中國華能集團第六家授牌研究機構(gòu)，依托長城證券管理并開展業(yè)務(wù)，研究院深耕能源轉(zhuǎn)型相關(guān)政策、行業(yè)以及市氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/3 8 9 2.2綠氫項目可通過場外和場內(nèi)資源進行 3.1資源稟賦奠定開發(fā)基礎(chǔ) 4.1當(dāng)前政策條件下的基準(zhǔn)情景結(jié)果 4.2三倍于電解槽裝機的新能源裝機配比能夠確保電解槽穩(wěn)定高效運行 22 5.3禁止電量下網(wǎng)將顯著提高電力系統(tǒng)冗余 29 30氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/4 6.2強制配儲提高制氫成本，但可以節(jié)省 32 34 35 氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/5氫能是我國未來能源體系的重要組成部分，對于難以完全實現(xiàn)電氣化的終端用能部門，通過氫能進行溫室氣體減排尤為關(guān)鍵。預(yù)計到2060年，我國終端能源消費總量中10%–15%將由氫能提供，并將以可再生能源電力制備的綠氫為主，意味著制氫年耗電量可達約3.6萬億千瓦時，占全社會用電量的近五分之一。面對如此規(guī)模的電—氫轉(zhuǎn)換需求，氫電耦合無疑是能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型必須關(guān)氫電耦合發(fā)展的核心問題之一在于解決用氫端需求曲線與可再生能源電力出力曲線之間不匹配的問題。從供給側(cè)氫能系統(tǒng)和終端消費的均衡與協(xié)同發(fā)展。研究宜優(yōu)先關(guān)注項目尺度下電與氫的技術(shù)配置和協(xié)同發(fā)展。人民政府辦公廳關(guān)于促進氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的意見》后，分別于2022年和2023年通過分析與模擬不同政策變量組合場景下綠氫項目的最優(yōu)投資與運行方案，本報告按政策變量歸納總結(jié)了當(dāng)前綠氫發(fā)展階段下政策設(shè)計與項目落地之間的潛在相互關(guān)系：上網(wǎng)政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風(fēng)光制氫項目余電上網(wǎng)部分電量的收益，對成本最優(yōu)場景下風(fēng)下網(wǎng)政策決定場內(nèi)儲能配置情況，下網(wǎng)電量比例限制調(diào)整至5%或更低時，繼續(xù)嚴(yán)格限制下網(wǎng)電量將顯著推高電化學(xué)儲能配置政策直接影響系統(tǒng)成本，現(xiàn)階段，業(yè)主方出于成本考慮缺乏超配電儲能設(shè)施從政策制定的角度看，如進一步修訂和完善綠氫項目實施細(xì)則，可考慮如下方向：（1）審慎設(shè)定和調(diào)整上網(wǎng)電量比例限制，適時調(diào)整上網(wǎng)電價；（2）合理確定下網(wǎng)電量限制比例，在現(xiàn)有基礎(chǔ)上可以有小幅收緊，但需留有余量；（3）權(quán)衡電化學(xué)儲能配置的比例和時長要求，平衡現(xiàn)階段業(yè)主的成本可負(fù)擔(dān)性和未來綠氫項目大規(guī)模發(fā)展后氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/6從綠氫項目業(yè)主的投資與運營角度看，存量項目業(yè)主宜在場外靈活性配置方面優(yōu)先關(guān)注上網(wǎng)電價調(diào)整趨勢，增量項目開發(fā)商還需重點關(guān)注上網(wǎng)電量限制的變化情況；在場內(nèi)靈活性配置方面，項目業(yè)主宜預(yù)留好場內(nèi)靈活性再開綠氫產(chǎn)業(yè)是雙碳目標(biāo)下未來能源體系中的關(guān)鍵產(chǎn)業(yè)?，F(xiàn)階段，綠氫產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，利用好政策與市場工具、引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展、降低綠氫供應(yīng)成本是當(dāng)前的重點任務(wù)。本報告致力于通過模擬、優(yōu)化和分析結(jié)果，為政策制定者進一步優(yōu)化綠氫項目配置政策提供可參考的建議，為業(yè)主加快推進投資決策與項目落地提供可參考的場外靈活性一體化項目邊界一體化項目邊界 制氫發(fā)電綠氫消費 制氫發(fā)電tt場內(nèi)靈活性場內(nèi)靈活性氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/7我國是全球最大的氫氣生產(chǎn)和使用國，氫氣年產(chǎn)量超過3,500萬噸。長期以來，氫氣作為工業(yè)原料廣泛應(yīng)用于石化、合成氨、甲醇等行業(yè)的工業(yè)過程中。隨著應(yīng)對氣候變化行動和能源轉(zhuǎn)型進程的不斷推進，氫氣作為能源載體義為能源品種，氫氣產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)了從單一提供工業(yè)原料向發(fā)揮“能源+原料”雙重屬性的轉(zhuǎn)化。2022年在能源轉(zhuǎn)型進程中，對于難以實現(xiàn)電氣化的部分終端用能部門而言，氫能已成為其實現(xiàn)溫室氣體減排和零排放發(fā)展的關(guān)鍵抓手。一方面，氫作為一種分子燃料，可通過燃機或燃料電池技術(shù)，在重載交通、供熱等領(lǐng)域提供可觀的減排貢獻。預(yù)計到2030年，依托于綠氫的氫燃料電池汽車保有量將超過60萬輛，其中接近半數(shù)是重載卡車，氫氣需求將超過每年400萬噸2。另一方面，氫作為重要的工業(yè)原料，通過綠氫替代灰氫、綠氫替代煤等手段，可幫助鋼鐵、甲醇、合成氨等行業(yè)實現(xiàn)減排。預(yù)計到2060年，綠氫作為工業(yè)原料的需求將達到約4,300萬噸/年，幫助K6K64.54.5wwww99101氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/8化石能源制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫是目前我國氫氣生產(chǎn)的傳統(tǒng)和主要技術(shù)路線，但在能源轉(zhuǎn)型和應(yīng)對氣候變化的大背景下，建立基于綠色電力的綠氫供給體系是推動全社會實現(xiàn)碳中和目標(biāo)的重要環(huán)節(jié)。綠氫一方面向上承接電力系統(tǒng)，進一步推動可再生電力的發(fā)展，另一方面向下支撐工業(yè)、交通、建筑等行業(yè)脫碳，驅(qū)動產(chǎn)品碳足跡的持續(xù)下氫能與電能耦合發(fā)展是傳統(tǒng)氫產(chǎn)業(yè)向綠氫產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型發(fā)展伴生的新課題。傳統(tǒng)上，氫氣生產(chǎn)直接依賴于一次能源，與電力系統(tǒng)之間并不直接相連。與傳統(tǒng)氫氣供應(yīng)相比，綠氫由可再生能源電解水制備，是由電力轉(zhuǎn)化形成的二次能源，與電力系統(tǒng)運行關(guān)系密切（見圖表2）。在邁向碳中和的進程中，電力和氫能是兩種最關(guān)鍵的終端能源消費形式，預(yù)計到2060年，分別占到終端能源消費量的6氫的制備，電力系統(tǒng)與氫系統(tǒng)的交互將同時影響兩個系統(tǒng)的運行情況和供需關(guān)系，氫電耦合發(fā)展無疑是能源系統(tǒng)氫電耦合發(fā)展的一個核心問題是如何處理用氫端需求曲線與可再生能源電力出力曲線之間不匹配的問題。從供給側(cè)看，綠氫生產(chǎn)將主要依托于光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電，發(fā)電出力具有間歇性、波動性、隨機性，發(fā)電設(shè)備的利用小時數(shù)（容量因子）較低，日內(nèi)功率波動幅度大。而從消費側(cè)看，綠氫在工業(yè)等場景中的應(yīng)用通常有較強的連續(xù)性和穩(wěn)定性需求，以滿足生產(chǎn)過程安全性和工業(yè)品經(jīng)濟性的需要。因此，綠氫項目需要借助電網(wǎng)交互、電化學(xué)儲能、儲氫等必要的技術(shù)手段，尋求新能源發(fā)電裝機、制氫電解槽裝機和下游用氫需求之間的平衡點，實現(xiàn)電力系H2>電解槽H2>電解槽就地綠色工業(yè)集群儲氫裝置電力系統(tǒng) > >氫能系統(tǒng)氫能系統(tǒng)氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/9微觀尺度是指在具體的項目層面上，探討電解制氫項目如何平衡配置和利用項目場內(nèi)發(fā)電、制氫、儲能等設(shè)施，并探討項目與電網(wǎng)之間的電力互換關(guān)系。這一尺度的研究著眼于具體項目的設(shè)計與運營視角，主要面向由電轉(zhuǎn)化為氫的能量和物質(zhì)流動，關(guān)注項目可行性與投資回收，研究成果有助于項目業(yè)主厘清投資決策、優(yōu)化運行方式，宏觀尺度指的是系統(tǒng)層面上電力系統(tǒng)與氫能系統(tǒng)之間的互動。這一尺度的研究一般以大電網(wǎng)（如省級電網(wǎng)）的視角，綜合考慮綠電制氫技術(shù)、氫燃機技術(shù)、氫燃料電池技術(shù)等在大電網(wǎng)中的配置和布局，探討各類“電—氫”與“氫—電”轉(zhuǎn)化技術(shù)在規(guī)?；煤螅绾螌崿F(xiàn)兩個系統(tǒng)之間“電—氫—電”過程的協(xié)同運行，綜合挖掘兩個從研究的時序上看，當(dāng)前處于綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，研究重點宜聚焦于微觀項目尺度的氫電耦合，解決具體項目落地的實際問題。與之相對，宏觀尺度研究主要面向各類氫能技術(shù)規(guī)?；l(fā)展后的場景，是更具前瞻性的研究方向。具體而言，我們優(yōu)先進行微觀尺度研究主要依據(jù)以下四方面考量。首先，綠氫項目的投資發(fā)展依托于針對項目實施細(xì)則的微觀政策，無論是政府還是企業(yè)，都需要考慮如何設(shè)計或利用微觀項目尺度的政策，引導(dǎo)和促進綠氫項目順利落地與利用。第二，當(dāng)前階段綠氫制儲運技術(shù)正快速迭代，各類技術(shù)成本快速變化，運用微觀項目尺度研究，快速把握市場變化的影響，明晰各類技術(shù)的成本價格彈性，對更好地設(shè)計政策和調(diào)整投資決策都大有裨益。第三，考慮到由氫向電轉(zhuǎn)化的效率仍然偏低，未來一段時間的氫電問題仍以由電向氫的單向流動為主，這與微觀尺度的研究內(nèi)容更契合。第四，在當(dāng)前階段，綠氫產(chǎn)業(yè)總體規(guī)模仍然較小，無論是制氫總用電負(fù)荷還是配套電源裝機量，在電網(wǎng)總體供需中所占的比例仍然較低，省級電網(wǎng)仍有一定能力來平衡和支撐項目層面的供需波鑒于以上討論，本報告著眼于微觀尺度的氫電耦合研究，從具體綠氫項目的設(shè)計運行視角，探討成本變化、政策變化對項目規(guī)劃和運行的影響，歸納各類市場與政策變量在綠氫項目落地和產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展進程中的影響與作氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/10我國綠氫項目仍處于發(fā)展初期，以示范工程為主，尚未實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化。截至2023年底，我國在運、在建和規(guī)目前氫氣總產(chǎn)能的0.1%；在建和規(guī)劃中的綠氫項目分別有70項和130項，制氫規(guī)模分我國綠氫項目在區(qū)域分布上主要位于風(fēng)光資源更好的華北、西北和東北地區(qū)（見圖表3）。在運的綠氫項目在全國19個省市都有分布，其中遼寧的在運制氫規(guī)模約占全國的46%。華北地區(qū)在建和規(guī)劃的綠氫項目規(guī)模在全國遙遙領(lǐng)先，其中內(nèi)蒙古在全國在建和規(guī)劃的項目中擁有60%的制氫規(guī)模，均超過4,000MW。西北地區(qū)和東北地區(qū)也是未來綠氫項目的重點布局地區(qū)。在建項目中，西北地區(qū)的新規(guī)模。規(guī)劃項目中，華北地區(qū)的河北擁有超過1,600MW的制氫規(guī)模，位于東北地區(qū)的吉林和位于西北地區(qū)的甘肅針對尚未投產(chǎn)的綠氫項目配置的新能源裝機的區(qū)域分布，風(fēng)電裝機主要位于內(nèi)蒙古，其配置的風(fēng)電裝機在全國占比為51%。光伏發(fā)電裝機區(qū)域分布的集中度更低，但內(nèi)蒙古在建和規(guī)劃的裝機總量依然居全國首位，占全國配置9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/11綠氫項目中可再生能源的配置與項目所在地的資源稟賦密切相關(guān)，同時呈現(xiàn)出從單一電源向風(fēng)光復(fù)合電源轉(zhuǎn)變的特點。我國在運的綠氫項目中大多采用風(fēng)電制氫或者光伏發(fā)電制氫這種單一電源制氫的方式，且以光伏發(fā)電制氫為主。從全國在運的綠氫項目風(fēng)光裝機總量上看，用于制氫的光伏發(fā)電裝機總量約是風(fēng)電裝機的18倍。處于在建和規(guī)劃階段的綠氫項目中配置的風(fēng)電裝機容量占比大幅提升，與光伏發(fā)電裝機總量接近，并且更多項目呈現(xiàn)出風(fēng)一方面，風(fēng)電的加入有效改善了光伏發(fā)電的晝夜周期性。以內(nèi)蒙古的風(fēng)電和光伏的典型日內(nèi)出力曲線為例，當(dāng)風(fēng)光配比為1:1時，系統(tǒng)日內(nèi)最大出力波動為系統(tǒng)額定裝機容量的34%，且日內(nèi)所有時段出力均在系統(tǒng)額定功率的10%以上。而當(dāng)系統(tǒng)內(nèi)只有光伏發(fā)電裝機時，日內(nèi)最大波動為裝機容量的66%，且一天內(nèi)有14個小時出力低于10%的額定功率。另一方面，光伏發(fā)電也能補充靜風(fēng)情況下風(fēng)電出力的不足。當(dāng)風(fēng)速連續(xù)幾個小時低于風(fēng)機的切入風(fēng)速時，風(fēng)機在這幾個小時輸出功率連續(xù)為零，此時光伏發(fā)電出力可以有效補充風(fēng)電出力不足，降低輸出功率實際項目中，風(fēng)光具體配比與項目所在地的風(fēng)光資源情況、氣候情況、用氫端需求等因素都高度相關(guān)，項目往往會根據(jù)其自身的負(fù)荷需求和對經(jīng)濟性的評估選擇最適宜的風(fēng)光配比。例如，位于內(nèi)蒙古的綠氫項目風(fēng)電和光伏發(fā)目前規(guī)劃的綠氫產(chǎn)能中有近80%用于工業(yè)領(lǐng)域，包括合成氨、合成甲醇等化工行業(yè)和鋼鐵行業(yè)。工業(yè)領(lǐng)域通常擁有連續(xù)的生產(chǎn)環(huán)節(jié)，需要穩(wěn)定的氫氣供應(yīng)作為原料或燃料，以避免供應(yīng)中斷對生產(chǎn)的影響并且降低設(shè)備啟停帶來此外，電解槽自身運行也存在功率范圍要求，難以完全跟隨新能源的出力曲線進行波動。當(dāng)電解槽處于低負(fù)荷狀態(tài)運行時，電解槽運行效率下降，并且存在安全風(fēng)險。當(dāng)供電功率進一步低于電解槽的運行范圍下限時，電解槽綠氫項目可通過場外和場內(nèi)兩方面進行波動調(diào)節(jié)。場外調(diào)節(jié)指使用網(wǎng)電是依托公共電網(wǎng)進行調(diào)節(jié)；場內(nèi)調(diào)節(jié)指在根據(jù)是否與公共電網(wǎng)連接可將綠氫項目分為并網(wǎng)型項目和離網(wǎng)型項目。并網(wǎng)型項目可在新能源出力電量富余時將電量上網(wǎng)，并且在新能源出力不足時從公共電網(wǎng)下網(wǎng)電量補充電力供應(yīng)（見圖表4）?？紤]到綠氫項目在電力上下網(wǎng)過程中電力系統(tǒng)的影響，部分地區(qū)，以內(nèi)蒙古為例，對綠氫項目的上網(wǎng)電量比例和下網(wǎng)電量比例進行了限制，避免綠氫項目對電網(wǎng)運行造成太多影響。離網(wǎng)型項目無法依托公共電網(wǎng)這一場外調(diào)節(jié)資源，僅能通過場內(nèi)調(diào)節(jié)資源配置進行調(diào)節(jié)，降低了項目對電網(wǎng)的影響，但是增加了氫氣供應(yīng)的波動風(fēng)險，適用于電網(wǎng)基礎(chǔ)薄弱的地區(qū)。目在場內(nèi)調(diào)節(jié)資源的配置上，電化學(xué)儲能和儲氫設(shè)施在綠氫項目中廣泛應(yīng)用。在制氫端，電源側(cè)儲能應(yīng)用隨著儲能成本的降低和各地新能源強制配儲政策的出臺不斷增加，相關(guān)配儲要求和實際應(yīng)用進一步擴展到了綠氫項目中的新能源，導(dǎo)致更多的綠氫項目選擇配置電化學(xué)儲能。在用氫端，與產(chǎn)量可調(diào)可控的灰氫不同，綠氫生產(chǎn)負(fù)荷不可氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/12場外靈活性場外靈活性綠氫消費場內(nèi)裝機配置綠氫消費場內(nèi)裝機配置發(fā)電制氫發(fā)電制氫場內(nèi)靈活性場內(nèi)靈活性三種調(diào)節(jié)方式在對綠氫項目本身和對電力系統(tǒng)的影響方面各有優(yōu)劣需要綜合考慮不同調(diào)節(jié)方式的初始投資成本和運行成本。使用網(wǎng)電不需要額外的初始投資，但項目使用網(wǎng)電的電價通常高于綠氫項目本身新能源的度電成本，并且在峰谷電價機制下，項目往往在峰端用電需求更高，進一步推高用電成本。場內(nèi)調(diào)節(jié)的兩種方式需要在制氫和用氫設(shè)備之外額外配置設(shè)備，提高了初始投資成本，但降低了網(wǎng)從調(diào)節(jié)效果的角度，場外調(diào)節(jié)能最大程度降低氫氣供應(yīng)波動風(fēng)險。目前我國公共電網(wǎng)連接的資源量和負(fù)荷量都遠大于綠氫項目，因此能滿足綠氫項目需要的上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量。場內(nèi)調(diào)節(jié)資源受土地資源限制、技術(shù)特性和經(jīng)濟性考慮，往往配置的資源量有限。若要在不依靠場外資源、僅依靠場內(nèi)資源的情況下滿足連續(xù)、穩(wěn)定的用氫需從對電力系統(tǒng)影響的角度，場外調(diào)節(jié)較場內(nèi)調(diào)節(jié)對電力系統(tǒng)造成了更大的運行壓力。使用網(wǎng)電的電量越大且電量波動越大，綠氫項目對電力系統(tǒng)的影響越大，電網(wǎng)自身的平衡調(diào)節(jié)需求也越高。以電化學(xué)儲能為代表的電儲能設(shè)施和以低壓儲氫罐為代表的儲氫設(shè)施都能部分替代項目對網(wǎng)電的需求，從而減少網(wǎng)電使用量，并且減輕電網(wǎng)運行壓力。其中，電化學(xué)儲能直接參與新能源出力的調(diào)節(jié)，通過充放電平滑出力需求；低壓儲氫罐則通過調(diào)節(jié)終端用氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/13使用網(wǎng)電低壓儲氫罐++++隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的深化，氫電耦合對于電力和氫能這兩個系統(tǒng)的協(xié)同發(fā)展愈發(fā)重要。對于電力系統(tǒng)而言，電解制氫作為可調(diào)節(jié)負(fù)荷，能夠結(jié)合新能源的出力情況進行負(fù)荷調(diào)節(jié)，緩解新能源出力波動對電力系統(tǒng)的影響，并增加新能源消納。對于氫能系統(tǒng)而言，綠氫的生產(chǎn)可以通過場外和場內(nèi)資源進行波動調(diào)節(jié)，滿足用氫端的負(fù)荷制氫技術(shù)上，現(xiàn)有電解槽技術(shù)應(yīng)對波動性電源的適應(yīng)能力有待提升。堿性電解槽在低負(fù)荷工況下運行仍存在安全隱患，并且長時間處于低負(fù)荷工況下可能損害設(shè)備壽命。質(zhì)子交換膜電解槽的負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍更廣且響應(yīng)速度項目運行上，綠氫項目上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量尚沒有國家層面的政策或規(guī)范加以統(tǒng)一管理。并網(wǎng)型綠氫項目通過使用網(wǎng)電穩(wěn)定氫氣供應(yīng)，但增加了電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。目前僅有內(nèi)蒙古對綠氫項目上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量提出了具體限制，但從國家層面缺少相應(yīng)的規(guī)范原則，并且在除內(nèi)蒙古以外的省份缺乏基于省級電網(wǎng)情況的綠氫項目制氫成本上，項目成本與資源配置和電網(wǎng)交互情況有關(guān)，但這兩部分受政策影響面臨關(guān)的設(shè)備成本和與電網(wǎng)的用電成本是綠氫生產(chǎn)過程中關(guān)鍵的成本來源，但這兩方面都與相關(guān)政策設(shè)計為綠氫項目提供的邊際條件高度相關(guān)。關(guān)于新能源裝機、場內(nèi)調(diào)節(jié)資源、電量上設(shè)備投資，還會影響項目的用電成本，最終對制氫成本造成影響。然而目前針對綠氫項目的政策規(guī)定面臨不確標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)定上，未來對于綠氫更嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)和更高的需求可能會對氫電耦合系統(tǒng)提出更上對綠氫尚無統(tǒng)一定義，但是隨著對產(chǎn)品碳足跡的要求加強，使用網(wǎng)電生產(chǎn)的綠氫可能難以滿足產(chǎn)品低碳需氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/14氫能產(chǎn)業(yè)是助力我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵產(chǎn)業(yè)，內(nèi)蒙古自治區(qū)作為全國風(fēng)能和太陽能資源最為豐富的地區(qū)之一，正通過推廣風(fēng)光一體化制氫項目，走在全國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的前沿。獨特且優(yōu)越的自然條件以及地方政策的大內(nèi)蒙古地處我國北方，擁有遼闊的草原和沙漠，風(fēng)能和太陽能資源豐富。其中，內(nèi)蒙古擁有全國57%的風(fēng)能資源，風(fēng)能可開發(fā)量居全國首位，技術(shù)可開發(fā)量達到14.6億千瓦11。2內(nèi)蒙古的風(fēng)力發(fā)電量達到了1,271億千瓦時，在全國各省份中排名第一12。內(nèi)蒙古的風(fēng)能資源主要分布在西部地區(qū)的典型草原、荒漠草原及荒漠區(qū)域，并且具有年平均風(fēng)速高且穩(wěn)定的特點。2022年全區(qū)的風(fēng)電實際利用小時數(shù)在2,500小時以上，在錫林郭勒盟以西的內(nèi)蒙西部地區(qū)風(fēng)資源條件相對東部更好，利用小時數(shù)可以達到更高。具體而言，烏蘭察布市、呼和浩特市、包頭市、巴彥淖爾市、鄂爾多斯市、阿拉善盟等六個區(qū)域的風(fēng)電實際利用小時數(shù)同時，內(nèi)蒙古也是全國太陽能輻射最強的地區(qū)之一，其太陽能資源技術(shù)可開發(fā)量高達94億千瓦，占全國總量的資源的地理分布來看，內(nèi)蒙古大部分地區(qū)處于II類太陽能資源區(qū)，太陽能資源的豐富度呈現(xiàn)出自東向西逐漸增強的分布。這種資源分布的特性直接影響了區(qū)內(nèi)各城市和區(qū)域的光伏電站裝機水平。截至2023年底，以錫林郭勒盟為界以西的蒙西地區(qū)的光伏裝機容量超過1,700萬千瓦，以東的蒙東地區(qū)光伏裝機容量約為400萬千瓦。在蒙西地區(qū)，鄂爾多斯市以其得天獨厚的資源條件成為全區(qū)光伏發(fā)電的領(lǐng)軍者，其光伏電站裝機容量位居全區(qū)首位，達到發(fā)布，正式確立氫能作為國家能源戰(zhàn)略中的重要一環(huán)，鼓勵地方政府在氫能生產(chǎn)、應(yīng)用等方面積極探索和布局。在全國政策發(fā)布后，內(nèi)蒙古自治區(qū)成為首批在其“十四五”規(guī)劃及2035年遠景目標(biāo)中納入氫能相關(guān)內(nèi)容的省級行政單位之一。與此同時，內(nèi)蒙古進一步出臺了氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的專項政策，于2022年2月發(fā)布《內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關(guān)于促進氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的意見》17，明確了關(guān)鍵時間節(jié)點的發(fā)展目標(biāo)，成為規(guī)劃可再生能源制為落實意見要求，內(nèi)蒙古于2022年12月為風(fēng)光制氫一體化項目的設(shè)計和運行出臺了《內(nèi)蒙古自治區(qū)風(fēng)光制氫一體化示范項目實施細(xì)則（2022年版）》18，并在此基礎(chǔ)上于2023年11月修訂發(fā)細(xì)則根據(jù)項目與公共電網(wǎng)的關(guān)系將風(fēng)光制氫一體化項目分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型，并明確了不同類型項目的不同配置要求。并網(wǎng)型項目的新能源規(guī)模不得超過制氫所需電量的1.2倍，而離網(wǎng)型項目則按需配置，要求項目的新能源綜氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/15對于并網(wǎng)型項目，2022年版的實施細(xì)則只允許電量上網(wǎng)，項目年上網(wǎng)電量不得超過年總發(fā)電量的20%，以防止過度超配新能源裝機導(dǎo)致資源浪費，并且原則上不允許項目向電網(wǎng)購電。2023年修訂版的實施細(xì)則在維持了對于項目年上網(wǎng)電量的限制的同時，放寬了對于項目從電網(wǎng)購電的限制，但要求下網(wǎng)電量不得超過年總用電量的10%，實施細(xì)則同時要求風(fēng)光制氫一體化項目必須配備一定的儲能能力，以調(diào)節(jié)新能源裝機發(fā)電時出力不均帶來的電力波動。對于電儲能，細(xì)則規(guī)定其調(diào)峰能力不得低于新能源裝機規(guī)模的15%，且儲能時長不得少于4小時。若項內(nèi)蒙古出色的自然資源條件和有力的政策支持使之成為新能源制氫一體化項目研究的理想樣本之一。以內(nèi)蒙古為樣本開展項目研究，既在氫電耦合方面具有較強的代表性，同時也能切實為綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供定量化的決策參基于政策的要求，我們相對應(yīng)地在研究中設(shè)計了一體化項目的決策邊界，即項目需要在滿足需求側(cè)綠氫消費的同時，符合實施細(xì)則中對項目規(guī)模配比、公共電網(wǎng)交互水平和儲能能力配置的要求。具體而言，我們參考實施細(xì)則的具體要求，在滿足下游用氫需求的前提下，以電網(wǎng)交互功率和電量限制為邊界條件，尋求成本最優(yōu)的項目配置在需求側(cè)，我們的假設(shè)根據(jù)對項目綠氫供應(yīng)能力要求最高的連續(xù)型工業(yè)進行設(shè)計，綠氫的供應(yīng)需要連續(xù)且穩(wěn)定，典型的需求曲線呈現(xiàn)為一條平穩(wěn)的直線。在本研究連續(xù)型工業(yè)的具體應(yīng)用中，我們以為氫冶金行業(yè)為代表，假設(shè)鋼鐵產(chǎn)能為每年100萬噸，對應(yīng)的用氫量需求約為6萬噸每年。相應(yīng)的氫能需求會被轉(zhuǎn)換成電能需求，由發(fā)電機組在供給側(cè)，項目設(shè)計分為制氫和發(fā)電兩大部分。氫氣的制取我們參考了目前國內(nèi)主流的風(fēng)光制氫一體化項目在制氫設(shè)備上的選擇，在研究的項目中假設(shè)氫氣由堿性電解槽制取。在發(fā)電方面，項目的電能主要由太陽能發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電組合提供。具體的太陽能資源和風(fēng)能資源，我們參考了鄂爾多斯的實際情況進行設(shè)計，光伏的年利用小時項目的靈活性體現(xiàn)在場外和場內(nèi)兩個方面。場外靈活性主要是由公共電網(wǎng)支持，能夠在項目新能源發(fā)電能力不足的情況下，輔助項目滿足制氫的電能需求，與公共電網(wǎng)交互的電量需滿足實施細(xì)則中的邊界要求。需要注意的是，與公共電網(wǎng)的交互會給系統(tǒng)帶來額外的成本或收益：增加的成本主要由下網(wǎng)電量以及下網(wǎng)電價確定，帶來的收益主要由上網(wǎng)電量和上網(wǎng)電價確定。場內(nèi)靈活性則通過儲電和儲氫兩個維度來實現(xiàn)，依據(jù)項目實時供電或供氫能力的波動，平衡和穩(wěn)定對下游需求的供給能力，從而確保系統(tǒng)的高效運行。本研究中我們分別選取電化學(xué)儲能氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/16場外靈活性綠氫消費場內(nèi)裝機配置綠氫消費場內(nèi)裝機配置制氫發(fā)電制氫發(fā)電tt場內(nèi)靈活性場內(nèi)靈活性電能流動.氫能流動根據(jù)上述的研究邊界和項目設(shè)計，我們使用了HOMERii能源建模軟件作為我們的計算平臺對項目的供給側(cè)和靈活性配置進行了測算和優(yōu)化。圖表6中展示了我們在計算平臺中的項目系統(tǒng)構(gòu)建，以及能量和物質(zhì)的流動情況：電能主要來自新能源發(fā)電機組，流向電解槽制備氫氣，同時電網(wǎng)和電化學(xué)儲能根據(jù)實時電能波動和成本效益進行平衡；氫則主要從電解槽直接輸送到下游的連續(xù)性工業(yè)，各個組件的配置以及系統(tǒng)的運行策略。運行策略定義了組件如何協(xié)同工作以滿足下游連續(xù)性工業(yè)的用氫需求，既包括日內(nèi)新能源出力的波動，也包括涵蓋四季的季節(jié)性資源條件的變化。組件的選擇和配置大小的優(yōu)化是為了最），在我們的模型中，NPC由系統(tǒng)在其生命周期內(nèi)的所有成本和收入構(gòu)成。成本主要包括各組件的投資成本、替換成我們在研究中采用了小時級的模擬精度，考慮了全年8,760小時的天氣（風(fēng)光出力）、用氫需求、上下網(wǎng)電力價格等因素，優(yōu)化計算項目整體配置情況和小時級項目運行情況。我們還結(jié)合敏感性分析和優(yōu)化算法，根據(jù)模擬場景的不同輸入來推導(dǎo)項目組成并進行經(jīng)濟性分析，找出了在現(xiàn)行政策要求下滿足需求側(cè)且成本最優(yōu)的供給側(cè)和靈活iiHOMER是一款用于微電網(wǎng)和可再生能源系統(tǒng)設(shè)計與優(yōu)化的專業(yè)建模工具，通過電力系統(tǒng)仿真模擬和經(jīng)濟分析幫助評估能源項目的可行性和成本效益。它廣泛應(yīng)用于能源規(guī)劃和可持續(xù)發(fā)展領(lǐng)域。氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/17在規(guī)劃和設(shè)計新能源制氫一體化項目時，協(xié)調(diào)好當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)光資源屬性與制氫電解槽的生產(chǎn)曲線是項目實現(xiàn)效率提升和成本優(yōu)化的基礎(chǔ)。項目的整體規(guī)劃既涉及新能源發(fā)電能力與電解槽制氫能力的合理匹配，還需考慮風(fēng)電和光伏發(fā)電在日內(nèi)出力特性上的差異，實現(xiàn)資源的高效利用。合理的整體設(shè)計不僅可以最大程度地提升新能源的利用率，還能實現(xiàn)最優(yōu)的制氫成本，兩者相輔相成。本章將重點研究如何優(yōu)化發(fā)電與制氫能力的配置，并探討風(fēng)電與本報告參考內(nèi)蒙古的政策框架設(shè)置基準(zhǔn)情景，主要設(shè)置包括全年最大允許上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量，分別為年總發(fā)電量的20%和年總用電量的10%，上網(wǎng)電量的電價參考內(nèi)蒙古燃煤基準(zhǔn)電價，下網(wǎng)電量則采用分時電價機制中的兩部制工商業(yè)電價。在場內(nèi)靈活性配置中，假設(shè)可配置的儲能設(shè)施為4小時的鋰離子電化學(xué)儲能，儲氫設(shè)施為目前國限制，下網(wǎng)電量遠低于10%的政策限制。場內(nèi)調(diào)節(jié)資源配置方面，基準(zhǔn)情景沒有選擇配置電化學(xué)儲能，而是配置場外靈活性≈22h電解槽產(chǎn)能場內(nèi)裝機配置≈22h電解槽產(chǎn)能場內(nèi)裝機配置綠氫消費發(fā)電制氫裝機容量:場內(nèi)靈活性綠氫消費發(fā)電制氫裝機容量:場內(nèi)靈活性氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/18在基準(zhǔn)情景中，新能源裝機與電解槽裝機的配比約為3:1，這種設(shè)計旨在應(yīng)對新能源發(fā)電波動較大的情況，確保電解槽能夠高效、穩(wěn)定地運行，使其全年利用小時數(shù)保持在較高水平。在現(xiàn)行的一體化項目中，新能源裝機和電解槽裝機的比例通常在2:1至4:1之間，這些項目的電解槽利用小時數(shù)普遍較高（見圖表8）。新能源裝機與電解槽裝機的配比在這一范圍內(nèi)能夠有效保持電解槽的高利用率，從而更好地控制制氫成本。如果電解槽配置比例過高，考慮到風(fēng)電和光電發(fā)電出力的波動性，且場內(nèi)外靈活性有限，可能導(dǎo)致電解槽的實際利用率下降，進而推高項目來源：內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局21,22，內(nèi)蒙古自治區(qū)投資項目在線審批風(fēng)光制氫一體化項目的制氫成本主要集中在初期設(shè)備投入上，將售電收益納入考量后，項目的制氫成本在當(dāng)前市然存在一些差距。5012.912.9氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/19基準(zhǔn)情景下風(fēng)電與光伏發(fā)電的1:1裝機配比，有效改善了整體新能源出力波動，確保全年保持最優(yōu)的輸出水平，從而實現(xiàn)最優(yōu)的制氫成本和最高的新能源利用率。結(jié)合內(nèi)蒙古鄂爾多斯的自然資源情況，風(fēng)力資源相較于太陽能資源更具優(yōu)勢，這也導(dǎo)致了風(fēng)電更低的度電成本。根據(jù)項目所在地的資源曲線測算，風(fēng)電的平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）為0.134元/千瓦時，而光伏發(fā)電為0.180元/千瓦時，風(fēng)電的LCOE比光伏發(fā)電低約40%。目前項目的制氫成本中占比最大的是發(fā)電成本。雖然從降低發(fā)電成本的角度來看，更高比例的風(fēng)電似乎能夠進一步降低制氫成本，但項目運行需要綜合考慮多種因素。除了發(fā)電成本，還需考慮政策限制、穩(wěn)定供應(yīng)下游需求以及最優(yōu)地利用場內(nèi)外靈活性。經(jīng)過全局優(yōu)化，基準(zhǔn)情景中風(fēng)電與光伏的1:1配比不僅能夠最大化新能源利用率，還能在保證氫氣50我們基于基準(zhǔn)情景的制氫能力和場內(nèi)場外靈活性配置，通過調(diào)整風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機來觀察不同風(fēng)光配比下項目制氫成本和新能源利用率的變化。經(jīng)過我們的測算，如圖表10所示，當(dāng)風(fēng)光裝機的配比接近1:1時，制氫成本和棄電率的表現(xiàn)最優(yōu)；而風(fēng)電和光伏裝機配比差距太大對輸出穩(wěn)定的負(fù)荷沒有好處。在不同的配比下，光伏少而風(fēng)電多對項目的影響較小，雖然制氫成本有所增加，但幅度有限。這主要是由于風(fēng)電出力相對于光伏出力在全天的分布更加均勻，出力曲線更加穩(wěn)定且在項目模擬所在地資源條件更佳。當(dāng)風(fēng)電少光伏多時，系統(tǒng)為了滿足需求會超配大量光伏。然而這部分超配帶來的收益十分有限，反而導(dǎo)致棄電率和制氫成本顯著上升。這是因為光伏出力時間相對固定，且風(fēng)電裝機有限，系統(tǒng)只能在有限的時間段內(nèi)利用大量的光伏補充場內(nèi)靈活性資源（儲氫罐）以應(yīng)付日落后新能源出力不足、供氫能力大幅減弱的問題。大幅增加光伏裝機不僅顯著提高了系統(tǒng)的初始投資成本，氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2000% 允許配置儲能后，光伏主導(dǎo)情景選擇配置了新能源裝機量27%的儲能容量。系統(tǒng)發(fā)電側(cè)的總裝機由原來的3,380MW減少至2,263MW，降幅為33%。同時由于有更多的場內(nèi)靈活性資源，系統(tǒng)對場外靈活性的依賴大幅減少，新能源的利用率也大幅提升（見圖表11）。同時，由于場內(nèi)靈活性資源的增加，系統(tǒng)對場外靈活性的依賴顯著降低，新能源利用率大幅提升。具體而言，系統(tǒng)的下網(wǎng)比例從接近政策限值的9.4%下降至2.5%，棄電率則由原這些結(jié)果表明，在風(fēng)光裝機配比不理想的情形下，儲能的引入能夠顯著優(yōu)化系統(tǒng)的運行效率并降低成本。然而需要注意的是，儲能配置依然屬于局部優(yōu)化手段。從全局優(yōu)化角度來看，最優(yōu)的方案仍是在不配置電化學(xué)儲能的基氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/21發(fā)電裝機中合理的風(fēng)光比例（約1:1）可以有效平緩新能源出力的波動，耦合風(fēng)光出力特性，進一步優(yōu)化系統(tǒng)合理配置儲氫設(shè)施是項目首選的場內(nèi)靈活性來源，通過配置合理的儲氫罐調(diào)節(jié)供需波動，降低系統(tǒng)對外部電網(wǎng)氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/22的政策要求對項目設(shè)計和制氫成本并網(wǎng)型綠氫項目能夠利用公共電網(wǎng)這一場外資源，對新能源出力的波動性進行調(diào)節(jié)，成為氫電耦合在微觀層面場內(nèi)系統(tǒng)與場外系統(tǒng)最直接的交互環(huán)節(jié)。對綠氫項目本身這一場內(nèi)系統(tǒng)，項目上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量的電量限制和價格直接影響項目收益和最優(yōu)配置情況；對于電網(wǎng)系統(tǒng)這一場外系統(tǒng)，綠氫項目同時具有電源和負(fù)荷兩種屬性，可在不同時段分別進行電量上網(wǎng)和下網(wǎng)，對電網(wǎng)系統(tǒng)形成擾動。本章將重點探討綠氫項目電量上網(wǎng)和下網(wǎng)的要求對在基準(zhǔn)情景下，模擬結(jié)果顯示綠氫項目傾向于向電網(wǎng)賣電，上網(wǎng)電量接近20%的上網(wǎng)電量限制，而下網(wǎng)電量僅約日內(nèi)特征：日內(nèi)平均有12.8小時存在電量上網(wǎng)，1.7小時存在電量下網(wǎng)，電量上網(wǎng)時段多于下網(wǎng)時段；上網(wǎng)時季節(jié)特征：大風(fēng)季（3–5月）的上網(wǎng)電量更多且上網(wǎng)時段更長，下網(wǎng)電量主要出現(xiàn)在小風(fēng)季（7–9月大風(fēng)季的上網(wǎng)時段可以覆蓋全天，出力較多的上網(wǎng)時段擴展到4時至18時，幾乎不存在下網(wǎng)時段，且日內(nèi)上網(wǎng)功率波024680246800246802468 0氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/23基準(zhǔn)情景下新能源上網(wǎng)電價為當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價格，高于當(dāng)?shù)仫L(fēng)電和光伏發(fā)電的度電套的新能源項目向電網(wǎng)賣電收益是制氫成本降低的重要來源之一。在不改變上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量比例限制的情況下，降低新能源上網(wǎng)電價將減少綠氫項目對新能源裝機量的配置意愿，雖然降低了項目初始投資成本，但同時帶上網(wǎng)電價超過新能源度電成本時更能激勵新能源投資和新能源電量上網(wǎng)。上網(wǎng)電價在新能源度電成本附近變化時新能源總裝機量：上網(wǎng)電價同時低于風(fēng)電和光伏發(fā)電度電成本時，上網(wǎng)電價的降低對新能源總裝機量影響不能源總裝機量降幅為2%。氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/24本研究比較了在燃煤基準(zhǔn)價為上網(wǎng)電價的基礎(chǔ)上，對上網(wǎng)電價采用分時電價政策的影響。與用戶的分時電價下的瓦時，深谷時段為0.106元/千瓦時，低于其度電成本，因此在分時電價機制下光伏發(fā)電上網(wǎng)的積極性降低。另一方面，分時電價政策未影響新能源項目全年平均上網(wǎng)電價，但提高了風(fēng)電發(fā)電部分的平均電價。風(fēng)電平均上網(wǎng)電價在大風(fēng)季和小風(fēng)季分別為0.295元/千瓦時和0.290元/千瓦時，較燃煤基準(zhǔn)價提高了4.2%和2.5%。因此，與基準(zhǔn)情景相比，分時電價政策并未對新能源裝機總量和制氫成本產(chǎn)生較大影響，但顯著將風(fēng)光比提高到了1.4以上，其050隨著未來新能源參與市場化程度越來越高，綠氫項目中新能源上網(wǎng)電量部分也可能參與到電力市場中，此時綠氫氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/25綠氫項目通過新能源發(fā)電量上網(wǎng)可以將超過電解槽用電負(fù)荷的發(fā)電量輸送至公共電網(wǎng)，補充公共電網(wǎng)的電力供應(yīng)，同時減少新能源發(fā)電的棄電量。這一方式也可作為綠氫項目的靈活調(diào)節(jié)方式之一，在運行過程中進行優(yōu)化，本研究在20%的內(nèi)蒙古上網(wǎng)電量比例政策要求下，模擬了上網(wǎng)電量比例限制更嚴(yán)格的情況下綠氫項目的資源配置。模擬結(jié)果表明，在不同上網(wǎng)電量比例的限制下，綠氫項目運行結(jié)果都達到了最大上網(wǎng)比例限制，且比例限制的增強會降低配套新能源建設(shè)的積極性，新能源總裝機量減少。其中上網(wǎng)電量比例限制在5%–10%的范圍內(nèi)調(diào)整時對新能源總裝機量的影響最大，在上網(wǎng)電量比例限制從10%降到5%時，新能源總裝機量減少7%；而在其余范上網(wǎng)電量限制的增強直接削減了綠氫項目利用公共電網(wǎng)進行負(fù)荷調(diào)節(jié)的能力，加重了新能源棄電情況。上網(wǎng)電量比例的限制使得新能源發(fā)電的富余電量難以通過公共電網(wǎng)進行完全消納，且上網(wǎng)電量限制越嚴(yán)格，棄電率越高。當(dāng)上網(wǎng)電量比例限制低于15%時，棄電率高于10%；當(dāng)完全禁止電量上網(wǎng)時，棄電率高達19%（見圖表15）。由于模型中并未對棄電率進行限制或考核，因此綠氫項目也沒有激勵通過公共電網(wǎng)之外的場內(nèi)調(diào)節(jié)資源增加新能源減少上網(wǎng)電量比例還導(dǎo)致了項目向電網(wǎng)購電的下網(wǎng)電量比例增加。上網(wǎng)電量比例限制加強導(dǎo)致的新能源裝機減少將增加部分時段的電力缺口，從而加大項目對公共電網(wǎng)購電的需求，下網(wǎng)電量比例提高。但從模擬結(jié)果來看，除0%50氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/26上網(wǎng)電量比例的限制加強使得考慮賣電收益的制氫成本呈線性增長，且主要由售電收入減少導(dǎo)致。上網(wǎng)電量比例限制每減少5個百分點，考慮賣電收益的制氫成本約增加6%。制氫成本的增加主要由三部分組成，分別為購電成本的增加、售電收入的減少和投資成本的增加。制氫成本的變化主要由售電收入的變化導(dǎo)致（見圖表16）。例如，當(dāng)上網(wǎng)電量比例限制從20%降到到15%時，超過70%的制氫成本的增加來源于售電收入減少。購電成本部分，電量電費的變化較于基本電費的變化幅度更大，這主要是由于購電量的增加。投資成本部分，上網(wǎng)電量比例降低帶來的新能源總裝機量減少量有限，因此對投資成本的影響有限。這一影響也直接反映到不考慮賣電收益的86420000/27本研究進一步模擬了上網(wǎng)電價為0.1元/千瓦時的低上網(wǎng)電價情景下的上網(wǎng)電量比例限制變化帶來的影響，此時0.1元/千瓦時的上網(wǎng)電價低于風(fēng)電和光伏發(fā)電的度電成本。不同上網(wǎng)電價情景下（見圖表17），上網(wǎng)電量比例限不同上網(wǎng)電價情景下，上網(wǎng)電量比例限制的變化對不考慮賣電收益的制氫成本的影響類似，但高上網(wǎng)電價情景允許上網(wǎng)電量比例在15%時，不同上網(wǎng)電價下的下網(wǎng)電量比例和棄電率的差異縮小。這說明，當(dāng)上05586452500氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2805%本研究進一步討論與公共電網(wǎng)的連接方式，包括四個情景，分別為基準(zhǔn)情景（允許上網(wǎng)和下網(wǎng)）、只上網(wǎng)情景、只下網(wǎng)情景、完全離網(wǎng)情景，并且從新能源裝機和利用、場內(nèi)靈活性資源配置、制氫成本這三個維度進行比較禁止電量下網(wǎng)造成綠氫項目冗余并且推高制氫成本。在嚴(yán)禁電量下網(wǎng)的情況下，不管是否允許電量上網(wǎng)，都會導(dǎo)致較高的新能源裝機總量。在只上網(wǎng)情景和完全離網(wǎng)情景下新能源裝機總量接近，均較基準(zhǔn)情景裝機總量高50%以上。由于新能源出力本身的波動性難以滿足用氫端穩(wěn)定負(fù)荷的需求，在嚴(yán)禁電量下網(wǎng)的情景中都通過增加電化學(xué)儲能或者儲氫設(shè)施的配置來確保終端氫氣供應(yīng)的穩(wěn)定性。在只上網(wǎng)情景和完全離網(wǎng)情景下，配置的低壓儲氫罐的等效儲氫時長均為24.5小時，配置的電化學(xué)儲能與新能源裝機總量的比例分別為6.4%和9.8%。在這種高冗余配置的情況下，在不考慮賣電收益的情況下，其制氫成本都較高，分別較基準(zhǔn)情景增加了20%和30%。只上網(wǎng)情景禁止電量上網(wǎng)但允許電量下網(wǎng)將減少初始投資，在不考慮賣電收益的情況下制氫成本最低。只下網(wǎng)情景下，在沒有售電收益的激勵后，新能源裝機總量最低，儲氫設(shè)施配置量約為其余情景的一半，并且與基準(zhǔn)情景一樣不配置減少綠氫項目與公共電網(wǎng)的連接將提高棄電率。不管是禁止上網(wǎng)還是禁止下網(wǎng)，在除基準(zhǔn)情景外的其他三種情景下，棄電率都超過20%，其中離網(wǎng)情景的棄電率高達49%。盡管上述情景都在場內(nèi)配置了電化學(xué)儲能或儲氫設(shè)施，但場內(nèi)的調(diào)節(jié)資源主要服務(wù)于終端穩(wěn)定用氫的需求。這也表明，與公共電網(wǎng)的連接對于提高綠氫項目中新能需要注意的是，本研究未對新能源棄電率進行考核，若加強對棄電率的考核將導(dǎo)致對場外和場內(nèi)靈活性調(diào)節(jié)資源◆◆◆◆508642氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/29與公共電網(wǎng)連接相關(guān)的要求是綠氫項目中政策設(shè)計的關(guān)鍵，也是氫電耦合在系統(tǒng)最關(guān)鍵的環(huán)節(jié)。上網(wǎng)電價和上網(wǎng)電量對于新能源裝機量的影響存在一個敏感性較高的區(qū)間，在該區(qū)間內(nèi)上網(wǎng)電價和上網(wǎng)電量的政策要求變化對于項目方在進行項目設(shè)計和配置時作為邊界條件影響較大。其中，上網(wǎng)電價的變化敏感區(qū)間在禁止電量下網(wǎng)將大幅提高項目的資源配置和初始投資成本需求，以確保終端用氫的穩(wěn)定，具體表現(xiàn)在不僅提高電量上網(wǎng)的售電收益是降低整體綠氫成本的重要方式，但這部分收益與上網(wǎng)電價和上網(wǎng)電量比例限制的高度項目運行中與電力系統(tǒng)相關(guān)的變量（上網(wǎng)電量比例、下網(wǎng)電量比例、棄電率等）是相互關(guān)聯(lián)的，項目想要降低上網(wǎng)電量比例意味著將提高下網(wǎng)電量的需求，并且增加棄電率。因此在政策設(shè)計上需要考慮不同變量之間的相氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/30儲氫設(shè)施作為最靠近用氫負(fù)荷的調(diào)節(jié)選擇，能直接、高效地應(yīng)對綠氫產(chǎn)量的變化，保障終端氫氣供應(yīng)的相對穩(wěn)定。儲電設(shè)施作為靠近電源端的調(diào)節(jié)選擇，通過平抑新能源出力的波動，調(diào)節(jié)對電解槽的供電曲線，從而達到平穩(wěn)綠氫產(chǎn)能曲線的目的。不僅如此，儲電設(shè)施還能確保電解槽的工作負(fù)荷在其要求范圍內(nèi)，增加了對電解槽設(shè)備在基準(zhǔn)情景下模擬結(jié)果顯示，綠氫項目傾向于選擇配建儲氫罐來實現(xiàn)場內(nèi)的靈活性調(diào)節(jié)，而不選擇配建電化學(xué)儲能，并且此時儲氫罐容量等效為22小時的最大產(chǎn)能，而儲能裝機容量為零。綠氫項目傾向于配置儲氫而非電化學(xué)儲能的主要原因在于：從運行特性上，儲氫設(shè)施由于目前可進行更長時間尺度的調(diào)節(jié)，而配建的電化學(xué)儲能的儲能時長主要以4小時調(diào)節(jié)為主，因此儲氫設(shè)施可以更大程度地參加日內(nèi)乃至多日的調(diào)節(jié)。以圖表19為例，對于5月5日和5月6日這種需要連續(xù)多日調(diào)節(jié)的情況，電化學(xué)儲能自身調(diào)節(jié)能力不足難以參利用儲存的綠氫為下游生產(chǎn)提供穩(wěn)定負(fù)荷。80604020 %806040200氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/31綠氫項目難以單獨依靠儲能實現(xiàn)場內(nèi)靈活性配置要求，必須依賴儲氫設(shè)施為綠氫供應(yīng)提供容量更大、反應(yīng)更直接的波動調(diào)節(jié)能力。在固定儲氫量且固定風(fēng)光裝機量的情況下，本報告通過模擬不同的強制配儲比例來研究配儲對綠氫項目的影響。強制配儲比例的增加導(dǎo)致制氫成本上升。由于在無配儲的情景下，上網(wǎng)電量已經(jīng)達到政策要求的最大上網(wǎng)電量要求限制，因此即使提高配儲比例，上網(wǎng)電量也并不會增加，綠氫項目也并不能通過提高售電電量而降低制氫成本。最終，配儲比例上升導(dǎo)致初始投資成本增加，進而無論是否考慮賣電收益都推高了制氫成本，即配儲比例每86420降低下網(wǎng)電量需求：更高配置比例的電化學(xué)儲能在同等的儲能小時數(shù)下?lián)碛懈蟮墓β屎腿萘浚虼四軌蛟谛履茉闯隽Σ蛔銜r提供更多的電量支撐，從而減少這些時段的下網(wǎng)電量。強制配儲比例每增加5個百分點，下網(wǎng)降低下網(wǎng)功率需求（見圖表22在無配儲情景下，綠氫項目全年約20%的天數(shù)的日內(nèi)最大下網(wǎng)功率達到了變壓器的最高下網(wǎng)功率；在25%的配儲比例下，這一比例降低至14%。與此同時，在無配儲情景下，全年有降低棄電率：棄電率刻畫了項目對電量上網(wǎng)的需求。配儲比例越高，項目通過儲能存儲的富余電量越高，棄電強制配儲減輕了電網(wǎng)運行壓力的同時也為項目本身減少了運行費用。下網(wǎng)電量比例的減少直接帶來了與購電量相關(guān)的電量電費的減少和與月最大下網(wǎng)功率相關(guān)的基本電費的減少，節(jié)省了項目的運行成本。其中，配儲比例每增加5%，電量電費降幅約4%；基本電費的下降幅度與配儲比例的增加為非線性關(guān)系，其中在配儲比例為15%–20%氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/32%876543210天無配儲配儲25%氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/33此外，我們還觀察到，隨著配儲比例的增加，電化學(xué)儲的年利用率為7.3%，而當(dāng)配儲比例提高至25%時，年利用率降至5.8%。利用國內(nèi)部分地區(qū)對綠氫項目中電化學(xué)儲能配置提出了要求，并且以新能源配儲要求為參考。本研究進一步在配置儲能容量相同的情況下，對比了儲能時長和儲能功率的影響，分別設(shè)置了4小時、8小時和12小時的儲能時長，裝機模擬結(jié)果顯示，功率更大的4小時儲能在綠氫項目中調(diào)節(jié)作用發(fā)揮從儲能自身運行角度來看，固定儲能容量的情況下，儲能時長越短其利用率越高（見圖表23）。4小時儲能在運行時不僅調(diào)用次數(shù)更多，而且整體充放電電量更大。12小時儲能與4小時儲能相比，充放電次數(shù)降低了從綠氫項目運行角度來看，固定儲能容量的情況下，儲能時長越短制氫成本越低且對公共電網(wǎng)的需求越低（見圖表24）。三組儲能時長下，項目上網(wǎng)電量都接近20%的最大限制，但4小時儲能下網(wǎng)電量比例更低，且儲能時長越長下網(wǎng)比例不斷提高。三組情景對比下，儲能時長與此同時，下網(wǎng)電量的減少節(jié)省了項目的購電費用從而導(dǎo)致了更低的制氫成本。隨著儲能時長的增加，含賣電0氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/3450504.6%3.8%4.1%3.6%3.2%4.6%3.8%4.1%3.6%3.2%4.4%4.4%4小時儲能210綜上，由于綠氫項目已經(jīng)選擇了儲氫設(shè)施作為長時間尺度的調(diào)節(jié)來源，對于電化學(xué)儲能設(shè)施的需求主要表現(xiàn)為短時功率變化的支撐，因此，在儲能容量一定的情況下，功率更高的4小時儲能在系統(tǒng)中得到了更充分的調(diào)用。實際在場內(nèi)靈活性的討論結(jié)果顯示，綠氫項目從自身經(jīng)濟性角度和為了滿足負(fù)荷的需求會自發(fā)配置儲氫設(shè)施。配置電化學(xué)儲能會增加綠氫項目項目成本，但能降低電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求。因此，在配儲政策上應(yīng)綜合考慮配儲對綠氫項目本從配儲比例來看，配儲比例越高時電化學(xué)儲能利用率越低，且配儲比例超過20%后，電化學(xué)儲能對于系統(tǒng)穩(wěn)定運行的邊際作用降低，此時制氫成本仍呈線性增加。為保證電化學(xué)儲能利用的經(jīng)濟高效，配儲比例的政策要從配儲時長來看，儲能主要用于日內(nèi)的波動調(diào)節(jié)，在已經(jīng)配備了儲氫設(shè)施的情況下，當(dāng)儲能容量一定時，儲能時長越短、功率越高時，儲能利用率越高。綠氫項目往往更需要大功率的儲能設(shè)備參與調(diào)節(jié)。因此，在綠氫項目電化學(xué)儲能配置的相關(guān)政策設(shè)計上，為對項目運行和電網(wǎng)運行波動的影響，應(yīng)重點對最低配儲比例進行探氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/35推動產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展的政策機制和項上網(wǎng)政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風(fēng)光制氫項目余電上網(wǎng)部分電量的收益，對成本最優(yōu)場景下風(fēng)光發(fā)電資源的裝機量、超配比例和產(chǎn)品經(jīng)濟性起決定性作用。允許上網(wǎng)的余電電量比例越高，最優(yōu)場景下的風(fēng)光裝機水平越高，風(fēng)光超配情況越明顯，項目總規(guī)模越大，當(dāng)上網(wǎng)電量限制從10%量增加3%，將上網(wǎng)收益納入核算的平準(zhǔn)化氫成本下降11%，但不考慮上網(wǎng)收益的平準(zhǔn)化氫成本上升2%。上網(wǎng)電價水平對成本經(jīng)濟性也有明顯影響，電價水平越高，將上網(wǎng)收益納入核算的平準(zhǔn)化氫成本越低。電價水平在下網(wǎng)政策將決定場內(nèi)儲能配置情況，下網(wǎng)電量比例限制調(diào)整至5%或更低時，繼續(xù)嚴(yán)格限制下網(wǎng)電量將顯著推高項目成本。模擬結(jié)果顯示，在當(dāng)前各項政策約束下確定的最優(yōu)場景中，下網(wǎng)電量水平通常限額，一般在4%-8%左右，下網(wǎng)限額這一政策變量對項目配置的影響不明顯。但當(dāng)限額調(diào)整至5%以下時，下網(wǎng)電量限制將開始影響場外靈活性供給，靈活性需求向場內(nèi)靈活性擠壓，項目方或需通過提高場內(nèi)靈活性資源電化學(xué)儲能配置政策直接影響系統(tǒng)成本，現(xiàn)階段，業(yè)主方出于成本考慮一般缺