2023年是綠氫爆發(fā)元年，各地風光制氫項目陸續(xù)開建，在光伏資源豐富的地區(qū)，綠電制氫逐漸成為建設重點。
風光制氫包括風電制氫、光電制氫和風光耦合制氫，對于解決受發(fā)電隨機性、季節(jié)性和反調峰特性進影響而產生的大量棄風、棄光現(xiàn)象有十分顯著的效果。
近年來各地風光制氫發(fā)展迅速，從地域來看，內蒙古、新疆、寧夏等地率先成為我國風光制氫示范項目的主要建設區(qū)域。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年初，內蒙古風光制氫項目共31個，配套新能源1315.25千瓦，年產氫能力53.189萬噸，在一眾風光制氫基地中脫穎而出。
政策上也給了很多支持，去年10月，國務院單獨為內蒙古自治區(qū)發(fā)布的一份高質量發(fā)展指導意見《國務院關于推動內蒙古高質量發(fā)展奮力書寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》指出，要加快新能源產業(yè)關鍵材料、裝備及零部件等全產業(yè)鏈發(fā)展，壯大風光氫儲產業(yè)集群，建設國家級新能源裝備制造基地。
新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《自治區(qū)氫能產業(yè)發(fā)展三年行動方案》，提出在氫源開發(fā)、氫能應用兩個領域實現(xiàn)充分聯(lián)動，打造國家大型綠氫供應和出口基地。
《寧夏回族自治區(qū)氫能產業(yè)發(fā)展規(guī)劃》也指出到2025年，可再生能源制氫能力達到8萬噸以上，力爭實現(xiàn)二氧化碳減排達到100-200萬噸。
但在政策的支持下，風光制氫依然面臨一些問題，一是技術、二是成本，而成本，則是限制產業(yè)發(fā)展的首要問題。
當前風光制氫的制氫技術以電解水為主，堿性電解槽是國內發(fā)展最成熟的電解水制氫方式，數(shù)據(jù)顯示，堿性電解水的成本約為1.9-3萬元/噸，是灰氫成本的1.3-3.8倍。如果使用綠氫替代灰氫，則會產生較高的成本，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。
在總體成本中，電解水電耗成本占總成本的60-80%，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以上的關鍵因素。
此外，由于電解水制氫系統(tǒng)需要穩(wěn)定、持續(xù)的電源，如果風光制氫一體化要成為新能源發(fā)展的主要模式，必然要實現(xiàn)離網(wǎng)(準離網(wǎng))制氫，但這又牽扯到成本方面的問題：針對新能源的波動性，配置較大功率的制氫設備，雖然保證了新能源的利用率，但增加了系統(tǒng)投資，制氫設備利用率較低;而針對間歇性，在持續(xù)數(shù)天的無風情況下，為了保證制氫設備和下游化工設備的穩(wěn)定運行，也需要配置大容量的儲氫、儲電設備。這樣就表示，離網(wǎng)型制氫需要增加更多的風光裝機和儲能規(guī)模的建設，初投資較高，經濟性較差。
如此來看，如何降低電價是降低綠氫成本需要考慮的問題，有研究結果顯示，當電價降到0.1-0.15元/千瓦時時，綠氫的成本將接近甚至低于灰氫的平均制取成本。而要實現(xiàn)這一價格，在當前技術背景下，只有寄托于政策的支持。
風光制氫所用電價并不簡單地等同于發(fā)電度電成本，其計算方式如下：
電價=(綠電電量×綠電電價+網(wǎng)電電量×電價)/(綠電電量+網(wǎng)電電量)綠電電價=發(fā)電度電成本+政府基金及附加費+備用系統(tǒng)費用網(wǎng)電電價=購電電價+容(需)量電價
2023年11月，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)》中率先提出暫不征收系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費，按上述計算，電價將降低6分/千瓦時。
2023年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關事項的通知》，315千伏安及以上的一般工商業(yè)和大工業(yè)用戶均執(zhí)行兩部制電價，電網(wǎng)輸配電價由電量電價和容(需)量電價構成。這意味著，并網(wǎng)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價。在此機制下，年產2萬噸氫氣的企業(yè)，每年至少需向電網(wǎng)繳納5000-10000萬元的容量電費。
總的來說，政策的發(fā)力點應是推動全國系統(tǒng)備用費和政府基金及附加費免征，減免容量費用等方面，成本下降，才能吸引更多投資方進入，使產業(yè)良性發(fā)展。
在雙碳背景下，風光制氫是一大助力，不僅消納了棄風棄光資源，又利用氫能助力能源結構轉型，實現(xiàn)能源高效利用，具有巨大環(huán)境和經濟效益。
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