2021/06/17, 09:30 AM

绿色氢能有望为全球脱碳贡献良多,尤其是针对炼钢、需要高热能的其他重工业、重型商用车辆等“难减碳”领域。欧盟能源专员卡德里•西姆森(Kadri Simson)曾经指出:“氢能或许无法解决未来清洁能源系统的所有问题,但是却可以解决一些最为棘手的问题。”1的确,绿色氢能具有这样的潜力,但这些潜力能否得到实现?如果可以,会在何时何地?我们将在下文中探讨这一系列问题。

绿色氢能释放出的积极信号已经十分明显。业内信心日益增加,相信2020年可能会被视为绿色氢能发展的分水岭。我们看到重点地区调高脱碳目标,越来越多极具影响力的跨国公司也自发地上调了减排承诺。新冠疫情期间,各国政府纷纷出台绿色刺激方案,欧盟发布了氢能战略。如今,电解槽技术学习率已接近风力发电的历史学习率。谷歌网站搜索数据显示,“绿色氢能”一词的搜索量增至2019年的三倍2

另一方面,相对于能源转型投资总额来说,实际投入氢能领域的资金仍然非常少(绿色智库彭博新能源财经BNEF的数据显示,2020年全球能源转型投资接近5000亿美元,但其中氢能投资仅为15亿美元)。未来价值链在物流方面的挑战将愈发凸显。此外,绿色氢能在独立成本竞争力方面依然处于劣势,仍需克服资本支出、运营支出、分销和储存等各方面的不利因素,以及在能否保证电解槽供应充足方面仍有疑虑。整个社会对绿色氢能的关注度也相对较低,谷歌网站搜索数据显示,“绿色氢能”的搜索量还不到“碳捕获、利用与封存”(CCUS)的三分之一3。在能源和工业体系“难减碳”领域的应用中,CCUS是绿色氢能的竞争对手。虽然二者之间的投资规模差距相对较小,但BNEF的数据显示,2020CCUS领域投资规模为30亿美元,是氢能投资的两倍。

在希望与怀疑并存的大环境下,必和必拓注意到,选择《巴黎协定》制定技术发展路径的能源系统建模者们对绿色氢能的态度均偏谨慎。

在必和必拓研究的10种情景中,包括《气候变化简报》中曾探讨过的1.5℃情景,预计到2050年,氢能在最终能源需求(此处指的是所有氢能类型,不局限于绿色氢能)中占比的平均预估在8.5%左右。4。如果不考虑BNEF “强劲政策支持(Strong Policy)”路径,即预计到2050年氢能占比达到24%(是其他样本预估的两倍),预估占比的平均数仅为6.5%左右。目前,氢能占比尚不足2%,由此可见,氢能即将迎来喜人增长,但即便有这样的增长,氢能也很难在本世纪中叶成为全球能源系统的核心。

为何会有如此保守的预期?套用一位美国前总统的话来说,“经济才是关键!”。

在氢能问题上,气候建模者面临的困境显而易见。要想在1.5℃温控目标碳预算范围内(按照目前的预测,碳预算将在10年左右耗尽)5打造最具成本效益的能源与土地使用制度,留给我们的时间已经所剩无几。开始脱碳行动迫在眉睫,并且需要直接跳跃至碳排放连续下降,而这个水平在历史上从未保持超过一年(苏联解体后的东欧经济体除外)。即便2020年新冠疫情对经济带来诸多负面影响,但到202012月,全球排放量仍同比增长。

从逻辑上讲,我们必须以最有效的方式大规模部署当前可用且最具竞争力的碳减排技术。

受独立资本支出(电解槽)和运营支出(主要为电力成本,以及运营与维护和用水成本)居高不下、存储和分销环节挑战重重、以及监管机构碳定价较低等因素的综合影响,目前绿色氢能经济尚不具备明显竞争优势,因此率先得到部署的是其他技术,而这些技术通过快速发展形成规模经济,成功抢占市场。6现有基础设施不断改进,也使这些技术获益。例如,因为电动车领域的网络效应已经显现,商业和政府机构均可以放心地加大对充电装置的投入。这样一来,氢燃料补给站等其他设施自然而然被边缘化。

从效率的角度来看,请不要忽略在2019年,风能和太阳能发电量仅占全球发电总量的8%。必和必拓在本专题系列第一期曾经指出,对这种快速增长但目前仍属稀缺的绿色能源而言,最高效的方法是通过取代化石燃料发电逐步推进电网脱碳。这类资源本就稀缺,低效使用方法7不可取:情景模型中也没有出现这样的错误。

技术扩散法则很清晰:如果一项新技术在综合成本、便利性和性能等各方面的综合表现均优于现有技术,那么它将迅速扩散,并最终占据主导地位。新旧更迭发生的时间主要取决于现有技术资本存量的有效使用寿命。拿智能手机来说,整个手机系列的更新换代只需要几年时间。轻型车辆的报废年限往往在10-13年之间,这也是评估何时电动汽车将取代内燃机(ICE)车辆的关键参数。而在炼钢行业,高炉转炉法用了60多年的时间才最终取代了平炉炼钢法。8

当一项技术的“S曲线”到达第一个拐点时,这项技术将进入自我完善的循环发展阶段,随着应用规模不断扩大,成本也将持续降低。但是,实现这一理想拐点的难度极高,仅凭一腔热血无法改变现有事实。许多发展前景向好的技术都在起步阶段就陷入困境,因为这些技术相对于现有技术的效能优势不足以抵消新产品固有的成本劣势。这就引出了低水平均衡陷阱的概念,即一项技术因为应用规模较小导致成本高企,而反之又因为成本高企导致应用规模无法扩大。实际上,这正是技术发展的困境。

面对这样的难题,市场往往束手无策。但政策制定者可通过大规模干预,影响激励矩阵,推动技术摆脱困境。当然,凡事并非必然。政府可以尝试通过为新技术直接提供补贴(如为新产能、新生产方法和/或新应用提供融资或/及补贴)以及限制传统技术发展(如碳定价、燃油税、内燃机型车辆禁令)等手段,来推动新技术的发展,打破低水平循环。欧盟氢能战略等项目正是政府在这个领域做出的尝试。但是值得注意的是,政府设定的宏伟目标与胜出技术路线的资产负债表承诺之间可能会存在较大差距,而在政府的信号发出后,接下来就要看较不理性的私营部门了。9社会对新技术的接受过程复杂,也可能成为政府在推行此类措施面临的主要阻力。

曾几何时,我们也在如今被视为“较易于减碳”的领域(如可再生能源发电和轻型运输电气化)清晰地看到过这些变化。太阳能和风能仿佛一夜之间风靡全球,但人们不应该忘记,这两项技术已走过半个世纪的发展历程。2010这十年间出现的风能和太阳能革命实际上源于上世纪70年代涌现出的一系列寻找替代能源的实验和创新。有关太阳能学习曲线的海量数据可以追溯到那个年代,而在当时,美国卡特政府为刺激替代能源投资,就已出台了优惠的上网电价补贴政策。

替代能源活动热潮是两股主要力量碰撞的结果。第一是大规模原材料价格上涨,也就是“第一次石油危机”。第二是当时人们认为,资源短缺可能会成为长期制约社会进步的主要因素。当时一些颇具影响力的预测指出,重要原材料将在未来几代消耗殆尽。这由此引发人们对推动能源系统革命性转变产生了浓厚兴趣。在当时,氢能就作为一种具有发展潜力的技术和替代燃料被纳入了实验(请注意,即便是在20世纪70年代,氢能作为一项具有发展前景的技术,也并非初出茅庐,因为在那之前,碱性电解槽的使用已有一个多世纪的历史)。然而进入20世纪80年代,石油价格开始回落,有关资源消耗殆尽的预言也被证明过于不切实际,人们对氢能的兴趣迅速消退。

20世纪90年代末,随着《京都议定书》的出台及美国科技泡沫持续膨胀,对技术的乐观情绪也随之高涨,人们因此对氢能的兴趣急剧上升。但是,即便有这两股力量的推动,氢能的发展依然是炒作多于现实,氢能也因此深陷低水平均衡陷阱。

与氢能产业形成鲜明对比的是,在21世纪第一个和第二个十年,中国政府出台了太阳能与风能发电产业扶持政策,德国也针对太阳能及风能发电企业推出了上网电价补贴政策,推动风能和太阳能发电成本随之大幅下降,能效显著提升。10因此,这两项技术如今已经成为推动电力行业脱碳的最重要因素,而这两项技术的广泛应用也给应对气候变化的诸多前沿领域带来更多新的可能。为电动汽车提供动力的电池技术也形成了持续的学习曲线,在降低成本的同时,提高了与现有内燃机车辆在续航里程、循环寿命、安全性和动力方面的竞争水平,明确成为交通运输业的脱碳路径。太阳能和风能发展需要结合土地使用情况综合考虑,在全球脱碳面临的挑战中,约五分之三的挑战(通过使用温室气体排放份额所得)中获得冠军的清一色都是非氢技术。在激烈的技术竞争中,鲜少有人会关注第二名。或者说,在这种特定环境下,特定领域的脱碳往往只需发生一次。氢能在电力行业和交通运输行业脱碳过程中难以担当起主要角色,从这个意义上讲,快速扩大应用规模、大幅降低成本、为《巴黎协定》各项目标的实现做出重大贡献的最佳机会已经花落别家。

虽然绿色氢能目前还存在成本劣势,但除了取代传统的、会产生温室气体的制氢方法之外,它还可以在哪些领域发挥更大的影响力?我们认为是拥有以下特色的领域:目前尚无令人信服的脱碳行动路径;拥有能够发挥氢能技术优势的工艺流程;可以容纳氢能技术及基础设施发展;以及最重要的、可以极低价格获取绿色电能。

接下来让我们回到遵循《巴黎协定》的脱碳行动路径,看看氢能有哪些应用领域。上文提到过,到2050年,氢能在最终能源需求(所有氢能类型,而不仅仅是绿色氢能)中的预估占比平均水平将达到8.5%左右。并非所有行动路径都能够针对在不同领域中使用氢能进行可比分析,除了下述七种行动路径(见下表)。但是,对于哪一种行动路径最合适有不同看法。根据我们的1.5℃情景,2050年氢能在最终能源需求中的占比为2%,其中70%将用于工业,19%用于航运,11%用于公路运输。表中其余大多数路径对氢能在公路运输中的未来占比预估较为乐观,而对在航运和航空业能源需求中氢能所扮演的角色则相对不那么乐观。有三种路径提出将氢能作为储能的方案,其余四种路径未提出类似方案。在氢能使用的预测中,在公路运输中占比预估在11%-63%之间,在工业占比18%-70%。在无法实现电气化的环境里,若遭遇极寒天气,氢能可以作为家用燃气取暖的补充甚至替代能源,这也是氢能的一种具有前景的小众应用场景,被列入表中的 “其他”范畴。

此次基准调查勾勒出的未来场景并非醍醐灌顶,而更像是令人困惑。我们认为,出现这些不同的结果,源于一个事实,即:氢作为一种通用的能源载体和一次能源,理论上可应用于任何领域:但在实践中,氢能的综合效能优势不一定能体现在每个单一应用场景中(上文提到过,综合效能优势是成本、便利性和性能的综合考量)。至少这是较为普遍的情况。

氢能在遵循《巴黎协定》的七个行动路径中的作用

 

必和必拓1.5度情景

壳牌天空情景

IHSCCUS情景

IHS Multitech情景

BNEF强劲政策支持

BNEF薄弱政策支持

道达尔Rupture情景*

平均

2050年氢能在最终能源需求中的占比

2.0%

1.6%

6.8%

8.1%

24%

7.0%

8.9%

8.3%

各领域的氢能使用预测占比

工业

70%

60%

43%

34%

18%

20%

30%

39%

公路运输

11%

38%

23%

25%

38%

63%

43%

34%

非公路运输

19%

3%

22%

31%

5%

3%

N/A

12%

电力

0%

0%

0%

0%

31%

3%

15%

7%

其他

0%

0%

12%

9%

8%

11%

12%

8%

总计

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

*公路运输与非公路运输的独立数据不可用

深入行业内部,正如我们在本专题系列第二期和第三期中强调的那样,钢铁炼制是氢能的潜在部署领域:首先,氢能可以取代喷吹PCI),用于改进后的高炉-转炉(BF-BOF)工艺(该工艺是全球钢铁生产的主流工艺,其产量约占全球钢铁总产量的70%);其次,氢能可以取代天然气还原剂,用于当前的直接还原铁(DRI)厂,目前全球直接还原铁厂每年约生产1亿吨铁原料,主要使用电炉工艺(EAF)(此工艺中直接还原铁的主要竞争对象是废钢)。

从长远来看,氢能将在钢铁产业最终的绿色阶段发挥重要作用。在本专题系列第二期中,我们曾指出:“目前,氢基直接还原铁(DRI)和电炉炼钢(EAF)工艺是钢铁行业唯一可行且能够大规模实施的绿色炼钢技术路径”。

那么,钢铁行业距离最终的绿色阶段还需要多久的时间?答案不仅取决于绿色氢能成本下降的进度,以及能够与传统高炉-转炉工艺形成竞争的替代性炼钢技术的开发与优化,而且取决于我们在上文提到过的政策决定与资本存量寿命。就钢铁行业的脱碳而言,其中一个关键指标是各地区高炉-转炉设施的寿命和所占份额。正如我们在本专题系列第三期中强调的那样,发达国家应该理性地做好最终阶段技术研发准备,以便在长流程炼钢设施使用寿命完结后进行替换。在中国,高炉-转炉设施的实际年龄普遍较短,钢厂普遍借助提高废钢供应量的方法实现被动减排。因此,在目前中国的监管框架下,最具商业可行性的做法是通过加装新设备的方式来实现过渡(如使用CCUS、氢能或生物质喷吹取代PCI),并推行适当规模的高质量抵消策略。当然,监管框架的急剧转变也会改变钢厂行为方式,尤其是在主权财政为提前报废设备和低碳替代能力建设提供大力支持的情况下。我们注意到,需求达峰、提高废钢供应量、增加可再生能源和提高电炉炼钢工艺普及率等方法给中国带来长期被动减排的机遇,帮助中国在未来几十年内实现钢铁行业顺利减排。中国政府明确提出到2060年(而非2050年)实现温室气体净零排放,中国并没有选择通过前置期限的技术战略路线提前实现净零排放,向发达国家看齐,而是采用这种后置期限技术战略,因其更符合中国当前的商业发展逻辑。

在印度,高炉-转炉设施的使用年龄也普遍较短,且未来几十年内市场对可担负钢材的需求料将持续高涨,高炉-转炉设施的数量还将迅速增加,基于此,印度面临的挑战异常严峻。对于印度来说,可以通过优化现有高炉-转炉设施运行效率以及取代排放强度较高的煤基直接还原铁(DRI)设施等方法,降低总体排放强度。未来30年,印度城市人口数量预计将增加近4亿,城市化进程带动了钢材需求,如何在满足需求的同时降低绝对排放量,将是一大难题。

在脱碳政策支持力度较大、设施逐渐老化的经济发达地区,实现绿色最终阶段极具商业可行性,且有大量资金投入到过渡性解决方案上,但即便如此,钢厂也面临严峻的物流挑战。

为了更直观地说明挑战的艰巨,我们以一家年产量为200万吨的氢基直接还原铁(DRI)钢厂为例,这家工厂约需要3GW的可再生能源电力和电解槽容量。而产能达3GW的电解槽供电型太阳能阵列需要占用多少土地?答案是95平方公里——接近两个曼哈顿的面积。11如果可再生能源电力来自陆地风电场,所占用的土地面积将增加5倍。这样一座到2050年产量仅为全球总产量千分之一左右的钢厂,就需要如此多的电力。2019年,欧盟钢产量为1.57亿吨,若欧盟境内所有钢厂均选择该技术路径,总共需要多少电力?答案是600TWh以上——约为日本总发电量的一半。而日本作为一个工业大国,其经济规模比德国高1万亿美元。

欧盟钢产量仅占全球总产量的8%,如果其余92%也采用该技术路径又需要多少电力呢?12 2050年,要想所有钢厂通过采用氢基直接还原铁工艺来满足全球的钢材需求,那么生产绿色氢能所需的可再生能源需要占用多少土地?如果使用太阳能,需要占用相当于葡萄牙国土面积大小的土地。如果使用陆地风能,所需土地面积相当于瑞典的全国面积。在本专题系列的下一期,我们将介绍有关绿色钢铁经济的更多内容。

综上可以看出,氢能利用在电力上面临的挑战极其严峻。此外,输送氢能或管理必将出现的库存(因为可再生能源是间歇式电力,电解槽利用率由此出现波动势必会致使库存累积)也将带来运输、储存及其他成本问题。虽然电力需求可以通过电池储能(成本增加)或化石能源(非绿色能源,若使用CCUS进行抵消则成本会更高)来保障,从我们的阐述来说,绝对成本最低的电力情景(无保障绿色能源13)依然是最佳选择。毕竟,每分钱都至关重要。

氢的运输和存储流程都较为复杂。最具吸引力的可再生资源(如澳大利亚北部偏远地区的太阳能)一般都远离几大工业需求中心,如中国、日本和韩国的钢铁企业,因此运输成本是一个不容忽视的问题。氢的低密度很难通过船舶和卡车运输。为了解决运输问题,人们会将氢转化为以氨或甲醇为载体的运输介质,但这种做法在流程链两端均会导致能量损耗,也会增加成本。氢的液化成本更高,且同样存在能量损耗。另一种方式是将氢气与天然气按比例混合,通过现有管道基础设施进行运输,但氢气与天然气的安全混合比例也存在限制(因为氢气浓度的升高,伴随着爆燃风险和管道安全性等值得关注的问题)。14

氢的储存也是一个问题。最有利成本控制的方式是使用盐穴(各地区具体成本不尽相同,从0.23-1美元/千克不等)或加压罐(0.19-1.19美元/千克);但对于需要低温储存的液态氢,其成本会迅速攀升(约4.5-7.3美元/千克)。如果要将工业用绿色氢能的成本降至1-2美元/千克,那么每个成本要素都至关重要,因为没有任何闪失空间。为了提高绿色氢能的竞争力,供电成本已降至极低水平,而这些中游成本使前路更加步履维艰(我们注意到,尽管公开报告的运营成本估算中有时并不包含这些成本,但肯定会有人为此买单)

回到狭义的成本竞争力定义上,我们的分析显示,即使电解槽资本支出降低数倍(这种降幅在时机成熟时是可能实现的),但是要想与“棕地钢铁(扩建)项目”形成竞争,绿色氢能的成本需降至1美元/千克【“绿地(新建)项目”的成本约为2美元/千克,具体数字因地区而异】,运营成本中的可再生能源电力成本要降至10美元/MWh左右,而碳税需要高达三位数。15目前,这些决定绿色氢能竞争力的先决条件没有一条能够得到保证。请注意,即便是在作为钢铁行业脱碳技术领军者的欧洲,以及由于丰富的铁矿石和太阳能资源而有望在理论上在绿色钢铁生产实现领先地位的澳大利亚,可靠电力长期价格区间的预测值域下限也是这“神奇的”10美元/MWh的三倍。

考虑到诸多不利因素,绿色氢能的狭义成本和广义成本都似乎不太可能在短期内降至具有竞争力的水平:起码在21世纪20年代或30年代前半期都不可能

尽管如此,也有一些乐观的看法。BNEF在一些关键参数上采用乐观的技术假设所得的预测结果显示,到2050年,在其监测的28个国家中,超过半数国家的绿色氢能成本可能将低于天然气。这是一个有里程碑意义的成果,并将在本世纪后半叶对一些地区带来重要的积极影响。然而,绿色氢能的这些成果缺乏普遍适用意义,不足以推动能源系统发生重大转向。

鉴于上述观点,为了到2030年将范围一和范围二产生的排放降低至少30%,必和必拓所制定全面而详细的计划并未将绿色氢能在新应用中的部署纳入考量,这个做法不足为奇。16需要注意的是,在范围一和范围二产生的排放中,有约80%源于所购买的电力和柴油,这也是我们集中力量减排的领域。

必和必拓在智利、昆士兰和西澳大利亚都进行了部署,在此基础上达成新的可再生能源供应协议可能是实现正净现值的减排路径方案。必和必拓在积极考虑一系列零排放运输解决方案,包括氢燃料电池卡车等,但这只是台面上众多潜在方案之一。

尽管如此,未来总会给人带来惊喜,氢仍有可能对我们实现2050年范围一和范围二的净零排放目标做出重大贡献,并协助大幅降低因运输和使用必和必拓产品而产生的价值链排放(范围三)。目前,必和必拓还未确定通向最终阶段的技术路径,但我们也未彻底否决任何一条技术路径。

彻底否决某种技术路径的做法未免有些过于自大或草率。展望未来,明智的做法是对所有技术路径保持开放的态度。因为随着时间的推移,脱碳任务将日益艰巨,我们不应彻底否决任何工具,技术、行为和监管框架的整体变革速度可能会给我们带来意想不到的惊喜。回想一下,必和必拓《气候变化简报》中详述的遵循《巴黎协定》制定的脱碳行动路径,就使必和必拓的资产组合比那些不够绿色的情景更具优势。

正因如此,我们必须从一开始就积极加入绿色氢能生态系统的建设行列。为此,我们加入绿色氢联盟成为会员(包括Hatch、英美资源集团、福特斯库金属与必和必拓),对风险投资业务进行远景扫描(或能发掘其他新兴脱碳技术,如电解炼钢技术),并通过常规市场及客户信息活动对全球范围内的成本、需求和供应状况进行系统性监控。截至目前,我们已经与三家钢铁企业(中国宝武集团与河钢集团,以及日本JFE集团)针对范围三的减排达成合作,这三家钢企产量合计约占全球总产量的10%。这样的合作帮助必和必拓在钢铁行业脱碳路径以及包括氢能在内的各种手段在减排中可能发挥的作用形成自己的见解。

在专题系列的下一期,我们将为您更详细地介绍绿色钢铁发展的经济学意义。

参考文献

1https://www.euractiv.com/section/energy/opinion/renewable-hydrogen-a-strategic-opportunity-for-global-green-recovery/

2作者提取的月度数据截至20213月。比较对象为2019年全年平均值与20201-3月的平均值。

3来源见注释2

4在遵循《巴黎协定》制定的8个一致的脱碳行动路径情景(包括国际能源署、埃信华迈的两个情境,以及英国石油公司、壳牌公司和Vivid Economics公布的情景)中,我们从2030年、2040年和2050年的预估数据中可以发现,氢能在最终能源需求中的占比从2030年的1.55%上升到2040年的3.13%,至2050年的5.28%。此外,若纳入彭博新能源财经、伍德麦肯兹和道达尔单独对2050年所作的预测数据,氢能占比平均增至8.53%,即本文引用的数字。

5要得出确切的时间很复杂。在2018年末,联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)在《全球升温1.5℃特别报告》(SR1.5)中将实现1.5温控目标的碳预算设定为420-580Gt二氧化碳当量水平。该范围的时间跨度约为4年的排放量(按2019年的排放量计算)。2019年和2020年的预估排放量分别为36.4Gt34.1Gt。若以2019年排放数据为基准,要达到范围下限需要9.7年,达到中间值需要12年左右,要达到上限需要14年左右。所以我说,很复杂……

6一个例外是氢能已经在某个生产工艺中得到应用,绿色氢能可以直接替代这种原料。目前,该市场规模约为5000万吨/年。

7大多数电解槽的平均效率不到70%,也就是说,从电到氢的转换过程中能量损耗高达30%以上。往返效率(即储存的能量与回收的能量之比)约为30%,而锂离子电池的往返效率约为95%

8更准确地说,美国从引入高炉-转炉炼钢工艺到实现99%的普及率用了66年的时间。

9例如,虽然德国在欧盟成员国中承诺投入氢能领域的预算资金最多,但欧盟设定的电解槽容量目标相对较低。这意味着,德国的承诺与欧盟其它成员国的目标之间可能存在差距。必和必拓在澳大利亚和智利的业务经营区域内,对大型私营企业在公共种子基金的支持下参与进来的预期深植于有关氢能的政策路径中。

10德国2004年出台的《可再生能源法》规定,所有太阳能电池板的补贴上网电价为457欧元/MWh,为期20年(几乎是同时期平均电价的3倍),导致终端用户所支付的电费大幅增加。中国也于2005年前后通过了一系列法律保障可再生能源入网,在支撑需求的同时,也为研发和太阳能制造企业提供巨额资金支持。

11土地使用面积的估算假定对应每吨直接还原铁,太阳能阵列容量系数为24%,绿色氢能需求量为72千克。较高(较低)的容量因素会导致成本降低(增加)。https://www.nrel.gov/analysis/tech-size.html

12这是一个夸张的情景,因为我们以废钢为原料的电炉炼钢(EAF)工艺和长流程炼钢工艺的置换为预设。若将作业范围缩小至后者,需要约700座年产量为14亿吨的直接还原铁(DRI)设施。

13“稳定的”可再生能源以传统发电或储能技术作为支撑,来解决可再生能源的间歇性问题。“非稳定的”可再生能源指没有上述保障措施的可再生能源,其利用率将随着可再生能源的供应而出现波动。仅使用特定受限绿色能源可降低运营成本,因而被视为部分领域的解药。但是,要扩大该方案的应用规模,在此之上的产能过剩水平出现增长,意味着未来可再生能源重型电网在资本利用方面的效率非常低。

14欲了解管道运输的相关信息,请参见https://www.osti.gov/biblio/1068610

15本示例使用了中国到2030年的碱性电解成本,这是基于在30%的利用率(乐观估计)并排除储存成本的基础上。PEM(质子交换膜)电解技术较常用于管理间歇性电力供应,但成本更高。若这一技术,则需电力实现完全免费供应,或在不增加成本的前提下只能实现50%的利用率。

16必和必拓Nickel West项目正在奎那那镍精炼厂尝试在使用可再生能源电力的情况下应用电解槽,该项目已申请到澳大利亚政府ARENA项目的资金补助。必和必拓正在公司范围内寻找合理的减排机会,并考虑在2030年前后启动其他含氢项目。

绿色氢能成本构成

美元/千克

澳大利亚

日本

中国

欧洲


当前

2030

当前

2030

当前

2030

当前

2030

电解槽资本支出

(中国为碱性电解槽技术,其他国家为PEM质子交换膜电解技术

1.9

1.3

1.9

1.3

0.6

0.4

1.9

1.3

能源成本

2.0

1.6

6.0

4.7

2.0

1.6

2.9

2.3

其他运营支出

(例如维护成本、用水成本)

0.6

0.4

0.6

0.4

0.2

0.1

0.6

0.4

绿色氢能平准化成本(不含储存和运输成本)

4.5

3.2

8.4

6.4

2.7

2.1

5.3

4.0

当前非绿色氢能的最低成本

1.5

1.7

1.4

1.9

潜在的额外运输成本

皮尔巴拉到日本(海运)

假设外加电解槽

青海到河北(陆运)

假设外加电解槽