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 10月12日，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《通知》）。此次通知一出，徹底落實了10月8日國務院總理李克強在國務院會議上提出的煤電價格調整的規(guī)劃。本次煤電價格調整最大的亮點在于煤電現貨價格不受調價幅度限制，另外高耗能企業(yè)的煤電價格也不受漲幅在20%之內的限制。

也就是說高耗能行業(yè)和參與電力現貨市場的工商業(yè)客戶，將面臨電費上漲的局面。而且根據文件要求，這個上漲時間非常切近，就在10月15日就會生效，留給高耗能企業(yè)的時間不多了。

不過此次通知還提出：“加強與分時電價政策銜接。各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。”也就是說，高耗能行業(yè)可以通過錯峰用電來節(jié)省一部分電費支出。

氫儲能的機會來了

一些業(yè)內人士認為，此次政策利好風電、光伏產業(yè)發(fā)展，因為這些高耗能企業(yè)會因為電價問題而會想盡辦法安裝太陽能發(fā)電，自發(fā)自用，可以節(jié)約開支。不過還有一點，就是峰谷電價差的加劇也會利好儲能產業(yè)的發(fā)展，而氫能也可以在儲能領域發(fā)揮作用，達到低成本、長時間儲能，更有利于用電量大的高耗能行業(yè)使用。

 

高耗能的電解鋁行業(yè)

根據國家統(tǒng)計局數據顯示：2020年，我國四大高耗能行業(yè)合計用電量比上年增長2.4%，增速較上年上升2.4個百分點，是支撐工業(yè)用電增長的重要動力。其中，化工、建材、黑色金屬、有色金屬行業(yè)用電量比上年分別增長1.3%、3.6%、3.2%、1.7%，除建材行業(yè)用電增速較上年下降1.6個百分點外，化工、黑色金屬、有色金屬用電增速分別較上年上升0.6、0.4、8.1個百分點。

高耗能企業(yè)用電量不斷攀升，如果配電化學儲能必須要達到比較大的規(guī)模才能滿足企業(yè)的需求，而利用氫儲能剛好可以解決這些難題。

中國科學院院士歐陽明高在一次氫能會議上指出：“氫儲能是新能源電力系統(tǒng)的核心技術，氫能儲能將是氫能利用的關鍵領域。小功率、短周期、分布式儲能主要靠電池，長周期、大規(guī)模、集中式儲能可能要靠氫能及其載體。我們認為氫能是集中式可再生能源大規(guī)模長周期儲存的最佳途徑。”

氫儲能優(yōu)勢顯著

據了解，氫儲能與電池儲能相比，成本更低廉。歐陽明高院士介紹說：“在規(guī)模儲能方面，氫儲能比電池儲能的成本至少要低一個數量級。如果可再生能源的電價成本在每度電0.15元以下，儲氫一定具備經濟性。”

不僅如此，利用氫儲能還可以讓能源利用更具充分性，而且氫儲能還與電池放電具備互補性，它與其他的化學儲能各有側重，一個實用短周期、低功率，一個適用長周期、高功率。

此外，氫儲能時對于氫的制運儲方式是比較靈活的，長管拖車、管道輸氫、摻氫、長途輸電+當地制氫等方式都可以適用。

同濟大學教授余卓平也表示，在發(fā)電側光伏企業(yè)目前正探索通過氫儲能，優(yōu)化電力供應。“電網是希望有穩(wěn)定的電源的?，F在把氫作為一個中間載體，能夠上網的電上網，上不了網的電來制氫，實際上就把電轉化成氫能，把它儲存下來了，這個是可以大規(guī)模來做的。”

高耗能企業(yè)選擇可再生能源發(fā)電+氫儲能

由此可見，高耗能企業(yè)未來想要減少電費支出帶來的成本增加問題需要從長遠角度考慮就是要安裝光伏、風電加配氫儲能。把氫能轉化成甲醇或者氨，可以再用來發(fā)電，其安全性高，比單純儲存氫氣成本更低。

針對峰谷電價的差異，選擇在電價是谷底時制氫，轉換成甲醇或者氨，在用電負荷增加時的電價峰頂時，反向操作，把用儲存的氫或者氫基材料用來發(fā)電，自己使用或者向電網供電。這樣或許可以讓高耗能企業(yè)環(huán)節(jié)不少電費增加的支出壓力。

不過從目前來看，從電到氫再到電，一個循環(huán)走下來，能效只剩40%。不過隨著技術的革命和創(chuàng)新，以及氫能政策的扶持，相信未來氫儲能可以成為繼燃料電池車之后，人們對氫能利用的又一重要領域。


氫能匯記者了解到，國內已經有氫儲能的示范項目調試成功。今年9月10日，國內首座兆瓦級氫儲能電站制氫系統(tǒng)部分在六安正式滿負荷運行調試成功，首次實現兆瓦級氫儲能在電網領域的應用。我們有理由相信，隨著煤電價格調整政策的出臺，會有越來越多的氫儲能示范項目如雨后春筍般涌現。

政策原文如下：

各省、自治區(qū)、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發(fā)展改革委，華能集團、大唐集團、華電集團、國家電投集團、國家能源集團、國投電力有限公司，國家電網有限公司、南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：

為貫徹落實黨中央、國務院決策部署，加快推進電價市場化改革，完善主要由市場決定電價的機制，保障電力安全穩(wěn)定供應，現就進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革及有關事宜通知如下：

一、總體思路

按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”總體要求，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業(yè)用戶都進入市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價，保持居民、農業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用、更好發(fā)揮政府作用，保障電力安全穩(wěn)定供應，促進產業(yè)結構優(yōu)化升級，推動構建新型電力系統(tǒng)，助力碳達峰、碳中和目標實現。

二、改革內容

（一）有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價?，F行燃煤發(fā)電基準價繼續(xù)作為新能源發(fā)電等價格形成的掛鉤基準。

（二）擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。

（三）推動工商業(yè)用戶都進入市場。各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成，首次向代理用戶售電時，至少提前1個月通知用戶。已參與市場交易、改為電網企業(yè)代理購電的用戶，其價格按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行。

鼓勵地方對小微企業(yè)和個體工商戶用電實行階段性優(yōu)惠政策。

（四）保持居民、農業(yè)用電價格穩(wěn)定。居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶）、農業(yè)用電由電網企業(yè)保障供應，執(zhí)行現行目錄銷售電價政策。各地要優(yōu)先將低價電源用于保障居民、農業(yè)用電。

三、保障措施

（一）全面推進電力市場建設。加強政策協(xié)同，適應工商業(yè)用戶全部進入電力市場需要，進一步放開各類電源發(fā)電計劃；健全電力市場體系，加快培育合格售電主體，豐富中長期交易品種，加快電力現貨市場建設，加強輔助服務市場建設，探索建立市場化容量補償機制。

（二）加強與分時電價政策銜接。各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。電力現貨市場未運行的地方，要做好市場交易與分時電價政策的銜接，市場交易合同未申報用電曲線以及市場電價峰谷比例低于當地分時電價政策要求的，結算時購電價格按當地分時電價峰谷時段及浮動比例執(zhí)行。

（三）避免不合理行政干預。各地要嚴格按照國家相關政策要求推進電力市場建設、制定并不斷完善市場交易規(guī)則，對電力用戶和發(fā)電企業(yè)進入電力市場不得設置不合理門檻，不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規(guī)定范圍內的合理浮動不得進行干預，保障市場交易公平、公正、公開。國家發(fā)展改革委將會同相關部門進一步加強指導，對地方不合理行政干預行為，通過約談、通報等方式及時督促整改。

（四）加強煤電市場監(jiān)管。各地發(fā)展改革部門要密切關注煤炭、電力市場動態(tài)和價格變化，積極會同相關部門及時查處市場主體價格串通、哄抬價格、實施壟斷協(xié)議、濫用市場支配地位等行為，電力企業(yè)、交易機構參與電力專場交易和結算電費等行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制市場競爭等行為，對典型案例公開曝光，維護良好市場秩序。指導發(fā)電企業(yè)特別是煤電聯(lián)營企業(yè)統(tǒng)籌考慮上下游業(yè)務經營效益，合理參與電力市場報價，促進市場交易價格合理形成。

各地發(fā)展改革部門要充分認識當前形勢下進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的重要意義，統(tǒng)一思想、明確責任，會同相關部門和電力企業(yè)精心做好組織實施工作；要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，增進各方面理解和支持，確保改革平穩(wěn)出臺、落地見效。

本通知自2021年10月15日起實施，現行政策與本通知不符的，以本通知規(guī)定為準。

國家發(fā)展改革委

2021年10月11日

原標題：高耗能企業(yè)煤電價格上漲將超兩成！氫儲能或成標配！