氫能觀察消息：3月6日，隆基氫能董事長兼總經理李振國綠氫講堂正式開講，李振國表示：一塊五一方氫，平價綠氫前景可期。


人類最早使用的是比較易得柴薪能源，燃燒值低，分布廣。隨著人類逐步向前發展，主要能源就變成了能量密度比較高，熱值也很高的煤炭和石油，不僅促進了工業的發展，石油作為液體燃料也使得能源的儲運變得更加便利。

今天，人類發展進入新的階段。由于在地球上積淀了幾億年的化石能源帶來了大量的二氧化碳排放，對人類生存環境造成威脅，新能源應運而生。以風電光伏為主的可再生清潔能源的發展為全球創造了新的能源未來。如果將塔克拉瑪干沙漠的1/4裝上光伏，其發出的電量就足以供應全中國；如果將塔克拉瑪干沙漠全裝上光伏，其所發電量就足以供應全球。

光伏發電是硅基能源，今天的我們正走在由碳基能源向硅基能源轉換的路上。太陽能所達到的能量是碳能源能量密度的3,000倍，以石英礦舉例，從它到工業硅再到多晶硅再到單晶的拉棒切片，之后做成太陽能電池片、做成組件，再進行電站的安裝，整個過程直接能耗是1瓦 0.4度電。如果利用礦石做成支架或者鋼材，全部能耗大約為一度電。但在太陽能里，一般的光照條件一年可以發1.5度電，30年的生命周期可以發45度電。由此可見，硅基能源會成為未來能源的主流。

在碳中和已經成為共識的大背景下，隆基已經找到了解決方案，借助綠氫的注入，正走在由碳基能源向硅基能源轉換的路上。

光伏與制氫密不可分

光伏發電成本的降低對于氫能發展具有重要的推動作用。隆基用十多年的時間推動光伏發電成本的技術進步和成本降低的進程，十幾年前光伏發電的成本是幾塊錢一度電，而今天的光伏發電在全球絕大多數國家和地區已經成為當地最便宜的電力能源，技術成本只有幾分錢。在這個基礎上，光伏電站的成本大約為7-8分錢一度電。但由于世界各地的非技術成本構成不同，導致不同地區的實際上網電價也不同。

以去年上半年沙特阿拉伯一個大型的光伏項目為例，當地上網電價只有1.04美分（人民幣不到7分錢）一度電，但在中國就需要兩三毛錢一度電，主要原因就是非技術成本較高。

影響非技術成本包括三個方面：

第一是土地租金和政府稅費；第二是我國資金的機會收益成本很高，這主要體現在一個項目的資產分配機制上，非技術成本的實際受益人或者是地方政府，或者是金融機構，或者是電網，這是國家國民經濟內循環的問題，并不是實際發展光伏而造成的成本。

實際上，今天的光伏成本已經十分低廉。作為全球光伏產業的領頭羊，隆基一直致力于光伏的研發創新，使光伏發電的轉換效率更高，光伏發電的成本更低。而實施這些舉措的重要原因就在于推動氫能的發展和進步。目前電解水制氫技術的主要成本就取決于電價問題，制取一公斤氫需要消耗50度電，如果光伏發電成本降到1毛錢，電解水制氫的成本就會降到5塊錢一公斤，那么電解水制氫就可以與煤制氫抗衡，從而推動全社會綠色發展。

我國目前每年大概消耗3300萬噸氫，這些氫絕大部分都是煤制氫，還有一部分是天然石制氫，這些氫的獲得是以二氧化碳排放為代價的。通過光伏發電電解水制綠氫，才能真正實現綠色，所以光伏和制氫無論從規模上還是從成本上來說都是密不可分的。

只有引入氫能，才能深度脫碳

碳中和定義十分嚴苛，嚴格來講只有相應的碳匯才有對應的二氧化碳排放。對于我國目前的現狀而言，煤炭和石油無法作為能源使用，只能作為化工原料使用。

今天中國二氧化碳排放的構成有42%來自于電力系統，如果以溫室氣體作為標準來看，來自電力系統的二氧化碳排放只占到溫室氣體排放的31%，更多的二氧化碳排放或溫室氣體排放主要來自于能源化工領域，比如鋼鐵冶煉和水泥產業。

未來，城市中的乘用車和商用車可以通過電動汽車的清潔電力直接進行脫碳，而
遠洋貨輪航空飛機無法單獨依靠電力實現脫碳，包括日常生活的取暖也需要引入能量密度更高的能源才能實現深度脫碳。只有引入氫能，才能夠真正幫助社會實現脫碳。

電解水制氫市場前景廣闊

對于中國來說，每年消耗3300萬噸的氫主要在化工領域，比如石油煉化，煤炭化工。目前氫的主要來源還是利用煤制氫技術產生，這種方式直接造成每制成1公斤的氫會有20公斤左右的二氧化碳排放，代價巨大。

利用光伏發電進行綠氫的制取，實現間歇性制氫、連續性用氫的一種模式。如果把每年需要的3300萬噸的氫由綠電制綠氫來替代其中的15%，大概需要4萬臺1000標方的電解水制氫設備。由此可見，電解水制氫市場前景可期。

綠氫在鋼鐵領域的應用與發展

實際上，在中國鋼鐵冶煉產生的二氧化碳排放占據二氧化碳排放總量的第一位。每年有十幾億噸的二氧化碳來自于鋼鐵冶煉，從目前來看，生產一噸的粗鋼會帶來1.4噸的二氧化碳排放。可以說中國鋼鐵領域的減碳壓力比較嚴峻。

在歐洲，許多國家已經開始嘗試進行氫冶煉，日本也在進行氨冶煉的一些嘗試。對于我國來說，如果使用綠氫或者綠氨來替代鋼鐵冶煉的焦炭，就可以大幅度的減少全球的二氧化碳排放。

綠氫耦合制備合成甲醇、合成氨

氫在未來社會里面的應用體系大致是三條路徑。

第一，直接使用氫。直接燃燒氫的副產物是水，通過燃料電池把氫轉化成電，使用十分便利和靈活，但這個路徑最大的問題就是氫的儲運十分困難。

第二，通過綠氫和二氧化碳或者生物質能進行耦合，使其變成甲醇或者是低碳醇體系。這個系統的優點是甲醇或者低碳醇與油氣體系可以共用，輸油管道、儲槽、槽車都是十分成熟和經濟的。但這條路徑將面臨40年之后二氧化碳無法集中式的排放。

第三，將綠氫和氮氣合成氨。目前日本和美國十分推崇綠氨體系，氮氣可以從空氣中直接獲取，但綠氨的運輸、儲存不如甲醇體系容易，氨的應用場景還需要進一步建立。

“綠電+綠氫”

綠電制取綠氫有兩類模式。一類是將綠電通過儲能調節成連續性能源，進行連續性制氫；另一類是利用綠電間歇式制氫。這兩種模式從目前來看，后者的經濟性遠好于前者。

我國風光資源與煤化工、石油化工的分布具有較高的重合性，我國光伏和風電資源富集的地區包括陸上光伏和風電資源豐富的三北地區，以及海上風電資源充足的東南沿海地區。在上述地區中三北地區是我國煤炭和石油資源富集的地區，如煤炭資源豐富的寧東、神木、鄂爾多斯、大同等，石油資源豐富的松遼、塔里木、鄂爾多斯、準噶爾、柴達木等地區；同時三北地區也是我國主要煤化工產業基地，以及重要的石油化工基地，如準東煤化工基地、寧東煤化工基地、克拉瑪依石油化工基地、蘭州石化基地。在海上風電資源富集的東南沿海地區，集中了我國主要的石油煉化基地，如：大連長興島、河北曹妃甸、江蘇連云港、上海漕涇、浙江寧波鎮海、福建古雷和廣東惠州。

利用煤炭、石油資源豐富，煤化工和石油化工企業集中的地區，利用當地的光伏、風電資源發展大規模電解水制綠氫，來替代石化、煤化工領域中的灰氫，形成“光伏電站+電解水制氫+運輸氫氣”的閉環模式，提升綠電+綠氫的規模應用，實現綠氫的“就地生產，就地消納”。

一塊五一方綠氫

最近兩年，光伏產業鏈由于產業不均衡導致原材料價格上漲。這個問題只是短期的階段性狀態，隨著產業資本大規模介入光伏的產業鏈，光伏成本一定會快速下降。

在一些資源豐富的地區，每度電2毛錢的成本是可以實現的。在電解水制氫中，每標方的氫氣需要4.5度電，那么電力成本就可以控制在每方氫9毛錢的水平。由此計算，加上設備的折舊、運維以及相對必要的資產回報率，制氫成本十分有望控制到一方氫一塊五毛錢的水平。

綠氫發展的關鍵要素：政策及碳交易

正如綠電一樣，綠氫成本高度依賴政策，當地的利率水平以及碳價對綠氫成本起著至關重要的作用。

利用光伏發電電解水制氫，實際的技術成本并不高，制取一公斤氫大概需要七八塊錢。這個成本與煤制氫的成本十分接近，甚至低于煤制氫的成本。但是由于利率的存在，對于一些利率高的地區就會導致成本上漲。目前歐洲和日本一些低利率國家，綠電制取綠氫已經實現了低成本。

此外，碳交易的價格也成為了制約綠氫成本的另一大要素。按照煤制氫一公斤需要排放20公斤二氧化碳計算，歐盟每噸二氧化碳排放碳交易要收取六七十歐元，20公斤二氧化碳可以補償回一公斤綠氫，換算成本可以和煤制氫接近。在歐盟利率低、碳價高的地區，綠氫的經濟性有著絕對的優勢。我國上海碳交易所定價，一噸二氧化碳排放要50元，如果補償到一公斤的綠氫上，只能補償一塊錢，在今天來看遠遠不足。

綠氫發展的政策建言

我國氫能產業距離實現大規模商業化和產業化發展仍然有較長的路程，還需要有更多的產業扶持。第一，行業要定義“綠氫”的標準，明確“十四五”、“十五五”期間“綠氫”占比，提出“綠氫”產業發展路徑，提高“綠氫”在工業脫碳中作用和價值，鼓勵用可再生能源水電解制氫；第二，將綠氫管理納入到能源管理體系，制定綠氫價格政策。給予綠氫適當補貼激勵，繼續深化完善碳交易市場；最后，在具備可再生能源發電資源優勢并有綠氫消納的地區，例如四大煤化工基地，建立國家級大型綠氫“領跑者”示范基地，鼓勵推廣先進的產品技術，打通產業鏈實現“制儲輸用”一體化。

我們相信，在國家支持和行業同仁的共同努力下，我們的“綠氫”產業會飛速發展壯大，為實現雙碳目標貢獻力量。