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亚太地区的氢能发展前景

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一、前言

亚太地区作为世界范围内的能源消耗大区,面临着能源领域的严峻局势,即一方面迫切需要能源来推动经济发展,另一方面又面临着减少全球碳排放的压力。

亚太地区所有国家和其他国家于2015年共同签署了《巴黎协定》。《巴黎协定》的目标是减少温室气体排放、控制全球平均气温升高,即相较于前工业化时期,温度上升不超过2℃,并努力控制在1.5℃内。要实现这些目标,在全球范围进行化石燃料经济转型至关重要,而要实现这一转型,就必须找到可持续的绿色替代能源。

由低碳或无碳能源产生的氢气,特别是绿氢,是实现这一能源转型的潜在关键因素。伴随着政府和商业强有力的支持,再加上技术进步,亚太地区清洁氢气能源的发展具有广阔前景。但氢气能源经济在亚太地区真正成熟并稳固之前,氢能的发展仍需克服许多重大挑战。短期来看,氢能作为清洁能源进一步发展必须要面临和克服新冠肺炎疫情带来的经济不确定性;长远来看,行业参与者和政府需要同时推动氢能经济的供需两端,并且平衡供需两端,才能提高氢能发展的整体商业可行性。

本文将介绍氢能市场的基本概览、氢能市场的关键概念与基本原理,并同时分析氢能市场中的关键机遇、潜在挑战和最新发展。在接下来的氢能系列文章中,我们将深入探讨相关重要商业、政策与监管事项,以及其他地区的氢能发展情况。

二、氢气的生产

氢气可以通过不同的方法生产,不同的生产方法涉及的碳浓度不同。基于此,工业中通常用“颜色编码”系统来对不同的生产方法进行分类。大体来说,氢气可以分为棕氢、灰氢、蓝氢和绿氢。

  • 棕色——棕氢是通过煤炭气化产生的,称为合成气,其中包括氢气。在生产过程中会产生二氧化碳和一氧化碳,相对而言会产生污染。中国是目前全球最大的氢气生产国,生产的大部分氢气都是棕氢。
  • 灰色——灰氢生产是目前最常用的制氢方法。在生产过程中,灰氢是通过化石燃料(例如天然气)的燃烧而产生的氢气。灰氢通过天然气燃烧产生的氢气由天然气的蒸汽重组产生,即天然气在高温下与蒸汽反应生成一氧化碳和氢气。这个生产过程类似于棕氢生产过程,是一种能源密集型、不环保的氢气生产方式。
  • 蓝色——蓝氢采用的是与灰氢、棕氢相同的生产工艺,但使用了碳捕获和储存(“CCS”)技术来捕获和储存伴生的二氧化碳。但由于需要配套的碳捕获和储存基础设施,相对于棕氢、灰氢的生产,蓝氢的生产成本更为昂贵。蓝氢被认为是绿氢生产道路上的过渡步骤。
  • 绿色——绿氢是通过电解产生的氢气,电解本质上是通过电将水分子分解成氢和氧的过程。如果电解中使用的电力是通过可再生能源产生的,那么生产过程不会产生碳副产品,因此从减少碳排放角度来看,这是一种理想的清洁型制氢形式。

清洁氢气(即蓝氢或绿氢)生产面临的主要挑战之一在于生产成本。与传统能源相比,如果大规模生产清洁氢以取代传统化石燃料,成本将会非常高昂。鼓励广泛应用氢能的关键在于不断降低生产清洁氢能的相关基础设施成本与技术成本。除电解槽的成本外,用于发电的可再生能源成本也是影响绿氢生产最终成本的重要因素。由于技术和设计的改进,电解槽的成本一直在下降[1]。近年来风能和太阳能的生产成本,尤其是在风能和光能丰富的国家,已经在大幅下降。在规模经济的影响下,清洁氢气生产的规模越大,其生产成本下降的可能性就越大,无论是碳捕获和储存基础设施价格、电解槽技术成本还是其他成本。

尽管氢能的减排益处已得到充分认可,但如果要让氢能对温室气体排放产生重大影响并符合《巴黎协定》的排放目标,就需要使氢能成为一种商业上能够负担得起的能源,并具有与化石燃料相当的成本竞争力。如下文所述,可再生能源成本的降低、绿色制氢技术的进步和制氢规模的扩大将有助于提高制氢的商业可行性。同时,政府也可以通过政策干预来提高碳密集型燃料的成本(例如通过碳税或碳排放交易计划)或降低制氢成本(例如通过绿色能源补贴)。从长远来看,绿氢本身就具有成本竞争力,这种干预也有利于在成本方面创造公平的竞争环境,并促进持续的投资和技术发展。

三、亚太地区的氢能政策发展

亚洲地区仍将持续性严重依赖化石燃料。尽管近期能源需求由于新冠肺炎疫情的影响而有所下降,但从长期来看,亚洲的整体能源需求仍将继续增长。为履行《巴黎协定》项下的约定,部分地区已经开始推动减少温室气体排放和降低当地环境污染的进程。亚太地区国家目前的氢能相关政策制定现状、氢能生产以及氢能利用潜力等简述如下。

中国:习近平主席在2020年9月举办的联合国大会上宣布了中国将在2060年之前实现碳中和的承诺,这意味着中国将进行化石燃料使用的重大转变,预计氢能将在这一转变中扮演着重要的角色。中国加大了对氢能的投资,并宣布扩大氢能使用的相关举措,特别是扩大氢能在交通运输领域中使用。根据国务院于2020年10月20日发布的《新能源汽车产业发展规划(2021-2035)》,中国将重点扩大氢能在重型车辆运输中使用,并发展相关基础设施以支持氢能在该领域中的使用[2]。2016年至2019年间,中国氢燃料加注站的数量每年翻番[3]。为促进氢燃料电池汽车的使用,中国也在不断推出该领域新的补贴政策[4]。2020年发布的《中华人民共和国能源法》(征求意见稿)也首次将氢能列入能源范畴,虽然此征求意见稿中关于氢能的内容不多,但这是氢能在中国经济发展中作为绿色燃料获得认可的重要一步。

东盟:虽然东盟地区许多国家的氢能发展仍处于起步阶段,但部分国家已经采取了一些初步举措来推动氢能行业的发展。人们不断意识到氢能在减轻该地区对化石燃料的依赖性方面有着巨大的潜力。新加坡政府于2020年宣布了一项约4900万新元(约3600万美元)的低碳能源研究资助计划,该计划旨在支持包含氢在内的低碳技术的研发[5]。同年,一些新加坡公司和日本公司签署了一系列协议,以对氢作为绿色能源的进口和使用事项进行探讨[6][7]。文莱还采取了初步举措探索氢的生产和运输——去年,文莱的第一个试点氢化工厂(由先进氢能链技术开发协会运营),作为氢供应链示范项目的一部分,向日本运输了共计4.7公吨的氢气[8]。

日本:日本经济产业省于2017年发布了《氢能源基本战略》,日本政府宣布其将通过建立商业氢燃料供应链、扩大固定燃料电池和燃料电池汽车(“FCV”)的使用,以及促进氢在发电中的使用等措施来实现氢社会的计划[9]。除了《氢能源基本战略》,日本还发布了一份新的氢和燃料电池战略路线图[10],以制定与氢技术利用相关的新目标,以及实现这些目标的相关措施。日本在氢技术研究资金投入方面处于世界领先地位,截至2021年3月,日本政府给予氢领域的预算支持总额达700亿日元[11](约6.5亿美元)。由于日本的可再生资源比较缺乏,日本也被列为亚洲绿氢潜在最大进口国之一。

韩国:韩国于2019年1月发布了《氢经济路线图》,目标是韩国能够列于全球氢转型的前沿。《氢经济路线图》规定了政府增加氢气生产和使用、促进氢能技术,特别是燃料电池技术持续发展的计划。除此之外,韩国的《氢经济路线图》提出了到2040年生产620万辆燃料电池电动汽车(“FCEV”)和建设至少1200个加注站的目标[12]。韩国商业实体也对政府的计划提供了大力支持。作为“2030年FCEV愿景”计划中的一部分,现代汽车计划投资约7.6万亿韩元(约67亿美元)用于氢相关研发和设施扩建[13]。韩国政府表示氢是促进经济增长、改善能源安全和减少环境污染的关键手段[14]。

澳大利亚:澳大利亚于2019年11月公布了《国家氢能战略》。澳大利亚的目标是到2030年成为氢能强国,特别是通过碳捕获和储存实现蓝氢和绿氢生产的氢能强国,并生产大量用于本地消费和海外出口可再生资源[15]。

另外,许多州政府已经发布了类似的发展意愿[16]。澳大利亚目前至少已经建成或在建十几个用于生产、运输或出口和消费的氢能项目,包括已运营项目与“试点项目”,用于测试新技术和生产工艺。近期开始进行商业规模化生产、液化和出口的“氢能供应链”项目,使用的是世界第一艘液态氢(liquid hydrogen)运输船——Suiso Frontier号[17]。另一个值得关注的是“亚洲可再生能源中心”项目,该项目位于西澳大利亚皮尔巴拉地区,在2020年被澳大利亚政府指定为“重大项目”。亚洲可再生能源中心将利用约15GW的风能和太阳能生产绿氢后出口至亚洲各消费中心。澳大利亚政府通过对行业的支持,正在努力实现将氢能生产成本控制在2美元/公斤以下的目标,澳大利亚将自己定位为未来向亚洲消费者出口绿氢的主要国家。

四、氢能的使用与生产潜力

氢气用途广泛,多年以来氢气已经被应用到各个领域。现如今,氢气最常被应用于工业领域,例如用于炼油,用做化学和化肥生产等工业部门的试剂,以及用于塑料、织物和染料的生产等。如果要发挥氢气作为脱碳工具的潜力,关键是要鼓励将氢气作为运输和发电的燃料来源以及能源储存手段,氢气在这些领域中应用程度与发展势头在不断增强。

  • 虽然现在仍处于初期阶段,运输领域被认为是氢能发展中的领先领域。亚太地区从政府到私营实体,都做了许多关于支持氢能在运输领域中使用、将氢能作为主要排放源的承诺。虽然电池电动汽车目前是短途小型车辆低碳出行方案的首选,但重型车辆运输领域已被认为氢燃料电池汽车的一个发展有望的领域,更多的车辆制造商也正在寻求在氢能应用领域进行投资的机会。中国、日本和韩国都已经有了明确的推动氢燃料电池汽车使用的目标。根据日本的《氢能源基本战略》,日本的目标是在2025年拥有20万辆氢燃料电池汽车;到2030年拥有80万辆氢燃料电池汽车,同时到2025年时将国内氢气站的数量增加至320座。除了应用在公路车辆运输领域外,氢能也被用作火箭燃料,而且氢能也可能被用于航空燃料和船用燃料,尤其是考虑到国际海事组织《2020年全球船用燃油限硫令实施方案》的规定,即自2020年1月1日起在全球范围内实施船用燃油硫含量不超过0.50% m/m。
  • 在电力与供热领域,也有一些逐步以氢气代替天然气的计划。管道注氢已经成为许多国家的氢能战略的一部分,同时也是广义的脱碳战略中的一个关键支柱。最初的计划是将低浓度的氢气与天然气混合注入管道,以避免对管网进行重大改造;如果使用高浓度氢气则可能需要对管网进行改造,例如将钢材管更换成聚合物管,或更换压缩机。某些新型的、更先进的燃气轮机已经能够使用氢气含量50%或更高含量氢气的混合燃料,且主要的燃气轮机制造商也已经在研究开发能够使用100%氢气的燃气轮机。虽然氢气完全替代天然气还有很长的路要走,但用氢气替代天然气将会是减少化石燃料使用、迈向低碳经济的重要一步。
  • 氢气作为一种能源储存手段,可以与可再生能源项目协同进行,以解决对可再生能源依赖的弊端。通过由可再生能源提供能源的电解槽生产绿氢,风电项目或太阳能项目产生的电力可以储存起来,从产量较高、需求较低的地区运输到产量较低、需求较高的地区,或者在低消费时期简单储存,以供能源需求达到峰值进行使用。当然,以储能为目的进行氢气生产会导致一些经济成本和能源损失。然而,可再生能源成本的下降也提高了氢作为长期的、季节性的和可运输的绿色能源储存手段的经济可行性。目前氢气作为局部能源储存的手段进行利用可能是最实用和最有前景的一种用途,也是发展氢气远距离运输/跨境运输的一个阶段。

在氢能供应方面,亚太地区具有将清洁氢从可再生资源丰富地区出口至亚洲高需求中心的潜力。如前所述,澳大利亚由于地理位置临近,拥有现成相应的基础设施以及丰富的可再生资源,可能成为清洁氢的潜在出口国之一。新西兰也已经公开表示其对开发其氢气出口潜力的兴趣。目前新西兰绝大多数电力由可再生能源资源产生,且新西兰政府也倾向于支持绿色氢能项目的发展,其中一个例子就是由日本某基金和另一日本公司设立的合资公司在新西兰开发的地热制氢试点设施。如上文所述,文莱已经将一批氢气运输至日本。由于土地资源的限制,文莱更多是通过燃烧天然气生产氢气,而不是通过风能或太阳能等可再生能源,但发展碳捕获和储存基础设施将是实现蓝氢生产的关键。总的来说,虽然氢气生产和出口能否实现达到商业规模还有待进一步观察,但亚太地区已经有几个潜在的候选国家,能够为整个亚太地区的用户提供绿氢或蓝氢。

五、挑战

尽管氢能前景光明,但把氢能广泛应用于清洁燃料进行开发仍然面临重大挑战。下文对一些挑战进行简要探讨,并提出为成功实现氢能经济的转型该如何应对此类挑战的看法。

  • 与化石燃料相比,蓝氢和绿氢的生产成本更为昂贵。目前,绿氢的生产成本约2.5~6.8美元/千克,蓝氢生产成本为1.4~2.4美元/千克[18]。如果绿氢想比化石燃料更具有价格竞争力,则绿氢的生产成本可能需要降至2美元/千克[19]。降低绿氢生产成本的关键之是是降低可再生能源发电成本以及电解设施价格。近年来,太阳能和风能的成本急剧下降[20],并有预测认为将持续下降。就蓝氢而言,为提高成本竞争力,碳捕获和储存技术的成本也需要降低。为实现碳捕获和储存技术在关键商业范围内的使用[21],目前已经有各种各样的碳捕获和储存项目正在开发中。
  • 对于需要供电(而非自产电力)的项目,为满足下游需求管理电解槽通常需要稳定的购电安排。如果此类购电安排是与供电分销商达成的,“稳固”电力供应这一环节会进一步增加成本,而“部分稳固”则会增加复杂性,供电方会尽可能希望能够以更高的市场电力价格向电网输送电力。上述项目和市场环境可能会促使拥有强大电力投资实力(或能够获得电力投资实力)的投资者参与,而非那些没有垂直整合、寻求更稳定回报的基础设施投资者。
  • 与此同时,政府对氢气的利用和使用也提供越来越多的支持。政府的支持以财政补贴和投资的形式体现,在使氢气的生产和使用更具经济性的同时,也会以碳税和碳排放交易计划的形式增加化石燃料的成本。亚洲各国(如中国、日本、韩国)也实施了各种形式的碳排放交易计划。2019年,新加坡成为东南亚第一个引入碳税的国家。在初期发展阶段,对于提高氢气相对于化石燃料而言的商业竞争力,政府对氢能技术和基础设施的政策和财政支持至关重要。同时,氢能补贴计划还应与其他环境激励计划相互配合协调,例如与碳定价或碳捕获和储存相关的计划,以确保高效和有针对性实现预期的政策结果。
  • 氢气运输(特别是远距离运输)是氢能最终落地成本的重要组成部分。对于远距离运输,最可行的方式是将氢气液化或转化为氨,然后再通过专门运输船只进行运输。这两种方式在转化和运输过程中都涉及一定程度的能源消耗和氢气损失。例如,在氢气转化为氨过程中,需要消耗能源能量将氢和氮转化为氨;并且在到达运输目的地后,还需要通过化学处理将液氨转化回气态氨。因此,控制和降低氢气的运输成本将是推动清洁氢气远距离运输出口的关键。
  • 氢气的广泛应用也需要对调度基础设施进行更多投资。虽然一些现有的天然气管道网络可以接受有限浓度的氢气,但如果要接受更高浓度氢气或纯氢气的注入,通常需要对现有管道基础设施进行改造。同样,就加注站基础设施而言,现有的基础设施还不足以起到推动和支持燃料电池汽车的大幅增加。燃料电池汽车的成本已经远高于装置普通内燃机的汽车成本,如果不建设氢气加注站,氢燃料电池汽车的需求可能不太会大幅增加。从商业角度而言,除非有需求,否则各方可能不会投资基础设施,但没有基础设施,需求又将无法实现。因此投资者需要从长远考虑,政府也应发挥作用,为上述基础设施投资提供财政支持和政策支持。
  • 氢能经济的发展需要明确、全面监管框架。例如需要执行特定的运营、环境、安全和技术标准以确保氢的利用、运输和储存的标准一致。尤其是氢气的跨境运输仍处于初级阶段,与运输相关的法律规定的一致性和清晰性将促进氢能项目的增长和发展。有些国家已经初步出台了关于氢能使用和国内安全标准的法律(例如韩国国民议会于2020年1月通过了《氢经济促进和氢安全管理法》。详细的规则与条例的制定,特别是有关氢能贸易和运输的跨境监管领域规则的制定仍需要继续进行大量的工作。
  • 从长远来看,大规模真正发展氢气出口项目需要完整的氢能商业和运营价值链,涉及前述讨论的各项因素,这也要求价值链中的每一个环节(生产、储存、运输、进口和下游分销)协同推进或至少部分协同。出于氢能价值链的复杂性以及出于成本考虑,氢气的跨境出口也可能需要长期包销协议的支持,这也同时可以为项目开发提供资本和有保障的现金流。

氢能经济长期成功发展的基础离不开氢能营销、交易和运输市场的深度、流动性发展。适当的定价机制、测量和确定质量规格的惯例以及统一的氢气标注和追踪方法(例如“绿色”氢气或“蓝色”氢气的认证)等市场特征都很重要。对清洁能源生产的氢气进行灵活的、可信赖和可追溯的认证,将成为加速推动氢能在全球应用、减少碳排放取得成功的关键。当前已经有部分市场(例如欧洲和澳大利亚)提出了一些绿氢认证和原产地保障计划。不过这些计划还处于起步阶段,是否能够实现、以及如何能在关键规模上进行成功地开发、测试和适用,还有待进一步观察。

氢气发展路线在这方面可以参考液化天然气行业的发展路径。最初天然气行业相对局限于本地并且依赖于实体管道运输,通过源头液化、目的地再气化以及连接两地的远距离船载运输,天然气行业将其产品转变为全球化商品。天然气行业的发展依赖于资本极其密集的基础设施项目融资,以及数十亿美元长期买卖合同收入的支持。在定价方面,液化天然气行业的买卖合同发展出了某些定价指数,例如日本原油综合价格(Japanese Crude Cocktail,“JCC”)和最近的日韩基准价(Japan Korea Marker),并随着时间的推移逐渐成为一种流动性和灵活性更强的交易商品。事实上,氢气与液化天然气的联系一直存在,我们了解到有些液化天然气接收站在规划时就已经将氢气规模纳入考虑。

六、结语

氢能在能源脱碳方面具有潜在优势,但要进行大规模氢气商用仍有很长的路要走。尽管如此,鉴于氢气生产成本逐渐下降,以及政府和市场投资方对氢能项目的大力支持,氢气利用仍然具有光明的前景。

亚太地区作为世界上既拥有巨大清洁氢生产潜力、又拥有庞大潜在需求和消费能力的地区,亚太各国在向国际氢能经济转型方面具有广阔的前景。在早期阶段,政府大力支持和前瞻性商业投入对于促成广泛利用氢能的趋势至关重要。长远而言,要成为化石燃料的替代品,氢能技术、商业供应和生产链也需要具备商业上的可行性以及成本上的竞争力。

在接下来的一系列文章中,我们将探讨氢能在亚太各国的发展现状与情况、具体的挑战机遇,以及潜在的解决方案。如果您希望进一步了解氢能项目投资相关事项,请联系金杜律师事务所国际项目、能源和资源组的专业律师。

https://www.spglobal.com/marketintelligence/en/news-insights/latest-news-headlines/experts-explain-why-green-hydrogen-costs-have-fallen-and-will-keep-falling-63037203

https://www.chinadailyhk.com/article/154211

https://energyiceberg.com/hydrogen-fueling-2019/#:~:text=Since%202016%2C%20the%20number%20of,or%20in%20the%20planning%20stage. 

https://theicct.org/blog/staff/china-sketching-roadmap-hydrogen-vehicles-aug2020

https://www.ema.gov.sg/media_release.aspx?news_sid=20201025eyksiX0dgcEH

根据PSA Corp. Ltd., Jurong Port Pte. Ltd., City Gas Pte. Ltd., Sembcorp Industries, Singapore LNG Corp. Pte. Ltd., Chiyoda Corp.以及Mitsubishi Corp. 签署的谅解备忘录,他们将开发利用氢能作为绿色能源的方法。请见https://www.offshore-energy.biz/psa-jurong-port-others-to-launch-hydrogen-import-study/

Keppel数据中心和三菱重工签署了一份谅解备忘录,共同探讨通过蒸汽甲烷重整工艺在新加坡数据中心实施氢动力三联产工厂概念。请见 https://www.kepcorp.com/en/media/media-releases-sgx-filings/keppel-and-mitsubishi-heavy-industries-to-jointly-explore-hydrogen-powered-tri-generation-plant-concept-for-data-centres-in-singapore/

https://borneobulletin.com.bn/brunei-ships-4-7mt-hydrogen-japan/

https://www.meti.go.jp/english/press/2017/1226_003.html

https://www.meti.go.jp/english/press/2019/0312_002.html

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https://www.hyundai.news/eu/brand/hyundai-motor-group-reveals-fcev-vision-2030/

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《西澳大利亚可再生氢能战略》(2019年7月);于2017年《南澳大利亚氢能发展路线》出台后的《南澳大利亚氢能行动方案》(2019年9月);《昆士兰氢能行业战略》(2019年5月)。在过去几年里,州政府和联邦政府已经制定了大量研究和路线图,包括“氢气下2”倡议,这是《国家氢能战略》的第一个经济目标。

请见https://hydrogenenergysupplychain.com/。 该项目是根据日本、澳大利亚维多利亚州和项目赞助商之间的政府间协议和东道国政府协议开发的。

https://www.rechargenews.com/transition/a-wake-up-call-on-green-hydrogen-the-amount-of-wind-and-solar-needed-is-immense/2-1-776481

https://www.biofuelsdigest.com/bdigest/2020/12/09/the-green-hydrogen-catapult-aims-for-2-kg-h2-and-needs-110-billion-if-youve-any-to-spare/

自2010年到2019年,太阳能光伏发电的成本下降了至少80%,陆上风能发电的成本下降了近40%。请见 https://energypost.eu/5-charts-show-the-rapid-fall-in-costs-of-renewableenergy/#:~:text=Although%20all%20forms%20of%20renewable,Energy%20Agency%20(IRENA)%20says

例如,澳大利亚的碳网项目寻求整合各种二氧化碳捕获项目,并将二氧化碳注入维多利亚州吉普斯兰地区的地下储存地点。

参考资料

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    请见https://hydrogenenergysupplychain.com/。 该项目是根据日本、澳大利亚维多利亚州和项目赞助商之间的政府间协议和东道国政府协议开发的。

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  • [20]

    自2010年到2019年,太阳能光伏发电的成本下降了至少80%,陆上风能发电的成本下降了近40%。请见 https://energypost.eu/5-charts-show-the-rapid-fall-in-costs-of-renewableenergy/#:~:text=Although%20all%20forms%20of%20renewable,Energy%20Agency%20(IRENA)%20says

  • [21]

    例如,澳大利亚的碳网项目寻求整合各种二氧化碳捕获项目,并将二氧化碳注入维多利亚州吉普斯兰地区的地下储存地点。

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