隆基股份绿氢讲堂纪要20220307

主题：隆基股份绿氢讲堂纪要

嘉宾：隆基股份总裁李振国

时间：2022年3月7日20:00-20:30

摘要

隆基氢能

1.战略定位：为绿电制取绿氢提供大型电解水制氢装备。

2.产品理念：安全可靠是基础、高效经济是目的。

绿氢

1.成本：每方氢1.5元可实现，其中度电成本2毛，电解水制氢每标方氢气需4.5度电。

2.制约因素：1)利率水平，只考虑折旧和运维测算1公斤氢气成本为7-8元，若利率为5%，成本上升至20元；2)碳价，上海碳交所定价为50元/吨，折合1公斤绿氢补偿1元。

3.绿氢耦合制备甲醇和合成氨：1)优点：甲醇或低碳醇与现有油气体系共用，经济性较好；2)缺点：未来二氧化碳的来源难以确定。

4. “绿电+绿氢”模式：1)两种路线：①通过储能将绿电能源调节成连续性能源制氢，②绿电间歇式制氢，后者经济性好于前者；2)试点区域：三北地区(陆上光伏风电资源丰富)和东南沿海地区(海上风电资源丰富)。

5.钢铁领域应用：绿氢或绿氨替代焦炭。

光伏发电

1.成本：1)技术成本：1度电7-8分；2)非技术成本：国内较高为1度电2-3毛，主要构成为土地租金和政府税费、资金利息和外送通道建设。

2.与制氢密不可分：1)成本：光伏度电成本若为1毛，电力成本降至5元，低于煤制氢；2)规模：若中国年氢能消费量(3300万吨)的15%通过光伏绿电制氢，需要180GW光伏和4万台1000立方的电解水制氢设备。

正文

2021年3月31日，隆基注册成立氢能公司，我将从以下几个方面和大家探讨关于绿氢行业的一些话题和观点。

一、人类能源发展的几个阶段以及特点。柴薪能源作为人类最早使用的能源，具有燃烧值低、分布广和比较易得的特点；之后发展到煤炭，具有能量密度较高和燃值较高的特点，为人类的工业发展做出了很大的贡献；再发展到石油，液体燃料使得储运更便利。今天人类能源发展已经进入新的阶段，燃烧化石能源带来的二氧化碳排放对人类的生存环境产生巨大影响。目前新能源的发展以风电、光伏等可再生清洁能源为主，特别是太阳能光伏发电。光伏发电具有两个特征：首先，光伏资源无限，地球荒漠面积的1%装上光伏所发出的电量是全球的总电量，具体来说，塔克拉玛干沙漠面积的1/4装上光伏所发出的电量是全中国的用电量，塔克拉玛干沙漠全装上光伏所发的电量足够全球使用。其次，光伏发电是硅基能源，石英矿、工业硅、多晶硅、单晶拉棒切片、太阳能电池片、组件、电站安装全过程的直接能耗是1瓦0.4度电，如果将安装所需支架、钢材和供应链运输等成本全部算上，折合1瓦1度电。在太阳能生命周期中，在一般的光照资源条件下，一年能发1.5度电，30年的生命周期里能发45度电，因此太阳能发电是基于硅基通过太阳光能量将自身消耗的1度电转化成45度电，大约是碳能源能量密度的3000倍。今天碳中和已经成为共识，今后三四十年的能源转型已经是一个确定性的事件，幸运的是我们今天已经找到了解决方案，我们正在由碳基能源向硅基能源转换的路上，未来加上绿氢的注入，能源转型是可期的，碳中和一定会实现。

二、光伏成本降低对氢能发展的推动作用。十几年前光伏发电成本为几元钱1度电，今天在全球绝大多数国家和地区光伏发电已经成为当地最便宜的电力能源，技术成本只有7-8分1度电。建设光伏电站的成本是单瓦3元多，在一般的地区，30年生命周期能发50度电左右，折旧成本只有6-7分，加上1分的运维成本是7-8分1度电。但由于非技术成本构成不同，全球各地实际上网电价不相同。举个例子，去年上半年沙特阿拉伯一个大型光伏项目上网电价为1.04美分1度电，折合人民币不到7分1度电，但在中国大概为2-3毛1度电，重要原因是中国非技术成本比较高。中国非技术成本主要包含三个方面：第一，土地租金和政府税费。第二，利率较高，6%的利息摊到1度电上是1毛2到1毛5，远高于技术成本。第三，外送通道，项目地连接主网架的外线需要自建，名义上是项目资产，实际上是社会公共设施。这些非技术成本的实际受益人，要么是地方政府，要么是金融机构，或者是电网，都参与了国民经济内循环，并不是社会为了发展光伏实际付出的成本，因此光伏的成本已经很低。低成本的光伏电力对氢的发展有重要作用，目前使用电解水制氢1公斤氢需要消耗50度电，如果将来能够将光伏做到2毛的普遍成本，成本就降到10块钱，如果能做到1毛钱1度电，电力成本就降到5块钱，比煤制氢的成本低，不仅仅在全社会绿色发展方面发挥重要作用，其经济性也完全成立。目前中国氢消耗大概为3,300万吨，绝大部分为煤制氢，还有一部分是天然石制氢，也称灰氢，这些氢的获得是以二氧化碳排放为代价。如果把现在中国消耗氢15%的量通过光伏绿电制氢，大概需要180gw光伏，因此光伏和制氢从规模和成本上都是密不可分。

三、隆基布局氢能的初衷是什么？碳中和的定义十分严苛，只有具有相应的碳汇，才能有对应的二氧化碳排放。中国的森林碳汇每年只有几亿吨，在真正碳中和的场景下，用它中和水泥产业排放的二氧化碳都不够，因此严苛的碳中和定义是在那个时间点，煤炭和石油几乎不能作为能源来去使用，只能作为化工原料来使用。在这个背景下，今天中国的二氧化碳排放从口径上来讲，有42%来自电力系统。前一段时间谢振华主任用了另外一个更严苛的温室气体口径，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温室气体排放的31%，更多的二氧化碳/温室气体的排放并非来自电力系统，而是主要来自于能源化工领域，钢铁冶炼每年十几亿吨的二氧化碳排放、水泥产业每年十几亿吨的二氧化碳排放。城市的乘用车和商用车可以通过使用电动汽车清洁的电力直接进行脱碳，但是远洋货轮航空飞机没有办法做到，因为蓄电池的能量密度太低，不能长距离为这些运输工具提供持续的电力。还有百姓的日常生活，特别北方地区的取暖，将来需要引入更高能量密度的介质才能实现真正的脱碳。深度脱碳的环节，氢能特别是绿氢的引入，才能够真正帮助社会进行脱碳。

四、绿氢在化工领域的应用与发展。今天氢能在工业领域里有实际的应用，中国每年消耗3,300万吨的氢主要还是在化工领域，比如煤制氢后进行石油炼化，或者煤炭化工领域要添加氢，或者化肥产业里制成氨。氢的来源主要还是灰氢，煤制氢的逻辑并不是把煤变成氢，而是把水进行分解产生氢气。目前的情况是，得到1公斤的氢需要20公斤的二氧化碳排放作为代价。举个例子，可以用光伏间歇式地进行绿氢制取，后面背一个简单的储罐，就可以实现间歇式制氢连续性用氢的模式，如果把中国3,300万吨氢的15%由绿电制绿氢来替代，大概需要4万台1000立方的电解水制氢设备，市场规模十分巨大。

五、绿氢在钢铁冶炼领域的应用与发展。钢铁冶炼的二氧化碳排放在中国基本排在第一位，每年十几亿吨的二氧化碳排放。钢铁冶炼二氧化碳的排放原理是铁矿石里含有氧，需要用焦炭把铁矿石的氧置换出来导致了二氧化碳排放。目前生产1吨粗钢，会带来1.4吨二氧化碳排放，中国钢铁领域的二氧化碳排放的减碳压力十分大。但是现在欧洲很多国家已经开始进行氢冶炼；日本也在进行氨冶炼的尝试。这个过程当中，如果钢铁冶炼通过使用绿氢或者绿氨来替代焦炭，能够大幅度减少全球的二氧化碳排放。

六、谈谈绿氢耦合制备合成甲醇、合成氨的看法。绿氢的获得就是通过绿电电解水制氢的确定模式，但是氢在未来社会的应用体系还不完全确定，大致是三条路径。第一条路径：直接使用氢。为了获得热量直接燃烧氢，副产物是水，十分清洁；还可以通过燃料电池把氢在一些场景下转化成电，使用起来十分便利和灵活。但是这个路径最大的问题是氢的储运十分困难。第二条路径：绿氢跟二氧化碳或者生物质能进行耦合，变成甲醇或者低碳醇体系。这个系统的优点是甲醇或低碳醇跟油气体系可以共用，比如输油管道、油气储槽、槽车都是十分成熟和经济的。但是问题就是40年以后二氧化碳的来源，因为那个阶段没有集中式的二氧化碳排放就不能比较经济地获得二氧化碳。第三条路径：日本美国推崇的绿氨体系，通过用绿氢与氮气合成氨。因为氮气是空气当中的主要成分，获得氮气十分容易。当然绿氨的运输储存虽然不如甲醇体系那么容易，却比氢的储运要容易很多。但是今天氨的应用场景还需要进一步建立。

七、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就是为绿电制取绿氢提供大型的电解水制氢装备。氢气是一种易燃易爆的气体，安全可靠的设备运行是氢气设备最主要的特征。在氢气装备的20年生命周期里，要保证设备能够安全可靠的运行，才能给客户提供更好的收益。因此制氢装备产品在设计中安全可靠是基础、高效经济是目的。我们会秉承国际领先的安全设计理念，整合全球最优的原件采购资源，执行行业最严的安全生产管理，采用完善的安装调试流程、智能数据管理及在线检测系统来确保产品的安全可靠。

八、绿电+绿氢模式适合在中国哪些地区率先使用？绿电制取绿氢有两类模式：一是通过储能，将间歇式绿电能源调节成连续性能源进行制氢；二是利用间歇式绿电进行间歇式制氢，目前来看，间歇式制氢的经济性要远好于前者。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、准格尔、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和重要的石油化工基地，海上风电富集的东南沿海地区集中了我国主要的石油炼化基地，利于在煤炭石油丰富、煤化工和石油化工企业集中的地区，利用当地优势的光伏风电资源，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”。

九、1.5元一方绿氢的前提是什么？实现生产侧1.5元一方绿氢的能力是完全可以建立起来的。最近两年光伏产业链由于不均衡导致原材料上涨，这是短期和阶段性的状态。我们相信随着产业资本大规模介入光伏产业链，光伏成本一定会快速下降，在一些资源丰富的地区可以实现每度电成本2毛钱。电解水制氢每标方的氢气需要4.5度电，那么电力成本可以控制在每方氢9毛钱的水平，再加上设备的折旧运维，以及相对必要的资产回报率，我们把氢气控制到一方氢1块5毛钱的水平是完全有可能的。

十、绿氢的发展需要哪些关键要素？绿氢的成本高度依赖当地政策，利率水平和碳价对绿氢成本起至关重要的作用。第一个制约因素是利率水平，如果用光伏和电解水制氢体系，根据我们的模拟和设计，如果只算折旧加运维的技术成本，制取1公斤氢的成本为7-8元，这个水平接近或低于煤制氢成本，但绿氢对利率十分敏感，如果我们设定利率为5%，1公斤氢的成本变成了20元。目前在欧洲或日本这些国家利率已经很低，因此绿氢成本较低。第二个制约因素是碳交易价格，煤制氢1公斤氢气以20公斤二氧化碳为代价，以欧盟每吨二氧化碳排放收取六七十欧元的价格来算，大约1公斤氢折合到8元人民币，使得绿氢和煤制氢的成本接近。在欧盟这种利率低、碳价高的地区，绿氢的经济性有绝对优势，我国上海碳交易所二氧化碳的定价是50元/吨，补偿1公斤绿氢只有1元，目前来看是远远不足的。

十一、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的作用和价值，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，给予绿氢适当的补贴激励，继续深化完善碳交易市场。最后，我们可以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“制输储用”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，为实现双碳目标贡献力量。