國家電力投資集團有限公司黨組書記、董事長錢智民日前在“2019全球能源轉型高層論壇”上表示，隨著儲能、氫能技術的發展，光伏和風電的造價的大幅度下降，新能源發電不穩定的問題有望得到解決，可再生能源將會迎來巨大發展空間。

國發能研院、綠能智庫認為，氫能作為戰略新興能源之一，長期得到關注和研究。近年以風、光為代表的可再生能源發展迅猛，氫能成為可有效突破可再生能源裝機規模瓶頸的手段之一，這使氫能在中國的戰略意義被重新定義和認知。

潛力巨大的可再生能源開發受到消納制約

中國風、光等可再生能源儲量豐富，據中國氣象局風能太陽能資源中心釋出的《2018年中國風能太陽能資源年景公報》顯示，2018年，全國陸面70m高度年平均風功率密度約為237.1W/m2，超過150W/m2的區域面積合計達613.7萬km2。其中內蒙古、西藏、東三省、青海、寧夏、新疆、甘肅等地區風能資源排名靠前。

圖1 2018年全國年平均風功率密度和平均風速分佈

全國陸地表面平均年水平面總輻照量約為1486.5kwh/㎡，其中甘肅西部、內蒙古西部、青海西部、西藏中西部年水平面總輻射量超過1750KWh/㎡。

圖2 2018年全國太陽能水平面總輻照量分佈

經測算，中國陸地70米高度平均風功率密度達到200瓦/平方米及以上等級的風能資源技術可開發量為50億千瓦；而西部20萬km2的閒置土地若用來建設光伏電站，裝機潛力可達100億千瓦以上。

截止2019年9月底，中國完成水電裝機3.55億千瓦、風電裝機1.98億千瓦、光伏發電裝機1.90億千瓦。風電和光伏發電裝機規模仍遠低於其開發潛力。然而，風電和光伏發電所具有的間歇性和波動性以及區域能源發展不平衡和不充分，導致富集在西部地區的可再生能源受到消納問題的制約。據統計，2017年和2018年棄水、棄風和棄光電量分別為1007億千瓦時和1022.9億千萬時。2019年可再生能源消納問題持續好轉，前三季度棄水、棄風和棄光電量合計約399億千瓦時，但資源豐富地區消納問題依然突出（圖3-圖4），併成為制約風、光等可再生能源規模化發展的重要因素。

通過建設特高壓輸電線路，可遠距離實現以電力為載體的能源區域間轉移調配，促進西部可再生能源的消納。據國家能源局統計，2018年特高壓線路輸送電量3982.7億千瓦時，可再生能源佔比達52.3%，但去除水電，風、光等可再生能源電量佔比尚不足20%，僅415億千瓦時。

根據公開的目前在建或規劃中特高壓輸電工程配套風、光可再生能源發電專案情況，配合錫盟送山東交流、錫泰直流、昭沂直流、魯固直流、青海送河南直流、陝北送湖北直流、張北送雄安交流等工程，各地規劃建設風電和光伏發電專案合計約2400萬千瓦，不足當前全部裝機的6%。據了解，遠距離特高壓輸電工程建設週期較長，從開工到投運一般需要近2年時間；所需投資較大，青海送河南特高壓直流工程總投資達到226億元。從國家發改委公示的資訊看，不含線損，遠距離輸電價格在7分/千瓦時左右。

中遠期來說，從時效性、經濟性和通道容量各因素考量，通過建設特高壓輸電工程並不能完全滿足中國高份額的可再生能源電力規模化發展。

國發能研院、綠能智庫認為，中國風電、光伏發電等可再生能源儲量豐富，但開發規模將會持續受制於現有條件和技術手段。

應對氣候變化要求中國持續大規模開發可再生能源

根據既定的能源戰略，未來中國將構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，顯著特徵之一是大幅提高可再生能源在一次能源消耗中的佔比。

為應對全球氣候變化，履行《巴黎協議》中碳減排目標，據國家可再生能源中心測算，中國既定能源政策仍需降低化石能源使用佔比來達成氣候變化低於2℃的目標。

根據《中國可再生能源展望2018》的預測，2020-2030年間，中國將迎來光伏與風電大規模建設高峰。其中，新增光伏裝機容量約80-160GW/年，新增風電裝機約70-140GW/年。到2050年，從中國一次能源需求來看，非化石能源的總體比例將達到70%，風能和太陽能成為中國能源系統的絕對主力，在可再生能源中的佔比將分別達到44%和27%。

得益於未來產業經濟結構調整，能效水平的大幅提升和工業與交通領域的電氣化提升，2050年的中國終端能源需求總量得到控制，化石能源消費大幅縮減，電力消費顯著上升，氫能在終端能源消費中顯著增加。

氫電結合是構建現代能源體系的重要途徑

目前，中國能源發展逐步從總量擴張向提質增效轉變，能源效率、能源結構、能源安全已成為影響中國能源高品質發展的三大關鍵所在。國發能研院、綠能智庫認為，相比其他轉型方式，氫能與電能結合將成為構建現代能源體系的重要途徑。

電能是多種能源間靈活高效轉化的關鍵媒介，能量轉換效率通常在90%以上。電氣化水平的提升，有利於提升能源利用效率、降低化石能源在終端能耗中的佔比，並緩解中國能源資源與負荷中心逆向分佈的問題。

國發能研院、綠能智庫研究發現，氫能與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源並與電能一起建立互聯互通的現代能源網路。更為重要的是，氫能可實現不連續生產和大規模儲存，這將顯著增加電力網路的靈活性，支撐更高份額的可再生能源電力的發展。

據國網能源研究院預測，隨著工業、建築、交通等各部門的電氣化、自動化、智慧化發展，清潔電力供應的優勢將逐步顯現，電能在終端用能結構中佔比持續提升，2050年電力在中國終端能源消費的比重將增長至47%，超出全球平均水平。

國發能研院、綠能智庫研究發現，隨著可再生能源發電比例持續升高和季節性供熱需求的增加，電網的靈活性面臨相當大的挑戰，需要大規模儲能支撐。目前為止，氫能製備及應用是滿足規模化、長週期儲能需求且經濟可行的主要解決方案。更為重要的是，通過為交通和工業領域提供替代燃料，並通過固定式燃料電池提供電能和熱能，氫能可有效降低化石能源的使用，繼續提升電力在能源系統中的比重。據中國氫能聯盟預測，2050年，氫能將在中國能源體系中的佔比達到10%。

電氫體系將突破可再生能源發展的限制

現代能源體系中，持續加大終端領域用電比例，將有效促進包括風電和光伏發電在內的可再生能源電力的消納，支援更多可再生能源的規模化開發，國發能研院、綠能智庫認為，通過可再生能源制氫以及氫能與電能的深度耦合，可顯著增強電網靈活性，支撐以可再生能源為主的能源結構穩定執行。

同時，可再生能源制氫與氫儲運、氫應用技術的不斷進步，有望使部分優勢地區的可再生能源擺脫電網設施及消納條件的限制。通過大規模開發風、光等可再生能源電站，以較低的發電成本就地制氫，通過氫能儲運網路實現可再生能源高效、低成本的區域輸送調配，而豐富的氫能應用場景和電、氫深度耦合體系將有力支援大規模氫氣的消納。

以2018年三峽格爾木500MW領跑者基地專案為例，平均中標電價及測算的就地制氫電價成本對比如下表，本地消納制氫電價有望降低1/4。考慮到未來風電和光伏發電成本持續下降，該比例有望繼續下降。

注：輸電價格和線損率分別取7分/KWh和6.5%，光伏電站配套升壓及送出工程佔投資比重約6%，未考慮就地制氫時光伏電站其它裝置的變化。降低比例為就地制氫電價比東部落地電價減少的比例

國發能研院、綠能智庫認為，屆時，氫能有望成為中國重要的出口能源重構世界能源格局。這為突破可再生能源發展瓶頸提供了新的思路和空間。

水電方面，西南地區水電資源豐富，但豐水期消納問題制約了水電資源的開發利用，富餘水電與制氫相結合將使水電資源開發擁著廣闊的前景。《成都市氫能產業發展規劃（2019—2023年）》資料顯示，僅四川省目前豐水期富餘水電就可製備氫氣約2.53億噸。

吉林省白城市域內可開發風電和光伏發電潛力達3000萬千瓦，截至2019年10月白城市市新能源裝機達466萬千瓦。隨著魯固直流特高壓工程建成投運，白城市新能源利用率大幅提升至97%以上，但受制於吉林省2019-2020年本省消納平價風電建設規模，白城市新能源開發規模以及外送和消納又將面臨瓶頸。通過將新能源開發與氫能產業發展相結合，白城市選擇了可再生能源就地制氫作為主要技術路線，發展氫能全產業鏈，變電力輸出地區為氫能供應與應用地區。通過構建省內氫能走廊、充分利用氫能大棚供熱、天然氣摻氫和氫能合成甲醇等技術，提高可再生能源開發規模和消納水平。

在國際可再生能源署釋出的《張家口2050能源轉型報告》中，2050年張家口實現高份額可再生能源佔比的途徑被定義為電氣化和加強氫能利用。屆時風電和光伏發電將分別實現40GW和30GW的裝機規模，在氫能場景中，氫能與電能構成的能源體系將支援可再生能源發電佔比接近95%。

國發能研院、綠能智庫認為，電氫耦合將成為現代能源體系的重要特徵，電氫能源體系將為開發中國豐富的可再生能源提供可靠的載體並培育適合的產業生態，可再生能源有望突破現階段各種約束，迎來巨大的發展空間。