氫能在全球能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型過程中有著重要意義。截至2022年底，全球已有20多個(gè)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(nèi)，氫能產(chǎn)業(yè)鏈已初步實(shí)現(xiàn)商業(yè)化。中國是全球最大的氫氣生產(chǎn)國，也是最大的氫氣消費(fèi)國，氫能成為新型能源體系的重要組成部分，風(fēng)光制氫是用能端實(shí)現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)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(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，進(jìn)一步完善了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的頂層設(shè)計(jì)。

風(fēng)光制氫“貴”在電價(jià)

  綠氫全面發(fā)展，關(guān)鍵在于降低成本。風(fēng)光制氫為可再生能源就地消納、長時(shí)儲(chǔ)能和多元化利用提供了更廣闊的空間，特別是在風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)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(fēng)光發(fā)電制氫的唯一途徑，當(dāng)前中國綠電制氫技術(shù)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(lǐng)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(fēng)光制氫“貴”在電價(jià)。風(fēng)光發(fā)電采用堿性電解槽電解制氫，在綠氫成本構(gòu)成中，電耗成本最高，約占總成本的60%—80%。電耗成本是電價(jià)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(shí)。因此，在耗電量沒有大幅下降的情況下，較高的電價(jià)是電耗成本占綠氫制取成本超六成的關(guān)鍵因素。

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

成本偏高導(dǎo)致投資和需求不足

  風(fēng)光發(fā)電具有波動(dòng)性、隨機(jī)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(yùn)行，兩者如何匹配和耦合，國內(nèi)外還沒有大規(guī)模工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)可參考。目前，我國開展的風(fēng)光制氫項(xiàng)目產(chǎn)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(yùn)行，離網(wǎng)型制氫需增加更多風(fēng)光裝機(jī)和儲(chǔ)能，初始投資較高，經(jīng)濟(jì)性較差，即使儲(chǔ)能設(shè)備低至1元/瓦時(shí)以下，配儲(chǔ)的離網(wǎng)型制氫成本仍高于并網(wǎng)型制氫成本。因此，現(xiàn)有風(fēng)光制氫項(xiàng)目均為并網(wǎng)型，須有網(wǎng)電的支撐和備用，即綠氫的制取除了用風(fēng)光自身發(fā)出的電量外，還需有部分電網(wǎng)電量支持，特別是在風(fēng)光負(fù)荷較低或極端無風(fēng)光發(fā)電情景下，更需要網(wǎng)電提供相應(yīng)的電力和電量。

  只要風(fēng)光制氫需要網(wǎng)電，電價(jià)成本就很難降低至0.15元/千瓦時(shí)以下。這是因?yàn)椋�雖然不管是綠電還是網(wǎng)電的電量，其取值均為電表的計(jì)量值；但電價(jià)卻不同，自發(fā)綠電的電價(jià)并不簡單地等同于發(fā)電度電成本，購電價(jià)格也不是單一的從電網(wǎng)購電的價(jià)格。制氫的綜合電價(jià)的計(jì)算簡式如下：

  綜合電價(jià)=（綠電電量×綠電電價(jià)+網(wǎng)電電量×電價(jià)）/（綠電電量+網(wǎng)電電量） (1)

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

  網(wǎng)電電價(jià)=購電電價(jià)+容（需）量電價(jià) (3)

  因風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)一般高于光伏，除海上風(fēng)電外，風(fēng)電的度電成本低于光伏，因此風(fēng)電制氫成本也比光伏低。一般來說，風(fēng)光資源較好的區(qū)域，大型風(fēng)電場的度電成本在0.12—0.16元/千瓦時(shí)之間，光伏的度電成本在0.15—0.2元/千瓦時(shí)之間。以大型風(fēng)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(shí)，制氫所需的主變壓器容量為2×150兆伏安。其中，風(fēng)光發(fā)電提供的電量是10.4億千瓦時(shí)，網(wǎng)電電量是2.6億千瓦時(shí)。

  如果風(fēng)電度電成本按最低值0.12元/千瓦時(shí)計(jì)算，政府基金及附加費(fèi)+備用系統(tǒng)費(fèi)用兩者之和也按最低值0.06元/千瓦時(shí)計(jì)算，則式(2)中綠電的電價(jià)為0.18元/千瓦時(shí)。

  各地區(qū)容（需）電價(jià)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(fèi)7200萬元，當(dāng)用戶側(cè)的主變壓器容量確定后，每年的容量費(fèi)固定不變，此時(shí)容量電價(jià)與購電量相關(guān)，越少用網(wǎng)電分?jǐn)偟娜萘侩妰r(jià)越高。以容量費(fèi)用分?jǐn)偟矫慷入姷娜萘侩妰r(jià)為0.28元/千瓦時(shí)計(jì)算，當(dāng)購電網(wǎng)的電量電價(jià)為0.32元/千瓦時(shí)時(shí)，則網(wǎng)電電價(jià)為0.60元/千瓦時(shí)，網(wǎng)電電價(jià)高達(dá)綠電電價(jià)的3.33倍。

  由上述分析，根據(jù)式(1)，可得制氫電價(jià)為0.264元/千瓦時(shí)，此電價(jià)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(dāng)前，綠氫短中期內(nèi)制取成本較高，投資方因制氫經(jīng)濟(jì)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(jià)構(gòu)成的分析可知，即使風(fēng)電隨著技術(shù)進(jìn)步，投資成本進(jìn)一步下降，度電成本降至0.1元/千瓦時(shí)以下，如果不能實(shí)現(xiàn)離網(wǎng)制氫，制氫電價(jià)就很難降到0.15元/千瓦時(shí)以下，因?yàn)橄到y(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)導(dǎo)致電價(jià)每千瓦時(shí)增加0.04—0.08元，同時(shí)，并網(wǎng)后的容量電費(fèi)也推高了制氫成本。推動(dòng)氫能產(chǎn)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(guān)部門出臺(tái)支持政策。

  首先，建議在全國范圍內(nèi)免征兩項(xiàng)費(fèi)用，即免征系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)。2023年11月10日，內(nèi)蒙古自治區(qū)出臺(tái)的《風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則2023年修訂版（試行）》率先提出暫不征收系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)。按前述案例及計(jì)算方法，這將降低綠電電價(jià)6分/千瓦時(shí)，以制氫的綠電電量為10.4億千瓦時(shí)計(jì)算，則每年可減少6240萬元費(fèi)用，電價(jià)從0.264元/千瓦時(shí)降至0.216元/千瓦時(shí)，可直接降低制氫成本15%左右。

  其次，建議適當(dāng)減免容量費(fèi)用。2023年5月9日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)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(jià)，電網(wǎng)輸配電價(jià)由電量電價(jià)和容（需）量電價(jià)構(gòu)成。這意味著，并網(wǎng)型風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目需根據(jù)制氫段主變壓器容量大小繳納容量電費(fèi)。在此機(jī)制下，年產(chǎn)2萬噸氫氣的企業(yè)，每年至少需向電網(wǎng)繳納5000萬—10000萬元的容量電費(fèi)。假定電網(wǎng)可減免一半的費(fèi)用，仍以上述案例為例，則每年可降低成本3600萬元，容量費(fèi)用分?jǐn)偟矫慷入姷娜萘侩妰r(jià)可降低0.14元/千瓦時(shí)，電價(jià)從0.264元/千瓦時(shí)降至0.236元/千瓦時(shí)，可直接推動(dòng)制氫成本下降9%左右。

  如果同時(shí)免征系統(tǒng)備用費(fèi)和政府基金及附加費(fèi)、減半征收容量費(fèi)用，則電價(jià)可從0.264元/千瓦時(shí)降至0.188元/千瓦時(shí)，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(yīng)的政府補(bǔ)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(tái)氫能支持政策，如電費(fèi)或電價(jià)補(bǔ)貼、以制氫量為基數(shù)的補(bǔ)貼等，進(jìn)一步推動(dòng)氫能和新能源“電—?dú)洹薄半姟獨(dú)洹�電熱”等氫電耦合的發(fā)展與應(yīng)用。事實(shí)上，在這一方面，部分地方已有實(shí)踐。例如，四川省攀枝花市為支持制氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展，出臺(tái)了輸配電價(jià)補(bǔ)貼政策，制氫的增量用電量執(zhí)行單一制輸配電價(jià)；四川省成都市對綠電制氫項(xiàng)目給予0.15—0.2元/千瓦時(shí)的電費(fèi)支持；吉林省出臺(tái)政策，對年產(chǎn)綠氫100噸以上（含）的項(xiàng)目，以首年每公斤15元為基數(shù)，逐年退坡，每年最高補(bǔ)貼不超過500萬元。

  最后，建議允許風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目向電網(wǎng)提供一定比例的電量。由上面的分析可知，網(wǎng)電電價(jià)比綠電電價(jià)高出3倍以上。所以，為降低成本，風(fēng)光制氫只得盡量少用網(wǎng)電。但因風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)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(fēng)光電力而從電網(wǎng)購電，這導(dǎo)致風(fēng)光棄電率至少達(dá)10%以上，進(jìn)一步推高制氫成本。因此，建議各地區(qū)結(jié)合實(shí)際，給予風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目適當(dāng)向電網(wǎng)送電的政策，比如，年上網(wǎng)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(tuán)有限公司）

作者：陳吟穎 來源：中國能源報(bào) 責(zé)任編輯：jianping