隆基李振国：制氢成本可控制在1.5元/方！建议制定绿氢价格政策

近日，隆基股份创始人、总裁李振国在《绿氢讲堂》节目中指出，在碳中和的背景下，在深度脱碳的环节中，氢能的引入，特别是绿氢的引入，才能够真正帮助社会进行脱碳，并提出“一块五一方氢”的绿氢发展理念。

人类最早使用的是柴薪能源，这种能源具有燃烧值低、分布广、容易获取的特点；后面发展到煤炭，煤炭的能量密度比较高、燃值也比较高，为人类的工业发展，做出了很大的贡献；再后面发展到石油，变成了一种液体燃料，大家在储运方面变得更为便利，在今天，人类能源的一个发展已经有进入到一个新的阶段，因为煤炭和石油都是化石能源，这种化石能源是地球积淀了多少亿的一个碳沉积，现在挖出来燃烧掉，带来了大量的二氧化碳排放，对人类的生存环境、气候变化的影响是巨大的。新能源的发展现在是以风电、光伏这些可再生的清洁能源为主，特别是太阳能光伏发电，资源是无限的，地球荒漠面积的1%装上光伏发出的电量就是目前全球使用的总电量。随着人类社会的发展，直至今天，碳中和已经成为共识，能源转型迫在眉睫，绿电+绿氢将助力碳中和。

低成本的光伏电力，对氢的发展是有重要作用的，目前电解水制氢技术的主要成本就取决于电价问题，制取一公斤氢需要消耗50度电，如果光伏发电成本降到1毛钱，电解水制氢的成本就会降到5块钱一公斤，到时，电解水制氢比煤制氢的成本还要低。那么电解水制氢就可以与煤制氢抗衡，从而推动全社会绿色发展。

我国目前每年大概消耗3300万吨氢，这些氢绝大部分是煤制氢，还有一部分是天然气制氢，我们称之为灰氢，这些氢的获得，是以二氧化碳排放为代价的，如果我们把现在中国消耗氢15%的量，通过光伏这种绿电，电解水职称绿氢的话，大概需要180GW的光伏作为支撑，光伏和制氢无论从规模上还是成本上都是密不可分的。

碳中和定义十分严苛，严格来讲只有相应的碳汇才有对应的二氧化碳排放。对于我国目前的现状而言，煤炭和石油无法作为能源使用，只能作为化工原料使用。 今天中国二氧化碳排放的构成有42%来自于电力系统，如果以温室气体作为标准来看，来自电力系统的二氧化碳排放只占到温室气体排放的31%，更多的二氧化碳排放或温室气体排放主要来自于能源化工领域，比如钢铁冶炼和水泥产业。 未来，城市中的乘用车和商用车可以通过电动汽车的清洁电力直接进行脱碳，而远洋货轮航空飞机无法单独依靠电力实现脱碳，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实现深度脱碳。在碳中和的背景下，在深度脱碳的环节中，氢能的引入，特别是绿氢的引入，才能够真正帮助我们这个社会进行脱碳。

中国每年消耗3300万吨的氢，这些氢主要还是化工领域，比如石油炼化，煤炭化工。目前氢的主要来源还是利用煤制氢技术产生，这种方式直接造成每制成1公斤的氢会有20公斤左右的二氧化碳排放，代价巨大。 利用光伏发电进行绿氢的制取，实现间歇性制氢、连续性用氢的一种模式。如果把每年需要的3300万吨的氢由绿电制绿氢来替代其中的15%，大概需要4万台1000标方的电解水制氢设备。由此可见，电解水制氢市场前景可期。

此外，在中国钢铁冶炼产生的二氧化碳排放占据二氧化碳排放总量的第一位。每年有十几亿吨的二氧化碳来自于钢铁冶炼，从目前来看，生产一吨的粗钢会带来1.4吨的二氧化碳排放。可以说中国钢铁领域的减碳压力比较严峻。 在欧洲，许多国家已经开始尝试进行氢冶炼，日本也在进行氨冶炼的一些尝试。对于我国来说，如果使用绿氢或者绿氨来替代钢铁冶炼的焦炭，就可以大幅度的减少全球的二氧化碳排放。

目前，绿氢就是通过绿电电解水制氢的，这是一个确定性的模式或者是路径，但是氢在未来社会的应用体系中，大致是三条路径：第一个路径就是直接用氢，直接燃烧氢的副产物是水，通过燃料电池把氢转化成电，使用十分便利和灵活，但这个路径最大的问题就是氢的储运十分困难。第二个路径就是与二氧化碳或者生物质耦合制备甲醇，使其变成甲醇或者是低碳醇体系。这个系统的优点是甲醇或者低碳醇与油气体系可以共用，输油管道、储槽、槽车都是十分成熟和经济的。但这条路径将面临40年之后二氧化碳无法集中式的排放。 第三个路径是与氮气耦合制备绿氨，目前日本和美国十分推崇绿氨体系，氮气可以从空气中直接获取，但绿氨的运输、储存不如甲醇体系容易，氨的应用场景还需要进一步建立。

绿电制取绿氢有两类模式。一类是将绿电通过储能调节成连续性能源，进行连续性制氢；另一类是利用绿电间歇式制氢。这两种模式从目前来看，后者的经济性远好于前者。 我国风光资源与煤化工、石油化工的分布具有较高的重合性，我国光伏和风电资源富集的地区包括陆上光伏和风电资源丰富的三北地区，以及海上风电资源充足的东南沿海地区。在上述地区中三北地区是我国煤炭和石油资源富集的地区，如煤炭资源丰富的宁东、神木、鄂尔多斯、大同等，石油资源丰富的松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、柴达木等地区；同时三北地区也是我国主要煤化工产业基地，以及重要的石油化工基地，如准东煤化工基地、宁东煤化工基地、克拉玛依石油化工基地、兰州石化基地。在海上风电资源富集的东南沿海地区，集中了我国主要的石油炼化基地，如：大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、上海漕泾、浙江宁波镇海、福建古雷和广东惠州。 利用煤炭、石油资源丰富，煤化工和石油化工企业集中的地区，利用当地的光伏、风电资源发展大规模电解水制绿氢，来替代石化、煤化工领域中的灰氢，形成“光伏电站+电解水制氢+运输氢气”的闭环模式，提升绿电+绿氢的规模应用，实现绿氢的“就地生产，就地消纳”。

最近两年，光伏产业链由于产业不均衡导致原材料价格上涨。这个问题只是短期的阶段性状态，随着产业资本大规模介入光伏的产业链，光伏成本一定会快速下降。 在一些资源丰富的地区，每度电2毛钱的成本是可以实现的。在电解水制氢中，每标方的氢气需要4.5度电，那么电力成本就可以控制在每方氢9毛钱的水平。由此计算，加上设备的折旧、运维以及相对必要的资产回报率，制氢成本十分有望控制到一方氢一块五毛钱的水平。

正如绿电一样，绿氢成本高度依赖政策，当地的利率水平以及碳价对绿氢成本起着至关重要的作用。 利用光伏发电电解水制氢，实际的技术成本并不高，制取一公斤氢大概需要七八块钱。这个成本与煤制氢的成本十分接近，甚至低于煤制氢的成本。但是由于利率的存在，对于一些利率高的地区就会导致成本上涨。目前欧洲和日本一些低利率国家，绿电制取绿氢已经实现了低成本。 此外，碳交易的价格也成为了制约绿氢成本的另一大要素。按照煤制氢一公斤需要排放20公斤二氧化碳计算，欧盟每吨二氧化碳排放碳交易要收取六七十欧元，20公斤二氧化碳可以补偿回一公斤绿氢，换算成本可以和煤制氢接近。在欧盟利率低、碳价高的地区，绿氢的经济性有着绝对的优势。我国上海碳交易所定价，一吨二氧化碳排放要50元，如果补偿到一公斤的绿氢上，只能补偿一块钱，在今天来看远远不足。

我国氢能产业距离实现大规模商业化和产业化发展仍然有较长的路程，还需要有更多的产业扶持。

第一，行业要定义“绿氢”的标准，明确“十四五”、“十五五”期间“绿氢”占比，提出“绿氢”产业发展路径，提高“绿氢”在工业脱碳中作用和价值，鼓励用可再生能源水电解制氢。

第二，将绿氢管理纳入到能源管理体系，制定绿氢价格政策。给予绿氢适当补贴激励，继续深化完善碳交易市场。

最后，在具备可再生能源发电资源优势并有绿氢消纳的地区，例如四大煤化工基地，建立国家级大型绿氢“领跑者”示范基地，鼓励推广先进的产品技术，打通产业链实现“制储输用”一体化。 我们相信，在国家支持和行业同仁的共同努力下，我们的“绿氢”产业会飞速发展壮大，为实现双碳目标贡献力量。