氢能跨洋贸易发展的必要性和关键环节

随着可再生能源发电的快速发展，其间歇性、不稳定、发电侧与用电侧地域不匹配等特点日益凸显。 此外，锂电池储能成本大幅增加。 迫切需要更加经济、高效、便捷的存储方式。 可以。 氢能因其与可再生能源的强耦合性及其独特的源、网、荷、储适应性，成为未来实现跨季节大规模储能的最优方案。 随着氢能产业在全球的广泛发展，风景较好的地区带来的绿氢成本红利以及与消费地区的地理错位，使得氢能的跨洋贸易成为可能。 低成本、长距离的氢气运输是可以实现的。 氢能跨洋贸易的关键环节。

一、国际氢能贸易发展的必要性

全球各个国家和地区氢能源供需存在较大差异。 随着氢能的发展，跨境贸易将成为必然。 从各国情况来看，日本将成为氢能主要进口国。 IEA预测，到2030年，日本从澳大利亚进口并通过氨或液态有机氢载体运输到该国的绿氢成本将降至约5.5美元/公斤。 （37.8元/公斤），比国内制氢成本低16%左右。 与此同时，日本正在探索从沙特阿拉伯进口氨用于日本掺氢燃气轮机发电的可行性。 沙特、俄罗斯、澳大利亚等传统能源出口国也在积极寻找氢气出口机会。

俄罗斯计划到2030年每年向中国、日本、韩国和德国供应220万吨氢气，占这些国家进口总量的23%。 澳大利亚将氢能贸易视为未来贸易的重要战略，预计未来每年氢贸易额将达到17亿美元。 新西兰政府发布了“塔拉纳基氢能路线图”，将氢能贸易视为其能源出口战略的一部分。 预计2030年氢出口量将达到每年1200万吨。2025年后氢能源贸易量将大幅增长。 年均增长率近150万吨/年，澳大利亚和中东将是出口增长的主要地区。

2.氢能国际贸易的技术路径选择

在储运环节，适合氢气大宗跨洋运输的氢能贸易技术路线主要有液氢、液氨、甲基环己烷、甲醇等。

2.1 技术路线介绍

2.1.1 液化氢

液氢储存是将氢气压缩后再低温冷却至21K以下液化成液氢，然后储存在特制的绝缘真空容器中进行储存。 如果不考虑能源转换效率和经济性，液氢储存是一种极其理想的解决方案。 储氢方法。 然而液氢储存有两个缺点：一是液氢转化过程中的能量损失较大。 实际工程中，氢气液化所消耗的能量占制氢总能耗的30%； 其次，液氢储存容器的制造成本较高，而且是控制罐。 内部液氢的蒸发损失和保证储罐的安全（抗冻、承压）对储罐及其保温材料的选择以及储罐的设计都有很高的要求。

2.1.2 液氨

液氨储氢技术是将氢气与氮气反应生成液氨，可以作为氢能的载体。 液氨在常压、400℃下分解可制得氢气。 常用的催化剂有钌系、铁系、钴系和镍系催化剂，其中钌系列的活性最高。 氨作为储氢载体的优点是：标准大气压下氨的液化温度为–33℃，液化能耗比液氢小； 液氨储氢量为17.6％(w)，体积储氢密度是液氢的1.5倍。 合成氨工业已经成熟。 但液氨具有强烈的刺激性气味，在运输和使用过程中需要特别注意其对周围环境的影响。 在大规模集中管理中，由于其气味刺鼻，溶解度高，发现泄漏后处理起来比较容易。 因此液氨适合化工园区集中放氢的应用场景，而分布式放氢的应用场景会因其刺激性气味而增加管理成本。

2.1.3 甲基环己烷

甲基环己烷是一种有机液态储氢技术。 它具有高储氢密度。 通过加氢和脱氢过程，有机液体可以回收利用，成本相对较低。 但有机液氢储存也存在诸多缺点：如果需要配备相应的加氢和脱氢装置，成本较高； 脱氢反应效率低，易发生副反应，氢气纯度不高； 脱氢反应往往在高温下进行，催化剂容易结焦而失活。

2.1.4 甲醇

甲醇储氢利用一氧化碳和氢气在一定条件下反应生成液态甲醇，可作为氢能的载体。 在一定条件下，甲醇可以分解产生氢气，可用于燃料电池。 同时，甲醇还可以直接用作燃料。 为推动船舶碳减排的实施，丹麦马士基航运订购了12艘采用绿色甲醇燃料的集装箱船，并宣布了绿色甲醇采购计划。 冰岛的碳循环国际公司凭借其名为液体排放（ETL）技术的工业化技术一直走在绿色发展的最前沿。 同时，甲醇无刺激性气味，储存条件为常温常压，使其成为较好的储氢介质。

2.2 经济比较

从氢气储运方式来看，目前主流储运方式主要有高压气态、低温液态氢、液氢载体储运、固体氢化物储运等。 根据氢气运输方式的成本比较，液氨储氢的运输成本与低温液氢相当，优于甲醇储氢（见图1）。

根据牛津大学的计算，液氨、甲醇和甲基环己烷的长途运输成本相似。 但由于甲基环己烷运输的氢气量很小，液氨和甲醇将是未来长距离运输的主要方式（见图2）。

3、绿氢跨境贸易经济测算

3.1 中东至欧洲氢贸易量测算

近年来，沙特新能源电价屡创新低。 2021年6月，沙特600兆瓦光伏项目以1.04美分/千瓦时的低价售电。 本文选取沙特光伏项目发电电价为基准测算，采用大型碱水制氢技术（规模2万吨/年），合成氨规模10万吨/年，绿色合成氨成本0.33美元/公斤（2190元/吨），合成氨生产成本基本接近化石原料。 如表1所示，根据全球氢能理事会模型数据，从沙特阿拉伯到荷兰鹿特丹港合成绿色氢氨。 考虑到欧盟液氨5.5%的进口关税，绿氨CIF综合价格为630~730美元/吨（4095~4745元/吨）。

随着欧洲天然气价格高企以及欧洲碳配额价格上涨，2022年欧洲氨价格约为910美元/吨，高于沙特绿氨CIF价格（630~730美元/吨）。 初步判断，如果建立1.04美分/千瓦时的光伏发电成本，将光伏绿氢转化为绿氨，将沙特绿氨运往欧洲替代目前的天然气氨生产是经济的。 但在该模型中，工厂的投资摊销和运费数据具有不确定性，使得绿氨成本较低。 即使进口绿氨的成本与欧盟当地合成氨的价格相同，面对大宗商品价格高企和欧盟碳价格上涨，以及考虑到欧盟碳边境征收调停税的情况下，出口未来从中东到欧盟的绿氨也将有贸易机会。

3.2 我国绿色甲醇对日本出口经济测算

选择我国风能、太阳能资源相对较好的内蒙古鄂尔多斯地区建设风光互补发电绿氢项目。 当地煤化工企业捕获的二氧化碳作为原料，现场制备绿色甲醇，通过天津港出口到日本，然后供日本加氢站使用。 站内生产的氢气被转化为氢气用于补充燃料。

该项目计划在内蒙古鄂尔多斯建设一座3万吨/年风光互补发电绿色制氢装置和一座10万吨/年甲醇装置，将消耗约14万吨/年二氧化碳。 CO2来自附近煤化工项目的碳捕集装置。 成本按100元/吨计算，储存在运输半径200公里以内。 绿色甲醇生产成本为3418元/吨。 鄂尔多斯至天津港运输距离约900公里，岸上绿色甲醇价格约4868元/吨。 日本加氢站建设甲醇撬装制氢装置（500标准立方米/小时）时，甲醇成本为4868元/吨时，绿氢成本约为45元/公斤（见表2）。 目前日本群马高崎加氢站销售价格为1100日元/公斤（约合人民币72元/公斤）。 按此销售价格计算，该项目毛利约为27元/公斤。

初步判断，该项目生产的绿氢成本低于日本本土氢气销售价格，具有一定的利润空间，初步具有经济性。 但该模型中，工厂的投资摊销和运费数据不是很确定，并且没有计算加氢站的摊销成本，使得绿氢的成本较低。 远洋运输的价格也会根据船舶类型和贸易量进行调整，但这个项目没有考虑我国的碳效益收益以及未来国际碳边境税收优惠的可能性。 因此，这个计划未来有贸易机会。

四、启示与建议

一是依托重点港口打造“氢贸产业链”。我国可充分发挥化石原料制氢结合碳捕集、利用和封存（CCUS）的技术优势，与重点港口合作港区与相关企业打造临港蓝色产业链，以制氢基地为核心的氢能产业链，利用港区煤炭、天然气生产氢气，供应港口作业车辆，附近的公交车和小型船舶，打造当地“无碳区”；同时可以考虑利用港口的区位优势，开展与日本、韩国的氢能贸易。

二是基于氢能交易平台建设氢能交易系统。 2022年8月26日，上海市发展和改革委员会发布《关于支持中国（上海）自由贸易试验区临港新片区氢能产业高质量发展的若干政策》。 上海将探索建立氢能交易平台 支持国内氢能 领先能源企业与专业碳交易平台机构共同在临港新区建立统一高效的氢能交易平台，正在逐步探索建设国家氢能交易平台交换。 从化石能源的发展经验来看，市场化、金融化、国际化将成为氢能产业成熟的重要标志。 搭建与氢能产业成熟发展相匹配的交易平台是必要条件。 建议构建以交易平台为中心的生产、储运、贸易全产业链贸易体系和标准体系，实现氢能产业加速发展。

三是适时布局绿色氨、绿色甲醇等产业，推进氨燃料试点示范和推广。 当前的重点应该是现有技术的大规模实施，而不是开发新的突破性技术，因为可再生氨价值链中的大多数副产品都已证明具有经济效益。 当前部署的重点应该是提高氨合成工艺的灵活性、提高电解槽的性能、提高氨裂解装置的性能以及降低现有技术的成本。 通过部署现有技术创造短期市场，以推动长期技术创新。