2020年8月27日，國家發改委在官網發布了《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》的公告，該《指導意見》是由國家發改委、能源局共同起草，一經發布，立即引起了業內的廣泛關注。

1、指導意見的由來與歷程

《指導意見》征求意見的時間為2020年8月27日至2020年9月27日。征求意見文中有兩個附件，一個是《國家發展改革委 國家能源局關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》，另一個是其“編制說明”。

“風光水火儲一體化”與“源網荷儲一體化”在文內被稱為“兩個一體化”。征求意見稿提出了“安全第一，綠色優先”、“保障消納，合理配比”、“優先存量，優化增量”、“市場驅動，政策支持”的基本原則。

從指導意見的“編制說明”可以看到，是為了解決能源電力利用效率和發展質量中的四個矛盾問題。

一是“十三五”以前的北方能源基地以送出煤電為主，清潔能源外送比例明顯偏低；

二是送端基地的各類電源缺乏統籌協調、上下聯動、互補互濟機制，能源資源綜合利用存在壁壘；

三是當前運行及規劃中的送端新能源均未考慮配置一定規模的調峰機組及儲能裝置，完全依托配套煤電、送受端系統的調節性能；

四是源網荷不協調導致安全保障難度和代價加大、清潔能源消納困難、系統運行效率低。

為了解決上述的四個矛盾問題，“兩個一體化”就此誕生。

“編制說明”內介紹，于2020年年初啟動相關工作。2020年1月至4月，委托國家電力規劃研究中心系統開展“兩個一體化”研究工作。

2020年5月至6月，組織國家電力規劃研究中心起草《指導意見》初稿，形成征求意見稿。

2020年7月，向委體改司、運行局、基礎司、價格司，局法改司、規劃司、核電司、新能源司、監管司書面征求了意見，并修改完善征求意見稿。

2020年8月，發函征求各省（區、市）和新疆兵團能源局、有關省（市）發展改革委、能源局各派出機構、電力企業及相關咨詢機構意見，并對征求意見稿進一步完善。

2020年8月27日，該“指導意見”在國家發改委官方網站公開發布征求意見，進行公告。

從編制歷程可以看到，這一次從“兩個一體化”的研究到《指導意見》的編制，效率非常的高，僅8個月時間，就完成了征求意見稿的編制工作，可見行業主管部門對上述所說的四個問題解決的態度：“亟待”。

2、“儲能”是解決四大問題技術支撐

在這份《指導意見》征求意見稿當中，解決矛盾問題的最關鍵技術支撐便是儲能，分類開展“風光水火儲一體化”建設中，分作三種方式，“風光火儲”、“風光水儲”、“風光儲”，儲能被列入煤電、水電、風光所有“一體化”的方案內。

在分類開展“源網荷儲一體化”建設中，按照行政區域等級劃分，分為區域（省）級、市（縣）級、園區級三級。區域（省）級要求落實儲能參與市場的機制；市（縣）級提出要建立自備應急電源；園區級提出結合增量配電網等工作，開展源網荷儲一體化綠色供電工業園區建設。

業內人士表示，儲能是解決新能源電力消納的最有效途徑，從政策層面促進儲能在新能源項目上的應用，將讓電力企業投資新能源項目更加放心，對于新能源產業發展是又一利好。

“兩個一體化”建設的具體內容中，都需要儲能的技術支撐。廈門大學中國新能源政策研究院院長林伯強表示，風電、光伏等可再生能源具有不穩定性，發展儲能可以對沖這些不穩定因素，有利于可再生能源的消納。

一說到儲能，大家可能第一個想到的就是“蓄電池”，其實儲能有很多形式。儲能按照技術分類，主要分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學儲能、熱儲能、化學儲能等。

機械類儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能；電氣類儲能包括超級電容器儲能、超導儲能；電化學儲能主要為蓄電池儲能；熱儲能包括儲熱、儲冷；化學儲能包括合成天然氣、電解水。

截至2018年底，全球累計運行的儲能項目裝機規模181 GW 。其中，抽水蓄能170.7GW；電化學儲能6625.4MW；電化學儲能技術中，鋰離子電池的累積裝機規模最大，達到5714.5MW。

（2018全球儲能技術裝機分布，數據來自網絡，理想能源網整理）

2018年全球新增電化學儲能項目主要分布在39個國家，裝機規模排名前十位的國家分別是韓國、中國、英國、美國、澳大利亞、德國、日本、比利時、瑞士和加拿大，前十名的新增規模占到了2018年全球新增規模的95.8%。

（2018全球新增電化學儲能裝機容量前十國家，數據來自網絡，理想能源網整理）

截至2018年底，中國已經投運儲能項目累計裝機規模31.3GW，占全球總規模的17.3%。其中，抽水蓄能的裝機規模29.99GW；電化學儲能裝機規模1072.7MW；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的裝機規模最大，為758.5MW。

（2018中國儲能技術裝機分布，數據來自網絡，理想能源網整理）

中關村儲能產業技術聯盟預測，我國隨著電力體制改革的進一步推進，推動市場化機制和價格機制的儲能政策將為儲能應用帶來新一輪的高速發展，市場需求也將趨于剛性，在此背景下，預計2022年突破10GW，2023年接近20GW。

3、即將崛起的全新儲能方式“氫能”

“氫能”已經被視為世界上的終極能源，氫能的利用也逐漸被重視起來，近幾年里，氫能發展也進入了關鍵時期，可以說是一個關鍵的起步。

中國工程院院士、中國可再生能源學會理事長譚天偉指出，我們目前正處于氫能發展的風口，氫能的平穩健康發展，將在能源結構調整、提高可再生能源使用效率、節能減排方面，發揮越來越重要的作用。

國家有色金屬新能源材料與制品工程技術研究中心主任蔣利軍指出，高壓氫存在著較大的安全隱患和較高的能耗；燃料電池汽車僅是氫能應用的一部分，還應擴大再發電、建筑和工業上的應用。他表示，未來要構建以綠氫為氫源，以低壓氫為主要儲運載體，多應用場景的氫能產業鏈。

中國科學院院士、中國電力科學研究院名譽院長周孝信指出，目前，煤制氫成本約為1元/立方米，天然氣制氫成本約2元/立方米，當光伏電價為0.34元/kWh時，光伏制氫成本就能達到2元/立方米，與天然氣制氫持平，如果使用光伏電價達到0.1元/kWh，制氫成本甚至可以低于煤制氫。他表示，只需將光伏度電成本降到1毛錢，綠氫就可以代替煤制氫。

可以看出，氫能發展的未來會在儲能領域發揮重要作用，應用在風、光發電領域，以發揮電力負荷調節作用；應用在電力受端領域，為電力系統提供補充調節作用；氫能的未來也將是在“兩個一體化”中發揮儲能作用的重要手段。

據氫促匯數據顯示，光伏、風電電解水制氫效率約70%，再利用燃料電池發電效率約50%，從電到氫，再從氫到電，轉換效率僅35%，引起很多專家質疑。

氫促匯認為，氫能發電系統有廣泛應用前景，由于氫氣可以壓縮液化儲存，因此發電有很高的季節能效比。在枯水期、無風季利用儲存的氫發電，可以與電化學儲能形成互補。同時還可以發展氫能熱電聯產，效率可以達到85%以上。

氫能發電主要有化石能源制氫和電解水制氫，化石能源具有成本優勢，但是制造過程產生較大溫室效應；電解水制氫雖然耗電量大，但沒有污染。

氫能的儲存上也具有一定優勢，同時在容量擴容上也方便、經濟。在韓國，今年已經有一座50MW的氫能發電站并網運行。

氫能的發展將改變能源使用的格局，是未來的必然趨勢，儲存、清潔是氫能的最大優勢，隨著技術的進步，經濟性的提升，氫能利用未來前景無限，氫能發展剛剛起步。

4、被遺忘的火電制氫站能否升級利用

電解氫技術在火力發電廠內早已被應用，可以說是非常成熟的技術，制氫站已經達到無人值守的水平，生產出的這些氫氣被用在發電的冷卻上。

用2×350MW機組為例，機組啟動前發電機要進行充氫作為冷卻介質，為了滿足正常啟動用氫需求，一般會配1套10Nm/小時的中壓（3.2MPa）水電解氫裝置，1套氫氣干燥裝置和3臺儲氫罐，這套系統制氫純度必須大于99.8%才可以用到發電機上，系統在設計上一般都會考慮機組擴建需求，預留擴建制氫系統位置。

在發電機組正常運行時，對氫氣的補充需求量會小于8Nm/天，兩臺機組加在一起對氫氣的需求量也只有16 Nm/天，可以說10Nm/小時的系統基本閑置，而預留的擴建空間也在待利用狀態。

筆者認為，火力發電企業采用水氫氫冷卻的發電機組，制氫系統有著很大的利用價值和空間，可以加裝氫氣壓縮系統，用氫燃料電池作為儲能裝置配合機組調峰。

但是這套制氫系統直流電耗≤4.8 kwh/NmH2 ，原料水耗量10 Kg/h； 氫氣密度（101.325kPa,0℃）0.0899kg/m 3 ，氫的發熱量是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，為142351kJ/kg，1立方米氫氣的熱量約13000KJ/ m，度電熱值是860大卡，也就是3600KJ的熱量，可以算出，就算能夠達到100%的利用效率，1立方米氫氣只能發出3.6kwh的電量，和成本的4.8 kwh/NmH2還有一些差距。

這里沒有計算“水”的價格成本，對水質要求較高的電解氫系統，火力發電企業有獨有的優勢還在于獨立的公用化學制除鹽水系統。

因火電企業氫冷機組都需要建設制氫站，氫能再利用的情況下，就不考慮工程造價成本，這部分成本已經沉默在火電主體工程造價當中。

氫能在發電領域的應用基本有兩個方向。

利用氫氣和氧氣燃燒，組成氫氧發電機組。這種機組是火箭型內燃發結構動機配以發電機，它不需要復雜的蒸汽鍋爐系統，因此簡單，維修方便，啟動迅速，要開即開，欲停即停。在電網低負荷時，還可吸收多余的電來進行電解水，生產氫和氧，以備高峰時發電用。這種調節作用對于用網運行是有利的。

氫燃料電池，簡單原理是將燃料的化學能直接轉換為電能。不需要燃燒，能源轉換效率可達60%~80%，而且污染少，噪聲小，裝置可大可小，非常靈活。最早，這種發電裝置很小，造價很高，主要用于宇航作電源。現在已大幅度降價，逐步轉向地面應用。目前，燃料電池的種類很多。

無論應用哪一種技術，目前經濟性還不夠滿足需求，如果使用火電機組制氫再去利用燃燒發電，就失去了“綠氫”的意義，如果發揮調峰儲存發電，還有價值空間。

但從光伏制氫的成本來看，火電制氫的直流電耗≤4.8 kwh/NmH2成本已經非常低，按火電度電成本0.2元來算，一立方米氫氣造價在0.96元，火電廠除鹽水造價大概0.015元/kg，在這里忽略不計，工程造價成本沉默不計。

如果通過優化設計、控制調節后，火電制氫站的制氫用電成本若能夠降到2.5kwh/NmH2以下，煤電基地坑口電廠度電變動成本能控制到0.08~0.1元/kwh（不考慮固定資產折舊），火電制氫儲能提高機組靈活性非常有價值，這是作為存量火電來說。

作為增量的火電項目，“兩個一體化”提出了配套儲能設施的意見。筆者認為，在火電項目初步設計過程中進行優化建設制氫系統，從技術上、工程造價上去進行優化考慮，火電廠配套制氫系統成本優勢非常明顯，建設配套氫燃料電池儲能系統是優勢所在。若能將氫能開發利用在火電的靈活性調節上做為鍋爐穩燃燃料，將更具優勢，當然這需要一定的技術突破。“火電+氫能”提高機組靈活性非常具有研究價值。