低碳氢气的商业化程度如何？

低碳氢气可以说是氨、炼油和钢铁等难以脱碳行业的灵丹妙药。因此，没有低碳氢气就无法实现净零排放。Wood Mackenzie团队的全球基准模型将显示哪些氢技术和哪些国家在成本方面最具竞争力。公司首席分析师Flor De la Cruz和高级研究分析师Bridget van Dorsten就欧洲低碳氢气供应的前景回答了一系列问题。

为什么新的氢气分析很重要？

氢能正处于快速发展阶段。氢能行业需要让全球了解有利的机会。我们的目标是为低碳氢气提供最全面的全球项目经济基准。我们的欧洲平准化氢气成本（LCOH）模型涵盖14个市场、6种发电技术和4种电解技术，模型还融合了相关的电力、天然气和碳分析。未来几周，我们将发布美洲和亚太地区市场的情况，届时我们的模型就将实现全球覆盖。

低碳氢能的市场规模有多大？根据《能源转型展望》中提到的基本情形，到2050年，可再生能源生产的绿氢和甲烷生产的蓝氢加上碳捕获和储存可以满足全球最终能源消费的5%，而目前的比例为零。在AET-1.5°C情形下，这一比例可能能达到10%。

欧洲提出到2030年实现2000万吨蓝氢和绿氢的宏伟目标，其中一半在欧洲地区生产。欧洲项目面临的最大挑战是成本。如果低碳氢气要与化石燃料想要在难以脱碳的行业竞争胜出，低碳氢气的价格必须低于3欧元/公斤。如果做不到，欧洲将不得不更加依赖进口氢气。

项目离商业化还有多远？

距离商业化还有很多工作要做。今天实现FID最终投资决定的项目并不能代表未来。目前通过的项目大多是与承购商合作的小型项目，项目资金主要来自已经开始生产和消费氢气的油气公司或氨公司提供。这如同鸡和蛋的关系。目前还没有增量市场，需求的增长需要等待价格在商业上具有竞争力。

绿色氢气还远远没有实现商业化。对于独立的绿氢项目而言，盈亏平衡成本在6欧元/公斤至14欧元/公斤之间，具体取决于是选择海上风电、陆上风电还是光伏以及其具体的地理位置。

根据我们的预测，蓝氢更接近商业化门槛。从2023年起，根据我们对天然气价格、碳价格和CCUS的长期预测，蓝氢FID项目的未来成本在2.0欧元/公斤至3.5欧元/公斤之间。然而，天然气价格波动是一大风险。另一个风险是欧洲对价值链（包括上游天然气的来源）碳强度的标准是否会提高。

如何降低成本？

工业化是降低成本的关键。我们预计，到2030年，扩大规模将使绿色氢气成本降低约三分之一，到2050年将降低一半。但在2030年之后，成本仍将高于3欧元/公斤。

降低成本还需要获得政府的支持，欧洲可能采用差价合约法（CfDs）。CfD或类似结构可以弥合卖家和买家之间的成本/价格差，为实现2030年的目标提供所需资金。

将不同的可再生电能整合起来可能可以改变一些地区的成本。海上风电的利用率可以超过50%，太阳能的利用率则低于15%，这意味着电解槽停机时间延长，这会大大影响依靠单一技术项目的业绩。

为了解决风电、光电时有时无的问题，项目可以考虑购买离网的、具有竞争力的电力，将风电、光电两种技术相结合。我们的分析表明，当绿氢项目MWh PPA价格达到40欧元，同时利用率达到70%时，就可以实现与蓝氢相同的盈亏平衡点。

哪些国家在低碳氢气方面具有优势？

每个国家都将根据最有利的电能情况制定属于自己的低碳氢发展战略。欧洲西北部可能采用陆上风电或海上风电发展绿色氢气。挪威、英国和荷兰等拥有天然气和基础设施（包括CCUS）的国家则可能优先发展蓝氢。

南欧则不大可能发展蓝氢。南欧土地资源相对充沛，可以优先大规模快速发展低成本光伏和风电。对于在欧洲任何地方通过光电和风电组合发展绿色制氢而言，这些电能可以提供最佳的机会。

一些国家的电力市场具有可再生能源比例高、碳强度低的特点，葡萄牙就是其中之一。对于这些国家而言，可以将项目接入电网，这样的话在停电期间可以从电网供电。但是，北欧的电力市场可能碳强度更高，因而接入电网补充电力的可能性较小。