中国风光大型基地与氢储能高比例耦合发展研究——以“三北”地区为例

张 鹏，吴 昊，张佳丽，王跃峰，耿大洲，余官培

(1.水电水利规划设计总院，北京 100120；2.中国产业发展促进会氢能分会，北京 100080；3.湖北省电力规划设计研究院有限公司，湖北 武汉 430040)

0 引 言

“十四五”时期是碳达峰的关键期和窗口期，中国可再生能源将进入高质量跃升发展的新阶段。国家《“十四五”可再生能源发展规划》[1]提出，2025年，全国可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%，可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，非水电可再生能源电力消纳责任权重达到18%左右，可再生能源利用率保持合理水平。

可再生能源与氢能具有天然互补优势，风光氢储被认为是比较可行的新型能量储存和转化方法。一方面，风光氢储系统可以促进可再生能源大规模发展，为新能源就近消纳增添新的手段；另一方面，还可利用氢能的多种能源转换特性，将氢能作为储能介质参与到电力调峰领域，达成新能源的智慧互联。国内“三北”地区风光资源尤其丰富，也是弃风、弃光率较高的区域，就“三北”地区而言，发展风光氢储对于地区资源消纳以及新型储能均非常有利。

本文通过风光氢储模式对“三北”地区新能源项目弃电改善综合收益，以及低成本绿氢与当地产业结合方式的研究，具有多重现实意义：

一是促进可再生能源消纳，助力实现“双碳”目标。随着风光规模的巨大提升，风电、光伏发电具有的间歇性、输出功率波动较大以及分布远离负荷中心等问题愈发凸显。氢能作为新型二次能源，可以有效解决这些问题。电氢耦合能够打破电网在新能源发电承载能力上的局限，使风光水等资源得到充分开发利用，满足不同形式的能源需求。围绕“碳达峰、碳中和”重大战略实施，有力有序有效推动氢能与可再生能源耦合，积极探索“风光氢储”一体化，对实现“双碳”目标具有重要意义。

二是发挥“三北”地区资源优势，打造绿氢供应基地。“三北”地区风光资源尤其丰富，“十四五”期间，中国将陆续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个大型清洁能源基地，形成九大集风光(水电、火电)储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。通过风光氢储一体化，有望将“三北”地区打造为绿氢生产基地，随低碳氢输送到用氢集聚区，实现弃电利用和经济效益。

1 风光氢储产业概述及发展现状

1.1 风光氢储概述

风光氢储发展模式，即风力发电、光伏发电耦合电解水制氢和燃料电池系统，将过剩风、光功率用来电解水制氢，功率缺额由燃料电池来补充，减少风电、光伏功率波动及弃风、弃光比例，同时可提供医用或工业用氢、用氧和热电联产服务，实现清洁、高品质风光氢综合能源系统并网运行，为风、光发电系统提供新型储能方式。此外，在众多储能技术中，氢储能可与新型电力系统高度融合，克服新能源电力储存难题，实现大规模、长周期、跨季节储能，支撑风光等可再生能源成为构建新型能源体系的低碳能源[2]。

典型风光氢储综合能源系统由风电、光伏发电、制氢系统、储氢罐、燃料电池及其他辅助设备组成，其拓扑结构如图1所示。风光耦合制氢主要包含电-氢转换和氢气储运两大关键技术。图1左侧为电-氢转换，左侧电解水装置消耗电能产生氢气，实现电能向氢能转换；图1右侧燃料电池利用氢气产生电能，实现氢能向电能转换。制氢技术的制约因素在于降低成本、提高能效、大规模生产系统搭建等方面；储氢技术目前主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢等[3]。

图1 风光制氢及氢储能系统拓扑结构[3]

风光氢储是推动可再生能源开发、调节及消纳的重要路径之一，可再生能源结合氢储能技术，能够实现可再生电力的充分消纳，具有广义的储能概念。通过构建“电-氢”耦合体系不仅有助于电力系统稳定，也能实现绿色能源以氢的形式向其他领域拓展。通过可再生能源制取绿氢，实现化石能源制氢的替代，助力冶金产业进步，改善建筑、交通领域碳排放。

1.2 风光氢储产业发展现状

从全球范围来看，己经有很多国家开始计划并支持使用可再生能源、氢储能以及燃料电池并网、离网发电的相关研究项目及示范工程。目前，中国风光氢储一体化产业尚处于探索阶段，国家《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》[4]指出，要发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，探索氢能跨能源网络协同优化潜力，促进电能、热能、燃料等异质能源之间的互联互通；国家《“十四五”现代能源体系规划》[5]指出，适度超前部署一批氢能项目，实施氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景的示范应用。

2016年，大连“十二五”863项目示范工程建成了中国首个风光互补发电制氢站，将制氢技术、超高压存储技术以及加注技术融合为一体；2019年，国家能源集团牵头承担的国家重点研发计划“大规模风光互补制氢关键技术研究及示范”项目启动，打造具有国际领先水平的“大规模风光耦合制-储-输-用”系统综合示范工程，2022年成功服务于北京冬奥会张家口赛区；2022年7月，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着中国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通，成为具有自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用；2021年以来，内蒙古、河北等省(自治区)相继发布风光制氢示范项目清单，按照重点地区先行先试有关要求，从氢能需求、新能源规模配置、制氢方案、氢能利用等方面，优选示范项目先行先试，目前多数项目已开工建设。随着可再生能源多能互补电解水制氢技术、氢储能技术的不断成熟，其平准化成本将在技术进步和规模化效益的推动下逐步下降，风光氢储产业逐步从试点示范走向市场化、商业化。

内蒙古自治区已将氢能纳入能源品种管理，拓宽了氢能应用范围，部分地区还对氢能产业示范应用和产业化推广提供资金支持，并制定奖惩机制，降低氢能项目投资成本的同时，有力地保障了项目可持续发展；在地方政策和推广补贴的支持下，京津冀等地区已初步体现产业集群效应，而以内蒙古、宁夏、吉林为代表的先行先试地区，充分利用风光资源禀赋优势，已具备布局风光电解水制氢的产业基础，一批风光氢储示范项目正在逐步落地投产。

2020年以来，国内风光氢储产业迎来重大发展机遇，呈现快速发展趋势。首先，制氢已成为部分地区开发新能源项目的必要条件，内蒙古自治区下辖多个盟、市的新能源建设项目中明确了配套制氢规模，为可再生能源制氢发展提供了较大空间；其次，在“双碳”战略目标下，氢能可参与到化工、钢铁、交通、建筑等高耗能、高排放企业的减碳环节，降低碳排放；最后，协同风光等新能源大规模开发利用，针对风光发电的波动性、间歇性，氢储能可提供调峰辅助容量，助推各行业通过绿氢加速实现降碳脱碳和转型升级。

2 “三北”地区风电光伏发展与消纳分析

按照行政区划，“三北”地区指中国华北、东北、西北地区。华北地区主要包括北京、天津、河北、山西、内蒙古；西北地区主要包括宁夏、新疆、青海、陕西、甘肃；东北地区主要包括辽宁、吉林、黑龙江。“三北”地区国土总面积约435.8万km2，占中国陆地面积的45.4%；2022年度地区国内生产总值达到277 435.86万亿元，在全国占比23.1%。

受资源禀赋影响，中国能源生产消费逆向性分布特征明显，重要能源基地主要分布在“三北”地区，长期以来，形成了“西电东送、北煤南运、西气东输”的能源流向格局。2022年，“三北”地区风光累计装机容量占全国的50.4%，能源消费则集中在中东南部地区，能源消费占全国比重超70%，而中东部地区能源生产占比不足30%[6]。作为解决大规模风电、光伏发电并网消纳问题，促进区域平衡发展的重要路径，“三北”地区风光基地与氢储能高比例耦合发展具有良好基础。

2.1 “三北”地区风电光伏开发运行情况

“三北”地区风电发展稳定。2018年～2022年“三北”与中东南部地区风电装机容量占比对比如图2所示，截至2022年底，华北地区累计风电装机容量9 832万kW，占比26.9%；西北地区累计风电装机容量8 280万kW，占比22.7%；东北地区累计风电装机容量3 259万kW，占比8.9%。华北、西北地区累计风电装机容量位居全国前列。2022年，“三北”地区合计新增并网风电装机容量比重达42.1%，同比提升3.5个百分点[6]。

图2 2018年～2022年“三北”与中东南部地区风电装机容量占比对比

“三北”地区光伏发电快速发展。2022年，“三北”地区累计并网光伏发电装机容量达到16 828万kW，占全国总量的42.9%。其中，华北、西北、东北地区光伏发电装机容量分别为7 428万、7 937万、1 463万kW[6]。

2.2 “三北”地区风电光伏消纳利用情况

根据国家能源局统计数据显示，2022年全国及重点省份清洁能源消纳利用情况良好。全国风电平均利用率96.8%，与上年基本持平；青海、新疆和蒙西风电利用率同比显著提升，同比分别提升3.4、2.7、1.8个百分点。全国光伏发电利用率98.3%，同比提升0.3个百分点。青海光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比提升4.9个百分点[7]。

具体到“三北”地区，从风电消纳情况来看，2022年，“三北”地区弃风电量总计230.57亿kW·h，占全国弃风总量的91.4%。其中，华北地区弃风电量135.77亿kW·h，弃风率5.9%；西北地区弃风电量76.60亿kW·h，弃风率4.7%；东北地区弃风电量18.20亿kW·h，弃风率2.6%。从光伏消纳情况来看，2022年，“三北”地区弃光电量总计61.32亿kW·h，占全国弃光电量的83.0%。其中，华北地区弃光电量15.14亿kW·h，弃光率1.6%；西北地区弃光电量43.77亿kW·h，弃光率4.1%；东北地区弃光电量2.41亿kW·h，弃光率1.2%[6-7]。

中国现有能源体系和基础设施难以容纳大规模的可再生能源发电，在风电、光伏发电规模增大后，出现了弃风、弃光现象[8]，“三北”地区为主要弃风、弃光区域。整体而言，面临本地消纳空间较小、电力系统调峰能力不足、局部地区电网网架受限、跨省区外送电能力有待提升、促进新能源消纳的市场机制仍不完善、用电量增速较慢等问题，在此情境下，通过“绿电+绿氢”新模式，鼓励采用具有适应可再生能源出力波动的绿色制氢技术，加快推进风光氢储一体化示范，具有重要意义。

2.3 “三北”地区可再生能源发展趋势

2021年12月，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地建设项目总规模为97.05 GW，目前九成以上规模已经开工建设；2022年，第二批风光大基地项目规模超过450 GW，主要布局在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等地区。2022年以来，大型风电光伏基地项目陆续并网投产，新能源项目集中度增大，“三北”地区风光新增并网规模仍将保持快速增长。

今后，在新增并网规模持续快速增长势头下，“三北”地区风光消纳压力将持续增大。从2021年开发运行数据看[9]，内蒙古、青海、宁夏开发量大，本地消纳能力有限，特高压输电通道建设需要较长周期，异地消纳条件较差。在此前提下，以风光氢储为典型代表的多能源系统为可再生能源消纳提供了可能性，如何挖掘系统新的潜力，为可再生能源利用提供新的场景，成为今后亟待解决的问题，也是进一步研究可再生能源规划建设、优化运行的基础[10]。

3 “三北”地区风光氢储产业发展机遇与挑战

3.1 发展机遇

“三北”地区风光氢储产业，拥有多方面的发展机遇。

(1)支持政策持续发力。国家高度重视可再生能源消纳问题，出台了一系列促进消纳的政策措施，其中，包括可再生能源规模化制氢利用。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地，推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。同时，地方政府也在积极推动相关产业发展。一是积极制定氢能产业发展规划，可再生能源制氢在国内呈现加速发展态势；二是“十四五”时期，“三北”地区可再生能源规划装机规模巨大，风光大基地项目陆续开建投产，为可再生能源消纳带来难点，制氢需求短期内将大幅增加；三是制氢已成为部分地区开发新能源项目的必要条件，可再生能源制氢已成为新能源项目投标的必备条件，依托氢能带动新能源项目落地也成为地方政府的额外需求；四是燃料电池汽车示范城市群补贴力度较大，为下游市场应用进一步打开空间。

(2)资源条件优越，产业发展潜力巨大。风电资源主要分布在“三北”地区中东部，太阳能资源主要分布在其中西部。内蒙古中部、河北北部和山西、新疆北部部分地区同时具有较高的风能与太阳能发电潜力，适宜建设大规模风-光互补发电系统[11]。“三北”地区是中国主要煤化工产业基地，以及重要的石油化工基地，如准东、宁东煤化工基地，克拉玛依、兰州石化基地等都集中在这些地区。风光资源与煤化工、石油化工的分布具有较高的重合性，在煤炭、石油资源丰富，煤化工和石油化工企业集中的地区，利用当地优势的风电、光伏资源发展大规模电解水制绿氢，替代灰氢蓝氢，实现绿氢的就地生产消纳。随着氢能产业日益成熟，制氢成本不断下降，“三北”地区风光氢储系统不断优化，商业模式也逐渐成熟。中国可再生能源开发利用持续保持全球领先地位，2022年，全国风电、光伏年发电量合计突破1万亿kW·h，达到1.19万亿kW·h，占全社会用电量的13.7%[12]。“十四五”期间，预计“三北”地区风电、光伏装机容量将达到6亿kW，具备发展风光氢储的基础条件。从中长期来看，基于中国电力行业长期低碳转型路径(1.5 ℃情景下)，从2020年到2050年，风能、太阳能发电的合计扩张速度需要达到166 GW/a；就风电发展而言，大部分风电机组建设在内蒙古、新疆和东北三省风力资源富集地区，上述3个地区2050年的风电装机容量将分别达到当前容量的54、20倍和13倍[13]。

(3)产业技术日益成熟。目前，中国已经初步形成了从基础研究、应用研究到示范推广的全方位发展格局，布局了涵盖制氢、储运、加注、应用四个环节的完整产业链。同时，中国氢能产业发展速度全球领先，经过技术迭代与项目示范，推动风光氢储模式技术日益成熟。

(4)市场发展空间广阔。根据国际能源署(IEA)《Global Hydrogen Review 2022》[14]报告发布的数据，2021年全球氢气年产量达到9 400万t，占到终端能源消耗的2.5%左右；电力行业氢、氨的应用得到更多关注，到2030年，已发布的项目潜在装机容量达到3.5 GW。国内氢能应用市场空间主要体现在3个方面：一是风光弃电制氢，促进可再生能源消纳；二是提供调峰辅助容量；三是实现电价差额套利。国家能源局统计数据显示，2022年，“三北”地区弃风电量230.57亿kW·h，弃光电量61.32亿kW·h。制氢电耗按照5 kW·h/Nm3计算，理论上总弃电量可制取绿氢51.96万t。“三北”地区风光弃电制氢潜力如表1所示。

表1 “三北”地区风光弃电制氢潜力

3.2 面临挑战

目前，“三北”地区风光氢储产业总体处于发展初期，在终端能源消费中占比很低。受制于多方面限制因素，尚未形成全产业链和市场合力，面临以下多方面挑战：

(1)全产业链经济性亟待提升。产业平准化成本居高不下仍是制约行业持续发展的关键因素[15]。目前，风光氢储项目多处于示范应用阶段，装备、技术和工艺等均在探索中，区域性大规模供应和消费中心尚未形成[16]。加之风光等可再生能源的波动性、间断性限制其持续稳定供给，导致经济性大大降低，影响很多成本敏感性场景的实际应用[16]。

(2)缺乏氢能基础设施的整体布局。加氢站、输氢管道等支撑设施严重不足，氢能项目建设局限在化工园区内，不利于氢能大规模应用和产业集聚，产业链上下游难以形成有效联动。

(3)市场需求总体不足。目前，“三北”地区呈现经济发展转型难、生态承载能力低等突出矛盾，特别是在可再生能源利用方面，外部依赖特征尤为明显[17]。对于绿氢需求主要基于国家低碳政策而非直接的经济收益，并未转化为对于绿氢产品购买[18]。同时，缺乏激励措施促进绿色工业产品(如绿氨、绿醇、氢冶金等)使用，间接促使绿氢市场需求不足，导致风光氢储项目投资减少，无法通过扩大产业规模降低绿氢成本。

(4)自主核心技术仍需攻关。首先，可再生能源发电的间断性和波动性是限制可再生氢能稳定持续供给的重要因素之一；其次，在制氢技术方面，PEM制氢技术能够匹配波动的可再生能源，但高效率的技术和制氢装备的关键材料仍为国外垄断，国内研究、装备制造能力相对较弱。

4 市场与经济性分析

4.1 风光氢储市场供需分析

可再生能源制氢市场主要存在于“三北”、西南和华东等地区，这些区域可再生能源资源丰富，开发潜力巨大，同时可再生能源开发速度快，弃电存量规模较大，增加可再生能源供能占比是加快实现低碳发展的重要途径，解决弃电问题和加速低碳能源应用已成为目前能源领域研究课题。“三北”地区作为中国可再生能源开发的重点区域，相较于西南、华东地区具有土地、人力、交通等综合开发优势。

目前，中国可再生能源装机规模稳步扩大，发电量持续增长，利用率水平高。风电、光伏发电实现平价无补贴上网，风电、光伏发电和水电消纳水平均提高到95%以上。虽然可再生能源保持着较高消纳水平，但受可再生能源装机规模快速增加和技术等多因素影响，仍存在着较大规模弃电，2022年中国风光弃电规模达326.03亿kW·h[6-7]。

在国家政策的大力支持下，储能将成为新的蓝海产业，市场规模扩大，“三北”地区将是储能市场布局的重点区域。可再生能源制氢是另一种广义储能，通过可再生能源制取的绿氢具有零碳特性，能够帮助其他领域实现脱碳，同时可在更为经济的条件下实现可再生能源的充分消纳。在“双碳”目标背景下，绿氢有望在交通、冶金、化工和建筑等多领域实现应用。国家《氢能产业中长期发展规划(2021—2035年)》[4]数据显示，中国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3 300万t。经研究测算，到2025年，中国氢气年产量将达到4 800万t，绿氢制取将以质子交换膜(Proton Exchange Membrane，PEM)制氢为主，以可再生能源发电为主的电解水制氢规模将达到300万t/a，市场投资额约为1 022亿元，预计电解槽综合成本逐渐降至5 000元/kW；到2030年，国内电解槽总容量将达到75 GW，投资额约3 750亿元。

4.2 风光耦合制氢经济性分析

现以风光资源富集的内蒙古自治区包头地区为例，分析风光耦合制氢项目的经济性。经调研，包头地区光伏发电年可利用小时数1 600 h，风电年可利用小时数4 000 h，利用风电、光伏发电等可再生能源制氢，不采用电网外购电力，光伏发电装机规模100 MW，风电装机规模100 MW。假定本项目为加氢站供氢，制氢量满足氢能用量需求，储氢容量需满足至少存储1 d制氢量。

4.2.1 光伏耦合制氢项目

包头地区光伏发电年可利用小时数为1 600 h，光伏装机一定时，容量配比增加，制氢装备成本增加，总成本增加，总成本与单位氢气成本呈正相关；同时，制氢容量增加，制氢量增加，制氢量与单位氢气成本呈负相关。经计算发现，制氢与光伏发电的容量配比增加时，单位氢气成本先降后升，当容量配比为0.40时，单位氢气成本最低，约为22.82元/kg。

研究发现，影响光伏制氢成本的主要因素是PEM制氢装备的单位造价和光伏发电系统的单位造价。由于PEM制氢装备目前处于产业初期，成本下降幅度较大，预期在2025年PEM制氢装备造价可低至3 000元/kW，因此敏感性分析的范围为PEM制氢装备造价3 000～7 000元/kW。经测算发现，氢气成本与PEM制氢装备造价成正比关系，当造价由7 000元/kW降低至3 000元/kW时，氢气成本由22.80元/kg降低至17.30元/kg，降幅为24.3%。当PEM制氢装备低至3 000元/kW时，氢气成本已具备较好经济性。

光伏发电装备目前已较为成熟，后续发展空间非常大，成本下降幅度仍然较大，预期未来光伏发电装备造价可低至2 500元/kW，因此敏感性分析的范围为光伏发电装备造价2 500～4 000元/kW。如图3所示，氢气成本与光伏发电装备造价成正比关系，当造价由4 000元/kW降低至2 500元/kW时，氢气成本由22.80元/kg降低至18.80元/kg，降幅为17.5%。可见，随着光伏发电装备造价的下降，氢气成本将会有一定幅度的下降，但下降幅度空间小于PEM制氢装备造价下降带来的降幅。

图3 制氢成本随光伏系统成本的变化

未来，光伏发电装备和PEM装备均会随着产业发展而降低成本，因此可以预计在2025年左右，光伏发电装备造价可低至2 500元/kW、PEM制氢装备低至3 000元/kW，在这种情况下，氢气成本可以低至13.30元/kg，其成本相对于灰氢也具备较好的经济性竞争力。因此，当满足光伏发电装备造价可低至2 500元/kW、PEM制氢装备低至3 000元/kW的条件时，光伏制氢以市场化方式进行规模化推广，发展空间巨大。

4.2.2 风电耦合制氢项目

包头地区风电年可利用小时数为4 000 h，当风电装机一定时，容量配比增加，制氢装备成本增加，总成本增加，总成本与单位氢气成本呈正相关；同时，制氢容量增加，制氢量增加，制氢量与单位氢气成本呈负相关。制氢与风电的容量配比增加时，单位氢气成本先降后升，当容量配比为0.40时，单位氢气成本最低，约为12.3元/kg。

研究发现，影响风电制氢成本的主要因素是PEM制氢装备的单位造价和风电系统的单位造价。PEM制氢装备目前处于产业初期，成本下降幅度比较大，预期在2025年PEM制氢装备造价可低至3 000元/kW，因此敏感性分析的范围为PEM制氢装备造价3 000～7 000元/kW。氢气成本与PEM制氢装备造价成正比关系，当造价由7 000元/kW降低至3 000元/kW时，氢气成本由13.50元/kg降低至10.60元/kg，降幅为21.1%。当PEM制氢装备低至3 000元/kW时，氢气成本已具备较好经济性，可以与灰氢进行竞争。

风电装备目前已较为成熟，成本下降幅度相对较小，预期未来风电装备造价可低至3 500元/kW，因此敏感性分析的范围为风电装备造价3 500～5 000元/kW。如图4所示，氢气成本与风电装备造价成正比关系，当造价由5 000元/kW降低至3 500元/kW时，氢气成本由13.50元/kg降低至11.40元/kg，降幅为15.2%。可见，随着风电装备造价的下降，氢气成本有一定幅度的下降，但下降幅度空间小于PEM制氢装备造价下降带来的降低。

图4 制氢成本随风电系统成本的变化

未来，风电、PEM装备均会随着产业发展而降低成本，因此可以预计在2025年左右，风电装备造价可低至3 500元/kW、PEM制氢装备低至3 000元/kW，在这种情况下，氢气成本可以低至8.60元/kg，其成本相对于灰氢具备很强的市场竞争力，用于化工、冶金等大规模工业应用也具备经济性。

5 结论与建议

5.1 结论

基于资源禀赋优势，“三北”地区逐步成为中国新能源发电最为集中区域，同时，该地区弃风弃光情况也高于全国平均水平。风光氢储综合能源系统可提高清洁能源供应与利用比重，进一步增强地区供能系统的经济性和可靠性，促进多能互补，助力可再生能源消纳。西北地区风光资源丰富，可先行先试，走在风光氢储发展前列。

“三北”地区当地绿氢消纳途径较为有限，而东部等发达区域用氢需求规模较大，通过能源贸易带动“三北”地区经济和产业发展，绿氢规模化生产也有望带动氢能及可再生能源全产业链落地投产，有助于推动“三北”地区能源转型和工业现代化水平提升，有机会带动化工、冶金、汽车制造等产业向“三北”地区转移。

当前光伏制氢成本较灰氢仍然偏高，政府应加大对风光耦合制氢项目支持力度，给予补贴和政策支持，使绿氢尽快具备替代灰氢的经济竞争力。PEM制氢装备成本对于风光耦合制氢成本的影响最大，应加大PEM制氢装备技术攻关和示范应用，尽快实现关键材料国产化替代，扩大生产规模，快速降低装备成本，力争在2025年设备成本达到3 000元/kW或更低。

5.2 建议

基于研究结论，提出以下风光氢储助力“三北”地区经济发展建议。

(1)综合降低全产业链成本，解决绿氢制取应用的错位问题。建议制定“三北”地区绿氢项目专项电价及税收抵免政策，优化电力市场，扩大绿色电力交易规模，对绿氢装备制造进行补贴，开发高效、高性能碱性电解槽，减少成本支出。以风光大型基地为依托，充分调动地方政府的能动性，结合区域优势，有序推进风光氢储项目建设。从时间、空间角度，探索利用绿氢实现跨季节储能，提高弃风、弃光利用率，增强电网调峰力度，实现“源网荷储”一体化发展。

(2)着力打造绿色氢源基地，统筹推进绿氢基础设施建设。对于“三北”尤其是西北地区，按照先立后破的整体工作方针，把握风光大基地建设机遇，因地制宜发展风光氢储。开展绿氢区域化示范应用，提升可再生能源利用率2%～3%[19]，建设绿色氢能基地。将弃电充分利用，转变为具有价值的氢能，助力区域经济发展。同时，鼓励地方试点，放宽对非化工业园区制氢加氢的限制，布局中长距离输氢管网建设，开展天然气管道掺氢、纯氢管道输送等试点示范，加大固态、深冷高压、有机液体储氢等关键技术攻关，统筹加氢站建设，构建地区全局性加氢网络。

(3)拓展绿氢多元化消费场景，提升绿氢利用的市场竞争力。一方面，提高大规模储氢的技术经济性，支撑低成本绿氢跨区域供应。加速在氢能产业集聚度高的区域构建高效氢能供应保障体系，实现绿氢供需协同发展[20]。另一方面，积极引导化工、炼钢、交通、储能、发电等高能耗高排放行业的绿氢替代，扩大绿氢替代化石能源应用规模，探索绿氢作为工业生产高品质热源的应用，推动绿氢在分布式发电、备用(或移动式)电源、家用热电联供系统等领域应用取得突破[21]。建议制定相关政策，鼓励绿氢在化工领域就近利用、风光氢储微网供能、工业物流园区绿氢叉车等3个主要应用方向上较快实现经济可持续发展。通过减少过网费、直交流和高低压转换等环节，实现低成本高效制取绿氢。充分利用碳汇、绿电等政策工具，提高企业绿氢替代灰氢的内驱力[22]。同时，积极探索开展跨境绿氢交易，打造区域绿氢交易平台。在辽宁、吉林等地，围绕绿氢制备、储运打造产业基地，通过航运、管道运输等形式向日、韩等国出口；在新疆、甘肃、内蒙古等地区，发挥太阳能、风能资源优势，通过中欧国际班列出口绿氢[23]。

(4)加快自主核心技术研发，积极布局规模化储氢和电力调峰。在依托沙漠、戈壁、荒漠风光大基地建设，扩大制氢规模的同时，建议“三北”地区加大可再生能源制氢领域技术与相关装备的自主研发，积极推动试点示范；从提质增效的角度出发，积极发展“制储用”一体化的电氢双向转化储能新技术，促进氢能“制、储、运、加、用”全产业链技术进步。将来，随着氢储能系统的规模化应用，将出现跨季调峰、大规模长距离调配等需求，迎来储氢市场规模化发展。建议“三北”地区推广地下储氢库、液氢调峰储配站、氢载体储库等规模化储氢技术，积极参与电力调峰，助力实现绿氢连续稳定供应，实现氢、电协同可持续发展[24]。

(5)优化新能源产业链的空间布局，带动地区经济发展。因地制宜，优化产业布局，推动“三北”地区新能源产业集聚错位发展[25]。在不增加当地污染、碳排放水平的基础上，建议将“三北”地区建成国家新型高载能产业集聚区，并依托风光等新能源开发建设，聚集形成可再生能源发电装备制造、电解水制氢装备制造、绿色化工、绿色冶金等新兴产业集群，从根本上建立“三北”地区经济持续循环模式[26]。统筹规划，将风光氢储融合区域产业，带动地区经济发展。