內蒙古自治區氫電耦合助力構建新型能源體系實證研究

王 杰，吳 昊，熊 力，辛頌旭，張佳麗

(1.水電水利規劃設計總院，北京 100120；2.中國產業發展促進會氫能分會，北京 100080)

0 引 言

黨的二十大報告指出，積極穩妥推進碳達峰碳中和，深入推進能源革命，加快規劃建設新型能源體系，積極參與應對氣候變化全球治理。立足能源安全與雙碳目標，加快構建新型能源體系，推動可再生能源大規模開發利用，是當前及今后很長一段時間，能源行業發展的重要使命。在新型能源系統中，隨著可再生能源占比的提升，面對大規模風電、光伏發電裝機帶來的間歇性、波動性問題，發展可再生能源制氫，打造氫電耦合的模式，將是重要的解決方案。氫能作為最具發展潛力的清潔能源，可連接多種能源形式，構成耦合發展體系，是支撐可再生能源大規模發展的理想互聯媒介，也是實現交通、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的最佳選擇[1]。

發展氫能產業，構建氫電耦合，對于推動源端可再生能源消納利用和終端用能的清潔替代，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系有關鍵的意義，而風光資源豐富的內蒙古自治區有得天獨厚的優勢。為此，本文以內蒙古自治區為例，通過案例分析，研究氫電耦合在助力新型能源體系構建過程中的作用和發展趨勢，具有多方面的意義。一是，通過實證分析在風光資源富集地區發展氫電耦合的可行性，推動氫能產業發展成熟；二是，通過分析氫電耦合對構建新型能源體系的作用，促進該模式推廣，推動三北等地區可再生能源消納和大規模開發利用；三是，通過研究三北等可再生能源資源富集地區氫電耦合新模式的發展，促進區域平衡與協同發展。

1 新型能源體系中的氫電耦合發展潛力

新型能源體系是以可再生能源為主體的清潔、低碳、安全、高效的能源系統，由于高比例可再生能源接入可能帶來的消納風險，能源體系需要通過技術、模式、業態等方面的創新，以保障能源的安全供給，氫電耦合是一個重要的創新方向。

1.1 新型能源體系中的可再生能源發展總體趨勢

當前，碳減排已成為全球共識，各國相繼制定可再生能源主導的能源變革戰略，將可再生能源作為能源轉型的主要方向[2]。從國內來看，作為構建新型電力體系的主力軍，可再生能源發展呈現出4個方面的主要趨勢：

(1)可再生能源將成為能源消費增量主體，并逐步走向存量替代[3]。未來5年，可再生能源將成為能源消費增量主體，逐步形成市場競爭力，基本建立適應可再生能源多元化、市場化發展的政策和市場體系；在2035年～2050年期間，可再生能源將成為能源消費總量主體，全部可再生能源占一次能源消費比重達到50%左右，占全社會用電量比重力爭達到70%左右[4]。

(2)通過技術進步、產業升級、市場化配置資源，風電、光伏發電成本快速下降。光伏方面，2015年，我國啟動光伏領跑者計劃，采取招標優選的競爭性比選方式配置項目，并將光伏組件效率、電價等作為重要競爭條件，推動了國內光伏建設成本和上網電價的快速下降，預計在中長期內，光伏將成為我國上網電價最低的供電方式。風電方面，技術進步也推動了市場化步伐的加速，2019年以來，新增核準的集中式陸上和海上風電項目均通過競爭方式配置和確定上網電價，通過競爭方式優先建設補貼強度低、退坡幅度大、技術水平高的項目[5]。

(3)氫成為可再生能源發展的重要支撐，成為可再生能源向其他能源轉化的重要媒介。近年來，我國氫能產業發展勢頭迅猛，可再生能源制氫、燃料電池汽車、氫儲能等領域加速布局，相關技術水平快速提升，氫能已成為我國未來產業發展的重要方向之一。其中，綠氫對可再生能源電力的消納作用，正在成為可再生能源大規模高比例發展的重要支撐。

(4)降低發電成本是發展可再生能源制氫、實現氫電耦合的關鍵點。近年來，全球范圍內可再生能源度電成本持續降低，國內從2019年邁入可再生能源平價上網時代。隨著風電、光伏開發利用規模增大，度電成本會進一步降低，從而降低電解制氫成本[6]。

1.2 氫電耦合促進可再生能源規模化應用

可再生能源具有明顯的分布不均和不穩定生產的特征，氫能與電能的深度耦合恰恰能支撐更高份額的可再生能源電力的發展。可再生能源制氫與氫儲運、氫應用技術的不斷進步，有望使部分優勢地區的可再生能源擺脫電網設施及消納條件的限制[7]。

氫電耦合系統推動可再生能源終端應用見圖1。從終端應用來看，可再生能源制氫可提高靈活性，以適應電力系統中不斷增加的可再生電力份額，下游產業的內置存儲容量可起到緩沖作用，以便根據電力系統的需求，實時調節氫氣產量，并可長時間消納波動性可再生能源，從而實現季節性存儲。

圖1 氫電耦合系統推動可再生能源終端應用

1.3 氫電耦合是能源體系創新發展方向

在能源系統的持續變革中，一些新模式、新業態的創新成為其發展的主流趨勢，新能源與儲能、新能源與氫能、可再生能源與終端智慧用能融合發展將不斷取得突破，而氫電耦合的發展，將引領能源體系創新發展的方向。與此同時，氫能與電能同屬二次能源，更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源，并與電能一起建立互聯互通的現代能源網絡。制氫具有較好的擴展性和運行靈活性，氫氣有助于實現電力系統與工業、建筑和交通運輸部門之間的產業互連，可提高靈活性，同時能夠促進可再生能源與電力系統的整合[8]。

在氫電耦合形成的能源網絡互聯模型中，主要包含電能鏈和氫能鏈2個部分，前者利用可再生能源的富余電力或低質量電力電解水，進而生產綠氫；后者則可以通過從水電解制氫(不同規模)、壓縮氫儲存到燃料電池電站的鏈條，再次轉化為電能[9]。基于可再生能源和氫儲能的氫電耦合系統見圖2。

圖2 基于可再生能源和氫儲能的氫電耦合系統

開展可再生能源制氫利用，可將豐水期富余水電、負荷低谷時段富余風電、午間富余光伏發電等可再生能源轉化為氫能并存儲，促進可再生能源主動參與電網調峰，提升新能源利用效率。隨著電力現貨市場試點及鋪開，可再生能源富余時段直接反映為系統電價降低，提升電制氫的經濟性[10]。

2 內蒙古自治區氫電耦合發展形勢

2.1 政策支持現狀

2.1.1 自治區政策支持

近年來，內蒙古自治區連續出臺諸多支持氫能產業發展，特別是綠氫開發的政策，主要有：

(1)2020年12月，內蒙古自治區審議通過的《關于制定國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標的建議》指出，要大力發展新能源，推進風光等可再生能源高比例發展，壯大綠氫經濟，推進大規模儲能示范應用，打造風光氫儲產業集群。

(2)2022年2月，《內蒙古自治區“十四五”氫能發展規劃》出臺，提出重點打造“一區、六基地、一走廊”的氫能產業布局，打造全國綠氫生產基地，到“十四五”末，內蒙古計劃達成供氫能力160萬t/a，綠氫占比超30%。

(3)2022年3月印發的《關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見》要求，優先支持市場化并網新能源項目，包括源網荷儲一體化、工業園區可再生能源替代、火電靈活性改造促進新能源消納利用、風光制氫一體化示范等6類項目，均以落實消納能力作為新能源項目的申報條件。

(4)2022年3月，《內蒙古自治區“十四五”能源發展規劃》發布，將氫能作為實現自治區新舊動能轉換的重要途徑，實施綠氫經濟工程，推進氫能基礎設施建設布局，建設國家綠氫生產應用示范基地，打造能源發展新引擎。

(5)2022年9月，內蒙古自治區能源局印發《內蒙古自治區關于碳達峰目標下能源保障供應的實施方案》提出，穩步提升氫能綠色替代能力，推動自治區氫能產業發展，鼓勵風、光、氫、儲多能互補發展，推動可再生能源電解水制氫項目有序落地。

2.1.2 部分自治區下轄盟、市政策

與此同時，內蒙古自治區下轄多個盟、市的新能源建設項目中明確了配套制氫規模，主要有：

(1)包頭市發改委公告明確了風電、光伏項目和氫能產業項目需同步投產，嚴禁只建設風光項目，氫能產業項目不投產，為可再生能源制氫發展提供了巨大空間。

(2)鄂爾多斯市在2021年4月發布《氫能產業發展三年行動方案(2022年—2024年)》，提出充分利用鄂爾多斯風光等可再生能源資源，支撐以煤炭為主能源結構向低碳零碳轉型，推動鄂爾多斯朝著氫能裝備本地化、氫制產品綠色化、全產業鏈商業化、關鍵技術自主化為一體的北疆綠氫城穩步前進。

(3)2022年6月出臺的《鄂爾多斯市“十四五”能源綜合發展規劃》提出，緊抓自治區打造千億綠氫產業集群發展機遇，打造全國氫能生產應用示范基地，推進氫能與風電、光伏、儲能等一體化發展，科學合理安排風電、光伏+儲能制氫建設規模，為氫燃料電池汽車規模化應用提供穩定綠氫來源，開拓可再生能源利用新業態。

(4)包頭市于2021年10月發布的《現代能源產業基地“十四五”發展規劃》提出，“十四五”期間，加快氫氣制取、存儲、運輸、應用一體化發展，在可再生能源建設集中區，采用風、光、谷電制氫相結合的技術路線，建設百兆瓦級制氫儲能一體化項目，擴大可再生能源制氫規模；全面推進達茂、固陽風電基地風電電解水制氫，形成60萬t/a電解水制氫能力，制氫設備平均利用小時數達到4 000 h。

2.2 氫電耦合資源與產業發展基礎

內蒙古可再生能源資源豐富，風能資源技術可開發量居全國首位，太陽能資源屬我國最豐富的區域之一[11]。包頭、烏海、達拉特入選國家光伏領跑應用基地，成為全國開展光伏領跑基地最多的省份。2019年，達拉特光伏獎勵基地平均中標電價0.275元/kW·h，開創了全國新能源發電低于燃煤發電基準價的先河。

近年來，內蒙古可再生能源發展迅速，風電、光伏發電裝機占比快速提升。2021年，內蒙古風力發電量為900.6億kW·h，占比為15.13%；太陽能發電量為140.9億kW·h，占比為2.37%；水力發電量為47.8億kW·h，占比為0.80%。可再生能源發電量的快速增長，為綠氫產業發展奠定了良好的基礎。

基于豐富的可再生能源資源和良好的可再生能源發展基礎，內蒙古可再生能源制氫潛力巨大。“十四五”期間，內蒙古規劃可再生能源新增裝機8 000萬kW以上，占全部新增裝機的比重超過60%，成為新增裝機的主力。可再生能源發電裝機總量將達到1.35億kW以上，其中風電8 900萬kW，光伏發電4 500萬kW，新能源裝機規模超過燃煤火電裝機規模，新能源發電量占自治區總發電量比重超過35%。內蒙古具備發展新能源大規模制氫良好條件，現有潛在新能源制氫產能超過330萬t。

氫能裝備方面，依托自身雄厚的工業基礎和資源優勢，內蒙古擁有較為堅實的氫能技術裝備制造基礎，聚集了一批資金雄厚、實力強勁的技術裝備企業[12]。目前，全區開展氫能前瞻技術研發的企業超過70家，企業的龍頭帶動作用為全區氫能產業發展提供了有力支撐。

2.3 綠電消納需求

當前，我國前2批大型風電光伏發電基地已陸續開工，第3批大基地項目已公布，風電、光伏發電等可再生能源大規模、高比例開發時代正在來臨，而內蒙古則是重點區域。與此同時，面對大規模可再生能源的開發，綠電消納問題也將進一步凸顯。

受儲能技術、上網政策和新能源電力消納政策的制約，內蒙古風光新能源的充分利用受到影響，風電和光電產能利用率低，棄風棄光等現象比較突出[13]。“十三五”期間，內蒙古風力發電裝機總量占發電裝機總量的比例保持在22.5%～23.5%之間，風力發電的發電量占總發電量的比例卻一直保持在11.7%～12.7%之間；太陽能發電裝機總量占電力裝機總量的比例保持在5.7%～8.1%之間。從全國看這種情況也比較明顯，2020年全國風能、光能的裝機占比在24%以上，但電力貢獻僅為9%左右。

消納問題已成為新能源發展的主要挑戰。隨著新能源裝機比重的提高，新能源發展瓶頸逐步由開發側制約轉向系統消納能力制約，當前面臨系統調峰能力不足、部分輸電通道受阻的問題。2022年第1季度，蒙西地區風電利用率89.2%，光伏利用率94.8%，新能源綜合利用率全國倒數第一。未來，隨著大規模新能源的并網，區內新能源消納壓力將進一步增大，而綠氫作為可再生能源的重要消納方式之一，在內蒙古將擁有巨大的發展需求[14]。

2.4 氫電耦合市場應用前景

在氫能應用方面，內蒙古煤炭及各類礦產資源豐富，重型柴油機車、礦用重型卡車、礦山機械保有數量位居全國前列，各類采運礦車、物流車輛接近50萬輛，均可考慮采用氫燃料電池車替代。鄂爾多斯市進入國家燃料電池汽車示范應用上海城市群名錄，主要實現燃料電池整車的商業化運營，重點構建“中長途+中重載”的應用場景；包頭市列入了國家燃料電池汽車示范應用廣東城市群，實現主要零部件研發及產業化應用及開展高寒地區的燃料電池汽車示范應用的任務。

內蒙古黑色冶煉行業規模較大，鐵合金產量全國第一，采用氫能替代煤炭作為還原劑，可實現冶金行業的低碳甚至零碳。此外，氫能還可應用在建筑領域、農牧邊區采暖、供電等方面，應用場景豐富，市場前景廣闊[15]。

3 內蒙古自治區氫電耦合案例分析

緣于近年來支持政策的不斷出臺以及豐富的風光資源、良好的產業發展基礎和廣闊的市場前景，內蒙古綠電制氫項目的探索正加快涌現。典型項目有鄂爾多斯市達拉特旗光儲氫車一體化項目，建設40萬kW光伏電廠，配套建設8萬kW·h儲能，建設約0.93萬t/a光伏電解水制氫站；中國華能集團有限公司在科爾沁右翼前旗開發的風電儲高比例耦合綠電制氫示范項目，總裝機300萬kW；達茂旗電投新未來能源有限公司在包頭達茂旗開發的40萬kW風光儲氫項目，風電和光伏裝機均為20萬kW，化學儲能3.5萬kW·h，電解水制氫1.78萬t/a；中石化新星內蒙古綠氫新能源在烏審旗建設的31.95萬kW風光耦合制氫項目，風電4.95萬kW，光伏27萬kW，制氫1萬t/a。選取鄂爾多斯市準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目和達茂旗20萬kW新能源制氫工程示范項目進行案例分析，研究在內蒙古開發氫電耦合項目的可行性和開發路徑。

3.1 準格爾旗納日松光伏制氫產業示范項目

納日松光伏制氫產業示范項目于2022年8月28日開工建設，是中國三峽新能源(集團)股份有限公司的首個制氫項目。項目位于鄂爾多斯市準格爾旗納日松鎮，包括光伏電站及制氫廠2部分，其中光伏電站總裝機規模為40萬kW，年平均發電量為7.4億kW·h，建成后每年可節約標準煤約23萬t，減少二氧化碳排放約60萬t；制氫廠總裝機規模為7.5萬kW，包括15臺1 000 Nm3/h的堿性電解槽及1臺1 000 Nm3/h的備用堿性電解槽，生產年利用小時數為8 000 h，每年可生產氫氣約1萬t，副產氧氣8.5萬t。

建成后，項目總發電量的20%將直接輸送至當地電網，剩余80%則全部用于電解水制氫，所產出的氫氣和氧氣主要用于化工及交通領域。其中，制出的高純氫氣大部分通過新建的2 km輸氫管道直接輸送至下游合成氨工廠，剩余部分增壓后裝車運輸至附近加氫站；所產氧氣一部分經加壓后運送至當地化工企業，另一部分液化后裝車外送，提供給其他有需求的單位。

氫的儲運是目前氫能產業鏈發展的主要瓶頸之一，而綠氫制綠氨是解決綠氫儲運和消納的重要路徑。為此，納日松項目選擇在已有合成氨廠附近制氫，從而降低成本，打通氫能制—輸—用鏈條。該項目表明，在內蒙古風光資源富集區域開發電氫耦合已具備基本條件，同時，解決儲運和下游應用問題，是項目開發的必要條件。

3.2 達茂旗20萬kW新能源制氫工程示范項目

內蒙古華電達茂旗20萬kW新能源制氫工程示范項目于2022年5月發布光伏、風電、儲能、制氫設計中標結果，計劃于2023年內投產。

項目規劃建設總容量20萬kW，由風光發電、儲能裝置、制氫站及儲氫設施4部分組成，共建設風電12萬kW、光伏8萬kW，電化學儲能2萬kW·h，預計建成后風電光伏年發電量5.52億kW·h。電解水制氫12 000 Nm3/h，采用100%綠電制氫，年制綠氫量7 800 t，可供20座規模為1 000 kg/d的加氫站使用，滿足約1 000輛燃料電池重型卡車需求。制氫站還根據風光可再生能源出力波動特點，采用堿性電解槽和質子交換膜(PEM)電解槽配套的技術路線，使用的PEM電解槽單體容量和總容量創國內之最。該項目在風、光、儲、氫一體化方面進行示范，是多能互補耦合制氫的探索。

4 結論與建議

4.1 結論

在雙碳目標下，可再生能源和氫能的發展正在成為能源系統轉型的主要方向。隨著技術的持續進步、規模的快速增長，可再生能源將助推電解制氫降本，助推電解水制氫走向主流，可再生能源制氫與氫儲能將促進可再生能源電力在終端應用。在這一趨勢下，氫電耦合將促進可再生能源規模化應用，實現電網與氫網等綜合能源網絡互聯。因此，氫電耦合是我國構建新型能源體系的重要途徑之一。

同時，內蒙古地區基于優越的資源條件、良好的產業基礎和政策環境，發展氫電耦合具有得天獨厚的優勢。氫電耦合在內蒙古地區的布局，有助于當地能源結構的快速轉型，加快將當地風、光資源轉化為經濟發展動力，并為我國氫能全產業鏈發展提供豐富的氫源。此外，還有助于對同樣風光資源富集的區域形成示范，推廣氫電耦合模式。

準格爾旗和達茂旗的案例表明，在目前所處的氫能產業發展初期，將綠電-綠氫-綠氨進行結合，或者將可再生能源制氫與下游交通等應用緊密結合，打通氫能產業鏈各關節，從而降低儲運成本，是重要的發展模式和路徑。

4.2 建議

通過對氫電耦合助力構建新型能源體系的研究，本文提出如下建議：

(1)可再生能源與氫能融合發展布局。從多能互補的角度，我國應大力開展可再生能源與氫能融合發展建設，實現“兩中心、三基地”，即京津冀氫能應用負荷中心、東部沿海氫能應用負荷中心、東南海上風電制氫基地、西南地區棄水發電制氫基地、三北地區風光氫儲綜合能源基地的建設布局。

(2)風光氫高比例耦合技術及產業推廣。科技專項重點研究三北地區風能、光能與氫能技術耦合，將低成本新能源電力轉化為氫能，提高新能源綜合利用效率，為推動形成綠電+綠氫能源基地提供技術指引，同時落地產業，帶動減排作用明顯的氫能技術成果轉化項目。

(3)開展氫能制儲加一體化可研示范。開展制氫站內配套氫氣純化、氣體壓縮及氫氣儲罐，實現新能源發電與制氫、儲氫、加氫深度結合，形成氫能制儲加一體化示范，助力提升新能源消納，帶動氫能產業發展。

(4)推動交通領域風光+綠氫體系項目孵化。以氫燃料汽車為主的交通用能體系，可最大程度實現減排目標，改善生態環境，氫燃料汽車可有效解決電動汽車在寒冷地區續航里程縮短、重載動力性下降等問題，為氫燃料產業在各領域的大規模發展奠定基礎。內蒙古應著力推動建立呼包鄂烏氫能重卡替代，結合氫能重卡用氫需求耦合測算風光配套容量和耦合方式，通過綠氫低價制取帶動氫燃料和高端制造產業發展，通過模型優化提高可再生能源與氫儲能耦合比例。

(5)在化工領域提出綠氫對灰氫部分替代的解決方案。氫氣是煤化工產業的主要原料之一，當前主要通過煤制氫獲取，伴隨大量二氧化碳排放。以風光等可再生能源制氫作為氫源，可實現煤化工中對灰氫的清潔化替代，減少環境污染和煤炭消耗。