隆基氢能李振国！光伏成本降低对氢能发展的推动作用

隆基氢能源成立近一年来备受业界关注。

近日，首届“绿氢讲座”在线举办。

隆基氢能执行理事单位隆基氢能董事长、总经理李振国就绿色氢能行业的热点话题和观点进行了精彩的分享和交流。

　　人类能源发展的几个阶段和特点　　李振国认为，随着人类社会发展到今天，碳中和已经成为共识，未来三十年、四十年的能源转型已经是确定性事件。

幸运的是，我们今天找到了解决方案，并且正在从碳基能源转换为硅基能源。

未来，随着绿色氢的注入，能源转型是可行的，碳中和也一定能实现。

　　目前新能源发展以风电、光伏等可再生清洁能源为主，特别是太阳能光伏发电。

首先资源是无限的。

如果地球上1%的沙漠面积安装了光伏发电，那么发电量就是现在全世界的了。

光伏发电时使用的总电量是硅基能源。

　　可以看到，从石英矿石，到工业硅，到多晶硅，到单晶棒切片，制成太阳能电池、组件，再安装到电站，整个过程直接消耗1瓦0.4千瓦- 每小时的电力，如果我们全部追溯到矿石，包括用于安装的支架和钢材的能耗，以及这些供应链之间的运输，则转换为一瓦特，即1千瓦时电。

　　在太阳能的生命周期中，正常光资源条件下，每年可发电1.5千瓦时，30年生命周期可发电45千瓦时。

因此，太阳能的基础是硅。

通过太阳光能将其消耗的1千瓦时的电能转化为45千瓦时的电能，大约是碳能能量密度的两倍。

因此，硅基能源是人类未来能源发展的良好能源。

　　光伏发电成本降低对氢能发展具有重要推动作用。

我们很自豪能够参与过去十年光伏发电的推广。

在成本技术进步和成本降低的过程中，十几年前光伏发电每度电的成本只有几元钱，但如今，光伏发电已成为全球大多数国家和地区最便宜的当地电力能源。

每度电的成本实际上只有几分钱。

但在中国，每度电的成本仍然是两到三分钱。

重要原因是中国的非技术成本仍然较高。

　　中国的非技术成本主要包括三个方面。

首先是土地租金和政府税费。

其次，中国是一个高利率国家，资金的机会成本非常高。

所以如果拿6%的利息来算的话，每度电就是12到15分钱，比几分钱高多了。

当然，一度电的技术成本也是输送渠道的问题。

　　所以今天光伏发电的成本其实是很低的。

作为全球光伏行业的领先者，隆基仍需持续投入研发创新，让光伏发电的转换效率更高。

光伏发电成本也有所降低。

在能源转型过程中，让人们在使用清洁能源的同时支付更低的成本是我们的基本责任和使命。

　　当然，低成本的光伏发电在氢能的发展中发挥着重要作用。

目前的技术通过电解水产生氢气。

生产一公斤氢气需要50千瓦时的电力。

如果未来光伏成本能降到20分钱，当电是电解水制氢的主要成本构成时，一般电费降到10元。

如果电价可以达到每千瓦时10分钱，那么电价将下降到每公斤氢气5元钱的水平。

届时，电解水制氢的成本将低于目前煤炭制氢的成本。

不仅将为全社会的绿色发展发挥重要作用，其经济性也将全面建立。

如今，在中国，氢气的消耗量约为10000A吨。

大部分氢气是从煤中产生的，还有一些是从天然石头中产生的。

我们称之为灰氢。

获得这种氢气是以二氧化碳排放为代价的。

如果中国目前氢消费量的15%通过光伏绿电电解水制成绿氢，很可能需要数GW的光伏作为支撑。

无论是在规模还是成本方面，光伏发电和制氢都有着千丝万缕的联系。

　　为什么说只有引入氢能才能实现深度脱碳？ 　　如果以温室气体为标准，电力系统的二氧化碳排放量仅占温室气体排放量的31%。

较多的二氧化碳排放或温室气体排放主要来自于能源和化工行业。

钢铁冶炼每年排放二氧化碳超过10亿吨，水泥行业每年也排放超过10亿吨二氧化碳。

　　还有一些未来的场景。

例如，城市乘用车和商用车可以利用电动汽车的清洁电力直接脱碳。

然而，由于电池的原因，海运货轮和航空飞机无法做到这一点。

能量密度太低，无法为这些运输车辆长距离提供持续动力。

另外，日常生活，特别是北方地区的供暖，未来需要引入更高的能量密度，才能实现真正的脱碳，所以在深度脱碳的时候，氢能的引入，特别是绿氢的引入，才能真正帮助到脱碳。

我们的社会正在脱碳。

　　绿色氢能在化工领域的应用与发展　　氢能源在工业领域有实际应用。

中国每年消耗数万吨氢气。

这种氢气主要用于化学工业。

例如，煤制氢后用于石油精炼，煤化工中添加氢气，或者化肥工业中制取氨。

氢的来源主要来自灰氢，即煤制氢。

事实上，煤制氢并不是把煤变成氢。

其真正的工作原理是利用煤燃烧的热量分解水来产生氢气。

目前，获得一公斤氢气需要排放20公斤二氧化碳作为代价。

　　例如，光伏能源可用于间歇性生产绿色氢气。

通过背面简单的储氢罐，可以实现间歇制氢、连续用氢的模式。

如果中国生产1万吨氢气，其中15%将被绿色电力生产的绿色氢气替代。

大约需要4万立方水电解制氢设备，市场规模也非常巨大。

　　绿色氢在钢铁冶炼领域的应用与发展？　　钢铁冶炼二氧化碳排放量基本位居我国第一，每年二氧化碳排放量超过10亿吨。

其实钢铁冶炼排放的二氧化碳的原理是我们的铁矿石中含有氧气，需要用焦炭来代替铁矿石内部的氧气，从而产生二氧化碳的排放。

从目前来看，生产一吨粗钢将带来约1.4吨二氧化碳排放。

中国钢铁行业二氧化碳减排压力仍然很大。

但现在，欧洲许多国家已经开始冶炼氢气。

日本也在氨冶炼方面进行了一些尝试。

在此过程中，如果在钢铁冶炼过程中使用绿色氢气或绿色氨来替代目前的焦炭，则可以显着减少全球二氧化碳排放量。

　　谈谈绿氢耦合制备甲醇和氨？　　当然今天我们要看到的是我们的绿氢收购之一，就是通过绿色电解水生产氢气。

这是一个确定性的。

模式或者路径，但氢在未来社会的应用体系在今天还没有完全确定。

大致有3条路。

第一条路是直接用氢气吧？为了获得热量，我们直接燃烧氢气。

然后副产品就是水，非常干净。

那么在某些场景下我们也可以使用燃料电池来转化氢气。

使用起来非常方便、灵活。

但这条道路最大的问题是氢的储存和运输非常困难。

　　第二条路径是将绿氢与二氧化碳或生物质能源耦合，将其转化为甲醇或低碳酒精系统。

该系统的优点是甲醇或低碳醇，可以与当今的油气系统共享。

像今天，我们的石油管道、我们的油气储罐、油罐车都非常成熟、经济。

但他的问题是40年后二氧化碳的来源。

这是一个问题，因为在那个阶段，如果没有集中的二氧化碳排放，你就没有办法更经济地获得二氧化碳。

第三种方式是现在日本和美国推广的绿色氨系统，利用绿色氢气和氮气合成氨。

由于氨所需的氮气是空气中的主要成分，因此获得氮气非常容易。

当然，氯胺的运输和储存虽然不像甲醇系统那么容易，但比氢气的储存和运输要容易得多。

但如今，氨的应用场景还有待进一步确立。

　　隆基氢能的战略定位和产品理念是什么？ 　　我们在氢能业务的定位是为绿色电力提供大型水电解制氢设备，生产绿色氢气。

大家都知道，氢气是一种易燃易爆的气体。

设备运行安全可靠是氢气设备的最大特点。

在氢气设备20年的生命周期中，我们必须确保该设备能够安全可靠地运行，才能为客户提供更好的效益。

　　因此，在制氢设备产品设计中，安全可靠是基础，高效经济是目标。

我们也希望业界坚持全球领先的安全设计理念，整合全球最优秀的原厂配件采购资源，实施业界最严格的安全生产管理，采用完整的安装调试流程、智能数据管理和在线检测系统，确保产品安全。

可靠的。

　　中国哪些地区适合率先应用绿电+绿氢模式？ 　　绿电制氢的模式是什么？实际上有两种类型的模型。

第一种模式是我们首先使用这种绿色电力，因为大家都知道绿色电力是一种间歇性能源。

我们利用能量储存，将其调整为持续的能源。

这是我源源不断的能量源泉。

为了绿色电力，我进行连续制氢，这是一种模式。

还有一种模式，就是我们用间歇性的绿色电力来生产间歇性的氢气。

从目前来看，两种间歇制氢模式的经济性要远远好于先通过储能将绿色电力调整为连续电力，然后进行连续制氢的经济性。

　　我国光伏和风资源、煤化工、石化产业的分布具有较高的重叠度：我国光伏和风电资源丰富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。

东南沿海地区。

上述地区中，我国煤炭、石油资源丰富的三北地区，如煤炭资源丰富的宁东、神木、鄂尔多斯、大同，松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、柴达木，石油资源丰富。

地区;同时，三北地区也是我国主要的煤化工基地，以及重要的石化基地，如准东煤化工基地、宁东煤化工基地、克拉玛依石化基地、兰州石化基地等。

在海上风电资源丰富的东南沿海地区，我国主要炼油基地集中，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、在广东惠州。

　　 利用煤炭、石油资源丰富、煤化工、石化企业集中的地区，利用当地优势光伏、风电资源，发展大规模电解水生产绿氢，替代石化、煤化工领域的灰氢形成“光伏电站+电解水制氢+氢运”闭环模式，提升绿电+绿氢规模化应用，实现绿氢“就地生产、就地消费” 。

　　每50平方米1元绿氢有什么前提条件？ 　　边产5元/平方米的绿色氢能的能力完全可以建立。

近两年，光伏产业链中，原材料因失衡而增加。

这是一个短期的、阶段性的状态。

我们相信，随着产业资本大规模介入光伏产业链，光伏成本必将快速下降。

在一些资源丰富的地区，达到每千瓦时2美分的电价是可以实现的。

那么我们电解水来产生氢气吗？每标准立方米氢气需要4.5千瓦时的电力。

那么我们的电费就可以控制在每立方米氢气90美分的水平。

那么，再加上设备的折旧、运行维护，以及相对必要的资产回报，我们完全有可能把氢控制在一元五十一氢的水平。

　　发展绿氢需要哪些关键要素？ 　　就像绿色电力一样，绿色氢的一项成本实际上高度依赖于我们的政策。

例如，当地利率和碳价格对绿色氢的成本起着至关重要的作用。

今天，如果我们用一个光伏，一个完整的光伏和一个电解水的系统来生产氢气，我们已经做了一个简单的模拟和设计。

如果只算技术成本，即折旧加上运行维护，我们制造一公斤氢气实际上值七八元人民币。

这非常接近甚至低于煤制氢的成本。

然而，他对利率非常敏感。

如果我按照5%的利率往上算，一公斤氢气的成本就变成了20元。

当然，现在的利率情况，无论是在欧洲还是日本，在利率较低的国家，已经是很低了，所以绿氢在这方面的成本还是比较低的。

　　其次，制约因素来自于碳交易价格。

由煤炭生产一公斤氢气需要消耗 20 公斤二氧化碳。

那么，如果按照欧盟每吨二氧化碳排放60至70欧元的价格计算，我们可以用一公斤绿氢补偿20公斤二氧化碳排放，一公斤大约可以折算成八块钱人民币。

那么你可以从你的20元成本中减去8元，这与煤制氢的成本非常接近。

当然，在欧盟等利率低、碳价格高的地区，可以使用绿色氢。

这具有绝对的经济优势。

在我国，上海碳交易所的绿氢和二氧化碳价格每吨都在50元以上。

所以如果补偿一公斤绿氢的话，也只能按照1元的水平补偿。

今天还远远不够。

　　绿色氢能发展政策建议　　我国氢能产业距离实现大规模商业化和产业化还有很长的路要走，需要更多的产业支持。

一是行业要明确“绿氢”标准，明确“十四五”、“十五五”期间“绿氢”比重，提出“绿氢”发展路径工业，提高“绿氢”在工业去污中的作用。

提高碳的作用和价值，鼓励利用可再生能源水电解制氢；二是将绿氢管理纳入能源管理体系，制定绿氢价格政策。

给予绿氢适当的补贴和激励，不断深化和完善碳交易市场；最后，可以在四大煤化工基地等具有可再生能源发电资源优势和绿色氢消费的地区，建立国家级大型绿氢“领跑者”。

“示范基地鼓励先进产品技术推广，打通产业链，实现‘产、储、运、用’一体化。

我们相信，在国家的支持和行业同仁的共同努力下，我们的‘ “绿氢”产业将快速发展，为实现双碳目标做出贡献。