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| 风光制氢破局关键在哪里 |
| 来源：氢能观察 时间：2024/3/20 |
2023年是绿氢爆发元年，各地风光制氢项目陆续开建，在光伏资源丰富的地区，绿电制氢逐渐成为建设重点。
风光制氢包括风电制氢、光电制氢和风光耦合制氢，对于解决受发电随机性、季节性和反调峰特性进影响而产生的大量弃风、弃光现象有十分显著的效果。
近年来各地风光制氢发展迅速，从地域来看，内蒙古、新疆、宁夏等地率先成为我国风光制氢示范项目的主要建设区域。数据显示，截至2023年初，内蒙古风光制氢项目共31个，配套新能源1315.25千瓦，年产氢能力53.189万吨，在一众风光制氢基地中脱颖而出。
政策上也给了很多支持，去年10月，国务院单独为内蒙古自治区发布的一份高质量发展指导意见《国务院关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》指出，要加快新能源产业关键材料、装备及零部件等全产业链发展，壮大风光氢储产业集群，建设国家级新能源装备制造基地。
新疆维吾尔自治区发展改革委印发《自治区氢能产业发展三年行动方案》，提出在氢源开发、氢能应用两个领域实现充分联动，打造国家大型绿氢供应和出口基地。
《宁夏回族自治区氢能产业发展规划》也指出到2025年，可再生能源制氢能力达到8万吨以上，力争实现二氧化碳减排达到100-200万吨。
但在政策的支持下，风光制氢依然面临一些问题，一是技术、二是成本，而成本，则是限制产业发展的首要问题。
当前风光制氢的制氢技术以电解水为主，碱性电解槽是国内发展最成熟的电解水制氢方式，数据显示，碱性电解水的成本约为1.9-3万元/吨，是灰氢成本的1.3-3.8倍。如果使用绿氢替代灰氢，则会产生较高的成本，不利于绿氢替代化工、冶金、发电、交通等领域的传统能源，市场需求不旺，制约了绿氢的全面发展。
在总体成本中，电解水电耗成本占总成本的60-80%，因此，在耗电量没有大幅下降的情况下，较高的电价是电耗成本占绿氢制取成本超六成以上的关键因素。
此外，由于电解水制氢系统需要稳定、持续的电源，如果风光制氢一体化要成为新能源发展的主要模式，必然要实现离网(准离网)制氢，但这又牵扯到成本方面的问题：针对新能源的波动性，配置较大功率的制氢设备，虽然保证了新能源的利用率，但增加了系统投资，制氢设备利用率较低;而针对间歇性，在持续数天的无风情况下，为了保证制氢设备和下游化工设备的稳定运行，也需要配置大容量的储氢、储电设备。这样就表示，离网型制氢需要增加更多的风光装机和储能规模的建设，初投资较高，经济性较差。
如此来看，如何降低电价是降低绿氢成本需要考虑的问题，有研究结果显示，当电价降到0.1-0.15元/千瓦时时，绿氢的成本将接近甚至低于灰氢的平均制取成本。而要实现这一价格，在当前技术背景下，只有寄托于政策的支持。
风光制氢所用电价并不简单地等同于发电度电成本，其计算方式如下：
电价=(绿电电量×绿电电价+网电电量×电价)/(绿电电量+网电电量)绿电电价=发电度电成本+政府基金及附加费+备用系统费用网电电价=购电电价+容(需)量电价
2023年11月，内蒙古自治区出台的《风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版(试行)》中率先提出暂不征收系统备用费和政府基金及附加费，按上述计算，电价将降低6分/千瓦时。
2023年5月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，315千伏安及以上的一般工商业和大工业用户均执行两部制电价，电网输配电价由电量电价和容(需)量电价构成。这意味着，并网型风光制氢一体化项目需根据制氢段主变压器容量大小缴纳容量电价。在此机制下，年产2万吨氢气的企业，每年至少需向电网缴纳5000-10000万元的容量电费。
总的来说，政策的发力点应是推动全国系统备用费和政府基金及附加费免征，减免容量费用等方面，成本下降，才能吸引更多投资方进入，使产业良性发展。
在双碳背景下，风光制氢是一大助力，不仅消纳了弃风弃光资源，又利用氢能助力能源结构转型，实现能源高效利用，具有巨大环境和经济效益。
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