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麻省理工学院能源计划未来研究报告：氢储能（十二）
第5章—化学储能
5.1化学储能概述
化学储能系统是将能量存储在化学键中。虽然这种类型的储能技术可以使用许多不同的化学物质来实现，但基本特征始终是相同的：采用电力产生一种化合物并存储，直到需要释放能量，再将化合物的化学能转化为电能。与电化学储能或热储能相比，化学储能具有某些优势——主要是相对于储能容量而言成本较低，并且在较长时间内存储的能量自放电率非常低。而这些属性以及具有的独立扩展装机容量和储能容量的能力，使化学储能系统适用于长时储能。此外，与电化学储能相比，化学储能提供了将储存的化学品直接用于电力系统以外的应用的潜力：例如，储存的化学品可以及 为运输和工业应用中的燃料或原料。这种多用途的潜力可以提高化学储能系统某些组件的资本利用率，从而提高该技术在电力部门长时储能方面的成本效益。
化学储能系统具有的潜力不限于特定的分子或分子组，因为可以使用电力生产许多分子。氢气被广泛认为是一种技术领先的化学储能介质，因为它可以直接从电力中一步生产出来，既可以作为燃料进行发电，也可以作为其他工业过程的原料或热源。由于氢气在标准温度和压力下是一种气体，因此需要专门的设备将其储存为压缩气体或低温液体。此外，在标准温度和压力下，氢气的体积能量密度（体积能量密度的定义是单位体积能量载体中包含的能量）大约是天然气的三分之一。可以将氢气液化以增加其体积能量密度，但要将氢气冷却至所需温度-253℃，并在储罐中保持该温度的过程非常耗能。
为了获得更高的体积能量密度，还可以将氢气与其他分子结合以生产合成燃料或液态有机氢载体（LOHC）。例如，氢气可以通过费托合成工艺中与二氧化碳(CO2)结合，以生产合成碳氢化合物，然后可以将其用作现有发电技术中的燃料。或者可以作为生产氨气或甲醇的原料，这些化合物在标准温度和压力下都以液相形式存在，并且在标准温度和压力下比氢气具有更高的体积能量密度。氨气和甲醇可以转化回氢气或直接用于发电。
氢气为上述每种化学储能化合物的低碳生产奠定了基础，因此是本章讨论的重点。基于氢气的化学储能系统包括氢气生产、氢气运输和储存以及使用氢气作为燃料输入的电力生产。
虽然氢气在最终使用时不会产生碳排放，但无论其生产方式如何，深度脱碳还需要一种低碳工艺来生产氢气。而研究团队对这项研究特别感兴趣的氢气的生产途径是采用电力进行电解。通过电解产生的氢气可以被压缩，并储存在地上储罐或地下地质储存设施中。在需要电力的时期，可以提取氢气并用作燃料，通过燃气轮机或大型固定燃料电池发电。氢气燃料发电资产可以作为现有天然气燃料调峰电厂的直接零碳替代品，以在可变可再生能源 (VRE) 可用性低时平衡电网。地下地质储氢的成本低于以能源为基础的电化学（即电池）的储存成本。此外，成本相对较低的地下储存可以按季节储存大量氢气，类似于当前储存天然气和石油的方式。因此，规模化电解氢生产有可能成为长期储能、灵活负载的巨大来源，以解决电力系统不平衡问题，这些不平衡可能在可再生能源可用性低的时候或来自其他不太灵活的最终用途的高电力需求期间出现。
5.1.1 制氢
化学储能价值链的上游元素由制氢装置组成。
产生氢气的途径有很多，其中一些途径的碳密集度要高得多。迄今为止，一种称为蒸汽甲烷重整(SMR)的过程（其中采用水和热量用于将天然气分子重整），已占全球和美国氢气生产的绝大部分。但这个过程是碳密集型的：每生产1kg氢气，就会产生8到10kg的二氧化碳。当然可以采用碳捕集技术来减少高达95%的碳排放，但这种方法并不能完全消除碳排放。
由于这项研究的主要主题是储能系统在实现电力系统深度碳化中的作用，因此专注于使用电解制氢，这是一种已经实现商业化的技术。在电解过程中，电力用于将水分离成氢气和氧气。电解槽可以在低温或高温下运行。高温系统（例如固体氧化物电解槽）将蒸汽与制氢过程配对，以提高整体效率。然而，此类技术尚未实现商业化，需要外部蒸汽源才能运行。存在将高温电解与其他工业过程或核电生产放在一起以利用废热的潜力，但这些可能是相对于不需要外源热源的低温电解的利基机会。因此，将本章的讨论限制在低温电解槽——特别是碱性电解槽和质子交换膜 (PEM) 电解槽，这是目前两种最成熟的低温电解技术。
（1）碱性电解槽
碱性电解槽是两种主要低温电解技术中较为成熟的一种。这些系统由阳极和阴极组成，根据以下反应：
阴极反应：2H2O + 2e- → H2 + 2OH-
阳极反应：2OH- →1/2 O2 + H2O + 2e-
总反应：2H2O →O2 + 2H2
图5.1描述了碱性电解槽的操作。
图5.1 碱性电解槽反应示意图
碱性电解技术已经使用了几十年，但该技术有一些缺点：首先，碱性溶液具有腐蚀性；其次，缓慢的升温限制了快速响应需求的灵活性，降低了该技术对电力系统的价值。
（2）PEM电解槽
与碱性电解槽一样，PEM电解槽通过使用阳极和阴极将水分解为其组成元素来生产氢气。然而，在PEM电解槽中，阳极和阴极在碱性溶液中被聚合物膜隔开（相比之下，只有带正电的氢分子被允许从阳极移动到阴极）。图5.2说明了PEM电解槽的内部操作。
图5.2 PEM电解槽示意图
PEM电解使用了少量的组件和泵，因此需要较少的维护工作。此外，使用膜代替碱性溶液可以最大限度地减少腐蚀。这种类型的电解槽能够以各种规模运行，以提供分布式或集中式氢气生产。相对于碱性电解槽，这些系统在更高的压力和纯度下生产氢气，在更低的温度下运行，并且可以在很宽的运行范围内快速上升和下降，这从电网平衡的角度来看非常有价值。由于使用高成本的铂和铱催化剂，这一直是PEM电解槽的主要劣势。
5.1.2 氢气的运输、分配和储存
化学储能价值链的中游环节将氢气的上游生产与下游连接起来 因此产生消耗毫不奇怪，化学储能的经济可行性依赖于低成本储氢技术的现成途径。储氢的两种主要方式是地上和地下。
（1）地上储氢
目前，氢气在商业上储存在地上储罐中，就像其他工业气体一样。 这些罐可以将气态氢存储在加压罐中（图5.3），也可以将液态氢气存储在配备制冷技术的罐中。
鉴于地上储存的技术成熟度，压缩和冷藏罐为储存氢气提供了一种选择。 此外，与接下来讨论的地下储存相比，地上储氢提供了不受地质限制而储存氢气的机会。
图5.3 加压储氢罐
（2）地下储氢
地下储氢或地质储氢是一项商业上可行的技术，已经大规模部署——事实上，氢气目前储存在世界各地许多地方的地下盐洞中。地下储存设施比地上设施大得多，并且能够以能源为基础储存更多数量级的氢气。然而，地下储存需要合适的地质条件，并且可以开采的盐穴位置有限。图5.4显示了美国的盐床和盐丘。
图5.4美国盐床和盐丘的分布情况
根据研究，唯一商业上可行的盐洞可以在盐丘中开采。 然而，犹他州的先进清洁能源储存 (ACES) 项目正在开发一个盐洞，用于在层状岩盐沉积物中储存氢气。这些洞穴是通过一种称为浸出的过程开采的。而在这一过程中，先在盐丘上钻一个洞，然后用淡水浸出盐分，直到开采出一个大致呈圆柱形的洞穴。 图 5.5 显示了用于储氢的盐穴的示意图。
图5.5 用于储氢的地下盐穴示意图
作为参考，天然气也储存在美国各地的地下。然而，这些储存地点不限于盐丘。2019年，美国地下储存设施每天输送的天然气中只有8%储存在盐穴中。天然气还储存在枯竭的油气井、含水层和硬岩洞穴中。但由于其物理化学性质，氢气只能储存在盐穴中。具体来说，氢气的反应性存在问题，氢分子的物理尺寸可能导致其他类型的地质储存介质泄漏——而这是一个活跃的研究领域。
5.1.3 氢气燃料
化学储能价值链的下游环节涉及将氢气转化为电能。这一步可以使用几种技术：例如传统的火力发电机厂（如燃气轮机、蒸汽轮机或联合循环发电厂）可以直接使用氢气作为燃料，或者氢气可以用于大型固定式燃料电池。
（1）火电厂
由于氢气的物理化学特性，现有的火力发电机需要重新设计以利用氢作为燃料输入。一个关键问题是，氢气燃烧虽然不会产生二氧化碳，但会排放氮氧化物(NOx)，这是一种与酸雨和地面臭氧有关的污染物。事实上，氢气燃烧的更高温度意味着NOx排放量几乎是天然气燃烧水平的两倍。从历史上看，热电厂的NOx排放是通过在燃烧前预先混合空气和燃料来控制的。用蒸汽、水或氮气稀释燃料，或去除废气。鉴于氢气相对于天然气具有更高的可燃性极限，因此在燃烧之前将燃料与空气预混合是有问题的。因此，许多原始设备制造商(OEM)正在积极研究和开发具有适当稀释剂水平的氢燃料燃气轮机，以及将燃烧过程中的NOx排放保持在适当低水平所需的废气管理系统。
根据与燃气轮机原始设备制造商的对话，业内人士认为，新建氢燃料热电厂和改造现有电厂以使用氢气作为主要燃料在技术上和商业上都是可行的。一些改造天然气发电厂的以及宣布计划改造现有的天然气发电厂，可以在十年内使用氢气和天然气的混合物运行，以燃烧100%的氢燃料。
（2）燃料电池
燃料电池的机械结构类似于电解槽。事实上，燃料电池可以简单地描述为一种反向运行的电解槽。燃料电池以氢气和氧气作为燃料输入，并将氢气转化为电能和水。图5.6显示了燃料电池的示意图。
图5.6 PEM燃料电池示意图
与火力发电设施相比，燃料电池是一种更为新生的技术。在开发适用于车辆应用的燃料电池方面已经取得了许多突破，但可用于发电的兆瓦级固定燃料电池的开发却已经滞后。就美国已开发的固定燃料电池项目而言，这些项目通常使用天然气输入而不是氢气。通过重整天然气在内部生产氢气。然后将产生的氢气用于发电。
5.1.4 化学储能系统的组合元件
如果将化学储能价值链的元素组合起来，清晰地描绘出基于氢气的化学储能系统。图5.7显示了化学储能系统的工作示意图。
图5.7 化学储能系统工作示意图
如上所述，化学储能系统的工作原理是直接从电网或专用发电源获取电力，通过电解槽的运行产生氢气，然后运输和储存氢气，并通过天然气发电产生电能。
使用这种化学储能途径储存能量的总成本，包括生产氢气所需的电力成本和使用氢气将作为燃料输入发电的成本。
5.2 技术经济模型
使用上一节中描述的框架，建立了自下而上的模型来评估化学储能价值链中每个元素的技术经济学。 这些模型可以结合起来估算通过氢气燃料发电厂产生的电力的总成本，其中氢气是由电网供电产生的。
5.2.1 制氢成本
为了模拟从碱性电解槽和PEM电解槽生产氢气的成本，研究团队考虑了一些变量：
•资本支出
•固定运营和维护成本
•电力成本
•水费
•电解槽容量系数
•电解槽的效率
该模型使用这些变量来求解制氢成本。
（1）2020年成本估算
为了估算2020年使用电网供电电解制氢的成本，首先设定表5.1所示的假设。
表5.1 制氢成本建模假设
（2）电解槽资本成本和运营成本
研究团队对电解槽资本和运营成本的估计是基于对学术文献和商业出版物的回顾。图5.8显示了预测碱性电解槽和PEM电解槽技术的资本成本将会降低。
图5.8 碱性电解槽和PEM电解槽的成本预测
基于这些预测，研究团队估计2020年碱性电解槽的资本成本为850美元/kW。对PEM电解槽的资本成本估计为1,240美元/kW。这些估算成本包括现场设备成本和设备平衡成本。为了将这些资本成本转化为安装成本，其模型假设“软成本”系数为30%。这一因素基于美国国家可再生能源实验室(NREL)的H2A模型，并考虑了与采购土地、获得许可和建造设施相关的总成本。在包括这些成本之后，估计碱性电解槽的资本成本为1,200美元/kW，PEM电解槽为1,800美元/kW。研究团队的模型假设2020年PEM电解槽系统的年度固定运营和维护(FOM)成本为每年75.2美元/kW。将相同比例的固定运营和维护(FOM)成本应用于资本成本，估计碱性电解槽的固定运营和维护(FOM)成本为每年55美元/kW。该模型解决了可变成本，特别是电力和水。
（3）电解槽技术规格
电解槽在技术上很复杂。为了估算这两种电解槽的制氢成本，研究团队考虑了三个主要技术参数：氢气流量、耗水量和效率。
氢气流量是指氢气产生的速率。它能够以氢气的质量、体积或单位时间的能量含量为单位进行描述，也可以以功率为单位进行描述。在这项研究中，假设碱性电解槽以每小时60立方米的速度生产氢气，而PEM电解槽以每小时1,000立方米的速度生产氢气。这一数字基于制造商康明斯公司采购的电解槽的技术规格。
电解槽的效率以产生一单位氢气所需的电能来衡量。模型假设两种类型的系统具有相同的效率，并且需要 5.2 kWh的电力来生产一立方米的氢气 (kWh/m3)。表 5.2 总结了研究团队对这两种电解槽成本和技术规格的假设。
表5.2 电解槽技术的操作变量
使用这些假设，该模型解决了在一系列电力成本和工厂产能因素（其中产能因素是工厂利用率的衡量标准，通常计算为实际输出与最大输出的比率）下生产氢气的成本。结果如图5.9所示。
图5.9 2021电解制氢成本模型
根据研究团队的模型，使用当前（2020年）成本和技术假设，通过电解生产氢气的最低可实现成本为每kg1.32美元，对于以100%容量系数运行，并使用免费或无成本电力（即电力成本为0美元/MWh）。尽管在可再生能源高可用性期间电价可能会降至零，但一年中的每小时都不会获得免费的电力。对于许多工业客户而言，成本为50美元/MWh，更接近于实际交付的电力成本，碱性电解槽可实现的最低制氢成本为4.70美元/kg。
图 5.10 显示了不同电解槽容量因素细分的成本要素。尽管资本成本不可忽略，尤其是在容量因素较低的情况下，但很明显，一旦电解槽用率达到或超过 50%，制氢的大部分平准化成本是由为电解槽供电的电力成本驱动的。需要注意的是，图 5.10 比较了不同成本驱动因素在不同容量因素下的作用，但它没有显示最终生产成本。此外，该图假设电力价格为 0.05 美元/kWh。在较低的容量因素下，可能将电解槽利用率限制在电价低于 0.05 美元/kWh 甚至接近于零的时期（例如当可再生能源发电过剩时），从而降低最终生产成本。因此，不应将这一数字解读为氢气生产在较低的电解容量因素下必然不是经济可行的，因为在这种情况下，资本成本占相对较大的比例总成本的份额。
图5.10 按变量列出的成本明细
（4）2050年的成本预测
虽然对电解制氢的经济性的回顾为化学储能的潜在作用提供了有用的视角，但氢气不太可能在短期内作为储能介质进行竞争，因为目前的成本太高且所需的支持基础设施并不完善可用。因此，研究团队对2050年（这一研究感兴趣的时间框架）的氢气生产成本进行了建模，使用了一系列关于各种技术特定成本因素在未来30年可能如何变化的假设（表5.3）。
表 5.3按生产技术划分的成本和运营假设（2020年和2050年）
表5.3中的资本成本是根据图5.8为每种技术估算的，并假设固定运营和维护成本与资本成本的模拟减少成比例。虽然并没有假设两种电解槽技术的氢气产量或水消耗率没有任何变化，但确实考虑了电解槽效率提高的影响。在高成本情况下，假设在2020年至2050年期间，碱性系统没有效率提升，而PEM系统只有边际改进。在低成本情况下，假设每种技术都会大幅提高效率。研究的中间成本估计介于两者之间。图5.11显示了基于表5.3中汇总的输入假设的模拟制氢成本。
图5.11 2050年制氢成本预测
在研究团队的模型中，2050年通过电解生产氢气的最低成本为0.70美元/kg。这低于美国能源部(DOE)设定的2030年成本目标，该目标是2021年6月宣布的“地球快照”计划的一部分。与当前成本的估计相比，研究团队的模型表明，随着电解槽容量系数从0%增加到25%并在超过25%的容量系数时趋于平稳，未来的成本会迅速下降。在低容量因素下生产成本的快速下降反映了使用低成本电网生产可负担的低碳氢气。根据图5.11所示的结果，在成本下降开始放缓之前，2020年电解槽的容量系数必须非常高（超过60%）。由于在研究团队对2050年的成本预测中较早出现了这一稳定期，可变可再生发电机的发电概况将允许生产低成本、低碳的氢气。
5.2.2 储氢成本
如上所述，氢气可以作为压缩气体或液体储存在地上储罐中；或者可以作为气体储存在地下地质储存设施中。为了在建模分析中量化氢价值链的存储元素，研究团队估计了与建造氢气存储资产相关的资本成本、与运营这些资产相关的固定运营和维护成本以及资产的效率。资本成本按每单位存储成本计量；出于建模的目的，使用美元/MWh来衡量储存的氢气的价值。1MWh的氢气大约相当于30kg的氢气。研究团队使用能量单元进行储氢，以便与其他储能技术进行比较。假设年度固定运营和维护成本是资本成本的一部分。其效率以百分比形式；它说明了在储存之前压缩氢气所需的能量。例如，93%的效率意味着在调节氢气以进行储存的过程中消耗了相当于原始氢气量中7%的能量含量。表5.4显示了用于估算储氢成本的每个关键指标的2020年和2050年假设。
表5.4 储氢技术的经济估算（2020年和2050年）
5.2.3 氢气发电成本
与研究团队估算上游制氢成本的方法类似，建立了一个自下而上的模型来评估使用氢气发电的成本。为此考虑三种发电技术：燃气轮机、联合循环燃气轮机和大型固定式燃料电池。
其模型通过求解几个变量来计算氢气发电的总成本：
•资本成本
•固定运营和维护(FOM)成本
•可变运营和维护(VOM)成本
•发电效率
（1）技术经济假设
鉴于此类发电设施尚未得到广泛开发，并且有关现有的少数电厂的安装成本的信息未公开获得，因此很难估计氢气燃料发电设施的资本成本。在与原始设备制造商的讨论中，估计100%氢燃料燃气轮机的资本成本为1,000美元/kW。研究团队进一步假设在燃气轮机后端需要一个额外的NOx控制元件来解决NOx排放问题。具体来说，假设选择性催化还原(SCR)资产已集成到系统中。为NOx控制系统增加320美元/kW的资本成本使氢燃料燃气轮机的总资本成本估计为1,320美元/kW。为了估算燃氢联合循环电厂的资本成本，使用美国国家可再生能源实验室(NREL)发布的年度技术基线(ATB)数据，来计算天然气联合循环电厂的资本成本比率以天然气为燃料的燃气轮机的循环单位资本成本。然后，将这一比率应用于对氢燃料燃气轮机的资本成本估算（即1,320美元/kW），以估算资本氢燃料联合循环发电厂的成本为1,333美元/kW。
为了预测资本成本的降低，研究团队依靠美国国家可再生能源实验室(NREL)的年度技术基准(ATB)报告对天然气燃气轮机和联合循环电厂的资本成本预测。假设氢气火力发电机的资本成本将与天然气火力发电机的成本一致。 在高成本案例中，假设 ATB 中的资本成本r 降低预测没有完全实现，在中等成本案例中，假设成本降低遵循 ATB，在低成本案例中，假设成本降低比ATB更激进。
鉴于氢气发电技术的初期，假设这些技术的固定和可变运营和维护成本与天然气发电厂相同。根据年度技术基准(ATB)报告，预计这些值不会随时间变化；因此，假设氢燃料发电资产的固定和可变运营和维护成本没有变化。
世界各地的能源开发商和原始设备制造商都在开发燃料电池技术，其中包括与系统分离的内部蒸汽甲烷重整(SMR)装置，以用由氢气和氧气驱动的燃料电池。鉴于这种类型的大规模燃料电池技术仍处于发展的初级阶段，很难估计未来的成本。PEM燃料电池的初始资本成本估计约为3,000美元/kW。但劳伦斯伯克利国家实验室估计，规模经济和通过边做边学提高制造效率，在未来可以将PEM燃料电池资本成本降低到大约950美元/kW。以百分比计算，这种规模的成本下降与电解槽的估计成本下降相当。鉴于用于构建电解槽和燃料电池系统的材料和制造工艺相似，这两种技术都会经历是有道理的类似的成本下降。
根据主要参考资料，对PEM燃料电池效率的估计在2030年为50%。相比之下，目前的效率约为45%。鉴于与PEM燃料电池技术相关的不确定性，假设2050年的效率在中等成本案例中保持在50%。对于低成本案例，假设效率边际提高到55%。
基于PEM燃料电池和PEM电解槽之间的技术相似性，假设固定运营和维护(FOM)成本相似。具体来说，假设PEM燃料电池的所有运营成本都包含在年度FOM费用中，并且该费用是整个预测期内安装资本成本的4.2%。
对下游发电成本的建模假设总结在表5.5和5.6中。
表5.5 下游发电成本模型中使用的总体假设
表5.6 不同发电技术的技术经济投入（2020年和2050年）
（2）2020年氢基发电的估计成本
使用表5.6中列出的假设，估算了不同发电技术的发电成本。这种技术经济分析的结果如图5.12和5.13所示。
图5.12 2020年氢燃料发电成本与容量因数的模型对比
图5.13 2020年氢燃料发电成本与工厂生产氢气价格的模型对比
对于图5.12和5.13中的一些观察值得强调。首先，很明显，无论发电技术如何，随着容量系数从0%增加到15%，发电成本都会急剧下降。此后，进一步的成本降低开始显着趋于平稳。其次，根据假设，联合循环发电厂在一系列容量因素和氢气价格方面产生最具成本竞争力的氢气发电。第三，有一个门槛，根据工厂容量因素和工厂门口的氢气价格，PEM燃料电池比燃气轮机更便宜地发电。
（3）2050年氢基发电成本预测
利用不同发电技术的预测成本和运营特征（表5.6），能够估算这些技术产生的电力成本。这一建模练习的结果如图5.14和5.15所示。
图5.14 2050年技术发电的预测成本与容量因数
图5.15 技术发电的预测成本与氢气价格
值得注意的是，在建模的发电技术中，到2050年，联合循环涡轮机仍能产生成本最低的电力，涵盖所有氢气价格和容量因素。相对于研究团队对2020年的估计，PEM燃料电池的预测发电成本更接近于燃气轮机。这主要是因为预测PEM资本成本相对于燃气轮机资本成本将大幅下降。鉴于燃气轮机技术已经成熟，研究团队认为不太可能出现更便宜的燃气轮机替代品。Hernandez和Gençer公司最近发表了一项加利福尼亚的案例研究。另一方面，固定式PEM燃料电池处于开发的早期阶段。如上所述，这意味着该技术仍然可以从成本大幅下降中受益，因为扩大部署会导致制造工艺增强，并产生规模经济。
5.3 化学储能及电力市场动态
在上一节中考虑的三种发电技术中，在模拟的所有案例中，联合循环发电厂产生的氢基电力成本最低。值得注意的是，在“现实”的未来案例中，该技术实现的氢气最低成本为1美元/kg和30%的产能系数，约为120美元/MWh。图5.16显示了2019年洛杉矶地区的一天每小时电价的直方图；垂直线表示每小时120美元/MWh价格。
图5.162019年美国洛杉矶地区的每小时电价柱状图
当然，未来深度脱碳电力系统的每小时电力价格分布几乎肯定会与当前系统的分布大不相同。尽管如此，分析中的结果与以下观点一致，即用作储能介质的氢气将有助于解决电力系统中的不平衡问题。主要由可再生能源发电设施供电的电网将出现供需失衡。短期不平衡将通过锂离子电池等更具成本效益的短时储能技术来解决，但如果不平衡持续存在（例如有几周时间风力或阳光不足），电力市场将反映供应稀缺。而这时将是氢燃料发电设施可以提供电力的时代。本文将通过将氢气作为储能介质集成到不同脱碳情景下的电力市场建模中来探讨这种动态。
5.4 电力部门以外的氢需求
虽然随着电力系统从极低碳排放过渡到零碳排放，将需要化学储能（以及更普遍的长时储能），但电力部门很可能不会成为未来氢气需求的主要驱动力。与其相反，氢气更有可能在经济基础上与能源部门其他领域的低碳替代品竞争，尤其是交通、建筑和工业。
例如，根据欧洲燃料电池和氢能联合企业 (FCH)的预计，交通运输和天然气脱碳的努力将在2050年推动欧洲对氢气的大部分需求。在电力部门脱碳和可再生能源的应用中之下，一体化预计仅占氢气需求的很小一部分（约0.5%）。市场需求增加将降低绿色氢气生产技术的成本，最终使氢气发电更具成本竞争力。然而，对氢气的最终需求将因地区而异。美国能源部估计，到2050年，用户对氢气的需求可能会增长10倍，电力部门约占总需求的15%。虽然这将比目前预计的在最终氢需求中所占的份额更大欧洲基于欧洲燃料电池和氢能联合企业(FCH) 的预测，在美国能源部的预测中，使用氢气作为存储介质的季节性储能仍仅占美国氢需求总量的一小部分。
5.5 结论和要点
氢气和其他化学储能介质可能在未来的脱碳能源系统中发挥重要作用。但是，虽然储能容量成本较低可以使氢气和源自氢气的燃料成为长时储能的理想候选者，但这些燃料存在储能之外的价值流。也就是说，随着各国追求其经济范围的脱碳，部门耦合可能会刺激工业和交通部门对清洁氢气的需求。此外，为满足其他部门的能源需求而生产氢气，可以作为电力部门的需求侧管理策略提供的价值（例如，当电网必须管理过量的可再生能源发电时，氢气生产设施可以运行）。此外，必须积极解决关键的监管问题，例如美国目前缺乏氢能基础设施开发的监管框架，使氢气不能地在能源领域发挥重要作用。
从研究团队对氢气作为电力部门储能介质的潜在作用的考虑中得出了几个关键结论：
•以能源为基础的低资本成本和整个价值链的高技术准备水平使氢气等化学能源介质成为长时储能的可行选择。
•研究团队的分析特别关注氢气，因为氢气的生产、大容量储存和消耗可以在没有碳排放的情况下进行。
•其他化学储能介质的生产通常需要在过程中的某个时间点生产氢气。氢气衍生能源储存化学品的生产导致整个价值链效率低下。
•目前，氢气作为众多工业过程的原料被生产、运输和销售给工业界。没有显著的消费市场。
•氢气价值链的所有方面都存在经过商业验证的技术，但氢气发电除外。
•在开发以氢气为燃料的发电技术方面取得了进展。
–许多燃气轮机原始设备制造商正在推动开发100%以氢为燃料的燃气轮机和联合循环装置，这些装置将通过氢气燃烧产生电力。这种发电方式依赖于成熟的技术；然而，现有技术必须适应氢气更高的燃烧温度、更长的火焰长度和随后的NOx排放。由于技术本身已经成熟，与改进氢基发电技术相关的潜在成本降低是微不足道的。
–还在努力开发固定式燃料电池，这种电池将通过氢和氧合成水来发电。相对于更成熟的燃烧技术，这种发电方式的成本目前非常昂贵。然而，鉴于燃料电池与电解槽的相似性，预计燃料电池的成本将急剧下降。
•虽然储存氢气的低成本使得氢气成为长期应用的有吸引力的储能介质，但相对于类似定位的火力发电资产而言，使用氢气作为燃料发电非常昂贵。
• 长时储能可能不会成为未来脱碳能源系统中氢气需求的主要驱动力，其原因很简单，氢气作为一种间接使难以实现的能源终端用途电气化的方式将更有价值，例如运输和工业（例如在长途车辆中使用氢燃料电池）。 未来对氢气的需求也可能受到工业过程加热、航空和海运等需求的推动。只要电网还采用廉价的天然气发电资产，氢气发电就很难在电力市场上竞争。
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