，报告撰写人为其资产与财富管理部市场及投资策略主席 Michael Cembalest。

  Michael Cembalest是一位经济学与金融学专家，长期关注能源转型、气候变化与投资市场的交叉领域，其写作风格以 “犀利的数据现实主义” 为核心，其报告被机构投资的人、能源企业和政策制定者广泛引用，颇具权威。

  新词不断，槽点拉满是Michael Cembalest写作的一贯特点，今年的报告，也不例外。接下来，跟视知产研院一起，走进这场能源圈一年一度吐槽大会，学新词，涨知识。

  今年年度报告的标题只有一个字：Heliocentrism，翻译成中文，叫日心说。

  Michael Cembalest直接给出了解释：认为地球围绕太阳运转。在本报告中，日心说指的是这样一种观点，即太阳能的迅速增加和储能是能源转型的核心，而且不再需要对配套的热能发电进行新的投资。

  “日心说”支持者的论据在于全球光伏容量的迅猛增长：过去三年间规模翻倍。若彭博新能源财经（BNEF）预测准确，2024至2027年间光伏容量将再次倍增。光伏已成为全世界新增装机的主导力量，2024年占比达60%，预计2027年将升至约75%。据Carbon Brief分析，国际能源署（IEA）多年来低估光伏增速，正竭力修正其预测。全世界内，风光发电总量已超越核电，并将在2025年超过水电。

  信奉“日心说”的学者坚信：美国只需持续增加可再次生产的能源装机与储能规模，其供电曲线终将如欧洲般向右上方迁移（即实现更高比例的可再次生产的能源渗透），因此无需新建任何天然气发电设施。

  然而，Michael Cembalest认为，有几个但是有必要注意一下。首先，全球光伏电站的实际利用率仅为15%-20%，太阳能发电量占比远低于装机容量占比。其次，在大多数国家，电力消费通常只占终端能源消费总量的不到三分之一。电力大多数都用在空间制冷、食品冷藏、电子设备运行，以及商业/住宅建筑中的少量供暖。而交通运输、工业生产和大部建筑供暖仍依赖化石燃料。因此归根结底，太阳能仅占全球终端能源消费的约2%，预计到2027年将升至4.5%。

  报告认为，要把握能源转型的全貌，看下面这张图就够了——终端能源消费中可再次生产的能源的占比，这一指标囊括了所有与能源转型相关的要素。

  转型速度究竟如何？欧洲处于领头羊，自2010年以来其可再次生产的能源占比每年增长0.6%，中国以0.4%的增速紧随其后，美国则为0.3%。按此速度，欧洲需要约20年才能实现30%的可再次生产的能源占比。除非能源生产、传输和消费方式发生根本性变革，否则政策制定者一定要做好长期准备。

  这与高科技产业转型的S型曲线加速发展形成鲜明对比——当前能源转型呈现明显的线性特征（至少迄今为止如此），其演进路径存在本质差异。

  历史上确实存在快速工业转型案例，但常常要满足三大条件：明显降低成本、缩短生产时间及减少能耗。

  例如，钢铁冶炼技术革命：20世纪70年代能源危机期间，平炉炼钢迅速被氧气顶吹转炉和电弧炉取代。 转型周期：仅20年。 关键驱动力：新技术将炼钢时间缩短至平炉的1/10，节能80%-90%。

  再例如，电力驱动替代蒸汽动力（20世纪初），转型周期约30年。原因在较皮带传动系统能耗损失更低、动力输出更稳定可靠、打破线性生产线布局限制、实现按零件流程（而非动力传输）组织生产等。

  当代能源转型跟上述案例相比，缺乏类似的“颠覆性经济诱因”：可再次生产的能源尚未在成本/能效方面形成碾压性优势、现有能源基础设施的沉没成本效应、电网灵活性等系统性挑战未获突破。

  因此，能源转型远未达预期：过去十年全球在风电、光伏、电动汽车、储能、电热及智能电网领域累计投入9万亿美元后，能源转型仍呈线性缓慢推进——可再次生产的能源在终端能源消费占比年增速仅为0.3%-0.6%。

  因此，无论是美国还是欧洲，距离彻底摆脱基荷电源和备用火电机组的日子仍然遥远。储能系统的爆发式增长虽能部分替代天然气电站，但现有数据表明，传统火电在保障电网稳定性方面仍不可或缺。

  对于特朗普2.0时代的能源政策，报告认为这是钟摆再度回摆，“尽管细节尚未完全明确，但特朗普政府显然正在降低对可再次生产的能源的优先级，转而支持化石燃料、国家安全以及降低通货膨胀的愿望。”

  草草说完美国的情况后，报告画风一转，将火力对准了欧洲。这节的标题叫《善无善报：欧洲脱碳的高昂代价》

  欧洲在脱碳速度方面处于全球领头羊。尽管面临多重司法管辖、复杂的许可要求、高人口密度以及风能/太阳能资源远离城市中心等挑战，欧洲仍展现了脱碳的可能性——到2024年底，可再次生产的能源在电力消费中的占比已达50%。

  然而，欧洲正为这一转型付出高昂代价。其能源价格已涨至美国的2至4倍，居民电价更是达到中国和印度的5至7倍。关于欧洲因能源成本绝对值和相对值上升导致的去工业化，已有大量文章论述。这种相对价格的飙升不仅源于可再次生产的能源转型——更高的能源价格也反映了欧洲从俄罗斯管道天然气转向更昂贵进口液化天然气的转变。若俄乌战争结束，俄罗斯管道天然气是否会恢复对欧供应，这将是个值得观察的问题。

  欧洲电力系统的变化带来的后果正在一些意想不到的地方显现出来。在德国又出现“无风期”（Dunkelflaute）事件，风速一下子就下降后，挪威和荷兰的电价也随之飙升。由于相关原因，瑞典最近决定不再推进与德国的新电网互联项目，原因是德国电力市场存在问题。瑞典能源部长提到德国决定关闭核电站时，表示她对德国人“非常愤怒”：“他们有权为自己的国家做出决定，但他们这一决定带来了很严重的后果”……包括1月份挪威政府因中间党派因欧洲能源市场规则而退出导致政府垮台。

  德国能源转型出现了两大后果：进口依赖度上升与发电容量重复建设。2012至2019年间，德国电力年出口峰值始终稳定在约4太瓦时。在关停核电站转而发展不稳定的风电和光伏后，德国转变为电力净进口国，进口峰值达约4太瓦时。

  发电容量重复建设（高比例可再次生产的能源电网的典型特征）是推高欧洲电价的部分原因。下图显示：英德两国的发电装机容量持续增长，而实际发电量却在下降。随着电网脱碳进程推进，这种由可再次生产的能源间歇性导致的副产品可能愈发普遍。

  英国和德国的制造业产出与就业正加速下滑。英国工党首相斯塔默宣称要将该国打造为人工智能卓越中心——但考虑到其天然气储备仅够12天用量、可调度电力持续萎缩、严重依赖天然气进口、北海天然气产量跌至50年最低点以及电价飞涨的现实，这一愿景恐难实现。

  根据欧盟《企业可持续发展尽职调查指令》，在欧盟运营的大规模的公司若未遵守碳排放及劳工/人权相关规定，可能面临高达全球营收5%的罚款。该法规拟于2027年生效。作为回应，卡塔尔已威胁称，若因新规受罚将全面停止对欧液化天然气（LNG）出口。该指令要求企业将欧盟标准应用于全球供应链——对卡塔尔而言，这在某种程度上预示着需对10万家关联企业实施尽职调查。2023年，卡塔尔占欧洲LNG进口总量的14%。

  目前，投资的人对美国核电发展前途的热情高涨，推动纯核电企业及涉核股票在市场上买卖的金额上涨。这背后有几大动因：两党共同支持通过政府法规加速核电发展；老旧核电站重启；多家公司竞相开发新一代核电站及首座小型模块化反应堆；以及市场认为，即便少量新核项目也能从“第N个同类项目”的标准化和人员经验积累中获益。

  报告对此进行风险提示：当心，单个核电站的造价通常相当于电力公司市值的10%。

  首先，从历史上看，1950至1980年间，发达国家主导了全球核电装机容量的增长，但多重因素导致新增项目此后急剧萎缩。自1980年代中期起，发展中国家基本接过了经合组织国家的接力棒，这一格局延续至今未有改变。

  此外，发展中经济体核电站的每兆瓦建设成本通常仅为经合组织最近四个完工项目的零头。发展中经济体的核电站普遍能在6-8年内完工，而经合组织少数完工项目耗时则远超这一周期。

  2024年6月，国会两党共同通过《先进核能加速发展法案》。该法案简化了先进反应堆审批流程，降低先进反应堆技术企业的许可费用，并修订了限制国际投资的过时法规。法案还要求核管理委员会制定专项审批通道，允许在已关停燃煤电厂旧址（现有电网接入点）建设。美国新规能否扭转局面？为时尚早难断言。

  核能行业仍需向投资者和监督管理的机构证明其实力：核电/核废料储存项目在所有巨型工程中成本超支最为严重。佐治亚州沃格特尔3号机组历经多次延误和成本超支后于2023年完工，却在2024年投运的前48周内，因给水泵堵塞和热交换器故障累计停机长达9.5周。美国还面临三重困境：依赖铀原料进口、铀浓缩产能不足、几乎没办法自主供应高丰度低浓铀（HALEU）——比尔·盖茨的泰拉能源项目（怀俄明州反应堆因美国能源部HALEU供应计划启动后需重建供应链，已推迟至约2030年投产）正需此类燃料。

  美国Holtec公司拟重启密歇根州已关闭两年的53年历史Palisades核电站，该电站将成为全世界首个在启动退役程序后重新投运的案例。微软与Constellation能源公司宣布，计划于2028年重启50年历史的三哩岛1号反应堆，发电成本约100美元/兆瓦时；NextEra公司正致力于让爱荷华州45年历史的Duane Arnold核电站（2020年因火灾关闭）恢复运行。尽管老旧核电站重启具有技术可行性，但按现行安全标准，多数机组若作为新建项目将没有办法获得运营许可。质疑声包括Palisades电站2006-2013年期间的工程总监，其指出Holtec缺乏核电站运营经验。虽然这些项目引发电力市场广泛关注，其重启成本和时间表仍存在不确定性。核电一旦进入实质性退役阶段，重启的经济性将难以实现。而且，待这些电站重启时，或需依赖巨额政府补贴。

  增容是指电厂使用新鲜的或更高度浓缩的铀，这一过程能增加电厂容量的1%-20%。自1977年以来，美国核电机组的平均增容幅度约为5%。美国核管理委员会（NRC）指出，目前有2.5吉瓦的增容提议，基于现有的102吉瓦装机容量（相当于在全国范围内新增两座轻水反应堆）。增容在2001-2014年达到峰值，此后大幅放缓。

  报告引用了NextEra首席执行官约翰·凯奇（John Ketchum）2022年在沃尔夫研究能源会议上的讲话：“我对小型模块化反应堆（SMR）持怀疑态度。它们将非常昂贵，而且你还要对这项技术下赌注。在我看来，小型模块化反应堆（SMR）不过是一种『分批小额亏损』的投资选择”。

  报告认为，小型堆在2030年前仍属高风险投资。部分西方SMR项目建成成本可能达1,500-2,000万美元/兆瓦。尽管西屋、NuScale和X-Energy宣称建设周期为36-48个月，历史经验表明该预期过于乐观。“若未来SMR能在成本和工期上证伪此观点，笔者将欣然接受。”

  长期以来，Michael Cembalest对风电和太阳能的边际平准化成本（LCOE）计算方式持批评态度，因为这些测算通常未纳入备用电源或储能的成本。Michael Cembalest也不认可Lazard等机构通过粗略估算得出的风电和太阳能“电网加固成本”的严谨性。在他看来，孤立地计算风电或太阳能的平准化成本（即使包含必要的超额建设和储能）价值有限，毕竟现实中没有人会建造仅依赖风电/储能或太阳能/储能的电网。

  在他看来，最关键的是深度脱碳电网的全系统成本。于是Michael Cembalest干脆自己动手建模。“我们的电网优化模型采用美国五大ISO区域的实际数据，包括每小时发电来源、需求及备用容量。目标是确定太阳能、风电、天然气、碳捕集与电池储能的最佳配置方案（结合现有核电和水电），以最低成本满足需求并降低碳强度。”

  报告线页的具体建模方法，您如果真想要的话，好吧……加文末视知产研院服务号。

  研究结果为：以当前美元计算，将零碳电力占比提升约30%将导致全系统平准化电价上涨15%-35%，每吨二氧化碳的减排成本为85-165美元。

  并且，“我认为这些结果是下限估值，因其未考虑未来交通电气化、住宅供暖电气化及数据中心需求量开始上涨带来的负荷增加。”

  对这个价格，Michael Cembalest倒是没有发表任何评论。你自己看着办吧。

  接下来来到最喜闻乐见的吐槽大会环节，Michael Cembalest首先开喷了可再生航空燃料。

  核心挑战在于：多数生物燃料制备工艺成本高昂，且受原料供应限制——这解释了为何除巴西和印尼外，生物燃料在终端能源消费中占比不足1%。

  绿色航油的生产面临更高要求：现有航空发动机只可以使用含微量氧的特定分子范围燃料（与可耐受含氧分子的汽柴油车用发动机不同），这大幅度的增加了技术难度。

  生物燃料产业面临挑战的另一佐证，是相关企业股价的持续拉垮。雪佛龙、英国石油和壳牌正在缩减利用餐厨废油、植物原料生产生物燃料的项目规模。而由美联航投资的初创企业富尔crum生物能源（致力于将垃圾转化为航空燃料）已申请《破产法》第11章破产保护。

  关于增加生物燃料生产对实际排放影响的争论也存在。一些科学家和国际监督管理的机构得出结论，种植作物以生产航空燃料在完整生命周期内并不能减少排放。原因是生物燃料作物常常会取代粮食作物，从而促使农田向森林和草原扩张，以弥补失去的粮食生产。将森林或草原转变为农田会释放储存的碳，并减少未来该土地上的碳封存。

  这也是合成燃料引起关注的原因之一：它们没有绿色生物燃料那样的原材料供应、农田置换或上游排放问题。然而，它们常常要克服一个巨大的负能量平衡。以一种合成燃料为例，考虑下面说明的过程。通过将（i）通过直接空气碳捕获获得的二氧化碳与（ii）通过电解产生的绿色氢气相结合，可以生产合成甲烷（电子甲烷）。到目前为止，这听起来还不错；这种合成燃料可以在诸如供热、交通和发电等应用中使用。但是……要生产50兆焦耳的合成甲烷，实际上你需要从150兆焦耳的能量开始。这是一个非常昂贵的能量损失，而且这还是在包括进行反应本身所需的设备的资本成本之前。

  因此，“尽管目前有多种合成燃料方案获资助测试，但若任何技术实现商业化，笔者将在这里热情报道。在此之前，投资者务必审慎。”

  2022年开始，Michael Cembalest就在报告里将绿氢毒舌为“whydrogen（为什么氢）”，因为在他看来，许多人声称的绿色氢生产、传输和消费的路径都存在巨大的成本和物流问题。

  如今三年过去了，whydrogen 变成了frydrogen（焦氢）——变成了许多氢项目被“烤焦了”（终止）了，因为能源数学算不过账。

  关于这一个话题，Michael Cembalest最欣赏的评论来自汉斯·纽伯特（Hanns Neubert）在2024年6月德国版《麻省理工科技评论》中的发言：“不存在的电解槽，利用不存在的过剩电力，将氢气输送到一个不存在的管网系统，用以驱动不存在的发电厂运行。或者，氢气将通过不存在的船舶和港口，从那些——你猜对了——同样不存在的供应国运过来。”

  电解槽成本的误解：氢气有一个“原罪”问题：早期对电解槽成本的估计过低。2020年，一份具有影响力的国际可再次生产的能源机构（IRENA）的论文估计电解槽成本为每千瓦750美元。如今，欧洲能源转型委员会承认，当从西方制造商采购时，成本要高得多；2024年的最新估计范围为每千瓦2100至3200美元。这一修正后的评估导BNEF和氢能委员会对2030年西方电解槽成本的预测比最初的预测值增加了5倍。

  在中国，规模效应和补贴使得加压碱性电解槽的成本降低，但在欧洲，如果项目中使用的中国电解槽占整个电解槽堆的比重超过25%，则没有办法获得绿色氢补贴。

  糟糕的能源经济账：制造氢气的能耗超过氢气本身所含能量。将兆瓦时的风能转化为电能，然后用于驱动纯电动汽车（BEV）的所谓“风轮效率”为80%，而燃料电池汽车仅为30%。当用于住宅供暖时，电动热泵的效率比在住宅锅炉中燃烧绿色氢气高出4到5倍。

  缺乏氢气需求：计划在2030年前完成的绿色氢项目中，只有12%确定了承购协议，只有5%的项目进入了最终投资决策阶段。更糟糕的是：在那些有承购协议的项目中，只有11%的承购量代表了有约束力的合同。所以……所有预计的绿色氢产量中，只有1%有约束力的承购协议。

  氢气消费配额不明确。只有韩国和欧盟有明确的氢气消费配额，“我怀疑欧盟最终不会坚持其2030年的目标”。

  电解槽过度投资：电解槽制造商的产能扩张速度远超于需求。BNEF估计，到2024年底，组装产能可能超过50吉瓦，而电解槽需求仅为4.4吉瓦。

  运输和泄漏问题：宣布的氢气管道容量中，不到1%达到了最终投资决策阶段。以氨的形式运输氢气在能量上代价高昂，由于能量转换和损失，往返电力到电力的效率仅为20%-25%。荷兰科学家在评估整个工业氢价值链中的氢气排放时发现泄漏率约为4%。

  极高的补贴和碳减排成本：尽管有大量纳税人补贴来促进供应，绿色氢经济几乎不存在。例如，在美国：每公斤3美元的生产税收抵免相当于每兆瓦时91美元（基于氢气的能量含量，即高于2024年平均在30到50美元之间的批发电力价格），这也代表着每吨二氧化碳的碳减排成本为375美元（！！）哈佛大学的一项研究之后发现，绿色氢涉及的碳减排成本为每吨二氧化碳500到1250美元，在某些情况下超过了直接空气碳捕获的成本。

  因此，只有在满足以下条件时，绿色氢才可能是一种有用的脱碳策略：a) 在电力100%绿色且廉价的地方生产；b) 不需要绿色电力来取代煤炭；c) 绿色氢取代了棕色氢。这种情况可能在西澳大利亚、和智利成立，但这些条件通常不适用于美国、欧洲或其他大国。

  需求响应：需求响应指的是工业、商业和居民用户根据电力价格调整用电量。目前，一些欧洲铝冶炼厂会根据电网中的可再次生产的能源情况调整用电量；新的欧盟法律要求向消费的人提供动态电价电力合同。加州也在进行类似的努力。核心问题是：用户愿意且能够为了更低的价格转移多少用电量，这是否能显著减少电网在大多数情况下要的备用热能发电量？

  航运脱碳：2022年，全球99%以上的航运燃料来自石油制品。目前，针对长距离和短距离航运的生物燃料、氨、氢、甲醇和电力的研发工作正在进行中。马士基宣布将在2025年前交付19艘甲醇双燃料集装箱船，克拉克森报告称2022年有90艘新订单是为氨准备的船只，43艘为甲醇船只，3艘为氢准备的船只。然而，尽管船舶发动机可以为替代燃料“准备好”，但只要替代燃料价格不下降，运营商仍会使用石油制品燃料。这可能还有非常长的路要走：要替代集装箱船和其他普通货船消耗的重质燃料油，绿色氨/氢/甲醇的生产将需要欧盟27国生产的全部电力。船东愿意为绿色燃料支付多少费用？根据2024年波士顿咨询集团（BCG）的一项调查，不超过5%的溢价。即使在补贴之后，这也不够。一个积极的方面是：由于大量的航运活动是运输化石燃料，在更脱碳的未来，航运能源消耗将会下降。

  地质氢：美国地质调查局的科学家发表了一篇关于天然氢的论文，估计有几率存在大量的氢。尽管大多数估计的氢储量不切实际地难以开采，但即使只有一小部分，也可能提供足够的能量来支持净零排放目标，并超过现有天然气储量中的能量。在未来一年中，研究预计将集中在氢储量的位置和开采它们要说明条件。然而，一些报告对此持高度怀疑态度：

  地质氢生产/加工的生命周期评估表明，由于存在甲烷，在大多数情况下要85%以上的氢浓度才能满足清洁氢的定义。

  钠离子电池：锂价格的波动和国家安全问题导致人们对钠离子电池的兴趣增加，钠离子电池也不需要钴或镍，只需要铝和钠。较低的单位体积内的包含的能量和较少的常规使用的寿命充电周期可能会限制它们在数据中心和微电网等固定工业应用中的使用，尽管宁德时代声称其钠离子电池的单位体积内的包含的能量已提高到200瓦时/千克，而锂离子电池的最大值约为260瓦时/千克。美国国家实验室也已开始研发工作。2024年全球钠离子电池的产量仅为锂离子电池的1%，因此这项技术还处于非常早期的阶段。

  核聚变：核聚变在大多数情况下要数十年才能商业化，但我会关注45家私人聚变公司以及中国方面的努力。2025年1月，中国的实验性先进超导托卡马克（EAST）聚变反应堆维持了1066秒的稳定、封闭的等离子体环流，打破了之前的记录（据报道，法国此后通过维持1337秒的超高温等离子体打破了这一数字）。这是朝着正确方向迈出的一步，但聚变反应堆从未实现“点火”，即聚变产生自持能量的那一刻。除了EAST外，一个原型中国聚变电厂正在规划中，中国燃烧等离子体试验反应堆计划于2027年投入运行。反方观点：地球能够正常的使用一个功能完善的聚变反应堆……那就是太阳。它还有10亿年的保修期，距离地球9300万英里，是我们能获得的最简单、最便宜的聚变能源……正如我们在本文开头的执行摘要中所展示的那样。