可再生能源電力制氫發(fā)展?jié)摿ρ芯?/h1>
2022-05-25 08:14劉光輝方繼開沈錚
專用汽車 2022年5期
劉光輝 方繼開 沈錚
摘要：隨著燃料電池汽車商業(yè)化的應用與大規(guī)模的推廣，大規(guī)模低碳、低成本的氫氣是燃料電池汽車發(fā)展的關鍵因素。從可再生能源電力建設及運營現(xiàn)狀、發(fā)展可再生能源制氫的制約因素、驅動因素等方面，對風電、光伏等可再生能源制復發(fā)展?jié)摿M行了全面描述和分析。未來風電、光伏等可再生能源電力電解水制氫是“綠氫”的主要供給渠道，在“3060”碳中和背景下，“十四五”期間我國風電、光伏等可再生能源產業(yè)將快速發(fā)展，尤其是碳交易市場的啟動以及“綠氫”支持政策的出臺與完善，都將在一定程度上降低可再生能源電力制氫成本，促進可再生能源制氫規(guī)模的擴大。
關鍵詞：可再生能源;綠氫;碳中和;燃料電池汽車
中圖分類號：U473.4收稿日期： 2022—05—05
DOI： 10.19999/j.cnki.1004-0226.2022.05.002
氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的二次能源，是推動傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想互聯(lián)媒介，是實現(xiàn)交通運輸、工業(yè)和建筑等領域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇。在碳達峰、碳中和背景下，“十四五”期間，我國風、光等可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模將大幅度提升，這為大規(guī)?？稍偕茉粗茪涞陌l(fā)展奠定了基礎，通過可再生能源發(fā)電電力進行電解水制氫依賴于豐富的可再生能源發(fā)電電力，具有較強的地域性特征，雖不能廣泛適用于全國，但對于可再生資源豐富的四川、新疆、甘肅、內蒙古等省份而言，發(fā)展可再生能源制氫，為全國提供規(guī)模、穩(wěn)定、綠色的氫源，是建成綠色、低碳的氫能供給體系，促進燃料電池汽車規(guī)?；茝V與應用，實現(xiàn)交通運輸行業(yè)低碳化發(fā)展的重要舉措。
1我國可再生能源電力發(fā)展現(xiàn)狀
隨著《可再生資源法》《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》等一系列政策的實施，我國可再生能源裝機規(guī)模和可再生能源發(fā)電量持續(xù)增加。2020年，全國可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模達到9.34億kW，同比增長約17.5%;可再生能源發(fā)電量達22 148億kW—h，同比增長約8.4%，水能、風電、光電等可再生能源利用率保持較高水平。
1.1水電建設及運行情況
2020年，全國水電裝機規(guī)模達到3.7億kW，水電發(fā)電量達到13 552億kW.h，四川、云南、湖北、貴州、廣西等省份水電發(fā)電量達到9 593億kW.h，占比達到全國水電發(fā)電量千瓦的70%以上。2020年我國水能利用率達到96%以上，水能利用率整體保持較高水平，但四川、青海等省份棄水電量超過240億kW.h，棄水電量仍較大，兩省份棄水電量占全國棄水電量的比重達到80%以上。
1.2風電建設及運行情況
目前，我國風電裝機規(guī)模達到2.8億kw，其中陸上風電占比超過96%。從區(qū)域來看，內蒙古、新疆、河北、山西、山東等省份風電裝機規(guī)模處于全國前列，風電裝機規(guī)模分別占全國風電裝機量的13.3%、8.4%、8.1%、7%、6.2%（圖1）。2020年我國新增并網風電裝機規(guī)模超過7 000萬kW、同比增長34%，但我國棄風電量與棄風率持續(xù)下降，全國風能利用水平不斷提高（圖2）。
1.3光伏發(fā)電建設及運行情況
2020年，我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模達到2.53億kW，同比增長24%。從區(qū)域上來看，山東、河北、江蘇、青海、浙江等省份光伏發(fā)電裝機規(guī)模位于全國前列，分別占全國光伏發(fā)電裝機規(guī)模的8.91%、8.59%、6.61%、6.20%、5.95%（圖3）。盡管我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模持續(xù)增加，但我國光伏發(fā)電平均利用率達到98%，光伏利用保持較高水平（圖4）。
1.4生物質發(fā)電建設和運行情況
近年來，在國家政策支持下，我國生物質發(fā)電行業(yè)穩(wěn)步發(fā)展，生物質發(fā)電已經成為可再生能源利用的重要組成部分。2020年末，我國生物質發(fā)電裝機規(guī)模接近3 000萬kW，裝機規(guī)模不斷擴大。從區(qū)域來看，山東、廣東、江蘇、浙江和安徽是生物質發(fā)電裝機規(guī)模較大的省份，其裝機規(guī)模占全國生物質發(fā)電裝機的45.5%。盡管我國生物質發(fā)電行業(yè)發(fā)展迅速，但產業(yè)技術水平與生物質發(fā)電項目運行管理水平仍有待提高，生物質發(fā)電市場化運行機制尚未形成，生物質發(fā)電行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展仍面臨諸多問題。
2可再生能源電解水制氫制約因素
我國的風、光等可再生能源電力消納壓力較大的地區(qū)主要集中在新疆、內蒙古、甘肅、四川、青海等省區(qū)，同時棄光、棄風、棄水電量較多的省份也集中在這些地區(qū)，通過制氫方式消納可再生能源電力是解決可再生能源電力消納的有益探索。但風電、水電、光伏依靠天然條件發(fā)電而不能長時間持續(xù)、穩(wěn)定輸出電能，其自身的波動性和間斷性缺點嚴重制約著可再生能源制氫的發(fā)展，目前可再生能源電解水制氫的利用率和占比均比較低。
2.1可再生能源電解水制氫成本高昂
風電/光伏等可再生能源制復度電成本是影響氫氣成本最關鍵的因素，度電成本每降低0.1元/kW.h，氫氣成本降低約5.5元/kg3。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格[2019]882號）和《國家發(fā)展改革委關于2020年光伏發(fā)電上網電價政策有關事項的通知》（發(fā)改價格[2020]511號）等相關文件，風、光發(fā)電上網電價最低為0.29元/kW—h和0.35元/kW—h，按照電解水制氫工藝每制取1kg氫氣耗電55 kW—h，風、光發(fā)電電解水氫氣制取電費成本分別為15.95元/kg和19.25元/kg，再加上電費以外的固定成本（3.3～5.5元/kg），風電電解水制氫成本為19.25～21.45元/kg，光伏發(fā)電電解水制氫成本為22.25～24.75元/kg（表1）。
與煤炭、天然氣、甲醇等制氫工藝的制復成本相比，風電電解水制氫成本分別高出101%、59.6%、10.3%，光伏發(fā)電電解水制氫成本分別高出132%、84.2%、27.2%（圖5）。理論上棄風棄光電量制氫可以有效降低制氫成本，但由于棄風棄光的尖峰特性，制氫設備利用小時數(shù)較低，分攤到每公斤氫的投資成本高昂。因此，成本是制約以風光發(fā)電為代表的可再生能源發(fā)電制氫的核心要素。
2.2 燃料電池汽車使用區(qū)域與可再生能源制氫優(yōu)勢區(qū)域的不平衡
盡管四川、甘肅、青海、內蒙古西部地區(qū)等地可再生能源豐富（圖6），棄風、棄光、棄水電量大，具有低成本、大規(guī)模制氫的資源基礎，但我國燃料電池汽車應用主要集中在廣東、河北、河南、山東、上海、江蘇等區(qū)域（圖7）。隨著燃料電池汽車示范城市群開展實施，未來五年燃料電池汽車終端應用區(qū)域也主要集中在這些地區(qū)，車用氫氣終端使用區(qū)域與可再生能源制氫低成本區(qū)域差異較大，盡管制氫成本可以得到大幅降低，但經過儲存、運輸?shù)拳h(huán)節(jié)后終端氫氣價格仍遠遠高于其他制氫方式，低成本氫氣很難轉化為經濟效益。因此，實現(xiàn)氫能的長距離、大規(guī)模經濟運輸是解決可再生能源制氫資源供需不平衡問題的關鍵。
2.3可再生能源電力波動性與氫氣消費的穩(wěn)定性間的矛盾
受氣候、地理條件等自然因素影響，風能、光能具有明顯的季節(jié)變化和間歇性特點，風光等可再生能源發(fā)電，尖峰特性明顯，月度發(fā)電量波動性較大。國內某發(fā)電龍頭企業(yè)數(shù)據(jù)顯示，新能源發(fā)電波峰波谷發(fā)電量差異接近50%（圖8～圖9）。因此，全部采用可再生能源電力電解水制氫會造成氫氣供給穩(wěn)定性不足。同時作為下游終端應用場景的燃料電池公交客車、貨車等營運車輛的氫氣消費量則相對固定，這必然引起氫氣供需不平衡，從而影響車輛運營與氫氣價格穩(wěn)定。
3可再生能源電解水制氫驅動因素
盡管發(fā)展可再生能源電解水制氫存在各種各樣的問題，但是在“3060”碳中和背景下，我國陸上風電和光伏發(fā)電將全面實現(xiàn)無補貼平價上網，可再生能源產業(yè)加快發(fā)展。同時，全國碳交易市場啟動，可再生能源發(fā)電碳減排收益逐步明確，這些都將降低可再生能源電解水制氫成本，促進可再生能源電解水制氫的快速發(fā)展。
3.1碳中和背景下的能源轉型
2020年9月22日，國家主席習近平在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上發(fā)表重要講話時提出，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。盡管碳中和具體實施路徑還未明確，但提高風電、光伏等可再生能源裝機容量，提升非化石能源占一次能源消費比重是實現(xiàn)“3060”目標的重要途徑。
根據(jù)相關規(guī)定，2030年我國風電太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億kW以上，全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責任權重為40%，可再生能源電力消納壓力依然較大，這為可再生能源電力制奠定了資源基礎，通過可再生能源電力制氫將是可再生能源電力消納的重要途徑。
3.2全國碳交易市場啟動
2021年1月1日起，全國碳市場首個履約周期正式啟動，全國2 225家發(fā)電行業(yè)的重點排放單位全部納入碳排放管理?！度珖寂欧艡嘟灰坠芾磙k法（試行）》中規(guī)定重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵消碳排放配額的清繳，這就為可再生能源發(fā)電項目在全國碳市場出售二氧化碳減排量、獲取經濟利益、降低電力成本提供了制度保障。根據(jù)2019年度減排項目中國區(qū)域電網基準線數(shù)據(jù)，全國電網平均碳排放水平為0.7568 tCO，/（mW—h），即1 000度風電或光伏發(fā)電量，相當于減排0.7568 tCO20
《碳排放權交易管理辦法（試行）》第二十九條規(guī)定，重點排放單位每年可以使用國家核證資源減排量抵消碳配額的清繳，抵消比例不得超過應清繳碳配額的5%。以電力行業(yè)年度排放量大約40億t計算，則全國碳市場可使用的CCER規(guī)模年度上限將達2億t， CCER未來市場需求量具有較大空間。根據(jù)目前各試點城市碳價測算，風電、光伏項目可通過碳交易帶來每度電0.03元的收益。未來隨著碳交易價格的上升，可再生能源電力成本仍有進一步下降的空間，這將對可再生能源電力制氫的發(fā)展產生積極的影響。
3.3 氫氣的大規(guī)模經濟運輸
氫氣儲運是影響氫能大規(guī)模發(fā)展的重要因素，也是氫能高效利用的關鍵。我國目前的氫氣運輸以氣態(tài)為主，但受長管拖車儲氫壓力低等因素影響，長管拖車單次運輸氫氣量僅300～400 kg，氫氣運輸效率較低，經濟運輸半徑僅200 km，這在很大程度上制約了可再生能源制氫的發(fā)展。同時，低溫液態(tài)儲氫現(xiàn)階段僅用于航天等少數(shù)領域，具有技術難度大、能耗高等問題，再加上氫氣液化成本高昂，短時間內很難大規(guī)模推廣應用。
因此，提高氫氣長管拖車的壓力，是提高氫氣運輸效率、降低運輸成本的有效手段。氫氣管道運輸是大規(guī)模、長距離氫氣運輸?shù)淖钣行侄?，可有效降低運輸成本，目前國內部分地區(qū)正在進行相關探索。隨著氫能產業(yè)的快速發(fā)展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規(guī)模、長距離氫氣運輸?shù)陌l(fā)展趨勢。氫氣的大規(guī)模經濟運輸將可再生能源制氫低成本優(yōu)勢轉化為經濟效益，從而促進可再生能源制氫的發(fā)展。
3.4 “綠氫”支持政策出臺與完善
隨著“3060”碳中和目標的提出，推動“綠氫”發(fā)展成為促進氫能產業(yè)碳中和的重要途徑。在2020年財政部、發(fā)改委等五部委發(fā)布的燃料電池汽車城市群示范目標中明確提出，給予清潔氫（每kg氫氣的二氧化碳排放量小于5kg）3元/kg的獎勵。同時，廣東、四川等地也出臺了鼓勵可再生能源制氫的支持補貼政策。隨著“綠氫”相關技術規(guī)范與支持政策的完善，尤其是燃料電池汽車城市群示范的開展，都將推動可再生能源制氫的快速發(fā)展。
3.5可再生能源電力交易建設
跨區(qū)域省間富余可再生能源電力交易的啟動有效促進了可再生能源在全國范圍的優(yōu)化配置，為實現(xiàn)我國能源低碳轉型，構建清潔低碳、安全高效的能源體系發(fā)揮了重要作用。有序推動電力外送通道建設，推動可再生能源電力交易建設，提高可再生能源消納比例，將可再生能源低成本電力轉為低成本氫氣最有效的途徑之一。
4結語
利用風電、光伏等可再生能源代替煤炭等化石燃料制氫是清潔、低碳、高效制氫的發(fā)展趨勢。利用風電、光伏等可再生能源制氫不僅能夠提高可再生能源電力消納比例，拓寬氫源渠道，更重要的是可以降低氫氣整體的碳排放水平。
目前我國可再生能源裝機規(guī)模持續(xù)擴大，尤其是“3060”碳中和背景下，風、光等可再生能源電力裝機規(guī)模將進一步擴大，部分區(qū)域可再生能源電力消納存在一定壓力，因此發(fā)展可再生能源制氫是解決電力消納的有效途徑之一。盡管可再生能源制氫仍面臨著制氫成本高、區(qū)域不平衡以及電力波動性大等諸多問題，但隨著碳排放權交易的開展、氫氣大規(guī)模經濟運輸?shù)膶崿F(xiàn)和“綠氫”支持政策的出臺與完善，尤其是燃料電池汽車城市群示范的開展，可再生能源制氫將成為氫能供給的重要途徑之一。
參考文獻：
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[3]鄧甜音，何廣利，繆平，不同應用場景的電解水制復成本分析[J].能源化工，2020，41（6）：1-5.
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[5]李爭，張蕊，孫鶴旭，等.可再生能源多能互補制—儲—運復關鍵技術綜述[D].電工技術學報，2021，36（3）：446—462.
作者簡介：
劉光輝，男，1984年生，工程師，研究方向為氫能與燃料電池汽車、氫安全等。
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劉光輝 方繼開 沈錚
摘要：隨著燃料電池汽車商業(yè)化的應用與大規(guī)模的推廣，大規(guī)模低碳、低成本的氫氣是燃料電池汽車發(fā)展的關鍵因素。從可再生能源電力建設及運營現(xiàn)狀、發(fā)展可再生能源制氫的制約因素、驅動因素等方面，對風電、光伏等可再生能源制復發(fā)展?jié)摿M行了全面描述和分析。未來風電、光伏等可再生能源電力電解水制氫是“綠氫”的主要供給渠道，在“3060”碳中和背景下，“十四五”期間我國風電、光伏等可再生能源產業(yè)將快速發(fā)展，尤其是碳交易市場的啟動以及“綠氫”支持政策的出臺與完善，都將在一定程度上降低可再生能源電力制氫成本，促進可再生能源制氫規(guī)模的擴大。
關鍵詞：可再生能源;綠氫;碳中和;燃料電池汽車
中圖分類號：U473.4收稿日期： 2022—05—05
DOI： 10.19999/j.cnki.1004-0226.2022.05.002
氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的二次能源，是推動傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想互聯(lián)媒介，是實現(xiàn)交通運輸、工業(yè)和建筑等領域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇。在碳達峰、碳中和背景下，“十四五”期間，我國風、光等可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模將大幅度提升，這為大規(guī)?？稍偕茉粗茪涞陌l(fā)展奠定了基礎，通過可再生能源發(fā)電電力進行電解水制氫依賴于豐富的可再生能源發(fā)電電力，具有較強的地域性特征，雖不能廣泛適用于全國，但對于可再生資源豐富的四川、新疆、甘肅、內蒙古等省份而言，發(fā)展可再生能源制氫，為全國提供規(guī)模、穩(wěn)定、綠色的氫源，是建成綠色、低碳的氫能供給體系，促進燃料電池汽車規(guī)?；茝V與應用，實現(xiàn)交通運輸行業(yè)低碳化發(fā)展的重要舉措。
1我國可再生能源電力發(fā)展現(xiàn)狀
隨著《可再生資源法》《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》等一系列政策的實施，我國可再生能源裝機規(guī)模和可再生能源發(fā)電量持續(xù)增加。2020年，全國可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模達到9.34億kW，同比增長約17.5%;可再生能源發(fā)電量達22 148億kW—h，同比增長約8.4%，水能、風電、光電等可再生能源利用率保持較高水平。
1.1水電建設及運行情況
2020年，全國水電裝機規(guī)模達到3.7億kW，水電發(fā)電量達到13 552億kW.h，四川、云南、湖北、貴州、廣西等省份水電發(fā)電量達到9 593億kW.h，占比達到全國水電發(fā)電量千瓦的70%以上。2020年我國水能利用率達到96%以上，水能利用率整體保持較高水平，但四川、青海等省份棄水電量超過240億kW.h，棄水電量仍較大，兩省份棄水電量占全國棄水電量的比重達到80%以上。
1.2風電建設及運行情況
目前，我國風電裝機規(guī)模達到2.8億kw，其中陸上風電占比超過96%。從區(qū)域來看，內蒙古、新疆、河北、山西、山東等省份風電裝機規(guī)模處于全國前列，風電裝機規(guī)模分別占全國風電裝機量的13.3%、8.4%、8.1%、7%、6.2%（圖1）。2020年我國新增并網風電裝機規(guī)模超過7 000萬kW、同比增長34%，但我國棄風電量與棄風率持續(xù)下降，全國風能利用水平不斷提高（圖2）。
1.3光伏發(fā)電建設及運行情況
2020年，我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模達到2.53億kW，同比增長24%。從區(qū)域上來看，山東、河北、江蘇、青海、浙江等省份光伏發(fā)電裝機規(guī)模位于全國前列，分別占全國光伏發(fā)電裝機規(guī)模的8.91%、8.59%、6.61%、6.20%、5.95%（圖3）。盡管我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模持續(xù)增加，但我國光伏發(fā)電平均利用率達到98%，光伏利用保持較高水平（圖4）。
1.4生物質發(fā)電建設和運行情況
近年來，在國家政策支持下，我國生物質發(fā)電行業(yè)穩(wěn)步發(fā)展，生物質發(fā)電已經成為可再生能源利用的重要組成部分。2020年末，我國生物質發(fā)電裝機規(guī)模接近3 000萬kW，裝機規(guī)模不斷擴大。從區(qū)域來看，山東、廣東、江蘇、浙江和安徽是生物質發(fā)電裝機規(guī)模較大的省份，其裝機規(guī)模占全國生物質發(fā)電裝機的45.5%。盡管我國生物質發(fā)電行業(yè)發(fā)展迅速，但產業(yè)技術水平與生物質發(fā)電項目運行管理水平仍有待提高，生物質發(fā)電市場化運行機制尚未形成，生物質發(fā)電行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展仍面臨諸多問題。
2可再生能源電解水制氫制約因素
我國的風、光等可再生能源電力消納壓力較大的地區(qū)主要集中在新疆、內蒙古、甘肅、四川、青海等省區(qū)，同時棄光、棄風、棄水電量較多的省份也集中在這些地區(qū)，通過制氫方式消納可再生能源電力是解決可再生能源電力消納的有益探索。但風電、水電、光伏依靠天然條件發(fā)電而不能長時間持續(xù)、穩(wěn)定輸出電能，其自身的波動性和間斷性缺點嚴重制約著可再生能源制氫的發(fā)展，目前可再生能源電解水制氫的利用率和占比均比較低。
2.1可再生能源電解水制氫成本高昂
風電/光伏等可再生能源制復度電成本是影響氫氣成本最關鍵的因素，度電成本每降低0.1元/kW.h，氫氣成本降低約5.5元/kg3。根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格[2019]882號）和《國家發(fā)展改革委關于2020年光伏發(fā)電上網電價政策有關事項的通知》（發(fā)改價格[2020]511號）等相關文件，風、光發(fā)電上網電價最低為0.29元/kW—h和0.35元/kW—h，按照電解水制氫工藝每制取1kg氫氣耗電55 kW—h，風、光發(fā)電電解水氫氣制取電費成本分別為15.95元/kg和19.25元/kg，再加上電費以外的固定成本（3.3～5.5元/kg），風電電解水制氫成本為19.25～21.45元/kg，光伏發(fā)電電解水制氫成本為22.25～24.75元/kg（表1）。
與煤炭、天然氣、甲醇等制氫工藝的制復成本相比，風電電解水制氫成本分別高出101%、59.6%、10.3%，光伏發(fā)電電解水制氫成本分別高出132%、84.2%、27.2%（圖5）。理論上棄風棄光電量制氫可以有效降低制氫成本，但由于棄風棄光的尖峰特性，制氫設備利用小時數(shù)較低，分攤到每公斤氫的投資成本高昂。因此，成本是制約以風光發(fā)電為代表的可再生能源發(fā)電制氫的核心要素。
2.2 燃料電池汽車使用區(qū)域與可再生能源制氫優(yōu)勢區(qū)域的不平衡
盡管四川、甘肅、青海、內蒙古西部地區(qū)等地可再生能源豐富（圖6），棄風、棄光、棄水電量大，具有低成本、大規(guī)模制氫的資源基礎，但我國燃料電池汽車應用主要集中在廣東、河北、河南、山東、上海、江蘇等區(qū)域（圖7）。隨著燃料電池汽車示范城市群開展實施，未來五年燃料電池汽車終端應用區(qū)域也主要集中在這些地區(qū)，車用氫氣終端使用區(qū)域與可再生能源制氫低成本區(qū)域差異較大，盡管制氫成本可以得到大幅降低，但經過儲存、運輸?shù)拳h(huán)節(jié)后終端氫氣價格仍遠遠高于其他制氫方式，低成本氫氣很難轉化為經濟效益。因此，實現(xiàn)氫能的長距離、大規(guī)模經濟運輸是解決可再生能源制氫資源供需不平衡問題的關鍵。
2.3可再生能源電力波動性與氫氣消費的穩(wěn)定性間的矛盾
受氣候、地理條件等自然因素影響，風能、光能具有明顯的季節(jié)變化和間歇性特點，風光等可再生能源發(fā)電，尖峰特性明顯，月度發(fā)電量波動性較大。國內某發(fā)電龍頭企業(yè)數(shù)據(jù)顯示，新能源發(fā)電波峰波谷發(fā)電量差異接近50%（圖8～圖9）。因此，全部采用可再生能源電力電解水制氫會造成氫氣供給穩(wěn)定性不足。同時作為下游終端應用場景的燃料電池公交客車、貨車等營運車輛的氫氣消費量則相對固定，這必然引起氫氣供需不平衡，從而影響車輛運營與氫氣價格穩(wěn)定。
3可再生能源電解水制氫驅動因素
盡管發(fā)展可再生能源電解水制氫存在各種各樣的問題，但是在“3060”碳中和背景下，我國陸上風電和光伏發(fā)電將全面實現(xiàn)無補貼平價上網，可再生能源產業(yè)加快發(fā)展。同時，全國碳交易市場啟動，可再生能源發(fā)電碳減排收益逐步明確，這些都將降低可再生能源電解水制氫成本，促進可再生能源電解水制氫的快速發(fā)展。
3.1碳中和背景下的能源轉型
2020年9月22日，國家主席習近平在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上發(fā)表重要講話時提出，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。盡管碳中和具體實施路徑還未明確，但提高風電、光伏等可再生能源裝機容量，提升非化石能源占一次能源消費比重是實現(xiàn)“3060”目標的重要途徑。
根據(jù)相關規(guī)定，2030年我國風電太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億kW以上，全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責任權重為40%，可再生能源電力消納壓力依然較大，這為可再生能源電力制奠定了資源基礎，通過可再生能源電力制氫將是可再生能源電力消納的重要途徑。
3.2全國碳交易市場啟動
2021年1月1日起，全國碳市場首個履約周期正式啟動，全國2 225家發(fā)電行業(yè)的重點排放單位全部納入碳排放管理?！度珖寂欧艡嘟灰坠芾磙k法（試行）》中規(guī)定重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵消碳排放配額的清繳，這就為可再生能源發(fā)電項目在全國碳市場出售二氧化碳減排量、獲取經濟利益、降低電力成本提供了制度保障。根據(jù)2019年度減排項目中國區(qū)域電網基準線數(shù)據(jù)，全國電網平均碳排放水平為0.7568 tCO，/（mW—h），即1 000度風電或光伏發(fā)電量，相當于減排0.7568 tCO20
《碳排放權交易管理辦法（試行）》第二十九條規(guī)定，重點排放單位每年可以使用國家核證資源減排量抵消碳配額的清繳，抵消比例不得超過應清繳碳配額的5%。以電力行業(yè)年度排放量大約40億t計算，則全國碳市場可使用的CCER規(guī)模年度上限將達2億t， CCER未來市場需求量具有較大空間。根據(jù)目前各試點城市碳價測算，風電、光伏項目可通過碳交易帶來每度電0.03元的收益。未來隨著碳交易價格的上升，可再生能源電力成本仍有進一步下降的空間，這將對可再生能源電力制氫的發(fā)展產生積極的影響。
3.3 氫氣的大規(guī)模經濟運輸
氫氣儲運是影響氫能大規(guī)模發(fā)展的重要因素，也是氫能高效利用的關鍵。我國目前的氫氣運輸以氣態(tài)為主，但受長管拖車儲氫壓力低等因素影響，長管拖車單次運輸氫氣量僅300～400 kg，氫氣運輸效率較低，經濟運輸半徑僅200 km，這在很大程度上制約了可再生能源制氫的發(fā)展。同時，低溫液態(tài)儲氫現(xiàn)階段僅用于航天等少數(shù)領域，具有技術難度大、能耗高等問題，再加上氫氣液化成本高昂，短時間內很難大規(guī)模推廣應用。
因此，提高氫氣長管拖車的壓力，是提高氫氣運輸效率、降低運輸成本的有效手段。氫氣管道運輸是大規(guī)模、長距離氫氣運輸?shù)淖钣行侄?，可有效降低運輸成本，目前國內部分地區(qū)正在進行相關探索。隨著氫能產業(yè)的快速發(fā)展，新建輸氫管網可以滿足巨大的用氫需求，是大規(guī)模、長距離氫氣運輸?shù)陌l(fā)展趨勢。氫氣的大規(guī)模經濟運輸將可再生能源制氫低成本優(yōu)勢轉化為經濟效益，從而促進可再生能源制氫的發(fā)展。
3.4 “綠氫”支持政策出臺與完善
隨著“3060”碳中和目標的提出，推動“綠氫”發(fā)展成為促進氫能產業(yè)碳中和的重要途徑。在2020年財政部、發(fā)改委等五部委發(fā)布的燃料電池汽車城市群示范目標中明確提出，給予清潔氫（每kg氫氣的二氧化碳排放量小于5kg）3元/kg的獎勵。同時，廣東、四川等地也出臺了鼓勵可再生能源制氫的支持補貼政策。隨著“綠氫”相關技術規(guī)范與支持政策的完善，尤其是燃料電池汽車城市群示范的開展，都將推動可再生能源制氫的快速發(fā)展。
3.5可再生能源電力交易建設
跨區(qū)域省間富余可再生能源電力交易的啟動有效促進了可再生能源在全國范圍的優(yōu)化配置，為實現(xiàn)我國能源低碳轉型，構建清潔低碳、安全高效的能源體系發(fā)揮了重要作用。有序推動電力外送通道建設，推動可再生能源電力交易建設，提高可再生能源消納比例，將可再生能源低成本電力轉為低成本氫氣最有效的途徑之一。
4結語
利用風電、光伏等可再生能源代替煤炭等化石燃料制氫是清潔、低碳、高效制氫的發(fā)展趨勢。利用風電、光伏等可再生能源制氫不僅能夠提高可再生能源電力消納比例，拓寬氫源渠道，更重要的是可以降低氫氣整體的碳排放水平。
目前我國可再生能源裝機規(guī)模持續(xù)擴大，尤其是“3060”碳中和背景下，風、光等可再生能源電力裝機規(guī)模將進一步擴大，部分區(qū)域可再生能源電力消納存在一定壓力，因此發(fā)展可再生能源制氫是解決電力消納的有效途徑之一。盡管可再生能源制氫仍面臨著制氫成本高、區(qū)域不平衡以及電力波動性大等諸多問題，但隨著碳排放權交易的開展、氫氣大規(guī)模經濟運輸?shù)膶崿F(xiàn)和“綠氫”支持政策的出臺與完善，尤其是燃料電池汽車城市群示范的開展，可再生能源制氫將成為氫能供給的重要途徑之一。
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作者簡介：
劉光輝，男，1984年生，工程師，研究方向為氫能與燃料電池汽車、氫安全等。
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