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国际能源署发布《全球氢能回顾2022》

时间:  2022-11-18 18:39  来源:  先进能源研究中心   作者:   网络转载

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国际能源署发布《全球氢能回顾2022》
近日,国际能源署(IEA)发布《全球氢能回顾2022》报告,聚焦氢能在实现能源安全和气候目标两方面的潜在重要作用,梳理了氢能发展的现状和未来发展前景,并提出系列政策建议,以吸引投资、促进氢能技术的部署。关键要点如下:  
1、全球氢能需求正在增长,关键应用领域需求正在提升  
2021年,全球氢能需求增长5%达到9400万吨,超过新冠疫情前水平(2019年为9100万吨),约占全球终端能源消费总量的2.5%。绝大部分增长来自炼油和工业等传统应用,新应用领域的氢能需求增长60%至约4万吨。氢能在一些新领域的应用出现飞速发展迹象。在首个纯氢还原铁示范项目开工仅一年后,多个新项目公告快速发布;第一批氢燃料电池列车在德国开始运营;还有100多个氢及氢基燃料用于航运的试点和示范项目,同时大部分公司已经签署战略合作伙伴关系以确保燃料的供应;在电力领域,氢和氨的使用正在受到越来越多的关注,根据已公布项目统计,到2030年氢和氨发电规模将达到近3.5吉瓦。中国是全球最大氢消费国,2021年氢需求量约为2800万吨,比2020年增长5%;其次是美国和中东,都在1200万吨左右,同比分别增长8%和11%。IEA既定政策情景(STEPS)下,预计到2030年全球氢需求将达到1.15亿吨,但新应用领域的氢需求将不到200万吨。如果要达到各国政府做出的气候承诺目标,根据IEA承诺目标情景(APS),全球氢需求需要达到1.3亿吨(其中25%来自新应用领域);而要实现2050年净零排放目标,到2030年氢需求要达到2亿吨。
国际能源署发布《全球氢能回顾2022》
图12019-2030年既定政策情景(STEPS)和承诺目标情景(APS)中按部门和地区划分的全球氢能需求(单位:百万吨)
2、低排放制氢项目不断增加,但达到最终投资决定阶段的极少  
2021年,全球氢需求的大部分增长由化石燃料制氢满足;低排放氢产量不到100万吨,而且几乎全部来自于配备碳捕集、利用与封存(CCUS)的化石燃料制氢。然而,低排放制氢项目正以惊人的速度增长。根据目前在建项目推算,到2030年全球低排放氢产量将达到1600-2400万吨/年,其中900-1400万吨/年基于电解制氢,700-1000万吨/年基于配备CCUS的化石燃料制氢。就电解制氢而言,到2030年电解槽装机容量将达到134-240吉瓦。承诺目标情景下,到2030年低排放氢产量需达到3400万吨/年,要实现2050年净零排放目标则需要2030年低排放氢产量达到1亿吨/年。目前,很大一部分低排放制氢项目处于高级规划阶段,只有少数(4%)项目正在建设中或已达成最终投资决定(FID),主要原因包括需求不确定性、缺乏监管框架以及向最终用户输送氢的可用基础设施不足。
国际能源署发布《全球氢能回顾2022》
图22020和2021年全球氢气生产来源(单位:百万吨)
欧洲和澳大利亚是电解水制氢项目的领跑者。根据目前的项目统计,到2030年欧洲电解制氢产量可能接近500万吨,其中德国和西班牙合计有140万吨。澳大利亚由于其良好的光伏和风力发电资源条件,已成为电解制氢项目的热门地区,到2030年该国可再生能源电力制氢产量可能达到300万吨,电解槽装机容量将接近50吉瓦。预计到2030年拉丁美洲、中东和非洲电解制氢产量也将超过400万吨,通常用于向欧洲和亚洲出口。中国去年公布了几个电解槽项目,2022年3月之后宣布项目有所减少,可能是受到新冠疫情导致某些地区封控的影响。  
3、增强电解槽制造能力对于完善氢能供应链至关重要  
目前,全球电解槽制造能力接近8吉瓦/年,根据当前已宣布项目统计,预计到2030年可能超过60吉瓦/年,足以满足当前政府制定的电解槽部署目标。尽管未来几年电解制氢项目将继续增长,但仍需要为项目提供早期支持,以确保其达到最终投资决定并扩大规模。IEA分析表明,以当前的化石能源价格,可再生氢已经可以在许多地区与化石燃料制氢竞争,尤其是在拥有良好可再生能源资源且必须进口化石燃料以满足制氢需求的地区。如果在建的电解槽项目能够完成并按计划扩大电解槽制造能力,到2030年电解槽成本可能会比目前下降70%左右。再加上预期可再生能源成本的下降,可再生氢成本将降至1.3-4.5美元/千克(相当于39-135美元/兆瓦时)。  
4、如果障碍很快得到解决,到本世纪末可以实现大规模的氢能贸易  
根据正在开发的出口导向型项目,预计到2026年全球可出口氢气260万吨/年,到2030年将达到1200万吨/年。几乎所有以出口为目的氢气项目计划都是在过去两年中公布的,其中大多数项目已选择氨作为氢的首选载体。然而,承购和进口的进度落后于计划出口的规模,只有200万吨/年的氢获得了客户或潜在客户。项目开发商和投资者在新兴市场中面临高度不确定性,许多政府尚未实施具体的氢能贸易政策,而这些政策是项目成功开发所必需的。国际合作对于促进协调和确定可能减缓氢能市场发展的障碍至关重要。
国际能源署发布《全球氢能回顾2022》
图32020-2030年按区域划分的氢出口情况(单位:百万吨/年)
氢出口项目在地理上呈现多样化分布,到2030年全球低排放氢出口将达到1200万吨/年。其中,出口量最大的是拉丁美洲(300万吨/年),其次是澳大利亚(270万吨/年)、欧洲(179万吨/年)和非洲(170万吨/年),丰富的太阳能、风能和水资源是这些项目的主要驱动力。许多出口项目都规划在共享的工业中心,通常靠近港口。将可再生能源发电与氢生产项目和出口设施规划在相同地区,可以通过共享基础设施和整合能源来帮助降低成本。  
5、全球能源危机可能成为氢能发展的驱动力之一  
全球能源危机凸显了将能源安全需求与气候目标相结合的必要性。部署氢能可以减少对化石燃料的依赖以促进能源安全,无论是在终端应用中替代化石燃料还是将化石燃料制氢转变为可再生能源制氢。国际氢能市场的发展可以进一步增加潜在能源供应商的多样性,特别是增强能源进口国的能源安全。如果各国政府实施更积极的政策来兑现其气候承诺,到2030年部署氢能将可以实现减少使用140亿立方米/年的天然气、2000万吨/年的煤炭和36万桶/天的石油。重工业、重型卡车和航运为利用氢能减少化石燃料使用和降低排放提供了最大的机会。  
6、改造基础设施用于氢能存在机遇和挑战  
相比建设新管道,改造现有天然气管道用于氢运输可将投资成本降低50%-80%。现有正开发的项目共计将数千公里的天然气管道改造成输氢管道。然而,由于实际经验有限,重新配置和调整十分必要。各国政府,尤其是欧洲政府,正在考虑重新利用液化天然气(LNG)接收站。初步研究表明,将新LNG接收站的投资成本增加11%-20%,就可用于接收氨。由于需要更低温度,将LNG接收站用于液氢面临着更大的技术挑战,限制了现有设备的再使用,且极大影响成本。仅LNG储罐就占LNG接收站投资成本的一半左右,而使用新的液氢储罐替代LNG储罐的成本可能比LNG储罐高50%。目前还没有将现有LNG接收站转换为氨或氢接收站的经验,因此成本估算并不准确。  
7、必须采取行动以落实氢能政策  
氢能继续被各国政府视为能源部门的战略支柱之一,自2021年9月以来,又有9个国家通过了国家氢能战略,发布氢能战略的国家达到26个。一些国家特别关注低排放制氢和基础设施的商业规模项目,并且正通过实施具体政策迈向下一步。然而,仍然没有足够的政策来创造氢能需求,这会阻碍最终投资决定。  
8、加速低排放氢能生产和使用的政策建议  
(1)从公告宣示转向政策落实。近年来,各国政府将重点放在定义氢能在能源战略中的作用,这有助于行业了解氢能的潜在市场,并制定将氢能纳入技术开发和项目部署的计划。一些技术已经足够支撑扩大规模,但氢能市场仍处于起步阶段,其未来发展尚不确定,这阻碍了许多项目达到最终投资决定。政府需要落实政策来降低风险并提高低排放氢能项目的经济可行性。  
(2)促进在关键应用中创造需求。2021年底以来,化石燃料价格急剧上涨,显著缩小了低排放氢和化石燃料制氢的成本差距。然而,能源价格长期发展的普遍不确定性仍然阻碍着投资决策。需要制定政策来创造对低排放氢的需求,如使用拍卖、授权、配额和公共采购等方法。在新兴氢能应用中,此类政策行动应辅以创新和示范行动,重点关注通过使用氢能可支持脱碳并减少化石燃料依赖的行业,例如重工业、重型卡车和航运。  
(3)确定氢基础设施的发展机遇并确保短期行动与长期计划保持一致。政府和私营部门需要寻找机会来加速氢能基础设施发展,包括建设新的设施和利用现有天然气基础设施。对于后者,目前存在技术上的挑战,包括重新利用LNG接收站。随着政府解决当今迫切的能源需求问题,在气候目标的背景下,认真考虑如何将新的天然气相关基础设施用于支持氢能发展仍然非常重要。  
(4)加强氢能贸易的国际合作。低排放氢国际市场的发展将很大程度上取决于有效的国际合作。各国政府需要在许多领域开展合作,包括:制定氢能生产和输运的排放强度标准,制定强有力且可行的法规,以及在认证方面进行合作,以确保互操作性并避免市场分化。  
(5)消除监管障碍。清晰稳定的监管框架必须与动态监管方法相平衡,并通过定期监测市场来调整。氢能市场的参与者需要明确的规则,但在新兴市场应用严格的监管原则可能会阻碍投资。改进监管流程,如牌照和许可,有助于缩短项目交付周期。政府应努力提高这些过程的效率和协调性,同时不影响环境标准和公众咨询。这也应该适用于支持性基础设施项目,包括可再生能源发电和二氧化碳储运。
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