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万亿氢能市场,爆发的临界点究竟在哪?

“宜电用电、宜氢用氢”——这其中包含了未来氢能最大的机遇,也包含了最大的风险。
2023-06-21 14:30 · 36碳  骆潇濛   
   

最近一直在研究氢能,有了一些新的思考,站在个人的角度说说体感。我去年开始关注氢能(编者注:本文作者曾代表险峰长青*投资了电解水制氢隔膜厂商刻沃刻科技的千万元级天使轮),主要是看中它的消纳能力:觉得风光资源不稳定,而电解水制氢具有实时响应能力,且生产过程清洁无污染,所以可以把风光转化成氢能进行存储。

到今年这个逻辑依然成立。但硬币的另一面,现在行业里也被越来越频繁提起,叫做“宜电用电、宜氢用氢”。个人觉得,这是关键的一句话,里面可能包含了未来氢能*的机遇,当然也包含了*的风险。

1、替代or互补,脱碳能源下的“氢电之争”

中国的电力技术独步天下、全球*,整个供电体系不仅价格低廉且十分稳定,我们每个人都直接受益于这套基础设施带来的红利。此外,今年中国也大概率将超越日本,成为全球*大汽车出口国,其中电动车的贡献同样功不可没。

因此,站在普通国人的视角,随着未来“光伏+特高压+储能”循环体系的不断完善,电力将100%代替传统化石能源,这件事似乎是天经地义。

然而站在全球视角下,事实可能并不是这样。

按照国家统计局的数据,2021年,煤炭在中国全部能源消费中的占比为56%——其中大约一半的煤是用来发电的,所以可以近似理解为,煤电在我们的能源结构中占比约为28%(为方便计算,此处发电转化率假设为100%,实际上肯定达不到)。

再加上其他一次电力(水电+风电+光电+核电)的16.6%,据笔者测算,作为今天全球电气化程度最高的国家,最多也只有45%的能源消费总量用于发电。

险峰长青制图。数据来源:国家统计局

如果把视角放大到全球——按国际可再生能源机构《GLOBAL RENEWABLES OUTLOOK》报告中的统计口径:截止到2020年,电力在全球能源中占比大约是20%。换句话说,即便我们拥有黑科技魔法,能在一瞬间把世界上所有火电站全部变成风光电厂,且完全搞定了波动性问题,最多也只解决了20%的碳排放问题。

究其原因,人类耗能的真正大户来自于物流运输、工业生产以及供暖等,目前这些领域主要依靠化石能源,特别是天然气在支撑,而它们很难被电气化完全替代。

比如,受限于化学电池的能量密度,飞机如果采用纯电作为动力,跑跑中短途还可以,但远距离客运就几乎无法实现;同理,电动货轮在续航和成本上也没有太多竞争力,类似的场景还有电动重卡、电动工程机械等等。

同样,工业领域100%电气化也是不可能的。比如电加热的原理是,首先加热物体周围的空气,再间接加热物体本身(类似于电烤箱),但对于冶金炼钢这种需要持续高温的场景,间接加热完全无法满足需求。再比如化工行业,目前也只能靠化石燃料燃烧,而不能用电力来合成化工原料——本质上这是个物理学问题,因为我们不能从电流中凭空变出分子。

终端用能以外,另一个很大的问题是运输。

在系统性研究氢能之前,我对于“输氢”这件事多少是有些成见的:逻辑上,我们先要把风光电能转化成氢气,再通过管道或者其他方式运到某地,凭空增加了损耗。为什么不干脆拉根电线,直接用高压输电呢?

但就像前面说的,这还是中国人的视角。其实从全球来看,电力的长距离运输一直都是一件挺困难的事情。

举个例子,欧洲电网是从上世纪就传下来的,整体非常老旧,平均损耗率是8%至10%,所以他们采取的策略是尽量减少输电距离。比如,意大利居民区距离最近的发电站平均只有25公里,但他们距离最近的天然气加工厂则超过1000公里。事实上,在绝大部分的国家里,管道输送的损耗都要比电网低得多。很多人之所以会产生“错觉”,觉得电网更高效,主要还是中国电力技术太强的缘故。

在运维方面,我们知道电网每一秒都需要配平,即瞬时发电量与用电量严格对等,否则就会引发事故。在未来风电光电为主的格局下,电网配平难度会指数级提升。

而如果采用管道运输就要简单许多,遇到需要调节的情况,可能“拧拧阀门就解决了”,也不需要特别复杂的电控技术,用《氢能革命》里的话来说:“如果前者是‘走钢丝’,那后者就像‘在花园里散步’一样轻松。

再加上欧美基本建成了比较完备的天然气管道系统,特别是欧洲,已经能做到42%的家庭入户,而且这些管道的质量标准也非常高,比如去年德国莱茵集团已经尝试将天然气掺氢水平提升到了20%,为100户德国家庭稳定供能了6个月,中间没有出现任何问题,非常安全。因此,至少对他们来说,氢能的综合成本与效率可能也没有我们想象得那么不堪。

此外,中国国土面积辽阔,风光资源都非常丰富,但大部分发达国家其实并没有这么优越的自然条件。如果自己不产风光,又要使用清洁能源,就只能选择进口,但国与国之间又隔着那么多高山海洋沙漠森林,只靠“拉电线”不可能解决所有的场景,所以日本才会用船从澳洲进口液氢。这种操作我们初看上去可能无法理解,但如果切换到他们的视角就会发现,这可能才是最经济、也最现实的选择。

同理,一旦我们能代入他国的视角,一些“奇葩”的项目就变得非常合理了。比如2021年西门子投入了1.2亿欧元,启动了一个名叫H2Mare的海上风电制氢的项目:他们将电解槽集成到海上风机中,直接在海上生产绿氢,然后通过管道运输到陆地上,其中大部分氢会被用于工业生产,剩下的部分则作为氢燃料电车的供能使用。

西门子H2Mare项目示意图。来源:德国联邦教育及研究部官网

首先,海上制氢可以远离人群,解决了安全性的问题;其次,氢也是一种非常优质的还原剂,在工业特别是钢铁冶金行业中具有广泛用途。

所以,回到开头的那句话“宜电用电、宜氢用氢”,个人觉得非常有道理。即使电力技术强如中国,未来要实现100%的电气化也是不现实的,更没必要。

未来随着化石燃料的逐步退场,中间的缺口一定需要用其他脱碳能源来填补,这里面氢会占多少份额,不同人都有不同的判断。比如国际可再生能源机构预测,到2050年,电能在全球能源结构中的占比会接近50%,而在剩下的一半里,氢可以占到50%,也就是能源总量的25%——我觉得这个估计偏乐观,但哪怕只占10%,对应到能源市场,也是一个万亿级的巨大增量。

氢能爆发的临界点在哪?

目前来看,制约氢能发展的主要因素,归根到底就是一个字:贵。

要解决这个问题,主要依赖三个方面:*是绿电成本的快速下降,比如异质结、钙钛矿替代传统晶硅,目前趋势已经非常明显了。

第二是制氢设备成本的快速下降。此前中国没有专门的制氢产业链,很多制氢设备并不是专用的,而要先买别的行业的机器,改造之后才能用。但随着近期氢能行业热度的提升,一大批初创公司和上市公司纷纷入局隔膜和电解槽,未来相关设备标准化定型及量产后,制氢成本也会明显下降。

举个例子,2022年,清华大学三大能源研究所曾联合发过一篇重磅论文《基于学习曲线的中国未来制氢成本趋势研究》,他们用平准化制氢成本(LCOH)模型,测算了不同制氢技术未来的成本变化趋势。

通过历年数据拟合,他们计算得到了光伏的技术学习曲线(learning curve)为14%,风电为7%,电解槽为18%。以此测算,未来光伏+电解水制氢的成本,将从2020年12000元/kW下降1740元/kW,并于2050年前后成为成本*的制氢方式(包含碳排放成本)。

而这其中,只有33%的成本下降来自于光伏电力成本的下降,电解槽成本下降和使用寿命增长的贡献率则超过57%,可见制氢设备改进对于行业发展的重要意义。

不同制氢系统的技术学习率。

资料来源:清华大学三大能源研究所《基于学习曲线的中国未来制氢成本趋势研究》

第三是大规模管道输氢的可行性。

对于管道输氢,目前国内还处于争论状态,担心氢原子渗透到碳钢里,出现氢脆问题。但前文也提到,现在德国等多个国家都在尝试管道输氢,也取得了不错的效果。以我们近期与多家海外公司交流下来的体感,至少在欧洲范围内,大家基本已经达成了初步共识:未来欧洲的氢能将主要依赖在风光资源丰富的地区(如北非和中东)电解水制氢,然后通过管道长距离+大规模输送到欧洲。

比如2020年,23家欧洲天然气基础设施公司共同发起了一项欧洲氢气骨干网计划(The European Hydrogen Backbone,EHB),包含5条“氢走廊建设规划”,计划到2040年左右形成一个互连的专用氢运输基础设施,并逐步延伸至欧洲所有地区。其中,69%为现有天然气管道改造,31%为新建输氢管道,届时超过1000公里的氢能运输,平均价格可降至0.11-0.21欧元/公斤,比海运更便宜。

EHB规划的五大氢能供应走廊。图片来源:EHB initiative官网

其中,“西部氢能走廊”(B线)已于2022年开工,这条管道从伊比利亚半岛途径法国进入欧洲中心,预计每年输送绿氢200万吨,约占欧盟绿氢消费量的10%。“南部氢能走廊”(A线)也于2023年5月启动,该线路起始北非,经过意大利,最终进入奥地利及德国,可以将地中海南部地区生产的绿氢输往欧洲,每年输送绿氢400万吨,可满足欧盟2030年氢气进口目标的40%,两条管线全部计划于2030年前投入使用。

那么,氢能爆发的临界点在哪里?个人觉得,有两个关键节点值得关注:

*个节点是2030年。

还是以欧洲为例,先看消费端,目前德国境内加氢站的平均零售价为9.5欧元/公斤,但氢能的能量密度更大,1公斤氢大概可以满足一辆家用轿车100公里的续航需求。相比燃油车的话,当前欧洲汽油价格是1.9欧元/升,按普通燃油车百公里5个油计算,其实欧洲的氢能车使用成本已经与传统燃油车相当。

再来看供给端,2021年12月,标普全球普氏(S&P Global Platts)发布了全球*“碳中和氢”(Carbon Neutral Hydrogen,CNH)的价格指数。他们选取了美国加州、美国海湾地区(包括得克萨斯州和路易斯安那州)、荷兰(代表欧洲)、沙特阿拉伯(代表中东)、日本(代表远东)、澳大利亚西部(代表澳洲)共计6个地区,算出了各地“碳中和氢”的平均出厂价格,分别如下:

各地区普氏碳中和氢价格情况。

险峰长青制图,资料来源:S&P Global Commodity Insights

比较有意思的是,此处的“碳中和氢”没有限定氢气制取的方式,而是限定了要使碳市场工具(如购买碳配额,CCS等)抵消掉制氢过程中的碳排放,以最终差值作为价格基准。可以看出,在6个地区中,欧洲的综合制氢成本是最高的,出厂价与零售价相差无几,扣除运费基本就是亏的,必须要依赖国家补贴。

而如果到2030年,“氢走廊建设规划”可以初步建成,意味着欧洲能够以比现在低一半的价格使用北非和中东地区的绿氢,届时,绿氢就可以顺势承接掉欧洲灰氢和蓝氢的市场份额,整个体系就能在不依赖补贴的情况下先运转起来,这可能是未来氢能发展的一个转折点,出海方向上可能也会有一波机会。

第二个节点是2美元/公斤

首先,这是一个能够颠覆现有能源结构的价格。因为有燃油税和补贴,氢能在交通领域尚有一战之力,但到了工业领域就完全不够看了。以钢铁冶金为例,目前我国终端氢能成本大概在60-70元人民币/公斤左右,补贴后约40元人民币。氢想在冶金领域完全替代天然气或焦炉煤气,必须要达到人民币13元(约2美元)/公斤。这么看来,两者差距非常大。

但换句话说,一旦拐点来临,氢能成本低于2美元,届时大规模替代化石能源也会变得非常迅速。

险峰长青制图。

资料来源:《氢的大规模制备及在钢铁行业的应用和展望》,《中国冶金》2022年

其次,2美元/公斤也是一个目力所及可以达到的价格。

对于何时能达到2美元,不同机构有不同测算。比如《中国氢能源及燃料电池产业发展报告2020》就预测,到2030年,中国的绿氢成本将低于2美元(约15元/kg),而按照清华团队的预测,则是要到2040年之后。上述差异来主要自于大家对技术学习率的判断,核心原因还是制氢设备初始装机规模太小,很难基于历史数据做出非常准确的预测。

比如,对于电解槽成本降低的预测,清华大学选取的数据来自1956年-2014年,但要知道当时大部分国家连制氢工业都还不存在,整个电解槽行业都是依附于氯碱生产而存在,在这种情况下学习曲线依然能够达到18%。所以该团队也在论文中提到,假设学习率比预计基准学习率加快50%,绿氢成本将于2030年左右低于15元/kg。

总之,科研界与产业界对于绿氢成本的下降潜力是没有分歧的,区别只在于速度。事实上,即使根据一般常识来判断,在如此小的基数下,只要稍微增加一些装机量,综合成本也会下降很多。

3、日本反思氢能战略,对中国有何启示?

这几年国内氢能刚刚起步,大家的关注点还是在燃料电池上,因为电池装上车马上就能上路,上路马上就能赚钱,整个行业很像10年前的锂电,整体还处于比较草莽的时期。

但反观日本企业已经发展到了近乎“拆飞机”的阶段,即每个细分产业链都已经实现了专业分工化,小到一个加氢泵的喷嘴,每个零部件都有一批专业公司,在自己的领域内打磨和提升技术。可以说在氢能生态方面,日本的确比我们走得更靠前。不过,归根到底双方的技术差距也只有5至10年,相当于坐着时光机去看中国氢能5至10年后的情景,有很多东西都是我们可以借鉴学习的。

去年很多人在传,丰田宣布停止研发氢能源车,日本已经彻底放弃氢能路线了。但今年3月我去东京参加国际氢能与燃料电池展(FC EXPO),现场的状况如下图:

图片来源:作者拍摄

所以不用怀疑,氢能在日本依然很热,日本发展氢能的决心也非常坚定。至于日本氢能为什么没有发展起来,之前已经有过很多分析,比如说日本自身市场狭小,但又想自己“吃独食”,很多技术专利握在手里不和别国分享。这些分析有一定的道理,但我想提供一个新的视角。

根据2020年9月日本可再生能源研究所(renewable energy institute)发布的一份文件《日本の水素戦略の再検討》,日本自己反思氢能战略之所以失败,是因为战略上的混乱导致了“失去的5年”。

日本是石油资源极度贫乏的国家,国内原油自给率只有0.3%。1970年代的两次石油危机,使当时正在高速增长、以重化工业为主的日本经济遭受重大损失,所以从1974年开始,日本推出了“新能源技术开发计划”,大力发展新能源,并提出了“安全、稳定、长期和高效供给”这四个关键词。所以从一开始,日本的新能源战略就是为了减少对石油进口的依赖,而不是以脱碳为目的。

*个转折点来自1997年的《京都议定书》。日本作为当时主要签约国,承诺要将温室气体排放量削减6%。在这个背景下,日本对氢能的关注开始逐渐增加,因为氢燃料电池不需要对现有汽车产业链进行重大改造,只要对内燃机系统稍加改装即可使用,这样有利于保持和扩大日本在汽车领域的技术优势。

因此在2003年,日本发布《*次能源基本计划》,首次提出“氢能社会”构想,“氢能”成为高频词出现20次。但这一时期,日本政府对于氢能的实际投入并不太多,主要还是当作下一代能源来观察和培养,关键技术研发也都沉淀在高校之中。

第二个转折点很快到来。2011年福岛核电站发生了重大核泄漏事故,民众谈核色变,日本原本规划50%的能源要来自核电,但在巨大的舆论压力下,政府不得不转而寻求他法,氢能就此迎来了真正的爆发。

2013年,安倍政府提出《日本再复兴战略》,把发展氢能源提升为国策。2017年,日本发布《基本氢能战略》,正式提出建设“氢能源社会”,要求在所有部门推行采用氢能,打造世界上*个“氢能社会”。但稍微观察也会发现,此时的日本选择全面押注氢能,也不过是顺势而为,本质上还是为了解决核电退潮后的能源短缺,依然不是为了脱碳。

在这一战略的指导下,日本政府把大量资源用在了补贴下游户储和氢燃料电池车的普及上,比如2010年,日本在家用联供系统(Ene-Farm)的补贴金额为67亿日元,到2011年(福岛地震当年)猛增至175亿日元,2012年一跃升至351亿日元。后面几年因为财政原因,补贴虽有大幅削减,但也都维持在数十亿日元水平。

而对于上游,日本则采取了“多元化能源结构”战略。在2016年版《氢·燃料电池战略路线图》中,日本将构建“氢能社会”划分为3个步骤:*阶段为推广燃料电池、促进氢能应用,这一阶段主要利用副产氢气,或石油、天然气等化石能源制氢;第二阶段主要使用未利用能源制氢、运输、储存与发电;到第三阶段才会依托可再生能源,结合CCS技术,实现全生命周期零排放供氢系统。

简单来说,面对氢能的“蓝绿之争”,日本政府选择了骑墙态度,对于蓝氢和绿氢一直没有进行区分,既不鼓励,也不打压,甚至没有制定相关的排放标准。

当然,日本也有自己的无奈。日本四面环海,国土面积狭小,风光资源天然不足,再加上国内电价高企,发展电解水制氢存在天然劣势。因此,日本从一开始就把关注重点放在了更廉价的蓝氢上——比如在澳洲和文莱等地开采褐煤制氢,然后通过液态储氢的方式船运回日本。

然而,煤制氢过程中会产生大量碳排放和环境污染——平均每生产1吨氢气,需要消耗6-8吨煤炭,并排放15-20吨的二氧化碳,同时还会产生许多高盐废水及工业废渣,只靠目前的CCS技术,难以支持煤制氢的大规模发展。而煤化工业副产氢虽然成本低,但也会不可避免地副产大量一氧化碳(约占焦炉煤气的30%-40%),最终这些一氧化碳还是会通过各种方式转化为二氧化碳。

日本政府显然也发现了问题,在之后2019年版的《氢·燃料电池战略路线图》中,调整了“多元化能源结构”规划,但依然保留了建立全球氢能供应链的“蓝氢”路径与依托可再生能源的“绿氢”路径并存的路线图。

日本在蓝氢和绿氢之间反复徘徊,在能源转型上耽误了太多时间。等五年过后,日本政府才发现氢能对于减少碳排放的贡献远远低于预期,无论经济性还是环保性,都已经被锂电甩了几条街,最终丧失了在新能源领域的话语权,才有了前述文件对“失去5年”的感慨。

正如我们在中所提到的:过去10年间,全球光伏的发电成本已经降低了90%,未来随着钙钛矿、异质结以及分布式光伏的广泛应用,清洁能源的成本还会进一步降低,而反观煤炭石油等化石能源,基本不可能大幅降价。因此,与电动车最终替代燃油车的逻辑类似,在氢能领域,风光能源+电解水的绿氢路线一定代表着未来。

所以在2020年的这份文件中,日本可再生能源署也对氢能战略提出了修正意见,表示要重新建一个supply system,无论是进口氢还是国产氢,都要聚焦到绿氢上,同时提高灰氢和蓝氢的排放标准,把日本的氢能战略和碳中和结合在一起——这其实也和当下中国的氢能战略不谋而合。

最后总结一下:

1.未来氢能落地的速度,取决于上述领域核心技术的突破速度。简言之,一些关键技术的落地速度越快,学习率越高,意味着绿氢成本下降速度也越快,也就意味着绿氢越早可能取代灰氢,成为主流制氢方式。

2.目前国内对于中游的氢能运输是不是用管道,还存在争论,但对于上下游已经有了共识:下游主要是工业、燃料电池和储能三大方向;而上游就是电解水,电解水的核心是隔膜和电解槽。

投资策略方面,个人总结为三点:上游高举高打,中游保持乐观,下游顺应天时。

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