10月12日，国家发展改革委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）。此次通知一出，彻底落实了10月8日国务院总理李克强在国务院会议上提出的煤电价格调整的规划。本次煤电价格调整最大的亮点在于煤电现货价格不受调价幅度限制，另外高耗能企业的煤电价格也不受涨幅在20%之内的限制。
也就是说高耗能行业和参与电力现货市场的工商业客户，将面临电费上涨的局面。而且根据文件要求，这个上涨时间非常切近，就在10月15日就会生效，留给高耗能企业的时间不多了。
不过此次通知还提出：“加强与分时电价政策衔接。各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。”也就是说，高耗能行业可以通过错峰用电来节省一部分电费支出。
氢储能的机会来了
一些业内人士认为，此次政策利好风电、光伏产业发展，因为这些高耗能企业会因为电价问题而会想尽办法安装太阳能发电，自发自用，可以节约开支。不过还有一点，就是峰谷电价差的加剧也会利好储能产业的发展，而氢能也可以在储能领域发挥作用，达到低成本、长时间储能，更有利于用电量大的高耗能行业使用。
高耗能的电解铝行业
根据国家统计局数据显示：2020年，我国四大高耗能行业合计用电量比上年增长2.4%，增速较上年上升2.4个百分点，是支撑工业用电增长的重要动力。其中，化工、建材、黑色金属、有色金属行业用电量比上年分别增长1.3%、3.6%、3.2%、1.7%，除建材行业用电增速较上年下降1.6个百分点外，化工、黑色金属、有色金属用电增速分别较上年上升0.6、0.4、8.1个百分点。
高耗能企业用电量不断攀升，如果配电化学储能必须要达到比较大的规模才能满足企业的需求，而利用氢储能刚好可以解决这些难题。
中国科学院院士欧阳明高在一次氢能会议上指出：“氢储能是新能源电力系统的核心技术，氢能储能将是氢能利用的关键领域。小功率、短周期、分布式储能主要靠电池，长周期、大规模、集中式储能可能要靠氢能及其载体。我们认为氢能是集中式可再生能源大规模长周期储存的最佳途径。”
氢储能优势显著
据了解，氢储能与电池储能相比，成本更低廉。欧阳明高院士介绍说：“在规模储能方面，氢储能比电池储能的成本至少要低一个数量级。如果可再生能源的电价成本在每度电0.15元以下，储氢一定具备经济性。”
欧阳明高院士
不仅如此，利用氢储能还可以让能源利用更具充分性，而且氢储能还与电池放电具备互补性，它与其他的化学储能各有侧重，一个实用短周期、低功率，一个适用长周期、高功率。
此外，氢储能时对于氢的制运储方式是比较灵活的，长管拖车、管道输氢、掺氢、长途输电+当地制氢等方式都可以适用。
同济大学教授余卓平也表示，在发电侧光伏企业目前正探索通过氢储能，优化电力供应。“电网是希望有稳定的电源的。现在把氢作为一个中间载体，能够上网的电上网，上不了网的电来制氢，实际上就把电转化成氢能，把它储存下来了，这个是可以大规模来做的。”
高耗能企业选择可再生能源发电+氢储能
由此可见，高耗能企业未来想要减少电费支出带来的成本增加问题需要从长远角度考虑就是要安装光伏、风电加配氢储能。把氢能转化成甲醇或者氨，可以再用来发电，其安全性高，比单纯储存氢气成本更低。
针对峰谷电价的差异，选择在电价是谷底时制氢，转换成甲醇或者氨，在用电负荷增加时的电价峰顶时，反向操作，把用储存的氢或者氢基材料用来发电，自己使用或者向电网供电。这样或许可以让高耗能企业环节不少电费增加的支出压力。
不过从目前来看，从电到氢再到电，一个循环走下来，能效只剩40%。不过随着技术的革命和创新，以及氢能政策的扶持，相信未来氢储能可以成为继燃料电池车之后，人们对氢能利用的又一重要领域。
国内首座兆瓦级氢储能项目调试成功
氢能汇记者了解到，国内已经有氢储能的示范项目调试成功。今年9月10日，国内首座兆瓦级氢储能电站制氢系统部分在六安正式满负荷运行调试成功，首次实现兆瓦级氢储能在电网领域的应用。我们有理由相信，随着煤电价格调整政策的出台，会有越来越多的氢储能示范项目如雨后春笋般涌现。
政策原文如下：
国家发展改革委关于进一步深化
燃煤发电上网电价市场化改革的通知
发改价格〔2021〕1439号
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团、国投电力有限公司，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快推进电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应，现就进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革及有关事宜通知如下：
一、总体思路
按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。
二、改革内容
（一）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。
（二）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
（三）推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
（四）保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。
三、保障措施
（一）全面推进电力市场建设。加强政策协同，适应工商业用户全部进入电力市场需要，进一步放开各类电源发电计划；健全电力市场体系，加快培育合格售电主体，丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。
（二）加强与分时电价政策衔接。各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。电力现货市场未运行的地方，要做好市场交易与分时电价政策的衔接，市场交易合同未申报用电曲线以及市场电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，结算时购电价格按当地分时电价峰谷时段及浮动比例执行。
（三）避免不合理行政干预。各地要严格按照国家相关政策要求推进电力市场建设、制定并不断完善市场交易规则，对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预，保障市场交易公平、公正、公开。国家发展改革委将会同相关部门进一步加强指导，对地方不合理行政干预行为，通过约谈、通报等方式及时督促整改。
（四）加强煤电市场监管。各地发展改革部门要密切关注煤炭、电力市场动态和价格变化，积极会同相关部门及时查处市场主体价格串通、哄抬价格、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为，电力企业、交易机构参与电力专场交易和结算电费等行为，以及地方政府滥用行政权力排除、限制市场竞争等行为，对典型案例公开曝光，维护良好市场秩序。指导发电企业特别是煤电联营企业统筹考虑上下游业务经营效益，合理参与电力市场报价，促进市场交易价格合理形成。
各地发展改革部门要充分认识当前形势下进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的重要意义，统一思想、明确责任，会同相关部门和电力企业精心做好组织实施工作；要加强政策宣传解读，及时回应社会关切，增进各方面理解和支持，确保改革平稳出台、落地见效。
本通知自2021年10月15日起实施，现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
国家发展改革委
2021年10月11日
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