为了解决新能源发展的瓶颈问题，内蒙古创新提出了风光制氢一体化等新能源市场化发展模式，从而掀起了绿电制氢的热潮。但由于新能源特有的功率波动性和间歇性问题，新能源制氢技术仍需要公用电网提供一定的备用和消纳能力，上下网电量比例成为影响风光制氢一体化项目可行性的关键因素。近期，内蒙古2023版风光制氢一体化项目实施细则发布，允许10%电量下网，为制氢一体化项目发展提供了更大的助力。
一、绿电制氢浪潮与成败关键
(一)内蒙古风光制氢一体化项目兴起
内蒙古风光资源得天独厚，新能源已成为重要的支柱产业，内蒙古未来的发展规划更是雄心勃勃，根据内蒙古自治区政府印发的《新能源倍增行动实施方案》，力争到2025年，全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上，发电量达到3000亿千瓦时，均比2022年实现倍增;到2030年，新能源装机规模超过3亿千瓦，发电量接近6000亿千瓦时。以此推算，2023-2030年，内蒙每年平均需要新增3000万千瓦新能源装机。但受制于电力外送通道以及自身电力负荷需求有限等问题，新能源的更大规模开发遇到消纳难的瓶颈，亟需创新发展方式，解决新能源发展受阻的问题。
氢能作为长周期储能的有效介质，也是新能源发电到工业、交通、建筑终端利用的重要桥梁。利用沙漠、戈壁、荒漠的风光资源发电进行制氢，是解决新能源消纳难题的有效途径。新能源发电制氢以及下游的氢能利用产业链条的打通，成为促进新能源更大规模发展，实现重工业和远程交通、航运脱碳的关键路径。
内蒙古自治区高度重视绿电制氢的发展，《内蒙古氢能产业发展中长期规划(2021-2025)》中提出：到2025年，氢能供给能力达160万吨/年，绿氢占比超30%。2021年，内蒙也率先以示范项目的方式在国内启动绿电制氢工作。截至目前，内蒙古自治区先后公布了3批次风光制氢一体化项目，对应的新能源规模超过10GW，对于促进新能源、绿氢产业的发展发挥了重要的作用。
图1内蒙古氢能规划布局示意图(来自《内蒙古氢能产业发展中长期规划(2021-2025)》)
(二)一体化项目可行性的关键因素
风光制氢一体化示范虽然红火，但项目具有经济可行性仍受制于以下关键要素：
(1)低发电成本。发电成本在绿氢价格中占比较高，而从风电、光伏成本对比考虑，风电具有更高的成本优势，应以风电作为一体化项目主要电源，风电利用小时也成为影响项目收益的重要因素。
(2)风光互补。尽管光伏度电成本较高，但配置一定比例的光伏能使项目成本实现优化，因为通过风电、光伏出力曲线的互补，更大程度利用了制氢和储能设备。
(3)电量净上网比例。允许一定比例的新能源电量上网，让公用电网消纳尖峰电量，降低了项目弃风弃光，也使项目获得发电上网收益，对于一体化项目的技术、经济可行性非常重要。
(4)电量下网比例。允许电量下网，保证了制氢一体化项目能够利用公用电网的备用容量，在控制净上网比例的情况下，实际上也提高了新能源发电上网比例，对于控制制氢、储氢、储电装置规模，节约项目投资作用明显。
(三)政策发展趋势
以上几个要素中，项目上下网电量比例一直是政策关注的焦点。如果风光制氢一体化要成为新能源发展的主要模式，必然要实现离网(准离网)制氢，所以自治区政府不断收紧制氢一体化项目中上下网电力比例，促进一体化项目向离网方向发展。
针对2021年第一批风光制氢一体化项目，相关文件——《关于促进氢能产业高质量发展的意见》中指出“风光制氢一体化项目年净上网电量不超过年新能源总发电量的20%”，而并没有限制公用电网下网比例。这种情况下，大量的新能源发电上网，使电网承受了较大的调峰压力;同时，项目使用了大量的公用电网的非绿电，终端氢能间接排放较大，不满足绿氢的认定条件。
而在后两批的一体化项目中，对于并网型的一体化项目，公用电网保障收购电量不超过项目新能源总发电量的20%，原则上不从电网购电。而离网型示范项目要求更加严格，离网型项目不得接入公网，完全自我消纳自主调峰。
尽管逐步过渡到离网(准离网)制氢是一体化模式发展壮大的必由出路。但由于新能源出力具有间歇性和波动性，离网制氢现阶段在技术、经济方面仍存在诸多难题：针对新能源的波动性，配置较大功率的制氢设备，虽然保证了新能源的利用率，但增加了系统投资，制氢设备利用率较低;而针对间歇性，在持续数天的无风情况下，为了保证制氢设备和下游化工设备的稳定运行，也需要配置大容量的储氢、储电设备。这样就造成离网情况下，项目很难获得理想的投资收益，而且在没有公用电网备用的情况下，风光制氢一体化系统也存在较大的安全稳定运行风险。
在风光离网制氢技术逐步成熟之前，继续提供一定比例的公用电网上下网电量支持，显得十分必要。
二、新细则重点内容
利用上下网政策实现风光制氢一体化系统的收益最大化成为项目成败的关键，而此次发布的制氢一体化新细则再次允许10%的下网电量，对制氢一体化项目形成重大利好。细则具体内容总结如下：
1.项目主体
风光制氢一体化项目的电源、电网、制氢、储能等部分应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理。2022年版要求示范项目由同一投资主体建设。
2.申报条件
氢气消纳：风光制氢一体化项目申报时须落实氢气应用场景，提供氢气消纳协议，鼓励自身具备氢能场景的企业建设风光制氢一体化项目。
用水：鼓励利用非常规水源制氢，禁止采用地下水制氢。
与公用电网的关系：并网型项目按照不超过制氢所需电量的1.2倍确定新能源规模。项目作为一个整体接入公用电网，与公用电网形成清晰的物理分界面，需要公用电网提供备用容量的，要同电网企业初步达成一致意见。离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。
自主调节能力：一体化项目须配置电储能，调峰能力原则上不低于新能源规模的15%，时长不低于4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。在长周期应用场合，氢储能具有更好的经济性，所以一体化项目中储氢对应的能量远高于储电。
3.建设管理
新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产，且与制氢负荷项目运行周期匹配，风光制氢一体化项目配套建设的新能源直接接入制氢变电站。
鼓励风光制氢一体化项目和氢能应用项目由盟市能源主管部门实施一体化备案，不具备一体化备案条件的，新能源、接入线路、制氢项目、氢能应用项目可分别备案(核准)，项目作为整体接受电网统一调度。
关于上下网比例：并网型风光制氢一体化项目具备独立市场主体地位，可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20%，年下网电量不超过年总发电量的10%，上下网电费按照自治区电力市场相关要求执行。而2022年版要求：允许并网型示范项目年上网电量不超过年总发电量的20%，上网部分占用盟市保障性消纳空间，原则上不从电网购电。
并网型风光制氢一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。
4.申报审批
项目投资主体自行编制项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。分期投产项目，最多分两期，须在申报方案中明确具体分期投产方案。盟市能源主管部门对项目审核把关后报送自治区能源局，跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合报送。
自治区能源局按照“成熟一个、审批一个”原则，会同相关部门组织项目评审，将符合条件的项目上报自治区人民政府审定，审定同意后自治区能源局印发项目批复文件。
5.组织实施
项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。制氢负荷分期投产的，配套新能源应按对应规模分期并网。投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，自治区能源局收回相应的新能源规模。
以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
三、新细则影响解读
相当于2022年版本，此次制氢一体化项目新细则最大变化主要包括：
1.允许下网电量10%，提高了制氢一体化项目的可行性。再一次允许下网10%，对于项目减少储氢设备配置，适应新能源功率间歇性作用重大，提升了项目在技术上的可行性。
2.明确交叉补贴和基金及附加问题。对于风光制氢一体化、源网荷储一体化等新能源市场化项目，是否需要收取交叉补贴和基金及附加的问题一直悬而未决。据传蒙东、吉林等国家电网区域，一体化项目(含离网型)自发自用电量均需按标准收取交叉补贴、基金及附加，这将显著增加制氢项目的成本。而新细则明确并网型风光制氢一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。该规定起到了明显的减负作用，给内蒙古区域风光制氢一体化项目吃了一颗定心丸。
3.允许已审批项目退出和调整。由于新能源制氢一体化项目的技术路线、商业模式一直处于建立过程中，各主体对项目的投资、建设能力参差不齐，项目策划过程中也存在不合理的地方，同时外部政策、电价和氢氨消纳情况都存在变化，使很多已批项目实施条件不健全。新细则明确：投资主体无力实施，可向盟市能源主管部门申请终止项目，自治区能源局收回相应的新能源规模，有利于优化新能源指标的配置，提升新能源制氢一体化项目的实施效果。
综上，新细则的发布对新能源制氢一体化项目形成重大利好，自治区政府充分重视风光制氢一体化项目推进过程中的问题，体现了继续创造政策条件推动新能源发展的决心。而同步的，自治区政府也对源网荷储等细则进行了调整，包括将源网荷储一体化项目降低到3亿千瓦时(原版为5亿千瓦时)，以期形成促进新能源发展的一整套组合拳。
