光伏制氢,救了光伏,却难救氢气?

近一年来，光伏行业许多企业过得并不很顺利。

上游硅料的价格从去年年初就开始猛涨，一年内翻了1.6倍。直至去年年末，高成本已经接近下游承受的极限，原材料价格才有所下滑。

而在下游，光伏行业却涌入了众多新进公司。根据企查查的数据，我国目前现有光伏发电相关企业超过20万家，一年之内，国内共新增光伏发电相关企业4.5万家。

激烈的竞争下，熟悉的降价戏码又一次上演。去年12月开始，隆基、中环先后降低硅片价格，各产品降价幅度超过5%。

这个当口，光伏企业急需要打开新的市场空间。而氢能为光伏发电带来曙光。

这里有着新的应用场景和广阔的市场需求。目前，全球氢气需求量约6千万吨/年，如果全部由光伏发电来生产，需要超过1500GW的光伏。隆基股份产业研究专业总监白云飞认为，在未来三十年氢的年均新增需求在2000吨以上，每年需要新增约900GW光伏装机。

一股光伏制氢的浪潮席卷而来。

去年3月初，全球最大的光伏公司隆基股份杀入光伏制氢领域，吹响光伏巨头跨界制氢的冲锋号。

阳光电源、晶科能源、协鑫新能源、林洋能源等头部企业纷纷在光伏制氢上豪掷千金，包揽了制氢行业的相关技术、落地运维和产业合作。制氢已然成为光伏巨头多元化转型的重要战略布局。

那么，光伏制氢，能帮助打开光伏产业的格局吗？其未来将如何发展？

01光伏与氢，“双向奔赴”

光伏制氢正式投产的号角，是从去年年初，隆基股份率先吹响的。

2021年3月，“西安隆基氢能”在江苏无锡正式落地首台碱性水电解槽，单台氢气制备能力达1000Nm/h及以上。这家新成立的公司不仅由隆基创始人李振国直接担任董事长，还拉来了百亿私募上海朱雀基金做资金背书。

4月，隆基股份与中国石化就分布式光伏、“光伏+绿氢”等领域签署战略合作协议。

在隆基之后，光伏产业上中下游的巨头们悉数开始大规模行动。

跟着隆基后脚，国内最大的光伏逆变器公司阳光能源推出了首款大功率PEM电解槽，并签订了光伏制氢项目。

5月份，专注于下游电站业务的晶科科技紧跟着公布布局光伏制氢的消息；7月份，协鑫新能源合作设立100亿人民币的氢能产业投资基金和8亿美元的新能源产业投资基金，又与央企国企相合作出售约2吉瓦光伏电站，以支援光伏制氢；8月，下游从事智能电网计量的林洋能源宣布成立合资公司正式进军氢能。

随着光伏企业向氢能产业扩张，资本市场给出了强烈反应。2021年3月，在隆基股份宣布进军氢能源的当日，氢能源板块狂涨5%左右。阳光能源的股价更是从4月一路涨到7月，涨幅超过131%。晶科科技在8月的一个月之内，股价涨幅104%。整个2021年，氢能源指数涨幅超79%，上市公司股价几乎“沾氢”即涨。

事实上，不止是光伏企业投奔氢能，原先制氢企业也直奔光伏“曲线救国”。

中石化是制氢行业独树一帜的龙头，其一年390万吨的产量，占到我国全能氢能产量的10%。常年来，中石化“灰氢”和“蓝氢”的比例都居高不下，如何拉高“绿氢”产量，光伏成了一个很好的选择。

2021年11月30日，中石化在新疆库车投产了我国首个万吨级光伏绿氢示范项目。这是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢，项目新建的光伏发电机组容量达300兆瓦，每年能生产2万吨的“绿氢”，总投资近30亿元。

宝丰能源很早谋求产氢升级。从“灰氢”，“蓝氢”到“绿氢”，宝丰把目光放在了光伏制氢上。

2019年，宝丰成立了200兆瓦光伏发电+电解水综合项目。到2021年年初，该项目所生产的氢气已经直接并入宝丰化工体系，替代化石能源。2021年4月，宝丰能源又在宁夏建成了全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目。

看起来，光伏制氢是个双赢的生意。

氢能企业可以帮助光伏解决原本光伏发电的弃电问题。据2021上半年数据显示，全国光伏产业弃光率约为0.6亿千瓦时，平均弃光率2.1%。相关研究预计，2年内，随着光伏制氢项目的落地，全国弃光平均弃光率有望下降到1.2%以下。

光伏企业则解决了氢能电解水高昂的用电成本，朝着实现全面“绿氢”更进一步。电解水制氢，电力成本要占到总成本的50%以上。而传统的工业用电电力成本在0.6 kw/h，光伏发电所得电力的平均成本仅0.16kw/h。这样低廉的价格，让光伏制氢的成本甚至能和煤炭一较高下。

环境的大背景也在引导光伏制氢。2021年以来，全国各地紧密出台氢能源相关的政策。上海、北京等10余个省份发布规划，明确氢能产业发展目标。例如，在濮阳投资3000万元以上的氢能相关设备，当地政府就给予10%补助。

政策的鼓励让光伏企业跨界更为容易，光伏制氢前景十分巨大。

02制得的氢能去哪里？

大幅落地的光伏制氢项目，解决了光伏弃电问题，但生产的氢气何去何从反倒成了难题。

这是由于我国氢能产业结构导致的。《2020中国氢能源及燃料电池产业白皮书》显示，我国氢能产业的区域集聚效应显著，已初步形成“东西南北中”的发展格局。

具体而言，北上广及江苏是氢能源相关应用的主要地区；河北、山东是用氢大户，化工行业氢气消耗占我国氢气产量的25%；四川则是可再生能源制氢和燃料电池电堆研发的重点地区。

然而，我国光伏制氢巧妙地避开了这些地方。

众所周知，大规模光伏发电要选址在平均日照长的地方，以增加光伏发电设备利用率，故西南、西北等地区成了光伏发电集中地。如甘肃兰州新区的液态太阳能燃料合成示范工程项目、山西大同的中国大唐6MG光伏就地制氢科技示范项目、山西运城的阳光能源光伏制氢项目等。

这些地方原本是我国贫困地区，一度让光伏成为重要“扶贫”手段，但却不是氢能的主要需求之地。

其结果就是制氢到用氢距离遥远，运输成本高昂。

算一笔简单的经济账。

氢气储运成本能占到总成本50%以上，并且氢气的运输成本和距离息息相关。以我国氢气的主要运输方式长管拖车为例，其经济运输半径局限在200公里以内。

一台长管拖车的成本约为160万元，当运输距离100km时，运输成本为8.66元/kg。随着距离增加，运输成本受人工费和油费推动显著上升，当运输距离为500km时，氢气的运输成本达到29.4元/kg。

从西北主要光伏发电区到东部沿海城市，直线距离平均要在3000km以上，陆运的成本难以估量。

而若采用管道运氢，目前条件尚未成熟。目前，全国累计仅有100km输氢管道，且主要分布在环渤海湾、长江三角洲等地，与光伏发电制氢所在的地不匹配。

而且，管道运氢成本很大程度上受到需求端的影响，会随着利用率的下降而上升，当运能利用率仅为20%时，管道运氢的成本已经接近长管拖车运氢。

在我国加氢站尚未普及、站点较为分散的情况下，管道运氢的成本优势并不明显，这还未算上每公里超过300万人民币的管道造价。

无法达成远距离运输结果是，这批光伏发电的氢气，如何充分消纳成了难题。