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硅基能源成为未来主要能源
人类最早使用的是比较易得柴薪能源，燃烧值低，分布广。随着人类逐步向前发展，主要能源就变成了能量密度比较高，热值也很高的煤炭和石油，不仅促进了工业的发展，石油作为液体燃料也使得能源的储运变得更加便利。
今天，人类发展进入新的阶段。由于在地球上积淀了几亿年的化石能源带来了大量的二氧化碳排放，对人类生存环境造成威胁，新能源应运而生。以风电光伏为主的可再生清洁能源的发展为全球创造了新的能源未来。如果将塔克拉玛干沙漠的1/4装上光伏，其发出的电量就足以供应全中国；如果将塔克拉玛干沙漠全装上光伏，其所发电量就足以供应全球。
光伏发电是硅基能源，今天的我们正走在由碳基能源向硅基能源转换的路上。太阳能所达到的能量是碳能源能量密度的3,000倍，以石英矿举例，从它到工业硅再到多晶硅再到单晶的拉棒切片，之后做成太阳能电池片、做成组件，再进行电站的安装，整个过程直接能耗是1瓦 0.4度电。如果利用矿石做成支架或者钢材，全部能耗大约为一度电。但在太阳能里，一般的光照条件一年可以发1.5度电，30年的生命周期可以发45度电。由此可见，硅基能源会成为未来能源的主流。
在碳中和已经成为共识的大背景下，隆基已经找到了解决方案，借助绿氢的注入，正走在由碳基能源向硅基能源转换的路上。
光伏与制氢密不可分
光伏发电成本的降低对于氢能发展具有重要的推动作用。隆基用十多年的时间推动光伏发电成本的技术进步和成本降低的进程，十几年前光伏发电的成本是几块钱一度电，而今天的光伏发电在全球绝大多数国家和地区已经成为当地最便宜的电力能源，技术成本只有几分钱。在这个基础上，光伏电站的成本大约为7-8分钱一度电。但由于世界各地的非技术成本构成不同，导致不同地区的实际上网电价也不同。
以去年上半年沙特阿拉伯一个大型的光伏项目为例，当地上网电价只有1.04美分（人民币不到7分钱）一度电，但在中国就需要两三毛钱一度电，主要原因就是非技术成本较高。
影响非技术成本包括三个方面：
第一是土地租金和政府税费；第二是我国资金的机会收益成本很高，这主要体现在一个项目的资产分配机制上，非技术成本的实际受益人或者是地方政府，或者是金融机构，或者是电网，这是国家国民经济内循环的问题，并不是实际发展光伏而造成的成本。
实际上，今天的光伏成本已经十分低廉。作为全球光伏产业的领头羊，隆基一直致力于光伏的研发创新，使光伏发电的转换效率更高，光伏发电的成本更低。而实施这些举措的重要原因就在于推动氢能的发展和进步。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，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，这些氢绝大部分都是煤制氢，还有一部分是天然石制氢，这些氢的获得是以二氧化碳排放为代价的。通过光伏发电电解水制绿氢，才能真正实现绿色，所以光伏和制氢无论从规模上还是从成本上来说都是密不可分的。
只有引入氢能，才能深度脱碳
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。只有引入氢能，才能够真正帮助社会实现脱碳。
电解水制氢市场前景广阔
对于中国来说，每年消耗3300万吨的氢主要在化工领域，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。
绿氢在钢铁领域的应用与发展
实际上，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。
绿氢耦合制备合成甲醇、合成氨
氢在未来社会里面的应用体系大致是三条路径。
第一，直接使用氢。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，通过绿氢和二氧化碳或者生物质能进行耦合，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，将绿氢和氮气合成氨。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+绿氢”
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”。
一块五一方绿氢
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。
绿氢发展的关键要素：政策及碳交易
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。
绿氢发展的政策建言
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。
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