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、全球第一，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，成为全球第一大汽车出口国，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。

如果把视角放大到全球——按报告中的统计口径：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。

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：第一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年前后成为成本最低的制氢方式（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。

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。

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：

第一个节点是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）发布了全球首个“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。

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。

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。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。

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。

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。

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。

第一个转折点来自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《第一次能源基本计划》，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，打造世界上第一个“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：第一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。

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。 

原标题：万亿氢能市场，爆发的临界点究竟在哪？