2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年》），规划中提出：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

到2025年，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。

2025年到2030年，形成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，使可再生能源制氢得到广泛应用。

到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

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光伏制氢原理

光伏发电制氢系统即将太阳能面板转化的电能供给电解槽系统用于电解水制氢。光伏发电的主要核心元件是太阳能电池，其他还包含蓄电池组、控制器等元件。随着我国可再生能源的迅猛发展及国家政策的大力支持，光伏发电相关技术及建设规模已达世界领先水平，光伏发电成本持续下降。因此在我国能源结构转型的进程中，“光伏+氢”的组合将扮演不可或缺的角色。

电解水制氢技术中，碱性电解水制氢技术成熟、成本低，但后期运维复杂且成本较高，需要稳定的电源。PEM电解槽对电源的波动性有一定的承受能力，更加适应光伏发电的间歇性，占地面积要小于碱性电解槽，能同时匹配集中式与分布式光伏发电，且后期运维简单、成本较低，有望成为氢气的重要制取方法之一。

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光伏制氢是降低制氢成本的重要路径之一

随着我国光伏装机量的不断提升，弃光率维持在1%~4%之间，无法并网消纳的电量高企，叠加光伏发电的波动性，需要寻找合理存储无法消纳电量的方向。目前储能环节主要应用的有锂电池、钒电池、铅蓄电池等。将电能转化为氢能，在需要“削峰填谷”或用电高峰时期，将氢能再转化为电能，是未来发展方向之一。目前已有部分光伏龙头企业正在推进或建设示范项目。

国际氢能委员会（The Hydrogen Council）认为：全球将从2030年开始大规模利用氢能，2040年氢能将承担全球终端能源消费量的18%，2050年氢能利用可以贡献全球二氧化碳减排量的20%。根据中国氢能联盟测算，我国对氢气需求量也是逐年提升，氢气在终端使用场景在不断拓展，同时为达到“碳中和”，可再生能源、清洁能源在能源消费中的比重将进一步提升。

据测算，10MW光伏每小时可制造10立方的氢气，25平方公里的光伏发电列阵，一年可以产100万吨的氢气，在光照好的地方，制氢的光伏发电成本大概在1毛5分钱一度电，大幅度低于现在制氢的电力成本。

随着光伏装机量的不断提升，电解水制氢技术的不断突破，光伏制氢是降低制氢成本的重要路径之一。叠加终端用氢市场的不断拓展，重卡、船舶、商用车、热电联供、工业冶金等对氢气的需求不断提升，看好后续光伏制氢的规模化、商业化推广。

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西部光能资源丰富，发展绿氢具有优势

在光能方面，2021年，新疆、西藏、西北中部和西部、西南西部、内蒙古中部和西部、华北西北部、华南东南部、华东南部部分地区年水平面总辐照量超过1400kWh/m，其中，西藏大部、四川西部、内蒙古西部、青海西北部等地的局部地区年水平面总辐照量超过1750kWh/m，太阳能资源最丰富。

以化工企业作为氢能消纳场景，发挥上下游产业带动作用

借助西北地区光伏资源和产业集群优势，将光伏制氢用于化工原料或燃料，打通“光伏制氢+化工”生态链，解决光伏弃电严重问题，同时带动下游化工产业。

光伏弃电严重，经济效益受损

尽管西北地区拥有丰富的光伏资源，但是存在严重弃光现象，大量光伏发电因为消纳不足只能成为“垃圾电”，影响企业经济效益。而“光伏制氢+化工”生态链，则可将额外的光伏电力用于制氢，实现光电的充分利用。将光伏制氢站建设于西北地区的工业园区，为氢气消纳提供了充分场景。例如，在煤化工生产线中，将一部分灰氢用绿氢（光伏制氢）替代，打通绿氢灰氢混合生产线，减少污染和碳排放的同时，逐步实现经济效益。此外，还可在矿区用氢燃料电池重卡替代原有的燃油重卡。

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光伏制氢经济性在西北已接近煤制氢

基本原理：光伏电解水制氢技术是将太阳能发电和电解水制氢组合成系统的技术，有两个步骤：①光生电：利用光伏发电技术把光能转化为电能；②电解水：利用电能制取氢气。

西北丰富光伏资源为低成本制氢提供机遇：西北地区日照资源丰富，在国家能源战略布局中占据重要地位。数据显示，据统计，截至2021年6月，西北地区累计光伏装机容量63.6GW，占全国光伏装机总量的25%。

光伏制氢经济性分析与比较：假设首年光伏利用小时数为1700小时，装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元/kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元/kW，其他费用10元/kW。同时，以1000Nm3/h水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh电能计算。当光伏发电制氢电价控制在0.25元/KWh以下时，制氢成本与化石能源接近。

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2025年前光伏制氢成本或再降五成

在电解槽方面，据伍德麦肯兹最新发布的预测，到2025年，全球碱性电解槽制氢和质子交换膜电解槽制氢成本预计将分别下降35%和50%，固体氧化物水电解槽成本预计“也将在未来六至八年里出现显著下降”。该机构分析认为，电解水制氢规模、市场参与者的增加以及更高的自动化程度都将成为推动电解槽制造降本的因素。

Bridget van Dorsten表示，项目初始投资的减少将有助于降低氢气的生产成本，加上市场上愈加廉价的可再生能源采购协议和绿电利用水平，具有竞争力的可再生能源电解水制氢市场潜力已经开始释放。比如，在可再生能源资源丰富的国家，可再生能源电力成本甚至有望进一步降至0.01美元/千瓦时的水平，绿氢成本也能随之稳定在1美元/千克的水平。

随着全球各国不断扩大光伏装机量，光伏制氢项目也在不断上马，业界普遍预测，未来十年内光伏制氢市场规模将进一步扩大，甚至有望“反哺”光伏，成为推动全球光伏装机增长的新动力。

根据国际能源署发布的数据，截至2020年，全球电解水制氢产能约为30万千瓦，其中所用能源主要是可再生能源电力。另外，从目前各国已规划的绿氢新项目来看，总计约有30个国家规划了新的电解水制氢产能，预计到2026年，全球电解水制氢产能将达到1700千瓦时，可推动可再生能源电力额外新增1800万千瓦以上的装机量。其中，中国、智利、西班牙以及澳大利亚将成为未来五年内可再生能源制氢新增产能的主导力量，市场份额将占到全球总量的85%以上。

文章来源： 国际能源参考，嘿嘿能源heypower，东海研究