氢能作为一种低碳新能源、新原料，是实现能源转型的关键载体，是未来二次能源体系中电能的重要补充。氢储能作为新型储能方式，具有放电时间长、容量规模大、经济性高、储运灵活和对环境友好等优势，能有效补充其他储能的不足，将在新型电力系统建设中发挥重要作用。目前国内外氢储能处在示范应用阶段，未来随着技术发展和规模化应用，氢储能成本将大幅下降，对服务碳达峰碳中和有重要意义。

一、氢储能为狭义“电氢电”与广义“电氢”

氢储能是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物（如氨、甲醇）。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。

图 1 氢储能狭义“电氢电”示意图

广义的氢储能强调“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。

图 2 氢储能广义“电氢”示意图

二、氢储能应用价值极高，是新型电力系统的重要补充

党的二十大报告明确提出，加快规划建设新型能源体系，加大增储上产力度。新型电力系统是新型能源体系的重要组成，其以新能源成为主体电源，关键在于统筹发展不同功能定位的储能，引入大规模、跨区域的新兴调峰手段，实现不同时间尺度上的功率与能量平衡，并与其他深度脱碳的能源品种进行有机融合，实现碳中和的最终目标。随着储能成为源网荷储新型电力系统不可或缺的第四要素，氢储能可以实现小时至季节的长时间、跨季节储存，运输方式多元，不受输配电网络的限制，能够在电源侧、电网侧、用户侧起到平抑风光出力波动、跟踪计划出力曲线、提供调峰辅助容量、参与电力需求响应、缓解输配线路阻塞等辅助作用，将成为新型电力系统的重要补充。

图 3 氢储能与新型能源体系图

氢储能在电源侧，减少弃电、平抑波动。由于光伏、风力等新能源出力具有天然的波动性，弃光、弃风问题一直存在于电力系统中，利用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。同时，氢储能系统在风电场、光伏电站出力尖峰时吸收功率，在其出力低谷时输出功率。风光总功率加上储氢能的功率后的联合功率曲线变得平滑，从而提升新能源并网友好性，支撑大规模新能源电力外送。氢储能在电网侧，提供调峰容量和缓解输变线路阻塞。电网接收消纳新能源的能力很大程度上取决于其调峰能力。

随着大规模新能源的渗透及产业用电结构的变化，电网峰谷差将不断扩大，而氢储能具有高密度、大容量和长周期储存特点，可以提供可观的调峰辅助容量。此外，在我国部分地区，电力输送能力的增长跟不上电力需求增长的步伐，在高峰电力需求时输配电系统会发生拥挤阻塞，影响电力系统正常运行。因此，大容量的氢储能可充当“虚拟输电线路”，安装在输配电系统阻塞段的潮流下游，电能被存储在没有输配电阻塞的区段，在电力需求高峰时氢储能系统释放电能，从而减少输配电系统容量的要求，缓解输配电系统阻塞的情况。氢储能在用户侧，实现电价差额套利以及作为应急备用电源。我国目前绝大部分省市工业用户均已实施峰谷电价制来鼓励用户分时计划用电，利用氢储能，用户可以在电价较低的谷期利用氢储能装置存储电能，在高峰时期使用燃料电池释放电能，实现峰谷电价套利。

此外，柴油发电机、铅酸蓄电池或锂电池是目前应急备用电源系统的主流，存在噪音大、高污染排放或使用寿命较短、能量密度低、续航能力差等缺陷。而移动式氢燃料电池拥有环保、静音、长续航等特点，是最理想的替代方案之一。目前国内已有实践案例，如首台单电堆功率超过120 kW氢燃料电池移动应急电源参与抗击广东省的“山竹”台风。

三、氢储能优势与不足明显，行业处于示范应用阶段

氢储能储存容量、放电时长等性能指标优势明显，但投资成本和转化效率有一定差距。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，可以以更小的体积存储更多的能量，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（百吉瓦级别）上的优势比其他储能明显。在转化效率上，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。氢储能“电—氢”转化过程的碱性电解水、PEM电解水和固体氧化物(SO)电解水制氢效率分别为63%—70%、56%—60%和74%—81%，而“氢—电”转化过程的燃料电池发电效率仅为50%—60%，能量损失高于其他常用的储能技术，大规模应用还有待技术提升。在成本方面，相关关键核心材料也依赖进口，RFC技术与国际先进水平有一定差距，氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于抽水蓄能（7000元/kW）与电化学储能（2000元/kW）等其他储能方式。（数据来源：氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望[J].中国工程科学，2022，24(3):89-99.）

图 4 各类储能在放电时间和容量性能的对比

数据来源：香橙会氢能数据库、Xiangyu Meng《China"s hydrogen development strategy in the context of double carbon targets》、公开数据等

中关村产业研究院整理国内外氢储能的发展还处在示范应用阶段。国外已超过9座氢储能设施在运营，其中最大的一处在德国，电解槽装机量为6000kW。我国氢储能方面的研究起步较晚，目前我国已建成的氢储能项目多数是kW级别的电解水制氢系统，氢燃料电池的功率也以kW和MW级别为主，制氢和发电规模较小，已有多个氢储能投运，以东部地区为主，氢储能项目逐步增多，发展风力发电产业的同时建立氢储能电站，借助氢能实现电网电力的调峰和转换。2019年8月，我国首个兆瓦级氢储能项目在安徽六安落地，并于2022年正式投运，成功实现并网发电，利用1MW质子交换膜电解制氢和余热利用技术，实现电解制氢、储氢、售氢、氢能发电等功能。

四、氢储能大规模应用尚有距离，技术和成本为最大限制

氢储能主要包括三个部分，制氢系统、储氢系统、氢发电系统，这需要把氢能全产业链集成，实现电能链和氢产业链两条路径实现能量流转。虽然氢储能是未来大规模储能的主流路径，制氢系统成本和发电成本居高，主流汽车运输方式成本高效率低，高压储氢瓶亟待迭代升级，碳纤维材料、碳纤维缠绕设备与高压罐体等加工设备高度依赖进口，长距离氢气运输氢储运的技术问题也成为现阶段制约产业进一步发展的重要因素。随着佛山制氢加氢一体化站、中石化光氢油综合能源站等探索，或通过光伏风电基地旁边调峰煤电厂用掺氢燃烧的方式发电等方式，氢能产业向综合能源站发展，就近消纳的发展模式，或许可以破解当前困境，实现降本提效。

图 5 氢能产业链成本情况表 数据来源：《中国氢能源及燃料电池产业发展报告2022》、根据“两桶油”管道输氢实践等公开数据，

中关村产业研究院整理氢能标准体系仍待建立，需要政府企业形成合力。新阶段多地对氢能在交通领域的示范试点已经取得一定成果，但氢能作为一种“能源产品”，尚未被实质性纳入能源产品管理体系，在发电、储能、工业等领域的规模化应用仍有待创新。氢储能系统与风电场的宽功率波动适配性尚需提高。由于风力、太阳能的不确定性较强，功率输出波动范围非常大，随机变化导致碱性电解水装置输入功率频繁变动，造成石棉隔膜压力和碱液浓度等的变化，影响电解水效率和电解装置的寿命和运行安全性。同时，电解水制氢需要一个稳定的直流电源，以提供足够的电力来驱动电解反应，频繁的电力波动将对设备的运行寿命和氢气纯度质量造成较大影响。因此，需要深入研究制氢装备的功率波动适应性，开发大功率、低成本的高效率的工业化碱性电解水制氢技术，以及开发可快速响应功率波动的质子交换膜电解水制氢技术，以提高电解水制氢设备对间歇性电源功率波动的适应性。

五、氢储能未来展望

近两年，我国氢储能项目逐步增多，培育“风光发电＋氢储能＋抽水蓄能”一体化应用新模式，发展风力发电产业的同时建立氢储能电站，在资源条件适宜的地区，借助氢能实现电网电力的调峰和转换。在碳中和及储能背景下随着燃料电池方面“八大件”（八大件指催化剂、扩散层、质子交换膜、膜电极、双极板、电堆、空气压缩机、氢循环泵）等关键零部件国产化加速，各项技术自主化程度逐渐提高，氢能产业链整体成本将不断降低，上游耦合风光制氢、下游多领域探索零碳应用，氢储能将迎来蓝海市场。