11月9日，全球电池龙头宁德时代的首席科学家吴凯在2023世界储能大会上，直面国内储能行业的一系列痛点，直言储能是用来用的，不是用来撑门面、做摆设、换路条的。
这一幕城头大佬怒批行业内幕的戏份，也把长期以来配储过程中应付政策的遮羞布揭开了。
锂电作为新型储能方式最为出圈的存在，这些年可谓是风头无两，但储能生态过热也是真相。
与此同时，此前麻省理工学院的一项研究表明，基于目前电网电价较低的情况，短期内氢能的终端直接应用相比其在发电侧的应用更具经济性优势。
氢储能，要迎来机遇了吗？

锂电储能短板

“双碳”加持下，新能源产业越发迎来发展的黄金时期，在光伏爆发、锂电翻涌之时，作为新能源产业以及新型电力系统改革中当之无愧的“黄金赛道”，储能产业也迎来产业的大爆发。

根据国家能源局今年上半年的数据显示，我国今年前六个月新增的新型储能装机量，等于过去10年装机的总和。

但在产业遍地开花的同时，问题也随之而来，储能系统利用率低、投资方收益低、强配储能带来的一系列副作用以及投资过热导致的低质建设投资等，一把邪火悄然燃起。

目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。

但解决弃风弃光的好意，久而久之却演变成了如今的“强制配储”。

配建储能的巨大经济成本使得不少企业选择了“阳奉阴违”，反噬之下，新能源利用率反而降低。

在传统储能还在受成本挟制之时，作为新型储能方式的氢储能却在暗中发育。

锂氢互补

在储能现有的五条赛道：机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能中，氢储能是一种新型储能，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。

化学储能是指利用氢等化学物作为能量的载体。储能即储存能量，根据能量形式的不同，储能又可以分为电储能、热储能和氢储能三类。

机械储能、电化学储能和电磁储能属于电储能，目的是储电，适用于充放电短周期内的就地使用。

相较于单纯的“充电宝”，氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物。

基于“电‒氢‒电”（Power-to-Power，P2P）转换过程的氢储能，主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。

其中最大的成本构成是固定式燃料电池系统，占总投资的近七成。近年来，国内的燃料电池系统厂商仍然在进行持续的技术创新。

相较于其他储能方式，氢储能受地理因素限制较小，具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能。

基于扩容成本低的特点，可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本，独立于发电和制氢的规模而扩大其储能能力，其储能规模和周期远超其他储能方式。

尤其是在应对极端突发事件时，性能也更加稳定。

而在长时储能方面，氢储能添补了其不足。

在国内，一般将连续运行（放电）时间为不低于4小时的储能系统称为长时储能。

短时间储能侧重保证电力系统在瞬时干扰下保持平衡等电网安全问题，而长时储能一般侧重实现峰谷供需平衡的问题。

但在当下，我国储能市场以储能时长在2-4小时之间的短时储能系统为主，但这并不能满足电力系统跨天、跨月、乃至跨季、跨年的储能需要。

而在新能源消纳方面，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，相比抽水蓄能和压缩空气储能，不受地理位置因素的限制，而且能够增强电力系统的韧性。

氢能既可以与电网融合协同，在新型电力系统中发挥储能的柔性支撑作用，也可以在电网之外，单独组成氢能输运供应网络，自成体系，独立运营，应用于工业、交通、建筑、电力等领域。

氢储未来

虽然强制配储为人所诟病，但储能与可再生能源的建设的搭档组合也是必然的，尤其是伴随着新型电力系统的建设，配储是必然的趋势。

近年来，氢储能作为新型储能形式，伴随着新型电力市场的建设走进大众视野中来。

电力储能形式有抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能，其中新型储能便包括氢储能、钠离子电池、铅酸电池等。

10月25日，国家发改委、国家能源局发布了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，氢储能被明确作为新型储能重要内容，参与电力系统稳定工作。

文件指出，在源网荷储一体化已经成为新型电力系统一大特色之时，氢储能已经成为支撑电力系统稳定性的一个支点。

氢储能系统的三个主要部分——制氢、储氢、氢发电，三个子系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，提升电网电能质量与氢气的附加价值。

截止到目前，我国风电装机3.65亿KW、太阳能装机超过4亿KW，发电量占全社会用电量的13.4%，未来装机占比会进一步提高。

当氢储能与光照、风力等丰富的自然资源结合，绿氢的生产成本便会大幅下降，甚至更优。

吴凯曾（交代身份）表示：“储能作为基础设施，最大的一个特点就是要用10年、20年以上，要在多种复杂环境和应用条件下，能够安全稳定高质量地运行。”

虽然起步晚，但从长达30年的生命周期之中，氢储能的优势非常明显。

我国计划在未来的三年里将会陆续落地总规模超过200MW的氢储能项目，包括六安兆瓦级氢能综合利用站。

该站使用了质子交换膜电解制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。该项目制氢能力为220立方米/小时，配备了一个200千克的储氢容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料电池发电系统。

但受到技术、政策等方面的制约，氢能在新型电力系统中的应用并不是一帆风顺的。

首先是氢储能系统效率低，“硬伤”限制了氢储的发展之路。

目前，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。 

而国内“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%。在“氢 ‒ 电”转化过程的燃料电池发电效率为50%~60%，其中有大部分能量转化为热能。

而狭义氢储能的“电 ‒ 氢 ‒ 电”过程存在两次能量转换，整体效率仅有40%左右，与其他储能的效率差距明显。

技术滞缓也决定了成本的提高。

现阶段，国内的技术成熟度、示范规模、使用寿命和经济性都还在起步当中，关键核心材料也主要依赖进口，氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。

政策标准的缺失，不确定的保障。

目前，针对电氢耦合的顶层规划和激励机制尚不完善，面向氢能产业发展的标准也不甚清晰，整个产业的发展尚在迷雾之中。

但任何行业初期都面临着发展的迷茫迟滞阶段，近期关于氢能产业的政策频出，地方关于氢能的长期发展规划也不断发布，氢能市场打开在即。

未来，随着可再生能源比例提升，氢储能预计将在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中发挥愈发关键的作用，尤其是在中国西北等风光资源丰富的地区。

而氢储能与电化学储能互补，也未尝不是一条更适合于更长时间跨度、更长空间跨度的技术路径。