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编者按

氢能，正受到全球共同关注。

截止 2021年初，30多个国家发布了氢能路线图，共计宣布了200多个氢能投资计划，全球政府承诺投入700多亿美元公共资金。这是历史上前所未有的全球联动。

随着规模化发展，产业链成本持续下降，在2030年前，氢供应价格有望将氢燃料汽车运输成本与传统运输成本相当。

近日，麦肯锡氢能理事会发布《2021年氢洞报告（Hydrogen Insights 2021）》 ，详细阐述了全球氢能布局和投资、供应和价格、输送和应用等各个方面的展望，值得全行业参考。

执行摘要

氢作为能量转移的关键支柱，正在积聚强势。

在监管者、投资者和消费者向脱碳全球转移的支撑下，氢(H2)正受到前所未有的兴趣和投资。 2021年初，30多个国家发布了氢能路线图，该行业宣布了200多个氢能项目和雄心勃勃的投资计划，全球政府承诺投入700多亿美元公共资金。 这一势头在整个价值链中存在，并正在加速氢气生产、传输、分销、零售和终端应用的成本降低。

类似地，自2020年以来，氢能理事会从60个成员增加到100多个成员，如今在全球市值超过6.6万亿，员工超过650万。

本报告概述了氢生态系统的这些发展。 它跟踪氢解决方案的部署、相关投资以及氢技术和终端应用的成本竞争力。 它由氢气委员会和麦肯锡公司共同开发，提供基于事实、全面、定量的、基于真实行业数据的视角。 除了这份报告，氢能委员会还将推出Hhon Insights — 一种订阅服务，提供关于氢生态系统及其发展的细粒度见解和数据。

部署和投资：政府对深度脱碳的承诺，已宣布的氢投资已迅速加速

目前，整个价值链上有200多个氢气项目，85%的全球项目来自欧洲、亚洲和澳大利亚，美洲、中东和北非的活动也在加速。

如果所有项目都取得成果，到2030年，总投资将超过3000亿美元的氢能支出 — 相当于全球能源资金的1.4%。 然而，目前这项投资中只有800亿美元可以认为是"成熟"的，这意味着投资要么处于规划阶段，要么已通过最终投资决定(FID)，要么与正在建设、已经委托或运营的项目有关。

在公司层面，氢能理事会的成员们正计划到2025年将氢能投资总额增加六倍，到2030年将增加16倍。 他们计划将这笔投资的大部分用于资本支出（资本支出），然后用于并购（并购）和研发（研发）活动。

政府财政支持和监管支持的全球脱碳转型支持了这一势头。 例如，占全球GDP一半以上的75个国家拥有净零碳目标，30多个国家拥有针对氢的战略。 各国政府已经认捐了700多亿美元，其中包括新的产能目标和部门一级的条例，以支持这些氢倡议。 比如，欧盟宣布了2030年4000万千瓦(GW)电解池产能目标（目前还不到0.1 GW）,20多个国家在2035年前宣布了对内燃机(ICE)车辆的销售禁令。 在美国，联邦新车排放标准已落后于欧盟，加州和其他15个州的州级计划制定了雄心勃勃的目标，到2035年，不仅要让乘用车，还要让卡车达到零排放状态。 在中国，2021-24年的燃料电池支持计划将投入相当于50亿美元的燃料电池车辆部署，其重点是发展当地供应链。

供应：如果借助适当的监管框架来扩大规模，清洁氢成本的下降速度可能快于预期

随着氢气规模项目的出现，氢气生产成本可能继续下降。 对可再生能源而言，最大的驱动因素是可再生能源成本比先前预期的更快下降，这要归功于规模化部署和低融资成本。 2030年的可再生能源成本可能比一年前的估计低15%。 预计在拥有最佳资源的地区，如澳大利亚、智利、北非和中东，降幅最大。

但仅仅降低可再生能源成本是不够的：对于低成本的清洁氢生产，电解和碳管理的价值链需要扩大。 这不会单枪匹马发生：需要进一步加强公共支助，以弥合成本差距，发展低成本的可再生能力，扩大碳运输和储存场所。 就本报告中的成本预测而言，我们假定，根据氢理事会的愿景，在氢的使用方面进行雄心勃勃的发展。 例如，在电解方面，我们假定到2030年将部署90吉瓦。

这种规模的扩大将导致电解槽价值链的快速工业化。 该行业已宣布将电解槽产能提高至每年约300万千瓦以上，并需要迅速扩大规模。 这种规模的缩减可能导致系统成本比先前估计的下降更快，到2025年达到480-620美元/千瓦，到2030年达到230-380美元/千瓦。 系统成本包括厂房的堆栈及结余，但不包括运输、安装及组装、楼宇成本及任何间接成本。

可再生能源的大规模部署将需要发展大规模的氢气生产项目。 这些以特定用途建造可再生能源的项目可以通过合并多种可再生能源来提高利用率，如陆上风能和太阳能光伏发电(PV)的合并供应，以及过度建设可再生能源供给而不是电解装置产能。

综上所述，预测表明，到2030年，可再生氢气生产成本可能降至每公斤1.4至2.3美元（这一范围是由最佳区域和平均区域之间的差异造成的）。 这意味着，到2028年，新的可再生和灰色氢气供应将达到最佳地区的成本平价，2032年至2034年在平均地区达到成本平价。

与可再生的氢气生产相比，天然气低碳氢气生产在技术上继续发展。 随着CO2捕获率的提高和资本支出要求的降低，低碳氢生产是一种强有力的互补生产途径。 如果碳运输和储存场所规模化发展，那么低碳氢可能在2010年末以每吨二氧化碳当量(CO2e)1约35-50美元的成本与灰氢扯平。

分发：解除氢应用所需的成本效益高的传输和分配

随着氢气生产成本的下降，在降低交付的氢气成本方面，传输和分销成本是下一个前沿。 从长期看，氢气管道网络提供了最具成本效益的分配手段。 比如，管道能以输电线路成本的八分之一将能源输送10倍，资本支出成本与天然气成本类似。 该行业可以部分地重新利用现有的天然气基础设施，但即使是新建的管道，成本也不会高得令人望而却步（假设泄漏和其他安全风险得到了妥善解决）。 例如，我们估计从北非运输氢气的成本。

这些成本反映纯粹的生产成本，并为可再生氢气采用专门的可再生和电解系统。 这些费用不包括基载氢供应（例如储存和缓冲）所需的费用，冗余，服务和利润的费用；也不包括氢气运输和分配的任何费用。

通过管道输送到德国中部的氢气可能达到每千克0.5美元左右，低于这两个地区国内可再生氢气生产的成本差。

在中短期内，大型清洁氢应用最具竞争力的体系是在现场或近场共同进行制氢。 然后，该行业可以利用这种规模化生产，向附近的其他氢用户供应燃料，如卡车和火车的加油站，以及较小的工业用户。 将燃料运输给这些用户通常提供最具竞争力的分配方式，每公斤H2的成本低于1美元。

为了实现远距离的船舶运输，需要转换氢以增加其能量密度。 在存在几种潜在载氢剂的情况下，液氢(LH2)、液有机氢(LOHC)和氨(NH3)三种碳中性载氢剂的牵引力最大。 成本最优解决方案取决于目标最终用途，具有决定性因素，包括中央与分布式燃料供应、再转换的需要和纯度要求。

按规模计算，到2030年，国际分销的总费用为2-3美元/千克（不包括生产成本），转换和再转换所需费用的大部分份额。 例如，如果目标最终应用产品是氨，则运输成本仅为总成本增加0.3-0.5美元/千克。 如果目标最终应用是用于高纯度的液氢或氢，作为液氢运输可能只增加1.0-1.2美元/千克，对从港口进一步分配还有额外好处。 这些成本水平将让全球氢贸易成为可能，将日本、韩国和欧盟等未来主要需求中心与中东和北非(MENA)、南美或澳大利亚等低成本氢生产手段丰富的地区联系起来。 与氢气生产一样，航空公司需要大量的初始投资，以及在头10年构建成本差的正确监管框架。

结束应用程序：清洁氢成本下降和特定于应用的成本驱动因素提高氢应用的成本竞争力

从总拥有成本(TCO)的角度（包括氢气生产、分销和零售成本），氢气可能是22种终端应用（包括长途运输、运输和钢铁）最具竞争力的低碳解决方案。 但是，纯TCO并不是应用程序采用的唯一驱动因素：未来对环境法规的预期、来自客户的需求和相关的“绿色保费” ，以及符合ESG的投资的较低资本成本，都将影响投资和购买决策。

在工业中，氢气生产和分销成本的降低对成本竞争力尤其重要，因为它们占总成本的很大比例。 预计未来10年，炼油业将转向低碳氢。 在肥料生产方面，用优化的可再生能源生产的绿色氨应该在2030年与欧洲生产的灰氨成本相竞争，每吨二氧化碳的成本不到50美元。 钢铁是最大的工业二氧化碳排放国之一，可能成为成本最低的脱碳应用之一。 采用废钢和氢基直接还原铁(DRI)的优化设备，到2030年，绿色钢的原钢成本可能低至515美元，或每吨CO2e的溢价45美元。

在运输方面，氢供应成本的降低将使大部分公路运输部门在2030年前与常规运输部门竞争，而不需要碳成本。 尽管电池技术已经迅速进步，但燃料电池电动汽车(FCEV)正在成为一种互补的解决方案，特别是对于重型卡车和长程车辆而言。 在重型长途运输中，如果氢能以每千克4.5美元的价格提供，FCEV选项在2028年可以与柴油实现盈亏平衡由生物或空气捕获的CO2产生的合成甲烷是有待进一步研究的潜在第四种候选。

泵（包括产氢、配气和加油站成本）。 此外，氢燃烧(H2 ICE)在包括重型矿用卡车在内，具有极高功率和正常运行时间要求的部门提供了可行的替代方案。

氢在火车、航运和航空领域也在进步。 清洁氨作为运输燃料将是到2030年实现集装箱运输脱碳的最经济方式，与重质燃料油(HFO)实现平衡，每吨CO2e的成本约为85美元。3 航空业可以通过氢和氢基燃料实现竞争性脱碳。 航空业可以以每吨二氧化碳90-150美元的价格，通过LH2直接以最具竞争力的方式实现中短程飞机脱碳。 远程飞机使用合成燃料的脱碳最具竞争力，其成本约为每吨CO2e200-250美元，具体取决于所选的CO2原料。

建筑和电力等其他终端应用将要求更高的碳成本，以增强成本竞争力。 然而，作为大规模和长期的天然气网脱碳解决方案，它们仍将看到强劲的势头。 例如，在英国，多个地标性项目正在试验将氢气混合到天然气电网中，用于住宅供暖。 氢作为一种备份电源解决方案，尤其是对于数据中心等大功率应用，也正在获得广泛的支持。

实施：捕捉氢气的希望

政府对深度脱碳的坚定承诺，在金融支持、监管以及明确的氢战略和目标的支持下，已在氢能行业掀起前所未有的热潮。 现在，这种势头需要持续下去，并制定长期监管框架。

这些雄心勃勃的战略现在必须转化为具体措施。 政府应在企业和投资者的投入下，制定部门层面的战略（如钢铁脱碳），包括长期目标、短期里程碑和实现转型的必要监管框架。 行业必须建立设备价值链，扩大制造，吸引人才，建设能力，加快产品和解决方案的开发。 这种规模的扩大需要资本，投资者在规模经营的发展和推动中将发挥超大作用。 所有这些都需要建立新的伙伴关系和生态系统，企业和政府都扮演重要角色。

为了启动项目，战略应该瞄准关键的“解锁” ，比如降低氢气生产和分配成本。 我们估计，在理想条件下，要将成本降至与灰氢的平衡，需要大约65吉瓦的电解电，这意味着这些资产的资金缺口约为500亿美元。 还需要支持扩大碳的运输和储存；氢运输、分销和零售基础设施；以及最终应用程序的使用。

支持部署的一个地方是发展以大规模氢源为核心的集群。 这将推动规模通过设备价值链，降低氢气生产成本。 通过将多个供应商合并，供应商可以分担投资和风险，同时建立积极的强化循环。 在这些聚集区附近，其他规模较小的氢气供应商则可以在成本较低的氢气供应上回回运转，从而使它们的运营更快地实现盈亏平衡。

我们看到几种群集类型正在获得吸引力，包括：

— 燃料加油、港口物流、运输港区

— 支持炼油、发电、化肥和钢铁生产的工业中心

— 资源丰富国家的出口中心

目前液化天然气(LNG)容器中的生物或空气捕获的二氧化碳的合成甲烷等替代品不在本报告范围内，需要进一步研究。

成功的集群可能涉及整个价值链上的参与者，以优化成本、利用多个收入流并最大限度地提高共享资产的利用率。 它们应该向其他参与者开放，基础设施应允许在可能的情况下随时访问。

未来几年将对氢生态系统的发展、实现能源转型和实现脱碳目标具有决定性作用。 正如本报告所显示的，过去一年的进展令人印象深刻，势头空前。 但未来还有很多事情要做。 氢能理事会的公司致力于将氢能作为解决气候挑战的关键部分，而氢能洞察将提供关于所取得的进展和未来挑战的定期更新、客观和全球视角。

一、简介和方法

Hhon Insights是全球氢研究的领头羊

氢理事会的109个成员国的市场资本总值超过六点八万亿美元，员工超过650万。 Hhon Insights是氢理事会成员与麦肯锡公司的一项合作努力，旨在根据实际行业数据，就氢作为脱碳选项的使用提出客观、全面和定量的观点。

因此，Hhon Insights渴望在氢能行业的市场配置、投资动力和成本竞争力方面提供业界首屈一指的视角。 除了这份报告，氢能理事会还将推出Hhon Insights作为订阅服务，提供关于氢生态系统及其发展的细粒度见解和数据。

在解释结果之前，下面介绍方法方法用于此分析。

评估氢投资、部署和市场动力

报告团队根据对三大主要投资资金类别的分析，估计了到2030年的氢气总投资：对私营部门项目的直接投资、政府生产目标和公共资金，以及支持宣布的项目投资所需的上游/间接投资。

私营部门直接投资。 报告团队对公司在氢气项目上的投资进行了评估，评估来自一个数据库，数据库包含全球公开宣布的项目，得到了氢气理事会成员的验证。 小组利用公共部署信息和内部预测，估计了这些项目所需的资金。 它还根据项目是否处于早期阶段、规划阶段或是否已经承诺供资，按成熟程度对项目进行分类。 通过将这些见解与氢理事会成员的投资数据相结合，报告团队获得了市场相关投资趋势的洞见。

政府生产目标和公共资金。 报告小组审查了宣布的政府目标，并将其与项目管道进行比较，以量化达到目标所需的额外能力。 然后，这些额外的产能被计算在成本中，并作为`宣布的'投资计入投资总额中。 中国、日本和韩国等更依赖公开的公共融资目标，而非产能目标的国家，被视为一个特例。 在这些国家，报告团队审查了宣布的政府资金，并将其与项目计划中宣布的私人投资进行比较。 假设现有私人项目平均收到政府投资总额的三分之一（在大多数情况下，这些信息并未公布），该团队可以量化这些政府预期的额外投资，并将其纳入“宣布的投资”类别。

上游投资。 最后，小组估计了利用行业收入乘数实现私营部门直接投资所需的上游投资。 它分别处理燃料电池和路上车辆平台，从下而上地估计研发和制造成本。

评价氢成本竞争力：生产、分销及应用

这份基于2020年氢理事会研究报告的报告中的成本竞争力分析是“氢竞争力之路：成本视角”。 今年的报告侧重于增加新技术和应用（如运输和航空），并重新探讨技术、成本和基本假设已发生变化的领域。

氢能理事会成员通过一个独立的第三方“清洁小组”提供了这两个观点的数据，该小组收集、汇总和处理数据以保持匿名。

除了这些数据外，该报告还以麦肯锡能源研究公司对可再生能源成本和产能因素的建模、麦肯锡氢能供应模型、其他专有资产以及来自外部数据提供商和数据库的众多基准为基础。 报告小组还通过25次以上的专家访谈，测试和验证了这些分析的结果，然后将结果和主要结果提交给氢理事会研究小组。 该研究小组由氢理事会的20名成员组成，随后对这些发现进行了验证、共同开发和测试。 氢理事会全体指导小组随后审查并核准了报告。

 该研究假定了氢技术的几种部署方案。 虽然不是预测，但这些方案提供了一种分析规模对成本影响的方法竞争力。量增加的假设反映了到2050年满足全球最终能源需求18%（符合2°C目标）所需的低碳和可再生氢生产量规模。

氢气生产成本。对这两条主要途径的关注并不排除其他能够构成氢气经济性一部分的生产途径，如沼气重整、热解、煤气化等。 在报告提到这些替代途径的地方，报告就是这样描述的。

报告团队使用反映清洁氢气生产“基本成本”的特定生产配置来分析氢气生产成本。 这种生产配置包括专用的可再生能源和电解系统（不包括电网连接费或增加的输电线路基础设施），以及完全灵活的生产（零最小负载要求，需要存储和超量调整发电能力）。 此外，它仅考虑了规模较大的行业的原始生产成本（不包括服务、冗余和利润率等供应价格），以支持成本降低（到2030年安装90吉瓦）。

载体和应用分析。 使用特定低碳和常规替代品的运营商和应用程序进行了总体拥有成本(TCO)比较。 例如，一项分析比较了燃料电池电动车与电池电动车(BEV)和柴油车。 同样，航空用燃料将氢燃料与合成燃料、煤油（喷气燃料）进行比较。

报告团队为每种氢应用和技术及其竞争低碳和常规替代品制定了总体拥有成本轨迹，以确定相关的成本成分。 此外，该团队还在竞争解决方案中指明了推动成本降低和盈亏平衡点的因素。 通常，它根据低碳氢（通过碳捕获和储存的天然气重整产生）和可再生氢（通过可再生能源和电解产生）的平均氢成本估算。

然而，对于某些具体应用，假定采用一种特定的生产方法来反映不同区域及其各自的设置。

二氧化碳分析。 在整个报告中，二氧化碳扮演了两种不同的角色。 一方面，它可以用作甲醇(MeOH)运输燃料等应用的原料。 另一方面，它代表了损害环境的温室气体排放。 虽然有各种方法来捕获或获得CO2原料（例如工业捕获或生物产CO2），但本报告假定它是使用直接空气捕获(DAC)技术从大气中提取的。 因此，报告假定，最终产品是以碳中和的方式生产的。

该小组进行了所有分析，但并未假设隐含的二氧化碳排放成本会损害排放二氧化碳的应用和技术。 但是，在某些具体情况下，它确实适用了二氧化碳费用。 在这些情况下，分析清楚地描述了隐含的二氧化碳排放成本。除另有说明外，所有财务数字均以美元（美元）计算，并参考全球平均数。

二、部署和投资

H2项目在全球宣布200多个，势头强劲。

全球而言，价值链上共有228个氢气项目。其中，已宣布的17个规模生产项目(即：可再生能源超过1 GW4，低碳氢年产量超过20万吨)，其中欧洲、澳大利亚、中东和智利是最大。

欧洲在宣布的氢气项目数量方面居全球首位，澳大利亚、日本、韩国、中国和美国紧随其后，成为更多的氢气中心。 在所有宣布的项目中，55%位于欧洲。 尽管欧洲拥有105个生产项目，但宣布的项目涵盖包括中下游在内的整个氢气价值链。

在韩国，日本和欧洲等预期的主要需求中心，重点是工业用途和运输应用项目。 尽管日本和韩国在公路运输应用，绿色氨，LH2和LOHC项目方面表现强劲，但欧洲支持多个一体化氢经济项目。 后一种举措往往具有密切的跨行业和政策合作（如荷兰北部的氢谷）。相当于17.5万吨，100%负荷系数。

到2030年在二季度投资超过3000亿美元。到2030年，实现政府生产目标所需的投资和整个价值链的支出预测加起来超过3000亿美元。 鉴于该行业的早期阶段，这些投资中绝大多数(75%)涉及公告，但没有承诺提供资金。 迄今，我们估计在2030年前有800亿美元的到期投资。 这些资金包括在规划阶段的450亿美元，这意味着公司在项目开发上花费了可观的预算。 另外380亿美元涉及已承诺或在建、委托或已经营运的项目。

预计欧洲的投资比例最大（约45%），其次是亚洲，中国在亚洲的投资占总投资的一半左右。

从氢气价值链的分裂看，氢气生产占投资的最大份额。 由于为燃料电池和道路车辆平台提供资金，终端应用投资在成熟项目中所占的份额更高。 在分析氢理事会成员国的私人投资时，我们看到明显的加速趋势。 会员们预计，到2025年，投资将增加6倍，到2030年，投资将增加16倍，而2019年的支出将增加16倍。

企业往往将氢气领域的投资目标对准三个特定领域：已宣布或计划的项目、研发或并购活动的资本支出。 与研发或并购活动相比，氢能理事会成员未来的投资将大量转向资本支出投资(80%)。

监管和政府支持推动了这一势头。

各国政府计划支持向氢能转型的战略，将投入700亿美元。 政府支持的增加源于全球转向去碳化：75个国家占世界GDP的一半，净零野心，80%的全球GDP由某种水平的二氧化碳定价机制覆盖。

氢是大多数实现零净排放战略的关键要素，越来越多的国家正在制定氢计划。 事实上，30多个国家在国家一级制定了此类战略，6个国家正在起草这些战略。

除了国家氢能发展路线图之外，部门一级的监管和目标是向氢能转移的基础。 在交通方面，20多个国家在2035年之前宣布了对洲际交通工具的销售禁令。 超过35个覆盖1亿辆汽车的城市正在制定更严格的新排放限制，超过25个城市承诺从2025年起只购买零排放的公交车。 全球而言，各国预计到2030年将有450万FCEV，其中中国、日本和韩国将率先推出。 与此同时，利益攸关者正在将目标定在2030年前为10 500个氢加气站（氢加气站）提供燃料。

对工业而言，目标也在改变。 例如，欧洲联盟建议会员国纳入低碳氢生产可再生燃料目标（REDII指令），这可大大促进炼油和燃料零售商采用氢。 此外，4个欧洲国家（法国、德国、葡萄牙和西班牙）最近宣布了工业。

国家战略中明确的清洁氢消费目标。 同样，这四个欧盟国家在航空和航运燃料配额方面，也在进行深入讨论。 其他国家已经通过税收优惠为低碳氢制定了激励措施，美国的45Q计划就是如此。 类似地，在法国，工业用户可以通过使用可再生氢来避免碳成本；在荷兰，投资建设与海上风力发电连接的大型电解槽容量以及改造天然气电网以用氢取代化石燃料。

由于对氢的关注日益增加，加上政府的支持不断增加，宣布的2030年清洁氢的产能由先前的230万吨增至每年670万吨。 换句话说，过去一年，玩家已经宣布了三分之二的清洁氢气产能。

三、氢供应

2030年前，在最佳地区，可再生氢气可能与灰H2达到盈亏平衡。可再生氢气生产成本的下降速度继续快于先前预期。 与《2020年氢理事会研究》报告相比，“氢竞争力之路：从成本角度来看”，今年的更新结果导致对可再生氢气生产的成本降低预期更加激进。

有三个因素驱动着这种加速。 首先，资本支出需求正在下降。 我们预计，到2030年，系统级电解槽的资本支出将显着下降，降至200-250美元/kW左右（包括电解槽堆、电压供应和整流、干燥/净化和压缩至30巴）。 这比我们去年的预期低了30%-50%，这是因为成本路线图加快，电解槽供应链的扩张速度加快。 例如，一些电解厂制造商宣布近期产能扩容，总计每年超过3吉瓦。

其次，能源成本(LCOE)水平正在下降。 可再生能源成本持续下降，比先前预期低15%，原因是大规模可再生能源的使用，特别是在太阳能辐射高的地区（可再生能源拍卖继续打破历史低点）。 在拥有最佳资源的地区，包括西班牙、智利和中东，预计降幅最大。

第三，利用水平继续提高。 大规模、一体化的可再生氢气项目正在达到较高的电解槽利用率。 这种性能主要受生产集中化、可再生能源（如陆上风能和太阳能光伏）的更佳组合以及综合设计优化（例如，为优化利用而过度调整可再生能源容量与电解槽容量）的推动。低碳氢气生产势头强劲，成本降低更多低碳氢气的生产也继续取得势头。 改进包括提高自热重整(ATR)的二氧化碳捕获率，从去年的报告的95%提高到98%，同时减少捕获装置的规模和降低压缩要求，从而降低资本支出。 在较高温度下导电ATR还可提高甲烷 — 氢的转化率，从而降低产物气体中甲烷含量，进一步减少排放。

CO2成本的引入可以使清洁氢气最早达到盈亏平衡，包括与灰色和低碳氢气生产相关的碳排放成本，对灰色和可再生氢气的平衡动态影响很大。 假设到2030年碳成本为每吨CO2e约50美元，到2040年为每吨CO2e约150美元，到2050年为每吨CO2e约300美元，可将可再生氢最早的盈亏平衡提前到2028年2034年。 具体年份将取决于当地资源的可用性。

在可再生能源最优、但平均成本天然气（如智利）的国家，最早可能在2028年实现收支平衡。 在两条路径（如德国）均有平均资源的地区，到2032年可能实现盈亏平衡。 同时，两条途径（如美国的某些地区）资源丰富且最优的位置到2034年将出现灰色和可再生氢气的盈亏平衡。 到2025-2030年，低碳氢气可能会在灰气中恢复平衡，但须遵守CO2的储存和运输基础设施规模，预计每吨CO2e的成本约为35-50美元。

 

与2020年氢理事会研究报告“氢竞争力之路：成本视角”。

对于中欧的海上、风基电解等平均项目，可再生氢气生产成本可能从2020年的5.4美元/千克降至2030年的2.3美元/千克，LCOE下降对成本降低的影响最大。 由于电力成本的相关性较高，与使用成本较低的可再生能源的地点相比，效率提高的影响也略高一些。

对于中东使用太阳能光伏电解等低成本可再生能源的项目，2030年基于可再生能源的氢气生产成本可能降至1.5美元/千克。 在这种情况下，由于电解槽利用率低于海上风装置，资本支出成本的下降对降低成本的影响最大。 中欧和中东的设置配置也可以从综合设计优化中获益，在可再生能源容量过大导致的利用率提高和电力缩减导致的LCOE惩罚之间取得平衡。

真正的最佳位置可能包括风能和太阳能的组合，以获得额外的收益。 澳大利亚、智利或沙特阿拉伯等国家有潜力从这种综合资源中获益。在快速的全球扩张中，节约电解槽资本支出可以快速降低成本。

电解槽系统成本可能从2020年的约1,120美元/千瓦降至2030年的约230美元/千瓦。 该计算包括堆垛和植物平衡（如变压器和整流器、干燥/净化至99.9%纯度、压缩至30巴）。 它不包括将电解槽运至现场、安装和装配（包括网格连接）、建筑成本（用于室内安装），以及项目开发、现场服务和“首填”等间接成本。根据项目具体情况，到2030年，这些成本可能翻一番。

由于电解槽系统资本支出应会大幅下降，因此其他成本要素（包括安装、组装和间接成本）将随着时间的推移在成本中占据更大的份额。 这是因为，在前几个大规模项目部署后，对价值链中工程、采购和建设(EPC)部分的学习曲线影响将受到限制。

电解槽项目的总成本还包括融资成本。 与项目的加权平均资本成本(WACC)要求相符的贡献率应与其他资本支出要素一起分摊。 因此，融资成为降低氢气生产成本的重要途径。 例如，将WACC从7%降至5%，将使项目的总资本支出承诺减少近20%。

预期的电解槽学习曲线可能过于保守。

目前对于聚合物电解质膜(PEM)和碱性技术的电解槽规模的学习曲线期望值在2020年至2030年之间为11%-12%。 然而，与电池、太阳能光伏或陆上风等低碳技术的早期发展相比，这些学习曲线显得保守。 2010年至2020年，陆上风能的学习率约为20%至40%。 15%、20%或25%的潜在高学历率，将使成本在2030年前分别减少10-20%、40-50%或60-70%。

 

四、氢分配和全球供应链

随着氢气生产成本的下降，氢气分销成本变得越来越重要。 在生产和分销方面，正在出现三种类型的价值链。 大型氢燃料供应商将使用现场生产，它们靠近有利的可再生能源或天然气和碳储存场所。 较小的办事员，如加油站或家庭，将需要区域分布。

在没有最佳资源的地区，大小供应商都可能依赖氢进口。国际分配的出现是由可再生能源禀赋、天然气和碳储存场所的供应、现有基础设施、扩建的便利性和时间要求、土地使用限制以及转让当地可再生能源直接电气化能力等造成的氢气生产成本差异所驱动。 许多预期中的氢需求中心，包括欧洲、韩国、日本和中国部分地区，都经历了这种限制。

在某些情况下，氢气供应商将通过进口氢气而非本地生产氢气，更有效地满足这一需求。对于较长的距离，新的和经过改造的海底输送管道在规模运输方面比航运更便宜，但并不适用于所有地区。 如果管道不可用，则运输选择涉及一系列不同的运输工具。 其中，LH2、LOHC和NH3三个模型的研究最多。 由于所有三种载体都属于可比成本范围，因此最佳选择取决于目标最终用途和氢净化和压力水平方面的要求，详见下文。

氢气管道

氢气管道比输电线便宜

氢气管道可以有效的远距离输送可再生氢气。 它们能以八分之一的成本运输10倍的能源，这是与输电线路相关的成本。 此外，氢管道的寿命比电力传输线更长，并提供双功能性，作为绿色能源的传输和存储介质。

管道使国际和区域/最后一英里运输成为可能，以低成本将H2运至5000公里……

尽管分销网络覆盖区域和最后一英里运输，但陆上和海底输送管道可以将氢气输送到500至5000公里或更远的距离。 与替代运输方式相比，管道可以实现极低成本的H2运输，特别是在可能对现有基础设施进行改造的情况下。 例如，改造管道可节省绿地管道开发成本的60-90%。

改造的选择取决于现有管道（材料、年龄、位置）、运行条件和可用性，这些可能因长期天然气传输协议而受到限制。

虽然氢管道比许多替代品提供更便宜的运输，但氢网络的实际成本却因种类、网络长度以及改造后的管道本身的状况而有所不同。 包括压缩在内的陆上传输网络的典型资本支出成本将为每公里0.6至120万美元，新建的H2管道为每公里2.2至450万美元，从而造成H2运输成本为0.13至0.23美元/千克/1000公里。

 

氢气管道比较

在海上/海底输送管道方面，考虑到海底管道建设和运营的新项目和改造的具体挑战和条件，成本是1.3至2.3倍。 由于输送管道直径较小，压力较低，因此输送管道比输送管道便宜得多（大约占输送管道成本的15%）。 然而，直到2040年，当住宅和商业建筑对氢气的需求超过天然气电网中高达20%的氢气混合供应的门槛时，配电管道才可能成为现实。

改造与新建管道的成本取决于各种因素，包括管径和压力、所用材料的质量、管道的整体状况、裂缝的存在、建设的社会成本等。 这些因素中有许多是因地而异的，因此使一些地区和国家在改造天然气电网方面具有优势。 例如，在荷兰，平行的天然气电网基础设施允许企业在逐步淘汰天然气的同时对氢的使用进行改造。

改造的成本可以根据管道升级和计量站、阀门和压缩机站等连接设备的存在而改变。

除管道外，三种碳中性H2载体在长距离输氢方面具有竞争力。

由于气态氢不适合长途运输，供应商可以液化氢气，将其转化为氨，或将其与液态有机氢载体结合。 如果价值链的每一步都使用绿色能源（燃料和/或电力），而氢气是由低碳源产生的，那么这三种载体都可以视为低碳。

最佳载体取决于预期的最终用途、纯度要求和长期存储的需要。

载体的长期最优选择取决于一系列因素。 如果目的地需要液体或高纯氢，则LH2最有效；如果氢在港口着陆后需要与卡车一起分配，则LH2具有优势。 例如，汽车或卡车的氢加气站通常是这样。 与NH↓[3]和LOHC相比，LH↓[2]不需要脱氢或裂解转化为气态氢，既节约了成本，又避免了纯度载体残留带来的挑战。 LH2的主要缺点是体积能量密度比氨低，这限制了每船的氢量，并限制了每天储存时的蒸发损失。 尽管液化是一项经过验证的商业化技术，但液氢运输和大规模储存 — 这要求供应商管理沸腾损失 — 仍处于部署的初期阶段。

 

对于需要氨作为原料的终端用途，氨是直接的答案，因此可以避免将NH3裂解成氢气（例如用于肥料、运输燃料、共燃或氨燃烧发电）。 然而，供应商也在考虑对其他氢使用案例采用这种方法。 与液氢相比，氨的体积能量密度更高，因此供应商可以使用市售的氨船，以比LH2更高的成本有效地运输氨。 然而，使用氨作为氢载体的两个缺点是将氨重新裂解为氢的成本很高，以及可实现的纯度水平。 此外，由于氨是有毒的，它可能面临居住区的处理和储存限制，以及有限的土地分配选择。

液态有机氢载体可以利用现有的柴油基础设施，长期安全储存氢气，不损失。 9 LOHC在使用BT等不易燃、无毒的载体材料时，可以使用现有的工业级柴油基础设施，无需任何额外的安全法规。 LOHC的主要缺点是脱氢过程的新颖性，它需要大量热量从载体中释放氢气，并且与LH2和NH3相比，氢的承载能力有限。 使用比其它运营商所需的更便宜的储罐的能力，在一定程度上超过了这些问题。

 

虽然BT包括甲苯，但鉴于BT吨甲苯含量有限，它不属于毒性规定。

第15号展示了从沙特阿拉伯向西欧运送可再生氢的运输工具的比较，这些运输工具假设要进行大规模的氢生产和运输基础设施。 如果最终应用需要氨，将氢作为氨运输可能导致氢的降落成本低至每千克3美元。 如果最终应用需要氢气，则着陆成本在3到5之间。 因此，本示例中的承运人的最佳选择最终将取决于目标最终用途、由此导致的进一步陆上运输的需要以及预计的储存时间。

氢全球运输成本在二 — 三美元/千克以下。

到2030年，假设按规模生产和运输基础设施，氢能可以从澳大利亚、智利或中东等地运至预计的需求中心，其氢能成本为2-3美元/千克。 这一成本，加上极低的氢气生产成本，使许多关键部门（如运输、工业、原料等）在使用时的需求解锁。

 

五、结束应用程序

氢端应用的成本竞争力

Hhon Insights的报告分析了2030年各部门氢应用与常规和低碳替代品相比的竞争力。 所有区域氢生产和分销成本的降低将提高所有终端应用的成本竞争力，这反映在成本竞争力矩阵中右倾向与2020年氢理事会研究"氢竞争力之路：成本视角”。

除了氢能作为总体成本驱动因素的作用外，Hhon Insights报告还列出了另外三个成本驱动因素，这些因素对个别终端应用具有影响。 包括通过DRI和废钢相结合，优化绿色钢的路线，帮助绿色钢实现成本竞争力；电池技术的改进，这些技术在运输部门用低碳替代品影响氢气的盈亏平衡；以及氢或氢基燃料使用的新应用。

 

更新的成本展望显示，从总拥有成本（包括氢气生产、分销和零售成本）的角度看，22种氢应用可能是最具竞争力的低碳解决方案。 除了以前具有竞争力的应用，包括商用车辆，火车，远程运输应用和锅炉，今天的改善前景还增加了化肥，精炼，钢铁，航空和航运应用。

虽然此分析侧重于最终用途应用程序的成本竞争力，但其他因素也推动了公司和客户的购买决策。 其中一些包括政府目标、能源安全、降低未来能源成本的不确定性，以及政府的溢价无碳解决方案的客户，以及投资者对符合ESG标准的商业模式的偏好。 例如，航空、游轮、集装箱航运和钢铁业正在经历客户和政府在COVID-19之后更环保地重启的努力。

氢气生产成本盈亏平衡

按1.6-2.3美元/千克的氢气生产成本计算，大部分公路运输应用和工业用氢原料是"有钱的"（见图18）。 由于2030年蓝色和绿色氢成本目标之间存在氢成本，且碳排放成本为零，氢在较重的公路运输应用（不包括乘用车）中只具有竞争力。 碳以每吨100美元/吨二氧化碳的成本可能推动钢铁、氨和精炼等工业原料达到盈亏平衡。 其他运输形式，如航运和航空，只会以更高的碳成本（> 70美元/tCo2e）实现盈亏平衡，但需要氢基燃料作为实现脱碳目标的唯一零碳燃料可能性。

 

尽管建筑物和电力的最终应用需要更高的碳（约200美元/吨二氧化碳）价格才能提高成本竞争力，但我们相信它们将会呈现强劲势头。 例如，在英国，多个地标性项目正在将氢气混合到天然气电网中，用于住宅供暖。 他们还使用氢气作为备份电源解决方案，尤其是用于数据中心等大功率应用。 原因在于，尽管氢可能无法战胜常规解决方案，但氢可能是最经济划算的低碳解决方案。

在越野环境中所经历的条件使得氢燃烧作为燃料电池的替代燃料在越野应用中具有吸引力。

 

TCO使用案例视角：要求长途运输的按需重载运输

我们设计了一款长途重型8级货车，用于灵活、高要求的长途运输，车龄为10年，年里程为15万公里。 我们的按需卡车使用箱需要800公里的高燃油范围。 2030年，我们假设分配器的氢价格为约4美元/千克，基础成本为约50美元/吨的CO2e。 在模型中，将重型载货汽车(HDT)燃料电池电动车与电池式载货汽车(CEV)和柴油式载货汽车(DC)进行了对比。

我们预计，在2030年前，按需HDT FCEV将成为总体拥有成本方面最便宜的选项。 在2025年左右，电池电动车(BEV)和内燃机(ICE)HDT（2028年）实现收支平衡。 总的来说，燃料成本的降低（我们预计H2成本在2020年到2030年间将下降约60%）将推动约80%的TCO变化。 其余20%来自设备成本的下降（2020年至2030年，动力总成成本预计将下降约70%）。 在短期内，燃料成本占TCO的一半左右，而燃料电池动力总成成本约占12%，其中燃料电池系统成本为45%，油箱成本为40%，其他部件为15%。 在中期，燃料成本将占30%，动力系成本占总成本的7%。

 

在特定情况下 — 如存在补贴或其他支持机制 — 盈亏平衡点可以向前移动。 瑞士的收费豁免或加州的低碳燃料标准(LCFS)信用只是此类政策的例子。

TCO使用案例视角：矿用露天自卸车

TCO分析模拟了智利矿业运营中使用的300t露天自卸车，每年运行6,200小时，寿命为12年。 高功率要求（约2,000千瓦）使矿用卡车成为氢内燃机的有趣应用，因为这种高功率要求的燃料电池卡车还没有经过检验。

2030年，我们在分配器处假定氢价为1.4美元/千克（现场产氢），而CO2e基础成本为50美元/吨。 我们没有为电池电动矿用卡车建模，因为其可行性颇具挑战性，尤其是在充电方面。 由于正常运行时间在采矿操作中至关重要，因此需要高速充电才能满足所需的电池容量。 此外，由于涉及的电池非常大，许多矿井已关闭，更换电池变得困难和昂贵。

H2 ICE车辆和FCEV在2030年前都应与常规柴油卡车保持平衡。 我们预计H2 ICE卡车在FCEV之前会盈亏平衡，因为与传统柴油机相比，它们只需要很小的调整（预期资本支出最多比柴油机资本支出高15—20%）。 此外，本地产氢应使氢成本相对较低，抵消燃料电池和内燃机之间的效率差距，即FC为5055%,ICE为40-45%，以罐到轮为基础。

对于FCEV卡车，约20%的TCO变化是由于燃料电池动力总成成本的降低，另外60%是由于氢气生产成本的降低。 H2 ICE卡车受益于氢成本的降低。 这款车90%以上的TCO变化是燃料成本下降（到2030年为76%）的结果，因为动力总成技术已经成熟（例如，在2030年，它只对预期的TCO下降贡献了4%）。

 

TCO使用案例视角：家庭用SUV

我们还为家庭使用的SUV设计了模型，所需燃料范围为600公里，寿命为15年，年里程为2万公里。 我们比较了燃料电池SUV，电池电动SUV和柴油动力SUV。

我们预计，FCEV在2028年前将在总体拥有成本方面与北车相抗衡，而与柴油动力的SUV相比，竞争力要长一到两年。 2030年，我们假设分配器的氢价格为约4美元/千克，基础成本为50美元/吨CO2e。

降低FCEV TCO的主要驱动因素是设备成本（燃料电池系统和氢气罐支出）和降低泵中氢的成本。 到2030年，氢燃料成本占总拥有成本的40%，而近60%是动力总成成本下降的结果。

氨

迄今为止，全球工业生产了1.8亿吨氨，其中80%用作肥料原料，其余20%用于工业化学品生产。 氨占全球氢气产量的45%左右，成为当今最大的氢消费国。 灰色氨产量占全球排放量的2%左右，大约0.5亿吨CO2因其产量而排放。

随着跨部门脱碳的推进力度不断加大，氨气将出现新的应用领域。 氨是货运行业中有效的可持续航运燃料（如可持续航运燃料一章中更详细论述），它还可以作为氢（特别是新地区出口项目）的运输载体，并在现有火力发电厂中用于共同燃烧时实现电力生产脱碳。

脱碳替代品

氨是通过Haber-Bosch法生产的，该法将氢和氮结合在一起。 作为一个高度原料密集的过程，氨的碳排放中很大一部分来自原料的碳强度(30-40%的摇篮到工厂的温室气体(GHG)每吨氨排放量)。 因此，除了将绿色电力作为转化过程的投入之外，氨生产脱碳的唯一选择是替代灰色天然气中的氢，含有可再生或低碳氢。

TCO透视

鉴于原料强度在总TCO(65-80%)中，氨生产对清洁氢的生产成本非常敏感。 由于产氢成本是区域性的，主要由可再生能源(RES)和碳捕获和储存(CCS)成本驱动，因此清洁氨与天然气中灰氨的竞争力因地点而异。

如今，在北欧生产清洁氨的成本至少为650-800美元/t，而且要达到盈亏平衡，碳价必须达到140-220美元/t的二氧化碳。 如图22所示，到2030年，清洁氨的竞争力将发生巨大变化。 在欧洲，到2030年清洁氨所需氢气价格将达到与常规氨气持平的1.4美元/千克左右。 在欧洲，最佳氢气输送成本约为1.7美元/千克（例如，西班牙的基于光伏的电解），因此绿色氨需要低于50美元/吨CO2e的碳价才能实现收支平衡。 鉴于北欧地区的平均可再生能源，盈亏平衡需要大约100美元/吨二氧化碳的碳价。

 

在北美和中东等原料成本较低的地区，盈亏平衡成本将更低。 在可再生能源和CCS有限的地区，从最佳生产地点进口清洁氨可能是替代国内生产的氨的替代品。

氨生产成本

2030年欧洲USD/吨NH3

天然气价格6.9美元/百万英热单位(MMBtu),2030年氢气价格为1.7/2.1/1.8，采用CCS技术实现最佳可再生能源（西班牙太阳能）/平均可再生能源（德国海上风能）/SMR

钢铁

钢铁业是全球三大二氧化碳排放国之一。 根据世界钢铁协会的数据，2018年每生产一吨钢，平均排放1.85吨二氧化碳，相当于全球排放量的8%。 低碳钢产品需求的不断增长、客户需求的不断变化以及碳排放法规的收紧，只是钢铁业首要任务脱碳的几个原因。 因此，该行业需要大幅减少排放，以保持经济竞争力（和运行中）。

脱碳替代品

钢铁生产脱碳的两条主要途径是：一种集成高炉(BF)和基础氧炉(BOF)的组合，或电弧炉(EAF)。 BF-BOF法以煤为还原剂，由铁矿石生产钢，而EAF法的主要输入是直接还原铁(DRI)或废钢。 虽然这两条生产路线都导致碳排放，但传统的BF-BOF路线由于对煤的依赖而碳密集度是传统路线的14倍。

尽管有减少BF/BOF路线排放的策略，包括减少生产损失、提高效率和CCU，但这些并没有完全消除排放，也无法证明其成本效益。 相比之下，DRI-EAF路线完全脱碳。 这要求钢铁制造商使用可再生电力为电炉供电，然后增加清洁能源需要少量天然气，导致每吨粗钢约4千克二氧化碳的排放 — 为了完全脱碳，这些排放需要减排。

氢或生物质作为还原剂生产DRI。由于生物质资源的可获得性可能会受到限制，因此我们将重点放在利用氢的脱碳上。

废料在电炉中的使用是生产成本总额的重要推动力。 废料的供应和质量在很大程度上取决于该地区。 废料占比增加通常意味着成本降低，因为DRI通常更贵。 废钢的质量通常也会降低，这意味着在生产钢材的质量与从更高比例的废金属中优化成本之间做出权衡。

 

TCO透视

在废钢40%、DRI60%的优化设置中，考虑到碳的实际预期成本，到2030年，清洁钢将与通过BF-BOF生产的钢成本相竞争。 比如，欧洲清洁钢产量每吨粗钢成本可能低至约515美元。 这超过了BF-BOF无碳成本的粗钢450美元/吨的估计数，因为 — 尽管资本支出成本降低约30%--H2原料成本和电力需求的增加使其运营成本明显提高。 这一成本差额可被碳成本约45美元/吨CO2e所抵消，使BF-BOF生产的钢与H2-DRI和废钢达到相同水平。 使用“纯DRI”设置会因为更高的资本支出、更高的电力需求以及更高的DRI成本而显着增加DRI-EAF路由的成本。 在可再生能源价格较低和含氢成本较高的地区，清洁钢的生产成本甚至可能低于上述欧洲H2-DRI+废钢的515美元/吨粗钢。

例如，对于中东一个优化的工厂，以约25美元/兆瓦时的可再生能源电和1.4美元/千克的氢气进入，清洁钢的成本可能低至约445美元/吨。 汽车原设备制造商等客户对以少量溢价采购绿色钢材的兴趣，为清洁钢材创造了额外的动力，同时也带来了有利的未来成本前景。

可持续航运燃料

迄今为止，国际商业航运占CO2e的0.9 Gt，相当于全球温室气体排放量的2.6%。 假设一切照旧，到2050年，商业航运排放最多可增加1.7 Gt的CO2e。

为应对气候变化，国际海事组织(IMO)不仅力求到2050年将航运业的温室气体排放量与2008年的基准相比至少减少50%（至0.5 Gt的二氧化碳），还希望在本世纪尽早使航运业彻底脱碳。

技术进步和目标能效措施降低的能源需求可节约0.5~0.9 Gt的CO2e。 但是，需要替代低碳运输燃料来弥补工业所剩0.3至0.7Gt的CO2e缺口，以便达到IMO 2050年CO2e0.5Gt的目标。

脱碳替代品

要向低碳或零碳运输转变，必须同时进行两个创新：生产脱碳燃料和开发新的推进系统，使这些低碳燃料得以高效使用。

推进系统展开的阶段

推进系统的发展可能会以重叠的阶段进行：在过渡期，使用常规重燃料油(HFO)和替代燃料的双燃料发动机将允许逐步转向脱碳燃料，同时尽量减少对现有推进系统的改造影响。

使用低碳或零碳燃料的ICE推进系统代表了迈向脱碳的下一步，因为与未来几年替代推进系统相比，ICE推进系统 — 取决于燃料类型 — 以相对较低的成本实现了巨大的减排甚至零排放。

在最后阶段，替代推进系统将得到更广泛的应用，例如电动或燃料电池系统，这些系统保证氢基燃料的高燃料效率。

评估不同的燃料选择

行业参与者正在讨论各种燃料替代物12，以取代传统液体化石燃料，后者在原料供应和技术成熟度方面各不相同。 此外，根据监管引起的约束、路线和驾驶模式，不同船型的替代燃料的适用性也会有所不同。

液化天然气产生的二氧化碳排放比重低30%。然而，生产过程和发动机中甲烷的滑动是一个真正的危险，因为甲烷作为温室气体的效力比二氧化碳高25%，因此对气候有害。 因此，LNG作为低碳燃料的适用性越来越受到质疑。 然而，从长远看，生物甲烷和合成甲烷可能是切实可行的未来选择。

液化天然气、生物燃料（如水合植物油）、合成甲烷（不在本报告范围内）、液态清洁氢、绿色氨和绿色甲醇。

液体生物燃料可以作为过渡燃料，因为它可以与常规的ICE推进系统一起使用，而不需要大量的改造投资。 然而，原料供应受到限制，其他脱碳行业需求增加，可能导致价格上涨和供应受限。 此外，根据原料的不同，生物燃料在减少二氧化碳排放潜力方面存在差异，与重油燃料相比，在生命周期中生物燃料的减少潜力在70%至90%之间。

液体清洁氢可以以碳中性方式生产，并且作为燃料，由于其较高的能量密度，其优选于气态清洁氢。 LH2大大减少了气候影响，因为它消除了CO2和所有非CO2排放(例如，氮氧化物(NOx)和硫氧化物(SOx))。 因此，LH2对于那些受到严格排放法规的船型是可能的选择，例如通过自然保护区航行的小型客船。 然而，与其它高密度运输燃料相比，储存所需的大量量使LH2成为远程运输的更不可取的选择。

氨是氮和氢的化合物，具有高能量密度（比LH2高50%）。 企业可以通过电解的可再生氢气中和地生产碳。 NH3易于储存，可利用现有的氨供应链和基础设施。 由于氨的毒性，某些船型（如载客船只）可能会面临氨的挑战，原因是安全方面的顾虑，以及未来可能对其船上和靠近高人口地区的加油地点的储存进行监管。 为了最大限度地发挥氨作为可持续运输燃料的影响，必须制定严格控制NOx和其他非CO2排放的措施。

甲醇是由CO2和氢气混合而成。 供应商可以通过可再生氢气和DAC产生的CO2、生物CO2或减少的碳排放来中和地生产CO，如果工业排放的CO2用作原料的话。 无论生产路线如何，用甲醇为推进系统加燃料都会导致CO2排放，部分抵消了生产所节省的CO2。 与氨气一样，甲醇受益于现有的全球基础设施和现有船舶有限的转化成本。

TCO视角

最具成本效益的脱碳路径不同于商业航运的每个子段，因为每个子段都具有不同的运营特性和经济性。 为了解释这些差异并研究氢基燃料可能发挥的作用，我们选择了集装箱船和游轮进行建模。

这两个选定的子部门在全球航运业都扮演着关键角色：集装箱船在全球船队排放中所占份额最大，为23%，在COVID-19大流行病爆发前，邮轮是增长最快的部分。 此外，这两个领域都可能是脱碳战略的早期实施者，因为它们与最终消费者的距离较近，后者表现出更高的支付意愿并面临外部监管压力。

集装箱船

从长期看，绿色氨将是集装箱船最便宜的零碳燃料，如第24号图所示，需要85美元/t的二氧化碳才能用六氟甲烷实现盈亏平衡。 双燃料ICE发动机将在未来10到15年的过渡期加速脱碳，而替代燃料和推进系统将达到规模。 长期而言，氨燃料电池应该成为首选的推进系统，因为与内燃机相比，氨燃料电池的燃料效率更高，而且预期随着时间推移，资本支出将显着减少。

集装箱船运商应该能够将与替代燃料相关的额外成本完全分配给最终客户，因为成本增加只占装运产品最终价格的一小部分。 例如，一条零售价60美元、从东南亚运往美国的牛仔裤，如果用氨气ICE引擎驱动的船运，比用重油运行的船运贵不到1%（0.13美元）。

 

游轮

与集装箱船相比，游轮表现出不同的航线轮廓，行程长度更短，停靠次数更多，安全法规和风险考虑更为严格，所有这些都可能排除氨因其毒性而使用。 鉴于这种可能性，碳中性甲醇和液氢成为最可行的燃料选择，如图25所示，需要约300美元/t的二氧化碳才能与重油气实现平衡。

与集装箱船一样，双燃料ICE发动机为游轮提供过渡技术，直到甲醇ICE和LH2燃料电池全面推出。 短期而言，与完全脱碳的驱动器类型相比，此混合解决方案可提供高达25%的成本降低。

生物柴油和液化天然气 — 两者都被讨论为过渡性燃料 — 减少但没有消除温室气体排放。 LNG还存在甲烷滑动的额外缺点，甲烷滑动对气候的负面影响比CO2更强。 因此，潜在的零排放法规很可能排除某些船舶使用任何一种燃料的可能。

与集装箱船相比，邮轮运营商还可能将由此带来的转向绿色甲醇或LH2的成本增加转嫁给终端消费者，因为某些邮轮乘客可能既有支付脱碳的手段，也有意愿。 例如，一次10天的波罗的海航游，一般1400美元，如果所有增加的成本全部分配给客户，那么甲醇的平均票价将增加660美元左右。

 

由于来自其他部门的高需求（如航运燃料章所述），原料可能短缺。

合成喷气燃料（又称合成燃料）是另一种喷气燃料替代品，供应商可以通过可再生氢气和二氧化碳的反应以低碳方式生产。 与纯氢溶液不同，合成燃料可以使用现有的喷气燃料基础设施和推进系统。 CO2脱碳潜力取决于CO2原料来源 — 直接空气捕获与工业二氧化碳排放形成对比，能创造零碳燃料。 尽管合成燃料不能消除二氧化碳以外的排放，从而在比纯氢更小的程度上降低总体气候影响，但从成本角度看，它们是实现远程航班脱碳的唯一可行选择之一。

液体清洁氢是该集团最新兴的技术，因为它需要新的推进系统（如氢燃烧涡轮机或燃料电池）以及储存和储存管理系统。 氢是唯一能减少飞行所有二氧化碳排放的替代燃料。 此外，LH2可以减少所有非CO2排放中的相当大比例，如NOx和SOx，从而使气候影响总体减少50-90%，超过所有其他替代燃料的减排潜力。 与其他可持续航空燃料相反，LH2要求对现有燃料基础设施进行彻底改造。

TCO视角

在航空领域，最佳低碳燃料的选择取决于飞机的尺寸和覆盖距离。 为了给整个航空业提供一个视角，我们建立了5个不同的使用案例：一架通勤喷气式飞机（19架PAX,500公里）、一架支线喷气式飞机（80架PAX,1,000公里）、一架短程飞机（165架PAX,2,000公里）、一架中程飞机（250架PAX,7,000公里）和一架远程飞机（3220公里）5百富，超过10,000公里)。 模型化的成本代表所有直接和间接成本，包括飞机的资本支出增加以及基础设施需求。

总体而言，研究结果表明，规模化氢能经济高效地使飞机脱碳至中短程，占全球航空CO2e排放量的70%。 如图26所强调的，对于这一范围的四个使用案例，液氢是最具竞争力的减排选择，到2040年，其成本为90-150美元/吨的CO2e。 在每座位公里(CASK)上，它的成本也比synfuel高出15-85%。

在1万公里以外，对储存空间的要求使氢在成本上不可行。 因此，对于占全球CO2e排放量30%的长程航班而言，合成燃料是成本竞争性最强的脱碳选择，成本为200美元/吨的CO2e。

请注意，与报告其余部分不同，我们从2040年的角度来看，因为氢基飞机较早投入使用和商业化的假设仍然不太可能。

 

2040年不同用途航空燃料的总拥有费

氢推进被认为是基于燃料电池的往返航班和区域航班，以及短/中/远程飞机的氢涡轮。 采用反向水煤气变换反应和直接空气捕获(DAC)生产合成燃料。 欧洲生产

放大短距离段。 在短途飞行中，氢是比合燃料更有竞争力的脱碳替代品，因为氢在成本和气候影响方面都优于合燃料。 随着时间推移，氢相对于合成燃料的成本优势将随着生产碳中性合成燃料所需的直接空气捕获技术成本下降而降低。

从煤油转向氢气意味着约100美元/t的CO2e成本。 如果这笔额外费用完全分配给最终消费者，那么在2030年，从法兰克福飞往伦敦的单程航班的机票价格可能会提高3035%，或25美元。

放大远程段。 对于远程飞行段，合成燃料是最具成本竞争力的可行脱碳选择，因为所需的储罐尺寸将排除1万公里以上距离的氢气。 尽管在不久的将来合成燃料仍然很昂贵，但在氢和二氧化碳的原料价格不断下降的推动下，合成燃料的成本应该会大幅下降（2020年到2040年间将降低50%以上）。 然而，要想与煤油实现平衡，仍需要200美元至250美元/t的CO2e的高碳成本。 如图28所示，在2030年二氧化碳成本为50美元/吨、到2040年碳成本大幅加速至200美元/吨CO2的情况下，在2038年至2043年间，长途飞行中，合成燃料可能与常规航空燃料发生冲突。

 

 

对最终客户来说，如果航空公司将成本完全分配给最终客户，从伦敦到新加坡的长途航班（平均票价为600美元）的票价到2040年可能会上涨至多300美元。

六、实施：把它们集合起来，以捕捉氢气的希望

世界各国政府对深度脱碳的坚定承诺，已在氢能行业掀起了前所未有的热潮。 金融支持、监管、清晰的氢战略和目标，加上政府承诺的700亿美元公共资金支持氢气转型，已导致价值链扩大、成本下降，投资攀上新高。

氢气故事的下一章要求利益相关方将其雄心勃勃的战略转化为具体措施。 政府、企业和投资者应该制定部门层面的战略（如钢铁脱碳），制定长期目标、短期里程碑和必要的监管框架。 它们必须发展设备价值链、扩大制造、吸引人才、构建能力，并加快产品和解决方案的开发。 这种规模的扩大需要资本，投资者在开发和推动大规模部署方面可以发挥超大作用。 所有这些都需要建立新的伙伴关系和生态系统，企业和政府都扮演重要角色。

要想启动这些计划，战略应该着眼于关键的解锁，比如降低氢气生产和分销的成本。 我们估计，要将成本降至灰氢的盈亏平衡水平，需要大约65GW的电解。 这相当于约500亿美金的资金缺口。

支持部署的一个地方是发展以大规模氢源为核心的集群。 这将推动设备价值链的规模化，降低氢气生产成本。 通过将多个供应商合并，参与者可以共享投资和风险并开始建立积极强化的合作循环。 在这些聚集区附近，其他规模较小的氢气供应商则可以在成本较低的氢气供应上回回运转，从而使它们的运营更快地实现盈亏平衡。

基于这些核心特征，我们看到几种聚类类型正在获得广泛的吸引力，包括：

— 燃料加油、港口物流、运输港区

— 支持精炼、发电和化肥或钢铁生产的工业中心

— 资源富裕国家的出口中心

要使集群取得成功，它们应包括整个价值链上的参与者以优化成本、利用多个收入流并最大限度地提高共享资产的利用率。 它们应该向更多参与者开放，基础设施应允许尽可能方便的接入。

未来几年将对氢生态系统的发展、实现能源转型和实现脱碳目标具有决定性作用。 正如本报告所显示的，过去一年的进展令人印象深刻，势头空前。 但未来还有很多事情要做。 氢能理事会的公司致力于将氢能作为解决气候挑战的关键部分，而氢能洞察将提供关于所取得的进展和未来挑战的定期更新、客观和全球视角。

 

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