日前，中国能建石家庄鹿泉区光伏制氢及氢能配套产业项目总承包工程招标发布。该项目建设规模为2600吨/年氨气，副产1.982万吨/液氧，配套新建约44兆瓦的光伏发电站，并配置约5兆瓦的电化学储能。
随着可再生能源发电装机及占比持续提升，电力系统对调节能力的需求也逐渐提升。电解水制氢作为一种重要的储能方式，加速和可再生能源发电深度融合，“可再生能源+储能+氢”成为新热点。可再生能源制氢项目频频落地。据不完全统计，6月份以来，已有7个可再生能源制氢项目举行招标，5个项目获批或完成备案，另有3个项目完成签约。
■政策鼓励下企业加速布局
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政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。”
上述背景下，越来越多的可再生能源企业布局氢能产业。
晶科科技在投资者互动平台表示，公司光伏制氢示范项目处在建设过程中。面临新一轮机遇期，公司将积极响应国家新能源发展的战略号召，拓宽公司市场空间，积极跨界进军氢能产业，打开公司未来业务新的增长空间。
■电氢协同发展态势渐明
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9007亿千瓦时，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。”
■商业模式需更成熟多样
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100兆瓦绿氢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%。
正泰新能源董事长陆川直言，氢的核心成本是电的成本。在可再生资源丰富的地区，通过高效利用当地可再生能源，可以显著降低绿氢生产成本，从而提高绿氢竞争力。随着布局企业越来越多，商业模式更加成熟和多样化，生产成本将越来越低。
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入，降低制氢电耗、提高制氢效率、降低设备投资成本。
