近期，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》， 氢能被明确纳入“新型储能”。
构建以新能源为主体的新型电力系统，加快新型储能规模化部署尤为关键。有研究表明，氢能有望成为一种重要的储能形式，并与电化学储能互为补充，但目前氢储能各环节产业化程度较低，需进一步规模化发展。
资料显示，氢储能一般分为三种情况。首先是可再生能源电解水制氢；其次是电解制氢后，再用氢气发电，包括燃料电池发电上网和氢燃料电池汽车等在交通领域的应用；除此之外，是电解水生产的氢气与二氧化碳合成甲醇进行储运及应用。也就是说，电解制氢是氢储能产业链的源头。
风与光发电具有间歇性和波动性特征，如果将风光发电直接供应给终端用户，会造成经常性断电或因电压过大而烧断电器。为解决上述问题，发电端利用大量电池组存储电能，可以在风光较弱时进行补充发电，或选择直接接入国家电网，利用智能电网分时消纳不稳定电力。但业内专家指出，这两种情况都存在成本高、技术难度大等弊端。
“对于风力、光伏等不稳定能源发电，氢储能是一个非常理想的解决方案。电解水制氢可以根据电力系统需求，随时调整氢气产量，有效利用风光发电过程中不可上网的、质量较差的电力。” 北京久安通氢能科技有限公司总经理、教授级高级工程师张立芳表示，这一技术路径经过多次课题验证，已被证明是合理且有效的。
“通过建设专门的制氢站，利用风光发电形成一个微网用于制氢，由于弃风弃电电费不高，氢气制取成本也会相应降低。”张立芳认为，现在很多电厂的风光电被白白浪费，一旦加以利用，将大有好处。
张立芳表示，从效率上来说，氢储能的效率并非是所有储能方式中最高的，但其未来发展潜力巨大。在整个产业链中，如果将可再生能源与氢储能相结合，利用可再生能源电解制氢并储运应用，氢储能将发挥出重要作用。
根据国际可再生能源机构的测算，目前全球仅有4%的氢气来自电解水制氢，其余均来自煤炭、天然气以及石化领域。在我国富煤、贫油、少气的能源结构下，国内煤制氢的占比超过60%，电解水制氢比例不到2%，可再生能源制氢未来发展空间巨大。
张立芳表示，相较于化石能源制氢方式，电解制氢的氢气质量非常高，更符合燃料电池应用过程中的要求。虽然煤制氢等传统方式制取的氢气价格更加便宜，但在碳达峰、碳中和大背景下并不能持续。
“氢储能与其它储能方式相比有很大不同。首先，氢作为二次能源，可直接储存，而电化学储能，目前来看，直接储电的能量密度还不够高，对将来的应有有一定限制；其次，电化学储能效率低，同时也面临安全性和单位能量成本高等问题，而燃料电池的重量功率密度可达400 瓦/千克，体积功率密度达到4000瓦/千克，未来有望达到2000瓦/千克，高于锂电池的150瓦/千克—200瓦/千克 ，其开放的系统储能方式使续航里程更长。”
在张立芳看来，氢可以通过储存运输，实现长时间、跨季节储能，在交通、工业和可再生能源等领域具有广泛的应用场景。他强调，现阶段，氢储能在一些技术节点需要进一步优化和提高，如在电解水制氢厂站建设中，考虑到发电量功率和电压波动较大，去着力提高电解设备应对电网电功率波动大的技术和控制策略水平。
虽然一些发电企业对氢储能产业感兴趣，却有不少怎样布局、能否回本、有没有足够的终端用户等之类的顾虑。张立芳认为，这些担心没有必要。目前全国氢气的售价在60-80元/公斤，如果合理利用风光弃电，保证电价便宜的基础上，氢气价格将更具竞争力，成本价能够达到15-18元/公斤。随着氢储能的规模化应用，成本下降会非常快，绿氢成本也会很快与煤制氢持平。
与此同时，张立芳指出，部署氢储能的前期设备投入巨大，除了风光发电设备和点解制氢设备，制取的氢气还需储存、升压、运输，因此，短期来看，氢储能的发展速度将慢于电化学储能，后续的产业进程需要各环节共同进步，完善基础设施，降低成本。
