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氢经济难赚钱:降本之路为何如此之难?

   2023-12-22 绿创碳和35750
核心提示:氢能产业正处于初期发展阶段,依赖于政策支持和资金注入,目前仍面临“烧钱”的挑战。

氢能源被认为是实现碳中和目标最具潜力的清洁能源,据中国汽车工业协会公布的数据,2023 年上半年,全国氢燃料电池汽车的销量是 2410 辆,同比增加 73.5%,向好趋势明显,明显高于新能源汽车的整体销量增速 44.1%。具体到 2023 年各月份氢燃料电池车的销量,除 2 月份下降外,其他月份持续走高,复合增长率为 29.89%。

目前,亿华通市值已达192.47亿。“市值的增长,一定程度上说明了资本市场对亿华通及氢能发展的肯定。作为科创板上市公司,亿华通具有科创属性,为确保技术先进性,一定会投入巨大的研发创新费用。”公告显示,该公司前三季度研发投入达到1.18亿元,同比大幅增长74.90%。“营收增长的规模和速度可能不足以涵盖其研发经费,作为氢能领域的成长性企业,亏损是正常现象,并不代表行业预期的走低。作为战略性的新兴产业,氢能的盈利期在未来的3—5年,盈利能力会逐步增强。”

政策面,资本面都在加持,但是氢产业却一直没有实行大规模的发展。这也正是氢能存在的矛盾,一边受资本的热捧,一边氢能公司的盈利和市场业绩问题迟迟没有看到起色。正因如此,不少公司坚持不到上市就扛不住了,只有一级市场认购火爆。

政府需求、产业需求和资本逻辑尚未实现良性网络化。在政治层面,我们希望氢能产业能够尽快实现对自主核技术的控制。对工业来说,国家补贴只是杯水车薪。实现独立的技术进步需要大量资金。需要指出的是,氢能产业的发展与资本对快速创收的预期相反,是一场“马拉松”。如果为了获得大量资金而提前启动快速发展战略,氢能行业将无法在技术、设备和其他领域取得重大进展,高成本的问题仍将存在。

在氢燃料电池领域,加拿大巴拉德(Ballard Power Systems)可以说是大名鼎鼎。1993年,它推出了世界上第一辆燃料电池公共汽车。

1983年,巴拉德开始开发PEM(质子交换膜)燃料电池。1993年、1995年,公司先后在多伦多交易所和纳斯达克交易所上市。

经过多年的产品研发,巴拉德已经将第八代FCmove?产品平台从45kW扩展到120kW,可以满足重型运输应用,并推出了200kW的铁路、船舶和固定式发电应用解决方案。

目前,巴拉德总市值为13.95亿美元。不过,成立44年,它仍然没有盈利。

国鸿氢能科技(嘉兴)股份有限公司近日上市,登陆港交所主板,成为亿华通之后国内第二家氢能上市公司。

有数据显示,按氢燃料电池电堆出货量计,国鸿氢能自2017年至2022年连续六年均排名全国第一,但业绩却叫好不叫座。招股书显示,国鸿氢能2020年、2021年、2022年期内利润分别为-2.21亿元、-7.03亿元、-2.8亿元。2023年前5个月运营亏损为9237万元,期内亏损为8826万元。

氢能行业靠上市,能否赌一个未来?

氢能发展有四个要素包括产业链、成本、寿命、性能,这些问题目前都还没得到很好的解决,就很难被接受。在氢的应用面,除了化工,最容易应用的就是物流行业。

但是,大型物流企业用过,但都不愿意用,因为用着跑出去出问题了,都要配两个司机,动不动因为氢气循环泵或者各种问题就是要维修,人家搞物流的哪有时间去修这个东西,实际上在国内的好多车都是有问题的,虽说保修X万公里,现在都是那么签合同,但实际上很多东西达不到,造成了氢能物流行业发展缓慢。

在我国,电解水制氢的平均成本是38元/kg,其中电力成本要占到总成本的50%以上,而使用工业副产物制氢,平均成本仅仅只8-14元/kg。

这意味着,工业电价要降低至0.3kW·h以下,绿氢才能在市场上具有竞争性。但对标欧美日等国家,欧盟的绿氢的成本价低于14元/kg;美国的绿氢在12元/kg左右,而日本的绿氢成本固定在13.2元/kg。而进一步拆分成本,造成绿氢高成本的两大因素分别是电力消耗量和架设电解槽费用。

多数加氢站没有站内制氢的能力,还需要叠加运输成本,而据东北证券测算的数据,当前不同形式的氢气运输成本大致为2美元/kg。

德国PlanDelyKad的研究发现,100MW碱性电解槽(成本520欧元/kW)比5MW电解槽(成本1070欧元/kW)的成本降低了约50%。但是,当超过10~20MW时,增加容量带来的成本降低幅度将大大减弱。

加氢站建设成本也较高,投入回报率低,目前暂不具备经济效益,推行难度较大。在燃料电池环节,产业化尚处于早期,经济性短板突出,主要是氢能及燃料电池部分关键零部件、核心原材料环节上国产化缺失,进口依赖度高,导致价格居高不下。在应用环节,氢燃料电池车辆主要还是依靠政府补贴,应用端购置成本、运营成本和处置成本也亟待降低。

如此一来,氢能的成本居高不下。

相比之下,光伏、风电、锂电之所以大行其道,就在于成本不断下降。

欧美给出的解答是政府引导+技术革新。去年11月,中石化建成首座PEM氢气提纯设施,投资门槛是十亿,研发周期两年以上。另外宝丰能源也在斥巨资投入绿氢项目并且已经投入超20亿元。

目前已商业化的绿氢工艺主要是电解水制氢,每生产一立方氢气需要消耗4-5kwh的电力,能源成本大约占绿氢生产成本的80%。

此外,可再生能源的大部分氢气生产来自离网电力,这意味着尽管土地成本和氢气成本较低,但绿色氢气生产丰富的地方通常较为偏远。不应忽视的是,即使是最便宜的氢气也应该在家里找到。谁将在下游使用它?如何使用它?这些问题继续困扰着整个行业。

在全球范围内,只有美国上市的燃料电池公司Plague Energy通过了整个氢能产业链并盈利。布拉格能源抓住了冷链物流中电动叉车的痛点,专注于氢叉车的研发和销售,改进了客户服务和安全措施,并成功创建了布拉格能源独特的氢叉车配送模式。

因此,布拉格能源公司从早期亏损中逐渐减少了亏损,最终实现了盈利。关于美国的成功案例,中国必须尽快通过产业链,并在氢能的早期阶段找到一个真正具有示范性的盈利模式。

为促进氢能产业规范有序高质量发展,日前,国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》(以下简称《规划》)提出,到2025年,中国氢能产业基本掌握核心技术和制造工艺,燃料电池车辆保有量约5万辆,部署建设一批加氢站,可再生能源制氢量达到10万~20万吨/年,实现二氧化碳减排100万~200万吨/年。

氢能产业正处于初期发展阶段,依赖于政策支持和资金注入,目前仍面临“烧钱”的挑战。虽然龙头企业目前不盈利,但不必过分悲观。

类似光伏、锂电池等其他新能源行业,处于导入期时,需要政策扶持,企业短期难盈利。但当从导入期进入成长期,全面降本,自然会实现盈利。

且从政策密集出台以及更多企业入局的情况看,市场对氢能远期发展信心仍较大。

由绿氢成本分析可知,电极、膜片、双极板等成本占比较高,但目前中国在关键材料、核心部件上的研发水平与国外差距较大,且严重依赖国外进口,不具备批量生产的能力,这严重制约了中国电解制氢产业的规模化发展。因此,亟待加强关键材料核心部件的自主化研发水平,加快形成具有完全自主知识产权的批量制备方法,全面实现关键材料与核心部件的国产化。

降低绿氢成本不仅需要政府在可再生能源电力上的政策倾斜与激励,还需要科研人员在关键材料研制上的进步与突破,以扩大生产规模,从而降低设备成本。

电解制氢设备成本可从两个方面减少。

一是从电解槽设计与单电池材料入手,使用较少的关键材料,尤其是Pt、Ir等成本较高的贵金属材料,或用非贵金属材料(Ni、Fe等)取代。

重新设计电解槽以实现更高的效率(更低的电力成本)、更高的耐久性(更长的寿命)以及更高的电流密度,可通过优化膜厚度来降低欧姆电阻(同时还需兼顾气体渗透问题),以提升电解效率,对多孔层传输层(PTL)、双极板流道等关键部件的结构优化,如优化孔隙率、孔径、厚度等PTL结构参数,采用三维网格结构流场等,以提升电解槽性能与寿命。

二是从增加单槽和工厂生产的规模来提升应用经济性,通过执行高通量、自动化的制造工艺,降低每个组件的成本。

提升单槽规模可以带来规模经济效益,尽管由于泄漏、大型组件制造限制、大型组件机械不稳定、电池最大面积限制等问题,单槽规模的提升范围有限,但仍旧可产生强大的经济效应。

 
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