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近两年，伴随我国可再生能源发电占比逐步升高，新型储能产业也迎来了快速发展。据中关村储能产业技术联盟统计，2023年，中国已投运电力储能项目累计装机规模86.5GW，同比增长45%。其中新型储能累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。2023年，中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。2024年1-5月，全国新型储能新增装机容量达4.8GW/13.7GWh，同比增长17.8%/62.7%，新型储能产业发展方兴未艾。《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确提出，到2025年，氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，开展可再生能源制储氢（氨）、氢电耦合等氢储能示范应用。明确了氢储能属于新型储能，并在长时储能方面发挥重要作用。
什么是氢储能？
氢储能是新型储能的一种，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。
狭义的氢储能是基于“电-氢-电”（Power-to-Power，P2P）的转换过程，主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或供下游产业使用；在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。
广义的氢储能更强调“电-氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储氢气（Power-to-Gas，P2G），或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物（Power-to-X，P2X）进行更安全地储存。
氢储能有哪些核心优势？
我国储能技术形式多样，但各储能方向仍然面临许多挑战。抽水蓄能的响应速度较慢，且其建设投资大、选址要求高，与负荷之间距离远，输电损耗大。超级电容器储能的水平受到电解质性能限制，因此储能容量小、能量密度低，且其成本较高，还会出现一定的自放电率。锂离子电池领域的挑战在于成本偏高，且有可能因为温度过高而产生安全问题，随着使用时间增加，锂离子电池的容量会缓慢减少，对过度充放电表现较差。全钒液流电池的挑战主要在于能量密度较低、占地面积较大，电池系统需要配置大量的辅助部件帮助运行，致使电池成本较高、投资较大。铅蓄电池能量密度较低、重量大且循环寿命短，容易对环境造成危害。基于上述各种储能方式的不足，提出了全新的储能系统，即氢储能系统。
氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现大规模储运的最佳整体解决手段，利用富余的可再生能源电解水制氢，再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风光等可再生能源不稳定及长距离输运问题。氢储能是少有的储存能量可以在太瓦时以上，响应时长可以短至秒级别，储能时长可以适用于分钟级或跨季度的新型储能方式。氢储能的能量密度可达140MJ/kg，是锂电池等电化学储能的100多倍，可以以更小的质量存储更多的能量，有效避免能量浪费的现象。在热值上，氢气热值可达120MJ/kg，是煤炭、天然气、石油等传统化石能源的3-4倍。氢储能在放电时间（小时至季度）和容量规模（太瓦时级别）上的优势比其他储能明显。
氢储能可应用在哪些场景？
在电力系统中，储能的应用场景可以分为发电侧储能、电网侧储能和用电侧储能。发电侧储能主要是建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源，应用主要包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务。用电侧储能通常是指在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。氢储能在在电源侧，可以减少弃电、平抑波动；在电网侧，可以提供调峰容量和缓解输变线路阻塞；在用户侧，实现电价差额套利以及作为应急备用电源；在以上三种主要应用场景中，都具有应用潜力。
氢储能发展还面临哪些问题？
一是储能产业整体发展存在结构性失衡倾向。近年来，储能成为各地政府发展经济新动能重要抓手，政策频度和力度持续加力。但与此同时，随着光能、风能占比逐渐上升，其发电的间歇性对电网影响将越来越大，必须依靠不同时长的规模化、高安全性储能技术，尤其是大容量、长时间、跨季节调节的长时储能技术。相对美英等国，我国以氢储能为代表的长时储能发展相对滞缓，储能结构尚未与以新能源发电为主的新型电力系统形成有效协同。
二是氢储能系统效率仍低于其他技术路线。现阶段，抽水蓄能、飞轮储能、锂电池、钠硫电池以及各种电磁储能的能量转化效率均在70%以上。相对而言，氢储能系统效率较低。狭义氢储能的“电‒氢‒电”过程存在两次能量转换，整体效率仅有40%左右，与其他储能的效率差距明显。
三是氢储能度电成本仍处于高位。抽水蓄能和压缩空气储能度电成本目前较低，多数可低于0.2元/kWh；电化学储能方面，铅蓄电池、液流电池、钠硫电池、锂电池等各类储能的度电成本，一般在0.5~1.5元/kWh范围内波动。根据国泰君安测算，氢储能发电成本最低也在0.74元/kWh，而且是在大规模碱性电解水制氢的前提下，若规模缩减或替换为PEM等其他工艺路线，则成本更高。
四是氢储能电站收益机制尚不明确。我国正在积极建设储能市场运营机制，出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场，可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益，但我国电力市场市场化程度相对较低，储能项目的运营模式和市场机制还不完善。而氢储能投资成本本身更高，项目建成后更加难以获得持续收益，社会资本自主投资建设氢储能项目的积极性较低。
氢储能发展的相关建议？
一是强化顶层设计和规划引领，统筹发展新能源与储能。国家层面应明确新能源项目、储能项目合理规模和布局，做好顶层设计，积极引导新能源与储能统筹协同发展，探索完善“新能源+储能”协调和融合发展模式。
二是进一步完善储能市场机制和价格机制。合理制定储能相关电价政策，建立电量电价与容量电价相结合的两部制电价机制。合理疏导储能成本，按照“谁受益、谁承担”原则，完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，逐步建立用户参与的分担共享机制。
三是以多元化激励模式加大储能政策支持力度。可采取资金补贴、税收减免等激励性政策，鼓励配储比例较大、“风光储”一体化等系统友好型的新能源开发项目以及独立储能项目优先发展。同时，统筹储能产业链发展政策，进一步培育和延伸储能上下游产业，推动行业降本增效。
四是重视和加强长时储能技术创新研究。提前开展以氢储能为代表的长时储能关键技术攻关布局，积极鼓励长时储能先进技术的示范应用，以示范工程建设或项目带动技术创新，提升长时储能效率、寿命、成本等多维度市场竞争力。
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