4月15日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于做好可再生能源发展“十四五” 规划编制工作有关事项的通知》（以下称“《通知》”）。通知显示，至2021年3月底前，将形成国家《可再生能源发展“十四五”规划（送审稿）》，经合法性审查等程序后上报或印发。
规划编制的一个重点，是“优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源，大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。”
这是国家层面首次明确，氢能将作为可再生能源的一个储能手段派上大用场。
1 氢储能被派上大用场
根据这份规划，到2030年非化石能源消费占比要力争达到20％。
而国家能源局2019年曾在国新办新闻发布会上表示，2018年，我国非化石能源占一次能源消费总量的比重才14．3％；至2020年，可以实现达到15％的目标。到2030年20％目标，尚有一定距离。
氢能等储能技术，能提升中国可再生能源的应用比例吗？
日本福岛2月底完工了高达10MW级的光伏制氢装置建设并运营，国内上市公司阳光电源（300274．SZ）成立了专门的氢能事业部，并与榆树市签订的400MW风电制氢项目；京能电力（600578．SH）投资230亿元在内蒙古鄂托克前旗开展风、光、氢、储一体化项目等。
这些企业将光伏余电用来制氢，实现能源的储存。
中科院院士欧阳明高曾表示，通过电解水制氢，是解决可再生能源不稳定性的重要途径之一。
一是储氢比电池储电价格低。考虑储氢寿命与储能电池寿命，氢气发电成本约为储能电池的1／10。
二是储氢与储电有互补性。电池是高频双向调节，氢能是低频调节，这两者之间具有互补性。
三是氢能作为商品的属性更好。
一位光伏行业资深人士向香橙会研究院表示，目前考虑光伏行业补贴下滑现状，很多企业也在寻找新的突破点。同时光伏发电由于受到光照等因素影响，具有波动性较大，时间段发电量差别大的特征明显，对于电网调节增加了一定的难度。
现阶段全国虽然很多企业开始在制氢领域开始试探但是落地较慢，主要原因还是光伏产业本身项目落地周期较长，成本问题以及大规模制氢可参考项目不多造成的。
2 光伏产业制氢的经济账
目前水电解制氢，主要分为碱性电解槽（AE）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解质电解槽（SOEC）三大技术方向。其中，AE已经非常成熟，PEM已经成为目前很多新晋企业主要研究方向，而SOEC国内有研究单位，但距离产业化尚有距离。目前电解水制氢成本随着单体电解设备能力提升以及制氢规模扩大也在快速下降。
水电解制氢的厂商，苏州竞立、中船重工718所、大陆制氢、中电丰业等团队在该领域都有很长时间的积累。
目前应用的大规格电解槽有500Nm3／h、600Nm3／h、1000Nm3／h等规格，而且电解槽的规格越大，设备成本及制氢成本都有下降空间。
我们以500Nm3／h及1000Nm3／h电解槽为例，进行测算：
目前市场上500Nm3／h碱水电解槽价格约为10000元／m3H2，1000m3碱水电解槽价格约为7800元／m3H2。场景设定：
1）成熟的碱性电解槽寿命约在20年，每年8000小时工作时长；
2）光伏电价0．3元；
3）每标方电解电耗采取较高的5度电（非综合能耗）。
不考虑人工费用及设备大修等情况下（该部分因为情况不同差距较大，受调查项目人工成本区间0．15－0．35元每标方），制氢设备及电价端，500NM3／h碱水电解槽理想全生命周期下每标方价格约在1．669元，即每公斤氢气约18．69元，1000NM3／h碱水电解槽理想全生命周期下每标方价格约在1．654元，即每公斤氢气约18．525元。
而在PEM领域，香橙会研究院从山东赛克赛斯氢能源有限公司获得的消息，该公司目前具备生产1000m3／h的PEM纯水电解设备生产能力，为多槽结构，该电解槽价格约为30000元／m3H2左右。我们按照该产品数据，进行了PEM电解水制氢的测算。
其设备设计寿命15年，总计约12万小时，其生命周期内产氢量为1．2亿标方，电解槽拆分成本后，每方氢气价格约为0．25元，增加水费每吨约0．05元、维护费用低于碱水电解槽，此处也以0．05元每标方计算及电费总计1．5元，单标方价格约为1．85元，即每公斤氢气约20．72元。
此间可以发现的是，电解水制氢的两种技术路径，最大的成本还是来自于电力，这两个数据中都没有考虑到运营的情况，这其中又涉及到氢的净化、加压、存储等，出厂综合成本都在30元上下甚至更高。如果非现场制氢还需要考虑运输成本。
但同时可以看到的是在可再生能源的成本端，随着制氢技术的提高，单槽制氢能力提升，制氢规模的加大，成本降幅很大，早期很多10m3／h小型电解水槽设备价格很高，均摊每立方时价格都以数十万元起。
从光伏企业角度来看，一位光伏行业人员提供的数据进行了测算：100MW规模的光伏发电项目为例，其光伏系统建设成本达到3亿元，增加压缩机及电解设备以及其他成本，成本可能接近或超过5．5亿元。考虑电的利用效率，如果光照条件良好，光伏年产氢气理论值可达2600吨左右。
这种高纯度的氢气更适合在附加值较高的下游，如果围绕这些制氢园区建设车用燃料电池加氢站运营，以出厂氢价格售价45元／Kg计算，成本可在数年内回收。香橙会研究院从光伏企业从业人员处获悉，光伏发电项目的正常回收周期约在7年，这笔账企业在前期可研时候就需要算明白。
3 光伏制氢路上的“拦路虎”
但对电解水项目来说，很多测算将0．3元作为光伏制氢的门槛电价。实际操作过程中光伏制氢障碍在哪里？
香橙会研究院综合行业信息如下：
首先光伏从卖电到卖氢的转换并非易事。
到目前为止虽然中国已经是世界第一光伏装机大国，但全部是并网卖电，既省事又习惯，每月按上网电量结算电费收入。现在要改成并网后制氢，特别是余电制氢，技术和运营方式都要大改变，一般光伏企业还没有这个能力。离网制氢DC－DC的技术问题需要解决，也有间歇制氢需要把握的技术要点，并网或离网制氢目前尚无示范项目可借鉴。
同时，光伏售电到售氢的经济账还没有算过来。
国际上已有光伏发电成本低于0．25元的说法，国内光伏发电也有可望低于0．20元的说法，但目前很多区域光伏上网收购电价都远高于这个电价，（《2020年光伏发电实施方案》征求意见稿中纳入国家财政补贴范围的一、二、三类地区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0．33元（含税，下同）、0．38元、0．47元，此前该指标价格更高。）电站可能宁愿少发甚至弃光也不愿去寻求制氢，要到光伏企业必须自己消纳的地步光伏企业才会去考虑制氢售氢成为一个氢经济产业。
氢的储运、销售存在难题需要解决。
光伏丰富之地，用氢稀少，大规模光伏制氢必须要有很好的氢能消纳方案。用光伏制氢来生产甲醇，有机液态储氢，氢液化都是很好的方案，光伏制氢合成甲醇称之为“液态阳光”，中科院己有8位院士呼吁将此作为国家能源战略来发展。氢气液化在民用领域己启动，近期将有示范项目落地。这些技术上去了，储运和销售将突破长距离运输的瓶颈，推动氢能的“西氢东送”，“北氢南送”。
而据香橙会研究院了解，这几项技术的成本问题或技术难度现正在解决中。同时，管道运输在未来也会成为一个重要方向。香橙会研究院是上海大智慧股份有限公司（601519．SH）旗下子公司，是领先的氢能服务机构。提供数据研报、资讯PR、政府招商、战略咨询、融资FA等服务。
