万亿氢能的场景

波士顿咨询公司&欧阳明高院士团队

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，获得越来越多的关注。

中国目前是世界上最大的产氢国，年产量达3300万吨，占全球需求的三分之一。

据预测，中國的氢气需求在2030年将达到3500万吨，2050年将达到6000万吨。中国的氢气供应能力强，需求量大，发展前景广阔。

中国目前是世界上最大的产氢国，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。

氢的应用，正从工业原料扩展到动力能源，预计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。

氢能交通中最受关注的终端应用，是燃料电池汽车（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。

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。

而在中国，燃料电池汽车的主流应用领域则是商用车和客车，中国汽车制造商也重点关注开发商用车车型。

燃料电池汽车发展的关键驱动因素，包括以下四点：

○燃料电池技术的进步

燃料电池系统一直在变得更高效、更耐久、更经济，主要得益于贵金属催化剂用量降低或替代技术研发，以及关键零部件生产规模扩大。

中国已将燃料电池系统的成本目标，定为2025年2000元人民币/千瓦，2030—2035年到600元人民币/千瓦，与美国2030年左右达到80美元/千瓦的目标接近。

○配套基础设施的发展

燃料电池汽车运行所需要的基础设施涉及制氢、储运、加注等环节，其中加氢站是目前燃料电池汽车发展最直接的瓶颈。到2022年中，全球已建成近千个加氢站。

○氢燃料成本的降低

氢燃料的成本，占Class 8燃料电池重卡总拥有成本（TCO）的一半以上。目前，就每公里燃料成本而言，在中国约为40～70元人民币/千克（不含补贴），与柴油和汽油相比仍然高出很多，预计2030年以前，中国终端加氢价格有望降至35元/千克以下，实现与燃油重卡的TCO持平。

○政策支持

中国的目标是，到2025年燃料电池汽车保有量达到5万辆，到2035年达到100万辆，中国政府已在五个城市群启动燃料电池汽车试点，激励措施覆盖了燃料电池汽车的整个价值链，包括燃料电池汽车示范应用、氢燃料电池关键零部件和氢能供应等环节。

我们认为，燃料电池汽车的最大潜力在于长途重载商用车领域。与纯电动重卡相比，燃料电池重卡的补能时间更短、重量更轻且能量密度更高。分析表明，在全球主要市场，与燃油重卡相比，燃料电池重卡将在2030年前具有TCO优势。

氢储能

由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，氢储能系统被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。

有别于其他储能方式，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。

图1： 截至2021年底，全球燃料电池汽车保有量已超过5万辆

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2： 绿氢和灰氢的成本结构、影响因素和未来变化趋势

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。

氢的跨区域运输也比较容易（对于固定式电池来说几乎是不可能的），且作为化工原料，已广泛使用于各种下游应用场景。

2021年底，全球储能总容量已超过200GW，其中抽水蓄能（86%）是最广泛使用的储能技术。随着可再生能源比例提升，在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中，氢储能预计将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。

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。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”（Power-to-Gas-to-Power，P2G2P）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。

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。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，也有丰富的探索和商业实践。

尤其中国，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。

国家电投西藏分公司在建的“风光电—氢—电热”示范项目、大唐集团投建的山西首座氢储能综合能源互补项目等，也均将在未来三年落成。

电网对灵活性的要求与日俱增，随着发电厂的升级改造，氢储能系统有望在2030年形成规模化应用。

掺氢燃气轮机发电技术可能更适用于天然气丰富的地区，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，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掺氨35%的示范。

受技术和规模的制约，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1.3萬元/千瓦，而抽水蓄能的成本仅为7000元/千瓦，电池储能则为2000 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，氢储能系统（特别是燃料电池系统）仍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。

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。

氢工业

2021年，全球氢需求量超过9400万吨，其中超过99%来自工业领域。

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4000万吨氢，约占总需求的42%。

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。

在工业领域，氢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，这样的排放水平如果持续下去，气候目标将无法达成。

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70%，达到510兆瓦，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1.5～4.0美元/千克氢气。这有赖于绿氢制取在技术和经济性上持续取得突破。

绿氢和灰氢的成本平价趋势，将主要来自四大因素的推动：

○电解槽成本降低

碱性电解水制氢（AEC）技术，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，成本较高。

未来电解槽装机量提升，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。

○电耗水平优化

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5.1～5.2千瓦时/标准立方米。

未来技术突破后，预计2030年左右，可达到4.3～4.5千瓦时/标准立方米，进而降低约7%的平准化成本。

○碳税的出台

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。

实现氢能在三大场景落地，离不开产业链各环节的关键性技术突破，主要涉及制氢、氢储运、“氢—电”转化和氢安全管理。

以“氢—电”转化为例，这是氢能利用的关键技术。在小功率分布式场景下，现以固定式燃料电池发电为主；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。

氢能产业正迎来新的发展浪潮，在政策、技术、市场、资本等多方的合力推动下，产业链各环节都将实现全方位的突破，在未来十年，其将构建下一个万亿级新能源市场，成为全球能源绿色低碳转型的新动能。

本文节选自波士顿咨询公司和欧阳明高院士团队联合发布的《中国氢能产业展望》报告， 编辑中略有改动，经授权刊载。