2021年，國家發(fā)改委、能源局正式印發(fā)了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，其中提到了“探索開展氫儲能及其他創(chuàng)新儲能技術的研究和示范應用”。“氫儲能”明確被納入創(chuàng)新儲能技術。
氫儲能技術，即將富余的電力用于制造可長期儲存的氫氣，然后在常規(guī)燃氣發(fā)電廠中燃燒氣體發(fā)電，或用燃料電池進行發(fā)電用于交通、熱電聯(lián)供等場景。氫儲能一般可分為三個方向，即電-氫、電-氫-電、電-氫-其他能源，也就是說，電解制氫是氫儲能產業(yè)鏈的源頭。
電解制氫所涉及的技術和成本問題依舊是部署氫儲能需面對的，短期來看，氫儲能的發(fā)展速度慢于電化學儲能。近年來，在政策的推動下，國內氫儲能項目相繼開展，但是要想得到推廣尚需時日。當前氫儲能相關示范項目推廣情況怎么樣？國內氫儲能發(fā)展勢頭如何？未來的路怎么走？
氫儲能項目紛紛“登場”
隨著光伏風電產業(yè)的發(fā)展，儲能產業(yè)商業(yè)化進程日趨完備，氫儲能作為一種新型儲能，目前尚未形成行業(yè)規(guī)范。廣義上可再生能源制氫都可以算是氫儲能；狹義上氫儲能是電-氫-電。即使是從狹義的氫儲能項目看，國內也已經出現(xiàn)了一批示范項目。
2019年8月，安徽六安成功簽約由國網安徽綜合能源服務有限公司投資建設的1MW分布式氫能綜合利用站電網調峰示范項目，總投資5000萬元，是國內第一個兆瓦級氫能源儲能電站。
2020年9月，國網臺州供電公司在椒江大陳島建立“三色三地”智慧能源樣板區(qū)試水氫儲能——建設百千瓦級氫能源示范項目，預計今年12月底前建成投運。
2021年6月21日，浙江嘉興“零碳”智慧園區(qū)能源管理系統(tǒng)上線，嘉興供電公司通過高效氫儲能熱電聯(lián)供系統(tǒng)與鋰電池儲能系統(tǒng)構建了多元儲能系統(tǒng)。
6月24日，浙江湖州濱湖綜合能源站歷經3年研究的氫電雙向轉換及儲能一體化系統(tǒng)成功投運，運用儲能和氫電雙向轉換，實現(xiàn)光伏余電的錯峰轉移和充分利用，拓展氫能直接供給和氫能發(fā)電供應服務。
7月，由中國國際經濟技術交流中心負責投運的聯(lián)合國計劃開發(fā)署(UNDP)示范項目——由南通安思卓設計、建設的光伏制氫，氫基儲能的微電網項目，在江蘇如皋成功測試并驗收。
同樣在2021年7月，由深圳市凱豪達氫能源有限公司自主設計、生產的青海省科技廳科技成果轉化專項——光伏制氫與燃料電池熱電聯(lián)供系統(tǒng)裝置已在青海大學內完成設備安裝、系統(tǒng)調試，并順利完成驗收。
從廣義范圍看，山西首座氫儲能綜合能源互補項目、浙江平湖“氫光儲充”一體化新型智慧能源站、張掖市光儲氫熱產業(yè)化示范項目、湖北省秭歸縣新型電力系統(tǒng)綜合示范縣配套項目、西安市西部氫都實驗基地項目、廣西上思縣“風光儲氫”1GW一體化基地等項目都已相繼展開。
“自身優(yōu)勢+政策驅動”發(fā)展勢頭強勁
氫儲能項目得以落地發(fā)展，首先與氫能加速發(fā)展和氫儲能消納能力分不開。
氫儲能作為新興儲能技術從認識到發(fā)展有一定的過程。長期發(fā)展的風電和光伏可以產生電力，卻無法儲存電力。由此，補齊新能源儲能短板的方案有兩種：抽水蓄能和電化學儲能。然而，兩種儲能僅為小時級別或日級別的，與之相比，氫能可儲存能量達數(shù)月之久，且期間不會發(fā)生能量衰減。
氫能的應用場景很多，可以通過儲存運輸，實現(xiàn)長時間、跨季節(jié)儲能，在交通、工業(yè)和可再生能源等領域具有廣泛的應用場景。在能源供應側，相關場景可以通過可再生能源集中式和分散式來制氫、儲氫，以此消納富余的光伏水電來制氫。
其次，氫儲能在2021年迎來良好的發(fā)展勢頭與國家政策的支持分不開。
國家印發(fā)的《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中提到：加強氫能生產、儲存、應用關鍵技術研發(fā)、示范和規(guī)模化應用。
地方推廣方面，浙江省積極探索氫電耦合的落地實踐。2021年6月，浙江省發(fā)布的《浙江省循環(huán)經濟發(fā)展“十四五”規(guī)劃》以及杭州市發(fā)布的《杭州市能源發(fā)展(可再生能源)“十四五”規(guī)劃(征求意見稿)》都提到“探索建設氫儲能等新型儲能項目”。
目前，在寧波、杭州、麗水、臺州等地開展氫電耦合基于工業(yè)園區(qū)、產業(yè)基地、農村、海島等多場景示范與應用。這些氫能示范工程覆蓋了氫電耦合主要應用場景，展現(xiàn)了在新型電力系統(tǒng)構建與雙碳目標下電能與氫能的協(xié)同方式。
面臨的問題：降成本+提技術
根據(jù)相關研究表明，氫能有望成為一種重要的儲能形式，并與電化學儲能互為補充，但目前我國氫儲能各環(huán)節(jié)產業(yè)化程度較低，需進一步規(guī)模化發(fā)展。
相比于國內形勢，美國、日本、德國等國依據(jù)本國實際情況大力培育各自的氫儲能產業(yè)，制定詳細的發(fā)展路線圖，發(fā)布氫能相關的產業(yè)政策。其中，日本在儲運氫、燃料電池技術及商業(yè)化應用方面世界領先，日本于2020年2月完成福島10兆瓦級制氫裝置試運營，這是目前全球最大的光伏制氫裝置。
國內發(fā)展氫儲能同樣面臨著氫能產業(yè)化發(fā)展受阻的問題，即成本和技術。
對于成本，未來氫能作為新型儲能，有著更好的降本空間。在新能源發(fā)展初期，規(guī)模還不太大，而電網本身有一定的調節(jié)空間，出現(xiàn)調峰困難的時長較短，這個時期電化學儲能有較大優(yōu)勢；但未來，隨著新能源滲透率的提升，系統(tǒng)調峰周期變長，電化學儲能單位能量成本高的缺陷就會暴露，而氫能則恰好相反，大規(guī)模氫儲能邊際成本增速相對較慢，是更具經濟性的長周期調峰技術。
對于技術，業(yè)界最關注的是氫電轉化中的能量損耗問題。根據(jù)中國科學院大連化學物理研究所的研究，在綠電轉化為氫，再由氫重新轉為電能的過程中，有50%-70%的能量損失，導致這種轉換很不經濟，亟需通過技術解決。另外，氫儲能對于氫的運儲方式也比較靈活，包括長管拖車、管道輸氫、摻氫、長途輸電+當?shù)刂茪涞确绞剑苤朴诩夹g要求，難以得到推廣。
通過示范項目的推廣以及研究的深入，氫能在氫儲能規(guī)模化應用方面繼續(xù)推進，但目前還有很長的路需要走，需要做好長期奮斗的準備。
