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三、氫供應
2030年前，在最佳地區，可再生氫氣可能與灰H2達到盈虧平衡。可再生氫氣生產成本的下降速度繼續快于先前預期。 與《2020年氫理事會研究》報告相比，氫競爭力之路：從成本角度來看，今年的更新結果導致對可再生氫氣生產的成本降低預期更加激進。
有三個因素驅動著這種加速。 首先，資本支出需求正在下降。 我們預計，到2030年，系統級電解槽的資本支出將顯著下降，降至200-250美元/kW左右（包括電解槽堆、電壓供應和整流、干燥/凈化和壓縮至30巴）。 這比我們去年的預期低了30%-50%，這是因為成本路線圖加快，電解槽供應鏈的擴張速度加快。 例如，一些電解廠制造商宣布近期產能擴容，總計每年超過3吉瓦。
其次，能源成本(LCOE)水平正在下降。 可再生能源成本持續下降，比先前預期低15%，原因是大規模可再生能源的使用，特別是在太陽能輻射高的地區（可再生能源拍賣繼續打破歷史低點）。 在擁有最佳資源的地區，包括西班牙、智利和中東，預計降幅最大。
第三，利用水平繼續提高。 大規模、一體化的可再生氫氣項目正在達到較高的電解槽利用率。 這種性能主要受生產集中化、可再生能源（如陸上風能和太陽能光伏）的更佳組合以及綜合設計優化（例如，為優化利用而過度調整可再生能源容量與電解槽容量）的推動。低碳氫氣生產勢頭強勁，成本降低更多低碳氫氣的生產也繼續取得勢頭。 改進包括提高自熱重整(ATR)的二氧化碳捕獲率，從去年的報告的95%提高到98%，同時減少捕獲裝置的規模和降低壓縮要求，從而降低資本支出。 在較高溫度下導電ATR還可提高甲烷 — 氫的轉化率，從而降低產物氣體中甲烷含量，進一步減少排放。
CO2成本的引入可以使清潔氫氣最早達到盈虧平衡，包括與灰色和低碳氫氣生產相關的碳排放成本，對灰色和可再生氫氣的平衡動態影響很大。 假設到2030年碳成本為每噸CO2e約50美元，到2040年為每噸CO2e約150美元，到2050年為每噸CO2e約300美元，可將可再生氫最早的盈虧平衡提前到2028年2034年。 具體年份將取決于當地資源的可用性。
在可再生能源最優、但平均成本天然氣（如智利）的國家，最早可能在2028年實現收支平衡。 在兩條路徑（如德國）均有平均資源的地區，到2032年可能實現盈虧平衡。 同時，兩條途徑（如美國的某些地區）資源豐富且最優的位置到2034年將出現灰色和可再生氫氣的盈虧平衡。 到2025-2030年，低碳氫氣可能會在灰氣中恢復平衡，但須遵守CO2的儲存和運輸基礎設施規模，預計每噸CO2e的成本約為35-50美元。
與2020年氫理事會研究報告氫競爭力之路：成本視角。
對于中歐的海上、風基電解等平均項目，可再生氫氣生產成本可能從2020年的5.4美元/千克降至2030年的2.3美元/千克，LCOE下降對成本降低的影響最大。 由于電力成本的相關性較高，與使用成本較低的可再生能源的地點相比，效率提高的影響也略高一些。
對于中東使用太陽能光伏電解等低成本可再生能源的項目，2030年基于可再生能源的氫氣生產成本可能降至1.5美元/千克。 在這種情況下，由于電解槽利用率低于海上風裝置，資本支出成本的下降對降低成本的影響最大。 中歐和中東的設置配置也可以從綜合設計優化中獲益，在可再生能源容量過大導致的利用率提高和電力縮減導致的LCOE懲罰之間取得平衡。
真正的最佳位置可能包括風能和太陽能的組合，以獲得額外的收益。 澳大利亞、智利或沙特阿拉伯等國家有潛力從這種綜合資源中獲益。在快速的全球擴張中，節約電解槽資本支出可以快速降低成本。
電解槽系統成本可能從2020年的約1,120美元/千瓦降至2030年的約230美元/千瓦。 該計算包括堆垛和植物平衡（如變壓器和整流器、干燥/凈化至99.9%純度、壓縮至30巴）。 它不包括將電解槽運至現場、安裝和裝配（包括網格連接）、建筑成本（用于室內安裝），以及項目開發、現場服務和首填等間接成本。根據項目具體情況，到2030年，這些成本可能翻一番。
由于電解槽系統資本支出應會大幅下降，因此其他成本要素（包括安裝、組裝和間接成本）將隨著時間的推移在成本中占據更大的份額。 這是因為，在前幾個大規模項目部署后，對價值鏈中工程、采購和建設(EPC)部分的學習曲線影響將受到限制。
電解槽項目的總成本還包括融資成本。 與項目的加權平均資本成本(WACC)要求相符的貢獻率應與其他資本支出要素一起分攤。 因此，融資成為降低氫氣生產成本的重要途徑。 例如，將WACC從7%降至5%，將使項目的總資本支出承諾減少近20%。
預期的電解槽學習曲線可能過于保守。
目前對于聚合物電解質膜(PEM)和堿性技術的電解槽規模的學習曲線期望值在2020年至2030年之間為11%-12%。 然而，與電池、太陽能光伏或陸上風等低碳技術的早期發展相比，這些學習曲線顯得保守。 2010年至2020年，陸上風能的學習率約為20%至40%。 15%、20%或25%的潛在高學歷率，將使成本在2030年前分別減少10-20%、40-50%或60-70%。
四、氫分配和全球供應鏈
隨著氫氣生產成本的下降，氫氣分銷成本變得越來越重要。 在生產和分銷方面，正在出現三種類型的價值鏈。 大型氫燃料供應商將使用現場生產，它們靠近有利的可再生能源或天然氣和碳儲存場所。 較小的辦事員，如加油站或家庭，將需要區域分布。
在沒有最佳資源的地區，大小供應商都可能依賴氫進口。國際分配的出現是由可再生能源稟賦、天然氣和碳儲存場所的供應、現有基礎設施、擴建的便利性和時間要求、土地使用限制以及轉讓當地可再生能源直接電氣化能力等造成的氫氣生產成本差異所驅動。 許多預期中的氫需求中心，包括歐洲、韓國、日本和中國部分地區，都經歷了這種限制。
在某些情況下，氫氣供應商將通過進口氫氣而非本地生產氫氣，更有效地滿足這一需求。對于較長的距離，新的和經過改造的海底輸送管道在規模運輸方面比航運更便宜，但并不適用于所有地區。 如果管道不可用，則運輸選擇涉及一系列不同的運輸工具。 其中，LH2、LOHC和NH3三個模型的研究最多。 由于所有三種載體都屬于可比成本范圍，因此最佳選擇取決于目標最終用途和氫凈化和壓力水平方面的要求，詳見下文。
氫氣管道
氫氣管道比輸電線便宜
氫氣管道可以有效的遠距離輸送可再生氫氣。 它們能以八分之一的成本運輸10倍的能源，這是與輸電線路相關的成本。 此外，氫管道的壽命比電力傳輸線更長，并提供雙功能性，作為綠色能源的傳輸和存儲介質。
管道使國際和區域/最后一英里運輸成為可能，以低成本將H2運至5000公里……
盡管分銷網絡覆蓋區域和最后一英里運輸，但陸上和海底輸送管道可以將氫氣輸送到500至5000公里或更遠的距離。 與替代運輸方式相比，管道可以實現極低成本的H2運輸，特別是在可能對現有基礎設施進行改造的情況下。 例如，改造管道可節省綠地管道開發成本的60-90%。
改造的選擇取決于現有管道（材料、年齡、位置）、運行條件和可用性，這些可能因長期天然氣傳輸協議而受到限制。
雖然氫管道比許多替代品提供更便宜的運輸，但氫網絡的實際成本卻因種類、網絡長度以及改造后的管道本身的狀況而有所不同。 包括壓縮在內的陸上傳輸網絡的典型資本支出成本將為每公里0.6至120萬美元，新建的H2管道為每公里2.2至450萬美元，從而造成H2運輸成本為0.13至0.23美元/千克/1000公里。
氫氣管道比較
在海上/海底輸送管道方面，考慮到海底管道建設和運營的新項目和改造的具體挑戰和條件，成本是1.3至2.3倍。 由于輸送管道直徑較小，壓力較低，因此輸送管道比輸送管道便宜得多（大約占輸送管道成本的15%）。 然而，直到2040年，當住宅和商業建筑對氫氣的需求超過天然氣電網中高達20%的氫氣混合供應的門檻時，配電管道才可能成為現實。
改造與新建管道的成本取決于各種因素，包括管徑和壓力、所用材料的質量、管道的整體狀況、裂縫的存在、建設的社會成本等。 這些因素中有許多是因地而異的，因此使一些地區和國家在改造天然氣電網方面具有優勢。 例如，在荷蘭，平行的天然氣電網基礎設施允許企業在逐步淘汰天然氣的同時對氫的使用進行改造。
改造的成本可以根據管道升級和計量站、閥門和壓縮機站等連接設備的存在而改變。
除管道外，三種碳中性H2載體在長距離輸氫方面具有競爭力。
由于氣態氫不適合長途運輸，供應商可以液化氫氣，將其轉化為氨，或將其與液態有機氫載體結合。 如果價值鏈的每一步都使用綠色能源（燃料和/或電力），而氫氣是由低碳源產生的，那么這三種載體都可以視為低碳。
最佳載體取決于預期的最終用途、純度要求和長期存儲的需要。
載體的長期最優選擇取決于一系列因素。 如果目的地需要液體或高純氫，則LH2最有效；如果氫在港口著陸后需要與卡車一起分配，則LH2具有優勢。 例如，汽車或卡車的氫加氣站通常是這樣。 與NH↓[3]和LOHC相比，LH↓[2]不需要脫氫或裂解轉化為氣態氫，既節約了成本，又避免了純度載體殘留帶來的挑戰。 LH2的主要缺點是體積能量密度比氨低，這限制了每船的氫量，并限制了每天儲存時的蒸發損失。 盡管液化是一項經過驗證的商業化技術，但液氫運輸和大規模儲存 — 這要求供應商管理沸騰損失 — 仍處于部署的初期階段。
對于需要氨作為原料的終端用途，氨是直接的答案，因此可以避免將NH3裂解成氫氣（例如用于肥料、運輸燃料、共燃或氨燃燒發電）。 然而，供應商也在考慮對其他氫使用案例采用這種方法。 與液氫相比，氨的體積能量密度更高，因此供應商可以使用市售的氨船，以比LH2更高的成本有效地運輸氨。 然而，使用氨作為氫載體的兩個缺點是將氨重新裂解為氫的成本很高，以及可實現的純度水平。 此外，由于氨是有毒的，它可能面臨居住區的處理和儲存限制，以及有限的土地分配選擇。
液態有機氫載體可以利用現有的柴油基礎設施，長期安全儲存氫氣，不損失。 9 LOHC在使用BT等不易燃、無毒的載體材料時，可以使用現有的工業級柴油基礎設施，無需任何額外的安全法規。 LOHC的主要缺點是脫氫過程的新穎性，它需要大量熱量從載體中釋放氫氣，并且與LH2和NH3相比，氫的承載能力有限。 使用比其它運營商所需的更便宜的儲罐的能力，在一定程度上超過了這些問題。
雖然BT包括甲苯，但鑒于BT噸甲苯含量有限，它不屬于毒性規定。
第15號展示了從沙特阿拉伯向西歐運送可再生氫的運輸工具的比較，這些運輸工具假設要進行大規模的氫生產和運輸基礎設施。 如果最終應用需要氨，將氫作為氨運輸可能導致氫的降落成本低至每千克3美元。 如果最終應用需要氫氣，則著陸成本在3到5之間。 因此，本示例中的承運人的最佳選擇最終將取決于目標最終用途、由此導致的進一步陸上運輸的需要以及預計的儲存時間。
氫全球運輸成本在二 — 三美元/千克以下。
到2030年，假設按規模生產和運輸基礎設施，氫能可以從澳大利亞、智利或中東等地運至預計的需求中心，其氫能成本為2-3美元/千克。 這一成本，加上極低的氫氣生產成本，使許多關鍵部門（如運輸、工業、原料等）在使用時的需求解鎖。
五、結束應用程序
氫端應用的成本競爭力
Hhon Insights的報告分析了2030年各部門氫應用與常規和低碳替代品相比的競爭力。 所有區域氫生產和分銷成本的降低將提高所有終端應用的成本競爭力，這反映在成本競爭力矩陣中右傾向與2020年氫理事會研究"氫競爭力之路：成本視角。
除了氫能作為總體成本驅動因素的作用外，Hhon Insights報告還列出了另外三個成本驅動因素，這些因素對個別終端應用具有影響。 包括通過DRI和廢鋼相結合，優化綠色鋼的路線，幫助綠色鋼實現成本競爭力；電池技術的改進，這些技術在運輸部門用低碳替代品影響氫氣的盈虧平衡；以及氫或氫基燃料使用的新應用。
更新的成本展望顯示，從總擁有成本（包括氫氣生產、分銷和零售成本）的角度看，22種氫應用可能是最具競爭力的低碳解決方案。 除了以前具有競爭力的應用，包括商用車輛，火車，遠程運輸應用和鍋爐，今天的改善前景還增加了化肥，精煉，鋼鐵，航空和航運應用。
雖然此分析側重于最終用途應用程序的成本競爭力，但其他因素也推動了公司和客戶的購買決策。 其中一些包括政府目標、能源安全、降低未來能源成本的不確定性，以及政府的溢價無碳解決方案的客戶，以及投資者對符合ESG標準的商業模式的偏好。 例如，航空、游輪、集裝箱航運和鋼鐵業正在經歷客戶和政府在COVID-19之后更環保地重啟的努力。
氫氣生產成本盈虧平衡
按1.6-2.3美元/千克的氫氣生產成本計算，大部分公路運輸應用和工業用氫原料是"有錢的"（見圖18）。 由于2030年藍色和綠色氫成本目標之間存在氫成本，且碳排放成本為零，氫在較重的公路運輸應用（不包括乘用車）中只具有競爭力。 碳以每噸100美元/噸二氧化碳的成本可能推動鋼鐵、氨和精煉等工業原料達到盈虧平衡。 其他運輸形式，如航運和航空，只會以更高的碳成本（> 70美元/tCo2e）實現盈虧平衡，但需要氫基燃料作為實現脫碳目標的唯一零碳燃料可能性。
盡管建筑物和電力的最終應用需要更高的碳（約200美元/噸二氧化碳）價格才能提高成本競爭力，但我們相信它們將會呈現強勁勢頭。 例如，在英國，多個地標性項目正在將氫氣混合到天然氣電網中，用于住宅供暖。 他們還使用氫氣作為備份電源解決方案，尤其是用于數據中心等大功率應用。 原因在于，盡管氫可能無法戰勝常規解決方案，但氫可能是最經濟劃算的低碳解決方案。
在越野環境中所經歷的條件使得氫燃燒作為燃料電池的替代燃料在越野應用中具有吸引力。
TCO使用案例視角：要求長途運輸的按需重載運輸
我們設計了一款長途重型8級貨車，用于靈活、高要求的長途運輸，車齡為10年，年里程為15萬公里。 我們的按需卡車使用箱需要800公里的高燃油范圍。 2030年，我們假設分配器的氫價格為約4美元/千克，基礎成本為約50美元/噸的CO2e。 在模型中，將重型載貨汽車(HDT)燃料電池電動車與電池式載貨汽車(CEV)和柴油式載貨汽車(DC)進行了對比。
我們預計，在2030年前，按需HDT FCEV將成為總體擁有成本方面最便宜的選項。 在2025年左右，電池電動車(BEV)和內燃機(ICE)HDT（2028年）實現收支平衡。 總的來說，燃料成本的降低（我們預計H2成本在2020年到2030年間將下降約60%）將推動約80%的TCO變化。 其余20%來自設備成本的下降（2020年至2030年，動力總成成本預計將下降約70%）。 在短期內，燃料成本占TCO的一半左右，而燃料電池動力總成成本約占12%，其中燃料電池系統成本為45%，油箱成本為40%，其他部件為15%。 在中期，燃料成本將占30%，動力系成本占總成本的7%。
在特定情況下 — 如存在補貼或其他支持機制 — 盈虧平衡點可以向前移動。 瑞士的收費豁免或加州的低碳燃料標準(LCFS)信用只是此類政策的例子。
TCO使用案例視角：礦用露天自卸車
TCO分析模擬了智利礦業運營中使用的300t露天自卸車，每年運行6,200小時，壽命為12年。 高功率要求（約2,000千瓦）使礦用卡車成為氫內燃機的有趣應用，因為這種高功率要求的燃料電池卡車還沒有經過檢驗。
2030年，我們在分配器處假定氫價為1.4美元/千克（現場產氫），而CO2e基礎成本為50美元/噸。 我們沒有為電池電動礦用卡車建模，因為其可行性頗具挑戰性，尤其是在充電方面。 由于正常運行時間在采礦操作中至關重要，因此需要高速充電才能滿足所需的電池容量。 此外，由于涉及的電池非常大，許多礦井已關閉，更換電池變得困難和昂貴。
H2 ICE車輛和FCEV在2030年前都應與常規柴油卡車保持平衡。 我們預計H2 ICE卡車在FCEV之前會盈虧平衡，因為與傳統柴油機相比，它們只需要很小的調整（預期資本支出最多比柴油機資本支出高15—20%）。 此外，本地產氫應使氫成本相對較低，抵消燃料電池和內燃機之間的效率差距，即FC為5055%,ICE為40-45%，以罐到輪為基礎。
對于FCEV卡車，約20%的TCO變化是由于燃料電池動力總成成本的降低，另外60%是由于氫氣生產成本的降低。 H2 ICE卡車受益于氫成本的降低。 這款車90%以上的TCO變化是燃料成本下降（到2030年為76%）的結果，因為動力總成技術已經成熟（例如，在2030年，它只對預期的TCO下降貢獻了4%）。
TCO使用案例視角：家庭用SUV
我們還為家庭使用的SUV設計了模型，所需燃料范圍為600公里，壽命為15年，年里程為2萬公里。 我們比較了燃料電池SUV，電池電動SUV和柴油動力SUV。
我們預計，FCEV在2028年前將在總體擁有成本方面與北車相抗衡，而與柴油動力的SUV相比，競爭力要長一到兩年。 2030年，我們假設分配器的氫價格為約4美元/千克，基礎成本為50美元/噸CO2e。
降低FCEV TCO的主要驅動因素是設備成本（燃料電池系統和氫氣罐支出）和降低泵中氫的成本。 到2030年，氫燃料成本占總擁有成本的40%，而近60%是動力總成成本下降的結果。
氨
迄今為止，全球工業生產了1.8億噸氨，其中80%用作肥料原料，其余20%用于工業化學品生產。 氨占全球氫氣產量的45%左右，成為當今最大的氫消費國。 灰色氨產量占全球排放量的2%左右，大約0.5億噸CO2因其產量而排放。
隨著跨部門脫碳的推進力度不斷加大，氨氣將出現新的應用領域。 氨是貨運行業中有效的可持續航運燃料（如可持續航運燃料一章中更詳細論述），它還可以作為氫（特別是新地區出口項目）的運輸載體，并在現有火力發電廠中用于共同燃燒時實現電力生產脫碳。
脫碳替代品
氨是通過Haber-Bosch法生產的，該法將氫和氮結合在一起。 作為一個高度原料密集的過程，氨的碳排放中很大一部分來自原料的碳強度(30-40%的搖籃到工廠的溫室氣體(GHG)每噸氨排放量)。 因此，除了將綠色電力作為轉化過程的投入之外，氨生產脫碳的唯一選擇是替代灰色天然氣中的氫，含有可再生或低碳氫。
TCO透視
鑒于原料強度在總TCO(65-80%)中，氨生產對清潔氫的生產成本非常敏感。 由于產氫成本是區域性的，主要由可再生能源(RES)和碳捕獲和儲存(CCS)成本驅動，因此清潔氨與天然氣中灰氨的競爭力因地點而異。
如今，在北歐生產清潔氨的成本至少為650-800美元/t，而且要達到盈虧平衡，碳價必須達到140-220美元/t的二氧化碳。 如圖22所示，到2030年，清潔氨的競爭力將發生巨大變化。 在歐洲，到2030年清潔氨所需氫氣價格將達到與常規氨氣持平的1.4美元/千克左右。 在歐洲，最佳氫氣輸送成本約為1.7美元/千克（例如，西班牙的基于光伏的電解），因此綠色氨需要低于50美元/噸CO2e的碳價才能實現收支平衡。 鑒于北歐地區的平均可再生能源，盈虧平衡需要大約100美元/噸二氧化碳的碳價。
在北美和中東等原料成本較低的地區，盈虧平衡成本將更低。 在可再生能源和CCS有限的地區，從最佳生產地點進口清潔氨可能是替代國內生產的氨的替代品。
氨生產成本
2030年歐洲USD/噸NH3
天然氣價格6.9美元/百萬英熱單位(MMBtu),2030年氫氣價格為1.7/2.1/1.8，采用CCS技術實現最佳可再生能源（西班牙太陽能）/平均可再生能源（德國海上風能）/SMR
鋼鐵
鋼鐵業是全球三大二氧化碳排放國之一。 根據世界鋼鐵協會的數據，2018年每生產一噸鋼，平均排放1.85噸二氧化碳，相當于全球排放量的8%。 低碳鋼產品需求的不斷增長、客戶需求的不斷變化以及碳排放法規的收緊，只是鋼鐵業首要任務脫碳的幾個原因。 因此，該行業需要大幅減少排放，以保持經濟競爭力（和運行中）。
脫碳替代品
鋼鐵生產脫碳的兩條主要途徑是：一種集成高爐(BF)和基礎氧爐(BOF)的組合，或電弧爐(EAF)。 BF-BOF法以煤為還原劑，由鐵礦石生產鋼，而EAF法的主要輸入是直接還原鐵(DRI)或廢鋼。 雖然這兩條生產路線都導致碳排放，但傳統的BF-BOF路線由于對煤的依賴而碳密集度是傳統路線的14倍。
盡管有減少BF/BOF路線排放的策略，包括減少生產損失、提高效率和CCU，但這些并沒有完全消除排放，也無法證明其成本效益。 相比之下，DRI-EAF路線完全脫碳。 這要求鋼鐵制造商使用可再生電力為電爐供電，然后增加清潔能源需要少量天然氣，導致每噸粗鋼約4千克二氧化碳的排放 — 為了完全脫碳，這些排放需要減排。
氫或生物質作為還原劑生產DRI。由于生物質資源的可獲得性可能會受到限制，因此我們將重點放在利用氫的脫碳上。
廢料在電爐中的使用是生產成本總額的重要推動力。 廢料的供應和質量在很大程度上取決于該地區。 廢料占比增加通常意味著成本降低，因為DRI通常更貴。 廢鋼的質量通常也會降低，這意味著在生產鋼材的質量與從更高比例的廢金屬中優化成本之間做出權衡。
TCO透視
在廢鋼40%、DRI60%的優化設置中，考慮到碳的實際預期成本，到2030年，清潔鋼將與通過BF-BOF生產的鋼成本相競爭。 比如，歐洲清潔鋼產量每噸粗鋼成本可能低至約515美元。 這超過了BF-BOF無碳成本的粗鋼450美元/噸的估計數，因為 — 盡管資本支出成本降低約30%--H2原料成本和電力需求的增加使其運營成本明顯提高。 這一成本差額可被碳成本約45美元/噸CO2e所抵消，使BF-BOF生產的鋼與H2-DRI和廢鋼達到相同水平。 使用純DRI設置會因為更高的資本支出、更高的電力需求以及更高的DRI成本而顯著增加DRI-EAF路由的成本。 在可再生能源價格較低和含氫成本較高的地區，清潔鋼的生產成本甚至可能低于上述歐洲H2-DRI+廢鋼的515美元/噸粗鋼。
例如，對于中東一個優化的工廠，以約25美元/兆瓦時的可再生能源電和1.4美元/千克的氫氣進入，清潔鋼的成本可能低至約445美元/噸。 汽車原設備制造商等客戶對以少量溢價采購綠色鋼材的興趣，為清潔鋼材創造了額外的動力，同時也帶來了有利的未來成本前景。
可持續航運燃料
迄今為止，國際商業航運占CO2e的0.9 Gt，相當于全球溫室氣體排放量的2.6%。 假設一切照舊，到2050年，商業航運排放最多可增加1.7 Gt的CO2e。
為應對氣候變化，國際海事組織(IMO)不僅力求到2050年將航運業的溫室氣體排放量與2008年的基準相比至少減少50%（至0.5 Gt的二氧化碳），還希望在本世紀盡早使航運業徹底脫碳。
技術進步和目標能效措施降低的能源需求可節約0.5~0.9 Gt的CO2e。 但是，需要替代低碳運輸燃料來彌補工業所剩0.3至0.7Gt的CO2e缺口，以便達到IMO 2050年CO2e0.5Gt的目標。
脫碳替代品
要向低碳或零碳運輸轉變，必須同時進行兩個創新：生產脫碳燃料和開發新的推進系統，使這些低碳燃料得以高效使用。
推進系統展開的階段
推進系統的發展可能會以重疊的階段進行：在過渡期，使用常規重燃料油(HFO)和替代燃料的雙燃料發動機將允許逐步轉向脫碳燃料，同時盡量減少對現有推進系統的改造影響。
使用低碳或零碳燃料的ICE推進系統代表了邁向脫碳的下一步，因為與未來幾年替代推進系統相比，ICE推進系統 — 取決于燃料類型 — 以相對較低的成本實現了巨大的減排甚至零排放。
在最后階段，替代推進系統將得到更廣泛的應用，例如電動或燃料電池系統，這些系統保證氫基燃料的高燃料效率。
評估不同的燃料選擇
行業參與者正在討論各種燃料替代物12，以取代傳統液體化石燃料，后者在原料供應和技術成熟度方面各不相同。 此外，根據監管引起的約束、路線和駕駛模式，不同船型的替代燃料的適用性也會有所不同。
液化天然氣產生的二氧化碳排放比重低30%。然而，生產過程和發動機中甲烷的滑動是一個真正的危險，因為甲烷作為溫室氣體的效力比二氧化碳高25%，因此對氣候有害。 因此，LNG作為低碳燃料的適用性越來越受到質疑。 然而，從長遠看，生物甲烷和合成甲烷可能是切實可行的未來選擇。
液化天然氣、生物燃料（如水合植物油）、合成甲烷（不在本報告范圍內）、液態清潔氫、綠色氨和綠色甲醇。
液體生物燃料可以作為過渡燃料，因為它可以與常規的ICE推進系統一起使用，而不需要大量的改造投資。 然而，原料供應受到限制，其他脫碳行業需求增加，可能導致價格上漲和供應受限。 此外，根據原料的不同，生物燃料在減少二氧化碳排放潛力方面存在差異，與重油燃料相比，在生命周期中生物燃料的減少潛力在70%至90%之間。
液體清潔氫可以以碳中性方式生產，并且作為燃料，由于其較高的能量密度，其優選于氣態清潔氫。 LH2大大減少了氣候影響，因為它消除了CO2和所有非CO2排放(例如，氮氧化物(NOx)和硫氧化物(SOx))。 因此，LH2對于那些受到嚴格排放法規的船型是可能的選擇，例如通過自然保護區航行的小型客船。 然而，與其它高密度運輸燃料相比，儲存所需的大量量使LH2成為遠程運輸的更不可取的選擇。
氨是氮和氫的化合物，具有高能量密度（比LH2高50%）。 企業可以通過電解的可再生氫氣中和地生產碳。 NH3易于儲存，可利用現有的氨供應鏈和基礎設施。 由于氨的毒性，某些船型（如載客船只）可能會面臨氨的挑戰，原因是安全方面的顧慮，以及未來可能對其船上和靠近高人口地區的加油地點的儲存進行監管。 為了最大限度地發揮氨作為可持續運輸燃料的影響，必須制定嚴格控制NOx和其他非CO2排放的措施。
甲醇是由CO2和氫氣混合而成。 供應商可以通過可再生氫氣和DAC產生的CO2、生物CO2或減少的碳排放來中和地生產CO，如果工業排放的CO2用作原料的話。 無論生產路線如何，用甲醇為推進系統加燃料都會導致CO2排放，部分抵消了生產所節省的CO2。 與氨氣一樣，甲醇受益于現有的全球基礎設施和現有船舶有限的轉化成本。
TCO視角
最具成本效益的脫碳路徑不同于商業航運的每個子段，因為每個子段都具有不同的運營特性和經濟性。 為了解釋這些差異并研究氫基燃料可能發揮的作用，我們選擇了集裝箱船和游輪進行建模。
這兩個選定的子部門在全球航運業都扮演著關鍵角色：集裝箱船在全球船隊排放中所占份額最大，為23%，在COVID-19大流行病爆發前，郵輪是增長最快的部分。 此外，這兩個領域都可能是脫碳戰略的早期實施者，因為它們與最終消費者的距離較近，后者表現出更高的支付意愿并面臨外部監管壓力。
集裝箱船
從長期看，綠色氨將是集裝箱船最便宜的零碳燃料，如第24號圖所示，需要85美元/t的二氧化碳才能用六氟甲烷實現盈虧平衡。 雙燃料ICE發動機將在未來10到15年的過渡期加速脫碳，而替代燃料和推進系統將達到規模。 長期而言，氨燃料電池應該成為首選的推進系統，因為與內燃機相比，氨燃料電池的燃料效率更高，而且預期隨著時間推移，資本支出將顯著減少。
集裝箱船運商應該能夠將與替代燃料相關的額外成本完全分配給最終客戶，因為成本增加只占裝運產品最終價格的一小部分。 例如，一條零售價60美元、從東南亞運往美國的牛仔褲，如果用氨氣ICE引擎驅動的船運，比用重油運行的船運貴不到1%（0.13美元）。
游輪
與集裝箱船相比，游輪表現出不同的航線輪廓，行程長度更短，停靠次數更多，安全法規和風險考慮更為嚴格，所有這些都可能排除氨因其毒性而使用。 鑒于這種可能性，碳中性甲醇和液氫成為最可行的燃料選擇，如圖25所示，需要約300美元/t的二氧化碳才能與重油氣實現平衡。
與集裝箱船一樣，雙燃料ICE發動機為游輪提供過渡技術，直到甲醇ICE和LH2燃料電池全面推出。 短期而言，與完全脫碳的驅動器類型相比，此混合解決方案可提供高達25%的成本降低。
生物柴油和液化天然氣 — 兩者都被討論為過渡性燃料 — 減少但沒有消除溫室氣體排放。 LNG還存在甲烷滑動的額外缺點，甲烷滑動對氣候的負面影響比CO2更強。 因此，潛在的零排放法規很可能排除某些船舶使用任何一種燃料的可能。
與集裝箱船相比，郵輪運營商還可能將由此帶來的轉向綠色甲醇或LH2的成本增加轉嫁給終端消費者，因為某些郵輪乘客可能既有支付脫碳的手段，也有意愿。 例如，一次10天的波羅的海航游，一般1400美元，如果所有增加的成本全部分配給客戶，那么甲醇的平均票價將增加660美元左右。
由于來自其他部門的高需求（如航運燃料章所述），原料可能短缺。
合成噴氣燃料（又稱合成燃料）是另一種噴氣燃料替代品，供應商可以通過可再生氫氣和二氧化碳的反應以低碳方式生產。 與純氫溶液不同，合成燃料可以使用現有的噴氣燃料基礎設施和推進系統。 CO2脫碳潛力取決于CO2原料來源 — 直接空氣捕獲與工業二氧化碳排放形成對比，能創造零碳燃料。 盡管合成燃料不能消除二氧化碳以外的排放，從而在比純氫更小的程度上降低總體氣候影響，但從成本角度看，它們是實現遠程航班脫碳的唯一可行選擇之一。
液體清潔氫是該集團最新興的技術，因為它需要新的推進系統（如氫燃燒渦輪機或燃料電池）以及儲存和儲存管理系統。 氫是唯一能減少飛行所有二氧化碳排放的替代燃料。 此外，LH2可以減少所有非CO2排放中的相當大比例，如NOx和SOx，從而使氣候影響總體減少50-90%，超過所有其他替代燃料的減排潛力。 與其他可持續航空燃料相反，LH2要求對現有燃料基礎設施進行徹底改造。
TCO視角
在航空領域，最佳低碳燃料的選擇取決于飛機的尺寸和覆蓋距離。 為了給整個航空業提供一個視角，我們建立了5個不同的使用案例：一架通勤噴氣式飛機（19架PAX,500公里）、一架支線噴氣式飛機（80架PAX,1,000公里）、一架短程飛機（165架PAX,2,000公里）、一架中程飛機（250架PAX,7,000公里）和一架遠程飛機（3220公里）5百富，超過10,000公里)。 模型化的成本代表所有直接和間接成本，包括飛機的資本支出增加以及基礎設施需求。
總體而言，研究結果表明，規模化氫能經濟高效地使飛機脫碳至中短程，占全球航空CO2e排放量的70%。 如圖26所強調的，對于這一范圍的四個使用案例，液氫是最具競爭力的減排選擇，到2040年，其成本為90-150美元/噸的CO2e。 在每座位公里(CASK)上，它的成本也比synfuel高出15-85%。
在1萬公里以外，對儲存空間的要求使氫在成本上不可行。 因此，對于占全球CO2e排放量30%的長程航班而言，合成燃料是成本競爭性最強的脫碳選擇，成本為200美元/噸的CO2e。
請注意，與報告其余部分不同，我們從2040年的角度來看，因為氫基飛機較早投入使用和商業化的假設仍然不太可能。
2040年不同用途航空燃料的總擁有費
氫推進被認為是基于燃料電池的往返航班和區域航班，以及短/中/遠程飛機的氫渦輪。 采用反向水煤氣變換反應和直接空氣捕獲(DAC)生產合成燃料。
歐洲生產
大短距離段。 在短途飛行中，氫是比合燃料更有競爭力的脫碳替代品，因為氫在成本和氣候影響方面都優于合燃料。 隨著時間推移，氫相對于合成燃料的成本優勢將隨著生產碳中性合成燃料所需的直接空氣捕獲技術成本下降而降低。
從煤油轉向氫氣意味著約100美元/t的CO2e成本。 如果這筆額外費用完全分配給最終消費者，那么在2030年，從法蘭克福飛往倫敦的單程航班的機票價格可能會提高3035%，或25美元。
放大遠程段。 對于遠程飛行段，合成燃料是最具成本競爭力的可行脫碳選擇，因為所需的儲罐尺寸將排除1萬公里以上距離的氫氣。 盡管在不久的將來合成燃料仍然很昂貴，但在氫和二氧化碳的原料價格不斷下降的推動下，合成燃料的成本應該會大幅下降（2020年到2040年間將降低50%以上）。 然而，要想與煤油實現平衡，仍需要200美元至250美元/t的CO2e的高碳成本。 如圖28所示，在2030年二氧化碳成本為50美元/噸、到2040年碳成本大幅加速至200美元/噸CO2的情況下，在2038年至2043年間，長途飛行中，合成燃料可能與常規航空燃料發生沖突。
對最終客戶來說，如果航空公司將成本完全分配給最終客戶，從倫敦到新加坡的長途航班（平均票價為600美元）的票價到2040年可能會上漲至多300美元。
六、實施：把它們集合起來，以捕捉氫氣的希望
世界各國政府對深度脫碳的堅定承諾，已在氫能行業掀起了前所未有的熱潮。 金融支持、監管、清晰的氫戰略和目標，加上政府承諾的700億美元公共資金支持氫氣轉型，已導致價值鏈擴大、成本下降，投資攀上新高。
氫氣故事的下一章要求利益相關方將其雄心勃勃的戰略轉化為具體措施。 政府、企業和投資者應該制定部門層面的戰略（如鋼鐵脫碳），制定長期目標、短期里程碑和必要的監管框架。 它們必須發展設備價值鏈、擴大制造、吸引人才、構建能力，并加快產品和解決方案的開發。 這種規模的擴大需要資本，投資者在開發和推動大規模部署方面可以發揮超大作用。 所有這些都需要建立新的伙伴關系和生態系統，企業和政府都扮演重要角色。
要想啟動這些計劃，戰略應該著眼于關鍵的解鎖，比如降低氫氣生產和分銷的成本。 我們估計，要將成本降至灰氫的盈虧平衡水平，需要大約65GW的電解。 這相當于約500億美金的資金缺口。
支持部署的一個地方是發展以大規模氫源為核心的集群。 這將推動設備價值鏈的規模化，降低氫氣生產成本。 通過將多個供應商合并，參與者可以共享投資和風險并開始建立積極強化的合作循環。 在這些聚集區附近，其他規模較小的氫氣供應商則可以在成本較低的氫氣供應上回回運轉，從而使它們的運營更快地實現盈虧平衡。
基于這些核心特征，我們看到幾種聚類類型正在獲得廣泛的吸引力，包括：
— 燃料加油、港口物流、運輸港區
— 支持精煉、發電和化肥或鋼鐵生產的工業中心
— 資源富裕國家的出口中心
要使集群取得成功，它們應包括整個價值鏈上的參與者以優化成本、利用多個收入流并最大限度地提高共享資產的利用率。 它們應該向更多參與者開放，基礎設施應允許盡可能方便的接入。
未來幾年將對氫生態系統的發展、實現能源轉型和實現脫碳目標具有決定性作用。 正如本報告所顯示的，過去一年的進展令人印象深刻，勢頭空前。 但未來還有很多事情要做。 氫能理事會的公司致力于將氫能作為解決氣候挑戰的關鍵部分，而氫能洞察將提供關于所取得的進展和未來挑戰的定期更新、客觀和全球視角。
