氢能是我国未来能源体系的重要组成部分，对于难以完全实现电气化的终端用能部门，通过氢能进行温室气体减排尤为关键。预计到2060年，我国终端能源消费总量中10%-15%将由氢能提供，并将以可再生能源电力制备的绿氢为主，意味着制氢年耗电量可达约3.6万亿千瓦时，占全社会用电量的近五分之一。面对如此规模的电一氢转换需求，氧电耦合无疑是能源系统转型必须关注的重点问题之一-

氢电耦合发展的核心问题之一在于解决用氢端需求曲线与可再生能源电力出力曲线之间不匹配的问题。从供给侧看，绿氢生产即其制备所需的可再生电力将主要依托光伏发电和风力发电，其发电出力具有间歇性、波动性、随机性，发电设备的利用小时数较低,日内功率波动幅度大。而从消费侧看,绿氢在工业等场景中的应用通常对连续性和稳定性具有较强需求，以满足生产过程的安全性和工业品经济性。因此，绿氢项目需要借助电网交互、电化学储能、储氢等必要的技术手段,寻求新能源发电装机、制氢电解槽装机和下游用氢需求之间的平衡点,实现电力系统、氢能系统和终端消费的均衡与协同发展。

我国绿氢产业目前尚处于发展初期,截止2023年底,全国在运绿氢项目产能仅占氢气总产能的0.1%,制氢电量仅占全社会用电量的0.03%,“绿电制绿氢”在电和氢两个系统中的占比仍然较小,因此,面向当前阶段的氢电耦合问题研究宜优先关注项目尺度下电与氧的技术配置和协同发展。

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我国诸多省区已经在政策端发力、积极推动绿氢项目落地。例如，内蒙古自治区继2022年2月发布《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进氢能产业高质量发展的意见》后,分别于2022年和2023年出台和修订了《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则》,为绿氢项目的落地提供了操作层面的政策指导与支持。

本报告以内蒙古的风光制氢项目为研究案例,依托既有政策条件,就绿氢项目的投资与运行决策进行经济性分析与仿真模拟，以求定量化探讨在绿氢项目开发和运营过程中关键政策变量,包括场内各类设施的配置要求和场内场外电量交互比例等，与项目投资运营决策之间的互动关系。

通过分析与模拟不同政策变量组合场景下绿氧项目的最优投资与运行方案，本报告按政策变量归纳总结了当前绿氢发展阶段下政策设计与项目落地之间的潜在相互关系:

上网政策(电量比例限制与电价水平)直接影响风光制氧项目余电上网部分电量的收益，对成本最优场景下风光发电资源的装机量、超配比例和产品经济性起决定性作用;

下网政策决定场内储能配置情况，下网电量比例限制调整至5%或更低时，继续严格限制下网电量将显著推高项目成本;

电化学储能配置政策直接影响系统成本，现阶段，业主方出于成本考虑缺乏超配电储能设施的动力，但配置电化学储能对于项目所在地电网而言具有外部性收益;

与电化学储能相比,低压储氢是具有比较优势的场内灵活性选择,政策变量对配置的影响较小。

从政策制定的角度看，如进一步修订和完善绿氢项目实施细则，可考虑如下方向:(1)审慎设定和调整上网电量比例限制，适时调整上网电价;(2)合理确定下网电量限制比例，在现有基础上可以有小幅收紧，但需留有余量;(3)权衡电化学储能配置的比例和时长要求，平衡现阶段业主的成本可负担性和未来绿氧项目大规模发展后电网的调节需求;(4)在氢储能方面，适当推动长周期储能的先行先试。

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发布于：广东省