中國儲能網(wǎng)訊：為了解決新能源發(fā)展的瓶頸問題，內(nèi)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(shù)仍需要公用電網(wǎng)提供一定的備用和消納能力，上下網(wǎng)電量比例成為影響風光制氫一體化項目可行性的關(guān)鍵因素。近期，內(nèi)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(wǎng)，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(guān)鍵
（一）內(nèi)蒙古風光制氫一體化項目興起
內(nèi)蒙古風光資源得天獨厚，新能源已成為重要的支柱產(chǎn)業(yè)，內(nèi)蒙古未來的發(fā)展規(guī)劃更是雄心勃勃，根據(jù)內(nèi)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(xiàn)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(nèi)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(zhì)，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(chǎn)業(yè)鏈條的打通，成為促進新能源更大規(guī)模發(fā)展，實現(xiàn)重工業(yè)和遠程交通、航運脫碳的關(guān)鍵路徑。
內(nèi)蒙古自治區(qū)高度重視綠電制氫的發(fā)展，《內(nèi)蒙古氫能產(chǎn)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(nèi)蒙也率先以示范項目的方式在國內(nèi)啟動綠電制氫工作。截至目前，內(nèi)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(yīng)的新能源規(guī)模超過10GW，對于促進新能源、綠氫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展發(fā)揮了重要的作用。
圖1 內(nèi)蒙古氫能規(guī)劃布局示意圖（來自《內(nèi)蒙古氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021-2025）》）
（二）一體化項目可行性的關(guān)鍵因素
風光制氫一體化示范雖然紅火，但項目具有經(jīng)濟可行性仍受制于以下關(guān)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(yīng)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(xiàn)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(shè)備。
（3）電量凈上網(wǎng)比例。允許一定比例的新能源電量上網(wǎng)，讓公用電網(wǎng)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(wǎng)收益，對于一體化項目的技術(shù)、經(jīng)濟可行性非常重要。
（4）電量下網(wǎng)比例。允許電量下網(wǎng)，保證了制氫一體化項目能夠利用公用電網(wǎng)的備用容量，在控制凈上網(wǎng)比例的情況下，實際上也提高了新能源發(fā)電上網(wǎng)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(wǎng)電量比例一直是政策關(guān)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(xiàn)離網(wǎng)（準離網(wǎng)）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(wǎng)電力比例，促進一體化項目向離網(wǎng)方向發(fā)展。
針對2021年第一批風光制氫一體化項目，相關(guān)文件——《關(guān)于促進氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的意見》中指出“風光制氫一體化項目年凈上網(wǎng)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(wǎng)下網(wǎng)比例。這種情況下，大量的新能源發(fā)電上網(wǎng)，使電網(wǎng)承受了較大的調(diào)峰壓力；同時，項目使用了大量的公用電網(wǎng)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(wǎng)型的一體化項目，公用電網(wǎng)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(wǎng)購電。而離網(wǎng)型示范項目要求更加嚴格，離網(wǎng)型項目不得接入公網(wǎng)，完全自我消納自主調(diào)峰。
盡管逐步過渡到離網(wǎng)（準離網(wǎng)）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(wǎng)制氫現(xiàn)階段在技術(shù)、經(jīng)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(shè)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(shè)備利用率較低；而針對間歇性，在持續(xù)數(shù)天的無風情況下，為了保證制氫設(shè)備和下游化工設(shè)備的穩(wěn)定運行，也需要配置大容量的儲氫、儲電設(shè)備。這樣就造成離網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)制氫技術(shù)逐步成熟之前，繼續(xù)提供一定比例的公用電網(wǎng)上下網(wǎng)電量支持，顯得十分必要。
二、新細則重點內(nèi)容
利用上下網(wǎng)政策實現(xiàn)風光制氫一體化系統(tǒng)的收益最大化成為項目成敗的關(guān)鍵，而此次發(fā)布的制氫一體化新細則再次允許10%的下網(wǎng)電量，對制氫一體化項目形成重大利好。細則具體內(nèi)容總結(jié)如下：
1.項目主體
風光制氫一體化項目的電源、電網(wǎng)、制氫、儲能等部分應(yīng)為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設(shè)運行期內(nèi)須按照同一法人統(tǒng)一經(jīng)營管理。2022年版要求示范項目由同一投資主體建設(shè)。
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(yīng)用場景，提供氫氣消納協(xié)議，鼓勵自身具備氫能場景的企業(yè)建設(shè)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(wǎng)的關(guān)系：并網(wǎng)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(wǎng)，與公用電網(wǎng)形成清晰的物理分界面，需要公用電網(wǎng)提供備用容量的，要同電網(wǎng)企業(yè)初步達成一致意見。離網(wǎng)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(diào)節(jié)能力：一體化項目須配置電儲能，調(diào)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(shè)施容量大于4小時制氫能力的，可根據(jù)需要相應(yīng)降低電儲能配置要求。在長周期應(yīng)用場合，氫儲能具有更好的經(jīng)濟性，所以一體化項目中儲氫對應(yīng)的能量遠高于儲電。
3.建設(shè)管理
新能源部分不得早于制氫負荷、儲能設(shè)施投產(chǎn)，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(shè)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(yīng)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(yīng)用項目可分別備案（核準），項目作為整體接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。
關(guān)于上下網(wǎng)比例：并網(wǎng)型風光制氫一體化項目具備獨立市場主體地位，可向電網(wǎng)送電，年上網(wǎng)電量不超過年總發(fā)電量的20%，年下網(wǎng)電量不超過年總發(fā)電量的10%，上下網(wǎng)電費按照自治區(qū)電力市場相關(guān)要求執(zhí)行。而2022年版要求：允許并網(wǎng)型示范項目年上網(wǎng)電量不超過年總發(fā)電量的20%，上網(wǎng)部分占用盟市保障性消納空間，原則上不從電網(wǎng)購電。
并網(wǎng)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(yīng)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(chǎn)項目，最多分兩期，須在申報方案中明確具體分期投產(chǎn)方案。盟市能源主管部門對項目審核把關(guān)后報送自治區(qū)能源局，跨盟市項目由相關(guān)盟市能源主管部門聯(lián)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(guān)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(shè)，不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)。制氫負荷分期投產(chǎn)的，配套新能源應(yīng)按對應(yīng)規(guī)模分期并網(wǎng)。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(yīng)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(diào)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(wǎng)電量10%，提高了制氫一體化項目的可行性。再一次允許下網(wǎng)10%，對于項目減少儲氫設(shè)備配置，適應(yīng)新能源功率間歇性作用重大，提升了項目在技術(shù)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(wǎng)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(jù)傳蒙東、吉林等國家電網(wǎng)區(qū)域，一體化項目（含離網(wǎng)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(wǎng)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(nèi)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(diào)整。由于新能源制氫一體化項目的技術(shù)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(shè)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(yīng)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(xiàn)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(wǎng)荷儲等細則進行了調(diào)整，包括將源網(wǎng)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。
