▲ 隆基股份創始人、總裁李振國

 

低成本的光伏電力，對氫的發展是有重要作用的，目前電解水制氫技術的主要成本取決于電價問題，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，到時，電解水制氫比煤制氫的成本還要低。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，這些氫絕大部分是煤制氫，還有一部分是天然氣制氫，我們稱之為灰氫，這些氫的獲得，是以二氧化碳排放為代價的，如果我們把現在中國消耗氫15%的量，通過光伏這種綠電，電解水支撐綠氫的話，大概需要180GW的光伏作為支撐，光伏和制氫無論從規模上還是成本上都是密不可分的。

 

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。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。在碳中和的背景下，在深度脫碳的環節中，氫能的引入，特別是綠氫的引入，才能夠真正幫助我們這個社會進行脫碳。

 

中國每年消耗3300萬噸的氫，這些氫主要還是化工領域，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。

 

此外，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。

 

目前，綠氫就是通過綠電電解水制氫的，這是一個確定性的模式或者是路徑，但是氫在未來社會的應用體系中，大致是三條路徑：第一個路徑就是直接用氫，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。第二個路徑就是與二氧化碳或者生物質耦合制備甲醇，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。第三個路徑是與氮氣耦合制備綠氨，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”。

 

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。

 

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。

 

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。