万亿氢能市场，爆发的临界点究竟在哪？

作者 | 险峰长青投资人 骆潇濛

编辑 | 雪小顽 苏建勋

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独家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最大的机遇，当然也包含了最大的风险。

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：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。

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：

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，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。

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。

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。

正如我们在《氢能的破局逻辑：为何上游如此重要？》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。

如果您关注氢能领域的科研或创业，可与作者联系交流（微信：moonyluo）。

来源：作者供图