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绿氢是全球能源转型的重要载体。虽然我国具有良好的制氢基础与应用场景，但当前我国绿氢产业发展仍面临经济性难题，用电成本成为风光制氢规模化发展的重要制约因素。建议加大对风光制氢的支持力度、降低风光制氢用电成本，进一步提升绿氢产业竞争力。
氢能是未来我国能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，绿氢发展将为我国经济增长注入新动能。目前，用电成本成为我国绿氢产业规模化发展的重要制约因素。加大对风光制氢项目的支持力度，降低用电成本，对我国积极抢占绿氢发展新赛道、提升产业国际竞争力具有重要作用。
风光制氢是氢能发展的重要方向
氢能是全球能源转型发展的重要载体，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展。据测算，到2050年氢能将承担全球18%的终端用能需求，其中超过95%的氢需要通过低碳方式生产。面对全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，氢能产业成为我国战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。《中华人民共和国能源法》首次将氢能纳入能源管理体系，明确国家将积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。
我国具有良好的制氢基础与大规模应用市场，绿氢发展优势突出。当前，我国已建成具备国际竞争优势的新能源全产业链体系。近年来，我国新能源发电成本快速下降，装机规模快速提升，截至2024年11月底，我国风电、太阳能发电装机合计达到13.1亿千瓦，可再生能源装机占比已超50%。与此同时，新能源消纳问题逐渐凸显。风光制氢可有力推动新能源大规模开发利用，有助于实现电网大规模调峰和跨季节、跨区域储能，加速推进工业、建筑、交通等领域低碳化，对我国构建新型能源体系、打造新的经济增长点具有重要意义。2024年12月发布的《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出，到2027年，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，推动风电、光伏发电等清洁能源富集地区的工业企业、工业园区有序建设“制氢+用氢”一体化项目。加快风光制氢和清洁低碳氢替代应用是推动氢能产业高质量发展、培育新质生产力的重要方向。
风光制氢仍面临多重挑战
当前，我国绿氢产业发展面临经济性难题。在电解水制氢的成本构成中，用电成本占比最高，约为70%，设备投入、其他运行成本等占30%。绿电制氢系统需要稳定、持续的电源以保证其安全高效运行，与离网制氢相比，并网型风光制氢项目在安全性、稳定性等方面具备突出优势，是绿氢产业的重要发展方向。目前，此类项目的落地过程在用电方面主要存在三方面问题与挑战。
一是在用电模式方面，现阶段，并网型风光制氢项目在线路建设、用电费用、余电上网等方面较为复杂，不同地区和项目之间差异明显，电网侧尚未针对风光制氢项目接网模式出台统一的管理办法、实施方案等，新能源直供模式项目落地过程中缺乏清晰的政策指引与支持。很多项目实际上为“全部上网再下网”模式，风光发电部分和制氢用电部分相分离，并未体现项目通过制绿氢促进绿电消纳等优势。
二是在用电成本方面，项目自发自用电量的费用缺少统一计算标准。若直接按照“全部上网再下网”计算会显著推高用电成本，难以体现风光制氢一体化项目的特征与优势。自发自用部分的用电成本主要取决于发电成本及费用，如政府性基金及附加、系统备用费和政策性交叉补贴等，相关费用因区域和具体情况而异。目前每制取1千克氢气，系统耗电量约为56千瓦时，用电成本每下降0.1元/千瓦时，每千克制氢成本可下降超5元。因此，降低用电费用可有效降低制氢成本，绿氢的经济性将明显提升。除自发自用外，并网型项目一般需要电网提供备用支持，用电价格还需考虑容（需）量电价，容量电价按照变压器容量计算，约在20—30元/千伏安·月，使用网电制氢会进一步拉高用电成本。
三是在绿氢认证方面，欧盟《可再生能源指令》要求可再生氢（即绿氢）应满足全生命周期碳排量不高于3.4kgCO2/kgH2，同时明确了绿氢的电力来源要求，详细规定了绿电直供、清洁电网、绿电交易等具体场景。我国现行绿氢标准为中国氢能联盟发布的《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》，要求绿氢应满足单位氢气碳排放量不高于4.9kgCO2/kgH2，且制氢能源为可再生能源。我国绿氢标准为团体标准，对于绿氢用电模式、绿电绿证交易等并未提出明确要求，与国际标准存在差距。电解水制氢的电力来源对碳排放具有很大影响，并网型风光制氢项目或面临绿氢认证问题。我国电力平均二氧化碳排放因子约为0.5kgCO2/kWh，使用网电制氢会大幅增加碳排放，影响绿氢认证及绿色价值的实现。
三措并举提升绿氢产业竞争力
为充分发挥我国新能源资源禀赋与产业竞争优势，加快推动绿氢开发应用，提升绿氢产业竞争力，亟需加大对风光制氢的支持力度。为此，提出三方面建议。
一是尽快明确并网型风光制氢项目用电模式。针对并网型风光制氢一体化项目，尽快出台统一的指导意见、实施方案等，对项目的接网模式、线路建设、上下网电量等方面要求进行明确，为项目落地提供清晰的指引。具体要求可重点考虑以下几方面：项目的新能源、制氢、储能等应为同一投资主体控股，具备独立市场主体地位，作为整体接入电网；项目应以风光发电、自发自用为主，严格限制下网电量，并结合实际情况配置一定规模的储能装置，避免过多使用网电带来的绿氢认证和用电成本问题；项目可在自发自用的基础上适度向电网送电，增加项目新能源发电部分收益，提升风光制氢项目的经济性。
二是对并网型风光制氢项目的用电费用进行减免。随着技术进步和规模化发展，我国风光发电的度电成本显著下降，在风光资源丰富的内蒙古、新疆等地，光伏、风电度电成本可低于0.2元/千瓦时。减免对风光制氢项目自发自用电量收取的系统备用费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，可显著降低制氢成本。不采用碳捕集的煤气化制氢成本约为1元/立方米，若减免用电费用，使风光制氢的用电成本接近发电成本，内蒙古、新疆等地区的绿氢制备相比于灰氢将初具经济性。目前，内蒙古自治区已出台《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》，明确对于自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。建议基于地方良好实践在全国范围内推行费用减免政策，使风光制氢项目用电成本贴合发电成本。
三是进一步加强我国绿氢标准建设。接入网电可为并网型风光制氢项目提供备用支撑，但也会对绿氢认证产生影响。目前，我国绿氢标准仅规定了碳排放量阈值以及制氢能源为可再生能源，并未对接网模式、电力来源证明方式等进行明确。下一步，应综合考虑我国资源禀赋、技术发展等因素，在现有团体标准的基础上，研究制定更具权威性和可操作性的细化标准，详细规定用电模式、电力来源证明、绿电绿证交易等认证要求，建立具有专业性、权威性、独立性的绿氢认证机构。同时，积极参与国际绿氢标准制定，建立绿氢标准国际合作互认机制，推动国内外标准衔接，降低绿氢贸易壁垒。
（作者供职于国家电力投资集团有限公司发展研究中心）
【责任编辑：李扬子 】
