导语：

《联合国气候变化框架公约》第三十次缔约方大会（COP30）正式在巴西亚马逊地区的帕拉州首府贝伦市拉开帷幕。今年是《巴黎协定》达成十周年，回望十年，以低碳能源转型为代表的系统性变革在多国取得实质性进展。作为这一进程的重要推动者，中国实施积极应对气候变化的国家战略，并取得包括构建全球规模最大、发展最快的可再生能源体系；建成全球覆盖温室气体规模最大的碳排放权交易市场；实现电动汽车产销量、新型储能规模均居全球第一等一系列显著成就。中国可再生能源的部署和发展，为全球能源转型提供了低成本的解决方案。

作为《巴黎协定》达成十周年的重要节点，COP30肩负着承前启后的关键使命。本届会议旨在聚焦气候投资与投资机制、公正转型、气候适应等核心议题，推动各国更新和提交新一轮国家自主贡献（NDC），以强化全球减排承诺，提升气候行动的力度与透明度。与此同时，COP30也致力于推动全球共识转化为切实可行的支持机制，特别是为发展中国家提供更有力的资金与技术保障，以加速全球气候行动的落地与深化。

COP30期间，落基山研究所将发布一系列行业洞察专题报告，涵盖电力、工业低碳转型、航空航运减排、甲烷控排、农业农村减排固碳和碳移除等关键领域。通过深入的市场分析和商业模式研究，落基山研究所致力于为行业提供切实可行的策略和行动建议，推动清洁技术的创新与规模化应用，共创清洁繁荣的可持续未来。

作为本系列报告之一，《氢电耦合发展报告：长时储氢在并网与离网绿氢项目中的配置与运行策略研究》从风光制氢一体化项目视角出发，响应政策端提升风光氢储协同发展水平的需要，结合一体化项目向新能源弱并网和离网制氢模式发展的探索方向，就并网与离网风光制氢一体化项目内配置长时储氢等灵活性资源的投资与运行决策，进行仿真模拟和测算，定量化探讨了绿氢项目在不同电网交互条件下，场内装机配置要求与运行方式对项目经济性的影响，以期为绿氢项目开发与运营方提供可参考的判断依据。

行业背景氢能作为一种绿色低碳、应用广泛的二次能源，是实现可再生能源非电利用的重要载体之一，也是我国未来能源体系的重要组成部分。预计到2060年，氢能在我国终端能源消费中占比将达到约10%—15%，可再生能源制取的绿氢将成为氢能的主要供给来源。这意味着每年将在制氢过程消耗约3.6万亿千瓦时电力，占全社会用电量的近五分之一。面对海量规模的电氢转换需求，如何实现氢电高效耦合与协同运行，是我国新能源发展和能源系统转型必须重点关注的问题之一。着力提升风光氢储协同发展水平，是推动新能源多元化非电利用和集成融合发展的重要举措。2025年11月12日发布的《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号）指出，随着新能源规模越来越大、电量占比越来越高，系统消纳压力持续加大，迫切需要转变新能源开发、建设和运行模式，实现集成融合发展。坚持系统融合，强化多能源品种一体化开发，是今后一段时间新能源高质量发展的重要要求。文件重点提出要着力提升风光氢储协同发展水平，优化风光配比，合理配置储电、储氢设施，研发新能源发电与制氢储氢设施、用氢负荷的一体化自适应自调节系统，提升风光氢储一体化协同优化控制水平和自平衡能力，推动新能源弱并网、离网制氢模式发展。

2024年末，落基山研究所在《氢电耦合发展报告：基于绿氢项目尺度的发展策略研究》报告中依托既有政策条件和技术发展趋势，定量化探讨了风光制氢一体化项目的风光配比和储电、储氢配置思路。今年，落基山研究所基于过往研究，结合政策方向与行业趋势，进一步探索和测算风光制氢一体化项目配置长时灵活性资源后的运行方式与项目经济性，探讨长时储氢配置在推动新能源弱并网和离网制氢模式发展中的作用，以期为进一步优化绿氢项目配置要求、推动绿氢项目投资决策与落地提供可参考的判断依据。

报告洞察在并网模式下，长时灵活性资源的引入显著改善了一体化项目的下网特性，减轻了公共电网运行压力。配置长时储氢后，一体化项目全年下网电量分布更加均衡，季节波动明显减弱，下网电量的年内分布与公共电网的季节性供需情况更加适配：项目在大风季（3—5月）下网电量增加约5,200万度，有助于提升电网可再生能源消纳能力；在小风季（7—9月）下网电量减少约8,800万度，显著缓解了电网供应压力。从整体来看，项目年度下网电量下降约6.1%，降低了项目对公共电网的整体依赖水平，实现了更高水平的自平衡。虽然长时储氢在项目运行与电网协调方面表现突出，但受长时储氢建设投资成本较高影响，储氢部分成本上升；而电网交互环节虽有所优化，但改善幅度有限，其整体系统经济性优势尚未充分显现。

按月度风光资源水平设置长时储氢的氢存取状态是并网一体化项目的基础运行方式，在该运行方式下“做减法”或“做加法”均存在项目优化运行的空间。在常规运行基础上“做减法”的风季波动方式，可通过平滑月度负荷、降低月度负荷极值实现项目配置与电网交互成本之间的再平衡，在一定的浮动区间内可优化系统整体成本结构。而“做加法”的分时波动方式通过日内两段式分时运行提升了与可再生能源日内出力特性的匹配度，降低了对公共电网的依赖，有效提升资源利用率并实现电网交互成本最小化。总体来看，两种运行方式均在常规按月度资源配置模式基础上实现了差异化优化，体现了风光制氢系统在多时间尺度运行策略上的协同潜力。

在具备适宜自然条件的情况下，可探索在并网一体化项目中利用天然盐穴等低成本储能载体配置长时储氢。而对于自然条件受限、需依赖人工构筑储氢设施的地区，由于建设和运维成本较高且有公共电网作为灵活性的支撑，在当前阶段需谨慎考虑对长时储氢配置的探索。

对于离网风光制氢一体化项目而言，在用氢曲线柔性不足的条件下，长时储氢设施将成为项目的必选项。电网接入趋饱和与消纳受限促使政策端鼓励具备独立运行能力的制氢项目。离网后，系统需实现供需自平衡，在无长时储能的情况下，发电与储能大规模超配，发电资产较同等用氢规模的并网项目增加98%，资源利用率大幅下降。引入长时储氢可改善能量匹配与系统效率，并显著提升系统自调节和资源利用水平，系统成本较无长时储氢场景可下降约两成，将对项目经济性产生非常积极的影响。

分时波动运行通过日内两段式调节进一步优化曲线匹配，在保证稳定供氢的同时有效压缩冗余投资，兼顾系统成本与效率的协同优化，表现出更优的经济性。日内两段式运行方式能更好地利用光伏高出力时段集中制氢，更充分消纳可再生能源；短时储能与长时储氢形成互补，分别承担日内与跨季调节，从而增强系统灵活性与能量利用效率。相比之下，月度或风季波动运行虽然能够在宏观层面平衡可再生能源的时序差异，优化系统整体配置，但在应对日内及短周期波动方面仍显不足，资源利用潜力未能充分释放。这一差异表明，离网状态下的优化方向应更加注重提升日内两段或多段运行协调与动态响应能力，以支撑更高效的运行。

基于以上洞察，本报告分别从优化政策引导、助力项目投资运营两个维度提出如下建议：

从政策引导角度看，

• 优先鼓励和支持离网风光制氢一体化项目探索长时储氢在季节性调节中的配置和应用；
• 因地制宜地制定引导政策，优先在具有天然盐穴或废弃油气藏分布的地区落实引导政策；
• 在并网项目方面，可考虑通过调整项目与电网交互的费用设计，将项目为电网运行与新能源消纳带来的收益进一步内部化，以提升长时储能配置的相对经济性；
• 在离网项目方面，可考虑通过对末端产品的差异化标识或差异化定价，提高离网绿氢项目下游产品的辨识度、竞争力和收益水平，以提升离网风光制氢一体化项目的经济性。

从项目投资运营角度看，

• 当前长时储氢的配置成本，特别是人工岩洞模式的成本仍较高，有离网制氢需求的项目业主，宜优先以长时储氢资源分布情况为导向开展项目选址工作；
• 长时储氢设备亦需配备一定的日内调节能力，从项目经济性角度看（特别是离网项目），至少需有能力完成日内两段式出力调整；
• 除配置长时储氢外，离网项目业主宜同时考虑提升用氢负荷灵活性，挖掘需求侧资源满足季节性调节需求。

落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表李婷表示，“绿氢产业是‘双碳’目标下未来能源体系中的关键产业，也是推动新能源非电利用的关键载体。在促进新能源集成融合发展的背景下，探索绿电与绿氢耦合发展的行动方案，提升风光氢储协同发展水平，既是政策要求，也符合行业发展的迫切需要。未来，落基山研究所将继续响应政策与行业关切，立足系统融合和多能源品种一体化开发，助力电力系统、氢能系统和终端消费均衡与协同，与合作伙伴一道推动风光制氢一体化项目乃至整个新能源产业蓬勃发展。”