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在新型电力系统的构建过程中，在碳中和这一人类社会共同的目标下，可再生能源如风电、光伏等成为发展的主要方向。而氢能不仅可以作为清洁零碳的新能源，还可以作为储能载体，以解决可再生能源的波动性和间歇性引发的发电、用电匹配失衡等问题，维持电力系统平稳运行。
氢储能的定义
氢储能分为狭义氢储能和广义氢储能两种。
狭义上，是基于“电 ‒ 氢 ‒ 电”的转换过程，利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来或供下游产业使用；在用电高峰时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，发挥电力调节的作用。
广义上，氢储能强调“电 ‒ 氢”单向转换，将储存的氢气应用于交通、钢铁领域，或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物，不再从新上网发电。广义氢储能没有二次能量转换，整体效率更高，经济性更好。
氢储能系统组成
氢储能系统包括制储氢系统、氢运输系统和氢发电利用系统，氢能产业链和发电系统结合，提升电网质量和氢气的利用率。
氢储能应用场景
氢储能在新型电力系统中的应用场景可以从三个方面来看：电源侧、电网侧和负荷侧。
电源侧：提高可再生能源消纳、减少弃风弃光
2023年全国风电、光伏利用率的分别为97.3%、98%，仍处于较高水平，但近年来风光发电发电量增大，消纳难度也在上升。2022年西藏弃光率达到20%，青海的弃光率为8.9%，而到2023年，西藏弃光达22%、青海8.6%。氢储能可以储存无法被电网消纳的剩余电能，平抑可再生能源发电波动，并协调配合电力系统调度安排及时调整出力。
电网侧：调峰、调频及辅助服务
氢储能系统具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，可以为电网运行提供调峰辅助容量，调节容量缺口，并缓解输配线路阻塞;在用电高峰期大容量燃料电池发电系统可在电网超负荷运行时用作调峰机组，解决输配电系统发生拥挤阻塞、电力输送能力跟不上等问题。
负荷侧：削峰填谷、需求侧响应、应急备用电源。
电解制氢系统可在用户侧利用谷电制氢实现调峰，用于峰谷电价套利，其至是季节价差套利。也可参与电力需求响应，如分布式氢燃料电池电站和分布式制氢加氢一体站就可作为高弹性可调节负荷。此外，还可作为应急备用电源来使用。
氢储能的优势和不足
大规模、长时储能、跨区应用是氢储能的优势。氢储能是少有的能够容量达到太瓦级（TW）的储能方式。且氢储能自放电率几乎为0，可以适应长达1年以上储能。此外，氢气转化形式多样、运输方式多元，不受输配电网络的限制，可以实现跨区域调峰。
但相对来说，氢储能系统效率较低。抽水蓄能、飞轮储能、锂电池、钠硫电池以及各种电磁储能的能量转化效率均在70%以上。而在“氢-电”转化过程的燃料电池发电效率为50%-60%，其中有大部分能量转化为热能。“电-氢-电”过程存在两次能量转换，整体效率更低，根据系统不同可达到40%-50%不等。
此外，氢储能系统成本远高于抽水蓄能等主流新型储能，抽水蓄能和压缩空气储能投资功率成本约为3000-5000元/kW，热储能成本约3000-4000/kW，电化学储能成本更低，最低的铅酸蓄电池和铅炭电池仅500-1000元/kW，而氢储能系统成本约在6000-8000元/kW，在价格上不具优势。
但在远海风能开发上，氢储能是解决海上风电大规模并网消纳难，深远海电力输送成本高等问题的有效途径。
氢储能发展现状
近年来，我国从科研攻关、示范应用、标准建设层面全面支持中长期氢储能的发展，以推动可再生能源发电消纳。在《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》中提出:“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”。在《“十四五”新型储能发展实施方案》、《“十四五”现代能源体系规划》等文件中，均提出将氢储能列为可再生能源发电消纳的主要方式之一。在全球范围内，氢储能也得到越来越多的关注和应用，如法国法国HYFLEXPOWER项目等。
虽然仍面临技术、市场需求不足等方面的方面的困难，但随着氢储能技术的不断进步，相信在未来能源储能领域，氢储能将成为主流技术之一。
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