削峰填谷？氢能何以成为未来新型电力系统重要支撑

氢储能是一种新型储能，来源丰富、清洁无碳、高效可再生，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。

氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物（如氨、甲醇）。狭义的氢储能是基于“电‒氢‒电”的转换过程，主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或供下游产业使用；在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。广义的氢储能强调“电‒氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储氢气，或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物进行更安全地储存。

氢储能技术被认为是极具潜力的新型大规模储能技术，适用于极短或极长时间能量储备的技术方式。与化学电池储能类似，氢气储能技术的外部环境依赖性小，项目建设选址方便、环境影响小，但是与其他储能技术相比，其能量转换效率偏低，成本高，商业化应用的各个环节仍存在不少瓶颈。

氢储能系统主要包括三个部分: 制氢系统、储氢系统和氢发电系统。分别对应电解水制氢技术 (电-氢的转换)、储氢技术、氢燃料电池技术或氢燃气轮机技术(氢-电的转换)，其中，电解水制氢技术、储氢技术各有多条技术路线，不同的技术路线的发展阶段和适用场景都有所不同。

氢储能正在上升为国家级战略目标。为了更好地“构建以新能源为主体的新型电力系统”，各级政府、相关单位及企业均在氢储能技术上大力投入，力争尽早实现大规模储能商业化应用。

近年来，我国发布了多个氢储能领域相关的纲领性文件，为氢储能的发展奠定了坚实的基础。2021年8月，国家发改委、能源局正式印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出“探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用”。

2022年3月23日，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》。其中明确：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。探索氢能跨能源网络协同优化潜力，促进电能、热能、燃料等异质能源之间的互联互通。

2023年8月9日，工业和信息化部发布《关于组织开展工业绿色微电网典型应用场景与案例征集工作的通知》，征集一批集成应用分布式光伏、分散式风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统的工业绿色微电网。通知要求申报的工业绿色微电网应实现稳定运行、具有显著节能降碳效果，并满足的指标要求中的三项，其中包括：可再生能源制氢或工业副产氢年生产规模达到5000吨以上，并实现就近利用。

8月30日，新疆自治区发改委印发《自治区支持氢能产业示范区建设的若干政策措施》。在支持优先配置风光资源方面，提出对纳入示范区的风光氢制用一体化项目，结合实际配置上网风光资源。支持氢储能参与调峰。风电、光伏发电配置制氢、储氢项目原则上等同于配置储能。

10月19日，吉林省能源局发布《对省十四届人大一次会议第0154号代表建议的答复》，答复人大代表才延福建议时表示，探索全域协同制氢赋能新发展模式，打造发展样板。结合我省“陆上风光三峡”新能源建设需求，大规模开展氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景技术应用；结合我省东部地区抽水蓄能工程，探索培育“风光发电＋氢储能＋抽水蓄能”一体化应用新模式，构建稳定高效可再生能源制氢体系，将全省打造成国家级新能源与氢能产业融合示范区。

由于具备大储能容量、长储能周期以及快速响应的优势，氢储能被认为能够良好地耦合规模大、波动强的可再生能源发电。相比其他储能方式，氢储能在“电-氢-电”的转换过程中，可以提高可再生能源的消纳以及实现对电网的新型电力系统，保障我国能源安全。

近两年，我国氢储能项目逐步增多。在资源条件适宜的地区，借助氢能实现电网电力的调峰和转换。尤其是在我国东部沿海地区，发展风力发电产业的同时建立氢储能电站，为缓解我国东部地区用电压力而做出贡献。

可以看到，不仅是国网电力企业，中国电力公司都在紧抓氢储能机遇。我国在能源供需上极不平衡，在电网系统中，西部地区电力十分充足，但东部地区用电消耗极大。我国目前多数电网仍为火力发电或水力发电，随着新能源装机容量的日益提升，新能源发电产业开始逐步替代传统能源发电，“构建以新能源为主体的新型电力系统”正在成为可能。

氢电转换是氢储能的重要技术，氢能来源于电力的制取，电能也将从氢能中回馈到电网之中。分析氢储能的成本现状、降本路径以及经济性，对氢储能在发电领域的规模化应用、构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。

中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高曾在演讲中表示：氢能系统集成的典型场景就是长周期、大规模可再生能源的氢储能。氢储能会是今后的主流储能方式，因为储能的规模和周期都是压缩空气和抽水蓄能无法相比的，电化学储能就更不行了。

欧阳明高院士强调，可以在东部发展氢储能，比方分布式氢储能，就是用燃料电池发电。氢储能是除了氢动力和氢原料，用于化工和钢铁之外的最大用途，也是未来新型电力系统重要支撑。氢储能需要把氢能全产业链集成，一个环节都不能落下，这是最难的。首先瓶颈在制氢系统成本和发电成本，对于发电有多种选择：燃料电池、氢内燃机以及掺烧锅炉，现在主张在国内光伏风电基地旁边调峰煤电厂用掺氢燃烧的方式发电。

国家能源局数据显示：2022年新增风电光伏发电量占全国新增发电量的55%以上，可再生能源发电量占全社会用电量的30%左右。未来在以可再生能源为主体的新型电力系统中，可再生能源的比例有望超过传统化石能源发电，这必然要求储能设施具备一定的储能时长，以满足大规模再生能源的并网和长时间削峰填谷需求。氢储能在储能时长、储能容量上具有较大优势。在储能时长方面，可以实现“跨分钟—跨季节”的储能；在储能容量方面，可以达到太瓦时的储能规模，是目前新型发电系统中颇具潜力的储能方式。通过“电—氢—电”的转换，氢储能促使可再生能源的消纳利用率将不断提高，推动整个能源结构朝着绿色、低碳、高效的方向转型，形成新型综合能源供应体系。

氢能观察总结，氢储能目前还存在以下几点问题：

宽功率波动适应性的高效电解制氢技术还有待发展

可再生能源的不确定因素很多，比如风电发电，1 台风机一天内的功率输出波动范围非常大，因此要求制氢系统的功率耐受范围尽量能达到 0%~100%，更好地耦合风电、光伏发电系统，提高风光等可再生能源的消纳。目前碱性电解水制氢的宽功率波动适应性在 20%-100%，难以耦合质量较差的可再生能源电力，造成部分可再生能源电力的浪费。相比之下，PEM 电解水制氢系统具有更宽的功率波动适应性(0-100%)，能够更好地适应可再生能源电力，但是 PEM 系统成本远高于碱性电解水制氢系统，不具备经济性优势。因此，短期内，如何提高碱性电解水制氢系统的启动速度、拓宽波动适应性将是氢储能装备发展的重要方向。

氢储能设施大功率化、项目大规模化发展将成主要趋势

目前我国已建成的氢储能项目多数是 kW 级别的电解水制氢系统，氢燃料电池的功率也以kW和MW级别为主，制氢和发电规模较小，摊销到每单位储能的储能成本就相对较高。在实际的示范项目中证明，储能项目每单位储能的储能成本与项目的储能规模以及设备的功率都有密切关系，往往项目规模越大、设备功率越大，摊销到每单位储能的储能成本就相对越低。未来，只有实现氢储能装备的大功率化、项目的大规模化，才能体现氢储能项目的规模化储能优势。

氢储能系统与风电场的适配性尚需提高

由于风力、太阳能的不确定性较强，导致风力发电、光伏发电可能会产生大规模低品质的电力，而电解水制氢装置对电力的稳定性要求较高，频繁的电力波动将对设备的运行寿命和氢气纯度质量造成较大影响。针对技术方面的挑战，需要进行有效的电能匹配，提高制氢设备的可利用率。提高电解水制氢设备对间歇性电源功率波动的适应性，深入研究制氢装备的功率波动适应性，开发大功率、低成本的高效率的工业化碱性电解水制氢技术，以及开发可快速响应功率波动的质子交换膜电解水制氢技术。此外，还有氢储能系统与电网的综合调峰控制、大规模/低成本的氢气储运和输运等技术也制约着氢储能的发展。

参考：
CDCC：《一文读懂氢储能技术》
中山低温院：《【报告分享】氢储能经济性分析及应用前景研究》

当前，国内氢能产业发展正处在降本增效、技术创新以及协同推进的初期探索阶段，氢能产业链上下游协同联动效果还未完全显现出来。燃料电池汽车成本何时能够下降？氢能核心技术问题何时能够攻破？氢能应用何时能够真正落地等问题逐步显现……

氢能观察结合当前产业发展形势，举办“2023氢能嘉年华暨中国氢能100人论坛年会”。围绕氢能在化工、钢铁、交通等领域，邀请行业内专家学者、氢能头部企业代表等，共同探讨我国氢能产业初期发展的前进之路。