索比储能网讯：“氢储能”正在成为新能源领域的一个热词。政策端，国家明确提出，到2025年氢储能将由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。企业端，昇辉科技、首航高科、鸿达兴业等均公开表示涉足氢储能，燃料电池企业中明天氢能、鲲华科技、高成绿能、众宇科技、东方氢能、骥翀氢能等也都在推进这一业务。很多氢储能项目在全国也正悄然展开。
氢储能这一被指有万亿级市场前景的储能业态，在我国正在实现从0到1的突破。
国内氢储能项目悄然铺开
氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的：利用电解制氢，将间歇波动、富余电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时，利用氢气通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统。可以说，氢储能是一种以氢能为介质实现可再生能源高效储存及利用的技术方式与发展模式，原理如下：
氢储能具有规模大（可达到太瓦级）、生命周期长、可跨季节储能等突出优势，是电网调峰的“稳定器”。从能量转换上看，储存起来的氢能不仅可以转化为电能，还可以转化为热能、化学能多种形式的能源，兼具了安全、灵活的特质。
“无论是从能量维度、时间维度还是从空间维度，氢储能都是潜力最大的储能方式。与其他储能方式比，‘可再生能源+氢+控制’的氢电耦合系统可能是真正实现绿色能源可持续发展的理想模式。”一位对氢储能有深入研究的业内人士如是表示。
在能源转型背景下，基于氢储能本身的优势特点，截止到2021年底，我国已有多座在建和示范运行的氢储能设施。
比如，安徽六安兆瓦级分布式氢能综合利用站是国内首个实现兆瓦级氢储能项目。“张家口200MW/800MWh氢储能发电项目”是目前全球规模最大的氢储能项目，将安装80套5,000kW的电解槽，项目建设期为2年，预计2023年投入运行。
其他已经开展的氢储能项目还有：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。氢储能项目正在国内悄然开花。
政策端对氢储能的关注与支持也在升温。去年3月，国家在发布的“十四五”规划中，将氢储能被纳入战略性新兴产业，并具体归入未来产业；今年1月，国家发改委、能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，包括氢储能在内的新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
在今年两会期间，还有全国人大代表建议，鼓励不同地区充分发挥各自区域优势，因地制宜开展氢储能示范项目建设，带动各地氢储能产业协同发展。
氢储能作为一种能与可再生能源进行天然匹配的能源技术方式，正在被看见。
挖掘氢储能发展新蓝海
氢储能产业链可大致分为制氢、储运以及应用（发电）三个环节。氢储能项目的启动将为大量零部件、设备、运营企业带来新的潜力空间。事实上，在政策叠加的推动下，目前已经有不少企业在这方面进行排兵布阵：
在制氢环节，中电丰业、南通安思卓已经展开布局并已有项目成果；储运环节，中材科技、富瑞特装、中集安瑞科、京城股份已经展开行动；应用（发电）环节，明天氢能、鲲华科技、高成绿能、众宇科技、东方氢能、骥翀氢能等是涉足这一领域的代表企业。
其中，安徽六安兆瓦级分布式氢能综合利用站的发电机组来自明天氢能（发电机组由6组200kW燃料电池组成）。鲲华科技在日前公开展示了其最新产品——氢储能发电系统，这是一款大功率、高效率、模块化的氢能发电产品，可以用氢燃料电池组合成各种规格的发电应用，从500kW、1MW、2MW根据场景需要进行组合。
高成绿能目前已承担多例大型燃料电池电站项目，近日其为浙江正泰新能源设计研发的燃料电池氢储能电站项目正式开始实施，预计将在下月底前交付。众宇科技也已在氢储能方面展开布局，氢储能发电系统已收到来自能源端的订单，预计在今年年内交付。
对于在这方面的布局，众宇科技创始人李骁说：能源公司已经开始氢储能的示范，这是一个机会。来自能源端的用户更加注重产业结构的生态建设，对新能源产品的价格不像商用车用户那样敏感，即使没有补贴，也愿意去尝试布局。
东方氢能总经理黄果表示，未来燃料电池会有两大主要方向，一个是长途重载等商用车市场，另一个是用于氢储能的发电；基于不同的应用场景，东方氢能在布局车载燃料电池的同时兼顾氢储能发电产品，是“两手抓”。
除了上述企业，鸿达兴业发布公告，与有研工程技术研究院签署了氢储能应用项目合作协议；首航高科注资5000万设立新公司布局氢储能；金通灵今年发布公告，称已经在氢储能方面展开布局；昇辉科技已发布公告，将在氢储能方面进行投资；宝丰能源、中国能建也均释放出涉足氢储能的信号。
“和燃料电池车用市场不同的是，氢储能的应用没有补贴和奖励。在车用市场还未放量的情况下，大家向氢储能延伸，属于一种多元化探索。”一位产业分析人士如是表示。
氢储能尚处于示范应用阶段
企业抢投氢储能赛道正成为一种现象。抛开热闹的现象看本质，氢储能目前到底处于怎样的发展阶段？对涉足其中的企业又有怎样的要求？
“目前国内氢储能的发展还是以示范应用为主。我们认为，要等大规模绿氢发展起来之后，氢储能会逐渐地发展起来。”高成绿能副总经理侯向理告诉高工氢电。
他结合公司研发氢储能发电系统的体会还特别指出，氢储能发电系统的电堆、材料、BOP与车载燃料电池相关产品有很大的区别，前者强调的是性能，后者偏向于耐久性，目前国内适合车用相关产品非常多，适合氢储能发电的产品，虽已有企业布局，但供用户选择的产品整体还是偏少，并且技术成熟度有待验证。
事实上，就现阶段国内氢储能的发展而言，除了上述挑战，这一领域还有三大显著掣肘：
一方面，氢储能的效率还较低。电解水制氢效率达65%~75%，燃料电池发电效率为50%~60%，单过程转换效率相对较高，但电-氢-电过程存在两次能量转换，整体效率较低。
另一方面，目前氢储能造价也较高。制氢设备的单位造价约2000元/kW，储氢和辅助系统造价为2000元/kW，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，燃料电池的投资占到氢储能系统总投资的接近70%。
此外，在应用端，2020年3月修订的《能源法》已将氢气作为能源一词列入诸种能源之一，但仍未改变其危化品管控属性，规模化制氢站须在化工园区，这限制了氢储能项目的选址，尤其在电、氢负荷中心的东部经济发达城市选址会更加困难。
纵然前路有坎坷，氢储能在多重因素驱动下，已经成为众企业多元化探索的一条发展之路；也由于其本身以氢作为电网的储能优势明显，正在成为氢能规模化应用的一个重要突破口。
