中國儲能網訊：為了解決新能源發(fā)展的瓶頸問題，內蒙古創(chuàng)新提出了風光制氫一體化等新能源市場化發(fā)展模式，從而掀起了綠電制氫的熱潮。但由于新能源特有的功率波動性和間歇性問題，新能源制氫技術仍需要公用電網提供一定的備用和消納能力，上下網電量比例成為影響風光制氫一體化項目可行性的關鍵因素。近期，內蒙古2023版風光制氫一體化項目實施細則發(fā)布，允許10%電量下網，為制氫一體化項目發(fā)展提供了更大的助力。
一、綠電制氫浪潮與成敗關鍵
（一）內蒙古風光制氫一體化項目興起
內蒙古風光資源得天獨厚，新能源已成為重要的支柱產業(yè)，內蒙古未來的發(fā)展規(guī)劃更是雄心勃勃，根據內蒙古自治區(qū)政府印發(fā)的《新能源倍增行動實施方案》，力爭到2025年，全區(qū)新能源發(fā)電裝機達到1.5億千瓦以上，發(fā)電量達到3000億千瓦時，均比2022年實現倍增；到2030年，新能源裝機規(guī)模超過3億千瓦，發(fā)電量接近6000億千瓦時。以此推算，2023-2030年，內蒙每年平均需要新增3000萬千瓦新能源裝機。但受制于電力外送通道以及自身電力負荷需求有限等問題，新能源的更大規(guī)模開發(fā)遇到消納難的瓶頸，亟需創(chuàng)新發(fā)展方式，解決新能源發(fā)展受阻的問題。
氫能作為長周期儲能的有效介質，也是新能源發(fā)電到工業(yè)、交通、建筑終端利用的重要橋梁。利用沙漠、戈壁、荒漠的風光資源發(fā)電進行制氫，是解決新能源消納難題的有效途徑。新能源發(fā)電制氫以及下游的氫能利用產業(yè)鏈條的打通，成為促進新能源更大規(guī)模發(fā)展，實現重工業(yè)和遠程交通、航運脫碳的關鍵路徑。
內蒙古自治區(qū)高度重視綠電制氫的發(fā)展，《內蒙古氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2025）》中提出：到2025年，氫能供給能力達160萬噸/年，綠氫占比超30%。2021年，內蒙也率先以示范項目的方式在國內啟動綠電制氫工作。截至目前，內蒙古自治區(qū)先后公布了3批次風光制氫一體化項目，對應的新能源規(guī)模超過10GW，對于促進新能源、綠氫產業(yè)的發(fā)展發(fā)揮了重要的作用。
圖1 內蒙古氫能規(guī)劃布局示意圖（來自《內蒙古氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2025）》）
（二）一體化項目可行性的關鍵因素
風光制氫一體化示范雖然紅火，但項目具有經濟可行性仍受制于以下關鍵要素：
（1）低發(fā)電成本。發(fā)電成本在綠氫價格中占比較高，而從風電、光伏成本對比考慮，風電具有更高的成本優(yōu)勢，應以風電作為一體化項目主要電源，風電利用小時也成為影響項目收益的重要因素。
（2）風光互補。盡管光伏度電成本較高，但配置一定比例的光伏能使項目成本實現優(yōu)化，因為通過風電、光伏出力曲線的互補，更大程度利用了制氫和儲能設備。
（3）電量凈上網比例。允許一定比例的新能源電量上網，讓公用電網消納尖峰電量，降低了項目棄風棄光，也使項目獲得發(fā)電上網收益，對于一體化項目的技術、經濟可行性非常重要。
（4）電量下網比例。允許電量下網，保證了制氫一體化項目能夠利用公用電網的備用容量，在控制凈上網比例的情況下，實際上也提高了新能源發(fā)電上網比例，對于控制制氫、儲氫、儲電裝置規(guī)模，節(jié)約項目投資作用明顯。
（三）政策發(fā)展趨勢
以上幾個要素中，項目上下網電量比例一直是政策關注的焦點。如果風光制氫一體化要成為新能源發(fā)展的主要模式，必然要實現離網（準離網）制氫，所以自治區(qū)政府不斷收緊制氫一體化項目中上下網電力比例，促進一體化項目向離網方向發(fā)展。
針對2021年第一批風光制氫一體化項目，相關文件——《關于促進氫能產業(yè)高質量發(fā)展的意見》中指出“風光制氫一體化項目年凈上網電量不超過年新能源總發(fā)電量的20%”，而并沒有限制公用電網下網比例。這種情況下，大量的新能源發(fā)電上網，使電網承受了較大的調峰壓力；同時，項目使用了大量的公用電網的非綠電，終端氫能間接排放較大，不滿足綠氫的認定條件。
而在后兩批的一體化項目中，對于并網型的一體化項目，公用電網保障收購電量不超過項目新能源總發(fā)電量的20%，原則上不從電網購電。而離網型示范項目要求更加嚴格，離網型項目不得接入公網，完全自我消納自主調峰。
盡管逐步過渡到離網（準離網）制氫是一體化模式發(fā)展壯大的必由出路。但由于新能源出力具有間歇性和波動性，離網制氫現階段在技術、經濟方面仍存在諸多難題：針對新能源的波動性，配置較大功率的制氫設備，雖然保證了新能源的利用率，但增加了系統(tǒng)投資，制氫設備利用率較低；而針對間歇性，在持續(xù)數天的無風情況下，為了保證制氫設備和下游化工設備的穩(wěn)定運行，也需要配置大容量的儲氫、儲電設備。這樣就造成離網情況下，項目很難獲得理想的投資收益，而且在沒有公用電網備用的情況下，風光制氫一體化系統(tǒng)也存在較大的安全穩(wěn)定運行風險。
在風光離網制氫技術逐步成熟之前，繼續(xù)提供一定比例的公用電網上下網電量支持，顯得十分必要。
二、新細則重點內容
利用上下網政策實現風光制氫一體化系統(tǒng)的收益最大化成為項目成敗的關鍵，而此次發(fā)布的制氫一體化新細則再次允許10%的下網電量，對制氫一體化項目形成重大利好。細則具體內容總結如下：
1.項目主體
風光制氫一體化項目的電源、電網、制氫、儲能等部分應為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設運行期內須按照同一法人統(tǒng)一經營管理。2022年版要求示范項目由同一投資主體建設。
2.申報條件
氫氣消納：風光制氫一體化項目申報時須落實氫氣應用場景，提供氫氣消納協議，鼓勵自身具備氫能場景的企業(yè)建設風光制氫一體化項目。
用水：鼓勵利用非常規(guī)水源制氫，禁止采用地下水制氫。
與公用電網的關系：并網型項目按照不超過制氫所需電量的1.2倍確定新能源規(guī)模。項目作為一個整體接入公用電網，與公用電網形成清晰的物理分界面，需要公用電網提供備用容量的，要同電網企業(yè)初步達成一致意見。離網型項目按照制氫所需電量確定新能源規(guī)模，新能源綜合利用率不低于90%。
自主調節(jié)能力：一體化項目須配置電儲能，調峰能力原則上不低于新能源規(guī)模的15%，時長不低于4小時。儲氫設施容量大于4小時制氫能力的，可根據需要相應降低電儲能配置要求。在長周期應用場合，氫儲能具有更好的經濟性，所以一體化項目中儲氫對應的能量遠高于儲電。
3.建設管理
新能源部分不得早于制氫負荷、儲能設施投產，且與制氫負荷項目運行周期匹配，風光制氫一體化項目配套建設的新能源直接接入制氫變電站。
鼓勵風光制氫一體化項目和氫能應用項目由盟市能源主管部門實施一體化備案，不具備一體化備案條件的，新能源、接入線路、制氫項目、氫能應用項目可分別備案（核準），項目作為整體接受電網統(tǒng)一調度。
關于上下網比例：并網型風光制氫一體化項目具備獨立市場主體地位，可向電網送電，年上網電量不超過年總發(fā)電量的20%，年下網電量不超過年總發(fā)電量的10%，上下網電費按照自治區(qū)電力市場相關要求執(zhí)行。而2022年版要求：允許并網型示范項目年上網電量不超過年總發(fā)電量的20%，上網部分占用盟市保障性消納空間，原則上不從電網購電。
并網型風光制氫一體化項目自發(fā)自用電量暫不征收系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼。待國家相應政策出臺后，按國家政策執(zhí)行。
4.申報審批
項目投資主體自行編制項目申報方案，報送項目所在盟市能源主管部門。分期投產項目，最多分兩期，須在申報方案中明確具體分期投產方案。盟市能源主管部門對項目審核把關后報送自治區(qū)能源局，跨盟市項目由相關盟市能源主管部門聯合報送。
自治區(qū)能源局按照“成熟一個、審批一個”原則，會同相關部門組織項目評審，將符合條件的項目上報自治區(qū)人民政府審定，審定同意后自治區(qū)能源局印發(fā)項目批復文件。
5.組織實施
項目投資主體嚴格按批復方案進行項目建設，不得擅自變更建設內容、股權結構。制氫負荷分期投產的，配套新能源應按對應規(guī)模分期并網。投資主體無力實施的，可向盟市能源主管部門申請終止項目，自治區(qū)能源局收回相應的新能源規(guī)模。
以前細則和批復要求中未予明確，但本細則中有明確要求的，可參照本細則執(zhí)行，已批復項目如需調整可按此細則重新履行申報手續(xù)。
三、新細則影響解讀
相當于2022年版本，此次制氫一體化項目新細則最大變化主要包括：
1.允許下網電量10%，提高了制氫一體化項目的可行性。再一次允許下網10%，對于項目減少儲氫設備配置，適應新能源功率間歇性作用重大，提升了項目在技術上的可行性。
2.明確交叉補貼和基金及附加問題。對于風光制氫一體化、源網荷儲一體化等新能源市場化項目，是否需要收取交叉補貼和基金及附加的問題一直懸而未決。據傳蒙東、吉林等國家電網區(qū)域，一體化項目（含離網型）自發(fā)自用電量均需按標準收取交叉補貼、基金及附加，這將顯著增加制氫項目的成本。而新細則明確并網型風光制氫一體化項目自發(fā)自用電量暫不征收系統(tǒng)備用費和政策性交叉補貼。該規(guī)定起到了明顯的減負作用，給內蒙古區(qū)域風光制氫一體化項目吃了一顆定心丸。
3.允許已審批項目退出和調整。由于新能源制氫一體化項目的技術路線、商業(yè)模式一直處于建立過程中，各主體對項目的投資、建設能力參差不齊，項目策劃過程中也存在不合理的地方，同時外部政策、電價和氫氨消納情況都存在變化，使很多已批項目實施條件不健全。新細則明確：投資主體無力實施，可向盟市能源主管部門申請終止項目，自治區(qū)能源局收回相應的新能源規(guī)模，有利于優(yōu)化新能源指標的配置，提升新能源制氫一體化項目的實施效果。
綜上，新細則的發(fā)布對新能源制氫一體化項目形成重大利好，自治區(qū)政府充分重視風光制氫一體化項目推進過程中的問題，體現了繼續(xù)創(chuàng)造政策條件推動新能源發(fā)展的決心。而同步的，自治區(qū)政府也對源網荷儲等細則進行了調整，包括將源網荷儲一體化項目降低到3億千瓦時（原版為5億千瓦時），以期形成促進新能源發(fā)展的一整套組合拳。
