我国“三北”地区风能光能资源丰富，其中部分地区“弃风”“弃光”问题突出，理论上用弃电电解水制氢有较大应用空间，但“弃风”“弃光”是不正常的短期现象,一旦造成这种现象的人为和技术原因消除,也就无“弃风”“弃光”可用。因此，从长远角度看，降低可再生能源发电成本才是“绿氢”规模化应用的关键。
近日，英国政府表示，丹麦海上风力发电公司沃旭能源建设的 1.4GW Hornsea 2 海上风电场将与英国储能和清洁燃料公司ITMPower 领导的Gigastack 项目连接生产绿色氢气，为英格兰东北部的一家石油和天然气精炼厂提供动力。这意味着，在全球范围内，氢能规模化应用向更洁净的“绿氢”又迈进了一步。
放眼全球，可再生能源电力制氢因其环保零碳深受业内推崇。然而，可再生能源电价居高和氢气运输瓶颈仍是其规模化发展道路上的两大绊脚石。“绿氢”如何摆脱羁绊，迎来发展春天?
“绿氢”将有效解决氢源问题
据介绍，在氢能领域，最为干净的是可再生能源电解水制氢形成的“绿氢”，其从制备到使用完全“零碳”排放;通过煤炭、天然气等化石燃料制取的氢气是“灰氢”，其制备过程有一定的碳排放;如果将化石燃料制氢过程中的“碳”捕捉封存起来，获得的氢即为“蓝氢”。
工业和信息化部原部长、中国工业经济联合会会长李毅中此前曾明确提出，“灰氢”不可取，“蓝氢”可以用，“绿氢”是方向。
中国科学院院士欧阳明高在中国电动车百人会上也提出，未来氢源的有效解决方案，是利用风电光伏等可再生能源发的“绿电”电解水制“绿氢”。
万联证券分析师陈雯认为，风电、光电等可再生能源制氢相较于传统制氢技术更加环保、清洁，而且“弃风”“弃光”电解水制氢的成本更低，短期内可作为燃料电池行业氢源的补充，未来随着可再生能源电解水制氢稳定性经济性进一步提高，“绿氢”将成为氢源的重要方向。
目前，我国“三北”风能光能资源丰富，其中部分地区“弃风”“弃光”较高，理论上用弃电电解水制氢有较大应用空间。但在中国工程院院士杨裕生看来，我国“三北”地区的“弃风”“弃光”是不正常的、是短期现象,一旦造成这种现象的人为和技术原因消除,也就无“弃风”“弃光”可用。因此，从长远角度看，降低可再生能源发电成本才是“绿氢”规模化应用的关键。
“绿电”制氢缺少政策扶持
从成本角度考虑，电价占电解水制氢成本的60%-70%。多位行业分析师指出，一般认为当电价低于0.3元/千瓦时(利用“谷电”电价)，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。而按照当前约0.6元-0.8元/千瓦时的电价，制氢成本约为30-40元/公斤，电解水技术路线缺乏竞争力。
“对发电企业而言，从成本核算的角度考虑，并不情愿直接配套新能源发电。”国际能源课题组一位研究员告诉记者，“由于技术等因素，导致绝大多数新能源发电相对于传统火电成本更高。但在新能源配额制的推动下，发电企业不得不承担相应的配额责任。”
上述研究员进一步指出，制氢企业追求低成本电价，用可再生能源制氢目前并非最经济的选择。因此，若使其成为经济性强、可持续的技术路线，需要进一步降低“绿电”价格。
记者经采访了解到，目前对于“绿电”补贴主要体现在电源侧，即对部分存量新能源发电实行“标杆电价和度电补贴”管理，同时，积极推动增量的“竞价补贴”，并向无补贴的平价时代过渡，最终以市场化手段促进发电成本降低。而在其下游，即制氢企业如果使用可再生能源发的电制氢，还未有明确的补贴政策。
上述研究员表示，可再生能源发电制氢，背后其实是能源转型需求，是相较于传统化石能源更具未来性的发展趋势。这与以化石能源为主的能源体系向以可再生能源为主低碳能源体系转变的大势相符。
政策配套及输配系统急需建立
欧阳明高表示，近距离用氢可以采取当地电解加短途拖车运输的方式，远距离用氢则需借助特高压输电网络将“绿电”输运到当地后再电解获得“绿氢”，这样可避免我国输氢管道基础薄弱的短板。
值得注意的是，除了电价因素外，可再生能源发电制氢仍面临其他难题。对此，上述研究员解释说：“风光本身具有波动性和随机性等特点，风光发电并入电网会增加电网调频调压的难度和成本，电网对于输配新能源电力的意愿相对较弱。现阶段，新能源发电的并网消纳仍需配套政策支持。”
此外，业内人士指出，即使将“绿电”顺利输运到当地，可以电解获得“绿氢”，也仍需建设可行的可再生能源电-氢输配系统。
“未来，伴随着发电侧及电网侧的技术进步，以及电力体制改革的稳步推进，新能源并网消纳难题有望得到根本性解决，新能源发电也将完全推向市场，这将为‘绿氢’的规模化应用奠定坚实基础。”该研究员补充称。
