中國儲能網(wǎng)訊：電-氫協(xié)同發(fā)展是實現(xiàn)雙碳目標的關(guān)鍵路徑，也是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐。電力現(xiàn)貨市場的電價機制對氫儲能具有顯著引導(dǎo)作用，有助于彌補電-氫轉(zhuǎn)換效率損失，綜合利用電解槽和燃料電池參與輔助服務(wù)是提升盈利能力的關(guān)鍵策略之一，統(tǒng)籌可再生能源制氫和售氫業(yè)務(wù)可大幅提升整體經(jīng)濟效益，是實現(xiàn)售氫盈利策略向未來電力市場盈利的有效過渡手段。
目前，全球能源正向著綠色減碳方向發(fā)展，而氫能是這一能源變革的必然選擇。依托多功能性和清潔性的獨特優(yōu)勢，氫能與電力系統(tǒng)形成了耦合互補的形態(tài)特征，并在交通、工業(yè)等多個領(lǐng)域提供深度脫碳的解決方案。據(jù)國際能源署報告，2030年全球綠氫產(chǎn)能預(yù)計達3800萬噸。我國綠氫產(chǎn)業(yè)預(yù)計在2030年后進入規(guī)?；l(fā)展階段，綠氫替代總需求將從2030年的800萬噸擴張至2060年的1億噸規(guī)模，并在2040年后綠氫需求量超過美國。氫能產(chǎn)業(yè)的快速擴張為新型電力系統(tǒng)提供了新發(fā)展引擎。然而，在統(tǒng)籌規(guī)劃電-氫協(xié)同發(fā)展格局時，如何精準發(fā)力，構(gòu)建深度融合的電-氫產(chǎn)業(yè)體系、賦能推動經(jīng)濟社會發(fā)展，仍是一項至關(guān)重要且復(fù)雜的戰(zhàn)略任務(wù)。
電-氫耦合技術(shù)正從電解水制氫、氫能汽車船舶等元件級的前瞻研究，邁向系統(tǒng)級的戰(zhàn)略布局，為促進電-氫耦合與經(jīng)濟發(fā)展，本文提出了符合我國氫能建設(shè)情況的電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的多維商業(yè)運營模式與發(fā)展策略。首先，梳理總結(jié)了國內(nèi)外電-氫領(lǐng)域發(fā)展態(tài)勢與典型電-氫項目建設(shè)現(xiàn)狀。其次，提出了電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)多維商業(yè)模式，并在不同邊界條件下進行盈利空間測算。最后，結(jié)合國內(nèi)外電-氫發(fā)展趨勢與我國電-氫發(fā)展區(qū)域特征，因地制宜提出電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)商業(yè)模式發(fā)展的政策建議。
電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)內(nèi)涵與發(fā)展態(tài)勢
● 電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)內(nèi)涵
電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)是一種結(jié)合電能和氫能的儲能與轉(zhuǎn)換系統(tǒng)，旨在實現(xiàn)能源高效利用和可再生能源的最大化整合，如下圖所示。其運行的基本原理是通過電解水制氫，將電能轉(zhuǎn)化為氫能儲存，并在需要時通過燃料電池或燃氫機組將氫能重新轉(zhuǎn)化為電能，形成“電-氫-電”循環(huán)利用，從而實現(xiàn)不同能源形式的互補協(xié)同。
↑ 電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)結(jié)構(gòu)
與其他新型儲能系統(tǒng)相比，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)在可再生能源集成、季節(jié)性儲能、與電網(wǎng)互補、“碳中和”目標實現(xiàn)等方面具有如下優(yōu)勢與形態(tài)特征：在電源側(cè)，電解槽具備較大的靈活調(diào)節(jié)空間，可實時追蹤可再生能源出力，實現(xiàn)輸入功率秒級、毫秒級響應(yīng)，為電網(wǎng)提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)。摻氫/純氫燃氣輪機則作為可控穩(wěn)定電源，在提供可靠出力的同時還能提供大量轉(zhuǎn)動慣量，保證電壓與頻率穩(wěn)定。
在電網(wǎng)側(cè)，利用氫儲能跨季節(jié)、長周期、大容量存儲特性，可積極參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)，提高電力系統(tǒng)靈活性與調(diào)節(jié)能力。此外，氫能的就地轉(zhuǎn)化和分散式管道供能特點，有助于減輕電網(wǎng)長距離輸電負擔(dān)和損耗。
在用戶側(cè)，通過氫燃料電池?zé)犭娐?lián)供、區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻、工業(yè)售氫業(yè)務(wù)及交通/建筑深度脫碳的應(yīng)用，可擴展氫能終端應(yīng)用范圍和綜合能源業(yè)務(wù)發(fā)展，推動電-氣-熱多能融合互補。
● 國內(nèi)外電-氫領(lǐng)域發(fā)展態(tài)勢
（1）國外電-氫領(lǐng)域發(fā)展態(tài)勢
美國關(guān)于氫能部署戰(zhàn)略主要集中于降低制氫成本和給予氫能財政補貼。為解決氫能產(chǎn)業(yè)面臨的技術(shù)成本難題，美國啟動了“氫能源地球計劃”，目標在2031年前將氫能的成本降至1美元/千克。財政支持是推動氫能發(fā)展的關(guān)鍵因素，2021年美國通過了《基礎(chǔ)設(shè)施投資和就業(yè)法案》，計劃提供80億美元建設(shè)區(qū)域清潔氫中心，10億美元用于研發(fā)電解水制氫技術(shù)等。同時，《通脹削減法案》首次引入了清潔氫生成的稅收抵免政策，根據(jù)制氫生命周期排放量分級給予補貼，其中綠氫生產(chǎn)商最高可獲得3美元/千克氫的稅收減免。
歐盟聚焦于氫能投資和市場構(gòu)建，力圖讓氫能市場發(fā)揮主導(dǎo)作用。2022年5月，歐盟委員會發(fā)布REPowerEU計劃，提出要建設(shè)首個歐洲可再生氫交易中心，開展歐元-氫能交易，積極構(gòu)建氫能市場框架。為進一步刺激和支持氫能投資，2023年歐盟委員會發(fā)布了歐洲氫能銀行計劃，并啟動首批氫能試點拍賣，累計吸引了132個投標項目。另一方面，歐盟各成員國密集推出綠氫及電解槽補貼政策。2023年，法國推出了40億歐元的“差價補貼合同”方案，以彌補清潔氫和灰氫之間的成本差距。
德國的氫戰(zhàn)略從啟動之時就專注于國內(nèi)和進口兼顧的發(fā)展原則，積極推進氫基補貼與國際合作。根據(jù)《可再生能源法（2021）》，德國將減免用于綠氫制取的可再生能源附加費，減免幅度最高可達100%。為保障綠氫企業(yè)的投資回報，德國將試點碳差價合約約定的碳價格與碳市場交易價格的差額由政府補足，從而降低制氫成本。同時，依靠從歐盟國家為主的地區(qū)進口，建立生產(chǎn)、運輸綠氫的合作機制，推出“綠色氫潛能地圖”項目與H2Globa計劃，通過投資擴大綠氫貿(mào)易范疇與價格需求確定性，強化氫能國際合作。
日韓基于自身資源劣勢，將氫能視為未來能源缺口的重要補充，同步開展國內(nèi)外制氫項目建設(shè)及氫能技術(shù)輸出。一方面，大力探索氫基能源利用技術(shù)，以建立供氫網(wǎng)絡(luò)計劃為框架，推動氫基能源在儲氫、發(fā)電、船舶等領(lǐng)域的應(yīng)用。2023年，日韓加氫站增量分別位居全球第二和第三。另一方面則積極布局海外制氫項目建設(shè)，形成新的氫經(jīng)濟增長點。2023年日韓兩國的各大企業(yè)在澳洲、東南亞等地簽訂了一系列綠氫項目開發(fā)協(xié)議。此外，韓國正計劃推出與美國類似的“清潔氫認證+稅收抵免”的補貼方案，以進一步支持氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
（2）國內(nèi)電-氫領(lǐng)域發(fā)展態(tài)勢
自2019年氫能首次寫入政府工作報告后，我國陸續(xù)出臺多項政策支持氫能發(fā)展。2020年3月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于加快建立綠色生產(chǎn)和消費法規(guī)政策體系的意見》，提出通過建立相關(guān)法規(guī)政策體系，為氫能等清潔能源技術(shù)的發(fā)展提供政策支持和激勵。2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021－2035年）》，明確了氫能在我國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型中的戰(zhàn)略定位，并提出探索可再生能源發(fā)電制氫支持性電價政策。2024年9月，中共中央、國務(wù)院出臺《關(guān)于加快經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型的意見》，強調(diào)了要統(tǒng)籌推進氫能的“制儲輸用”全鏈條發(fā)展，促使氫能的產(chǎn)業(yè)化和商業(yè)化應(yīng)用將得到更多政策支持。同年9月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于組織申報第二批綠色低碳先進技術(shù)示范項目的通知》，將煤電機組摻氫/摻氨發(fā)電納入綠色低碳示范項目，表明加速推動能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的政策導(dǎo)向。上述政策系統(tǒng)地明確了氫能的戰(zhàn)略定位和發(fā)展重點，為集聚氫能產(chǎn)業(yè)鏈和核心技術(shù)提供了指引。
從地方涉氫文件來看，各省市利好政策相繼出臺，成為支持氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重點推動力量。2020年，山東省發(fā)布《山東省氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（2020－2030年）》，提出要全力打造“中國氫谷”“東方氫島”兩大品牌，培育壯大以濟南和青島為重點的“魯氫經(jīng)濟帶”。作為全國首個燃料電池汽車示范城市群，廣東出臺《廣東省加快建設(shè)燃料電池汽車示范城市群行動計劃（2022－2025年）》，從關(guān)鍵零部件研發(fā)、加氫站建設(shè)等方面進行補貼。北京推出《北京市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展實施方案（2021－2025年）》，以冬奧會和冬殘奧會重大示范工程為依托，在京津冀范圍探索更多應(yīng)用場景供電、供熱的商業(yè)化模式。四川明確規(guī)定電解氫執(zhí)行單一制輸配電價0.105元/千瓦時，因地制宜打造以“綠色氫源”為核心的水電制氫。山西呂梁啟動“稅惠氫能”專項行動，2022年氫能企業(yè)通過稅費優(yōu)惠退稅超57億元，以“稅動力”助力打造氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展“新高地”。通過分析上述政策可知，各省市已不再單純依賴傳統(tǒng)的項目補貼形式，而是通過品牌打造、示范引領(lǐng)、商業(yè)應(yīng)用等方面來引導(dǎo)和支持集聚氫能產(chǎn)業(yè)鏈，同時推出電價優(yōu)惠、稅收減免、研發(fā)資金支持等多元化的激勵機制，進一步推動氫能產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)展。
從區(qū)域能源特征來看，各地區(qū)在氫能產(chǎn)業(yè)鏈中的功能定位各具特色。三北地區(qū)有望成為中國電解水制氫產(chǎn)能的主要聚集地，風(fēng)電制氫或風(fēng)光一體化制氫占比將逐漸升高。一方面，新疆維吾爾自治區(qū)、寧夏回族自治區(qū)、內(nèi)蒙古自治區(qū)等地風(fēng)/光資源豐富，對氫能綜合成本的快速下降具有重要作用；另一方面，上述地區(qū)分布有油氣加工、甲醇生產(chǎn)等一系列用氫裝置，能夠為氫能的大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用提供技術(shù)驗證并實現(xiàn)有效消納。東部沿海地區(qū)的風(fēng)電制氫模式有望成為中國綠氫產(chǎn)能主要來源。東部沿海各省陸上及海上風(fēng)電技術(shù)可開發(fā)量超過4太瓦；此外，東部沿海的眾多港口將為氫基能源的對外貿(mào)易提供先發(fā)優(yōu)勢。廣東省、上海市、北京市等氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)達地區(qū)則有望成為全國燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的重鎮(zhèn)。上述城市群內(nèi)擁有相對完善的產(chǎn)業(yè)鏈條和集聚優(yōu)勢，從核心零部件制造到整車研發(fā)生產(chǎn)，再到氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)及售后服務(wù)體系構(gòu)建，形成了完整的燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)生態(tài)。隨著燃料電池汽車在頭部城市的集中推廣，部署大型加氫站以及低成本的制氫加氫一體站逐漸成為發(fā)展重心。
（3）國內(nèi)外典型電-氫項目現(xiàn)狀
為準確把握電-氫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢，下表列舉了國內(nèi)外典型電氫-項目的建設(shè)現(xiàn)狀。
↑ 國內(nèi)外典型電-氫項目建設(shè)現(xiàn)狀
梳理可知，國內(nèi)外典型電-氫項目總體上可分為兩類：（1）可再生能源基地規(guī)模化制氫項目，主要指大型可再生能源基地通過電解水技術(shù)規(guī)模化制氫，生產(chǎn)氫能的同時消納富余風(fēng)光資源，典型如瑞典的H2GS項目、澳大利亞的亞洲可再生能源中心項目、德國的美因茨項目，國內(nèi)的內(nèi)蒙古光伏電站制氫項目和吉林的風(fēng)光制氫項目等；（2）配用電側(cè)/微網(wǎng)側(cè)電-氫耦合與綜合利用項目，這些項目制氫規(guī)模較小，但將氫能生產(chǎn)、存儲、消費等環(huán)節(jié)互聯(lián)互通，用以探索驗證電-氫耦合的運行靈活性，典型如日本的FH2R項目、國內(nèi)的浙江慈溪氫電耦合微網(wǎng)、大陳島氫能綜合利用工程和安徽六安氫能互補微網(wǎng)項目等。
電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)多維商業(yè)運營模式
● 多維商業(yè)運營模式分析
由于氫能產(chǎn)業(yè)尚未規(guī)?；懂a(chǎn)，目前電-氫項目主要以技術(shù)示范為主，核心在于突破氫能技術(shù)瓶頸問題，對于經(jīng)濟性問題則較少考慮。為推動氫能經(jīng)濟從構(gòu)想變?yōu)楝F(xiàn)實，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的商業(yè)化路徑與市場機制成為重點關(guān)注領(lǐng)域。
依據(jù)氫能經(jīng)濟的發(fā)展周期，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的盈利模式可劃分為3個階段，如下圖所示。
↑ 電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)盈利模式分析
初期階段，研究多元售氫模式。依托氫能的高熱值屬性，推動氫能在各領(lǐng)域作為能源載體的應(yīng)用，包括交通供能、工業(yè)供給等。以終端應(yīng)用為產(chǎn)業(yè)支柱，通過完善氫能銷售渠道和優(yōu)化氫能價格體系，提升氫能的市場接受度和應(yīng)用范圍。
中期階段，探索電力市場收益模式。利用電氫互補協(xié)同系統(tǒng)靈活運行特性，探索其參與電力市場的路徑，通過投標、提供輔助服務(wù)等方式獲取額外收益。美國能源部從技術(shù)驗證的角度證實了電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)可提供調(diào)頻、調(diào)壓、爬坡、需求響應(yīng)、價格響應(yīng)、容量市場等服務(wù)。
未來階段，評估減碳經(jīng)濟價值。依托綠氫的清潔低碳潛力，賦予綠氫減碳經(jīng)濟價值，如建設(shè)國際性的氫信用交易體系、頒布綠色氫能證書等。與傳統(tǒng)售氫市場側(cè)重于氫的能源屬性不同，綠氫市場更注重其減碳效應(yīng)。通過構(gòu)建綠氫市場體系，逐步發(fā)揮綠氫的環(huán)境經(jīng)濟效益，從而縮小與傳統(tǒng)氫源的成本差距。
然而，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的商業(yè)模式剛剛起步，尚處于售氫市場到電力市場的過渡階段，缺乏明確的指導(dǎo)建議。為此，結(jié)合電-氫項目建設(shè)現(xiàn)狀，提出3種商業(yè)模式：氫儲能套利模式、參與輔助服務(wù)模式、可再生能源制氫售氫模式。并以上述3種商業(yè)模式為例進行盈利能力測算，從而提出電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)商業(yè)模式部署的關(guān)鍵著力點。
商業(yè)模式一為“低價制氫+高價發(fā)電”氫儲能套利模式。在該模式下，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)在電價較低時利用電解槽進行電解水制氫并通過儲氫罐儲存，在電價較高時利用氫儲罐中的氫氣進行燃料電池發(fā)電，只利用電網(wǎng)電力通過氫儲能買賣電量套利盈利，如下圖所示。
↑ 氫儲能套利模式示意圖
商業(yè)模式二為電-氫參與輔助服務(wù)模式。基于電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)技術(shù)靈活性特征，探討未來不同政策制定情景下電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)的收益情況?？紤]到未來電-氫參與輔助服務(wù)的準入門檻逐漸完善，設(shè)定為以下3種情景：（1）只允許電解槽參與輔助服務(wù)；（2）只允許燃料電池發(fā)電參與輔助服務(wù)；（3）二者同時參與輔助服務(wù)，如下圖所示。
↑ 電-氫參與輔助服務(wù)模式示意圖
商業(yè)模式三為可再生能源制氫售氫模式。在該模式下，電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)利用可再生能源電解水制氫，盈余可再生能源選擇上網(wǎng)獲取收益?？紤]到售氫政策放開的情況，將電解產(chǎn)物氫和氧向下游交通、工業(yè)等領(lǐng)域出售，如下圖所示。
↑ 可再生能源制氫售氫模式示意圖
● 盈利空間測算
以電解槽及燃料電池容量均為1兆瓦的氫能電站為例進行測算。氫能電站的氫能設(shè)備參數(shù)按照目前主流取值，制氫效率為70%，燃料電池發(fā)電效率為60%。由于安徽省分時電價峰谷差較大，取安徽省2024年7月份工業(yè)用電峰價為1.1883元/千瓦時，谷價為0.3140元/千瓦時，平價為0.6838元/千瓦時?？紤]到目前尚未有電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與輔助服務(wù)的詳細政策文件，此處以電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與調(diào)頻服務(wù)進行測算。由于山西等地區(qū)制定了較為完整的調(diào)頻政策，規(guī)定獨立儲能參與調(diào)頻市場的申報價格為5～10元/兆瓦，因此按照10元/兆瓦的價格進行測算?？稍偕茉囱b機規(guī)模為1兆瓦，采用全年實際風(fēng)光發(fā)電量，盈余電量以實時電價上網(wǎng)。氫需求量取50噸/年，售氫價格按照主流氫市場價格取33.66元/公斤。
峰谷分時電價及電力現(xiàn)貨市場實時電價下氫能電站的成本收益情況如下表所示。當氫能電站只從電網(wǎng)進行套利時，在目前的電價水平和電價波動范圍下整體收益都較小，其主要原因有兩方面：（1）氫儲能需要滿足特定的電價差才會進行充放電，因此導(dǎo)致充放電次數(shù)少、裝置利用率低；（2）轉(zhuǎn)換效率低，單次充放電循環(huán)的收益有限。而電力現(xiàn)貨市場下實時電價引導(dǎo)作用更明顯、電價差及波動性更大，收益相較于分時電價下的年收益提高53.9％，表明推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)有利于氫儲能套利模式的發(fā)展，后續(xù)測算也將以實時電價為前提展開。
↑ 分時電價和實時電價下商業(yè)模式一的收益情況
實時電價下不同商業(yè)模式的收益情況如下表所示。下表顯示，僅通過氫儲能買賣電套利，則氫能電站的年收益最少。通過加入調(diào)頻服務(wù)、可再生能源制氫和售氫業(yè)務(wù)后，氫能電站的年收益分別增加4.7％、387.6％。
↑ 實時電價下不同商業(yè)模式的收益情況對比
在商業(yè)模式二中，相比只利用氫燃料電池與只利用電解槽參與調(diào)頻的情況，二者同時參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場下氫能電站收益更高。購電成本的增加和售電收入的減少，說明氫能電站在更多的時點選擇參與調(diào)頻，而不是通過電價差套利。然而，氫能電站規(guī)模較小是導(dǎo)致其調(diào)頻收入較少的原因之一。
在商業(yè)模式三中，可再生能源的部署為電解槽提供了動力來源，大幅降低其購電成本。在電價峰值時，電解槽制氫收益低，可再生能源選擇上網(wǎng)獲取大量收益，上網(wǎng)收入為68.71萬元；此外，售氫業(yè)務(wù)的擴展為氫能電站提供了額外的168.30萬元收益。商業(yè)模式三綜合可再生能源和售氫業(yè)務(wù)的策略，不僅極大提升了整體經(jīng)濟效益，還有效減少了棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)上下游的融合。
● 敏感性分析
在電價差固定的邊界條件下，分析電-氫-電整體轉(zhuǎn)換效率對氫能電站經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如下圖所示。隨著轉(zhuǎn)換效率的提升，無論是分時電價還是實時電價下，氫能電站的經(jīng)濟性都顯著提升。同時，實時電價下的收益均高于分時電價，再次驗證推進電力市場建設(shè)有助于提升氫能電站的收益。
↑ 轉(zhuǎn)換效率對氫能電站經(jīng)濟性的影響
在整體轉(zhuǎn)換效率固定的邊界條件下，分析電價峰谷差對氫能電站經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如下圖所示。電價峰谷差越大，氫能電站通過“買低賣高”的方式獲利能力越強，從而提高整體盈利能力。未來隨著電價峰谷差距增大，價格差有望覆蓋效率折損，從而縮短氫能電站投資回報期。
↑ 電價峰谷差對氫能電站經(jīng)濟性的影響
在電價峰谷差固定的邊界條件下，分析調(diào)頻補償價格、調(diào)頻策略（僅電解槽調(diào)頻、僅燃料電池調(diào)頻、同時調(diào)頻）對氫能電站經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如下圖所示。隨著調(diào)頻補償價格的提高，電解槽和燃料電池均參與深度調(diào)頻，氫能電站的經(jīng)濟性顯著改善。同時，由于電解槽具有更為靈活的高功率波動適應(yīng)性和秒級調(diào)頻能力，因此電解槽的調(diào)頻優(yōu)勢和收益高于燃料電池。分析表明，適當提高調(diào)頻補償價格，綜合利用調(diào)頻資源，是提升氫能電站參與輔助服務(wù)經(jīng)濟性的有效手段。在未來政策放開的情況下，電解槽、燃料電池可同時參與調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡等輔助服務(wù)，以獲取更高收益。
↑ 調(diào)頻補償價格和調(diào)頻策略對氫能電站經(jīng)濟性的影響
在氫需求量固定的邊界條件下，分析可再生能源裝機規(guī)模對氫能電站經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如下圖所示。大規(guī)模的可再生能源裝機容量使氫能生產(chǎn)更獨立于電網(wǎng)電價波動，增強了氫能電站應(yīng)對氫市場需求變化的靈活性。同時，可再生能源大量上網(wǎng)進一步提升了氫能電站的經(jīng)濟性。但可再生能源裝機容量不可無限擴大，否則會加劇棄風(fēng)棄光現(xiàn)象。此外，由于區(qū)域可再生能源的空間相關(guān)性，盈余電量上網(wǎng)的邊際效益逐漸降低。在未來氫能電站投資布局中，合理擴大可再生能源裝機規(guī)模，是提升經(jīng)濟性的重要策略。
↑ 可再生能源裝機規(guī)模對氫能電站經(jīng)濟性的影響
在可再生能源裝機規(guī)模固定的邊界條件下，分析氫需求量對氫能電站經(jīng)濟性的影響，結(jié)果如下圖所示。隨著氫需求量的增加，制氫成本可以在更大范圍內(nèi)攤銷，提高了整體經(jīng)濟效益。然而，當氫需求量達到一定水平后，設(shè)備容量接近飽和，邊際效益開始遞減。當需求量超過100噸時，氫能電站不得不在電價高峰制氫以滿足氫需求，導(dǎo)致收益降低。因此，隨著氫能終端應(yīng)用的多元化，氫能電站的設(shè)備容量需與逐漸攀升的用氫需求相匹配。
↑ 氫需求量對氫能電站經(jīng)濟性的影響
● 商業(yè)模式發(fā)展路徑及其制約因素
在對不同商業(yè)模式進行盈利空間測算與敏感性分析的基礎(chǔ)上，總結(jié)其制約因素如下表所示。
↑ 多維商業(yè)模式發(fā)展路徑及其制約因素總結(jié)
中國電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)商業(yè)模式發(fā)展策略與關(guān)鍵舉措
● 引導(dǎo)規(guī)?；l(fā)展布局
推動重大工程示范落地，是助力氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的有力抓手。然而，我國各地區(qū)資源稟賦存在較大差異，氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展速度不盡相同。要實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)商業(yè)化、規(guī)?；顿Y布局，關(guān)鍵在于“因地制宜”和“優(yōu)勢互補”，從而推動各地形成區(qū)域化發(fā)展格局。
打造西部、北部地區(qū)的綠氫供應(yīng)基地。依托新疆維吾爾自治區(qū)、寧夏回族自治區(qū)、甘肅省、內(nèi)蒙古自治區(qū)等西部、北部地區(qū)稟賦的可再生資源，圍繞國家“三基地一通道”能源產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略定位，重點打造國家大型可再生能源制氫供應(yīng)基地，推進西氫東送、北氫南送的布局。同時，西部、北部地區(qū)豐富的工業(yè)用氫基礎(chǔ)也為氫能商業(yè)化發(fā)展提供了重要支持。有必要以綠氫為源頭，重點發(fā)展綠氫化工、氫冶金、氫制甲醇等產(chǎn)業(yè)，構(gòu)建以可再生能源制氫就近利用為主的氫能商業(yè)供應(yīng)體系。
開展華中地區(qū)的氫能技術(shù)試點工程。湖北、安徽等華中地區(qū)送受端并存、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，是電氫耦合與綜合利用的理想試點區(qū)域。基于上述地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點開展電-氫耦合技術(shù)研發(fā)和運營機制探索，通過優(yōu)化電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)在不同電網(wǎng)條件下的運行條件，實現(xiàn)一批前瞻性技術(shù)的實際驗證，以更好支撐氫能與電網(wǎng)的友好接入。
推進氫能發(fā)達地區(qū)的商業(yè)示范項目。引導(dǎo)廣東、上海等技術(shù)創(chuàng)新能力強、氫能發(fā)展?jié)摿Υ蟮牡貐^(qū)實施一批具有示范效應(yīng)的商業(yè)項目，如商業(yè)加氫站、氫源基地、氫能產(chǎn)業(yè)帶與數(shù)據(jù)平臺、多能互補氫園區(qū)等，將技術(shù)優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為商業(yè)發(fā)展優(yōu)勢，打造一流的氫經(jīng)濟商業(yè)示范城市。
布局經(jīng)濟圈城市群的氫能交通網(wǎng)絡(luò)。堅持“示范引領(lǐng)、由點及面、區(qū)域輻射”發(fā)展思路，重點布局珠三角、長三角、京津冀等綠色轉(zhuǎn)型需求大、氫能產(chǎn)業(yè)鏈較完善、應(yīng)用場景較多的城市，優(yōu)先推動落地形成布局合理、供需匹配的氫能交通體系，以氫能交通布局需求倒逼氫能產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)，并通過區(qū)域輻射效應(yīng)為全國氫能交通布局提供示范和借鑒。
● 明確市場化政策導(dǎo)向
為有效提升電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的市場效能，有必要開放電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與電力市場的路徑，推動相關(guān)部門健全電力市場，明確市場化政策導(dǎo)向。
加大負荷中心的電價峰谷差，以彌補“以電制氫、氫再發(fā)電”成本。在氫儲能套利模式中，電價峰谷差是影響其盈利空間的關(guān)鍵因素之一。然而，新疆維吾爾自治區(qū)、甘肅省、內(nèi)蒙古自治區(qū)等西部、北部地區(qū)的電價峰谷差較小，氫儲能難以實現(xiàn)套利盈利。相比之下，江蘇、浙江等負荷中心地區(qū)的峰谷價差較大（高達0.9～1.2元/千瓦時），可以彌補部分氫能發(fā)電的成本。因此，建議重點推動負荷中心電價峰谷差的政策支持，利用價格手段進一步提升氫儲能的盈利能力。
建設(shè)更開放的電力市場環(huán)境，將電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)納入電力現(xiàn)貨市場交易主體。電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)作為靈活調(diào)節(jié)手段，其電量曲線能夠根據(jù)市場供需進行調(diào)整，參加電力現(xiàn)貨市場是提升電氫互補協(xié)同系統(tǒng)盈利能力的有效途徑之一。因此，有必要在廣東、山西等電力現(xiàn)貨市場現(xiàn)行區(qū)域率先啟動電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與現(xiàn)貨交易的研究，提升電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的盈利空間。
完善輔助服務(wù)市場的種類與補償機制，鼓勵電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與輔助服務(wù)。電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)若想獲得足夠的收益，需要深度參與輔助服務(wù)市場。然而目前輔助服務(wù)市場規(guī)模小、品種少，難以發(fā)揮電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)提供輔助服務(wù)的價值。因此，有必要在可再生能源裝機規(guī)模大、電網(wǎng)調(diào)峰需求高的寧夏回族自治區(qū)、河北省等地區(qū)建設(shè)一批電-氫參與輔助服務(wù)試點項目，豐富輔助服務(wù)市場產(chǎn)品種類，如調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、備用、黑啟動等。同時，需完善輔助服務(wù)補償機制（如寧夏給予0.8元/千瓦時調(diào)峰服務(wù)補償價格），以提升電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)參與輔助服務(wù)的動力。
● 拓展多元化終端應(yīng)用
氫能將成為連接電力行業(yè)與其他終端消費行業(yè)的重要媒介，也是促進新型電力系統(tǒng)多元化發(fā)展的有效途徑?？紤]到氫能產(chǎn)業(yè)涉及專業(yè)面廣、參與主體多、終端應(yīng)用場景豐富，目前尚未固化形成清晰的職責(zé)與利益界面，有必要推動相關(guān)部門統(tǒng)籌氫能產(chǎn)業(yè)鏈下游，構(gòu)建氫能商業(yè)化新發(fā)展格局。
擴大電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)下游售氫范圍。多元化的終端應(yīng)用場景為售氫業(yè)務(wù)提供了廣闊的市場空間，然而上下游輸氫鏈條缺乏暢通的疏導(dǎo)機制，因此需打破工業(yè)、交通、建筑等領(lǐng)域的壁壘，實現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)下游的全面融合。建議相關(guān)部門制定氫能管理規(guī)范政策以明確氫能的屬性及可利用領(lǐng)域，包括綠氫化工、氫能交通、氫冶金等，保障能源轉(zhuǎn)型與氫能行業(yè)發(fā)展協(xié)同并進。
出臺低碳政策促進下游用氫需求增長。目前，國內(nèi)電-氫項目均以技術(shù)示范為主，經(jīng)濟盈利較少。而售氫作為現(xiàn)階段電力市場尚未健全情況下電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的主要盈利方式，其收益依賴于各行業(yè)的整體脫碳進展及規(guī)劃。建議相關(guān)部門出臺低碳政策，通過建立清潔氫認證、碳排放核算方法等創(chuàng)新制度體系，拓展下游用氫需求，并使政策向用氫補貼傾斜，實現(xiàn)售氫盈利策略向未來電力市場盈利的有效過渡。
本文基于對現(xiàn)有電-氫盈利模式（包括多元售氫模式研究、電力市場收益探索以及減碳經(jīng)濟價值評估等）的深入分析，提出了適應(yīng)我國國情的電氫互補協(xié)同系統(tǒng)發(fā)展現(xiàn)狀的多維商業(yè)模式，并在不同邊界條件下進行盈利空間測算。在此基礎(chǔ)上，以我國區(qū)域能源特征為錨點，因地制宜制定各地區(qū)發(fā)展建議，為中國電-氫互補協(xié)同系統(tǒng)的商業(yè)化路徑提供了重要參考，助力電-氫協(xié)同在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮關(guān)鍵作用。
后續(xù)研究將考慮商業(yè)模式與其他形式儲能的橫向?qū)Ρ?，以評估氫儲能的盈利能力。未來，研究重點將聚焦于構(gòu)建綠氫市場，通過評估氫能的減碳經(jīng)濟價值，量化其對新型電力系統(tǒng)綠色溢價的影響。
