弃电制氢：万亿度“弃电”如何变废为宝

弃电制氢的核心逻辑在于“以废换宝”，但这一过程并非简单搬运能源，而是需要“资源-场景-技术”等全链条协同。以西北地区为例：新疆、内蒙古、甘肃等地风光资源丰富，2024年西藏风电利用率仅83%，光伏利用率低至68.6%。但场景需求匮乏，当地化工、物流产业规模有限，氢能重卡、燃煤掺氢等应用场景尚未形成规模，导致制氢与用氢脱节。

反观东部沿海地区，氢能重卡、工业脱碳需求旺盛，但土地资源紧张、可再生能源开发空间饱和，难以就地消纳绿氢。“西氢东送”的构想，也因现阶段氢能储运成本高、长输管道建设周期长而难以实现大规模运输。

因此，绿电制氢-绿氢就地消纳仍是短期解决方案。典型案例如内蒙古阿巴嘎旗风光制氢项目，用弃电制绿氢，年产绿氢1200吨，可满足60台氢能重卡运营需求，替代柴油2500吨，减少二氧化碳排放8000吨。其成功关键在于：依托本地风光弃电，规避跨区域输电损耗，实现资源就近利用；与矿区重载物流需求结合，氢能重卡运输煤炭、矿产，形成“制运用”闭环。

为应对风光发电波动性，需配置PEM电解槽及储能系统，初始投资较常规项目进一步增加。即便弃电边际成本趋近于零，设备利用率不足也将推高单位氢气的综合成本。

弃电制氢要综合考虑制氢成本和利润水平。比如西藏风光发电的利用率更低，从制氢潜力来看很大，但由于当地绿电绿氢的消纳场景少，即使用弃电制氢，也很难找到消纳场景。制氢项目可能陷入“发了氢却卖不掉”的窘境。

短期内，弃电制氢将聚焦资源禀赋优越、消纳场景明确的区域；长期则需依托新型电力系统，通过“源网荷储氢”一体化模式，将分散的弃电资源转化为稳定的氢能供给。

资源账：不是所有弃电都适合制氢，需筛选发电稳定性高、消纳场景明确的区域；

经济账：制氢成本需与下游市场承受力匹配（如重卡用氢价需低于25元/kg，冶金、化工等大工业场景氢价需要低于20元/kg）。

生态账：避免盲目投资导致设备闲置，需通过政策引导形成区域特色氢能生态。