刘光辉 方继开 沈铮

摘要：随着燃料电池汽车商业化的应用与大规模的推广，大规模低碳、低成本的氢气是燃料电池汽车发展的关键因素。从可再生能源电力建设及运营现状、发展可再生能源制氢的制约因素、驱动因素等方面，对风电、光伏等可再生能源制复发展潜力进行了全面描述和分析。未来风电、光伏等可再生能源电力电解水制氢是“绿氢”的主要供给渠道，在“3060”碳中和背景下，“十四五”期间我国风电、光伏等可再生能源产业将快速发展，尤其是碳交易市场的启动以及“绿氢”支持政策的出台与完善，都将在一定程度上降低可再生能源电力制氢成本，促进可再生能源制氢规模的扩大。

关键词：可再生能源;绿氢;碳中和;燃料电池汽车

中图分类号：U473.4收稿日期： 2022—05—05

DOI： 10.19999/j.cnki.1004-0226.2022.05.002

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择。在碳达峰、碳中和背景下，“十四五”期间，我国风、光等可再生能源发电装机规模将大幅度提升，这为大规模可再生能源制氢的发展奠定了基础，通过可再生能源发电电力进行电解水制氢依赖于丰富的可再生能源发电电力，具有较强的地域性特征，虽不能广泛适用于全国，但对于可再生资源丰富的四川、新疆、甘肃、内蒙古等省份而言，发展可再生能源制氢，为全国提供规模、稳定、绿色的氢源，是建成绿色、低碳的氢能供给体系，促进燃料电池汽车规模化推广与应用，实现交通运输行业低碳化发展的重要举措。

1我国可再生能源电力发展现状

随着《可再生资源法》《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等一系列政策的实施，我国可再生能源装机规模和可再生能源发电量持续增加。2020年，全国可再生能源发电装机规模达到9.34亿kW，同比增长约17.5%;可再生能源发电量达22 148亿kW—h，同比增长约8.4%，水能、风电、光电等可再生能源利用率保持较高水平。

1.1水电建设及运行情况

2020年，全国水电装机规模达到3.7亿kW，水电发电量达到13 552亿kW.h，四川、云南、湖北、贵州、广西等省份水电发电量达到9 593亿kW.h，占比达到全国水电发电量千瓦的70%以上。2020年我国水能利用率达到96%以上，水能利用率整体保持较高水平，但四川、青海等省份弃水电量超过240亿kW.h，弃水电量仍较大，两省份弃水电量占全国弃水电量的比重达到80%以上。

1.2风电建设及运行情况

目前，我国风电装机规模达到2.8亿kw，其中陆上风电占比超过96%。从区域来看，内蒙古、新疆、河北、山西、山东等省份风电装机规模处于全国前列，风电装机规模分别占全国风电装机量的13.3%、8.4%、8.1%、7%、6.2%（图1）。2020年我国新增并网风电装机规模超过7 000万kW、同比增长34%，但我国弃风电量与弃风率持续下降，全国风能利用水平不断提高（图2）。

1.3光伏发电建设及运行情况

2020年，我国光伏发电装机规模达到2.53亿kW，同比增长24%。从区域上来看，山东、河北、江苏、青海、浙江等省份光伏发电装机规模位于全国前列，分别占全国光伏发电装机规模的8.91%、8.59%、6.61%、6.20%、5.95%（图3）。尽管我国光伏发电装机规模持续增加，但我国光伏发电平均利用率达到98%，光伏利用保持较高水平（图4）。

1.4生物质发电建设和运行情况

近年来，在国家政策支持下，我国生物质发电行业稳步发展，生物质发电已经成为可再生能源利用的重要组成部分。2020年末，我国生物质发电装机规模接近3 000万kW，装机规模不断扩大。从区域来看，山东、广东、江苏、浙江和安徽是生物质发电装机规模较大的省份，其装机规模占全国生物质发电装机的45.5%。尽管我国生物质发电行业发展迅速，但产业技术水平与生物质发电项目运行管理水平仍有待提高，生物质发电市场化运行机制尚未形成，生物质发电行业持续健康发展仍面临诸多问题。

2可再生能源电解水制氢制约因素

我国的风、光等可再生能源电力消纳压力较大的地区主要集中在新疆、内蒙古、甘肃、四川、青海等省区，同时弃光、弃风、弃水电量较多的省份也集中在这些地区，通过制氢方式消纳可再生能源电力是解决可再生能源电力消纳的有益探索。但风电、水电、光伏依靠天然条件发电而不能长时间持续、稳定输出电能，其自身的波动性和间断性缺点严重制约着可再生能源制氢的发展，目前可再生能源电解水制氢的利用率和占比均比较低。

2.1可再生能源电解水制氢成本高昂

风电/光伏等可再生能源制复度电成本是影响氢气成本最关键的因素，度电成本每降低0.1元/kW.h，氢气成本降低约5.5元/kg3。根据《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）和《国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格[2020]511号）等相关文件，风、光发电上网电价最低为0.29元/kW—h和0.35元/kW—h，按照电解水制氢工艺每制取1kg氢气耗电55 kW—h，风、光发电电解水氢气制取电费成本分别为15.95元/kg和19.25元/kg，再加上电费以外的固定成本（3.3～5.5元/kg），风电电解水制氢成本为19.25～21.45元/kg，光伏发电电解水制氢成本为22.25～24.75元/kg（表1）。

与煤炭、天然气、甲醇等制氢工艺的制复成本相比，风电电解水制氢成本分别高出101%、59.6%、10.3%，光伏发电电解水制氫成本分别高出132%、84.2%、27.2%（图5）。理论上弃风弃光电量制氢可以有效降低制氢成本，但由于弃风弃光的尖峰特性，制氢设备利用小时数较低，分摊到每公斤氢的投资成本高昂。因此，成本是制约以风光发电为代表的可再生能源发电制氢的核心要素。

2.2 燃料电池汽车使用区域与可再生能源制氢优势区域的不平衡

尽管四川、甘肃、青海、内蒙古西部地区等地可再生能源丰富（图6），弃风、弃光、弃水电量大，具有低成本、大规模制氢的资源基础，但我国燃料电池汽车应用主要集中在广东、河北、河南、山东、上海、江苏等区域（图7）。随着燃料电池汽车示范城市群开展实施，未来五年燃料电池汽车终端应用区域也主要集中在这些地区，车用氢气终端使用区域与可再生能源制氢低成本区域差异较大，尽管制氢成本可以得到大幅降低，但经过储存、运输等环节后终端氢气价格仍远远高于其他制氢方式，低成本氢气很难转化为经济效益。因此，实现氢能的长距离、大规模经济运输是解决可再生能源制氢资源供需不平衡问题的关键。

2.3可再生能源电力波动性与氢气消费的稳定性间的矛盾

受气候、地理条件等自然因素影响，风能、光能具有明显的季节变化和间歇性特点，风光等可再生能源发电，尖峰特性明显，月度发电量波动性较大。国内某发电龙头企业数据显示，新能源发电波峰波谷发电量差异接近50%（图8～图9）。因此，全部采用可再生能源电力电解水制氢会造成氢气供给稳定性不足。同时作为下游终端应用场景的燃料电池公交客车、货车等营运车辆的氢气消费量则相对固定，这必然引起氢气供需不平衡，从而影响车辆运营与氢气价格稳定。

3可再生能源电解水制氢驱动因素

尽管发展可再生能源电解水制氢存在各种各样的问题，但是在“3060”碳中和背景下，我国陆上风电和光伏发电将全面实现无补贴平价上网，可再生能源产业加快发展。同时，全国碳交易市场启动，可再生能源发电碳减排收益逐步明确，这些都将降低可再生能源电解水制氢成本，促进可再生能源电解水制氢的快速发展。

3.1碳中和背景下的能源转型

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话时提出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。尽管碳中和具体实施路径还未明确，但提高风电、光伏等可再生能源装机容量，提升非化石能源占一次能源消费比重是实现“3060”目标的重要途径。

根据相关规定，2030年我国风电太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上，全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，可再生能源电力消纳压力依然较大，这为可再生能源电力制奠定了资源基础，通过可再生能源电力制氢将是可再生能源电力消纳的重要途径。

3.2全国碳交易市场启动

2021年1月1日起，全国碳市场首个履约周期正式启动，全国2 225家发电行业的重点排放单位全部纳入碳排放管理。《全国碳排放权交易管理办法（试行）》中规定重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵消碳排放配额的清缴，这就为可再生能源发电项目在全国碳市场出售二氧化碳减排量、获取经济利益、降低电力成本提供了制度保障。根据2019年度减排项目中国区域电网基准线数据，全国电网平均碳排放水平为0.7568 tCO，/（mW—h），即1 000度风电或光伏发电量，相当于减排0.7568 tCO20

《碳排放权交易管理办法（试行）》第二十九条规定，重点排放单位每年可以使用国家核证资源减排量抵消碳配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳配额的5%。以电力行业年度排放量大约40亿t计算，则全国碳市场可使用的CCER规模年度上限将达2亿t， CCER未来市场需求量具有较大空间。根据目前各试点城市碳价测算，风电、光伏项目可通过碳交易带来每度电0.03元的收益。未来随着碳交易价格的上升，可再生能源电力成本仍有进一步下降的空间，这将对可再生能源电力制氢的发展产生积极的影响。

3.3 氢气的大规模经济运输

氢气储运是影响氢能大规模发展的重要因素，也是氢能高效利用的关键。我国目前的氢气运输以气态为主，但受长管拖车储氢压力低等因素影响，长管拖车单次运输氢气量仅300～400 kg，氢气运输效率较低，经济运输半径仅200 km，这在很大程度上制约了可再生能源制氢的发展。同时，低温液态储氢现阶段仅用于航天等少数领域，具有技术难度大、能耗高等问题，再加上氢气液化成本高昂，短时间内很难大规模推广应用。

因此，提高氢气长管拖车的压力，是提高氢气运输效率、降低运输成本的有效手段。氢气管道运输是大规模、长距离氢气運输的最有效手段，可有效降低运输成本，目前国内部分地区正在进行相关探索。随着氢能产业的快速发展，新建输氢管网可以满足巨大的用氢需求，是大规模、长距离氢气运输的发展趋势。氢气的大规模经济运输将可再生能源制氢低成本优势转化为经济效益，从而促进可再生能源制氢的发展。

3.4 “绿氢”支持政策出台与完善

随着“3060”碳中和目标的提出，推动“绿氢”发展成为促进氢能产业碳中和的重要途径。在2020年财政部、发改委等五部委发布的燃料电池汽车城市群示范目标中明确提出，给予清洁氢（每kg氢气的二氧化碳排放量小于5kg）3元/kg的奖励。同时，广东、四川等地也出台了鼓励可再生能源制氢的支持补贴政策。随着“绿氢”相关技术规范与支持政策的完善，尤其是燃料电池汽车城市群示范的开展，都将推动可再生能源制氢的快速发展。

3.5可再生能源电力交易建设

跨区域省间富余可再生能源电力交易的启动有效促进了可再生能源在全国范围的优化配置，为实现我国能源低碳转型，构建清洁低碳、安全高效的能源体系发挥了重要作用。有序推动电力外送通道建设，推动可再生能源电力交易建设，提高可再生能源消纳比例，将可再生能源低成本电力转为低成本氢气最有效的途径之一。

4结语

利用风电、光伏等可再生能源代替煤炭等化石燃料制氢是清洁、低碳、高效制氢的发展趋势。利用风电、光伏等可再生能源制氢不仅能够提高可再生能源电力消纳比例，拓宽氢源渠道，更重要的是可以降低氢气整体的碳排放水平。

目前我国可再生能源装机规模持续扩大，尤其是“3060”碳中和背景下，风、光等可再生能源电力装机规模将进一步扩大，部分区域可再生能源电力消纳存在一定压力，因此发展可再生能源制氢是解决电力消纳的有效途径之一。尽管可再生能源制氢仍面临着制氢成本高、区域不平衡以及电力波动性大等诸多问题，但随着碳排放权交易的开展、氢气大规模经济运输的实现和“绿氢”支持政策的出台与完善，尤其是燃料电池汽车城市群示范的开展，可再生能源制氢将成为氢能供给的重要途径之一。

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作者简介：

刘光辉，男，1984年生，工程师，研究方向为氢能与燃料电池汽车、氢安全等。