行业核心困境 - 欧美清洁氢发展遇到成本瓶颈，大量氢能项目被取消 [1] - 全球低碳氢能产业面临政策不确定性、技术成本高企与市场需求不足的三重制约 [2] 埃克森美孚项目暂停详情 - 埃克森美孚暂停得克萨斯州贝敦炼油厂的旗舰级低碳氢与氨一体化生产项目 [2] - 项目原定位为全球最大低碳氢项目，规划日产10亿立方英尺低碳氢（二氧化碳捕集率98%）、年产超100万吨低碳氨 [2] - 项目暂停原因为当前市场需求未达预期，各合作方已完成5亿美元初始投资，阿布扎比国家石油公司持有35%股权 [2] - 美国政策环境不稳定，《通胀削减法案》框架下的45V氢能税收抵免申请期限缩短，并因《大而美法案》推进面临撤销风险 [2] - 45V条款最终法规对碳排放强度设严标，贝敦项目采用的“天然气制氢+碳捕集”模式几乎无法获得每公斤3美元的最高税收抵免 [2] - 普氏能源资讯评估显示，美国墨西哥湾氨出口离岸价为每吨600美元，市场行情难以支撑项目经济性 [2] 英国石油（BP）项目取消详情 - BP宣布撤回在英国建设H2Teesside低碳氢项目的规划申请，该项目曾获英国政府“碳捕获与储存计划”第一阶段支持 [3] - 该项目建成后将成为英国最大的低碳氢生产设施，对英国到2030年实现10吉瓦氢能目标至关重要 [3] - 项目取消原因为项目所在地实际情况发生重大变化，包括当地批准在同一地块上建设数据中心的计划 [3] - 项目所在地区的需求状况恶化，一些大型工业用户缩减或推迟了脱碳计划，显著增加了项目开发的不确定性 [3] BP近期其他氢能项目动态 - 2025年3月，BP取消了其在英国的首个绿氢项目HyGreenTeesside [4] - 2025年6月中旬，BP“无限期暂停”美国印第安纳州的蓝氢工厂和配套碳捕获项目 [4] - 2025年7月，BP宣布退出澳大利亚可再生能源中心项目，该项目是全球最大绿氢项目之一，计划绿氢年产能最高达160万吨 [4]

埃克森美孚项目暂停事件 - 埃克森美孚因当前市场需求未达预期，已暂停其位于得克萨斯州贝敦炼油厂的旗舰级低碳氢与氨一体化生产项目 [1] - 该项目原定位为“全球最大低碳氢项目”，规划日产10亿立方英尺低碳氢（二氧化碳捕集率98%）、年产超100万吨低碳氨 [1] - 项目各合作方已完成5亿美元初始投资，其中阿布扎比国家石油公司持有35%股权 [1] 行业背景与政策环境 - 此次暂停并非个例，此前多个行业重点氢能项目已相继搁浅 [1] - 背景是美国清洁能源扶持力度减弱，《通胀削减法案》框架下的45V氢能税收抵免不仅申请期限缩短，还因《大而美法案》推进面临撤销风险，政策稳定性不足 [1] - 美、欧及国际海事组织的政策波动，导致长期承购协议难敲定、融资条件不满足 [1] 项目面临的具体挑战 - 标普全球能源氢能研究主管指出，项目超大产能使其“规划之初就极具挑战” [1] - 45V条款最终法规对碳排放强度设严标，贝敦项目采用的“天然气制氢 + 碳捕集”模式几乎无法获得每公斤3美元的最高税收抵免 [1] - 普氏能源资讯评估显示，美国墨西哥湾氨出口离岸价为每吨600美元，市场行情亦难支撑项目经济性 [1] 行业共性困境 - 此次项目暂停折射出全球低碳氢能产业面临的共性困境：政策不确定性、技术成本高企与市场需求不足形成三重制约 [1]

合作动态 - 11月26日，巴斯夫与中国石化天然气分公司、扬子石化—巴斯夫签署战略合作协议，共同推动生物天然气在南京一体化基地的规模化应用，加速生产运营的低碳转型 [2] - 根据协议，中国石化天然气分公司将为扬子石化—巴斯夫提供符合国家标准且经ISCC+认证的生物天然气及相关碳足迹数据，扬子石化—巴斯夫将其应用于南京一体化基地的生产运营中，作为可持续原料降低产品碳足迹 [4] - 11月17日，巴斯夫与埃克森美孚达成战略合作，签署联合开发协议，共同推进甲烷热解技术发展，该技术通过电能将天然气或生物甲烷转化为低碳氢和固态碳 [4] - 双方计划在埃克森美孚位于德克萨斯州的贝城综合基地建设一座年产2000吨低碳氢与6000吨固态碳的示范工厂，以验证规模化应用可行性并加速全球低碳氢推广 [5] - 10月24日，巴斯夫与中国石化宣布就碳足迹核算方法的核心要求达成方法学框架性互认，巴斯夫上述举动旨在推进可持续能源和原料的应用以及规模化低碳生产，进一步降低产品组合碳足迹 [5] 生物天然气行业概况 - 生物天然气是以有机废弃物为原料，经厌氧发酵和净化提纯产生的以甲烷为主要成分的绿色低碳清洁可再生燃料，主要来源于沼气，需经提纯处理，可方便整合至现有天然气产业链 [5] - 全球多国制定了相关发展规划和法规驱动生物天然气发展，例如德国通过《可再生能源法》设定生物天然气入网强制配额，美国能源部推动“废能转化”计划，丹麦实施“沼气2020”战略，欧盟“RePowerEU”能源政策及FuelEU标准纳入生物LNG [7] - 中国近年多次出台推动政策，包括2024年10月30日六部委发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提及在不同应用场景推广生物天然气，以及2025年10月14日发改委印发的《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》将“农林剩余物资源化和能源化利用”列入重点支持方向，符合条件项目可获核定总投资20%的资金补贴 [7] - 截至2024年底，欧洲已有超过1600个生物天然气项目投产运行，总产量达55亿立方米，约占全球产量的45%，美国2024年产量达22亿立方米，约占全球18%，中国规模化生物天然气年产量仅为5亿立方米，对比年产生量约45.3亿吨的生物质资源，发展空间巨大 [7][8] 生物天然气应用趋势 - 利用生物天然气或绿色甲烷作为原料制备更高附加值化学品已成为行业发展趋势，例如通过生物甲烷制低碳氢和固态碳，其他产品包括氢、甲醇、SAF、柴油、生物基化工等 [8] - 制氢方面可采用天然气重整、甲烷直接裂解制氢、嗜甲烷菌转化、电化学制氢等技术，其中甲烷裂解可将甲烷分解为氢气和固体碳，实现低碳甚至零碳排放 [10] - 制醇方面可使用生物甲烷通过蒸汽转化、催化部分氧化等方法制备绿醇，前沿进展包括酶催化、光催化/电催化法、等离子体转化法等 [10] - 制SAF方面可将生物甲烷重整制合成气，再通过费托合成制备，其他技术路线包括电催化/电堆技术、利用营养菌将甲烷转化为生物油脂再加工等 [10] - 制化学品方面包括双原子催化体系制甲酸、光催化甲烷生成甲醇等C1-C3产物、超分子催化将甲烷转化为二甲基雌酚等 [10] 行业挑战 - 生物甲烷行业存在上下游环节严重割裂问题，原料端分布零散导致收集成本高，项目大多远离城市管网导致运输成本高企 [11] - 厌氧发酵等核心发酵环节仍存在短板，提纯方面的膜分离组件、高端气体分离膜、高精度传感器等仍依赖进口 [11] - 副产物利用效率较低，在政策推动、技术逐渐成熟、碳市场不断落实的背景下，行业有望逐渐从政策驱动转向真实市场需求 [11]

文章核心观点 - 全球能源体系正经历根本性重塑，在GDP翻番的同时需大幅降低碳排放 [2] - 化石能源在转型期内仍保持韧性，但可再生能源主导的长期趋势不可逆转 [58] - 能源转型的速度和路径存在不确定性，未来系统将更电气化、区域化和多元化 [58] 石油未来前景 - 石油需求结构发生转变，道路交通燃料消费减少，但石化原料用油需求持续增长成为主要来源 [6] - 石油在“低于2℃”情景中，到2050年作为原料的使用量将占总需求的约45% [9] - 全球石油生产格局向OPEC+集中，其市场份额预计从约50%上升至2050年的60%左右 [11][16] - 在“当前轨迹”下，石油消费量在2035年前回落至当前水平，2050年降至略低于8500万桶/天；在“低于2℃”情景中，2050年需求将跌破3500万桶/天 [15] 天然气市场演变 - 天然气在“当前轨迹”下需求稳步增长，2050年占一次能源份额27%，成为第一大化石能源 [17] - 液化天然气（LNG）在2035年前是确定性机会，全球出口量将比2024年增加一半以上，美国和中东占增长总量的2/3 [22] - 在“低于2℃”情景中，天然气需求在2030年后迅速下滑，2050年份额占比降至15% [17] 煤炭消费趋势 - 全球煤炭消费预计在本世纪20年代末达峰，之后缓慢回落，到2035年降幅略超过5% [23] - 中国推动煤炭消费转变，其发电占比将从55%大幅降至30%；印度需求则可能增长40%以上 [23] - 到2050年，煤炭在一次能源中的比例在“当前轨迹”下降至15%，在“低于2℃”情景中急剧萎缩至5% [26] 可再生能源发展 - 风能和太阳能发电增长迅猛，2019年至2024年间发电量翻了一番 [27] - 在“当前轨迹”下，到2050年风能和太阳能发电量将占全球总发电量的一半以上；在“低于2℃”情景下，这一比例有望提升至70% [30][31] - 可再生能源在2050年一次能源结构中占比最大，“当前轨迹”下份额达28%，“低于2℃”情景下将升至56% [32][33] 新兴能源与技术 - 生物能源稳步增长，在“当前轨迹”下其一次能源份额从2023年的5%提升至2050年的8% [36] - 低碳氢消费量预计从2023年的不足100万吨增至2050年的7500万吨（“当前轨迹”）或约3.5亿吨（“低于2℃”情景） [42] - CCUS技术呈现“前缓后快”特征，在“当前轨迹”下2050年捕获量低于10亿吨，在“低于2℃”情景中可提升至约60亿吨 [46] 电力需求与结构 - 全球电力需求高速增长，到2050年预计达到2023年的近两倍，超过4万太瓦时 [49] - 中国和印度是增长关键引擎，2023至2035年间中国电力需求增加约5000太瓦时，占全球增量40%；印度增长超1500太瓦时，提升约85% [49] - 交通电气化、数据中心和绿氢生产成为新兴用电增长点，到2050年绿氢生产用电量可能占全球的15% [52] 核能产业展望 - 中国成为全球核能增长引擎，到2035年全球约70%的核能增长将来自中国 [54] - 中国将在本世纪30年代初超越美国，成为世界最大核能生产国，2050年其全球占比有望从约15%提升至40%左右 [54] - 在“低于2℃”情景下，到2050年全球核能发电量可能比2023年增加一倍以上 [57]

项目产能与出口突破 - 中东地区共有67个低碳或可再生氢/氨项目在建 总产能达900万吨/年 其中140万吨/年已进入高级开发阶段[1] - 预计2030年中东氢产量达1760万吨 可出口80万吨低碳氢 2040年产量增至2410万吨 出口240万吨[2] - 德国H2Global基金会首个氢衍生品进口招标由埃及Ain Sokhna工厂的Fertiglobe以1000欧元/吨中标 计划2033年前向西北欧供应总计39.7万吨 首批1.95万吨将于2027年交付[1] - 阿布扎比国家石油公司(ADNOC)2023年5月向日本运送经认证的蓝氨 沙特阿拉伯矿业公司于2023年5月向中国盛虹石化出口2.5万吨蓝氨[1] 成本与技术优势 - 中东低碳氢产业集群的生产成本甚至低于美国补贴后的水平 产能目前占全球在建产能的40%[2] - 2024年10月卡塔尔碱性电解制氢成本为4.12美元/千克 显著低于欧洲和日本的8美元/千克[2] - 凭借风光发电的低成本潜力和现有天然气产能 中东有望成为全球市场廉价低碳氢的重要来源[1] - 到2030年底 中东将拥有7.4吉瓦的在线电解槽产能和70万吨/年的碳捕获和甲烷重整生产能力[2] 重点项目进展 - 沙特Neom绿氢巨型项目2023年一季度完成84亿美元融资 计划2026年用4吉瓦可再生能源年产24万吨绿氢 空气产品公司独家承购其绿氨并布局欧洲市场[2] - 阿曼ACME杜古姆10万吨/年可再生氨项目一期获印度REC公司400亿卢比融资 并与雅苒国际签订包销协议[3] - 壳牌和OQ等合作方开发阿曼绿色能源(GEO)项目 并于2023年6月与Hydrom签订协议 授予在阿曼Al Wusta地区开发可再生氢气生产设施的权利[3]