氫能作為一種低碳新能源、新原料，是實現能源轉型的關鍵載體，是未來二次能源體系中電能的重要補充。氫儲能作為新型儲能方式，具有放電時間長、容量規模大、經濟性高、儲運靈活和對環境友好等優勢，能有效補充其他儲能的不足，將在新型電力系統建設中發揮重要作用。目前國內外氫儲能處在示范應用階段，未來隨著技術發展和規模化應用，氫儲能成本將大幅下降，對服務碳達峰碳中和有重要意義。

一、氫儲能為狹義“電氫電”與廣義“電氫”

氫儲能是利用電力和氫能的互變性而發展起來的。氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物（如氨、甲醇）。狹義的氫儲能是基于“電氫電”(Power-to-Power，P2P)的轉換過程，主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。利用低谷期富余的新能源電能進行電解水制氫，儲存起來或供下游產業使用；在用電高峰期時，儲存起來的氫能可利用燃料電池進行發電并入公共電網。

圖 1 氫儲能狹義“電氫電”示意圖

廣義的氫儲能強調“電氫”單向轉換，以氣態、液態或固態等形式存儲氫氣(Power-to-Gas，P2G)，或者轉化為甲醇和氨氣等化學衍生物(Power-to-X，P2X)進行更安全地儲存。

圖 2 氫儲能廣義“電氫”示意圖

二、氫儲能應用價值極高，是新型電力系統的重要補充

黨的二十大報告明確提出，加快規劃建設新型能源體系，加大增儲上產力度。新型電力系統是新型能源體系的重要組成，其以新能源成為主體電源，關鍵在于統籌發展不同功能定位的儲能，引入大規模、跨區域的新興調峰手段，實現不同時間尺度上的功率與能量平衡，并與其他深度脫碳的能源品種進行有機融合，實現碳中和的最終目標。隨著儲能成為源網荷儲新型電力系統不可或缺的第四要素，氫儲能可以實現小時至季節的長時間、跨季節儲存，運輸方式多元，不受輸配電網絡的限制，能夠在電源側、電網側、用戶側起到平抑風光出力波動、跟蹤計劃出力曲線、提供調峰輔助容量、參與電力需求響應、緩解輸配線路阻塞等輔助作用，將成為新型電力系統的重要補充。

圖 3 氫儲能與新型能源體系圖

氫儲能在電源側，減少棄電、平抑波動。由于光伏、風力等新能源出力具有天然的波動性，棄光、棄風問題一直存在于電力系統中，利用氫儲能將無法并網的電能就地轉化為綠氫，不僅可以解決新能源消納問題，并可為當地工業、交通和建筑等領域提供清潔廉價的氫能。同時，氫儲能系統在風電場、光伏電站出力尖峰時吸收功率，在其出力低谷時輸出功率。風光總功率加上儲氫能的功率后的聯合功率曲線變得平滑，從而提升新能源并網友好性，支撐大規模新能源電力外送。氫儲能在電網側，提供調峰容量和緩解輸變線路阻塞。電網接收消納新能源的能力很大程度上取決于其調峰能力。

隨著大規模新能源的滲透及產業用電結構的變化，電網峰谷差將不斷擴大，而氫儲能具有高密度、大容量和長周期儲存特點，可以提供可觀的調峰輔助容量。此外，在我國部分地區，電力輸送能力的增長跟不上電力需求增長的步伐，在高峰電力需求時輸配電系統會發生擁擠阻塞，影響電力系統正常運行。因此，大容量的氫儲能可充當“虛擬輸電線路”，安裝在輸配電系統阻塞段的潮流下游，電能被存儲在沒有輸配電阻塞的區段，在電力需求高峰時氫儲能系統釋放電能，從而減少輸配電系統容量的要求，緩解輸配電系統阻塞的情況。氫儲能在用戶側，實現電價差額套利以及作為應急備用電源。我國目前絕大部分省市工業用戶均已實施峰谷電價制來鼓勵用戶分時計劃用電，利用氫儲能，用戶可以在電價較低的谷期利用氫儲能裝置存儲電能，在高峰時期使用燃料電池釋放電能，實現峰谷電價套利。

此外，柴油發電機、鉛酸蓄電池或鋰電池是目前應急備用電源系統的主流，存在噪音大、高污染排放或使用壽命較短、能量密度低、續航能力差等缺陷。而移動式氫燃料電池擁有環保、靜音、長續航等特點，是最理想的替代方案之一。目前國內已有實踐案例，如首臺單電堆功率超過120 kW氫燃料電池移動應急電源參與抗擊廣東省的“山竹”臺風。

三、氫儲能優勢與不足明顯，行業處于示范應用階段

氫儲能儲存容量、放電時長等性能指標優勢明顯，但投資成本和轉化效率有一定差距。氫儲能的能量密度可達140MJ/kg，是鋰電池等電化學儲能的100多倍，可以以更小的體積存儲更多的能量，有效避免能量浪費的現象。在熱值上，氫氣熱值可達120MJ/kg，是煤炭、天然氣、石油等傳統化石能源的3-4倍。氫儲能在放電時間（小時至季度）和容量規模（百吉瓦級別）上的優勢比其他儲能明顯。在轉化效率上，抽水蓄能、飛輪儲能、鋰電池、鈉硫電池以及各種電磁儲能的能量轉化效率均在70%以上。氫儲能“電—氫”轉化過程的堿性電解水、PEM電解水和固體氧化物(SO)電解水制氫效率分別為63%—70%、56%—60%和74%—81%，而“氫—電”轉化過程的燃料電池發電效率僅為50%—60%，能量損失高于其他常用的儲能技術，大規模應用還有待技術提升。在成本方面，相關關鍵核心材料也依賴進口，RFC技術與國際先進水平有一定差距，氫儲能系統成本約為13000元/kW，遠高于抽水蓄能（7000元/kW）與電化學儲能（2000元/kW）等其他儲能方式。（數據來源：氫儲能在我國新型電力系統中的應用價值、挑戰及展望[J].中國工程科學，2022，24(3):89-99.）

圖 4 各類儲能在放電時間和容量性能的對比

數據來源：香橙會氫能數據庫、Xiangyu Meng《China"s hydrogen development strategy in the context of double carbon targets》、公開數據等

中關村產業研究院整理國內外氫儲能的發展還處在示范應用階段。國外已超過9座氫儲能設施在運營，其中最大的一處在德國，電解槽裝機量為6000kW。我國氫儲能方面的研究起步較晚，目前我國已建成的氫儲能項目多數是kW級別的電解水制氫系統，氫燃料電池的功率也以kW和MW級別為主，制氫和發電規模較小，已有多個氫儲能投運，以東部地區為主，氫儲能項目逐步增多，發展風力發電產業的同時建立氫儲能電站，借助氫能實現電網電力的調峰和轉換。2019年8月，我國首個兆瓦級氫儲能項目在安徽六安落地，并于2022年正式投運，成功實現并網發電，利用1MW質子交換膜電解制氫和余熱利用技術，實現電解制氫、儲氫、售氫、氫能發電等功能。

四、氫儲能大規模應用尚有距離，技術和成本為最大限制

氫儲能主要包括三個部分，制氫系統、儲氫系統、氫發電系統，這需要把氫能全產業鏈集成，實現電能鏈和氫產業鏈兩條路徑實現能量流轉。雖然氫儲能是未來大規模儲能的主流路徑，制氫系統成本和發電成本居高，主流汽車運輸方式成本高效率低，高壓儲氫瓶亟待迭代升級，碳纖維材料、碳纖維纏繞設備與高壓罐體等加工設備高度依賴進口，長距離氫氣運輸氫儲運的技術問題也成為現階段制約產業進一步發展的重要因素。隨著佛山制氫加氫一體化站、中石化光氫油綜合能源站等探索，或通過光伏風電基地旁邊調峰煤電廠用摻氫燃燒的方式發電等方式，氫能產業向綜合能源站發展，就近消納的發展模式，或許可以破解當前困境，實現降本提效。

圖 5 氫能產業鏈成本情況表 數據來源：《中國氫能源及燃料電池產業發展報告2022》、根據“兩桶油”管道輸氫實踐等公開數據，

中關村產業研究院整理氫能標準體系仍待建立，需要政府企業形成合力。新階段多地對氫能在交通領域的示范試點已經取得一定成果，但氫能作為一種“能源產品”，尚未被實質性納入能源產品管理體系，在發電、儲能、工業等領域的規模化應用仍有待創新。氫儲能系統與風電場的寬功率波動適配性尚需提高。由于風力、太陽能的不確定性較強，功率輸出波動范圍非常大，隨機變化導致堿性電解水裝置輸入功率頻繁變動，造成石棉隔膜壓力和堿液濃度等的變化，影響電解水效率和電解裝置的壽命和運行安全性。同時，電解水制氫需要一個穩定的直流電源，以提供足夠的電力來驅動電解反應，頻繁的電力波動將對設備的運行壽命和氫氣純度質量造成較大影響。因此，需要深入研究制氫裝備的功率波動適應性，開發大功率、低成本的高效率的工業化堿性電解水制氫技術，以及開發可快速響應功率波動的質子交換膜電解水制氫技術，以提高電解水制氫設備對間歇性電源功率波動的適應性。

五、氫儲能未來展望

近兩年，我國氫儲能項目逐步增多，培育“風光發電＋氫儲能＋抽水蓄能”一體化應用新模式，發展風力發電產業的同時建立氫儲能電站，在資源條件適宜的地區，借助氫能實現電網電力的調峰和轉換。在碳中和及儲能背景下隨著燃料電池方面“八大件”（八大件指催化劑、擴散層、質子交換膜、膜電極、雙極板、電堆、空氣壓縮機、氫循環泵）等關鍵零部件國產化加速，各項技術自主化程度逐漸提高，氫能產業鏈整體成本將不斷降低，上游耦合風光制氫、下游多領域探索零碳應用，氫儲能將迎來藍海市場。