专访美银证券赵彦琳：能源转型需多条腿走路 短期内传统能源仍将担重任-今日热文

过去两年，在ESG和“双碳目标”的大背景下，二氧化碳减排成为全球焦点。“十三五”期间与“十二五”期间相比，全球化石燃料领域资本开支下降了40%-50%，全球各国也在推进政策补贴光能、风能、新能源汽车等产业发展。

近期，证券时报记者对美银证券中国研究部联席主管、亚太地区基础材料与油气行业研究主管及亚太地区ESG研究联席主管赵彦琳（Matty）进行了专访。她认为，天然气作为低碳排强度、清洁的能源类型，如果成本维持相对稳定，未来10年或将迎来较快发展。

赵彦琳认为，能源转型需要多条腿走路，且短期内传统能源仍会担当重要角色。预计到2025年和2030年，煤炭也依然会在一次性能源中占比达到50%以上。对此她期待，氢能在电网调峰中发挥作用，新能源发电可以通过电解技术转化为氢能、储存氢气，最终通过氢燃料电池供电，解决可再生能源如太阳能发电或风能发电的不稳定性。

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天然气是化石能源中相对低碳的能源

证券时报记者：您认为天然气是属于传统能源还是新能源？在不同的情境下，如何理解天然气在未来中国乃至全球能源转型过程中扮演的角色？

赵彦琳：我的研究主要包括了大宗商品和能源，能源这块包括石油、煤炭、天然气等，大宗商品方面包括水泥、钢铁等建材，铜、铝等有色金属，以及EV（即电动汽车）及电池行业的正极、锂、钴等等材料。

首先，我认为天然气属于传统能源。人类利用天然气已有百余年历史，天然气在燃烧过程之中相比煤炭和石油来说更清洁，其燃烧过程中不释放任何的二氧化硫，其排放的氮氧化物比煤炭、原油分别低60%和45%，排放的二氧化碳比煤炭、原油低55%和34%。相比风光、氢能等新能源，天然气是化石能源中相对低碳、清洁的能源，其特点是资源丰富、高效优质、使用便利，具有可获得、可承受、可依靠、可持续的优势。因此，我们认为天然气是低碳、清洁同时也能够提供稳定供给的传统能源。

其次，天然气在未来转型之中的角色分为短期和长期的情况。短期内，尽管天然气相对风、光等可再生能源依然会有碳排放，但在可再生能源发电和储存技术取得更多进步之前，因天然气具有低碳、清洁、稳定供应、成本较低（国产气0.5-1.0元/立方米）等优势，其或将成为未来能源转型中的桥梁。

另外，国家也在加大天然气的“产供储销”配套设施的投资力度和建设进程。同时，考虑到中国“多煤少气贫油”的资源禀赋，而且受到船只运力、管线、LNG码头等储运设施的瓶颈影响，增速不会骤然加快。因此，煤炭对于保障能源安全稳定的意义重大，煤炭在中国能源结构中的压舱石作用不会轻易改变。

预计未来5-10年，天然气将会获取煤炭在一次能源结构的比例，至2025年增加至10%（2021年占比为8.5%，2022年因为天然气价格较高，天然气在一次性能源中占比下降至8%左右。预计随着天然气价格的稳定，到2025年天然气在一次性能源里面增长回升到9%-10%）。全球来看，天然气的资源分布同样不平衡，俄乌冲突后，欧洲依然需要煤炭、石油在内的其他化石能源作为天然气的有效补充以保证能源安全。

中长期看，由于可再生能源具有波动性、周期性和间歇性，其仍需要天然气作为稳定的能量来源进行调峰配套，同时，可再生能源在时空的分布式特征也更适合结合成熟的天然气管网以及电网。从长期（至2040年到2060年）来看，发展“天然气+可再生能源”的分布式能源体系很重要。随着CCUS技术（碳捕集、利用和埋存）的进步和成本的降低，煤炭、天然气或将在未来的能源结构中保留更多的份额。

能源转型需多条腿走路 传统能源仍是重要角色

证券时报记者：我很同意您提到的煤炭作为“压舱石”的观点。有其他观点也认为，2030年之前，煤炭、石油、天然气等传统能源仍然扮演一个重要角色，相关需求或将在2030年达到顶峰。请问，该观点是否具有普遍代表性？

赵彦琳：过去两年，在ESG和“双碳目标”的大背景下，二氧化碳减排成为全球焦点，中国想达到2060年的碳中和目标，可能将面临巨大挑战。这源于资源禀赋问题，以及中国碳排放占全球的比例。过去5年，ESG理念关注度获得提升——“十三五”期间与“十二五”期间相比，全球化石燃料领域资本开支下降了40%-50%；全球各国也在推进政策补贴光能、风能、新能源汽车等产业发展。

化石燃料大规模减产也带来很多挑战，尤其是在近期俄乌冲突、极端天气，以及全球能源紧张，全球也开始重新审视能源转型和能源安全之间关系，从一味转型、减碳，到现在重新审视该话题，包括中国也在做这件事。我们认为，能源转型要循序渐进，不能一蹴而就，还要考虑到成本、应用以及供应稳定性等因素。

因此，中国“多煤少气贫油”的资源禀赋决定了，短期如未来5年内，煤炭在中国能源结构中仍要起到压舱石作用，其需求仍会小幅上涨。

原油需求将会在2030年以前保持稳定或小幅增加，因此原油供应也会处于相对稳定的阶段，确保满足来自化工领域以及交通领域的需求（虽然目前EV增长较快，原油在交通领域占比下跌，但考虑到2022年EV领域原油增速会明显放缓，原油价格将回落，一定程度上增加原油需求）。

天然气作为低碳排强度、清洁的能源类型，如果成本维持相对稳定，未来10年或将迎来较快发展。2022年天然气在中国能源占比下降，属罕见情况。2022年，中国新能源占一次能源比例约14%，到2025年其占比将明显提升。如果中国要达到“2060碳中和”的目标，新能源占比须达到60%-70%。达到该目标，要么CCUS技术得到稳步发展，要么煤气占比大幅下降。所以，我们认为，能源转型需要多条腿走路，且短期内传统能源仍会担当重要角色。

煤炭主体导向短期内不会有太大改变

证券时报记者：您对于煤炭行业未来前景持什么态度？煤炭行业未来可能会受到哪些因素影响？

赵彦琳：2021年至2022年，煤炭行业均为美银证券在过去两年内首推的行业板块，主要因为，煤炭投资大幅下降，一旦遇到不可控因素，将发挥重要作用。煤炭对于能源保障安全具有重要作用，相比原来能源转化的着重点，政府目前着重强调能源安全。

事实上，很长一段时间以来，尽管很多投资者并不喜欢这种褐色燃料，但我们一直在据理力争——即使在ESG占据主导的投资中，煤炭投资也很有意义。煤炭公司是很多清洁能源投资的主体，包括中国神华（601088）在清洁能源方面的投资、兖州煤业在氢能方面的投资、石油领域的中石油、中石化对氢能、风光的投资等等。

在能源安全大背景之下，以煤炭为主体的导向在短期内不会有太大改变。煤炭会在短期内得到清洁高效利用，在2021年以来，发改委提出保供措施，大约增产3亿吨煤炭，保障煤炭安全供应。鉴于目前煤炭产能保持较高库存（3亿吨）和稳定需求，根据中国已发布的煤价，我们预测2023年煤价会结束两年急速上涨周期；但随着投资和产能的增加，煤价仍会处于高位震荡或略下行状态。

第一，对于煤炭行业而言，除了增强煤炭清洁高效利用外，也应该关注煤化工的发展。比如将绿氢引入煤化工，将电解水产生的氢气用于煤炭、煤化工，降低二氧化碳排放实现煤炭的清洁利用。

第二，CCUS技术是关乎未来煤炭中长期发展的重要部分。目前我国CCUS的成本约在300-600元/吨，而二氧化碳排放权交易价格约为40-60元/吨，两者间存在近10倍价格差距。因此，CCUS暂时不具备大规模商业化的条件。若CCUS后期能实现降本，再加上政府相关政策的支持等因素共同促进，才能为实现煤炭资源的绿色化供给提供可能。

第三，中国煤炭目前依然是全世界最便宜的能源之一，低于国际煤价。虽然煤炭价格相较于2021年同期上涨27%，但约为澳大利亚煤价的67%，且如果以同等热量计算，煤炭价格仅为油价的47%。

所以，我们预计，未来5年煤炭需求仍会保持平稳波动状态，并继续起到供需压舱石作用。到2025年和2030年，煤炭也依然会在一次性能源中占比达到50%以上。同时，受到地缘政治冲突缓和、国际天然气和油价下降等影响，煤炭的供应和库存增多，整体煤炭价格会停止单边上涨，并在2023年出现下降趋势。

“零碳制氢”才是碳中和需要达到的目标

证券时报记者：的确，煤炭的价格优势使其在基础能源中占比仍较高。而氢能作为能源的一种，也具有很强竞争优势，目前灰氢仍是主流并将继续发挥关键作用，这一点可以从哪几个方面具体理解？后续的低碳或零碳制氢前景如何？

赵彦琳：目前，中国氢能发展非常快。纵览去年全球氢能总产量（约为7000万吨），中国3300万吨氢能产量虽然已超过全球氢能产量的45%，但其中灰氢占比为98%。反观日本、欧洲的氢能产量，绿氢比例均超过20%，中国却只有2%。因此中国仍会以灰氢为主，且需求和生产量均较大，其原因如下：

第一，与灰氢的整体工艺应用有关。首先，灰氢可以直接从化石燃料中提取，过程中二氧化碳直接排放。中国具有天然资源优势，煤矿资源占全世界总量的54%、中国的炼油产业领先全球。因此，中国大部分的氢供给是从煤炭、炼油产业中获得。目前，炼油产业作为全球最大的氢气终端用户，各种加氢处理工艺消耗的氢气量，通常超过炼油厂作为副产品提供的氢气量，因此，炼油厂需要通过煤气化、蒸汽甲烷重整的过程生产氢气或从第三方采购。与此同时，中国持续推进绿氢发展。中石化的库车绿氢项目便是为了满足其在塔河炼厂的加氢需求而建造的，这也是目前中国最大的绿氢生产基地。但短期内，我们推测灰氢会继续占主导地位。

第二，灰氢成本较低。目前，灰氢成本约为7-15元/公斤，相比之下，中国绿氢技术相对不成熟，因此绿氢成本约为灰氢的3-8倍，均价为50元/公斤，且降本空间较小。

第三，灰氢发展相对成熟，运用面广。如灰氢已广泛运用于炼厂或冶金行业的生产过程中，所以绿氢的发展需要进一步找到下游用户。

零碳制氢即绿氢，才是碳中和需要达到的目标。首先，零碳制氢是指蓝氢和绿氢。蓝氢是灰氢通过CCUS封存处理后的氢，即使二氧化碳含量大幅度下降，但并未完全消失。再加上CCUS技术的高成本，发展蓝氢可能性较低。因此，目前应以发展绿氢为主。发展绿氢同时面临三大挑战：第一，电解水制氢经济性不高。尽管绿氢应用在技术上可行，但如何降低制造成本，使其在经济上可行仍是一个问题。第二，储氢方面。氢气性能活跃、稳定性差的特点导致储氢难度大，因此如何储能，使其更稳定也是中国经济发展的关键点之一。这也同时导致氢气运输难度较大。

尽管如此，中石化、中石油、中国神华、兖州煤业等都在研究绿氢项目。不仅中石化已有项目在进行中，中国煤化工企业宝丰能源（600989）也投产了一个100兆瓦的绿氢生产设施。未来，我们相信会有更多的绿氢投入生产，虽然储能和运输的发展可能会处在较后期，但我们同样希望能够在之后的十年到二十年内看到成效。只有当这一系列技术都已完善，中国的氢能尤其是绿氢才会得到明显提升。

期待氢能在电网调峰中发挥作用

证券时报记者：目前，日本丰田等企业也在发展氢能汽车，所以请问从全球应用发展的情况来看，氢能可以得到哪些具体落地支持？

赵彦琳：首先，氢能主要用于炼油产业。作为氢能的最大下游用户，炼油产业中的中石化、中石油等企业得以生产高产量灰氢，并直接投入使用。其次是化工和钢铁行业。作为燃料和重要原料，氢能主要运用于炼油和化工过程中的加氢处理（加氢炼化和脱硫）。但不论是炼油还是化工，目前均以灰氢使用为主。因此，如何将其转为绿氢，并在工艺过程中实现脱碳等技术仍处于不成熟阶段。

未来，氢能利用场景主要有三个部分：第一，钢铁行业。作为氢能应用的第三大行业，钢铁行业目前占中国二氧化碳排放量的18%，仅次于电厂。其中90%的钢铁产量通过铁矿石和焦煤结合，即通过高炉生产，每年会排放2亿吨二氧化碳。因此，如果在将铁矿石还原成铁的过程中，使用氢能取代炼焦煤和焦炭，会是较好的应用场景。宝钢作为全世界最大的钢铁巨头，自2022年2月份开始建设第一个百万级的全球较大的氢能冶炼示范项目，目前已开始试运行。如果该项目能广泛应用于中国钢厂，将会起到显著减碳效果。

第二，在交通领域，根据政府规划，到2025年中国燃料电池车保有量要达到5万辆，2030年要达到10万辆。根据中国发改委氢能联盟预计，与2019年交通领域用氢的2万吨相比，政府要求实现2000倍的增长速度，即随着氢能汽车的普及，到2060年，4千万吨氢能或30%氢能需求都会用在交通领域。目前，相对于锂电池电动车的较快增速，氢能车仍属于初级阶段，但已有一些企业正在将氢能运用于重型卡车（HDT）、公共汽车甚至船舶。同样，中石化也预计在2025年前在全国建设1000个加氢站。目前全球加氢站业仅有1000个，所以这是一个非常大的目标。而只有拥有充足的加氢站才能满足氢能车的加氢需求。除此之外，潍柴动力（000338）和加拿大巴拉德公司合作，开发重型卡车专用氢燃料电池动力系统，并建设年产大概2万套氢燃料电池动力系统工厂。因此，随着加氢站电力系统的发展，我们相信电动车将会成为氢能的重要应用场景。

第三，我们期待氢能在电网调峰中发挥作用，即使当前仍处于前期研究阶段。新能源发电可以通过电解技术转化为氢能、储存氢气，最终通过氢燃料电池供电，解决可再生能源如太阳能发电或风能发电的不稳定性。总而言之，这是我们对未来氢能的大致构想。

期待政策指引 更多储能运用有望得到推广

证券时报记者：我个人较多关注储能领域，如全钒液流电池跟风光发电比较密切。在当前中国储能领域，您认为面临的挑战和机遇是哪些？请您也介绍一下锂电池、钠电池的一些新进展？

赵彦琳：储能领域的挑战主要集中在技术经济性、应用安全性、政策环境和市场机制等方面。首先，储能参与电力市场的身份不明确。比如，目前仍不允许独立储能设备向电网供电，以及电网侧的储能设备投资能否在在未来电价定价机制中予以考虑等情况。目前尚无对储能设施从事电力业务的具体规定，所以储能行业人士普遍认为，目前这些不确定性和不稳定性对他们进行大规模投资造成了一定阻力。

第二，储能参与电力市场的机制尚不完善。比如峰谷电价是否由目前普遍的的1:3继续拉大到1:4甚至更高，以及能否构建电力现货市场的问题。目前电力市场中的调度、交易、结算等机制，还难以与储能应用全面匹配。

第三，储能项目建设还需要进一步的标准规范。储能涉及安全性，目前储能建设以小规模企业为主，需要大型企业和国企等规范性企业引导和参与，建立更为规范、完善、体系的标准。

从现状来看，截至2021年底，全球和中国的储能容量分别为209GW和46GW，同比增长9%和30%。虽然中国储能增长远高于全球，但我认为长远来看这个增量还是远远不足的。去年中国新增储能10.4GW，其中最具成本效益的抽水蓄能储能8GW；同时，近几年电动汽车领域蓬勃发展，锂电池的增速在2.4GW左右。

政府也在通过各项政策推动企业配储来平衡新能源的不稳定性，例如“调峰调谷”，中国已有20多个省份执行峰谷电价，像上海、北京、湖北等峰谷电价差较大的省市，已经实现每天24小时2-3个峰谷，每天可以实现储能系统的“2充2放”，这些政策都是十分有效的。但是如何在全国甚至更大范围内应用，我认为仍是有待调整的。在储能时长方面，目前全球储能平均时长约2小时，而中国为约1.5小时，未来如何增加储能时长也是我们需要关注的方向。目前中国的储能项目是46GW，在建项目有24GW，未来储能增速仍将很快。如果政策能够给予更多指引，或将有更多的储能运用方式得到推广。