2023年，我國因無法完全消納而被迫放棄的風電和光電總量超過了350億千瓦時，這一數字相當于三峽水電站四個月的發電量。加上水電等其他棄電量，直觀說明了我國綠電消納問題的嚴峻性。
今年3月，國家發改委發布《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，風電光伏95%的“消納紅線”要放開，這意味著將有更多的風光發電需要自身尋找消納途徑。
為解決這一問題，政府與市場就可能的多種技術路徑進行了探討，其中，氫能作為一種具備長期儲能特性的能源載體，因潛在的內在價值成為可能的選擇之一。
7月15日，國家發改委印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》通知，要求利用風電、太陽能發電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電，替代部分燃煤，按照這個計劃，改造完的煤電發電廠至少要摻進去10%的綠氨，二氧化碳排放量有望減少50%。
這一政策從深層次理解，是我國破解可再生能源發電消納問題的對策之一。
01
綠氫產能快速釋放：解鎖可再生能源消納新紀元
國家能源局2023年度發布的數據顯示，我國可再生能源領域，尤其是風電和光伏產業，呈現出迅猛發展的勢頭。2023年，全國風電和光伏新增裝機容量共計292.78 GW，相比上一年度激增134%，遠超國家能源局年初定下的160GW目標。
圖說：2022-2023年我國電力工業情況統計 來源：國家能源局
隨著風電和光伏裝機容量的迅速膨脹，綠電并網與消納問題也隨之凸顯。
根據國際能源署的預估，約有10%的可再生能源整合需求將依賴于長期儲能解決方案來滿足，到2060年，我國有1.5萬億千瓦時的電能需要由氫來儲存。2022年3月，國家發改委、國家能源局發布《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》（以下簡稱《規劃》），明確了氫能是未來我國能源體系重要組成部分的戰略定位，其中特別強調了可再生能源制氫作為推動綠色低碳轉型的關鍵角色。
有了政策的支持，2023年，我國新增綠氫項目快速增長，大型綠氫示范項目紛紛建成投產。
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進入2024年，這一增長沒有放緩的勢頭。高工產業研究院（GGII）的數據顯示，截至2024年6月，國內電解水制氫示范項目在建及規劃總裝機75GW，綠氫項目占比達99%，在建及規劃綠氫項目超74GW（相當于555萬噸產能）。其中，2024年規劃建成的綠氫項目高達2.6GW，預計產氫量超過100萬噸。
根據《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》設定的目標，到2025年，我國通過可再生能源制氫的年產量為10萬-20萬噸。
也就是說，僅僅一年左右的時間，全國實際的綠氫項目進展就已經超過了規劃原定的中期目標。
02
綠氫設備制造率先步入激烈競爭的“紅海”
而隨著綠氫項目的超預期落地，國內綠氫項目核心裝備電解槽的競爭已開始呈現“內卷”特征。綠電制氫的“藍海”還未實現，上游設備制造領域卻率先步入激烈競爭的“紅海”，這一現狀讓不少業內的市場人士感到些許無奈。
2023年，我國電解槽招標容量在1-1.2GW左右，但市場上的供給能力達到20GW，供需相差10倍。
2024年，電解槽企業“內卷”進一步加劇。一是廠商追求更高的產量，單臺電解槽產氫量能已從兩三年前的500標方翻了兩三倍，1000標方和1500標方量級的堿性電解槽成為市場主流產品，甚至已有電解槽制造商開始批量生產2000標方的堿性電解槽。
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二是電解槽行業的新晉參與者仍綿延不絕。2024年上半年，許多跨行業巨頭紛紛宣布進軍電解槽市場，其中包括博世、西部材料、3M、嘉化能源、科隆股份、比亞迪、豐田等知名企業。
眾多參與者的涌入，使國內電解槽行業產能從 “供不應求”快速進入階段性“過剩”。
面對超過十倍的電解槽產能過剩，過度競爭壓力之下，2024年上半年，國內的電解槽設備制造商明顯加快了探索海外市場的步伐。
產能出海確實在一定程度上有助于緩解國內市場的競爭壓力，但依據《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》中提出的，2030年，實現可再生能源制氫實現廣泛應用以及2035年在終端能源消費中的比重明顯提升的目標，我國的綠電制氫明顯還有很長的路要走。
03
打通堵點：綠電制氫產業形成規模化的關鍵
盡管我國在綠氫產業道路上步伐不斷加速，政策與市場的投入顯示出國家層面對氫能產業的高度重視與期待，但客觀來講，目前的綠電制氫行業仍處在成長的初級階段，距離實現真正的規模化仍面臨一系列挑戰。
1、成本控制：綠氫經濟的基石
從經濟性上看，傳統的化工能源制氫方法，如天然氣重整和煤炭氣化，所產出的藍氫和灰氫成本大致在每公斤15元左右，相比之下，采用可再生能源電解水制得的綠氫成本約為其兩倍。因此，能否將綠氫的生產成本降至每公斤15元以內，成為決定其能否實現商業化普及應用的關鍵點。
綠電制氫的主要成本在于電價，隨著可再生能源發電價格的下降，電解水制氫的成本也相應發生變化。當可再生能源發電價格為0.15元/千瓦時，氫氣的生產成本為1.67元/立方米，相當于18.70元/公斤；而可再生能源發電價格降至0.1元/千瓦時，氫氣成本則為1.42元/立方米，換算后約為15.90元/公斤，這時綠氫的生產成本將與灰氫基本持平，具備了大規模應用的經濟性。
圖說：不同制氫方式的成本比較 來源：《我國氫能發展現狀與前景展望》
2、設備國產化程度需進一步提升
雖然近年來隨著光伏技術的進步和規模效應，光電轉化效率逐年提升，但關鍵材料和設備的國產化程度有待提高，這導致了成本的居高不下。例如，我國在堿性電解槽的本土化生產上取得了顯著進展，這類設備的市場價位通常落在2000至3000元每千瓦。此外，國內PEM電解槽的單體裝置最大產氫量大致維持在200標準立方米每小時，并且缺乏大規模商業應用的實例。反觀堿性電解槽，單體產能已經突破至1000標準立方米每小時，且在國內已有多個兆瓦級別的實際應用案例。規模化應用帶來的經濟效益使得堿性電解槽在設備攤銷、場地成本以及日常維護上，相較于PEM電解槽擁有更為顯著的成本優勢。國內已有兆瓦級制氫應用，規模化應用使得堿性電解在設備折舊、土地折舊及運維成本上都遠低于PEM電解。
圖說：光伏發電制氫的投資及產氫成本分析 來源：《可再生能源制氫技術經濟性探討及成本分析》
3、穩定輸出的瓶頸
此外，在儲存和運輸環節也存在一些難點。氫氣的儲存需要高壓、低溫等特殊條件，這增加了成本和安全風險。當前，氫氣運輸普遍依賴于長管拖車，這類車輛在運輸氫氣時通常維持在一個特定的壓力水平，將1千克的氫氣從環境壓力壓縮至20兆帕（相當于200倍標準大氣壓）能耗約為2千瓦時。
氫氣的物理特性決定了其儲運的復雜性，無論是高壓氣態儲運還是低溫液態儲運，都涉及到高昂的設備投資、運行和維護費用。當前，加氫站向車輛提供的氫氣價格在每公斤30到80元之間，這一價格區間不僅遠高于汽油、柴油等傳統燃料，也高于其他替代能源如電動車的充電成本，導致其經濟性上相對缺乏吸引力。
4、政策與市場環境的不足
目前，發達國家對清潔能源的支持力度較大，光伏制氫領域的政策與補貼體系較為健全。在國內，盡管政府對清潔能源的重視程度持續提升，但對光伏制氫的專項政策與補貼機制仍有待完善。此外，國內市場對氫能源的需求尚未充分激活，產業鏈建設尚處起步階段，無論是政策引導還是市場需求方面都須進一步加強。
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結語
從理論上來說，綠電制氫不僅可以平抑綠電的波動性，在電力需求高峰時段通過釋放氫氣重新轉化為電能，起到對電網“削峰填谷”的作用，從而減輕可再生能源并網對電網造成的瞬時負荷沖擊，提升電網的穩定性和可靠性。同時，還能夠增加可再生能源的附加值，使綠電得以進行深度加工和利用，從而提高整個產業鏈的經濟效益。
長遠來看，綠電制氫在解鎖可再生能源消納難題方面確實展現了其廣闊的發展前景和潛在的環境效益。然而，正如任何新興行業一樣，在邁向成熟的過程中必然會遇到一些挑戰，這些問題需要行業參與者、政策制定者和科研機構共同努力才能迎刃而解。只有克服這些痛點與難點，我國的綠電制氫產業才能真正成為可再生能源消納的重要組成部分，走向“碳中和”的星辰大海。
來源：環球零碳
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