氫能在全球能源結構轉型過程中有著重要意義。截至2022年底，全球已有20多個國家制定氫能發(fā)展戰(zhàn)略，其中大部分以綠氫為主要發(fā)展方向。全球范圍內，氫能產業(yè)鏈已初步實現(xiàn)商業(yè)化。中國是全球最大的氫氣生產國，也是最大的氫氣消費國，氫能成為新型能源體系的重要組成部分，風光制氫是用能端實現(xiàn)綠色低碳轉型的重要載體。2022年3月23日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，進一步完善了氫能產業(yè)發(fā)展的頂層設計。

風光制氫“貴”在電價

  綠氫全面發(fā)展，關鍵在于降低成本。風光制氫為可再生能源就地消納、長時儲能和多元化利用提供了更廣闊的空間，特別是在風光發(fā)電裝機增速較快、消納困難的地區(qū)，綠氫的發(fā)展尤為重要。電解水制氫是目前風光發(fā)電制氫的唯一途徑，當前中國綠電制氫技術主要以堿性電解槽為主，成本約為1.9—3萬元/噸，是灰氫成本的1.3—3.8倍。較高的成本，不利于綠氫替代化工、冶金、發(fā)電、交通等領域的傳統(tǒng)能源，市場需求不旺，制約了綠氫的全面發(fā)展。

  風光制氫“貴”在電價。風光發(fā)電采用堿性電解槽電解制氫，在綠氫成本構成中，電耗成本最高，約占總成本的60%—80%。電耗成本是電價和電量的乘積。目前堿性電解槽每制取1立方米氫氣，系統(tǒng)耗電量為5.5—6千瓦時。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的關鍵因素。

  在此背景下，如何降低綠氫的用電電價，從而降低綠氫成本，使其能夠與灰氫有相當?shù)氖袌龈偁幜Γ�成為相關科研院所、企業(yè)關注的焦點。有研究結果顯示，當電價降至0.1—0.15元/千瓦時，綠氫的成本將接近甚至低于灰氫成本。但近五年內這一電價能否真正實現(xiàn)商業(yè)化運營？答案顯然是否定的。在風光發(fā)電和制氫耦合技術沒有較大突破之前很難實現(xiàn)，除非政策給予一定支持和鼓勵。

成本偏高導致投資和需求不足

  風光發(fā)電具有波動性、隨機性和不穩(wěn)定性，而綠電制氫系統(tǒng)需要穩(wěn)定、持續(xù)的電源以保證其安全高效運行，兩者如何匹配和耦合，國內外還沒有大規(guī)模工程實踐經驗可參考。目前，我國開展的風光制氫項目產能大多超萬噸，同等規(guī)模下，為保障制氫系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運行，離網型制氫需增加更多風光裝機和儲能，初始投資較高，經濟性較差，即使儲能設備低至1元/瓦時以下，配儲的離網型制氫成本仍高于并網型制氫成本。因此，現(xiàn)有風光制氫項目均為并網型，須有網電的支撐和備用，即綠氫的制取除了用風光自身發(fā)出的電量外，還需有部分電網電量支持，特別是在風光負荷較低或極端無風光發(fā)電情景下，更需要網電提供相應的電力和電量。

  只要風光制氫需要網電，電價成本就很難降低至0.15元/千瓦時以下。這是因為，雖然不管是綠電還是網電的電量，其取值均為電表的計量值；但電價卻不同，自發(fā)綠電的電價并不簡單地等同于發(fā)電度電成本，購電價格也不是單一的從電網購電的價格。制氫的綜合電價的計算簡式如下：

  綜合電價=（綠電電量×綠電電價+網電電量×電價）/（綠電電量+網電電量） (1)

  其中：綠電電價=發(fā)電度電成本+政府基金及附加費+備用系統(tǒng)費用 (2)

  網電電價=購電電價+容（需）量電價 (3)

  因風電利用小時數(shù)一般高于光伏，除海上風電外，風電的度電成本低于光伏，因此風電制氫成本也比光伏低。一般來說，風光資源較好的區(qū)域，大型風電場的度電成本在0.12—0.16元/千瓦時之間，光伏的度電成本在0.15—0.2元/千瓦時之間。以大型風電制氫為例，假定每年要電解水制氫氣2萬噸，需要電量13億千瓦時，制氫所需的主變壓器容量為2×150兆伏安。其中，風光發(fā)電提供的電量是10.4億千瓦時，網電電量是2.6億千瓦時。

  如果風電度電成本按最低值0.12元/千瓦時計算，政府基金及附加費+備用系統(tǒng)費用兩者之和也按最低值0.06元/千瓦時計算，則式(2)中綠電的電價為0.18元/千瓦時。

  各地區(qū)容（需）電價一般為19—28元/(千伏安·月)。以20元/(千伏安·月)為例，每年需支付容量費7200萬元，當用戶側的主變壓器容量確定后，每年的容量費固定不變，此時容量電價與購電量相關，越少用網電分攤的容量電價越高。以容量費用分攤到每度電的容量電價為0.28元/千瓦時計算，當購電網的電量電價為0.32元/千瓦時時，則網電電價為0.60元/千瓦時，網電電價高達綠電電價的3.33倍。

  由上述分析，根據(jù)式(1)，可得制氫電價為0.264元/千瓦時，此電價下制氫成本約為2.1萬元/噸，明顯高于0.8—1.5萬元/噸的灰氫成本。當前，綠氫短中期內制取成本較高，投資方因制氫經濟性較差，多處于跑馬圈地和觀望狀態(tài)；需求方因綠氫成本明顯高于灰氫成本，難以激發(fā)以其替代傳統(tǒng)能源的積極性。

建議政策從四方面發(fā)力

  通過對電價構成的分析可知，即使風電隨著技術進步，投資成本進一步下降，度電成本降至0.1元/千瓦時以下，如果不能實現(xiàn)離網制氫，制氫電價就很難降到0.15元/千瓦時以下，因為系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費導致電價每千瓦時增加0.04—0.08元，同時，并網后的容量電費也推高了制氫成本。推動氫能產業(yè)快速發(fā)展，解決可再生能源就地消納問題，亟待政府相關部門出臺支持政策。

  首先，建議在全國范圍內免征兩項費用，即免征系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費。2023年11月10日，內蒙古自治區(qū)出臺的《風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》率先提出暫不征收系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費。按前述案例及計算方法，這將降低綠電電價6分/千瓦時，以制氫的綠電電量為10.4億千瓦時計算，則每年可減少6240萬元費用，電價從0.264元/千瓦時降至0.216元/千瓦時，可直接降低制氫成本15%左右。

  其次，建議適當減免容量費用。2023年5月9日國家發(fā)改委發(fā)布《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》，大部分一般工商業(yè)和大工業(yè)用戶均執(zhí)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(jù)制氫段主變壓器容量大小繳納容量電費。在此機制下，年產2萬噸氫氣的企業(yè)，每年至少需向電網繳納5000萬—10000萬元的容量電費。假定電網可減免一半的費用，仍以上述案例為例，則每年可降低成本3600萬元，容量費用分攤到每度電的容量電價可降低0.14元/千瓦時，電價從0.264元/千瓦時降至0.236元/千瓦時，可直接推動制氫成本下降9%左右。

  如果同時免征系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費、減半征收容量費用，則電價可從0.264元/千瓦時降至0.188元/千瓦時，可直接降低制氫成本24%左右，綠氫制取成本可降至1.6—1.7萬元/噸，非常接近目前灰氫的制取成本。

  再次，建議各地區(qū)給予相應的政府補貼或資金支持。建議各地根據(jù)新能源發(fā)展規(guī)模及就地消納趨勢與下游氫能市場需求，出臺氫能支持政策，如電費或電價補貼、以制氫量為基數(shù)的補貼等，進一步推動氫能和新能源“電—氫”“電—氫—電熱”等氫電耦合的發(fā)展與應用。事實上，在這一方面，部分地方已有實踐。例如，四川省攀枝花市為支持制氫產業(yè)發(fā)展，出臺了輸配電價補貼政策，制氫的增量用電量執(zhí)行單一制輸配電價；四川省成都市對綠電制氫項目給予0.15—0.2元/千瓦時的電費支持；吉林省出臺政策，對年產綠氫100噸以上（含）的項目，以首年每公斤15元為基數(shù)，逐年退坡，每年最高補貼不超過500萬元。

  最后，建議允許風光制氫一體化項目向電網提供一定比例的電量。由上面的分析可知，網電電價比綠電電價高出3倍以上。所以，為降低成本，風光制氫只得盡量少用網電。但因風光發(fā)電的波動性與制氫系統(tǒng)要求的穩(wěn)定性極不匹配，為滿足制氫系統(tǒng)的穩(wěn)定性，不得不舍棄掉一部分不滿足要求的風光電力而從電網購電，這導致風光棄電率至少達10%以上，進一步推高制氫成本。因此，建議各地區(qū)結合實際，給予風光制氫一體化項目適當向電網送電的政策，比如，年上網電量可占總用電量的10%以上。

  （作者供職于協(xié)合新能源集團有限公司）

作者：陳吟穎 來源：中國能源報 責任編輯：jianping