2020年8月27日，国家发改委在官网发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》的公告，该《指导意见》是由国家发改委、能源局共同起草，一经发布，立即引起了业内的广泛关注。
1、指导意见的由来与历程
《指导意见》征求意见的时间为2020年8月27日至2020年9月27日。征求意见文中有两个附件，一个是《国家发展改革委 国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，另一个是其“编制说明”。
“风光水火储一体化”与“源网荷储一体化”在文内被称为“两个一体化”。征求意见稿提出了“安全第一，绿色优先”、“保障消纳，合理配比”、“优先存量，优化增量”、“市场驱动，政策支持”的基本原则。
从指导意见的“编制说明”可以看到，是为了解决能源电力利用效率和发展质量中的四个矛盾问题。
一是“十三五”以前的北方能源基地以送出煤电为主，清洁能源外送比例明显偏低；
二是送端基地的各类电源缺乏统筹协调、上下联动、互补互济机制，能源资源综合利用存在壁垒；
三是当前运行及规划中的送端新能源均未考虑配置一定规模的调峰机组及储能装置，完全依托配套煤电、送受端系统的调节性能；
四是源网荷不协调导致安全保障难度和代价加大、清洁能源消纳困难、系统运行效率低。
为了解决上述的四个矛盾问题，“两个一体化”就此诞生。
“编制说明”内介绍，于2020年年初启动相关工作。2020年1月至4月，委托国家电力规划研究中心系统开展“两个一体化”研究工作。
2020年5月至6月，组织国家电力规划研究中心起草《指导意见》初稿，形成征求意见稿。
2020年7月，向委体改司、运行局、基础司、价格司，局法改司、规划司、核电司、新能源司、监管司书面征求了意见，并修改完善征求意见稿。
2020年8月，发函征求各省（区、市）和新疆兵团能源局、有关省（市）发展改革委、能源局各派出机构、电力企业及相关咨询机构意见，并对征求意见稿进一步完善。
2020年8月27日，该“指导意见”在国家发改委官方网站公开发布征求意见，进行公告。
从编制历程可以看到，这一次从“两个一体化”的研究到《指导意见》的编制，效率非常的高，仅8个月时间，就完成了征求意见稿的编制工作，可见行业主管部门对上述所说的四个问题解决的态度：“亟待”。
2、“储能”是解决四大问题技术支撑
在这份《指导意见》征求意见稿当中，解决矛盾问题的最关键技术支撑便是储能，分类开展“风光水火储一体化”建设中，分作三种方式，“风光火储”、“风光水储”、“风光储”，储能被列入煤电、水电、风光所有“一体化”的方案内。
在分类开展“源网荷储一体化”建设中，按照行政区域等级划分，分为区域（省）级、市（县）级、园区级三级。区域（省）级要求落实储能参与市场的机制；市（县）级提出要建立自备应急电源；园区级提出结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电工业园区建设。
业内人士表示，储能是解决新能源电力消纳的最有效途径，从政策层面促进储能在新能源项目上的应用，将让电力企业投资新能源项目更加放心，对于新能源产业发展是又一利好。
“两个一体化”建设的具体内容中，都需要储能的技术支撑。厦门大学中国新能源政策研究院院长林伯强表示，风电、光伏等可再生能源具有不稳定性，发展储能可以对冲这些不稳定因素，有利于可再生能源的消纳。
一说到储能，大家可能第一个想到的就是“蓄电池”，其实储能有很多形式。储能按照技术分类，主要分为机械类储能、电气类储能、电化学储能、热储能、化学储能等。
机械类储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能；电气类储能包括超级电容器储能、超导储能；电化学储能主要为蓄电池储能；热储能包括储热、储冷；化学储能包括合成天然气、电解水。
截至2018年底，全球累计运行的储能项目装机规模181 GW 。其中，抽水蓄能170.7GW；电化学储能6625.4MW；电化学储能技术中，锂离子电池的累积装机规模最大，达到5714.5MW。
（2018全球储能技术装机分布，数据来自网络，理想能源网整理）
2018年全球新增电化学储能项目主要分布在39个国家，装机规模排名前十位的国家分别是韩国、中国、英国、美国、澳大利亚、德国、日本、比利时、瑞士和加拿大，前十名的新增规模占到了2018年全球新增规模的95.8%。
（2018全球新增电化学储能装机容量前十国家，数据来自网络，理想能源网整理）
截至2018年底，中国已经投运储能项目累计装机规模31.3GW，占全球总规模的17.3%。其中，抽水蓄能的装机规模29.99GW；电化学储能装机规模1072.7MW；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的装机规模最大，为758.5MW。
（2018中国储能技术装机分布，数据来自网络，理想能源网整理）
中关村储能产业技术联盟预测，我国随着电力体制改革的进一步推进，推动市场化机制和价格机制的储能政策将为储能应用带来新一轮的高速发展，市场需求也将趋于刚性，在此背景下，预计2022年突破10GW，2023年接近20GW。
3、即将崛起的全新储能方式“氢能”
“氢能”已经被视为世界上的终极能源，氢能的利用也逐渐被重视起来，近几年里，氢能发展也进入了关键时期，可以说是一个关键的起步。
中国工程院院士、中国可再生能源学会理事长谭天伟指出，我们目前正处于氢能发展的风口，氢能的平稳健康发展，将在能源结构调整、提高可再生能源使用效率、节能减排方面，发挥越来越重要的作用。
国家有色金属新能源材料与制品工程技术研究中心主任蒋利军指出，高压氢存在着较大的安全隐患和较高的能耗；燃料电池汽车仅是氢能应用的一部分，还应扩大再发电、建筑和工业上的应用。他表示，未来要构建以绿氢为氢源，以低压氢为主要储运载体，多应用场景的氢能产业链。
中国科学院院士、中国电力科学研究院名誉院长周孝信指出，目前，煤制氢成本约为1元/立方米，天然气制氢成本约2元/立方米，当光伏电价为0.34元/kWh时，光伏制氢成本就能达到2元/立方米，与天然气制氢持平，如果使用光伏电价达到0.1元/kWh，制氢成本甚至可以低于煤制氢。他表示，只需将光伏度电成本降到1毛钱，绿氢就可以代替煤制氢。
可以看出，氢能发展的未来会在储能领域发挥重要作用，应用在风、光发电领域，以发挥电力负荷调节作用；应用在电力受端领域，为电力系统提供补充调节作用；氢能的未来也将是在“两个一体化”中发挥储能作用的重要手段。
据氢促汇数据显示，光伏、风电电解水制氢效率约70%，再利用燃料电池发电效率约50%，从电到氢，再从氢到电，转换效率仅35%，引起很多专家质疑。
氢促汇认为，氢能发电系统有广泛应用前景，由于氢气可以压缩液化储存，因此发电有很高的季节能效比。在枯水期、无风季利用储存的氢发电，可以与电化学储能形成互补。同时还可以发展氢能热电联产，效率可以达到85%以上。
氢能发电主要有化石能源制氢和电解水制氢，化石能源具有成本优势，但是制造过程产生较大温室效应；电解水制氢虽然耗电量大，但没有污染。
氢能的储存上也具有一定优势，同时在容量扩容上也方便、经济。在韩国，今年已经有一座50MW的氢能发电站并网运行。
氢能的发展将改变能源使用的格局，是未来的必然趋势，储存、清洁是氢能的最大优势，随着技术的进步，经济性的提升，氢能利用未来前景无限，氢能发展刚刚起步。
4、被遗忘的火电制氢站能否升级利用
电解氢技术在火力发电厂内早已被应用，可以说是非常成熟的技术，制氢站已经达到无人值守的水平，生产出的这些氢气被用在发电的冷却上。
用2×350MW机组为例，机组启动前发电机要进行充氢作为冷却介质，为了满足正常启动用氢需求，一般会配1套10Nm/小时的中压（3.2MPa）水电解氢装置，1套氢气干燥装置和3台储氢罐，这套系统制氢纯度必须大于99.8%才可以用到发电机上，系统在设计上一般都会考虑机组扩建需求，预留扩建制氢系统位置。
在发电机组正常运行时，对氢气的补充需求量会小于8Nm/天，两台机组加在一起对氢气的需求量也只有16 Nm/天，可以说10Nm/小时的系统基本闲置，而预留的扩建空间也在待利用状态。
笔者认为，火力发电企业采用水氢氢冷却的发电机组，制氢系统有着很大的利用价值和空间，可以加装氢气压缩系统，用氢燃料电池作为储能装置配合机组调峰。
但是这套制氢系统直流电耗≤4.8 kwh/NmH2 ，原料水耗量10 Kg/h； 氢气密度（101.325kPa,0℃）0.0899kg/m 3 ，氢的发热量是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，为142351kJ/kg，1立方米氢气的热量约13000KJ/ m，度电热值是860大卡，也就是3600KJ的热量，可以算出，就算能够达到100%的利用效率，1立方米氢气只能发出3.6kwh的电量，和成本的4.8 kwh/NmH2还有一些差距。
这里没有计算“水”的价格成本，对水质要求较高的电解氢系统，火力发电企业有独有的优势还在于独立的公用化学制除盐水系统。
因火电企业氢冷机组都需要建设制氢站，氢能再利用的情况下，就不考虑工程造价成本，这部分成本已经沉默在火电主体工程造价当中。
氢能在发电领域的应用基本有两个方向。
利用氢气和氧气燃烧，组成氢氧发电机组。这种机组是火箭型内燃发结构动机配以发电机，它不需要复杂的蒸汽锅炉系统，因此简单，维修方便，启动迅速，要开即开，欲停即停。在电网低负荷时，还可吸收多余的电来进行电解水，生产氢和氧，以备高峰时发电用。这种调节作用对于用网运行是有利的。
氢燃料电池，简单原理是将燃料的化学能直接转换为电能。不需要燃烧，能源转换效率可达60%~80%，而且污染少，噪声小，装置可大可小，非常灵活。最早，这种发电装置很小，造价很高，主要用于宇航作电源。现在已大幅度降价，逐步转向地面应用。目前，燃料电池的种类很多。
无论应用哪一种技术，目前经济性还不够满足需求，如果使用火电机组制氢再去利用燃烧发电，就失去了“绿氢”的意义，如果发挥调峰储存发电，还有价值空间。
但从光伏制氢的成本来看，火电制氢的直流电耗≤4.8 kwh/NmH2成本已经非常低，按火电度电成本0.2元来算，一立方米氢气造价在0.96元，火电厂除盐水造价大概0.015元/kg，在这里忽略不计，工程造价成本沉默不计。
如果通过优化设计、控制调节后，火电制氢站的制氢用电成本若能够降到2.5kwh/NmH2以下，煤电基地坑口电厂度电变动成本能控制到0.08~0.1元/kwh（不考虑固定资产折旧），火电制氢储能提高机组灵活性非常有价值，这是作为存量火电来说。
作为增量的火电项目，“两个一体化”提出了配套储能设施的意见。笔者认为，在火电项目初步设计过程中进行优化建设制氢系统，从技术上、工程造价上去进行优化考虑，火电厂配套制氢系统成本优势非常明显，建设配套氢燃料电池储能系统是优势所在。若能将氢能开发利用在火电的灵活性调节上做为锅炉稳燃燃料，将更具优势，当然这需要一定的技术突破。“火电+氢能”提高机组灵活性非常具有研究价值。
