未来，绿氢的规模化发展需要走离网型制备绿氢的技术路线。
据了解，目前绿氢与电网的交互和接入方式有三种不同的模式，分别为电网调峰型、电网友好型、工艺离网型。在制氢过程中往往需要和化工相结合，这也要求绿氢的制取需要满足安全、稳定、长周期、满负荷、优化运行。
以电网调峰模式为例，电网公司往往会帮助制氢企业承担一部分电力调峰责任，从而保障可再生能源的波动性和间歇性、化工生产要求的安全稳定相结合。而按照这类接入方式，风光上网会为电力电网带来巨大的挑战，并且在风光不足的期间采用网电（火电）所制取出来的氢气并不是绿氢，同时还需面临高昂的额外支出。因此，在传统的接入模式下电网和化工很难实现双赢，将成为困扰绿氢规模化的重要因素。
"电网-化工"双赢难题如何化解？
那么，电网与化工之间双赢难题应该如何解决？在2023势银绿氢产业大会上，清华四川院智慧氢能系统实验室主任 林今表示，解决思路之一就是从“电网帮忙干”转变为“帮助电网干”。简而言之就是将风光、光伏以及氢，甚至下游的氨合并组成新型虚拟电厂，主动参与到新型电力系统的调控中。其中可利用两大步骤，一是利用氢与氨的缓冲，实现天内和在周期内的负荷转移；另一步骤则是利用新型柔性制氢的灵活性，利用电力的新型灵活性资源跟随风光出力以及电价实时变化，从而实现和电网之间的总体调控。
事实上，虽然按照电网友好型接入，灵活化工和虚拟电厂技术可以实现“电网-绿氢”的双赢，但这也仅仅只是实现绿氢未来朝着规模化发展的最基础的一步。由于制备绿氢所需的用电量非常大，目前的制氢项目大多已经达到了10万吨、20万吨级别，电网并不能帮助支撑绿氢系统调峰。想要解决这一难题，未来绿氢的规模化发展需要走离网型制备绿氢的技术路线。
值得关注的是，目前国内已有部分供应链企业在离网制氢上取得了进展。如清能互联、英特利、阳光氢能等。
据了解，目前北京清能互联科技有限公司已开发出离网型和并网型风光氢氨一体化虚拟电厂，将相对解耦的用电与氢氨化工生产耦合。其中并网型主要解决安全工艺包和调度包的过程，实现协同优化调度和交易降费；离网型主要为气象预测、新能源功率预测，结合调度软件及算法优势形成协同优化调度体系，实现新能源的最大化消纳。
英特利在近日公布其与国外某知名企业联合研发的全球首套大功率纯离网绿电制氢系统测试成功。该绿电制氢系统完全采用新能源供电,无大电网支撑，实现了首个真正的大功率绿电电解水制氢。
制氢设备头部企业阳光氢能也正进行原创性研究（可再生能源柔性制氢），通过通过新能源特性和电解槽固有限制分析，在启机方式、启停机优先级及运行控制等方面创新提出新的控制策略，用于均衡电解槽的产氢量和寿命。针对场站配备功率预测的情况，在线分析法、自适应滞环可应对新能源的间歇性和波动性。
这些进展也标志着，大规模离网制氢正在逐渐实现可能。
值得关注的是，从我国制氢设备发展来看，2019-2022年我国氢电解槽装机量增长迅速。势银（TrendBank）预计，2025 年我国绿色可再生氢气的需求量将达到约 130万吨以上，2023-2025 年的电解水制氢设备累计出货量预计达到 17GW 以上。
2023年，我国绿氢发展火热程度依旧持续高涨。据势银（TrendBank）统计，2023 年 1-3 月确定已开标或开建的大规模绿氢项目新增 1066MW 电解槽需求，对应 1000 Nm3/h 碱性电解槽的需求量超过 200套。
2023年1-3月确定已开标或开建的大规模绿氢项目
图片来源：《势银绿氢产业发展蓝皮书（2023）》
数据来源：公开资料，势银（TrendBank）整理
据势银（TrendBank）调研分析，绿氢火热程度持续高涨的具体原因有三方面，其一是由中石化、中能建、国家电网、国电投、国家能源、三峡能源等央企国企在推动国内绿氢项目的发展；其二是众多地方政府政策将绿氢项目和风光项目指标进行绑定，鼓励企业在风光项目落地的同时配套绿氢项目；第三是对绿氢项目直接支持的政策力度也不断加大。
尽管绿氢项目现阶段在经济性、稳定性、寿命等各方面存在很多问题，但相信在政策支持以及产业不断发展下，绿氢实现真正意义上的“爆发”只是时间问题。而在绿氢规模化发展之路上，提前布局离网制氢技术路线的企业将具备较大的竞争优势。
