世界资源研究所最新发布报告《粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状、挑战和建议》(简称《报告》),在梳理粤港澳大湾区分布式光伏和氢能发展现状和未来潜力的基础上,分析了该领域目前在投融资方面面临的挑战,并针对不同利益相关方提出了建议。 

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一篇《报告》解读重点围绕着分布式光伏的发展与投融资挑战展开。《报告》还指出粤港澳大湾区氢能产业发展正当其时:该区域是全国氢能产业基础最好、发展最快的地区之一。本篇解读将探讨氢能的发展与投融资。

 

粤港澳大湾区氢能发展现状

近年来,中国氢能产业呈现积极发展态势,已初步掌握制氢、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺,相关企业超千家,集中在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域,已实现燃料电池车辆小规模示范应用。

粤港澳大湾区汇集了超过300家氢能企业,涵盖燃料电池电堆、氢气制备、储运、加注等领域。其氢能基础设施建设提速,燃料电池车辆推广规模不断扩大,氢能船舶、热电联供及氢能社区等也在逐步开展示范。具体来看广东省,当地氢能产业发展蓬勃,在核心技术研发及产业化、车辆推广、加氢基础设施建设等环节已开展探索。整体来看,当下粤港澳大湾区氢能发展仍面临一些机遇与挑战:

首先,降低氢能供应成本,提高氢能供应链的经济性是产业可持续发展的重要保障。在制氢环节,化石能源制氢和工业副产氢关键技术相对成熟;在绿氢生产方面,可再生能源电价下降、电解槽技术进步是推动生产成本下降的核心;在储运环节,当前普遍使用20兆帕长管拖车与我国氢能产业快速发展的储运需求不匹配,探索30兆帕及以上压力氢气运输、液氢中长距离输运等是降低储运成本的重要途径之一;在加氢环节,加氢设备规模化和国产化率进一步提高是促进加氢站建设成本下降的关键。

上游

氢能产业链上游面临的机遇和挑战 | 图源:《报告》 

 

其次,大湾区氢能发展受体制机制制约。氢按危险化学品进行管理,存储、运输等技术标准不够完善,除新批准加氢站建设用地外,油氢合建站、气氢合建站还不允许采用站内制氢。上游产业链仍未明确责任部门,加氢站建设因仍未明确监管和审批部门,多以地方特事特办形式审批建设。

第三,氢能的终端应用场景潜力未被充分发掘。交通运输领域是氢能产业下游应用市场发展的突破口,目前粤港澳大湾区在佛山、广州、深圳和中山的公交车、物流车等领域已具备一定推广规模。截至2021年底,广东省累计推广燃料电池车超3000辆,以物流车(约占65%)和公交车(约占35%)为主,累计运营里程超3000万千米,推广数量与运营里程均居全国第一[1]。但是,氢能在生鲜、货运、城建、港口码头等物流领域,在城际客运、区域内通勤接驳、“粤东-粤西”长途货运,以及储能、石化化工、钢铁、建筑的领域的应用潜力未被充分挖掘。

下游

氢能产业链下游面临的机遇和挑战 | 图源:《报告》

 

 

粤港澳大湾区氢能投融资面临四重挑战

新型产业在发展初期大多需要政策和补贴扶持,但产业最终能否壮大的关键在于是否找到可持续发展的商业模式。在氢能产业与金融资本实现结合之后,大规模开展氢燃料电池汽车的商业化运营将成为可能。规模化将有效促进技术水平的提升和成本的快速下降,进一步促进氢能在工业、储能、发电、建筑等领域的商业化应用,形成良性循环。

目前来看,粤港澳大湾区氢能产业投融资存在如下挑战:

1. “长期依赖政府补贴”的模式不可持续

氢能产业处于示范阶段,企业大多利用政策补贴维持基本运营。以电池行业为例,相比锂电池行业动辄几十亿元甚至上百亿元的融资额,氢燃料电池行业还处于早期风投孵化阶段,行业发展主要依靠政府引导和财政补贴, 但长期来看不可持续。

政府财政资金有限,应以引导产业发展为主。基于最新的“以奖代补”政策可以预见,大规模补贴的红利时代已经过去,财政资金将重点支持产业链关键共性技术研发与产业化推广。补贴还可能带来产能盲目扩张、技术进步缓慢、商业化发展受阻、劣币驱逐良币等问题,不利于产业可持续发展。

 

2. 产业链各环节成本较高,导致投资风险较高

当前,产业链成本高是粤港澳大湾区以及全国其他地区普遍存在的问题:

- 绿氢是未来主流,但目前电解水制氢成本较高,制约了利用弃风弃光等可再生能源电解水制氢的规模化发展。粤港澳大湾区海上风电具备较大开发潜力,但其制氢成本远高于光伏及陆上风电制氢成本。

- 运输成本与距离和运量密切相关,目前长管拖车单次有效运氢量小,经济性较差。高压气态储运需要投资建设高压容器,液氢储运仍需技术进步推动降低成本,管道运输需要高额的基础设施建设投资费用。

- 加氢站的数量和布局直接影响氢能的储运成本。加氢站土地成本高且投资回报周期长,建造一个加氢站成本高达2000万元左右(不含土地费用),同样的资金能建造4个加油站、40个充电桩[2]。加氢站目前主要依靠政策补贴运营。此外,70兆帕加氢站的压缩机核心技术与国际先进水平仍有一定差距,阀门、流量计等关键零部件仍依赖进口,导致建站成本过高。

- 氢燃料电池车辆购置成本高,主要原因在于燃料电池系统及进口核心零部件。2018年国产燃料电池汽车的综合制造成本约为150万元,同等性能的电动车和燃油车造价仅为其1/6和1/10[3]。此外,较高的氢气价格导致车辆运营成本高昂。

 

3. 产业链各环节投融资分布不均

当前氢能领域投资人比较关注燃料电池及关键零部件和系统集成等相关企业。燃料电池是目前获得资本市场融资的主要领域,融资案例持续增加,2019年共27起,2020年共31起[4]。氢燃料电池行业中电堆系统价值大,企业更容易做大规模,未来行业巨头大概率来自燃料电池电堆系统,也更容易获得投资者青睐。随着产业快速发展,上游氢气制备、储运环节应逐渐受到资本市场的关注

 

4. 市场投资主体单一,资金集中于少数头部企业

中国氢能领域投资主要来自央企和地方国企,以产业基金为主,财务投资人参与较少。业务扩展方式主要有两种路径:一是遴选行业“小精尖”企业,在估值尚未高企的情况下切入;二是行业巨头通过共同成立产业基金、合作开展项目等方式实现强强联合、优势互补

在没有民间资本大量参与的情况下,氢能领域风投基金的数量和规模很小,资金来源渠道单一。燃料电池汽车示范应用城市群工作启动后,带动氢能领域投融资大幅提升,2021年全年氢能相关投融资金额超过200亿元,同比提升超过6倍,但是投融资事件数量仅小幅提升,单笔投资金额提升明显总体来说投资集中于少数产业链头部企业[5]

 

如何应对:机制建立+环境优化

针对粤港澳大湾区氢能发展所面临的制约因素和投融资挑战,《报告》针对投融资机制和环境提出以下建议:

 建立政府引导的投融资机制,促进投资规模化,资金流向均衡化:

- 建议政府部门应加快推动完善氢能产业“1+N”政策体系,明确财政、税收等多方面政策的支持标准和时限;完善投融资体制机制,建立健全投融资监督管理制度,公开透明监督。

- 建议地方政府应当适当放宽储氢瓶、加氢站等标准。探索可再生能源发电制氢支持性电价政策,完善可再生能源制氢市场化机制,健全覆盖储能的价格机制,探索氢储能直接参与电力市场交易

- 建议政府相应制定差别化利率等差别化政策,对资金需求迫切且风险相对较高的地区和环节给予更多金融优惠政策,引导投资人分散投资。

- 建议政府积极鼓励、引导金融机构和企业成立产业基金,从机构投资者、私人资本、国内大型企业等方面拓宽风投来源,扩大风投总量。将氢气运输、氢能终端利用纳入《绿色产业指导目录》和《绿色债券支持项目目录》,并给予担保、贴息等政策扶持。

大湾区

图源:pixabay 

构建多渠道融资环境

- 在融资额度方面,行业希望金融机构针对可以产生持续现金流的资产考虑资产融资模式——金融机构结合项目资产价值或信用搭配资产的方式,提供比信用评价体系更匹配项目需求的融资额度和放款进度。

- 在融资利率方面,金融机构可以提供优惠利率,例如通过央行2021年11月公布创设的“碳减排支持工具”申请低成本资金。


《粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状、挑战和建议》研究由汇丰银行支持,中科院广州能源研究所、中国新能源电力投融资联盟、佛山环境与能源研究院共同参与。

参考文献

1. 佛山环境与能源研究院根据相关资料整理

2. 佛山环境与能源研究院根据相关资料整理

3. 车百智库、百人会氢能中心,2022

4. 佛山环境与能源研究院根据相关资料整理

5. 数据来自中信证券研究部