氫能是現代能源體系的重要組成部分，將深刻影響中國能源應用的前景。氫儲能是解決可再生能源消納和緩解峰谷電差的有效方式之一。
通過電轉氫技術可以實現規模化、長期、廣域的儲能。氫儲能或將成為未來重大創新技術，可有效彌補電能存儲性能差的短板，有力支撐高比例可再生能源發展，有助于優化能源結構，提升能源系統整體效率，促進能源革命。但氫儲能現階段真的可行么？
氫儲能是什么？
目前氫氣制取主要有以下三種較為成熟的技術路線：一是化石燃料制氫；二是工業副產氫尾氣提純制氫；三是電解水制氫。
國家能源局統計結果顯示，2021年，我國可再生能源新增裝機1.34億千瓦，占全國新增發電裝機的76.1%。可再生能源發電量穩步增長，2021年，全國可再生能源發電量達2.48萬億千瓦時，占全社會用電量的29.8%。
發展切實有效的大規模儲能技術，對消納棄電、保障電力系統穩定具有重要意義。
四大儲能技術對比
下表給出了幾種儲能方式的綜合比較：
注：* 表示電站通常設計使用壽命；** 堿性電解設備壽命15 年，燃料電池發電受制于現階段的技術成熟度，壽命約 6年，綜合取 10 年。
目前較為成熟的儲能方式主要有抽水蓄能和電化學儲能兩大類。抽水蓄能電站需要具有發達的水系和優良的地質條件，并且建設周期長；電化學儲能近些年發展迅速，但由于成本較高，電池壽命只有五年左右，并且廢舊電池處理面臨諸多環保問題。
目前在容量需求小的調頻率儲能應用較多，大規模調峰儲能應用不具有經濟可行性。其他方式的儲能包括壓縮空氣儲能、電磁儲能（超級電容器、超導儲能）和熱儲能等，受制于技術成熟度、成本、效率等方面因素影響，目前難以做到大規模商業化應用。
氫儲能技術是利用電力和氫能的互變性而發展起來的：
利用電解制氫，將間歇波動、富余電能轉化為氫能儲存起來；在電力輸出不足時，利用氫氣通過燃料電池或其他發電裝置發電回饋至電網系統。
電解水制氫技術成熟，工藝簡單，清潔環保，制取的氫氣和氧氣純度高，而且設備單機容量大，市場成熟產品可做到 5 MW/ 臺，制氫量 1000 Nm3/h，可大規模使用。
氫儲能目前存在的問題是效率較低、造價高。電解水制氫效率達 65%——75%，燃料電池發電效率為 50%——60%，單過程轉換效率相對較高，但電 - 氫 -電過程存在兩次能量轉換，整體效率較低。
氫儲能調峰站造價估算表
制氫設備的單位造價約 2000 元 /kW，儲氫和輔助系統造價為 2000 元 /kW，燃料電池發電系統造價約9000 元 /kW，燃料電池的投資占到氫儲能系統總投資的接近 70%；且現階段規模化燃料電池發電系統應用較少，技術成熟度、系統壽命有待驗證。
傳統意義的氫儲能是電 -氫 -電的轉換，前文已論述存在效率低、價格高的問題。效率主要問題是兩次能量轉換，整體效率低；價格主要問題是燃料電池投資占比高。
廣義氫儲能利好可再生能源消納
相較于傳統儲能，廣義氫儲能強調電-氫單向轉換，由于廣義氫儲能系統效率高和成本低，上游與可再生能源發電結合，下游瞄準高純氫市場需求，具有廣闊的應用場景，受到國內外學術界、產業界的廣泛關注和研究。
電解制氫將難以儲存的電能轉化為可存儲的氫氣，氫作為能源和原料，供氫燃料電池交通、燃料電池應急備用電源、天然氣摻氫燃料、化工原料、工業還原保護氣體等場景使用。
中國三北地區風光資源豐富，西南部水資源豐富。但是由于我國的經濟發展存在地域間的較大差異，西部地區的經濟發展程度相對較為落后，可再生能源在中西部地區難以就地消納。
另外，可再生能源具有季節性、波動性特點，使其無法在市場中準確申報電量，造成了可再生能源一定程度上的棄電浪費。電網系統為應對大規模可再生能源上網，保障配套投資增加，火電、燃機深度調峰，無法高效最優運行，以至排放增加。
在可再生資源豐富地區就近建設大規模電解水制氫站，消納清潔能源，減緩風光發電間歇波動，對電網穩壓性的影響是廣義氫儲能的一種應用方式。
氫儲能電站如何設計
東部經濟發達地區用電負荷量大，峰谷電差也大。以某沿海城市為例，日均用電負荷功率13500 MW，峰谷電差達 4000 MW，調峰問題日益突出。利用氫的儲能特性和電 -氫靈活轉化關系，發揮氫儲能在電網中“填谷”作用。
谷電時段，電網將可再生能源電能輸送到高純氫需求端，通過電解水制氫儲能，供燃料電池交通和電子等行業使用，提高可再生能源消納和輸電通道利用率。電解制氫的副產氧純度在 98.5% 以上，主要雜質為 H2O 和 H2，提純成本低，經濟價值高。
在峰電時段，由于氫燃料電池發電成本較高，可以采用天然氣摻氫富氫燃機發電向電網送電。富氫燃機具有以下優點——
造價約 3000 元 /kW，遠低于燃料電池；
可利用城市天然氣管網提供燃料；
天然氣摻氫 20%，可提高燃燒效率，降低碳排放和污染物排放；
摻氫比例可根據需求在 0——20% 之間調節；
可熱電聯供，提高綜合效率。日本川崎、三菱、西門子等公司在天然氣摻氫、純氫燃氣輪機方面，都具有相應的成功應用示范。
氫儲能調峰站配套質子膜氫燃料電池（PEMFC）發電作為應急備用電源，替代傳統的柴油發電機備電。
PEMFC 燃料電池利用儲存的氫氣發電，相比柴油發電具有運行安靜、零排放、燃料成本低（PEMFC 度電成本 1 元，柴油發電度電成本 2 元）等優點。
氫儲能電站調峰難題
儲能電站調峰面臨三大難題，一是用地條件限制，一是制氫設備技術成熟度限制，還有就是產業下游高純氫市場消納風險的限制。
雖然 2020 年 3 月修訂的《能源法》將氫氣作為能源一詞列入諸種能源之一。
但仍未改變其危化品管控屬性，規模化制氫站須入在化工園區，這限制了氫儲能調峰站的選址，尤其在電、氫負荷中心的東部經濟發達城市選址更加困難。
電解水制氫技術根據電解質不同，主要可分為堿性（ALK）、質子交換膜（PEM）、固體氧化物（SOEC）電解三大類，SOEC 電解可以利用外供熱源效率最高，PEM 和 ALK 次之。
其中堿性電解技術成熟、成本低，是國內商業化應用的主流產品；但是其動態響應速度慢，在需要頻繁啟停、變負荷運行的氫儲能調峰站中應用有較大弊端。
PEM 制氫動態響應速度快、抗電源負荷波動性強，適合在氫儲能調峰站使用；但目前國內 PEM 制氫設備技術成熟待工程化應用驗證，其高昂的價格限制了大規模工程化推廣。
電解制取的高純氫，理想的市場消納方式是高純電子氫和能源氫，高純電子氫市場需求相對穩定，未來市場增長點集中于能源氫在氫燃料電池領域的應用。
氫儲能應從三方面開始探索
氫儲能是支撐高比例可再生能源發展有效方式之一，傳統電 -氫 -電的儲能方式綜合效率低、造價高，現階段不具備經濟適用性。
借助我國跨區域特高壓輸電通道優勢，將可再生資源豐富地區的電能輸送到高純氫負荷中心，建設氫儲能調峰站，谷電時段制氫儲能（P2H），峰電時段天然氣摻氫富氫燃機發電回饋電網，可以實現可再生能源消納，提高輸電通道利用率，緩解東部城市峰谷電差大的問題，解決氫氣遠距離運輸成本、安全等難題。
針對氫儲能調峰站發展面臨的挑戰，建議如下：
1、開展用戶端制氫試點探索
河北省為發展氫能產業，支持可再生能源綠色制氫和風光可再生能源消納，率先發布風力發電配套制氫項目可不進化工園區。
建議在認真做好技術評估、滿足安全要求的前提下，有序推進非化工園區制氫試點探索，開展用戶端制氫的示范，參照天然氣管理方式，在以能源方式利用時，將氫氣納入能源管理范疇。
2、發揮電網企業的作用
氫能和電能同屬于清潔的二次能源，充分發揮電網企業在二次能源領域的調度經驗，實現氫電之間深度耦合互補，提高能源綜合利用效率。
具體而言，建議電網企業在電網輸送通道利用率低的谷電時段，降低清潔能源跨區域輸送過網費；對以削峰填谷為目的的氫儲能調峰站，建議減免容量費。
3、試點探索多元化商業模式
建議政府層面的氫能產業政策從燃料電池交通、加氫站向氫氣清潔高效制取、氫能在能源體系中的耦合利用等“大氫能”產業擴展延伸。
加快對新領域試點項目的論證和規范審批流程，促進示范落地；通過規劃政策引領，消除能源行業間壁壘，促進能源產業融合，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。
手機瀏覽網
