一、氫氣需求正在增長，關鍵應用領域出現了積極信號
2021年，氫需求達到9400萬噸，恢復到新冠大流行前的水平(2019年為9900萬噸)，所含能源量相當于全球究極能源消費的2.5%左右。大部分增長來自于煉油和工業的傳統用途，但新應用的需求增長到約4萬噸(較2020年增長了60%，盡管基數較低)。
氫的一些關鍵新應用正在顯示出一些進展的跡象。在個使用純氫直接還原鐵的示范項目啟動僅一年后，新增純氫煉鋼鋼項目的規劃和公告迅速增加。批氫燃料電池列車（火車）在德國開始運行。還有100多個在航運中使用氫及其衍生物的試點和示范項目，一些大公司已經簽署了戰略合作伙伴關系，以確保這些氫及其衍生物燃料的供應。在電力部門，氫和氨的使用正在引起更多的關注；到2030年，已宣布的項目的潛在產能將達到近3.5GW。
考慮到世界各國政府已經實施的政策和措施，估計到2030年，氫氣需求可能達到1.15億噸，盡管只有不到200億噸來自新的應用場景。相比之下，到目前為止，世界各國政府提出的現有氣候承諾需要1.3億噸（25%來自新用途），到2030年需要近2億噸才能實現到2050年的凈0排放。
二、低排放制氫項目的數量在不斷增加，但達到FID階段的比例很低
2021年氫氣需求增長的大部分是由化石燃料生產的氫氣滿足的，這意味著對緩解氣候變化沒有任何好處。2021年，低排放氫的產量不到1百萬噸，而且幾乎全部都來自于具有碳捕獲、利用和存儲(CCUS)功能化石燃料的工廠。然而，低排放氫氣生產項目的策劃和公告正在以驚人的速度增長。
如果目前在建的所有項目都能實現，到2030年，低排放氫氣的年產量將達到1600- 2400萬噸，其中900-1400萬噸是電解制氫，700-1000萬噸是化石燃料基于CCUS的制氫。就電解而言，如果所有在建項目都能實現，到2030年電解槽的裝機容量將達到134-240GW，其下限與德國的可再生能源裝機容量相近，上限則遍及整個拉丁美洲。
大部分項目目前處于后期規劃階段，但只有少數(4%)正在建設或已達成最終投資決定(FID)。關鍵原因包括需求的不確定性、缺乏監管政策以及向終端用戶輸送氫氣的可用基礎設施。
需要使用低排放電力的電解槽來生產低排放的氫氣。如今，電解槽產能接近8GW/年，根據行業公告，到2030年可能超過60GW/年。這將足以滿足目前政府的電解部署目標，但擴建取決于政府目標能否在當前項目計劃之外轉化為現實項目。盡管預計項目將在未來幾年繼續增長，但仍有必要為項目提供早期支持，以確保它們達到FID并擴大規模。
分析表明，以目前的化石能源價格，可再生氫已經在許多地區與化石燃料的氫競爭了，特別是那些擁有良好可再生資源、又必須進口化石燃料以滿足制氫需求的地區。當然，未來幾年情況如何還存在不確定性。但是，如果正在進行的電解槽項目得以實現，并按計劃擴大生產能力，到2030年，電解槽的成本將比現在下降約70%。結合可再生能源成本的預期下降，這將使可再生氫的成本降至1.3-4.5美元/千克氫(相當于39-135美元/MWh)。這個范圍的下限是在可再生能源的良好獲取的地區，可再生氫已經與價格有增無減的化石燃料氫更具有競爭力。
四、如果障礙很快得到解決，到本世紀末將有大量的氫交易
2022年2月，世界上一批液化氫從澳大利亞運往日本，這是國際氫市場發展的一個關鍵里程碑。根據正在開發的出口導向型項目，到2030年，預計每年可出口1200萬噸氫氣，到2026年計劃投產260萬噸/年。幾乎所有這些以出口為導向的氫項目計劃都是在過去兩年中宣布的，其中大多數項目都確定了選擇氨為氫的載體作為好選項。
然而，承購和進口安排落后于計劃出口的規模：每年只有200萬噸H2獲得客戶或潛在客戶。項目開發商和投資者在新興市場中面臨著高度的不確定性，許多政府尚未實施具體的氫貿易政策，這是項目成功開發所必需的。國際合作對于促進結盟和識別可能減緩氫市場發展的障礙至關重要。
全球能源危機突出表明，有必要制定政策，使能源安全需求與氣候目標保持一致。氫可以通過在最終用途中取代化石燃料或將以化石為基礎的氫生產轉變為可再生氫的方式，減少對化石燃料的依賴，從而促進能源安全。發展國際氫氣市場還可以增加潛在能源供應國的多樣性，特別是加強能源進口國的能源安全。
如果各國政府實施其雄心勃勃的政策，以實現其氣候承諾，到2030年，氫可以幫助減少140億立方米/年的天然氣使用量，2000萬噸/年的煤炭使用量和36萬噸/年的石油使用量，相當于哥倫比亞目前的總化石燃料供應量。也給重工業、重型公路運輸和航運提供了減少化石燃料和節約排放的機會。
六、將基礎設施改造為使用氫氣的方式既有機遇也有挑戰
與開發新管道相比，將天然氣管道用于輸送氫氣可以減少50-80%的投資成本。正在開發的項目是將數千公里的天然氣管道改造成100%的輸氫氣管道。但是，實際經驗是有限的，必須進行重大調整和適應。
各國政府，尤其是歐洲國家，正在考慮改造液化天然氣(LNG)終端，盡管機會取決于它們最終接收的是氫氣還是氨。初步研究表明，重新利用以接受氨是可能的，以額外11%-20%的新液化天然氣終端的投資成本。液化氫液化天然氣終端的改造面臨著更大的技術挑戰，因為低溫需求要低得多，這限制了現有設備的利用。這對成本有重要影響。僅液化天然氣儲罐一項就占液化天然氣終端投資成本的一半左右，而新建造的液化氫儲罐替代它的成本可能比液化天然氣儲罐高出50%。目前還沒有將現有液化天然氣終端轉換為氨或氫的經驗，這使得成本估算較不確定。未來對氫及其衍生物需求規模的不確定性會限制對可制備氫或氨的新終端的消納。
七、隨著政策行動的加強，重點必須轉移到執行上
各國政府繼續將氫作為其能源部門戰略的支柱：自2021年9月以來，已通過了9項新的國家戰略，使總數達到26項。一些國家正在通過實施具體政策進入下一步，特別關注支持商業規模的低排放氫氣生產和基礎設施項目(如基于歐洲共同利益的歐盟重要項目、美國通貨膨脹削減法案和德國H2Global倡議)。然而，仍沒有足夠的政策活動來創造氫氣需求，而氫氣需求是確保承購協議的關鍵。缺乏創造需求可能阻礙最終的投資決策。
文章來源：氫眼所見 作者：馬震
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