独家分析：新能源全面入市政策对氢储能的影响

极高氢能 2025-02-21

2025年2月9日，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称《通知》），标志着我国新能源行业将从政府定价转向市场机制主导的新阶段。

这一转变不仅影响了风电、太阳能发电等传统新能源形式，也为储能技术以及氢储能的发展带来了新的机遇与挑战。

政策背景与内容概述

《通知》旨在通过市场机制优化资源配置，解决当前新能源发展中诸如固定电价制度无法反映市场供需关系等瓶颈问题。它推动新能源行业向更高质量的方向发展，并为包括氢储能在内的一系列储能技术的应用提供了新契机。

这不仅促进了风电、太阳能发电等传统新能源形式的进一步市场化，也预示着新能源领域将面临深刻的变革。

1.政策背景

1)新能源装机容量增长迅速：近年来，随着技术进步和成本下降，中国新能源发电装机规模快速增长。截至2024年底，新能源发电装机规模已达约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超过煤电装机。

2)原有定价机制不适应新形势：传统的固定电价和补贴模式已难以适应新能源行业的快速发展需求。新能源发电具有间歇性和波动性特点，使得其对电网稳定性的挑战日益增加，而原有的固定电价制度未能充分反映这些特性及市场供需关系。

3)市场需求变化：随着各地电力市场的快速发展和规则逐步完善，新能源全面参与市场交易的条件已经成熟。此外，为了实现“双碳”目标，需要进一步推动新能源的高效利用和发展。

2.政策内容

1)市场化定价：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成。这意味着新能源企业可以根据自身情况报量报价参与交易，也可以接受市场形成的价格。此举有助于提高市场价格信号的有效性，促进资源的有效配置。

2)跨省跨区交易：对于参与跨省跨区交易的新能源电量，其上网电价和交易机制需遵循相应的跨省跨区送电政策。这确保了不同区域之间的电力交易公平合理，促进了区域间的电力资源共享。

3)现货市场交易：完善现货市场交易规则，加快实现新能源自愿参与日前市场，并适当放宽现货市场限价。

具体而言，现货市场的申报价格上限将考虑各地工商业用户的尖峰电价水平等因素确定，而下限则考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素。这种灵活的价格机制有助于更好地平衡供需关系，激励新能源企业在高峰时段提供稳定的电力供应。

4)中长期市场交易：不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期至周、多日甚至逐日开市，以更好地匹配新能源出力的特点。

同时，允许供需双方结合实际情况合理确定中长期合同的内容，并根据实际运行情况进行灵活调整。此外，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定的供求关系。

5)绿色电力交易政策：在绿色电力交易中，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。这样的安排有助于清晰地划分电力商品的价值构成，促进绿色电力的有效消纳。

6)支持措施：建立新能源可持续发展价格结算机制，为纳入机制的电量提供差价补偿或扣除差价的支持措施，保障新能源项目的收益稳定性。

同时，区分存量项目和增量项目分类施策，既保持了存量项目的平稳过渡，也为增量项目的健康发展提供了市场化的解决方案。

通过上述政策举措，新能源行业将更加高效地融入市场，同时也为储能技术等新型储能解决方案创造了有利的发展环境。这不仅有助于缓解新能源间歇性和波动性带来的挑战，也为构建更加稳定、可持续的能源体系奠定了基础。

储能行业现状与趋势

新能源全面入市后，电价波动加剧，这对储能行业提出了更高的要求。随着新能源发电占比的增加，电力系统的稳定性和可靠性面临着新的挑战。

储能技术不仅能够缓解新能源间歇性和波动性带来的问题，还能提供调频、调峰等服务，增强电网的灵活性和响应能力。在此背景下，储能产业迎来了更加健康的发展机遇。

然而，在《通知》发布之前，储能行业存在不少乱象：

利用率低下：据统计，截至2023年底，我国电源侧强制配储装机占全部储能装机的比重为42.8%，但新能源配储的平均利用率指数仅为17%；相比之下，电网侧独立储能的平均利用率指数为38%，显示出新能源配储“建而不用”的问题尤为突出。

这主要是因为储能配置缺乏科学规划，导致资源浪费。

经济性差：由于储能成本高且收益模式单一，许多储能项目难以实现盈利。以电化学储能为例，其度电成本仍然较高，限制了大规模商业应用。尽管近年来电池成本有所下降，但总体上仍不足以支撑储能项目的广泛盈利。

共享机制不完善：虽然独立共享储能模式被寄予厚望，但目前仍存在参与规则不明晰、利益分配机制不健全等问题，阻碍了该模式的广泛推广。例如，部分地区的储能电站运营模式尚处于探索阶段，缺乏成熟的商业模式和政策支持，影响了储能设施的高效利用。

鉴于这些问题，逐步从强制配置转向更加灵活的市场驱动型储能解决方案显得尤为重要。

这一转变不仅涉及强制配储政策的变化与市场化的作用，即从过去增加经营主体和用户负担的强制性措施，向基于市场需求和技术经济性的科学配储过渡，有助于提高储能项目的经济性和利用率；同时也促进了共享储能机制的发展，通过第三方投资建设共享储能电站来降低初始投资成本，并通过容量租赁等方式拓宽收益渠道，进一步提高了储能设施的利用效率。

此外，这也为推动整个储能行业的多元化发展趋势奠定了基础，包括技术创新、规模效应、政策支持以及应用场景的多样化，这些都将共同促进储能技术朝着高效、低成本的方向发展，最终实现能源系统的优化升级和可持续发展。

1.强制配储政策的变化与市场化的作用

过去几年中，许多地区实行了强制配储政策，以提高新能源消纳率，并对未来进行前瞻性投资。

然而，这种做法增加了经营主体和用户的额外负担，并且在实践中发现，储能电站利用率低、经济性不显著等问题逐渐显现。

自2024年起，一些地方开始弱化“强配储”，鼓励科学配储、按需配储，标志着储能配置从强制走向市场化的转变。

取消强制配储后，储能项目将更多地基于市场需求和技术经济性来建设，有助于提升储能设施的整体效益和可持续发展能力。

2.共享储能机制的发展

独立共享储能模式被认为是解决新能源消纳难题、降低投资成本的有效方案之一。

通过第三方投资建设共享储能电站，多个新能源电站或用户可以共同使用这些储能设施，无需各自建设独立的储能系统，从而降低了初始投资成本。容量租赁成为独立储能电站最重要的收入来源之一，这种方式不仅提高了储能设施的利用率，还拓宽了储能项目的收益渠道。

未来，随着共享储能机制的不断完善，预计会有更多的新能源项目通过租赁形式配置储能，这将进一步促进储能市场的健康发展。

3.储能发展趋势

1)技术创新：为了应对不断变化的市场需求，储能技术将继续朝着高效、低成本的方向发展。例如，固态电池、液流电池等新型储能技术的研发正在取得进展，有望进一步降低储能成本，延长使用寿命。

2)规模效应：随着储能装机规模的持续扩大，单位储能成本有望下降，同时也会带动上下游产业链的发展，形成良好的产业生态。大规模储能项目的实施将有助于降低成本，提高经济效益。

3)政策支持：政府出台的一系列政策措施将为储能行业的快速发展提供有力支撑，包括对储能技术研发的资金支持、补贴政策以及参与电力市场的优惠政策等，推动储能技术的应用和发展。

4)多元化应用：除了传统的电源侧、电网侧和用户侧应用场景外，储能还将应用于虚拟电厂、微电网等多个领域，实现更广泛的应用价值。储能技术的多样化应用不仅能优化能源结构，还能提高能源使用的灵活性和效率。

通过上述分析可以看出，尽管当前储能行业面临利用率低、经济性差等诸多挑战，但在政策支持和技术创新的双重驱动下，储能行业正逐步向更加健康、可持续的方向发展。

短期内，随着强制配储政策的取消以及由此导致的预期新能源装机量减少，储能行业的规模可能会有所收缩。

然而，从长远角度来看，这一变化将对储能行业产生积极且健康的促进作用。它不仅有助于解决过去“为配而配”的问题，促使储能设施真正被高效利用，还能激励企业更加注重技术进步与成本控制。

这样一来，储能市场将逐渐走向成熟，形成基于实际需求和技术竞争力的发展模式。

这种转变虽然在短期内可能带来一定的调整压力，但长期而言，无疑将为储能行业的健康发展奠定坚实的基础。

氢储能现状与展望

1.氢储能简介及当前状况

氢储能作为一种创新的储能解决方案，通过电解水制氢将电能转化为氢能进行储存（广义上的氢储能），并在需要时利用燃料电池等技术将氢能转换回电能（狭义上的氢储能）。

这种方式不仅能够有效应对电力系统的调峰需求，还支持跨季节的能量存储。因此，氢储能对于提升新能源利用率和增强电网稳定性具有重要意义，为构建更加灵活、可靠的能源体系提供了关键支撑。

新能源结合新型电力系统是我国实现碳达峰、碳中和目标的主要途径，而氢能在此过程中扮演着不可或缺的角色。

然而，狭义的氢储能，即“电-氢-电”过程，当前面临的主要挑战包括初始投资成本较高和整体充放电循环的转化效率较低。

尽管氢能在多个应用领域展现出了巨大的潜力，其在储能领域的实际应用仍需克服一些技术和经济障碍。

此外，产业发展不仅要注重自身的经济效益，还需与其他竞争性技术（例如锂电）进行对比分析，这一点在氢能交通领域也可见一斑。

虽然目前狭义的氢储能转换效率相较于其他主流储能技术较低，但随着技术进步和规模化效应的逐步显现，这些问题预计会得到缓解。

2.基于《通知》趋势的氢储能分析

1)与锂电池的竞合关系

锂电池是目前主流的短时储能方式，而行业常将氢储能视为“长时储能终极方案”。然而，这种观点存在一些逻辑漏洞。

首先，电力系统真正需要长时储能的场景主要是应对连续多日无风无光的极端天气。这类极端事件的发生概率较低（年均不足5%），这意味着单独建设氢储能设施的投资回收期可能超过20年，这对于投资者来说是一个巨大的风险。

其次，如果氢储能电站仅用于极端事件备用，其资产利用率将非常低，通常低于3%，这会导致度电成本突破5元/kWh，远高于抽水蓄能（0.3-0.5元/kWh）。高昂的成本使得氢储能在这种商业模式下难以实现经济可行性，限制了其大规模推广和应用。

为了克服这些挑战，氢储能必须与锂电形成“分层协同”体系。具体而言，在日内调节方面，由锂电承担0~8小时级的调峰任务，利用其快速响应特性赚取现货价差。

锂电在短时间内能够迅速调整输出功率，非常适合应对日常的负荷波动和短期的能量需求变化。而在跨日调节方面，氢储能则聚焦于8~72小时的场景。当风光发电预测出力连续低于负荷时，氢储能可以启动补电，以应对更长时间的能量缺口。

这种分层协同的方式不仅能够充分发挥锂电和氢储能各自的优势，还能有效提高整体系统的灵活性和稳定性。

2)从电子到分子：

随着新能源渗透率的提升和市场化交易机制的推进，储能技术的发展将更加成熟，商业模式逐渐完善，资源配置效率也会进一步提高。

然而，在这一进程中，发电、输电和用电之间的区域不匹配问题、输电通道容量限制以及储电能力的局限性依然存在。这些问题可以通过“电子到分子”（Electron-to-Molecule）的方式得到有效解决，使得氢能在其中展现出独特的价值。

氢储能的核心在于将电能转化为氢分子（Power-to-X），这不仅使其能够应用于电力系统中，还能作为化工、冶金、交通等多个领域的能源载体。

例如，使用绿氢替代传统的灰氢用于合成氨生产，可以显著减少整个产业链的碳排放。这种跨介质耦合的能力为多个行业提供了脱碳路径，有助于实现全行业的绿色转型。

通过这种方式，氢储能不仅可以帮助电力系统更高效地运作，还能推动其他行业实现深度脱碳，成为构建未来低碳能源体系的关键组成部分。

3)被忽视的灰氢发电机遇

虽然《通知》没有直接提及氢的利用，但其市场化机制对工业副产氢发电可能会带来一些意外的机遇。这些机遇不仅有助于提升现有技术的成熟度和经济性，还能在短期内为能源系统提供有效的解决方案。

首先，工业产生的副产氢成本仅为0.8~1.2元/Nm³，比通过电解水制取的绿氢便宜一半以上。这意味着，在短期内，使用副产氢可以显著降低成本，提高项目的经济效益。副产氢的成本优势使其成为一个极具吸引力的选择，尤其是在需要快速实现经济效益的项目中。

此外，副产氢不仅在成本上具有竞争力，在灵活性方面也有独特的优势。例如，在现货电价峰值时段（如晚高峰1.5元/kWh），利用副产氢进行发电的成本可降至1元/kWh。

这种情况下，副产氢不仅可以用于调峰，还能实现套利，即在低氢价、高电价的区域获得额外收益。因此，副产氢在短期内是一个非常不错的选择，既可以提升产品的成熟度，又能带来更好的经济效益。

3.氢储能项目开发原则

最后，笔者提出氢储能项目开发原则如下：

1)奥卡姆剃刀原则（Occam's Razor）：

在经济学中，这意味着在制定策略和决策时，应尽量简化流程和模型，以提高实施的成功率。

宜氢则氢、宜电则电、电氢结合：根据具体应用场景和需求，选择最合适的能源及原料形式。

减少转换：减少不必要的转换过程，每次转换都会带来能量损失。

避免运输：因地制宜、就近消纳，即使需要运输（传输），优先级也是数据 > 能量 > 物质。

简化环节：将复杂的“电-氢-电”环节拆分为“电-氢”和“氢-电”两个独立环节。具体来说，电解水制氢后，可以直接应用于下游高溢价用氢领域；同时，尝试利用低价工业副产氢进行发电。

2)增值原理（Value Enhancement Principles）：

a.时空套利：

时间价值：通过氢储能技术，在能源需求低谷时储存能量，在高峰时释放，实现时间上的价值最大化。

空间价值：将能源从富余地区传输到需求地区，实现空间上的价值增值。

b.产品多样化：

开发多种产品：利用电能转化为化学品，实现“质”的转变，为难以脱碳的行业提供零碳解决方案。开发多元化的氢能衍生产品，提升整体价值。

综上所述，随着新能源全面入市政策的推进，氢储能作为一种新兴且潜力巨大的储能技术，正站在新的历史起点上。《通知》不仅为新能源行业的发展提供了更加灵活、市场化的机制，也为氢储能等新型储能解决方案带来了前所未有的机遇与挑战。

面对初期投资成本高和转换效率低等问题，通过与锂电形成“分层协同”体系、探索“电子到分子”的跨介质耦合应用以及充分利用工业副产氢的价值重构，氢储能能够在提升能源系统灵活性的同时，推动多行业的绿色转型。

展望未来，氢储能将在技术创新、规模效应、政策支持及多元化应用场景的共同推动下，逐步走向成熟，成为构建低碳、高效能源体系的重要组成部分。

然而，要实现这一目标，仍需政府、企业和社会各界共同努力，不断优化政策环境，加强技术研发，完善商业模式，以确保氢储能能够在未来能源格局中发挥其应有的作用。

本文内容来源于极高氢能，“新能源技术与装备”整理，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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