氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究

中國華能集團第六家授牌研究機構，依托長城證券管理并開展業(yè)務，研究院深耕能源轉型相關政策、行業(yè)以及市氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/3 8 9 2.2綠氫項目可通過場外和場內資源進行 3.1資源稟賦奠定開發(fā)基礎 4.1當前政策條件下的基準情景結果 4.2三倍于電解槽裝機的新能源裝機配比能夠確保電解槽穩(wěn)定高效運行 22 5.3禁止電量下網將顯著提高電力系統冗余 29 30氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/4 6.2強制配儲提高制氫成本，但可以節(jié)省 32 34 35 氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/5氫能是我國未來能源體系的重要組成部分，對于難以完全實現電氣化的終端用能部門，通過氫能進行溫室氣體減排尤為關鍵。預計到2060年，我國終端能源消費總量中10%–15%將由氫能提供，并將以可再生能源電力制備的綠氫為主，意味著制氫年耗電量可達約3.6萬億千瓦時，占全社會用電量的近五分之一。面對如此規(guī)模的電—氫轉換需求，氫電耦合無疑是能源系統轉型必須關氫電耦合發(fā)展的核心問題之一在于解決用氫端需求曲線與可再生能源電力出力曲線之間不匹配的問題。從供給側氫能系統和終端消費的均衡與協同發(fā)展。研究宜優(yōu)先關注項目尺度下電與氫的技術配置和協同發(fā)展。人民政府辦公廳關于促進氫能產業(yè)高質量發(fā)展的意見》后，分別于2022年和2023年通過分析與模擬不同政策變量組合場景下綠氫項目的最優(yōu)投資與運行方案，本報告按政策變量歸納總結了當前綠氫發(fā)展階段下政策設計與項目落地之間的潛在相互關系：上網政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風光制氫項目余電上網部分電量的收益，對成本最優(yōu)場景下風下網政策決定場內儲能配置情況，下網電量比例限制調整至5%或更低時，繼續(xù)嚴格限制下網電量將顯著推高電化學儲能配置政策直接影響系統成本，現階段，業(yè)主方出于成本考慮缺乏超配電儲能設施從政策制定的角度看，如進一步修訂和完善綠氫項目實施細則，可考慮如下方向：（1）審慎設定和調整上網電量比例限制，適時調整上網電價；（2）合理確定下網電量限制比例，在現有基礎上可以有小幅收緊，但需留有余量；（3）權衡電化學儲能配置的比例和時長要求，平衡現階段業(yè)主的成本可負擔性和未來綠氫項目大規(guī)模發(fā)展后氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/6從綠氫項目業(yè)主的投資與運營角度看，存量項目業(yè)主宜在場外靈活性配置方面優(yōu)先關注上網電價調整趨勢，增量項目開發(fā)商還需重點關注上網電量限制的變化情況；在場內靈活性配置方面，項目業(yè)主宜預留好場內靈活性再開綠氫產業(yè)是雙碳目標下未來能源體系中的關鍵產業(yè)?，F階段，綠氫產業(yè)仍處于發(fā)展初期，利用好政策與市場工具、引導產業(yè)規(guī)?；l(fā)展、降低綠氫供應成本是當前的重點任務。本報告致力于通過模擬、優(yōu)化和分析結果，為政策制定者進一步優(yōu)化綠氫項目配置政策提供可參考的建議，為業(yè)主加快推進投資決策與項目落地提供可參考的場外靈活性一體化項目邊界一體化項目邊界 制氫發(fā)電綠氫消費 制氫發(fā)電tt場內靈活性場內靈活性氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/7我國是全球最大的氫氣生產和使用國，氫氣年產量超過3,500萬噸。長期以來，氫氣作為工業(yè)原料廣泛應用于石化、合成氨、甲醇等行業(yè)的工業(yè)過程中。隨著應對氣候變化行動和能源轉型進程的不斷推進，氫氣作為能源載體義為能源品種，氫氣產業(yè)實現了從單一提供工業(yè)原料向發(fā)揮“能源+原料”雙重屬性的轉化。2022年在能源轉型進程中，對于難以實現電氣化的部分終端用能部門而言，氫能已成為其實現溫室氣體減排和零排放發(fā)展的關鍵抓手。一方面，氫作為一種分子燃料，可通過燃機或燃料電池技術，在重載交通、供熱等領域提供可觀的減排貢獻。預計到2030年，依托于綠氫的氫燃料電池汽車保有量將超過60萬輛，其中接近半數是重載卡車，氫氣需求將超過每年400萬噸2。另一方面，氫作為重要的工業(yè)原料，通過綠氫替代灰氫、綠氫替代煤等手段，可幫助鋼鐵、甲醇、合成氨等行業(yè)實現減排。預計到2060年，綠氫作為工業(yè)原料的需求將達到約4,300萬噸/年，幫助K6K64.54.5wwww99101氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/8化石能源制氫和工業(yè)副產氫是目前我國氫氣生產的傳統和主要技術路線，但在能源轉型和應對氣候變化的大背景下，建立基于綠色電力的綠氫供給體系是推動全社會實現碳中和目標的重要環(huán)節(jié)。綠氫一方面向上承接電力系統，進一步推動可再生電力的發(fā)展，另一方面向下支撐工業(yè)、交通、建筑等行業(yè)脫碳，驅動產品碳足跡的持續(xù)下氫能與電能耦合發(fā)展是傳統氫產業(yè)向綠氫產業(yè)轉型發(fā)展伴生的新課題。傳統上，氫氣生產直接依賴于一次能源，與電力系統之間并不直接相連。與傳統氫氣供應相比，綠氫由可再生能源電解水制備，是由電力轉化形成的二次能源，與電力系統運行關系密切（見圖表2）。在邁向碳中和的進程中，電力和氫能是兩種最關鍵的終端能源消費形式，預計到2060年，分別占到終端能源消費量的6氫的制備，電力系統與氫系統的交互將同時影響兩個系統的運行情況和供需關系，氫電耦合發(fā)展無疑是能源系統氫電耦合發(fā)展的一個核心問題是如何處理用氫端需求曲線與可再生能源電力出力曲線之間不匹配的問題。從供給側看，綠氫生產將主要依托于光伏發(fā)電和風力發(fā)電，發(fā)電出力具有間歇性、波動性、隨機性，發(fā)電設備的利用小時數（容量因子）較低，日內功率波動幅度大。而從消費側看，綠氫在工業(yè)等場景中的應用通常有較強的連續(xù)性和穩(wěn)定性需求，以滿足生產過程安全性和工業(yè)品經濟性的需要。因此，綠氫項目需要借助電網交互、電化學儲能、儲氫等必要的技術手段，尋求新能源發(fā)電裝機、制氫電解槽裝機和下游用氫需求之間的平衡點，實現電力系H2>電解槽H2>電解槽就地綠色工業(yè)集群儲氫裝置電力系統 > >氫能系統氫能系統氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/9微觀尺度是指在具體的項目層面上，探討電解制氫項目如何平衡配置和利用項目場內發(fā)電、制氫、儲能等設施，并探討項目與電網之間的電力互換關系。這一尺度的研究著眼于具體項目的設計與運營視角，主要面向由電轉化為氫的能量和物質流動，關注項目可行性與投資回收，研究成果有助于項目業(yè)主厘清投資決策、優(yōu)化運行方式，宏觀尺度指的是系統層面上電力系統與氫能系統之間的互動。這一尺度的研究一般以大電網（如省級電網）的視角，綜合考慮綠電制氫技術、氫燃機技術、氫燃料電池技術等在大電網中的配置和布局，探討各類“電—氫”與“氫—電”轉化技術在規(guī)?；煤螅绾螌崿F兩個系統之間“電—氫—電”過程的協同運行，綜合挖掘兩個從研究的時序上看，當前處于綠氫產業(yè)發(fā)展初期，研究重點宜聚焦于微觀項目尺度的氫電耦合，解決具體項目落地的實際問題。與之相對，宏觀尺度研究主要面向各類氫能技術規(guī)?；l(fā)展后的場景，是更具前瞻性的研究方向。具體而言，我們優(yōu)先進行微觀尺度研究主要依據以下四方面考量。首先，綠氫項目的投資發(fā)展依托于針對項目實施細則的微觀政策，無論是政府還是企業(yè)，都需要考慮如何設計或利用微觀項目尺度的政策，引導和促進綠氫項目順利落地與利用。第二，當前階段綠氫制儲運技術正快速迭代，各類技術成本快速變化，運用微觀項目尺度研究，快速把握市場變化的影響，明晰各類技術的成本價格彈性，對更好地設計政策和調整投資決策都大有裨益。第三，考慮到由氫向電轉化的效率仍然偏低，未來一段時間的氫電問題仍以由電向氫的單向流動為主，這與微觀尺度的研究內容更契合。第四，在當前階段，綠氫產業(yè)總體規(guī)模仍然較小，無論是制氫總用電負荷還是配套電源裝機量，在電網總體供需中所占的比例仍然較低，省級電網仍有一定能力來平衡和支撐項目層面的供需波鑒于以上討論，本報告著眼于微觀尺度的氫電耦合研究，從具體綠氫項目的設計運行視角，探討成本變化、政策變化對項目規(guī)劃和運行的影響，歸納各類市場與政策變量在綠氫項目落地和產業(yè)規(guī)?；l(fā)展進程中的影響與作氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/10我國綠氫項目仍處于發(fā)展初期，以示范工程為主，尚未實現大規(guī)模商業(yè)化。截至2023年底，我國在運、在建和規(guī)目前氫氣總產能的0.1%；在建和規(guī)劃中的綠氫項目分別有70項和130項，制氫規(guī)模分我國綠氫項目在區(qū)域分布上主要位于風光資源更好的華北、西北和東北地區(qū)（見圖表3）。在運的綠氫項目在全國19個省市都有分布，其中遼寧的在運制氫規(guī)模約占全國的46%。華北地區(qū)在建和規(guī)劃的綠氫項目規(guī)模在全國遙遙領先，其中內蒙古在全國在建和規(guī)劃的項目中擁有60%的制氫規(guī)模，均超過4,000MW。西北地區(qū)和東北地區(qū)也是未來綠氫項目的重點布局地區(qū)。在建項目中，西北地區(qū)的新規(guī)模。規(guī)劃項目中，華北地區(qū)的河北擁有超過1,600MW的制氫規(guī)模，位于東北地區(qū)的吉林和位于西北地區(qū)的甘肅針對尚未投產的綠氫項目配置的新能源裝機的區(qū)域分布，風電裝機主要位于內蒙古，其配置的風電裝機在全國占比為51%。光伏發(fā)電裝機區(qū)域分布的集中度更低，但內蒙古在建和規(guī)劃的裝機總量依然居全國首位，占全國配置9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/11綠氫項目中可再生能源的配置與項目所在地的資源稟賦密切相關，同時呈現出從單一電源向風光復合電源轉變的特點。我國在運的綠氫項目中大多采用風電制氫或者光伏發(fā)電制氫這種單一電源制氫的方式，且以光伏發(fā)電制氫為主。從全國在運的綠氫項目風光裝機總量上看，用于制氫的光伏發(fā)電裝機總量約是風電裝機的18倍。處于在建和規(guī)劃階段的綠氫項目中配置的風電裝機容量占比大幅提升，與光伏發(fā)電裝機總量接近，并且更多項目呈現出風一方面，風電的加入有效改善了光伏發(fā)電的晝夜周期性。以內蒙古的風電和光伏的典型日內出力曲線為例，當風光配比為1:1時，系統日內最大出力波動為系統額定裝機容量的34%，且日內所有時段出力均在系統額定功率的10%以上。而當系統內只有光伏發(fā)電裝機時，日內最大波動為裝機容量的66%，且一天內有14個小時出力低于10%的額定功率。另一方面，光伏發(fā)電也能補充靜風情況下風電出力的不足。當風速連續(xù)幾個小時低于風機的切入風速時，風機在這幾個小時輸出功率連續(xù)為零，此時光伏發(fā)電出力可以有效補充風電出力不足，降低輸出功率實際項目中，風光具體配比與項目所在地的風光資源情況、氣候情況、用氫端需求等因素都高度相關，項目往往會根據其自身的負荷需求和對經濟性的評估選擇最適宜的風光配比。例如，位于內蒙古的綠氫項目風電和光伏發(fā)目前規(guī)劃的綠氫產能中有近80%用于工業(yè)領域，包括合成氨、合成甲醇等化工行業(yè)和鋼鐵行業(yè)。工業(yè)領域通常擁有連續(xù)的生產環(huán)節(jié)，需要穩(wěn)定的氫氣供應作為原料或燃料，以避免供應中斷對生產的影響并且降低設備啟停帶來此外，電解槽自身運行也存在功率范圍要求，難以完全跟隨新能源的出力曲線進行波動。當電解槽處于低負荷狀態(tài)運行時，電解槽運行效率下降，并且存在安全風險。當供電功率進一步低于電解槽的運行范圍下限時，電解槽綠氫項目可通過場外和場內兩方面進行波動調節(jié)。場外調節(jié)指使用網電是依托公共電網進行調節(jié)；場內調節(jié)指在根據是否與公共電網連接可將綠氫項目分為并網型項目和離網型項目。并網型項目可在新能源出力電量富余時將電量上網，并且在新能源出力不足時從公共電網下網電量補充電力供應（見圖表4）。考慮到綠氫項目在電力上下網過程中電力系統的影響，部分地區(qū)，以內蒙古為例，對綠氫項目的上網電量比例和下網電量比例進行了限制，避免綠氫項目對電網運行造成太多影響。離網型項目無法依托公共電網這一場外調節(jié)資源，僅能通過場內調節(jié)資源配置進行調節(jié)，降低了項目對電網的影響，但是增加了氫氣供應的波動風險，適用于電網基礎薄弱的地區(qū)。目在場內調節(jié)資源的配置上，電化學儲能和儲氫設施在綠氫項目中廣泛應用。在制氫端，電源側儲能應用隨著儲能成本的降低和各地新能源強制配儲政策的出臺不斷增加，相關配儲要求和實際應用進一步擴展到了綠氫項目中的新能源，導致更多的綠氫項目選擇配置電化學儲能。在用氫端，與產量可調可控的灰氫不同，綠氫生產負荷不可氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/12場外靈活性場外靈活性綠氫消費場內裝機配置綠氫消費場內裝機配置發(fā)電制氫發(fā)電制氫場內靈活性場內靈活性三種調節(jié)方式在對綠氫項目本身和對電力系統的影響方面各有優(yōu)劣需要綜合考慮不同調節(jié)方式的初始投資成本和運行成本。使用網電不需要額外的初始投資，但項目使用網電的電價通常高于綠氫項目本身新能源的度電成本，并且在峰谷電價機制下，項目往往在峰端用電需求更高，進一步推高用電成本。場內調節(jié)的兩種方式需要在制氫和用氫設備之外額外配置設備，提高了初始投資成本，但降低了網從調節(jié)效果的角度，場外調節(jié)能最大程度降低氫氣供應波動風險。目前我國公共電網連接的資源量和負荷量都遠大于綠氫項目，因此能滿足綠氫項目需要的上網電量和下網電量。場內調節(jié)資源受土地資源限制、技術特性和經濟性考慮，往往配置的資源量有限。若要在不依靠場外資源、僅依靠場內資源的情況下滿足連續(xù)、穩(wěn)定的用氫需從對電力系統影響的角度，場外調節(jié)較場內調節(jié)對電力系統造成了更大的運行壓力。使用網電的電量越大且電量波動越大，綠氫項目對電力系統的影響越大，電網自身的平衡調節(jié)需求也越高。以電化學儲能為代表的電儲能設施和以低壓儲氫罐為代表的儲氫設施都能部分替代項目對網電的需求，從而減少網電使用量，并且減輕電網運行壓力。其中，電化學儲能直接參與新能源出力的調節(jié)，通過充放電平滑出力需求；低壓儲氫罐則通過調節(jié)終端用氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/13使用網電低壓儲氫罐++++隨著新型電力系統建設的深化，氫電耦合對于電力和氫能這兩個系統的協同發(fā)展愈發(fā)重要。對于電力系統而言，電解制氫作為可調節(jié)負荷，能夠結合新能源的出力情況進行負荷調節(jié)，緩解新能源出力波動對電力系統的影響，并增加新能源消納。對于氫能系統而言，綠氫的生產可以通過場外和場內資源進行波動調節(jié)，滿足用氫端的負荷制氫技術上，現有電解槽技術應對波動性電源的適應能力有待提升。堿性電解槽在低負荷工況下運行仍存在安全隱患，并且長時間處于低負荷工況下可能損害設備壽命。質子交換膜電解槽的負荷調節(jié)范圍更廣且響應速度項目運行上，綠氫項目上網電量和下網電量尚沒有國家層面的政策或規(guī)范加以統一管理。并網型綠氫項目通過使用網電穩(wěn)定氫氣供應，但增加了電力系統調節(jié)壓力。目前僅有內蒙古對綠氫項目上網電量和下網電量提出了具體限制，但從國家層面缺少相應的規(guī)范原則，并且在除內蒙古以外的省份缺乏基于省級電網情況的綠氫項目制氫成本上，項目成本與資源配置和電網交互情況有關，但這兩部分受政策影響面臨關的設備成本和與電網的用電成本是綠氫生產過程中關鍵的成本來源，但這兩方面都與相關政策設計為綠氫項目提供的邊際條件高度相關。關于新能源裝機、場內調節(jié)資源、電量上設備投資，還會影響項目的用電成本，最終對制氫成本造成影響。然而目前針對綠氫項目的政策規(guī)定面臨不確標準認定上，未來對于綠氫更嚴格的標準和更高的需求可能會對氫電耦合系統提出更上對綠氫尚無統一定義，但是隨著對產品碳足跡的要求加強，使用網電生產的綠氫可能難以滿足產品低碳需氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/14氫能產業(yè)是助力我國實現“雙碳”目標的關鍵產業(yè)，內蒙古自治區(qū)作為全國風能和太陽能資源最為豐富的地區(qū)之一，正通過推廣風光一體化制氫項目，走在全國氫能產業(yè)發(fā)展的前沿。獨特且優(yōu)越的自然條件以及地方政策的大內蒙古地處我國北方，擁有遼闊的草原和沙漠，風能和太陽能資源豐富。其中，內蒙古擁有全國57%的風能資源，風能可開發(fā)量居全國首位，技術可開發(fā)量達到14.6億千瓦11。2內蒙古的風力發(fā)電量達到了1,271億千瓦時，在全國各省份中排名第一12。內蒙古的風能資源主要分布在西部地區(qū)的典型草原、荒漠草原及荒漠區(qū)域，并且具有年平均風速高且穩(wěn)定的特點。2022年全區(qū)的風電實際利用小時數在2,500小時以上，在錫林郭勒盟以西的內蒙西部地區(qū)風資源條件相對東部更好，利用小時數可以達到更高。具體而言，烏蘭察布市、呼和浩特市、包頭市、巴彥淖爾市、鄂爾多斯市、阿拉善盟等六個區(qū)域的風電實際利用小時數同時，內蒙古也是全國太陽能輻射最強的地區(qū)之一，其太陽能資源技術可開發(fā)量高達94億千瓦，占全國總量的資源的地理分布來看，內蒙古大部分地區(qū)處于II類太陽能資源區(qū)，太陽能資源的豐富度呈現出自東向西逐漸增強的分布。這種資源分布的特性直接影響了區(qū)內各城市和區(qū)域的光伏電站裝機水平。截至2023年底，以錫林郭勒盟為界以西的蒙西地區(qū)的光伏裝機容量超過1,700萬千瓦，以東的蒙東地區(qū)光伏裝機容量約為400萬千瓦。在蒙西地區(qū)，鄂爾多斯市以其得天獨厚的資源條件成為全區(qū)光伏發(fā)電的領軍者，其光伏電站裝機容量位居全區(qū)首位，達到發(fā)布，正式確立氫能作為國家能源戰(zhàn)略中的重要一環(huán)，鼓勵地方政府在氫能生產、應用等方面積極探索和布局。在全國政策發(fā)布后，內蒙古自治區(qū)成為首批在其“十四五”規(guī)劃及2035年遠景目標中納入氫能相關內容的省級行政單位之一。與此同時，內蒙古進一步出臺了氫能產業(yè)發(fā)展的專項政策，于2022年2月發(fā)布《內蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關于促進氫能產業(yè)高質量發(fā)展的意見》17，明確了關鍵時間節(jié)點的發(fā)展目標，成為規(guī)劃可再生能源制為落實意見要求，內蒙古于2022年12月為風光制氫一體化項目的設計和運行出臺了《內蒙古自治區(qū)風光制氫一體化示范項目實施細則（2022年版）》18，并在此基礎上于2023年11月修訂發(fā)細則根據項目與公共電網的關系將風光制氫一體化項目分為并網型和離網型，并明確了不同類型項目的不同配置要求。并網型項目的新能源規(guī)模不得超過制氫所需電量的1.2倍，而離網型項目則按需配置，要求項目的新能源綜氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/15對于并網型項目，2022年版的實施細則只允許電量上網，項目年上網電量不得超過年總發(fā)電量的20%，以防止過度超配新能源裝機導致資源浪費，并且原則上不允許項目向電網購電。2023年修訂版的實施細則在維持了對于項目年上網電量的限制的同時，放寬了對于項目從電網購電的限制，但要求下網電量不得超過年總用電量的10%，實施細則同時要求風光制氫一體化項目必須配備一定的儲能能力，以調節(jié)新能源裝機發(fā)電時出力不均帶來的電力波動。對于電儲能，細則規(guī)定其調峰能力不得低于新能源裝機規(guī)模的15%，且儲能時長不得少于4小時。若項內蒙古出色的自然資源條件和有力的政策支持使之成為新能源制氫一體化項目研究的理想樣本之一。以內蒙古為樣本開展項目研究，既在氫電耦合方面具有較強的代表性，同時也能切實為綠氫產業(yè)發(fā)展提供定量化的決策參基于政策的要求，我們相對應地在研究中設計了一體化項目的決策邊界，即項目需要在滿足需求側綠氫消費的同時，符合實施細則中對項目規(guī)模配比、公共電網交互水平和儲能能力配置的要求。具體而言，我們參考實施細則的具體要求，在滿足下游用氫需求的前提下，以電網交互功率和電量限制為邊界條件，尋求成本最優(yōu)的項目配置在需求側，我們的假設根據對項目綠氫供應能力要求最高的連續(xù)型工業(yè)進行設計，綠氫的供應需要連續(xù)且穩(wěn)定，典型的需求曲線呈現為一條平穩(wěn)的直線。在本研究連續(xù)型工業(yè)的具體應用中，我們以為氫冶金行業(yè)為代表，假設鋼鐵產能為每年100萬噸，對應的用氫量需求約為6萬噸每年。相應的氫能需求會被轉換成電能需求，由發(fā)電機組在供給側，項目設計分為制氫和發(fā)電兩大部分。氫氣的制取我們參考了目前國內主流的風光制氫一體化項目在制氫設備上的選擇，在研究的項目中假設氫氣由堿性電解槽制取。在發(fā)電方面，項目的電能主要由太陽能發(fā)電和風力發(fā)電組合提供。具體的太陽能資源和風能資源，我們參考了鄂爾多斯的實際情況進行設計，光伏的年利用小時項目的靈活性體現在場外和場內兩個方面。場外靈活性主要是由公共電網支持，能夠在項目新能源發(fā)電能力不足的情況下，輔助項目滿足制氫的電能需求，與公共電網交互的電量需滿足實施細則中的邊界要求。需要注意的是，與公共電網的交互會給系統帶來額外的成本或收益：增加的成本主要由下網電量以及下網電價確定，帶來的收益主要由上網電量和上網電價確定。場內靈活性則通過儲電和儲氫兩個維度來實現，依據項目實時供電或供氫能力的波動，平衡和穩(wěn)定對下游需求的供給能力，從而確保系統的高效運行。本研究中我們分別選取電化學儲能氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/16場外靈活性綠氫消費場內裝機配置綠氫消費場內裝機配置制氫發(fā)電制氫發(fā)電tt場內靈活性場內靈活性電能流動.氫能流動根據上述的研究邊界和項目設計，我們使用了HOMERii能源建模軟件作為我們的計算平臺對項目的供給側和靈活性配置進行了測算和優(yōu)化。圖表6中展示了我們在計算平臺中的項目系統構建，以及能量和物質的流動情況：電能主要來自新能源發(fā)電機組，流向電解槽制備氫氣，同時電網和電化學儲能根據實時電能波動和成本效益進行平衡；氫則主要從電解槽直接輸送到下游的連續(xù)性工業(yè)，各個組件的配置以及系統的運行策略。運行策略定義了組件如何協同工作以滿足下游連續(xù)性工業(yè)的用氫需求，既包括日內新能源出力的波動，也包括涵蓋四季的季節(jié)性資源條件的變化。組件的選擇和配置大小的優(yōu)化是為了最），在我們的模型中，NPC由系統在其生命周期內的所有成本和收入構成。成本主要包括各組件的投資成本、替換成我們在研究中采用了小時級的模擬精度，考慮了全年8,760小時的天氣（風光出力）、用氫需求、上下網電力價格等因素，優(yōu)化計算項目整體配置情況和小時級項目運行情況。我們還結合敏感性分析和優(yōu)化算法，根據模擬場景的不同輸入來推導項目組成并進行經濟性分析，找出了在現行政策要求下滿足需求側且成本最優(yōu)的供給側和靈活iiHOMER是一款用于微電網和可再生能源系統設計與優(yōu)化的專業(yè)建模工具，通過電力系統仿真模擬和經濟分析幫助評估能源項目的可行性和成本效益。它廣泛應用于能源規(guī)劃和可持續(xù)發(fā)展領域。氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/17在規(guī)劃和設計新能源制氫一體化項目時，協調好當地的風光資源屬性與制氫電解槽的生產曲線是項目實現效率提升和成本優(yōu)化的基礎。項目的整體規(guī)劃既涉及新能源發(fā)電能力與電解槽制氫能力的合理匹配，還需考慮風電和光伏發(fā)電在日內出力特性上的差異，實現資源的高效利用。合理的整體設計不僅可以最大程度地提升新能源的利用率，還能實現最優(yōu)的制氫成本，兩者相輔相成。本章將重點研究如何優(yōu)化發(fā)電與制氫能力的配置，并探討風電與本報告參考內蒙古的政策框架設置基準情景，主要設置包括全年最大允許上網電量和下網電量，分別為年總發(fā)電量的20%和年總用電量的10%，上網電量的電價參考內蒙古燃煤基準電價，下網電量則采用分時電價機制中的兩部制工商業(yè)電價。在場內靈活性配置中，假設可配置的儲能設施為4小時的鋰離子電化學儲能，儲氫設施為目前國限制，下網電量遠低于10%的政策限制。場內調節(jié)資源配置方面，基準情景沒有選擇配置電化學儲能，而是配置場外靈活性≈22h電解槽產能場內裝機配置≈22h電解槽產能場內裝機配置綠氫消費發(fā)電制氫裝機容量:場內靈活性綠氫消費發(fā)電制氫裝機容量:場內靈活性氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/18在基準情景中，新能源裝機與電解槽裝機的配比約為3:1，這種設計旨在應對新能源發(fā)電波動較大的情況，確保電解槽能夠高效、穩(wěn)定地運行，使其全年利用小時數保持在較高水平。在現行的一體化項目中，新能源裝機和電解槽裝機的比例通常在2:1至4:1之間，這些項目的電解槽利用小時數普遍較高（見圖表8）。新能源裝機與電解槽裝機的配比在這一范圍內能夠有效保持電解槽的高利用率，從而更好地控制制氫成本。如果電解槽配置比例過高，考慮到風電和光電發(fā)電出力的波動性，且場內外靈活性有限，可能導致電解槽的實際利用率下降，進而推高項目來源：內蒙古自治區(qū)能源局21,22，內蒙古自治區(qū)投資項目在線審批風光制氫一體化項目的制氫成本主要集中在初期設備投入上，將售電收益納入考量后，項目的制氫成本在當前市然存在一些差距。5012.912.9氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/19基準情景下風電與光伏發(fā)電的1:1裝機配比，有效改善了整體新能源出力波動，確保全年保持最優(yōu)的輸出水平，從而實現最優(yōu)的制氫成本和最高的新能源利用率。結合內蒙古鄂爾多斯的自然資源情況，風力資源相較于太陽能資源更具優(yōu)勢，這也導致了風電更低的度電成本。根據項目所在地的資源曲線測算，風電的平準化度電成本（LCOE）為0.134元/千瓦時，而光伏發(fā)電為0.180元/千瓦時，風電的LCOE比光伏發(fā)電低約40%。目前項目的制氫成本中占比最大的是發(fā)電成本。雖然從降低發(fā)電成本的角度來看，更高比例的風電似乎能夠進一步降低制氫成本，但項目運行需要綜合考慮多種因素。除了發(fā)電成本，還需考慮政策限制、穩(wěn)定供應下游需求以及最優(yōu)地利用場內外靈活性。經過全局優(yōu)化，基準情景中風電與光伏的1:1配比不僅能夠最大化新能源利用率，還能在保證氫氣50我們基于基準情景的制氫能力和場內場外靈活性配置，通過調整風電和光伏發(fā)電裝機來觀察不同風光配比下項目制氫成本和新能源利用率的變化。經過我們的測算，如圖表10所示，當風光裝機的配比接近1:1時，制氫成本和棄電率的表現最優(yōu)；而風電和光伏裝機配比差距太大對輸出穩(wěn)定的負荷沒有好處。在不同的配比下，光伏少而風電多對項目的影響較小，雖然制氫成本有所增加，但幅度有限。這主要是由于風電出力相對于光伏出力在全天的分布更加均勻，出力曲線更加穩(wěn)定且在項目模擬所在地資源條件更佳。當風電少光伏多時，系統為了滿足需求會超配大量光伏。然而這部分超配帶來的收益十分有限，反而導致棄電率和制氫成本顯著上升。這是因為光伏出力時間相對固定，且風電裝機有限，系統只能在有限的時間段內利用大量的光伏補充場內靈活性資源（儲氫罐）以應付日落后新能源出力不足、供氫能力大幅減弱的問題。大幅增加光伏裝機不僅顯著提高了系統的初始投資成本，氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2000% 允許配置儲能后，光伏主導情景選擇配置了新能源裝機量27%的儲能容量。系統發(fā)電側的總裝機由原來的3,380MW減少至2,263MW，降幅為33%。同時由于有更多的場內靈活性資源，系統對場外靈活性的依賴大幅減少，新能源的利用率也大幅提升（見圖表11）。同時，由于場內靈活性資源的增加，系統對場外靈活性的依賴顯著降低，新能源利用率大幅提升。具體而言，系統的下網比例從接近政策限值的9.4%下降至2.5%，棄電率則由原這些結果表明，在風光裝機配比不理想的情形下，儲能的引入能夠顯著優(yōu)化系統的運行效率并降低成本。然而需要注意的是，儲能配置依然屬于局部優(yōu)化手段。從全局優(yōu)化角度來看，最優(yōu)的方案仍是在不配置電化學儲能的基氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/21發(fā)電裝機中合理的風光比例（約1:1）可以有效平緩新能源出力的波動，耦合風光出力特性，進一步優(yōu)化系統合理配置儲氫設施是項目首選的場內靈活性來源，通過配置合理的儲氫罐調節(jié)供需波動，降低系統對外部電網氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/22的政策要求對項目設計和制氫成本并網型綠氫項目能夠利用公共電網這一場外資源，對新能源出力的波動性進行調節(jié)，成為氫電耦合在微觀層面場內系統與場外系統最直接的交互環(huán)節(jié)。對綠氫項目本身這一場內系統，項目上網電量和下網電量的電量限制和價格直接影響項目收益和最優(yōu)配置情況；對于電網系統這一場外系統，綠氫項目同時具有電源和負荷兩種屬性，可在不同時段分別進行電量上網和下網，對電網系統形成擾動。本章將重點探討綠氫項目電量上網和下網的要求對在基準情景下，模擬結果顯示綠氫項目傾向于向電網賣電，上網電量接近20%的上網電量限制，而下網電量僅約日內特征：日內平均有12.8小時存在電量上網，1.7小時存在電量下網，電量上網時段多于下網時段；上網時季節(jié)特征：大風季（3–5月）的上網電量更多且上網時段更長，下網電量主要出現在小風季（7–9月大風季的上網時段可以覆蓋全天，出力較多的上網時段擴展到4時至18時，幾乎不存在下網時段，且日內上網功率波024680246800246802468 0氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/23基準情景下新能源上網電價為當地燃煤基準價格，高于當地風電和光伏發(fā)電的度電套的新能源項目向電網賣電收益是制氫成本降低的重要來源之一。在不改變上網電量和下網電量比例限制的情況下，降低新能源上網電價將減少綠氫項目對新能源裝機量的配置意愿，雖然降低了項目初始投資成本，但同時帶上網電價超過新能源度電成本時更能激勵新能源投資和新能源電量上網。上網電價在新能源度電成本附近變化時新能源總裝機量：上網電價同時低于風電和光伏發(fā)電度電成本時，上網電價的降低對新能源總裝機量影響不能源總裝機量降幅為2%。氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/24本研究比較了在燃煤基準價為上網電價的基礎上，對上網電價采用分時電價政策的影響。與用戶的分時電價下的瓦時，深谷時段為0.106元/千瓦時，低于其度電成本，因此在分時電價機制下光伏發(fā)電上網的積極性降低。另一方面，分時電價政策未影響新能源項目全年平均上網電價，但提高了風電發(fā)電部分的平均電價。風電平均上網電價在大風季和小風季分別為0.295元/千瓦時和0.290元/千瓦時，較燃煤基準價提高了4.2%和2.5%。因此，與基準情景相比，分時電價政策并未對新能源裝機總量和制氫成本產生較大影響，但顯著將風光比提高到了1.4以上，其050隨著未來新能源參與市場化程度越來越高，綠氫項目中新能源上網電量部分也可能參與到電力市場中，此時綠氫氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/25綠氫項目通過新能源發(fā)電量上網可以將超過電解槽用電負荷的發(fā)電量輸送至公共電網，補充公共電網的電力供應，同時減少新能源發(fā)電的棄電量。這一方式也可作為綠氫項目的靈活調節(jié)方式之一，在運行過程中進行優(yōu)化，本研究在20%的內蒙古上網電量比例政策要求下，模擬了上網電量比例限制更嚴格的情況下綠氫項目的資源配置。模擬結果表明，在不同上網電量比例的限制下，綠氫項目運行結果都達到了最大上網比例限制，且比例限制的增強會降低配套新能源建設的積極性，新能源總裝機量減少。其中上網電量比例限制在5%–10%的范圍內調整時對新能源總裝機量的影響最大，在上網電量比例限制從10%降到5%時，新能源總裝機量減少7%；而在其余范上網電量限制的增強直接削減了綠氫項目利用公共電網進行負荷調節(jié)的能力，加重了新能源棄電情況。上網電量比例的限制使得新能源發(fā)電的富余電量難以通過公共電網進行完全消納，且上網電量限制越嚴格，棄電率越高。當上網電量比例限制低于15%時，棄電率高于10%；當完全禁止電量上網時，棄電率高達19%（見圖表15）。由于模型中并未對棄電率進行限制或考核，因此綠氫項目也沒有激勵通過公共電網之外的場內調節(jié)資源增加新能源減少上網電量比例還導致了項目向電網購電的下網電量比例增加。上網電量比例限制加強導致的新能源裝機減少將增加部分時段的電力缺口，從而加大項目對公共電網購電的需求，下網電量比例提高。但從模擬結果來看，除0%50氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/26上網電量比例的限制加強使得考慮賣電收益的制氫成本呈線性增長，且主要由售電收入減少導致。上網電量比例限制每減少5個百分點，考慮賣電收益的制氫成本約增加6%。制氫成本的增加主要由三部分組成，分別為購電成本的增加、售電收入的減少和投資成本的增加。制氫成本的變化主要由售電收入的變化導致（見圖表16）。例如，當上網電量比例限制從20%降到到15%時，超過70%的制氫成本的增加來源于售電收入減少。購電成本部分，電量電費的變化較于基本電費的變化幅度更大，這主要是由于購電量的增加。投資成本部分，上網電量比例降低帶來的新能源總裝機量減少量有限，因此對投資成本的影響有限。這一影響也直接反映到不考慮賣電收益的86420000/27本研究進一步模擬了上網電價為0.1元/千瓦時的低上網電價情景下的上網電量比例限制變化帶來的影響，此時0.1元/千瓦時的上網電價低于風電和光伏發(fā)電的度電成本。不同上網電價情景下（見圖表17），上網電量比例限不同上網電價情景下，上網電量比例限制的變化對不考慮賣電收益的制氫成本的影響類似，但高上網電價情景允許上網電量比例在15%時，不同上網電價下的下網電量比例和棄電率的差異縮小。這說明，當上05586452500氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/2805%本研究進一步討論與公共電網的連接方式，包括四個情景，分別為基準情景（允許上網和下網）、只上網情景、只下網情景、完全離網情景，并且從新能源裝機和利用、場內靈活性資源配置、制氫成本這三個維度進行比較禁止電量下網造成綠氫項目冗余并且推高制氫成本。在嚴禁電量下網的情況下，不管是否允許電量上網，都會導致較高的新能源裝機總量。在只上網情景和完全離網情景下新能源裝機總量接近，均較基準情景裝機總量高50%以上。由于新能源出力本身的波動性難以滿足用氫端穩(wěn)定負荷的需求，在嚴禁電量下網的情景中都通過增加電化學儲能或者儲氫設施的配置來確保終端氫氣供應的穩(wěn)定性。在只上網情景和完全離網情景下，配置的低壓儲氫罐的等效儲氫時長均為24.5小時，配置的電化學儲能與新能源裝機總量的比例分別為6.4%和9.8%。在這種高冗余配置的情況下，在不考慮賣電收益的情況下，其制氫成本都較高，分別較基準情景增加了20%和30%。只上網情景禁止電量上網但允許電量下網將減少初始投資，在不考慮賣電收益的情況下制氫成本最低。只下網情景下，在沒有售電收益的激勵后，新能源裝機總量最低，儲氫設施配置量約為其余情景的一半，并且與基準情景一樣不配置減少綠氫項目與公共電網的連接將提高棄電率。不管是禁止上網還是禁止下網，在除基準情景外的其他三種情景下，棄電率都超過20%，其中離網情景的棄電率高達49%。盡管上述情景都在場內配置了電化學儲能或儲氫設施，但場內的調節(jié)資源主要服務于終端穩(wěn)定用氫的需求。這也表明，與公共電網的連接對于提高綠氫項目中新能需要注意的是，本研究未對新能源棄電率進行考核，若加強對棄電率的考核將導致對場外和場內靈活性調節(jié)資源◆◆◆◆508642氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/29與公共電網連接相關的要求是綠氫項目中政策設計的關鍵，也是氫電耦合在系統最關鍵的環(huán)節(jié)。上網電價和上網電量對于新能源裝機量的影響存在一個敏感性較高的區(qū)間，在該區(qū)間內上網電價和上網電量的政策要求變化對于項目方在進行項目設計和配置時作為邊界條件影響較大。其中，上網電價的變化敏感區(qū)間在禁止電量下網將大幅提高項目的資源配置和初始投資成本需求，以確保終端用氫的穩(wěn)定，具體表現在不僅提高電量上網的售電收益是降低整體綠氫成本的重要方式，但這部分收益與上網電價和上網電量比例限制的高度項目運行中與電力系統相關的變量（上網電量比例、下網電量比例、棄電率等）是相互關聯的，項目想要降低上網電量比例意味著將提高下網電量的需求，并且增加棄電率。因此在政策設計上需要考慮不同變量之間的相氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/30儲氫設施作為最靠近用氫負荷的調節(jié)選擇，能直接、高效地應對綠氫產量的變化，保障終端氫氣供應的相對穩(wěn)定。儲電設施作為靠近電源端的調節(jié)選擇，通過平抑新能源出力的波動，調節(jié)對電解槽的供電曲線，從而達到平穩(wěn)綠氫產能曲線的目的。不僅如此，儲電設施還能確保電解槽的工作負荷在其要求范圍內，增加了對電解槽設備在基準情景下模擬結果顯示，綠氫項目傾向于選擇配建儲氫罐來實現場內的靈活性調節(jié)，而不選擇配建電化學儲能，并且此時儲氫罐容量等效為22小時的最大產能，而儲能裝機容量為零。綠氫項目傾向于配置儲氫而非電化學儲能的主要原因在于：從運行特性上，儲氫設施由于目前可進行更長時間尺度的調節(jié)，而配建的電化學儲能的儲能時長主要以4小時調節(jié)為主，因此儲氫設施可以更大程度地參加日內乃至多日的調節(jié)。以圖表19為例，對于5月5日和5月6日這種需要連續(xù)多日調節(jié)的情況，電化學儲能自身調節(jié)能力不足難以參利用儲存的綠氫為下游生產提供穩(wěn)定負荷。80604020 %806040200氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/31綠氫項目難以單獨依靠儲能實現場內靈活性配置要求，必須依賴儲氫設施為綠氫供應提供容量更大、反應更直接的波動調節(jié)能力。在固定儲氫量且固定風光裝機量的情況下，本報告通過模擬不同的強制配儲比例來研究配儲對綠氫項目的影響。強制配儲比例的增加導致制氫成本上升。由于在無配儲的情景下，上網電量已經達到政策要求的最大上網電量要求限制，因此即使提高配儲比例，上網電量也并不會增加，綠氫項目也并不能通過提高售電電量而降低制氫成本。最終，配儲比例上升導致初始投資成本增加，進而無論是否考慮賣電收益都推高了制氫成本，即配儲比例每86420降低下網電量需求：更高配置比例的電化學儲能在同等的儲能小時數下擁有更大的功率和容量，因此能夠在新能源出力不足時提供更多的電量支撐，從而減少這些時段的下網電量。強制配儲比例每增加5個百分點，下網降低下網功率需求（見圖表22在無配儲情景下，綠氫項目全年約20%的天數的日內最大下網功率達到了變壓器的最高下網功率；在25%的配儲比例下，這一比例降低至14%。與此同時，在無配儲情景下，全年有降低棄電率：棄電率刻畫了項目對電量上網的需求。配儲比例越高，項目通過儲能存儲的富余電量越高，棄電強制配儲減輕了電網運行壓力的同時也為項目本身減少了運行費用。下網電量比例的減少直接帶來了與購電量相關的電量電費的減少和與月最大下網功率相關的基本電費的減少，節(jié)省了項目的運行成本。其中，配儲比例每增加5%，電量電費降幅約4%；基本電費的下降幅度與配儲比例的增加為非線性關系，其中在配儲比例為15%–20%氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/32%876543210天無配儲配儲25%氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/33此外，我們還觀察到，隨著配儲比例的增加，電化學儲的年利用率為7.3%，而當配儲比例提高至25%時，年利用率降至5.8%。利用國內部分地區(qū)對綠氫項目中電化學儲能配置提出了要求，并且以新能源配儲要求為參考。本研究進一步在配置儲能容量相同的情況下，對比了儲能時長和儲能功率的影響，分別設置了4小時、8小時和12小時的儲能時長，裝機模擬結果顯示，功率更大的4小時儲能在綠氫項目中調節(jié)作用發(fā)揮從儲能自身運行角度來看，固定儲能容量的情況下，儲能時長越短其利用率越高（見圖表23）。4小時儲能在運行時不僅調用次數更多，而且整體充放電電量更大。12小時儲能與4小時儲能相比，充放電次數降低了從綠氫項目運行角度來看，固定儲能容量的情況下，儲能時長越短制氫成本越低且對公共電網的需求越低（見圖表24）。三組儲能時長下，項目上網電量都接近20%的最大限制，但4小時儲能下網電量比例更低，且儲能時長越長下網比例不斷提高。三組情景對比下，儲能時長與此同時，下網電量的減少節(jié)省了項目的購電費用從而導致了更低的制氫成本。隨著儲能時長的增加，含賣電0氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/3450504.6%3.8%4.1%3.6%3.2%4.6%3.8%4.1%3.6%3.2%4.4%4.4%4小時儲能210綜上，由于綠氫項目已經選擇了儲氫設施作為長時間尺度的調節(jié)來源，對于電化學儲能設施的需求主要表現為短時功率變化的支撐，因此，在儲能容量一定的情況下，功率更高的4小時儲能在系統中得到了更充分的調用。實際在場內靈活性的討論結果顯示，綠氫項目從自身經濟性角度和為了滿足負荷的需求會自發(fā)配置儲氫設施。配置電化學儲能會增加綠氫項目項目成本，但能降低電網調節(jié)需求。因此，在配儲政策上應綜合考慮配儲對綠氫項目本從配儲比例來看，配儲比例越高時電化學儲能利用率越低，且配儲比例超過20%后，電化學儲能對于系統穩(wěn)定運行的邊際作用降低，此時制氫成本仍呈線性增加。為保證電化學儲能利用的經濟高效，配儲比例的政策要從配儲時長來看，儲能主要用于日內的波動調節(jié)，在已經配備了儲氫設施的情況下，當儲能容量一定時，儲能時長越短、功率越高時，儲能利用率越高。綠氫項目往往更需要大功率的儲能設備參與調節(jié)。因此，在綠氫項目電化學儲能配置的相關政策設計上，為對項目運行和電網運行波動的影響，應重點對最低配儲比例進行探氫電耦合發(fā)展報告：基于綠氫項目尺度的發(fā)展策略研究/35推動產業(yè)蓬勃發(fā)展的政策機制和項上網政策（電量比例限制與電價水平）直接影響風光制氫項目余電上網部分電量的收益，對成本最優(yōu)場景下風光發(fā)電資源的裝機量、超配比例和產品經濟性起決定性作用。允許上網的余電電量比例越高，最優(yōu)場景下的風光裝機水平越高，風光超配情況越明顯，項目總規(guī)模越大，當上網電量限制從10%量增加3%，將上網收益納入核算的平準化氫成本下降11%，但不考慮上網收益的平準化氫成本上升2%。上網電價水平對成本經濟性也有明顯影響，電價水平越高，將上網收益納入核算的平準化氫成本越低。電價水平在下網政策將決定場內儲能配置情況，下網電量比例限制調整至5%或更低時，繼續(xù)嚴格限制下網電量將顯著推高項目成本。模擬結果顯示，在當前各項政策約束下確定的最優(yōu)場景中，下網電量水平通常限額，一般在4%-8%左右，下網限額這一政策變量對項目配置的影響不明顯。但當限額調整至5%以下時，下網電量限制將開始影響場外靈活性供給，靈活性需求向場內靈活性擠壓，項目方或需通過提高場內靈活性資源電化學儲能配置政策直接影響系統成本，現階段，業(yè)主方出于成本考慮一般缺