年减排二氧化碳超百万吨，开创高原清洁能源多能互补新模式
本报讯（记者 张华）记者近日从中国华能集团有限公司获悉，位于青海省海南藏族自治州的中国首个高海拔光氢储一体化项目——华能海南州光氢储一体化示范项目，自2021年全容量并网以来，累计发电量已突破40亿千瓦时大关。这一里程碑标志着我国在海拔3000米以上区域探索“光伏发电+电解水制氢+储能”多能互补技术路径取得重要突破，为高寒高海拔地区清洁能源高效开发提供了可复制的“中国方案”。
项目概况：百万千瓦级高原清洁能源基地
华能海南州光氢储一体化示范项目位于青海省海南藏族自治州共和县塔拉滩，平均海拔约3200米，总装机容量1000兆瓦（光伏部分），配套建设200兆瓦/400兆瓦时电化学储能系统及10兆瓦电解水制氢站。项目采用“光伏+制氢+储能”一体化开发模式，将光伏所发绿电优先上网，富余电力用于电解水制氢，氢气经储氢罐临时储存后用于调峰发电或外运消纳，储能系统则负责平滑出力波动、保障电网安全。
自2021年6月首批机组并网，至2024年底累计发电量已超过40亿千瓦时，年均发电量约12亿千瓦时。按每户家庭年用电2500千瓦时计算，可满足约160万户家庭一年用电需求。
技术突破：破解高原环境三大痛点
高海拔地区日照强、温差大、空气稀薄，对光伏组件效率、储能电池寿命及制氢设备稳定运行构成严峻挑战。项目团队攻克了多项关键技术：
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高寒环境适配技术：光伏组件采用抗PID（电势诱导衰减）及抗紫外线涂层方案，双面双玻组件可充分利用高原雪地反射增益，系统综合效率较常规平原项目提升约3%。储能系统采用液冷温控技术，在-30℃低温环境下仍能正常充放电。
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绿氢规模化制储运：电解水制氢系统采用质子交换膜（PEM）电解槽，启停速度快、响应功率范围宽，能精准跟随光伏出力波动。所产氢气纯度达99.999%，一部分通过管束车外送至周边化工企业或加氢站，另一部分作为储能介质在夜间或阴天通过氢燃料电池发电回补电网，实现“电—氢—电”的跨时段调节。
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多能互补智能调度：搭建光氢储一体化能量管理平台，基于数字孪生与气象预测，实时优化光伏、制氢、储能、放电策略。在电网负荷低谷期，富余电力全部投入制氢，相当于将电能转化为“氢能库存”；负荷高峰期，储能电池与氢燃料电池协调响应，为电网提供调峰调频服务，弃光率控制在2%以内。
效益显著：经济与环保双赢
据测算，该项目累计发电40亿千瓦时，相当于节约标准煤约120万吨，减少二氧化碳排放约310万吨，减排二氧化硫约1.2万吨、氮氧化物约1万吨。与同等规模纯光伏电站相比，光氢储一体化模式使年利用小时数提升约200小时，综合经济效益提高8%以上。
此外，项目所在地曾是荒漠化严重的草场，光伏板阵列有效降低了地表风速和水分蒸发，板下种植牧草并养殖“光伏羊”，形成了“板上发电、板下牧羊”的生态循环。项目直接提供就业岗位300余个，带动周边牧户年均增收超8000元。
行业意义：为新型能源体系探路
“青海省拥有全国最优越的太阳能资源，但受制于电网送出能力和季节性强波动，单纯光伏开发面临消纳瓶颈。”中国华能集团海南州项目负责人表示，光氢储一体化通过制氢实现长周期储能，可有效缓解新能源消纳压力，同时为高海拔地区发展“氢冶金、氢化工”等产业提供零碳氢源。
国家能源局数据显示，截至2024年底，我国已建成光氢储一体化项目近20个，总装机容量约5吉瓦。华能海南州项目作为首个高海拔示范工程，其技术数据和运行经验已纳入《高海拔地区光伏制氢储能系统设计规范》等标准体系，未来有望推广至青藏高原沿线的西藏、四川、云南等地区。
该项目还将在2025年启动二期扩建，新增500兆瓦光伏及5兆瓦碱性水电解制氢系统，届时总制氢能力将达到年产量1000吨，成为我国最大的高原绿氢供应基地。随着“西氢东送”管道规划落地，来自青藏高原的清洁电力与绿氢，正加速为东部地区绿色低碳发展注入新动能。
（完）