制氢先行：新能源项目不得早于制氢设施投产！

随着双碳目标战略的实施，全国各地抢抓新能源发展窗口期，大力推进风电光伏建设，根据国家能源局最新公布的数据显示，2023年前11月，全国新增发电装机容量超过2.83亿千瓦，其中，太阳能发电新增装机超1.6亿千瓦、风电新增装机4139万千瓦，合计超2亿千瓦。

作为新能源综合发展的重要方向，风光储氢一体化项目也在2023取得不小的进展。

数据显示，截止到2023年底，国内风光制氢项目数量已超50，其中不乏超百亿项目。

但在高涨的装机热情之下，一系列问题和隐患也随之而来，在部分地区，制氢项目被用来换路条的行为逐渐浮出水面。

1月3日，宁东能源化工基地管委会发布《宁东基地促进氢能产业高质量发展的若干措施2024年修订版（意见征求稿）》。

提出了若干建议，其中对于新能源部分与制氢部分的建设时序做了要求：在建设时序上，应确保制氢和应用端先开工，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产。

这也点出了长久以来存在的一个问题，诸多以建设新能源制氢项目名义立项来换取再生能源配额及政策利好的乱象。

借路氢能能否成行

2023年11月14日，内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》，针对原实施细则做出了几点调整。

其中第十三条提到，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%，年下网电量不超过项目年总用电量的10%，上、下网电费按照自治区电力市场相关要求执行。

从“原则上不从电网”到“年下网电量不超过项目年总用电量的10%”，这是当地对制氢一体化项目的支持力度的提升，对制氢一体化项目形成重大利好。

在风电光伏成为我国新增装机的主体的同时，严重的弃风弃光问题也随之而来，据统计，我国一年风光水电弃电约1000亿千瓦时，制氢可达200万吨。

为了解决这一问题，提高利用效率，2021年为了响应正确把握“碳达峰、碳中和”，利用风光储氢一体化供电系统进行可再生能源电力的高效利用。

河北、山东、内蒙古等地更是提出了打造风光氢储产业集群的目标，以内蒙古、新疆、宁夏等地为代表的三北地区率先成为风光制氢示范项目主要建设地区。

以下是根据公开信息整理的关于2023年我国风光储氢一体化项目的不完全统计：

可以看出内蒙古等三北地区占比之大，而内蒙古更是凭借累计风光装机全国第一大省优势，拔得头筹。

此次宁东提出的新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产足以看出其对于发展氢能产业的迫切，受地理因素的影响，西北地区是曾经的高耗能产业集聚地之一，当地充足的风光资源成为转型的优势所在。

因此，引入风光制氢技术，发展新型能源产业成为宁东等地减少对依赖化石能源，实现由传统能源向新能源转型，向绿色发展过渡的途径，多地也接连发布政策对新能源产业进驻进行政策利好。

以宁东新发布的文件为例，政策中提到，本级财政按5.6元/公斤标准给予用氢补贴，按照0.2元/kWh电价制氢、成本在14元/kg计算，5.6元/kg补贴下成本将低至8-9元/kg，直接与煤制氢平价，直接给到化工企业的用氢补贴，对于企业的诱惑不可谓不大。

但过高的热度带来的“上升”也给部分企业带来了可乘之机，去年初甘肃“假央企 真李逵”事件在整个氢能圈乱象的典型代表。

多地发布应对之策

2023年11月9日，全球电池龙头宁德时代的首席科学家吴凯在2023世界储能大会上，直面国内储能行业的一系列痛点，直言储能是用来用的，不是用来撑门面、做摆设、换路条的。

这也撕开了国内新能源产业发展的某些乱象，利用氢能换取再生能源配额，却又将制氢束之高阁。

而像去年高达350亿的项目却连招标主体的资格审查都没搞清楚的现象也并非是昙花一现，利用地方政府发展新能源产业，招商引资进行产业转型的迫切心态进行单方面“交易”，由此引发了“圈地”、效率低下等一系列乱象。

但针对这种现象，从2023年下半年开始，多地接连发布了针对确保制氢项目正常开展运行的文件政策。

2023年10月23日湖北省能源局发布了《关于探索开展新能源项目竞争性配置的通知》，其中提到，新能源项目在基础配储容量之外自愿提高配储比例，作为竞争条件。省能源局依据项目竞配比例从高到低安排新建项目。以此确保制氢项目的开展。

2023年12月4日，内蒙古能源局发布《关于全区已废止市场化并网新能源项目的公告》，禁止已废止的市场化并网新能源项目圈占土地等资源，根据附件其中多个项目为风光制氢一体化项目。

1月3日，宁东能源化工基地管委会将《宁东基地促进氢能产业高质量发展的若干措施2024年修订版（意见征求稿）》作为新年第一份新能源产业发展文件。

其中明确指出，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产，这从政策上保证了二者的同步甚至制氢先一步发展，避免在实施过程中只发电不制氢，造成资源的浪费，引发“制氢无用”的尴尬局面。

制氢端从建设周期、投资成本、所处早期阶段以及未能进行大规模商业化发展的多个方面来讲……都决定了其注定在与其他新能源的比拼中不占优势。

而根据《中国绿色氢能发展路线图》显示，国内绿氢生产成本为33.9元—42.9元/公斤，根据公开资料显示，2023上半年，风电场和光伏电站（含低比例储能）的单位投资已经降到5元/W左右，但建设一个典型的风光氢储氨醇一体化项目，配置的500MW风光单元仍需25亿元投资。

如果算上电解水绿氢单元和化工单元，整个项目的投资约为50亿元左右。

对于没有能源背景支撑的企业面临着巨大的投资规模和氢能产业普遍亏损的现实以及并不占优势的用氢价格，短期来看着实是一个巨大的挑战。

尽管面临压力，但过去一年仍有包括中石油、中煤、大唐、中核等在内的大型国有能源企业入局，开展风光氢储一体化项目建设。

氢能产业是一场长跑赛，在中短期内注定面临巨大挑战，地方政府加速转型对地方产业升级、能源革命的进程是一个契机。但制氢先行能否真正落实，抛开设备、建设周期等问题，制氢端先行的可行性还需实践证明。