如质子交换膜（PEMEC），尚处于商业化应用早期，目前成本高于碱性电解水制氢技术。未来随着电解槽装机量的提升，规模经济效应将进一步降低平准化成本。如果在工艺和材料技术上有所突破，设备价格将有进一步下降的潜力。可再生能源电价下降绿氢成本的80%85%来自电价，这使得绿氢的成本对可再生能源电价高度敏感。假设煤价为800元/吨且不征收碳税，当可再生电力的每度电价格达到约0.16元/千瓦时，绿氢和灰氢（煤制氢）的平准化成本有望打平（参阅图18）。一些绿氢项目已经与可再生能源电力供应商签订了协议，以保证廉价电力的持续供应。随着可再生能源装机量的持续提升，可再生电力的价格有望继续下降。电耗水平优化电耗水平是影响电力总成本的另一个因素。目前对于大多数绿氢制备厂商来说，利用碱性电解水制氢系统制取绿氢的全系统电耗约为5.15.2千瓦时/标准立方米。随着未来技术的突破，预计2030年左右可达到4.34.5千瓦时/标准立方米，进而降低约7%的平准化成本。碳税的出台尽管目前大多数国家尚未开始征收碳税，但可以预期，碳税政策的实施将有效推动净零排放的实现，通过推高化石燃料产氢的成本，进一步缩小绿氢和灰氢之间的价格差距。例如，在无碳捕集、利用与封存技术（CCUS）的情况下，征收700元/吨二氧化碳 的碳税，相当于灰氢（煤制氢）成本增加14元/千克氢气35。假设煤炭价格为800元/吨，碳税为2,000元/吨（即约700元/吨二氧化碳），当可再生能源电价达到约0.4元/千瓦时，绿氢和灰氢（煤制氢）将实现成本平价（参阅图18）。35 国际能源署（IEA）全球氢能回顾2022 https:/www.iea.org/events/global-hydrogen-review-2022。波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望270.140.210.280.350.420.490.560.630.7007142128354249灰氢（煤制氢）绿氢可再生能源电价平准化成本（LCOH）元/kg H20.16元/千瓦时0.4元/千瓦时元/千瓦时 煤炭价格：按800元/吨计算 碳税价格：按02,000元/吨计算来源：文献研究；BCG分析。注：假设汇率为1美元=7元人民币。图18|中国绿氢和灰氢的成本平价分析波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望283.氢能产业链发展的关键技术氢能产业链的发展，需要各环节长期的技术创新与突破，来解决全行业所面临的技术成本高、能量转化效率存在瓶颈、安全性管理缺乏体系、数字化水平低等问题。持续的技术迭代，以及跨行业的技术创新，正在为氢能产业注入加速发展的支撑与源动力。在制氢领域，尽管目前的碱性电解水制氢（AEC）产品和质子交换膜（PEMEC）产品被认为相对成熟，但当前市场上的产品都不是为了绿氢场景所设计的。它们来自氯碱行业、船舶行业、汽车行业，其各自的技术特点均无法适应绿氢场景下的电解水制氢需求。因此，无论何种技术路线，制氢领域都需要革命性的产品创新。在氢储运领域，压缩气氢是目前中国主流的氢储运方式，其研发创新方向主要是提升工作压力以提高氢气密度，同时保障安全性；液氢储运已在海外市场率先实现了商业化；其他各类氢载体的储运技术目前也处于积极的商业化应用探索阶段。“氢电”转化是氢能利用的关键技术，目前在小功率分布式场景下以固定式燃料电池发电为主，而大功率集中式发电则采用氢燃气轮机或锅炉掺氨燃烧方案。三种方案下均已有明确的技术发展路线和示范场景，成熟的商用产品预计将在2030年以前推出并实现应用。氢安全管理则是近年来受到关注的一个新兴领域。大规模用氢场景下的氢安全体系化管理是一项全新的挑战，需要从本征安全、主动安全、被动安全三方面着手，并结合数字化手段，对氢能全链条进行有效管理。3.1 氢气制取3.1.1 制氢技术十年前，氢能仅作为一种清洁的替代燃料，在交通领域实现了一定的发展。而如今，在碳中和的背景下，氢能作为能源、化工、交通等领域大规模减碳的重要抓手，将在更多崭新的应用场景中发挥价值。场景定义产品。碳中和背景下所诞生的绿氢场景，对电解制氢系统提出了全新的要求：可大规模扩展并适应吉瓦级规模应用 可直连绿电并适应其波动性波士顿咨询公司2023年8月中国氢能产业展望29 制氢效率高且安全稳定 系统易维护目前主要的制氢技术路线包括四种，其中碱性电解水制氢（AEC）、质子交换膜电解水制氢（PEMEC）技术在商业化应用进程中较为领先，而阴离子交换膜电解水制氢（AEMEC）和固体氧化物电解水制氢（SOEC）技术则仍处于实验和研究阶段。上述制氢路线，本质上对应酸性、碱性、固态三种电解水技术体系：酸性电解水技术：主要指PEMEC技术路线。受限于双极板和膜电极的制造工艺，单堆酸性电解制氢难以扩大规模。此外，由于铂等贵金属的用量较大，其成本会随电解系统规模的增加而升高。