2024年7月8日,上海环境能源交易所、上海临港绿创、国华投资氢能公司、上港集团能源四方在“2024滴水湖高能级航运服务业创新大会”上,签署共建氢基绿色能源交易平台合作备忘录,各方将合作建设交易平台,为高效配置氢基绿色能源提供平台和载体。上海氢基绿色能源交易所将构建集绿氢、绿色甲醇、绿氨等绿色氢基产品及绿氢证书交易、数据服务和金融服务于一体的氢能全产业链交易服务平台。交易平台的设立标志着中国绿色甲醇作为能源即将进入大规模的应用和交易阶段。先期立足国内开展绿氢证书交易及绿色甲醇、绿氨、绿氢交易服务,待交易模式逐步成熟后,进一步建设国际化绿色氢基产品交易中心。
在全球推动实现“碳中和”目标的过程中,氢基能源作为重要的“降碳”手段,已经在政策的支撑下,在远洋航运和陆上交通等领域的具体应用场景逐渐清晰,距离大规模商业化应用越来越近。氢基绿色能源是以绿氢为核心的一系列能源化工产品,主要指直接利用氢或者以氢为原料制取的可以作为能源进行利用的产品,主要包括氢能和以绿氢为原料生产的绿氨及绿色甲醇等能源产品。
氢能被视为未来能源结构绿色转化的重要组成部分;在全球各国共同努力推动实现“碳中和”目标的大背景下,氢能是推动能源、交通及工业等主要碳排放领域实现大规模深度脱碳的终极方式之一。目前,中国也已经将氢能列为新质生产力的重要代表领域之一,连续出台了多项发展氢能产业链的政策和计划,支持氢能产业链发展,加快氢能产业链中各环节商业化进程。但由于目前氢能产业链在储运和应用环节仍面临一定的挑战,所以氢气下游的甲醇和合成氨等化工产品的能源利用受到了产业界的关注。通过绿氨(以绿氢与来自空气中的氮气为原料)和绿色甲醇(以绿氢和具备绿色属性的碳源为原料)的生产,有助于形成氢基绿色能源(氢氨醇)一体化发展布局。一方面为当前的绿氢找到现实可行的消纳方式,另一方面结合当前的技术现状,推动下游应用端开始逐步接受“低碳”和“零碳”的氢能概念。目前我国北方风光资源富集区域已经逐步形成较大规模的氢氨醇一体化产业布局,随着产能的逐步落地和释放,将推动我国绿色能源体系的持续优化,最终构建风光新能源和氢基绿色能源互补的新型绿色能源体系,减少我国能源行业的对外依存,提升国家的总体能源安全水平。
在产业层面,氢基能源既是解决上游新能源产业发展瓶颈的重要手段,也是下游无法实现电动化改造的交通、建筑、制造业等领域深度脱碳的理想选择。目前部分领域(如远洋航运)正大力推动绿色甲醇的商业化应用,但未来的进一步拓展仍需要政策的强力支撑,待逐步形成一定的市场需求后,再在市场需求拉动下形成产业的良性可持续发展。综合来看,政策的鼓励、市场需求的拉动、生产技术和应用技术的持续优化三大要素协同发力将推动氢基绿色能源成为未来能源体系中重要的组成部分。所以,政策、需求和技术将是影响氢基绿色能源产业未来发展最大的三个影响因素。
政策端:中欧“碳市场”建设稳步推进,产业扶持政策不断细化
当前绿氢能源中的绿色甲醇受到了较多关注,主要因为自2024年1月1日起,航运业被纳入欧盟碳排放交易体系(EU ETS),所有经营抵达/离开欧盟航线及欧盟区域内航线的航运公司需要就特定船舶排放的二氧化碳等温室气体购买并缴纳碳配额。为了应对这一措施,马士基等全球航运巨头纷纷布局了使用绿色甲醇作为燃料的大型货轮。相比其他“低碳”燃料选择,甲醇作为传统船燃的主要替代产品主要因为已经具备全球范围内运营的前置政策法规条件。2019年,《甲醇/乙醇燃料船舶安全临时导则》在国际海事组织货物与集装箱运输分委会正式通过;2020年,《甲醇/乙醇燃料船舶安全暂行指南》被批准通过。这两项标准性质文件的推出,为在远洋海运中使用甲醇作为燃料扫除了障碍。
基于绿色甲醇市场的发展历程,未来氢基能源的利用主要受两大类政策的影响:首先是“碳市场”相关政策及具体建设情况的影响;其次是各个政府对于氢基能源具体的鼓励政策情况。
1.“碳市场”现状及未来趋势展望
碳市场是人类应对气候变化的举措之一,利用市场交易的手段设立灵活的温室气体排放控制机制,促进重点排放单位努力减少生产经营活动中的碳排放。目前全球正在运行的碳交易市场共有33个,形成了由“超国家级、国家级和地方级”组成的全球碳市场层级。
(1)欧盟碳市场现状
《京都议定书》确立后,为更好地实现全球范围内的碳排放控制目标,同时持续降低减排成本,欧盟在2005年建立了企业级的碳交易体系(欧盟碳排放交易体系)。并以其为关键抓手,逐步推进欧盟碳排放交易市场建设。
欧盟碳市场成立初期碳配额的交易量较小,交易价格一度接近零欧元。从2018年开始,随着欧盟减少碳配额的超额供应,碳配额的价格随之开始上升;之后,在国际碳减排越来越受到关注的背景下,特别是2021年欧盟委员会明确2030年的二氧化碳排放比1990年减少55%的目标后,欧盟碳配额的价格出现了快速上涨。2022年俄乌冲突爆发以来,直接导致欧洲的俄罗斯天然气供应量快速下降,为了应对能源危机,欧盟的燃煤发电量大幅增加了7%。但由于燃煤发电会产生大量的二氧化碳排放,推动了碳配额的需求增加;同时,由于欧盟规定符合要求的企业需要在2023年4月30日前,为上一年度的污染购买足额的配额并上交,这也是进入2023年以来欧洲碳配额价格从80欧元一路上涨的主要动力。2024年欧洲碳配额年均价格为70欧元左右,出现了近年来首次年度下跌,主要原因是电力和工业的减排速度快于预期,从而降低了相关行业对配额的需求。
综合欧盟委员会披露的相关信息、欧洲主要研究机构的研究成果,100欧元的碳配额价格是重要的分水岭。以氢能源为例,当碳配额的价格高于100欧元时,以可再生能源生产氢能源的低碳方式在经济上将具有更强的竞争力。
2022年12月18日经过艰苦的谈判,欧盟理事会和欧洲议会就EU ETS改革方案和社会气候基金(Social Climate Fund)达成了协议;在2023年4月举行的欧洲议会投票决定最终方案。欧盟最新法案在2023年10月1日生效并正式进入过渡期,并计划于2026年正式征收相关费用。欧盟委员会公布的欧盟碳边境调节机制(以下简称“CBAM”,又称“碳关税”)最终法案相对于2021年欧盟委员会提出的草案出现了较大变动,这也标志着全球首个“碳关税”法案完成立法程序。相关法案已于2024年5月10日签署,5月17日起生效。“碳关税”首批纳入范围包括钢铁、水泥、铝、化肥、电力和氢六类。德勤咨询预计,2030年前欧盟碳市场涵盖的所有商品都将被纳入CBAM的适用范围。
CBAM过渡期实施细则从2023年10月1日起生效,并将一直持续到2025年底。按照计划,过渡期结束后,欧盟将成为世界上第一个开始征收“碳关税”的经济体。
ETS的收费周期是以船舶排放的报告期来计算的,报告期是指任何公历年度的1月1日至12月31日止的期间。航运公司需要在营运年的年末前提交其当年经核实的排放量报告,并于下一年的9月30日前提交其前一年排放量对应的配额。例如,航运公司必须在2025年9月30日之前交出2024年报告的排放配额。
ETS规定的排放限额是分阶段的,配额覆盖的排放份额逐年逐步增加。
●2025年:2024年报告的排放量的40%必须纳入排放限额;
●2026年:2025年报告的排放量的70%必须纳入排放限额;
●2027年及以后:报告的排放量的100%必须纳入排放限额。
适用船舶及其时间:
●从2024年起,5000总吨(GT)或以上的货船和客船;
●从2027年起,5000总吨或以上的近海船舶。
如果一艘船舶的航次跨越了年度,也就是在两个不同公历年开始和结束航次,必须在每个报告期间分别核算各自的数据。例如:船舶A的航次时间为2024年10月出发,2025年5月到达目的地。那么船舶A自2024年10月监测到2024年12月31日的排放量将作为2024年排放报告的一部分进行报告,而2025年1月1日至2025年5月的航次对应的排放量将在2025年排放报告中进行计算,并在各自年度分别提交配额。
欧盟碳排放交易体系是中立的和基于航线的。这意味着体系包括了以下海上运输的排放:
1)船舶从欧盟成员国管辖的港口出发,并抵达欧盟成员国管辖的港口时,其排放量的100%(如汉堡到马赛,马赛到汉堡);
2)在欧盟成员国管辖的港口内(如安特卫普港)船舶排放的100%,即停泊时和在该港口内航行排放的排放量;
3)从欧盟成员国管辖的港口出发并抵达其管辖以外的港口(例如鹿特丹至上海)的船舶的排放量的50%;
4)从欧盟成员国管辖范围以外的港口出发并抵达欧盟成员国管辖范围内的港口的船舶(例如上海至鹿特丹)的排放量的50%;
5)在2030年12月31日之前,航运公司不需提交在欧盟成员国管辖的岛屿港口与同一欧盟成员国管辖的港口之间的客船(邮轮客船除外)和渡轮排放的排放配额,这些港口与大陆没有公路或铁路连接。根据每个欧盟成员国的要求,这一减免只能适用于人口少于20万永久居民的岛屿。港口名单于2023年底公布。
船舶停靠符合欧盟碳排放交易体系的停靠港才适用ETS。停靠港是指船舶停下来装卸货物、上下旅客或者近海船舶停下来更换船员的港口。以下情况不包括在内:
1)仅为充装燃料而停靠;
2)仅为获取补给而停靠;
3)泊位供船员休憩(近海船舶除外);
4)仅为进入干船坞或修理船舶和/或其设备而停靠;
5)仅因船舶需要援助或遇险而在港停靠;
6)在港口外进行的船对船转运;
7)仅为躲避恶劣天气或进行必要的搜救活动而停靠;
8)在2023年底前通过的实施法案中列出的邻近集装箱转运港口停靠集装箱船。
另外,即将于2025年施行的欧盟海运燃料条例(FuelEU Maritime)对欧盟区域内国际海运燃料中可再生和低碳燃料的比例提出更高要求。该条例将于2025年1月1日起适用于总吨位超过5000吨的客货轮,无论其国籍如何都需要遵守相关条例。计算的基准为2020年船队的平均全流程温室气体强度(91.16 gCO2e/MJ),该强度将在2025年的基础上设定减少2%的目标,到2030年减少6%,并从2035年起加速,到2050年实现80%的减少目标。这一条例的实施也将进一步推动航运业的绿色低碳转型。
(2)中国碳市场现状
我国在2011年开始先后启动了7个地方的碳排放市场,为全国碳市场的建立提供经验。2021年7月,全国碳排放现货交易市场正式启动。
2023年7月4日,化工行业纳入全国碳市场专项研究项目启动会在清华大学举行,来自清华大学、石油和化学工业规划院、中国石油和化学工业联合会、中国氮肥工业协会、生态环境部信息中心、中石化、中国中化(中国化工信息中心)、国家能源集团、中环联合认证中心、中国质量认证中心,以及湖北、内蒙古、陕西、山东和河北生态环境厅等20余家单位的50余位专家参会。这也标志着化工产品纳入中国碳市场交易的前期工作已经正式开始。根据目前的工作进度,预计2030年,合成氨和甲醇将进入最先被纳入中国碳市场的化工产品行列,这也将直接带动中国绿色甲醇和绿氨市场的快速发展。
进入2024年,我国碳市场的价格变化在政策的影响下持续创下历史新高。其中2024年10月份生态环境部发布的《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》和《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》成为关键节点。政策发布前,虽然前两个履约周期完成后市场整体配额盈余超过4亿吨,但盈余企业普遍惜售导致市场流通的配额较少。叠加市场参与者普遍预期2023年度、2024年度配额分配会继续收紧。所以,国务院在2024年1月份出台《碳排放权交易管理暂行条例》后,带来碳价强势拉涨;7月生态环境部发布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案(征求意见稿)》,配额收紧预期兑现,市场中的碳价维持箱体振荡。10月份《配额方案》正式出台后,导致累积盈余出现下降,碳价创下历史新高,2024年年中最高价达到105.65元/吨。
2024年8月,国家能源局发布《关于组织开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点的通知》(征求意见稿),提出积极推动将相关绿色液体燃料纳入国家核证自愿减排量(CCER)机制。同时明确,绿色液体燃料是以生物柴油、可持续航煤、生物燃料乙醇、可再生甲醇、可再生氨等为代表的可再生能源。随着绿氨和绿色甲醇纳入碳市场步伐的加快,未来氢基绿色化工品竞争力将在碳市场的支撑下进一步增强。
2.氢基能源相关产业鼓励政策
我国针对氢基能源中的主要产品分别推出了产业鼓励政策,支持相关产业的发展,已经形成了以氢能为核心,覆盖绿氨、绿色甲醇等各种产品的氢基能源系列产品政策体系。
(1)氢能相关政策:被政府定义为未来国家能源体系的重要组成部分
最早在2006年,氢能及燃料电池技术就被国务院列为《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006—2020年)》的先进能源技术之一。随着2020年氢能被列入能源范畴以来,氢能在达成低碳发展目标中的战略地位愈加凸显。国家发改委和国家能源局等多个部门围绕氢能产业陆续出台了一系列相关政策,推动氢能产业快速发展。之后,各地方政府也陆续出台政策大力发展氢能,涉及氢能基础设施的建设、燃料电池汽车的推广、氢能产业生态体系的构建等多个领域。
国家政策方面,在2022年,国家发改委和国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》,将氢能定义为未来国家能源体系的重要组成部分。2023年8月8日,国家标准委、国家发改委等6部门联合发布《氢能产业标准体系建设指南(2023版)》,系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系,涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。
地方政府方面,氢能产业已被30多个省市列入“十四五”发展规划中,部分省份还进一步制定了专项发展计划,特别是北京、内蒙古、河北等省、市、自治区还出台了氢能产业发展实施方案,推动当地氢能产业的发展。
(2)绿色甲醇相关政策:绿色甲醇的汽车和船舶应用技术已经成熟,具备在政策支持下大规模应用的条件
甲醇是我国煤化工产业的重要产品之一,当前国家层面涉及甲醇的政策主要是推动甲醇产业向高端化、精细化、绿色化的方向发展。除传统的将甲醇作为化工原料进行利用外,还大力推动甲醇能源利用的探索,初期主要集中在甲醇汽车的应用,2022年以后逐步增加了对于甲醇动力船舶的关注。
甲醇在交通领域的应用主要以具备绿色属性的绿色甲醇为主,也就是以新能源制氢生产的绿氢和生物质来源的碳共同生产的甲醇产品。所以绿色甲醇产业的发展依托于氢能产业的发展,同时绿色甲醇是绿氢下游中目前应用最成熟的产品。基于这一现状,氢能政策中“绿色甲醇”的表述也不断增加。
在甲醇燃料的应用推广方面,自20世纪80年代以来,我国对甲醇汽车和甲醇燃料应用的相关推动策略逐渐清晰。2012年,工业和信息化部发布了《关于开展甲醇汽车试点工作的通知》,开启了我国政府层面工业主管部门组织的甲醇汽车试点工作;2019年,工业和信息化部、国家发改委、科学技术部、公安部等八部委联合发布了《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》,甲醇汽车历时10年坚实的基础准备工作后,正式进入了全面推广应用阶段;2022年,交通运输部、国家铁路局、中国民用航空局、国家邮政局等联合发布了贯彻落实《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》的实施意见,在第(六)条提出了探索甲醇、氢、氨等新型动力船舶的应用方向;第(十二)条提出了提升交通运输技术创新能力。推动交通运输领域应用新能源、清洁能源、可再生合成燃料等低碳前沿技术攻关的目标,首次提出推动氢基绿色能源,特别是甲醇在动力船舶领域的应用。
随着过去15年以来持续的试点和推广,我国以甲醇为能源驱动的汽车和船舶技术已经具备一定的政策和产业基础。2023年以来,国内多个省市制定了推动甲醇汽车推广的具体政策。2023年5月17日,山西省工业和信息化厅等十部门联合发布《关于加快推动全省甲醇汽车推广应用的若干措施》,提出在省属国企率先推动实现甲醇重卡规模化应用,牵引带动甲醇全车型向全社会推广使用;2023年8月15日, 河北省邯郸市人民政府印发《邯郸市推进甲醇汽车生产制造和推广应用若干政策措施》;2023年9月,海南省工信厅印发《海南省2023—2025年鼓励新能源汽车推广应用若干措施》,提出支持开展甲醇汽车试点示范应用;2023年10月1日,新疆维吾尔自治区克拉玛依政府网站发布《关于克拉玛依市支持氢能产业发展的有关扶持政策》,支持建设加氢站和甲醇加注点,鼓励在现有加油(气)站增加甲醇燃料加注设施,并在本市新增及更新重载卡车率先示范推广采购氢燃料电池汽车和绿色甲醇车。
(3)绿氨相关政策:绿氨成为合成氨行业未来发展方向,生产及应用技术正逐步成熟
氨是目前世界上生产及应用最广泛的基础化学品之一,主要用于生产尿素等化肥产品和硝酸等其他化工产品。但由于合成氨生产过程会产生大量的余热、废气、废水,被国家发改委认定为“双高”产品之一。为了推动合成氨产业的健康发展,政府对的行业政策已经从最初的污染治理,逐渐发展为推进符合我国能源现状的绿色低碳节能生产工艺技术在合成氨行业的应用,以及绿氨产品的下游应用拓展。
在全球各国发布的“双碳”相关计划和行动中,新一代能源技术是普遍关注并积极研发的重要方向,其中绿氢和绿氨技术已经成为了关注的焦点。在2022年初,国家发改委联合多个部委共同发布了《关于发布高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》和《合成氨行业节能降碳改造升级实施指南》两项文件,提出逐步引导传统高能耗合成氨进行原料结构和生产技术的优化,逐步淘汰落后低效产能;同时积极研究可再生能源制氢在传统合成氨等行业替代化石能源制氢,进一步推进行业的绿色发展。《“十四五”新型储能发展实施方案》明确指出,拓展氨作为储氢载体的应用领域,开展依托可再生能源制氨的新型储能技术试点示范,并被列为重点示范。2022年3月发布的《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》中提出,积极引导合成氨等行业由高碳工艺向低碳工艺转变,促进高耗能行业绿色低碳发展。2024年7月,国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知,明确提到了对于绿氨掺烧的鼓励,提出改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力,燃煤消耗和碳排放水平显著降低。
除产业类政策外,全球碳市场在未来也将陆续把各类化工品按照不同碳排放强度以征收碳关税的形式纳入管理。目前欧盟理事会已经投票通过了对进口产品征收碳边境调节税,这一立法是欧盟雄心勃勃改革欧洲碳市场的具体行动之一,把碳排放交易计划扩大到更多行业。最终确定的CBAM纳入了电力、钢铁、水泥、铝、化肥及氢。欧盟2023年10月开始进行试点实施,并计划2026年正式征收相关费用。合成氨作为高排放、高耗能产品且被纳入在化肥范围内,将在2023年10月开始试点征收碳关税。预计合成氨将在2030年左右被纳入中国碳交易市场。
需求端:发电、远洋航运需求拉动氢基绿色能源应用规模增长
随着“双碳”工作的稳步推进,我国在能源利用方式变革方面正加大清洁低碳能源消费替代力度,协同推进能源产业节能减污降碳,推动形成绿色低碳的生产生活方式。除已经逐渐成熟的风光等新能源外,氢基能源正成为无法使用电能替代的领域重要的能源绿色化手段。根据IEA统计,合成氨和甲醇每年分别有10%和30%的量通过国际贸易流通,全球有上百个港口可支持合成氨和甲醇的装卸。但氢的外部供应链和产业链体系目前还不健全,基本以本地利用为主。在未来的中短期,氢基能源仍将以绿色甲醇和绿氨为主,主要应用于无法实现风光等电力新能源替代的热电和交通等下游领域。
1.电力行业:国家强制推动掺氨燃烧发电在全国的应用
在国家发改委2024年6月发布的《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知中,明确鼓励绿氨掺烧,提出改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨的能力,从而实现燃煤消耗和碳排放水平显著降低。到2025年,首批煤电低碳化改造项目将全部开工,转化一批煤电低碳发电技术。
氨分子中不含碳元素,通过燃烧反应释放能量的同时不产生碳排放,充分燃烧后仅产生氮气和水,因此是一种有望规模化替代化石燃料的新型零碳燃料。在燃煤电站中掺氨燃烧,既可以提供稳定低碳的基本负荷,又能在电站承担调峰任务时发挥重要作用,保障“风光”等可再生电力并网运行后电网的稳定性。目前我国的掺混发电已经开始进行试点应用,并实现了天然气掺氨燃烧、煤掺氨燃烧等技术的突破。
目前我国的合成氨整体市场规模超过千万吨,是全球最大的合成氨产销国,但多通过煤制氨的方式进行生产。据统计,我国目前合成氨的消费应用中,80%的合成氨应用于化肥生产,剩余20%应用于化工品的生产。随着掺氨燃烧在国内的应用推广,预计2030年用于电力行业的合成氨将超过两千万吨。
除掺氨燃烧外,只使用氨作为燃料的纯氨燃烧也是很多研究团队关注的重点。但由于当前纯氨燃烧的效率较低,需要加入引燃剂以降低纯氨需要的燃烧条件,所以仍处于实验阶段。
2.交通行业:远洋航运和汽车应用场景受到关注,绿色甲醇成为短期内的热点绿色能源
(1)远洋航运:绿色甲醇成为关注热点,中远期绿氨及绿氢将成为“零碳”替代选项
船舶运输是国际贸易的主要货运形式,其承担了全球贸易运输总量的90%以上。但船用动力特别是远洋船舶会排放大量的二氧化碳,海运产生的二氧化碳排放量占全球二氧化碳排量量的3%~4%。因此,国际海事组织(IMO)在2018年召开了海上环境保护委员会第72届会议,通过了《IMO船舶温室气体减排初步战略》,这也是国际航运业首次为应对气候变化制定了温室气体减排目标。2023年IMO正式实行新规定,短期各航运公司可采用LNG和甲醇等低碳燃料作为过渡,中远期逐步向碳中性燃料(生物燃料)和零碳排放燃料(氨和氢燃料)过渡。
以马士基、地中海为首的全球海运龙头企业率先开始进行船舶的替换。2023年7月,马士基已在全球首艘由绿色甲醇驱动的集装箱船“Laura Maersk”轮上成功完成了首次船舶对集装箱船的甲醇加注作业;马士基首艘甲醇动力集装箱船,载箱量2100TEU的“Laura Maersk”于2023年9月交付,宣告马士基船队进入绿色甲醇时代。2024年1月,马士基迎来首艘大型甲醇双燃料集装箱船“Ane Maersk”轮,该船载箱量达到16000TEU。3个月后,该公司在日本横滨接收该系列的第二艘船只“Astrid Maersk”轮。2024年11月,以马士基创始人Arnold Peter Maeller命名的船舶马士基船队中第9艘能够使用甲醇作为清洁燃料的船舶开始其从亚洲驶往欧洲的行程。马士基还同时积极部署绿氢甲醇的生产设施,与多家甲醇生产企业合作,为绿色甲醇燃料船舶提供所需的绿色燃料。目前全球绿色甲醇市场仍处于发展初期,已投产产能较少,在全球甲醇市场的占比不足1%。预计到2030年,将有5%的甲醇被用于远洋航运。
2024年4月10日,我国首艘已投运甲醇燃料加注船“海港致远”轮在洋山港冠东码头为马士基16000TEU甲醇动力集装箱船“阿斯特丽德马士基(Astrid Maersk)”轮完成绿色甲醇燃料“船-船”同步加注作业,成为亚洲首个(全球第二个)成功完成大型远洋船舶绿色甲醇同步加注作业的港口。
绿氨是现有主要燃料气体中,能量密度远高于氢能的燃料气体,同时安全性高,充分燃烧后只排放NO2和H2O。但是受限于氨燃料发动机还未实现商用,氨动力船舶还未上市。但大部分航运企业已经开始进行氨动力船舶的开发,多家船舶设计公司、造船厂、航运企业的氨动力或氨预留船舶设计已经获得了船级社的原理性认可证书。未来随着氨燃料发动机的上市,将会加速氨动力船舶的发展。根据IRENA的预测,在碳中和的背景下,预计2050年全球船用氨燃料将达到2亿吨。
以氢能为燃料用于远洋航运是船舶行业持续发展的目标。但是受到氢的运输和储存较难的影响,目前主要是以氢燃料电池作为(混合)动力系统的小型船舶或以氢燃料电池作为辅助发电装置应用为主,还未应用在远洋航运中。未来随着全球港口氢加注和接驳基础设施的建设,以及氢储运难题的解决,氢动力远洋船舶将成为航运业最终的发展目标。
(2)汽车:中国绿色甲醇汽车产业研发及应用基础扎实,氢能汽车产业仍处于快速发展期
我国在20世纪80年代就开始了甲醇燃料的应用推广。虽然甲醇汽车的燃料消耗较大,燃烧约1.7吨甲醇才可以与1吨汽油产生的动力相当,但由于甲醇价格远低于汽油,所以甲醇作为汽车燃料仍具有较好的经济性。另外,甲醇燃料的加注速度可与燃油媲美,且具有超长续驶能力,运输场景适应性更强。受到近年来新能源汽车的大力发展,甲醇汽车的市场推广遇到波折。目前我国甲醇汽车市场保有量约3万台,累计总运行里程已超过100亿公里。
乘用车方面,我国在2012年就开始甲醇汽车的试点运行,但随着电动汽车的快速增长,目前甲醇乘用车仍以小范围的试点运行为主。在重卡方面,甲醇重卡是目前我国头部重卡企业竞争激烈的领域。2022年,我国开始大规模推动清洁能源重卡,目前形成以纯电重卡为主(市场份额最大)、以氢能重卡和甲醇重卡为辅的行业形势。以甲醇重卡头部企业吉利汽车旗下的远程新能源为例,其在2024年1—11月的销量为227辆,同比增加345%,已经成为了国内重卡市场的又一热点。
另外,氢燃料电池汽车是我国《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》中明确提到的重点领域。规划中明确,到2025年我国氢燃料电池车辆保有量将达到5万辆。根据《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》规划,2025 年我国燃料电池车保有量将达到10万辆。所以在政策的强力推动下,氢燃料电池汽车市场规模大于甲醇汽车。
目前我国氢燃料电池的技术水平与参与主体不断扩大。示范推广区域已经由北京、上海、佛山组成的第一批燃料电池汽车示范城市群向由郑州市牵头的河南城市群以及由张家口牵头的河北城市群组成的第二批燃料电池汽车示范城市群拓展。示范车型已经从燃料电池客车扩大到物流车、轻型客车、环卫车等多种商用车类型,示范运营规模也已经从每批次数台扩大到数百上千台。
氢能重卡是氢燃料电池应用增速最快的领域,2024年1—11月销售量为3860辆,同比增加48%。在我国公路运输绿色化的过程中,以LNG为动力的重型卡车受限于气源不足,难以保障稳定运行;以电能为动力的重型卡车,则容易受北方低温影响蓄能不足,影响行驶里程。因此,未来氢能重卡将成为陆上物流重要的“零碳”能源。
(3)氢能机车:未来铁路系统不可缺少的组成部分
目前我国的铁路系统中电力机车占据主导位置,但内燃机车在特定时刻和地点仍发挥重要作用,例如冻雨天气和战时等特殊情况。未来在铁路系统的全面“脱碳”过程中,氢能机车将是实现我国铁路系统“碳中和”的重要组成部分。
氢能机车主要采用氢燃料作为动力源,使用大功率氢燃料电池作为动力配置,替换现有老旧的内燃机车,实现低碳零排放、低噪音、高效率运行。氢能机车与内燃机车相比,每万吨公里可减少碳排放约80千克,显著提升了绿色环保性能;同时克服了纯电动车续航短、充电时间长的问题,兼具节能减排的优势。目前,氢能机车样车结合了氢燃料电池和钛酸锂电池,形成混合动力系统,最大输出功率可达700千瓦,设计时速80公里。机车起动牵引力强大,钛酸锂电池组容量和氢气容量均足够支持氢燃料电池在最大功率下持续输出数小时。在2023年,我国首台氢能机车投入试点使用,未来氢能机车将成为机车行业最主要的参与者。2024年4月,中国中车重载铁路大功率氢能源机车完成万吨装车试验;2024年11月,中国中车出口智利氢能源机车揭幕。
技术端:生产技术需持续降本,应用技术仍待突破
氢基能源目前无法实现大规模应用的主要原因之一是技术的成熟度仍不高:一方面由于生产技术的限制,导致其成本较高,限制了其对于传统能源的大规模替代;另一方面,部分产品下游应用技术仍未实现完全突破,需继续攻关。
根据现有技术发展进行分析,绿氢推广受到的限制环节为生产成本控制和存储运输;绿氨应用受到的限制主要为绿氢价格的高昂,以及氨发动机的商业化进程;绿色甲醇应用推广受限的主要原因也是生产成本较高限制了其对于传统化学能源更大范围的替代。
1. 合成技术:持续降本是实现商业化大规模替代的基础
(1)绿氢:生产技术及储运技术仍是限制产业发展的重要瓶颈
电解水制氢技术被视为未来最有潜力的制氢技术,主要有碱性水电解槽(ALK)、质子交换膜水电解槽(PEM)和固体氧化物水电解槽(SOEC)等。目前,最主流的制氢技术是使用碱性电解槽和PEM技术,其中碱性电解技术已经实现了大规模的工业应用。PEM电解技术相比碱性电解槽技术,能量转化率较高,但设备的国产化较差,国内技术水平较国际先进水平存在较大差距,特别是在技术成熟度、装置规模、使用寿命、经济性等方面。
随着我国PEM技术的发展,PEM电解槽将逐步国产化,价格有望大幅度下降;同时随着绿电价格的持续下降,绿氢生产成本仍有一定的优化空间。
在资源总量不受约束、制备成本中远期可控的前提下,氢气的储存方式和运输效率是氢能网络建设的关键。目前氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢3种方式,其中高压气态储氢已得到广泛应用,低温液态储氢在航天等领域得到应用,有机液态储氢和固态储氢尚处于试验示范阶段。氢气输运方式主要取决于储存方式,由于各国资源和技术的差异,各种储运方式都处在不断的技术研发当中。
当前,氢气储运成本占终端用氢成本构成比例约30%。未来随着我国储氢材料的国产化以及工业化,储氢成本也有望继续下降。
(2)绿氨:传统合成氨产业的绿色转型成为重要抓手
绿氨的生产与煤制氨及天然气制氨生产区别不大,通过较小的技术改造就可以完成生产方面的技术转化。但生产过程中对于绿氢的需求量较大,目前国内绿氨的新建、拟建项目多为配套绿氢的一体化新建项目。未来随着绿氢制取成本及绿电价格的进一步下降,绿氨的生产成本将逐步向传统合成氨成本靠拢。
我国也在持续对合成氨生产技术进行优化,以实现合成氨生产的绿色化及合成工艺的低温低压化。电化学合成氨即为氢气的绿色化替代,该方法可以在低温常压状态下进行,反应过程清洁环保,比Haber-Bosch工艺减少约20%的能耗,并且不受热力学限制。2021年度“氢能技术”专项支持了“电解制氢—低温低压合成氨关键技术及应用”和“十万吨级可再生能源电解水制氢合成氨示范工程”等多个合成氨生产工艺绿色化项目,推动电解制氢及温和条件合成氨关键技术及应用,突破近常压氢气和氮气合成氨原有技术壁垒,探索可再生能源与低温低压合成氨互补融合新路径。
(3)绿色甲醇:绿氢甲醇是当前理想“低碳”替代能源,中期逐步向生物基甲醇和可再生甲醇转化
绿色甲醇又分为生物质甲醇、可再生甲醇和绿氢甲醇等细分产品。其中生物质甲醇是指以生物质资源和绿氢为原料合成的甲醇,目前受限于生物质合成气制备效率低和生物质原料收集成本高等因素的影响,在成本端仍面临一定的挑战。可再生甲醇是利用绿氢与CCUS等方式捕集的二氧化碳等碳源与绿氢共同生产甲醇,目前也面临生产成本较高的难题。绿氢甲醇作为从“灰色”产品向“绿色”产品过渡过程的中间产品,成本相对生物质甲醇和可再生甲醇更低,所以成为过渡期重要的“低碳”能源选择。
目前我国已经披露的新建、拟建项目多为绿氢甲醇。但由于绿氢成本的影响,绿氢甲醇的成本仍高于传统的煤制甲醇,导致现有绿氢甲醇的使用量较少。未来随着绿氢价格的下降,和甲醇被纳入碳交易市场,绿氢甲醇的成本竞争力将快速改善,成为重要的“低碳”氢基能源。
2. 应用技术:绿色甲醇已经具备应用条件,绿氨及绿氢大规模应用仍需突破
(1)氢能:氢燃料电池等下游应用技术仍面临一定挑战
未来将氢以能源的形式进行利用的主要方式将是燃料电池,但目前燃料电池在技术方面仍面临一定的挑战,氢燃料电池发展受限的关键技术是催化剂和膜电极。
目前催化剂占整个电堆的成本不是很高,比如生产规模为千套级别时,催化剂的成本占比为20%~30%。但是如果生产量增加,达到百万套时,催化剂成本在电堆成本的占比达到40%以上,再叠加膜电极组件等成本,成本占比可达60%以上,因此降低催化剂以及膜电极成本是燃料电池未来发展的关键。
另外,燃料电池的耐久性、稳定性和安全性等方面仍需进行大量研究和实验。由于氢燃料的复杂性和危险性,如何消除消费者对氢能源安全性的顾虑也是氢燃料电池产业面临的产业化难题之一。
(2)绿氨:掺氨燃烧技术取得突破,纯氨燃烧仍处于探索阶段
绿氨作为能源而言,发电和交通是最主要的应用场景。在发电行业,掺氨燃烧技术目前已经比较成熟。
国家能源集团开发出了“燃煤锅炉混氨燃烧技术”,是国际上首次实现400兆瓦等级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的氨煤混燃技术,该技术成功验证了燃煤锅炉混氨燃烧的可行性。目前,国家能源集团在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验,这是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。
作为交通行业能源使用时,氨的燃烧性较差,需要和其他燃料进行混合燃烧才能保障燃烧质量。而且当燃烧不充分时,燃烧产物中含有会污染大气的氮氧化物,尤其一氧化二氮是一种强效温室气体,同等质量的一氧化二氮产生的温室效应是二氧化碳的265倍,因此需要改进燃烧技术提高燃烧效率及减少氮氧化物的排放。
作为纯氨燃烧时,需要使用纯氨发动机、氨燃气机轮等专用设备,相关研究目前仍处于实验室阶段。且与现有设备有较大差异,无法从现有设备中通过改造实现,对于下游使用者而言,投入较大,导致发展进程较为缓慢。
(3)绿色甲醇:下游应用成熟,是理想的过渡期低碳能源
绿色甲醇是目前氢基能源中发展最快的能源,也是目前最理想的“低碳”过渡能源。因此,航运等行业均选择使用甲醇作为减少碳排放的重要手段。远洋航运已经通过技术改造,将甲醇作为燃料应用于远洋航运中,并实现了商业化运行。甲醇汽车和甲醇重卡也实现了技术上的突破,不需要对传统发动机进行大幅度的变更,就可以利用现有的能源运输、加注和燃烧体系实现应用。但在与纯电新能源汽车的竞争方面,目前处于劣势。
绿氢能源未来发展展望
政策、需求和技术是未来氢基能源产业发展过程中影响最大的三个因素。目前在政策端,我国已经形成了较为完备的产业支持政策,但在“双碳”政策方面仍需尽快完善相关“碳市场”的建设;需求端,在欧盟政策的要求下,目前远洋航运对于绿色甲醇的需求已经呈现增长趋势,未来市场需求需要政策端的进一步跟进;技术端,生产方面需要继续进行成本优化,降低生产成本,目前绿色甲醇已经具备应用条件,绿氨及绿氢的应用仍面临一定的技术难题。
1. 政策端:加快推进“碳市场”建设,为氢基能源创造刚性市场需求
由于短期内绿氢成本仍高于传统化石能源制氢的成本,所以使用氢基绿色能源必然需要支付部分绿色溢价。但随着甲醇作为能源被纳入“碳市场”,传统甲醇需要支付的“碳税”将在一定程度上缩小绿色产品与非绿色产品之间的成本差距,从而为氢基绿色能源的应用带来更多机会。同时,部分严格“降碳”领域的强制使用,将为发展初期的氢基绿色能源产业带来一个难得的刚性市场,有助于产业通过持续改进实现技术的持续进步,从而最终实现氢能绿色能源产业的成熟。
2. 需求端:远洋航运拉动产业起步,未来交通及热电将是重点领域
远洋航运对于绿色甲醇的需求已经成为现实,随着甲醇燃料集装箱船的陆续交付,未来通往欧洲的航线将成为氢基绿色能源的第一个刚性市场。随着全球其他主要区域逐步加快绿色转型步伐,远洋航运领域和其他交通领域对于绿色甲醇的需求也将快速增加。
在远洋航运以外的交通运输领域,乘用车和重型卡车也将随着交通行业的“脱碳”步伐逐步增加对氢基绿色能源的需求。预计我国将成为汽车领域使用绿氢和绿色甲醇的主要地区之一。另外在掺混发电领域,也将鼓励从传统合成氨的利用逐步转向绿氨的掺混发展,并逐步提升氨的掺混比例,实现传统热电领域的“降碳”。
3. 技术端:成本端提升竞争力,应用端逐步从“低碳”向“零碳”过渡
成本端的优化是氢基绿色能源实现对传统化石能源大规模替代的重要前提之一。目前绿氨和绿色甲醇成本较高的主要原因之一就是绿氢成本较高,未来随着绿电成本的下降和新能源制氢效率的提高,绿氢的成本将保持下降趋势。另外,叠加“碳税”影响,未来绿色甲醇和绿氨的综合使用成本将逐步接近灰色甲醇和灰氨的成本,从而在成本端具备竞争力。
在应用技术方面,由于纯氨燃烧和氢燃料电池等重要能源利用方式当前仍不成熟,所以目前仍将以“低碳”的绿氢甲醇和掺氨燃烧等方式为主要利用方式。远期随着这些技术的逐步突破,“零碳”的生物质甲醇、绿氨和绿氢将成为能源体系的主要组成部分。
4. 未来氢基绿色能源应用展望
预计我国氢基绿色能源的利用将遵循从“低碳”逐步向“零碳”过渡的发展路径,短期内氢基绿色能源的利用以“低碳”的绿氢甲醇、掺氨燃烧等利用方式为主;2030年左右,随着氨能应用技术的突破,中国将逐步推动“零碳”的绿氨和绿氢在各个场景下对于“低碳”的甲醇等能源产品的替代;远期将最终实现以氢能为核心,以氨能和绿色甲醇为补充的氢基绿色能源体系,配合新能源风光等电力,最终实现“碳中和”。