近期，氢能行业加速向前，而且采取了与绿电相伴而行的步伐。
10月16日，隆基氢能首台碱性水电解槽在江苏无锡下线，今年底制氢设备产能预计达到500MW；9月，中国石化首个兆瓦级电解水制氢示范项目在中原油田启动建设，不仅填补了自身在绿色制氢领域的空白，也为当地绿电调峰打开想象空间；8月，内蒙古能源局发布2021年度风光制氢一体化示范通知，优选7个项目合计带动221.95万千瓦新能源投资，预计年制氢量6.69万吨；5月，河北建投承担的国内首个风电制氢项目在耽延5年之后也终于全面投运。
一时间，氢能火了，绿氢更火。
但其实，这些概念之前也火过。早在十二五末期，风电制氢概念就被提出，并核准了两个试点项目，但实际进展缓慢；十三五期间新能源汽车补贴政策对电动汽车和燃料电池汽车一视同仁，但发展至今电动汽车产销量已破百万，燃料电池汽车仍然仅以千计；从2019年开始，提出氢能发展战略的城市不下二三十个，大有氢国氢城之势，虽然从政府到企业的努力有目共睹，至今氢能产业尚未实现质变。这一轮的氢能发展又会有什么不一样？风光与氢，是退而求其次的无奈合作，还是前景广阔的长期绑定？
限电是绿电制氢的大前提？
绿电制氢并不是新鲜事。
十二五末期，由于三北地区风电限电严重，政府为减少并网消纳依赖、开发商为增加项目核准机会，尝试了包括风电制氢、风电供暖等在内的多种创新模式。
沽源风电制氢综合利用示范工程是国内首个风电制氢工业应用项目，由河北建投投资，2015年核准，拟新建200MW风电场、10MW电解水制氢系统以及氢气综合利用系统，预计总投资20.3亿元。实际执行中风电场部分早在2016年9月就全部并网发电，制氢部分却进展缓慢，2021年5月才完成调试。同批另一个试点-天润新能吉林长岭风电制氢项目也经历了类似的蹉跎岁月，有望年内投运。
试点整体进展不顺，是由多方面因素导致。
风电制氢的动因是减少限电。从企业运营角度，限电虽然导致当期收入减少，但不会导致当期支出增加；而如果投资制氢，则是在确定性增加当期资本性支出的同时，面临不确定的远期收益，投资决策心理上已然存在障碍。
更重要的是，长期以来我国氢能总需求稳定，灰氢、蓝氢产量充足，并且具有产业链的天然粘性，储运和营销方面需求少、成本低。相比，电解水制氢不仅在制取成本上缺乏竞争力，还需要自我创造需求，对于发电企业来说为了增发一两百小时而跨界创新的链条过长。此外，化工入园的政策导致额外增加外送线路投资，只在限电期间制氢的方式也使得设备利用率较低，整体缺乏投资吸引力。
图1 2019年中国氢气生产消费情况/中国氢能联盟
伴随第三轮电改的深化，三北地区新能源项目普遍参与市场化交易，以单纯降低电价的方式促进消纳，是比制氢更便利的途径。今年以来，电力供需形势进一步逆转。电荒之下传统限电地区几乎不再限电，仿佛已经没有必要采取制氢方式改善限电。
但实际上，讨论绿电制氢恰逢其时。
从发电侧来看，绿电制氢的前提是限电，而限电是一个笼统的概念，至少包括三种场景：一是有电源没接入；二是有接入没消纳；三是有消纳有时差。
十三五期间，三北地区绿电制氢主要是由于第二种限电场景，有接入没消纳。伴随电力交易比例提升、消纳责任权重落实，这种由于机制缺陷和人为因素造成的严重限电场景，出现的概率将会显著下降。
未来在3060目标下，风光将逐渐成为主力电源，并将在建设和运营方面遇到两大障碍，绿电制氢有望成为重要的解决途径：
一是由于土地因素限制以及希望控制终端电价的政策倾向，导致电网建设慢于电源建设，使得接入比资源更稀缺；同时伴随沙漠光伏、远海风电的开发，送出也将面临物理和经济性障碍，源荷一体、绿电制氢的开发模式应运而生，用于解决潜在的第一种限电——有电源没接入。而且，由于电化学储能只是提供能量时移并没有新增用电需求，就地制氢很可能成为源荷一体模式下的常规选项；
二是由于风光的间接性特征，无论是年际、月度、日内出力都会存在宽幅震荡，即使供需总量平衡，也存在巨大的长短期调峰需求，此时绿电制氢将会和火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能等多种方式共同竞争，以调峰方式解决潜在的第三种限电——有消纳有时差。
氢能：如何从苟且到远方
另一方面，经济性一直是氢能商业化面临的最大挑战。与其说绿电需要制氢作为消纳途径，不如说氢能更需要绿电作为降本利器。
零碳目标下，很多行业会发生颠覆性变化。作为可塑性高、零排放的安全能源，氢能将会拥有一个广阔的未来。电能替代和节能降耗是未来30年的主旋律，在无法进行深度电能替代的领域，如航空、远洋运输、工业热力等领域，绿氢将发挥重要作用。
目前全球氢能年产量大约为7000万吨，我国作为第一大产消国占比约1/3。
根据国际氢能委员会预测，2030年氢能源将在22个应用领域成为具有竞争力的低碳方案，尤其在工业原料、重卡、叉车等电能替代存在障碍的方面，有望在2025年之前率先推广应用；到2050年，氢能在全球能源总需求中的占比有望达到18%，并创造2.5万亿美元产值。根据中国氢能联盟预测，到2050年我国氢能占终端能源消费比例也将达到10%，需求量达到6000万吨，其中70%由绿电制取。
图2 氢能源应用的成本竞争力轨迹/国际氢能委员会
暂不考虑技术进步，假设按照当前5度电制取1方氢、1kg=11.2标方氢气计算，2050年4200万吨绿氢需要消耗2.35万亿度绿电，假设风光平均年发电1500小时，至少带动15.68亿千瓦绿电投资。即使在规模效应和技术进步带动制氢能耗效率提高1倍，届时制氢对绿电的需求总量仍然十分可观，使得为制氢供电成为绿电消纳的重要构成要素。
不过，有确定的未来不等于有确定的现在。
虽然国内外不同主体对氢能的远期预测数值存在差异，但普遍认同一个发展路径——氢能需求遵循J型增长，2030年以前发展相对缓慢，2030-2035年以后进入快车道。核心是由于当前缺少快速发展所必须的基础设施。
这也从一个侧面说明了，为什么在相同的鼓励政策下，十三五期间我国电动汽车比燃料电池汽车率先发展成熟。
电动汽车行业充分搭了电网普及的便车。纵观电动汽车行业的发展路径，虽然电池企业和车企是促进技术进步、成本下降的台前英雄，但电网和触手可及的电源则是其快速发展成熟的幕后功臣，使得电动汽车产业同仁将重点放在应用研发上而无后顾之忧。
相比，氢燃料汽车的推广则会遇到一无燃料、二无站点的困境。未来，产业界需要在制、储、运、用各个环节共同发力才能点燃行业发展大势。而从成本构成来看，绿电制氢成本下降成为了降本和加速普及的重要期待。
图3 氢能源成本竞争力驱动因素/国际氢能委员会
绿电与氢：从携手到耦合
从国内外尤其是国内的诸多分析报告来看，绿电与氢虽然相遇了，但并未做到融会贯通。
氢能往往被归入化工行业，电力从业者不懂化工，化工从业者也不懂电力，在对对方重要性没有充分认知的情况下，风光制氢一体化项目的设计容易出现脱节和冗余，对于绿电制氢的前景判断也会出现偏差。
比如，目前在灰氢、蓝氢、绿氢多种制氢方式成本比较中，行业普遍认为电解水制氢只有在下探至0.2-0.3元/kwh的情况下具有竞争力，而当前的电价是0.6元/kwh无法满足要求，只有在采取低谷电或者地处水电大省，使电价接近0.3元/kwh时，才具备绿电制氢的经济性。但这一假设其实是将制氢场景局限在了用电侧。所谓源荷一体开发模式，不仅是把负荷搬到发电厂旁边使其无需上网，也同时是把发电厂搬到了用电负荷旁边使其无需支付过网费。目前，我国风电光伏已经全面去补贴，可以平价上网，在三北地区风光资源良好的地区，还可以接受更低的上网电价。因此，如采取风光制氢一体化的方式，制氢度电成本在当前时点就可以做到0.3元/kwh以下，考虑碳排放成本后，可以与灰氢蓝氢比肩。
另外，风光制氢的年用电小时数是多少，也值得思考。如果是十三五期间进行风电制氢方案设计，应只考虑在该项目限电时制氢，制氢年用电小时可能只有200小时；目前如果将一个风电项目100%电量就地制氢，年利用小时可达2000小时以上；而在电力交易市场化的情况下，风光制氢一体化项目本身是一个产销者的定位，可以卖电，也可以买电。能开展绿电制氢的省份往往在三北风光富集省份，未来在氢能需求日益增加、价格企稳的情况下，如能通过市场化交易购买绿电，这种情况下制氢小时可达8760小时，不仅可以稳定和提高制氢设备利用效率，还可以提高当地绿电消纳水平，并可能获取辅助服务收入，实现多方共赢。
放眼2050，风光与氢都将是终端能源的主要构成要素。如果说氢能是未来社会的燃料，那么风光则是氢能进步的助推。打破认知，电氢耦合，才能不负风光不负氢。
