目 收益不确定性增加，新能源装机可能不达预期，导致储能市场需求下跌，因此保守情况下预计2025源 网侧储能新增装机106.4GWh，同比增长8%。另外，2025年作为“十四五”规划的收官之年，风光大基 地建设有望加速推进，叠加老旧储能电站改造拉动源网侧储能需求同步上涨，因此乐观场景下预计可 达到160.2GWh，同比增长62%。 图15 2025年中国源网侧储能新增装机预测（GWh） 数据来源：EESA数据库 难以匹配大规模能源储存需求。 在“三北”大型风光基地中，光热发电的调峰能力与灵活性成为消纳瓶颈的破题关键。光热机组调 峰深度可达80%� 爬坡速度与燃气机组相当，可实现与风电、光伏的动态协同：风光大发时储热少 发，风光低谷时释热供电。清华大学能源互联网研究院研究表明，青海在已有2200万千瓦光伏和 700万千瓦风电基础上，配置400万千瓦光热发电，可使全清洁能源供电周期从3天延长至30天。这多 解水制氢设备中成本占比高达50%以上。 我国当前风光制氢项目主要包括围绕城市的小型项目与风光大基地制氢项目。围绕城市的小型制 氢项目多位于氢能消纳能力较强的城市，风电光伏电站距离制氢站的距离约 40-150Km，通过电网调 配风光的电量，在用氢侧进行电解水制氢，既保证了风电、光伏新能源电力的消纳，也减少了氢气运 输、 存储的成本；风光大基地制氢项目主要集中在内蒙古、三北地区，主要考虑到这些地区新能源装 机比

70 4．负电价、极高电价的频繁出现是高比例新能源发展过程中的客观现象，需理性看待，适 时调整优化市场设计和交易机制。 负电价现象，在全球主要电力市场中并不少见。从时间维度来讲，负电价多发于风光大发季 与节假日负荷低谷期；从空间维度来看，新能源渗透率高的区域负电价频次相对更高。负电价的 出现，是新能源渗透率不断提升和电力现货市场出清机制带来的客观现象，体现了电力作为特殊 商品的供需关系