我國能源資源稟賦的特點是“富煤、缺油、少氣”，能源結構主要以煤炭為主，原油和天然氣資源的對外依存度較高。2014年6月，習近平總書記就推動能源生產和消費革命提出“四個革命、一個合作”的能源發展戰略思想，為推進我國能源清潔低碳轉型發展指明了方向。“十三五”時期，我國能源消費結構持續優化，非化石能源消費比重從12.1%提高至15.9%，平均每年提高了0.76個百分點。面對全球性的氣候危機，中國在2020年9月向世界鄭重承諾：我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。2020年我國全社會碳排放約1.06×1010 t，其中電力行業碳排放約4.6×109 t，占比高達43.4%。在此形勢下，電力行業肩負著“雙碳”目標實現的重要歷史使命，將承擔著主力軍的關鍵角色。
2021年中央財經委員會第九次會議指出：要構建以新能源為主體的新型電力系統。新型電力系統的內涵是：以新能源為供給主體、以確保能源電力安全為基本前提、以滿足經濟社會發展電力需求為首要目標，以堅強智能電網為樞紐平臺，以“源網荷儲”互動與多能互補為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動的基本特征。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應用廣泛的二次能源，將為新型電力系統的安全低碳建設發揮重要價值。2022年3月，國家發展和改革委員會發布《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》，氫能的戰略定位被提升到了未來國家能源體系的重要組成部分。
目前，許多國內外主流機構對氫能在終端能源的消費比重進行了預測。國際氫能委員會（Hydrogen Council）發布的報告《氫能規模化——全球能源轉型的可持續途徑》預計到2050年，在將溫度升幅控制在2 ℃前提下，氫能將承擔全球18%的終端能源消費（約80 EJ），全年的二氧化碳排放量能夠較現在減少約6×109 t。美國燃料電池和氫能協會（FCHEA）發布的報告《美國氫能經濟路線圖——減排及驅動氫能在全美實現增長》預計到2050年，氫能將滿足美國終端能源需求的14%。歐盟委員會發布的兩項戰略計劃《歐盟氫能戰略》和《歐盟能源系統集成戰略》預計到2050年，氫能可以滿足全歐盟24%的終端能源需求。
從中國范圍來看，根據中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟（簡稱“中國氫能聯盟”）預測，到2030年中國氫氣需求量將達到3.5×107 t，在終端能源體系中占比5%，到2050年氫氣需求量接近6×107 t，氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，可減排約7×108 t二氧化碳；《中國氫能產業發展報告2020》和《2021中國能源化工產業發展報告》得出2050年氫能在我國能源體系中占比10%的相同結論。與上述時點不同，《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》預計在2060年氫能在我國終端能源消費中占比將達20%左右。綜合以上數據，保守估計2050年氫能在我國終端能源體系占比將達10%。氫能將與電能耦合互補，共同成為我國終端能源體系的重要消費主體。
當前關于氫儲能的綜述性研究較多關注技術研發與應用進展、可再生能源系統集成等方面，而針對氫儲能在新型電力系統中的應用價值分析研究較為匱乏。針對于此，本文從我國新型電力系統“源網荷”各個環節對氫儲能的應用價值進行梳理和歸納，力求深入探討氫儲能在新型電力系統中應用存在的挑戰并展望未來發展。通過本文的研究，可以促進氫儲能產業與新型電力系統建設的有機融合，驅動電力、交通、建筑和工業等部門的碳排放快速達峰。
（一）氫儲能系統
近年來，我國新能源發展勢頭迅猛。截至2021年年底，我國新能源發電裝機達到7.26×108 kW，其中風電3.28×108 kW、太陽能發電3.07×108 kW，分別連續12年和7年穩居全球首位。由于新能源的間歇性特點，加之輸電容量有限，棄風和棄光問題隨著新型電力系統中風電、光伏滲透率的不斷增加將日益突出。此外，在連續無風、無光等極端天氣下，將造成新型電力系統電力供應可靠性大幅下降甚至出現大面積缺電現象。儲能作為重要的調節資源，對于促進新能源高比例消納和保障電力電量實時平衡具有重要作用。2021年7月，國家發展和改革委員會、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，2030年新型儲能裝機規模達到30 GW以上，首次從政策層面明確和量化了儲能產業發展目標。
現有的儲能系統主要分為五類：機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、熱儲能和化學儲能。機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等；電化學儲能主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池；電磁儲能包括超級電容器儲能和超導儲能；熱儲能是將熱能儲存在隔熱容器的媒介中，適時實現熱能直接利用或者熱發電；化學儲能是指利用氫等化學物作為能量的載體。儲能即儲存能量，根據能量形式的不同，儲能又可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。機械儲能、電化學儲能和電磁儲能屬于電儲能，目的是儲電，適用于充放電短周期內的就地使用。
氫儲能是一種新型儲能，在能量維度、時間維度和空間維度上具有突出優勢，可在新型電力系統建設中發揮重要作用。氫儲能技術是利用電力和氫能的互變性而發展起來的。氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物（如氨、甲醇）。狹義的氫儲能是基于“電 ? 氫 ? 電”（Power-to-Power，P2P）的轉換過程，主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。利用低谷期富余的新能源電能進行電解水制氫，儲存起來或供下游產業使用；在用電高峰期時，儲存起來的氫能可利用燃料電池進行發電并入公共電網。廣義的氫儲能強調“電 ? 氫”單向轉換，以氣態、液態或固態等形式存儲氫氣（Power-to-Gas，P2G），或者轉化為甲醇和氨氣等化學衍生物（Power-to-X，P2X）進行更安全地儲存。
氫儲能與其他儲能方式相比，具有以下4個方面的明顯優勢：
①在新能源消納方面，氫儲能在放電時間（小時至季度）和容量規模（百吉瓦級別）上的優勢比其他儲能明顯，如圖1所示；
②在規模儲能經濟性方面，隨著儲能時間的增加，儲能系統的邊際價值下降，可負擔的總成本也將下降，規模化儲氫比儲電的成本要低一個數量級；
③在儲運方式靈活性方面，氫儲能可采用長管拖車、管道輸氫、天然氣摻氫、特高壓輸電 ? 受端制氫和液氨等方式；
④在地理限制與生態保護上，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大規模儲能技術，氫儲能不需要特定的地理條件且不會破環生態環境。
圖1 各類儲能在放電時間和容量性能的對比
2020年12月，美國能源部（DOE）發布了儲能大挑戰路線圖，這是美國發布的首個關于儲能的綜合性戰略，氫儲能是其中的主要探討對象。根據美國國家可再生能源實驗室（NREL）預測，到2050年，持續放電時間12 h以上的長時儲能的裝機容量將會顯著增長，在未來30年將會部署裝機容量為125 GW到680 GW的長時儲能。根據Hydrogen Council研究報告，當可再生能源份額達到60%~70%以上時，對氫儲能的需求會呈現出指數增長勢態。
截至2021年11月，世界主要發達國家在運營的氫儲能設施已有9座，均分布在歐盟，如表1所示。
表1 主要發達國家在運營氫儲能設施
目前，國內也有少量氫儲能項目已正式運行或試運行。安徽六安兆瓦級制氫綜合利用示范工程是國內首座兆瓦級氫儲能電站，利用1 MW質子交換膜電解制氫和余熱利用技術，實現電解制氫、儲氫、售氫、氫能發電等功能。寧夏寶豐一體化太陽能電解水制氫儲能及綜合應用示范項目為全球單廠規模最大、單臺產能最大的電解水制氫項目，采用新能源發電 ? 電解水制綠氫 ? 綠氧直供煤化工的模式，包括2×105 kW光伏發電裝置和產能為每小時2×104 m3的電解水制氫裝置，項目投產后每年可減少二氧化碳排放約4.45×105 t。大陳島氫能綜合利用示范工程是全國首個海島“綠氫”綜合能源示范項目，通過構建基于100%新能源發電的制氫 ? 儲氫 ? 燃料電池熱電聯供系統，實現清潔能源百分百消納與全過程零碳供能。
（二）氫儲能技術
與其他燃料相比，氫的質量能量密度大，但體積能量密度低（汽油的1/3000），因此構建氫儲能系統的重要前提條件之一是在較高體積能量密度下儲存氫氣。目前，主要儲氫方式可以分為物理儲氫和化學儲氫。物理儲氫包括高壓氣態儲存技術、低溫液態儲存技術和地質儲氫技術；化學儲氫包括固態儲存技術、有機液態儲氫技術和液氨儲氫技術。不同儲氫技術的密度如表2所示。
表2 不同儲氫技術的密度
1. 物理儲氫技術
（1）高壓氣態儲存技術。高壓氣態儲氫是指在高壓下，將氫氣壓縮，以高密度氣態形式儲存于特定容器中，是目前應用最廣泛的儲氫方式。相對其他儲氫技術，其具有成本較低、能耗低、易脫氫、工作條件較寬松等特點，是目前最常用并且發展最成熟的儲氫技術，其難點主要集中在儲氫容器的研制上。目前，儲氫容器通常為耐高壓的鋼制氣瓶，主要包括金屬儲罐、金屬內襯纖維纏繞儲罐和全復合輕質纖維纏繞儲罐。
（2）低溫液態儲存技術。低溫液態儲氫將氫氣冷卻至-253 ℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達約71 kg/m3，體積密度為氣態時的845倍，實現高效儲氫，其輸送效率高于氣態氫。但液氫裝置一次性投資較大，液化過程中能耗較高，儲存過程中有一定的蒸發損失，其蒸發率與儲氫罐容積有關，大儲罐的蒸發率遠低于小儲罐。國內液態儲氫應用成本較高，目前主要用于航天航空領域及軍事領域。北京航天試驗技術研究所（101所）以及北京中科富海低溫科技有限公司等正在突破相關核心裝備。
（3）地質儲氫技術。氫氣地質儲存是氫能大規模和長期儲存的最佳選擇。國際上，根據現有的地理條件，選擇鹽穴、廢棄礦井、油氣井和含水層大規模長期儲存壓縮氫氣的方式。這種儲氫成本低，約0.6美元/kg，效率約為98%。從具體國家來看，美國具有最大的可儲存氫的鹽穴（1×104~2×104 t），英國有3個鹽穴可以儲存1000 t氫氣，德國計劃于2023年建設1個氫氣的鹽穴儲存示范項目（3500 t）。
2. 化學儲氫技術
與物理儲氫不同，化學儲氫方案一般通過利用儲存介質與氫氣結合為穩定化合物的方式實現氫儲存。用氫時，通過加熱或其他方式使化合物分解放氫，同時回收儲存介質。根據儲存介質種類不同，化學儲氫技術主要包括金屬氫化物儲氫、液態有機氫載體儲氫、無機物儲氫、液氨儲氫等。與高壓氣態儲氫和低溫液態儲氫相比，化學儲氫技術成熟度相對較低，目前多在實驗室、示范項目環節。
（1）固態儲存技術。固態儲氫是利用氫氣和儲氫材料之間發生物理或化學反應從而轉化為固溶體或者氫化物的形式進行氫氣儲存。固態儲氫材料主要可分為物理吸附儲氫和化學氫化物儲氫。相較于高壓氣態和低溫液態儲氫，其儲氫體積密度較大、儲氫壓力小、運輸方便、安全性高、可重復利用等優點，適用于對體積要求較嚴格的應用場景，是最具發展潛力的一種儲氫方式。但其對儲氫材料要求較高，目前，各種材料多數處于研究階段。
（2）有機液態儲氫。有機液態儲氫是通過不飽和液體有機物的可逆加氫和脫氫反應來實現氫能儲存的方法。該技術先將液體有機氫能載體催化加氫儲能，再將加氫后的液體輸送至各站點分發，最后輸入脫氫反應裝置中發生催化脫氫反應，釋放氫能。有機液態儲氫具有較高儲氫密度，在環境條件下即可儲氫，安全方便，可實現跨季節、跨地區的長期儲存，便于長距離運輸，但也存在費用高，氫氣純度不夠等缺點。
（3）液氨儲氫技術。氫與氮氣在催化劑作用下合成液氨，以液氨形式儲運。液氨在常壓、約400 ℃下分解放氫。相比于低溫液態儲氫技術要求的極低氫液化溫度（-253 ℃），氨在一個大氣壓下的液化溫度要高得多（-33 ℃），“氫 ? 氨 ? 氫”方式的耗能、實現難度及運輸難度相對更低。同時，液氨儲氫中體積儲氫密度比液氫高1.7倍，更遠高于長管拖車式氣態儲氫技術。該技術在長距離氫能儲運中有一定優勢。
相比于傳統電力系統，新型電力系統有以下幾點重要變化，如圖2所示：
①從發電側形態上看，將從以火電為主轉向以風、光等新能源發電為主。特征變化方面，從高碳電力系統變為低碳電力系統、從連續可控電源變為隨機波動電源。
②從電網側形態上看，將從單一大電網演變為大電網與微電網互補并存。特征變化方面，從剛性電網變為靈活韌性電網、電網數字化水平從低到高。
③從用戶側形態來看，將從電力消費者轉變為電力“產消者”。特征變化方面，從靜態負荷資源轉變為動態可調負荷資源、從單向電能供給變為雙向電能互濟、終端電能替代比例從低到高。
④從電能平衡方式上看，將由“源隨荷動”轉變為“源網荷儲”互動。特征變化方面，從自上而下調度模式變為全網協同的調度模式、從實時平衡模式變為非完全實時平衡模式。
⑤從技術基礎形態上看，將從以同步機為主的機械電磁系統變為以同步機和電力電子設備共同主導的混合系統。特征變化方面，從高轉動慣量系統變為弱轉動慣量系統。
圖2 新型電力系統與傳統電力系統的對比
針對上述變化，新型電力系統面臨著諸多新訴求：
①構建新型電力系統的核心是新能源成為主體電源后如何實現不同時間尺度上的功率與能量平衡，其關鍵在于統籌發展不同功能定位的儲能。電化學儲能主要解決系統短期尺度的功率平衡，難以應對周、月、季等長期尺度下的能量不平衡問題，亟需引入先進的長時儲能技術。
②隨著新能源逐步取代化石能源裝機，能量在空間上的不平衡性愈發凸顯。現階段調峰資源以火電機組、抽水蓄能電站為主，跨區域調峰能力受輸配電網絡布局和容量的限制，且隨著煤電機組的提前退役和抽水蓄能電站開發殆盡，未來調節能力有限，亟需引入大規模、跨區域的新興調峰手段。
③電能替代是實現碳中和目標的重要手段。然而，單純依靠電氣化難以實現重卡運輸、鐵路貨運、航空航天等交通領域和冶金、水泥、化工等工業領域的深度脫碳，新型電力系統亟需與其他深度脫碳的能源品種進行有機融合。
面對以上新型電力系統的訴求，氫能可發揮如下的關鍵作用：
①氫可以多種方式進行儲存，如高壓壓縮、低溫液化、固體儲氫、轉化為液體燃料或與天然氣混合儲存在天然氣基礎設施中，從而實現小時至季節的長時間、跨季節儲存；
②液態氫能量密度大（143 MJ/kg，可折算為40 kWh·kg），約為汽油、柴油、天然氣的2.7倍、電化學儲能（根據種類不同，在100~240 Wh/kg）的百倍，氫儲能是少有的能夠儲存百吉瓦時以上的方式，且氫氣的運輸方式多元，不受輸配電網絡的限制，從而實現大規模、跨區域調峰。
③氫能作為高能量密度、高燃燒熱值的燃料，可在重卡運輸、鐵路貨運、航運和航天等交通應用場景發揮重要作用；與此同時，氫能還是一種重要的工業原料，綠色氫能可用于替代化石燃料作為冶金、水泥和化工等工業領域的還原劑。
氫儲能在新型電力系統中的定位有別于電化學儲能，主要是長周期、跨季節、大規模和跨空間儲存的作用，在新型電力系統“源網荷”中具有豐富的應用場景，如圖3所示。
圖3 氫儲能在新型電力系統“源網荷”的應用場景
（一）氫儲能在電源側的應用價值
氫儲能在電源側的應用價值主要體現在減少棄電、平抑波動和跟蹤出力等方面。
1. 利用風光棄電制氫
由于光伏、風力等新能源出力具有天然的波動性，棄光、棄風問題一直存在于電力系統中。隨著我國“雙碳”目標下新能源裝機和發電量的快速增長，未來新能源消納仍有較大隱憂。因此，利用廣義氫儲能將無法并網的電能就地轉化為綠氫，不僅可以解決新能源消納問題，并可為當地工業、交通和建筑等領域提供清潔廉價的氫能，延長綠色產業鏈條。國家能源局統計數據顯示，2020年我國棄水、棄風和棄光電量為3.01×1010 kW·h、1.66×1010 kW·h和5.26×109 kW·h。制氫電耗按照5 kW·h/Nm3計算，理論上總棄電量可制取綠氫9.28×105 t。
2. 平抑風光出力波動
質子交換膜（PEM）電解技術可實現輸入功率秒級、毫秒級響應，可適應0~160%的寬功率輸入，冷啟動時間小于5 min，爬坡速率為每秒100%，使得氫儲能系統可以通過實時地調整跟蹤風電場、光伏電站的出力。氫儲能系統在風電場、光伏電站出力尖峰時吸收功率，在其出力低谷時輸出功率。風光總功率加上儲氫能的功率后的聯合功率曲線變得平滑，從而提升新能源并網友好性，支撐大規模新能源電力外送。
3. 跟蹤計劃出力曲線
通過對風電場、光伏電站的出力預測，有助于電力系統調度部門統籌安排各類電源的協調配合，及時調整調度計劃，從而降低風光等隨機電源接入對電力系統的影響。另一方面，隨著新能源逐步深入參與我國電力市場，功率預測也是報量、報價的重要基礎。然而，由于預測技術的限制，風光功率預測仍存在較大誤差。利用氫儲能系統的大容量和相對快速響應的特點，對風光實際功率與計劃出力間的差額進行補償跟蹤，可大幅度地縮小與計劃出力曲線的偏差。
（二）氫儲能在電網側的應用價值
氫儲能在電網側的應用價值主要體現在為電網運行提供調峰容量和緩解輸變線路阻塞等方面。
1. 提供調峰輔助容量
電網接收消納新能源的能力很大程度上取決于其調峰能力。隨著大規模新能源的滲透及產業用電結構的變化，電網峰谷差將不斷擴大。我國電力調峰輔助服務面臨著較大的容量缺口（見圖4），到2030年容量調節缺口將達到1200 GW，到2050年缺口將擴大至約2600 GW。氫儲能具有高密度、大容量和長周期儲存的特點，可以提供非常可觀的調峰輔助容量。
圖4 我國2020—2050年調峰容量缺口
2. 緩解輸配線路阻塞
在我國部分地區，電力輸送能力的增長跟不上電力需求增長的步伐，在高峰電力需求時輸配電系統會發生擁擠阻塞，影響電力系統正常運行。因此，大容量的氫儲能可充當“虛擬輸電線路”，安裝在輸配電系統阻塞段的潮流下游，電能被存儲在沒有輸配電阻塞的區段，在電力需求高峰時氫儲能系統釋放電能，從而減少輸配電系統容量的要求，緩解輸配電系統阻塞的情況。
（三）氫儲能在負荷側的應用價值
氫儲能在電網側的應用價值主要體現在參與電力需求響應、實現電價差額套利以及作為應急備用電源等方面。
1. 參與電力需求響應
新型電力系統構建理念將由傳統的“源隨荷動”演進為“荷隨源動”甚至“源荷互動”。在此背景下，負荷側的靈活性資源挖掘十分重要。分布式氫燃料電池電站和分布式制氫加氫一體站可作為高彈性可調節負荷，可以快速響應不匹配電量。前者直接將氫能的化學能轉化為電能，用于“填谷”。后者通過調節站內電制氫功率進行負荷側電力需求響應，用于“削峰”。
2. 實現電價差額套利
電力用戶將由單一的消費者轉變為混合型的“產消者”。我國目前絕大部分省市工業用戶均已實施峰谷電價制來鼓勵用戶分時計劃用電。氫儲能用于峰谷電價套利，用戶可以在電價較低的谷期利用氫儲能裝置存儲電能，在高峰時期使用燃料電池釋放電能，從而實現峰谷電價套利。目前，從2021年國內工商業電價來看，我國一半以上地區可以達到3∶1峰谷價差要求，價差值在0.5~0.7元/kW·h。此外，我國一些省份已開始實施季節價差（如浙江省），提高了夏季和冬季的電價。隨著我國峰谷電價的不斷拉大和季節電價的執行，氫儲能存在著一定的套利空間。
3. 作為應急備用電源
柴油發電機、鉛酸蓄電池或鋰電池是目前應急備用電源系統的主流。使用柴油發電機的短板在于噪音大、高污染排放。鉛酸蓄電池或鋰電池則面臨使用壽命較短、能量密度低、續航能力差等缺陷。在此情況下，環保、靜音、長續航的移動式氫燃料電池是最理想的替代方案之一。例如，國內首臺單電堆功率超過120 kW氫燃料電池移動應急電源參與抗擊廣東省的“山竹”臺風。
（四）氫儲能的未來規模分析
“源網荷”各側的氫儲能未來發展規模主要受政策驅動，基于目前的政策情景，短期內氫儲能增長點主要在電源側，而電網側和用戶側很難形成規模化。
①電源側儲能政策方面：我國已有超過20個省份發布新能源強制配置儲能的相關政策，所提出的儲能配置比例基本在5%~20%、時間在1~4 h。此外，山東省下發的《關于開展儲能示范應用的實施意見》鼓勵風電、光伏發電制氫，制氫裝機運行容量視同配建儲能容量。
②電網側儲能政策方面：2019年5月，國家發展和改革委員會印發的《輸配電定價成本監審辦法》第十條中明確規定了電網投資的電儲能資產不計入輸配電價成本。目前，電網側儲能成本的疏導機制尚不完善，電網企業投資儲能的積極性不高，短期內電網側大規模儲能建設增長幅度有限。
③用戶側儲能政策方面：2021年7月，國家發展和改革委員會發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1。此外，我國部分省份也開始實行季節價差。然而，由于氫儲能系統成本過高與效率偏低，目前峰谷價差和季節價差難以刺激用戶側氫儲能投資建設。
氫儲能可有效補充電化學儲能的不足，助力新型電力系統的發展，成為未來實現能源結構轉型的重要技術方向。現階段，我國氫儲能在新型電力系統中應用的機遇與挑戰并存。圖5展示了氫儲能、電化學儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能在各類性能指標上的對比。可以看出，在儲存容量、放電時長等性能指標上，氫儲能高于其他儲能，且可完全滿足新型電力系統的要求，而在投資成本和轉化效率方面，與要求仍有一定差距。
圖5 氫儲能性能與新型電力系統要求對比
（一）氫儲能在新型電力系統應用挑戰
現階段，受技術、經濟、政策和標準等因素的制約，氫能在新型電力系統中的應用仍面臨諸多挑戰。
1. 氫儲能系統效率相對較低
現階段，抽水蓄能、飛輪儲能、鋰電池、鈉硫電池以及各種電磁儲能的能量轉化效率均在70%以上。相對而言，氫儲能系統效率較低。其中，國內“電 ? 氫”轉化過程的堿性電解水、PEM電解水和固體氧化物（SO）電解水制氫效率分別為63%~70%、56%~60%和74%~81%。廣義氫儲能僅考慮“電 ? 氫”轉化過程，SO電解效率與其他儲能具有可比性，而堿性和PEM相對較低。另一方面，“氫 ? 電”轉化過程的燃料電池發電效率為50%~60%，其中有大部分能量轉化為熱能。狹義氫儲能的“電 ? 氫 ? 電”過程存在兩次能量轉換，整體效率僅有40%左右，與其他儲能的效率差距明顯。
2. 氫儲能系統成本相對較高
當前抽水蓄能和壓縮空氣儲能投資功率成本約為7000元/kW，電化學儲能成本約為2000元/kW，而氫儲能系統成本約為13 000元/kW，遠高于其他儲能方式。其中，燃料電池發電系統造價約9000元/kW，占到總投資的近70%。基于PEM和SO技術的可逆式燃料電池（RFC）可以將燃料電池和電解池集成于一體，從而降低投資成本。然而，國內RFC技術與國際先進水平有一定差距，主要體現在技術成熟度、示范規模、使用壽命和經濟性方面，關鍵核心材料也主要依賴進口。
3. 電氫耦合政策體系仍不完善
針對電氫耦合的頂層規劃和激勵機制尚不完善。氫能已被國家作為中長期科學和技術發展的重點研究方向，氫儲能也被明確納入“新型儲能”，但關于電氫耦合的頂層規劃有待完善。在頂層的補貼與獎勵方面，2020年國家層面已發布《關于開展燃料電池汽車示范應用的通知》，采取“以獎代補”方式，對符合條件的城市群開展燃料電池汽車技術研發和示范應用給予獎勵。該政策間接性地推動了氫儲能系統的示范和規模化。但在上游的電解水制取綠氫環節，僅有部分省份出臺了政策性的電價優惠，相應的頂層激勵機制仍然缺失。
4. 電氫耦合標準體系仍不健全
隨著氫能產業的快速發展，標準對氫能產業發展的規范和支撐作用也日趨明顯。我國于2008年批準成立了全國氫能標準化技術委員會（SAC/TC309）和全國燃料電池及液流電池標準化技術委員會（SAC/TC342），分別構建了我國的氫能技術標準體系和燃料電池標準體系。截至2021年4月，現行氫能相關國家標準共計95項，涉及氫安全、臨氫材料、氫品質、制氫、氫儲運、加氫站、燃料電池和氫能應用等方面。但國家標準層面主要集中在氫能應用燃料電池技術方面，其他領域氫能技術標準相對薄弱，且有相當部分標準的制定年限較為久遠，現階段適用性不強。因此，在電氫耦合方面，仍需進一步加快制定 / 修訂新能源制氫、電制氫加氫一體化、可逆式燃料電池、電氫耦合系統運行等標準。技術標準是個復雜系統工程，需要再進一步提升政、產、學、研各方的協同水平。
（二）氫儲能在新型電力系統應用展望
氫儲能將應用于新型電力系統“源網荷”的各個環節，呈現電氫耦合發展態勢。針對氫儲能在新型電力系統應用面臨的挑戰，本文從以下幾個方面對氫儲能在新型電力系統的未來發展進行展望。
1. 廣義氫儲能為主、狹義氫儲能為輔
現階段應以推廣效率高、成本低的“電 ? 氫”廣義氫儲能方式為主，直接為我國的交通、建筑和工業等終端部門提供高純度氫氣。在狹義氫儲能的“氫 ? 電”轉化環節，充分利用氫燃料電池的熱電聯產特性，實現不同品位能量的梯級利用，提高能量的轉化效率。針對氫儲能成本過高的問題，積極探索共享儲能、融資租賃、跨季節價差套利等多元化商業模式來降低成本。與此同時，通過設立氫儲能產業發展基金、借助資本市場拓展氫儲能融資渠道、加強綠色信貸支持氫儲能基礎設施建設等方式，構建氫儲能金融政策體系。未來，隨著新能源電力價格以及電解資本支出的下降，氫儲能中的電解系統成本將大幅下降。當電價為0.5元/kW·h時，堿性電解和PEM電解的單位制氫成本分別為33.9元/kg和42.9元/kg，而當電價下降為0.1元/kW·h時，上述數值分別僅為9.2元/kg和20.5元/kg。與此同時，隨著規模效應和技術成熟，堿性和PEM電解槽投資成本將以每年9%和13%的學習率下降，氫燃料電池和儲氫罐成本也分別以11%~17%、10%~13%的速率下降。
2. 充分發揮市場力量促進氫儲能發展
借助“加快建設全國統一大市場”的契機，構建氫能市場、電力市場和碳市場的多層次協同市場，促進氫儲能發展。在氫能市場方面，積極探索我國氫能市場交易中心、結算中心建設，并關注氫能進出口國際貿易，可從擁有豐富可再生能源資源的沙特阿拉伯、智利等國家進口低成本綠氫，并利用我國海上風電制氫優勢向日本、韓國等高氫氨需求國家出口氫氨能源；在電力市場方面，我國電力輔助服務市場建設尚處于初級階段，需要健全覆蓋氫儲能的價格機制，探索氫儲能參與電力市場的交易規則；在碳市場方面，未來將被納入碳交易體系的八大行業中，既有直接生產氫氣的化工行業，也有鋼鐵、建材等氫氣需求行業，需要積極探索氫能行業合理的碳價信號，引導高碳制氫工藝向低碳制氫工藝轉變、高碳用氫環節向低碳用氫環節轉變，并推動綠氫的碳減排量納入核證自愿減排量（CCER）市場交易。最后，加強氫能市場、電力市場、碳市場的頂層設計和規劃，做好政策協調和機制協同。
3. 積極探索氫能運輸方式的最優組合
我國風光資源集中在“三北”地區、水資源集中在西南地區，而氫能主要需求在東南沿海地區，呈逆向分布。在氫能短距離運輸方面，高壓氣態拖車運氫具有明顯成本優勢。以20 MPa壓力為例，當運輸距離為200 km以下時，氫氣的運輸成本僅為9.57元/kg；而距離增加至500 km時，運輸成本將近22.3元/kg。此外，該方式人工費占比較高，下降空間有限。
因此，在氫能長距離運輸方面，需要積極探索以下多種新興方式：
①利用現有西氣東輸、川氣東輸等逾80 000 km天然氣主干管網和龐大的支線管網，摻入一定安全比例（5%~20%）氫氣進行輸送；
②利用我國世界領先的“十四交十二直”26項特高壓工程輸電線路，采用“特高壓輸電+受側制氫”模式進行氫氣虛擬運輸；
③利用液氨儲運的成本和安全優勢，將液氨作為氫氣儲運介質，采用“氫 ? 氨 ? 氫”模式進行氫氣運輸。據預測，當運輸距離為10 000 km時，2030年液氨運輸成本大概在16.7元/kg，2050年下降至4.7元/kg。未來需要進一步對比多種新興路線的技術經濟性，尋求氫能運輸方式的最優組合。
4. 氫儲能發展加速電力系統形態演進
氫儲能的大規模發展將加速電力系統形態演進，促進新型電力系統建成：
①氫儲能可以突破新能源電力占比的限制，促進更高比例的新能源發展，快速支撐新型電力系統內新能源裝機占比和發電占比超過50%；
②電解制氫、儲氫和氫燃料電池發電可構建微電網系統，進行熱、電、氫多元能源聯供，有效解決偏遠地區清潔用能的問題，并提高微電網在電力系統中的滲透率，增強新型電力系統的抗風險能力；
③氫儲能作為電力系統“源網荷”多側的關鍵靈活性資源，可促進“源網荷儲”各環節協調互動，實現新型電力系統在不同時間尺度上的電力電量平衡；
④氫儲能系統可以作為能源樞紐之一，可在源側、荷側實現多能源互補。在電源側，氫儲能可以促進“風光氫儲一體化”“風光水火儲氫一體化”等多能互補綜合能源基地建設，在用戶側，制氫加氫一體站可以與加油站、加氣站和充電站進行合建，形成綜合能源服務站。
文章轉載自微信公眾號：DT 新材料
