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1、氫電耦合發展報告：.基于綠氫項目尺度的發展策略研究2024.12rmi.org/2氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究關于落基山研究所（RMI）落基山研究所(RMI)是一家于 1982 年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫，與政府部門、企業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所著重借助經濟可行的市場化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、紐約市及華盛頓特區和尼日利亞設有辦事處。關于長城證券股份有限公司（中國華能產業金融研究院）長城證券股份有限公司（以下簡稱

2、“長城證券”）是中國華能集團旗下的全國性專業證券公司，是華能集團的金融資產投資、管理專業機構和金融服務平臺，是我國最早成立的證券公司之一?！笆奈濉遍_始，長城證券根據國家政策和集團要求，著力發揮電力能源領域股東背景優勢堅持以金融服務實體經濟為發展主線，“以融促產、以融強產”，在能源產業與金融市場之間搭建橋梁，助力加快綠色清潔能源產業跨越式發展。中國華能產業金融研究院是中國華能集團第六家授牌研究機構，依托長城證券管理并開展業務，研究院深耕能源轉型相關政策、行業以及市場研究，探索綠色金融創新，培育科創資產，打造高端智庫并為投資者提供投資咨詢服務。rmi.org/3氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度

3、的發展策略研究作者與鳴謝作者落基山研究所：陳梓浩，高碩，李婷，張瀝月.長城證券股份有限公司（中國華能產業金融研究院）：雷靈龍，張鵬其他作者落基山研究所：劉子屹，王喆作者姓名按姓氏首字母順序排列。聯系方式高碩，sgaormi.org陳梓浩，zihaochenrmi.org雷靈龍，引用建議高碩,陳梓浩,張瀝月,雷靈龍等.氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究，落基山研究所，2024RMI重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的工作。https:/creativecommons.org/li

4、censes/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。鳴謝感謝落基山研究所的劉雨菁、譚光瑀、王佩珊、薛雨軍和張博雅在報告撰寫過程中給予的寶貴建議。rmi.org/4氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究目錄執行摘要.6第一章.氫電耦合是綠氫產業蓬勃發展的基礎.81.1從工業品到能源品種，氫能成為“碳中和”目標下能源轉型的重要載體.81.2綠氫時代，氫能與電能耦合發展對能源系統至關重要.91.3微觀尺度氫電耦合研究是綠氫產業發展初期的優先事項.10第二章.綠氫項目的發展現狀、特點與挑戰.112.1 綠氫處于產業發展初期，電源配置模式呈現多元化.112.2 綠

5、氫項目可通過場外和場內資源進行波動調節，但尚無統一規定.122.3 綠氫項目在氫電耦合過程中面臨多方面挑戰.14第三章.基于綠氫項目尺度的研究以內蒙古為例 .153.1資源稟賦奠定開發基礎.153.2政策支持助力項目實施.153.3研究設計與項目假設.16第四章.發電與制氫：成本最優時的項目配置模式.184.1當前政策條件下的基準情景結果.184.2三倍于電解槽裝機的新能源裝機配比能夠確保電解槽穩定高效運行.194.3 風光配置相當時，成本最優且新能源利用率最高.204.4小結與建議.22第五章.項目場外靈活性：與公共電網交互的政策要求對項目設計和.制氫成本的影響尤為關鍵.235.1 上網電價

6、直接影響上網電量收益，降低制氫成本.245.2 上網電量比例是系統運行的關鍵限制.265.3 禁止電量下網將顯著提高電力系統冗余.295.4 小結與建議.30rmi.org/5氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第六章.項目場內靈活性：促進綠氫項目的運行自主性和電網友好度的.調節方式.316.1 儲氫設施是綠氫項目用氫負荷穩定運行的必備選項.316.2 強制配儲提高制氫成本，但可以節省項目運行成本并減輕電網運行壓力.326.3 綠氫系統對于儲能功率的需求優先于對于儲能時長的需求.346.4 小結與建議.35第七章.總結與建議：立足發展階段，建立推動產業蓬勃發展的.政策機制和項目決策

7、體系.36參考文獻.38rmi.org/6氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究執行摘要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鍵。預計到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。面對如此規模的電氫轉換需求，氫電耦合無疑是能源系統轉型必須關注的重點問題之一。氫電耦合發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。從供給側看，綠氫生產即其制備所需的可再生電力將主要依

8、托光伏發電和風力發電，其發電出力具有間歇性、波動性、隨機性，發電設備的利用小時數較低，日內功率波動幅度大。而從消費側看，綠氫在工業等場景中的應用通常對連續性和穩定性具有較強需求，以滿足生產過程的安全性和工業品經濟性。因此，綠氫項目需要借助電網交互、電化學儲能、儲氫等必要的技術手段，尋求新能源發電裝機、制氫電解槽裝機和下游用氫需求之間的平衡點，實現電力系統、氫能系統和終端消費的均衡與協同發展。我國綠氫產業目前尚處于發展初期，截止2023年底，全國在運綠氫項目產能僅占氫氣總產能的0.1%，制氫電量僅占全社會用電量的0.03%，“綠電制綠氫”在電和氫兩個系統中的占比仍然較小，因此，面向當前階段的氫電

9、耦合問題研究宜優先關注項目尺度下電與氫的技術配置和協同發展。我國諸多省區已經在政策端發力、積極推動綠氫項目落地。例如，內蒙古自治區繼2022年2月發布 內蒙古自治區人民政府辦公廳關于促進氫能產業高質量發展的意見 后，分別于2022年和2023年出臺和修訂了 內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則，為綠氫項目的落地提供了操作層面的政策指導與支持。本報告以內蒙古的風光制氫項目為研究案例，依托既有政策條件，就綠氫項目的投資與運行決策進行經濟性分析與仿真模擬，以求定量化探討在綠氫項目開發和運營過程中關鍵政策變量，包括場內各類設施的配置要求和場內場外電量交互比例等，與項目投資運營決策之間的互動關系。通過

10、分析與模擬不同政策變量組合場景下綠氫項目的最優投資與運行方案，本報告按政策變量歸納總結了當前綠氫發展階段下政策設計與項目落地之間的潛在相互關系：上網政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風光制氫項目余電上網部分電量的收益，對成本最優場景下風光發電資源的裝機量、超配比例和產品經濟性起決定性作用；下網政策決定場內儲能配置情況，下網電量比例限制調整至5%或更低時，繼續嚴格限制下網電量將顯著推高項目成本；電化學儲能配置政策直接影響系統成本，現階段，業主方出于成本考慮缺乏超配電儲能設施的動力，但配置電化學儲能對于項目所在地電網而言具有外部性收益；與電化學儲能相比，低壓儲氫是具有比較優勢的場內靈活性選擇，

11、政策變量對配置的影響較小。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則，可考慮如下方向：（1）審慎設定和調整上網電量比例限制，適時調整上網電價；（2）合理確定下網電量限制比例，在現有基礎上可以有小幅收緊，但需留有余量；（3）權衡電化學儲能配置的比例和時長要求，平衡現階段業主的成本可負擔性和未來綠氫項目大規模發展后電網的調節需求；（4）在氫儲能方面，適當推動長周期儲能的先行先試。rmi.org/7氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究從綠氫項目業主的投資與運營角度看，存量項目業主宜在場外靈活性配置方面優先關注上網電價調整趨勢，增量項目開發商還需重點關注上網電量限制的變化情況；

12、在場內靈活性配置方面，項目業主宜預留好場內靈活性再開發的空間和與預案，為中遠期靈活性供需關系變化留好應對空間。綠氫產業是雙碳目標下未來能源體系中的關鍵產業?，F階段，綠氫產業仍處于發展初期，利用好政策與市場工具、引導產業規?；l展、降低綠氫供應成本是當前的重點任務。本報告致力于通過模擬、優化和分析結果，為政策制定者進一步優化綠氫項目配置政策提供可參考的建議，為業主加快推進投資決策與項目落地提供可參考的判斷依據，助力推動風光制氫一體化項目乃至整個綠氫產業蓬勃發展。圖表ES風光制氫一體化項目研究示意來源：落基山研究所輸入：政策并網交互邊界、電價輸出：小時級項目上下網交互功率購電費用與售電收益輸入：太

13、陽能資源曲線輸出：裝機優化配置小時級出力輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級出力輸入：小時級需求曲線輸出：小時級負荷滿足情況輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級充放調用輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級充放調用輸入：風能資源曲線輸出：裝機優化配置小時級出力容量和時長要求連續性工業(如氫冶金)電解槽電網電化學儲能低壓儲氫罐電能流動氫能流動政策切入點功率、電量、價格一體化項目邊界制氫場外靈活性綠氫消費場內靈活性典型曲線典型曲線典型曲線風電場光伏電站發電rmi.org/8氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第一章.氫電耦合是綠氫產業蓬勃發展的基礎1 1.從

14、工業品到能源品種，氫能成為“碳中和”目標下能源轉型的重要載體我國是全球最大的氫氣生產和使用國，氫氣年產量超過3,500萬噸。長期以來，氫氣作為工業原料廣泛應用于石化、合成氨、甲醇等行業的工業過程中。隨著應對氣候變化行動和能源轉型進程的不斷推進，氫氣作為能源載體的屬性正愈發受到重視。2020年4月，國家能源局公布的中華人民共和國能源法（征求意見稿）i首次將氫能定義為能源品種，氫氣產業實現了從單一提供工業原料向發揮“能源+原料”雙重屬性的轉化。2022年3月，氫能產業發展中長期規劃（20212035年）1明確將氫能定位為未來國家能源體系的重要組成部分。在能源轉型進程中，對于難以實現電氣化的部分終端

15、用能部門而言，氫能已成為其實現溫室氣體減排和零排放發展的關鍵抓手。一方面，氫作為一種分子燃料，可通過燃機或燃料電池技術，在重載交通、供熱等領域提供可觀的減排貢獻。預計到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、合成氨等行業實現減排。預計到2060年，綠氫作為工業原料的需求將達到約4,300萬噸/年，幫助超過30%的鋼鐵產品和超過70%的甲醇和合成氨產品實現零碳轉型（見圖表1）3。圖表12060年各行業氫能需求預測來源：中國產業發展促進會

16、氫能分會，落基山研究所i.中華人民共和國能源法 于2024年11月8日正式通過，并于2025年1月1日開始施行。5.56.5912144.563090206035.52023鋼鐵甲醇煉化水泥電力重型道路交通輕型道路交通船運航空合成氨1.51百萬噸9080706050403020100rmi.org/9氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究1 2.綠氫時代，氫能與電能耦合發展對能源系統至關重要化石能源制氫和工業副產氫是目前我國氫氣生產的傳統和主要技術路線，但在能源轉型和應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碳中和目標的重要環節。綠氫一方面向上承接電力系統

17、，進一步推動可再生電力的發展，另一方面向下支撐工業、交通、建筑等行業脫碳，驅動產品碳足跡的持續下降。據估計，到2060年，全國氫氣消費量將達到約每年9,000萬噸4，其中超過75%的消費來自綠氫供給5。氫能與電能耦合發展是傳統氫產業向綠氫產業轉型發展伴生的新課題。傳統上，氫氣生產直接依賴于一次能源，與電力系統之間并不直接相連。與傳統氫氣供應相比，綠氫由可再生能源電解水制備，是由電力轉化形成的二次能源，與電力系統運行關系密切（見圖表2）。在邁向碳中和的進程中，電力和氫能是兩種最關鍵的終端能源消費形式，預計到2060年，分別占到終端能源消費量的60%70%6和10%15%7，其中，約有3.6萬億度

18、的電被用于綠氫的制備，電力系統與氫系統的交互將同時影響兩個系統的運行情況和供需關系，氫電耦合發展無疑是能源系統轉型必須關注的重要課題。氫電耦合發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。從供給側看，綠氫生產將主要依托于光伏發電和風力發電，發電出力具有間歇性、波動性、隨機性，發電設備的利用小時數（容量因子）較低，日內功率波動幅度大。而從消費側看，綠氫在工業等場景中的應用通常有較強的連續性和穩定性需求，以滿足生產過程安全性和工業品經濟性的需要。因此，綠氫項目需要借助電網交互、電化學儲能、儲氫等必要的技術手段，尋求新能源發電裝機、制氫電解槽裝機和下游用氫需求之

19、間的平衡點，實現電力系統、氫能系統和終端消費的均衡與協同發展。圖表2電力、氫能系統資源流程示意圖來源：落基山研究所電力系統氫能系統其他發電機組其他發電機組電網電力用戶氫能發電機組輸氫網絡風光儲新能源電解槽就地綠色工業集群儲氫裝置下游多種用氫場景氫能流動電能流動rmi.org/10氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究1 3.微觀尺度氫電耦合研究是綠氫產業發展初期的優先事項根據測算邊界的不同，氫電耦合問題可以細分為微觀和宏觀兩個尺度。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發電、制氫、儲能等設施，并探討項目與電網之間的電力互換關系。這一尺度的研究著眼于

20、具體項目的設計與運營視角，主要面向由電轉化為氫的能量和物質流動，關注項目可行性與投資回收，研究成果有助于項目業主厘清投資決策、優化運行方式，也可助力政策制定者適時適度調整政策激勵模式，促進政策與技術發展之間的協同。宏觀尺度指的是系統層面上電力系統與氫能系統之間的互動。這一尺度的研究一般以大電網（如省級電網）的視角，綜合考慮綠電制氫技術、氫燃機技術、氫燃料電池技術等在大電網中的配置和布局，探討各類“電氫”與“氫電”轉化技術在規?；煤?，如何實現兩個系統之間“電氫電”過程的協同運行，綜合挖掘兩個系統在靈活運行方面的潛力，避免一個系統對另一個系統的過度依賴。從研究的時序上看，當前處于綠氫產業發展初

21、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規?；l展后的場景，是更具前瞻性的研究方向。具體而言，我們優先進行微觀尺度研究主要依據以下四方面考量。首先，綠氫項目的投資發展依托于針對項目實施細則的微觀政策，無論是政府還是企業，都需要考慮如何設計或利用微觀項目尺度的政策，引導和促進綠氫項目順利落地與利用。第二，當前階段綠氫制儲運技術正快速迭代，各類技術成本快速變化，運用微觀項目尺度研究，快速把握市場變化的影響，明晰各類技術的成本價格彈性，對更好地設計政策和調整投資決策都大有裨益。第三，考慮到由氫向電轉化的效率仍然偏低，未來一段時

22、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容更契合。第四，在當前階段，綠氫產業總體規模仍然較小，無論是制氫總用電負荷還是配套電源裝機量，在電網總體供需中所占的比例仍然較低，省級電網仍有一定能力來平衡和支撐項目層面的供需波動，因此宏觀尺度研究的迫切程度相對較低。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計運行視角，探討成本變化、政策變化對項目規劃和運行的影響，歸納各類市場與政策變量在綠氫項目落地和產業規?；l展進程中的影響與作用，力求為項目決策和政策制定提供定量化的基礎和依據。rmi.org/11氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第二章

23、綠氫項目的發展現狀、特點與挑戰2 1.綠氫處于產業發展初期，電源配置模式呈現多元化我國綠氫項目仍處于發展初期，以示范工程為主，尚未實現大規模商業化。截至2023年底，我國在運、在建和規劃中的綠氫項目共有237項。其中，在運的綠氫項目有37項，制氫規模為0.7GW，合計制氫產能5.6萬噸/年，約占目前氫氣總產能的0.1%；在建和規劃中的綠氫項目分別有70項和130項，制氫規模分別為5.8GW和9.0GW，總計為在運規模的21倍8。我國綠氫項目在區域分布上主要位于風光資源更好的華北、西北和東北地區（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模約占全國的46%。華北地區

24、在建和規劃的綠氫項目規模在全國遙遙領先，其中內蒙古在全國在建和規劃的項目中擁有60%的制氫規模，均超過4,000MW。西北地區和東北地區也是未來綠氫項目的重點布局地區。在建項目中，西北地區的新疆、甘肅和東北地區的吉林都擁有300MW左右的制氫規模。規劃項目中，華北地區的河北擁有超過1,600MW的制氫規模，位于東北地區的吉林和位于西北地區的甘肅擁有700800MW的制氫規模，均處于全國前列9。針對尚未投產的綠氫項目配置的新能源裝機的區域分布，風電裝機主要位于內蒙古，其配置的風電裝機在全國占比為51%。光伏發電裝機區域分布的集中度更低，但內蒙古在建和規劃的裝機總量依然居全國首位，占全國配置的總光

25、伏發電裝機的29%。圖表3綠氫項目制氫規模的區域分布（截至2023年底）來源：中國電力科學研究院10，落基山研究所制圖MW11,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000華北西北東北西南華東華中華南2,30710,9571,7003111485020在運在建規劃rmi.org/12氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究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，同時呈現出從單一電源向風光復合電源轉變的特點。我國在運的綠氫項目中大多采用風電制氫或者光伏發電制氫這種單一電源制氫的方式，且以光伏發電制氫為主。

26、從全國在運的綠氫項目風光裝機總量上看，用于制氫的光伏發電裝機總量約是風電裝機的18倍。處于在建和規劃階段的綠氫項目中配置的風電裝機容量占比大幅提升，與光伏發電裝機總量接近，并且更多項目呈現出風電和光伏發電聯合制氫這種復合電源模式。風光互補的復合電源制氫通過利用風能和太陽能的資源特性不同，發揮風電和光伏發電出力的互補特性，從而提高整個系統輸出的穩定性。綠氫項目中新能源出力的波動會導致電解槽電壓和電流發生變化，降低電解槽工作性能和效率。此外，當新能源在部分時段出力降到極低時，電解槽可能面臨低于負荷調節下限的情況，從而影響設備安全運行。此時，如果綠氫項目同時配備了風電和光伏發電，即可以根據其不同的出

27、力特性平滑整體的出力曲線。一方面，風電的加入有效改善了光伏發電的晝夜周期性。以內蒙古的風電和光伏的典型日內出力曲線為例，當風光配比為1:1時，系統日內最大出力波動為系統額定裝機容量的34%，且日內所有時段出力均在系統額定功率的10%以上。而當系統內只有光伏發電裝機時，日內最大波動為裝機容量的66%，且一天內有14個小時出力低于10%的額定功率。另一方面，光伏發電也能補充靜風情況下風電出力的不足。當風速連續幾個小時低于風機的切入風速時，風機在這幾個小時輸出功率連續為零，此時光伏發電出力可以有效補充風電出力不足，降低輸出功率波動并且減少低負荷或者零負荷的時刻。實際項目中，風光具體配比與項目所在地的

28、風光資源情況、氣候情況、用氫端需求等因素都高度相關，項目往往會根據其自身的負荷需求和對經濟性的評估選擇最適宜的風光配比。例如，位于內蒙古的綠氫項目風電和光伏發電裝機比主要在0.52.5之間。2 2.綠氫項目可通過場外和場內資源進行波動調節，但尚無統一規定目前規劃的綠氫產能中有近80%用于工業領域，包括合成氨、合成甲醇等化工行業和鋼鐵行業。工業領域通常擁有連續的生產環節，需要穩定的氫氣供應作為原料或燃料，以避免供應中斷對生產的影響并且降低設備啟停帶來的額外成本。因此，綠氫項目需要通過調節資源來應對風光發電波動性帶來的綠氫供應穩定性挑戰。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

29、出力曲線進行波動。當電解槽處于低負荷狀態運行時，電解槽運行效率下降，并且存在安全風險。當供電功率進一步低于電解槽的運行范圍下限時，電解槽需要關?；蜉喠鲉⑼?，從而降低制氫效率。綠氫項目可通過場外和場內兩方面進行波動調節。場外調節指使用網電是依托公共電網進行調節；場內調節指在制氫端配置電化學儲能平滑電源出力，或者在用氫端配置儲氫設施就近參與生產負荷調節。根據是否與公共電網連接可將綠氫項目分為并網型項目和離網型項目。并網型項目可在新能源出力電量富余時將電量上網，并且在新能源出力不足時從公共電網下網電量補充電力供應（見圖表4）?？紤]到綠氫項目在電力上下網過程中電力系統的影響，部分地區，以內蒙古為例，對

30、綠氫項目的上網電量比例和下網電量比例進行了限制，避免綠氫項目對電網運行造成太多影響。離網型項目無法依托公共電網這一場外調節資源，僅能通過場內調節資源配置進行調節，降低了項目對電網的影響，但是增加了氫氣供應的波動風險，適用于電網基礎薄弱的地區。目前，離網型在綠氫項目中占比較小，仍處在探索階段。在場內調節資源的配置上，電化學儲能和儲氫設施在綠氫項目中廣泛應用。在制氫端，電源側儲能應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，相關配儲要求和實際應用進一步擴展到了綠氫項目中的新能源，導致更多的綠氫項目選擇配置電化學儲能。在用氫端，與產量可調可控的灰氫不同，綠氫生產負荷不可控性更強，因此

31、低壓儲氫罐等儲氫設施成為項目調節供應波動的常見手段。rmi.org/13氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表4并網型項目能量流動示意來源：落基山研究所三種調節方式在對綠氫項目本身和對電力系統的影響方面各有優劣（見圖表5）。從綠氫項目本身經濟性的角度，需要綜合考慮不同調節方式的初始投資成本和運行成本。使用網電不需要額外的初始投資，但項目使用網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。場內調節的兩種方式需要在制氫和用氫設備之外額外配置設備，提高了初始投資成本，但降低了網電使用量從而減少了這部分的購電成本。從調

32、節效果的角度，場外調節能最大程度降低氫氣供應波動風險。目前我國公共電網連接的資源量和負荷量都遠大于綠氫項目，因此能滿足綠氫項目需要的上網電量和下網電量。場內調節資源受土地資源限制、技術特性和經濟性考慮，往往配置的資源量有限。若要在不依靠場外資源、僅依靠場內資源的情況下滿足連續、穩定的用氫需求，則需要配置大量場內調節資源。從對電力系統影響的角度，場外調節較場內調節對電力系統造成了更大的運行壓力。使用網電的電量越大且電量波動越大，綠氫項目對電力系統的影響越大，電網自身的平衡調節需求也越高。以電化學儲能為代表的電儲能設施和以低壓儲氫罐為代表的儲氫設施都能部分替代項目對網電的需求，從而減少網電使用量，

33、并且減輕電網運行壓力。其中，電化學儲能直接參與新能源出力的調節，通過充放電平滑出力需求；低壓儲氫罐則通過調節終端用氫需求匹配出力的波動，對支持電網調節的作用更加間接。連續性工業(如氫冶金)電解槽電化學儲能低壓儲氫罐電能流動氫能流動場內裝機配置制氫電網場外靈活性綠氫消費場內靈活性典型曲線典型曲線典型曲線風電場光伏電站發電rmi.org/14氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表5綠氫一體化項目中三種波動調節方式對比作用對象對比角度場外調節場內調節使用網電電化學儲能低壓儲氫罐綠氫項目初始投資成本*+單位綠氫用電成本+氫氣供應波動風險+電力系統運行調節壓力+注：*實現相同調節效果的初始

34、投資成本對比來源：落基山研究所2 3.綠氫項目在氫電耦合過程中面臨多方面挑戰隨著新型電力系統建設的深化，氫電耦合對于電力和氫能這兩個系統的協同發展愈發重要。對于電力系統而言，電解制氫作為可調節負荷，能夠結合新能源的出力情況進行負荷調節，緩解新能源出力波動對電力系統的影響，并增加新能源消納。對于氫能系統而言，綠氫的生產可以通過場外和場內資源進行波動調節，滿足用氫端的負荷要求。在電力系統和氫能系統互相調節的氫電耦合過程中，綠氫項目仍面臨以下幾方面的挑戰：制氫技術上，現有電解槽技術應對波動性電源的適應能力有待提升。堿性電解槽在低負荷工況下運行仍存在安全隱患，并且長時間處于低負荷工況下可能損害設備壽命

35、。質子交換膜電解槽的負荷調節范圍更廣且響應速度更快，但現階段相較于堿性電解槽技術，成本更高且壽命更短。項目運行上，綠氫項目上網電量和下網電量尚沒有國家層面的政策或規范加以統一管理。并網型綠氫項目通過使用網電穩定氫氣供應，但增加了電力系統調節壓力。目前僅有內蒙古對綠氫項目上網電量和下網電量提出了具體限制，但從國家層面缺少相應的規范原則，并且在除內蒙古以外的省份缺乏基于省級電網情況的綠氫項目電量上網和下網的制度化規定。制氫成本上，項目成本與資源配置和電網交互情況有關，但這兩部分受政策影響面臨不確定性。與資源配置有關的設備成本和與電網的用電成本是綠氫生產過程中關鍵的成本來源，但這兩方面都與相關政策設

36、計為綠氫項目提供的邊際條件高度相關。關于新能源裝機、場內調節資源、電量上網和下網的規定不僅會影響項目初期的設備投資，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定面臨不確定性，這將直接影響綠氫項目經濟性的測算。標準認定上，未來對于綠氫更嚴格的標準和更高的需求可能會對氫電耦合系統提出更加明確的要求。雖然國際上對綠氫尚無統一定義，但是隨著對產品碳足跡的要求加強，使用網電生產的綠氫可能難以滿足產品低碳需求，針對網電使用比例或者相應核算上可能面臨更加嚴格的要求以證明其清潔性。rmi.org/15氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第三章.基于綠氫項目尺度的研

37、究以內蒙古為例氫能產業是助力我國實現“雙碳”目標的關鍵產業，內蒙古自治區作為全國風能和太陽能資源最為豐富的地區之一，正通過推廣風光一體化制氫項目，走在全國氫能產業發展的前沿。獨特且優越的自然條件以及地方政策的大力支持引導，使內蒙古自治區的氫能產業發展形成了強大動力。3 1.資源稟賦奠定開發基礎內蒙古地處我國北方，擁有遼闊的草原和沙漠，風能和太陽能資源豐富。其中，內蒙古擁有全國57%的風能資源，風能可開發量居全國首位，技術可開發量達到14.6億千瓦11。2023年全國風力發電量為8,091億千瓦時，其中內蒙古的風力發電量達到了1,271億千瓦時，在全國各省份中排名第一12。內蒙古的風能資源主要分

38、布在西部地區的典型草原、荒漠草原及荒漠區域，并且具有年平均風速高且穩定的特點。2022年全區的風電實際利用小時數在2,500小時以上，在錫林郭勒盟以西的內蒙西部地區風資源條件相對東部更好，利用小時數可以達到更高。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、阿拉善盟等六個區域的風電實際利用小時數可以超過3,000小時13。同時，內蒙古也是全國太陽能輻射最強的地區之一，其太陽能資源技術可開發量高達94億千瓦，占全國總量的21%。年日照小時數在2,600至3,400小時之間，位居全國前列，為大規模光伏發電提供了充足的資源保障。根據中國氣象局風能太陽能資源評估中心2023年的數據

39、，內蒙古全區水平面總輻照量的平均值為1,539kWh/m2,位列全國第五；固定式發電最佳傾斜面總輻照量平均值約2,000kWh/m2，利用小時數超過1,600小時，均位列全國第二14。從資源的地理分布來看，內蒙古大部分地區處于II類太陽能資源區，太陽能資源的豐富度呈現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內各城市和區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的光伏裝機容量超過1,700萬千瓦，以東的蒙東地區光伏裝機容量約為400萬千瓦。在蒙西地區，鄂爾多斯市以其得天獨厚的資源條件成為全區光伏發電的領軍者，其光伏電站裝機容量位居全區首位，達到448萬

40、千瓦15。3 2.政策支持助力項目實施內蒙古不僅充分利用其豐富的可再生能源資源，還依托強有力的政策支持和清晰的發展規劃，迅速成長為全國氫能產業布局中的核心區域，推動氫能產業加速發展。2021年10月，氫能產業發展中長期規劃（20212035年）16發布，正式確立氫能作為國家能源戰略中的重要一環，鼓勵地方政府在氫能生產、應用等方面積極探索和布局。在全國政策發布后，內蒙古自治區成為首批在其“十四五”規劃及2035年遠景目標中納入氫能相關內容的省級行政單位之一。與此同時，內蒙古進一步出臺了氫能產業發展的專項政策，于2022年2月發布內蒙古自治區人民政府辦公廳關于促進氫能產業高質量發展的意見17，明確

41、了關鍵時間節點的發展目標，成為規劃可再生能源制氫能力最大的省份，計劃到2025年實現綠氫年產能50萬噸。為落實意見要求，內蒙古于2022年12月為風光制氫一體化項目的設計和運行出臺了內蒙古自治區風光制氫一體化示范項目實施細則（2022年版）18，并在此基礎上于2023年11月修訂發布了內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）19（以下簡稱“實施細則”），進一步規范了項目的要求與管理。上述實施細則根據項目與公共電網的關系將風光制氫一體化項目分為并網型和離網型，并明確了不同類型項目的不同配置要求。并網型項目的新能源規模不得超過制氫所需電量的1.2倍，而離網型項目則按需配置，要

42、求項目的新能源綜合利用率不低于90%。rmi.org/16氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究對于并網型項目，2022年版的實施細則只允許電量上網，項目年上網電量不得超過年總發電量的20%，以防止過度超配新能源裝機導致資源浪費，并且原則上不允許項目向電網購電。2023年修訂版的實施細則在維持了對于項目年上網電量的限制的同時，放寬了對于項目從電網購電的限制，但要求下網電量不得超過年總用電量的10%，以避免項目過度依賴公共電網，確保項目建設的初衷得到落實。實施細則同時要求風光制氫一體化項目必須配備一定的儲能能力，以調節新能源裝機發電時出力不均帶來的電力波動。對于電儲能，細則規定其調峰能

43、力不得低于新能源裝機規模的15%，且儲能時長不得少于4小時。若項目配置了儲氫設施且容量超過4小時的制氫能力，電儲能設備的配置要求可以適當降低。3 3.研究設計與項目假設內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業發展提供定量化的決策參考，支撐產業更好更快發展?；谡叩囊?，我們相對應地在研究中設計了一體化項目的決策邊界，即項目需要在滿足需求側綠氫消費的同時，符合實施細則中對項目規模配比、公共電網交互水平和儲能能力配置的要求。具體而言，我們參考實施細則的具體要求，在滿

44、足下游用氫需求的前提下，以電網交互功率和電量限制為邊界條件，尋求成本最優的項目配置組合，回答風光發電裝機、電解槽、電儲能與氫儲能技術等如何配置與使用的問題。在需求側，我們的假設根據對項目綠氫供應能力要求最高的連續型工業進行設計，綠氫的供應需要連續且穩定，典型的需求曲線呈現為一條平穩的直線。在本研究連續型工業的具體應用中，我們以為氫冶金行業為代表，假設鋼鐵產能為每年100萬噸，對應的用氫量需求約為6萬噸每年。相應的氫能需求會被轉換成電能需求，由發電機組和公共電網聯合滿足。在供給側，項目設計分為制氫和發電兩大部分。氫氣的制取我們參考了目前國內主流的風光制氫一體化項目在制氫設備上的選擇，在研究的項目

45、中假設氫氣由堿性電解槽制取。在發電方面，項目的電能主要由太陽能發電和風力發電組合提供。具體的太陽能資源和風能資源，我們參考了鄂爾多斯的實際情況進行設計，光伏的年利用小時數設置在約1,700小時，風電的年利用小時數約3,200小時20。項目的靈活性體現在場外和場內兩個方面。場外靈活性主要是由公共電網支持，能夠在項目新能源發電能力不足的情況下，輔助項目滿足制氫的電能需求，與公共電網交互的電量需滿足實施細則中的邊界要求。需要注意的是，與公共電網的交互會給系統帶來額外的成本或收益：增加的成本主要由下網電量以及下網電價確定，帶來的收益主要由上網電量和上網電價確定。場內靈活性則通過儲電和儲氫兩個維度來實現

46、，依據項目實時供電或供氫能力的波動，平衡和穩定對下游需求的供給能力，從而確保系統的高效運行。本研究中我們分別選取電化學儲能和低壓儲氫罐作為兩種場內靈活性資源的代表。rmi.org/17氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表6計算平臺系統設置與能量流動示意來源：落基山研究所根據上述的研究邊界和項目設計，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和靈活性配置進行了測算和優化。圖表6中展示了我們在計算平臺中的項目系統構建，以及能量和物質的流動情況：電能主要來自新能源發電機組，流向電解槽制備氫氣，同時電網和電化學儲能根據實時電能波動和成本效益進行平衡；氫則主要從

47、電解槽直接輸送到下游的連續性工業，儲氫罐用于平衡供需波動。我們通過HOMER可以模擬系統各個組件的配置以及系統的運行策略。運行策略定義了組件如何協同工作以滿足下游連續性工業的用氫需求，既包括日內新能源出力的波動，也包括涵蓋四季的季節性資源條件的變化。組件的選擇和配置大小的優化是為了最小化總凈現值成本（NPC），同時滿足政策定義的運行約束。在我們的模型中，NPC由系統在其生命周期內的所有成本和收入構成。成本主要包括各組件的投資成本、替換成本、運營維護成本以及從電網購電的成本，而收入則包括組件的殘值和售電收入。NPC是所有成本的現值減去所有收入的現值。此外，我們在研究中還測算了平準化氫能成本（LC

48、OH），它由NPC除以項目全生命周期內產生氫氣的現值來計算得出，我們通過LCOH的變化，可以更直觀的對比各類場內和場外靈活性約束下不同場景的綠氫成本。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（風光出力）、用氫需求、上下網電力價格等因素，優化計算項目整體配置情況和小時級項目運行情況。我們還結合敏感性分析和優化算法，根據模擬場景的不同輸入來推導項目組成并進行經濟性分析，找出了在現行政策要求下滿足需求側且成本最優的供給側和靈活性配置，并會在以下章節具體討論不同上網電價、政策約束以及靈活性配置要求對項目成本和配置的影響。ii.HOMER 是一款用于微電網和可再生能源系統設計與

49、優化的專業建模工具，通過電力系統仿真模擬和經濟分析幫助評估能源項目的可行性和成本效益。它廣泛應用于能源規劃和可持續發展領域。輸入：政策并網交互邊界、電價輸出：小時級項目上下網交互功率購電費用與售電收益輸入：太陽能資源曲線輸出：裝機優化配置小時級出力輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級出力輸入：小時級需求曲線輸出：小時級負荷滿足情況輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級充放調用輸入：成本、效率等參數輸出：裝機優化配置小時級充放調用輸入：風能資源曲線輸出：裝機優化配置小時級出力連續性工業(如氫冶金)電解槽電網電化學儲能低壓儲氫罐電能流動氫能流動場內裝機配置制氫場外靈活性綠氫消費場

50、內靈活性風電場光伏電站發電rmi.org/18氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第四章.發電與制氫：成本最優時的項目配置模式在規劃和設計新能源制氫一體化項目時，協調好當地的風光資源屬性與制氫電解槽的生產曲線是項目實現效率提升和成本優化的基礎。項目的整體規劃既涉及新能源發電能力與電解槽制氫能力的合理匹配，還需考慮風電和光伏發電在日內出力特性上的差異，實現資源的高效利用。合理的整體設計不僅可以最大程度地提升新能源的利用率，還能實現最優的制氫成本，兩者相輔相成。本章將重點研究如何優化發電與制氫能力的配置，并探討風電與光伏的合理配比。4 1.當前政策條件下的基準情景結果本報告參考內蒙古的

51、政策框架設置基準情景，主要設置包括全年最大允許上網電量和下網電量，分別為年總發電量的20%和年總用電量的10%，上網電量的電價參考內蒙古燃煤基準電價，下網電量則采用分時電價機制中的兩部制工商業電價。在場內靈活性配置中，假設可配置的儲能設施為4小時的鋰離子電化學儲能，儲氫設施為目前國內主流的2MPa低壓儲氫球罐?；鶞是榫芭渲媒Y果如圖表7所示，其中電解槽的最優配置為620MW，新能源總裝機為1,720MW（光伏裝機880MW和風電裝機840MW）。場外調節資源方面，項目與公共電網的交互均在政策邊界以內，上網電量接近20%的政策限制，下網電量遠低于10%的政策限制。場內調節資源配置方面，基準情景沒有

52、選擇配置電化學儲能，而是配置了等效電解槽滿功率運行22小時產能的儲氫罐。圖表7基準情景項目組成 來源：落基山研究所電能流動氫能流動上網電量占總發電量19 7%下網電量占總用電量4 7%裝機容量:.880.MW裝機容量:.840.MW裝機容量:.620.MW配置容量:.未配置配置容量:.22h電解槽產能氫能需求7t/h（年用氫量6萬噸）相當于年產鋼鐵 100萬噸的 年用氫量連續性工業(如氫冶金)電解槽電網電化學儲能低壓儲氫罐場內裝機配置制氫場外靈活性綠氫消費場內靈活性風電場光伏電站發電rmi.org/19氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究4 2.三倍于電解槽裝機的新能源裝機配比能夠

53、確保電解槽穩定高效運行在基準情景中，新能源裝機與電解槽裝機的配比約為3:1，這種設計旨在應對新能源發電波動較大的情況，確保電解槽能夠高效、穩定地運行，使其全年利用小時數保持在較高水平。在現行的一體化項目中，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，考慮到風電和光電發電出力的波動性，且場內外靈活性有限，可能導致電解槽的實際利用率下降，進而推高項目成本。如果電解槽配置比例過低，新能源發電量可能出現冗余，項目整體經濟性下降。

54、圖表8內蒙古現行一體化項目新能源比電解槽和電解槽利用小時數項目名稱新能源發電與 制氫電解槽裝機比制氫能力（噸/年）電解槽年利用小時數大唐多倫風光制氫 一體化示范項目2.3:15,4194,300明陽多倫工業園區風電 制氫一體化示范項目2.7:13,5304,870中煤鄂爾多斯二氧化碳加 綠氫制甲醇技術示范項目2.9:121,0005,060中電建赤峰風光制氫 一體化示范項目3.2:118,6006,270內蒙古華電包頭市達茂旗 新能源制氫工程示范項目3.6:17,8007,230基準情景2 8:160,0005,270來源：內蒙古自治區能源局21,22，內蒙古自治區投資項目在線審批辦事大廳23

55、，落基山研究所整理風光制氫一體化項目的制氫成本主要集中在初期設備投入上，將售電收益納入考量后，項目的制氫成本在當前市場中已具備一定的競爭力。綠氫項目的制氫成本（見圖表9）主要包括新能源發電、場外購電、電解槽制氫和低壓儲氫。項目的電力成本主要來自風電和光伏的投資和運維成本以及與公共電網交互的成本，制氫主要來自電解槽的投資和運維成本，儲氫主要來自儲氫罐的投資和運維成本。在不考慮售電收益時，LCOH為16.7元/千克氫氣。其中，電力成本占到了整體LCOH的75%，制氫占13%，儲氫占12%。在考慮售電收益時LCOH為12.9元/千克氫氣。對比目前藍氫的制氫成本，基準情景下模擬結果中考慮售電收益后的綠

56、氫制氫成本已經具有一定的競爭力，但與目前灰氫仍然存在一些差距。圖表9項目制氫成本組成圖 來源：落基山研究所藍氫LCOH(煤制氫+CCS)16.7灰氫LCOH(煤制氫）20151050LCOH賣電收益LCOH(含賣電收益)新能源發電場外購電電解槽制氫低壓儲氫元/千克75%13%12%3.812.9rmi.org/20氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究4 3.風光配置相當時，成本最優且新能源利用率最高基準情景下風電與光伏發電的1:1裝機配比，有效改善了整體新能源出力波動，確保全年保持最優的輸出水平，從而實現最優的制氫成本和最高的新能源利用率。結合內蒙古鄂爾多斯的自然資源情況，風力資源

57、相較于太陽能資源更具優勢，這也導致了風電更低的度電成本。根據項目所在地的資源曲線測算，風電的平準化度電成本（LCOE）為0.134元/千瓦時，而光伏發電為0.180元/千瓦時，風電的LCOE比光伏發電低約40%。目前項目的制氫成本中占比最大的是發電成本。雖然從降低發電成本的角度來看，更高比例的風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。除了發電成本，還需考慮政策限制、穩定供應下游需求以及最優地利用場內外靈活性。經過全局優化，基準情景中風電與光伏的1:1配比不僅能夠最大化新能源利用率，還能在保證氫氣供應穩定性的前提下，實現最優的整體經濟性和最低的制氫成本。圖表10不同裝機配置

58、條件下LCOH與棄電率對比圖風電裝機(MW)1,3041,1181,1181,118932800700600500400光伏裝機(MW)4005006007008009311,1181,3041,5832,980裝機比例 (風:光)3.32.21.91.61.20.860.630.460.320.13注：圖表中第1至5列的風電裝機為給定光伏裝機在400MW至800MW時優化得出的局部最優結果；第6至10列的光伏裝機為給定風電裝機在800MW至400MW時優化得出的局部最優結果。來源：落基山研究所 我們基于基準情景的制氫能力和場內場外靈活性配置，通過調整風電和光伏發電裝機來觀察不同風光配比下項目

59、制氫成本和新能源利用率的變化。經過我們的測算，如圖表10所示，當風光裝機的配比接近1:1時，制氫成本和棄電率的表現最優；而風電和光伏裝機配比差距太大對輸出穩定的負荷沒有好處。在不同的配比下，光伏少而風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，出力曲線更加穩定且在項目模擬所在地資源條件更佳。當風電少光伏多時，系統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，且風電裝機有限，系統只能在有限的時間段內利用大量的光伏補充場內靈活性資源（儲氫罐）以應付日落

60、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的初始投資成本，也推高了整體制氫成本，削弱了項目的經濟性。在光伏裝機占比較高、風光裝機比為0.13的情景（以下簡稱“光伏主導情景”）模擬結果中，我們觀察到項目的上網和下網電量都已經達到了政策限制。同時由于情景是根據基準場景設計，場內的靈活性資源沒有配置電化學儲能且儲氫罐的容量固定，光伏主導情景的模擬運行可能已經觸碰到場內外調節能力的極限，僅通過優化裝機的組合對整體系統的優化有限?；谶@個觀察，我們增加了光伏主導情景中場內調節的自由度，允許增加和優化電化學儲能組件。252015105035302520151050LCOH

61、（元/千克）棄電率（%）制氫成本最優棄電率最低LCOHLCOH(含賣電收益)棄電率rmi.org/21氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表11光伏主導情景在增配儲能下的運行情況來源：落基山研究所允許配置儲能后，光伏主導情景選擇配置了新能源裝機量27%的儲能容量。系統發電側的總裝機由原來的3,380MW減少至2,263MW，降幅為33%。同時由于有更多的場內靈活性資源，系統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，由于場內靈活性資源的增加，系統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，系統的下網比例從接近政策限值的9.4%下降至2

62、.5%，棄電率則由原來的32%顯著降低至5.7%。整個系統的制氫成本也得到了明顯改善，配置儲能后，系統的LCOH下降了22.4%。這些結果表明，在風光裝機配比不理想的情形下，儲能的引入能夠顯著優化系統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化手段。從全局優化角度來看，最優的方案仍是在不配置電化學儲能的基礎上，合理配置儲氫罐，并采用風光裝機比例更為合理的基準情景，可以實現最優的制氫成本和總系統成本。5.732.09.418.9324.3815.0118.744,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000%4030201003020100裝機容

63、量（MW）3,3802,2632.5-82 2%-22 4%-19 9%-33 0%-73 4%風電光伏棄電率下網比例LCOHLCOH(含賣電收益)光伏主導情景光伏主導情景光伏主導情景光伏主導情景(增配儲能)光伏主導情景(增配儲能)光伏主導情景(增配儲能)元/千克4004002,9801,863rmi.org/22氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究4 4.小結與建議根據自然資源條件和負荷曲線合理配比發電和制氫資源是風光制氫一體化項目實現最優制氫成本的基礎。對于以內蒙古鄂爾多斯為典型區域的風光制氫一體化項目設計而言：3:1的新能源裝機與電解槽裝機配比可以實現電解槽的高效運行，顯著提

64、升系統的整體穩定性和利用率。發電裝機中合理的風光比例（約1:1）可以有效平緩新能源出力的波動，耦合風光出力特性，進一步優化系統的經濟性。對于項目的調節能力布局而言：合理配置儲氫設施是項目首選的場內靈活性來源，通過配置合理的儲氫罐調節供需波動，降低系統對外部電網的依賴性，可以實現最優的制氫成本。電化學儲能配置在風光裝機配比不理想的情況下可作為局部優化手段，以顯著提高系統效率并降低棄電率。rmi.org/23氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第五章.項目場外靈活性：與公共電網交互的政策要求對項目設計和制氫成本的影響尤為關鍵并網型綠氫項目能夠利用公共電網這一場外資源，對新能源出力的波動

65、性進行調節，成為氫電耦合在微觀層面場內系統與場外系統最直接的交互環節。對綠氫項目本身這一場內系統，項目上網電量和下網電量的電量限制和價格直接影響項目收益和最優配置情況；對于電網系統這一場外系統，綠氫項目同時具有電源和負荷兩種屬性，可在不同時段分別進行電量上網和下網，對電網系統形成擾動。本章將重點探討綠氫項目電量上網和下網的要求對于項目設計和項目成本的影響。在基準情景下，模擬結果顯示綠氫項目傾向于向電網賣電，上網電量接近20%的上網電量限制，而下網電量僅約為10%的下網電量限制的一半，其電量上網和下網的具體表現為：日內特征：日內平均有12.8小時存在電量上網，1.7小時存在電量下網，電量上網時段

66、多于下網時段；上網時段主要為午間光伏大發時段（8時至16時），下網時段主要為夜間（18時至7時）；上網時段內電量上網功率與光伏出力曲線有關，下網時段內電量下網功率相對穩定（見圖表12）。季節特征：大風季（35月）的上網電量更多且上網時段更長，下網電量主要出現在小風季（79月）；大風季的上網時段可以覆蓋全天，出力較多的上網時段擴展到4時至18時，幾乎不存在下網時段，且日內上網功率波動減少；小風季項目與公共電網交互的功率變化波動更大，范圍為上網功率390MW至下網功率370MW，波動幅度較大風季提高了95%（見圖表13）。圖表12基準情景8,760小時上下網電量情況 來源：落基山研究所一月二月三月

67、四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月0246810121416182022下網功率（MW）上網功率（MW）0246810121416182022小時小時45030015004503001500rmi.org/24氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表13大風季和小風季典型日日內上下網電量情況來源：落基山研究所5 1.上網電價直接影響上網電量收益，降低制氫成本基準情景下新能源上網電價為當地燃煤基準價格，高于當地風電和光伏發電的度電成本112%和57%，因此項目配套的新能源項目向電網賣電收益是制氫成本降低的重要來源之一。在不改變

68、上網電量和下網電量比例限制的情況下，降低新能源上網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，但同時帶來了賣電收益的減少。上網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。上網電價在新能源度電成本附近變化時對綠氫項目新能源裝機影響更大，即在上網電價為0.15元/千瓦時左右變化更明顯，主要體現在(見圖表14)：新能源總裝機量：上網電價同時低于風電和光伏發電度電成本時，上網電價的降低對新能源總裝機量影響不大，上網電價為0.05元/千瓦時和0.1元/千瓦時的總裝機量幾乎一致。上網電價從0.15元/千瓦時降低到0.1元/千瓦時，新能源總裝機量變化最大，降幅為4

69、.5%。當上網電價同時高于風電和光伏發電度電成本時，價格的降低依然會導致總裝機量的下降，但下降幅度更小。上網電價從燃煤基準價0.283元/千瓦時降低到0.2元/千瓦時，新能源總裝機量降幅為2%。風光裝機配比：0.15元/千瓦時的上網電價高于風電度電成本但低于光伏發電度電成本，此時風電項目能通過電量上網獲取收益，從而綠氫項目配置風電的積極性增加，風光比為1.2；而在其余上網電價情景下，風光比維持在1左右。上網電量比例：在上網電價不低于0.15元/千瓦時時，上網電量比例超過19%，接近20%的上網比例限制；當上網電價低于風電和光伏發電度電成本時，上網電量比例有所下降，為17%左右。小時小風季典型日

70、日內上下網電量情況5004003002001000上網功率下網功率上網功率下網功率01234567891011121314151617181920212223大風季典型日日內上下網電量情況小時5004003002001000MWMW01234567891011121314151617181920212223rmi.org/25氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究風電LCOE-0.134元/千瓦時光伏LCOE-0.180元/千瓦時本地實際收購價本地燃煤基準價本研究比較了在燃煤基準價為上網電價的基礎上，對上網電價采用分時電價政策的影響。與用戶的分時電價下的時段劃分一致，綠氫項目在111

71、6時光伏大發出力時段上網電價為谷段價格。光伏發電谷段上網電價為0.133元/千瓦時，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電上網的積極性降低。另一方面，分時電價政策未影響新能源項目全年平均上網電價，但提高了風電發電部分的平均電價。風電平均上網電價在大風季和小風季分別為0.295元/千瓦時和0.290元/千瓦時，較燃煤基準價提高了4.2%和2.5%。因此，與基準情景相比，分時電價政策并未對新能源裝機總量和制氫成本產生較大影響，但顯著將風光比提高到了1 4以上，其中光伏發電裝機降低了20%（見圖表14）。圖表14上網電價對新能源裝機和制氫成本的影響來源：落基山研

72、究所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電量部分也可能參與到電力市場中，此時綠氫項目將面臨市場化的上網電價，其售電收益部分面臨更大不確定性，進一步將導致制氫成本的不確定性。LCOH（元/千克）裝機容量（MW）0.283+分時電價0.2830.20.150.10.051,8001,5001,200900600300020151050風電裝機量LCOH（不含賣電收益）光伏裝機量LCOH（含賣電收益）rmi.org/26氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究5 2.上網電量比例是系統運行的關鍵限制綠氫項目通過新能源發電量上網可以將超過電解槽用電負荷的發電量輸送至公共電

73、網，補充公共電網的電力供應，同時減少新能源發電的棄電量。這一方式也可作為綠氫項目的靈活調節方式之一，在運行過程中進行優化，以保證項目本身氫氣的穩定供應。本研究在20%的內蒙古上網電量比例政策要求下，模擬了上網電量比例限制更嚴格的情況下綠氫項目的資源配置。模擬結果表明，在不同上網電量比例的限制下，綠氫項目運行結果都達到了最大上網比例限制，且比例限制的增強會降低配套新能源建設的積極性，新能源總裝機量減少。其中上網電量比例限制在5%10%的范圍內調整時對新能源總裝機量的影響最大，在上網電量比例限制從10%降到5%時，新能源總裝機量減少7%；而在其余范圍內上網比例限制降低5個百分點時，新能源總裝機量減

74、少幅度不足2%。上網電量限制的增強直接削減了綠氫項目利用公共電網進行負荷調節的能力，加重了新能源棄電情況。上網電量比例的限制使得新能源發電的富余電量難以通過公共電網進行完全消納，且上網電量限制越嚴格，棄電率越高。當上網電量比例限制低于15%時，棄電率高于10%；當完全禁止電量上網時，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之外的場內調節資源增加新能源電量消納。減少上網電量比例還導致了項目向電網購電的下網電量比例增加。上網電量比例限制加強導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購電的需求，下網電量比例提高

75、。但從模擬結果來看，除了上網電量比例限制為0%的情景，其余情景下下網電量比例都在10%的政策要求范圍內（見圖表15）。圖表15不同上網電量比例限制下新能源裝機量和運行情況來源：落基山研究所0%5%10%15%20%20151050%棄電率下網比例1,8001,5001,20090060030000%5%10%15%20%裝機容量（MW）rmi.org/27氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究上網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致。上網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

76、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致（見圖表16）。例如，當上網電量比例限制從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制氫成本上，當上網電量比例限制為0%時，相較于20%時，不考慮賣電收益的制氫成本僅降低了2%。圖表16相較于基準情景，不同上網電量比例限制下相關成本變化來源：落基山研究所921420%絕對量0%5%變

77、化量5%10%變化量10%15%變化量15%20%變化量20%絕對量234137百萬元250200150100500電量電費基本電費0%絕對量0%5%變化量5%10%變化量10%15%變化量15%20%變化量20%絕對量232百萬元250200150100500售電收益0%絕對量0%5%變化量5%10%變化量10%15%變化量15%20%變化量20%絕對量574502百萬元6005004003002001000總投資成本-年均181614121086420元/千克0%5%10%15%20%LCOH（不含賣電收益）LCOH（含賣電收益）rmi.org/28氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展

78、策略研究本研究進一步模擬了上網電價為0.1元/千瓦時的低上網電價情景下的上網電量比例限制變化帶來的影響，此時0.1元/千瓦時的上網電價低于風電和光伏發電的度電成本。不同上網電價情景下（見圖表17），上網電量比例限制的影響的體現在：上網電量比例限制為10%時，不同上網電價下新能源裝機總量差異最大；上網電量比例限制在5%和15%時，兩電價情景下新能源裝機總量接近。這說明，10%的上網電量比例限制是對新能源裝機影響更為敏感的一個比例。不同上網電價情景下，上網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，但高上網電價情景能更顯著地降低考慮賣電收益的制氫成本。允許上網電量比例在15%時，不同上

79、網電價下的下網電量比例和棄電率的差異縮小。這說明，當上網電量比例達到一定程度時，上網電價對綠氫項目與公共電網之間的運行交互的影響變小。圖表17高/低上網電價情景下上網電量比例限制變化的影響來源：落基山研究所2,0001,5001,0005000新能源裝機（MW）5%10%15%201510505%10%15%LCOH（不含賣電收益，元/千克）201510505%10%15%LCOH（含賣電收益，元/千克）10864205%10%15%下網比例（%）201510505%10%15%棄電率（%）rmi.org/29氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究5 3.禁止電量下網將顯著提高電力系

80、統冗余本研究進一步討論與公共電網的連接方式，包括四個情景，分別為基準情景（允許上網和下網）、只上網情景、只下網情景、完全離網情景，并且從新能源裝機和利用、場內靈活性資源配置、制氫成本這三個維度進行比較（見圖表18）。禁止電量下網造成綠氫項目冗余并且推高制氫成本。在嚴禁電量下網的情況下，不管是否允許電量上網，都會導致較高的新能源裝機總量。在只上網情景和完全離網情景下新能源裝機總量接近，均較基準情景裝機總量高50%以上。由于新能源出力本身的波動性難以滿足用氫端穩定負荷的需求，在嚴禁電量下網的情景中都通過增加電化學儲能或者儲氫設施的配置來確保終端氫氣供應的穩定性。在只上網情景和完全離網情景下，配置的

81、低壓儲氫罐的等效儲氫時長均為24.5小時，配置的電化學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，分別較基準情景增加了20%和30%。只上網情景通過賣電收益降低了制氫成本，但離網情景無法通過電量上網獲取收益，其制氫成本在所有情景中最高。禁止電量上網但允許電量下網將減少初始投資，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，儲氫設施配置量約為其余情景的一半，并且與基準情景一樣不配置電化學儲能，因此，該情景下能夠在不考慮電價收益時擁有最低的制氫成本。減少綠氫項目與公共電網

82、的連接將提高棄電率。不管是禁止上網還是禁止下網，在除基準情景外的其他三種情景下，棄電率都超過20%，其中離網情景的棄電率高達49%。盡管上述情景都在場內配置了電化學儲能或儲氫設施，但場內的調節資源主要服務于終端穩定用氫的需求。這也表明，與公共電網的連接對于提高綠氫項目中新能源的消納率至關重要。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致對場外和場內靈活性調節資源的需求的提高。圖表18不同電網連接方式情景對比來源：落基山研究所2,8002,6002,4002,2002,0001,8001,6001,4001,2001,000800600400200050%45%40%

83、35%30%25%20%15%10%5%0%49%棄電率裝機容量（MW）基準 只上網 只下網離網28%20%5%10%9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%2520151050儲能配比儲氫時長（小時）基準只上網 只下網離網儲能配比儲氫時長光伏裝機風電裝機棄電率2220181614121086420元/千克基準只上網只下網離網LCOH(不含賣電收益)LCOH(含賣電收益)rmi.org/30氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究5 4.小結與建議與公共電網連接相關的要求是綠氫項目中政策設計的關鍵，也是氫電耦合在微觀尺度上交互對于制氫系統和電力系統最關鍵的環節。對于項目設計中各類資源配

84、置而言：上網電價和上網電量對于新能源裝機量的影響存在一個敏感性較高的區間，在該區間內上網電價和上網電量的政策要求變化對于項目方在進行項目設計和配置時作為邊界條件影響較大。其中，上網電價的變化敏感區間在新能源的度電成本附近；上網電量比例限制的敏感區間為10%附近。禁止電量下網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定，具體表現在不僅提高了對于新能源裝機量的需求，還增加了對于儲能或儲氫的配置需求。對于綠氫制氫成本而言：電量上網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電價和上網電量比例限制的高度相關。不考慮售電收益的情況下，上網電價和上網電量比例限制對于制氫成

85、本影響不大?？紤]售電收益的情況下，更高的上網電價和上網電量比例將帶來更高的售電收益，從而降低制氫成本。對于項目運行而言：項目運行中與電力系統相關的變量（上網電量比例、下網電量比例、棄電率等）是相互關聯的，項目想要降低上網電量比例意味著將提高下網電量的需求，并且增加棄電率。因此在政策設計上需要考慮不同變量之間的相互關系，進行政策的綜合設計。rmi.org/31氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第六章.項目場內靈活性：促進綠氫項目的運行自主性和電網友好度的調節方式儲電設施和儲氫設施是綠氫項目在設計建設過程中配建的，主要用以滿足項目負荷的調節需求，屬于項目場內調節資源。與依托已經建成的

86、公共電網這一場外資源進行調節不同，場內調節資源需要與綠氫項目一起進行規劃和建設，項目方擁有一定程度的自主性決定場內資源的配置方式和容量大小。目前，部分地區對綠氫項目的電儲能配置比例有一定要求，項目方需要配置不低于政策要求的電儲能設施，電化學儲能是目前普遍應用的技術選擇之一。儲氫設施作為最靠近用氫負荷的調節選擇，能直接、高效地應對綠氫產量的變化，保障終端氫氣供應的相對穩定。儲電設施作為靠近電源端的調節選擇，通過平抑新能源出力的波動，調節對電解槽的供電曲線，從而達到平穩綠氫產能曲線的目的。不僅如此，儲電設施還能確保電解槽的工作負荷在其要求范圍內，增加了對電解槽設備穩定性的保障。6 1.儲氫設施是綠

87、氫項目用氫負荷穩定運行的必備選項在基準情景下模擬結果顯示，綠氫項目傾向于選擇配建儲氫罐來實現場內的靈活性調節，而不選擇配建電化學儲能，并且此時儲氫罐容量等效為22小時的最大產能，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儲能的主要原因在于：從經濟性的角度，低壓儲氫比電化學儲能在單位能量的成本上更低。在同樣的發電條件下，假設發電成本為1，儲1kg氫的單位能量成本為52.64。而通過儲電再制取1kg氫的單位能量成本為58.33，比儲氫高10.8%。從運行特性上，儲氫設施由于目前可進行更長時間尺度的調節，而配建的電化學儲能的儲能時長主要以4小時調節為主，因此儲氫設施可以更大程度地參加日內乃

88、至多日的調節。以圖表19為例，對于5月5日和5月6日這種需要連續多日調節的情況，電化學儲能自身調節能力不足難以參與，此時儲氫由于容量充足，可以連續兩日利用儲存的綠氫為下游生產提供穩定負荷。圖表19.儲氫設施與電化學儲能典型調節曲線來源：落基山研究所10080604020010080604020005/0305/0405/0505/0605/0705/0805/0905/1005/11%電化學儲能剩余電量（比例）儲氫罐實時儲氫量（比例）rmi.org/32氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究儲氫設施是在多數情景下綠氫項目的必備選擇。情景模擬結果顯示，即使在強制配儲情景下，綠氫項目依然

89、會選擇不小于10小時等效最大產能的儲氫設施。這也意味著，在現有政策關于公共電網可提供的場外調節能力的限制下，綠氫項目難以單獨依靠儲能實現場內靈活性配置要求，必須依賴儲氫設施為綠氫供應提供容量更大、反應更直接的波動調節能力。6 2.強制配儲提高制氫成本，但可以節省項目運行成本并減輕電網運行壓力在固定儲氫量且固定風光裝機量的情況下，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致制氫成本上升。由于在無配儲的情景下，上網電量已經達到政策要求的最大上網電量要求限制，因此即使提高配儲比例，上網電量也并不會增加，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

90、例上升導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，即配儲比例每增加5%，制氫成本上升1%1.7%（見圖表20）。圖表20 不同配儲比例下制氫成本變化來源：落基山研究所盡管強制配儲增加了綠氫項目成本，但為減輕電網運行壓力提供了正外部性（見圖表21）。降低下網電量需求：更高配置比例的電化學儲能在同等的儲能小時數下擁有更大的功率和容量，因此能夠在新能源出力不足時提供更多的電量支撐，從而減少這些時段的下網電量。強制配儲比例每增加5個百分點，下網電量比例減少約4%。降低下網功率需求（見圖表22）：在無配儲情景下，綠氫項目全年約20%的天數的日內最大下網功率達到了變壓器的最高下網功率；

91、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67%的天數對電網不存在電量下網需求；在25%的配儲比例下，這一比例增加至74%。降低棄電率：棄電率刻畫了項目對電量上網的需求。配儲比例越高，項目通過儲能存儲的富余電量越高，棄電量因此下降且幾乎呈線性下降。強制配儲比例每增加5個百分點，棄電率下降0.30.5個百分點。強制配儲減輕了電網運行壓力的同時也為項目本身減少了運行費用。下網電量比例的減少直接帶來了與購電量相關的電量電費的減少和與月最大下網功率相關的基本電費的減少，節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

92、加為非線性關系，其中在配儲比例為15%20%間基本電費降幅最大，為4%。181614121086420元/千克無配儲5%10%15%20%25%LCOH（不含賣電收益）LCOH（含賣電收益）rmi.org/33氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究圖表21 不同配儲比例下項目運行情況來源：落基山研究所圖表22不同配儲情景年內日最高尖峰負荷對比來源：落基山研究所MW40035030025020015010050023天24天0102030405060708090100110120130140150/365天無配儲配儲25%萬元10,80010,40010,0009,6009,2008,

93、8008,4000%876543210電量電費基本電費下網比例棄電率無配儲5%10%15%20%25%rmi.org/34氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究此外，我們還觀察到，隨著配儲比例的增加，電化學儲能的年利用率有所下降。當配儲比例為5%時，電化學儲能的年利用率為7.3%，而當配儲比例提高至25%時，年利用率降至5.8%。利用率的下降也導致了配儲效益的增速變緩，在圖表21中，當配儲比例從20%上升到25%時，下網電量比例和相應的電量電費的下降斜率都有所減小。6 3.綠氫系統對于電化學儲能功率的需求優先于對于儲能時長的需求國內部分地區對綠氫項目中電化學儲能配置提出了要求，并且以

94、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，分別設置了4小時、8小時和12小時的儲能時長，裝機分別為516MW、258MW和172MW。模擬結果顯示，功率更大的4小時儲能在綠氫項目中調節作用發揮得更加充分：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用次數更多，而且整體充放電電量更大。12小時儲能與4小時儲能相比，充放電次數降低了28.5%，且充放電電量降低了30.4%。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的需求越低（見圖表24）。三

95、組儲能時長下，項目上網電量都接近20%的最大限制，但4小時儲能下網電量比例更低，且儲能時長越長下網比例不斷提高。三組情景對比下，儲能時長越長，棄電率也越高，即對電量上網的需求也越高。與此同時，下網電量的減少節省了項目的購電費用從而導致了更低的制氫成本。隨著儲能時長的增加，含賣電收益和不含賣電收益的制氫成本均增加。圖表23 相同容量電化學儲能不同儲能時長下儲能充放次數對比來源：落基山研究所4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000-28 5%4小時儲能8小時儲能12小時儲能儲能充放次數2,6112,7673,651rmi.org/35氫電耦合發展報告：基于綠氫

96、項目尺度的發展策略研究圖表24相同容量電化學儲能不同儲能時長下綠氫項目運行情況來源：落基山研究所綜上，由于綠氫項目已經選擇了儲氫設施作為長時間尺度的調節來源，對于電化學儲能設施的需求主要表現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小時儲能在系統中得到了更充分的調用。實際上，若綠氫項目配置的儲能在保證功率的同時提高儲能時長，將對于系統調節發揮更大作用，但需要綜合考慮投入的成本。6 4.小結與建議在場內靈活性的討論結果顯示，綠氫項目從自身經濟性角度和為了滿足負荷的需求會自發配置儲氫設施。配置電化學儲能會增加綠氫項目項目成本，但能降低電網調節需求。因此，在配儲政策上應綜合考慮

97、配儲對綠氫項目本身和對電網系統的影響。在場內調節資源相關的政策設計上：有關儲氫設施配置的相關政策要求可適當從簡，由項目發揮自身配置的積極性，根據項目情況自主優化決定。從配儲比例來看，配儲比例越高時電化學儲能利用率越低，且配儲比例超過20%后，電化學儲能對于系統穩定運行的邊際作用降低，此時制氫成本仍呈線性增加。為保證電化學儲能利用的經濟高效，配儲比例的政策要求可以在20%的范圍內。從配儲時長來看，儲能主要用于日內的波動調節，在已經配備了儲氫設施的情況下，當儲能容量一定時，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備參與調節。因此，在綠氫項目電化學儲能配置的相關政策

98、設計上，為對項目運行和電網運行波動的影響，應重點對最低配儲比例進行探討，可適當放寬對配儲時長的要求。元/千克20151050%1098765432104小時儲能8小時儲能12小時儲能17.2613.4617.2913.5117.3413.554.1%4.4%4.6%3.2%3.6%3.8%棄電率下網比例LCOH（不含賣電收益）LCOH（含賣電收益）rmi.org/36氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究第七章 總結與建議：立足發展階段，建立推動產業蓬勃發展的政策機制和項目決策體系綠氫產業是雙碳目標下未來能源體系中的關鍵產業?，F階段，綠氫產業仍處于發展初期，利用好政策與市場工具，引導

99、產業規?；l展、降低綠氫供應成本是當前的重點任務。本報告以內蒙古的風光制氫項目為研究案例，定量化地探討了綠氫項目開發和運營過程中關鍵政策變量與項目投資運營決策之間的互動關系。本報告致力于通過模擬、優化和分析結果，為政策制定者進一步優化綠氫項目配置政策提供可參考的建議，為業主加快推進投資決策與項目落地提供可參考的判斷依據，助力推動風光制氫一體化項目乃至整個綠氫產業蓬勃發展。按照綠氫項目政策中的具體變量，本研究發現：上網政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風光制氫項目余電上網部分電量的收益，對成本最優場景下風光發電資源的裝機量、超配比例和產品經濟性起決定性作用。允許上網的余電電量比例越高，最優場

100、景下的風光裝機水平越高，風光超配情況越明顯，項目總規模越大，當上網電量限制從10%調整至20%時，風光裝機總量增加3%，將上網收益納入核算的平準化氫成本下降11%，但不考慮上網收益的平準化氫成本上升2%。上網電價水平對成本經濟性也有明顯影響，電價水平越高，將上網收益納入核算的平準化氫成本越低。電價水平在新能源平準化度電成本附近時，電價水平變化對風光裝機配置總量和風光配比的影響更加顯著。下網政策將決定場內儲能配置情況，下網電量比例限制調整至5%或更低時，繼續嚴格限制下網電量將顯著推高項目成本。模擬結果顯示，在當前各項政策約束下確定的最優場景中，下網電量水平通常不會觸及10%這一限額，一般在4%-

101、8%左右，下網限額這一政策變量對項目配置的影響不明顯。但當限額調整至5%以下時，下網電量限制將開始影響場外靈活性供給，靈活性需求向場內靈活性擠壓，項目方或需通過提高場內靈活性資源配置來補足靈活性需求，顯著推升項目成本。電化學儲能配置政策直接影響系統成本，現階段，業主方出于成本考慮一般缺乏超配電儲能設施的動力，但配置電化學儲能對于項目所在地電網而言具有外部性收益。測算顯示，電化學儲能在本研究所列的靈活性供給選項中不具有比較優勢，除個別有嚴格電網交互限制的場景外，電化學儲能不是項目自然選擇的靈活性資源，電化學儲能的配置需要借助政策要求，項目方一般按照政策要求下限加以配置，按照政策要求配置4小時、1

102、5%的電化學儲能與無配儲的情景下相比，初始投資成本提高7%。政策約束下配置電化學儲能后，相比于無儲能配置的情況下，下網電量下降13%，項目對當地電網更友好。與電化學儲能相比，低壓儲氫是具有比較優勢的場內靈活性選擇，政策變量對配置的影響較小。相比于電化學儲能，低壓儲氫的比較優勢體現在循環次數和充放功率方面。因而在需要連續穩定供氫的場合，在土地和初始投資較為寬松時，最優場景傾向于在低壓儲氫和電化學儲能中優先配置前者。rmi.org/37氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究從政策制定的角度，建議：審慎設定和調整上網電量比例限制，適時調整上網電價。上網電量比例限制的調整和電價水平的變動將直

103、接影響風光裝機配置規模和綠氫產品經濟性。若考慮推行更嚴格的上網電量比例要求，需要重點評估調整前后的項目和產品經濟性的變化，避免政策調整對產業發展帶來不利影響。余電上網電價方面，價格水平的變動可能為產品經濟性帶來最高30%左右的浮動，以燃煤基準價上網可能驅動項目過量配置風光裝機，以較低水平補償上網電量會影響項目經濟性，建議在價格政策調整時參考項目所在地風光發電平準化成本上網電價區間確定余電上網價格水平。合理確定下網電量限制比例，在現有基礎上可以有小幅收緊，但需留有余量?，F行條件下，下網電量比例限制相對寬松，對項目的決策和運行影響不顯著，小幅收緊下網電量限制不會對項目和產品經濟性形成決定性影響。嚴

104、格限制下網電量將顯著提升項目成本，推高項目內發電和儲能裝機的冗余，因此在調整下網電量限額時需留有余量，避免導致項目低效配置。權衡電化學儲能配置的比例和時長要求，平衡現階段業主的成本可負擔性和未來綠氫項目大規模發展后電網的調節需求。與其他場內場外靈活性資源相比，電化學儲能在經濟性方面不具有比較優勢，項目內電化學儲能配置需要政策加以引導。項目配置電化學儲能會帶來正外部性，惠及項目所在地電網。在氫儲能方面，適當推動長周期儲能的先行先試。項目內低壓儲氫設施發展對政策端的需求較弱；由于可再生能源存在季節性供給波動，政策端可適度考慮在跨季節儲氫方面支持早期超前探索。從綠氫項目業主的投資與運營角度，我們建議

105、：場外靈活性配置方面，存量項目業主可優先關注上網電價調整趨勢，增量項目開發商還需重點關注上網電量限制的變化情況。存量項目中各類發電和儲能裝機配置已經完成，因而項目優化策略主要側重在運行層面?？紤]到全國統一電力市場（尤其是電力現貨市場）建設的快速推進，余電上網電價又對產品經濟性有顯著影響，存量項目需將高比例可再生電力系統下電價變化的整體趨勢作為關鍵因素納入決策。增量項目方面，上網電量和電價約束將共同影響項目內各技術的最優裝機規模，業主需重點核算各個政策組合下產品經濟性的變化情況，分析項目和產品經濟性相對于政策調整的敏感程度，確保項目在政策約束變化時取得穩健的收益水平。場內靈活性配置方面，預留好場

106、內靈活性再開發的空間和與預案，為中遠期靈活性供需關系變化留好應對空間。從中遠期看，隨著電網可再生能源比例的提升和綠氫項目規模的發展，公共電網提供的場外靈活性資源將越來越體現備用與應急的屬性，綠氫項目的常規靈活性調節將更多地依賴場內靈活性資源。當政策制定者通過市場和行政機制引導這一趨勢時，既有項目有可能通過場內靈活性資源的再開發實現收益優化，因此項目業主可預留項目場內靈活性資源再開發的預案，更好地應對未來政策與市場環境調整。rmi.org/38氫電耦合發展報告：基于綠氫項目尺度的發展策略研究參考文獻1 國家發展改革委，國家能源局，氫能產業發展中長期規劃（20212035年），https:/ 李婷

107、，劉瑋等，開啟綠色氫能新時代之匙：中國2030年“可再生氫100”發展路線圖，落基山研究所，中國氫能聯盟研究院，https:/ 李抒苡，薛雨軍，王珮珊等,集群化發展助力低碳轉型之：工業場景中大規模綠氫應用模式研究,落基山研究所，https:/ 李婷，譚光瑀，王喆，張博雅，中國氫儲運中長期布局圖景和技術展望，落基山研究所，https:/ 李婷，劉瑋等，開啟綠色氫能新時代之匙：中國2030年“可再生氫100”發展路線圖，落基山研究所，中國氫能聯盟研究院，https:/ 李婷，劉瑋等，開啟綠色氫能新時代之匙：中國2030年“可再生氫100”發展路線圖，落基山研究所，中國氫能聯盟研究院，https:/

108、 李婷，劉瑋等，開啟綠色氫能新時代之匙：中國2030年“可再生氫100”發展路線圖，落基山研究所，中國氫能聯盟研究院，https:/ 中國電力科學研究院，電氫耦合發展報告：2023年，中國電力出版社，20249 中國電力科學研究院，電氫耦合發展報告：2023年，中國電力出版社，202410 中國電力科學研究院，電氫耦合發展報告：2023年，中國電力出版社，202411 李遠，讓內蒙古的風，點亮萬家燈火，人民日報，http:/ 內蒙古清潔能源產業協會，2022年內蒙古電力工業運行情況，https:/ 內蒙古自治區二零二一年電力能源的有關指標及情況，內蒙古新能源網，https:/ 中國氣象局，中國

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110、ww.renewables.ninja/，202421 內蒙古自治區人民政府，內蒙古自治區能源局，內蒙古自治區能源局關于印發實施2022年度風光制氫一體化示范項目的通知，https:/ 內蒙古自治區人民政府，內蒙古自治區能源局，內蒙古自治區能源局關于實施興安盟京能煤化工可再生能源綠氫替代示范項目等風光制氫一體化示范項目的通知，https:/ 內蒙古自治區投資項目在線審批辦事大廳，https:/ 重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。RMI.Innovation.Center22830 Two Rivers RoadBasalt,CO 81621www rmi org 2024年12月，落基山研究所版權所有。Rocky Mountain Institute和RMI是落基山研究所的注冊商標。