在业内人士看来,政策支持下,可再生能源制氢产业迎来发展机遇。

日前印发的《中共中央国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确,加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设,积极发展分布式光伏、分散式风电,因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源,推进氢能"制储输用"全链条发展。

山西、四川、广东、北京等地也先后发布相关改策鼓励氢能技术和产业的进步升级。

北京氢羿能源科技有限公司创始人、董事长米万良指出,国家层面、地方政府对氢能产业的支持政策不断加码,为绿氢发展提供了良好的外部环境。可再生能源制氢有清洁低碳、可持续性良好、提高我国能源安全保障能力等发展优势。

"目前,我国可再生能源发电制氢技术水平处于高速发展阶段,近几年取得了显著的技术进步,带动产品性能提升和成本下降。建成投产的一些示范项目投产,带动了产业链发展,积累了经验和教训。"米万良说,“未来,随着"双碳"目标的推进,我国氢能"1+N'政策体系将进一步完善,为氢能技术发展以及可再生能源制氢产业发展保驾护航。”

近年来,我国可再生能源发电装机和占比快速提升,给氢能产业发展带来新需求。国家能源局数据显示,2024年上半年,全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦,同比增长24%,占全国新增电力装机的88%;风电太阳能发电量合计达9007亿于瓦时,约占全部发电量的20%,同比增长23.5%,超过了同期第三产业用电量(8525亿千瓦时)和城乡居民生活用电量(6757亿千瓦时)。

国家能源局表示,风电、光伏发电建设规模持续快速扩大,风光发电的间歇性、随机性、波动性,给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战迅速增大,要在保障电力安全的前提下,接受、消纳占比迅速提高的风光发电电量,亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。

米万良认为:“在新型电力系统中,储能是解决可再生能源大规模接入,提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的方式。作为储能方式之一,电水解制氢的氢储能和氢消纳具备适用性、灵活性、多样性,有技术多样化、配置规模范围宽、储存能量大、储存时间长(可跨季节)终端应用多元化(非仅限于电力领域)等特点，而其他储能方式难以兼具。”

米万良进一步说:“可再生能源制氢可以应用于'源、网、荷’各环节,呈现电氢协同发展态势。在电源侧,既可以提高可再生能源利用率，促进大规模新能源消纳，又可以平滑风光输出曲线,优化风电和光伏场群的出线容量,降低电网外送输电容量的投资,提高输电线路的利用率;在电网侧,可以为电网提供调峰调频、黑启动,助力电网实现在时空维度灵活、可靠、高效地配置能源,也可以为局域网的稳定运行提供支撑;在负荷侧,作为可控可调负荷参与需求侧响应或虚拟电厂,可利用谷电制氢、燃料电池发电,实现削峰填谷,对于冶金、化工等工业企业,从消耗化石能源为主转变为消耗电力为主,辅以柔性生产技术,使得工业企业也成为新型电力系统中可调节的资源。"

可再生能源制氢要实现大规模应用,经济性是重要衡量标准。绿氢电解装置全生命周期成本受多种因素影响,包括电解槽设备成本、电力成本,以及技术进步和规模效应带来的成本降低等。一般情况下,绿氢成本主要由电解槽设备成本和电力成本组成。以100兆瓦绿氨电解装置全生命周期成本为例,可再生能源发电成本占比约60%,电解槽系统投资成本占比约35%。

米万良称:“目前,可再生能源制氢的整体成本仍偏高,与传统化石燃料制氢成本相比缺乏竞争力。展望未来,全社会对绿电长周期、大规模储存需求的增加,以及交通、工业、供能等领域对绿氢需求的增长,可再生能源制氢市场潜力将逐步释放。随着技术进步和产业规模的扩大,可再生能源发电成本、电解槽设备成本和制氢电耗将不断降低,制取氢气的成本有望降至传统化石燃料制氢的水平,价格具有较强的竞争力,商业化前景明朗。”

米万良同时强调,业内企业已在技术创新示范项目建设、产业链协同等方面做了很多工作,比如关键材料性能的提高、电流密度的提升示范项目经验的积累、设备投资成本的下降等。后续将持续加大对催化剂、膜电极、双极板、大功率PEM电解槽等关键材料部件和装备布局的研发投人,降低制氢电耗、提高制氢效率,降低设备投资成本。

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