中国这么大的光伏产业为什么不用来制氢？_网络百科

在 2024 年，中国已经获得了绝对的能源自由！并且深刻的改变了未来一个世纪的全球能源供应形式与格局。

一，风光发电已经有了绝对的电力成本

2024 年，光伏组件价格来到 0.8 到 0.9 元 1w，10MW 风机价格来到 1 元 1 瓦, 光伏 EPC 1800 元 1kw,风电 EPC 2300 元 1kw，已经在三北沙戈荒大基地实现！

随着陆上 10mw 级风机的大规模交货，风电成本从来就没这么低过！

大概算一下发电成本？在三北风能丰富地区，资源优秀的地方，年利用小时数能达到 3000 小时，风电机组寿命 20 到 25 年。

2300/3000/25=0.03 元！

按照投资成本算度电成本，只有 3 分钱。当然电站要考虑运营成本，也不可能自己出资，比如几大发电企业，其实全都是靠贷款，还要给银行利息的财务成本，自己也不能白干，要赚利润等等，复杂的事情不细算，直接给答案。

基本的度电成本，其实是 8 分钱，而且在沙戈荒大基地，大部分一类资源区都可以达到低于 0.1 元度电成本。

而对于光伏行业，同样也是类似的情况。2022-2023 年，光伏组件成本从 2 元 1 瓦降低到现在最低 0.7 到 0.9 元 1 瓦，如果是 GW 级的集采招标，TOPCON 组件价格基本稳定在 0.8 到 0.85 元 1 瓦，现在一些大项目都不采购组件了，开始整体 EPC 招标，1800 元 1kw。在三北风光丰富地区，年发电小时数可以达到 1800 小时。

也算一下度电成本？

1800/1800/25=0.04 元，

绝对电力成本也就 4 分钱，当然也同样考虑一下财务成本，运营成本，企业利润，

但是绝对电力成本也低于 0.1 元。

二，风光资源和地理环境是高度耦合的。

风能资源 3000 小时利用区，刚好耦合光伏资源 1800 小时利用区。

你说这不就巧了吗，基本上的情况就是，风不出力的时候，光伏就出力。而且风能资源丰富的地方，刚好光伏资源也极为丰富地方。

根据证券公司研报，年利用小时 3800 小时，电价 0.22 元，风光制氢成本 11.9 元 1kg，如果电价是 0.1 元呢？成本只有 6 到 8 元 1kg？虽然这个暂时达不到。

但是两年内，必然能达到低于 8 元 1KG 的氢气了。击穿煤制氢的成本，没有任何问题。

很多事情没必要思考太多，应该多看看行业发展趋势。

从氢气开始，制甲醇，制氨气，制氮肥，制航空煤油，制乙烯，制对甲苯。我们基本在未来十年能看到，什么叫绝对的能源自由。

又便宜又量大的电力，用不完，根本用不完。大自然上亿年的进化的产品，我们只是搬到了工厂里而已！

不得不说，大规模的工业化万吨制氢，有一种大工业的浪漫主义！

这里主要回复和说明一些关键问题，

1，风光制氢成本还能继续下降吗？继续下降的技术路线是什么样的？

答案，当然还能继续下降，主要的路径是，1 更大的风机，2 更大的电解槽单体。

现在的风电制氢，几乎全部依赖 10mw 风机，10mw 风机对应的风电成本已经非常便宜了，15mw 风机叶片三一已经下线了。对应的发电机，塔筒，还要一年后看，包括产品的稳定性，成熟度，特别是超大风机的吊装，还需要继续配套研发，但是超大风机还会继续压低电力成本是毫无疑问的。

2，现在的电解槽依赖 ALK 电解槽，基本都是 1000 立方米一小时。但是 2000，3000，甚至 4000 立方米一小时的大型电解槽也陆续下线了。

3，更大的风机，更大的电解槽，直接单位成本下降不多。比如说百分之 5 到 10.但是配套成本下降很多。简单理解，风机下面的地基，少挖了不少土方，少打了很多混凝土，电解槽配套的厂房，管理成本，人员成本，都会有百分之 30 左右的下降空间。

从隆基这个实拍图，就一眼看明白了，比如电解槽单机容量增大 4 倍，项目配套的厂房，人员，都会大量下降。

第三，风光高耦合，柔性化制氢，制氨。风电年利用小时数，大约是 2500 到 3500 小时，光电大约是 1500 到 1800 小时，前面的图可能过于复杂，但是简单理解，总体的趋势，就是风是晚上大，光伏在白天才能发电，让两个资源尽量配合，提高了电解槽的折旧率。电解槽买回来。寿命是很长的，基本有几十万小时，那么用的越多，单位装机折旧成本越低。合理的利用小时数，应该在 5000 到 6000 小时，相比现在 3500 到 4000 小时，极大提高折旧率。

第四，不要忽视中国企业的内卷程度。中国新能源企业的内卷速度，是地狱级的。2020 年的制定的到 2030 年完成的规划，23 年底，就完成了百分之 80。风电单机从 2MW 跨越到 10MW 只用了几年时间，而世界那些做能源报告的，比如 BP 石油，预计的 30 年的陆上风机才是 3.5MW。

在未来 5 年，风光储，氢氨醇，是新能源最主要，最主要的投资路线。记住这六个字，剩下的，有大量的技术资料，只能自己去学习了。

最后要解释一下，风光储，氢氨醇，的本质是什么。

我记得我 21 年写过万赞的关于抽水储能的文章，其实这本质还是储能，风光发电不稳定，锂电池储能解决的是 2 到 4 小时的储能，抽水储能解决的是 4 到 10 小时的储能。在这两步上，解决了跨天的能源稳定供应。

风光制氢后，氢气是不方便储存的，比如极为恶心的超低密度，氢脆，管道运输超高成本，安全性让人头大，所以在制氢气的基础上，继续向前走一步。

氨路线，首先是制化肥。每年几千万吨的氨气，5000 万吨的氮肥提供了市场保证。

甲醇路线，每年 8000 万吨的甲醇也提供了市场保证。

在中国，这两条路线，原来都依赖煤制氢，然后要不合成氨，要不走 MPT，甲醇制烯烃。也就是所谓的煤化工，制造塑料盆，塑料袋。

所以，聪明人一眼就看出来，如果电解水制氢，成本能和煤制氢成本相当，那么后面的技术路线是一样的。如果是稍微贵了一点点，比如煤制氢一公斤 8 元，电解水制氢 1 公斤 10 元，那么适当的补贴，或者征收碳税，其实也非常合理。而且初级原材料一定的成本变动，会在后面稀释掉。对最终造出来的塑料盆，塑料袋，成本影响并不会非常明显。而且随着未来五年的行业内卷，风光制氢平价煤制氢也看不出什么本质的技术障碍。

考虑到大量的碳减排，25 年基本就完成了碳达峰，那么后面碳中和的目标，如果没有这个路线。风光发电在总的发电比例里可能只有百分之 30 左右。有这条路，则能提高到百分之 80 甚至 100 以上。百分之一百以上并不难理解，因为除了常规的电力需求，还解决了资源需求。电力从能源变转化为化工原料了。应该也很好理解。

电网或者全国电力只需要百分之 100 电力，但是我们发电百分之 140.多出来的百分之 40.资源化了。变成甲醇，塑料瓶，尿素了。而且实现了跨季度，跨年的能源储存储。

以上理解了，剩下的都非常简单了。

很多人在评论区说我乐观了，现在光伏，风电企业经营困难，这确实是事实，但是风电光伏全速发展，也同样是事实。

10MW 的风机把风机成本压到了 1000 元 1kw, 光伏组件现在 TOPCON0.85 元 1W，因为竞争太激烈。风机企业和光伏企业，特别是光伏上游，多晶硅企业，压力非常大。这是产能超级过剩的问题。但是这和下游的发电企业有什么关系呢？

上游光伏组件的成本越低，下游发电的成本越低。正是因为光伏组件和风机的大降价，23 年风电装机 6500 万千瓦，光伏装机 2.1 亿千瓦。

另外一部分人说我太乐观了，现在配图储能后，风光发电成本很高。

中国很大的，朋友们，你华北平原风速 5.5 米一秒，塞外风速 7.5 米一秒，你一年发电 1800 小时，别人一年发电 2700 甚至 3600 小时。你一年 365 天，阴天，雨天大概就 180 天，别人塞外 300 天晴朗无云。这发电成本能一样吗？

2023 年，风光制氢，开建和规划的总投资已经 2800 亿了，好不好，只是大部分都是国企和央企而已。你们看不见摸不着。但是不等于没有。很多人在评论区让我推荐股票。都是国企央企，你说我咋推荐啊。

看了一些评论，做第三次的补充。

很多人说储能最方便的方式是抽水储能，其实全站最高战的抽水储能答案也是我写的。

储能水电站的效率据说能达到 80%，即抽水用电 1 度，用水的势能发电能有 0.8 度，真有这么高的效率吗？

抽水储能效率，经济性是没有问题的，但是问题是。

1，依赖地形，一般需要 200 到 700 米的地形落差，

2，依赖水资源，三北地区，谁资源并不充分。特别是风光资源最丰富的地方，比如蒙西，新疆，河西走廊。其实水资源并不充分。制氢还够，修水库，还是缺一些。

3，建设周期过长，建设规模不够，一座抽水电站，从立项，审批，环保，到工程完工。大概需要 6 到 8 年，现在审批的项目，已经排到 2030 年了。但是远水难解近渴。而且一座抽水储能也就适配几百万千瓦，风光发电。2022 年，光伏 2.16 亿 KW，风电 7000 万 KW？需要的适配的储能电站功率是多少？