氫能被譽為終極清潔能源。

具備高效無污染、儲量豐富、儲運靈活等優點，應用場景多樣，市場空間廣闊，被冠以十萬億賽道的頭銜。

【資料圖】

不過，作為新興產業，同樣存在著諸多問題。

比如，制氫成本過高，儲運方式不經濟，下游氫能源車無法規模化推廣，有著較多需要攻關的技術難點。

在政策大力扶持、資本的助推下，科研機構、企業不斷精進，陸續打破各項技術瓶頸。氫能產業完成從0到1的蝶變過程，即將迎來高速發展時期。

近日，國家重點研發計劃中的固態儲氫開發項目率先在廣州和昆明實現并網發電。這是我國首次利用光伏發電制成固態氫能并成功應用于電力系統，對于推進可再生能源大規模制氫、加快建成新型電力系統具有里程碑意義。

能源站通過氫能的制取、存儲、發電、加氫一體化，實現“綠電”與“綠氫”之間的靈活轉換，很好地解決了新能源發電的隨機性、季節性波動強的難題。

在示范項目中，以固態儲氫技術為基石，氫能向外界展示了在儲能方面的應用。

氫儲能長時間、大容量、跨區域的優勢

眾所周知，儲能應用場景豐富，技術路線眾多。

基本可以分為機械儲能、電磁儲能、電化學儲能、光熱儲能四大類。

而按照能源形式可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能。機械儲能、電化學儲能和電磁儲能屬于電儲能。

不同儲能技術均有其優缺點，適用于不同的應用場景。

對于氫能而言，主要適用于長時間、大容量、跨區域、多種類的儲能場景。

首先，在新能源消納方面。氫儲能在放電時間（小時至季度）和容量規模（百吉瓦級別）上的優勢比其他儲能明顯。氫儲能基本沒有剛性的儲存容量限制，可根據需要滿足數天、數月乃至更長時間的儲能需求，從而平滑可再生能源季節性的波動。

其次，氫能在空間上的轉移也更為靈活。氫氣的運輸不受輸配電網絡的限制，可實現能量跨區域、長距離、不定向地轉移。可采用長管拖車、管道輸氫、天然氣摻氫、液氨等儲運方式，更為靈活。

再次，氫能的應用范圍也更為廣泛。可根據不同領域的需求轉換為電能、熱能、化學能等。

最后，在地理限制與生態保護上。相較于抽水蓄能和壓縮空氣等大規模儲能技術，氫儲能不需要特定的地理條件且不會破環生態環境。

對于現階段主流的電化學儲能而言，氫儲能互補性強于競爭性。

相較于以鋰電池為代表的電化學儲能，氫儲能在能量密度、儲能時長上具有較大優勢，在能量轉換效率、響應速度等方面則相對較差。

電化學儲能主要針對日內、高頻的波動，氫儲能則主要用于季節性或跨地區的能量轉移。

氫儲能與電化學儲能并不是非此即彼的競爭關系，而是互為補充，共同支撐未來電力系統的平穩運行。

氫儲能的效率缺陷

同樣地，氫儲能也存在著諸多缺點。

首先，氫儲能系統效率較低。

現階段，抽水蓄能、鋰電池等多種儲能的能量轉化效率均在70%以上，而氫儲能需要完成“電?氫?電”兩次能量轉換，整體效率不到40%，與其他儲能的效率差距明顯。

其次，成本高昂。

制氫成本是一方面，系統成本是另一方面。

氫儲能是否具備經濟性，是其規模化推廣應用的先決條件。

而經濟性取決于充（制氫）放（發電）電價差。

假設綠電-制氫-發電場景：機構研究結果表明，可再生能源電價占綠氫制氫成本的60%-70%。以0.15元/kWh可再生能源發電電價和50kWh/kg制氫電耗計算，可再生能源制氫的成本約為10.7-12.5元/kg。按照單位千克氫氣發電18kWh和0.6元/kWh售電價格計算，售電收入為10.8元/kg，最多與制氫成本勉強持平，全鏈條算下來必然虧損。

當前抽水蓄能和壓縮空氣儲能投資功率成本約為7000元/kW，電化學儲能成本約為2000元/kW，而氫儲能系統成本約為13000元/kW，遠高于其他儲能方式。其中，燃料電池發電系統造價約9000元/kW，占到總投資的近70%。

最后，受技術、經濟、政策和標準等因素的制約，氫能在新型電力系統中的應用仍面臨諸多挑戰。

那么，氫儲能未來發展方向在哪？

廣義氫儲能打開市場空間

首先，是靈活運用，不單單只局限于服務發電端。

從廣義上講，氫儲能是“電?氫”單向轉換，以氣態、液態或固態等形式存儲起來，既可以服務于電力，應用于新型電力系統“源網荷”的各個環節。又可以為交通、建筑和工業等終端部門提供高純度氫氣。

在狹義氫儲能的“氫?電”轉化環節，充分利用氫燃料電池的熱電聯產特性，利用氫燃料電池為建筑、社區等供熱，并作為備用電源，與電力、熱力等能源品種實現互聯互補，實現不同品位能量的梯級利用，提高能量的轉化效率。

氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物（如氨、甲醇），轉化為甲醇和氨氣等化學衍生物（Power-to-X，P2X）進行更安全地儲存。

棄光、棄風問題一直存在于電力系統中。隨著我國“雙碳”目標下新能源裝機和發電量的快速增長，未來新能源消納仍有較大隱憂。

全國新能源消納監測預警中心發布2022全國新能源并網消納情況，具體來看，風電利用率為96.8%，光伏利用率為98.3%。

2022年我國風電、光伏發電量達到1.19萬億千瓦時。棄光、棄風的電力高達上百億千瓦時。

因此，利用廣義氫儲能將無法并網的電能就地轉化為綠氫，不僅可以解決新能源消納問題，并可為當地工業、交通和建筑等領域提供清潔廉價的氫能，延長綠色產業鏈條。

從成本端來看，未來，隨著新能源電力價格以及電解資本支出的下降，氫儲能中的電解系統成本將大幅下降。根據專業機構估算，當電價為0.5元/kW·h時，堿性電解和PEM電解的單位制氫成本分別為33.9元/kg和42.9元/kg，而當電價下降為0.1元/kW·h時，上述數值分別僅為9.2元/kg和20.5元/kg。

與此同時，隨著規模效應和技術成熟，堿性和PEM電解槽投資成本將以每年9%和13%的學習曲線下降，氫燃料電池和儲氫罐成本也分別以11%~17%、10%~13%的速率下降。

氫儲能技術憑借著能量維度、時間維度和空間維度上的突出優勢，隨著廣義儲能的應用以及成本的逐步下降，將在各領域發揮重要作用。

固態儲氫落地應用

在氫儲能產業鏈中，儲氫環節上連氫氣制造，下接氫氣應用。是不可或缺的重要一環。

我們常見的儲氫技術通常分為氣態儲運、液態儲運以及固態儲運三種方式。

通過技術領域的摸索，對這三種方式進行簡單比較，可以大致得到一些確定性的結論。

氣態儲運的成本較低、充放氫速度較快，目前最為成熟，應用也最廣。但儲氫密度與運輸半徑較為有限，所以適用于短途運輸。

相比之下，中長距離大規模運輸，主要考慮管道和液氫運輸方式。液態儲運的儲氫密度較大，但設備投資與能耗成本較高。

固態氫儲能技術具有儲存時間長、安全性高、釋放氫氣方便等優點，也存在著室溫下儲氫量過低,且吸附材料的制備昂貴,商業化程度較低的問題。

根據固態材料儲氫機制的差異，主要可將儲氫材料分為物理吸附型儲氫材料和金屬氫化物基儲氫合金兩類，其中，金屬氫化物儲氫是目前最有希望且發展較快的固態儲氫方式。

其原理是將氫氣與合金發生化學反應，氫原子進入金屬的空隙中存儲，生成了一種叫“氫化物”的固態物質，當需要對外供氫時，升高氫化物的環境溫度就可以釋放氫氣。

儲氫材料，主要來自我國儲量豐富的稀土元素和鈦資源。

在全世界范圍內，經濟發達國家和地區正在積極推動固態氫儲能技術的研究和開發。美國、日本、韓國等國家一直處于這項技術的前沿，歐洲國家也在積極發展該技術。

與國外相比，中國在固態氫能儲存技術方面的研究起步較晚，但是憑借著近年來的不斷創新和加強的投入，已經取得了實質的進展。隨著我國氫能產業的發展，陸續打破各項技術瓶頸，使得固態儲氫技術得以進入應用。

云南電氫智慧能源站試點項目中，同樣體積的三兆帕氫氣儲罐只能儲存10公斤的氫氣，而固態氫儲能技術則可以儲存200立方米氫氣，儲氫密度提高20倍。

廣東示范項目中，所采用的核心技術和裝置全部國產化，固態儲氫裝置核心單元的體積儲氫密度指標達到國內領先水平。固態儲氫裝置替代傳統加氫站中的氫壓縮機、高壓儲罐和純化系統，可使單站建設成本節約200余萬元。

隨著固態儲氫等技術的深入探索，加氫站、燃料電池車、電氫智慧能源站、熱電聯供、調峰調頻、航空、軍工、冶金等領域的應用正在逐步落地。

氫能將在諸多領域得到更廣泛的應用，實現從1邁入到N。

參考資料：

[1] 羊城晚報，《國內首個固態氫儲能加氫站在廣州建成》

[2] 中國儲能網新聞中心，《氫儲能在我國新型電力系統中的應用價值、挑戰及展望》

[3] 高工氫燃料電池，《氫儲能發電應用痛點及解決策略》

[4] 東北證券，《氫儲能潛力巨大，產業化尚需時日》

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