從工業革命開始，人類活動便前所未有地撼動了地球的自然平衡。碳循環體系首當其沖，碳源和碳匯的平衡不再，引發了世界對全球變暖、海平面上升等后果的思考。當前全球人類活動估計造成了全球升溫高于工業化前水平約 1.0℃，根據巴黎協定要求，上升幅度須控制在 2℃以內，并努力限制在 1.5℃以內。全球變暖超過 2℃，大概率將對人類和生態系統造成嚴重、普遍和不可逆轉影響。若能將升溫控制在 1.5℃ 以內，將更有助于降低極端氣候災害出現的風險，對于處于熱帶的發展中國家、島嶼國家及其他脆弱國家和地區來說尤其重要。

縱觀能源的發展歷史，從最初使用固態的木柴、煤炭，到液態的石油，直至氣態的天然氣，不難看出其 H/C 比提高的趨勢和固-液-氣形式的漸變過程。木柴的氫碳比在 1:3~10 之間，煤為 1:1，石油為 2:1，天然氣為 4:1。在 18 世紀中葉至今，氫碳比上升超過 6 倍。每一次能源的“脫碳”都會推動人類社會的進步和文明程度的提高，可以預見未來隨著碳中和的進行，氫在能源中的占比將會繼續提高。

2.2 中國承諾“雙碳目標”，減排時間緊、任務重

高碳模式長期以來是中國能源結構的重要特征。國家統計局數據顯示，近幾十年來，中國的能源生產、消費集中在化石燃料上。2019 年我國煤炭消費占全部一次能源消費量的 57.7%，煤炭消費達 28 億噸標準煤，雖然煤炭在一次能源消費中的占比自 2010 年以來逐年降低，但其消費量絕對值依然維持在峰值附近，這主要受我國多煤少油缺氣的客觀能源分布以及工業化進程以來產業結構的布局所影響，形成長期以來以煤炭為首的高碳能源結構特征。

高碳生產經濟模式下，中國碳排量位居全球首位。中國從2005年起就超越美國，成為全球第一大碳排放國家，在全球總量中的占比超過兩成。美國能源信息署（EIA）的公布的數據顯示，2018 年全球碳排放總量達 362.28 億噸。其中前五大碳排放國家為中國、美國、印度、俄羅斯、日本，在全球總排放量中的占比分別為 29.7%、14.6%、 6.4%、5.0%、3.4%。中國獨占全球近三成份額，這一狀態從 2011 年起延續至今。

電力及工業是我國主要碳排放終端。根據清華氣候院數據， 2020 年我國二氧化碳總排放量 113.5 億噸，其中與能源相關排放 100.3 億噸，占比 88.4%；工業過程排放 13.2 億噸，占比 11.6%。其中：

1）能源相關排放主要包括化石燃料燃燒及電力/熱力使用，分別從供給端及需求端對其拆解，根據清華氣候研究院數據，供給端煤炭、石油、天然氣排放占比分別為 76.6%、17%、6.4%，需求端（不計間接排放）電力、工業、建筑、交通排放占比分別為 40.5%、37.6%、10.0%、 9.9%。

2）工業過程排放主要集中于非金屬礦物制品（主要為水泥）、金屬冶煉、化工，根據 2014 年《中華人民共和國氣候變化第二次兩年更新報告》數據，非金屬礦物制品、金屬冶煉、化工業排放占比分別為 68.8%、20.5%、10.7%。

2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。預計我國減排分為三個階段，2020-2030 年屬于峰值平臺期，2030-2035 年逐步減排，2035 年之后加速減排。基于清華氣候院對于我國不同情境下 CO2排放路徑的研究，2030 年前碳達峰目標對應于強化政策情景，2060 年碳中和目標位于 2℃情景和 1.5℃目標情景之間。當前由于能源和經濟體系慣性，難以迅速實現 2℃和 1.5℃情景的減排路徑。預計 2030年前碳達峰后，再加速向 2060 年碳中和目標逼近。由于 2℃和 1.5℃情景分別對應于全球 2070 年、2050 年左右碳中和，則 2060 年碳中和路徑將位于 2℃路徑和 1.5℃ 路徑之間：

政策情景（落實并延續 2030 年 NDC 目標的政策情景）：一次能源消費到 2050 年前趨于穩定，約 62 億 tce。CO2 排放 2030 年左右達峰，2050 年下降到約 90 億 tCO2；

強化政策情景（“自下而上”強化 2030 年前 NDC 情景，不斷加大減排力度）：一次能源消費到 2050 年約 56 億 tce。CO2 排放 2030 年前達峰，2050 年下降到約 62 億 tCO2；

2℃情景（2050 年實現與 2℃目標相契合的減排情景）：一次能源消費到 2050 年約 52 億 tce。CO2排放 2025 年左右達峰，2050 年下降到約 29 億 tCO2，再加上 CCS 和森林碳匯，凈排放約 20 億噸；

1.5℃情景（2050 年實現 CO2 凈零碳排放，其他溫室氣體深度減排）：一次能源消費到 2050 年約 50 億 tce 。2025 年前達峰，2050 年下降到約 12 億 tCO2，再加上 CCS 和森林碳匯，基本實現 CO2 零排放。

碳排結構上，針對能源環節（工業、電力、交通、建筑）的減排對實現碳中和目標的關鍵，其中：

1）在 2℃目標導向下，到 2050 年，能源相關 CO2 排放 29.2 億噸，工業過程 4.7 億噸，CCS 5.1 億噸，碳匯 7.0 億噸，CO2凈排放 21.8 億噸，比峰值年份下降 80%。當前能源相關 CO2排放主要來自工業部門和電力部門，各占約 40%。不計 CCS 和碳匯，仍分別占 41%和 28%。

2）在 1.5℃目標導向下，到 2050 年，全部CO2 實現凈零排放，電力系統實現負排放。不計 CCS 和碳匯，能源相關 CO2 排放仍有 14.7 億噸，工業和電力各占 31%和 49%。

2.3 綠氫將可再生能源整合至終端實現深度脫碳

碳中和的世界將高度依靠電力供能，電力將成為整個能源系統的支柱，尤其是風能和太陽能為代表的可再生能源電力。參考清華大學氣研院給出的低碳發展戰略，在 2050 年 2℃及 1.5℃目標下，我國電力占終端能源總消費比重將由目前的 25%分別提升至 55%及 68%，意味著以 2060 年實現碳中和目標，我國電力消費比重將在 2050 年超過 60%。然而，在某些行業（如交通運輸行業、工業和需要高位熱能的應用），要想實現深度脫碳化，僅靠電氣化可能難以做到，這一挑戰可通過產自可再生能源的氫氣加以解決，這將使大量可再生能源從電力部門引向終端使用部門。

氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的能源，與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源并與電能一起建立互聯互通的現代能源網絡，可以促進電力與建筑、交通運輸和工業之間的互連。以往氫氣主要產自化石原料，在低碳能源占據主要地位的未來，氫氣可通過可再生能源來制取，從技術上能將大量可再生能源電力轉移到很難實現脫碳化的領域：

工業領域：目前在若干工業產業（合成氨、甲醇、鋼鐵冶煉等）中廣泛使用的通過化石燃料生產的氫氣，從技術層面上而言可通過可再生能源制氫來替代。此外，氫能憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業領域的中高級熱能低碳解決方案。

交通運輸領域：氫燃料電池汽車作為純電動汽車的電動化補充解決方案，以綠氫作為燃料，為人們提供與傳統燃油車駕駛性能相媲美的低碳出行選擇（可行駛里程、燃料加注時間、低溫性能）。而在目前純電動應用受限的領域中（例如卡車、火車、游輪、航空等），氫燃料電池方案可以完美勝任。

建筑領域：通過天然氣管網摻氫可實現氫能在建筑領域的深度脫碳，當前我國天然氣管道輸送技術成熟，中低比例的天然氣摻氫已具備實踐基礎。

3 綠氫助力交通、工業、建筑領域深度脫碳

根據權威機構中國氫能聯盟預測，在 2060 年碳中和目標下，到 2030 年，我國氫氣的年需求量將達到 3715 萬噸，在終端能源消費中占比約為 5%。到 2060 年，我國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，在終端能源消費中的占比約為 20%。其中，工業領域用氫占比仍然最大，占總需求量的 60%，其次分別為交通運輸領域、新工業原料、工業燃料等。

3.1 交通運輸領域的氫脫碳

氫燃料電池汽車是氫能在交通運輸領域脫碳的主要途徑

氫燃料電池汽車（FCEV，Fuel Cell Electric Vehicle）是全球汽車動力系統轉型升級的重要方向，被認為是未來汽車產業技術競爭的制高點之一，也是我國新能源汽車發展戰略的重要組成部分。

從反應原理看，氫燃料電池是將氫氣與氧氣從化學能轉為電能的發電裝置，排放物僅為水和余熱，目前氫燃料電池效率達到 50%，若實現熱電聯供理論效率可達 90%。因此，氫燃料電池汽車能夠實現車輛運行階段的“零排放”、全生命周期“低排放”，是氫能在交通運輸領域脫碳的主要途徑。

可再生能源制氫是補全 FCEV 生命周期零排放的關鍵。參考《世界氫能與燃料電池汽車產業發展報告 2018》對于燃料電池汽車全生命周期溫室氣體排放分析：在可再生能源比較豐富的地區，利用風電及光伏電解水制氫驅動燃料電池汽車將帶來節能和減排優勢，可使燃料電池汽車實現生命周期（WtW——Well to Wheel）的零溫室氣體排放和零化石能源消耗。但就目前氫氣供給結構而言，國內的氫氣主要由化學重整制氫及副產物制氫，制氫階段依然伴隨大量溫室氣體排放，可再生能源電解水制氫因成本問題尚無法支撐氫燃料電池進入交通運輸領域實現真正意義上的零排放。

商用車排放占比高，是交運領域重要的減排對象。在碳排放（CO、HC）以及污染物排放（NOx、PM）中，由于發動機結構與燃燒方式的不同，商用車（絕大多數搭載柴油機）的碳排放水平明顯高于乘用車，商用車合計占比達到 77.3%，是交運領域碳排放首要減排對象。從我國汽柴油表觀消費量以及 CO2 排放情況來看，我國的交運行業減排工作已取得明顯進展，但碳排放水平依然處于較高位置，僅靠節能減排或者尾氣回收顯然無法完成碳中和目標。

FCEV 是 BEV 在深度脫碳環節的有效補充，且將率先在重卡領域得到應用

圍繞氫燃料電池汽車與純電動車的爭論已經存在數十年，且隨著全球各大整車廠商將電動化發展重心轉向純電動汽車，是否應該發展氫燃料電池汽車的質疑聲也越來越大，相比較純電動汽車而言，氫燃料電池汽車發展緩慢的原因主要有以下幾點：

（1）氫燃料電池汽車購車成本遠高于純電動汽車，是純電動汽車 1.5-2 倍；

（2）初始加氫成本高，當前加氫站加氫成本在 50-80 元/kg；

（3）加氫站等基礎設施匱乏。與密集的加油站及充電樁相比，現有加氫站數量明顯不足。

為對比氫燃料電池汽車燃油經濟性，我們選取了市場典型在售的氫燃料電池汽車、純電動汽車、傳統燃油車，包含乘用車及重卡商用車。通過對比，氫燃料電池汽車由于加氫成本過高，其能源使用成本明顯高于燃油車及純電動汽車，為使氫燃料電池汽車具備與燃油車相近的燃油經濟性，其終端加氫成本需至少降到 40 元/kg 以內，假設以當前儲運及加注成本計算（25 元/kg），制氫成本至少需降到 15 元/kg 以下。

氫燃料電池車更適用于重型商用車領域。由于鋰電池本身的電能充放特點，純電動汽車適合于較短距離行駛的小型和輕型車輛。但鋰電池相對氫燃料電池能量密度較低，在商用車領域采用鋰電設備，將提高車輛自重，降低重卡等重型商用車長途運輸的經濟適用性。此外，續航和充電時長方面也會限制重型商用車的運輸效率。相比之下，燃料電池車能量密度高，加注燃料便捷、續航里程較高，更加適用于長途、大型、商用車領域，未來有望與純電動汽車形成互補并存的格局。

根據規劃，到 2035 年我國氫燃料電池車保有量將達 100 萬輛。根據《節能與新能源汽車技術路線圖 2.0》規劃，我國將發展氫燃料電池商用車作為整個氫能燃料電池行業的突破口，以客車和城市物流車為切入領域，重點在可再生能源制氫和工業副產氫豐富的區域推廣中大型客車、物流車，逐步推廣至載重量大、長距離的中重卡、牽引車、港口拖車及乘用車等。到 2035 年，實現氫燃料電池汽車的大規模推廣應用，燃料電池汽車保有量達到 100 萬輛左右，完全掌握燃料電池核心關鍵技術，建立完備的燃料電池材料、部件、系統的制造與生產產業鏈。

除了公路運輸之外，更長遠來看，氫氣還有可能促進鐵路運輸、船運和航空領域的脫碳化：

在鐵路領域，阿爾斯通 (Alstom) 制造的首批氫動力列車正在德國北部進行部署，用于商業服務，以取代非電氣化線路上的柴油列車。這使得系統供應商可避免建造新架空電線帶來的高額資本支出。還有其他幾個國家（包括英國、荷蘭和奧地利）也計劃在未來幾年內實施類似部署。

在船運領域，燃料電池船只在各個部分（渡輪、穿梭客船等）正處于示范階段。監管方面的推動也創造了更快速的發展機會。氫燃料電池還可用于取代目前通常以柴油或燃料油為基礎的船載和陸上電源供應，以消除港口的污染物排放（如 NOX、SOX 和顆粒物），同時避免港口電氣連接的昂貴安裝成本。對于長距離船舶運輸，液化氫現在被認為是一個潛在的選擇，以達到國際海事組織設立的目標：到 2050 年減少 50% 的溫室氣體 (GHG) 排放量（UNFCCC，2018 年）。

在航空領域，小型螺旋槳驅動支線飛機目前正在考慮使用基于燃料電池的電力推進方式，并進行了示范（例如德國 HY4 演示項目）。此外，氫燃料電池還可用于若干與車載電源相關的潛在應用，這些應用可能在 2020 年至 2050 年之間展開部署。對于噴氣式飛機而言，其可以通過使用可作為混入式燃料的電子燃料補充航空生物燃料，以實現脫碳化。這取決于經濟性能的提高（目前生產電子燃料的成本遠高于其打算取代的化石燃料），航空領域還需要進一步的技術進步、示范和嚴格的測試。

3.2 工業領域的氫脫碳

以氫氣為原料的工業領域應用已具備數十年的發展歷史，從國內氫氣消費結構來看，90%以上氫氣用于工業原料。但從國內氫氣生產來源來看，約 77%氫氣來源于化石原料（化學重整），包括天然氣、石油、煤炭，制氫過程帶來了大量的二氧化碳排放。因此，短期內，對于已有氫氣使用經驗及基礎的部門，通過變換氫氣供應結構有望成為工業領域氫脫碳的早期市場，因為其能夠立即產生規模效應，從而迅速降低氫氣成本并實現碳減排；從長遠來看，通過可再生能源電解水制成的綠氫，或將促進工業的深度脫碳化。

綜上，氫可以通過以下兩種途徑來實現工業領域原料脫碳：

1）現有用于原料的氫可以通過低碳途徑來獲取，包括 CCS 技術下的天然氣制取、可再生能源電解水制取；

2）氫可以取代工業領域部分化石原料。譬如氫可以取代在煉鐵過程中作為還原劑的焦炭，還可以直接燃燒獲得高位熱能取代化石燃料燃燒。

現有氫供應的脫碳化

（1）合成氨

現代化學工業中，合成氨是化肥工業（尿素）和基本有機化工（甲醇等）的主要原料，其中尿素占合成氨接近 70%的消費量。

國內合成氨工藝以煤化工路線為主，碳排放來自于煤氣化制氫過程。按照上游原料的不同，合成氨主要分為以煤炭為原料的煤氣化工業路線，及以天然氣為原料的天然氣重整工藝路線（SMR）。受國內“富煤缺氣”的資源條件影響，國內近 80%的合成氨為煤化工路線。在煤制合成氨工藝流程中，碳排放來自兩個部分，一個是外部耗能所帶來的間接排放（燃料燃燒、電力供應），另一個是在煤氣化之后，為了調節后期生產所需氣體達到合適的比例，需進行轉化處理，將多余的 CO 轉化成 CO2，再通過低溫甲醇洗環節分離出來。據《合成氨企業碳排放核算案例分析》（安明，2017 年），生產每噸合成氨消耗約 1.53 噸標準煤，產生碳排放約 5.94 噸，其中工藝流程貢獻 4.71 噸碳排放，外部耗能間接排放 1.23 噸。

相比于煤化工路線，天然氣路線碳排放量減半但依然無法實現“零排放”。IPCC 給出的天然氣制氨的過程排放量為 2.10 噸 CO2/噸氨，疊加 1.0 噸 CO2/噸氨公用工程排放，總排放量 3.10 噸 CO2/噸氨。在碳中和框架下，雖然通過天然氣路線可以實現相較于煤化工路線一半的二氧化碳減排，但依然無法實現零排放，且天然氣作為我國緊缺資源，也無法支撐合成氨工業大面積轉向天然氣路線。

可再生能源制氫是合成氨行業可行的脫碳解決方案。2019 年國內合成氨產量為 4700 萬噸，按 80%的煤化工及 20%的天然氣路線占比，在僅考慮工藝流程碳排放情況下，對應 2019 年合成氨二氧化碳排放量在 1.97 億噸，占國內碳排放總量的 1.73%。若以可再生能源電解水制取的氫氣替代傳統煤氣化或天然氣重整制氫，則每年合成氨制備可減少相應的碳排放量。假設未來合成氨年產量保持 5000 萬噸水平，按照 1 噸合成氨耗 0.18 噸氫氣計算，合成氨板塊對于氫氣一年的需求量約為 900 萬噸左右。

綠氫制合成氨的氫氣成本需低于 10 元/kg 實現與灰氫平價。當前國內煤氣化制氫成本普遍低于 10 元/kg（不考慮 CCUS 成本），天然氣重整制氫成本在 10-20 元/kg （不考慮 CCUS 成本），目前光伏和風電制氫平均成本在 25~30 元/kg 水平，因此發展綠氫制合成氨首要解決的是制氫成本。

（2）甲醇

甲醇是多種有機產品的基本原料和重要的溶劑，其下游應用廣泛。按照上游原料的不同，甲醇的制備工藝主要包括天然氣制甲醇、煤制甲醇和焦爐氣制甲醇，目前國內主要以煤制甲醇為主，占比高達 76%，焦爐氣制甲醇和天然氣甲醇分別占比 17%、 7%。

從工藝路線上，甲醇與合成氨相似，兩者都采用煤氣化或天然氣重整技術，碳排放體現在合成氣制備過程中。參考國內煤化工企業環評報告以及 IPCC 給出的碳排放因子數據，煤頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 3.91 噸（過程排放 2.13 噸 CO2/噸甲醇、工程排放 1.78 噸 CO2/噸甲醇），氣頭路線單噸甲醇的 CO2排放量約為 1.59 噸（過程排放 0.67 噸 CO2/噸甲醇、工程排放 0.92 噸 CO2/噸甲醇）。因此，2019 年僅煤頭及氣頭路線甲醇的 CO2 排放量已達約 1.9 億噸，與合成氨排碳放量水平相當。

因此，同樣可使用綠氫來平衡煤制甲醇或天然氣制甲醇過程的氫碳比，以此減少二氧化碳排放，其綠氫盈虧平衡點同樣需要達到與灰氫平價的水平。

新應用領域的氫能脫碳化

（1）氫氣煉鋼

中國鋼鐵生產以長流程為主，高爐是主要的碳排放環節。鋼鐵是我國工業化進程中最重要的支柱形產業之一。當前，我國煉鋼企業大多使用鐵礦石為鐵源、煉焦煤作為碳源的長流程高爐生產技術，通過焦炭燃燒提供還原反應所需要的熱量并產生還原劑一氧化碳（CO），在高溫下利用一氧化碳將鐵礦石中的氧發生反應生成 CO2，將鐵礦石還原得到鐵，這個過程帶來了大量的二氧化碳排放，其噸鋼二氧化碳排放量在 2.17-2.2 噸之間。相對應的，短流程則以廢鋼作為鐵元素來源，經“電爐-軋制”流程生產鋼材，其噸鋼二氧化碳排放量在 0.2-0.6 噸之間。據世界鋼鐵協會，在 2019 年全球粗鋼產量中，長流程占比約 72%，短流程占比約 28%，在 2019 年中國粗鋼產量中，長流程占比 90%，短流程占比 10%，除中國外，海外長流程占比 52%，短流程占比 48%。

在 3 月 20 日舉行的 2021（第十二屆）中國鋼鐵發展論壇上，有關人士透露，《鋼鐵行業碳達峰及降碳行動方案》已經形成修改完善稿，鋼鐵行業碳達峰目標初步定為：2025 年前，鋼鐵行業實現碳排放達峰；到 2030 年，鋼鐵行業碳排放量較峰值降低 30%。

針對鋼鐵行業的減排改造已是迫在眉睫之事，當前實現鋼鐵行業減排的主要措施為：提高能源利用率、超低排放改造和提高電爐比例，同時發展低碳冶金技術、碳捕捉等其他新技術路徑。從目前來看，通過綠氫作為還原劑的直接還原技術（DRI）是鋼鐵工業未來實現“零排放”的最佳方案。

氫氣煉鋼將帶動氫氣需求約 2300 萬噸。若假設鋼鐵需求量維持在目前的高位平臺區，即每年 9~10 億噸左右的水平，未來電爐煉鋼占到鋼鐵產量的比重為 40%，氫能、焦炭煉鋼分別占到粗鋼產量的 30%，那么預計 2050 年氫能還原鐵技術路線對應的粗鋼產量約為 3 億噸左右，對應生鐵產量約為 2.55 億噸，以 1 噸生鐵消耗 1000 立方氫氣計算（參考日本鋼鐵工業協會測算值），預計對應的氫氣需求量約為 2300 萬噸左右。

從目前已示范運行及試驗階段的氫氣煉鋼項目來看，技術已經不存在障礙。目前全球相對較為成熟且運行的項目主要是瑞典鋼鐵的 HYBRIT 項目。HYBRIT 項目的基本思路是：在高爐生產過程中用氫氣取代傳統工藝的煤和焦炭（氫氣由清潔能源發電產生的電力電解水產生），氫氣在較低的溫度下對球團礦進行直接還原，產生海綿鐵（直接還原鐵），并從爐頂排出水蒸氣和多余的氫氣，水蒸氣在冷凝和洗滌后實現循環使用。但是 HYBRIT 項目采用的氫冶金工藝成本比傳統高爐冶煉工藝高 20%~30%。除此之外，德國薩爾茨吉特鋼鐵公司發起的 SALCOS（薩爾茨吉特低碳煉鋼）項目和由奧鋼聯發起的 H2FUTURE 項目也從不同角度設想工藝流程實現“氫冶金”循環經濟。國內方面，龍頭鋼企也正積極布局氫氣煉鋼技術，包括河鋼、寶武鋼鐵、酒鋼等。

氫能煉鋼盈虧平衡點的制氫成本為 11.2~11.8 元/kg。按目前成本，生產 1 噸鋼鐵大約需要 0.45 噸焦炭，噸鋼的能源物料成本約為 1000~1050 元/噸，如果與高爐煉鐵達到一樣的成本水平，所使用的氫氣成本需要降至 1~1.05 元/方，約合 11.2~11.8元/kg，基本是目前最便宜的化工副產及化石能源制氫成本。如果以零碳來源的氫氣成本計算，目前光伏和風電制氫成本基本在 25-30 元/kg 的成本水平，氫氣還原制鐵的工藝至少比傳統高爐高一倍以上。

（2）工業供熱

氫能是工業領域中高品位熱力供應的優質脫碳解決方案

工業熱能分為三個溫度范圍：100℃的低級熱能、100-500℃的中級熱能和 500℃ 以上的高級熱能。目前，化石燃料（煤、天然氣）和電力（電阻加熱或熱泵）主要用于滿足工業供熱的需求。脫碳方案包括直接電氣化、生物質或化石燃料+CCUS技術。

對于低級熱能，電氣化是成本最低的脫碳方案，因此氫能可能不會發揮重要作用。對于中高級熱能，可采用生物質進行脫碳，但在某些地區生物質供應限制。例如， CCUS 技術僅在有二氧化碳封存設施的地區有效，但是，在沒有生物質或 CCUS 技術的地方，氫能源憑借靈活性強的特點，可以成為間歇性工業領域的中高級熱能低碳解決方案。

對于氫能在工業供熱中的應用，主要有兩類途徑：

1）通過天然氣燃燒供熱的工業企業，可在已有天然氣管道中摻雜固定比例氫氣，滿足高位熱能需求的同時減少碳排放量；

2）通過直接燃燒氫氣的方式來滿足高位熱能需求，但從技術實現角度，直接燃燒氫氣仍面臨諸多技術挑戰，近中期很難實現規模化運用。因此，通過天然氣摻氫的方式來兼顧高位熱能需求以及碳減排是近中期最優解，具體經濟性分析可參照 “2.3 建筑領域的氫脫碳”。

3.3 建筑領域的氫脫碳

目前建筑領域中包括民用住宅及商業住宅在供熱供電方面的能源需求占全球能源需求（118EJ）的三分之一以上，接近于工業領域的能源需求，甚至超過交通領域的能源需求。建筑能源消耗中約 60%用來供暖、熱水和烹飪，其他則用于照明、電器及制冷。建筑物的碳排放量占到全球的四分之一（86.7 億噸二氧化碳）。

雖然隨著可再生能源在電力中所占份額的增加，可以降低建筑領域用電所帶來的二氧化碳排放，但對于建筑領域的供熱環節，依然很難實現脫碳，因為只有少數低碳替代品可以與天然氣（最常見的供熱燃料）競爭，目前大部分有嚴寒季節國家的供暖依靠化石能源來實現，主要為天然氣，其他為煤炭、生物質能等。

天然氣摻氫可成為建筑領域減排有效措施

要實現到 2050 年降低 2℃的目標，在有限的減排手段中，天然氣摻氫（HCNG— hydrogen compressed natural gas）方案是促進該行業能源轉型的最具成本效益和最靈活的方法之一：氫能可以利用現有的天然氣基礎設施和設備，向天然氣管網中注入可再生能源電力制取的氫氣，可減少天然氣的消耗，有助于減少建筑、工業和發電廠因使用天然氣造成的相關碳排放：

1）從短期來看，向天然氣管網注入氫氣是一種低價值、低投資的舉措，可以支持早期氫氣生產規模的擴大。氫氣注入應成為一種措施，用于降低電力制氫在交通領域中陷入“死亡之谷”的風險。當無法滿足預期需求的風險仍然很高（“死亡之谷”）時，天然氣管網注入可以在交通應用不斷增加的階段以低邊際成本提高現金流量，以實現盈虧平衡。氫氣注入可以讓電解裝置幾乎連續地運行，從而有助于確保通過提供電網服務獲得收入，因為電網服務通常需要電解裝置處于運行狀態。

2）從長遠來看，向天然氣管網注入氫氣，被認為是一種能夠儲存大量可再生能源的方式。由于氫氣將使用現有的天然氣基礎設施，因此可以避免昂貴的電網升級和擴建費用。與電力相比，電力制氫的一個關鍵優勢是氫氣可以大規模儲存。這將使該系統能夠應對需求的大幅波動，以作為一種季節性存儲方式，應對季節性需求高峰（如冬季供熱）。由于天然氣管網的容量非常大，所以即使混合比例很低，也能消納大量波動性可再生能源。僅就歐盟而言，天然氣管網中以甲烷形式儲存的能源約為 1200 太瓦時（ENERGINET，2017 年數據）。這大約相當于歐洲天然氣總需求的五分之一（2015 年歐洲天然氣總需求量為 5480 億立方米，相當于約 5375 太瓦時）。

從氫和天然氣的基本參數對比可以看出，天然氣管網摻氫具備實際可行的理論基礎：

1）燃燒能量。氫氣密度較低，但單位質量的燃燒熱遠大于天然氣。

2）燃燒性質。氫更容易點燃且其火焰速率要遠快于天然氣。

3）安全性。雖然氫在 PE 管道和鐵制管道中的擴散系數遠高于天然氣 5 倍左右，容易造成泄露，但是其在空氣中的擴散系數也遠大于天然氣，這樣便不易造成擴散后的聚集，從而降低了危險性。

另外，近年來國際上對天然氣摻氫的研究也日益增多，從實際運行的示范項目也表明現有天然氣管道輸送混氫天然氣存在可行性，其中德國自 2013 年底就開始向部分天然氣分銷網絡注入氫氣，當時摻氫比例低于 2%；2019 年，德國 E.ON 的子公司 Avacon 計劃將天然氣管道網的氫氣混合率提高到 20%。意大利公司 Snam 于 2019 年 4 月開始向南意大利量價工業公司輸送含量為 55%的摻氫天然氣，2020 年 1 月該項目的摻氫比被提高到 10%。2020 年 1 月 2 日，英國首個將零碳氫氣注入天然氣網絡為住宅和企業供熱的示范項目 HyDeploy 正式投入運營，摻氫比高達 20%。值得一提的是，德國西門子公司已率先在天然氣摻氫燃氣輪機方面取得重大技術突破，其生產的燃氣輪機設備可使用摻氫量 5%-50%的 HCNG，奠定了天然氣摻氫技術發展的硬件基礎。

我國天然氣摻氫已具備實踐基礎，中低比例摻氫可兼顧經濟性與低碳化

我國天然氣管道網絡系統框架已基本形成，天然氣管道輸送技術成熟，天然氣摻氫已具備實踐基礎。截止到 2019 年底，我國天然氣干線管道總長度達 8.1 萬千米，一次輸氣能力達 3500 億 m3 /a。從消費端來看，截止到 2020 年底，我國天然氣年消費量已達到 3250 億立方米（占 2020 年全球需求量約 8.5%），且依然保持持續增長態勢，需求結構上，90%天然氣以燃燒的方式應用于城燃、發電以及工業能源，因此在天然氣管網中摻氫可以減少天然氣燃燒帶來的二氧化碳排放問題。

近中期低比例摻氫可兼顧實現經濟性與低碳化。通常，在氫氣濃度（體積最高為 10-20％）相對較低的情況下，氫氣的混合可能無需對基礎設施進行重大投資或改造，投資成本相對較小，并且可以安全的方式進行。若混合濃度超過 20%，則需要對現有基礎設施和終端應用進行重大改變。結合對 HCNG 在不同摻氫比例條件下的敏感性分析，在碳中和對低碳化需求迫切的情況下，近中期可在不改造天然氣管網的前提下實施中低比例的天然氣摻氫。假設混合比例為 5%，每戶每年消耗 10-18 兆瓦電能時可減少 32-58 千克二氧化碳——假設有 330 萬戶家庭使用摻氫天然氣供暖，每年可減少約 20 萬噸二氧化碳排放。

到 2050 年，20%的天然氣摻氫比例將帶來 80-90 萬噸氫氣需求。據發改委能源研究所數據，在 2℃目標下，中國天然氣消費量將于 2040 年達到峰值，約 5800-6000 億立方米，到 2050 年隨著電氣化程度進一步提升，國內天然氣消費量將回落至 4500- 4700 億立方米。假設國內天然氣摻氫比例達到 20%水平，預計到 2050 年可貢獻 900- 1000 億立方米氫氣需求（約 80-90 萬噸）。

4 氫能脫碳核心制約——平價綠氫何時到來？

4.1 可再生能源電解水制氫是氫脫碳路線成立的重要組成

目前，氫的制取主要有三種較為成熟的技術路線：一是以煤炭、天然氣為代表的化石能源重整制氫；二是以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業副產氣制氫，三是電解水制氫。從供應結構來看，化石能源制氫是我國獲取廉價及穩定供應氫氣的最主要來源，其次為工業副產氫，而電解水制氫占比極小。

從各制氫路線的特點來看，傳統制氫工業中以煤炭、天然氣等化石能源為原料，制氫過程產生 CO2 排放，制得氫氣中普遍含有硫、磷等有害雜質，對提純及碳捕獲有著較高的要求。焦爐煤氣、氯堿尾氣等工業副產提純制氫，能夠避免尾氣中的氫氣浪費，實現氫氣的高效利用，但從長遠看無法作為大規模集中化的氫能供應來看；電解水制氫純度等級高，雜質氣體少，考慮減排效益，與可再生能源結合電解水制“綠氫”被認為是實現氫脫碳的最佳途徑。

堿性電解與PEM 電解將是未來電解水主流工藝路線

電解槽是利用可再生能源生產綠氫的關鍵設備。目前電解水制氫主要有堿性電解、質子交換膜（PEM）電解、固體氧化物（SOEC）電解這三種技術路線，根據各自技術特點以及商業化應用程度，堿性電解水制氫路線及 PEM 電解水制氫將是未來與可再生能源結合的主流電解水制氫工藝路線。

堿性電解。該技術已實現大規模工業化應用，國內關鍵設備主要性能指標均接近國際先進水平，設備成本低，單槽電解制氫量較大，易適用于電網電解制氫。

PEM 電解。該技術國內較國際先進水平差距較大，體現在技術成熟度、裝置規模、使用壽命、經濟性等方面，國外已有通過多模塊集成實現百兆瓦級 PEM 電解水制氫系統應用的項目案例。其運行靈活性和反應效率較高，能夠以最低功率保持待機模式，與波動性和隨機性較大的風電和光伏具有良好的匹配性。

SOEC 電解。該技術的電耗低于堿性和 PEM 電解技術，但尚未廣泛商業化，國內僅在實驗室規模上完成驗證示范。由于 SOEC 電解水制氫需要高溫環境，其較為適合產生高溫、高壓蒸汽的光熱發電等系統。

目前來看，堿性電解槽成本較低，經濟性較好，市場份額較 PEM 電解槽高一些。不過隨著燃料電池技術的不斷成熟，質子交換膜國產化的不斷加速突破，長期來看， PEM 電解槽的成本和市場份額將逐漸提高，與堿性電解槽接近持平，并根據各自與可再生能源電力系統的適配性應用在光伏、風電領域。

“灰氫”+CCUS 技術近中期將幫助“綠氫”實現過度

雖然可再生能源電解水制氫是我國實現氫脫碳的終極之路，但從中國的國情來看，由于規模化、低成本的可再生能源電解水制氫產業尚未形成，因此已有規模化、產業化的煤制氫路線仍將長期存在，但是需要疊加 CCUS 技術（碳捕集和封存利用）將 “灰氫”變為“藍氫”，補充氫能的供應，“灰氫”+CCUS 技術近中期將幫助“綠氫”實現過度。

發展 CCUS 面臨的最大挑戰是綜合成本相對過高。現有技術條件下，安裝碳捕集裝置，將產生額外的資本投入和運行維護成本等，以火電廠安裝為例，將額外增加 140-600 元/噸的運行成本，直接導致發電成本大幅增加。如華能集團上海石洞口捕集示范項目，在項目運行時的發電成本從 0.26 元/kwh 提高到 0.5 元/kwh。CO2 目前輸送主要以罐車為主，運輸成本高，而 CO2管網建設投入高、風險大，也影響著 CCUS 技術的推廣。受現有 CCUS 技術水平的制約，在部署時將使一次能耗增加 10-20%甚至更多，效率損失很大，嚴重阻礙著 CCUS 技術的推廣和應用。

根據 CCUS 技術的發展趨勢和目標，到 2025 年 CO2 捕集成本大約為 0.15-0.4 元/kg。煤制氫技術沒產生 1kgH2，伴生的 CO2理論為 19kg，以此推算，2025 年結合 CCUS 技術的氫氣制取成本將增加 2.85-7.6 元/kg，到 2035 年采用 CCUS 技術增加的制氫成本降低至 2.28-5.32 元/kg。

4.2 2030 年可再生綠氫或將實現與灰氫平價

低成本可再生氫的實現路徑對于氫氣未來能不能實現平價應用至關重要。目前，通過可再生能源發電制取“綠氫”主要面臨成本高的問題。一方面，當前階段以風電光伏為代表的可再生能源發電成本還比較高；另一方面，電解槽的能耗和初始投資成本較高，規模還較小。因此，未來提高“綠氫”經濟性的有效途徑將主要依靠可再生能源發電成本的下降，電解槽能耗和投資成本的下降以及碳稅等政策的引導。

電解氫成本主要受電力成本、電解槽投資成本影響電解氫成本主要由 3 部分組成：

1）電力成本。依靠風電、光伏等可再生能源產生的電力，將水電解成氫氣和氧氣。

2）投資成本（CAPEX）。主要為電解槽系統成本。

3）運維成本（OPEX）。

因此，綠氫全生命周期成本（LCOH）=電力成本+投資成本（capex）+運行成本（opex）。

以歐洲 100MW 規模綠氫電解裝置為例，從該綠氫制備的全生命周期成本來看，可再生電力成本占據綠氫全生命周期成本的 56%，電解槽系統投資成本占據 38%。因此，電價水平以及電解槽系統初始投資成本的高低直接影響最終綠氫成本，同時影響綠氫在各應用領域脫碳的節奏和進度。

為了探究可再生能源電解水制氫何時能夠實現與灰氫平價，我們對綠氫全生命周期成本進行拆解及預測（僅對成熟度水平較高的堿性電解水制氫進行成本拆解預測），對電力成本、CAPEX、OPEX 關鍵影響因素做出如下假設：

（1）電力成本

可再生能源平準化度電成本（LCOE）。隨著投資成本的下降以及技術的不斷進步，未來可再生能源將成為一次能源消費中的主體，可再生能源平準化度電成本將大幅下降，參考 Hrdrogen council、IRENA、中國氫能聯盟以及發改委能源所的預測，以 2020 年為基準年，預計可再生能源的綜合度電成本（包含光伏、風電）到 2030 年將下降 30%，到 2050 年將下降 60%。而部分光伏、風電資源優質地區，其度電成本的降幅將明顯快于平均水平，以光伏為例，參考中國光伏行業協會給出的數據，2020 年國內部分光伏利用小時數為 1800h 的地區，光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh，且未來仍有進一步下降空間。

電解效率。參考 IRENA 及 IEA 等權威機構數據，2020 年國內電解水制氫能耗約為 55kwh/kg-H2（對應 65.7%的轉換效率），未來隨著電解槽工藝的不斷優化，特別是改進交換膜、催化劑及系統集成，能效將進一步提高，預計到 2050 年國內電解效率可以提升至 46kwh/kg-H2。

（2）CAPEX

電解槽初始投資成本。影響電解槽投資成本的主要因素為電解槽制氫規模，包括電解槽電堆規模及電解槽系統規模：

1）電堆規模化降本。當前單位電解槽電堆普遍為兆瓦級規模（目前全球最大的單一電堆電解槽是位于日本福島的 10MW 電堆），根據 IRENA 權威機構數據，當電堆規模由 1MW 分別提升至 10MW、100MW 時，相應電解槽系統成本可分別降低 35%-45%、 60%-70%；

2）系統裝機量規模化降本。當前全球電解槽系統規模約為 20GWh，按照 IRENA 機構給出的能源方案中，保守情況下，到 2030 年全球電解槽規模將提升至 100GWh，屆時電解槽系統成本將降低 40%，樂觀情況下，到 2030 年全球電解槽規模將提升至 270GWh，屆時電解槽系統成本將降低 55%，到 2050 年，全球電解槽系統規模將進入 TW 時代，假設系統規模達到 1.7TWh，系統成本相較于目前將降低 70。

因此，綜合 IRENA 對電解槽規模化降本預期，另補充 Hydrogen Council 的權威預測，電解槽系統成本隨著技術進步及規模化到 2030 年將降低 60-80%，隨后因電解槽系統規模化因素的成本學習曲線率下降，系統成本降幅趨緩，但仍隨著技術的進步不斷下降。

資金成本（WACC）。目前的加權平均資金成本假設為 10%，戶要考慮目前有關電解水制綠氫項目的相對風險較高。假設 2050 年的加權平均資金成本為 6%，與目前投資可再生電力水平相當。

滿載小時數（設備利用小時數）。滿載小時數是指年度滿負荷工作時間，由于可再生能源發電側存在波動性，因此依靠可再生能源電解水制氫的工作負荷將主要取決于風電、光伏等可再生能源自身發電負荷的提升。參考 IRENA 機構預測，假設 2020 年滿載負荷為 3000 小時/年，到 2050 年提升至 4000 小時/年。

（3）OPEX

固定運維。假設電解槽固定運維成本為電解槽初始投資成本的 2%/年。

到 2030 年國內綠氫成本可實現與灰氫平價

通過對可再生電解水綠氫全生命周期成本的拆解及預測，到 2030 年，隨著可再生能源 LCOE 以及電解槽系統成本的快速下降，綠氫成本將從 2020 年的 30.8 元/kg 快速降至 16.9 元/kg。而 2020 年國內部分光伏利用小時數為 1800h 的地區，光伏度電成本已降低至 0.2 元/KWh，我們認為國內這些可再生資源優勢區域，其度電成本到 2030 年將領先于行業平均水平達到 0.1-0.15 元/KWh，相應的綠氫成本將率先實現與灰氫平價。

綠氫的大規模應用或將在 2035-2040 年實現

在碳中和目標下，綠氫將在工業、交通、建筑等碳排領域扮演重要深度脫碳角色。通過綠氫在各脫碳應用領域的成本競爭力分析，近 5 年綠氫將率先在供熱和重卡行業得以應用，天然氣管網中通過天然氣摻氫用于建筑供熱，這將是綠氫推廣的首次商業應用。此外，由于政府和民眾在氫氣基礎設施建設方面的支持，綠氫最早可能于 2025 年在為重型車輛（如區域列車和重卡）提供動力方面具備競爭力。

到 2030 年，部分可再生能源資源稟賦優勢區域，綠氫成本可下探至與灰氫平價的水平，即達到 10-12 元/kg，這意味著氫燃料可以取代柴油，也就標志著氫能在重型運輸領域極具價格競爭力的轉折。

到 2035 年后，綠氫或將作為極具競爭力的能源在主流工業領域和交通領域大規模推廣應用。

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