一、氢气需求正在增长，关键应用领域出现了积极信号
2021年，氢需求达到9400万吨，恢复到新冠大流行前的水平(2019年为9900万吨)，所含能源量相当于全球究极能源消费的2.5%左右。大部分增长来自于炼油和工业的传统用途，但新应用的需求增长到约4万吨(较2020年增长了60%，尽管基数较低)。
氢的一些关键新应用正在显示出一些进展的迹象。在个使用纯氢直接还原铁的示范项目启动仅一年后，新增纯氢炼钢钢项目的规划和公告迅速增加。批氢燃料电池列车（火车）在德国开始运行。还有100多个在航运中使用氢及其衍生物的试点和示范项目，一些大公司已经签署了战略合作伙伴关系，以确保这些氢及其衍生物燃料的供应。在电力部门，氢和氨的使用正在引起更多的关注；到2030年，已宣布的项目的潜在产能将达到近3.5GW。
考虑到世界各国政府已经实施的政策和措施，估计到2030年，氢气需求可能达到1.15亿吨，尽管只有不到200亿吨来自新的应用场景。相比之下，到目前为止，世界各国政府提出的现有气候承诺需要1.3亿吨（25%来自新用途），到2030年需要近2亿吨才能实现到2050年的净0排放。
二、低排放制氢项目的数量在不断增加，但达到FID阶段的比例很低
2021年氢气需求增长的大部分是由化石燃料生产的氢气满足的，这意味着对缓解气候变化没有任何好处。2021年，低排放氢的产量不到1百万吨，而且几乎全部都来自于具有碳捕获、利用和存储(CCUS)功能化石燃料的工厂。然而，低排放氢气生产项目的策划和公告正在以惊人的速度增长。
如果目前在建的所有项目都能实现，到2030年，低排放氢气的年产量将达到1600- 2400万吨，其中900-1400万吨是电解制氢，700-1000万吨是化石燃料基于CCUS的制氢。就电解而言，如果所有在建项目都能实现，到2030年电解槽的装机容量将达到134-240GW，其下限与德国的可再生能源装机容量相近，上限则遍及整个拉丁美洲。
大部分项目目前处于后期规划阶段，但只有少数(4%)正在建设或已达成最终投资决定(FID)。关键原因包括需求的不确定性、缺乏监管政策以及向终端用户输送氢气的可用基础设施。
需要使用低排放电力的电解槽来生产低排放的氢气。如今，电解槽产能接近8GW/年，根据行业公告，到2030年可能超过60GW/年。这将足以满足目前政府的电解部署目标，但扩建取决于政府目标能否在当前项目计划之外转化为现实项目。尽管预计项目将在未来几年继续增长，但仍有必要为项目提供早期支持，以确保它们达到FID并扩大规模。
分析表明，以目前的化石能源价格，可再生氢已经在许多地区与化石燃料的氢竞争了，特别是那些拥有良好可再生资源、又必须进口化石燃料以满足制氢需求的地区。当然，未来几年情况如何还存在不确定性。但是，如果正在进行的电解槽项目得以实现，并按计划扩大生产能力，到2030年，电解槽的成本将比现在下降约70%。结合可再生能源成本的预期下降，这将使可再生氢的成本降至1.3-4.5美元/千克氢(相当于39-135美元/MWh)。这个范围的下限是在可再生能源的良好获取的地区，可再生氢已经与价格有增无减的化石燃料氢更具有竞争力。
四、如果障碍很快得到解决，到本世纪末将有大量的氢交易
2022年2月，世界上一批液化氢从澳大利亚运往日本，这是国际氢市场发展的一个关键里程碑。根据正在开发的出口导向型项目，到2030年，预计每年可出口1200万吨氢气，到2026年计划投产260万吨/年。几乎所有这些以出口为导向的氢项目计划都是在过去两年中宣布的，其中大多数项目都确定了选择氨为氢的载体作为好选项。
然而，承购和进口安排落后于计划出口的规模：每年只有200万吨H2获得客户或潜在客户。项目开发商和投资者在新兴市场中面临着高度的不确定性，许多政府尚未实施具体的氢贸易政策，这是项目成功开发所必需的。国际合作对于促进结盟和识别可能减缓氢市场发展的障碍至关重要。
全球能源危机突出表明，有必要制定政策，使能源安全需求与气候目标保持一致。氢可以通过在最终用途中取代化石燃料或将以化石为基础的氢生产转变为可再生氢的方式，减少对化石燃料的依赖，从而促进能源安全。发展国际氢气市场还可以增加潜在能源供应国的多样性，特别是加强能源进口国的能源安全。
如果各国政府实施其雄心勃勃的政策，以实现其气候承诺，到2030年，氢可以帮助减少140亿立方米/年的天然气使用量，2000万吨/年的煤炭使用量和36万吨/年的石油使用量，相当于哥伦比亚目前的总化石燃料供应量。也给重工业、重型公路运输和航运提供了减少化石燃料和节约排放的机会。
六、将基础设施改造为使用氢气的方式既有机遇也有挑战
与开发新管道相比，将天然气管道用于输送氢气可以减少50-80%的投资成本。正在开发的项目是将数千公里的天然气管道改造成100%的输氢气管道。但是，实际经验是有限的，必须进行重大调整和适应。
各国政府，尤其是欧洲国家，正在考虑改造液化天然气(LNG)终端，尽管机会取决于它们最终接收的是氢气还是氨。初步研究表明，重新利用以接受氨是可能的，以额外11%-20%的新液化天然气终端的投资成本。液化氢液化天然气终端的改造面临着更大的技术挑战，因为低温需求要低得多，这限制了现有设备的利用。这对成本有重要影响。仅液化天然气储罐一项就占液化天然气终端投资成本的一半左右，而新建造的液化氢储罐替代它的成本可能比液化天然气储罐高出50%。目前还没有将现有液化天然气终端转换为氨或氢的经验，这使得成本估算较不确定。未来对氢及其衍生物需求规模的不确定性会限制对可制备氢或氨的新终端的消纳。
七、随着政策行动的加强，重点必须转移到执行上
各国政府继续将氢作为其能源部门战略的支柱：自2021年9月以来，已通过了9项新的国家战略，使总数达到26项。一些国家正在通过实施具体政策进入下一步，特别关注支持商业规模的低排放氢气生产和基础设施项目(如基于欧洲共同利益的欧盟重要项目、美国通货膨胀削减法案和德国H2Global倡议)。然而，仍没有足够的政策活动来创造氢气需求，而氢气需求是确保承购协议的关键。缺乏创造需求可能阻碍最终的投资决策。
文章来源：氢眼所见 作者：马震
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