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氢储能是新型储能中的重要组成部分，自氢能源大火以来，氢储能被屡屡提及，上至国家层面，下到地方政府，均在不遗余力的发展氢储能。
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。
氢储能分为广义和狭义两种，广义的氢储能体系是指把电能、化学能等任意形式的能量转换成氢气的化学能，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，并广泛应用于交通、工业、建筑、发电等应用场景。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（Power-to-Gas，P2G），或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物（Power-to-X，P2X）进行更安全地储存。
狭义的氢储能体系是“电—氢—电”（Power-to-Power，P2P）的转换，是指将分布式可再生能源电力或电网中过剩的电力，通过电解水制氢转换成氢气的化学能，随后利用氢气发电技术将氢能再次转换为电力并输送回电网，或运输至用户端进行分布式发电，通常仅限于发电领域的应用。狭义的氢储能主要包含电解槽、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。
随着我国可再生能源发电量逐年增多、装机容量占比不断增大，氢储能系统可参与并网消纳，有效减少弃风弃光率，提高可再生能源综合收益。氢能在储能时间和空间维度上更为灵活，氢能既可以以固相的形式存储在储氢材料中，也可以以液、气相的形式存储在高压罐中，储存时间可长达数周，并且能通过不同的储存形式实现远距离，跨区域运输，充分解决电力消纳时间空间错配问题。
氢储能技术是极具发展潜力的规模化储能技术，该技术可用于调峰调频、电网削峰填谷、用户冷热电气联供、微电网等场景等诸多场景。
提高可再生能源消纳、减少弃风弃光。2022年我国风电和光伏利用率分别为96.8%和98.3%，处于较高水平。但是未来随着风光发电发电量增大，消纳难度会增大。2022年西藏弃光率达到20%，青海的弃风率和弃光率为7.3%和8.9%。弃风弃光问题源于“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。
调峰、调频及辅助服务。具备快速响应及启停能力的电解制氢系统，在用电高峰时可用于调峰调频辅助服务。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，以满足发电需求。
削峰填谷、需求侧响应。电解制氢系统可在用户侧利用谷电制氢实现调峰，也可通过电力需求侧实时管理系统，作为灵活负荷参与需求侧响应。制取的氢气储存起来，还可用于加氢站加氢服务。
热电联供。利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。
微电网。电解制氢+储氢+氢燃料电池发电用于构建微电网系统，分布式可再生能源消纳，进行氢、热、电联供，实现偏远地区可靠供能。
今年1月份，山东华电潍坊氢储能示范项目正式招标公示，该项目的系统容量是35兆瓦，计划建设5套产能为1000Nm3/h的电解水制氢设备，并配备相应的储氢、充装、以及氢气出口设备，确保氢气的纯度达到99.999%。具体设备包括4套充装柱和2套20兆帕的储氢瓶组等。
2023年9月25日，源网荷储集团氢储能调峰电站项目在克拉玛依正式启动，这是我国首个氢储能调峰电站项目。该项目总投资350亿元，首期建设 1GW 光伏发电场，年发电量约 14 亿千瓦时，配套 180 万千瓦时氢储能调峰电站，年制氢量 331,707,458 立方米，通过氢燃料电池发电，年产稳定绿电电量约 899,890,230 千瓦时，实现碳减排约 77 万吨；项目建成后可提供 200 万吉焦的零碳热源服务，实现零碳供暖 200 万平方米。
2022年7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在六安投运，这标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。该示范站额定装机容量1兆瓦，主要配备兆瓦级质子交换膜制氢系统、燃料电池发电系统和热电联供系统、风光可再生能源发电系统、配电综合楼等。该示范站建设负责人表示，所制氢能可在燃料电池、电动车、氢能炼钢、绿氢化工等领域广泛应用，氢能发电可用于区域电网调峰需求，将夜间“低谷”电力转化为氢能储存起来，代替火力在用电高峰时发出，具有巨大的节能效益。
我国已出台关于“氢储能”相关政策，以支持氢储能发展。2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《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”，氢能被明确纳入“新型储能”，意味着氢储能正在得到越来越多的关注和认可。同年10月，在国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中提出，加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。
2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提到，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。同年3月23日，发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》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；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。
中国科学院院士欧阳明高表示，氢能是集中式可再生能源大规模长周期储能的最佳途径，氢储能是中国绿色氢能应用的下一个战略方向。
氢储能的核心是利用电-氢-电互变性。氢储能的基本原理就是将水电解得到氢气和氧气。在可再生能源发电系统中，电力间歇产生和传输被限的现象常有发生，利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足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。氢储能作为一种化学储能方式，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。
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。
氢能适用于大规模、长周期、远距离的储能应用场景。在储能规模上，氢能没有刚性的储存容量限制，可实现亿千瓦时级的容量储存，远远大于商业化的抽水蓄能和压缩空气等大规模储能技术。
在储能发展大热的当下，化学储能已经成为储能主流技术路线多年，随着氢能逐渐成为能源结构转型中的重要一环，氢储能也逐渐为人所知。从氢储能应用场景来看，未来氢储能发展前景将是万亿市场。氢储能不仅仅是氢电的传统转换，更是氢与电在各个领域中的完美结合。氢储能发展时间较晚，但未来发展空间巨大，当我国氢气产能再上一个台阶时，氢能就将成为能源储存的核心。
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