2023中國氫能產(chǎn)業(yè)展望

中國氫能產(chǎn)業(yè)展望2023年8月目錄前言 1發(fā)展氫能的必要性 3能源危機和能源消費結(jié)構(gòu)的變化 3氫能的優(yōu)勢 5中國氫能發(fā)展的有利環(huán)境 6氫能的應(yīng)用場景 10氫交通 12氫儲能 18氫工業(yè) 23氫能產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù) 28氫氣制取 28氫儲運 34氫—電轉(zhuǎn)化 36氫安全 41結(jié)語 452023年2023年8月2023年2023年8月中國氫能產(chǎn)業(yè)展望前言氫能是一種廣泛存在于自然界的清潔能源。在碳中和戰(zhàn)略背景下，可再生能源發(fā)電的來能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)重要地位。氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，離不開終端應(yīng)用場景對氫的規(guī)模化消納，從而對氫產(chǎn)業(yè)鏈形成有效PAGE13中國氫能產(chǎn)業(yè)展望PAGE13中國氫能產(chǎn)業(yè)展望PAGE10中國氫能產(chǎn)業(yè)展望PAGE10中國氫能產(chǎn)業(yè)展望系性技術(shù)突破—技術(shù)與固體氧而大功率集中式發(fā)電則將采用氫燃氣輪機或鍋爐摻氨燃燒方案。三種方案下，均已有明確2030氫能產(chǎn)業(yè)已經(jīng)迎來新的發(fā)展浪潮，在政策、技術(shù)、市場、資本等多方的合力推動下，全球氫能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)都將實現(xiàn)全方位的突破發(fā)展，在未來十年構(gòu)建下一個萬億級新能源市場，成為推動全球能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的新動能。2023年2023年8月2023年2023年8月發(fā)展氫能的必要性2023年7月，全球經(jīng)歷了有記錄以來的最炎熱月份，極端熱浪席卷了中國、歐洲和美國部分地區(qū)。自2015年以來，極端高溫天氣不斷增多，警示人們?nèi)蜃兣诩觿?。為了避免氣候變化帶來難以承受的后果，我們亟需通過清潔能源轉(zhuǎn)型實現(xiàn)碳減排。在能源轉(zhuǎn)型的歷程中，氫能這一綠色能源因其零排放、高熱值等諸多優(yōu)勢，在過去的幾十年中獲得了越來越多的關(guān)注。而中國作為應(yīng)對全球氣候變化中負責任的大國，在實現(xiàn)“3060雙碳目標”愿景的征程中，正不斷為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展創(chuàng)造良好的環(huán)境。能源危機和能源消費結(jié)構(gòu)的變化在過去的200參閱圖19世紀末，20世紀上半源轉(zhuǎn)型，可再生能源有望在未來取代化石燃料。來源：英國石油公司《世界能源統(tǒng)計評論》；數(shù)據(jù)看世界；來源：英國石油公司《世界能源統(tǒng)計評論》；數(shù)據(jù)看世界；BCG分析。20222000195019001850傳統(tǒng)生物質(zhì)能01800煤炭石油和天然氣的能源消耗超過了煤炭能源的消耗煤炭能源的消耗超過了傳統(tǒng)生物質(zhì)能的消耗20012石油與天然氣400可再生能源可再生能源預(yù)計將在第三次能源革命中逐漸取代化石能源6003圖1|全球一次能源消費量變化趨勢全球一次能源消費量：1800–2022年（EJ）60量幾乎翻了兩番1碳中和是能源轉(zhuǎn)型的另一個驅(qū)動因素。2015年，聯(lián)合國的196個成員國通過了《巴黎2限制在1.5℃之內(nèi)。據(jù)此目標計算，到2050年，至少65%的最終能源消費將來自可再生能源參閱圖。來源：國際可再生能源機構(gòu)（來源：國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）；BCG分析。1在760Gt的碳排限值下，有66%的概率可實現(xiàn)2℃目標。205020452040203520302025202002015碳減排路線圖：將碳排放對氣溫上升的影響在2050年控制在2°C以內(nèi)的碳排放路線圖1600300在2°C場景下，能源相關(guān)累計CO2排放總量限值，2015–2050：760Gt1900參照情景：在保持目前碳排放水平的情況下，到2050年，氣溫將上升2.6–3.0°C如果保持目前的二氧化碳排放水平不變，預(yù)計到2037放總量將達到設(shè)定限值圖2|能源相關(guān)的累計碳排放預(yù)測能源相關(guān)的累計碳排放：2015–2050年（GtCO）1,5001,200在此背景下，氫能有望發(fā)揮重要作用。氫能可以賦能可再生能源的規(guī)模利用。風光等可再生能源的發(fā)電具有天然的波動性，致使電力供應(yīng)與負荷需求不匹配。氫能作為一種適宜長周期儲存和運輸、能夠用于再隨著能源轉(zhuǎn)型的不斷推進，在2050年凈零排放情景下，氫能在全球最終能源消費占比預(yù)計將達到10%–15%3（參閱圖3）。來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）；國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）；BCG分析。1可再生能源是指生物燃料和以廢物為原料的能源。205020302020氫能可再生能源電力石油煤炭100%10%–15%<5%<1%圖3|全球終端能源消費份額現(xiàn)狀和預(yù)測全球終端能源消費份額：2020年，2030年和2050年（基于2050年凈零排放情景）氫能的優(yōu)勢盡管目前氫能在全球最終能源消費中占比還不到1%4，但得益于其獨特的優(yōu)勢，氫能具有非常廣泛的應(yīng)用潛力（參閱圖4）。來源：美國能源信息管理局；來源：美國能源信息管理局；BCG分析。9倍15褐煤98褐煤33無煙煤104無煙煤44柴油74柴油3倍45汽油71汽油54天然氣53天然氣142氫氫0高熱值HHV（MJ/kg）碳排放系數(shù)（kgCO2/mmBtu）圖4|氫能具有零碳排、熱值高的優(yōu)勢碳排放或其他溫室氣體排放。雖然目前全球絕大多數(shù)氫氣仍然產(chǎn)自化石燃料，生產(chǎn)過（2021年約占，預(yù)計2050年將增加到約50易獲取。中國氫能發(fā)展的有利環(huán)境作為世界第二大經(jīng)濟體、全球最大的能源消費國和碳排放國6，中國已在碳減排方面付諸行動，這對遏制全球變暖至關(guān)重要。在實現(xiàn)碳中和的舉措中，發(fā)展氫能是一項重要抓手。中國目前是世界上最大的產(chǎn)氫國，年產(chǎn)量達3,300萬噸，占全球需求的三分之一。據(jù)預(yù)測，中國的氫氣需求在2030年將達到3,500萬噸，2050年將達到6,000萬噸7。中國的氫氣供應(yīng)能力強，需求量大，發(fā)展前景廣闊。中國發(fā)布國家級氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃在中國，氫能已獲得了多年的政策關(guān)注。早在2006（2006–2020）2022年3（2021–2035）》是中國首個氫能產(chǎn)業(yè)中長期規(guī)劃，作為國家級規(guī)劃，其進一步明確了氫能在中國未來能源參閱圖。應(yīng)用場景應(yīng)用場景發(fā)展目標戰(zhàn)略定位圖5|中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021–2035年）氫交通 氫儲能1 氫工業(yè) 其他形成氫能產(chǎn)業(yè)體系，構(gòu)建涵蓋交通、儲能、工業(yè)等領(lǐng)域的多元氫能應(yīng)用生態(tài)可再生能源制氫在終端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展起到重要支撐作用產(chǎn)業(yè)布局合理有序，可再力支撐碳達峰目標實現(xiàn)形成較為完備的氫能產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新體系、清潔能源制氫及供應(yīng)體系到2025年可再生能源制氫量達到10–20萬噸/年，燃料電池車輛保有量約5萬輛，部署建設(shè)一批加氫站到2035年到2030年戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來3產(chǎn)業(yè)重點發(fā)展方向用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體2未來國家能源體系的重要組成部分1戰(zhàn)略定位在《規(guī)劃》中，氫能和氫能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略定位被明確為：未來國家能源體系的重要組成部分；用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體；戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)的重點發(fā)展方向。發(fā)展目標《規(guī)劃》以每五年為一個階段，明確了各階段的氫能和氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標：到20255氫量達到10–20萬噸/100–200萬噸/年。到2030到2035用生態(tài)?？稍偕茉粗茪湓诮K端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展起到重要支撐作用。應(yīng)用場景除交通領(lǐng)域的試點應(yīng)用外，《規(guī)劃》還強調(diào)了氫能在工業(yè)和能源（包括氫能、電能和熱能）領(lǐng)域的多元應(yīng)用，通過引導(dǎo)用能終端的能源消費轉(zhuǎn)型和高耗能、高排放行業(yè)綠色發(fā)展，發(fā)揮氫能對碳達峰、碳中和目標的支撐作用。此前，中國大多數(shù)氫能產(chǎn)業(yè)政策都集中在交通領(lǐng)域，尤其是燃料電池汽車的應(yīng)用。隨著國家和地方性政策的逐步落地，氫能在交通領(lǐng)域的先導(dǎo)性應(yīng)用將為其他場景起到示范性作用，帶動其他的氫能下游應(yīng)用領(lǐng)域的進一步發(fā)展。中國可再生能源供給的快速增長將促進氫能消費中國風光等可再生能源裝機的快速增長，將會推動中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成為可再生能源消納的有效途徑。2011年至2021年，中國的風能和太陽能發(fā)電裝機量以29%的年復(fù)合增長率從48吉瓦迅速增長至635吉瓦，占2021年全國發(fā)電總裝機量的27%8年發(fā)電量只有來自于風能和太陽能發(fā)電9電率可高達30%。波動性的風光發(fā)電資源如無法被充分利用，中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的宏偉目標將受到挑電側(cè)與負荷側(cè)的不匹配將持續(xù)增大，促使業(yè)內(nèi)尋求高效利用可再生能源的方法，以突破可再生能源的發(fā)展瓶頸。氫能被視作是一個前景無限的答案。通過將電能轉(zhuǎn)換成氫能，再通過多種途徑將氫能在中國，隨著下游氫能消費市場的增長和應(yīng)用場景的拓展，上游可再生能源市場玩家紛紛投資布局氫能產(chǎn)業(yè)，推動氫能全產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。中國西北地區(qū)具有得天獨厚的綠氫發(fā)展優(yōu)勢照時數(shù)可達到1,500–1,8002022年全國超70%的綠氫示范項目氫能的應(yīng)用場景氫能的主要利用途徑包括交通、能源以及工業(yè)領(lǐng)域（參閱圖6）。來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）；BCG分析。氫工業(yè)通過綠氫對灰氫的大規(guī)模替代實現(xiàn)工業(yè)領(lǐng)域深度脫碳終端，占總需求量>99%，但以灰氫為主作為工業(yè)原料廣泛應(yīng)用于煉油、化工（和甲醇）、鋼鐵（直接還原鐵等領(lǐng)域氫的能源化利用，，助力綠色能源體系轉(zhuǎn)型處于早期階段速擴大作為清潔能源載體作為儲能載體（通過電—氫轉(zhuǎn)化）能源儲存，并作為清潔能源于發(fā)電、交通或其他應(yīng)用場景氫儲能作為純電動汽車的補充，氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的先導(dǎo)性應(yīng)用場景價值鏈的發(fā)展作為新興應(yīng)用領(lǐng)域作為能源動力源燃料電池汽車；鐵路、氫氣或氫基燃料的使用場景氫交通定位和價值發(fā)展階段應(yīng)用場景圖6|氫能的主要終端應(yīng)用場景—氫交通、氫儲能和氫工業(yè)氫能在交通領(lǐng)域直接作為能源使用，是零碳交通的重要組成部分和關(guān)鍵技術(shù)路徑之一。在不斷進步的燃料電池技術(shù)、不斷建設(shè)完善的氫能基礎(chǔ)設(shè)施、強有力的政策等因素的推動下，氫能交通迅速發(fā)展，尤其是長途重載卡車領(lǐng)域。更重要的是，氫能交通將作為氫能產(chǎn)業(yè)的先導(dǎo)性應(yīng)用，打通氫能全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)，有效地推動整個氫能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。一旦燃料電池交通應(yīng)用場景的經(jīng)濟成本具備市場競爭力，燃料電池汽車將成為短中期內(nèi)氫能需求的增長引擎。氫能以能源載體形式用于儲能和發(fā)電被認為是其最具前景的應(yīng)用。氫能是可再生電力為主導(dǎo)的電網(wǎng)系統(tǒng)中最理想的長期儲能方式，也是靈活發(fā)電的清潔能源。目前，在燃氣輪機的摻氫和純氫發(fā)電、鍋爐的摻氫摻氨發(fā)電、燃料電池熱電聯(lián)供等領(lǐng)域，都已有豐富的探索和商業(yè)實踐。盡管在技術(shù)和成本等方面仍存在一定挑戰(zhàn)，但氫能的能源化應(yīng)用場景正在迅速發(fā)展，并帶動產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模增長。氫能在工業(yè)領(lǐng)域具有成熟的應(yīng)用基礎(chǔ)，幾十年來一直做為各領(lǐng)域的工業(yè)原料被廣泛使儲存和利用的基礎(chǔ)設(shè)施將有效地促進綠氫在工業(yè)領(lǐng)域的快速應(yīng)用和落地。要實現(xiàn)對灰氫的中國氫能產(chǎn)業(yè)投融資事件氫能交通和燃料電池過去一直是氫能產(chǎn)業(yè)鏈中投融資最活躍的領(lǐng)域，充分體現(xiàn)了氫能交通在產(chǎn)業(yè)鏈中的先導(dǎo)地位。同時，隨著氫交通對全產(chǎn)業(yè)鏈商業(yè)化的拉動作用，氫能的其他應(yīng)用和上游領(lǐng)域也開始受到投資者的關(guān)注，投融資事件持續(xù)增多，說明中國氫能產(chǎn)業(yè)已進入全面爆發(fā)階段。在這樣的背景下，一批氫能領(lǐng)域的新興企業(yè)正在崛起，其中在技術(shù)研發(fā)、供應(yīng)鏈整合能力、商業(yè)化資源等方面具有實力的企業(yè)將能夠取得先發(fā)優(yōu)勢，有望成長為全球氫能產(chǎn)業(yè)的領(lǐng)導(dǎo)者。

統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，年國內(nèi)氫能領(lǐng)域發(fā)生的投融資事件，七成集中在燃料電池與氫交通領(lǐng)域，具體包括燃料電池及其關(guān)鍵零部件制造、整車制造等；其余投融資事件則聚焦于氫能產(chǎn)業(yè)鏈的其他關(guān)鍵環(huán)節(jié)，如電解水制氫、氫氣儲運等。而到了2022年，盡管仍有約一半的投資流向了燃料電池與氫交通領(lǐng)域，但向氫能產(chǎn)業(yè)鏈上游關(guān)鍵環(huán)節(jié)投資的案例數(shù)量在迅速增加，說明戰(zhàn)略和財務(wù)投資者愈發(fā)關(guān)注從關(guān)鍵材料到電解槽、從儲氫到氫消納等領(lǐng)域。氫能運營5燃氫燃氣輪機14 加氫8121氫能運營5燃氫燃氣輪機14 加氫81212024 交通工具61212 燃料電池系統(tǒng)中國已披露的氫能產(chǎn)業(yè)鏈投融資事件，中國已披露的氫能產(chǎn)業(yè)鏈投融資事件，2021–2022年（投融資事件數(shù)量，起）燃料電池與氫交通其他氫能產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域262 燃料電池零部件：極板燃料電池零部件：隔膜燃料電池零部件：其他1燃料電池與氫交通其他氫能產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域262 燃料電池零部件：極板燃料電池零部件：隔膜燃料電池零部件：其他1265 氫能設(shè)備零部件2185 燃料電池電堆6 電解水設(shè)備4055 儲氫及運氫20212022202120222021202220212022氫交通氫在交通領(lǐng)域的作用交通是氫能的一個重要應(yīng)用領(lǐng)域。在過去的幾十年里，交通行業(yè)在持續(xù)通過電動化進盡管目前需求量有限，但以氫為動力的交通對能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型至關(guān)重要，因為這標志著氫的規(guī)?；畈l(fā)展。在各種運輸方式中，以氫燃料電池汽車為代表的公路運輸對氫能的需求量最大，也是目前氫在交通領(lǐng)域最主要的應(yīng)用。在鐵路和航運方面，氫燃料也在進行著諸多有益的示范。例如，2022年，世界上首批氫能列車組在德國正式運行10，首艘液氫渡輪在挪威投入運營11。在航空方面，空客公司計劃在2035年前推出以氫為燃料的ZEROe飛機12，但當前尚無商業(yè)化應(yīng)用案例。接下來的部分，我們會重點討論氫能交通中最受關(guān)注的終端應(yīng)用—燃料電池汽車。氫能汽車氫能汽車主要是指燃料電池汽車（FCEV），它使用燃料電池，利用空氣中的氧氣和儲存的壓縮氫氣發(fā)電，結(jié)合小型動力電池或超級電容一起為電機供電。另一條技術(shù)路線是氫內(nèi)燃機13。隨著零排放汽車滲透率的快速上升，全球燃料電池汽車市場增勢強勁。2021年，全球燃料電池汽車的銷量超過1.7萬輛，同比增長超70%；至年底保有量已超過5萬輛。截至2021年底，乘用車在全球燃料電池汽車保有量中占主導(dǎo)地位，部分原因是日本和韓國汽車制造商在燃料電池汽車領(lǐng)域起步較早，其乘用車車型已經(jīng)在全球銷售，如現(xiàn)代Nexo和豐田Mirai參閱圖。來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）；BCG分析。注：由于四舍五入的原因，可能存在分項之和不等于合計的情況。2017 2018 2019 2020 2021韓國 美國 中國 日本 歐洲 其他地2017 2018 2019 2020 乘用車 客車 商用車1061<1002094212252<146851327124101926713 1320252420308353<148+64%403536+64%4052475052456060按照國家/地區(qū)劃分的燃料電池汽車保有量，2017–2021年千輛按照類型劃分的燃料電池汽車保有量，2017–2021年千輛圖7|截至2021年底，全球燃料電池汽車保有量已超過5萬輛燃料電池汽車發(fā)展的關(guān)鍵驅(qū)動因素包括以下四點：主要得益于貴金屬催化劑用量降低或替代技術(shù)研發(fā)，以及燃料電池關(guān)鍵零部件生產(chǎn)規(guī)模擴大。在中國，年燃料電池系統(tǒng)的成本已迅速下降到700美元/（5,000元人民幣/2.015將燃料電池系統(tǒng)的成本目標定為2025年實現(xiàn)300美元/（2,000元人民幣/和2030–2035年的85美元/千（600元人民幣/2030年左右達到80美元/千瓦的目標接近16。配套基礎(chǔ)設(shè)施的發(fā)展。燃料電池汽車運行所需要的基礎(chǔ)設(shè)施涉及制氫、儲運、加注等門投資加氫站網(wǎng)絡(luò)建設(shè)，是支撐燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要舉措。隨著加氫站建設(shè)的不斷推進，到2022參閱圖來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）；BCG分析。其他地區(qū)美國韓國日本歐洲中國2022H120212020201920182017396343470581777981圖8|加氫站數(shù)量的增長為燃料電池汽車的應(yīng)用奠定了良好基礎(chǔ)各國家和地區(qū)加氫站數(shù)量（座）制氫工廠到加氫站途中昂貴且低效的氫氣儲運環(huán)節(jié)17。氫燃料成本的降低。氫燃料的成本占Class8燃料電池重卡總擁有成本的一半燃料成本而言，在日本、歐盟和美國，終端加氫價格通常超過10美元/千克，在中國則約為40–70元人民幣/約6–11美元/千克，不含補貼，不含補貼的加氫價格與柴油和汽油相比仍然高出很多18,19本降低和加氫站利用率的提升，預(yù)計在2030年以前，中國終端加氫價格有望降至35元/持平。發(fā)展的重要驅(qū)動因素?？梢钥吹皆絹碓蕉嗟恼疄槿剂想姵仄嚮虬诹闩欧跑囍贫苏吣繕?。例如，中國的目標是到2025年燃料電池汽車保有量達到5萬2035年達到1002030年燃料電池汽車保有量達到80萬輛；韓國則計劃到2040年累計生產(chǎn)620料電池關(guān)鍵零部件和氫能供應(yīng)等環(huán)節(jié)。在需求拉動增長到來前，政策推動仍將是氫交通發(fā)展最主要的驅(qū)動力。我們認為燃料電池汽車的最大潛力在于長途重載商用車領(lǐng)域。與純電動重卡相比，燃料電池重卡的補能時間更短、重量更輕且能量密度更高。隨著氫燃料價格的下降和燃料電池系統(tǒng)成本的優(yōu)化，預(yù)計燃料電池汽車TCO將顯著改善。我們的分析表明，在全球主要市場，與燃油重卡相比，燃料電池重卡將在2030年前具有TCO優(yōu)勢（參閱圖9）。來源：來源：BCG分析。1總車重大于15噸的重卡，假設(shè)年行駛里程為10萬公里至16萬公里（取決于地區(qū)）。2含車輛購置補貼和通行費減免（至2030年），如適用。3能源成本假設(shè)：2023年采用實際值；2025–2028年假設(shè)恢復(fù)到危機前的水平，采用以2019年為起點的歷史增長率推斷。氫內(nèi)燃機xNG氫燃料電池柴油純電動2025 2030 2035 2025 2030 2035 2025 2030 2031.01.01.02.0 2.0 2.01.8 1.8 1.81.6 1.6 1.6預(yù)計2027–2028年，燃2.2 料電池重卡與柴油重卡TCO持平預(yù)計2026–2027年，燃2.2 料電池重卡與柴油重卡TCO持平預(yù)計2027–2028年，燃料電池重卡與柴油重卡TCO持平2.4歐盟美國長途重卡總擁有成本（TCO）123，美元/中國圖9|2030年前，燃料電池重卡將在各主要市場與柴油重卡實現(xiàn)TCO平價案例案例1：2022年北京冬奧會中的氫交通2022年北京冬奧會是首個實現(xiàn)碳中和的奧運總計超過一千輛氫燃料電池汽車、11個制氫基地賽事，這也標志著目前世界上最大的燃料電池汽和30多個加氫站投入了示范運營，此外還有一個車和基礎(chǔ)設(shè)施示范應(yīng)用，向世界展示了中國發(fā)展數(shù)據(jù)中心負責全鏈條的運行管理。燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的決心。在北京冬奧會期間，來源：文獻研究；BCG分析。數(shù)據(jù)還被用于碳減排的成效分析氫能及數(shù)據(jù)中心燃料電池汽車在張家口嚴寒氣候下進行了測試，比賽期間的溫度可低至-17°C30多個加氫站參與示范，日加氫量達到23.5噸大部分加氫站由中石化和中石油建造儲運與加氫燃料電池汽車來自北汽福田、吉利、宇通和豐田等OEM的車輛，以及來自億華通和豐田的燃料電池系統(tǒng)11個制氫基地殼牌—張家口市交投集團合資的綠氫生產(chǎn)設(shè)施擁有20MW的綠氫產(chǎn)能，是世界上最大的電解水制氫裝置之一制氫1000多輛燃料電池汽車，包括800輛客車、約140乘用車、若干輛卡車和餐飲車2022年北京冬奧會：世界上最大的燃料電池汽車應(yīng)用示范案例案例2：雄安新區(qū)制氫加氫一體站雄安新區(qū)是中國國家級戰(zhàn)略發(fā)展區(qū)域，于到了國家科技部的支持。制氫加氫一體站模式將2017年宣布成立。雄安新區(qū)貫徹“生態(tài)優(yōu)先、綠減少約30%的建站總成本，并對于所提供的氫氣色發(fā)展”的思路，規(guī)劃打造“氫能產(chǎn)業(yè)研發(fā)創(chuàng)新實現(xiàn)約20%的經(jīng)濟性提升。同時，這一國家級的高地”。2022年，中國石化集團宣布在雄安新區(qū)示范項目將在制氫系統(tǒng)、整站氫安全管理、智能建設(shè)其第一座站內(nèi)電解水制氫加氫一體站，并得化管理等方面實現(xiàn)多重技術(shù)創(chuàng)新。來源：中國科技部；中國石化集團；BCG分析。安全與智能化?實現(xiàn)對制氫系統(tǒng)與分布式制氫站的整站智慧運維和預(yù)測性維護中石化的首座智能電解水制氫加氫一體站位于雄安新區(qū)，預(yù)計2025年投入運營智慧安全管理系統(tǒng)實現(xiàn)數(shù)字化運維國家科技部支持的國家級科技創(chuàng)新示范項目模式創(chuàng)新實現(xiàn)經(jīng)濟性提升通過站內(nèi)制氫模式，減少了外部氫源運輸過程中經(jīng)濟性能提升 的成本增加與能量損耗，綜合經(jīng)濟性提升20%電解制氫系統(tǒng)創(chuàng)新實現(xiàn)能效提升技術(shù)創(chuàng)新優(yōu)化?世界首創(chuàng)的標準化帶壓電堆，實現(xiàn)>80%電解效率的先進能耗水平中國雄安：智能電解水制氫加氫一體站氫儲能氫在儲能中的角色定位可再生能源的波動性對傳統(tǒng)電網(wǎng)系統(tǒng)提出了新要求。為了適應(yīng)可再生能源發(fā)電的波動特性，電網(wǎng)需要配備綠色儲能解決方案，使其能夠消納可再生能源產(chǎn)生的盈余電力并儲存至電力短缺時再釋放，通過大規(guī)模、長時儲能平滑可再生能源的季節(jié)性波動（參閱圖10）。來源：來源：abrielli.oluzziA.KamerG.J.SpiersC.MazzottiM.&azzaniM（2020109629。12月10月7月月份4月1月0.60.5太陽能發(fā)電量0.80.7電力短缺0.9電力過剩1.0負載（需求）1.21.1季節(jié)性儲能發(fā)電量與需求量（歸一化處理）圖10|可再生能源的波動性（以歐洲為例）參閱圖氫儲能系統(tǒng)作為一種化學(xué)儲能形式，可以以月度或季度的長周期儲存能量。區(qū)別于其他儲開始積極的產(chǎn)業(yè)示范。來源：來源：BloombergNEF。注：系統(tǒng)容量和放電時長以實際應(yīng)用為準，而非技術(shù)上限。100MW 1,000MW10MW1MW100kW10kW1kW系統(tǒng)容量超級電容儲能秒級鋰離子電池儲能飛輪儲能分鐘級鈉硫電池/液流電池儲能天級氫儲能 抽水蓄能壓縮空氣儲能月級儲能時長圖11|不同儲能技術(shù)的適用規(guī)模與存儲時長氫儲能及相關(guān)電化學(xué)儲能機械儲能電磁儲能2021200仍然氫儲能在可再生能源電網(wǎng)中的應(yīng)用以氫能為核心的化學(xué)儲能系統(tǒng)涵蓋了氫氣制備、儲運以及以氫為燃料的發(fā)電圖12,過程中，富余的可再生能源發(fā)電，通過電解制氫系”（power-to-gas,22。來源：來源：BCG分析。1P2Gpower-to-gas，電轉(zhuǎn)氫。2G2Pgas-to-power，氫轉(zhuǎn)電。3含戶用。電氫氫能運輸氫氣的直接利用氫儲能電站儲氫工業(yè)和化工G2P：平抑波動加氫站（包括制氫加氫一體站）燃氣輪機/燃料電池發(fā)電電解水制氫調(diào)峰輔助容量、負載均衡分布式發(fā)電/熱電聯(lián)產(chǎn)/備用電源削峰填谷電網(wǎng)P2G：減少棄風棄光可再生能源發(fā)電：光伏/風電用電側(cè)電網(wǎng)側(cè)發(fā)電側(cè)圖12|氫儲能在可再生能源電網(wǎng)中的應(yīng)用電網(wǎng)系統(tǒng)的容量和靈活性可以通過氫儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)的部署得到提升網(wǎng)電源使用。氫儲能的進展和挑戰(zhàn)目前，全球氫儲能已進入示范應(yīng)用階段，已有在實際電網(wǎng)中進行的完整兆瓦級示范項目23。近年來，多個國家均在積極進行大規(guī)模氫儲能項目的示范。2002021年12月，國家電網(wǎng)子公司與大連化學(xué)物理研究所合作，在安徽六安投入使用了220立方米/小時，配備了一個200和六套200千瓦的燃料電池發(fā)電系統(tǒng)。該項目標志著國內(nèi)第一個兆瓦級儲氫電站2425目26電網(wǎng)對靈活性的要求與日俱增，氫儲能系統(tǒng)有望隨著發(fā)電廠的升級改造在2030年形成規(guī)?；瘧?yīng)用（參閱圖13）。摻氫燃氣輪機發(fā)電技術(shù)可能更適用于天然氣豐富的地區(qū)，但中國的一個特殊情況是，對火電設(shè)施進行較小改造后實現(xiàn)摻氨燃燒可能更具推廣基礎(chǔ)，這是由于中國目前仍然嚴重依賴燃煤發(fā)電，并且已有大量的火電廠。由綠氫制成的綠氨可摻入煤炭中燃燒，使傳統(tǒng)的火電廠脫碳。例如，國家能源集團已經(jīng)成功在40兆瓦的燃煤發(fā)電機組上進行了摻氨35%的示范27。來源：文獻研究；來源：文獻研究；BCG分析。西南地區(qū)：水力發(fā)電+抽水蓄能負荷負載優(yōu)化和需求響應(yīng)基于分布式電源的微電網(wǎng)電動汽車V2G—池的分布式儲能華東地區(qū)：負荷中心+分布式儲能發(fā)電天然氣和氫氣發(fā)電分布式光伏發(fā)電西北地區(qū)：風光發(fā)電+氫儲能特高壓輸電發(fā)電基地區(qū)域內(nèi)區(qū)域間圖13|基于儲能的中國電力系統(tǒng)展望在法國，Kappa集團成功打造了氫能綜合利用示范項目Hyflexpower，該項目由電解水制氫設(shè)備生產(chǎn)氫氣，并實現(xiàn)了30%摻氫的燃氣輪機發(fā)電，成為了全球首個工業(yè)級規(guī)模的氫儲能發(fā)電示范項目28。在美國，角洲地區(qū)的Intermountain電廠提供跨季節(jié)長時儲能。該火電廠將在2025年之前被改造成840兆瓦的聯(lián)合循環(huán)機組，實現(xiàn)摻氫30%燃燒發(fā)電，并在2045年之前實現(xiàn)100%燃氫發(fā)電29。在日本，近70，自年以來一直致力于氨作為零碳燃料和氫能載體的相關(guān)技術(shù)研發(fā)與產(chǎn)業(yè)應(yīng)用示范工作。研究成果和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用。且氫儲能基礎(chǔ)設(shè)施不成熟，目前氫儲能系統(tǒng)的總體經(jīng)濟性較差，無論是技術(shù)還是商業(yè)化層面均存在進一步突破的空間。1.3萬元/為元/千瓦，電池儲能則為2,000元/等。31接應(yīng)用相比其在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用更具經(jīng)濟性優(yōu)勢。以中國西北地區(qū)的某即將投入運行的綠氫示范項目為例，該項目預(yù)計利用上游光伏電站的綠電直接驅(qū)動總規(guī)模超過50,000標準立方米/小時的電解水制氫系統(tǒng)來生產(chǎn)綠氫，并供應(yīng)到石油煉化工廠，實現(xiàn)大規(guī)模氫儲能及氫能綜合利用。這一項目受益于當?shù)刎S富的光照資源，其綠氫成本可以與當?shù)氐幕覛鋬r格持平，甚至在一定條件下更優(yōu)。氫基礎(chǔ)設(shè)施的落地需要頂層規(guī)劃與實施層面的激勵措施相配合。氫工業(yè)氫在工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用氫在工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用非常廣泛。2021年，全球氫需求量超過9,400萬噸，其中超過99%來自工業(yè)領(lǐng)域32（參閱圖14）。來源：國際能源署（IEA來源：國際能源署（IEA）；BCG分析。注：由于四舍五入的原因，可能存在分項之和不等于合計的情況。202120202019石油煉化40（42%）38（42%）40（43%）超過99%當前全球氫需求量來自工業(yè)領(lǐng)域合成氨34（36%）33（37%）32（36%）甲醇制備15%15（ 其他直接還原鐵（6%）5（1%）1（1%）1905（5%）13（15%）915 1（5%） （1%）14（15%）94全球氫需求量，分下游應(yīng)用，2019–2021年（單位：百萬噸氫）圖14|全球氫需求量主要來自工業(yè)領(lǐng)域石油煉化是目前氫氣的最大應(yīng)用，該領(lǐng)域全球每年消耗超過4,000萬噸氫，約占總需求的42%參閱圖。來源：來源：BCG分析。1二氧化碳捕集、利用與封存技術(shù)。廣泛的下游應(yīng)用領(lǐng)域以氫為原料的相對成熟的化工工藝綠氫取代灰氫具有巨大的潛力…直接還原鐵綠氫（電解水制氫）化工行業(yè)甲醇制備藍氫（利用CCUS的化工產(chǎn)氫化肥行業(yè)石油、氨、甲醇等合成氨氫汽車制造業(yè)石油煉化灰氫（化工工業(yè)副產(chǎn)氫）終端應(yīng)用用氫制氫氫相關(guān)過程圖15|氫在工業(yè)領(lǐng)域的應(yīng)用由灰氫轉(zhuǎn)向綠氫未來氫在工業(yè)領(lǐng)域的發(fā)展將更多圍繞上游制氫環(huán)節(jié)。如今，幾乎所有的工業(yè)用氫都來自于化石燃料，即灰氫。2021年全球因制氫過程產(chǎn)生的二氧化碳排放量超過8.3億噸33，這樣的排放水平如果持續(xù)下去，氣候目標將無法達成。因此，工業(yè)領(lǐng)域勢必逐漸由灰氫轉(zhuǎn)向綠氫，即用可再生電力電解水制氫。這一轉(zhuǎn)變趨勢已經(jīng)開始。2021年，電解水制氫電解槽的總裝機容量增長了70%，達到510兆瓦預(yù)計在年實現(xiàn)平價，收斂于美元/參閱圖。這有賴于綠氫制取在技術(shù)和經(jīng)濟性上持續(xù)取得突破。（IEA）《全球氫能回顧2022》\h/events/global-hydrogen-review-202234（IEA）《全球氫能回顧2022》\h/events/global-hydrogen-review-2022來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）2021年報告；BCG分析。綠氫，2030灰氫，2030綠氫，2020灰氫，20200基于2050年凈零排放情景，全球綠氫和灰氫（煤制氫）的平準化成本預(yù)計至2030年收斂于1.5–4.0美元/kgH2426圖16|兩種技術(shù)路線下的氫氣平準化成本，2020年及2030年的預(yù)測水平（基于2050年凈零排放情景）平準化成本（LCOH）美元/kgH28上述綠氫和灰氫的成本平價趨勢，將主要來自四大因素的推動（參閱圖17）。來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）2021年報告；文獻研究；BCG分析。12021年中國實際可再生能源電價和煤炭價格。2補貼后的最終價格。3以煤制氫為例。其他（~30%）碳稅綠氫和灰氫的價差將縮小可再生能源電價下降和電耗水平的優(yōu)化，推動綠氫的成本下降碳稅的推出將推動灰氫成本上漲煤炭成本（45%–55%）灰氫成本3煤炭價格固定成本（~20%）可再生能源電力價格2其他（5%–10%）電耗電力成本（80%–85%）綠氫成本電解槽成本固定成本（~10%）趨勢主要影響因素成本項1圖17|綠氫和灰氫的成本結(jié)構(gòu)、影響因素和未來變化趨勢電解槽成本降低堿性電解水制氫（AEC）技術(shù)是發(fā)展最早、也是目前最成熟的電解槽類型。其他主要技術(shù)，如質(zhì)子交換膜（PEMEC），尚處于商業(yè)化應(yīng)用早期，目前成本高于堿性電解水制氫技術(shù)。未來隨著電解槽裝機量的提升，規(guī)模經(jīng)濟效應(yīng)將進一步降低平準化成本。如果在工藝和材料技術(shù)上有所突破，設(shè)備價格將有進一步下降的潛力?？稍偕茉措妰r下降綠氫成本的80%–85%來自電價，這使得綠氫的成本對可再生能源電價高度敏感。假設(shè)煤價為800元/噸且不征收碳稅，當可再生電力的每度電價格達到約0.16元/千瓦時，綠氫和灰氫（煤制氫）的平準化成本有望打平（參閱圖18）。一些綠氫項目已經(jīng)與可再生能源電力供應(yīng)商簽訂了協(xié)議，以保證廉價電力的持續(xù)供應(yīng)。隨著可再生能源裝機量的持續(xù)提升，可再生電力的價格有望繼續(xù)下降。電耗水平優(yōu)化電耗水平是影響電力總成本的另一個因素。目前對于大多數(shù)綠氫制備廠商來說，利用堿性電解水制氫系統(tǒng)制取綠氫的全系統(tǒng)電耗約為5.1–5.2千瓦時/標準立方米。隨著未來技術(shù)的突破，預(yù)計2030年左右可達到4.3–4.5千瓦時/標準立方米，進而降低約7%的平準化成本。碳稅的出臺盡管目前大多數(shù)國家尚未開始征收碳稅，但可以預(yù)期，碳稅政策的實施將有效推動凈零排放的實現(xiàn)，通過推高化石燃料產(chǎn)氫的成本，進一步縮小綠氫和灰氫之間的價格差距。例如，在無碳捕集、利用與封存技術(shù)的情況下，征收700元/噸二氧化碳元35元碳稅為2,000元/噸（即約700元/噸二氧化碳），當可再生能源電價達到約0.4元/千瓦時，綠氫和灰氫（煤制氫）將實現(xiàn)成本平價（參閱圖18）。（IEA）《全球氫能回顧2022\h/events/global-hydrogen-review-2022。來源：文獻研究；來源：文獻研究；BCG分析。注：假設(shè)匯率為1美元=7元人民幣?？稍偕茉措妰r0.63 0.70元/千瓦時0.560.490.420.350.280.210.140煤炭價格：按800元/噸計算碳稅價格：按0–2,000元/噸計算42352821147~0.4元/千瓦時~0.16元/千瓦時49灰氫（煤制氫）綠氫圖18|中國綠氫和灰氫的成本平價分析平準化成本（LCOH）元/kgH2氫能產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)在制氫領(lǐng)域，盡管目前的堿性電解水制氫產(chǎn)品和質(zhì)子交換膜產(chǎn)品被認為相對成熟，但當前市場上的產(chǎn)品都不是為了綠氫場景所設(shè)計的。它們來自氯堿化；其他各類氫載體的儲運技術(shù)目前也處于積極的商業(yè)化應(yīng)用探索階段。2030年以前推出并實現(xiàn)應(yīng)用。氫安全管理則是近年來受到關(guān)注的一個新興領(lǐng)域。大規(guī)模用氫場景下的氫安全體系化氫氣制取制氫技術(shù)十年前，氫能僅作為一種清潔的替代燃料，在交通領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了一定的發(fā)展。而如今，在碳中和的背景下，氫能作為能源、化工、交通等領(lǐng)域大規(guī)模減碳的重要抓手，將在更多嶄新的應(yīng)用場景中發(fā)揮價值。場景定義產(chǎn)品。碳中和背景下所誕生的綠氫場景，對電解制氫系統(tǒng)提出了全新的要求：可大規(guī)模擴展并適應(yīng)吉瓦級規(guī)模應(yīng)用可直連綠電并適應(yīng)其波動性制氫效率高且安全穩(wěn)定系統(tǒng)易維護AC技術(shù)則仍處于實驗和研究階段。上述制氫路線，本質(zhì)上對應(yīng)酸性、堿性、固態(tài)三種電解水技術(shù)體系：酸性電解水技術(shù)：主要指PEMEC技術(shù)路線。受限于雙極板和膜電極的制造工藝，單堆酸性電解制氫難以擴大規(guī)模。此外，由于鉑等貴金屬的用量較大，其成本會隨電解系統(tǒng)規(guī)模的增加而升高。酸性電解水技術(shù)因其規(guī)模效應(yīng)不如堿性電解水技術(shù)明顯，在短期內(nèi)更適合于分布式小規(guī)模制氫場景。堿性電解水技術(shù)：以為主，也包括AEMEC。堿性電解水技術(shù)的關(guān)鍵零部件制造工藝成熟，其制造成本受益于供應(yīng)鏈的發(fā)展，由于規(guī)模效應(yīng)而不斷降低成本。因此，堿性電解水技術(shù)的發(fā)展特點更適用于大規(guī)模綠電制氫場景。當然，目前堿性電解水技術(shù)仍需在綠電波動適應(yīng)性、產(chǎn)品易維護性等方面實現(xiàn)進一步提升。固態(tài)電解水技術(shù)：即SOEC，目前仍處在早期研究階段。目前中國市場以堿性路線居多。在過去兩年的大規(guī)模綠電制氫項目中，市場總體更傾向于使用AEC技術(shù)路線，而PEMEC技術(shù)路線則更多應(yīng)用于小型、分布式的項目中（參閱圖19）。預(yù)計在中期，面向全球不同規(guī)模的綠氫場景，AEC仍將是最具可行性的主流技術(shù)路線。總體而言，堿性電解水制氫系統(tǒng)可能仍然是綠色制氫最廣泛的使用方法，但該技術(shù)在未來的競爭力將取決于技術(shù)創(chuàng)新和對特定應(yīng)用的適配性。來源：文獻研究；來源：文獻研究；BCG分析。注：基于中國已披露的158個項目分析（包括試驗項目）。百分比已四舍五入，部分總和不為100%。10–50MW50–100MW≥100MW規(guī)劃中，未確定堿性電解水制氫（AEC） 質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEMEC）711024–10MW<4MW17410775,301（0%）（39%）裝機量/計劃產(chǎn)能（MW）項目數(shù)量（個）4721,031（80%）86（44%）13（8%）59（37%）158 26,4092021–2022年中國不同規(guī)模綠氫項目數(shù)，分技術(shù)路線（僅含已確定方案項目）2021–2022年中國綠氫項目數(shù)和產(chǎn)能，分技術(shù)路線圖19|堿性電解水制氫（AEC）和質(zhì)子交換膜電解水制氫（PEMEC）的技術(shù)傾向在10MW及以上規(guī)模的項目中，堿性電解水技術(shù)路線為主導(dǎo)在4MW以下和小型的試驗性項目中，用質(zhì)子交換膜技術(shù)路線的電解水系統(tǒng)占比更高已確定方案的項目大部分選擇了堿性電解水技術(shù)路線堿性電解水制氫系統(tǒng)的發(fā)展?jié)摿A性電解水制氫系統(tǒng)是全球第一個商業(yè)化的水電解系統(tǒng)，也是目前應(yīng)用最廣泛的水電解系統(tǒng)36電解水制氫系統(tǒng)經(jīng)過一個多世紀的工業(yè)應(yīng)用已經(jīng)相對成熟，但面向未來大規(guī)模綠氫制取的當前的堿性電解水制氫系統(tǒng)可從兩個維度進行分類（參閱圖20）。一個維度是產(chǎn)品的標準化程度，其代表著產(chǎn)品大規(guī)模生產(chǎn)的制造成本下降潛力。另一個維度是所產(chǎn)生的氫氣是否帶有壓力，其決定了產(chǎn)品面向下游應(yīng)用場景的競爭力，因為多數(shù)下游的應(yīng)用場景需要帶有一定壓力的氫氣以降低使用成本。堿性電解水制氫系統(tǒng)發(fā)展的核心目標就是向著更加高效的方向發(fā)展。通過在電流密度、系統(tǒng)能耗、系統(tǒng)靈活性、運行壓力和維護便捷性方面進行技術(shù)創(chuàng)新，堿性電解水制氫系統(tǒng)aA,a,sP6。來源：文獻研究；來源：文獻研究；BCG分析。產(chǎn)品標準化程度標準化的產(chǎn)品設(shè)計非標準的產(chǎn)品設(shè)計標準化、可拓展的產(chǎn)品設(shè)計將有效降低產(chǎn)氯堿產(chǎn)業(yè)電解制氫品大規(guī)模制造的成本制造商的技術(shù)路線傳統(tǒng)歐洲電解制氫系統(tǒng)制造商的技術(shù)路線制取的氫氣新一代堿性電解制氫系統(tǒng)的技術(shù)路線多數(shù)中國設(shè)備制造商的產(chǎn)品技術(shù)路線帶有壓力氫氣壓力更高的制取氫氣的壓力，將有助于下游各類應(yīng)用場景下對氫氣的直接利用，無需使用額外壓縮機圖20|堿性電解水制氫的技術(shù)路線參閱圖。來源：文獻研究；來源：文獻研究；BCG分析。系統(tǒng)整體電堆結(jié)構(gòu)，優(yōu)化電堆性能電堆的電解液分布，進而提高效率流場密性的同時降低阻抗單片 隔膜實現(xiàn)性能提升電極/催化劑運行壓力 維護便捷性靈活性能耗電流密度未來技術(shù)研發(fā)創(chuàng)新方向主要影響指標圖21|堿性電解水制氫系統(tǒng)的技術(shù)創(chuàng)新維度及未來的研發(fā)工作方向增加電流密度：通過增加電流密度的方式，提升單位時間內(nèi)的制氫量，進而提高堿性電解水制氫系統(tǒng)的系統(tǒng)效率。降低系統(tǒng)能耗：在電流密度一定的情況下，生產(chǎn)一定量氫氣所消耗的功率越低，意味著堿性電解水制氫系統(tǒng)的效率越高。提高運行范圍靈活性：為了更好地適應(yīng)可再生能源不穩(wěn)定的電力供應(yīng)，堿性電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)在四個方面提高其運行范圍的靈活性—負載范圍、冷啟動時間、功率跟隨速度和停機控制。增加運行壓力：越來越多的下游場景針對加壓氫氣產(chǎn)品（如1.6MPa及以上）有直接需求，這意味著堿性電解水制氫系統(tǒng)應(yīng)能在高壓環(huán)境下工作，并產(chǎn)出加壓氫氣。優(yōu)化維護便捷性：每次制氫系統(tǒng)出現(xiàn)故障，即需通過返廠大修的方式進行故障篩查和系統(tǒng)修復(fù)，周期為一到三個月，維護時間過長，對于設(shè)備生產(chǎn)制造商來說具有很大的提升空間。電解槽的制氫效率也逐步提升，因此安全管理在各方面都越來越關(guān)鍵。堿性電解水制氫系3.4節(jié)詳細展開。案例：鄂爾多斯智能零碳綠氫項目案例：鄂爾多斯智能零碳綠氫項目2022年8月鄂爾多斯碳中和研究所發(fā)布了 海德氫能“氫舟電解水制氫系統(tǒng)作為第一“智能零碳綠氫項目。 先進的智能堿性電解水制氫系統(tǒng)從關(guān)鍵部件、機械設(shè)計到電解堆和控制系統(tǒng)都進行了技術(shù)創(chuàng)鄂爾多斯市位于內(nèi)蒙古地區(qū)中部，得益于其新，其技術(shù)參數(shù)已達到全球領(lǐng)先水平。同時系統(tǒng)得天獨厚的太陽能和風能資源，當?shù)卣畬τ诎l(fā)利用數(shù)字化技術(shù)，通過遠程數(shù)字平臺實現(xiàn)對該系展綠氫產(chǎn)業(yè)已經(jīng)制定了明確的目標。該項目內(nèi)采統(tǒng)的監(jiān)控和管理。用的先進電解水制氫系統(tǒng)，可直連場內(nèi)太陽能發(fā)電站直接制備綠氫。該系統(tǒng)由一家專注于綠氫制取、氫儲能及氫安全解決方案的中國本土科技創(chuàng)新型企業(yè)—海德氫能—研發(fā)制造。來源：文獻研究；BCG分析。注：kWh/Nm3=千瓦時/標準立方米。智能2022年8月，在鄂爾多斯發(fā)布了先進智慧零碳綠氫系統(tǒng)及示范項目項目位于鄂爾多斯碳中和研究院高效安全實現(xiàn)了系統(tǒng)級別的安全狀態(tài)監(jiān)控鄂爾多斯：先進的電解水制氫示范項目世界首個插片式標準化帶壓電解電堆，實現(xiàn)“高效、安全、智能”的制氫系統(tǒng)氫儲運圖22|氫氣狀態(tài)及其儲運來源：高盛研究；國際能源署（IEA）；BCG分析。1LHV圖22|氫氣狀態(tài)及其儲運來源：高盛研究；國際能源署（IEA）；BCG分析。1LHV：低熱值（lowerheatingvalue）。2MCH：甲基環(huán)己烷。氫氣狀態(tài)過程描述成熟度能耗需求體積密度優(yōu)勢弊端kWh/kgHLHVkgH/m3物理儲運氣氫@15MPa~1>90%11效率較低；由于氫通過壓縮氫氣氣體密目前相對高效和成氣的易燃特性，導(dǎo)氣氫@30MPa~4>85%23度，形成高壓氣氫進熟的技術(shù)，可在常致在高壓條件下的行儲運溫下進行氫氣安全管理具有氣氫@70MPa~680%38一定挑戰(zhàn)性液氫通過低溫壓縮技術(shù)，在-253°C將氫氣液化，采用超低溫容器進行儲運~965%–75%71儲運加注效率較液化的能耗和成本較氣氫更高，氫的蒸發(fā)損失和安全性挑戰(zhàn)有待攻克化學(xué)儲運氨（NH）/甲醇（MeOH）合成氨氣或甲醇進行儲運，再通過還原反應(yīng)釋放氫氣再利用以氨為例：逆反應(yīng)：~8以氨為例：氨合成的效率約82%–93%，逆反應(yīng)氫氣釋放效率約80%以氨為例：121可以利用氨和甲醇現(xiàn)有更加成熟的基礎(chǔ)設(shè)施高效儲運，氨和甲醇還能作為燃料或化工原料直接利用逆反應(yīng)的能量轉(zhuǎn)化效率低，所需能量較高；氨具有毒性液態(tài)有機氫載體（LOHC）與LOHC（如MCH）進行化學(xué)反應(yīng)形成氫載物，再通過還原反應(yīng)釋放氫氣再利用合成轉(zhuǎn)化放熱,逆反應(yīng)：~12逆反應(yīng)效率約65%110合成轉(zhuǎn)化放熱，且更易于運輸逆反應(yīng)的轉(zhuǎn)化效率低，易產(chǎn)生雜質(zhì)氣體，且LOHC通常有毒、易燃金屬儲氫與金屬氫化物通過化學(xué)鍵結(jié)合實現(xiàn)儲運，通過加熱再釋放氫氣~488%80–100效率高于其他方案單位質(zhì)量儲氫密度低、充放氫效率低根據(jù)氫的不同狀態(tài)，可采用適當?shù)膬\方法。壓縮氣氫形式的氫儲運是目前應(yīng)用最廣泛、最成熟的技術(shù)。氣氫存儲可采用從小容量盡管現(xiàn)階段液氫儲運技術(shù)與基礎(chǔ)設(shè)施還不如氣氫成熟。液氫可以以中等規(guī)模儲存在液液氫面臨的主要挑戰(zhàn)是，氫氣低溫液化過程能耗很高，會由于能量損失而帶來額外成本；此外，氫的蒸發(fā)損失和安全性挑戰(zhàn)也有待攻克。應(yīng)技術(shù)也有待突破。圖23|常見的儲氫技術(shù)路線比較氣態(tài)儲氫液態(tài)儲氫固態(tài)儲氫儲氫路徑載體儲氫量用途儲氫周期圖23|常見的儲氫技術(shù)路線比較氣態(tài)儲氫液態(tài)儲氫固態(tài)儲氫儲氫路徑載體儲氫量用途儲氫周期地質(zhì)條件需求平準化存儲成本1（LCOS）（美元/千克）4.574.502.831.901.071.86N/A基準水平未來可能水平70.950.87來源：BloombergNEF《氫能經(jīng)濟展望（2020）》。1內(nèi)項目的成本現(xiàn)值/全生命周期內(nèi)項目的發(fā)電量現(xiàn)值。無限制無限制無限制無限制無限制有限制有限制有限制鹽穴 枯竭氣田 巖穴 高壓儲罐液氫 氨 液態(tài)有機氫金屬氫化物大量大量中等少量中等或少量大量大量少量數(shù)周—數(shù)月季節(jié)性數(shù)周—數(shù)月數(shù)日數(shù)日—數(shù)周數(shù)周—數(shù)月數(shù)周—數(shù)月數(shù)日—數(shù)周術(shù)和基礎(chǔ)設(shè)施較為成熟。中國目前的氫運輸需求主要集中在各試點城市群內(nèi)，有明顯的區(qū)35MPa外50MPa來源：國際能源署（來源：國際能源署（IEA）《氫能的未來（2019）》；文獻研究；BCG分析。1僅適用于新管道；改造利用現(xiàn)有管道或摻氫運輸可大幅降低資本支出。大量大量中等少量運輸容量適用于國際長途運輸氫氣管道適用于1,500km以內(nèi)的輸送，管道的資本支出較高1、而運營成本較低液氫罐車適用于200km以上的陸上中長途運輸，其成本對運距的敏感度低于壓縮氣氫適用于200km以內(nèi)短途運輸，因為氣氫長管拖車成本對運距非常敏感具備經(jīng)濟性的運輸距離氣氫液氫液氨/甲醇液態(tài)有機氫載體氣氫液氫液氨/甲醇液態(tài)有機氫載體氣氫液氫液氨/甲醇液態(tài)有機氫載體氣氫液氫液氨/甲醇液態(tài)有機氫載體氫狀態(tài)描述 通過長管拖車將20– 通過槽罐車將液氫、液通過壓縮天然氣管道或新通過液氫運輸船或液化石50MPa的壓縮氣氫進行氨、甲醇或液態(tài)有機氫建專門管道，批量輸送純油氣（LPG）運輸船，遠公路運輸 載體進行公路運輸氫、摻氫氣體或液氨洋運輸液氫或各種氫載運輸船管道槽罐車長管拖車圖24|常見的氫運輸技術(shù)路線比較的液氫儲運要實現(xiàn)大規(guī)模發(fā)展，依賴于自主技術(shù)突破和實現(xiàn)核心設(shè)備的國產(chǎn)化。預(yù)計隨著氫—電轉(zhuǎn)化因此大規(guī)模發(fā)展仍需五到十年時間。盡管面臨諸多挑戰(zhàn)，開拓者們?nèi)栽诜e極進行相關(guān)技術(shù)的大型發(fā)電廠參閱圖于2030年達到3.5吉瓦，其中約85%裝機量為氫或氨燃氣輪機和鍋爐，氫燃料電池和燃煤電廠摻氨燃燒分別占10%和6%左右37。發(fā)電效率（）%發(fā)電效率（）%SOFC聯(lián)合PEMFC火電蒸汽輪機燃氣輪機燃料電池燃氣輪機/鍋爐圖25|燃料電池和燃氣輪機的輸出功率與發(fā)電效率圖25|燃料電池和燃氣輪機的輸出功率與發(fā)電效率燃料電池：適用于分布式場景燃氣輪機/鍋爐：適用于大規(guī)模發(fā)電場景70循環(huán)汽輪機50鍋爐40302010010kW100kW1MW10MW輸出功率100MW1GW來源：文獻研究；BCG分析。在燃氣輪機中燃燒氫或氨燃料，是實現(xiàn)以天然氣為燃料的燃氣輪機脫碳的一個頗具潛力的途徑：通過摻入30%體積分數(shù)的氫，可以減少約10%的碳排放38。燃氣輪機已在全球電力行業(yè)廣泛應(yīng)用，現(xiàn)有機組只要通過一定的升級改造就可具備摻氫、摻氨燃燒能力。長期來看，技術(shù)研發(fā)有望推動新造燃機機組實現(xiàn)100%燃氫。燃氣輪機最初為燃燒天然氣而設(shè)計，已是一種成熟的發(fā)電設(shè)備。盡管燃氣輪機具有一研發(fā)致力于解決如下問題394041：自燃：氫的高反應(yīng)性會增加燃料預(yù)混合階段的自燃風險，這需要對燃燒室進行更精細的設(shè)計（如多噴嘴布置），以防止燃燒室和噴嘴過熱或損壞。熱聲不穩(wěn)定性：氫火焰的熱聲不穩(wěn)定引起的振蕩會引發(fā)部件振動、貧油熄火和回火等問題，這些問題會影響燃氣輪機的可用性，需要通過改進系統(tǒng)設(shè)計和開發(fā)更可靠的監(jiān)測和控制系統(tǒng)來避免。氮氧化物（NOx）排放：氫氣雖然是一種無碳燃料，但其因絕熱燃燒溫度高于天然氣，在燃機中燃燒時仍然會產(chǎn)生NOx排放。減少NOx排放最先進的技術(shù)是稀薄預(yù)混燃燒器（LPM）。燃氫燃氣輪機發(fā)電目前處于商業(yè)化示范階段。大多數(shù)示范項目從15%–30%體積分數(shù)摻氫開始，逐步向更高比例摻氫的目標推進。這是因為30%的摻氫比例通常被視為需要對燃燒室和進氣系統(tǒng)等關(guān)鍵結(jié)構(gòu)進行重要改造的臨界值。截至目前，西門子能源的燃氣輪機已具備燃燒75%體積分數(shù)的氫氣混合氣的能力，100%的燃氫燃氣輪機也在研發(fā)中，預(yù)計于2030年發(fā)布42。在中國，國家電投集團于2022年9月宣布在運燃機成功實現(xiàn)30%摻氫燃燒改造和運行43，于2022年10月獲得國內(nèi)首臺純氫燃氣輪機示范項目批復(fù)，一套1.7兆瓦級機組計劃于2023年年底投入運營44。如，為了響應(yīng)日本的氨燃料發(fā)展規(guī)劃，日本IHI集團于2022年6月發(fā)布了世界上第一臺使用100%液氨燃料的2兆瓦燃氣輪機45，三菱動力則計劃在2025年建成世界上第一臺40瓦級燃氨燃氣輪機機組46。摻氫、摻氨鍋爐在燃煤火電機組中摻氨或摻氫燃燒，可以有效降低碳排放。在中國的能源結(jié)構(gòu)中，煤炭的占比較高，燃煤火電鍋爐因此有著廣泛的分布與應(yīng)用。在能源轉(zhuǎn)型與碳減排的雙重背景下，摻氫、摻氨火電鍋爐的改造勢在必行。團在2022年以35%摻燒比例在40兆瓦燃煤鍋爐上實現(xiàn)了混氨燃燒工業(yè)應(yīng)用47，安徽省能源集團也于2023年宣布實現(xiàn)了現(xiàn)役煤電機組100–300兆瓦多種工況負荷下?lián)桨?0%–35%平穩(wěn)運行48。3.2.3固定式燃料電池相對于燃氣輪機和火電鍋爐，通過燃料電池進行氫電轉(zhuǎn)化具有靈活快速啟停、支持無NOx燃料電池發(fā)電技術(shù)一般用于0.5千瓦至2兆瓦規(guī)模的分布式電源，應(yīng)用場景包括住宅和商業(yè)樓宇的微型熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)、不間斷電源和電力公司發(fā)電裝置。截至2021圖49來源：來源：E4tech；國際能源署（IEA）；BCG分析。注：并非所有的燃料電池都以氫氣為燃料。例如，目前為止大多數(shù)SOFC都以天然氣為燃料。百分比已四舍五入，部分總和不為100%。SOFCPAFCPEMFCMCFC20152016201720182019202020213%28% 10%100%60%2021按技術(shù)路線劃分的當年新增裝機量占比183韓國北美日本歐洲其他地區(qū)2202222092744%7%1%100%+11.3%44%44%2021325348（單位：MW）按區(qū)域劃分的當年新增裝機量占比全球新增固定式燃料電池系統(tǒng)裝機量圖26|固定式燃料電池裝機量韓國和美國積極推動固定式燃料電池發(fā)電在工業(yè)級和電網(wǎng)級的應(yīng)用，技術(shù)路線以固體氧化物燃料電池和磷酸燃料電池2021年10月，韓國浦