“由于风电、光伏发电的间歇性特点，现阶段风电、光伏发电上网电量只能占电网总电量的15%，余电必须就地消纳，作为清洁高效的储能方式，电解水制氢是最好的消纳方式。”今年全国两会上，全国人大代表、万华化学集团股份有限公司党委书记、董事长廖增太带来《关于出台支持绿电制绿氢的电力政策的建议》，他认为，发展绿氢产业既能充分利用风光资源，解决弃风弃光的问题，又能满足化工行业对绿氢的大量需求，解决煤制氢、天然气制氢等高碳排的问题。
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“氢能具有清洁低碳属性和跨界应用潜力，是用能终端实现绿色低碳发展的重要载体，既能用于大规模、长周期的储能，又能加速推进工业、交通等领域的低碳化，加快绿色氢能产业发展是助力我国实现‘双碳’目标的重要路径。”廖增太表示。
当前，氢气需求增长主要来自化工、炼油等传统行业，在燃料电池汽车、氢能冶金领域的应用也开始起步，未来的用量将逐步提升。按照目前各国制定的氢能发展政策，到2030年全球氢气需求有望维持高速上涨态势，突破1.3亿吨。
数据显示，2022年中国氢气的产销量约3300万吨，其在下游的化工、炼油等产业上的应用占比超过95%，剩余少量用于钢铁炼化、燃料电池汽车等领域。
“当前氢气来源主要是煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，极少量来自于电解水制氢。如果全部采用煤气化制备氢气，约消耗1.9亿吨标煤，对应产生5.2亿吨二氧化碳排放。”廖增太称。
2022年3月我国发布的《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》中提出，到2025年可再生能源制氢量达到10至20万吨/年，2030年形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，2035年构建氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。
近年来，我国风电、光伏发电行业快速发展，据国家能源局统计，2022年全国风电、光伏发电新增装机量1.25亿千瓦，累计装机量7.6亿千瓦，创历史新高。相关机构预测，到2030年中国光伏累计装机量约14亿千瓦，风电装机量约8亿千瓦。在此背景下，将余电充分利用将具有庞大空间。
据了解，电解水制氢具有设备简单、工艺流程稳定等优点，其中碱性电解水技术最为成熟，已进入商业化运行阶段。以隆基为例，其碱性电解水技术制取1标方氢气耗电4.1-4.3度，按0.35元/度的电价，制氢成本约21元/公斤；其在中东光伏的最新上网电价低至0.1元/度，对应制氢成本将低于10元/公斤。
廖增太认为，随着绿电成本的持续降低，叠加电解水制氢设备的大型化与规模化，绿氢将有可能实现化石能源制氢的平价替代，具备大规模应用推广的条件。
目前，国内绿电制氢及延伸产业主要布局在新疆、内蒙古、宁夏、吉林等风光资源富集的省(区)，代表项目包括中国石化投资30亿元新疆库车光伏绿氢示范项目、国家电投投资63亿元吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目等。
“电解制氢及下游合成氨、合成甲醇均属于化工过程，需要连续稳定的电力供应和氢气输送，但是风电、光伏发电存在间歇性的特点，如果电解水制氢也间歇运行，由于氢气是易燃易爆的气体，会导致危险性显著增加，同时，制氢成本也会抬高。因此，这些示范项目都必须和电网协商，取得电网的支持。”廖增太分析，以新疆库车项目为例，光伏发电总量大于制氢电力需求，中石化和电网公司协商，白天超出电解水需求的发电量上网“储存”，夜晚从电网取电，以维持制氢装置的连续运行，中石化向电网公司支付较低的“过网费”，但这种模式属于个例，目前难以在全国范围内推广。
据此，廖增太建议国家出台针对绿电制绿氢发展的电力支持政策，以电网作为补充和调节，实现绿电制氢的连续化，同时可配套绿氨、绿色甲醇等，供下游使用。
廖增太提出的具体模式为：“绿电年发电量大于或等于连续电解水制氢的年电力需求量，在项目运行过程中，风光发电量高于制氢所需电量的部分上电网‘储存’，当发电量低于制氢所需电量时，不足部分由电网‘储存’电量补充，电网公司收取适当的服务费。”
廖增太还补充，在实践中，风、光的发电小时数少，电解水制氢又要连续运行，可以考虑在风、光不发电时，降低制氢装置的负荷，既满足电网的要求，又满足下游用氢装置的连续运行要求。“以西部光伏发电制氢为例，有效光照时间约1800小时/年，电解水制氢装置按照7200小时/年连续运行，非发电时间电解水制氢装置按1/3的设计负荷运行，据此测算光伏装机容量按电解槽装机量的2倍左右设计，约50%的光伏发电量上网‘储存’，然后在非发电时间下网，即可满足制氢装置连续稳定运行，该方案具有较强的可操作性和经济性。”
廖增太表示，相信如果国家出台绿电制绿氢的电力支持政策，一定会大大促进我国新能源产业的发展，使我国新能源产业走在世界的前列。
（文章来源：证券时报·e公司）
