3月16日，“第六届中国能源发展与创新论坛”在京召开，华能集团清洁能源技术研究院氢能技术部任志博博士在主题演讲中指出，随着发电成本的降低、制氢设备制造成本的下降、技术水平的提高，可再生能源电解水生产“绿氢”的成本将逐渐降低，并形成足够的市场竞争力，非并网可再生能源电解制氢将是重要的技术方向之一。

任志博指出，当前氢能开发与利用被视为新一轮世界能源技术变革的重要方向，而“绿氢”是产业发展的必然选择，但目前受困于高成本等因素制约，行业整体还处于早期启蒙阶段，未能实现大规模应用，他表示，“随着风电、光伏开发利用规模的增大，度电成本预期保持降低趋势，电解制氢的成本存在进一步下降的空间。”

“随着产业规模扩大和电解槽国产化，电解制氢投资成本将会加速下降。”任志博表示，IEA预测到2030年碱性电解水制氢的投资成本将由目前的500-1400 USD/kW降低至400-850 USD/kW，降低幅度达到20%-40%，到2050年降低幅度达到50%-60%，同时PEM电解水制氢投资成本到2050年将会降低至与碱性电解水制氢接近。我国在碱性电解水制氢领域有技术优势和制造成本优势，相关项目将率先达到目标的成本区间。

谈及可再生能源电解制氢技术，任志博认为，非并网可再生能源电解制氢是重要的技术方向，他指出，将制氢系统直接接入风电场、光伏电站，能够通过调节负荷消纳可再生能源波动，实现非并网风电制氢，并实现更为稳定的电能输出。制氢系统可实现在30%-105%负荷区间内消纳波动性风电；同时，通过热停车短时间保持待机状态，为应对间歇性提供了潜在解决方案。

在任志博看来，非并网风电直接电解制氢模式下，制氢设备、控制系统、多环节耦合等方面的技术问题尚待探索解决，例如，动态运行对氢气品质会产生一定影响；负荷波动影响制氢系统温度和能耗。他表示，进一步提升电解槽部件性能，优化压力、液位控制、拓宽制氢系统波动区间的关键，未来通过关键设备和材料开发、强化系统智能控制策略可以实现节能降耗。

据任志博介绍，2019年10月，华能清能院已在华能洮北风电场建立了50m3/h集成式碱性水电解制氢系统，为目前国内已投运的制氢功率最大的风电制氢示范项目，在升压、入网前，利用波动、间歇性风电完成超过5个月可再生能源动态电解制氢示范。

任志博指出，华能集团将依据各地的产业特点，开展差异化的氢能项目开发，围绕大规模可再生能源基地建设，将氢能技术与“风光煤电输用”、“源网荷储”一体化大型清洁能源项目有机结合，因地制宜地开发和利用氢能。未来华能集团还将利用“氢能+CCUS”等技术手段，在钢铁、水泥、煤化工等领域打造先进的低碳循环工业体系，加快能源消费领域电气化进程，助力实现碳达峰碳中和。