氢汽车还有多远

氢能产业链正在技术破局前夜,哪些环节要一一打通?

6 月 9 日,上海市经信委智能制造推进处副处长陈可乐在第六届国际氢能与燃料电池汽车大会上宣布:「上海城市群」计划在四年示范期内推广 5000 辆燃料电池汽车,其中包括货车 3400 辆、乘用车 1400 辆、客车 200 辆。

5000 辆汽车,看上去是不大的数字。但截至 2020 年底,全国氢燃料电池汽车保有量仅 7000 余辆。中国汽车工程学会预计,到 2025 年,全国氢能汽车保有量将达到 10 万辆;2035 年,这一数字则为 100 万辆。这意味着氢能汽车市场规模在未来三四年内将有超过 10 倍的增长。

所谓「上海城市群」,是上海市与山东淄博、江苏南通、江苏苏州、浙江嘉兴、内蒙古鄂尔多斯和银川市宁东能源化工基地等多地组成「联合体」,向财政部、工信部、发改委、科技部、能源局等五部门申报燃料电池汽车示范应用方案,其中淄博和南通负责燃料电池关键零部件的技术攻关及产业化应用,另外四地负责场景挖掘及清洁低碳氢的规模化应用。

多名行业人士向财新确认,目前共有五个城市群初步通过审核,分别为京津冀(北京牵头,包括保定、唐山等)、上海、广东、河南、河北,有望成为新一轮燃料电池应用示范政策的受益者。但五部门仍一推再推、迟迟未公布这份正式名单,原因一是此轮方案评审要求严苛、细致;二是多个省份博弈激烈,都希望跻身样板之列。

2021 年以来,已有北京、上海、山东、广东等 16 个省份,提出了各自的氢能或燃料电池汽车发展规划。再放眼望开,也不仅是中国的氢能源产业政策热度骤升、行业入局者众。据国际氢能委员会(Hydrogen Council)2021 年 1 月发布的统计报告,至少有包括美国、欧洲和日本在内的 18 个经济体公开发布了国家氢能源发展战略,这些经济体约占世界经济总量的 70%。该机构预计,到 2050 年,氢能将承担全球 18% 的能源终端需求,可能创造超 2.5 万亿美元的市场价值,减少 60 亿吨二氧化碳排放;以氢能为核心的燃料电池汽车将占据全球车辆的 20%—25%,届时将成为与汽油、柴油并列的终端能源消费主体。

氢是自然界最丰裕的物质之一,将氢气转化为高效能源,是人类数十年的梦想。氢能的技术研发进程,在历史上受石油危机、气候问题、化石燃料价格波动等因素几番起落。但近半年来,全球政治经济格局潜流暗变,各国一方面加强减碳承诺,不在应对气候变化问题的国际协作上缺席;另一方面也在各个科研技术领域不甘落后,甚至筑起「篱笆」。沉寂多年的氢能在这样的背景下「爆红」,成为各国竞相押注的未来能源。

氢能产业链包含上游制氢、中游储运和下游加氢及终端应用。清华大学氢燃料电池实验室主任王诚向财新表示,日本的氢燃料电池产业技术为全球最领先水平,美国在实验室研究技术方面处于领跑地位,欧洲更偏向于上游制氢领域的示范项目,中国则拥有最大的氢能市场。

当下市场最聚焦的场景是:氢汽车真要来了吗?有了中国通过产业政策引导、快速将动力电池和电动汽车产业链商业化的成功示范,各国政府、投资界和企业界,似乎都担心错过氢能源;汽车作为消费端最具规模效应的应用场景,自然成为氢能商业化的焦点。

「国内燃料电池车似乎即将走向一个新高潮。从降低成本和提高自主化率角度看,目前燃料电池技术发展阶段非常像纯电动汽车爆发前夜的状态。」国家燃料电池汽车及动力系统工程技术研究中心副主任马天才向财新分析称。

燃料电池系统在氢车中的作用,类似发动机之于传统燃油汽车,或动力电池系统之于电动车,其成本约占整车成本的 60%。这个系统包括电堆和氢气系统等,氢气和氧气从电堆的入口进入,通过一定的电化学反应后产生电流,驱动车辆行驶。其中,电堆由膜电极、双极板构成,氢气系统则包括空压机、储氢瓶等。

据马天才介绍,和五年前相比,氢车几乎所有零部件成本都有了明显的降幅。例如,五年前每千瓦电堆成本大约在 1 万元,现在这一数字降至 2000 元—3000 元;燃料电池价格总体下降幅度大约超过 60%。此外,目前国内不论电堆还是燃料电池系统,国产化率基本达到 90%,一些辅助系统的性价比甚至明显超过国外。在他看来,以目前的技术进步和基础设施建设速度,2024 年燃料电池总成本降至每千瓦 2000 元的目标不难实现,到 2030 年氢车价格极可能与燃油车接近。

中国早在 2000 年就开始将氢燃料电池车、纯电动及插电式混合动力车,一同作为新能源汽车技术列入国家重大科研计划;2003 年,科技部与联合国开发计划署(UNDP)合作开展燃料电池车的技术研究,其后在北京、上海、佛山等八个城市开展示范应用;2009 年起,中国政府启动新能源汽车「十城千辆」工程,向私人提供购置补贴。氢燃料电池因成本较高,算上中央及地方政府资金支持,单车最高补贴可达 100 万元,远超另外两类新能源汽车。

但与几乎同时起步的电动车相比,氢汽车的进程显著落后。从 2012 年至 2020 年,电动车的市场规模增幅接近 100 倍。据中国汽车工业协会统计,2020 年,国内燃料电池车销量 1177 辆,同比下降近 57%;而同期恰恰是电动车爆发式增长的一年,纯电动汽车销量达 111.5 万辆,同比增长约 14.75%,是燃料电池车销量的 1000 倍。2021 年以来,纯电动汽车销量更是连创历史新高。5 月份,蔚来、小鹏、理想等造车新势力的新车交付分别同比增长 95.3%、483%、101.3%,尽管存在同比基数低、绝对数小等情况,这样的增长也足以向行业释放积极的信号。

氢车发展滞后,还是囿于技术瓶颈。与依靠储能方式获取电能的纯电动车不同,氢车内置的燃料电池属于发电装置,需要通过氢、氧之间的电化学反应持续输出电能。「氢车比电动车复杂得多。」多名汽车业内人士指出,燃料电池车的技术门槛高于纯电动车,且中国的初始条件薄弱,技术攻关也需要更长的时间。

「新一轮示范政策的核心思想是,燃料电池车的八大核心技术要实现国产化。」国家能源集团北京低碳清洁能源研究院技术开发部经理何广利告诉财新。他认为,在新政策的强力引导下,结合此前的技术积累,全面国产化的燃料电池技术有望由研发走向应用。

政策层发力氢能的态度坚决,拉动车企加码布局燃料电池。在 2021 年 4 月的上海车展上,丰田汽车、现代汽车、上汽集团、一汽红旗等多家车企,均展出了各自的氢车或零部件产品。略早前,长城汽车宣布在年内推出首款氢燃料电池 SUV;同时公布计划在未来三年投资 30 亿元,实现燃料电池电堆、储氢瓶等领域的知识产权自主化。

但电动车产业链的成功很难简单复制于氢车。中国国际经济交流中心研究员景春梅指出,在电动车应用示范之初,国内外技术水平整体处于同一起跑线,国内企业基本具备整车制造和电控、电池等核心部件的自主研发能力。尽管国内已有部分企业在燃料电池核心零部件上实现了自主化,但与先进国家相比,中国产品的造价、性能、总体技术水平仍然落后。国家电投氢能科技公司首席技术官柴茂荣估测,目前国内领先企业所生产的电堆技术水平较日本仍落后五年时间。

氢车背后的产业链生态也比电动车复杂,其商业化征程必然更曲折。这条产业链主要由氢气制取、储运、加注和使用等环节构成,每一个环节目前都有较大的降成本压力。

业内普遍预期,「十四五」期间燃料电池车的技术突破和示范应用将进入加速期,但大规模商业应用为时尚早。国务院办公厅在 2020 年 10 月印发的《新能源产业发展规划(2021—2035 年)》中提出,实现燃料电池车商业化应用的时间表是 2035 年。

「事实上,『双碳』目标出来后,大家不只是关注氢车的事了。」何广利称。随着中国向世界承诺「双碳」(碳达峰、碳中和)目标,并进一步在「十四五」规划等一系列重要文件中细化落实减碳进程,能源转型议题迅速升温。长期依赖化石能源的传统能源企业,也把转型目光投向氢能「赛道」。

中国石油化工集团(下称「中石化」)宣称「将氢能纳入发展最高优先级」「打造中国第一大氢能公司」,计划在「十四五」期间大力投建加氢站,将其数量从目前的 12 座扩张到 1000 座;中国石油天然气集团(下称「中石油」)则宣布进军氢气制取、储运和燃料电池等领域技术研究,董事长戴厚良表态要将「氢能产业化利用」,作为中石油的转型路径之一。「现在领导非常重视,(让我们)左汇报、右报告。」一名在能源央企从事氢能研究的专家对财新说。

由此,市场对氢能行业的视野进一步拓开,以绿氢制取为代表的前端环节,成了痛点与焦点——只有前端氢源足够清洁、低廉且便利,后端包括汽车的应用场景才能真正打通价值链。

以是否使用可再生资源以及碳排放量大小为标准,业界将氢气制取分为零碳的「绿氢」、低碳的「蓝氢」和高碳的「灰氢」三类。「灰氢」即利用化石能源制取氢气,如煤制氢,制取过程会产生碳排放二次污染;如能将生产过程中的碳捕捉封存起来,这部分氢即可称为「蓝氢」;「绿氢」则指从制备到使用全生命周期都清洁的氢能,比如利用风电、光伏、水电等清洁能源,以电解水方式制氢。

中国目前每年约 3000 万吨的氢气产量主要来自煤制氢、天然气重整制氢等非清洁来源,制氢成本与汽油和柴油接近,但因伴生高昂环境治理成本,长远来看难以为继。只有绿氢被认为是与「双碳」愿景最吻合的氢源。

据中金公司预测,在 2060 年碳中和情境下,中国能源消费结构中有 8% 要靠绿氢支撑。

可再生能源电解水制氢,被业界公认为最具前景的制氢方式,但目前经济性较低。中金公司电力设备新能源首席分析师、执行总经理曾韬称,国内现在绿氢生产成本每公斤将近 20 元,远高于煤炭制氢的 7 元—8 元;绿氢超过 70% 的成本是电力成本。业内主流观点认为,当可再生电力的度电成本降至 0.2 元以下时,绿氢方具经济性,而目前风电和光伏的度电成本约在 0.3 元。曾韬预计,到 2040 年,可再生能源电解水制氢的成本才能低于煤炭制氢。

电解水制氢装置、大规模氢能储运等技术瓶颈,是当前全球都在破解的难题。氢能仍处于产业化初期。「总的来说,在绿氢制取技术方面,我们与欧美国家基本站在同一起跑线上。」王诚总结称。

氢车来了吗?

「十四五」期间,中国把氢能源视作重要的新能源路线,监管部门拟为燃料电池汽车量身定做全新的产业政策,以期形成有效的市场突破。

五部门即将启动为期四年的新一轮燃料电池车示范应用。2020 年 4 月,财政部终止了执行十年的燃料电池车购置补贴;五个月后,「以奖代补」方案取而代之。五部门宣布将遴选一批城市群进行应用示范,企业需围绕产业链自主组队,设立目标。重点任务是扩大车辆规模,攻克燃料电池核心技术,提升全产业链经济性,并完善相关政策法规。对于完成初始目标的示范城市群,中央财政将予以事后奖励。按照积分规则,每个城市群最多可获得 17 亿元的财政奖励(不计额外奖励)。

「以奖代补」政策,将为国内车企的氢车实验提供新土壤。「我们的核心焦点在京津冀、长三角和河南、河北这四个城市群。」长城汽车燃料电池业务负责人张天羽 2021 年 3 月底对外称,长城汽车拟配合这四个地区的示范应用布阵,比如 2021 年 7 月将推出 100 台燃料电池重卡,用于雄安新区的砂石物料运输。

北汽集团总经理张夕勇则在 5 月 12 日于一场行业论坛上表示,近期公司主要立足京津冀地区,开展客车、物流车、环卫车等车辆的示范应用,后续逐渐拓展到上海、广东、河南城市群。

与电动车相比,燃料电池车的突出优势是能量密度高。据景春梅介绍,氢气有加注时间短、续航里程长的特性,其在运输距离较长的商用场景下更被看好。因此,五部门发起的示范应用行动也向大巴、物流车等中远途、中重型商用车倾斜,以补充纯电动汽车在这些领域的不足。

不过,亦有车企对燃料电池在乘用车领域的应用抱持热情。长城汽车就计划,在年内推出首款量产氢燃料电池 SUV。长城汽车副总裁穆峰透露,该车型的 NEDC(新标欧洲测试循环)续航里程将大于 840 公里。

回看电动车崛起之路,成本大幅下降是其规模扩张的关键。根据彭博新能源的研究,从 2010 年至 2020 年,锂电池成本降低了 87%,且未来还有进一步降低的空间。燃料电池车虽然九成以上产品能够自主供应,但产品性能和成本距离国际水平仍有差距。

以直接影响燃料电池寿命和性能的质子交换膜来说,根据国金证券研报,行业主攻的技术方向是高强度、高耐久,同时降低厚度。目前国内主流膜电极厂商的交换膜厚度在 15 微米左右,但丰田量产上车的质子交换膜厚度已降至 10 微米以下。

「碳纸是国内燃料电池产业最薄弱的一环,对外依存度超过 90%。」马天才告诉财新。碳纸是一种碳纤维复合材料,行业将其作为燃料电池的气体扩散层。国金证券研报分析称,目前碳纤维的核心技术工艺被日本、美国等少数国家垄断,技术门槛高,国内仅部分企业具备小规模产能,且产品仅部分性能达标。

在系统控制层面也存在技术盲点。据马天才介绍,燃料电池电堆的内部状态需实现闭环控制,这一控制系统类似电动车的电池管理系统,方便检测电池状态,同时进行故障检测。「但这是世界性难题。」马天才坦言,很多时候研发企业对于电池内部的状态并不清楚,如电堆内部的水含量太少,会导致阻抗过高,伤害膜电极,降低系统耐久;若水太多,又会淹没催化剂表面,降低电池性能。

上述诸多问题,导致燃料电池汽车的实际使用数据与宣传指标大相径庭。「我们有个说法,实验室的单电池数据到电堆,性能要打六折;从电堆到系统,还要再打六折。」马天才表示,目前业内宣称的燃料电池数据大多是设计指标,或实验室台架测试数据,换言之,这些电池产品并未经过严格验证,不能算是真正意义的商品

「在重载情况下,若按额定功率持续运行,国内外燃料电池系统至少 60% 的产品跑不到 1000 小时。」马天才表示。但在厂商宣传中,商用车燃料电池电堆的普遍寿命达 8000 小时至 1 万小时。

燃料电池企业上海重塑能源集团人士告诉财新,重型商用车续航时间长、运营环境恶劣,这对燃料电池产品的性能提出更高要求,包括持续大功率输出、更高耐久性,以及更好应对宽温度范围使用需求。

准确的使用数据需出自严格的产品验证,但电堆企业自行验证的动力不强。马天才分析称,一辆商用车的燃料电池寿命需达到 2 万—3 万小时,即便每年高强度测试,也需验证近 6 年。另外,验证需要高昂的费用,「100 千瓦级的电堆,做 1 万小时的验证,在上海地区光氢气费用就要 1000 万元」。而应当研发验证的远不止一个电堆,总体投入费用以亿元计。

除性能本身存在短板,上述技术瓶颈也使得燃料电池整车成本高企,短期内难与燃油车匹敌。

上海嘉定公共交通有限公司职工杨羽力,在 2020 年 11 月《人民公交》杂志上公开发表的文章中介绍,其公司运营的六辆氢能公交车的招标单价为 197 万元,高于纯电动车 110 万元的单车购置成本;除一次性购置成本,若一辆氢能公交车运营八年,期间需要更换 2—3 个电堆,每个电堆的成本约 25 万元。上海嘉定是科技部和 UNDP 合作的「燃料电池商业化项目」落地地区之一,2018 年开通了首条氢燃料电池公交线路,该车 60 千瓦的燃料电池系统来自上汽集团。

新政纠偏

正因为经历了电动车产业链规模应用的完整过程,中国在产业政策方面积累了经验教训。政策部门意识到,补贴终端购置的方式,在引导企业技术突破上发挥的作用十分有限。财政部多次表示,企业容易在补贴中患上「依赖症」,缺乏技术攻坚的动力。

把奖补从终端补贴转移到关键零部件研发应用上,且采取事后奖励模式,这是新一轮政策的一大调整。何广利指出,「以奖代补」新政的一大核心目标,是提高八大零部件的国产化水平和产品性能。燃料电池八大关键零部件包括电堆、膜电极、质子交换膜、碳纸、催化剂、双极板、氢气循环系统、空气压缩机等。

在产品性能测试上,五部门在「以奖代补」具体规则中提出,要运用信息化平台,实现燃料电池汽车示范全过程、全链条监管,积累车辆运行数据,完善燃料电池汽车和氢能相关技术指标、测试标准。

新一轮政策吸取纯电动车「骗补」的教训,在奖补方式上设置了多重约束条件。首先,财政部等部门以结果为导向,示范城市群要通过五部门委托的专家评审组和第三方机构的年度评审、中期评估和示范期结束以后的验收评估后,方可获得奖金。且明确奖金不能用于整车项目投资和加氢站建设,只能用于关键核心技术产业化、人才引进及团队建设,以及新车型、新技术的示范应用推广。其次,新规在燃料电池额定功率、温度等指标上作了更严格的规定,避免出现「骗补」漏洞。

一名商用车企新能源研究院负责人对财新解释称,目前燃料电池功率水平仍较低,约在 100 千瓦,无法支撑一辆 49 吨重卡的峰值功率需求,需要额外的动力电池来顶上。「如果燃料电池发动机功率能达到 120 千瓦以上,重卡的动力电池可以配到 100 度以下;如果功率在 200 千瓦,动力电池只需要 50 度,甚至更小。」该人士表示,在氢汽车中,锂电池的主要作用应为动能回收。

业内将这种燃料电池与锂电池共同驱动车辆的模式称为「电电混合」,但在此前补贴政策下,这一模式被部分车企利用,成为攫取燃料电池「政策红利」的漏洞。多名业内人士透露,这类车企在过去几年并不鲜见:车辆在长距离运行中靠锂电池驱动,氢燃料系统不过是备用的「充电宝」,「在某些示范应用中,燃料电池仅仅用于做秀,日常运行中基本上是不用氢的,也没持续加过氢。」

除补贴外,一些企业还在利用政府高昂的产业招商热情。一名资深燃料电池专家指出,部分地方政府变相支持当地车企,会在燃料电池公交车的招标过程中提供高额预算,「一些地方政府的招标价二百五六十万元,如果改用锂电池驱动,成本才一百四五十万元,企业挣 100 万元的补贴差价」。

此次「以奖代补」新政意欲堵上这些漏洞。目前国内大多数燃料电池车的功率是 30 千瓦,而财政部此前公布的《燃料电池汽车城市群示范目标和积分评价体系》显示,燃料电池系统的输出功率最小不能低于 50 千瓦,否则与奖补政策无缘。

此外,部分燃料电池企业也用虚假销量粉饰业绩。马天才介绍,一些整车厂在购入燃料电池后,因车辆使用成本高企,实际并不上路行驶,燃料电池生产商就依托关联物流等公司将这些燃料电池汽车回购,以此虚增电池产销量。

财政部等监管部门一再强调「加强监管,细化考核」。「以奖代补,很大程度可以避免投机行为。」景春梅如是评价,但具体践行效果仍待验证。

降成本之困

以特斯拉为代表的电动车新势力,在过去两三年间加速跑通了智能电动汽车的技术和商业模式,初步完成了市场消费者教育,搭建起电动汽车产业链的标准化流程。仍处于初级发展阶段的燃料电池行业,也期盼着能有这样一条锋芒毕露的「鲇鱼」来激活市场。

马天才指出,在中国燃料电池新政发布后,丰田等诸多外资车企高层均「非常关注」中国政府的补贴政策和氢能基础设施建设。

丰田汽车是全球燃料电池汽车行业龙头。早在 2014 年,丰田就量产了全球首款氢能源乘用车 Mirai(日语的「未来」),又在六年后推出了 Mirai 第二代车型。根据韩国研究机构 SNE Research 提供的数据,2021 年一季度,全球燃料电池汽车销量约 4000 辆,同比增长 89.2%,其中丰田以 49% 的市占率取代韩国现代重回第一的位置,大约售出 2000 辆燃料电池汽车;而在 2020 年一季度,丰田市占率仅 15.1%。

即便技术和销量位居全球之冠,丰田汽车的燃料电池汽车体量明显还在早期阶段。据日媒《东洋经济》周刊 2021 年 2 月报道,与中国一样,基础设施严重阻碍了日本燃料电池汽车的普及。日本全国仅 135 个加氢站,而电动车则有 3 万个公共充电桩。该报道称,日本的氢站成本高达 3 亿至 4 亿日元(约合 1700 万—2300 万元人民币),每年还需额外支付 3000 万日元(约合 170 万元人民币)的运营费用。在基础设施推广不力的情况下,日本乘用车企也缺乏推广燃料电池汽车的动力。

马天才告诉财新,日本政府层面成立了一个委员会,试图让车企、能源企业等共同合作,但在实际操作上,各企业追求自身利益,项目难以快速推进。相比之下,中国燃料电池车的产业培育氛围更浓厚。目前看来,中国产业链各方更愿意牺牲短期利益,推动氢燃料电池产业破局。此外,中国的绿色氢气资源丰富,产能远超日本。

从 2020 年开始,丰田汽车加大与中国燃料电池产业链的合作,且合作方式转向股权绑定。2020 年 6 月,丰田汽车与一汽、东风、广汽、北汽、亿华通成立联合燃料电池系统研发(北京)有限公司,共同进行燃料电池技术研发;11 月,丰田汽车与雪人股份(002639.SZ)达成合作,为其燃料电池系统提供电堆。

2021 年 3 月,丰田又与亿华通合资成立燃料电池系统公司,双方各持股 50%。据《日经新闻》报道,丰田计划最早在 2022 年开始在中国生产燃料电池电堆,这是丰田首次在日本之外的地区生产此类零部件。该报道称,丰田在中国制造关键零部件,以换取中国政府的支持。

马天才认为,丰田汽车强势进入中国的意图在于联合中国公司,在中国政府的补贴支持下快速推动产品的规模化应用和技术迭代,「即便是丰田的燃料电池汽车,在缺乏补贴的情况下也难以在市场上与传统汽车竞争」。而国内也需要出现类似特斯拉的氢车「鲇鱼」,带动产业链降本和市场破局。

「氢汽车显然是买得贵、开得也贵。」一名接近政策层的氢能研究人士对财新指出,高昂的加氢成本是制约燃料电池车规模发展的最大瓶颈。

据中国电动车百人会发布的《中国氢能产业发展报告 2020》(下称《报告》)梳理,目前国内加氢站售气价格普遍在每公斤 30 元—80 元,其中燃料电池车规模较大的上海、广东佛山的气价,大约在 60 元—80 元、70 元—80 元;离氢源更近的山西大同售价稍低,价格约 50 元。但据前述氢能研究人士分析,加氢成本需降到 40 元以下才有机会与燃油车竞争。

据曾韬测算,在加氢成本构成中,氢气制取、储运、加注分别占到 44%、24%、32%。加氢贵,实际是因为全产业链各环节都贵。

以储运环节为例,氢气储运有液氢、高压运氢、管道运氢、通过氨气或甲烷等化合物运氢等多种手段,可根据具体应用场景和成本选择。比如,大型化工园区可用管网输送;短距离运输则使用高压氢气罐;液氢密度最高,在长途运输中具备经济性,但必须保存在 −252.8 摄氏度的极低温之下,否则容易挥发。中国车用氢气以气态运输为主,但当前普遍采用的 20 兆帕(MPa)长管拖车的运输效率偏低。据中国氢能产业联盟测算,这一方式下的单车运氢量约 300 公斤,不足国外 45 兆帕高压氧瓶长管拖车运量的一半。

在联合国开发计划署能源与环境项目经理王婉伊看来,就输氢而言,天然气管道掺氢、甲醇及合成氨运氢在部分地区有一定的发展潜力;而液氢由于对低温要求较高、能耗大,商业化前景不明朗。王诚表示,氢的化合物储运技术难点在于,在转化成氢气时,由于化学反应需要一定时间和较高温度来实现,可能难以应用在车载供氢等需要快速响应的场景中,若将转化氢气的系统和能耗算入其中,整体成本亦不低。

一名知情人士对财新称,国家管网公司已把输氢管道纳入「十四五」科研立项。管道气态运输效率高,一次性投资成本也高,国内仅中石化等少数企业投建了主要是自用的输氢管道。

5 月 6 日,国家市场监督管理总局批准发布了包括《氢能汽车用燃料液氢》在内的三项液氢民用国家标准,一定程度填补了此前的标准空白。但中国在氢气液化方面与国际主流技术差距不小。「国内火箭发射使用的液氢制取设备,基本从国外成套采购,液氢路线制取技术的国产化是很难的一关。」何广利称。

更靠近下游的氢气加注和加氢站,也是国产化程度偏低的领域,压缩机、加氢机等关键设备都高度依赖进口。「70 兆帕等级的加氢站,即便是里面用到的高压管线,也是用进口的。」何广利举例说。

前述《报告》指出,不含土地成本,目前投建一座单日加注能力在 500 公斤的加氢站约需 700 万—1200 万元,相当于传统加油站的 3 倍。

能源企业抢滩

尽管氢燃料商业前景不明、加氢站投资成本高昂,但国家能源集团、中石化、国家电投等传统能源央企,近期都在加快入局氢能源的步伐。

这些「国家队」在氢能方面自带优势。例如,国家电投是五大发电央企中清洁能源装机占比最高的企业,其可再生电力资源丰沛,便于开展绿氢制取;中石化则有加油站网络优势和运营经验,可通过改建油氢合建站等方式,降低加氢站投建、运营成本。

一名接近中石化的能源专家透露,中石化 2019 年在内部战略层面,确立氢能源为主要的新能源路线之一,且有一套庞大的氢能布局计划。

5 月初,中石化新闻办给财新的书面回复显示,其氢能业务覆盖了氢气制、储、运、加、用等产业链所有环节。其中氢气制取和加注是布局重点。上述专家进一步透露,「十四五」期间,中石化拟在氢能领域投资数百亿元,主要用于上游制氢和加氢站建设。

加氢是中石化相对熟悉的领域。自 2019 年投运首个油氢合建站后,截至目前,中石化在运营的加氢站共 12 座,约占国内加氢站总量的 10%;「十四五」计划在京津冀、长三角、珠三角区域再部署 1000 个加氢站。

氢气制取方面,作为大型炼化企业,中石化本身有丰富的工业副产氢资源,氢气年产能超过 350 万吨,这一规模约占全国氢气总产能的十分之一。目前,中石化在燕山石化、广州石化、高桥石化、海南炼化四家自有炼厂配套建设了氢气提纯装置,为旗下加氢站供应车用氢气。

中石化还把目光瞄向绿氢,其旗下首个绿氢项目——内蒙古鄂尔多斯 1 万吨/年绿电制氢计划在 2022 年投产;在新疆布局的太阳能发电制氢也在建设中。两项目制备的绿氢主要供应自有化工企业。除此,中石化还开始涉足氢气储运,已建成湖南巴陵–长岭、河南济源–洛阳、江苏金陵–扬子三条氢气管线;同时燕山石化在研究液氢装置。「中石化也在参与开展长输管道输氢设计、建设及运营标准方面的研究工作。」6 月 9 日,中石化副总经理凌逸群在氢能国际会议上透露。

这家石化巨头如此积极地布局氢能,主要出于两重考虑。「现在减排是一个硬杠杠,中石化必须做出表率。」前述研究人士分析称,一方面,「双碳」大趋势给所有能源消费「大户」带来减碳压力,化工业务体量庞大的中石化也不例外;另一方面,能源转型大势下,化石能源的发展空间渐趋逼仄,中石化需要寻找新的增长点。

在能源转型的「赛道」上,化石能源巨头属于「后知后觉」,在风电、光伏等清洁能源兴起时均未深入。「不管是技术成熟度还是市场成熟度,氢能都是尚未饱和的新领域,是能源企业科研储备和能源转型较好的切入点。」浙江浙能技术研究院油气所工程师李想分析称。

上述背景下,国家能源集团、国家电投、中石油等能源央企近年纷纷成立氢能公司。柴茂荣告诉财新,国家电投的重点是瞄准绿氢制取和燃料电池系统领域,目前在北京和吉林部署了可再生能源电解水装置,也实现了催化剂、质子交换膜、气体扩散层、膜电极、金属双极板、电堆等燃料电池关键技术的自主化。

中石油则着重布局加氢站。2 月 7 日,中石油旗下首座加氢站太子城服务区加氢站投入运营,该站位于 2022 年冬奥会崇礼赛区,针对冬奥会交通服务车辆建设。

据《中国石油报》2 月 18 日报道,2021 年中石油还拟在河北、北京建成三座冬奥会加氢站;未来还要在全国范围内投运 50 座加氢站。

但前述研究人士指出,基于成本、技术等多重因素考量,近期来看,氢能产业的发展前景难言乐观,目前行业已现虚火迹象。「大家的前景描绘得都很好,但实际上很多都有水分。」

财务投资者态度谨慎。「大家都说氢是未来最好的新能源,但其发展除了成本问题,还有体系问题。」一家国有投资机构负责人认为,氢能产业上下游配套程度还不够完备,现阶段的投资风险较大。

受制于氢气供需两侧的规模瓶颈,即便享有地方财政补贴,多数加氢站都处于亏损状态。加氢站建设运营公司氢枫能源董事长方沛军告诉财新,「气、站、车」三方联动是加氢站运营的关键。氢气成本约占加氢站运营成本的 70% 以上,如果氢源较远,那么氢气到站成本高昂,「经济账肯定是算不过来的」。一个日供氢能力为 500 公斤的加氢站,使用饱和率需达到 60% 以上,才有可能达到盈亏平衡。

目前看来,国内加氢站整体供大于求。截至 2020 年底,中国共部署了 128 座加氢站,同期氢车保有量 7352 辆,二者的比例是 1∶57,明显小于业内公认的 1∶100 理想站车比。

在广东、上海等氢气需求较大的氢车示范地区,却是另一番景象。云浮(佛山)氢能标准化创新研发中心主任赵吉诗对财新称,氢车保有量约占全国 20% 的佛山,面临储运环节投资薄弱带来的气源难题。佛山目前开通了 40 多条氢车公交线,投放燃料电池公交车、物流卡车共约 1500 辆,未来四年拟推广 1 万辆氢车。

据赵吉诗介绍,按 2020 年底广东全省运氢管束车最大运能负荷测算,未来的单日用气量或存在至少 50% 的储运缺口。「产业链是断的。」赵吉诗说。

「风电、光电主要集中在三北,但氢能应用规划主要集中在南方。」多名受访专家指出,打通氢气制取、储运、加注等各产业链前端环节十分关键。「缺一个都不行。」柴茂荣强调。

绿氢才是未来

中国的氢能产业由汽车切入,未来发展也是主攻汽车。但在全球范围,各国更关注的是氢能对二氧化碳减排的巨大潜能。

据何广利估算,在中国目前年产 3000 万吨的氢能「蛋糕」里,氢车用气占比仅千分之一;如果只用于汽车,显然低估了氢气的潜力。另一方面,纯电动汽车在不断迭代、日趋成熟,尤其换电重卡等中长途运输产品的推出,挤占了燃料电池车的未来需求。

前述接近政策层的氢能研究人士指出,纯电动车的深化发展,意味着燃料电池车的市场空间有限,「如果氢能企业都扎堆在汽车上,这条路可能很难走通」。

他认为,中国要将氢能定位在能源体系的宏观格局之中,将其视作帮助中国实现「碳中和」目标的重要路径,更多地应用在减排困难的钢铁、化工、建筑、交通等领域。

比如,中国碳排放大户钢铁企业已开始探索氢能冶金。5 月 10 日,河北钢铁在张家口宣化布局的 60 万吨氢冶金示范项目开工,这也是全球首例氢冶金示范项目。据河北钢铁介绍,如果采用氢冶金和电钢炉相结合的工艺,炼钢的碳排放会降低 50%。还有煤电企业探索氢能燃烧发电,以期替代煤炭资源。其原理是通过氢能燃烧形成蒸汽,推动燃机轮机转动发电。目前三菱日立公司已完成掺氢燃气轮机的研发。李想介绍称,其所在的浙能集团也在研发这一设备,已完成初步设计。

如何获取可商业化的氢气,是基于应用之上的源头问题。利用天然气蒸汽重整制氢是国外主流制氢方式,但中国「富煤、贫油、少气」的能源结构下,目前成本最低的制氢方式还是「灰氢」——煤制氢,通过气化技术将煤炭转化为合成气,再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气,已广泛应用于煤化工、石化、钢铁等领域。此外,中国也在钢铁、化工等行业生产副产品中提纯制氢,即工业副产氢。但这些技术路线都存在碳排放过高的问题。

放眼海外,在油气资源匮乏、可再生能源相对丰富的欧盟,更强调使用可再生能源制氢,意在将氢能作为深度脱碳的技术选择,应用于垂直行业,以替代传统石化原料。2020 年 7 月,欧盟委员会正式通过了《欧盟氢能战略》,计划在未来十年向氢能产业投入数千亿欧元,重点依靠风能、太阳能生产可再生氢能。欧盟计划在 2020 年—2024 年,在欧盟境内建造一批单个功率达 100 兆瓦的可再生氢电解设备,以实现 2024 年前全欧氢能年产量超过 100 万吨。

欧盟 H2 Future 氢能旗舰项目——奥地利林茨的 6 MW 电解制氢示范项目,于 2019 年 12 月开始运营,由奥地利钢铁制造商 Voestalpine 提供厂区和应用场景,配置了西门子 Silyzer 300 PEM 电解槽,奥地利公用事业公司 Verbund 提供可再生电力,主要探索电解水规模化生产绿氢,以便替代钢铁工业生产中化石燃料的使用。

澳大利亚和加拿大也首选可再生能源制氢,其次则为化石能源制氢结合碳捕集和封存技术。澳大利亚太阳能和风能资源条件丰富,加拿大拥有丰富的水资源,水电占加拿大发电量的 60%。此外,澳大利亚和加拿大的天然气出口量多年来稳居世界前列,因此有足够资源大力发展相对清洁的天然气制氢。

清洁低碳的「绿氢」才是氢能利用的未来,这在业界逐渐成为共识。

目前,大规模且廉价的绿氢制取技术还不成熟,主流的绿氢制取方法有电解水制氢、光催化分解制氢、热化学法制氢、核能制氢以及生物制氢等。其中电解水制氢技术是距离市场最近的绿氢制取技术,绿色环保且生产的氢气纯度高,亦能产生高价值的氧气。

电解水制氢技术主要包括碱性电解水制氢(AWE)、质子交换膜电解水制氢(PEM)以及固体氧化物电解水制氢(SOEC)。其中,碱性水电解技术相对成熟,广泛应用于储能、冶金、制药、食品等行业,当前的电解水制氢项目基本都采用该项技术。中国在碱性水电解技术方面处于全球第一梯队,可生产出多种不同型号和不同规格的电解水制氢设备,代表性单位包括中船重工第七一八研究所、苏州竞力制氢设备有限公司等,国内碱性电解水制氢设备单台最大产气量可达到 1000 立方米/小时。

但碱性电解水制氢的电解效率较低,一般为 60%—75%,存在制备成本高、耗电量大等缺点,且氢氧化钾对设备有强腐蚀性,电解槽的耐久性、可靠性也有很大改善空间。欧盟的电解制氢项目亦面临电解槽持久性的问题,在运行一两年后,电解槽的性能与效率明显衰减,需要进行大量维护工作。

质子交换膜技术(PEM)具有反应无污染、装置结构紧凑、转化效率高等优点,但其质子交换膜和铂电极催化成本较高,全球均未能大规模应用。美国作为最早进行 PEM 技术研究的国家,代表着国际最高水平,所研制的 PEM 电解水制氧装置应用于航天领域,以满足航天员的耗氧需求。

赵吉诗对财新分析称,在 PEM 路线方面,中国在电解质膜、催化剂等基础材料开发和单槽容量等方面比欧美国家稍有落后,目前中船重工 718 研究所、大连化物所等机构,也在加紧推进 PEM 电解水技术和装备的国产化。

固体氧化物电解水(SOEC)则是在高温状态下电解水蒸气制氢技术,该技术高效、简单、灵活,但工作温度高达 600—1000 摄氏度,高温条件会造成热能的损失以及水资源的过量使用,全球在该技术领域都处在研究阶段。

除了技术难点有待突破,绿氢的生产成本过高是阻碍其大规模应用的重要原因。电解水制取 1 公斤氢气大约需消耗 60 度电,按工业用电价格每度电 0.65 元计算,成本高达 39 元/公斤。由于中国的电力供应大多来自火电,在发电环节仍然存在碳排放,若按中国电力的平均碳强度计算,电解水制取 1 公斤氢气的碳排放约为 35.84 公斤,是化石能源制氢单位碳排放的 3 倍至 4 倍。这样的情形,无疑令绿氢失去了减碳的初衷。

绿氢的未来,还在于对可再生能源的利用。据国家能源局公布的最新数据,截至 2020 年底,中国的可再生能源发电装机规模达 9.3 亿千瓦,其中水电 3.7 亿千瓦、风电 2.8 亿千瓦、光伏发电 2.5 亿千瓦,分别连续 16 年、11 年、6 年位居全球首位。

中国的新能源资源富集在西部、北部地区,水电、风电、光伏发电都存在不稳定、送出难的问题。而利用可再生能源发电制氢,恰恰可以解决大量不稳定新能源的消纳。

王诚分析称,电解水制氢后,产生的氢气可以长期储存,「氢气不像锂电池会自放电,电解制氢对压力、场地的要求不高,可以大量储存在密闭容器、地下、岩洞中,如果一个地区的可再生能源非常丰富,甚至可以建设管道将氢气直接输送到中心城市使用」。

景春梅也认为,当前应用较多的电化学储能技术储能周期较短,一般只能解决日调峰,氢能储能则适用于长周期、跨季节调峰。「如果有可再生能源无法消纳,则通过电解水转化成氢,实现储氢。」这样能加大可再生能源的消纳力度,也可以跨季节日调峰,帮助可再生能源削峰填谷,缓解波动性。

2019 年以来,中国已有超过 30 个绿氢项目签约,包括京能电力投资 230 亿元建设的内蒙古鄂尔多斯的 5000 兆瓦风、光、氢、储一体化项目,河北建投的沽源风电制氢综合利用示范项目等。但多数项目仍处于筹备中,尚未开始运营。

除了电解水制氢,光催化分解制氢、热化学法制氢等新型绿氢制取技术也在不断研发中。近期,来自美国的氢能初创企业 Syzygy Plasmonics 研发了新型的光催化剂,其反应器设备可从氨气中提取氢气和氦气,也可以从甲烷中获取氢气和甲醇,并显著降低反应所需要的温度,节省能耗。

Syzygy 联合创始人兼 CEO Trevor Best 在接受财新专访时表示,光催化剂自身的成本并不高,这类技术路线的成本主要取决于氨气或甲烷等原料的价格。当这项技术成熟并实现规模化生产后,预计每公斤氢气价格可降到 1 美元至 3 美元。

日本能源「寂静革命」

2011 年 3 月 11 日,日本福岛,大雪纷飞,在群山环绕的农场田地间,农民大内督送完蔬菜后驾驶卡车前往邮局。在地面发生摇晃的那一刻,他先以为爆胎了,但随后路灯熄灭、夜幕降临,一种「世界末日」的感觉令其陷入恐惧。他事后方知,伴随着日本史上最强烈的地震,坐落在山脉另一侧、距其仅 57 公里的福岛第一核电站爆炸了,建筑物悲惨地只剩下框架。

这场灾难令大内督一度丧失六成客户。直到 2018 年,他才靠光伏改变厄运。这一年,他成为当地第一个光伏共享农户。他搭建在小麦和大豆上方的近 1000 个中国制造的光伏板,每年可销售近 8 万千瓦时电量,相当于 18 户一般家庭的电力消费量,这部分收入大约 240 万日元(约合 14 万元人民币),占他整体收入的一成。

现年 47 岁的大内督,是日本民众中被动适应环境、改变能源消费结构的一员。10 年时光流逝,虽然政府和产业界激烈的核能争论并未引爆一次性的「去核化」革命,但几乎不为世界所知,日本正准备彻底告别核电,加紧发展新能源。

在舆论持续反对的局面下,更严格的法规、额外的成本和潜在安全的威慑,都在推高日本核电的门槛。从长远来看,日本核电行业正在走向自然消亡。据日本经济产业省资源能源厅统计,对比 2010 财年和 2019 财年(前一年 4 月至次年 3 月)的电力供应数字,核能占比从 25.1% 大降到 6.2%,腾出来的发电份额大约一半给了化石燃料(气、煤、油)能源,一半给了包括水电在内的可再生能源。

日本经济产业省正在讨论新的能源结构目标。它最近公布的指标显示,计划到 2050 年使新能源增至 50%—60%,而核能、化石燃料发电及二氧化碳捕集、利用与封存(CCUS)加起来占 30%—40%,氢气或氨气火力发电提升至 10%。日本能源行业专家橘川武郎认为,混杂核能的第二个分组十分奇怪,实际上表明「核电已被放弃」;若火力发电本身能够实现零碳排放,这意味着核能更失去了存在的理由。此外,风力发电成本会否降到度电 8—9 日元(约合 0.46—0.52 元人民币),及其产量会否达到 40 吉瓦,是未来日本能源政策的关键绩效指标(KPI)。

回过头看,橘川向财新承认,在福岛核事故之前,日本传统发电公司打着「核能复兴」旗号,过度依赖核电。当时这些公司大量抱怨新能源供给不稳定,使得日本的新能源产业长期沉陷在停滞中,光伏技术就在那个阶段被中国超越。

福岛核事故之后,日本在可再生能源领域奋起直追,变化首先从核事故重灾区开始。

福岛变身新能源中心

由于日本缺乏可用的平原土地,寻找合适的新能源发电站点并不是一件容易的事。但福岛呈现了独特情况。当地光伏「大跃进」的推动者、福岛发电社社长吉田孝对财新介绍,「整个福岛县受核事故影响,高尔夫球场和商店都没顾客了,于是决定大规模引进光伏」。加上位于太平洋沿岸的福岛第一核电站和第二核电站共 10 个机组全部退役,福岛输电线也空了。

核事故为新能源创造了天时和地利。如今,福岛的众多农田、房屋以及散落其间的小块土地,都被用于光伏发电,以至于有人抱怨这些光伏板带走了美丽的乡村风景。2020 年 6 月,福岛的光伏装机容量跃居日本 47 个都道府县第一名,达到 79.28 万千瓦。

福岛县政府在核事故后一年,提出了颇具野心的目标——2040 年之前达到 100% 可再生能源供电。现在这一比例已超过 40%,速度快于预期。日本近 10% 的太阳能发电厂集中在福岛。

包括福岛在内的东北地区六县,正在成为日本可再生能源发展的中心,且电网与需求中心东京经济圈相连。除了光伏,橘川称,面向西海的东北地区沿岸,还是风力发电的热点地区。人口正在迅速减少的东北地区秋田县,截至 2020 年底,累计风力发电装机量达到 64.6 万千瓦,连续三年在全国居首。

值得关注的还有,被官方列为「基荷电源」的地热发电也集中在秋田。作为日本 23 年来首个装机容量 10 兆瓦以上的地热项目,46 兆瓦级山葵泽发电站于 2019 年 5 月在秋田县汤泽市开始运营。据日本官方估计,地热发电的总容量潜力为 23 吉瓦,是仅次于美国和印度尼西亚的世界第三大地热国。但地热资源丰富的地点往往也是温泉小镇,电力开发者和旅游产业者的谈判通常很困难。

一名汤泽市政府官员向财新表示,目前有数百名工人留在这个人口仅 4.4 万的小镇,为地热发电项目工作,而这些项目的经济效益和当地紧密地绑定在一起,以拉动地方积极性。日本环境大臣小泉进次郎 2020 年 10 月宣布,将放宽规制鼓励在国立公园安装可再生能源发电厂。日本在 2021 年 4 月推出 2030 年减排 46% 的国际承诺之后,小泉进一步称,要将地热电厂增加 1 倍。

减碳思路转变

日本最大发电公司 JERA 社长小野田聪在接受财新专访时,以「动荡」一词描述了过去 10 年。

过去 10 年,除了能源结构在变,日本电力体制还完成「三步走」改革:负责统筹日本全国电力交易的「电力广域运营推进机构」于 2015 年 4 月成立;2016 年 4 月电力零售全面放开;2020 年 4 月实现发电、输电部门在法律上的分离。

澳大利亚国立大学克劳福德公共政策学院副教授卢埃林・休斯(Llewelyn Hughes)用「渐进式激进主义」来形容日本电力行业的转变。他告诉财新,「随着时间的推移,日本推动了一系列渐进式改革。这些改革加起来,已经使日本电力市场的性质发生了相当大的变化」。

橘川武郎则分析称,从产业历史角度看,「二战」后日本电力行业呈现私营、发输配电一体化、地区分离以及垄断等四个特点。如今后面三个都被拆除,这标志着缺乏竞争的所谓「十家公司体制」接近告终。

福岛核事故发生时,小野田时任中部电力公司静冈分公司负责人,正在为滨冈核电站增加反应堆与各方谈判。时任首相菅直人以附近将发生下一个大地震为由,下令该核电站停止运行。2015 年,福岛核电站所属的东京电力和中部电力各出资 50% 成立合资企业 JERA,旨在创建一个独立的火力发电运营集团,并将液化天然气采购部门合并。

小野田努力塑造了 JERA「国际导向和快速决策」的名声,这在立场保守的日本能源行业是个另类。截至目前,JERA 拥有 27 个火力发电站,是日本最大的电力供应商,二氧化碳总排放量也占日本全国的 10% 以上。当核反应堆一个接一个停运时,化石燃料电力特别是液化天然气发电,为日本承担了更大的责任。据日本资源能源厅统计,日本的化石燃料发电占总发电量的比重,从 2010 财年的 65.4% 增长到 75.7%。这显然增加了日本碳排放的压力。

由于可再生能源的波动性,日本仍然需要大规模的化石能源调节电源。JERA 需要转变降低化石能源的传统减排思路,而要在如何让化石燃料能源变得更加清洁上想办法。

这正是日本未来能源战略方向的核心所在。

2020 年 10 月,JERA 公布超出市场预期的减排路线图,提出在 2050 年达到国内外业务二氧化碳净零排放的目标,同时成为世界首家推出氨煤混烧的火力发电公司。不久,日本首相菅义伟在国会发表讲话,公布日本版「碳中和」计划,即在 2050 年实现温室气体净零排放,路径之一是氢能利用普及化。

日本作为能源高度依赖海外的「贫油国」,是全球最早制定并发布氢能战略的国家之一。2003 年 10 月,日本《能源基本计划》中首次提出建设未来「氢能源社会」,通过进口海外氢气资源、利用燃料电池进行终端利用等措施,改变日本能源供需结构和消费方式。

氢气和氮气在高温高压、催化剂等条件下可合成氨气。而氨作为能量密度高、储运方便的燃料,其燃烧热值的体积能量密度和质量能量密度均接近燃油。日本尝试将氨加入电站煤粉锅炉内,和煤混烧发电以减少碳排放。

日本经济产业省计划,2030 年用氨与煤炭混烧,替代日本燃煤发电站 20% 的煤炭供应,并逐步提升这一比例,最终目标是建设氨气发电厂,再加上海上风能和核能等,达到全国净零排放。到 2050 年,日本燃料结构中预计将使用 3000 万吨氨。

小野田对财新称,在 JERA 发表减排路线图之前,确与政府方面交换了意见。在契合国家发展方向的基础上,JERA 更坚定了公司未来经营转型战略。JERA 计划在实施示范测试后全面开始氨煤混烧,在 21 世纪 30 年代前半期将整体燃煤电厂中的氨混烧率提高到 20%,希望在 21 世纪 40 年代完全转为氨气燃烧。

日本为何转身

日本的减碳进程为何突然加速?一方面是国际气候变暖议程在美国拜登政府上台后,恢复了国际协作推进的态势,加之邻国中国也在同时期推出了力度颇大的「碳达峰、碳中和」蓝图。

另一方面,日本众多大型电力用户企业也开始加速转向可再生能源,比如 AEON、索尼以及苹果公司的主要供应商 TDK 和村田等,其中苹果公司的目标是在 2030 年前在生产过程中实现「碳中和」。

但日本减碳战略支柱之一的氢能源,未来仍然挑战重重。

日本认为,在未来过渡期,氨气而非氢气更有前途,因为前者作为肥料相对普及,且已存在比较成熟的国际交易市场。根据 JERA 计算,一个 20% 混烧火力发电机组每年需要 50 万吨氨气,这相当于日本目前每年进口量的一半。日本政府最近出炉了到 2030 年每年使用 300 万吨氨燃料的目标。

菅义伟在 2020 年 12 月公布的《绿色增长战略》中提出:「(日本要)在世界燃料氨供应和使用行业中占据主导权」,并努力到 2050 年在全球范围创造规模为 1 亿吨的氨燃料供应链——1 亿吨这个数字比日本 2019 年液化天然气(LNG)的进口量 7733 万吨还要多。

氢能国际供应链的推动者,经常把其比作日本 1969 年将 LNG 成功商业化的经历,当时全球第一艘装载 LNG 的船只抵达东京湾。如今,亚洲和欧洲的工业经济体都在大量进口 LNG,特别是中国也在提高包括 LNG 在内的天然气消费比重。

氢能源的主要难题仍在成本。日本目前制氢成本约为 100 日元(约合 5.8 元人民币)/Nm3(零摄氏度 1 个标准大气压下的气体体积),目标是到 2030 年降至 30 日元/Nm3(约合每公斤 334 日元或 3 美元),到 2050 年再降至 20 日元/Nm3。专家认为,为了成为液化天然气的真正竞争对手,氢气价格必须再降低。考虑到这一现实,JERA 计划等到 21 世纪 30 年代才在其 LNG 电厂全面开展天然气和氢气的混烧降碳。

另一个难题是氢气储运问题。日本和文莱合作,已于 2020 年底完成了一个长达 10 个月的项目试运行。该项目生产并储存了约 100 吨氢气。文莱将氢气和甲苯结合起来,生产甲基环己烷(MCH)。这一操作让氢气体积最小化,同时还允许此化合物在正常温度和压力下从海上运输,到达日本后在一家脱氢工厂重新提取氢气成分。该项目联合体计划在 21 世纪 20 年代中期实现这一供应链的商业化。

离福岛瘫痪的核电站不到 10 公里的距离,国立新能源产业技术综合开发机构(NEDO)在东北电力公司本计划新建核电站的空地,修建了福岛氢能研究场(FH2 R),试图利用福岛的光伏资源,在制氢领域进行技术突破。NEDO 首席研究员大平英二告诉财新,该项目的重点之一,是综合考虑氢能需求以及光伏发电,以提升新能源运行效率,熨平波动性。此外,除了平衡电力供需,一个未来方向是如何实现与产业的互动,聚集氢能设备制造企业和氢气用户企业。

他认为,未来氢能制造设备将大型化发展,「在海外,尤其欧洲力推氢能发展,所以我们的目标是加强日本技术,这样就不会依赖欧洲制造的设备」。

氢能应用场景离不开汽车业。日本汽车巨头丰田一直关注氢燃料电池汽车(FCV),2014 年推出全球首台氢燃料电池汽车 Mirai,第二代 Mirai 在 2020 年亮相。但一名丰田汽车员工告诉财新,即使在政府补贴条件下其起价已降到近 600 万日元(约合 34.85 万元人民币),这款车也「不推荐给所有人」,部分原因是可用的加氢站不多。考虑到安全,传统加油站并不能直接切换成加氢站,后者修建成本昂贵。他补充说,在寒冷地带,Mirai 会自动消耗。政府公布了有关 FCV 和氢气站数量的目标,但未来能否成功推广仍受专家质疑。

为推动氢和氨的全球供应链建设,自 2021 年初以来,JERA 分别与马来西亚国家石油公司(Petronas)和世界最大的合成氨生产商之一、挪威化肥公司雅苒国际公司(Yara International)签署了谅解备忘录。2021 年 2 月,日本还在澳大利亚启动了一个国际氢能供应链示范项目,从澳大利亚的褐煤中生产氢气。J-Power 公司负责生产煤炭,川崎重工公司制造液化、储存和运输氢气的设备,川崎汽船公司负责将液氢海运到日本神户机场岛。作为世界上第一个氢能源供应链(HESC)项目,它具备完善的氢气供应链,即从生产、储存、运输到日本的最后阶段使用。

一名研究中日天然气和电力行业的分析师认为,不管氢还是氨的发展,都需要依托全球产业链的发展和支持,未来中国也会参与其中。她指出,日本和中国近年来都出现过天然气和电力供应紧张的情况,「比如如何保障供应,以及通过电力市场建设完善成本传导机制,(中日)双方也许可以互相启发和合作」

我们应该学会去理解别人的观点,不仅仅是服从和被告知。

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