國家能源局、工業和信息化部、交通運輸部等五部委近期聯合印發的《智能光伏產業創新發展行動計劃（2021-2025年）》提出支持智能光伏制氫等試點示范項目建設，加快開展制氫系統與光伏耦合技術研究。同時，支持建設一批光伏儲能、光伏制氫等系統驗證平臺，加強多領域橫縱聯合。
記者了解到，在碳達峰、碳中和目標下，我國光伏產業發展迅猛，為光伏制綠氫產業提供了技術支撐，綠氫作為氫能產業的重要發展方向，為光伏制氫產業提供了巨大市場。據研究機構測算，到2050年，全球氫需求將達到6億—8億噸/年。未來30年，全球年均新增的制氫規模約為2500萬噸，將帶動光伏年新增裝機規模達9億千瓦，形成萬億元級市場。
不過，由于目前電解水制氫成本偏高、氫儲運建設未能實現協同發展，國內光伏制氫目前處于示范性項目建設的起步階段，尚未實現大規模商業化應用。
自2020年以來，國內氫能產業政策關注方向逐漸從車端向氫端轉移。據氫能市場研究機構統計，2016年至2021年間，國內光伏制氫相關項目共42個，陽光電源、晶科能源、協鑫新能源等光伏頭部企業均部署了光伏制氫項目。
降碳目標帶動下，2021年國內光伏制氫示范項目明顯增多，項目建設加速趨勢明顯。2021年3月，西安隆基氫能在江蘇無錫正式建設首臺堿性水電解槽，次月，隆基股份與中國石化就分布式光伏、“光伏+綠氫”等簽署戰略合作協議。去年7月，協鑫新能源合作設立100億人民幣的氫能產業投資基金和8億美元的新能源產業投資基金。去年11月30日，中國石化新疆庫車綠氫示范項目正式啟動，項目計劃新建裝機容量30萬千瓦的光伏電站、年產能2萬噸的電解水制氫廠，標志著我國光伏制氫示范項目首次達到萬噸級。
張家港氫云新能源研究院院長魏蔚表示，光伏企業下游裝機競爭越來越激烈，進軍氫能產業是一舉多得，既可以幫助光伏企業實現傳統業務的增長，又可以開拓新的業務，拓寬企業市場空間。
我國光伏產業正迎來新的快速發展階段，中國光伏行業協會的報告顯示，“十四五”期間，國內年均光伏新增裝機規模將達7000萬-9000萬千瓦。
“一方面，風光發電存在間歇性、波動性問題；另一方面，隨著光伏裝機量的不斷攀升，光伏發電消納問題日益受重視。”魏蔚表示，光伏發電規模化發展趨勢下，光伏制氫可以有效解決光伏發電調峰、消納等行業積弊。
中國銀河證券的報告顯示，目前全國大部分地區的光伏度電成本在0.3-0.4元/千瓦時，青海等優質資源地區已降至0.2元/千瓦時，但長期存在的棄光問題讓光伏發電并網存在一定困難。根據全國新能源消納監測預警中心發布的2021 年1-12 月全國新能源并網消納情況，2021年全年，我國光伏利用率達98%，其中各省份光伏利用率基本在97%以上，但西藏及青海棄光較為嚴重，光伏利用率分別為80.2%和86.2%。
“光伏+綠氫”模式下，利用氫儲能將有效調節光伏發電量，并減少棄光率。PGO氫能與燃料電池產業研究院院長周元表示，光伏發電的隨機性、波動性、階段性供電等問題，增加了電網調度難度。隨著光伏裝機規模的不斷擴大，光伏發電將面臨增加儲能的問題，而光伏制氫可以有效地消納光伏發電，實現電、氫兩種能源靈活轉換，為光伏發電創造新的應用場景和廣闊的市場需求。
雖然綠氫總體市場需求巨大，但我國大部分光伏制氫項目剛剛開始規劃或處于建設初期，尚未實現大規模商業化，原因在于高效的氫氣儲運體系建設未能打通。目前，光伏制氫部署大多在新疆、內蒙古等光照資源較好的地區，與需要大規模用氫的地區距離較遠，存在產銷不協調的情況。魏蔚認為，這在一定程度上抵消了光伏企業為電解水制氫帶來的成本優勢。
周元建議，我國應對光伏制氫的生產銷售進行補貼或獎勵，提高綠氫供給側的積極性。同時，隨著綠氫規模的增長，綠氫將成為碳排放市場中重要的交易內容，在政策和市場的雙重鼓勵下，綠氫將迎來更好的發展環境。
“從長遠角度看，降低可再生能源發電成本也是光伏制氫規模化應用的關鍵，因此，需要進一步降低綠電價格。”周元表示。萬聯證券預測，到2025年，光伏系統度電成本將下降至0.22—0.462元/千瓦時，在光資源充沛的區域，光伏制氫電力成本有望達到0.15元/千瓦時，帶動制氫成本持續降低。
《中國能源報》（ 2022年02月21日 第10版 ）
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