近期，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等政策的出台，加速了新能源市场和储能商业模式的演变，导致光伏电价下降、低价新能源电力增加、储能重要性上升等趋势出现。本文探讨了电力改革和市场化背景下氢储能商业化的发展趋势和挑战，并提出了未来发展的可能路径。总结了在不同应用场景下集成源网负载储氢和实现独立储氢模型的可行性。
地方电力改革与市场化趋势
在当前电力市场化的趋势下，可再生能源电力作为氢储能的来源，具有巨大的影响力。可以说，可以说全身都受到了少量电力的影响。
今年4月实施的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》被认为是新能源领域的“核级”政策。该政策旨在推动电力市场从计划经济向市场经济转变，是电力市场走向市场经济模式的关键举措。这一政策将加速可再生能源电价的市场化机制、储氢的商业模式以及未来氢能技术发展的演变。
在极高氢能团队的参与下，这些影响在储氢项目的开发过程中逐渐显现。
根据新政策，电网的全额购买机制将被担保购买和市场化交易所取代。购买可再生能源的责任已经从电网单独承担转变为电力市场相关成员分担，电网是最后的手段。同时，根据《办法》，可再生能源价格将分为三类电价，最终形成以市场为主、电网为辅的价格模式。政府、电力市场和电网将在不同价格水平上发挥主导作用。
与此同时，新能源消费的红线也在不断减少。根据最新的“2024-2025年节能减碳行动计划”，在资源优势地区，新能源利用率将放宽至90%。这表明该国对废弃风能和太阳能的容忍度正在提高，也表明更多的新能源装置将进入市场，对新能源电价造成影响。
新能源市场趋势
随着我国新能源装机容量持续增加，风电、光伏等新能源在高发时段产生的电量与用户需求量不匹配，导致新能源电力交易价格持续下跌。我国新能源资源与电力需求负荷存在时间和空间上的错配，西部地区新能源在高峰时段供应过剩，导致弃风弃光现象加剧，市场化交易电价下滑，甚至偶有出现负电价的现象。以山东为例，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了我国负电价时长记录。这意味着在这段时间内消费者用电实际上可以赚钱.
可以推断，未来的几个发展趋势包括光伏电价的下降、新能源低价电力的增加以及储能配置的重要性的增加：
1.光伏电价下跌：光伏和风电受到的影响不同。光伏发电由于其在特定地区的时间一致性，可能会在中午时段面临电价的大幅下跌，而风力发电由于其持续的发电能力，电价相对稳定。目前，西部地区部分光伏现货市场的电价甚至已降至底价的0.04元/千瓦时。
2、低价电量增加：随着新能源装机容量的增加，市场化交易中的低价电量逐渐增加。例如，蒙古西部地区的新能源保障消耗小时数已降至300小时左右，剩余的1000多小时利用需要通过市场化交易消耗。
3.储能配置提升：储能配置在市场化交易中发挥着关键作用，有助于优化资源配置和提高新能源消纳能力，帮助电力系统逐步将重点从新能源建设转移到新能源消杀。配置储能的重要性将逐渐提高，并成为推动可再生能源发展的关键技术之一。
上述三种趋势的叠加将对下游的某些氢能应用场景产生影响，并推动新商业模式的发展。这种新模式利用增量配电网购买低价的山谷电力用于制氢，实现了“独立的氢能存储模式”。
在详细讨论这个模式之前，我们先来分析一下为什么中国的大多数储氢项目都使用自建配套的新能源风能和光伏电站。
自建新能源电站模式下的挑战
目前，国内绝大多数氢储能项目都采用自建新能源风电、光伏电站的模式。该模型主要基于以下因素：
1.持续生产保障：氢储能项目通常由两部分组成，从电力到氢气，从氢气到下游应用。
从电力到氢气：确保氢气生产的电力来源稳定、连续和可预测对电解水至关重要。此外，目前具有成本效益的碱性电解制氢技术路线对稳定供电有更高的要求。
从氢气到下游应用：目前，大多数氢储能项目都与下游炼油和化工行业相结合，需要大量持续稳定的氢气供应。
自建风电和光伏电站可以通过优化上下游产能配置，为整个生产链提供相对可靠和可预测的电力支持，确保生产的连续性和稳定性。该模式通过整合上下游生产链，有效解决了储氢项目的连续生产保障问题，提高了整个过程的效率和稳定性。
2、可控电费：自建电站工程的电费是可控的。相比之下，上网电价是不确定的，可能会影响项目的投资回报率，偏离最初的经济计算。考虑到目前光伏组件的价格，西部地区的成本可以控制在0.1-0.15元/千瓦时。通过建设风电场和光伏电站，可以有效控制成本，提高项目的经济效益。
3、投资主体限制：目前，以五大六小电力企业为代表的中央国有企业是储氢项目的主要投资主体。他们更注重支持光伏和风电投资，以满足集团的评估指标。由于氢储能项目的回报率相对较低，不确定性较高，加上新能源投资的配套收益相对较高且稳定，可以增加投资延期的可能性。
4.电网政策支持：自建风电和光伏电站对电网的依赖性很小，可以实现离网或弱网支持的电网友好模式。然而，在现有电站附近购买低谷电力需要增量配电网。为了接入电网，增量配电网项目需要向电网公司支付一定的接入费，包括接入设备的安装成本和接入点改造成本。当前，新储能增量配电网建设和接入费问题仍需国家和地方层面进一步明确和支持。
从自建电站到独立储能
在电力改革和市场化的背景下，未来的发展趋势包括光伏电价下降、低价新能源电力增加以及储能重要性增加。除了自建新能源电站的“源网负荷储氢一体化模式”，“独立储氢”的商业模式也随之出现。根据氢能下游的具体应用需求，这两种模式将发挥各自的优势。
为了把握氢储能商业化的发展趋势，我们提出了两个模式、两个维度、四个下游应用场景和四条制氢技术路线的总结。
两种模式：自建风电和光伏电站的源网荷储氢一体化模式；利用增量配电网络购买低价谷电制氢的独立氢储能模式。
两个维度：氢储能项目投资规模（与用电规模对应）；氢能下游应用对连续性生产的要求。这两点是选择合适的氢储能项目落地模式的关键因素。
四个应用场景：交通；发电；化工；炼化。
四条制氢技术路线：碱性水电解(ALK)；质子交换膜电解(PEM)；固体聚合物阴离子交换膜电解(AEM) ；高温固体氧化物电解(SOEC)。
氢储能项目分为两个主要维度：投资规模（对应用电规模）和连续生产的下游应用要求，原因如下：
1.随着新能源装机容量的增加，光伏电价下降，低价新能源电力增加。然而，根据附近光伏电站的规模和当地的低谷用电情况，总体低价用电及其持续时间仍然有限。因此，用电量和用氢量较低的项目更有可能采用独立的储氢模式。
2.由于低价谷电的阶段性，以及制氢能力与电解水制氢能力的密切相关性，在制氢小时数有限的情况下，只能增加制氢设备的规模以满足下游生产需求。然而，目前制氢设备的成本相对较高，利用小时数较低，导致设备折旧成本较高，难以满足项目的经济要求。因此，对连续生产要求较高的项目必须采用源网负荷储氢一体化模式。
接下来，我们将从四个不同的下游应用场景来分析氢储能项目的可行实施模式：
1.交通运输：目前加氢站的加氢能力主要为1吨/天，与年产能为1万吨的绿色氢炼化项目相比，加氢能力相对较小。同时，由于车辆加氢不需要连续生产氢气，因此可以采用独立的氢储能模式，利用低价的谷电生产氢气。通过利用附近风力发电站和光伏发电站的低价山谷电力，我们可以降低氢气生产成本。
如果在西部地区可以以0.1元/千瓦时的成本购买电力，并且省略氢气运输过程，每公斤10-15元的氢气成本不仅在经济性上优于柴油车，而且可以与天然气相媲美。在一些允许在非化学区进行氢气生产的地区，推广的现场氢气生产模式也是类似模式的变体。
2.发电领域：储氢燃料电池发电被认为是未来市场巨大、空间广阔的领域。
目前，制约其发展的主要瓶颈在于经济问题，主要是由于电解制氢的电价高、电能转化为氢气的效率低（约35%）以及设备成本高（包括电解制氢设备和燃料电池发电设备）。
经济计算表明，电价约占单位氢气生产成本的80%。为了降低成本，可以从附近的风力发电站和光伏发电站购买低价电力，然后通过调峰在高峰时段发电，以提高项目经济性。
以新疆目前的情况为例，低谷期（4:00-8:00，13:00-17:00）的电价约为0.055元/千瓦时，而5月、6月、7月和8月的低谷电价仅为0.022元/千瓦小时。相应的高峰时段（8:00-13:00、19:00-24:00）电价约为0.4元/kWh，1月、7月、11月和12月晚高峰时段电价为0.45元/kWh。通过合理利用电价差异，结合容量租赁、辅助服务等盈利模式，可以提高储氢调峰电站的经济效益。
为了顺利实施该项目，建议将储氢调峰电站的发电规模控制在10MW以内，作为即将启动的示范项目。由于储氢调峰电站的制氢发电设备可以实现锂电池储能无法满足的充放电解耦，因此连续生产不是限制因素。因此，适合采用独立的氢储能模式。内蒙古也在规划和建设类似的项目。
3、在化工行业，随着航运业脱碳的趋势，绿色酒精和绿色氨项目如雨后春笋般涌现。这些项目从生物质生产到大规模的绿色电力生产，用于合成绿色氢气、绿色甲醇和绿色氨，计划产能从数万吨到数百万吨不等。尽管绿氢在化工行业的应用仍面临挑战，但未来前景依然看好。随着绿色电力成本的降低，电解槽成本和效率的降低，以及整个产业链的积极改善和利益相关者之间的利益平衡，中国的绿色氢化工项目有望逐步实现经济可行性。
为了满足下游连续生产中稳定的绿氢供应需求，化工项目通常需要对自建的风电、光伏电站采用源网负荷储氢和氨醇一体化模式，有时甚至需要依靠电网电力支持来保证稳定连续的电力供应。该模式可以有效满足整个生产链的要求，确保整个储氢化工生产的安全稳定运行。
4.炼油领域：与中石化库车的炼油项目类似，炼油领域所需氢气量通常以数万吨为单位，单个项目的潜在氢气需求甚至超过储氢化工项目。由于炼油行业对下游生产连续性的要求更高，不可避免地要采用源网负荷储氢一体化模式，以确保生产的安全稳定。
独立储氢的商业模式正在逐步兴起，这在储氢调峰电站和氢运输领域具有重要意义。尽管在政策激励、电网支持、技术创新和商业模式等方面仍需改进，但这种模式有助于缩短储氢项目产业链的长度，简化项目所需的资源和流程，降低项目的复杂性。
未来，随着商业模式向制氢工厂发展，采用“购电售氢”模式将使氢能行业更加专业化，真正实现“专业的人做专业的事”的理念。企业将投入资源进行技术创新和产品迭代，促进氢能存储行业的可持续发展。
下一篇文章将详细阐述电解水制氢技术在不同下游应用场景和储氢模式下的演变。
从中石化库车项目的运行结果可以看出，过去几十年设计用于连续生产的碱性电解水制氢设备与风电和光伏新能源的波动电源不兼容，甚至应该采用新的产品和组合。通过对应用场景的深刻理解，对制氢设备进行积极的研发是氢能行业实现稳定和长期成功的正确路径。
转载自：极高氢能
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