黄宣旭*，练继建，沈威

（1.盈德气体集团有限公司；2.天津大学建筑工程学院）

0 引言

2020 年中国宣布了国家“碳中和”目标：力争2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”；到2030 年，单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005 年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005 年增加60×108m3，风电、太阳能发电总装机容量将达到12×108kW 以上。

为达成“碳中和”目标，开发丰富的可再生能源资源是最可行的路径。而把资源地直接输出的氢能作为新的能源资源类型，即“氢矿”的管理模式，实现可再生能源就地转换储存，并利用氢能应对气候变化的优势和作为战略能源的潜力，推动新的能源革命，有助于解决中国的能源结构性问题，以应对气候变化和保障能源供应安全。

1 “氢矿”与中国能源战略选择

本文对“氢矿”的定义：利用风能、太阳能、生物质能源等可再生能源，直接在资源地制取“绿氢”，并将液氢外运的氢能资源称为“氢矿”。具有开发潜力的资源富集地区，可称之为“氢田”。

通过可再生能源制氢所获得的“绿氢”具有低碳、可储存、可运输的特点，是一种绿色的优质能源。在现有能源体系下，氢能是由其他能源形式转化得到的二次能源。但随着氢能技术，特别是水电、光伏、风电制氢和液氢储运等新能源制氢及储运技术的发展，“绿氢”已经具备了产业化条件。由此，为综合评估中国的氢能资源，需要突破传统思路，将资源地直接制取得到的氢能资源定义为一次能源，视同矿产资源进行资源化管理。

自2012 年起，中国已经成为全球最大的能源消费国和最大的碳排放国。2019 年中国能源消费总量48.6×108tce，煤炭占一次能源的57.64%［1］；2019年全球一次能源消费总量达到583.90 EJ，同比增长1.3%，中国占全球能源消费总量的24.3%［2］。2019年中国碳排放量约占全球碳排放总量的29%。2020年全球二氧化碳排放量为306×108t，中国碳排放量增加约1%［3］。作为全球性大国，由于供应安全与气候变化的矛盾，中国能源战略正面临挑战。

1.1 中国的能源与气候矛盾

将中国和全球主要经济体进行比较，可以发现中国的能源与气候的结构性问题。美国在页岩油气革命后，完成了能源自给，以相对低碳的天然气和新能源替代，实现能源战略平衡。欧洲以较高的能源价格，依靠丰富的可再生能源资源发展新能源和多渠道的能源供应，确保能源战略平衡。

2019 年中国能源消费结构中，煤炭消费量约为40×108t，石油消费量约为6.5×108t，天然气消费量为3 067×108m3。全社会用电量7.2×1012kW·h。2019 年，中国能源净进口量达到约10×108tce，整体对外依存度21%，石油进口依赖度接近70%。由于油气严重依赖进口，煤炭消费又面临供应安全与气候变化的矛盾，因此，通过发展清洁能源和持续的能源技术升级，进一步降低煤炭的消费比例，是实现能源战略平衡的必由之路。但由于经济高速发展，碳排放强度持续下降的同时，碳排放总量持续缓慢上升，“碳达峰”难度较大。

孙士昌等［4］认为，资源储量丰富且价格低廉是能源转型发生的基础条件，低碳与高能量密度能源是发展总体趋势。对于中国正在经历的第三次能源转型，技术进步是根本驱动力，而政策引导是关键驱动力，未来发展方向将是能源供应的清洁化与能源消费的高效与智能化。

2014 年中国发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020 年）》，宣布以开源、节流、减排为重点，确保能源供应安全，转变能源发展方式，调整优化能源结构，创新能源体制机制，着力提高能源效率，严格控制能源消费过快增长，着力发展清洁能源，推进能源绿色发展，着力推动科技进步。因此，正在进行的以可再生能源为基础的低碳能源革命，是中国实现“碳中和”的必然路径。

1.2 可再生能源的需求与问题

中国政府承诺，到2030 年非化石能源占能源消费总量的25%，其中大部分是可再生能源。根据《中国能源革命进展报告（2020）》预计，中国能源消费总量到2030 年不超过60×108tce［5］，这意味着非化石能源消费为15×108tce，相当于12.2×1012kW·h可再生能源发电，需要约50×108kW 的新增可再生能源装机。黄维和等［6］认为，“碳中和”背景下，构建以可再生能源为主的能源体系已是大势所趋，石油和天然气作为传统能源在低碳深度转型要求下必须重新定位。薛华等［7］分析认为：欧洲石油公司普遍对太阳能、风能等可再生能源的前景更加看好，能源转型会提前到来，因此积极在这些领域投资和布局；2018—2020 年，欧洲石油公司在新能源业务的支出占其总支出的5%～13%。但由于东西部地区的资源不平衡，中国新能源发展的电网消纳和长距离送电问题，成为制约新能源快速发展的关键。

1.3 中国实现能源战略再平衡的关键——“氢矿”

中国多煤、少气、缺油的能源资源禀赋特性，导致中国能源消费结构中煤炭比重高，这使得中国应对气候变化面临严峻挑战。而加大力度发展以可再生能源为主的新能源，又将显著推高能源价格，给政府财政带来沉重负担；大量依赖进口石油和天然气，则会严重威胁能源供应安全。

国际氢能源委员会在2017 年发布的《氢能源市场发展蓝图》中，将低碳排放的可再生能源制氢定义为“绿氢”。氢能作为终极能源解决方案，将深刻影响中国能源应用的前景。2019 年，中国氢能联盟发布了《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》［8］，预计到2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%（约5×108tce，折合氢气1.1×108t）。毛宗强等［9］分析认为，中国67%的氢气是通过煤气化和天然气制氢技术工业化生产，其余为焦炉煤气、氯碱化工副产氢。

未来80%的氢将来源于可再生能源制氢。中国广阔的西部荒漠拥有充沛的光照条件和风资源，西南地区拥有较为丰富的水电资源，具备开展可再生能源制氢的资源条件。快速发展的光伏技术和产能，使得中国拥有低成本、规模化发展“绿氢”的产业基础。因此，资源地制氢的“氢矿”模式作为一个综合性的解决方案，将是中国减少温室气体排放、承担大国责任，同时兼顾能源安全、减少石油依赖，应对中国能源问题的钥匙。中国能源战略平衡示意图如图1 所示。

图1 中国能源战略平衡示意图

2 “氢矿”资源开发工艺路线

利用可再生能源制氢，并进行氢气液化、储运和外送的“氢矿”资源开发工艺路线如图2 所示。通过可再生能源发电（或直接制氢）、电解制氢、氢气处理、储运等环节，将氢气送至用户。

图2 “氢矿”开发与氢供应链示意图

以光伏电解水制氢为例，利用光伏太阳能发电、电解制氢和气体处理3 个工艺模块，捕捉太阳能、制备可以外运的高压氢气或液化氢气。光伏发电制氢工艺路线如图3 所示。

图3 光伏发电制氢工艺路线图

液氢具有与石油类似的特性，其能量密度高、可运输、可储存、标准化，并且可以在终端直接利用。因此，液氢被认为是最有潜力的“氢矿”产品之一，下文主要以液氢为产品估算“氢矿”储量。

3 “氢矿”资源的“碳中和”价值

作为一次能源的“氢矿”将为中国的“碳中和”提供可靠路径。与油气田相比，“氢矿”“绿氢”有着低碳的特性。而氢气作为能源化工原料，与二氧化碳反应生产甲醇、甲酸等基础化工原料，有明显的“固碳效应”，满足CCUS（碳捕集、利用与封存）原则的碳减排要求。预计2030 年中国甲醇年消费量约1×108t，大部分甲醇的碳在生命周期结束后被固定在产品中。因此，利用“氢矿”的开发，替代煤制气等高排放的工艺，将“氢矿”中开发的“绿氢”，注入到煤化工、钢铁工业等大量排放二氧化碳的工业领域，用于实现“碳中和”，对中国传统行业的低碳转型和“碳中和”有着巨大的意义。

3.1 光伏“氢矿”的碳足迹测算

何后裕等［10］对光伏发电的碳排放量进行了统计，发现光伏组件在生产过程中碳排放量较大，采用冶金法冶炼太阳能级硅，燃煤冶炼硅材料贡献了大部分的碳排放量，光伏组件运输过程中车辆燃油产生的碳排放量较小，仅占5.60%。光伏系统的能耗主要发生在光伏组件的生产和光伏电站的建造过程中。

根据收集的2016 年和2020 年光伏系统建造的主要工艺过程数据，折算得到每太阳能光伏电池的峰值总功率（kWp）的能耗见表1。

表1 光伏电池能耗测算

随着166 mm 以上大尺寸硅片的批量应用，50 nm切割线等技术的应用，晶硅利用率进一步提高，光伏电池效率超过20%，光伏电站的能耗从2016 年的1 465 kW·h/kWp 下降了约30%。国家能源局公布的数据显示，2020 年中国光伏平均利用小时数为1 160 h，其中蒙西地区最高，为1 626 h。随着技术进步，光伏电站的碳足迹不断下降。

光伏电站的25 年全寿命周期总碳排放可按下式进行估算：

周祥等［11］的研究显示，西部某光伏电站单晶光伏组件，以33°固定倾角方案，实际运行小时数为1 498 h。以此为例，计算25 年的总发电量下的碳足迹，发现最主要的碳足迹是光伏系统的制造所产生的碳排放，全寿命周期的碳排放量为 16.59 kgce/（MW·h），仅为网电700 kgce/（MW·h）碳排放量的2.3%。由此计算碳足迹，光伏电站水电解制氢，液化氢并运输1 000 km 的“氢矿”模式，终端接收到的每公斤液氢，其二氧化碳排放量为1.78 kg，较欧洲现有的“绿氢”标准4.37 kgCO2/kgH2排放更低。

3.2 氢的CCUS 效益

氢是能源化工最常用的原料，氢和二氧化碳可以直接合成为苯［12］。而在催化剂作用下，氢与一氧化碳或二氧化碳反应生产的甲醇，是合成气制甲醇，进一步转换为烯烃等的基础化工原料，其化学方程式如下：

该反应为放热反应，反应放热93.7 kJ/mol。在这个过程中，每3 mol 的氢气和1 mol 的二氧化碳反应，将二氧化碳固定在基础化学品中，实现了7.33 kgCO2/kgH2的回收利用。

4 “氢矿”资源评估模型

“氢矿”资源量是基于风能、太阳能、水能等可再生能源富集地区的可再生能源资源量。“氢矿”具有可持续和稳定的特点，是可持续开发的低碳能源。但与传统的煤炭、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，因此，有必要建立“氢矿”资源特有的评估原则，为决策提供依据。

4.1 “氢矿”资源评估原则

本文提出“氢矿”资源评估方法，是参考SEC（美国证券委员会）油气储量评估准则，以确定性原则评估中国“氢矿”资源条件和开发成本，分析资源禀赋和开发潜力，从矿产资源的视角，研究“氢矿”的储量和开发价值。

SEC 采用了SPE-PRMS 分类体系中的“储量”类别，而“次商业”类别和“资源”类别未被纳入SEC 储量体系。本文基于现有开发技术，分析“氢矿”资源量的确定性，判断可用于经济性评估的证实储量。“氢矿”与油气矿确定性原则下的储量评估标准如表2 所示。

表2 “氢矿”与油气矿确定性原则下的储量评估标准

与油气资源类似，液氢或气氢是“氢矿”开发的产品。与油气资源的储量有限性不同的是，“氢矿”资源基于可再生能源，是可以持续开发的资源。“氢矿”资源的评估是基于规划的资源、现有的技术、经济的产品，以及项目开发等为确定性原则下的资源开发潜力，即每平方千米、每年可制取的氢能质量。

在现有技术和开发条件下，“氢矿”富集度低、开发成本高，是制约“氢矿”开发的现实问题。本文构建“氢矿”资源模型，为中国“氢矿”资源的 利用和“氢田”远景规划，提供参考依据。

4.2 “氢矿”资源储量评估模型

首先，“氢矿”资源是一种可再生能源，资源量是年度可开发量；其次，“氢矿”资源可开发量由确定的可再生能源资源量和现有技术条件下的能源转换效率两个要素构成。由此提出以下评估公式：

式（3）中：HPR（Hydrogen Proved Reserves）——“氢矿”证实储量，在当前技术条件下的可开发资源量，tH2/（km2·a）；H i——不同种类可再生能源（可兼容）制氢能力，tH2/（km2·a）；iG——单位面积的不同种类可再生能源量转换为制氢能源的资源量，GJ/（km2·a）；i——可再生能源的种类；E iR（Exchange Rate）——现有技术条件下不同种类的能源转换效率，%；HHV（High Hot Value）——氢气高位热值（常数），143 MJ/kg。

可再生能源资源量可以通过资源普查获取，包括风、光、水、潮汐等。能源转换效率，则需要考虑包括制氢、液化和损耗后的净效率，其计算公式如下：

式（4）中：1η——制氢效率，%；2η——液化效率，%；3η——氢气损耗后净效率，%。

能源资源量受可再生能源年景影响略有波动。与原油资源类似，随着技术进步，采收率提高、开采成本下降，确定性原则下的证实储量会增加，从而影响到油田开采的经济性。参照表2 的确定性原则下储量评估标准，“氢矿”也有着类似的性质，能源资源转换效率受技术进步和工艺路线的发展，不断逼近理论极限。

4.3 典型的西部地区“氢矿”资源算例

以西部风光互补（光伏+风电）制氢、液化后送出的开发工艺路线为例，估算“氢矿”资源通过光伏制氢、液氢运输，其开发体系的总效率和储量。

4.3.1 可再生能源资源量

中国气象局的统计显示，中国一类地区全年辐射量在6 700～8 370 MJ/m2。根据国土资规〔2015〕11 号《光伏发电站工程项目用地控制指标》，在北纬35°，中国的光伏电站规划用地面积约16.75×104m2/10 MW，发电小时数约1 500 h/a。由此分析，规划用地标准下的太阳能资源转化为电能后的资源量为0.323 GJ/（m2·a），约占实际辐射能量的5%。

中国风能资源丰富区的100 m 高空，平均风功率密度约为400～500 W/m2，在I 类风资源地区或海上风场，平面规划面积约50～70 MW/km2，年利用小时数约为3 000 h。风能资源转化为电能后的资源量约为0.648 GJ/（m2·a）。

随着光伏组件和电站系统的技术发展，目前多晶硅电池光伏系统的发电效率已经接近20%，单晶硅光伏系统的发电效率超过23%，晶硅和钙钛矿异质结电池复合电池效率甚至超过了25%，实际用地已经大幅度下降。

4.3.2 电解制氢系统效率

电解制氢现有技术主要是碱性水电解和质子交换膜（PEM）纯水电解制氢。目前碱性电解水制氢系统在中国已经比较成熟，800 m3/h 规模碱性水电解制氢的电解槽能耗为4.6 kW·h/m3，综合效率约为75%～80%。西门子 Silyzer 300 PEM 膜电解制氢系统已经达到10 MW 功率级，产氢100～2 000 kg/h（多组），综合效率75%，耗水量10 kg/kgH2。

4.3.3 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3 种。由于氢气的液化温度为-253 ℃，并且需要进行正仲氢转化，因此氢气的液化效率低、能耗高。据预测，到2025年，氢液化能耗将降低至12.5 kW·h/kg，能量效率约为76%［13］。

4.3.4 液氢储运

液氢在常压下的密度为70.9 kg/m3，罐车的质量储氢密度超过11%，车载液氢瓶的质量储氢密度可达到6.67%。1 辆50 m3的罐车，自重约20 t，可以装载3.5 t 的液氢；而同样自重的20 MPa 高压长管拖车，氢气装载量在0.3 t 左右。因此，在长距离运输的经济性上，液氢具有绝对的优势。

4.3.5 “氢矿”资源量估算

采用风光互补制氢并液化的开发路线，制氢效率为75%、液化效率为76%、氢气损耗5%，根据式（4），其能源转换效率为54.2%。根据式（3），可估算出西部典型“氢矿”可开发资源量为3 670 tH2/（km2·a），具体见表3。

表3 典型的西部地区“氢矿”资源量估算

5 中国“氢矿”资源储量

“氢矿”的资源禀赋是可再生能源，特别是太阳能、风能和水能资源。本文根据文献公开的中国可再生能源的禀赋和开发潜力，评估中国“氢矿”资源储量。

5.1 中国可再生能源开发现状

到2030 年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12×108kW 以上。据统计，截至2019 年底，中国主要可再生能源发电装机容量79 488 kW，占全部电力装机容量的39.5%［14］。

5.1.1 太阳能和风能资源

根据中国气象局风能太阳能资源中心公布的《全国风能资源评估成果（2014）》，中国风能资源丰富，总量与美国接近。70 m 高度陆上风能资源技术可开发量达到26×108kW；近海100 m 高度水深5～25 m 范围内的风电资源技术开发量为1.9×108kW，25～50 m 范围内的技术开发量为3.2×108kW。合计技术可开发量约为31.1×108kW。

据统计，2019 年中国陆地表面平均年总辐射量约为5 295.2 MJ/m2［15］。据《2018 年中国风能太阳能资源年景公报》统计，每年到达中国陆地表面的太阳辐射总能量约为5.28×1016MJ，太阳辐射总功率约为1.68×109MW，约占全球陆地表面太阳能资源的6.8%，大约相当于2010 年全国一次能源消费总量（约9.74×1013MJ）的540 倍。参照国土资规〔2015〕11 号《光伏发电站工程项目用地控制指标》中的太阳能规划用地要求，仅利用中西部太阳辐射丰富区域太阳能辐射功率的2%，中国可开发的太阳能发电资源为115×108kW，年发电量14.4×1012kW·h。随着光伏效率的大幅度提高，技术可开发量还将不断增加。

5.1.2 水电资源

目前，全球常规水电装机容量约为10×108kW，年发电量约为4×1012kW·h，开发程度为26%（按发电量计算），其中，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，瑞士开发程度达到92%、法国为88%、意大利为86%、德国为74%、日本为73%、美国为 67%。中国水能资源可开发装机容量约为6.87×108kW。截至2019 年底，中国水电装机容量为3.261 1×108kW，在建5 400×104kW，水电开发程度约为55%，接近发达国家水平。

5.1.3 可再生能源分布的特点和问题

从资料统计分析，中国风能、太阳能和水电资源的技术可开发量分别为31.1×108kW、115×108kW 和6.87×108kW，合计152.97×108kW。分布上看，中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，太阳能资源集中在西部地区，水能资源集中在四川、云南等西南地区。

另外，中国可作为能源利用的农作物秸秆及农产品加工剩余物、林业剩余物和能源作物等生物质资源总量每年约4.6×108tce。

截至2020 年底，中国可再生能源的已开发量为9.34×108kW，剩余可开发资源量约 145.93×108kW，是各类电源装机总量20×108kW 的7 倍。除了海上风电，绝大部分资源都远离中东部负荷中心，资源呈现非常典型的西高东低的特点，与胡焕镛线基本耦合。这就意味着大部分的可再生能源，需要全容量调峰和长距离输送，或者制氢外送。

5.1.4 可再生能源制氢的潜力

根据对太阳能、风能、水电剩余可开发量的测算（见表4），中国目前可利用可再生能源的潜力为145.93×108kW，可发电量26.253×1012kW·h/a，可制液氢3.635×108t/a，折合12.4×108t 原油当量，或17.7×108tce。

表4 中国可再生能源制氢（“氢矿”）资源估算

按确定性原则资源评估测算，以太阳能为资源的“氢矿”，其单位面积储量为1 220 tH2/（km2·a），需开发的荒漠面积约为19.2×104km2，仅占中国荒漠282×104km2总面积的7.3%。以风能为资源的“氢矿”，其单位面积储量为2 450 tH2/（km2·a），需开发3×104km2陆上风电（可与光伏风光互补，兼容开发）和5 000 km2的海上风电，仅占中国300×104km2经济海域的0.17%。以上测算是基于现有的太阳能光伏、风电等技术水平条件下的开发能力，随着太阳能、风能利用技术的提高，中国可用于制氢的可再生能源资源量还将进一步增加，成为解决中国能源难题的重要支柱。

6 结论与建议

“碳中和”背景下，大规模“氢矿”资源的开发在技术上已具备可行性。根据“氢矿”资源的确定性储量评估原则，在现有技术条件下，中国可开发制氢的可再生能源总量约为26.253×1012kW·h/a，仅需开发不到10%的荒漠国土面积和约0.17%的经济海域，即可制液氢3.635×108t/a。以“氢矿”生产的“绿氢”作为化工原料与二氧化碳反应可以实现7.33 kg 的固碳效应，理论上可以利用约20×108t二氧化碳。因此，建议以一次能源的方式开发管理“氢矿”资源，将西部丰富的可再生能源制成液氢储运，是解决能源问题的有效手段和实现“碳中和”的可行路径。