记者了解到，在碳达峰、碳中和目标下，我国光伏产业发展迅猛，为光伏制绿氢产业提供了技术支撑，绿氢作为氢能产业的重要发展方向，为光伏制氢产业提供了巨大市场。据研究机构测算，到2050年，全球氢需求将达到6亿—8亿吨/年。未来30年，全球年均新增的制氢规模约为2500万吨，将带动光伏年新增装机规模达9亿千瓦，形成万亿元级市场。

 

不过，由于目前电解水制氢成本偏高、氢储运建设未能实现协同发展，国内光伏制氢目前处于示范性项目建设的起步阶段，尚未实现大规模商业化应用。

 

自2020年以来，国内氢能产业政策关注方向逐渐从车端向氢端转移。据氢能市场研究机构统计，2016年至2021年间，国内光伏制氢相关项目共42个，阳光电源、晶科能源、协鑫新能源等光伏头部企业均部署了光伏制氢项目。

 

降碳目标带动下，2021年国内光伏制氢示范项目明显增多，项目建设加速趋势明显。2021年3月，西安隆基氢能在江苏无锡正式建设首台碱性水电解槽，次月，隆基股份与中国石化就分布式光伏、“光伏+绿氢”等签署战略合作协议。去年7月，协鑫新能源合作设立100亿人民币的氢能产业投资基金和8亿美元的新能源产业投资基金。去年11月30日，中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动，项目计划新建装机容量30万千瓦的光伏电站、年产能2万吨的电解水制氢厂，标志着我国光伏制氢示范项目首次达到万吨级。

 

张家港氢云新能源研究院院长魏蔚表示，光伏企业下游装机竞争越来越激烈，进军氢能产业是一举多得，既可以帮助光伏企业实现传统业务的增长，又可以开拓新的业务，拓宽企业市场空间。

 

我国光伏产业正迎来新的快速发展阶段，中国光伏行业协会的报告显示，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模将达7000万-9000万千瓦。

 

“一方面，风光发电存在间歇性、波动性问题；另一方面，随着光伏装机量的不断攀升，光伏发电消纳问题日益受重视。”魏蔚表示，光伏发电规模化发展趋势下，光伏制氢可以有效解决光伏发电调峰、消纳等行业积弊。

 

中国银河证券的报告显示，目前全国大部分地区的光伏度电成本在0.3-0.4元/千瓦时，青海等优质资源地区已降至0.2元/千瓦时，但长期存在的弃光问题让光伏发电并网存在一定困难。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2021 年1-12 月全国新能源并网消纳情况，2021年全年，我国光伏利用率达98%，其中各省份光伏利用率基本在97%以上，但西藏及青海弃光较为严重，光伏利用率分别为80.2%和86.2%。

 

“光伏+绿氢”模式下，利用氢储能将有效调节光伏发电量，并减少弃光率。PGO氢能与燃料电池产业研究院院长周元表示，光伏发电的随机性、波动性、阶段性供电等问题，增加了电网调度难度。随着光伏装机规模的不断扩大，光伏发电将面临增加储能的问题，而光伏制氢可以有效地消纳光伏发电，实现电、氢两种能源灵活转换，为光伏发电创造新的应用场景和广阔的市场需求。

 

虽然绿氢总体市场需求巨大，但我国大部分光伏制氢项目刚刚开始规划或处于建设初期，尚未实现大规模商业化，原因在于高效的氢气储运体系建设未能打通。目前，光伏制氢部署大多在新疆、内蒙古等光照资源较好的地区，与需要大规模用氢的地区距离较远，存在产销不协调的情况。魏蔚认为，这在一定程度上抵消了光伏企业为电解水制氢带来的成本优势。

 

周元建议，我国应对光伏制氢的生产销售进行补贴或奖励，提高绿氢供给侧的积极性。同时，随着绿氢规模的增长，绿氢将成为碳排放市场中重要的交易内容，在政策和市场的双重鼓励下，绿氢将迎来更好的发展环境。

 

“从长远角度看，降低可再生能源发电成本也是光伏制氢规模化应用的关键，因此，需要进一步降低绿电价格。”周元表示。万联证券预测，到2025年，光伏系统度电成本将下降至0.22—0.462元/千瓦时，在光资源充沛的区域，光伏制氢电力成本有望达到0.15元/千瓦时，带动制氢成本持续降低。

 

 

《中国能源报》（ 2022年02月21日  第10版 ）