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”。
加快新能源储能的大规模部署，建设以新能源为主体的新电力系统尤为关键。研究表明，氢能有望成为一种重要的储能形式，与电化学储能互补，但目前氢能储能产业化程度较低，还需要进一步大规模开发。
理想方案
数据显示，储氢一般分为三种情况。第一种是可再生能源电解水生产氢;二是电解制氢、氢发电，包括燃料电池发电和氢燃料电池汽车在交通运输领域的应用;此外，电解水和二氧化碳产生的氢气合成甲醇，用于储存、运输和应用。换句话说，电解制氢是储氢产业链的源头。
东北证券认为，未来氢能与可再生能源将进一步融合，氢能储能的应用将成为重要的应用场景。
风能和光能发电具有间歇性和波动性的特点。如果风、光发电直接供应给最终用户，会造成频繁停电或电压过高烧毁电器。为了解决上述问题,发电机终端使用大量的电池储存电能,并能补充发电风景时弱,或者选择直接连接到国家电网和使用智能电网吸收不稳定的力量,分时。但业内专家指出，这两种方案都存在成本高、技术难度大等缺点。
“对于风能和光伏发电等不稳定的能源产生来说，氢存储是一个理想的解决方案。水电解制氢可根据电力系统需求随时调整制氢，有效利用风电发电过程中无法在线提供的低质量电能。”北京建通氢能科技有限公司总经理、教研级高级工程师张丽芳表示，该技术路径已经通过多个项目的验证，证明是合理有效的。
“通过建设专用制氢站，利用风力发电形成制氢微网。由于风力发电和弃电的电费不高，生产氢气的成本会相应降低。”张丽芳认为，现在很多的风电场都被浪费了，一旦利用起来，会有很大的好处。
张说，就效率而言，氢存储并不是所有储能方法中最有效的，但它在未来有很大的发展潜力。在整个产业链中，如果将可再生能源与储氢能结合起来，电解制氢、可再生能源储运氢能将发挥重要作用。
优势显著
根据国际可再生能源机构的数据，世界上只有4%的氢来自电解水。其余的则来自煤炭、天然气和石化产品。在中国煤多、油少、气少的能源结构中，煤炭制氢占中国产氢总量的60%以上，电解水制氢占中国产氢总量的不到2%。可再生能源制氢具有巨大的未来发展空间。
张说，与化石燃料相比，电解氢的质量非常高，更适合燃料电池的应用。虽然煤炭等传统方法生产的氢更便宜，但在碳峰值和碳中和的背景下，它是不可持续的。
“氢存储与其他形式的存储非常不同。首先，氢作为一种二次能源，可以直接存储，而电化学储能。目前直接存储的能量密度不够高，在未来会有一定的局限性。第二,电化学储能效率很低,但也面临着高安全性和单位能源成本问题,以及燃料电池的重量功率密度可以达到400 w /公斤,体积功率密度可以达到4000 w /公斤,未来有望达到2000 w /公斤,比锂电池150 w / kg - 200 w /公斤,它的开放系统存储允许更长的范围。”
Zhang认为，氢气可以通过储存和运输实现长时间、跨季节的储存，在交通运输、工业和可再生能源等领域有着广泛的应用场景。他强调，现阶段，一些技术节点的氢能存储还需要进一步优化和改进。例如，在水电解制氢厂和加氢站的建设中，考虑到发电功率和电压的大波动，应努力提高电解设备的技术和控制策略水平，以应对电网的大波动。
共谋发展
虽然有一些发电企业对储氢行业感兴趣，但如何布局，能否盈利，是否有足够的终端用户等都是很多关注的问题。张丽芳表示，这种担心是不必要的。目前，国内氢的价格为60-80元/公斤。如果合理利用废弃电，保证低廉的电价，氢的价格会更有竞争力，成本价格可以达到15-18元/kg。随着氢储存的应用越来越广泛，成本将迅速下降，绿色氢的成本很快就会与煤炭的成本持平。
除源氢生产外，东北证券指出，目前储氢各方面产业化程度较低，大规模发展还需要一段时间。在制氢过程中，目前水电解制氢的成本明显高于传统化石能源，未来电力成本和设备投资还有很大的降低空间。在储运过程中，现阶段氢储运系统尚不成熟，氢气输配网络、加氢站等基础设施仍需大量投资。在应用过程中，绿色氢可能会首先在一些传统工业领域推广，而氢燃料电池还处于起步阶段。
同时张立方指出，在前期部署氢能蓄能装置进入巨大，除了风光发电设备和一些制氢设备的解决方案外，生产氢能蓄能所需的、助推器、运输，因此，在短期内，氢能存储的发展在电化学储能方面会比较缓慢，后续工业过程需要各环节共同进步，完善基础设施，降低成本。
