探索氢储能等多种储能技术相结合的储能体系刻不容缓

随着我国对电力消纳问题的重视及可再生能源发电上网电价的调整，氢储能成为储能技术中的一股清流，逐渐走进大众视野。新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。

近年来，全球储能产业发展迅速。据统计，截至2020年底，全球已经投运的储能项目累计装机规模已经接近200GW，同比增长近3.4%。根据全球能源合作组织测算，到2025年，中国发电结构中，煤炭占比将由2018年的66.4%下降至48.8%。风力发电和光伏发电占比将升至20%。根据中电联数据，截至2021年，国内非化石能源发电量2.9万亿千瓦时，占全口径总发电量的比重为34.6%。到2025年，我国非化石能源发电量比重将达到39%左右，电能占终端用能比重达到30%左右。这意味着，非化石能源发电未来四年比重还需提高5.4个百分点。

近日，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》印发，其中对“氢储能”技术明确表示：

发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多种储能技术相互融合的电力系统储能体系。

重点在可再生能源资源富集、氢气需求量大的地区，开展集中式可再生能源制氢示范工程，探索氢储能与波动性可再生能源发电协同运行的商业化运营模式。

完善可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。

氢储能具有高效、清洁、可持续的特点，同时作为一种无碳能源存储技术，是化学储能的延伸。与其他储能机制相对，氢储能能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好。氢储能的功率、能量可独立优化，储电和发电过程无须分时操作，是一种理想的绿色储能技术。氢储能相比锂电池、钠电池等化学电池储能方式具有容量增减适应性强、大容量、储能成本低等优势，尤其适用于大规模储能中。

在我国地区资源不平衡的大背景下，电力系统的调峰以及分配已经进入到白热化阶段。氢能作为实现能源革命的重要载体之一，已经拥有多重角色。氢储能技术正在纳入相关政策及标准之中，国家对其重视程度可见一斑。从中长期发展规划中可以看到，氢储能技术事关电力系统以及电力市场的交易，对于实现“构建以清洁能源为主体的新型电力系统”具有重要意义。

近两年，“风光氢储一体化”项目正在逐步落实和开展。山东、河北、内蒙古、甘肃等地区接连表示要打造“风光氢储一体化”中心。据发改委介绍，十四五’以来，有关地方政府和企业积极推进可再生能源制氢。据统计，目前在建和筹建的风光制氢项目超过了40个，清洁低碳氢能补给能力将进一步提升。