氢储能项目纷纷“登场” 迎接储能“新时代”，2021年，国家发改委、能源局正式印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提到了“探索开展氢储能及其他创新储能技术的研究和示范应用”。“氢储能”明确被纳入创新储能技术。

氢储能技术，即将富余的电力用于制造可长期储存的氢气，然后在常规燃气发电厂中燃烧气体发电，或用燃料电池进行发电用于交通、热电联供等场景。氢储能一般可分为三个方向，即电-氢、电-氢-电、电-氢-其他能源，也就是说，电解制氢是氢储能产业链的源头。

电解制氢所涉及的技术和成本问题依旧是部署氢储能需面对的，短期来看，氢储能的发展速度慢于电化学储能。近年来，在政策的推动下，国内氢储能项目相继开展，但是要想得到推广尚需时日。当前氢储能相关示范项目推广情况怎么样？国内氢储能发展势头如何？未来的路怎么走？

氢储能项目纷纷“登场”

随着光伏风电产业的发展，储能产业商业化进程日趋完备，氢储能作为一种新型储能，目前尚未形成行业规范。广义上可再生能源制氢都可以算是氢储能；狭义上氢储能是电-氢-电。即使是从狭义的氢储能项目看，国内也已经出现了一批示范项目。

2019年8月，安徽六安成功签约由国网安徽综合能源服务有限公司投资建设的1MW分布式氢能综合利用站电网调峰示范项目，总投资5000万元，是国内第一个兆瓦级氢能源储能电站。

2020年9月，国网台州供电公司在椒江大陈岛建立“三色三地”智慧能源样板区试水氢储能——建设百千瓦级氢能源示范项目，预计今年12月底前建成投运。

2021年6月21日，浙江嘉兴“零碳”智慧园区能源管理系统上线，嘉兴供电公司通过高效氢储能热电联供系统与锂电池储能系统构建了多元储能系统。

6月24日，浙江湖州滨湖综合能源站历经3年研究的氢电双向转换及储能一体化系统成功投运，运用储能和氢电双向转换，实现光伏余电的错峰转移和充分利用，拓展氢能直接供给和氢能发电供应服务。

7月，由中国国际经济技术交流中心负责投运的联合国计划开发署（UNDP）示范项目——由南通安思卓设计、建设的光伏制氢，氢基储能的微电网项目，在江苏如皋成功测试并验收。

同样在2021年7月，由深圳市凯豪达氢能源有限公司自主设计、生产的青海省科技厅科技成果转化专项——光伏制氢与燃料电池热电联供系统装置已在青海大学内完成设备安装、系统调试，并顺利完成验收。

从广义范围看，山西首座氢储能综合能源互补项目、浙江平湖“氢光储充”一体化新型智慧能源站、张掖市光储氢热产业化示范项目、湖北省秭归县新型电力系统综合示范县配套项目、西安市西部氢都实验基地项目、广西上思县“风光储氢”1GW一体化基地等项目都已相继展开。

“自身优势+政策驱动” 发展势头强劲

氢储能项目得以落地发展，首先与氢能加速发展和氢储能消纳能力分不开。

氢储能作为新兴储能技术从认识到发展有一定的过程。长期发展的风电和光伏可以产生电力，却无法储存电力。由此，补齐新能源储能短板的方案有两种：抽水蓄能和电化学储能。然而，两种储能仅为小时级别或日级别的，与之相比，氢能可储存能量达数月之久，且期间不会发生能量衰减。

氢能的应用场景很多，可以通过储存运输，实现长时间、跨季节储能，在交通、工业和可再生能源等领域具有广泛的应用场景。在能源供应侧，相关场景可以通过可再生能源集中式和分散式来制氢、储氢，以此消纳富余的光伏水电来制氢。

其次，氢储能在2021年迎来良好的发展势头与国家政策的支持分不开。

国家印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中提到：加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。

地方推广方面，浙江省积极探索氢电耦合的落地实践。2021年6月，浙江省发布的《浙江省循环经济发展“十四五”规划》以及杭州市发布的《杭州市能源发展（可再生能源）“十四五”规划（征求意见稿）》都提到“探索建设氢储能等新型储能项目”。

目前，在宁波、杭州、丽水、台州等地开展氢电耦合基于工业园区、产业基地、农村、海岛等多场景示范与应用。这些氢能示范工程覆盖了氢电耦合主要应用场景，展现了在新型电力系统构建与双碳目标下电能与氢能的协同方式。

面临的问题：降成本+提技术

根据相关研究表明，氢能有望成为一种重要的储能形式，并与电化学储能互为补充，但目前我国氢储能各环节产业化程度较低，需进一步规模化发展。

相比于国内形势，美国、日本、德国等国依据本国实际情况大力培育各自的氢储能产业，制定详细的发展路线图，发布氢能相关的产业政策。其中，日本在储运氢、燃料电池技术及商业化应用方面世界领先，日本于2020年2月完成福岛10兆瓦级制氢装置试运营，这是目前全球最大的光伏制氢装置。

国内发展氢储能同样面临着氢能产业化发展受阻的问题，即成本和技术。

对于成本，未来氢能作为新型储能，有着更好的降本空间。在新能源发展初期，规模还不太大，而电网本身有一定的调节空间，出现调峰困难的时长较短，这个时期电化学储能有较大优势；但未来，随着新能源渗透率的提升，系统调峰周期变长，电化学储能单位能量成本高的缺陷就会暴露，而氢能则恰好相反，大规模氢储能边际成本增速相对较慢，是更具经济性的长周期调峰技术。

对于技术，业界最关注的是氢电转化中的能量损耗问题。根据中国科学院大连化学物理研究所的研究，在绿电转化为氢，再由氢重新转为电能的过程中，有50%-70%的能量损失，导致这种转换很不经济，亟需通过技术解决。另外，氢储能对于氢的运储方式也比较灵活，包括长管拖车、管道输氢、掺氢、长途输电+当地制氢等方式，但受制于技术要求，难以得到推广。

通过示范项目的推广以及研究的深入，氢能在氢储能规模化应用方面继续推进，但目前还有很长的路需要走，需要做好长期奋斗的准备。