在“双碳”目标带动下，横跨氢能和储能两大能源业新赛道的氢储能优势凸显。业内人士认为，随着各项技术基本成熟，氢储能已具备大规模推广的基础条件，不过目前仍处于商业化初期阶段的氢储能，还期待产业化培育力度进一步加大。

应用前景广阔

“广义的氢储能是指把任意形式的能量转换成氢气的化学能，以氢气的形式进行存储。狭义的氢储能是指将太阳能、风能等清洁能源发出的电能或夜间电网的过剩电能，通过电解水制取氢气，通过储氢罐存储，之后由燃料电池发电技术等实现氢气的利用。”天津大学内燃机燃烧学国家重点实验室副教授秦彦周说，常规的电池储能是电能与电能的转换，而氢储能是电能与氢气的转换。

同时，氢储能相对于电池储能和其他传统储能方式，具有一定比较优势。记者调查了解到，电池储能主要适用于小功率、短周期、分布式储能，氢储能更适用于长周期、大规模、集中式储能。在大规模储能方面，氢储能相对于电池储能成本优势明显。

“氢储能可以有效助力新能源并网，缓解区域能源分配不均问题。”北京一家氢能应用技术研发企业有关负责人告诉记者。

“氢储能可解决清洁能源发电循环波动大、上网难的问题，可实现电网的‘削峰填谷’和负荷的灵活调配，并且制取和存储的氢气也可大规模用于燃料电池汽车和化工合成原料。”秦彦周进一步解释说，氢气的热值约为汽油热值的3倍，焦炭的4.5倍，因而单位质量的氢气蕴含着非常高的能量。氢气无论是燃烧还是通过燃料电池发电，最终产物只有水，清洁无污染。

“就电网侧大规模储能而言，除了抽水蓄能，我们认为氢储能也是一种比较好的方式。”隆基氢能科技有限公司副总经理王英歌说。

此外，中国科学院科技成果转化母基金研究总监邵元骏介绍，氢储能在完成电能转化成氢能的步骤后，还可以通过简单的加工，进一步制成氨气、甲醇等加以应用，特别是制成液态的甲醇以后更便于存储。

《中国氢能产业发展报告2020》预计，2050年，氢能在我国终端能源消费占比将达10%，国内氢燃料电池汽车保有量将达3000万辆，氢气需求量达6000万吨，我国将进入氢能社会。

“氢储能未来应用前景广阔。”秦彦周说。

产业蓄势待发

记者调查了解到，在“双碳”目标引领下，目前在国内氢储能领域，利用光伏、风电等清洁能源电解水制氢(即“绿电制绿氢”)，受到越来越多投资者的青睐，特别是一些大型石化及煤化工企业，在这一领域走在前列。

在中国石化胜利油田生产区，记者看到，一排排深蓝色的太阳能光伏板与高大的抽油机相伴共生。

中国石化胜利油田新能源开发中心副经理邢建军介绍，油井在正常作业过程中，一般占地面积比较大。油田有大量闲置土地，正好可以用来发展分布式光伏，满足生产用电需求的同时，还可以用这些绿电来电解水制绿氢。下一步，油区内的运输车辆也将采用氢能重卡取代原来的柴油重卡，并用自产的绿氢给氢能重卡加氢，不仅可以减污降碳，还可以降低能耗，节省用能成本。

胜利油田提供的数据显示，到“十四五”末，油田要建成500兆瓦分布式光伏、1500兆瓦集中式光伏，在当地的光照条件下，2000兆瓦光伏发电装机一年约发25亿度电，这相当于油田当前用电量的一半左右。

“到‘十四五’末，我们争取氢气年产能达到1万吨左右。等我们制氢规模上来以后，除了自用，也力争给山东省的氢能基地提供一些绿氢。”邢建军说。

值得一提的是，氢气对于油气企业的价值，不只是可作为能源使用，还可参与化工生产过程。“对于石油化工来说，氢气是非常宝贵的资源。一家炼油企业能炼多少油，油品品质能否满足市场需求，目前都需要通过加氢来调节和实现。”中国石化济南炼化公司代表、党委书记夏季祥告诉记者。

胜利油田和济南炼化的氢储能应用和发展，只是中国石化氢能版图的一部分。数据显示，中国石化目前年生产氢气约390万吨，在全国已累计建成加氢站38座；到2025年，公司计划建成油氢合建站、加氢站1000座。在绿氢科技方面，中国石化首套自主开发的质子交换膜(PEM)电解水制氢示范站已投入运营。此外，公司正在布局一批绿氢炼化示范项目。

在煤化工领域，氢储能也在发挥着作用。“在煤化工生产过程中加入绿氢，可以减少我们的二氧化碳排放。”宁夏宝丰能源集团股份有限公司总裁刘元管告诉记者。

目前宝丰能源已建成全国领先的集“甲醇、烯烃、聚乙烯、精细化工、新能源”于一体的循环经济产业集群。2021年公司首个光伏电解水制氢项目正式投产，项目可年产3亿标方绿氢、每年新增减少煤炭资源消耗约40万吨、减少二氧化碳排放约70万吨。

此外，氢储能的发展，还推动了传统能源与新能源企业的融合。记者调查了解到，为了发展绿氢业务，中国石化积极寻求与新能源企业的跨界合作，隆基就是其合作伙伴之一。

“按照协议，我们将为中国石化提供分布式光伏和光伏地面电站的解决方案，并提供绿氢生产装备以及制氢相关解决方案。”王英歌说，“2022年我们规划上马1.5吉瓦电解水制氢设备，5年内，我们会形成5到10吉瓦电解水制氢设备产能。”

“目前，国内氢储能各项技术基本成熟，依靠现有加油站等基础设施改造，能够实现加氢站的快速布局，推动氢气产业化应用。氢储能产业在国内已具备大规模推广的基础条件。”上述北京氢能应用技术研发企业有关负责人认为。

培育仍待加力

尽管氢储能产业前景广阔，也具备推广基础条件，但记者调查了解到，目前氢储能在我国仍处于商业化的初期阶段，未来还需要进一步加大氢储能的产业化培育力度。

秦彦周等多位受访专家认为，现阶段氢储能的发展还面临多方面的风险，这在一定程度上影响了投资者的投资意愿，拖累了氢储能发展的步伐。

比如，目前国内还缺乏氢储能运行、维护数据和成本核算方法，缺乏氢储能全生命周期的经济效益分析方法，导致运维成本难以评估；同时，氢能产业市场行情仍不够明晰，氢燃料电池汽车和加氢站的建设数量低于政策规划预期，完全市场化运行之后发展行情和竞争力也缺乏有效评估；在技术方面，电解水和燃料电池的核心材料，如催化剂、离子交换膜和碳纸的国产化程度仍较低，成本较高，寿命不足，并且内部传热传质过程复杂，需要在基础材料和水热管理策略方面加大研发投入。

同时，据秦彦周介绍，氢储能系统存在多个能量转换环节，每个环节都有能量的损耗，因而系统整体效率偏低，加上目前较高的发电成本，还存在储氢成本较高的问题，解决途径是需要通过清洁能源发电技术的规模化应用降低发电的成本。

此外，氢气的危化品属性也成为产业发展的桎梏。“氢气是一种非常活跃的气体，从某种程度上来看，比石油、天然气更危险。目前氢在我国尚未作为能源进行管理，而是作为危化品管理，按照危化品管理的相关规定，氢能发展依然障碍重重。”宁夏发改委能源发展处三级调研员姚波说。

一些受访业内人士还担心，国内的“氢能热”会导致氢储能过剩。

据中国工业气体工业协会统计，截至2020年底，共有11省、直辖市对氢能产业做出明确的定位与计划，60多个城市和地区做出了明确的氢能产业发展规划和指导意见，已形成京津冀、长三角、珠三角、川渝等多个产业发展示范聚集区。

“并不是什么地方都适合发展氢储能。”王英歌说，氢能的产业链条长，要从制氢、储运、用氢各个环节考虑，算好综合经济账。“风光”资源丰富的地区制氢成本低，用氢的矿山、化工园区、重卡集聚区，适合现场制气。在现有运输方式下，氢气运输半径不宜超过150公里。“绿电+绿氢”的解决方案，特别适合在此类地区应用，利用“风光”可再生能源制氢的同时结合应用场景，实现了绿氢的就地消纳。

秦彦周也建议，在“风光”资源丰富的地区优先发展氢储能技术，避免盲目开发，造成资源浪费。在他来看，未来氢储能的规模化发展，仍待建立全生命周期氢储能经济效益评估方法；科学的氢安全评估体系，在充分保证安全的前提下，适当放宽在建设方面的安全标准；因地制宜开展氢储能示范运行；并持续加大对氢储能关键技术的研发力度。