2023年8月17日，由中国电动汽车百人会举办的“风光储氢高质量落地应用”高端研讨会于北京顺利召开。
伴随着以风光为代表的新能源发电的高速发展，可再生能源发电存在的不稳定、难储存、难消纳等问题凸显，风光制氢不仅可以消纳可再生能源，而且氢能作为长时储能还可以发挥参与电网调峰的作用，因此风光储氢一体化的项目在“三北”风光资源丰富地区加快了落地的步伐。伴随项目的落地，制氢的经济性、技术路径和下游产品的可持续性、市场化的问题备受关注。在此背景下，百人会特别邀请了来自一线并具有大量实践经验的企业家和业内专家参加风光储氢高质量落地应用研讨会，旨在形成相关的政策建议以促进绿氢产业的高质量发展。
中国石化集团发展计划部副主任刘会友、北京中科富海低温科技有限公司董事长张彦奇、中国华电集团有限公司内蒙公司主任工侯建宏、隆基氢能科技有限公司副总裁王英歌、北京亿华通科技股份有限公司副总经理于民、中国氢能联盟研究院产业研究部主任张岩、大连理工大学教授袁铁江、江苏国富氢能技术装备股份有限公司战略科学家魏蔚发表演讲，来自宝马、国经中心等企业高管和专家代表参会并进行了深度讨论。研讨会由中国电动汽车百人会低碳融合发展研究院执行院长张真主持，中国电动汽车百人会常务副秘书长刘小诗作总结发言。
结合各地开展的风光储氢一体化项目，各参会代表客观分析了氢能产业的发展现状和面临的问题，归纳为以下几点：
第一，风光储氢一体化项目的区域联动性效应明显增加。可再生能源制氢项目大部分集中在西北、东北、华北等三北地区并结合当地的化工与交通形成区域内联动发展的新格局。未来可能的发展趋势是长三角区域利用海上风电制氢与周边区域联动，环渤海区域利用河北的可再生能源制氢与北京区域联动。区域一体化发展可以为风光储氢跨区发展起到重要的推动和支撑作用。
第二，氢能的基础设施是制约氢能高质量发展的重要因素。与新能源装备如风电、光伏的基础设施由国家电网、南方电网和蒙西电网等大型国企带动投资建设不同，绿氢的风光制取、储存、输送的基础设施还处于攻克技术瓶颈的发展阶段，设备投资成本高，且尚未实现规模化和市场化，为氢能的发展带来大量的掣肘，并为氢能从化工领域拓展到交通领域、能源领域的应用带来了诸多困难和挑战。
第三，氢能高比例应用在化工场景与适度耦合交通场景可以提高经济性。例如，宁东的可再生能源制氢基地中，光伏发电有640MW，其中有120MW用来制氢，500MW用来并网发电，制出的氢气90%用于煤化工，10%用于交通场景。交通场景和化工领域多场景的耦合为氢能经济性提升提供了更大的空间。
会上，针对如何更合理规划风光制氢和储能的配置，如何促进风光储氢一体化项目中氢能下游产业的发展和氢能消纳，制氢如何应对大幅波动的风光资源进行深入交流研讨，并对风光储氢一体化项目高质量落地应用形成如下政策建议：
一、完善制氢纳入配储的政策细则。
目前我国大部分地区发布的新能源强配储比例在5%~30%，储能配置时间1～4h，但政策中并没有明确氢纳入强配储以及具体的氢储能配比。未来建议在示范项目上或在政策上做一定的突破，鼓励发电厂、独立储能电站配置适当比例的氢储能，享受长时储能的相关激励政策，出台针对氢配储的激励政策，例如优先配储，享受新型储能相关优惠政策等。
二、优惠使用下网电价以平衡综合制氢电价。
以内蒙古地区为例，普通制氢项目的电价为0.42元/kWh左右，和高耗能用户0.43元/kWh左右的电价相近，远高于大数据、硅产业等新兴产业的0.3~0.35元/kWh。在风光发电低谷期，为提高电解设备的利用率，“风光储氢”项目可以考虑利用网电制氢，但目前许多地区的下网电价并没有相关的优惠政策，导致制氢成本较高，引起整个链条综合成本提升。在当前鼓励发展氢能的大背景下，建议政府部门出台制氢方面的优惠电价政策、制定制氢通过电力市场购买绿电的优惠政策，以此来平衡综合电价以及控制制氢碳排放。
三、建立绿氢及氢衍生品“价格体系”。
建议政府引导建立绿氢及氢衍生品的价格体系，只有完善的价格体系才能有绿氢及氢衍生品更健全的市场化发展。建议绿氢参与碳市场，通过地方政府制定相关的财政政策，用减碳的收入调整绿氢的价格，推动氢能产业和战略性新兴产业的发展。由于氢能在化工、冶金等行业的绿色减碳作用突出，建议尽快扩大碳市场覆盖行业范围和交易主体，丰富交易品种和交易方式，推动碳交易市场化运营将石油化工、煤化工、冶金建材等非电力领域高碳排行业纳入碳减排管控，促进氢能发挥绿色的能源价值。