氢能产业的“三驾马车”：氢动力、氢化工和氢储能。下面主要介绍氢储能。

一、什么是氢储能

氢储能：分为广义氢储能和狭义氢储能。

狭义氢储能：“电-氢-电”模式，就是利用富余的、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，然后再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，发挥电力调节的作用。

广义氢储能：“电-氢-X”模式，X指交通、化工和钢铁等领域，不再重新上网发电。相较于狭义氢储能，广义氢储能的经济性更好。而狭义氢储能“电-氢-电”有两次能量转换，整体效率低。

二、氢储能系统组成

氢储能系统主要包括三个部分：制氢系统、储氢系统、氢发电系统。该系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，提升电网电能质量与氢气的附加价值。

三、氢储能应用场景
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。

（1）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。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

（5）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。

四、氢储能有哪些优势？

优势：

长时间：长时储能要素：能量载体可流动；容量与功率解耦。抽水蓄能和压缩空气储能作为长时储能，能量载体可流动，但是受地域限制。氢储能更适合4小时以上的长时间充放电，可以完成季节性能量时移（季节性储能：平均连续放电500-1000h）。氢储能自放电率几乎为0，可以适应长达1年以上储能且不收地域限制。

如上图所示，欧洲每年4-10月光照充足，但是10--次年4月光照不足，电力供应相对紧张。通过氢储能可以将夏季多余的电力以氢能的形式储存起来，等到冬春季节通过燃料电池再将氢能转化成电能，以此缓解电力短缺现象。无独有偶，在我国，风力发电春夏出力较多，秋冬出力较少。可以通过氢储能把春夏富余的电力储存起来，等到秋冬季节再通过燃料电池释放，从而平缓风力发电的季节波动。

大规模：液态氢能量密度大(143 MJ/kg，约40kWh·kg), 约为汽油、柴油、天然气的2.7倍,电化学储能(100~240Wh/kg)的百倍，氢储能是少有的能够储存百GWh以上的储能方式。

跨区域：氢气的运输方式多元：气氢输送、液氢输送、固氢输送)，不受输配电网络的限制，从而实现跨区域调峰。而电化学储能电站受电网及运输的限制，难以发挥跨区域调峰作用。目前，氢储能用于跨区域储能比较可行的是远海风能开发，随着海上风电的大规模发展，海上电力尤其深海可再生电力输送、消纳成为问题，利用海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难，深远海电力输送成本高等问题的有效途径。

有利条件1：远海海风资源好于近海，占海上风电开发潜力75%。

有利条件2：越来越多的油气田转向海上风电业务。在油气田走向枯竭的时期，可以在油气田上布置电解槽，然后将制得的氢气掺入天然气（通常不大于15%）中运输。当油气田枯竭后，布置更多电解槽，油气田变“氢气田”。可充分利用油气田并节省油气田的退役费用。

有利条件3：根据麦肯锡研究，对比光伏制氢，海风发电价格有更大的下降空间（光伏中电解槽等资本开支影响更大的原因是，对比海风制氢，光伏电解槽利用率更低）

劣势：

存在技术瓶颈：目前我国缺少方便有效的储氢材料和技术，且氢储能能量转换效率较低，因此目前应用较少，能否解决这两方面的问题将成为氢储能未来能否获得更多份额的关键。经济性不足：根据刘坚等《适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析》，现阶段氢储能经济性较弱，2020年调节成本1.8元/kWh左右，而锂电储能只需要0.5元/kWh左右，抽水蓄能成本不及锂电储能的1/2。未来随着系统成本下降以及能量转化效率提升，氢储能度电成本2060年将有望下降至0.4元/kWh。

五、电化学储能存在的问题实际寿命不达预期：

功率型储能系统实际运行寿命不足3年，而预期是10年；能量型储能系统实际运行寿命不足8年，而预期是15-20年
新能源场站利用小时数不达预期：功率型储能年利用小时数通过参与商业运行（调频）达1800小时以上；用户侧储能年利用小时数接近1500小时；新能源场站储能系统年利用小时数不足500小时建设和运行成本不达预期：储能项目造价大多在1500-3000元/kWh之间，调节成本在0.55-0.8元/kWh，高于其他储能调节成本。调节成本（元/kWh）：火电：0.05-0.08，抽水蓄能：0.25-0.40，燃气机组：0.46-0.54。

六、氢储能和电化学储能比较储能规模比较：

储能技术是实现“双碳”目标的关键，近年来国内密集发布新型储能政策，可再生电力强制配储已为趋势，预计2050年我国新型储能电站容量需求至少14.2亿千瓦时。面对大规模新型储能需求，锂离子电池难以胜任，而氢储能仅需要氢气年产量的0.08%即可，所以氢储能成为大规模、长周期储能的必然选择。

在100MW光伏发电场配储15%功率的情况下，当储能时长大于4小时的时候，氢储能装机成本相较锂电储能有明显优势；当储能时长大于6.5小时的时候，氢储能的度电成本相较锂电池储能有明显优势。场景举例：若单单光伏离网项目，晚上无日光，晚上大约8小时的耗电量都需要储能提供，则用氢储能或有经济性。

七、长时储能规模和投资预测

根据上海鲲华的测算数据，氢储能后续扩容成本为100元/kWh，锂电扩容成本为1500元/kWh。在100MW光伏发电场配储15%功率的情况下，当储能时长大于4小时的时候，氢储能装机成本相较锂电储能有明显优势；当储能时长大于6.5小时的时候，氢储能的度电成本相较锂电池储能有明显优势。场景举例：若单单光伏离网项目，晚上无日光，晚上大约8小时的耗电量都需要储能提供，则用氢储能或有经济性。

据麦肯锡数据，2021年全球长时储能投资额较2020年增长153%。根据麦肯锡预测，2022-2040年间，长时储能总投资大概为1.5-3万亿美元。这一时期的总投资与每2-4年对输电和配电网络的投资相当。
据麦肯锡数据，长时储能未来需降本60%才能有较好的经济性，6小时（或8小时）到150小时内的长时储能比较有经济性。

八、氢储能未来降本途径

氢储能系统成本构成要素：电价、制氢系统、储氢系统、运送和发电系统。

1、制氢系统降本空间：（1）效率提升：根据氢能协会的案例数据，电解槽效率有望从65%提升至2030年的70%。（2）电解槽成本可降：根据氢能协会数据，电解槽系统成本有望从2020年660-1050美元/kW（中位数855美元/kW）降至2030年的中位数305美元/kW，降本幅度达到64%。若采用20%的学习曲线率（2010-2020年电池学习曲线率39%，光伏35%，陆风19%），则2030年最低有望至130美元/kW，降本约85%。

2、目前储存技术主要有：气罐储氢、管道储氢和地下储氢等。可关注地下储氢：盐穴、废弃油田、地下管道等。根据国家电投援引美国能源局，500吨储氢的地下管道投资成本为516-817美元/kg，平准化储氢成本为1.87-2.39美元/kg，地下盐穴储氢投资成本为35-38美元/kg，平准化氢储能成本为0.19-0.27美元/kg（1kg氢气发电约16度）。

3、现在整个燃料电池系统成本，已经在快速下降。去年降到3000元/kW，今年已经降到2500元/kW左右，还会持续下降。到2025年估计会降到1000元/kW，2030年会降到500元/kW。燃料电池电堆额定效率是60%，氢内燃机的效率大概40%多，加上发电机效率一般在35%～40%之间，燃料电池整体效率要进一步提升到60%，60%的效率也意味着氢耗会大幅下降也就是成本大幅降低，但这还有一段路需要走。

九、氢储能项目案例国内：克拉玛依氢储能调峰电站新型储能示范项目

2023年9月26日，氢储能调峰电站新型储能示范项目在克拉玛依市启动，该项目由源网荷储新能源科技（上海）有限公司主导建设，通过电解水制氢，将可再生能源储存起来，在需要时进行释放。其中，白碱滩区氢储能调峰电站新型储能示范项目总用地154亩，首期建设400MW光伏发电场，年发电量5.6亿度，配套210MWh氢储能调峰电站，年制氢量1.3亿立方米，通过氢燃料电池发电，年产稳定绿电电量约3.6亿千瓦时。

六安兆瓦级氢能综合利用示范站

由国网安徽综合能源服务有限公司投资建设，总投资5000万元,国网六安供电公司承，落户金安经济开发区，占地10亩，年制氢可达70余万标立方、氢发电73万千瓦时，是国内第一个兆瓦级氢能源储能电站。2022年7月6日，首台燃料电池发电机组成功并网发电，标志着国内首座兆瓦级电解纯水制氢、储氢及氢燃料电池发电系统，首次实现全链条贯通，整站技术验证工作取得圆满成功。

台州大陈岛‘绿氢’综合能源系统示范工程

大陈岛氢能综合利用示范工程通过构建基于百分百新能源发电的制氢-储氢-燃料电池热电联供系统，实现清洁能源百分百消纳与全过程零碳供能“绿氢”综合能源系统示范工程落地大陈岛，有助于促进可再生能源就地消纳，优化海岛电网潮流，同时让海岛供电安全性和可靠性得到显著提升，还能有效解决海岛供能短缺问题，带动产业发展“绿氢”综合能源系统的供电、供热可应用于民宿、酒店、别墅等住宿，而制氢过程中产生的氧气可提供给黄鱼养殖户，充分发挥制氢副产品价值，助力当地水产养殖业发展。