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2023年是綠氫爆發元年，各地風光制氫項目陸續開建，在光伏資源豐富的地區，綠電制氫逐漸成為建設重點。 風光制氫包括風電制氫、光電制氫和風光耦合制氫，對于解決受發電隨機性、季節性和反調峰特性進影響而產生的大量棄風、棄光現象有十分顯著的效果。 近年來各地風光制氫發展迅速，從地域來看，內蒙古、新疆、寧夏等地率先成為我國風光制氫示范項目的主要建設區域。數據顯示，截至2023年初，內蒙古風光制氫項目共31個，配套新能源1315.25千瓦，年產氫能力53.189萬噸，在一眾風光制氫基地中脫穎而出。 政策上也給了很多支持，去年10月，國務院單獨為內蒙古自治區發布的一份高質量發展指導意見《國務院關于推動內蒙古高質量發展奮力書寫中國式現代化新篇章的意見》指出，要加快新能源產業關鍵材料、裝備及零部件等全產業鏈發展，壯大風光氫儲產業集群，建設國家級新能源裝備制造基地。 新疆維吾爾自治區發展改革委印發《自治區氫能產業發展三年行動方案》，提出在氫源開發、氫能應用兩個領域實現充分聯動，打造國家大型綠氫供應和出口基地。 《寧夏回族自治區氫能產業發展規劃》也指出到2025年，可再生能源制氫能力達到8萬噸以上，力爭實現二氧化碳減排達到100-200萬噸。 但在政策的支持下，風光制氫依然面臨一些問題，一是技術、二是成本，而成本，則是限制產業發展的首要問題。 當前風光制氫的制氫技術以電解水為主，堿性電解槽是國內發展最成熟的電解水制氫方式，數據顯示，堿性電解水的成本約為1.9-3萬元/噸，是灰氫成本的1.3-3.8倍。如果使用綠氫替代灰氫，則會產生較高的成本，不利于綠氫替代化工、冶金、發電、交通等領域的傳統能源，市場需求不旺，制約了綠氫的全面發展。 在總體成本中，電解水電耗成本占總成本的60-80%，因此，在耗電量沒有大幅下降的情況下，較高的電價是電耗成本占綠氫制取成本超六成以上的關鍵因素。 此外，由于電解水制氫系統需要穩定、持續的電源，如果風光制氫一體化要成為新能源發展的主要模式，必然要實現離網（準離網）制氫，但這又牽扯到成本方面的問題：針對新能源的波動性，配置較大功率的制氫設備，雖然保證了新能源的利用率，但增加了系統投資，制氫設備利用率較低；而針對間歇性，在持續數天的無風情況下，為了保證制氫設備和下游化工設備的穩定運行，也需要配置大容量的儲氫、儲電設備。這樣就表示，離網型制氫需要增加更多的風光裝機和儲能規模的建設，初投資較高，經濟性較差。 如此來看，如何降低電價是降低綠氫成本需要考慮的問題，有研究結果顯示，當電價降到0.1-0.15元/千瓦時時，綠氫的成本將接近甚至低于灰氫的平均制取成本。而要實現這一價格，在當前技術背景下，只有寄托于政策的支持。 風光制氫所用電價并不簡單地等同于發電度電成本，其計算方式如下： 電價=（綠電電量×綠電電價+網電電量×電價）/（綠電電量+網電電量）綠電電價=發電度電成本+政府基金及附加費+備用系統費用網電電價=購電電價+容（需）量電價 2023年11月，內蒙古自治區出臺的《風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》中率先提出暫不征收系統備用費和政府基金及附加費，按上述計算，電價將降低6分/千瓦時。 2023年5月，國家發改委發布《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，315千伏安及以上的一般工商業和大工業用戶均執行兩部制電價，電網輸配電價由電量電價和容（需）量電價構成。這意味著，并網型風光制氫一體化項目需根據制氫段主變壓器容量大小繳納容量電價。在此機制下，年產2萬噸氫氣的企業，每年至少需向電網繳納5000-10000萬元的容量電費。 總的來說，政策的發力點應是推動全國系統備用費和政府基金及附加費免征，減免容量費用等方面，成本下降，才能吸引更多投資方進入，使產業良性發展。 在雙碳背景下，風光制氫是一大助力，不僅消納了棄風棄光資源，又利用氫能助力能源結構轉型，實現能源高效利用，具有巨大環境和經濟效益。 |
