萬億氫能的場景

波士頓咨詢公司&歐陽明高院士團隊

在能源轉型的歷程中，氫能這一綠色能源，因其零排放、高熱值等諸多優勢，獲得越來越多的關注。

中國目前是世界上最大的產氫國，年產量達3300萬噸，占全球需求的三分之一。

據預測，中國的氫氣需求在2030年將達到3500萬噸，2050年將達到6000萬噸。中國的氫氣供應能力強，需求量大，發展前景廣闊。

中國目前是世界上最大的產氫國，氫能產業的發展，離不開終端應用場景對氫的規模化消納，從而對氫產業鏈形成有效拉動。

具備這樣特點的應用場景，主要是氫交通、氫儲能和氫化工，三大場景均蘊藏著巨大的市場空間。

氫交通

在過去的幾十年里，交通行業在持續通過電動化進行脫碳轉型。而在難以電動化的領域，如重載卡車、航運和航空，氫能的應用則應運而生。

氫的應用，正從工業原料擴展到動力能源，預計將拉動整條氫產業鏈（包括制氫、儲運、加注等環節）的規模化蓬勃發展。

氫能交通中最受關注的終端應用，是燃料電池汽車（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電，結合小型動力電池或超級電容一起為電機供電。

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。

而在中國，燃料電池汽車的主流應用領域則是商用車和客車，中國汽車制造商也重點關注開發商用車車型。

燃料電池汽車發展的關鍵驅動因素，包括以下四點：

○燃料電池技術的進步

燃料電池系統一直在變得更高效、更耐久、更經濟，主要得益于貴金屬催化劑用量降低或替代技術研發，以及關鍵零部件生產規模擴大。

中國已將燃料電池系統的成本目標，定為2025年2000元人民幣/千瓦，2030—2035年到600元人民幣/千瓦，與美國2030年左右達到80美元/千瓦的目標接近。

○配套基礎設施的發展

燃料電池汽車運行所需要的基礎設施涉及制氫、儲運、加注等環節，其中加氫站是目前燃料電池汽車發展最直接的瓶頸。到2022年中，全球已建成近千個加氫站。

○氫燃料成本的降低

氫燃料的成本，占Class 8燃料電池重卡總擁有成本（TCO）的一半以上。目前，就每公里燃料成本而言，在中國約為40～70元人民幣/千克（不含補貼），與柴油和汽油相比仍然高出很多，預計2030年以前，中國終端加氫價格有望降至35元/千克以下，實現與燃油重卡的TCO持平。

○政策支持

中國的目標是，到2025年燃料電池汽車保有量達到5萬輛，到2035年達到100萬輛，中國政府已在五個城市群啟動燃料電池汽車試點，激勵措施覆蓋了燃料電池汽車的整個價值鏈，包括燃料電池汽車示范應用、氫燃料電池關鍵零部件和氫能供應等環節。

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。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優勢。

氫儲能

由于具備大容量、長周期、清潔高效的特性，氫儲能系統被認為是能夠良好匹配可再生能源電力的儲能方式。

有別于其他儲能方式，氫儲能受地理因素限制較小（不像抽水儲能），還可通過增加氫氣儲罐尺寸，以較低的邊際成本，獨立于發電和制氫的規模而擴大其儲能能力。

圖1： 截至2021年底，全球燃料電池汽車保有量已超過5萬輛

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。

圖2： 綠氫和灰氫的成本結構、影響因素和未來變化趨勢

來源：國際能源署（IEA）2021 年報告；文獻研究；BCG 分析。1 .2021 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。

氫的跨區域運輸也比較容易（對于固定式電池來說幾乎是不可能的），且作為化工原料，已廣泛使用于各種下游應用場景。

2021年底，全球儲能總容量已超過200GW，其中抽水蓄能（86%）是最廣泛使用的儲能技術。隨著可再生能源比例提升，在發電側可再生能源的大規模、長周期儲能中，氫儲能預計將發揮愈發關鍵的作用，尤其是在中國西北等風光資源豐富的地區。

以氫能為核心的化學儲能系統，涵蓋了氫氣制備、儲運以及以氫為燃料的發電。電網系統的容量和靈活性可以通過氫儲能在發電側、電網側和用電側的部署得到提升和優化。

在發電側，氫儲能在“電—氫—電”（Power-to-Gas-to-Power，P2G2P）轉換過程中，可以促進可再生能源的消納，平抑出力波動、縮小與計劃出力的誤差；在電網側，氫儲能可用于調峰輔助、負載均衡；在用電側，則可以作為靈活性資源參與需求響應，用于峰谷套利，或作為備用電源以及離網電源使用。

目前，全球氫儲能已進入示范應用階段，已有在實際電網中進行的完整兆瓦級示范項目。在燃氣輪機的摻氫和純氫發電、鍋爐的摻氫摻氨發電、燃料電池熱電聯供等領域，也有豐富的探索和商業實踐。

尤其中國，在接下來的三年里，規劃總規模超過200兆瓦的氫儲能項目將陸續落地。

國家電投西藏分公司在建的“風光電—氫—電熱”示范項目、大唐集團投建的山西首座氫儲能綜合能源互補項目等，也均將在未來三年落成。

電網對靈活性的要求與日俱增，隨著發電廠的升級改造，氫儲能系統有望在2030年形成規模化應用。

摻氫燃氣輪機發電技術可能更適用于天然氣豐富的地區，中國的一個特殊情況是，對火電設施進行較小改造后實現摻氨燃燒可能更具推廣基礎，這是由于中國目前仍然嚴重依賴燃煤發電，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，使傳統的火電廠脫碳。例如，國家能源集團已經成功在40兆瓦的燃煤發電機組上進行摻氨35%的示范。

受技術和規模的制約，氫儲能系統在當前缺乏經濟性上的競爭力。

研究表明，目前國內氫儲能系統的初始投資高達1.3萬元/千瓦，而抽水蓄能的成本僅為7000元/千瓦，電池儲能則為2000 元/千瓦。氫儲能系統最大的成本構成是固定式燃料電池系統，占總投資的近七成，氫儲能系統（特別是燃料電池系統）仍要持續的技術創新來提升性能，并將成本降低至有商業競爭力的水平。

此外，業內也在持續努力推進氫能在下游產業的直接應用，比如在燃料電池汽車加氫站中的應用。

氫工業

2021年，全球氫需求量超過9400萬噸，其中超過99%來自工業領域。

石油煉化是目前氫氣的最大應用，該領域全球每年消耗超過4000萬噸氫，約占總需求的42%。

氫在工業領域的其他主要用途還包括合成氨、甲醇制備和直接還原鐵生產。在這些工業環節中，氫氣被廣泛用作原料或還原劑。

在工業領域，氫的發展將更多圍繞上游制氫環節。如今，幾乎所有的工業用氫都來自于化石燃料，即灰氫。2021年，全球因制氫過程產生的二氧化碳排放量超過8.3億噸，這樣的排放水平如果持續下去，氣候目標將無法達成。

工業領域勢必逐漸由灰氫轉向綠氫，即用可再生電力電解水制氫。這一轉變趨勢已經開始。

2021年，電解水制氫電解槽的總裝機容量增長70%，達到510兆瓦，綠氫的滲透率仍然很低，主要瓶頸在于綠氫的經濟性。目前，綠氫的平準化成本（LCOH）要遠高于灰氫。

根據國際能源署，基于2050年凈零排放情景，全球綠氫和灰氫（煤制氫）預計在2030年實現平價，LCOH收斂于1.5～4.0美元/千克氫氣。這有賴于綠氫制取在技術和經濟性上持續取得突破。

綠氫和灰氫的成本平價趨勢，將主要來自四大因素的推動：

○電解槽成本降低

堿性電解水制氫（AEC）技術，發展最早，也是目前最成熟的電解槽類型。其他主要技術，如質子交換膜（PEMEC），尚處于商業化應用早期，成本較高。

未來電解槽裝機量提升，規模經濟效應將進一步降低平準化成本。如果在工藝和材料技術上有所突破，設備價格有進一步下降的潛力。

○可再生能源電價下降

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。

○電耗水平優化

對于大多數綠氫制備廠商來說，利用堿性電解水制氫系統制取綠氫的全系統電耗，約為5.1～5.2千瓦時/標準立方米。

未來技術突破后，預計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

可以預期，碳稅政策的實施將有效推動凈零排放的實現，通過推高化石燃料產氫的成本，進一步縮小綠氫和灰氫之間的價格差距。

實現氫能在三大場景落地，離不開產業鏈各環節的關鍵性技術突破，主要涉及制氫、氫儲運、“氫—電”轉化和氫安全管理。

以“氫—電”轉化為例，這是氫能利用的關鍵技術。在小功率分布式場景下，現以固定式燃料電池發電為主；大功率集中式發電，則將采用氫燃氣輪機或鍋爐摻氨燃燒方案。

氫能產業正迎來新的發展浪潮，在政策、技術、市場、資本等多方的合力推動下，產業鏈各環節都將實現全方位的突破，在未來十年，其將構建下一個萬億級新能源市場，成為全球能源綠色低碳轉型的新動能。

本文節選自波士頓咨詢公司和歐陽明高院士團隊聯合發布的《中國氫能產業展望》報告， 編輯中略有改動，經授權刊載。