2024/3/21 9:13:51焦点线年是绿氢爆发元年，各地风光制氢项目陆续开建，在光伏资源丰富的地区，绿电制氢慢慢的变成为建设重点。

  风光制氢包括风电制氢、光电制氢和风光耦合制氢，对于解决受发电随机性、季节性和反调峰特性的影响而产生的大量弃风、弃光现象有十分显著的效果。

  近年来各地风光制氢发展迅速，从地域来看，内蒙古、新疆、宁夏等地率先成为中国风光制氢示范项目的主要建设区域。多个方面数据显示，截至2023年初，内蒙古风光制氢项目共31个，配套新能源1315.25千瓦，年产氢能力53.189万吨，在一众风光制氢基地中脱颖而出。

  当前风光制氢的制氢技术以电解水为主，碱性电解槽是国内发展最成熟的电解水制氢方式，多个方面数据显示，碱性电解水的成本约为1.9万元/吨-3万元/吨，是灰氢成本的1.3-3.8倍。若使用绿氢替代灰氢，则会产生较高的成本，不利于绿氢替代化工、冶金、发电、交通等领域的传统能源，市场需求不旺，制约了绿氢的全面发展。

  -80%，因此，在耗电量没有一下子就下降的情况下，较高的电价是电耗成本占绿氢制取成本超六成以上的关键因素。

  此外，由于电解水制氢系统要稳定、持续的电源，如果风光制氢一体化要成为新能源发展的主要模式，必然要实现离网(准离网)制氢，但这又牵扯到成本方面的问题：针对新能源的波动性，配置较大功率的制氢设备，虽然保证了新能源的利用率，但增加了系统投资，制氢设备利用率较低;而针对间歇性，在持续数天的无风情况下，为了能够更好的保证制氢设备和下游化工设备的稳定运行，也需要配置大容量的储氢、储电设备。这样就表示，离网型制氢要增加更多的风光装机和储能规模的建设，初投资较高，经济性较差。

  如此来看，怎么来降低电价是降低绿氢成本需要仔细考虑的问题，有研究结果为，当电价降到0.1元/千瓦时-0.15元/千瓦时时，绿氢的成本将接近甚至低于灰氢的平均制取成本。而要实现这一价格，在当前技术背景下，只有寄托于政策的支持。

  电价=(绿电电量绿电电价+网电电量电价)/(绿电电量+网电电量)绿电电价=发电度电成本+政府基金及附加费+备用系统费用网电电价=购电电价+容(需)量电价

  2023年5月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，315千伏安及以上的一般工商业和大工业用户均执行两部制电价，电网输配电价由电量电价和容(需)量电价构成。这在某种程度上预示着，并网型风光制氢一体化项目需根据制氢段主变压器容量大小交纳容量电价。在此机制下，年产2万吨氢气的企业，每年至少需向电网交纳5000万元

  在双碳背景下，风光制氢是一大助力，不仅消纳了弃风弃光资源，又利用氢能助力能源结构转型，实现能源高效利用，具有巨大环境和经济的效果与利益。