水制氢
我国解决西电东输的办法是建设超长的特高压输电线路，但面临成本高等问题。近些年兴起的电解水制氢技术，也面临着氢能储存、运输和加注等许多难题。我们课题组探索的就是用化学能技术将太阳能变成液体燃料，实现易储
碳达峰、碳中和做出了直接贡献。
据悉，大连化物所在兰州新区建成了一套液态阳光合成技术路线实验项目，建成10兆瓦光伏发电站用于电解水制氢，之后进行二氧化碳加氢制甲醇。这是自然光合作用的翻版。这个过程采用的
成本近百亿，极大促进实体经济发展。推进先进技术示范应用，煤炭地下直接气化、褐煤发电烟气提水等技术率先应用，乌兰察布源网荷储、通辽风光火储一体化等示范率先推进，以多能互补，效率提升为目的的能源新生态正在
业。充分利用我区风光制氢成本低和矿用重卡应用广的优势，引进行业领军企业开展新能源制氢，配套发展氢能装备制造、建设加氢设施、推广氢燃料电池汽车，推进氢能产业链一体化发展，打造千亿级氢能产业集群。2021年重点
，浮式海上风电纷纷试水。截至今年底，我国海上风电累计并网装机量超过750万千瓦，同样超额完成十三五目标。
与此同时，风电技术不断推陈出新，新材料、长叶片、大容量，智能化、精细化、数字化，创新
力量源源不断。今年以来，已有多家整机厂商推出10兆瓦以上海上风电机型，国产风机走上全球舞台。
截至今年初，全球风电整机商排名前十中，中国企业已占据近半数席位。
风电供热、风电制氢、海上风电+海洋牧场
电力系统的灵活调节问题。
从氢能制取-储运-终端利用环节来看，碱性电解水和质子交换膜电解水能接受波动性电源输入，适合作为消纳新能源的主要电制氢技术。储运是制约氢能大规模发展的关键因素。气态储运效率低，液体
新能源消纳利用;路径二是通过大规模发展电制氢，跟踪新能源波动性出力，助力新能源利用;路径三是基于绿氢和煤电CCUS产生的二氧化碳制取甲烷、甲醇，实现电-氢-碳协同发展。
路径一依靠电力系统自身消纳利用高
技术;效率超高，将斜温层厚度控制在了世界领先水平的水储热技术，应用于北京宝之谷综合智慧能源项目;高效储热、储冷性能的熔盐储热技术，号称热储能应用里的多面手，温度高、能量密度高、能量品质高;固体蓄热技术
，有信心为2022年北京冬奥会提供1000辆氢能公交车。
此时，国家电投氢燃料电池功率密度、启动温度、寿命均已达到世界最高水平，在宁波和北京的示范生产线也已经开工。同时也在涉足储运、制氢等环节
招标编号：JLQAGF-2020-001
1 招标项目条件：
本招标项目乾安县 200MW光伏+储能+制氢渔光互补扶贫项目已由吉林省能源局以吉能新能136号批准建设，建设资金来自企业自筹，招标
和长岭县为邻，地处松嫩平原腹地，松花江、嫩江汇合处以南。
乾安县 200MW光伏+储能+制氢渔光互补扶贫项目(一期50MWp渔光互补项目)，分批次建设，本期项目装机容量50MWp。场址区域面积约
关注度也将逐步提高。 一是光伏+制氢。光伏+制氢，实现了清洁能源生产清洁能源，能有效解决光伏发电消纳问题，实现两种新能源之间的有效应用。随着光伏发电和电解水制氢技术的不断发展，光伏+制氢将成为我国
优势，在制氢电解槽等新兴技术行业领先全球。
氢燃料燃气轮机等零碳可调度电源对于电力系统加速减排至关重要。风电和光伏电源发电成本虽低，但无法确保全天候供电。通过可再生电力在电解槽中电解水，可获得清洁氢
气。电解槽成本高昂，但过去五年中，电解槽成本已降低40%。若能实现规模生产，成本还可能进一步下降。目前，中国是电解槽成本最低的国家。但欧洲国家已经在应对疫情推出的经济刺激措施中，提出大规模部署制氢
在2030年碳达峰、2060年碳中和目标的指引下，随着十四五可再生能源规划工作的开展，各省都在规划大型新能源基地产业基地。2020年5月，水规总院曾下发文件，要求各省申报可再生能源重大基地，包括：1
)水风光一体化基地、2)综合能源基地、3)大型风电、光伏基地、4)高比例可再生能源外送基地(可再生能源占比50%以上)。原则上，基地规模应该在2GW以上。
部分省份已经率先开展了基地规划工作
新公司在张家口市投资建设2万千瓦装机的可再生能源电解水制氢和加氢项目，以支持张家口市和京津冀地区氢能等清洁能源产业的发展。
据了解，张家口市地处京冀晋蒙交界，是京津冀协同发展战略的重要节点，拥有丰富的
资源又可以为零碳制氢提供电力来源，并保障京津冀地区的清洁能源供应安全。我们很高兴能与当地政府和企业界联手开发包括氢气的生产、储存、运输、加注和应用在内的一体化氢能产业链，助力张家口申办氢能燃料电池
