中國儲能網(wǎng)訊：綠氫是全球能源轉型的重要載體。雖然我國具有良好的制氫基礎與應用場景，但當前我國綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍面臨經(jīng)濟性難題，用電成本成為風光制氫規(guī)?；l(fā)展的重要制約因素。建議加大對風光制氫的支持力度、降低風光制氫用電成本，進一步提升綠氫產(chǎn)業(yè)競爭力。
氫能是未來我國能源體系的重要組成部分，是用能終端實現(xiàn)綠色低碳轉型的重要載體，綠氫發(fā)展將為我國經(jīng)濟增長注入新動能。目前，用電成本成為我國綠氫產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展的重要制約因素。加大對風光制氫項目的支持力度，降低用電成本，對我國積極搶占綠氫發(fā)展新賽道、提升產(chǎn)業(yè)國際競爭力具有重要作用。
風光制氫是氫能發(fā)展的重要方向
氫能是全球能源轉型發(fā)展的重要載體，全球主要發(fā)達國家高度重視氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。據(jù)測算，到2050年氫能將承擔全球18%的終端用能需求，其中超過95%的氫需要通過低碳方式生產(chǎn)。面對全球新一輪科技革命和產(chǎn)業(yè)變革發(fā)展趨勢，氫能產(chǎn)業(yè)成為我國戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)重點發(fā)展方向?！吨腥A人民共和國能源法》首次將氫能納入能源管理體系，明確國家將積極有序推進氫能開發(fā)利用，促進氫能產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展。
我國具有良好的制氫基礎與大規(guī)模應用市場，綠氫發(fā)展優(yōu)勢突出。當前，我國已建成具備國際競爭優(yōu)勢的新能源全產(chǎn)業(yè)鏈體系。近年來，我國新能源發(fā)電成本快速下降，裝機規(guī)模快速提升，截至2024年11月底，我國風電、太陽能發(fā)電裝機合計達到13.1億千瓦，可再生能源裝機占比已超50%。與此同時，新能源消納問題逐漸凸顯。風光制氫可有力推動新能源大規(guī)模開發(fā)利用，有助于實現(xiàn)電網(wǎng)大規(guī)模調(diào)峰和跨季節(jié)、跨區(qū)域儲能，加速推進工業(yè)、建筑、交通等領域低碳化，對我國構建新型能源體系、打造新的經(jīng)濟增長點具有重要意義。2024年12月發(fā)布的《加快工業(yè)領域清潔低碳氫應用實施方案》提出，到2027年，工業(yè)領域清潔低碳氫應用裝備支撐和技術推廣取得積極進展，推動風電、光伏發(fā)電等清潔能源富集地區(qū)的工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)有序建設“制氫+用氫”一體化項目。加快風光制氫和清潔低碳氫替代應用是推動氫能產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展、培育新質生產(chǎn)力的重要方向。
風光制氫仍面臨多重挑戰(zhàn)
當前，我國綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨經(jīng)濟性難題。在電解水制氫的成本構成中，用電成本占比最高，約為70%，設備投入、其他運行成本等占30%。綠電制氫系統(tǒng)需要穩(wěn)定、持續(xù)的電源以保證其安全高效運行，與離網(wǎng)制氫相比，并網(wǎng)型風光制氫項目在安全性、穩(wěn)定性等方面具備突出優(yōu)勢，是綠氫產(chǎn)業(yè)的重要發(fā)展方向。目前，此類項目的落地過程在用電方面主要存在三方面問題與挑戰(zhàn)。
一是在用電模式方面，現(xiàn)階段，并網(wǎng)型風光制氫項目在線路建設、用電費用、余電上網(wǎng)等方面較為復雜，不同地區(qū)和項目之間差異明顯，電網(wǎng)側尚未針對風光制氫項目接網(wǎng)模式出臺統(tǒng)一的管理辦法、實施方案等，新能源直供模式項目落地過程中缺乏清晰的政策指引與支持。很多項目實際上為“全部上網(wǎng)再下網(wǎng)”模式，風光發(fā)電部分和制氫用電部分相分離，并未體現(xiàn)項目通過制綠氫促進綠電消納等優(yōu)勢。
二是在用電成本方面，項目自發(fā)自用電量的費用缺少統(tǒng)一計算標準。若直接按照“全部上網(wǎng)再下網(wǎng)”計算會顯著推高用電成本，難以體現(xiàn)風光制氫一體化項目的特征與優(yōu)勢。自發(fā)自用部分的用電成本主要取決于發(fā)電成本及費用，如政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼等，相關費用因區(qū)域和具體情況而異。目前每制取1千克氫氣，系統(tǒng)耗電量約為56千瓦時，用電成本每下降0.1元/千瓦時，每千克制氫成本可下降超5元。因此，降低用電費用可有效降低制氫成本，綠氫的經(jīng)濟性將明顯提升。除自發(fā)自用外，并網(wǎng)型項目一般需要電網(wǎng)提供備用支持，用電價格還需考慮容（需）量電價，容量電價按照變壓器容量計算，約在20—30元/千伏安·月，使用網(wǎng)電制氫會進一步拉高用電成本。
三是在綠氫認證方面，歐盟《可再生能源指令》要求可再生氫（即綠氫）應滿足全生命周期碳排量不高于3.4kgCO2/kgH2，同時明確了綠氫的電力來源要求，詳細規(guī)定了綠電直供、清潔電網(wǎng)、綠電交易等具體場景。我國現(xiàn)行綠氫標準為中國氫能聯(lián)盟發(fā)布的《低碳氫、清潔氫與可再生能源氫的標準與評價》，要求綠氫應滿足單位氫氣碳排放量不高于4.9kgCO2/kgH2，且制氫能源為可再生能源。我國綠氫標準為團體標準，對于綠氫用電模式、綠電綠證交易等并未提出明確要求，與國際標準存在差距。電解水制氫的電力來源對碳排放具有很大影響，并網(wǎng)型風光制氫項目或面臨綠氫認證問題。我國電力平均二氧化碳排放因子約為0.5kgCO2/kWh，使用網(wǎng)電制氫會大幅增加碳排放，影響綠氫認證及綠色價值的實現(xiàn)。
三措并舉提升綠氫產(chǎn)業(yè)競爭力
為充分發(fā)揮我國新能源資源稟賦與產(chǎn)業(yè)競爭優(yōu)勢，加快推動綠氫開發(fā)應用，提升綠氫產(chǎn)業(yè)競爭力，亟需加大對風光制氫的支持力度。為此，提出三方面建議。
一是盡快明確并網(wǎng)型風光制氫項目用電模式。針對并網(wǎng)型風光制氫一體化項目，盡快出臺統(tǒng)一的指導意見、實施方案等，對項目的接網(wǎng)模式、線路建設、上下網(wǎng)電量等方面要求進行明確，為項目落地提供清晰的指引。具體要求可重點考慮以下幾方面：項目的新能源、制氫、儲能等應為同一投資主體控股，具備獨立市場主體地位，作為整體接入電網(wǎng)；項目應以風光發(fā)電、自發(fā)自用為主，嚴格限制下網(wǎng)電量，并結合實際情況配置一定規(guī)模的儲能裝置，避免過多使用網(wǎng)電帶來的綠氫認證和用電成本問題；項目可在自發(fā)自用的基礎上適度向電網(wǎng)送電，增加項目新能源發(fā)電部分收益，提升風光制氫項目的經(jīng)濟性。
二是對并網(wǎng)型風光制氫項目的用電費用進行減免。隨著技術進步和規(guī)?；l(fā)展，我國風光發(fā)電的度電成本顯著下降，在風光資源豐富的內(nèi)蒙古、新疆等地，光伏、風電度電成本可低于0.2元/千瓦時。減免對風光制氫項目自發(fā)自用電量收取的系統(tǒng)備用費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，可顯著降低制氫成本。不采用碳捕集的煤氣化制氫成本約為1元/立方米，若減免用電費用，使風光制氫的用電成本接近發(fā)電成本，內(nèi)蒙古、新疆等地區(qū)的綠氫制備相比于灰氫將初具經(jīng)濟性。目前，內(nèi)蒙古自治區(qū)已出臺《內(nèi)蒙古自治區(qū)風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》，明確對于自發(fā)自用電量暫不征收系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼。建議基于地方良好實踐在全國范圍內(nèi)推行費用減免政策，使風光制氫項目用電成本貼合發(fā)電成本。
三是進一步加強我國綠氫標準建設。接入網(wǎng)電可為并網(wǎng)型風光制氫項目提供備用支撐，但也會對綠氫認證產(chǎn)生影響。目前，我國綠氫標準僅規(guī)定了碳排放量閾值以及制氫能源為可再生能源，并未對接網(wǎng)模式、電力來源證明方式等進行明確。下一步，應綜合考慮我國資源稟賦、技術發(fā)展等因素，在現(xiàn)有團體標準的基礎上，研究制定更具權威性和可操作性的細化標準，詳細規(guī)定用電模式、電力來源證明、綠電綠證交易等認證要求，建立具有專業(yè)性、權威性、獨立性的綠氫認證機構。同時，積極參與國際綠氫標準制定，建立綠氫標準國際合作互認機制，推動國內(nèi)外標準銜接，降低綠氫貿(mào)易壁壘。
（作者供職于國家電力投資集團有限公司發(fā)展研究中心）
