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火电扭亏为盈，新能源强势增长，五大发电集团又重新站上经营业绩的高坡。华能集团2024年工作会议披露，2023年利润、净利润、归母净利润、经济增加值等主要经营指标达到公司成立以来最好水平，实现利润水平对标行业第一。大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团2023年多项经营指标创历史最好水平，华电集团2023年净利润更是同比增长了近60%。 但是，挑战并未走远。 当前，新能源正在加快进入电力市场，“内卷”加剧；煤电正向基础保障性和系统调节性电源并重转型，与煤炭的周期性矛盾仍未彻底破局；碳减排约束逐渐收紧。 在大力发展战略性新兴产业的浪潮下，更多的新赛道启幕。五大发电集团选择了哪些赛道？能走多远？ 2024年《政府工作报告》首次将氢能定位为前沿新兴产业，要求加快发展。对于经历过煤电“跑马圈地”、新能源“大干快上”的五大发电集团来说，氢能成为拓展新兴产业，寻找新增长点的重要选项。 早在2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》（以下简称《规划》），将氢能定位为未来国家能源体系的重要组成部分，并明确了氢能产业是战略性新兴产业和未来产业发展的重点方向。 3月26日，在2024中国国际氢能及燃料电池产业展览会期间，中国氢能联盟理事长，国家能源集团党组书记、董事长刘国跃表示：“氢能作为能源领域新质生产力的典型代表，正迎来重大发展机遇。” 依托丰富的新能源资源，华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团五大发电央企纷纷在制氢领域布局，并逐步延伸到产业链的各个环节。但面对一个尚处商业化初期的行业，经济性是最大的难题。从何入手，投入几何，每一步都至关重要。 “无论哪个赛道，在发展的起始阶段都是有难度的。”一位电力规划从业者说，“就像风电光伏，十几年前很少人能想象得到其度电成本可以降低到今天这样的水平。” 为什么选择氢 新能源的发展速度确实是始料未及的。 国家能源局2024年4月22日发布的数据显示，截至3月底，全国累计发电装机容量约29.9亿千瓦，同比增长14.5%。其中，光伏发电装机容量约6.6亿千瓦，同比增长55%，风电装机容量约4.6亿千瓦，同比增长21.5%。光伏风电装机容量突破11亿千瓦，占全国发电装机容量的比重约为37.3%。 新能源规模的快速增长使数年前的消纳难题再现，其波动性给电力系统安全稳定运行带来的影响，也日益受到重视。氢能因其可长期存储、应用领域广泛，被视为未来助力新能源消纳的解决思路之一。 2023年，新疆、内蒙古、吉林等多地发文，鼓励通过风电、光伏电解水制氢促进风光资源开发和消纳。多位电力从业者表示，有消纳渠道的新能源项目能优先获得指标，因此企业有动机在上游发展氢能。 《南方能源观察》杂志（以下简称“eo”）梳理发现，华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团都布局了风光制氢业务，以“三北”地区的示范项目为主，海上风电制氢技术也在研发之列。 前述电力规划从业者在接受eo采访时认为，发电企业发展风光制氢是具备优势的，这一类型的项目投资重点在电站，投资额占到整个项目的90%左右，而制氢设备只占10%，氢环节的投资风险较小。 除了配合新能源发展，氢能产业链的想象空间也吸引着这些大型发电集团。过去数年里，经历过机组利用小时下降、煤价高企、可再生能源挤压市场份额等多重压力的五大发电企业，对煤电的投资意愿已不如从前，受限于资源禀赋和地缘政治等因素，常规水电开发进程放缓，同时新能源进入平价上网时代，竞争更加激烈。发电企业亟须培育新的增长点。 一位发电企业相关负责人认为，目前我国正在推进电气化，但电气化达到一定程度后将会放缓，届时传统发电业务的发展空间有限，难以电气化的领域能带来新的发展空间，氢能在难以电气化的领域具备优势。 中国国际经济交流中心能源政策研究部部长、研究员景春梅认为，氢能产业链长，涉及制取、运输、储存、应用等多个环节，是能够跨界整合能源、材料、装备和汽车制造等多个行业的颠覆性技术，科技含量高、带动能力强，既能促进传统产业转型升级，又能催生绿色低碳新产业链，为高质量发展注入强大动力。 2023年底国务院国资委召开的中央企业负责人会议提出，中央企业要适应行业产业发展新趋势要求，进一步增强加快产业升级、建设现代化产业体系的危机感紧迫感，大力推进新型工业化，打造新的产业支柱，切实发挥中央企业在加快形成新质生产力、增强发展新动能中的引领作用。 顺势而为，为推动新能源消纳，发展新质生产力，发电央企纷纷试水氢能。 发电巨头的氢能行动 01.国家电投：孵化“独角兽” 提到国家电投对氢能的布局，外界最容易联想到一家“独角兽”公司——国家电投集团氢能科技发展有限公司（以下称“国氢科技”）。 2024年4月，胡润研究院发布的《2024全球独角兽榜》显示，国氢科技排名634、企业估值135亿元，是氢能行业目前估值最高的独角兽企业，已在2022年实现了B轮融资。 国家电投在2017年进入氢能领域，开始布局能源和产品“两条线”。国氢科技市场营销部副主任史佳介绍，能源线主要聚焦供给侧，以可再生能源发电制氢为主；产品线则聚焦装备，以技术研发支持氢气制取以及氢能在终端的应用。国氢科技的定位是后者，开发燃料电池和质子交换膜电解水制氢（PEM）产品。 此后国家电投对氢能的重视程度不断升级，2018年集团层面成立氢能工程领导小组，这一年国家电投在年度工作会上明确提出建设一流的氢能产业。据《国资报告》报道，2019年国家电投集团党组审议通过《氢能公司总体改革方案》，该方案为国氢科技未来的业务发展和资本运作等制定了详细路径图，提出在完成3到4轮融资后，国氢科技估值要达到100亿元，最终实现IPO上市。国氢科技也是在2019年提升为国家电投直管的二级单位。 史佳介绍，公司关注燃料电池关键技术卡脖子问题，重点攻克催化剂、质子交换膜、模电极、双极板、碳纸等被国外主导的核心技术产品，目前这些产品已经广泛应用在交通领域，形成了稳定的产能。 如何盈利，是氢能企业普遍面临的挑战。有“氢能第一股”之称的北京亿华通科技股份有限公司，2023年归属于母公司所有者的净利润为-2.43亿元，亏损较2022年（亏损1.67亿元）进一步扩大。国鸿氢能科技（嘉兴）股份有限公司2023年公司拥有人应占年内亏损约为人民币4.04亿元，2022年亏损2.73亿元。 国氢科技旗下国家电投济南绿动氢能科技有限公司执行董事、总经理陈颖介绍，氢能产业属于创新投入期，需要企业创新推进机制，全行业共同努力打通商业模式。 史佳介绍，目前国氢科技一方面通过技术自主化来控制、降低成本，另一方面推动产业链发展以形成规模效应。 陈颖认为，氢能应用范围广，覆盖工业、供能、交通等领域。交通领域是氢能产业发展的突破口，可带动相关技术装备和基础设施建设的发展。目前国氢科技已研发了发电领域的燃料电池产品。 具体到制氢设备的应用，国家电投积极布局示范项目。2022年10月，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目启动，采用国氢科技的PEM产品。该项目是截至目前全球体量最大的应用PEM电解水制氢设备的绿氢项目。 02.国家能源集团：发挥场景优势 自2016年，国家能源集团就开始布局氢能产业，8年间，牵头成立了中国氢能联盟、成立了二级专业化氢能公司、在“五大”中率先在总部设立氢能事业部。 国家能源集团北京低碳清洁能源研究院（以下简称“低碳院”）氢能（氨能）技术研究中心副主任何广利介绍，2015年低碳院就对氢能行业进行了调研，开始氢能的战略部署，瞄准制氢、加氢、氢储运等“车下”环节，2017年后持续在这几个环节上进行研发，集团公司也给予了很大的资金支持力度。 相比其他几家发电央企，国家能源集团业务覆盖能源、运输和化工等多领域，丰富的氢气利用场景是其主要优势。 目前，国家能源集团围绕“煤火风光水、化油气氢核”等能源谱系化发展目标，发挥集团煤电化运一体化优势，利用系统内丰富的应用场景，加强氢能产运销协同。重点围绕煤制油煤化工领域绿氢替代，煤电掺氢掺氨应用，新型电力系统氢储能，氢动力重载列车、船舶，绿氢耦合CCUS（碳捕集封存利用）降碳等五大领域开展探索突破。在新疆、内蒙古、宁夏、河北、江苏、广西等省区打造规模化绿氢生产基地，为氢基燃料制备、化工减碳与燃料电池交通用氢提供低成本绿氢供应。 例如，国家能源集团国华能源投资有限公司（氢能公司）【以下简称“国华投资（氢能公司）”】宁东可再生氢碳减排示范区一期项目50万千瓦保障光伏、12万千瓦制氢光伏和永利综合能源站、枣泉加氢站目前已完成建设任务。该项目光伏发电制取的氢气，部分进入国家能源集团宁夏煤业400万吨/年煤炭间接液化项目氢气管网，作为补充原料氢气使用，部分则进入国家能源集团的两座加氢站，供氢能重卡加注，正在推进首批110辆燃料电池商用车运营示范。 国华投资（氢能公司）是国家能源集团战略性新兴产业孵化平台，2023年获得全国氢能信息平台、国家能源氢储运创新平台和中央企业绿色氢能制储运创新联合体等三大国家级氢能科创平台牵头建设任务，获批牵头4项国家氢能重点专项。 2024年4月，国家能源集团重载铁路加氢科研示范站完成两台氢能源动力机车加氢调试，内蒙古蒙西重载铁路加氢科研示范站完成耐低温自动加氢机器人全系统调试，标志着我国氢能源动力装备具备了投入重载铁路市场运行的能力。 在技术研发上，低碳院也十分看重可再生能源制氢、液氢、加氢。何广利介绍，普通碱性电解水制氢虽然有可靠的产品，但依然有很大的提升空间，氢能储运则是氢能大规模应用绕不开的话题，其中液氢优势较为突出，而在加氢站环节，国产化程度相对偏低。 2018年，低碳院开始研发加氢站相关装备及技术，包括压缩机、加氢机、液氢增压泵等，目前在加氢站关键技术和设备方面已有低碳院以知识产权入股的合资公司——中天华氢有限公司在生产和销售相关产品。 何广利认为，加氢站关键设备的使用条件要求高，比如加氢站的氢气压力级别要比运输环节的压力级别高，加氢站的关键技术和装备突破后，前端高压储运环节也可以应用，“当初选择加氢站技术研发也是从氢能整个链条的共性关键技术角度来考虑的”。 03.华电、华能：专注电解制氢 相比之下，华电集团和华能集团的动作更多集中于电解制氢的研发示范。 华电重工股份有限公司（以下简称“华电重工”）是推动华电集团发展氢能的重要力量。华电重工从2020年开始筹划发展氢能业务，定位为可再生能源制氢、储氢、用氢等技术开发、装备制造、工程总包及项目投资、运营一体化的能源服务商。 2023年12月，华电重工披露投资者关系活动记录表，公司自主研发的碱性电解槽产品已应用于内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢示范工程，自主研发的PEM电解槽产品已应用于青海华电德令哈100万千瓦光储及3兆瓦光伏制氢项目。华电重工表示，公司将紧盯市场上的风光电制氢项目，积极参与市场竞争，进一步拓展氢能业务。 2020年底，华能集团清洁能源技术研究院与壳牌合作研究的“非并网风电动态电解制氢工业示范”项目投运，直接利用风机发出的波动电力制氢。2023年11月，华能集团牵头研制的国际首套1300标准立方米/小时碱性电解水制氢系统在华能四川彭州制氢站顺利满负荷产氢。 有发电企业人士认为，风光制氢发展起来，有助于更好地推广企业自身研发的技术设备。 大唐集团在氢能领域的探索相对较晚。2023年11月22日，大唐多伦15万千瓦风光制氢一体化示范项目开工，项目通过以“绿氢”代替“灰氢”的方式，助力煤化工实现绿色低碳转型，是大唐集团首个绿氢重点示范项目。 一位电力从业者认为，受治理亏损煤化工企业等因素的影响，大唐集团发展氢能相对谨慎。有接近大唐集团的从业者表示，目前大唐集团也希望在氢能领域走出具有自身特色的路径，如风光氢储醇一体化示范项目，向产业链上下游延伸。 “牵手”交通、化工：探路商业化 “现在氢能产业链不健全，产业生态没有建立起来，很难靠某一个环节单兵突击来引领产业的发展。”景春梅说。如何推动产业链上下游企业合作，五大发电企业给出了不同的答卷。其中，“牵手”交通、化工是两大发力点。 2024年3月，华电内蒙古能源有限公司、明阳集团、北奔重汽联合举办了内蒙古自治区“风光氢储车”产业生态链启动暨氢能源车辆交车和氢能储运工程研究中心揭牌仪式。据《内蒙古日报》报道，三方依托包头“风光氢储车”开发建设项目，共同打造风光制氢、氢能技术创新平台、氢能重卡制造、氢燃料电池电堆生产、数字储能装备制造和煤炭绿色运输等产、储、运、加、用全产业生态链。 国氢科技成立了专门的氢能交通运营平台，用市场化方式撬动社会资源。史佳介绍，平台可以整合车企、用户等资源，把有发展氢能需求的企业聚集起来，通过匹配整车厂做相应车辆的开发，而后租赁给客户，解决用户侧用不起车的问题，促进氢燃料电池车辆的规模化推广。 “氢能的产业链长，如果产业链上的每一个环节都由同一家企业来做，不太现实，我们希望能把产业链上下游的企业动员起来。”陈颖说。 为拓宽氢气的消纳场景，发电企业将制氢项目延伸至化工领域，用来生产氨、甲醇等。国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目采用“绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢”的一体化解决方案，形成电—氢—氨产业链。华电孪井滩60万千瓦风光制氢一体化项目预计可生产绿氨8.3万吨、绿氢0.3万吨。 “风光资源越来越便宜，用风光发电制取氢气和合成氨的成本也会越来越便宜，逐步具备价格竞争力。”前述电力规划从业者认为，在新能源消纳压力的较大地区，利用风电、光伏制取氢气后合成氨，已初步具备经济性，成本逼近煤制氨，“当新能源价格比较贵的时候，大家不会选择走这条路”。 工业领域是当前及未来一段时间绿氢的重要应用场景，需求主要集中在合成工业用氨、合成工业用甲醇、石油化工、冶金还原剂等。水电水利规划设计总院在2024年3月发布初步预测，工业领域绿氢原料需求在2030年、2040年、2050年和2060年将分别达到800万吨、2100万吨、3000万吨和3850万吨，大于交通领域的绿氢需求（在2030年、2040年、2050年和2060年将分别达到50万吨、1200万吨、2700万吨和3800万吨左右）。 景春梅认为，工业领域脱碳可以选择的载体比较少，氢气除了无污染，还具备燃烧热值高的特点，可作为还原剂替代焦炭来助力钢铁、冶炼等行业脱碳，此外氢也是重要的工业原料，绿氢可以替代原来的化石能源制氢，帮助化工企业脱碳。从交通领域来看，目前氢燃料电池车还难以与电动汽车的发展竞争，而且交通领域碳排放仅占10%，工业领域碳排放（直接和间接）则占到80%，所以氢能脱碳的最大潜力在工业。 但涉足化工产品，不是发电企业的长项。 前述电力规划从业者认为，由氢制取氨和甲醇等化工产品，目前多数发电企业不具备优势，但是主动性高于生产甲醇和氨的企业，且其技术壁垒并不高，发电企业能较快掌握相关技术。“氨、甲醇等属于大宗商品，要在这个方向走下去，发电企业还需要向油气等行业学习运营大宗商品的思维。” 景春梅建议，发电企业应聚焦自身的优势，探索氢电耦合、天然气掺氢、煤电掺氨等领域，“在化工领域，石化企业、煤化工企业可能更有优势”。 从水利水电规划设计总院前述预测来看，未来天然气掺氢、煤电掺氨是绿氢利用规模最大的领域，可有效促进火电清洁低碳转型，同时通过储氢（氨）实现长周期储能，解决跨季能源平衡问题。 但掺氨之后，火电度电成本会上涨。2023氢能嘉年华暨中国氢能100人论坛年会上，水电水利规划设计总院新能源研究院副院长姜海介绍，当绿氨掺烧比例在10%—100%时，度电成本上浮0.174—1.743元，到2030年和2050年，度电成本将分别上浮0.097—0.975元与0.043—0.434元。他认为可以通过设立科技项目、对掺氨电厂给予一定补贴政策、为掺氨电厂配套新能源项目、在大规模外送通道中增加科技引领示范项目等来解决成本高的问题。 |
