原創 謝韜 香橙會研究院 今天
4月15日，國家能源局發佈了《國家能源局綜合司關於做好可再生能源發展“十四五” 規劃編制工作有關事項的通知》（以下稱“《通知》”）。通知顯示，至2021年3月底前，將形成國家《可再生能源發展“十四五”規劃（送審稿）》，經合法性審查等程序後上報或印發。
規劃編制的一個重點，是“優先開發當地分散式和分佈式可再生能源資源，大力推進分佈式可再生電力、熱力、燃氣等在用戶側直接就近利用，結合儲能、氫能等新技術，提升可再生能源在區域能源供應中的比重。”
這是國家層面首次明確，氫能將作為可再生能源的一個儲能手段派上大用場。
1
氫儲能被派上大用場
根據這份規劃，到2030年非化石能源消費佔比要力爭達到20%。
而國家能源局2019年曾在國新辦新聞發佈會上表示，2018年，我國非化石能源佔一次能源消費總量的比重才14.3%；至2020年，可以實現達到15%的目標。到2030年20%目標，尚有一定距離。
氫能等儲能技術，能提升中國可再生能源的應用比例嗎？
日本福島2月底完工了高達10MW級的光伏制氫裝置建設並運營，國內上市公司陽光電源（300274.SZ)成立了專門的氫能事業部，並與榆樹市簽訂的400MW風電制氫項目；京能電力（600578.SH）投資230億元在內蒙古鄂托克前旗開展風、光、氫、儲一體化項目等。
這些企業將光伏餘電用來制氫，實現能源的儲存。
中科院院士歐陽明高曾表示，通過電解水制氫，是解決可再生能源不穩定性的重要途徑之一。
一是儲氫比電池儲電價格低。考慮儲氫壽命與儲能電池壽命，氫氣發電成本約為儲能電池的1/10。
二是儲氫與儲電有互補性。電池是高頻雙向調節，氫能是低頻調節，這兩者之間具有互補性。
三是氫能作為商品的屬性更好。
一位光伏行業資深人士向香橙會研究院表示，目前考慮光伏行業補貼下滑現狀，很多企業也在尋找新的突破點。同時光伏發電由於受到光照等因素影響，具有波動性較大，時間段發電量差別大的特徵明顯，對於電網調節增加了一定的難度。
現階段全國雖然很多企業開始在制氫領域開始試探但是落地較慢，主要原因還是光伏產業本身項目落地週期較長，成本問題以及大規模製氫可參考項目不多造成的。
2
光伏產業制氫的經濟賬
目前水電解制氫，主要分為鹼性電解槽（AE）、質子交換膜（PEM）和固體氧化物電解質電解槽（SOEC）三大技術方向。其中，AE已經非常成熟，PEM已經成為目前很多新晉企業主要研究方向，而SOEC國內有研究單位，但距離產業化尚有距離。目前電解水制氫成本隨著單體電解設備能力提升以及制氫規模擴大也在快速下降。
水電解制氫的廠商，蘇州競立、中船重工718所、大陸制氫、中電豐業等團隊在該領域都有很長時間的積累。
目前應用的大規格電解槽有500Nm3/h、600Nm3/h、1000Nm3/h等規格，而且電解槽的規格越大，設備成本及制氫成本都有下降空間。
我們以500Nm3/h及1000Nm3/h電解槽為例，進行測算：
目前市場上500Nm3/h鹼水電解槽價格約為10000元/m3H2，1000m3鹼水電解槽價格約為7800元/m3H2。場景設定：
1）成熟的鹼性電解槽壽命約在20年，每年8000小時工作時長；
2）光伏電價0.3元；
3）每標方電解電耗採取較高的5度電（非綜合能耗）。
不考慮人工費用及設備大修等情況下（該部分因為情況不同差距較大，受調查項目人工成本區間0.15-0.35元每標方），制氫設備及電價端，500NM3/h鹼水電解槽理想全生命週期下每標方價格約在1.669元，即每公斤氫氣約18.69元，1000NM3/h鹼水電解槽理想全生命週期下每標方價格約在1.654元，即每公斤氫氣約18.525元。
而在PEM領域，香橙會研究院從山東賽克賽斯氫能源有限公司獲得的消息，該公司目前具備生產1000m3/h的PEM純水電解設備生產能力，為多槽結構，該電解槽價格約為30000元/m3H2左右。我們按照該產品數據，進行了PEM電解水制氫的測算。
其設備設計壽命15年，總計約12萬小時，其生命週期內產氫量為1.2億標方，電解槽拆分成本後，每方氫氣價格約為0.25元，增加水費每噸約0.05元、維護費用低於鹼水電解槽，此處也以0.05元每標方計算及電費總計1.5元，單標方價格約為1.85元，即每公斤氫氣約20.72元。
此間可以發現的是，電解水制氫的兩種技術路徑，最大的成本還是來自於電力，這兩個數據中都沒有考慮到運營的情況，這其中又涉及到氫的淨化、加壓、存儲等，出廠綜合成本都在30元上下甚至更高。如果非現場制氫還需要考慮運輸成本。
但同時可以看到的是在可再生能源的成本端，隨著制氫技術的提高，單槽制氫能力提升，制氫規模的加大，成本降幅很大，早期很多10m3/h小型電解水槽設備價格很高，均攤每立方時價格都以數十萬元起。
從光伏企業角度來看，一位光伏行業人員提供的數據進行了測算：100MW規模的光伏發電項目為例，其光伏系統建設成本達到3億元，增加壓縮機及電解設備以及其他成本，成本可能接近或超過5.5億元。考慮電的利用效率，如果光照條件良好，光伏年產氫氣理論值可達2600噸左右。
這種高純度的氫氣更適合在附加值較高的下游，如果圍繞這些制氫園區建設車用燃料電池加氫站運營，以出廠氫價格售價45元/Kg計算，成本可在數年內回收。香橙會研究院從光伏企業從業人員處獲悉，光伏發電項目的正常回收週期約在7年，這筆賬企業在前期可研時候就需要算明白。
3
光伏制氫路上的“攔路虎”
但對電解水項目來說，很多測算將0.3元作為光伏制氫的門檻電價。實際操作過程中光伏制氫障礙在哪裡？
香橙會研究院綜合行業信息如下：
首先光伏從賣電到賣氫的轉換並非易事。
到目前為止雖然中國已經是世界第一光伏裝機大國，但全部是併網賣電，既省事又習慣，每月按上網電量結算電費收入。現在要改成併網後製氫，特別是餘電制氫，技術和運營方式都要大改變，一般光伏企業還沒有這個能力。離網制氫DC-DC的技術問題需要解決，也有間歇制氫需要把握的技術要點，併網或離網制氫目前尚無示範項目可借鑑。
同時，光伏售電到售氫的經濟賬還沒有算過來。
國際上已有光伏發電成本低於0.25元的說法，國內光伏發電也有可望低於0.20元的說法，但目前很多區域光伏上網收購電價都遠高於這個電價，（《2020年光伏發電實施方案》徵求意見稿中納入國家財政補貼範圍的一、二、三類地區新增集中式光伏電站指導價分別確定為每千瓦時0.33元（含稅，下同）、0.38元、0.47元，此前該指標價格更高。） 電站可能寧願少發甚至棄光也不願去尋求制氫，要到光伏企業必須自己消納的地步光伏企業才會去考慮制氫售氫成為一個氫經濟產業。
氫的儲運、銷售存在難題需要解決。
光伏豐富之地，用氫稀少，大規模光伏制氫必須要有很好的氫能消納方案。用光伏制氫來生產甲醇，有機液態儲氫，氫液化都是很好的方案，光伏制氫合成甲醇稱之為“液態陽光”，中科院己有8位院士呼籲將此作為國家能源戰略來發展。氫氣液化在民用領域己啟動，近期將有示範項目落地。這些技術上去了，儲運和銷售將突破長距離運輸的瓶頸，推動氫能的“西氫東送”，“北氫南送”。
而據香橙會研究院瞭解，這幾項技術的成本問題或技術難度現正在解決中。同時，管道運輸在未來也會成為一個重要方向。
閱讀更多 證券市場播報 的文章
