6月17日，成都市人民政府印發了《成都市優化能源結構促進城市綠色低碳發展行動方案》、《成都市優化能源結構促進城市綠色低碳發展政策措施的通知》，提出支持可再生能源和氫能發展利用，加快建設“綠氫之都”，對綠電制氫項目市、區（市）縣兩級聯動給予0.15—0.2元/千瓦時的電費支持。

近期，深圳、廣西、重慶、河南鄭州、河北唐山等多地出臺支持氫能產業發展的相關政策，提出積極探索推動可再生能源制氫利用等舉措，加速布局氫能產業鏈。《“十四五”可再生能源發展規劃》與《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》（下稱《規劃》）均明確提出，在可再生能源發電成本低、氫能儲輸用條件較好的地區，推進可再生能源發電制氫產業化發展，打造規模化綠氫生產基地。

然而，面臨電價、技術等多重阻礙，綠氫目前依然是小眾的“貴族能源”。行業認為，需通過技術進步逐步降低制氫成本，可再生能源與氫能產業耦合發展具有廣闊前景。

油氣與光伏企業跨界布局搶灘

在河北省張家口市崇禮區的河北建投風電制氫車間，項目配建的光伏、風機發出的電輸入到大型的圓柱體——電解槽內，水被電解為氧氣和氫氣，再經過純化設備吸附雜質、分離氧氣，就得到了純度為99.999%的氫氣。

風電、光伏等可再生能源電解水制氫（“綠氫”），不僅能提高可再生能源的利用率，滿足未來含高比例可再生能源電力系統的大規模儲能需求，還可實現制氫全過程低排放，因此被看作中長期氫能產業發展的主要氫源。

隨著光伏、風電發電成本的持續下降，氫能產業的發展逐步駛入快車道，光伏制氫的競爭力正在不斷增強。海上豐富的潮汐能、波浪能、風能等可再生能源，也將助力“海氫上岸”，有助于海上風電順利進入平價上網時代。

2021年以來，隆基綠能、陽光電源、晶科能源等頭部光伏企業紛紛跨界進入氫能產業。例如，隆基綠能在光伏設備制造和解決方案的基礎上提出探索綠氫解決方案，推廣“綠電+綠氫”實現碳中和及應對氣候變化。今年4月，隆基氫能3臺套1000Nm3/h的電解水制氫設備啟運發貨。未來五年內電解水制氫裝備產能將達到5—10GW。

除了新能源企業，目前包括“三桶油”在內的石化巨頭已紛紛開展技術研發和項目示范，并宣布了自己的綠氫計劃。

中石化新疆庫車綠氫示范項目是全球在建的最大光伏綠氫生產項目，計劃今年10月30日投產，預計全年產綠氫2萬噸；中石油玉門油田160兆瓦光伏制氫示范項目，規劃建設160兆瓦光伏電站和7000噸電解水制氫生產線，將于2023年全面建成投運，預計平均發電量達2.78億千瓦時，生產綠氫7000噸。

中國氫能產業協會數據顯示，2021年上半年國內氫能產量同比2020年增加了25%，其中利用可再生能源制氫的比例同比提高了30%。

光大證券表示，按照《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》中2025年目標，綠氫制氫量10萬噸/年—20萬噸/年，以及我國氫氣總需求20萬噸/年—40萬噸/年測算，綠電制氫占比將達50%，綠氫占比的顯著提升有望推動相關產業鏈迎來快速發展。

電價、設備、運輸“三大攔路虎”阻礙成本下降

中石化大連石油化工研究院助理工程師孫雪婷介紹，電解水制氫成本主要表現在運維費用、電費等方面，其電費成本達總成本的七到八成，占比極高。

從目前典型項目的電解水制氫成本結構來看，電價水平及電解槽系統初始投資成本的高低直接影響最終綠氫成本。

在經濟層面，電解水制氫技術成本與其他制氫技術相比缺乏一定競爭力。使用電網的電力電解水制氫成本為每公斤35—46元，可再生能源發電電解水制氫成本為每公斤28—85元，在目前價格和技術參數下，我國風電、光伏電解水制氫成本明顯高于其他制氫方式。

從電價來看，中石油公司石油化工研究院副所長李慶勛介紹，目前生產1噸綠氫需要消耗5萬度綠電，以山東省煤電上網電價基準價0.3949元/度計算，僅電力成本就高達2萬元/噸氫。

電解槽是利用可再生能源生產綠氫的關鍵設備。其技術路線、性能水平、成本的發展是影響綠氫市場趨勢的重要因素。質子交換膜電解池（PEMEC）盡管已進入工業化階段，但目前成本依然較高，貴金屬催化劑成本高是制約其成本降低的關鍵。固體氧化物電解電池（SOEC）具有工業化的潛力，其主要障礙是在成本上不占優勢，隨著技術進一步成熟、產業規模不斷擴大，成本進一步降低，ＳＯＥＣ有望成為未來大規模電解水制氫的重要方式。

運輸難也是綠氫制備成本上的“攔路虎”之一。“西北地區雖然有棄電可用，但是當地人煙稀少沒有使用需求，需經過長途運輸到有需求的地區，加上運氫成本，成本優勢變得并不明顯了。”晶科能源副總裁錢晶曾坦言。

氫云鏈氫能產業分析師楊東川認為，風電制氫的運輸經濟性也存在難題。制氫地與用氫地往往存在一定的空間距離，在沒有輸氫管網的情況下，需要通過高壓氣態等方式運輸至用氫地，成本較高。

盡管風電、光伏等可再生能源發電成本整體仍高于傳統化石能源發電成本，但已經多年持續下降，并有望實現平價上網。

根據BNEF在全球可再生能源發電項目的跟蹤研究，預計2030年和2050年將分別下降至3.5美分/千瓦時（約0.24元/千瓦時）和2美分/千瓦時（約0.14元/千瓦時），顯著低于火力發電和天然氣發電成本。

中國科學院院士歐陽明高表示，隨著可再生能源裝機不斷擴大，效率問題可轉化為成本問題。當可再生能源電力價格低于0.15元/千瓦時的時候，可再生能源制氫的經濟性就能得以保障，可再生能源制氫是堅持綠色低碳發展道路的必然選擇。

河北省張家口市發改委相關負責人介紹，“十四五”期間，張家口市可再生能源電解水制氫成本力爭由每公斤30元降至14元。

規模與技術同步發展可推動綠氫成本下降

未來可再生能源發電制氫成本下降，要依靠可再生能源發電度電成本和電解槽價格的進一步下降。

業內專家分析，對于質子交換膜電解池（PEMEC）而言，降低催化劑負載量或開發性能良好的非貴金屬催化劑、加大電池材料研發力度、盡快實現關鍵部件國產化，是降低其成本、實現大規模制氫應用的有效途徑；對于固體氧化物電解電池（SOEC）而言，通過改進材料組成和制備工藝，開發電解性能優異、高溫穩定性好的電解池，增長使用壽命，同時，針對SOEC電堆開發具有良好穩定性的其他關鍵設備（如壓縮機、加熱器等）也是實現其與發電系統耦合并長周期運行的關鍵。

據伍德麥肯茲最新發布的預測，到2025年，全球質子交換膜電解槽制氫成本預計將下降50%，固體氧化物水電解槽成本預計也將在未來6—8年里出現顯著下降。

在風光資源豐富的地區，電解水制氫具有年運行小時數長的優勢。業內普遍認為，根據部分地區的地理優勢，其蘊藏的太陽能、風能等可再生能源足以支撐大規模電解水制氫需求，可以實現制氫成本的大幅下降，同時也實現了能源優化處理及綜合利用。

孫雪婷建議，未來要開辟一條既能滿足大規模用氫需求，又能實現低成本制氫的創新模式，充分利用過剩電能、可再生能源來降低發電成本，此外盡量采取就地、臨近等裝置建設準則以降低氫氣的儲存及運輸成本。同時，要繼續加大新型電解水技術研發力度，推動可再生能源制氫技術大規模應用。

中石集團經濟技術研究院高級經濟師羅佐縣表示，西北、華北和東北組成的“三北”地區具備豐富的風力、太陽能資源；之外，南北縱向分布的東中部地區亦有豐富的太陽能資源。基于此，根據資源分布格局，我國可構建三北與東部“縱橫結合”的兩大陸上綠氫經濟帶，這是未來中國綠氫產業的核心。

能源轉型需先立后破。在目前科技水平下，新能源和傳統能源的互補是繞不開的必選項。中國科學院院士、中石油集團新能源首席專家鄒才能建議，各油氣公司可利用油氣田地區豐富的風、光等資源，大力發展可再生能源制氫，保供綠氫市場。結合電解水制氫技術的突破開發離網光伏制氫、壓差發電制氫等應用場景，油氣公司可大規模開展可再生能源制氫試點示范，支撐示范油氣田清潔用能替代和綠色轉型發展。

作者： 來源：《能源產業聚焦》 責任編輯：jianping