脱碳真的会到来吗？

许多日本企业担心的问题是"脱碳真的会到来吗？"

一些公司很担心，他们说："我认为有一天会到来，但不知道什么时候。"考虑到COP（联合国气候变化框架公约缔约方会议）等全球趋势、各个国家和地区的监管趋势以及企业趋势，认为脱碳会到来是合理的，但至少在目前的日本，经济并不理性，存在企业不愿意行动的情况，因为他们无法想象客户会追随他们，或者他们能够确保盈利。

这种担心是正确的。没有经济理性的商业是无法建立的。无论产品或服务多么环保，如果不经济合理，就会缺乏可持续性，最终无法对社会产生影响。

现实情况是，即使是走在前面的欧洲，也没有按计划取得进展。基于此，企业必须认识到脱碳"即将到来"，明确自己的目标，制定适当的转型计划并做好准备。

正如IPCC AR6（政府间气候变化专门委员会第六次评估报告）基于科学证据所表明的那样，全球变暖带来的风险比以往任何时候都更加确定。除非这一点得到明确反驳，否则国际社会不会放松温室气体应对措施。

日本已向欧盟出口了约10万亿日元，并向欧盟投入了约50万亿日元的直接投资（基于未偿余额），欧盟制定了具有法律约束力的温室气体减排目标，因此，除非放弃欧洲市场，否则必须遵守欧洲的法律法规。此外，由于全球趋势是在整个供应链中计算温室气体排放，日本供应商不应放松警惕。

基于上述，我们应该认识到脱碳正在"来临"并采取行动。重要的是要分阶段制定过渡计划，在做好准备的同时，根据市场监管趋势、碳定价趋势、补贴趋势、基础设施发展、竞争环境、客户接受趋势等确定过渡时机。通过这样做，可以以与市场形成保持同步的、周密规划的方式建立经济合理的业务，并且还可以将业务在不太可能发生的情况下退出的风险降至最低。

应该用氢气做什么？

在这种情况下，近年来备受关注的"氢"也成为了令相关企业困惑的主题。

氢气最初用于石油精炼（加氢脱硫等）、石油化工（树脂生产添加剂等）、化肥用氨（合成）、化工产品用甲醇（合成）、钢铁制造（光亮退火添加剂等）、半导体（气氛气体等）等工业领域。然而，传统的制氢方法会产生二氧化碳。因此，这些行业要实现脱碳，就需要用"绿氢（可再生氢）"来替代。

氢往往是在能源的背景下讨论的，但必须始终牢记，除了能源之外，还有许多其他需求。此外，在脱碳社会中，钢铁制造（氢还原炼铁/氢直接还原）、热力（天然气替代/热电联产）、发电（氢发电/氨发电/燃料电池）、燃料（合成燃料/氢发动机）预计会有新的氢需求。换句话说，可能需要大量的绿氢来实现脱碳。

蓝氢（低碳氢）也可以被认为是绿氢的替代品或过渡期的解决方案，以及提供可靠基本负荷和更低成本的解决方案。然而，仍有必要评估蓝氢在运输和CCS/CCUS（碳捕获、利用和储存）等领域的能力。

例如，进口蓝氢对于日本来说可能是一种选择，但对于短距离来说，以管道的形式运输氢气是有利的。另一方面，如果距离生产地点超过2300公里，则通过船舶运输氨预计会更有利。然而在通过船舶运输时，需要考虑到港口容量和运营造成的低效率，并且必须建立着陆后分解氨并经济有效地提取大量高纯度氢气的技术。此外，对船舶进口的依赖将继续带来供应链风险，这些风险在冠状病毒大流行期间变得更加明显。这也是日本与欧盟之间的地理差异所导致的考量——欧盟可以通过管道进口大量天然气，而日本必须予以考虑。

考虑到这一点，如果您正在考虑氢，那么绝对应该考虑绿氢。也可以考虑通过水电解进行家庭甚至现场纯水生产/绿色氢气生产。国际上电解产能持续增加，根据公开信息，预计未来还将继续增加。

国家和企业应该解决哪些问题？

然而，领先企业都在研究绿氢和蓝氢，但现实是它们面临着高昂的成本和基础设施难题。由于缺乏基础设施等问题，全面扩张的前景并不乐观。

本报告通过分析各个国家和地区的情况，探讨了国家和企业应该采取哪些行动来应对这种情况。总体而言，欧盟处于领先地位，但欧盟以外的国家和地区也在根据自身情况采取一些举措。而且，欧盟的进展并不顺利，实际上它在挣扎，并在挣扎中寻求有效的解决方案。这样的探索和解决方案对参与的企业都有很大帮助。

最终，绿氢和蓝氢的最大瓶颈是与传统氢和化石燃料相比成本更高。由于成本高昂，承购商没有被雇佣，行业也没有增长。如果承购商数量不增加，产量就不会增加，从而造成成本不降低、承购商数量不增加的恶性循环。因此，为了过渡到使用绿氢和蓝氢的脱碳社会，需要克服高成本障碍的强制性法律法规（包括出口目的国和目的国的法律法规），有必要引入碳定价并加强碳定价。

此外，即使出台法律法规，有限数量的私营企业仍将继续承受痛苦，直到它们能够增加销量。由于所能达到的目标是有限的，因此补贴等支持也是实现向脱碳社会转型的必要条件。当然，还需要企业降低成本的努力和消费者的理解。

根据该报告研究的经验，从全球范围来看，存在五个主要障碍：

第一，由于清洁氢气成本高昂，愿意且有能力支付的承购商不够多。也就是说，生产商无法获得开始生产所需的投资，因为没有明确且有利可图的商业案例。

第二，与上述情况密切相关。初始投资成本很高，而且仍然很高，因此很难实现能够降低买家成本的大型项目。由于利率上升和建材通胀因素，近年来投资成本进一步增加，以前盈利的项目现在已经亏损。

第三，监管机构正在努力创造足够的激励措施来支持进步。在欧洲，欧洲共同利益重要项目（IPCEI）的氢能付款已推迟两年多，差价合约最近才推出。

第四，可再生能源供应不足，无法通过电解生产可再生氢（简称可再生氢）。此外，不仅在生产可再生电力时生产氢气，而且将其作为基本负荷或预定产品来满足许多工业领域客户的需求，都面临着挑战。

第五，缺乏储存和运输清洁氢气给承购商的基础设施。大容量运输依赖于管道、船舶和码头，根据产量波动进行预定交付需要存储设施来平衡交付。

本报告对七个地区（欧洲、澳大利亚、北非、中国、中东、美国、中南美洲）氢能市场进行了详细分析，评估了各地区清洁氢能项目的进展情况，并确定需要采取哪些措施来加快步伐。此外，生产商、承购商、分销商和其他中介机构以及政府和监管机构等生态系统参与者，将需要以全球经济脱碳所需的速度建立氢市场，这表明他们如何在其中发挥各自的作用，形成连贯的合作体系。

全球氢市场动态

全球宣布的低碳可再生氢项目数量正在稳步增加，2020年至2023年间宣布的新制造项目超过1500个。

欧洲在可再生氢方面处于领先地位。可再生氢是通过利用可再生电力将水分解为氧气和氢气而产生的。全球已确认的可再生氢项目中有一半以上正在欧洲实施。

低碳氢（使用包括碳捕获和储存（CCS）技术在内的方法生产氢，以减少天然气生产氢过程中的碳排放）项目于2023年宣布，北美在项目数量方面处于领先地位。

尽管低碳氢项目的数量仍远小于可再生氢公告的数量，但它们将在提供可靠的基荷能源方面发挥重要作用，特别是在氢市场发展的早期阶段。这在高需求时期或可再生能源不易获得时尤其重要。低碳氢的另一个重要优点是它比可再生氢更便宜。

从可再生氢能产能和项目数量来看，欧洲以2023年宣布的最高产能（200吉瓦）领先，其次是非洲（169吉瓦）和大洋洲（130吉瓦）。但必须注意的是，"宣布"和"开工"并不相同，这些项目仍存在无法完工的风险。

在欧洲，已宣布电解槽容量为200吉瓦的可再生氢项目，如果建成，将有可能生产超过1000万吨清洁氢，该国的目标是到2030年实现这一目标。200吉瓦电解槽容量可生产约560太瓦时（TWh）的可再生氢气，相当于1700万吨。

然而，迄今为止，欧洲在实现已宣布的产能方面进展缓慢。到2023年底，只有3吉瓦（已宣布的总计200吉瓦）达到最终投资决定或建设阶段，自2021年以来增加了2吉瓦。要实现2030年目标所需的每年20吉瓦的运营项目，还有很长的路要走。

地域分析：中国

中国清洁氢能项目概况——目标：实现规模化应用，自给自足。氢能路线图目标是到2030年电解槽容量达到100吉瓦。

情况：2023年可再生能源在电力结构中的份额将达到51%，可再生能源氢能项目占全球近20%。

政府支持：中国政府提供大规模的财政支持。例如，中国国家电网旗下企业宣布在中国东北投资58.5亿美元（55亿欧元），利用风力发电生产氢燃料。

中国在电解槽工程方面拥有高度专业化的技术，着眼于基础设施和出口。CCS技术的进步将使现有设施能够在煤炭运营中进行改造和开发，有可能将提取的灰氢转化为低碳氢气。

中国已经是世界上最大的氢气生产国，利用氢气生产和精炼氨和甲醇。中国计划到2030年将可再生氢产量从占氢产量的不到1%提高到15%，到2050年达到70%。

在政府对技术开发和市场创建的支持下，向可再生氢的大规模过渡正在发生。中国正在努力减少排放，履行到2060年实现净零排放的承诺。

大型可再生氢项目和电解槽技术的大量投资正在推动增长，到2023年底中国装机容量已达到1.2吉瓦，占全球装机容量的50%。中国计划为国内工业生产清洁氢而不是出口，但电解槽技术存在出口机会，中国政府和企业致力于提高效率以实现可再生氢的规模经济。

【信息来源：普华永道官网】