近日，內蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關于開展2021年度風光制氫一體化示范的通知》，優(yōu)選了7個2021年度風光制氫示范項目，示范項目共建設新能源221.95萬千瓦，電解水制氫6.69萬噸/年。與此同時，多省近期發(fā)布的“十四五”規(guī)劃中，制氫都成為重點領域，地方政府正在將越來越多的目光投入到綠色氫能的制取。

作為實現碳達峰、碳中和目標的重要抓手，綠氫正在獲得越來越多的青睞。“雖然可再生能源制氫目前還處于探索階段，從技術上、經濟性上，距離大面積推廣還較遠，但行業(yè)已經看到了前景。”國家發(fā)展改革委能源研究所副研究員劉堅接受記者采訪時表示，在“碳中和”目標下，如果可再生能源制氫成本能有較大的降幅，未來將會有巨大的需求空間。

綠氫革命正當時

作為一種解決風電、光伏等可再生能源間歇性、波動性問題，以及推動多個領域深度脫碳的重要路徑，國內對綠氫產業(yè)的探索正在加速。劉堅表示，“以往，氫能產業(yè)受到的關注主要集中在燃料電池汽車領域，而現在很多地方政府開始把更多目光投入到制氫環(huán)節(jié)，并且做出布局綠氫的決策，這是一個很大的變化。”

在劉堅看來，內蒙古的“風光制氫一體化示范項目”要求電網公司收購電量不超過項目新能源總發(fā)電量的20%，表明制氫不再只是作為消納棄風棄光的輔助手段，而是可以將新能源發(fā)電優(yōu)先用于制氫。他介紹，在國內，已有諸多地方和企業(yè)對可再生能源制氫進行了探索，如吉林白城、河北張家口的風電制氫，寧夏寧東基地的光伏制氫，目前都已有較好的嘗試。其中，寧東基地的可再生能源制氫，在當地政府和諸多央國企的培育下，已占據全球領先地位。

記者了解到，在寧夏寧東基地，國家電投集團寧東可再生能源制氫示范項目于2020年9月份開工建設，2021年6月制氫項目完成首次系統(tǒng)試運行，年制氫能力536t；配套建設10MW光伏發(fā)電項目作為制氫電源，年均發(fā)電量1900萬kWh，滿足部分制氫用電。該項目以分布式光伏和自備電廠能源互補作為配套電源制氫，并鎖定精細化工企業(yè)用氫為市場保障，以穩(wěn)定的綠氫供應培育用氫市場。

除了地方和央國企的入局，一些可再生能源民企也在加速進軍制氫產業(yè)，其中，作為光伏龍頭企業(yè)的隆基股份和陽光電源，已在氫能產業(yè)“捷足先登”。“2020-2030年間，中國將迎來光伏與風電大規(guī)模建設高峰，必然帶來電網消納的問題。”陽光電源股份有限公司副總裁兼氫能事業(yè)部總裁程程告訴記者，未來，大規(guī)模的棄風棄光用來就地制氫，再通過氫能儲運網絡進入電網調峰和豐富的氫能應用場景，從而解決可再生能源消納問題。

程程指出，在國家“雙碳”、“雙高”政策導向下，國內可再生能源制氫在2021年增長迅猛，目前已有超過1/3的央企涉足氫能，國內綠氫市場前景非常可觀。他表示，“碳達峰、碳中和目標的提出無疑助力了綠氫的發(fā)展，我們預測，近5年綠氫會率先在供熱和重卡行業(yè)得以應用，到2030年，綠氫成本可下至與灰氫平價，2035年后，綠氫將成為極具競爭力的能源在工業(yè)領域和交通領域大規(guī)模推廣應用。”

降本增效是關鍵

盡管從長期來看，綠氫的大規(guī)模發(fā)展已成為必然趨勢，但目前而言，可再生能源制氫尚處于發(fā)展初期，其成本和競爭力是未來亟需關注的重點，尤其是高昂的耗電成本，成為目前水電解制氫難以與“灰氫”抗衡的主要弱點。隆基氫能科技有限公司副總經理王英歌告訴記者，目前，國內可再生能源制氫還處于試點和探索的階段，主要是央企和地方政府在推動一些示范項目，大規(guī)模可再生制氫還比較少。

據國家電投集團寧夏能源鋁業(yè)公司（簡稱“寧夏能源鋁業(yè)”）相關負責人介紹，當前，我國超過95%的氫氣生產主要依靠化石資源，主要原因是化石資源制氫工藝成熟，原料價格相對低廉，而電解水制氫僅占比2%—4%，可再生能源制氫更是少之又少。

該負責人表示，可再生能源制氫競爭力較差的原因在于，國內提出提出時間較短，對此技術的研究也較少，且可再生能源受環(huán)境影響，導致輸出功率波動較大、間歇性強，很難大規(guī)模單獨應用，當前能夠產業(yè)化的太陽能發(fā)電制氫、風電制氫和生物質氣化制氫經濟性不甚理想。他還介紹，寧夏能源鋁業(yè)當前正通過前述寧東可再生能源制氫項目，進一步總結光伏制氫耦合系統(tǒng)關鍵技術，研究提高可再生能源制氫效率途徑，為后期打造高效率、高可靠性的大規(guī)模光伏耦合制-儲-輸-用氫綜合系統(tǒng)奠定基礎。

與此同時，一些民營企業(yè)也在基于自身經驗，著力推動制氫成本的降低。據王英歌介紹，隆基將電解水裝備制造作為重點發(fā)展方向，致力于推動可再生能源制氫成本的下降。“降低可再生能源制氫成本，核心是降低設備的綜合電耗，”他表示，目前來看，綠氫最終成本主要取決于電價和電耗，設備制造成本的影響較小，“過去十年，設備制造的成本下降了60%以上，未來也將隨著制氫規(guī)模化發(fā)展進一步降低。”

在王英歌看來，推動綠氫的發(fā)展，上游的可再生能源發(fā)電要繼續(xù)降本，在“十四五”期間，光伏發(fā)電成本下降到0.1-0.2元的區(qū)間，制氫成本就可以大幅下降，將可以與天然氣制氫競爭。同時，他還認為，在制氫設備領域，要不斷降低綜合電耗，目前，設備的綜合電耗與理論值相比，還有很大的下降空間。

協同發(fā)展需提升

當前，雖然一些地方政府已開始先行先試，推動可再生能源制氫發(fā)展，但長遠來看，產業(yè)鏈上下游的協同發(fā)展，則需要從“全國一盤棋”考量，加強頂層設計。劉堅認為，在西北地區(qū)，風、光資源豐富，擁有發(fā)展可再生能源制氫的先天優(yōu)勢，但由于發(fā)展燃料電池汽車的空間較小，工業(yè)領域的用氫將是重要的應用場景，未來，可以推動遠距離管道輸氫等路徑，來推動區(qū)域間的協同。

對此，王英歌也表示，在目前儲運成本較高的情況下，需要在需求側進行綠氫基地的建設，比如鄂爾多斯是主要的煤化工基地之一，而包頭則有鋼鐵產業(yè)，都有很大的氫氣需求，可以通過工業(yè)的應用，比如氫冶煉進行消納。同時，面向未來的應用場景，為加強“全國一盤棋”，則需要進行液氫等儲運方式的探索。

王英歌表示，國家層面需要做一些規(guī)劃和引導，推動跨區(qū)儲運，比如山東是未來主要的應用市場，但氫的來源是一個大問題，就需要跨區(qū)域儲運。液氫是一個發(fā)展趨勢。他還強調，氫能產業(yè)鏈上要進行“消缺”，比如液氫儲運，比如鋼鐵領域的氫冶煉，都要鼓勵降本，同時，加氫站的技術也亟需消除瓶頸。

在程程看來，國內氫能發(fā)展目前進入示范期階段，距離市場化還有些距離，這與氫能產業(yè)規(guī)模較小、上下游技術水平以及各地資源不均衡等情況有關，如果不能貫通全產業(yè)鏈協同發(fā)展，氫能將難以進入市場化。他指出，要統(tǒng)籌規(guī)劃制氫、儲氫、用氫一體化協同發(fā)展，加強氫能基礎設施建設，豐富氫能應用場景，才能帶動產業(yè)鏈規(guī)模化、市場化發(fā)展。

“目前國家已經將氫氣從危化品列入能源類別，重視程度前所未有，”程程表示，國家相關部門在標準系統(tǒng)建立、科研項目投入上給予了很大支持，各地政府出臺的“十四五”規(guī)劃，也都在推動氫能發(fā)展方面給出了很好的思路和政策。頂層設計，已經在快速地完善中，我們希望在項目落地時，政府能夠引導和協調產業(yè)鏈資源，實現當地氫能產業(yè)有序、高效地協同發(fā)展。

寧夏能源鋁業(yè)相關負責人表示，未來需要進一步發(fā)揮城市集群效應，各個城市應側重不同的氫能產業(yè)發(fā)展，從零部件生產到設備組裝形成區(qū)域產業(yè)效應，推動氫能產業(yè)良性發(fā)展，在各地區(qū)之間也應從氫能源的產、運、用方面形成區(qū)域協同，發(fā)揮地區(qū)優(yōu)勢，形成氫能源區(qū)域協同，氫能產業(yè)鏈城市集群的雙協同鏈，實現氫能產業(yè)“全國一盤棋”。（作者：吳昊）