6月4日，2024国际氢能与燃料电池汽车大会暨展览会（FCVC 2024）在上海召开。永安行科技股份有限公司在大会上发布了一项创新成果——全球首款分布式太阳能电解水制氢储氢能源系统。该系统不仅是永安行多年科研努力的结晶，更是我国氢能发展进程中的重要突破，为全球能源转型和碳中和目标贡献了中国智慧。

据了解，永安行太阳能电解水制氢储氢能源系统巧妙融合了太阳能的利用与氢能技术，将自然界的两大资源——阳光与水，便捷地转化为绿色氢能与电能，针对家庭及独立用户群体提供了一套全方位的绿色能源解决方案。
“这个系统实现了通过太阳能直接把普通的水电解为氢气，制造出的氢气自动提纯并且自动储存在该系统装置中，为家庭及独立用户群体提供持续、稳定的氢能供应。”永安行董事长孙继胜说。

永安行本次推出地HESS300A制氢储氢能源系统集成了太阳能电解水制氢系统、低压固态储氢系统、能源综合管理系统、氢能输出系统以及氢能发电系统，该系统装置仅需10小时的阳光照射，即可产出2.4立方米氢气相当于7.2立方米地天然气能量，可以满足一般家庭一周的用气需求。

“这套系统不仅能够为氢能燃气灶、氢能淋浴器、氢能烧烤炉等家庭氢能设备提供氢气，还具备500—2000W的应急交流电源输出能力，为家庭能源安全提供保障。”孙继胜说，下一步，公司还将陆续推出HESS600型、HESS900型和HESS1200型的制氢储氢能源系统，满足不同用户需求。

《中国能源报》记者了解到，永安行太阳能电解水制氢储氢能源系统，采用的低压固态储氢技术，不仅保障了储氢过程的安全可靠，充氢压力维持在1MPa，输出压力在30—70KPa，远低于传统高压系统，通过永安行氢能数字化管理，确保了该系统的智能操控与精准维护，大大提高了用户使用的便捷性和安全性。值得一提的是，该固态储氢装置已通过江苏省特检院的安全测试和TÜV安全认证。

我国首个万吨级新能源制氢项目并网

中国能建江苏电建一公司承建的内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目全容量并网发电。

据介绍，该项目是内蒙古自治区第一批风光制氢一体化示范项目，也是我国首个万吨级新能源制氢项目。该项目采用电解水制氢技术，以太阳能和风能等可再生能源为电力来源，通过电解水生产氢气。

项目包括光伏电站和制氢厂区两部分，光伏电站总用地面积为 10112.8 亩，总装机规模 400 兆瓦，年均发电量约为 7.4 亿千瓦时；制氢厂区总装机规模为 75 兆瓦，每年可生产氢气约 1 万吨，副产氧气 8.5 万吨。

此外，为保障电网安全，项目首次使用万安培级 IGBT 电源（绝缘栅双极型晶体管）代替传统晶闸管，这在全球绿电制氢行业是首次大规模使用。
该项目由三峡集团所属中国三峡新能源（集团）股份有限公司牵头投资建设，主要利用采煤回填区建设光伏电站，并通过高压输电线将绿电输送至准格尔经济开发区制氢厂区，采用电解水制氢。首次突破 60 公里长距离光氧一体化技术，实现太阳能与氢能量大清洁能源的高效融合。

光伏制氢的必要性和可行性

光伏制氢的必要性

后疫情时代，绿色复苏与重视新能源已成为全球多数国家的发展共识，作为新能源的载体之一—氢能是一种清洁高效的二次能源，一直以来受到各国的重视。中国产业发展促进会副会长、氢能分会会长魏锁表示，发展氢能产业，对我国减少油气对外依赖，提高能源安全水平，减少大气污染排放，改善生态环境，有着重大现实意义。英国BP石油公司最新发布的《世界能源展望》中指出，到2050年，氢能占终端能源消费总量比例或将增长16%，其中电解水制氢将成供氢主体，中国的电解水制氢率先采用可再生能源，据中国氢能联盟发布的白皮书显示，到2050年，我国可再生能源电解制氢将占氢气供应结构的70%。随着光伏装机规模的连年攀升，光伏制氢作为一种高效的储能应用，也必然成为解决光伏市场消纳的重要途径，同时也是可再生能源制氢的重要来源。

光伏发电由于随机性、波动性、阶段性，其消纳问题一直制约着产业发展。随着大规模光伏产业的爆发，解决市场消纳、逐步代替传统能源的应用场景也迫在眉睫。氢能是一种清洁高效的能源，相比其它能源，其能量密度是最高的，是解决大规模光伏发电消纳问题的有效途径。

各种能源能量密度对比如下图：
光伏制氢的可行性

可行性分析主要从政策面、技术面和经济性上展开。

从政策面来说，推动加氢设施建设已写进2019年政府工作报告，此后一系列氢能相关政策出台，推动行业发展。“十四五”规划实施氢能产业孵化与加速计划，谋划布局一批氢能产业。全国各地也相应推出了自己的奖励支持政策，以刺激氢能产业发展。近期比较有代表性的有：安徽省有序布局氢燃料供给体系，充分发挥政府规划引导作用，鼓励能源公司及社会资本参与氢能基础设施建设，发挥联合建站集约优势，探索“加氢－加油－加气”综合能源站、“制氢－加氢”一体化示范站建设；承德市“十四五”大力发展制氢先进技术，培育和壮大氢燃料汽车基础设施网络，大力发展可再生能源制氢先进技术，推进制氢与风光储耦合项目，力争建成一批在京津冀城市群具有技术优势、规模优势的制氢项目，推动制氢、储氢、运氢、用氢四位一体，形成以资源优势、技术优势为依托的清洁能源产业发展格局；手笔动作最大的还是要数广州市，2021年6月11日，广州市黄埔区人民政府、广州开发区管委会关于印发广州市黄埔区、广州开发区促进氢能产业发展办法的通知，根据类型给予加氢站建设最高250万元补贴，给予氢气销售最高20元/kg的运营补贴。对获得国家、省、市扶持的项目，按100%、70%、50%分别给予最高500万元、300万元、100万元配套。对企业贷款按应付利息总额的50%给予每年最高500万元的3年贴息。重大氢能项目最高奖励1亿元。政策的支持极大地促进了各地氢能项目的发展和氢产业的规划布局。

从技术面来说，目前通用的比较成熟的技术手段是电解水制氢，分为碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢。碱性电解水制氢技术工艺已处于成熟阶段，广泛应用于于储能、冶金、制药、食品等行业。质子交换膜电解水制氢技术作为一项新兴的储能技术，在实际生产中的应用也越来越广泛。固体氧化物电解技术具备高效、灵活、环保等优势，是现在国际能源领域研究的热点，我国尚处于起步阶段。光伏制氢已具备相对成熟的技术手段，并且还在不断发展和进化中。

从经济性上来说，目前市场上几大主要的制氢方式：煤气化制氢、甲醇制氢、天然气制氢以及工业副产品制氢，各有优缺点。

其比较图如下：
从上述比较可以看出，煤制氢成本最低，降成本空间最小；天然气制氢经济性最显著，也是目前制氢主体来源。光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本要低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏制氢竞争力将进一步增强。但若考虑到氢能的储存、运输成本，只有在靠近负荷中心的光伏制氢站，才会具有成本竞争力。目前，制氢主体来源是天然气；未来可再生能源电解水制氢将上升为供氢主体。在氢能市场发展远期（2050 年左右），我国将形成以可再生能源为主体、煤制氢+CCS（碳捕获）与生物质制氢为补充的多元供氢格局。

中国氢能之前

中石化的库车绿氢项目投产后，将制氢成本打到了1.3元/标立方，未来甚至有望进一步降低成本，将至1元以下。目前电解水制氢的成本高、规模小等问题，正在被中石化逐一攻克，未来前景无限光明。

解决完制氢成本后，下一步就是修建加氢站了。截止2023年底，中国加氢站已经突破400余座，数量位于全球第一。其中中石化的加氢站高达128座（含油氢混建站），另有氢燃料电池供氢中心11个。并且在十四五期间，中石化还制定了日后铺设加氢站1000座以上的宏伟计划。

还有就是氢气运输问题，中国多数绿氢项目都建设光照更长在西北、华北地区。如何在节省成本的前提下，将绿氢运送至京津冀、长三角、珠三角是一个颇具挑战性的难题。

目前一共有两种应对之策，第一种是将氢工业大户集体迁移至西北区域，缩短运输距离。第二就是建立长距离输氢通道，实现西氢东送、北氢南送。

氢气运输通道无外乎管道、高压槽车、液氢、合成氨运氢几种，其中管道输氢是运营成本最低的方式，百公里运费只有0.5元/千克，约为高压槽车的十分之一。但同时它也是前期投资最多的运输方式。

美国的管道输氢总长度为2500km，欧洲是1700km，全球输氢管道总长在5000km以上，而中国的输氢管道却只有寥寥400km，尚处于刚刚起步阶段。

阻碍中国输氢管道铺设发展的因素主要是成本投资和成本收回两点，目前国内只有中石化最有资格也最有胆魄做输氢管道的先行军，旗下长距离输送管道已经有足足三条，分别是:金陵—扬子氢气管道、巴陵—长岭氢气输送管线、济源—洛阳氢气管道。

三条管道中，最长的已经足足投运了16年。如果中石化一直保持这种投资力度，预计2030年氢能基建网络的累计投资将超过上千亿人民币。

国家在近几年开始，也加大了全国各地的氢能扶持力度，尤其是今年各省部级政府更是出台了多项氢能扶持政策。

2月5日，以工信部为首的七大部门在《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》中就提到，要加强谋划氢能、储能等未来能源的布局与产业发展。

3月22日，国家能源局也在2024年能源指导意见中强调，全国各地要稳步开展推进氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，以及进一步拓展氢能应用场景等等。

在国家指明定调氢能发展方向后，地方政府也是积极响应国家号召，推出氢能福利政策。比如四月山东推出氢能汽车免收高速费后，四川和成都立即追加相同福利政策，从实际角度出发，展现对氢能发展的鼎力支持。

相信在国家政策的指引下，以及中石化等龙头企业的探索下，中国氢能必将进入高速发展、一日千里的新阶段，直至彻底成为世界氢能强国。

原标题：全球首款分布式光伏制氢设备亮相，光伏制氢要成家庭“必备”？