国际氢能理事会和麦肯锡公司日前联合发布了《全球氢能流量-2023年更新版》（简称《报告》），《报告》总结了2022年全球氢能贸易发展情况，并结合监管体系、政策变化、地缘政治、技术进步以及项目实施过程中汲取的经验等因素，进一步评估全球氢能贸易发展趋势（本文所有观点和数据均来自《全球氢能流量-2023年更新版》）。
《报告》主要观点如下：
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全球氢能产业发展势头强劲，但依然不足。虽然目前氢能作为未来清洁低碳能源体系的重要组成部分以及实现全球气候目标的重要途径已收到了全球各国的一致认可，并且近年来各国氢能产业的发展势头强劲，但根据已公布的项目来看，到2030年全球氢能产业的增长率与实现净零场景所需达到的增长率相比仍显不足。作为实现2050年全球气候目标关键路径之一，全球需要进一步加大氢能领域的投资。
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全球可再生能源制氢成本增高。受到电解槽和可再生电力成本上升等因素的影响，全球可再生能源制氢（简称可再生氢）平准化成本较去年同期上涨了30%-65%。
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氢能长距离运输需求强烈。由于当前全球氢能产业发展进程仍未满足全球升温较工业化前低于1.5℃的目标，因此《报告》提出了为满足气候目标的加速场景（简称FA场景）。在此场景下，2030年全球清洁氢（包括低碳氢和可再生氢）产量将超过4000万吨/年，其中约2000万吨将通过管道等方式长距离运输；到2050年全球清洁氢的需求将增长至3.75亿吨，其中约2亿吨将用于长距离运输，预计管道输送比例将达到40%，合成燃料和氨将各占20%，航运（以氨、有机液态或液氢为载体）比例为10%，甲醇和绿色钢铁各占5%。
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2030年全球氢气成本差异可达15倍。到2030年，随着生产成本的不断变化，叠加不同地区清洁氢供应激励政策，如美国《通胀削减法案》等因素影响，部分地区清洁氢成本有望低于1美元/kg，而成本最高的地区将可能超过5美元/kg，巨大的价格差异将催生大量的国际贸易机会。到2050年，随着激励政策的到期以及可再生氢成本的不断降低，全球清洁氢成本曲线将趋于平滑，低成本地区清洁氢价格约为1.5美元/kg，高成本地区清洁氢价格约为3.5美元/kg，高成本地区与低成本地区间的成本差距将缩小至2.5倍。
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氢能国际贸易有助于降低投资成本。如果不考虑氢能国际贸易，到2050年，全球在氢能领域的投资需求将达到12万亿美元，才能实现气候中和目标。相比之下，如果全球广泛开展氢能国际贸易，则到2050年，全球氢能领域投资需求为8万亿美元，相当于通过氢能贸易可以降低50%的总投资额。为了保证氢能贸易的顺利开展，全球每年在氢能储运、氢与氢基衍生物处理与转换等基础设施建设方面的投资约700亿美元。
氢气需求增长预期仍然强劲，但仍不理想
《报告》中设置了三种氢能发展情景，分别是到2050年实现升温小于1.5℃气候目标的净零场景、到2050年实现升温小于2℃气候目标的加速场景（FA场景）以及未能在2050年实现升温小于2℃气候目标的延迟过度场景。在净零场景中，到2030年和2050年全球清洁氢的需求量分别为7000万吨/年和6.6亿吨。
2023年6月，国际氢能理事会和麦肯锡就当前全球气候目标实施进程对152名国际能源专家和企业高管进行了访问，大部分受访者选择了加速场景而非净零场景。他们认为虽然目前全球能源转型处于加速阶段，但受到财政和技术等因素的影响，氢气供应商和终端用户目前仍然面临短期成本上升、技术路线存在不确定性、缺乏统一和稳定的政策监管（例如碳税征收标准不一致）等问题与挑战，使得能源转型速度仍未达到净零场景预期，这将导致到2050年时，全球可能无法实现气候中和目标，全球升温将达到1.9℃。
成本升高难阻可再生氢成为主流
《报告》指出，虽然受辅助设备、资本支出、融资成本、可再生能源以及EPC开发等成本上升影响，2023年可再生氢平准化成本上浮30%-65%，但由于各国积极的激励政策和强制性政策的不断出台（包括美国《通胀削减法案》、加拿大《清洁氢税收抵免法案》、欧盟《可再生能源指令修正案（REDIII）》），因此与通过天然氢制取的低碳氢相比，可再生氢未来仍将保持较高的市场份额。预计到2050年，全球清洁氢的总需求量为3.75亿吨/年，其中可再生氢2.65亿吨，占比约为70%。
长距离贸易中低碳氢占比有望增加，但仍有不确定性
在FA场景下，全球天然气需求和天然气价格的快速降低以及电解槽成本一段时期内的上升，如采用CCS的低碳氢生产规模快速扩大，则低碳氢在清洁氢中的占比有望从25%-30%提升至45%，并且由于成本和基础设施等方面优势，65%的低碳氢将用于长距离贸易（长距离贸易包括国际贸易和国内长距离输送）。
平准化成本、CCS部署速度和投资吸引力是决定清洁氢竞争力和贸易吸引力的三大主要因素
平准化成本：对于可再生氢而言，其平准化成本主要取决于可再生电力成本和电解槽利用率；对于低碳氢而言，其平准化成本主要取决于天然气和CCS成本以及碳价格。
CCS部署速度：相比于天然气价格，CCS的部署速度是决定低碳氢商业潜力更重要的因素。
贸易吸引力：市场效率、工业水平和劳动力水平以及当地对新基建的接受度等因素也将导致清洁氢项目产生区域溢价，此部分溢价将对项目可对加权平均资本成本造成约5%-14%的影响。
到2030年，在FA场景下，全球约50%的氢气生产成本将低于2.5美元/kg。
2030年全球部分地区清洁氢成本预测
供需错位和巨大的价差将催生大量氢能贸易机会
日本、韩国以及欧洲部分地区能源需求旺盛且可再生能源资源有限，可再生电力将优先用于电力系统脱碳，因此导致清洁氢产能不足，而南美和中东地区则恰好相反，丰富的可再生能源资源导致其清洁氢产能远大于自身需求，且得益于低廉的绿电价格和清洁氢的规模化生产，这些地区清洁氢成本相对较低。
同时，到2030年，在考虑部分地区生产商获得激励政策补贴的场景下，清洁氢生产成本最高的地区与成本最低的地区之间的差距将达到15倍左右；到2050年，随着激励政策的退出以及可再生氢成本的不断降低，全球清洁氢价格趋于平缓，但高成本地区和低成本地区之间的差距仍将达到3倍左右。在资源条件好、投资和运营成本低、产业链成熟的地区，清洁氢成本将达到1.5美元/kg左右，最低将有望达到1.2美元/kg；而可再生能源资源有限的国家依然没有成本优势，这些地区的清洁氢成本仍将超过3.5美元/kg。因此，供需错位叠加巨大的价格差异促使地区间广泛开展氢能长距离贸易成为必然趋势。
除管道外，长距离输氢仍需将氢转换为中间体运输
相较于本地供应，虽然长距离输氢除了运输成本外，还会因氢与中间体之间的转化过程导致氢当量损失和电力消耗。但随着清洁氢在用能终端占比的不断提升，可再生能源资源有限的国家和地区清洁氢供应缺口将持续扩大，且随着技术进步和配套基础设施及装备持续完善，氨与合成燃料等中间体运输成本在总成本中占比相对较低，因此低成本地区的清洁氢通过长距离运输后仍将在高成本地区保持竞争力。
清洁二氧化碳与氢合成甲醇及合成燃料也具备竞争力
清洁二氧化碳可通过生物质和空气直接捕集获得，预计到2040年前，空气直接捕集二氧化碳的成本仍将高于生物质来源。巴西、加拿大、中国、印度尼西亚和美国占全球生物质清洁二氧化碳总量的60%以上，因此这些地区的清洁甲醇及合成燃料也将在长距离贸易中表现出竞争力。
绿色钢铁等基于清洁氢的绿色产品贸易将成为氢能贸易的另一种模式
随着清洁氢在各领域应用的不断拓展，通过清洁氢与传统或创新工艺结合的绿色产品也受到了全球各国的广泛关注，基于这些绿色产品的长距离贸易也将成为未来氢能贸易的另一种表现形式。作为其中的典型代表，基于清洁氢和H-DRI（氢直接还原铁）技术的绿色钢铁成为了各国关注的热点之一。一方面如巴西和瑞典等兼具清洁氢和铁矿资源的钢铁出口大国积极推动绿色钢铁生产并在全球范围内寻求贸易伙伴；另一方面，对于拥有丰富可再生能源资源但铁矿资源相对匮乏的国家，其依托低廉的清洁氢成本，通过进口铁矿石在国内加工成绿色热压铁块（HBI）再进行出口的方式参与绿色产品贸易。
广泛开展氢能长距离贸易可减少全球约4万亿美元总投入
氢能长距离贸易可以优化资源配置并节约投资成本。如全球氢能贸易受限，要满足FA场景下各国对清洁氢需求，则全球需投入约为12万亿美元；而在广泛开展氢能贸易的场景下，满足FA场景下各国对清洁氢需求所需的总投资约为8万亿美元。虽然开展氢能贸易可以大幅降低全球资本投入，但当前全球基础设施建设尚不完备，以FA场景测算，如要满足氢能长距离贸易需求，2050年前全球每年仍需投入约700亿美元，用于建设氢及氢基衍生物处理与转换设施和总运力超过2亿吨/年的氢及氢基衍生物管道等基础设施以及配置包括超过500艘运输船舶在内的储运装备；如按净零场景测算，则2050年前全球每年在基础设施和储运装备方面的投入将达到1400亿美元，并且将为全球氢能价值链节省超过6万亿美元资本投入。
全球氢能贸易格局将持续演变
美国和加拿大拥有大量低成本的天然气资源和优秀的风能和太阳能资源，为其清洁氢的生产提供了良好的发展基础。同时，美国《通胀削减法案（IRA）》以及加拿大《清洁技术投资税收抵免（ITC）》均为本国清洁氢的投资提供了较高的资金补贴，使其清洁氢补贴后成本极具竞争优势，吸引大量投资者新建或扩大产能。因此，美国和加拿大清洁氢产能将迅速超过本国需求量，成为早期的净出口国，引领全球氢能国际贸易。
澳大利亚作为传统资源出口国，拥有丰富的天然气资源，且其风能和太阳能资源条件也位居全球前列，为其清洁氢产业发展提供了有力的支撑。依托其天然气出口业务，澳大利亚拥有成熟的能源出口链条和良好稳定的贸易伙伴关系，同时，澳大利亚靠近日韩等氢能需求增长迅速国家，具备区位优势。因此，澳大利亚积极发展氢能产业并力争在2030年前成为亚洲前三的氢能出口基地。预计到2030年，澳大利亚清洁氢出口量将达到200万吨/年，且大部分将采用氨作为载体并以亚洲地区为主要目的地。
随着欧洲输氢管网建设不断完善，北欧国家及伊比利亚半岛国家将通过输氢管道实现对欧洲其他国家清洁氢的出口。
北非国家将同样通过输氢管网将欧洲作为氢能贸易目的地，而南非国家则将以氨为主要载体并采用航运的方式进行氢能国际贸易。
中国和印度有望实现总体清洁氢需求自给自足，但在国内不同地区仍存在供需错配现象，将通过输氢管网开展大量国内长距离氢能贸易。同时，沿海地区也将依托港口资源开展以氨等氢基衍生物为载体的氢能贸易，以满足自身清洁氢需求和实现清洁氢出口。
中东地区拥有大量低成本天然气资源和全球首屈一指的可再生能源资源，因此中东地区国家积极开展由化石能源出口国向氢能输出国转型，旨在依托自身良好的资源禀赋与贸易基础设施成为全球氢能贸易的主要参与者。
南美洲国家不但拥有丰富的可再生能源资源，还拥有大量生物质二氧化碳以及铁矿等资源，因此基于清洁氢的氢基衍生物和绿色钢铁等绿色产品将成为南美国家开展清洁氢国际贸易的主要形式，预计到2030年南美洲将基于氨和绿色钢铁实现200万吨/年的清洁氢出口。
预计到2030年，全球长距离氢能贸易量将达到1800万吨/年，管道输氢和氨将成为主要贸易模式，占比将达到总贸易量的80%。
到2030年氢能国际贸易和长距离贸易流量图
随着能源体系清洁低碳转型深入开展，全球清洁氢需求将保持高速增长，推动氢能国际贸易规模不断扩大。
预计2030年到2040年间，全球长距离氢能贸易量将达到1亿吨/年，其中对可持续燃料及清洁氨需求的快速增加将成为国际氢能贸易的主要增长点。此外，在此十年间，欧洲、中国、美国和印度长距离输氢网络将初具规模，成为上述地区和国家内部长距离氢能贸易的主要途径。但如日本、韩国、新加坡等自给能力有限的国家仍将高度依赖氨、甲醇、可持续燃料等氢基能源载体进口，以满足本国不断增长的清洁能源需求。
2040年到2050年期间，国际氢能供需格局将持续变化，只有少数地区可以实现自给自足，大部分地区仍将通过长距离氢能贸易满足自身用氢需求，同时，氢能贸易载体也将更加丰富多元。
预计到2050年，全球长距离氢能贸易量将达到2亿吨/年，占全球清洁氢总需求的50%以上，其中，欧洲、北美、中国、印度、日本和韩国有望成为长距离氢能贸易的主要承购方。依托低成本可再生能源资源和清洁来源二氧化碳资源，拉丁美洲将以可持续燃料为载体，每年向欧洲和亚洲地区出口1500万吨清洁氢；澳大利亚凭借成本和区位优势，也将每年向东亚和东南亚地区出口1500万吨清洁氢。
到2050年氢能国际贸易和长距离贸易流量图
自2022年度报告发布以来全球氢能价值链的主要变化
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政策助力氢能国际贸易
在供应端，美国《通胀削减法案（IRA）》将为清洁氢生产提供为期十年最高3美元/kg的税收抵免，加拿大《清洁技术投资税收抵免（ITC）》将对清洁氢投资提供为期六年最高30%的税收抵免，这些积极的政策支持极大的提高了其清洁氢的成本竞争力，推动了清洁氢产业规模化发展；在需求端，欧委会颁布了《可再生能源指令修订版（REDIII）》，要求2030年工业用氢气中的42%应来自非生物来源可再生燃料（欧盟将可再生氢及其衍生物称为非生物来源可再生燃料），到2035年将这一比例提升至60%，同时，自2030年起，航空领域非生物来源可再生燃料（RFNBO）占比应达到1.2%，到2050年这一比例将提升至35%。REDIII的颁布为清洁氢消纳提供了确定的需求前景。需求端与供应端的共振将推动为清洁氢价值链和国际贸易快速发展。
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低碳氢仍具竞争力
未来即使天然气价格出现上涨，基于天然气和CCS技术的低碳氢仍将具有成本竞争力，并在氢能供应体系中占据稳定份额。但目前CCS项目部署的进度仍是制约低碳氢产业规模化发展的瓶颈。
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可再生氢仍有将本空间
虽然由于多种因素叠加导致可再生氢项目的资本支出较2022年提高了80%-100%，但电力成本仍是决定可再生氢成本的主要因素，加强可再生电力供应的稳定性，降低电力成本，提高电解槽运行时长是可再生氢降低成本的根本路径。
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生物质来源二氧化碳本地供应的重要性日益提升
相较于2022年，生物质来源二氧化碳的运输成本出现增长，且运输监管要求更加复杂。因此，对清洁甲醇和可持续燃料供应商而言，生物质来源二氧化碳本地供应的重要性日益提升。
