可再生能源制氢的最大拦路虎在于“贵”，而装机量越是快速扩大，整体制氢成本下降越快。以大基地形式规模化开发，恰恰具备这样的条件和优势。

“截至2021年底，全球已建成电解水制氢项目217个，总规模为372兆瓦。全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目——太阳能电解水制氢综合示范项目在中国宁夏建成投产。国内企业已规划161个可再生能源制氢项目，其中12个已投产，合计制氢能力约2.31万吨/年，22个项目在建。”近日，一份名为《开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图》的报告，公布了绿氢产业最新发展情况。该报告由落基山研究所和中国氢能联盟联合发布。

绿氢项目数量、规模加速攀升，但相比其他制氢方式，其依然难成主流。截至去年底，电解水制氢占我国氢能产量的比重仅为1.42%。用什么办法进一步扩产？报告提出一项思路：依托风光大基地建设，规模化开发应用绿氢。

装机规模越大  带动制氢成本越低

“可再生能源制氢的最大拦路虎在于‘贵’，而装机量越是快速扩大，整体制氢成本下降越快。以大基地形式规模化开发，恰恰具备这样的条件和优势。”落基山研究所总监王喆表示，从现有产能分布看，西北、华北、东北及西南等地区，可再生能源产能合计占比接近65%，有潜力和空间规模化发展绿氢。“此外，大基地模式有利于整体提升开发企业、设计机构、EPC系统集成商、关键产品部件供应商等对项目风险的重视程度，有助于监管部门对相关安全规范进行有效探索。在此基础上形成经验，再持续有序放大示范规模。”

以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地建设如火如荼，截至5月，开工规模已达8500万千瓦。“第二批项目也在推进前期工作。在目前规划的262吉瓦项目中，光伏装机占比达到71%。而绿氢发展离不开绿电，以大基地为依托进行大规模开发，可以让氢源得到保障。”西安隆基氢能科技有限公司市场部负责人薛蔚茹称。

作为大型绿氢装备与方案供应商，隆基已展开相关部署。“在去年电解水制氢设备产能500兆瓦的基础上，今年底将实现1.5吉瓦产能，预计到2025年可以超过5吉瓦产能。同时，我们的碱水制氢系统已达到世界领先水平，高电流密度与高产氢量的结合，可有效降低系统投资，并适应大规模可再生能源制氢对电能质量和负荷快速响应的特点，系统负荷响应时间为毫秒级。”

“大基地”思路也在部分可再生能源资源富集地规划落地。例如，近日发布的《鄂尔多斯市氢能产业》提出，当地新增制氢产能以零碳电解为主，其中就包括亿利库布其绿氢示范基地等重点项目。

需解决生产端 使用端平衡的问题

生产端的突破口找到了，就“降成本”而言却还不够。“绿氢产业发展与可再生能源电力系统密不可分，但后者仍面临平稳问题、大规模跨区域送电问题等挑战。因此，靠近可再生能源丰富区域就地制氢、就地消纳是短期内发展绿氢的重要考量。”薛蔚茹表示。

报告进一步举例，诸如化工、金属冶炼等应用场景，生产需连续运转工业流程，每年要保证8000小时以上的氢能连续供应。现阶段，单个光伏电站运行小时数大多介于1000-2000小时，陆上风电在2000-3000小时，而且波动性较大。即便考虑风光互补，也需结合电网电力制氢才能提高供应的稳定性。若采取大规模储电或储氢的方式，经济性又会大打折扣。“可再生氢初期难以完全独立满足需求，在发展大基地制氢模式的同时要兼顾先立后破。”王喆称。

在北京环宇京辉京城气体科技有限公司副总经理闫东雷看来，依托风光大基地制氢的思路需同时解决产、用平衡。“氢能应用多集中在东部沿海、京津冀等城市，产自西北、西南等地的绿氢要想抵达用端，储运环节十分关键。现在尚无专门的输氢管网，液氢也不具备经济性。储运成本约占到总成本的30%，中间环节‘卡脖子’，氢能使用成本居高的难题仍未根本解决。”

佛山环境与能源研究院院长赵吉诗认为，大基地模式也非“一劳永逸”，根据应用场景不同，其优劣势并存。“比如，化工是与氢能供需关联最密集的细分领域之一。西北地区分布着一批大化工项目，它们节能降碳需求迫切，为绿氢替代奠定基础，也可发挥绿氢就近消纳优势。但到了交通领域，应用终端呈点状分布，在储运瓶颈没有突破的情况下，大基地模式就不适用了，分布式制氢更为实际。”

在不同区域  形成各自适用的模式

“2030年前，绿氢发展建议采取以区域化为主、近距离点对点为辅的格局，在不同区域、不同基地形成各自适用的发展模式”王喆进一步提出，在此期间，传统产业转型升级需求与可再生资源自然禀赋相匹配的区域，有望成为重要的绿氢发展地，装机规模相对较大，也可获取成本较低的可再生氢。可再生资源局部优势但分布不均的华北等地区，可考虑“集中式制氢+近中距离运输”模式。“一方面，推动氢能与现有能源资源耦合，提高资源利用效率，实现最小化制氢成本；另一方面，通过中距离运输，满足交通等场景下经济性要求。”

薛蔚茹提出，考虑在具备可再生能源发电资源优势，同时兼具绿氢消纳能力的地区，建立国家级大型绿氢“领跑者”示范基地，鼓励推广先进的产品技术并打通产业链，实现“制储输用”一体化。

“相较于光伏发电、风电项目，产业配套、市场化应用相对成熟，绿氢产业整体处于探索阶段，距离大规模产业化、商业化开发仍有较长的路要走，因此也离不开相关政策支持。”薛蔚茹建议，行业要尽早明确“绿氢”标准，以及未来发展阶段的绿氢占比，就绿氢产业进一步细化发展路径。“例如，提高绿氢在工业脱碳中的作用和价值，鼓励用可再生能源电解水制氢等。同时将绿氢管理纳入到能源管理体系，制定绿氢价格政策。”

闫东雷还表示，氢能企业与可再生能源企业应联合起来，发挥各自优势，把产业链做长做全做强。“后者手握绿电资源，但制氢对安全、管理、人员等要求都比较高，前者有所专长。在保证安全的前提下，强化技术创新，驱动绿氢产业高品质发展。”