開工第一天，我們公司氫能業務負責人楊葆英叫我參加公司開工動員會，楊總告訴我，雖然去年受疫情影響我們的氫能業務只完成了年初預期目標的95%，但較2021年還是翻了一倍，所以，今年基于行業的判斷和集團的戰略，我們希望在去年的基礎上再上一個臺階。

 

和往年一樣，各業務部門在動員會上領任務，分解目標，分析了在手訂單和潛在的業務。因為正月初七開工日公司就接到幾個項目合作邀請，所以，我們能夠感受到氫能行業這幾年被壓抑的市場將會在今年釋放，同事們都比較有信心完成今年的任務。

 

但楊總跟我說，雖然大家有信心，但目前基本上都是工程訂單，業務的連續性比較差，項目人員也比較辛苦，很多產品都是工程訂制，生產、采購都沒有規模效應。對于工業企業來說，示范工程固然重要，但只有商業化、產品化才能進入連續的生產制造階段，也只有規模化制造才能降低制造成本。

 

所以，楊總讓我分析一下氫能應用端，到底哪些業務能夠構建持續經營的商業模型，我們怎樣才能從工程投標進入到產品規模制造。

 

中集氫能致力于打破氫能儲運瓶頸，降低氫能儲運成本，不僅在高壓儲氫、液氫裝備上儲備了能力，而且在基礎建設工程項目上也研發了多種解決方案。但這些業務的持續發展最終取決于終端需求。

 

就在昨天，社科院工經所的師妹說近期要完成一個關于促進制造業設備更新的課題，讓我幫她做一下調研，我請求集團副總裁吳發沛，吳總說在鼓勵設備更新上浙江做得挺好，”我們寧波工廠爭取了2000多萬智能化改造補貼折舊。不過補貼、抵稅，這些都是老套路，我個人建議從環保綠色雙碳角度淘汰落后比較好。”

 

對企業來講，設備更新主要不是來自生產端的政策，而是來自市場，我們這幾年的騰龍計劃已經投入了好幾十個億，都是基于更好地服務變化的市場。吳總說，從消費端入手，“例如最近廣東省出臺的油改氣補貼，就會促進淘汰落后的柴油船。如果再按照汽車業推電動車的方式，電動車上牌，限行，停車等優惠政策，就會更有力度。從需求端發力比生產端更加有效，可以拉動整個產業鏈。”

 

其實，目前氫能行業讓我思考陷入僵局的問題就在這里，地方政府招商引資的模式都非常雷同：政府的工程訂單換企業投資，無論是燃料電池企業的落地還是制氫，都是工程化項目，“首創”、“最大”、“第一”的項目很多，但氫能需求端能不能形成連續的產品業務呢？燃料電池產能上得很快，但是否能夠培育消費者的“習慣性消費”呢？電解槽產能也上得很快，綠氫的消納又在哪里呢？

 

 

春節后第一個現場會議是煤炭加工利用協會關于煤化工的一個專家座談會。煤炭，對于這個我賴以生存卻并不了解的行業，在可再生能源攻城略地的形勢下，未來在能源領域擔當怎樣的角色，我通過專家們的討論中能感覺到某種生存空間被擠壓的焦慮和能源保供的大義凜然。

 

俄烏戰爭帶來的能源危機讓人們重新審視煤炭的價值，而能源的清潔化又迫使煤炭工業的轉型升級，煤化工的意義是多層的，既能通過能源形勢的轉換實現一定程度的減碳，又能在可再生能源替代化石能源時提供原料保障。

 

盡管有專家強調，煤炭清潔利用遇到很好的機遇，二十大提到煤炭清潔高效利用，保供成為關注點，而且能源“十四五規劃”和2035年目標專門提到了煤制油氣快速發展，但現實中，大部分煤化工項目收益率太低，而且都是重資產，對企業來說沒有經濟意義。大家比較關注的是寶豐能源的綠氫與煤化工耦合的項目，認為氫的原料屬性依然非常重要，而且可能是綠氫最現實的應用場景。

 

資料顯示：2021年3月，寧夏寶豐能源建成我國首個大型綠氫項目——太陽能電解制氫儲能研究與示范項目10×1000m3/h電解水制氫工程。項目中電解水制氫裝置與寧夏寶豐高端煤基新材料產業鏈有效融合，首創將新能源直供煤化工生產系統，即將太陽能“綠氫”補入甲醇裝置耦合生產甲醇和烯烴等高端材料，副產氧氣替代部分空分制氧用于甲醇裝置煤氣化助燃，降低制氫綜合成本，實現可再生能源向高端化工新材料的轉化。同時，通過耦合補氫生產甲醇，還將大幅減少煤氣變換量。

 

2023年1月16日，寶豐能源又公布，公司綠氫制綠氨及氨水制備項目環響評公示信息：利用寶豐能源太陽能電解制氫儲能及應用示范項目氫氣和50萬噸/年煤制烯烴項目空分裝置氮氣，建設年產10萬噸/年合成氨、50萬噸氨水生產線；給水、脫鹽水、循環水、儀表空氣等公用工程依托寶豐集團現有裝置。

 

 

寶豐能源2022年綠氫產能已達到2.21萬噸，按照公司計劃，到2025年，將形成綠氫產能8萬噸以上，預計壓減煤炭消費90萬噸標準煤，減排二氧化碳200萬噸以上。到2030年，力爭綠氫生產能力達到30萬噸，壓減煤炭消費360萬噸標準煤，減排利用二氧化碳900萬噸。

 

2021年11月30日，中國石化新疆庫車綠氫示范項目正式啟動建設，投產后年產綠氫可達2萬噸。項目總投資近30億元，主要包括光伏發電、輸變電、電解水制氫、儲氫、輸氫五大部分。項目將新建裝機容量30萬千瓦、年均發電量6.18億千瓦時的光伏電站，年產能2萬噸的電解水制氫廠，儲氫規模約21萬標準立方米的儲氫球罐，輸氫能力2.8萬標準立方米每小時的輸氫管線及配套輸變電設施。項目預計2023年6月建成投產，生產的綠氫將供應中國石化塔河煉化公司，替代現有的天然氣制氫方式，預計每年可減少二氧化碳排放48.5萬噸。

 

2022年9月22日，吉電股份發布關于大安風光制綠氫合成氨一體化示范項目獲準公告，該項目總投資63.32億元，其中風電項目700兆瓦，光伏項目100兆瓦，年制綠氫3.2萬噸，配套40兆瓦/80兆瓦時儲能裝置，新建制氫、儲氫及18萬噸合成氨裝置，該項目氫能技術支持是國電投，柴茂榮博士稱，綠氨最后將制成己內酰胺。

 

根據國際能源署統計，2021年全球氫氣需求超過9400萬噸，其中作為能源的重工業、運輸、發電和建筑行業或氫衍生燃料生產等新應用領域對氫的需求增長了60%，但基數非常低，約為4萬噸，在全球氫需求中的比例大約只有0.04%。

 

全球9400萬噸氫氣中有超過5000萬噸用于工業原料或還原劑，而合成氨是其中最大的來源，超過了3000萬噸，甲醇需求大約1500萬噸。

 

 

中國是世界上最大的氫氣消費國，2021年的需求約為2800萬噸。按照中國氫能聯盟統計的數據，中國氫能應用有近60%來自合成氨和甲醇。

 

 

甲醇是工業氫氣第二大來源，除傳統化工用甲醇以外，作為能源的甲醇需求正在成為新增市場。據船舶工業統計，2022年，甲醇作為船用綠色替代燃料已經顯露趨勢，有43艘新造船采用甲醇動力。而世界航運動力龍頭馬士基2021年7月正式宣布訂造使用甲醇燃料的碳中和集裝箱船，隨后不斷追加甲醇燃料集裝箱船的建造，馬士基要求供應商提供綠色甲醇，2022年先后與中集安瑞科和德博能源簽訂綠色甲醇采購意向協議。

 

2022年2月，大連化物所與中煤集團合作的鄂爾多斯10萬噸/年“液態陽光”由中國能建中電工程華北院中標。據報道，到2022年2月，包含這個項目在內，國內有8個液態陽光項目已經建成或計劃建設中。項目累計投資超368億，計劃實現產能超202萬噸/年。

 

2022年10月，丹麥綠色投資基金 （DGIF） 給予5300萬歐元丹麥可再生能源開發商歐洲能源公司（European Energy）的投資，用于在丹麥Kassø建造的Power-to-X （PtX）裝置。該裝置將成為世界上最大的綠色甲醇生產裝置。

 

 

我們粗略統計2022年媒體公開報道的國內外氫-氨和綠色甲醇項目就有17個，那么，綠氨和綠色甲醇是否具有經濟性呢？

 

回到煤炭加工利用的會議上，不僅是煤化工項目很多都不盈利，來自電力系統的專家反映，目前西北很多儲能項目實際運行效果并不理想，一些化學儲能成為擺設，真正需要它出力的時候又頂不上，而且還有一些低溫性能的問題。

 

2022年非水可再生能源超過了7億kW，預計到2030年至少16億kW，未來整個新能源不斷基數大而且發展速度快。但新能源隨機波動性特別大，電力系統本身承受不住這樣規模的新能源，正是因為其他形勢消納的路徑才給了新能源更大的可能，目前電力專家認為化工是一個天然可以與新能源耦合的產業，可以利用化工對氫、氨的消納能力幫助新能源解決波動性。

 

可再生能源強配儲能項目是推動這個行業高速發展的動力，但這顯然如吳發沛副總裁說到的從生產端出發的產能建設，如果不能從需求終端實現商業化，這些產能建設就無法形成可持續發展的循環經濟。同樣，由可再生能源強配的氫能如果不能實現消納，無非是增加可再生能源的投資成本。仿佛遠在天邊近在眼前的規模化應用還是要取決于綠氫成本、政策引導機制和終端用戶的購買意愿。

 

 

毫無疑問，2022年氫能產業鏈風頭最勁的是電解槽，究其原因，還是因為可再生能源強配氫能給予的行業機會。

 

不管是作為儲能還是作為原料替代煤制氫，經濟性取決于電價和工廠方案設計的能源利用率，比如差別電價、余熱利用。如果能夠達到1000萬噸的原料替代，假設氫氣價格20元/kg，那么僅氫氣的市場容量就達到2000億元，而帶動的產業鏈包括電解槽、儲運裝備、合成氨裝備以及配套的智能系統，僅僅化工產業就能構建一個龐大的產業集群。

 

一家來自蘭州的企業家跟我說，他們當地的光伏資源可以讓綠氫成本低到10元/kg以下，但遠水不解近渴，如何將這些氫氣運到需要的地方呢？天然氣摻氫似乎并沒有經濟上和安全上十足的底氣，而純氫管道成本高，需要有產氫和用氫兩地匹配的量才能計算兩地的經濟半徑。

 

2022年，內蒙成為綠氫示范的熱土，對于可再生能源儲能的選擇，我訪談了中國華電內蒙古能源有限公司的侯建宏先生，侯總介紹：

 

在內蒙古西部的烏蘭察布市中國三峽曾經給政府承諾電化學儲能配置比到33%（這個比例在2020年是內蒙古地區的天花板）。從地方政府要求配置儲能的政策出臺以來，配置比例從10%、15%、20%、25%……一路上揚，2022年內蒙古能源局政策，風光電解制綠氫示范項目不再要求配置其他儲能項目。

 

這個時候，向電網輸電的風光電項目配置以電化學技術為主流的儲能項目調節風光電項目發電的不穩定不連續性，以滿足電網穩定要求。但是，電化學儲能的電池技術穩定性、成本穩定性及產品壽命期“針對開發投資業主都遠未達到理想預期”，氫能又面臨市場供求關系的制約，配氫能“劃算”、還是配儲能“劃算”，前途撲朔迷離，還很不清晰。

 

對能源投資開發企業來說，如果投儲能會比較被動。按照國家電網公司指導制定的“游戲規則”定政策為的是保電網安全，前景應該是《按照網側地區需求配套，淘汰單一電源項目配置原始方案》，好處就是節約儲能資源不浪費+統一調度好管理，簡單地講，下一步配置儲能不再自建而是合用，可以讓獨立第三方投資儲能項目給電源企業項目使用，通過租賃“付費”完成投資回報。

 

如果選擇用風光電制綠氫則是一個“純粹的電-氫轉化上下游產業鏈項目”，對能源行業來講是儲能項目，而從微觀上說（針對某個能源企業）是把“電產品-氫產品延鏈了，終端客戶改變了，微觀消費市場主體改變了，用電改成用氫了”，這是大不同的。

 

能源企業“賣電還是賣氫”從根本上說：取決于國家產業政策導向開辟的市場，換句話說：氫消費市場有前途我就制綠氫，靠發電+賣氫+減碳綠證交易回收投資；輸電市場有前景，由國家統一安排消納電能，我就發電售電，回收投資。總之，兩條路都可以做，重要的是“調整好結構比例”，完成利益最大化。

 

不過，目前綠電制氫的成本依然很高，不具備市場競爭優勢。而化工與電力、煤炭是不同的產業體系，要替代原有的供應體系，或者改變氨、甲醇、乙醇等原有的用途都需要政策的引導。

 

 

因為燃料電池銷量與鋰離子電池的巨大懸殊，很多人都得出結論：氫能更多是化工應用而不是燃料電池汽車。從去年氫能行業的熱點轉換也可以看出電解槽的風頭超過了燃料電池。近期不斷有人在質疑豐田燃料電池路線的“錯誤”選擇，也有人在檢討日本氫能發展路徑。

 

2001年日本提出的目標是到2010年燃料電池汽車累計達到5萬輛，2020年累計達到500萬輛；2010年調整為2025年200萬輛。2018年日本此前提出的加氫站目標達成了95%，但氫燃料汽車的目標達成只有7%。2018年NEDO提出具有供給側舉措的目標，這個目標是到2030年累計生產80萬輛，而更遠的，沒有確定時間的目標是乘用車數量達到6200萬輛。

 

如果能夠達到500萬輛的銷售，假設燃料電池平均價格為10萬/臺，僅燃料電池就是5000億的市場規模。但現實是，到2022年，豐田累計燃料電池汽車銷量21864輛，日本本土燃料電池汽車累計銷量僅8150輛。

 

 

資料來源：中國氫能聯盟

 

燃料電池不僅僅用于汽車，全球銷量最多的燃料電池是日本的熱電聯供，日本熱電聯供累計銷售超過46萬臺。

 

 

資料來源：日本環境省

 

顯然，日本訂出全球第一個氫能發展規劃時的確沒有預料到今天的尷尬局面，距離當時的目標實在太遠了。

 

氫能應用領域包括工業、交通、儲能、固定式發電，但目前在狹義的儲能領域電-氫-電轉換效率太低，意義不大。從廣義儲能來看，以目前啟動的化工與綠電耦合、燃料電池在交通領域如車輛、船舶、工程機械、叉車、固定式發電如熱電聯供，小型燃料電池的無人機、兩輪車、備用電源等都是巨大規模的產業，但終端消費還需要更加完善的基礎建設（加氫站）和引導性政策。

 

那么，日本氫能政策和豐田的燃料電池戰略是否可以確定是一個錯誤呢？燃料電池汽車銷售不達預期是豐田章男的問題、日本氫能戰略的問題還是氫能行業的普遍問題呢？對交通領域來說，燃料電池低于預期是發展路徑問題還是發展階段性問題呢？

 

我們認為對可再生能源制氫與化工行業的耦合要形成市場需求需要通過相關政策降低綠氫成本；而燃料電池則需要推動產品型號的標準化，提高單一型號的配套率。關于氫能產業商業化、產品化、規模化的話題將是我們2023年重點研究的方向。我們將在后續的市場調研中分享產業發展的動能與節奏。