來源：中國能源報

今年以來，以晶科能源、隆基股份等為代表的光伏企業紛紛宣布布局氫能領域，“光伏+氫”正催生出新“藍海”。市場雖廣闊，但要想真正實現規模化、商業化發展，就要不斷增加價格優勢，跨過“經濟性”這道坎。

“超過0.35元/千瓦時，優勢不大”

“光伏+氫”被市場普遍看好。萬聯證券認為，“光伏+氫”作為零碳電力和清潔能源電力載體，在減少二氧化碳排放方面可以發揮巨大的作用同時，光伏制氫具有儲能效用，不僅可以平抑光伏發電的不穩定性，還可以將光伏發電轉換為氫能，以低于化學儲能的成本，實現跨天、跨周甚至跨月、跨季度的儲能。

據研究機構測算，到2050年，全球氫需求將達到6—8億噸/年。未來30年，全球年均新增的制氫規模約為2500萬噸，將帶動光伏年新增裝機規模達900吉瓦，形成萬億級市場。

雖然未來“光伏+氫”大有可為，但現階段光伏制氫項目推進緩慢。錢晶告訴記者：“其實，目前制氫技術已經很成熟了，但和灰氫相比，綠氫成本稍高一些，光伏制氫僅在部分地區具備經濟性。根據我們的經驗，一旦光伏電價超過0.35元/千瓦時，優勢就不大了。”

4月上旬，國家發改委就2021年新能源上網電價政策征求意見。根據征求意見稿，2021年，新建可再生能源發電項目的指導上網電價統籌考慮2020年各地燃煤發電基準價和市場交易平均價分省確定。最終上網電價不得高于指導價，而在已公布的共計32個地區中，僅有9個地區的指導電價低于0.35元/千瓦時。

“加上運氫成本，就失去了優勢”

其實，電價僅僅是影響光伏制氫經濟性的因素之一。

“如果考慮西北棄電因素，使用棄電，即以電費為0元計算，光伏制氫當然具備優勢。但那些地區人煙稀少，對氫氣幾乎沒有需求，無法在當地使用，還是需要經過長途運輸到有需求的地區，加上運氫成本，就失去了優勢。”錢晶說。

在錢晶看來，目前光伏制氫技術不是問題，也不考慮成本，但不能忽視氫氣存儲和運輸的經濟性，“這一部分的投資太大了。”

錢晶提出的問題也是目前行業共同面臨的困境——儲運是影響光伏制氫大規模應用的關鍵。據了解，在制氫環節，光伏開發規模和產能每年都在擴大，然而后續的氫氣儲存、運輸環節并沒有打通，外送存在問題，氫能產業鏈下游應用場景的開發就無法與上游匹配，解決消納才能真正促進光伏制氫產業的發展。

“無論是在壓縮還是液態情況下，氫氣的存儲和運輸都很有挑戰性。”錢晶指出。

為此，學術界提出了一個新的技術思路——“太陽燃料”，即將氫氣和二氧化碳相結合，變成甲醇。甲醇可以像汽油一樣運輸、儲存，到了加氫站再把它轉化成氫，這樣就可以解決氫燃料電池“制、儲、運、加”的問題。

“最好是終端決定選址”

錢晶則有另一個想法：“開發光伏制氫項目最好是終端決定選址，哪里有氫能需求就在哪里發展光伏制氫，采取就地發電、就地制氫、就地使用的模式，光伏的分散性可以讓每個城市都是制氫選址點。”

同時，錢晶補充道，油氣企業布局氫能更具優勢，不僅可以將現有的天然氣管線改造升級后運輸氫氣，也有實力架設專門的氫氣管線，更重要的是還可以將傳統加油站改造成加氫站。

實際上，已有光伏企業和油氣企業聯手開拓光伏制氫領域。4月中旬，隆基股份與中國石化簽署戰略合作協議，雙方約定未來將以“碳達峰、碳中和”目標為指引，發揮各自優勢，通過全方位協同，在分布式光伏、“光伏+綠氫”等多領域形成深度合作，共同開拓清潔能源應用市場。

據記者不完全統計，截至目前，全國處于籌備或建設中的“綠氫”項目已達30個。其中，超過20個項目選擇“光伏+氫”這一技術路線。

隨著一批批項目的落地，光伏裝機規模的持續擴張以及發電成本的進一步下降，預計未來光伏制氫將進一步下降，進入發展正循環。據萬聯證券，到2025年，光伏系統度電成本將下降至0.22—0.462元/千瓦時,在光資源充沛的區域，光伏制氫電力成本有望達到0.15元/千瓦時，帶動制氫成本持續降低，擴大產業發展空間。