【e公司观察】新能源机制电价亟需政策“补丁” 绿电制氢氨醇已迈入规模化前夜

一年一度的北京风能展是观察行业动向的重要窗口，近日，展会落下帷幕，会上传递出的信息显示，风电行业正处于挑战与机遇交织并存的时期。

总的来看，在新能源全面入市、电力市场化持续落地的背景下，机制电价整体呈下降趋势，风电项目投资收益承压，一些风电项目甚至处于亏损边缘，行业发展动力显著减弱。与此同时，电力安全仍然高度依靠煤电支撑，风电等新能源的消纳空间受到较大限制，弃风情况仍有发生。

电价是影响风电项目开发的核心因素之一，为重塑行业信心，有厂商人士呼吁出台相应的政策“补丁”，就机制电价予以修正，让市场预期更稳定，以此抑制风电项目大规模开发意愿下降的情况。记者也注意到，已经有券商提出了电价即将迎来拐点的判断。

不过，也要关注到，《可再生能源发展“十五五”规划》将可靠替代上升为核心目标，到2030年，风电平均置信出力要达到11%左右，风电的发展重心从发了多少电转向关键时刻能否靠得住、顶得上。

对此，不少观点认为，目前最紧迫的挑战仍是电网，电网建设速度不足以支撑风电增长。各国需要对电网技术进行更大规模投资，并通过更好的协调规划、需求侧管理和电网管理，更好地利用电网设施。

与此同时，风电企业也不能仅仅提供设备，而是需要提供整套解决方案，将风电与太阳能发电、储能以及电网技术协同，提供最满足市场需求的电力项目，进而获得好的电价。

记者注意到，风储一体机是今年风能展的一大热点，当风电大规模接入电网，行业需要的是能主动支撑频率和电压的完整系统；从相关厂商披露的信息来看，目前，构网型风储一体机已实现毫秒级协同响应，使风电场被动跟随电网升级为主动共建电网。

当然，绿电的价值终究要在应用中兑现，如何拓展风电的应用空间是行业当前和未来面临的最大课题。建设以风光为主体的新型电力系统，不能只满足于发好电，更要着眼于用好电，让绿电走进千行百业。其中，风光等新能源制氢氨醇和算电协同将是重要方向。

正如一位储能企业负责人所说，在连续数天的低电价情况下，电化学储能没有太多的放电空间，可能只有一次充放电的机会，后面几天就无法放电了。这种情况下，通过风储一体或风光储一体去制氢氨醇的业务形态就显得十分必要，将电能转化为化学能是长时储能的另一种呈现形式。

从业内判断来看，风电制氢已经到了规模化前夜，但黎明的真正到来还需要迈过技术与经济性两道关卡。技术关方面，由于风电的波动性与后续化工生产对稳定电源的需求之间存在矛盾，技术关并不是把电解槽或某一个节点打通就行，而是要在技术上把风机技术、电解槽柔性制氢技术以及后端柔性制氨合成技术系统性地整合起来，形成一套系统性的解决方案。

经济性则是指风光制氢氨醇的完整系统要有一定规模，只有能量转换达到一定规模才能实现生产成本上的经济性，另外，绿色氢氨醇还要能够运得出去、被下游市场用户接纳。

这又引出另外一个问题，即不管是氢氨醇还是数据中心等后端负荷，原则上是24小时连续生产，风光储电源端必须把间歇性降下来。但同时，风光储也不能被传统化工负荷一成不变或变化不大的曲线所绑定，要考虑让负荷更灵活地吸收波动性的电源和能量，才能让“风光储+网+氢”真正结合在一起。

在一位风电主机厂商人士看来，过去，行业更多关注的是电源侧的能源替代，现在要关注负荷侧的用能特点。例如，算力、氢氨醇以及工业、矿业等对电力的需求特征并不一样，可以根据负荷侧的需求去做能源配给，从而让绿色电力真正成为低碳能源的首选。

值得一提的是，现阶段，平抑风电等新能源出力水平并与电网衔接主要依靠配置储能，但储能成本较高；相比之下，可调负荷能根据电网需要灵活调整用电功率或时间，通过需求响应帮助电网“削峰填谷”。在业内看来，可调负荷的价值目前被远远低估了，对于可调负荷价值的挖掘和释放，包括政策层面的支持，在未来风光等新能源发展过程中可能会起到非常重要的作用。