今年以来，以晶科能源、隆基股份等为代表的光伏企业纷纷宣布布局氢能领域，“光伏+氢”正催生出新“蓝海”。市场虽广阔，但要想真正实现规模化、商业化发展，就要不断增加价格优势，跨过“经济性”这道坎。
“超过0.35元/千瓦时，优势不大”
“光伏+氢”被市场普遍看好。万联证券认为，“光伏+氢”作为零碳电力和清洁能源电力载体，在减少二氧化碳排放方面可以发挥巨大的作用。同时，光伏制氢具有储能效用，不仅可以平抑光伏发电的不稳定性，还可以将光伏发电转换为氢能，以低于化学储能的成本，实现跨天、跨周甚至跨月、跨季度的储能。
据研究机构测算，到2050年，全球氢需求将达到6—8亿吨/年。未来30年，全球年均新增的制氢规模约为2500万吨，将带动光伏年新增装机规模达900吉瓦，形成万亿级市场。
虽然未来“光伏+氢”大有可为，但现阶段光伏制氢项目推进缓慢。钱晶告诉记者：“其实，目前制氢技术已经很成熟了，但和灰氢相比，绿氢成本稍高一些，光伏制氢仅在部分地区具备经济性。根据我们的经验，一旦光伏电价超过0.35元/千瓦时，优势就不大了。”
4月上旬，国家发改委就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿，2021年，新建可再生能源发电项目的指导上网电价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。最终上网电价不得高于指导价，而在已公布的共计32个地区中，仅有9个地区的指导电价低于0.35元/千瓦时。
“加上运氢成本，就失去了优势”
其实，电价仅仅是影响光伏制氢经济性的因素之一。
“如果考虑西北弃电因素，使用弃电，即以电费为0元计算，光伏制氢当然具备优势。但那些地区人烟稀少，对氢气几乎没有需求，无法在当地使用，还是需要经过长途运输到有需求的地区，加上运氢成本，就失去了优势。”钱晶说。
在钱晶看来，目前光伏制氢技术不是问题，也不考虑成本，但不能忽视氢气存储和运输的经济性，“这一部分的投资太大了。”
钱晶提出的问题也是目前行业共同面临的困境——储运是影响光伏制氢大规模应用的关键。据了解，在制氢环节，光伏开发规模和产能每年都在扩大，然而后续的氢气储存、运输环节并没有打通，外送存在问题，氢能产业链下游应用场景的开发就无法与上游匹配，解决消纳才能真正促进光伏制氢产业的发展。
“无论是在压缩还是液态情况下，氢气的存储和运输都很有挑战性。”钱晶指出。
为此，学术界提出了一个新的技术思路——“太阳燃料”，即将氢气和二氧化碳相结合，变成甲醇。甲醇可以像汽油一样运输、储存，到了加氢站再把它转化成氢，这样就可以解决氢燃料电池“制、储、运、加”的问题。
“最好是终端决定选址”
钱晶则有另一个想法：“开发光伏制氢项目最好是终端决定选址，哪里有氢能需求就在哪里发展光伏制氢，采取就地发电、就地制氢、就地使用的模式，光伏的分散性可以让每个城市都是制氢选址点。”
同时，钱晶补充道，油气企业布局氢能更具优势，不仅可以将现有的天然气管线改造升级后运输氢气，也有实力架设专门的氢气管线，更重要的是还可以将传统加油站改造成加氢站。
实际上，已有光伏企业和油气企业联手开拓光伏制氢领域。4月中旬，隆基股份与中国石化签署战略合作协议，双方约定未来将以“碳达峰、碳中和”目标为指引，发挥各自优势，通过全方位协同，在分布式光伏、“光伏+绿氢”等多领域形成深度合作，共同开拓清洁能源应用市场。
据记者不完全统计，截至目前，全国处于筹备或建设中的“绿氢”项目已达30个。其中，超过20个项目选择“光伏+氢”这一技术路线。
随着一批批项目的落地，光伏装机规模的持续扩张以及发电成本的进一步下降，预计未来光伏制氢将进一步下降，进入发展正循环。据万联证券，到2025年，光伏系统度电成本将下降至0.22—0.462元/千瓦时,在光资源充沛的区域，光伏制氢电力成本有望达到0.15元/千瓦时，带动制氢成本持续降低，扩大产业发展空间。
原标题：光伏制氢尚需跨过“经济坎”
