降低用電成本，提升綠氫產業競爭力

核心閱讀

綠氫是全球能源轉型的重要載體。雖然我國具有良好的制氫基礎與應用場景，但當前我國綠氫產業發展仍面臨經濟性難題，用電成本成爲風光制氫規模化發展的重要制約因素。建議加大對風光制氫的支持力度、降低風光制氫用電成本，進一步提升綠氫產業競爭力。

氫能是未來我國能源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，綠氫發展將爲我國經濟增長注入新動能。目前，用電成本成爲我國綠氫產業規模化發展的重要制約因素。加大對風光制氫項目的支持力度，降低用電成本，對我國積極搶佔綠氫發展新賽道、提升產業國際競爭力具有重要作用。

風光制氫是氫能發展的重要方向

氫能是全球能源轉型發展的重要載體，全球主要發達國家高度重視氫能產業發展。據測算，到2050年氫能將承擔全球18%的終端用能需求，其中超過95%的氫需要通過低碳方式生產。面對全球新一輪科技革命和產業變革發展趨勢，氫能產業成爲我國戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。《中華人民共和國能源法》首次將氫能納入能源管理體系，明確國家將積極有序推進氫能開發利用，促進氫能產業高質量發展。

我國具有良好的制氫基礎與大規模應用市場，綠氫發展優勢突出。當前，我國已建成具備國際競爭優勢的新能源全產業鏈體系。近年來，我國新能源發電成本快速下降，裝機規模快速提升，截至2024年11月底，我國風電、太陽能發電裝機合計達到13.1億千瓦，可再生能源裝機佔比已超50%。與此同時，新能源消納問題逐漸凸顯。風光制氫可有力推動新能源大規模開發利用，有助於實現電網大規模調峰和跨季節、跨區域儲能，加速推進工業、建築、交通等領域低碳化，對我國構建新型能源體系、打造新的經濟增長點具有重要意義。2024年12月發佈的《加快工業領域清潔低碳氫應用實施方案》提出，到2027年，工業領域清潔低碳氫應用裝備支撐和技術推廣取得積極進展，推動風電、光伏發電等清潔能源富集地區的工業企業、工業園區有序建設“制氫+用氫”一體化項目。加快風光制氫和清潔低碳氫替代應用是推動氫能產業高質量發展、培育新質生產力的重要方向。

風光制氫仍面臨多重挑戰

當前，我國綠氫產業發展面臨經濟性難題。在電解水制氫的成本構成中，用電成本佔比最高，約爲70%，設備投入、其他運行成本等佔30%。綠電制氫系統需要穩定、持續的電源以保證其安全高效運行，與離網制氫相比，併網型風光制氫項目在安全性、穩定性等方面具備突出優勢，是綠氫產業的重要發展方向。目前，此類項目的落地過程在用電方面主要存在三方面問題與挑戰。

一是在用電模式方面，現階段，併網型風光制氫項目在線路建設、用電費用、餘電上網等方面較爲複雜，不同地區和項目之間差異明顯，電網側尚未針對風光制氫項目接網模式出臺統一的管理辦法、實施方案等，新能源直供模式項目落地過程中缺乏清晰的政策指引與支持。很多項目實際上爲“全部上網再下網”模式，風光發電部分和制氫用電部分相分離，並未體現項目通過制綠氫促進綠電消納等優勢。

二是在用電成本方面，項目自發自用電量的費用缺少統一計算標準。若直接按照“全部上網再下網”計算會顯著推高用電成本，難以體現風光制氫一體化項目的特徵與優勢。自發自用部分的用電成本主要取決於發電成本及費用，如政府性基金及附加、系統備用費和政策性交叉補貼等，相關費用因區域和具體情況而異。目前每製取1千克氫氣，系統耗電量約爲56千瓦時，用電成本每下降0.1元/千瓦時，每千克制氫成本可下降超5元。因此，降低用電費用可有效降低制氫成本，綠氫的經濟性將明顯提升。除自發自用外，併網型項目一般需要電網提供備用支持，用電價格還需考慮容（需）量電價，容量電價按照變壓器容量計算，約在20—30元/千伏安·月，使用網電制氫會進一步拉高用電成本。

三是在綠氫認證方面，歐盟《可再生能源指令》要求可再生氫（即綠氫）應滿足全生命週期碳排量不高於3.4kgCO2/kgH2，同時明確了綠氫的電力來源要求，詳細規定了綠電直供、清潔電網、綠電交易等具體場景。我國現行綠氫標準爲中國氫能聯盟發佈的《低碳氫、清潔氫與可再生能源氫的標準與評價》，要求綠氫應滿足單位氫氣碳排放量不高於4.9kgCO2/kgH2，且制氫能源爲可再生能源。我國綠氫標準爲團體標準，對於綠氫用電模式、綠電綠證交易等並未提出明確要求，與國際標準存在差距。電解水制氫的電力來源對碳排放具有很大影響，併網型風光制氫項目或面臨綠氫認證問題。我國電力平均二氧化碳排放因子約爲0.5kgCO2/kWh，使用網電制氫會大幅增加碳排放，影響綠氫認證及綠色價值的實現。

三措並舉提升綠氫產業競爭力

爲充分發揮我國新能源資源稟賦與產業競爭優勢，加快推動綠氫開發應用，提升綠氫產業競爭力，亟需加大對風光制氫的支持力度。爲此，提出三方面建議。

一是儘快明確併網型風光制氫項目用電模式。針對併網型風光制氫一體化項目，儘快出臺統一的指導意見、實施方案等，對項目的接網模式、線路建設、上下網電量等方面要求進行明確，爲項目落地提供清晰的指引。具體要求可重點考慮以下幾方面：項目的新能源、制氫、儲能等應爲同一投資主體控股，具備獨立市場主體地位，作爲整體接入電網；項目應以風光發電、自發自用爲主，嚴格限制下網電量，並結合實際情況配置一定規模的儲能裝置，避免過多使用網電帶來的綠氫認證和用電成本問題；項目可在自發自用的基礎上適度向電網送電，增加項目新能源發電部分收益，提升風光制氫項目的經濟性。

二是對併網型風光制氫項目的用電費用進行減免。隨着技術進步和規模化發展，我國風光發電的度電成本顯著下降，在風光資源豐富的內蒙古、新疆等地，光伏、風電度電成本可低於0.2元/千瓦時。減免對風光制氫項目自發自用電量收取的系統備用費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，可顯著降低制氫成本。不採用碳捕集的煤氣化制氫成本約爲1元/立方米，若減免用電費用，使風光制氫的用電成本接近發電成本，內蒙古、新疆等地區的綠氫製備相比於灰氫將初具經濟性。目前，內蒙古自治區已出臺《內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》，明確對於自發自用電量暫不徵收系統備用費和政策性交叉補貼。建議基於地方良好實踐在全國範圍內推行費用減免政策，使風光制氫項目用電成本貼合發電成本。

三是進一步加強我國綠氫標準建設。接入網電可爲併網型風光制氫項目提供備用支撐，但也會對綠氫認證產生影響。目前，我國綠氫標準僅規定了碳排放量閾值以及制氫能源爲可再生能源，並未對接網模式、電力來源證明方式等進行明確。下一步，應綜合考慮我國資源稟賦、技術發展等因素，在現有團體標準的基礎上，研究制定更具權威性和可操作性的細化標準，詳細規定用電模式、電力來源證明、綠電綠證交易等認證要求，建立具有專業性、權威性、獨立性的綠氫認證機構。同時，積極參與國際綠氫標準制定，建立綠氫標準國際合作互認機制，推動國內外標準銜接，降低綠氫貿易壁壘。

（作者供職於國家電力投資集團有限公司發展研究中心）