近日，江西省发改委发布《能源发展“十四五”规划》，其中提出探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式。
近年来，氢储能凭借规模大、周期长、可跨季节储能等优势，逐渐进入大众视野，成为“可再生能源+储能”的重要发展方向，氢储能项目正在全国呈现出“悄然开花”之势。但有业内人士指出，目前，我国氢储能发展仍处于商业化初期阶段，经济性难题尚待突破。未来应进一步强化技术创新、拓展多元化示范应用场景，为氢储能突破成本掣肘打好基础。
“氢储能”是一种以氢能为介质，实现可再生能源高效储存及利用的技术。“氢储能可以利用电解水制氢，将间歇波动的富余电能转化为氢能存储起来。在电力输出不足时，通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统，是实现绿色能源可持续发展的理想模式。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎指出。
伴随氢储能优势渐显，氢储能项目也正在全国“悄然开花”。如今年5月，华电集团发布山东华电潍坊氢储能示范项目勘察设计招标公告；去年8月，由国网安徽省电力有限公司投资的国内首座兆瓦级大功率氢能综合利用站制氢系统完成联调试验；去年11月，全球规模最大氢储能项目——张家口200MW/800MWh氢储能发电项目工程初步设计通过评审，预计2023年投入运行。
记者了解到，山西首座氢储能综合能源互补项目、浙江平湖“氢光储充”一体化新型智慧能源站也分别于2020年1月、2021年6月落地。
但有业内人士坦言，目前氢储能在我国仍处于商业化的初期阶段，氢储能造价还处于高位。
“主要在于制备绿氢价格高。目前，灰氢价格相对较低，售价在0.5元/立方米-0.8元/立方米，绿氢价格则通常超过2元/立方米。”中国能源建设集团储能技术资深专家楚攀说，由于电解水制氢较高的制备成本，以及氢能产业链上、下游还存在“梗阻”，目前氢储能的应用整体缺乏经济性。
与此同时，记者了解到，在技术方面，催化剂、离子交换膜和碳纸等核心材料国产化程度较低，也是氢储能项目成本居高难下的重要原因。
“目前国内还缺乏氢储能运行、维护数据和成本核算方法，缺乏氢储能全生命周期的经济效益分析方法，导致氢储能成本难以评估。”另有业内人士坦言。
在彭澎看来，创新发展氢储能技术与扩大氢储能示范应用场景是突破氢储能成本难题的关键。
“氢储能属于新兴技术产业，目前应用场景较少，短期内发展也以中小型示范项目为主。”楚攀建议，未来应鼓励在风光装机比例超过50%且水源资源禀赋较好的地区，因地制宜提前规划发展氢储能示范项目，进一步扩大氢储能应用场景，开展氢储能示范运行。
在彭澎看来，下一步，还应持续加大对氢储能关键技术的研发力度，加强氢储能技术创新，探索多元化制氢模式，加强可再生能源制氢、储、运技术研究，开发燃料电池及氢能源相关装备，探索大容量、长周期的氢储能技术路径。
