今年，國家發改委、能源局正式印發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，其中提到了“探索開展氫儲能及其他創新儲能技術的研究和示范應用”。“氫儲能”明確被納入創新儲能技術。
氫儲能技術，即將富余的電力用于制造可長期儲存的氫氣，然后在常規燃氣發電廠中燃燒氣體發電，或用燃料電池進行發電用于交通、熱電聯供等場景。氫儲能一般可分為三個方向，即電-氫、電-氫-電、電-氫-其他能源，也就是說，電解制氫是氫儲能產業鏈的源頭。
電解制氫所涉及的技術和成本問題依舊是部署氫儲能需面對的，短期來看，氫儲能的發展速度慢于電化學儲能。近年來，在政策的推動下，國內氫儲能項目相繼開展，但是要想得到推廣尚需時日。當前氫儲能相關示范項目推廣情況怎么樣？國內氫儲能發展勢頭如何？未來的路怎么走？
氫儲能項目紛紛“登場”
隨著光伏風電產業的發展，儲能產業商業化進程日趨完備，氫儲能作為一種新型儲能，目前尚未形成行業規范。廣義上可再生能源制氫都可以算是氫儲能；狹義上氫儲能是電-氫-電。即使是從狹義的氫儲能項目看，國內也已經出現了一批示范項目。
2019年8月，安徽六安成功簽約由國網安徽綜合能源服務有限公司投資建設的1MW分布式氫能綜合利用站電網調峰示范項目，總投資5000萬元，是國內第一個兆瓦級氫能源儲能電站。
2020年9月，國網臺州供電公司在椒江大陳島建立“三色三地”智慧能源樣板區試水氫儲能——建設百千瓦級氫能源示范項目，預計今年12月底前建成投運。
今年6月21日，浙江嘉興“零碳”智慧園區能源管理系統上線，嘉興供電公司通過高效氫儲能熱電聯供系統與鋰電池儲能系統構建了多元儲能系統。
6月24日，浙江湖州濱湖綜合能源站歷經3年研究的氫電雙向轉換及儲能一體化系統成功投運，運用儲能和氫電雙向轉換，實現光伏余電的錯峰轉移和充分利用，拓展氫能直接供給和氫能發電供應服務。
7月，由中國國際經濟技術交流中心負責投運的聯合國計劃開發署（UNDP）示范項目——由南通安思卓設計、建設的光伏制氫，氫基儲能的微電網項目，在江蘇如皋成功測試并驗收。
同樣在7月，由深圳市凱豪達氫能源有限公司自主設計、生產的青海省科技廳科技成果轉化專項——光伏制氫與燃料電池熱電聯供系統裝置已在青海大學內完成設備安裝、系統調試，并順利完成驗收。
從廣義范圍看，山西首座氫儲能綜合能源互補項目、浙江平湖“氫光儲充”一體化新型智慧能源站、張掖市光儲氫熱產業化示范項目、湖北省秭歸縣新型電力系統綜合示范縣配套項目、西安市西部氫都實驗基地項目、廣西上思縣“風光儲氫”1GW一體化基地等項目都已相繼展開。
“自身優勢+政策驅動” 發展勢頭強勁
氫儲能項目得以落地發展，首先與氫能加速發展和氫儲能消納能力分不開。
氫儲能作為新興儲能技術從認識到發展有一定的過程。長期發展的風電和光伏可以產生電力，卻無法儲存電力。由此，補齊新能源儲能短板的方案有兩種：抽水蓄能和電化學儲能。然而，兩種儲能僅為小時級別或日級別的，與之相比，氫能可儲存能量達數月之久，且期間不會發生能量衰減。
氫能的應用場景很多，可以通過儲存運輸，實現長時間、跨季節儲能，在交通、工業和可再生能源等領域具有廣泛的應用場景。在能源供應側，相關場景可以通過可再生能源集中式和分散式來制氫、儲氫，以此消納富余的光伏水電來制氫。
其次，氫儲能在今年迎來良好的發展勢頭與國家政策的支持分不開。
近日印發的《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中提到：加強氫能生產、儲存、應用關鍵技術研發、示范和規模化應用。
地方推廣方面，浙江省積極探索氫電耦合的落地實踐。6月，浙江省發布的《浙江省循環經濟發展“十四五”規劃》以及杭州市發布的《杭州市能源發展（可再生能源）“十四五”規劃（征求意見稿）》都提到“探索建設氫儲能等新型儲能項目”。
目前，在寧波、杭州、麗水、臺州等地開展氫電耦合基于工業園區、產業基地、農村、海島等多場景示范與應用。這些氫能示范工程覆蓋了氫電耦合主要應用場景，展現了在新型電力系統構建與雙碳目標下電能與氫能的協同方式。
面臨的問題：降成本+提技術
根據相關研究表明，氫能有望成為一種重要的儲能形式，并與電化學儲能互為補充，但目前我國氫儲能各環節產業化程度較低，需進一步規模化發展。
相比于國內形勢，美國、日本、德國等國依據本國實際情況大力培育各自的氫儲能產業，制定詳細的發展路線圖，發布氫能相關的產業政策。其中，日本在儲運氫、燃料電池技術及商業化應用方面世界領先，日本于2020年2月完成福島10兆瓦級制氫裝置試運營，這是目前全球最大的光伏制氫裝置。
國內發展氫儲能同樣面臨著氫能產業化發展受阻的問題，即成本和技術。
對于成本，未來氫能作為新型儲能，有著更好的降本空間。在新能源發展初期，規模還不太大，而電網本身有一定的調節空間，出現調峰困難的時長較短，這個時期電化學儲能有較大優勢；但未來，隨著新能源滲透率的提升，系統調峰周期變長，電化學儲能單位能量成本高的缺陷就會暴露，而氫能則恰好相反，大規模氫儲能邊際成本增速相對較慢，是更具經濟性的長周期調峰技術。
對于技術，業界最關注的是氫電轉化中的能量損耗問題。根據中國科學院大連化學物理研究所的研究，在綠電轉化為氫，再由氫重新轉為電能的過程中，有50%-70%的能量損失，導致這種轉換很不經濟，亟需通過技術解決。另外，氫儲能對于氫的運儲方式也比較靈活，包括長管拖車、管道輸氫、摻氫、長途輸電+當地制氫等方式，但受制于技術要求，難以得到推廣。
通過示范項目的推廣以及研究的深入，氫能在氫儲能規模化應用方面繼續推進，但目前還有很長的路需要走，需要做好長期奮斗的準備。
