西部氢矿 | 中国氢能源问题的终极解决方案思考

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西部氢矿

中国氢能源问题终极解决方案的思考

黄宣旭，沈威

（盈德气体战略规划部）

【关键词】氢能源；氢矿；可再生能源制氢

一、氢能与氢矿

我国拥有广阔的国土面积和较为丰富的可再生能源资源。随着氢能技术，特别是制氢、储氢技术的发展，以水电、光伏制氢和风电制氢为代表的新能源制氢技术，逐步成熟，基本具备了产业化的条件。随着设备价格下降和可靠性的提高，在资源丰富的西北、东北、华北等地区，光伏电价已经下降到0.25元/kWh以下，资源丰富的西南地区，水电电价也接近0.2元/kWh，太阳能、风能、水能直接制氢的经济已具备一定的经济性。

因此，突破传统的氢能概念，在可再生能源资源丰富，电 接入条件差的地区，利用太阳能等可再生能源直接制备氢气，并通过液氢或高压氢、金属或有机物吸附等储运技术，送出到氢能源市场。这种模式，类似于矿产资源的开采和储运、利用的模式，我们将其定义为“氢矿”，以矿产资源的角度，分析我国氢能源的储量、开采、储运和使用，以及氢能源与煤炭、石油、电力等常规能源之间的关系。从经济性、可持续发展潜力的角度，分析其对能源战略安全的价值。

“氢矿”的定义：利用风、光、水等可再生能源，采用发电制氢联合设备，直接在资源所在地进行制氢并外运的氢能资源。

由于具备开采利用和直接能源输出的特点，成为可持续开发的氢矿资源，属于国际能源组织所界定的“绿氢”的范畴。与传统的煤炭、石油等资源相比，氢能源的富集度较低，开发成本较高，更依赖技术的革新和可再生能源的政策支持。

通过可再生能源制氢，所获得的“绿氢”无碳、可储存、可运输和分散的特点，使得可再生能源开发跨越电力输送的渠道，而成为与石油和天然气类似的，而且是一种完全绿色的，优质能源战略能源类型。

二、我国的“氢矿”资源评估

根据对氢矿的定义，氢矿是一种可持续开发的可再生能源制氢的氢资源。因此，我们首先讨论我国的可再生能源的禀赋和开发潜力。

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我国可再生能源开发现状

当前，各国及国际组织针对可再生能源相继提出了未来发展目标，欧盟要求其成员国到2020年能源需求的20%由可再生能源实现；德国政府计划到2025年将可再生能源占比由当前的33%提升到40%至45%，到2035年提升到55%至60%。根据我国可再生能源发展“十三五”规划，到2020年，我国要实现可再生能源年利用量7.3亿吨标准煤，其中可再生能源发电达到总发电量的27%。

根据《中国可再生能源发展 告2018年（中国水电水利规划设计总院》统计，截止2018年年底，中国各类电源装机容量189948万kW，相比2017年增加11986万kW，增长6.7%。中国主要可再生能源发电装机容量72896万kW，占全部电力装机容量的38.4%。我国是可再生能源资源大国，但由于中国特殊的地理条件，资源分布与市场不匹配，导致在可再生能源开发程度较低。截至2018年底，我国水电装机（含抽水蓄能）3.52亿kW，在建规模约9100万kW，年发电量1.23万亿kWh；风电装机1.84亿kW，年发电量3660亿kWh，太阳能发电装机1.74亿kW，年发电量1775亿kWh。我国水电、风电、光伏发电装机容量稳居世界第一。

由于可再生能源不能调峰的特性，可再生能源发电占总装机容量的比例始终受到很大限制，尤其是太阳能更需要常规能源补充电 的夜间负荷，或则储能调峰，极大限制了我国太阳能的进一步开发利用。因此，可再生能源结合氢能源，将成为新一代太阳能开发的主要路径。

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我国的风能资源

根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/㎡，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。如果陆上风电年上 电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿kWh电量，海上风电年上 电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿kWh电量，合计2.3万亿kWh电量。

中国气象局风能太阳能资源评估中心，2011年根据国际上对风能资源技术开发量的评价指标，在年平均风功率密度达到300瓦/平方米的风能资源覆盖区域内，考虑自然地理和国家基本政策对风电开发的制约因素，并剔除装机容量小于1.5兆瓦/平方公里的区域后，得出我国陆上50米、70米、100米高度层年平均风功率密度大于等于300瓦/平方米的风能资源技术开发量分别为20亿kW、26亿kW和34亿kW。

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我国的太阳能资源

我国属太阳能资源丰富的国家之一，全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时，年辐射量在5GJ/㎡以上。据统计资料分析，中国陆地面积每年接收的太阳辐射总量为3.3～8.4GJ/㎡，相当于2.4×10?亿吨标准煤的储量。

每年到达中国陆地表面的太阳辐射总能量约为5.28×101?MJ，太阳辐射总功率约为1.68×10?MW，约占全球陆地表面太阳能资源的6.8%，大约相当于全国2010年一次能源消费总量（约9.74×1013MJ）的540倍。水平面平均辐照度约为175 W/㎡，高于全球平均水平。而且，太阳辐射资 源分布广泛，总体呈“西部高原大于中东部丘陵和平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点。根据 年太阳总辐射量可划分为最丰富、很丰富、丰富和一般 4 个等级（表 1）。2018 年，我国陆地表面平均年水平面总辐照量约为 1486.5 kWh/㎡，固定式光伏发电年最佳斜面总辐照量约为 1726.9 kWh/㎡ 【1】。

注：【1】中国气象局风能太阳能资源中心. 中国风能太阳能资源年景公 2018. [2019-01-21]。

表1 中国太阳能资源的总量等级划分及相应区域（引自中国科学院院刊）

我国国土地形复杂，如按3%的开发面积计算，依据2015年的规划水平，平均10MW/25公顷的规划利用率，我国可开发的太阳能发电的资源为115亿kW，年发电量14.4万亿kWh。我国的戈壁滩面积约57万k㎡，如果开发利用其中5%，即可安装超过15亿kW的太阳能光伏发电系统（按25㎡安装1kW光伏电站计算）【2】。

注：【2】中国可再生能源产业发展 告（2018年），国家可再生能源中心）。

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我国的水电资源

目前，全球常规水电装机容量约 10 亿kW，年发电量约4 万亿kWh，开发程度为 26%（按发电量计算），欧洲、北美洲水电开发程度分别达 54%和 39%，南美洲、亚洲和非洲水电开发程度分别为 26%、20% 和 9%。发达国家水能资源开发程度总体较高，如瑞士达到 92%、法国 88%、意大利 86%、德国 74%、日本 73%、美国 67%。发展中国家水电开发程度普遍较低。我国水电开发程度为 37% （按发电量计算），与发达国家相比仍有较大差距，还有较广阔的发展前景。（《水电发展“十三五”规划》国家能源局 2016）

根据最新统计，我国水能资源可开发装机容量约 6.6 亿kW，年发电量约 3 万亿kWh，按利用 100 年计算，相当于 1000 亿吨标煤，在常规能源资源剩余可开采总量中仅次于煤炭。经过多年发展，我国水电装机容量和年发电量已突破 3 亿kW和 1 万亿kWh，分别占全国的 20.9%和 19.4%。

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我国可再生能源分布的特点

从风能、太阳能和水电资源的分布上看，我国的风能资源绝大部分集中在内陆三北地区和沿海近海区域，太阳能资源集中西部地区，水能资源集中在四川、云南等西南地区。

表2 2018年我国可再生能源开发与利用情况表（引自国家可再生能源中心）

除了海上风电，绝大部分资源都远离中东部的经济发达区域。尤其是西部地区，依赖电力线路的送出条件差，弃风弃光弃水的情况较为严重，2018年全年弃风弃光电量331.9亿kWh，主要为新疆、甘肃、内蒙，严重制约了我国可再生能源的持续发展。

图1 我国太阳能资源分布图

从我国太阳能的资源分布图看，呈现非常典型的西高东低的特点，与胡焕镛线基本耦合。这就意味着占我国90%以上的可再生能源，需要考虑长距离的输送到东部地区。因此，如果可再生能源要成为主力能源，就必须考虑两个关键问题：

1）长距离安全输送；3000km以上的输送距离，对我国可再生能源的送出是巨大的障碍，特高压等专线输送、西气东输天然气管线、LNG长距离运输等方式，都为可再生能源的输送提供了可能性和借鉴模式。

2）可再生能源的调峰问题：如果采用输电的方式，就必须要考虑储能，包括光热储能和电池储能，解决调峰。而制氢、氢气液化、液氢储运也是解决方案。

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可再生能源制氢的潜力

根据我国目前对太阳能、风能、水电的剩余可开发量测算，我国可利用的可再生能源潜力为124.5亿kW，可发电量17.6万亿kWh，可制氢3.185亿吨，折合10.87亿吨原油当量，或23.65亿吨标准煤。相当于2018年我国消费的46.4亿吨标准煤总量的50%，潜力巨大。

表3 我国太阳能、风能、水电的剩余可开发量

可以看到，而这也仅仅是我国太阳能总辐照量的千分之一。而且是基于现有的太阳能光伏等技术水平条件下的开发能力，随着太阳能的利用技术的提高，我国可用于制氢的光伏容量还将进一步增加，成为解决我国能源难题的重要支柱。

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“氢矿”资源的分析结论

综合以上分析，我国的氢矿资源总量较为丰富，且呈西高东低的特点：

1）我国可开发制氢的可再生能源总量约为17.5万亿kWh/年，其中太阳能占80%，在现有技术条件下，可制液氢3.2亿吨/年。

2）113亿kW的可开发太阳能资源和14.1万亿kWh的太阳能发电量如果都上 ，则需要至少同等规模的常规能源进行调峰或者相应的储能能力，这在经济上不可行。

3）因此，规模化开发以光伏为主的可再生能源制氢，即氢矿模式，把西部丰富的可再生能源制成液氢（或其他经济的手段）储运，是未来解决我国可再生能源持续发展的关键。

三、“氢矿”模式的技术经济性分析

氢能和风能、太阳能、水能等可再生能源结合，则可以使氢能转变为一种完全的可再生能源，符合国际能源组织给出的“绿氢”的概念。但无论何种绿氢，都存在富集度低的问题。

以太阳能制氢为例，按照我国辐照强度的中值586kJ/c㎡·a，理论上可制备氢气量为52.65kg/㎡，或每平方千米的辐照能量相当于52650吨氢气的能量。但由于利用光伏+电解水制氢，制备和处理氢能源难度大大高于其他能源形式，根据现有的技术水平，每平方公里每年可制备的氢气约2000吨，仅为能量总和的3.2%。如果规模化开发，则1万平方公里的面积可以制备2000万吨液化氢，相当于6500万吨原油当量。

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“氢矿”开发的工艺路线

“氢矿”工艺路线比较简单，即利用可再生能源制氢，并进行氢气储运的一类商业模式。“氢矿”包括再生能源发电、电解制氢、氢气处理、储运。

图2 氢矿开发的工艺路线示意图

太阳能是绝大部分能源的源泉，太阳能以其可持续性和巨大的总量，为未来能源的解决提供了可能性。为更详细地分析氢矿模式的技术经济性，我们通过光伏制氢，分析氢矿开发的工艺路线和技术经济性。

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“氢矿”模式的工艺路线

光伏制氢是利用光伏太阳能发电、电解制氢和气体处理三个工艺模块，捕捉太阳光能，制备可以外运的高压氢气或液化氢气。

图3 氢矿开发的工艺模块示意图

目前的技术条件下，三个部分的工艺模块，技术成熟度均具备初步产业化的条件，其中光伏发电已经大规模工业化；800立方米/小时的碱性电解槽制氢在国内外都已经商业化，效率更高的PEM膜纯水电解槽也已经小规模应用；35MPa的高压氢技术已经商用，70MPa的高压氢技术已经小批量应用；液氢生产方面，国际上30吨/天的液化氢装置已经产业化应用。

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“氢矿”开发的综合效率分析

（1） 电解制氢系统

电解水制氢的系统已经比较成熟。我国航天718所研制的设备，800Nm3/h碱性电解槽的制氢能耗为4.6kWh/Nm3，综合效率约为64%~80%。碱性水电解和PEM膜纯水电解的大致技术参数比较如下表：

西门子 Silyzer 300 PEM膜电解制氢系统的，已经达到10MW功率级，产氢100~2000kg/h（多组），综合效率75%，耗水10kg/kg H2.

（2） 氢液化系统

国外液化氢系统采用节流液化循环（预冷型Linde-Hampson系统）、带膨胀机液化循环（预冷型Claude系统）和氦制冷液化循环三种。由于的液化温度为-253℃，需要进行正仲氢转化，氢气液化效率低、能耗高，液化能耗约为15.2KWh/kg（2012年资料），折合1.37kWh/Nm3，能量效率约为61.6%。

（3） 液氢储运

液氢在常压下的密度为70.9 kg /m3，相当于70 MPa 氢气密度的1.8 倍。罐车的装载重量存储密度超过11%，车载液氢瓶的存储密度可达到6.67%。因此低温液态储氢在存储密度、容量上等方面具有巨大的优势。一辆50立方米的罐车，自重约25吨，可以装载3.5吨的液氢；而同样自重的35MPa高压长管拖车，装载量在0.6吨氢气左右；一辆30吨固体金属储氢，装载量约在1.2吨氢气；与LNG产业类似，在长距离运输的经济性上，液氢具有绝对的优势。

以50立方米液氢槽车为例，在3000km的运输距离，如果采用柴油半挂车运输，综合能量效率为85%；未来如采用氢能卡车运输，考虑蒸发气回收，则能量效率高达91.7%。

图5 液氢长距离运输价格

（4） 制氢水耗

光伏制氢、液氢运输的系统方案，主要的耗水包括：电解制氢耗水，和氢气液化耗水。西门子的纯水电解耗水为10kg/kgH?，液化氢的补充水消耗约为11kg/kgH?，体系的总耗水约为22kg/kgH?。一套年产2000吨液氢的系统，消耗约4.4万吨水。

（5）综合效率分析

“氢矿”模式通过光伏制氢、液氢运输，体系的总效率可以通过效率公式求得：

N=η1×η2×η3×(1-η4) （1）

式中：N——系统总体效率(%)；η1——制氢效率(%)；η2——液化效率(%)；η3——运输效率(%)；η4——系统氢气损耗(%)。

通过对以上各分步系统的效率分析，在西部高辐照度的地区采用“氢矿”模式，获得的系统总体效率为：N=75%×61.6%×85%×(1-5%)=37.3%。

4。4.4

光伏制氢的成本分析

在目前的技术条件下，一座年产2000吨液氢的光伏制氢电站，需要配备的光伏发电、电解制氢、氢气液化三大系统的投资大致如下：

光伏发电：65MW；发电量：1.3亿kWh，占地：1.15k㎡，年发电小时1700h。电解制氢装置：16套800NM3/h碱性制氢电解槽，年利用率1700h。氢液化装置：6.5t/d液化制氢装置，年利用天数300d。液氢运输：50m3运输槽车，柴油或氢电混动。

表5 光伏制氢投资与产能估算表

表6 光伏制氢、液氢储运的成本测算表

据此测算的光伏制氢成本结构如下：液氢出厂成本为2.9元/Nm3，运输1000km，提高到3.18元/Nm3。从成本上分析，液氢出厂的成本中，固定成本和变动成本分别占45%和55%。因此，制氢规模化和进一步提高光伏发电的效率，将有助于提高能源利用效率，降低氢气的出厂价。

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水电制氢的成本分析

水电制氢蕴藏资源的总量远小于光伏制氢，但水电制氢有着更多的技术经济方面的优势，能量更加集中、水资源条件好、靠近市场等特点。我国水电资源丰富的西南地区，小水电的规模通常在10~100MW，与目前制氢、储氢、运输的现有技术规模接近。水电制氢的原料对水资源的环境影响较小，水资源充足。

以50MW的小水电制氢作为测算对象，采用液氢路线年产液氢3426吨，综合投资约为8.12亿元，利用小时数4500小时，年销售收入9400万元。

表7 水电制氢的投资与产能表

表8 水电制氢的成本测算表

据此测算的50MW小水电制氢，成本结构如下：液氢出厂成本为2.49元/Nm3，运输1000km，提高到2.77元/Nm3。固定成本占32%，变动成本占68%，氢气价格对水电电价的敏感性更高。

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“氢矿”模式的技术经济性分析结论

综合以上分析，在现有的技术条件下，采用可再生能源制氢、液氢储运（或其他经济的储运手段）的“氢矿”模式：

1）可再生能源电解制氢、氢储运的技术基本已经产业化，目前尚未大规模应用，但具备技术迭代扩展的条件。

2）在西部高辐照度的地区采用“氢矿”和液氢储运模式，送到东部地区，获得的系统总体效率为：N=37.3%，低于光伏+储能+长距离输电的综合效率，综合效率还有进一步提升的空间。

3）依照0.27元/kWh的光伏电价，测算的液氢出厂成本为2.9元/Nm3，运输1000km，提高到3.18元/Nm3。

4）依照0.29元/kWh电价的50MW小水电制氢，液氢出厂成本为2.49元/Nm3，运输1000km，提高到2.77元/Nm3。

四、“氢矿”模式下氢气价格的比较

氢气如果作为战略能源，则需要在能源最终价格上有经济性，这样才能够摆脱持续的补贴，成为可以市场运作的能源形式。因此，我们将氢矿模式下的氢能源进行纵向与横向的对比，以分析其经济性条件。

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纵向对比：不同能源折合油当量的价格比较

氢气与成品油、天然气等市场价格折合成原油当量的价格比较如下：

表9 氢气及其他能源的原油当量价格比较

由上对比可以看到，在现有的能源价格体系下，如果没有清洁能源补偿，氢能源是缺乏经济性。其中水电制氢的液氢出厂价为169USD/BOE，更接近能源市场的可接受价格。光伏制氢液氢出厂价约为196USD/BOE，略高于汽油的当量价格。但如果采用70MPa高压氢气运输的方式，则可以使水电制氢的300km运输距离下，氢气价格降低到2.0元/Nm3，折合当量价格约为135USD/BOE，而具有更强的竞争力。

因此，进一步提高可再生能源制氢的效率、降低成本；同时，积极探讨氢能源的清洁溢价，使氢能源在供应端尽快达到经济性拐点的关键手段。

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轴功率能源价格

作为交通能源的氢能源，利用燃料电池作为供能的方式。与汽油机、柴油机等其他的常规能源利用形式相比，燃料电池可以达到50%~55%的燃料效率，以及与动力电池组合的混动模式的动力总成。从公开渠道公布的燃料消耗进行比较，目前氢能汽车和其他乘用车的燃料消耗如下表。从表中可以看到，氢能汽车的能耗水平已经低于纯燃油车，并还有进一步降低的空间，实际的燃料费用，氢能汽车低于燃油车。

表10 氢能汽车和其他乘用车的燃料消耗

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目前已经实现大规模工业化制氢的煤化工制氢和天然气制氢，根据中国石油经济研究院惠州炼油项目测算的制氢成本大致如下：

表11 煤炭制氢和天然气制氢的制氢成本测算表

根据现有技术条件测算，不同的光伏电价和水电价格对应的制氢成本如下表。在光伏电价0.2元/kWh，制氢成本为1.66元/Nm3，水电价格在0.2元/KWh，制氢成本为1.12元/Nm3。

表12 光伏制氢投资与产能估算表

如果考虑液氢储运路线，则液氢出厂价格大致如下：

表13 光伏制氢投资与产能估算表

从液氢的生产成本分析，我国西南地区水电制氢，生产的液氢成本已经基本接近大规模天然气制氢的成本。

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氢气与其他能源当量价格分析

综合以上测算，比较氢气和其他能源制氢的当量价格，列表如下：

表14 不同的能源制备的氢气当量价格表

图6 氢气的原油当量价格图

通过以上氢气的成本和经济性分析，得出结论如下：

1） 氢气的能量价格已经具备一定的经济性。从对比图可以看出，目前各种氢气制备的成本折算成原油当量价格，已经介于汽油和天然气之间。

2）水电制氢接近天然气制氢。在目前已经可以达到的0.2元/kWh的最低的水电价格下，水电制氢并液化的成本已经接近天然气制氢。因此，水电氢已经有可能进入以天然气或炼厂干气作为能源的制氢场景。

4）光伏制氢具备大规模开发的潜力，未来如果采取长距离的管道运输，则光伏氢气有可能进一步接近天然气当量价格，成为规模化战略能源。

五、开发“氢矿”的战略意义

传统意义上，由于自然界不存在氢气，因此氢气都是通过其他的能源形式转换而来。我国可再生能源突出的西高东低的问题，长距离的储运技术是资源使用的关键。随着技术的发展，通过利用光伏、水电、风电等可再生能源，和电解水制氢的系统，可以从可再生能源资源丰富的地区，获得可储存、运输的氢气以及下游高压氢和液氢，进行氢能的长距离输送。氢能源也成为和煤炭、石油、天然气等一次能源类似的，作为国家战略资源的能源类型。

1）绿色氢能是未来能源的终极方案之一

2）资源丰富可控

从以上分析中，我国的氢矿资源总体丰富，拥有3.2亿吨/年的资源潜力，氢矿资源也是我国天然禀赋的自然资源，完全不依赖国外的供应，是一种安全的资源。

3）输送安全

从能源输送的角度，我国西部的太阳能制氢输氢的运输方式，氢气的运输相对分散，与西电东送的特高压输电方式相比，具有更强的安全性。资源的分散性，氢矿的开采、储存、运输、使用，有着分散的特点，从战略角度来看，氢矿没有战略节点、不需要重点保护，可以快速分散和集中，可以成为一种能源。

4）易于储存，无需调峰

与电能相比，氢气或液氢可以储存，不需要其他的火电或水电进行调峰或者储能，可以方便布局分布式电源点，实现冷热电联供模式，布局高效的能源利用模式。

5）生态和社会效应

龙羊峡光伏电站，通过种植碱草、固沙草等植物进行光伏支架型式研究，使光伏板下的风速减小了50%以上，蒸发量减少了30%以上，水源涵养量大大增加，土地荒漠化得到遏制。大规模的光伏氢矿的开发，将推动西部地区的生态改善，促进就业和社会发展。

六、结论与建议

我国的氢能资源，是原生可控的资源，是确保我国能源安全的重要能源类型，大部分的可开发的氢矿资源，集中在我国西部广阔的荒漠地区。综合以上分析，对如何开发氢矿资源，有以下几点结论与建议：

1）以“氢矿”的概念，对氢能进行资源化的管理和开发

通过以上对氢能资源的评估，我国氢矿具有资源丰富、开发条件较好的特点。在现有的技术条件下，利用光伏和液氢储运技术，开发西部荒漠的氢能资源；利用电解制氢和液氢储运，解决西南地区的水电资源外送；都已经具备了规模化开发的潜力。因此，对氢能资源进行资源化管理和开发，对解决我国未来大规模制氢和形成千万吨级氢能基地，具有战略意义。

2）我国“氢矿”资源储量丰富，适合进行规模开发

我国拥有干旱荒漠比例很高的国土特点，适合开发太阳能资源，根据我国目前对太阳能、风能、水电的剩余可开发量测算，在现有的技术条件下，我国可利用的可再生能源潜力为124.5亿kW，可发电量17.6万亿kWh。可制氢3.185亿吨，折合10.87亿吨原油当量，或23.65亿吨标准煤。

3） “氢矿”资源的开发已经具备技术经济性

可再生能源电解制氢、氢储运的技术基本已经产业化，具备技术迭代扩展的条件。在西部高辐照度的地区采用“氢矿”和液氢储运模式，送到东部地区，获得的系统总体效率约为37.3%。依照0.27元/kWh的光伏电价，测算的液氢出厂成本为2.9元/Nm3，运输1000km，提高到3.18元/Nm3。依照0.29元/kWh电价的50MW小水电制氢，液氢出厂成本为2.49元/Nm3，运输1000km，提高到2.77元/Nm3。

4）氢能当量价格已经进入常规能源区间

5） “氢矿”具备战略能源的特质

可再生能源制氢的“氢矿”模式，利用我国水电、光伏、风电等低成本的可再生能源制氢，是无碳的绿氢符合未来能源的方向，有利于解决我国在气候变化问题上的困境。更重要的是，这些都是我国的原生可持续的资源，分散但可控，可以储存和大规模运输。解决了光伏未来大规模发展的送出和调峰问题使西部地区的光伏产业大规模开发提供了可能。

因此，我国的氢能资源丰富而且可持续开发，在现有技术条件下，初步具备规模化开发的条件。但是，由于氢气的特殊性，以及氢能源全产业链都在进行技术迭代和商业模式的爬坡，推动氢能源的发展，开发我国西部“氢矿”，使之成为我国氢能源的终极解决方案，有以下一些建议：

“灰氢”不可取，“蓝氢”可以用，“废氢”可回收，“绿氢”是方向。

化石能源制氢的路径，由于不是原生的可掌控的大规模氢源，不能提高能源战略的安全性；碳排放的问题，不利于国家掌握全球气候变化问题上的话语权；因此，利用本来就有限的化石能源制氢，通过消耗化石能源、增加碳排放获得有限的氢能源，在能源战略上存在矛盾。但在当前产业条件下，我国的灰氢和废氢已经拥有2000万吨/年的产业规模，是发展氢能下游产业的关键资源。

因此，开展氢能源的的梯度利用：近期利用灰氢和废氢推动下游氢能源产业的快速成熟，确保下游能源氢市场有氢可供。中期，逐步发展绿氢供应，推动绿氢成本拐点的到来。远期利用绿氢、废氢替代灰氢，是实现无碳经济可行路径。

7） 持续推动绿氢的技术与成本迭代

8） 解决氢气的供应链，实现长距离运输

氢能源由于氢气的特殊性，储运的难度大于其他的化石能源。因此，氢能源的大规模应用，首要解决的是氢能的供应链问题，实现长距离的安全储运。采用高压气态氢、管道输氢、或者液氢路线，以及金属储氢、有机液体储氢等储运方式，在不同的应用场景下实现安全与成本的最优化，将为未来的大规模氢能储运，提供解决方案。

9）发展下游的能源氢市场，需要与化工氢市场相结合

从目前的氢能源的全产业链分析，制氢、储运、加氢、用氢全产业链都在进行成本与规模的迭代，尤其是下游加氢和燃料电池市场，成本大大高于常规能源利用形式。因此，在这个阶段，化工氢和能源氢市场相结合，是快速降低能源氢成本的现实办法。

10）在绿色制氢政策上，应该持续可预期的政策支持

绿氢成本高、供应链复杂，需要从政策上给与支持，目前的绝大部分氢能源政策是支持氢能利用，对制氢储氢输氢的支持力度相对较弱。平价供氢是氢能源产业最终发展的基础，因此，以平价供氢为目标，制定氢能供应战略和配套政策是保障“氢矿”产业的关键。合理规划氢矿的开发，提高产业化的规模，最终实现我国氢能源的弯道超车。

参考文献略，详见《南方能源建设》2020年氢能技术专刊原文。

黄宣旭

沈威

男，1975-，盈德气体（上海）有限公司新能源研究发展总监。

男，1972- ，盈德气体（上海）有限公司战略发展副总经理，复旦大学EMBA，主要从事工业气体行业的管理工作。

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