深度| 綠氫商業模式發展與展望
來源：轉載 2023-05-25
1綠氫示范項目模式分析
目前，國內外已建成眾多綠氫示范項目，大體上可分為3類，分別是配用電側/微網側電氫耦合項目、新能源基地規模化制氫與綜合利用項目以及氫能靈活調節項目。
1.1配用電側/微網側電氫耦合項目
配用電側/微網側電氫耦合項目的關鍵特征是：利用氫電耦合技術開展制氫、儲氫、用氫全流程示范。此類項目的電-氫耦合模式基本一致，氫能流主要包括：電解水制氫→儲氫罐→氫燃料電池汽車加氫+燃料電池發電用氫；電能流主要包括：可再生能源發電+氫燃料電池發電→電化學儲能→質子交換膜（Proton Exchange Membrane，PEM）電解水制氫用電+電動汽車快充用電，示意圖如圖1所示。不同項目中設備配備的容量參數不同，具體如表1所示。
不同項目各具特色，寧波慈溪氫電耦合直流微網示范工程是國內首個電-氫-熱-車耦合的±10 kV直流互聯系統，同時充分利用燃料電池發電產生的熱能供熱；杭州亞運低碳氫能示范工程建成柔性直流配電網絡，并與格力電器合作，進一步研究直流充電、空調變頻等典型近用戶側技術應用；麗水縉云水光氫生物質零碳能源示范項目通過電網供電制氫，氫氣應用場景更加多元化，包括利用綠氫“提純”沼氣制取生物天然氣。
1.2新能源基地規模化制氫與利用項目
新能源基地規模化制氫與綜合利用項目的關鍵特征是：規模化制氫與多元化利用。此類項目基本分布在風光水電資源豐富地區，主要由風電/光伏發電、電解水制氫、氫氣利用三大系統單元組成，示意圖如圖2所示。
甘肅“液態太陽燃料合成示范項目”是國內首個太陽能燃料生產示范工程，光伏電解水制取的氫氣與汽化后的二氧化碳在催化劑作用下反應合成甲醇，可作為低碳運輸燃料；中石化新疆庫車綠氫示范項目是全球在建的最大光伏綠氫生產項目，項目生產的綠氫將供應中國石化塔河煉化，開創綠氫煉化新發展路徑；寶豐能源一體化太陽能電解水制氫項目所產氫氣，供給加氫站，以及化工系統生產聚乙烯、聚丙烯等上百種高端化工產品，與現代煤化工耦合制高端化工新材料。
1.3氫能靈活調節項目
氫能靈活調節項目的關鍵特征是：將氫能作為電力系統的可調節資源。一方面，電制氫裝置可以在源側直接追蹤新能源波動性出力，促進可再生能源的就地消納；另一方面，電制氫裝置可與儲氫、燃氫發電相配合，在新能源出力不足、電力供應緊張時段提供發電出力，保障新型電力系統全時段電力電量平衡，示意圖如圖3所示。
目前，此類項目數量相對較少。安徽省六安市的兆瓦級氫能綜合利用項目是電網領域首個兆瓦級PEM制氫示范，電制氫裝置作為可控負荷，將過剩的電力轉化為氫能進行儲存，并與兆瓦級燃料電池發電站相結合實現“削峰填谷”；德國美因茨項目中，制氫裝置與中壓電網及周圍的4個風電場相連接，當現貨市場中可再生電力價格較低時，則判定此時風電“過剩”，并啟動制氫設備，其余時間風電機組則并網發電。
2綠氫項目發展趨勢研判
目前已開展的綠氫示范項目中，或是側重于制氫、儲氫、用氫關鍵技術的全流程示范，或是側重于氫氣規模化制取與利用，尚未充分發揮氫能可作為靈活性資源、長周期儲能和新能源外送新載體的優勢。
未來，制氫廠商與電網企業應積極合作，通過實際運行驗證電-氫耦合對追蹤新能源出力、長周期系統調節的價值與作用，推進綠氫示范項目規劃與落地，實現“雙贏”。
2.1如何實現“雙贏”
綠氫示范項目將不可避免地面臨“新能源發電設備利用率高”與“氫能規模化生產設備利用率高”之間的矛盾。即便在風光資源稟賦較好的西北地區，光伏利用小時數基本不超過2500h，風電利用小時數不超過3000h。
如果電制氫設備用電完全依賴新能源發電機組，較低的設備利用率將抬高氫氣平準化成本，需考慮提高風電光伏與電制氫設備容量配比，或是在自建新能源電站出力不足或存在波動時從電網購電，以提高制氫設備利用率、降低氫氣全生命周期平準化成本。 從電網企業的角度來看，大電網起到了為制氫設備調峰并提供備用的作用，在一定程度上是為波動性新能源“反向調峰”，將加大電網安全穩定運行壓力。
電網企業希望電制氫設施作為高度可調節負荷，通過靈活運行方式參與大電網調峰，有效緩解大電網消納新能源的壓力。 從制氫廠商的角度來看，電耗成本占據氫氣標準化成本的60%以上。而電制氫設施作為“能上能下”的可調節負荷，動態響應能力優異，可結合自身負荷特性適時參與調峰、調頻，并獲得相應的經濟補償，將有效提升綠氫經濟性。
因此，雙方應圍繞電制氫設備作為高度可調節負荷參與電網調峰、調頻服務開展合作，并推進相關電-氫耦合模式落地應用與推廣。
2.2遠期綠氫項目研判
遠期來看，綠氫項目應包含自建光伏/風電電站、電制氫設施、儲氫罐等3個關鍵組成部分，視設備成本高低以及利用小時情況決定是否配備電化學儲能以及氫燃料電池（或燃氫汽輪機機組），同時具備輔助服務提供商和電力用戶兩種角色，并將電力價格作為綠氫項目中各設備啟停的指導信號。
當電力市場足夠成熟時，價格信號將真實地反映電力商品在時間和空間上的供需關系，引導綠氫項目在輔助服務提供商、電力用戶兩種角色定位之間實時轉換，以響應市場價格波動，賺取收益的同時提升電網調節能力。
未來綠氫項目的結構與圖3類似，其運營模式如下。
電制氫設備采用自建光伏/風電電站+電網+電化學儲能聯合供電模式，最大程度地降低電耗成本。當電網電價低于自建光伏/風電電站的度電成本時，此時電網中電能供給過剩，電制氫設備采用電網供電，自建光伏/風電機組所發電力存儲于電化學儲能中；當電網電價高于自建光伏/風電電站的度電成本時，電制氫設備采用自建光伏/風電電站供電，若自建光伏/風電機組所發電力不足時，由電化學儲能機組補足缺口。
電制氫設備制取的氫氣或就地利用、或存儲于儲罐中。當輔助服務市場中調頻、調峰服務價格高于一定水平時，項目將由電力用戶轉變為輔助服務提供商。此外，當現貨市場的電價較高時，此時電能缺口較大，電力供需關系緊張，電制氫設備關停，利用儲罐中的氫氣供給燃氫機組或氫燃料電池，向大電網“反送”電能。
同時，項目自建風電、光伏電站所發電量全額上網，以賺取收益。總體來看，綠氫項目未來的盈利空間與發展潛力巨大，但目前相關示范項目的模式種類較為單一，未能充分發揮氫能可以實現靈活調節與長周期存儲的優勢，電-氫協同效應尚未充分發揮。
因此，制氫廠商亟需與電網企業通力合作，針對近期重點布局的新能源制氫示范項目，通過實際運行驗證電制氫作為可調節負荷追蹤新能源出力和支撐大電網靈活運行的可行性；
中遠期待電力市場逐步成熟后，將新能源制氫設備與儲氫、燃氫發電機組相結合，驗證電-氫-電“雙向耦合”的經濟性，迭代優化其適用場景與運營模式。
3關鍵問題與重點舉措
3.1關鍵問題
目前，大部分綠氫項目仍處于示范階段，為推動綠氫項目規模化應用，需重點解決以下3個關鍵問題。
1）從宏觀層面來看，我國缺乏針對電、氫兩種能源系統協同利用的科學規劃與協調統籌，相關政策體系與標準體系仍不健全。電力、氫能產業呈現“各自為政”的狀態，未考慮不同能源系統之間的耦合互動。
例如：在進行電力系統規劃時，僅考慮了電源、電網之間的匹配情況，未考慮電-氫協同背景下，大量可再生能源制備成氫氣后，終端氫氣的消費與利用問題。而目前輸氫管道、加氫站等基礎設施發展薄弱，儲運效率較低、成本居高不下，進一步阻礙了綠氫項目的規模化推廣。
2）綠氫相較于化石燃料制氫的經濟競爭力較低，且其作為調節資源的價值難以體現。目前，電制氫的全生命周期平準化成本為15～20元/kg，仍高于煤制氫價格。需通過市場化手段，設計更細顆粒度的市場機制，充分體現電制氫、儲氫等設備的調節價值，保證電-氫協同項目的經濟性與可持續發展，助力各類靈活性資源充分發揮調節潛力。
3）綠氫相關核心技術、設備系統等有待進一步提升，部分設備所用關鍵材料仍依賴進口。例如：國內質子交換膜電解水技術所用貴金屬催化劑用量高于國際先進水平，導致成本高昂；氫液化系統核心設備仍然依賴進口；燃料電池的綜合效率、電堆功率和耐久性，以及燃料電池車的加氫速度、續航里程方面與國際先進水平存在較大差距。
3.2重點舉措
針對目前制約綠氫項目規模化推廣的瓶頸問題，提出“五位一體”重點舉措體系，如圖4所示。
1）加強協同規劃與頂層設計
統籌我國新型電力系統的靈活性資源需求發展趨勢，按照差異化的原則，結合典型應用場景，做好電能、氫能系統的協同規劃。
首先，在國家層面明確相關的牽頭主管部門，及該部門的權限與責任。具體應包括：統籌制定電-氫協同戰略發展路線圖，明確氫能的戰略性新興產業的定位，提出氫能、電-氫產業協同發展基本原則及各階段目標，部署推動氫能、電-氫產業高質量發展的重要舉措。
其次，在橫向建立有效的跨部門協調機制，在縱向省-市-區縣-園區政策傳導、實施和反饋機制。加強電力公司、氫能產業相關公司、管網公司等的溝通協調，建立聯合工作小組，克服行業壁壘等問題；推動打造電-氫協同系統建設互動、共享、共贏的生態圈，保障電-氫協同規劃成果的快速有效落地。
此外，應特別注意加強輸氫管網等基礎設施投資與建設。具體包括：優化技術設施管理水平；注重與已有氫氣、電力和天然氣基礎設施資源的優化整合，推動現有裝置設備改良升級；并建立相關基礎設施合作共享機制。
2）研究制定配套政策體系
通過強制型、激勵型政策措施的有機結合，為電制氫企業給予一定的補貼和優惠電價政策對沖前期運營成本，提高項目回報率，提高企業布局綠氫項目的積極性。
在強制型政策方面，通過為綠氫加貼“標簽”以辨識，并針對氫能終端利用企業制定較為嚴格的綠氫占比目標。
在激勵型政策方面，具體可包括：在產業發展初期為電制氫廠商提供優惠電價政策與經濟補貼；為金融機構向相關企業發放碳減排貸款提供便利，提供貸款支持力度，降低貸款利率水平；對相關企業購進生產設備時所支付的增值稅，實行即征即返、全額或部分返還的優惠政策，降低項目建設期資金負擔；廣泛吸收社會資金建立綠氫發展產業基金。
3）健全相關市場機制
首先，完善“兩個細則”，明確電制氫負荷作為主體參與輔助服務市場的準入條件；建立健全輔助服務費用分擔共享機制，為電-氫互補模式通過輔助服務獲得收益創造良好的市場條件；提升輔助服務市場品種的豐富性、價格信號的及時性、成本收益分攤的公平性等。
其次，建立需求響應常態化機制；引入電制氫等需求側可調節資源聚合后作為獨立第三方主體參與市場，挖掘需求側資源調節電力供需平衡的能力。
最后，完善信息披露機制，發揮信息披露在吸引電-氫協同項目主體參與、引導資源優化配置、提高市場競爭效率等方面的作用。
4）加快標準制定
首先，完善對電-氫等可調節負荷參與電網互動的相關標準。開展并網型制氫項目與電力系統間聯絡線運行方式的梳理工作；研究制定電制氫、儲氫、燃氫機組等主體參與電力系統協同運行的管理辦法，明確運行方式、運行界限、性能標準、技術規范和責任義務等；明確支持電制氫項目等自行配置一定容量的儲能，提高其與電力系統互動能力，使之逐步成為電力系統靈活調節資源。
其次，加強多能互補相關技術標準制定和對外輸出。制定電-氫等多能互補行業規范以及項目質量、安全、建設、測試等方面的標準；研究明確儲氫等設施的質量審查、消防驗收、安全處置等環節與電網相關的安全責任劃分。
5）部署重點項目
統籌地方基礎條件，因地制宜開展綠氫重點項目建設，推動電-氫協同模式的推廣應用，建設電-氫互補的跨網互濟示范工程。
首先，在新能源富集地區，建設“風光氫儲一體化”示范工程，促進大規模產業集群化建設。
其次，在大規模新能源匯集等電網節點探索建設氫儲能電站，參與電網靈活性調節。
最后，在重卡、物流車輛需求密集區，因地制宜建設分布式電制氫加氫站和充電站融合的油電氫等一體式綜合能源服務站，探索與電網互動機制和商業模式可行性。
結論
文章基于對國內外現有綠氫示范項目的分析研究，明確了配用電側/微網側電氫耦合項目、新能源基地規模化制氫與綜合利用項目以及氫能靈活調節項目3類典型模式與特征，并研判了其未來發展趨勢。
在此基礎之上，針對目前綠氫項目規模化推廣與電-氫協同效應充分發揮所面臨的關鍵問題與挑戰，提出相應的解決措施。具體結論如下： 1）配用電側/微網側電氫耦合項目的關鍵特征為利用氫電耦合技術開展制氫、儲氫、用氫全流程示范；
新能源基地規模化制氫與綜合利用項目的關鍵特征為規模化制氫與多元化利用；氫能靈活調節項目的關鍵特征為將氫能作為電力系統的可調節資源。 2）制氫廠商與電網企業應在近期重點布局新能源制氫示范項目，通過實際運行驗證電制氫作為可調節負荷追蹤新能源出力和支撐大電網靈活運行的可行性；
中遠期待電力市場逐步成熟后，將新能源制氫設備與儲氫、燃氫發電機組相結合，驗證電-氫-電“雙向耦合”的經濟性。 3）為充分發揮綠氫項目的電-氫協同效應，應對電力與氫能產業進行協同規劃，完善配套政策與標準，提高核心技術自主化水平，以提升綠氫經濟性。
未來，研究團隊將進一步開展電-氫協同相關的政策模擬仿真工作，以期明確我國綠氫產業發展路徑，并助力新型電力系統建設。
【《南方能源建設》2023 年 第 10 卷 第 3 期 】
