10月14日至16日，2026北京国际风能大会暨展览会（CWP2026）在北京举行。展会期间，阳光电源副总裁兼阳光氢能公司董事长彭超才接受新华网专访，围绕风光制氢收益模式、装备柔性适配、绿氢规模化瓶颈、技术攻关方向以及氢能装备出海等行业热点分享观点。

  图为阳光电源副总裁兼阳光氢能公司董事长彭超才接受新华网专访

  面向“十五五”可再生能源“扩量提质、可靠替代”的发展导向，风光制氢正在重塑新能源项目的收益逻辑。彭超才表示，传统新能源项目收益主要依靠售电，风光制氢模式下，电力可以转化为氨、醇类等绿色分子产品，拓宽电力应用场景，为新能源消纳提供新支撑。

  “在偏远地区，可以直接将绿电转化为分子产品，不必完全依赖电网输送，依靠产品运输实现收益多元化。”彭超才说，利用零电价、负电价的风光富余电力开展制氢，能够有效消纳弃风弃光，提升项目整体收益率。通过制氢耦合模式，既可以缓解间歇性限电难题，也能放大新能源规模效应，提升风光资源利用效率。

  风光电源具有强波动性，给电解水制氢工艺与设备带来现实考验。彭超才介绍，功率波动会对电解设备响应速度、材料性能提出更高要求，容易造成材料疲劳，推高设备与运维成本，制约装备使用寿命。

  针对这一痛点，行业正在推进装备与流程的柔性改造。阳光氢能将传统晶闸管电源升级为绝缘栅双极型晶体管（IGBT）的脉宽调制（PWM）整流电源，提出荷源联动理念，把制氢装置作为可调负荷，跟随风光电源波动同步调节工况。同时搭建集群管理系统，实现电解槽多环节协同控制。“依靠上下游产业协同，推进柔性化工改造，能够逐步化解可再生能源波动带来的适配矛盾。”彭超才表示，未来离网制氢示范验证也将进一步开展。

  首先要完善消纳端政策，建立绿氢溢价机制，真正体现绿氢的绿色价值。海外已有相关政策区分绿氢与灰氢成本，国内这套价值机制仍有待完善。其次要实现化工装备和风光电源深度耦合，推动制氢装置可从0负荷起调，进一步提升电力利用效率。第三要降低储运成本，兼顾项目初投资与全周期运营成本，依托智能化全自动运营助力柔性制氢落地。

  技术创新是绿氢产业发展的底层支撑。彭超才介绍，阳光氢能技术攻关将重点放在基础材料层面，深耕催化剂、隔膜、耐腐蚀材料研究，厘清材料失效机理；通过仿真与实证结合，优化设备流道等内部结构。

  与此同时，大型项目多台电解槽并联运行场景增多，集群控制系统成为关键攻坚方向。碱性制氢工况下强碱介质带来的腐蚀、氢脆风险以及设备寿命管控，也是企业需要持续攻克的技术难题。

  谈及国内氢能装备企业出海，彭超才坦言行业面临多重现实阻碍。国内外技术标准存在差异，需要针对性做产品适配；地缘政治设置壁垒，例如欧洲对中国电解槽使用比例设置限制；海外项目高度看重境外落地案例，项目建设周期长，也制约装备出口节奏。

  他认为，企业出海要坚持走本地化路线，推进生产、研发、营销本地化落地，对齐海外技术标准，打磨产品性价比。海外项目普遍要求母公司信用背书，大型企业具备相应优势，要主动对接海外金融机构，提升产品可融资性；同时在项目集中区域搭建本地化服务中心，强化运维服务能力，提升海外市场竞争力。