最新报告｜国际能源署IEA《2024全球氢能评估The Global Hydrogen Review 》报告内容摘要（聚焦拉美）

《全球氢能评估The Global Hydrogen Review 》报告是一份由国际能源署发布的年度出版物，它全面追踪了全球氢能的生产和需求情况，以及基础设施建设、贸易、政策、法规、投资和创新等关键领域的进展。这份报告是清洁能源部长氢能倡议Clean Energy Ministerial 的成果，旨在为能源行业各方提供关于氢能现状和未来发展前景的全面信息。

报告聚焦氢能在实现国际能源和气候目标方面的潜在作用，旨在帮助决策者制定更精准的策略，吸引投资，促进氢能技术的部署，激发对氢能和氢基燃料的需求。报告通过对比现实发展与政府和行业的既定目标，为氢能产业的发展提供清晰的参照。

今年的报告特别关注拉丁美洲，深入分析了该地区低碳氢能项目的最新进展，并探讨如何激发市场需求，推动项目落地。此外，报告还对不同氢能供应链所产生的温室气体排放进行了详细评估。

执行摘要

尽管全球氢能项目和最终投资决策的数量都在增加，但发展过程中仍存在一些阻碍。

2023年，全球氢能需求达到9700万吨，同比增长2.5%。需求主要集中在炼油和化工行业，而这些需求主要由传统的化石燃料制氢来满足。低碳氢能的产量依然较低，2023年不到100万吨。然而，据已宣布的项目，到2030年，低碳氢能的产量有望达到4900万吨/年，几乎是2023年全球氢能报告发布时的三倍。这一强劲增长主要得益于电解项目的推动，宣布的电解产能接近520GW。

此外，达到最终投资决策（FID）的项目数量也在增长：宣布的已取得FID的产量比去年翻了一番，达到340万吨/年，到2030年，相当于目前产量的五倍。这一增量大致平均分配给电解和采用碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的化石燃料制氢。

采用CCUS技术的化石燃料制氢在过去一年取得了显著进展。虽然宣布的项目的总潜在产量与去年相比增长有限，但多个先前宣布的大型项目的FID已经获得批准，这些项目主要集中在北美和欧洲。因此，采用CCUS技术的化石燃料制氢项目在2030年的潜在产量在过去一年里翻了一番以上，从2023年9月的60万吨/年增加到今天的150万吨/年。

总体而言，对于新兴的氢能行业来说，这样的进展值得关注。然而，大部分潜在产量仍处于规划阶段或更早阶段。为了实现项目的落地，氢能行业需要在2024年到2030年期间保持超过90%的复合年增长率，这一速度远高于太阳能光伏在其快速扩张阶段所达到的增长水平。一些项目面临延误和取消的风险，这给整个项目带来了一定的不确定性。主要原因包括需求信号不明确、融资困难、激励措施延迟、监管不确定性、许可和审批问题以及运营挑战。

图源IEA

Global Hydrogen Review Summary Progress

全球氢能评估进展综述

图源IEA

中国和电解槽：太阳能光伏和电池的续集？

中国在电解槽领域正迅速崛起，有望成为下一个太阳能光伏和电池产业。全球范围内，已经达到最终投资决策（FID）的电解槽产能达到20GW，其中6.5GW是在过去一年内取得的。

中国在这波投资热潮中独占鳌头，占据全球40%以上的FID。

中国之所以能取得这样的成绩，得益于在清洁能源技术大规模制造方面的强大实力。目前，全球60%的电解槽制造产能都集中在中国。

随着中国制造产能的不断扩大，电解槽成本有望进一步下降，这与过去太阳能光伏和电池制造业的发展轨迹相似。更值得一提的是，多家中国太阳能电池板制造巨头纷纷涉足电解槽制造领域，目前约占中国电解槽制造产能的三分之一。与此同时，欧洲的电解项目FID在过去一年翻了两番，达到2GW以上。印度也凭借单个1.3GW的FID项目，成为全球氢能产业的重要一员。

氢能技术创新正在加速推进

政府对氢能技术研发的大力投入已经开始显现成效。目前，供应端的技术进步最为显著，许多技术已经或即将实现商业化。在终端应用方面，工业和发电领域的多项应用已进入示范阶段，运输领域，特别是航运业也取得了重大进展。此外，专利申请数量的快速增长表明，在支持性政策的推动下，市场对氢能的未来充满信心，这激发了更多的创新和商业化机会。

低排放氢在短期内仍将昂贵，预计成本会大幅下降

低排放氢是新兴行业，成本存在不确定性。据来自更多先进项目的新数据，本报告对现今电解槽的成本进行了上调。未来的成本变化将取决于多种因素，如技术发展，特别是项目部署的水平和速度。据国际能源署的《2050年净零排放情景》（NZE情景），到2030年，使用可再生电力生产低排放氢的成本将降至每公斤氢2至9美元，是当前成本的一半，与未加限制的化石燃料生产的成本差距将从目前的每公斤氢1.5至8美元缩小至2030年的每公斤氢1至3美元。在已宣布政策情景（仅考虑现有政策）的部署水平下，成本范围将仅下降约30%。随着许多地区的天然气价格下降，利用CCUS技术通过天然气生产低排放氢的成本也有望降低。

所有项目都将从成本下降中受益，但对各个项目竞争力的影响将有所不同。例如，全面开发近520 GW的电解槽项目管道将实现与NZE情景类似的全球成本下降。在中国，如此规模的全球部署意味着其现有电解槽项目（每年100万吨）的生产成本将低于未加限制的煤炭制氢的成本。到2030年，全球每年超过500万吨的氢可以以与未加限制的化石燃料生产竞争的成本生产，最多每年1200万吨的氢将有1.5美元每公斤的成本溢价。

这一成本差距在短期内仍将是项目开发商面临的重要挑战，但对于以氢为中间原料的最终产品而言，在许多情况下，其影响可能是可控的。低排放氢生产的成本溢价沿着价值链逐渐减少，意味着消费者在最终产品中往往只会看到温和的价格上涨。例如，今天使用可再生氢生产的钢材制造电动汽车（EVs）将使电动汽车的总价格增加约1%。

成本下降将为氢能行业带来利好，但对不同项目的具体影响有所差异

例如，如果全球电解槽产能达到规划目标，中国的大部分电解槽项目将具备成本优势。到2030年，全球将有大量低排放氢能的生产成本与传统化石燃料制氢相当，甚至更低。

虽然短期内成本仍是一个挑战，但从长远来看，低排放氢能的成本优势将逐渐显现。对于那些以氢能为中间原料的最终产品而言，成本增加的影响相对较小。例如，使用可再生氢生产的钢材制造电动汽车，只会略微提高电动汽车的总成本。

低排放氢能需求加速增长，但仍需进一步扩大

各国政府正在积极推动低排放氢能（以及氢基燃料）的需求。例如，德国的碳差价合同和欧盟在航空、航运领域的强制规定等政策的实施，极大地刺激了市场。这些举措也带动了产业界的积极响应，越来越多的企业签订了氢能采购协议，并发布了氢能采购招标。然而，总体来看，这些努力的规模仍不足以支撑氢能为实现气候目标做出重大贡献。

各国政府设定的氢能需求目标总计约为2030年的1100万吨，但由于对工业、交通和发电领域氢能使用目标的调整，这一数字比去年下降了近300万吨。然而，已经进入最终投资决策（FID）阶段或已投入运营的低排放氢能产能仅为400万吨/年，远低于目标水平。这表明，行业和政府需要共同努力，促进氢能采购协议的签订，以吸引更多投资。

与此同时，政府制定的氢能需求目标远低于其设定的氢能生产目标（2030年为4300万吨/年），甚至低于已宣布项目的潜在供应量（4900万吨/年）。目前的政策措施不足以激发足够的需求，从而推动氢能生产规模扩大，以满足政府的预期。

此外，一些更雄心勃勃的政策，如欧盟在工业应用中的目标和印度的炼油配额，尚未转化为具体的国家立法。而且，在过去一年中，各国政府宣布的约1000亿美元的氢能支持政策中，用于供应端的支持比需求端的支持高出50%。政府需要采取更强有力的措施，刺激对低排放氢能的需求，以支撑供应端的投资。工业中心是重要的潜在市场，因为这些地区可以利用低排放氢能替代现有的化石燃料氢能。

互相认证

各国政府正在加快制定低排放氢能环境属性的法规，特别是温室气体（GHG）排放法规。清晰明确的法规有助于增强长期投资的信心。然而，不同地区的框架和认证体系存在差异，可能导致市场碎片化。为此，37个政府在COP28上承诺相互承认国家认证计划，拉丁美洲也启动了区域认证框架“CertHiLAC”。

此外，国际标准化组织（ISO）发布了用于确定与氢能生产、运输和转换相关的温室气体排放的方法。这一方法将为未来制定更全面的标准奠定基础。然而，一些问题仍待解决，例如如何评估氢能供应链中生产资产的建设和制造产生的排放。对于基于化石燃料的生产，需要更准确的数据来评估其温室气体排放。

氢能：拉丁美洲在新能源经济中的机遇与挑战

今年的报告特别关注拉丁美洲和加勒比海地区，紧随2023年国际能源署发布的《拉丁美洲能源展望》之后。拉丁美洲拥有丰富的自然和可再生能源资源，以及基本脱碳的电力结构，因此具有成为低排放氢能主要生产者的潜力。

据已宣布的项目，到2030年，拉丁美洲可以生产超过7百万吨/年的氢能，其碳强度低于3千克二氧化碳当量/千克氢气（比使用未减排天然气低3-4倍），符合世界各地一些现有法规（如欧盟分类法、日本氢能社会促进法和美国清洁氢能生产标准）的要求。

然而，要充分实现这一潜力，需要大幅增加发电容量——相当于该地区目前电力产出的20%——以及对输电线路等基础设施进行大量投资。

许多拉丁美洲国家已经制定了以出口机会为重点的氢能战略。然而，鉴于全球氢能市场规模的不确定性，这些计划可能需要进行更新。在全球范围内，过去一年，宣布的与氢能和氢基燃料贸易相关的项目没有增长，表明项目开发商反而专注于国内机会。

在拉丁美洲，这些机会主要集中在炼油和氨生产领域，这些领域提供了立即可用的大型应用。在氨方面，发展国内生产能力将有助于减少该地区化肥的进口依赖，农业对国家国内总产值做出重大贡献。

随着市场的不断发展，钢铁、航运和航空等新应用将出现，同时也将建立氢能中心。这些中心可以为扩大国内氢能使用和生产创造机会，同时还提供出口氢基燃料以及用低排放氢能生产的材料（如热压铁）的机会，使今天是大型铁矿石出口国（如巴西）的国家能够发展新的工业能力和扩大价值链。该地区的供应分阶段进行，从小型项目开始，将有助于降低风险，减少资本投资，并为未来的扩大规模提供宝贵的经验。基础设施规划和开发，特别是输电等长期项目，应立即开始，以支持未来的氢能生产。

IEA建议

1/加速氢能需求创造

政府应采取更大胆的行动刺激对低排放氢能的需求。政策的实施，如配额、强制规定和碳差价合同，已经开始，但在地理覆盖范围和规模上仍然有限。政府可以利用现有氢能用户和高价值行业（如钢铁、航运和航空）的机会，这些行业通常位于工业中心。在这些中心汇集需求可以创造规模并减少生产者的购买风险。此外，利用公共采购购买最终产品，这些产品在生产过程中使用低排放氢能，并鼓励发展消费者愿意为低排放氢基产品支付少量溢价的市场，可以帮助推动早期采用。

2/加速氢能法规制定

政府正在加速制定有关低排放氢能环境属性的法规，特别是关于温室气体（GHG）排放的法规。清晰可预测的法规可以加强长期投资的确定性。然而，这些框架和相关的认证计划在不同地区之间仍然不一致，有可能导致市场碎片化。作为回应，在COP28上，37个政府承诺相互承认国家认证计划，而拉丁美洲启动了“CertHiLAC”，一个区域认证框架。

此外，国际标准化组织（ISO）发布了一种确定与氢能生产、运输和转换/再转换相关的温室气体排放的方法。这将成为到2025年或2026年预期制定的完整标准的基础，该标准可以作为一种共同方法来实现证书的相互认可。然而，与氢能供应链中温室气体排放评估相关的一些问题仍未得到解决，例如如何考虑生产资产的建设和制造产生的排放。

在基于化石燃料的生产情况下，需要更好地了解国家清单中可用的化石燃料供应的上游和中游排放，以确保对与这些生产路线相关的温室气体排放进行可靠的评估。

3、支持项目开发商扩大低排放氢的生产并推动成本下降

各国政府应为处于扩展阶段的项目开发商提供有针对性的支持，以弥合低排放氢与未加限制的化石燃料氢之间的成本差距。及时的支持对于解锁投资决策至关重要，正如欧洲在为多个大型项目确认资金后出现的一波最终投资决策（FID）所体现的那样。

政府还应为支持的水平和形式提供长期的可预见性，以便开发商对未来的商业前景有明确的认识，并能吸引投资者。虽然初期项目可能需要大量的财政支持，但随着行业的成熟和成本的下降，支持水平将逐步减少。除了补助和资助外，政府还可以探索其他政策选项，例如贷款担保、出口信贷设施和公共股权投资，这些都可以帮助降低投资风险并减少资本成本，这对这些资本密集型项目尤为关键。

4/支持新兴市场和发展中经济体 (EMDEs) 扩大低排放氢气的生产和使用

新兴市场和发展中经济体，特别是非洲和拉丁美洲等地区，具有巨大的低成本、低排放氢气生产潜力。要释放这一潜力，发达经济体政府和多边开发银行应提供有针对性的支持，包括赠款和优惠融资，以应对项目开发者在这些地区面临的关键挑战，如融资获取困难。开发这些项目可以满足国内需求，减少进口依赖，并有可能出口氢气或氢基产品，如热压铁块和化肥。

全球氢气需求亮点

2023年全球氢气需求超过97百万吨，2024年可能接近100百万吨。然而，这一增长应被视为更广泛经济趋势的结果，而不是成功政策实施的结果。

氢气需求仍集中在炼油和工业应用中，这些领域使用氢气已有数十年历史。氢气在重工业、长途运输和能源储存等清洁能源转型关键领域的应用仅占全球需求的不到1%，尽管与2022年相比增长了40%。

低排放氢气需求在2023年增长了近10%，但仍不足1百万吨。政府最近加大了行动力度，实施了各种强制性措施、激励计划和市场开发工具。这可能推动需求到2030年超过每年6百万吨，尽管这仅相当于《2050年净零排放情景》(NZE) 所需量的约十分之一。

行业正在回应这些政策努力，并签订了越来越多的购买协议。此外，这些协议正从谅解备忘录逐步过渡到正式合同安排。化工、炼油和航运部门表现出最大份额的合同需求，以及最大的正式协议比例。

行业还通过投标和氢气及氢基燃料与原料的需求汇总合作倡议等方式，推动氢气的使用。

去年，多个用于炼油、化工生产和钢铁制造的低排放氢气生产的大型项目达到了最终投资决定 (FID)。这些部门承诺的项目到2030年可能需要每年1.5百万吨的低排放氢气，是现今需求的3倍。

不同运输子行业中，趋势各异。在公路运输中，市场增速放缓，重心从汽车转向重型车辆。在航运和航空领域，氢气及氢基燃料的使用逐渐受到关注，特别是在政策支持到位的地方，市场渗透缓慢导致一些雄心勃勃的供应项目被取消。

在电力行业，日本和韩国进展尤其显著，这些国家的公司正在推进多个主要示范项目，政府也启动了首批氢气和氨基电力发电拍卖。

全球氢能投资、金融与创新亮点

2023年，全球项目开发商在建设中的氢气供应项目上花费了35亿美元。其中约80%用于电解槽工厂的建设，其余部分用于将氢气生产与碳捕集、利用与封存(CCUS) 相结合的项目。电解项目的支出与2022年相比增加了350%以上，主要用于工业和炼油部门。而在基础设施项目（管道、储存和加氢站）上的支出仍处于较低水平。

2023年，电解项目支出的一半在中国，三分之一在欧洲。由于项目数量和规模庞大，中国在年度投资上领先，尽管其单位成本低于其他国家。如果所有已达到最终投资决定 (FID) 的中国项目按计划交付，2024年中国的支出将增加140%。北美在配备CCUS的氢能项目上的支出最高。

根据最近的最终投资决定 (FID)，电解项目的投资支出到2024年可能增长150%。未来几年，CCUS装备的工厂支出也将增加。自去年报告以来，四个项目获得了最终投资决定，涵盖总计约每年100万吨的氢气生产，包括新设施和现有工厂的改造。对于这两种生产路线，最大的项目正逐步达到工业规模，而这一趋势加上最近的成本通胀推动了投资增长，尽管一些项目被推迟。然而，要达到《2050年净零排放情景》(NZE)所需的进展，本十年每年需投资500亿美元。

尽管氢气公司在公开市场上的估值最近表现不佳，氢气初创企业在2023年成功将总股权融资额提高到37亿美元。工业氢气使用项目开发商和氢气生产技术开发商主导了这一总额，但2024年迄今的交易显示出更多技术多样性。

过去一年取得了几项创新里程碑，阴离子交换膜 (AEM) 电解和甲烷催化分解制氢都提升到了技术就绪水平 (TRL) 7。还报告了氨燃烧在船用发动机和发电厂中的有希望测试结果。

全球氢能政策亮点

政策支持正向实施迈进，过去一年宣布、落实或分配给项目的公共资金接近1000亿美元。其中约三分之二的资金仍处于宣布阶段，因此存在不确定性，95%来自长期制定氢气战略的发达经济体。供应方的资金比需求方高1.5倍。

全球在过去12个月内发布了19项新的氢气战略，总数达到60项，现已涵盖全球84%以上的与能源相关的二氧化碳排放量。大多数新战略来自新兴市场和发展中经济体 (EMDEs)，大多数新目标侧重于生产。这仅代表政策制定过程的开端——迄今为止，没有任何新目标具有约束力或与具体政策挂钩。

过去12个月内与需求侧政策相关的资金总额达到400亿美元。其中约20%针对现有应用，超过一半（60%）用于新应用。现有政策可能在2030年触发每年600万吨的氢气需求，这仅相当于已宣布需求目标的一半，生产目标的15%-20%，以及《2050年净零排放情景》(NZE) 所需量的不到10%。德国独占约三分之二的资金，主要用于工业脱碳和电力支持。

公共补贴是发达市场中最常见的政策工具，而税收优惠则在新兴市场和发展中经济体中普遍存在。竞争性招标在多个国家中使用，例如埃及、欧洲、印度和阿曼，通过拍卖促进市场形成、价格发现和竞争。九个国家为电解槽和燃料电池制造引入了激励措施，但只有其中六个国家的政策已经生效。

在COP28会议上，37个政府承诺基于共同设计原则追求国家认证计划的相互承认。为同样目标，14个拉丁美洲国家在多边开发银行的支持下推出了“CertHiLAC”。2023年12月，国际标准化组织 (ISO) 发布了一项技术规范，为确定与氢气生产、调理和运输相关的温室气体排放量的方法提供了基础，预计这一ISO标准将在2025/2026年发布。

聚焦拉丁美洲氢能亮点

拉丁美洲和加勒比地区 (LAC) 拥有丰富的自然和可再生能源资源以及大部分已实现脱碳的电力结构（其中60%来自可再生能源），因此具备生产低排放氢气及其衍生物的良好条件。2023年，该地区的氢气需求达到400万吨，主要用于石油精炼和化工生产。近90%的氢气是通过天然气生产的。

目前，80%的氮肥需求通过进口满足，贸易逆差相当于国内生产总值 (GDP) 的0.4%。国内低排放氨的生产可以减少这一逆差并提高价格稳定性。LAC拥有全球五分之一的铁矿石储量，其中的高品位矿石适用于基于氢气的直接还原铁 (H2-DRI)。在一些地区，进口来自LAC的热压铁块而非铁矿石，可能会将还原铁的成本降低近三分之一。

各国的机遇各不相同。例如，墨西哥和哥伦比亚可以利用炼油厂的大量现有氢气需求。智利的采矿业可以使用低排放氢气为生产脱碳，如用于工业炸药生产中的硝酸铵生产以及重型机械。巴西占据了LAC铁矿石贸易的90%，因此在开发用于钢铁制造的H2-DRI方面具有独特优势。该国的生物源二氧化碳资源足以满足国内合成燃料和尿素的需求，进而开辟出口潜力。巴拿马可以成为低排放船用燃料的枢纽，且其目标是到2030年将氢基衍生物占船用燃料供应的5%。

当前，拉美项目部署仍处于起步阶段。根据已宣布的项目，LAC到2030年可生产超过每年700万吨的低排放氢气，但这些项目中仅约0.1%处于运营、建设中或已达到最终投资决定 (FID) 阶段。该地区的高资本成本仍然是一个障碍，可能削弱其强大可再生能源资源所带来的竞争性生产成本。此外，还需要大幅扩展可再生能源容量——如果所有氢气项目都能实现，单是为了氢气生产，风能和太阳能光伏发电需要在本十年内增加140%。

短期内需要采取行动以释放LAC的潜力，平衡国内需求与出口愿望。需求创造措施可以帮助弥合成本差距，通过减少天然气和氨的进口提高能源安全，并创造更高附加值的出口机会。氢气枢纽可以推动规模经济，整合供应链，同时加速学习进程。

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