氢能被誉为终极清洁能源。

具备高效无污染、储量丰富、储运灵活等优点，应用场景多样，市场空间广阔，被冠以十万亿赛道的头衔。

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不过，作为新兴产业，同样存在着诸多问题。

比如，制氢成本过高，储运方式不经济，下游氢能源车无法规模化推广，有着较多需要攻关的技术难点。

在政策大力扶持、资本的助推下，科研机构、企业不断精进，陆续打破各项技术瓶颈。氢能产业完成从0到1的蝶变过程，即将迎来高速发展时期。

近日，国家重点研发计划中的固态储氢开发项目率先在广州和昆明实现并网发电。这是我国首次利用光伏发电制成固态氢能并成功应用于电力系统，对于推进可再生能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有里程碑意义。

能源站通过氢能的制取、存储、发电、加氢一体化，实现“绿电”与“绿氢”之间的灵活转换，很好地解决了新能源发电的随机性、季节性波动强的难题。

在示范项目中，以固态储氢技术为基石，氢能向外界展示了在储能方面的应用。

氢储能长时间、大容量、跨区域的优势

众所周知，储能应用场景丰富，技术路线众多。

基本可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、光热储能四大类。

而按照能源形式可以分为电储能、热储能和氢储能。机械储能、电化学储能和电磁储能属于电储能。

不同储能技术均有其优缺点，适用于不同的应用场景。

对于氢能而言，主要适用于长时间、大容量、跨区域、多种类的储能场景。

首先，在新能源消纳方面。氢储能在放电时间（小时至季度）和容量规模（百吉瓦级别）上的优势比其他储能明显。氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动。

其次，氢能在空间上的转移也更为灵活。氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向地转移。可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、液氨等储运方式，更为灵活。

再次，氢能的应用范围也更为广泛。可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等。

最后，在地理限制与生态保护上。相较于抽水蓄能和压缩空气等大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。

对于现阶段主流的电化学储能而言，氢储能互补性强于竞争性。

相较于以锂电池为代表的电化学储能，氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。

电化学储能主要针对日内、高频的波动，氢储能则主要用于季节性或跨地区的能量转移。

氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。

氢储能的效率缺陷

同样地，氢储能也存在着诸多缺点。

首先，氢储能系统效率较低。

现阶段，抽水蓄能、锂电池等多种储能的能量转化效率均在70%以上，而氢储能需要完成“电‒氢‒电”两次能量转换，整体效率不到40%，与其他储能的效率差距明显。

其次，成本高昂。

制氢成本是一方面，系统成本是另一方面。

氢储能是否具备经济性，是其规模化推广应用的先决条件。

而经济性取决于充（制氢）放（发电）电价差。

假设绿电-制氢-发电场景：机构研究结果表明，可再生能源电价占绿氢制氢成本的60%-70%。以0.15元/kWh可再生能源发电电价和50kWh/kg制氢电耗计算，可再生能源制氢的成本约为10.7-12.5元/kg。按照单位千克氢气发电18kWh和0.6元/kWh售电价格计算，售电收入为10.8元/kg，最多与制氢成本勉强持平，全链条算下来必然亏损。

当前抽水蓄能和压缩空气储能投资功率成本约为7000元/kW，电化学储能成本约为2000元/kW，而氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。其中，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，占到总投资的近70%。

最后，受技术、经济、政策和标准等因素的制约，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战。

那么，氢储能未来发展方向在哪？

广义氢储能打开市场空间

首先，是灵活运用，不单单只局限于服务发电端。

从广义上讲，氢储能是“电‒氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储起来，既可以服务于电力，应用于新型电力系统“源网荷”的各个环节。又可以为交通、建筑和工业等终端部门提供高纯度氢气。

在狭义氢储能的“氢‒电”转化环节，充分利用氢燃料电池的热电联产特性，利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，实现不同品位能量的梯级利用，提高能量的转化效率。

氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物（如氨、甲醇），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。

弃光、弃风问题一直存在于电力系统中。随着我国“双碳”目标下新能源装机和发电量的快速增长，未来新能源消纳仍有较大隐忧。

全国新能源消纳监测预警中心发布2022全国新能源并网消纳情况，具体来看，风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%。

2022年我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时。弃光、弃风的电力高达上百亿千瓦时。

因此，利用广义氢储能将无法并网的电能就地转化为绿氢，不仅可以解决新能源消纳问题，并可为当地工业、交通和建筑等领域提供清洁廉价的氢能，延长绿色产业链条。

从成本端来看，未来，随着新能源电力价格以及电解资本支出的下降，氢储能中的电解系统成本将大幅下降。根据专业机构估算，当电价为0.5元/kW·h时，碱性电解和PEM电解的单位制氢成本分别为33.9元/kg和42.9元/kg，而当电价下降为0.1元/kW·h时，上述数值分别仅为9.2元/kg和20.5元/kg。

与此同时，随着规模效应和技术成熟，碱性和PEM电解槽投资成本将以每年9%和13%的学习曲线下降，氢燃料电池和储氢罐成本也分别以11%~17%、10%~13%的速率下降。

氢储能技术凭借着能量维度、时间维度和空间维度上的突出优势，随着广义储能的应用以及成本的逐步下降，将在各领域发挥重要作用。

固态储氢落地应用

在氢储能产业链中，储氢环节上连氢气制造，下接氢气应用。是不可或缺的重要一环。

我们常见的储氢技术通常分为气态储运、液态储运以及固态储运三种方式。

通过技术领域的摸索，对这三种方式进行简单比较，可以大致得到一些确定性的结论。

气态储运的成本较低、充放氢速度较快，目前最为成熟，应用也最广。但储氢密度与运输半径较为有限，所以适用于短途运输。

相比之下，中长距离大规模运输，主要考虑管道和液氢运输方式。液态储运的储氢密度较大，但设备投资与能耗成本较高。

固态氢储能技术具有储存时间长、安全性高、释放氢气方便等优点，也存在着室温下储氢量过低,且吸附材料的制备昂贵,商业化程度较低的问题。

根据固态材料储氢机制的差异，主要可将储氢材料分为物理吸附型储氢材料和金属氢化物基储氢合金两类，其中，金属氢化物储氢是目前最有希望且发展较快的固态储氢方式。

其原理是将氢气与合金发生化学反应，氢原子进入金属的空隙中存储，生成了一种叫“氢化物”的固态物质，当需要对外供氢时，升高氢化物的环境温度就可以释放氢气。

储氢材料，主要来自我国储量丰富的稀土元素和钛资源。

在全世界范围内，经济发达国家和地区正在积极推动固态氢储能技术的研究和开发。美国、日本、韩国等国家一直处于这项技术的前沿，欧洲国家也在积极发展该技术。

与国外相比，中国在固态氢能储存技术方面的研究起步较晚，但是凭借着近年来的不断创新和加强的投入，已经取得了实质的进展。随着我国氢能产业的发展，陆续打破各项技术瓶颈，使得固态储氢技术得以进入应用。

云南电氢智慧能源站试点项目中，同样体积的三兆帕氢气储罐只能储存10公斤的氢气，而固态氢储能技术则可以储存200立方米氢气，储氢密度提高20倍。

广东示范项目中，所采用的核心技术和装置全部国产化，固态储氢装置核心单元的体积储氢密度指标达到国内领先水平。固态储氢装置替代传统加氢站中的氢压缩机、高压储罐和纯化系统，可使单站建设成本节约200余万元。

随着固态储氢等技术的深入探索，加氢站、燃料电池车、电氢智慧能源站、热电联供、调峰调频、航空、军工、冶金等领域的应用正在逐步落地。

氢能将在诸多领域得到更广泛的应用，实现从1迈入到N。

参考资料：

[1] 羊城晚报，《国内首个固态氢储能加氢站在广州建成》

[2] 中国储能网新闻中心，《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望》

[3] 高工氢燃料电池，《氢储能发电应用痛点及解决策略》

[4] 东北证券，《氢储能潜力巨大，产业化尚需时日》

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