1. 氢储能调峰的可行性分析
众所周知，我国经济发展地域性差别较大，西部地区资源较丰富，相比之下，经济不如东部地区发达，如西北、东北风光资源丰富，西南地区水资源丰富，所以西部地区产生的可再生能源不能完全就地消耗，需远距离外输。利用可再生能源发电是通常采取的方式。
然而，随着季节和天气变化，可再生能源波动较明显，所以可再生能源发电的电量难以准确预测，从而产生一定程度的电能浪费。所以电网系统急需利用相应的储能技术和设施进行调峰，既可以降低可再生能源的浪费，又可以对电网系统进行调峰。
表1 储能方式比较
氢储能调峰是指利用氢能与电力相互间的转化达到电力系统平稳运行的目的。在电力充足时，利用电解水制氢技术，将多余的电能储存起来；当电力输出不足时将储存好的氢能利用氢燃料电池或氢燃汽轮机发电返回电网系统供电。
对比不同储能方式如表1，从表中可以看到氢储能不管是造价，生命周期还是整体效率都不占优势，那么发展氢储能是否还有必要？
（1）氢储能是避免季节变换引发发电差异性的最佳选择。
图1对比了压缩空气储能、抽水蓄能等电存储与氢存储在存储时间、存储规模和能量转化效率方面的差异性。从图中可以看出，氢存储无论是从存储时间还是存储容量上均远大于目前常用的压缩空气储能和抽水蓄能2种大容量电存储方式。在存储成本上，研究表明，在跨季能源存储中，氢储能的平均存储成本(LCOS)可从2015年的3.6美元/(k W·h)下降到2050年的1.2美元/(kW·h)，而压缩空气储能和抽水蓄能的LCOS下降空间很小(均维持在3.2美元/(kW·h)左右)。当可再生能源渗透比例足够高时，对比抽水、压缩空气或电池，弥补风光等可再生能源在不同季节出力的差异性，氢储能是最佳的选择。那么可以合理运用氢储能，将氢储能与其他储能方式结合起来，比如锂电储能调频，抽水蓄能按天调节，氢储能则作为可再生能源季节性波动的有效调节方式。
图2 储能的存储规模与时间比较
（2）目前氢储能调峰的主要问题是效率偏低，造价偏高。
一般而言，氢储能调峰要经历电能转化为氢能再转化为电能等两次能量转化，电解水效率可达到75%,燃料电池发电效率最高可达60%，单一过程转化效率较高，然而整体效率偏低，只有40%左右。成本方面，制氢设备的单位成本约为 2000 元 /kW，储氢和辅助系统成本约为 2000 元 /kW，燃料电池发电系统成本约9000 元 /kW，燃料电池成本占到了氢储能系统总成本的七成，而且现阶段规模化燃料电池发电系统应用相对较少，技术成熟度和系统寿命有待进一步验证。
那么，由于氢燃料电池发电成本较高，可以采用天然气掺氢富氢燃机发电向电网送电。富氢燃机的造价约 3000 元 /kW，远低于燃料电池；且可直接利用城市天然气管网提供掺氢燃料，无需额外投资。
（3）制氢方面也可以选择价格相对较低。
技术相对成熟的碱性电解槽。氢储运方面，假定输电过网费用0.1元/kWh，容量费用27元/kVA·月，制氢设备月利用小时数240h/月（在8h谷电时间段制氢），制取1kg氢气消纳电量55kWh，则通过电能输送方式在用户端就地制氢，输电和容量总费用为11.7元/kgH2，相对于高压气态或深冷液态运输有较大的成本优势，运输距离越远，优势越大。
综上所述，采用氢储能调峰具有很强的可行性和巨大的优势，可以有效缓解可再生能源发电带来的弃电问题，起到削峰补谷的作用。
2. 氢储能调峰的潜在挑战
（1）危化品性质制约用地
虽然新修订的《能源法》将氢能作为一种能源列入其中，但氢能仍然属于危化品，依然受危化品管控，大规模的制氢依然要求进入化工园区，这就限制了储能调峰站选址，尤其对于东部经济发达地区的城市的电网系统调峰，所以氢能危化品性质制约了氢储能调峰用地。
（2）氢电转化的系统协调性
氢储能调峰要经历电能转化为氢能再转化为电能等两次能量转化，整个系统效率的高低由整个系统工艺的协调性决定，各个转化阶段设备元件之间的相互配合和参数匹配影响着整个系统的效率。所以如何提升氢电转化效率，提高系统协调性是氢储能调峰的巨大挑战。
（3）氢能利用消纳风险
在氢储能调峰过程中，有可能出现氢过剩情况，如何及时消纳系统过剩氢，是需要考虑的潜在问题。下游氢能利用主要有氢燃料电池汽车为主的交通领域，然而，据目前技术和市场分析，氢能源交通的普及仍然还有很长的路要走，主要因为1）氢燃料电池汽车的技术成熟度和使用寿命有待应用验证；2）在政府补贴逐渐退去的情况下，燃料电池车成本能否低至可以与燃油车、电动车形成竞争，还有待市场的进一步检验。氢能源终端应用市场的增长仍有一定的不确定性。
3. 小结
氢储能是电站调峰的有效方式，可以在可再生能源较为丰富的地区建设氢储能调峰站，在谷电时段制氢储能，在峰电时段利用燃料电池或氢燃汽轮机发电返回电网，这样可以有效解决可再生能源消纳问题和电网稳定性问题，提高输电网络利用率和能源利用率。
